Казахстанський суд заморозив майно та транспортні засоби оператора родовища Kashagan у межах спору щодо екологічного штрафу на $4,84 млрд. Захід було запроваджено 21 липня, однак перелік конкретних активів не оприлюднений. Скорочення видобутку або експорту з родовища станом на 24 липня не підтверджено.

Обмеження стосується активів оператора, а не оголошеної зупинки родовища

Заходи застосовано до North Caspian Operating Company, яка керує Kashagan від імені міжнародного консорціуму за участю Shell, TotalEnergies, ExxonMobil, CNPC та інших компаній. Підставою став спір щодо зберігання сірки та штрафу розміром 2,3 трлн тенге, що еквівалентно приблизно $4,84 млрд. :contentReference[oaicite:8]{index=8}

У судовій базі зазначено замороження майна й транспортних засобів, але не наведено їхнього переліку, кількості або призначення. Тому немає підстав стверджувати, що заблоковано технологічне обладнання, нафтовидобувні установки чи транспорт, безпосередньо задіяний у відвантаженні нафти. Оператор оскаржує претензії, а паралельно триває міжнародний арбітраж. :contentReference[oaicite:9]{index=9}

Фізичний ризик виникне лише в разі обмеження операційної логістики

Замороження транспортних активів може перетворитися на виробничий ризик, якщо під обмеження потраплять машини й судна, необхідні для переміщення персоналу, обладнання, матеріалів або відходів між береговою інфраструктурою та морськими об’єктами Kashagan. Однак це є потенційним механізмом впливу, а не підтвердженим порушенням. Джерела не повідомляють про зниження добового видобутку, зупинку установок або затримку конкретних експортних партій.

Регуляторний конфлікт набуває додаткового значення через одночасні обмеження основного казахстанського експортного маршруту через Каспійський трубопровідний консорціум. За таких умов будь-яке скорочення виробництва на великому родовищі зменшило б можливості Казахстану компенсувати втрати інших виробників і підтримувати альтернативні поставки до Європи. Проте станом на 24 липня такий наслідок не підтверджений. :contentReference[oaicite:10]{index=10}

Про значення основного експортного маршруту Казахстану читайте в матеріалі про зупинення відвантажень через термінал CPC. Поточні наслідки обмеження описано в огляді про скорочення видобутку після закриття головного термінала, а можливості диверсифікації — у матеріалі про альтернативні напрямки експорту казахстанської нафти.

Джерела: Reuters: замороження активів оператора Kashagan, Reuters: ситуація з казахстанськими експортними потоками.

Ціни фізичних партій нафти у Європі, Африці та на Близькому Сході піднялися до двомісячних максимумів, а сорт Forties досяг $108,77 за барель. Одночасно видобуток у Казахстані скоротився приблизно удвічі — до 406 тис. барелів на добу, посилюючи конкуренцію європейських НПЗ за альтернативну сировину.

Фізичні партії подорожчали сильніше за біржові ф’ючерси

Індикатор Dated Brent, який використовується для ціноутворення більшості фізичних партій нафти, 23 липня досяг $105,70 за барель — найвищого рівня з кінця травня. Наступного дня північноморський сорт Forties подорожчав до $108,77 за барель.

Премія фізичної нафти показує, скільки покупець сплачує понад базовий індикатор за конкретну доступну партію. Її зростання означає, що НПЗ конкурують не лише за ціну на паперовому ринку, а й за обмежений ресурс із прийнятними строками доставки.

Атаки та закриття терміналів змінюють маршрути

Постачання одночасно обмежують атаки на судна у Червоному морі, ускладнений прохід через Ормузьку протоку та зупинка головного експортного термінала CPC у Чорному морі. Після закриття термінала Казахстан зменшив видобуток приблизно до 406 тис. барелів на добу.

Аналітики Kpler очікують, що зниження казахстанського експорту збільшить попит середземноморських НПЗ на нафту з Північного моря та Західної Африки. Це вже підтримало премії Forties та інших атлантичних сортів.

Saudi Aramco запропонувала додаткові партії нафти з єгипетського середземноморського порту Сіді-Керір. Однак для азійських покупців обхід навколо Африки додає до маршруту майже місяць. SK Energy зафрахтувала супертанкер для перевезення 2 млн барелів із Сіді-Керіра до Південної Кореї за $18,5 млн.

Посилення конкуренції азійських та європейських НПЗ за атлантичну сировину може підвищувати собівартість переробки й підтримувати високі ціни дизельного пального навіть без зупинення європейських заводів. Раніше «Термінал» описував подвійний тиск глобальних і внутрішньоєвропейських логістичних обмежень на дизель та падіння руху суден через Ормузьку протоку.

Джерела: Reuters.

Дефіцит у росії перейшов від внутрішнього перерозподілу до пошуку імпорту

Reuters повідомило, що росія обговорює з Казахстаном імпорт приблизно 50 тис. тонн бензину АІ-92. За даними чотирьох галузевих джерел агентства, потреба виникла через зупинки кількох великих НПЗ у центральній росії після ударів українських дронів і позапланових ремонтів.

Станом на кінець червня виробництво бензину в росії скоротилося приблизно на 25% у річному вимірі. Міністерство енергетики росії не надало Reuters негайного коментаря. Міністр енергетики Казахстану Ерлан Аккенженов раніше заявляв, що Астана не отримувала офіційного запиту.

Reuters зазначило, що уряд росії вже застосував кілька заходів: обмеження експорту пального, підвищення субсидій для НПЗ та імпорту, а також дозвіл виробляти бензин і дизельне пальне за нижчими якісними специфікаціями. Для великого експортера пального імпорт є нетиповим кроком.

Казахстан має профіцит бензину, але обсяг потенційних постачань може бути обмежений. НПЗ Atyrau має пройти ремонт з 26 червня до 20 липня, що зменшить доступні резерви. Одним із можливих джерел названо НПЗ Kondensat, який у травні 2026 року експортував 15 207 тонн бензину АІ-92 та АІ-95 до Грузії.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Reuters.

Міжнародні акціонери консорціуму North Caspian Project ініціювали міжнародний арбітраж проти Казахстану через екологічний штраф у розмірі $5 млрд. Йдеться про нібито перевищення лімітів зберігання сірки на переробному об’єкті родовища Кашаган — другого за величиною нафтового активу країни в межах угоди ОПЕК+. Рішення національного суду наприкінці 2025 року підтвердило санкції, що стало тригером для звернення до міжнародних механізмів захисту інвестицій.

Ескалація спору: $5 млрд екологічного штрафу та міжнародний арбітраж

Суть претензій

Казахстанська влада звинуватила операторів гігантського родовища Кашаган у перевищенні допустимих обсягів зберігання сірки на одному з виробничих майданчиків. За підсумками судового розгляду:

• Сума штрафу становить $5 млрд.
• Наприкінці 2025 року спеціалізований адміністративний суд Казахстану підтвердив правомірність санкцій.
• Іноземні компанії-акціонери вирішили звернутися до міжнародного арбітражу відповідно до міждержавних договорів про захист інвестицій.

Представник Shell повідомив агентству Bloomberg:

«Попри те, що ми заперечуємо ці звинувачення і намагалися врегулювати питання шляхом діалогу, ці зусилля не привели до рішення. Тому міжнародні акціонери дійшли висновку, що не мають іншого вибору, окрім як ініціювати арбітраж відповідно до міжнародних договорів» — представник Shell.

Хто стоїть за Кашаганом

Родовище Кашаган розробляється консорціумом North Caspian Project, до якого входять міжнародні нафтові гіганти та національна компанія Казахстану.

• KazMunayGas — 16,88%
• Eni — 16,81%
• Shell — 16,81%
• ExxonMobil — 16,81%
• TotalEnergies — 16,81%
• CNPC (Китай) — 8,33%
• INPEX Ltd (Японія) — 7,56%

Таким чином, майже 83% участі у проєкті контролюють іноземні інвестори, що пояснює міжнародний вимір конфлікту.

Масштаб претензій до «великої нафти»

Поточний спір — лише частина ширшого конфлікту. За наявними даними:

• Казахстан має кілька арбітражних справ проти міжнародних компаній.
• Загальна сума претензій сягає $166 млрд.
• Основна причина — втрачені доходи через затримки в розробці Кашагану.

Така сума у 33 рази перевищує розмір нинішнього штрафу та свідчить про системний характер напруження між урядом та інвесторами.

Інвестиційні наслідки

Суперечки вже впливають на інвестиційний клімат у країні. Головний виконавчий директор Shell Ваель Саван заявив під час презентації фінансових результатів за IV квартал:

«Ми розчаровані тим, що не бачимо узгодженості між партнерами по спільному підприємству та урядом з деяких питань. Це впливає на нашу готовність інвестувати далі в Казахстан. Ми уважно стежимо за ситуацією. Ми вважаємо, що в Казахстані є значний потенціал для інвестицій, але зачекаємо, доки не стане зрозумілішим, чим усе завершиться» — Ваель Саван, CEO Shell.

Shell уже призупинила нові інвестиції в країні, що може мати довгострокові наслідки для видобутку та бюджетних надходжень Казахстану.

Ринок ОПЕК+

Кашаган є другим за величиною родовищем у країні — учасниці угоди ОПЕК+ (формат координації видобутку між країнами-членами ОПЕК та іншими експортерами нафти). Будь-яка ескалація навколо цього активу:

• створює ризики для стабільності видобутку;
• може вплинути на виконання квот ОПЕК+;
• погіршує інвестиційний імідж країни серед міжнародних компаній.

Попри наявність значного ресурсного потенціалу, конфлікт із глобальними гравцями може зменшити приплив капіталу в середньостроковій перспективі.

Джерело: Terminal

За матеріалами: Oilprice.com

Київ ініціював нову модель енергетичної співпраці з Астаною: постачання казахстанської нафти в Україну в обхід рф та спільне будівництво й реконструкція нафтопереробних заводів. На тлі атак у Чорному морі та пошкодження інфраструктури Каспійського трубопровідного консорціуму пропозиція виглядає як стратегічний крок до диверсифікації маршрутів і зміцнення регіональної енергетичної безпеки.

Київ – Астана: нова енергетична конфігурація

Посол України в Республіці Казахстан Віктор Майко запропонував Казахстану:

• постачати нафту в Україну за умови транспортування в обхід рф;
• взяти участь у реконструкції та будівництві НПЗ на території України для переробки казахстанської сировини;
• розвивати спільні проєкти з розвідки й видобутку вуглеводнів разом із «КазМунайГазом»;
• поглибити співпрацю в галузі буріння глибоких свердловин.

За словами дипломата, Казахстан уже входить до трійки найбільших постачальників нафти до ЄС: у 2024 році на його частку припало 11,5% імпорту нафти Євросоюзом, і попит продовжує зростати.

«Україна також зацікавлена в казахстанській нафті, за умови, що її транспортування здійснюватиметься в обхід російської федерації», – зазначив Віктор Майко.

Маршрути без рф: які варіанти розглядаються

Серед перспективних логістичних напрямків названо:

• Актау – Баку – Тбілісі – Джейхан;
• Баку – Супса;
• Трансандріатичний трубопровід.

У портах Актау і Курик уже вживаються практичні кроки для збільшення пропускної здатності танкерів та залізничного сполучення. Це означає підготовку інфраструктури до можливого зростання експорту в обхід території рф.

Чорноморський фактор: атаки і вузькі місця

Ситуація у Чорному морі продемонструвала вразливість традиційних маршрутів.

• 13 січня 2026 року зафіксовано атаки на танкери, залучені до транспортування казахстанської нафти в районі морського термінала Каспійського трубопровідного консорціуму.
• 29 листопада 2025 року об’єкти морської інфраструктури КТК поблизу Новоросійська зазнали атаки безекіпажними плавзасобами.
• Одне з трьох виносних причальних пристроїв (ВПУ)* отримав серйозні пошкодження і його було виведене з експлуатації.
• Інші ВПУ перебувало в ремонті.
• У результаті понад місяць відвантаження здійснювалося лише через один  ВПУ, що різко скоротило обсяги прокачування.
• Через КТК проходить понад 80% усього експорту казахстанської нафти.

Таким чином, залежність від одного маршруту створює системні ризики як для Казахстану, так і для європейських споживачів.

Спільна переробка: економіка і технології

Україна пропонує переробляти казахстанську нафту всередині країни – як для внутрішнього споживання, так і для експорту в ЄС. Це означає:

• збільшення доданої вартості завдяки переробці, а не простому транзиту;
• розширення присутності казахстанської нафти на європейському ринку;
• створення нових виробничих потужностей в Україні.

Українська сторона також наголошує на досвіді відновлення виснажених свердловин. За словами посла, свердловини, які вважалися вичерпаними через застарілі технології, під управлінням українських компаній дали сотні тисяч тонн нафти. Подібна модель співпраці раніше застосовувалася в Туркменістані.

Економічний потенціал співпраці

За оцінкою дипломата, якби не війна та транспортні збої, товарообіг між Україною і Казахстаном міг би досягти 10 млрд доларів.

Серед можливих напрямків розширення співпраці:

• постачання українського обладнання та техніки;
• будівництво суден для Казахстану;
• модернізація нафтопроводів у районі Каспійського моря.

«Ми прагнемо забезпечити безпечні постачання енергоносіїв через Чорне море», – підкреслив Віктор Майко.

Що це означає для регіону

Запропонована модель співпраці формує кілька стратегічних тенденцій:

• Диверсифікація маршрутів – зменшення залежності від інфраструктури рф.
• Переорієнтація логістики на каспійсько-кавказький напрямок.
• Розвиток внутрішньої переробки замість транзитної моделі.
• Посилення ролі України як переробного та технологічного партнера.

Попри військові ризики у Чорному морі, акцент дипломат робить на альтернативних маршрутах й модернізації інфраструктури, що  створює основу для нової конфігурації енергетичної безпеки в Європі та Центральній Азії.

Українськи експерти із сумнівом ставляться до ініціатив залучення казахських фахівців до відновлення нафтопереробки в Україні. Головна причина — слабкість нафтопереробної галузі у самому Казахстаті.

*ВПУ — це спеціальна морська конструкція, яка розташована на відстані від берега і використовується для завантаження або розвантаження нафти з великих танкерів.

Джерело: Terminal
За матеріалами: The Times of Central Asia

Країни OPEC+ з надлишковим видобутком нафти подали оновлені графіки компенсаційних скорочень до червня 2026 року. Найбільше навантаження припадає на Казахстан, який має компенсувати системне перевищення квот, попри те що останнє падіння видобутку було спричинене атаками дронів та погодними умовами, а не виконанням угоди.

Компенсаційні скорочення в межах OPEC+

Секретаріат OPEC повідомив, що чотири країни-учасниці угоди OPEC+, які раніше перевищували свої квоти з видобутку нафти, подали оновлені плани компенсаційних скорочень обсягів видобутку на період з січня по червень 2026 року.

Хто і на скільки скорочуватиме видобуток

• Об’єднані Арабські Емірати зобов’язалися щомісяця скорочувати видобуток у межах від 10 тис. до 53 тис. барелів на добу до червня 2026 року.
• Ірак, другий за обсягами виробник нафти в OPEC після Саудівської Аравії, має компенсувати від 79 тис. до 140 тис. барелів на добу щомісяця.
• Оман скорочуватиме від 5 тис. до 8 тис. барелів на добу, що є майже непомітним показником у загальному балансі OPEC+.
• Казахстан нестиме найбільший тягар: компенсаційні скорочення коливатимуться від 503 тис. барелів на добу в січні до 669 тис. барелів на добу в червні 2026 року.

Причини надвиробництва Казахстану

Казахстан суттєво наростив видобуток нафти у 2025 році та системно перевищував свою квоту в межах OPEC+. Влада країни водночас неодноразово заявляла про відданість угоді.

• Зростання видобутку з січня 2025 року було забезпечене розширенням родовища Тенгіз, яке реалізується консорціумом на чолі з Chevron.
• Фактичні можливості швидко вписатися у компенсаційні графіки залишаються обмеженими.

«Наразі ми ще не можемо повністю вписатися в ці графіки компенсації, але Казахстан докладає всіх можливих зусиль для виконання угоди OPEC+ і залишається відданим їй», – заявив міністр енергетики Казахстану Єрлан Аккенженов у жовтні 2025 року.

Чому видобуток у Казахстані вже впав

Наприкінці 2025 року видобуток нафти в Казахстані різко скоротився, однак це не було пов’язано з виконанням умов OPEC+.

• У грудні видобуток знизився на 230 тис. барелів на добу.
• Середній рівень виробництва становив 1,522 млн барелів на добу проти 1,759 млн барелів на добу у листопаді.
• Ключові причини:
  • вимушене припинення роботи SPM-3 (Single Point Mooring) на терміналі Каспійського трубопровідного консорціуму на чорноморському узбережжі росії після атаки дронів;
  • несприятливі зимові погодні умови в Чорному морі.

Джерело: Terminal
За матеріалами: Oilprice.com

У листопаді Туреччина істотно зменшила імпорт російської нафти Urals приблизно на 200 тис. барелів на добу порівняно з жовтнем, паралельно збільшуючи закупівлі казахстанської суміші CPC Blend, KEBCO та іракської Basrah. На тлі жорсткіших санкцій США та ЄС проти російського енергетичного сектору турецькі нафтопереробні заводи прискорюють диверсифікацію сировини, однак залишаються обмеженими якісними параметрами альтернативних сортів і ризиками для логістики CPC.

Структурні зміни у нафтових постачаннях Туреччини

1. Перелом у структурі імпорту: від Urals до CPC Blend та Basrah

Дані енергетичних аналітичних компаній Kpler та LSEG фіксують стабільний розворот турецьких НПЗ від російської Urals до альтернативних сортів.

• За листопад:
  • Імпорт Urals до Туреччини скоротився приблизно на 200 тис. барелів на добу проти жовтня.
  • Імпорт казахстанської CPC Blend досяг 105 тис. барелів на добу – це максимум з 20 лютого 2024 року.
• За оцінками Kpler, у червні турецький імпорт Urals досягав майже 400 тис. барелів на добу, що показує, наскільки масштабним є нинішнє зниження.
• Туреччина з 2022 року, коли європейські покупці припинили закупівлі Urals, стала другим за величиною покупцем цього сорту після Індії.

Таким чином, за менш ніж півроку Туреччина пройшла шлях від пікових рівнів імпорту Urals до суттєвого скорочення, компенсуючи цей обсяг переорієнтацією на казахстанську та іракську нафту.

2. Фактори тиску: санкції США та ЄС проти російського енергосектору

Зміни в постачанні не є спонтанними – вони прямо випливають із санкційного тиску на російську нафтову галузь.

• Санкції США проти великих російських нафтових компаній:
  • Lukoil та Rosneft потрапили під обмеження, що звужує вибір постачальників для турецьких НПЗ.
• Євросоюз запровадив:
  • заборону на паливо, вироблене з російської нафти, що стимулює турецькі компанії переходити на сировину з інших джерел, аби уникнути ризиків вторинних санкцій та обмежень на збут продуктів переробки.

Санкції стають системним чинником, який не лише скорочує присутність російської нафти на ринку, а й змушує Туреччину стратегічно переглядати структуру імпорту, щоб зберегти доступ до ринків збуту нафтопродуктів, де діють європейські обмеження.

3. Роль казахстанської CPC Blend та статус «санкційно нейтральної» нафти

Казахстанська сировина стає ключовим елементом нової конфігурації постачання для Туреччини.

• CPC Blend:
  • Є сумішшю нафти, що транспортується через термінал Yuzhnaya Ozereyevka у росії, однак виробляється переважно казахстанськими компаніями.
  • Казахстанська нафта звільнена від західних енергетичних обмежень, зокрема від обмежень на російську нафту.
  • Це робить CPC Blend привабливою «санкційно нейтральною» сировиною для турецьких НПЗ.
• У 2025 році Туреччина імпортувала CPC Blend російського походження, але припинила такі закупівлі з вересня, посилюючи акцент на казахстанському компоненті суміші.

Таким чином, казахстанський CPC Blend фактично виконує функцію містка між вимогами санкційного режиму та потребами турецьких НПЗ у сировині.

4. Іракська нафта Basrah та KEBCO: додаткові напрямки диверсифікації

Паралельно з CPC Blend Туреччина нарощує постачання інших сортів.

• За даними Kpler, на фоні падіння постачання Urals Туреччина:
  • збільшує імпорт:
    • казахстанської CPC Blend,
    • KEBCO (казахстанська експортна нафта),
    • іракської Basrah.

Це демонструє спробу розосередити ризики через географічну й якісну диверсифікацію сировини – від Чорноморського маршруту до іракських поставок з Перської затоки.

5. Технічні та ринкові обмеження диверсифікації

Попри активну переорієнтацію Туреччина не може повністю й швидко замінити Urals.

• Турецькі НПЗ сконфігуровані під якість Urals, тому:
  • на середземноморському ринку бракує сортів із подібними характеристиками,
  • це обмежує можливості закупівель альтернативних сортів без технічних коригувань або додаткових витрат.

Якісна специфіка Urals фактично зберігає частину залежності турецьких НПЗ від цього сорту, попри санкційний тиск і політичні ризики.

6. Ризики для постачання CPC Blend через атаки на інфраструктуру

Чутливість нової конфігурації постачання Туреччини проявляється у вразливості ключового маршруту – нафтопроводу CPC.

• Нещодавні атаки на термінал консорціуму Caspian Pipeline Consortium можуть:
  • ускладнити постачання CPC Blend до Туреччини,
  • посилити логістичні ризики для турецьких НПЗ, які дедалі більше залежать від цієї суміші.

Отже, диверсифікація джерел не усуває загроз повністю: заміна російської Urals на казахстанську сировину частково переносить ризики на іншу критичну інфраструктуру – систему CPC.

7. Вплив на позиції росії на ринку Urals та роль Туреччини

Скорочення турецького імпорту Urals має значення не лише для Анкари, а й для експорту з росії.

• З 2022 року, після того як європейські покупці припинили закупівлі Urals, Туреччина разом з Індією стала ключовим напрямком збуту цього сорту.
• Тепер, на тлі:
  • мінус 200 тис. барелів на добу у листопаді проти жовтня,
  • зростання імпорту CPC Blend до 105 тис. барелів на добу,

  частка Urals у турецькому балансі зменшується, а залежність росії від азійських покупців (насамперед Індії) стає ще більшою.

Логіка змін виглядає так: санкції → звуження пулу російських постачальників → диверсифікація Туреччини → зростання навантаження на азійські ринки для Urals.

8. Логічні висновки для європейського нафтового ринку та енергетичної безпеки

На основі наведених даних можна схематично описати декілька важливих тенденцій, не виходячи за межі наданої інформації.

• Диверсифікація джерел постачання:
  • Заборона ЄС на паливо з російської нафти та санкції США проти Lukoil і Rosneft стимулюють перехід Туреччини від Urals до CPC Blend, KEBCO та Basrah.
  • Це демонструє, як регуляторний тиск переформатовує торгові потоки навіть поза межами ЄС.
• Логістична стійкість і нові вразливості:
  • Перехід на CPC Blend зосереджує значну частку постачань на маршруті Caspian Pipeline Consortium.
  • Атаки на термінал CPC підвищують ризик збоїв у новій структурі постачання, вказуючи на необхідність додаткового резервування маршрутів.
• Роль Труеччини як транзитного та переробного вузла:
  • Туреччина, залишаючись другим споживачем Urals після Індії, паралельно нарощує імпорт несанкційної казахстанської нафти.
  • Це посилює її значення як гнучкого хабу між санкційним режимом та альтернативними джерелами сировини.

Джерело: Terminal

За матеріалами: Reuters

Казахстан офіційно підтримав рішення ОПЕК+ поступово збільшувати обсяги видобутку нафти. Такий крок може вплинути на баланс сил на світовому ринку, адже країна вже перевищує свої квоти, водночас обіцяючи дотримання умов угоди.

Розширення видобутку Казахстаном і наслідки для нафтового ринку

Позиція Казахстану

• Президент Касим-Жомарт Токаєв заявив про підтримку рішення ОПЕК+ скасувати частину скорочень виробництва.
• Він наголосив, що країна підтримує поступове збільшення обсягів видобутку, водночас ставить у пріоритет захист національних інтересів.
• Заяву оприлюднила пресслужба президента після зустрічі з генеральним секретарем ОПЕК Хайтамом Аль Гаїсом.

Поточна ситуація з квотами

• Казахстан є учасником угоди ОПЕК+, але систематично перевищує свою квоту протягом кількох років.
• Попри обіцянки компенсувати перевиробництво, країна досі не виконала ці зобов’язання.
• Зустріч країн ОПЕК+ запланована на 5 жовтня для визначення рівня видобутку на листопад.

Плановане збільшення видобутку

• Очікується, що альянс розгляне питання скасування ще 137 тис. барелів на добу (bpd) із загального скорочення у 1,65 млн bpd.
• Перший етап відновлення видобутку вже стартує у жовтні, також на 137 тис. bpd.
• Таким чином, у листопаді може бути відновлено близько 16,5% попередніх скорочень.

Вплив на ціни та ринок

• Ціни на нафту марки Brent залишаються стабільними – близько $70 за барель, що вище очікуваних $65.
• Аналітики припускають, що реальне збільшення виробництва менше за заявлене, оскільки деякі країни вже працюють на межі потужностей.
• Інші, як Казахстан, намагаються компенсувати попереднє перевиробництво, що створює нерівність у дотриманні домовленостей.

Національні проєкти та зростання видобутку

• Країна підвищила видобуток цього року завдяки розширенню проєктів за участі міжнародних компаній, зокрема Chevron.
• Міністр енергетики Єрлан Аккенженов зазначив, що зростання відбувається переважно на родовищі Тенгіз.

• «Поки що ми не можемо вписатися в графіки компенсації, але Казахстан робить усе можливе, щоб виконати угоду ОПЕК+ і залишається відданим їй», — цитує міністра агентство Інтерфакс.

Висновки та вплив на конкуренцію

• Підтримка Казахстаном розширення видобутку свідчить про прагнення зміцнити свої позиції на ринку, збалансовуючи національні інтереси з колективними рішеннями ОПЕК+.
• Невиконання квот окремими членами угоди створює ризик нерівномірного навантаження між країнами та потенційного тиску на ціни.
• Водночас збереження стабільної ціни на нафту поблизу $70 демонструє, що ринок очікує контрольованого зростання пропозиції без різких коливань.
• Розширення виробництва на родовищі Тенгіз може збільшити частку Казахстану в світовому експорті, посилюючи його роль як регіонального гравця.

Джерело: Terminal
За матеріалами: Oilprice.com

OPEC+ цього тижня у Відні вирішує одне з найскладніших питань — як вимірювати максимальні виробничі потужності країн. Результат визначить базові рівні видобутку на 2027 рік і перерозподілить право «качати більше». На тлі скоротної й концентрованої в Саудівській Аравії, ОАЕ та Кувейті резервної потужності і символічного підвищення на 137 тис. б/д цього місяця, ринки бачать розрив між «паперовими» і фізичними барелями. Попри це, звіт ОПЕК за вересень зберіг прогноз зростання попиту у 2025 р. на рівні 1,3 млн б/д, тоді як зростання пропозиції поза OPEC+ сповільнюється, а експорту з росії загрожують санкції. Довший горизонт указує на дефіцит: IEA фіксує середні терміни від відкриття до першої нафти понад 15 років, відкриття звичайних покладів падають з 1970-х, сланцевий видобуток у США плато, а запасів резервної потужності дедалі менше.

OPEC+ 2027: рішення і наслідкі

Верхній вузол: «Як рахувати максимальну потужність?»

• Що ухвалюють: методику вимірювання максимальної спроможності, яка сформує базові лінії на 2027 рік.
• Чому це важливо: від базису залежить квота кожної країни та частка на ринку.

Геополітика та внутрішня конкуренція

• ОАЕ інвестували мільярди для підвищення спроможності й вимагають вищих квот.
• Африканські країни втратили виробничий потенціал і бояться втратити частку.
• Ангола вийшла з групи у 2024 році через суперечку щодо квот — сигнал масштабу конфлікту.

Резервна потужність і «паперові» барелі

• Резервна потужність скорочується і зосереджена у Саудівській Аравії, ОАЕ, Кувейті.
• Підвищення на 137 тис. б/д цього місяця — радше сигнал, а не реальний приріст.
• Ринки ігнорують ризик надлишку, бо частина членів нижче квот, а Ірак і Казахстан ще компенсують надвидобуток у минулому.

Попит, пропозиція і регіональні драйвери

• Попит 2025: ОПЕК залишила зростання на рівні +1,3 млн б/д; Азія й Близький Схід «тягнуть» зростання.
• Пропозиція поза OPEC+ сповільнюється (лідери: США, Бразилія, Канада), експорт росії під санкційним ризиком.

Довгий горизонт — структурні обмеження

• Зміщення до довгих офшорних проєктів, що потребують десятиліть для запуску.
• IEA: середній період «від відкриття до першої нафти» >15 років.
• Відкриття звичайних родовищ падають з 1970-х.
• Сланець у США на плато; запас резервної потужності майже вичерпано.

Висновки

• Перерозподіл часток у 2027: країни з реальним приростом спроможності (насамперед ОАЕ) отримають часткову перевагу у квотах; країни зі спадом ризикують відносним зменшенням видобутку.
• Конкуренція всередині картелю загострюється: прецедент Анголи (2024) демонструє, що квотний конфлікт може призвести до виходів і втрати колективної дисципліни.
• «Тонша» подушка безпеки: скорочення резервної потужності й «паперовість» частини барелів підвищують цінову чутливість ринку до збоїв.
• Середньо- й довгостроковий дефіцитний ухил: поєднання >15 років до першої нафти, падіння відкриттів і плато сланцю створює вужче «вікно» для швидкого нарощення.
• Політика квот як інструмент частки ринку: «математика потужностей» стає битвою за частку у світі, де фізична пропозиція зростає повільніше, ніж передбачають «історії про надлишок».

Очікування для ринків нафти

• Короткостроково: навіть невеликі (порядку 0,14 млн б/д) сигнали про зміну видобутку можуть мати обмежений ефект, якщо країни експортують нижче квот або компенсують минулі перевищення.
• Середньостроково: закріплення базових ліній 2027 переформатує розподіл приросту всередині OPEC+.
• Довгостроково: зсув у бік довгих офшорних проєктів і вичерпання резервів швидкого запуску видобутку посилюють структурний ризик дефіциту.

Джерело: Terminal

За матеріалами: Oilprice.com

Під час візиту путіна до Пекіна «Роснефть» домовилася про додаткові постачання 2,5 млн т сирої нафти на рік до Китаю через Казахстан. Для порівняння: у 2024 році цим маршрутом транспортували 10,2 млн т (≈204 тис. б/д). Водночас «Газпром» і CNPC підписали угоду про будівництво газопроводу Power of Siberia 2, попри відсутність деталей щодо строків, фінансування та ціни.

Посилення енергетичної осі Пекін—москва

Джерело: Terminal

За матеріалами: OilPrice.com