Україна залишається критично залежною від імпорту пального — близько 90%, що робить внутрішні ціни вразливими до глобальних криз. У парламенті пропонують посилити власний нафтовидобуток і створити мережу невеликих нафтопереробних заводів як стратегічну відповідь на виклики енергетичної безпеки.

Імпортозалежність як ключовий виклик для ринку пального

Стан українського ринку пального характеризується високим рівнем залежності від зовнішніх постачань, що безпосередньо впливає на ціни та стабільність забезпечення.

• Близько 90% пального Україна імпортує — це бензин, дизель та інші паливно-мастильні матеріали
• Внутрішній ринок чутливо реагує на глобальні події, зокрема на ситуацію на Близькому Сході
• Можливості впливу на ціни обмежені, оскільки вони формуються під впливом зовнішніх факторів

«Сьогодні ми імпортуємо близько 90% пального і, відповідно, реагуємо на всі світові тенденції, що спровоковані подіями на Близькому Сході» — Сергій Нагорняк

Тимчасові інструменти стабілізації

Уряд уже застосовує короткострокові механізми підтримки споживачів, однак вони не вирішують системних проблем.

• Національний кешбек — механізм повернення частини податків водіям
• Програма діятиме до 1 травня
• Має обмежений вплив, оскільки не змінює структуру ринку

Стратегічний курс: власний видобуток і переробка

Ключовим довгостроковим рішенням визначено розвиток внутрішнього нафтового сектору — від видобутку до переробки.

Збільшення нафтовидобутку

• Державна компанія «Укрнафта» має наростити обсяги видобутку
• Це дозволить зменшити залежність від імпорту та підвищити контроль над ресурсною базою

Будівництво малих нафтопереробних заводів (НПЗ)

• Пропонується створення мережі невеликих НПЗ, розосереджених по країні
• Такий підхід забезпечить:
  • гнучкість виробництва
  • зниження ризиків втрати потужностей
  • стійкість до зовнішніх і внутрішніх загроз
• Орієнтація на світові практики децентралізованої переробки

«Коли це вдасться втілити, то ми будемо енергостійкими не лише у виробництві електричної енергії чи теплопостачання, але й у видобутку нафти, її переробці на бензин та дизель» — Сергій Нагорняк

Очікуваний ефект для енергетичної безпеки

• Зниження імпортозалежності у сегменті пального
• Підвищення стабільності цін завдяки внутрішнім ресурсам
• Формування повного ланцюга: видобуток → переробка → споживання
• Посилення енергостійкості не лише в електроенергетиці, а й у нафтопродуктах

Висновки

Український ринок пального перебуває під значним впливом зовнішніх факторів через критичну імпортозалежність. Тимчасові інструменти підтримки, такі як кешбек, можуть лише частково пом’якшити ціновий тиск. Водночас стратегічний розвиток власного нафтовидобутку та створення мережі малих НПЗ формують основу для довгострокової енергетичної стійкості країни.

Ключовий акцент — перехід від реактивної моделі (залежність від імпорту) до проактивної (власне виробництво і переробка), що дозволить Україні краще контролювати як фізичні обсяги пального, так і його цінові параметри.

Джерело: Terminal

За матеріалами: Прес-служба Апарату Верховної Ради України

Організація країн-експортерів нафти (OPEC) поступово скасовує обмеження на видобуток, прагнучи відновити ринкову частку, попри стабільні ціни на нафту, що підтримуються зовнішніми факторами.

Стратегія і геополітична кон’юнктура на користь OPEC

OPEC змінила підхід до ринку, акцентуючи на поверненні ринкової частки, втраченій за роки скорочень видобутку. Попри збільшення обсягів, ціни на нафту не знижуються, чого побоювалися багато аналітиків.

• Ціни залишаються високими завдяки геополітичним чинникам — напруженим відносинам США-Китай, новим санкціям проти росії та лісовим пожежам у Канаді.
• У серпні OPEC+ оголосила про підвищення видобутку понад очікування, але ринок це сприйняв позитивно.
• Попри зростання постачання, не всі країни збільшують видобуток однаковими темпами, що знижує ризик перенасичення ринку.

Гнучка тактика та «довга й мілка» цінова війна

Аналітики вважають, що нова стратегія OPEC — це довгострокова боротьба за ринок, а не спроба «вбити» сланцеву нафту США, як раніше. Як зазначив Франсіско Бланш із Bank of America:

«Це не буде коротка й стрімка цінова війна, а довга й мілка. Саудівська Аравія прагне вплинути саме на сланцевий видобуток у США».

Зміцнення згуртованості всередині OPEC

За словами аналітикині Amena Bakr (Kpler), зміни у підході також спрямовані на відновлення довіри всередині OPEC, оскільки деякі країни не дотримувалися квот. План поступового повернення обсягів видобутку дозволяє уникнути хаосу.

Нестача нових відкриттів поза OPEC

За даними Financial Times, з 2020 року нові відкриття нафти поза межами сланцевого сектору склали лише 2,5 млрд барелів на рік, що становить 25% від обсягів до 2020 року. Це обмежує можливості зростання видобутку не-OPEC.

Скепсис щодо піку попиту на нафту

Керівник OPEC Хайтам аль-Гайс заявив, що:

«Піку попиту на нафту не видно на горизонті… попит зростатиме разом із населенням».

Попри прогнози МЕА про зростання продажів електромобілів, попит на нафту в Китаї продовжує зростати, а у США — EV-продажі можуть знизитися.

Позиція OPEC на майбутнє

Ситуація складається на користь OPEC: сланцева нафта чутлива до ціни, нові відкриття обмежені, а попит не демонструє різкого падіння. Навіть у разі досягнення піку споживання, попит залишатиметься на стабільному рівні, і OPEC готова забезпечити це постачання.

Джерело: Terminal

За матеріалами: Oilprice.com, Reuters, Bloomberg, Financial Times, The National

Замовити звіт по ринку

Оперативна інформація по ринках пального

Попри очікування з початку року, у США прогнозують зниження видобутку сирої нафти та споживання дистилятного пального до кінця 2026 року. Основна причина — падіння цін на нафту та уповільнення економічного зростання.

Перспективи нафтовидобутку у США

У липневому Short-Term Energy Outlook Управління енергетичної інформації США (EIA) прогнозує, що видобуток сирої нафти в країні знизиться з майже 13,5 млн барелів на добу у квітні 2025 року до 13,3 млн барелів на добу до кінця 2026 року.

Це падіння пов’язують із очікуваним зниженням спотової ціни на нафту WTI, яка до кінця 2026 року може опуститися до 53 доларів за барель — приблизно на 22% нижче рівня червня 2025 року. Зниження цін стимулює скорочення буріння і введення нових свердловин.

• У першій половині 2025 року у штатах континентальної частини США завершено 5 164 свердловини — найменше за перше півріччя з 2021 року.
• У 2024 році вищий видобуток нафти з кожної свердловини компенсував низькі темпи буріння, однак цьогоріч приріст продуктивності є млявим.
• Щоб зрівнятись з рівнем 2024 року, у другому півріччі 2025 року потрібно завершити понад 5 400 свердловин, що виглядає малоймовірним за поточних цінових тенденцій.

Водночас, зниження кількості бурових установок і темпів буріння очікується і надалі.

Динаміка споживання дистилятного пального у США

Прогноз EIA також свідчить про зниження споживання дистилятного пального у США в другому півріччі 2025 року на 30 000 барелів на добу порівняно з аналогічним періодом 2024 року. Це суттєва зміна порівняно з попереднім прогнозом на січень, коли передбачали зростання на 80 000 барелів на добу.

Причини скорочення споживання дистилятів:

• Уповільнення промислової активності у США.
• Загальна економічна невизначеність, що впливає на транспорт і логістику.

Останні дані Бюро економічного аналізу США засвідчили, що реальний ВВП країни в 1 кварталі 2025 року знизився на 0,5% у річному вимірі, тоді як у другому кварталі очікується скромне зростання на 1,1%. Це нижче за прогнози на початку року.

«Скорочення споживання дистилятів цього року відображає уповільнення промислової активності, підкріплене загальною економічною невизначеністю», — йдеться в липневому STEO EIA.

Замовити тижневий звіт по ринку

Оперативна інформація по ринках пального

Джерело: Terminal

За матеріалами: U.S. Energy Information Administration

Попри домовленості про обмеження, основні члени OPEC у червні суттєво збільшили видобуток нафти, реагуючи на ринок і попит. Група продовжує поетапно відмовлятися від добровільних скорочень, що впливає на баланс пропозиції у світі.

Основні зміни в червні

За підсумками опитування Bloomberg, сукупний видобуток нафти 12 країн OPEC зріс на 360 тис. барелів на добу (б/д) і досяг 28 млн б/д. Дев’ять із цих країн діють за квотами.

• Програма розблокування скорочень стартувала у квітні із приростом 135 тис. б/д, а потім три місяці поспіль додавалося по 411 тис. б/д.
• Загалом понад 60% від скорочень на 2,2 млн б/д уже повернуто на ринок.

Внесок окремих країн

• Саудівська Аравія – +240 тис. б/д
• ОАЕ – +90 тис. б/д
• Ірак – +30 тис. б/д
• Кувейт – +30 тис. б/д

Водночас падіння видобутку спостерігалося в:

• Лівії (–40 тис. б/д)
• Нігерії (–30 тис. б/д)
• Ірані (–30 тис. б/д)

Очікування щодо серпня

Ширший формат OPEC+ збереться найближчої неділі для обговорення квот на серпень. На ринку вже закладений можливий подальший приріст у 411 тис. б/д.

Джерело: Terminal

За матеріалами: Quantum Commodity Intelligence, Bloomberg

Замовити тижневий звіт по ринку

Оперативна інформація по ринках пального

Попри скорочення видобутку в Азійсько-Тихоокеанському регіоні, Китай утримує позиції завдяки інвестиціям та державній підтримці.

Пропозиція нафти скоротилася

Пропозиція нафти в країнах Азійсько-Тихоокеанського регіону, що не входять до ОПЕК+, скоротилася на 650 тис. барелів на добу за останнє десятиліття та, за прогнозами, зменшиться ще на 340 тис. барелів на добу — до 6,4 млн барелів на добу до 2030 року. Основними факторами цього спаду стали старіння нафтових родовищ, зміна структури власності та зосередження інвестицій на розвитку газового сектору. Водночас, у таких країнах, як Індонезія та Індія, уже спостерігаються позитивні зрушення внаслідок масштабних реформ.

Китай став винятком

Високий рівень реінвестування, успішна розвідка родовищ і рішуча державна політика щодо нарощування видобутку дозволили країні протистояти загальносвітовій тенденції зниження. Три державні нафтогазові компанії — Sinopec, CNPC та CNOOC — наростили інвестиції, що дозволило збільшити видобуток з 3,8 млн барелів на добу у 2018 році до 4,3 млн барелів на добу у 2024 році.

Китайські урядові П’ятирічні плани останніх років визначають амбітні енергетичні й кліматичні цілі, в яких акцент зроблено на енергетичну безпеку та розвиток викопного палива. У 15-му П’ятирічному плані (2026–2030 рр.) збереження щорічного обсягу видобутку нафти вище 4 млн барелів на добу залишається одним із ключових орієнтирів.

У звіті IEA очікується, що завдяки реалізації нових морських проєктів, а також бурінням на суші для доуплотнення та розмежування покладів, видобуток нафти в Китаї зросте до 4,4 млн барелів на добу і триматиметься на цьому рівні протягом трьох років, перш ніж знизитися до 4,2 млн барелів на добу до кінця десятиліття.

Джерело: Terminal
За матеріалами: IEA 

Замовити тижневий звіт по ринку

Зміни фіскального середовища та нові інвестиції підтримують стабільність нафтовидобутку в регіоні

Австралія, Індонезія, Індія та Катар

Австралія: Прогнозується, що видобуток нафти в Австралії знизиться з 370 тис. барелів на добу (тис. б/д) до 300 тис. б/д у 2030 році. Основним чинником падіння стане вичерпання ресурсів у басейні Карнарвон. Найперспективнішим новим джерелом вважався проєкт Dorado від компанії Santos з потенціалом 80 тис. б/д, однак його реалізацію відкладено до завершення повторної оцінки ресурсів басейну Bedout.

Статистичні дані по Ізраїлю у звіті IEA надані відповідними ізраїльськими органами. Їх використання в матеріалах ОЕСР не впливає на міжнародно-правовий статус Голанських висот, Східного Єрусалима та ізраїльських поселень на Західному березі.

Індонезія: Поточний рівень видобутку нафти становить 590 тис. б/д і до кінця десятиліття очікується його зростання до 620 тис. б/д. Це стало можливим завдяки реформам фіскального режиму, які підвищили частку доходу виробників до 75–95% (раніше були випадки з нульовою винагородою). Також пришвидшено процес буріння розвідувальних свердловин і оптимізовано програми збільшення нафтовіддачі (EOR). Нові інвестиції від Petronas, Eni та PetroChina відкривають додатковий потенціал зростання видобутку в середньостроковій перспективі.

Індія: Країна також оновила фіскальні умови в рамках десятої ліцензійної кампанії Open Acreage Licensing Policy (OALP X). Нові умови гарантують більшу передбачуваність і стабільність для інвесторів. Було скасовано податок на надприбутки та введено стимули для раннього початку видобутку. До нормативної бази додано легку щільну нафту та сланцевий газ.

Нові партнерства між індійськими держкомпаніями та західними гравцями підтримують позитивний настрій на ринку. Зокрема, Oil India Ltd підписала угоди з Petrobras та TotalEnergies, а ONGC (Oil and Natural Gas Corporation Ltd) уклала контракт із дочірньою компанією BP на надання технічних послуг. Незважаючи на це, очікується незначне скорочення видобутку – на 30 тис. б/д до 670 тис. б/д до 2030 року.

Катар: У 2024 році країна збільшила видобуток на 40 тис. б/д – до 1,8 млн б/д. До 2030 року очікується зростання ще на 610 тис. б/д, головним чином завдяки виробництву конденсату з нових шести LNG-терміналів: чотирьох у проєкті North Field East (NFE) та двох у North Field South (NFS). Вони додадуть на ринок 370 тис. б/д конденсату та супутні обсяги NGL. Перші два термінали NFE планують ввести в експлуатацію у середині 2026 року.

Очікується також незначне зростання видобутку сирої нафти з 620 до 650 тис. б/д завдяки модернізації проєкту Al Shaheen, яким опікується North Oil Company – спільне підприємство TotalEnergies та QatarEnergy.

Джерело: Terminal

За матеріалами: IEA 

Замовити тижневий звіт по ринку

Обсяги видобутку нафти в регіоні зростатимуть до 2029 року, однак затримки запуску FPSO* і скорочення витрат на обслуговування можуть стримати перспективи Бразилії

Обсяг нафтовидобутку

Загальний обсяг нафтовидобутку в Латинській Америці поза межами ОПЕК+ зросте на 1,2 млн бар./добу – до 7,6 млн бар./добу у 2030 році після пікового значення у 7,8 млн бар./добу у 2029 році. Основними драйверами залишаються бразильські офшорні родовища в передсольовій зоні, блок Stabroek у Гаяні та басейн Неукен в Аргентині. Ці джерела перекриватимуть падіння видобутку на зрілих родовищах. Додаткові обсяги можливі, якщо буде схвалено нові проєкти в Гаяні та передсольовій зоні Бразилії. У перспективі також розглядаються нові фронтірні площі — Екваторіальний шельф Бразилії та Північний басейн Аргентини.

Очікується, що видобуток у Бразилії зросте на 640 тис. бар./добу у 2024–2028 роках і досягне 4,1 млн бар./добу, однак без запуску нових проєктів обсяг скоротиться до 3,8 млн бар./добу у 2030 році. Основна частина зростання припаде на родовища Petrobras, а також активність TotalEnergies, Shell, Equinor, CNOOC і CNPC. Провідну роль відіграватиме басейн Сантус, який забезпечує 70% поточного видобутку нафти у країні.

Що заважає

Втім, затримки з проєктами, операційні труднощі та скорочення витрат на обслуговування ставлять під ризик очікуване зростання. Торік виробництво на 300 тис. бар./добу постраждало через страйки й технічні проблеми. Оновлений стратегічний план Petrobras відклав запуск шести FPSO, а зменшення витрат на техобслуговування через падіння цін на нафту призвело до зниження прогнозу на 2030 рік на 500 тис. бар./добу (у порівнянні з оцінками IEA у 2024 році).

Разом з тим, «завод FPSO» у Бразилії залишається амбітним. На родовищах Mero та Búzios до 2028 року заплановано введення 15 FPSO, з яких дев’ять вже в роботі. Petrobras планує запустити ще вісім FPSO до 2030 року, включаючи п’ять на Búzios. Загальна потужність 11 FPSO Búzios перевищить 2 млн бар./добу. Із проєктів на стадії передінвестиційних рішень (pre-FID) до 2030 року можуть бути реалізовані лише Bacalhau Phase 2 (100 тис. бар./добу, Equinor) та модернізація BRC/CRT (100 тис. бар./добу, Petrobras).

Гаяна продовжує відкриття на Stabroek Block, що розробляється консорціумом на чолі з ExxonMobil. Запаси становлять майже 12 млрд бар. нафтового еквівалента. Сьома фаза проєкту має бути схвалена до кінця 2025 року, восьма – у 2027 році. За поточними планами, обсяги видобутку подвояться: з 600 тис. бар./добу у 2024 до 1,2 млн бар./добу у 2029 році.

Суринам отримає перші офшорні барелі з блоку 58, який нещодавно схвалили TotalEnergies і APA Corporation. Розташований поруч з гаянським Stabroek Block, FPSO потужністю 220 тис. бар./добу має запуститися у 2028 році. Це дозволить збільшити видобуток країни з 20 тис. бар./добу у 2025 році до 220 тис. бар./добу до кінця десятиліття. Ще три блоки виглядають перспективно, однак потенційний видобуток можливий лише в другій половині 2030-х років.

* FPSO (Плавуча установка для видобутку, зберігання та відвантаження нафти) — це плавуча платформа, яка використовується для видобутку, переробки, зберігання та відвантаження нафти і газу з морських родовищ, особливо у віддалених районах, де немає можливості прокладати трубопроводи. Вона поєднує в собі функції бурової платформи, заводу з переробки та сховища. 

Джерело: Terminal

За матеріалами: IEA

Замовити тижневий звіт по ринку

На тлі падіння видобутку країни Африки змінюють фіскальні умови, щоб привабити новий капітал. Найактивніші — Нігерія, Лівія та Алжир. Очікується, що країни Африки — члени ОПЕК+ — до 2030 року знизять свою сукупну потужність з видобутку нафти на 260 тис. барелів на добу, до 4,2 млн барелів/добу. Основною причиною є труднощі з залученням інвестицій, необхідних для компенсації падіння видобутку на наявних родовищах і нарощування нового.

Проте останні зміни умов контрактів у ряді країн можуть все ж таки стимулювати приплив іноземного капіталу ближче до кінця десятиліття.

Нігерія

У Нігерії в 2024–2025 роках були впроваджені масштабні реформи в нафтогазовому секторі, зокрема нові податкові пільги для глибоководної розвідки і видобутку, а також перші з 1991 року зміни до фіскального режиму. В Алжирі в рамках минулорічного тендеру умови контрактів було змінено, зменшивши частку держави приблизно на третину. У Лівії під час першого за 18 років раунду розвідки було введено нову угоду про розподіл продукції, за якою прибутковість для іноземних компаній може зрости з 2,5% до 35,8%.

Загальний обсяг нафтовидобутку Нігерії помітно зріс наприкінці 2024 року — до 1,6 млн барелів/добу, включаючи 1,4 млн барелів сирої нафти і 210 тис. барелів конденсатів. Це стало можливим завдяки посиленню боротьби з крадіжками та саботажами, а також запуску родовища Utapate (+40 тис. барелів/добу). За прогнозом на 2024–2030 роки, потужність з видобутку сирої нафти в Нігерії в найближчі роки становитиме в середньому 1,6 млн барелів/добу. До кінця десятиліття вона знизиться до рівня трохи нижче 1,4 млн барелів/добу.

Президент Бола Ахмед Тінубу, обраний у травні 2023 року на платформі енергетичних реформ, реалізував низку важливих політичних, регуляторних та фіскальних змін, щоб пожвавити інвестиції в нафтогазовий сектор. Уряд зосередився на офшорному видобутку, запропонувавши більш вигідні фіскальні та контрактні умови для інвесторів. Нові правила щодо контрактів на розподіл продукції (PSC) і спільної діяльності (JOA) мають на меті усунути бюрократичні бар’єри, пришвидшити процес ліцензування, покращити умови для глибоководного видобутку, а також стимулювати видобуток природного газу і конденсатів. У квітні президент Тінубу розпустив правління Національної нафтової компанії Нігерії та призначив нове керівництво для підвищення ефективності й прибутковості.

Потужності з видобутку

Уряд поставив амбітні цілі: збільшити видобуток нафти до 2 млн барелів/добу у 2027 році та до 3 млн барелів/добу до 2030 року.

Зміни потужностей з видобутку сирої нафти в країнах ОПЕК+ Африки, 2024–2030 (р/р):

Прогноз на 2024–2030: незначне зростання в 2024–2026 рр., далі — спад. Найбільше скорочення — в інших країнах ОПЕК+ Африки, менш виражене — в Алжирі, Лівії та Нігерії.

Попри вихід з нігерійських наземних активів більшості великих іноземних компаній (зокрема, ExxonMobil продав Mobil Producing Nigeria Unlimited компанії Seplat Energy, а Shell передала свої активи компанії Renaissance), реформи уряду викликали обережний оптимізм інвесторів. У травні ExxonMobil оголосила про плани інвестувати 1,5 млрд доларів США у відновлення видобутку на родовищі Usan на глибоководді. Рішення про інвестиції очікується наприкінці ІІІ кварталу 2025 року.

Це сталося після того, як у кінці 2024 року консорціум на чолі з Shell затвердив проект Bonga North (потужність — 110 тис. барелів/добу), щоб підтримати роботу плавучого комплексу FPSO. Видобуток очікується ближче до кінця десятиліття. Shell також розглядає інвестиції в Bonga Southwest (150 тис. барелів/добу), рішення очікується у 2027 році. Водночас у травні TotalEnergies домовилася з Shell про продаж своєї частки у Bonga North і Bonga Southwest. Компанії адаптують свої портфелі відповідно до нових стратегій. Попри нові стимули, іноземні компанії зайняли вичікувальну позицію, спостерігаючи за тим, як реформи реалізуються на практиці.

У 2024 році загальний видобуток нафти в Лівії знизився на 90 тис. барелів/добу, до 1,1 млн барелів/добу, через шеститижневе припинення робіт під час банківської кризи в серпні-вересні. Роботи з відновлення свердловин дозволили наростити видобуток до 1,2 млн барелів/добу до кінця року. З огляду на те, що понад 90% доходів країни припадає на нафту й газ, об’єкти інфраструктури залишаються об’єктами політичних атак.

У березні 2025 року Лівія вперше з 2007 року оголосила про покращення умов розподілу продукції для іноземних компаній і відкрила ліцензійний раунд на 22 ділянки для розвідки. Станом на червень зацікавленість виявили понад 40 заявників. Розгляд контрактів запланований на 22–30 листопада 2025 року. Проте реалізація цих проектів виходить за межі поточного прогнозного періоду.

Потужність Лівії зросте цього року до 1,25 млн барелів/добу, але знизиться нижче 1,2 млн до 2030 року. Зокрема, очікується відновлення родовища Mabruk (+25 тис. барелів/добу), яке було законсервоване з 2015 року. Подальше зростання можливе завдяки спільному підприємству Akakus (NOC, Repsol, TotalEnergies, OMV, Equinor), яке реалізує план збільшення видобутку на родовищах Шарара (NC-186 і NC-115) з 300 до 350 тис. барелів/добу до кінця 2025 року.

Джерело: Terminal

За матеріалами: IEA

Замовити тижневий звіт по ринку

Мексика демонструє найбільше скорочення нафтовидобутку серед не лише країн альянсу ОПЕК+, але й усіх виробників у світі — падіння становить 680 тис. барелів на добу, знижуючи загальний рівень до 1,3 млн барелів на добу протягом прогнозного періоду.

Експортер чи імпортер?

У поєднанні з прогнозом попиту, викладеним у Звіті IEA, це може призвести до того, що країна стане чистим імпортером нафти в обсязі близько 500 тис. барелів на добу вже до 2030 року. У найближчі роки країна може втратити енергетичну незалежність, зменшуючи видобуток майже на 700 тис. барелів на добу

Хоча з 2021 по 2023 роки спостерігалося короткочасне відновлення виробництва завдяки активізації розробки конденсатного родовища Кескі (Quesqui), загальна динаміка залишалася низхідною. Під час пандемії компанія Pemex значно скоротила заплановані інвестиції, а попередній уряд вимагав зосередитися на швидкому збільшенні видобутку з наземних та мілководних родовищ, нехтуючи перспективними, але дорогими глибоководними проєктами. Станом на 2024 рік понад половина видобутку Pemex забезпечувалася лише сімома з 240 родовищ.

Проблеми лише поглиблюються

З огляду на майбутнє, проблеми лише поглиблюються: компанія має високий рівень заборгованості, а до 2030 року планується запуск лише одного великого проєкту. У першій половині 2025 року видобуток знизився приблизно на 160 тис. барелів на добу у річному вимірі. Через фіскальні зміни, великі борги перед постачальниками та скорочення бюджету на розвідку кількість бурових установок зменшилася з 50 у жовтні 2024 року до менш ніж 20 за шість місяців. Хоча нещодавно з’явилися повідомлення про часткову оплату заборгованостей, і п’ять установок повернулися до роботи.

Проєкт Trion компанії Woodside з видобутком 100 тис. барелів на добу орієнтується на запуск у 2028 році, тоді як Zama і розширення Ku-Maloob-Zaap (KMZ) все ще очікують затвердження. Однак вікно можливостей для старту цих проєктів до завершення прогнозного періоду стрімко закривається.

Джерело: Terminal

За матеріалами: IEA

Замовити тижневий звіт по ринку

Попри дію західних санкцій проти росії, Ірану та Венесуели, експорт нафти триває. Обмеження на технології, фінанси та логістику не дозволяють реалізувати великі проєкти, особливо в Арктиці. Зокрема, запуск Vostok Oil перенесено, а темпи нарощування виробництва залишаються обмеженими.

Ключовими фактори невизначеності

Зростання напруженості між Іраном та Ізраїлем, а також вплив західних санкцій на росію, Іран і Венесуелу залишаються ключовими факторами невизначеності в прогнозі. Доступ до технологій, фінансування та елементів ланцюга постачання, а також зміни у структурі покупців санкційної нафти можуть ще більше ускладнитися залежно від результатів триваючих переговорів.

Щодо росії та Ірану, зберігаються прогнози потужностей і видобутку на поточному рівні протягом усього періоду. У випадку Венесуели, чинні обмеження з боку уряду США погіршили перспективи зростання видобутку в країні.

росія

Видобуток нафти в росії скоротився ще на 260 тис. барелів на добу у 2024 році — до 10,7 млн барелів на добу. Загальні втрати з початку вторгнення в Україну становлять 600 тис. барелів на добу. Попри це, російський нафтогазовий сектор демонструє неочікувану стійкість: повідомляється про зростання буріння в Західному Сибіру. Проте санкції стримують плани короткострокового зростання.

Прогноз потужності росії складає на рівні 10,9 млн барелів на добу до 2030 року, але подальші затримки у реалізації проєкту «Восток Ойл» потужністю 600 тис. барелів на добу можуть зменшити виробництво в середньостроковій перспективі.

Активні зусилля щодо розвитку внутрішніх ланцюгів постачання і ключових технологій, зокрема важких бурових установок для довгих горизонтальних свердловин та нових рідин для гідророзриву пластів, частково підтримують видобуток. Однак відсутність обладнання для важковидобуваних запасів в Арктиці та брак суднобудівних технологій затримали запуск ключових проєктів. Війна та економічні наслідки також обмежили інвестиції через рекордно високі відсоткові ставки, збільшення податкового навантаження та дефіцит робочої сили.

Арктичні запаси росії мають потенціал значно підвищити виробничу потужність, але це ускладнюється на тлі посилення санкцій. У першому кварталі 2025 року компанія «Роснєфть» перенесла запуск «Восток Ойл» із 2024 на 2026 рік. Розробка проєкту розділена приблизно порівну: одна частина припадає на вже діючі родовища Ванкор, Сузунське та Лодочне, інша — на Паяха, Ічеммінське та Байкаловське.

Хоча запаси нафти для «Восток Ойл» минулого року були збільшені майже на 10% — до понад 50 млрд барелів, можливості експорту з родовищ залишаються обмеженими. Продовжується будівництво 770-кілометрового нафтопроводу — до кінця 2024 року було завершено трохи менше половини. Також ведеться робота над приймальним нафтотерміналом у Північній затоці на узбережжі Карського моря.

Проєкт Arctic LNG-2 було скориговано: термін запуску відкладено з 2026 на 2028 рік, оскільки компанія «Новатек» розробляє власну технологію зрідження газу та шукає криголами-танкери для перевезення СПГ.

Джерело: Terminal

За матеріалами: IEA

Замовити тижневий звіт по ринку