Світовий нафтопереробний сектор входить у період глибокої перебудови. Попри те, що саме моторні палива досі залишаються головним джерелом доходів для downstream-галузі, прогнози демонструють довгостроковий зсув попиту у бік нафтохімічної продукції. Це створює нову конфігурацію глобального ринку, де найбільший виграш отримують високорівнево інтегровані нафтопереробні та нафтохімічні комплекси — насамперед в Азії.

На тлі волатильних цін на нафту, жорсткого екологічного тиску й політики обмеження двигунів внутрішнього згоряння, нафтопереробники дедалі активніше переорієнтовують стратегії: від «червоного океану» висококонкурентного ринку моторних палив до «блакитного океану» більш маржинальної нафтохімії. Ключовим інструментом стає перенаправлення нафтової сировини — насамперед нафти й нафтової фракції нафти (нафти) — з бензинового пулу до виробництва нафтохімічних напівпродуктів із вищою доданою вартістю.

Трансформації ринку: від паливної моделі до інтегрованої нафтохімії

1. Вихідні умови: моторні палива як «червоний океан»

• Сукупні виклики для НПЗ:
  • волатильність цін на сиру нафту;
  • посилення суспільного та регуляторного тиску на викиди й екологічний слід;
  • зниження середніх refining margins на традиційних паливних ринках.
• Структурні тренди, що б’ють по паливному бізнесу:
  • підвищення паливної ефективності транспорту;
  • розширення парку електромобілів;
  • нові технології, такі як additive manufacturing (3D-друк), які потенційно скорочують транспортну логістику й, відповідно, попит на палива;
  • плани країн, насамперед у Європі, зменшити або заборонити виробництво авто з двигунами внутрішнього згоряння у середньостроковій перспективі.
• Попит як джерело ризику: прогнозується падіння споживання транспортних палив, тоді як саме вони поки що залишаються основним драйвером доходів downstream-сегменту.

Ринок моторних палив, за логікою концепції «Blue Ocean Strategy», описаної В. Чаном Кімом та Рене Моборн, функціонує як класичний «червоний океан»: компанії борються за частку майже незмінного попиту, маржа стискується, простір для диференціації мінімальний.

«Традиційний ринок транспортних палив — це “червоний океан”, де гравці змагаються в уже сформованому просторі, намагаючись перемогти конкурентів за рахунок експлуатації наявного попиту, що веде до низької диференціації й низької прибутковості. Натомість нафтохімічний сектор розглядається як “блакитний океан” — новий простір із вищими маржами та меншою кількістю конкурентів», — підхід, на який посилається стаття, цитуючи працю W. Chan Kim та Renée Mauborgne «Blue Ocean Strategy».

2. Перерозподіл попиту: нафтохімія як новий центр тяжіння

• Загальносвітовий тренд:
  • за даними Wood Mackenzie (2020), попит на нафтохімічні продукти зростатиме і відіграватиме дедалі більшу роль у структурі споживання сирої нафти;
  • споживання транспортних палив, навпаки, має тенденцію до зниження.
• Перевага інтегрованих гравців:
  • рефінерії, що поєднують переробку нафти з нафтохімією, демонструють вищі Net Cash Margins, ніж традиційні НПЗ, орієнтовані лише на палива;
  • за оцінками Wood Mackenzie (2021), високо інтегровані НПЗ можуть додатково заробляти від 0,68 до 2,02 долара США на барель завдяки ближчій інтеграції з нафтохімічним сегментом.
• Стратегічний висновок: чим більша частка нафтохімії в продуктовому портфелі НПЗ, тим стабільніший і вищий їхній прибуток у період падіння попиту на традиційні палива.

Нафтохімія перетворюється з «додатку» до паливного бізнесу на головний драйвер попиту на нафту. Відповідно, переорієнтація продуктового балансу НПЗ з бензину та дизеля на нафтохімічні напівпродукти перестає бути технологічним нюансом і стає питанням ринкового виживання.

3. Азія як епіцентр нової конфігурації ринку

• Капітал і потужності зосереджуються в азійському «блокові»:
  • станом на 2019 рік загальні інвестиції в рефінерії «crude to chemicals» сягнули 300 млрд доларів США;
  • 64 % цієї суми припадає на азійських гравців, що демонструє їхній агресивний курс на нафтохімічну інтеграцію.
• Інтеграція за континентами:
  • дані Wood Mackenzie (2023) показують, що Азія має суттєво вищу частку інтегрованих потужностей (нафтопереробка + нафтохімія) порівняно з іншими континентами;
  • це створює конкурентний дисбаланс на користь азійських НПЗ, оскільки саме вони найкраще підготовлені до зростання нафтохімічного попиту.
• Динаміка попиту в регіоні:
  • згідно з прогнозами, азійський ринок забезпечить до 90 % зростання світового споживання сирої нафти в 2019–2026 роках;
  • переважна частина цього зростання пов’язана саме з нафтохімічною продукцією;
  • за даними Asian Downstream Insights (2021), у найближчі п’ять років попит на нафтохімію в Азії зростатиме в середньому на 4,25 % щороку.
• Китай як ключовий гравець: значна частина капіталовкладень у «crude to chemicals» спрямовується саме до Китаю, який посилює вплив на регіональний та глобальний downstream-ринок.

Для інших регіонів це означає зростаючий ризик витіснення з найбільш маржинальних сегментів. Азія не просто нарощує переробку, а формує нову архітектуру ринку нафтопродуктів і нафтохімії, де інтегровані комплекси стають нормою, а не винятком.

4. Нафта й нафтохімія: як переналаштовується товарний баланс

• Нафта як ключовий ресурс:
  • традиційно нафта спрямовувалася до бензинового пулу;
  • на ринках із профіцитом бензину нафту доцільніше спрямовувати на виробництво нафтохімічних проміжних продуктів, а не додаткового бензину.
• Ароматика й олефіни як «новий золото-стандарт»:
  • серед найбільш перспективних нафтохімічних напівпродуктів виділяються ароматика бензен і p-ксилол;
  • нафтові потоки, які раніше йшли до бензину, переорієнтовують на виробництво сировини для пластмас та синтетичних матеріалів;
  • це забезпечує вищу додану вартість порівняно з паливним застосуванням.
• Стратегія для ринків із надлишком бензину:
  • ігнорування профіциту й подальший випуск бензину означають роботу в «червоному океані» із низькими маржами;
  • перенаправлення нафти до нафтохімії дає можливість перейти в сегмент з вищими цінами, стабільнішим попитом і меншим конкурентним тиском.

Фактично, нафта стає «точкою розгалуження»: або залишатися в перенасиченому паливному сегменті, або йти у зростаючу нафтохімію. Нафтохімічно інтегровані НПЗ мають змогу гнучко перерозподіляти ці потоки під актуальну ринкову кон’юнктуру.

5. Легкі олефіни й пропілен: формування «пропіленового розриву»

• Економіка пропілену:
  • пропілен — один з ключових нафтохімічних напівпродуктів з широким спектром застосувань: від поліпропілену до акрилонітрилу, пропіленоксиду та акрилової кислоти;
  • вартість пропілену приблизно у 2,5 раза вища за LPG, з якого він виділяється;
  • це створює сильний стимул для НПЗ інвестувати в установки виділення пропілену з LPG.
• Структура ринку пропілену:
  • історично основним джерелом пропілену залишаються установки парового крекінгу — близько 48 % світового постачання;
  • близько 28 % глобального попиту на пропілен покривається за рахунок виділення його з LPG установок ФКК (Fluid Catalytic Cracking).
• Середньострокові тренди:
  • за прогнозами, світовий попит на пропілен зросте з приблизно 130 млн тонн у 2020 році до близько 190 млн тонн у 2030 році;
  • перехід багатьох парових крекерів на більш легку сировину (етан, LPG) збільшує вихід етилену, але скорочує виробництво пропілену;
  • це посилює так званий «пропіленовий розрив» — розходження між швидким зростанням попиту та обмеженнями традиційних джерел пропілену.
• Ринковий наслідок: НПЗ, здатні нарощувати виробництво пропілену як у рамках ФКК, так і за рахунок спеціалізованих технологій, отримують суттєву конкурентну перевагу на глобальному ринку нафтохімії.

Формально мова йде про оптимізацію продуктового балансу НПЗ, але по суті це перерозподіл глобальних ланцюгів створення вартості: від постачання палива до забезпечення нафтохімії сировиною.

6. Petrochemical FCC та «crude-to-chemicals»: прискорена інтеграція

• Максимізація олефінів у ФКК:
  • адаптація режимів роботи й каталізаторів дозволяє суттєво збільшувати вихід легких олефінів (зокрема пропілену) на існуючих установках ФКК;
  • додавання спеціалізованих добавок до каталізаторів може підвищити виробництво пропілену в установці ФКК до приблизно +9 % порівняно з базовим рівнем, хоча це й збільшує операційні витрати.
• Petrochemical FCC як окрема технологічна ніша:
  • спеціалізовані petrochemical FCC-установки (PetroFCC™, HS-FCC™, INDMAX™ тощо) спроєктовано для максимізації виходу легких олефінів;
  • за результатами порівняльних досліджень, перехід від традиційної ФКК до петрохімічної конфігурації може збільшити сумарний вихід легких олефінів (етилен + пропілен + С4-олефіни) з близько 14 % до приблизно 40 % від сировини;
  • це різко підвищує частку високодохідних нафтохімічних продуктів у продуктовому кошику НПЗ.
• «Crude-to-chemicals» як максимальний рівень інтеграції:
  • за класифікацією IHS Markit (2018), рефінерії формату «crude to chemicals» є найвищим ступенем нафтохімічної інтеграції;
  • у таких комплексах майже весь обсяг сирої нафти перетворюється на нафтохімічні напівпродукти — етилен, пропілен, BTX (бензен, толуол, ксилоли);
  • саме такі об’єкти стають магнітом для інвестицій в Азії та базою для глобальної переорієнтації попиту на нафту в бік нафтохімії.
• Економічний аргумент: попри високі капітальні та операційні витрати, поточні й прогнозні ціни на нафтохімічні продукти роблять такі інвестиції економічно виправданими в середньостроковій перспективі, особливо для регіонів із доступом до легкої нафти.

Petrochemical FCC та «crude-to-chemicals» — це не просто нові технологічні модулі, а маркетингові й стратегічні інструменти, які дозволяють переналаштувати весь бізнес НПЗ з паливного на нафтохімічний трек.

7. Синергія ФКК і парового крекінгу: максимізація олефінів без конкуренції за сировину

• Розподіл сировинних ролей:
  • ФКК переважно обробляє важчі нафтові фракції, перетворюючи їх на палива й LPG;
  • парові крекери зосереджені на легкій, багатій на парафіни сировині (етан, високопарафінова нафта) для виробництва етилену й інших олефінів.
• Відсутність конкуренції за сировину:
  • ФКК та паровий крекінг використовують різні фракції нафти, тому можуть бути інтегровані без «перетягування» однієї й тієї ж сировини;
  • це дозволяє максимізувати сумарний вихід легких олефінів на рівні всього комплексу.
• Ринковий ефект:
  • інтегровані комплекси «ФКК + паровий крекінг» здатні краще реагувати на коливання цін між паливами та нафтохімією;
  • у періоди падіння попиту на бензин вони можуть переспрямовувати нафту на олефіни й інші нафтохімічні продукти без радикальної зміни інфраструктури.

Синергія ФКК і парового крекінгу втілює ідею «додавання вартості до кожної молекули»: важкі фракції йдуть на ФКК, легкі — на олефіни, а продуктова матриця все більше зміщується у високодохідну нафтохімію.

8. «Блакитний океан» нафтохімії проти «червоного океану» палив: стратегічна рамка

• Характеристика «червоного океану» транспортних палив:
  • висока конкуренція між НПЗ із подібною конфігурацією;
  • обмежений простір для диференціації — палива залишаються товарним продуктом з регульованими специфікаціями;
  • тенденція до стиснення маржі через енергоефективність, електромобільність та екологічну політику.
• «Блакитний океан» нафтохімії:
  • нафтохімічні напівпродукти мають вищу додану вартість і ширший спектр кінцевих застосувань;
  • на ринку працює менша кількість повністю інтегрованих гравців, що підсилює їхню переговорну позицію;
  • можливість створювати «новий попит» через розвиток ланцюгів доданої вартості (пластики, синтетичні волокна, спеціальні хімікати).
• Ключовий висновок для НПЗ: стратегія виходу з «червоного океану» полягає не в повній відмові від палив, а в максимізації частки нафтохімії у структурі використання сирої нафти та перенесенні центру прибутковості саме в цей сегмент.

Таким чином, «блакитний океан» у downstream-галузі — це не новий вид продукту, а інша конфігурація активів і товарних потоків, де нафта перетворюється насамперед на нафтохімічну сировину, а не на моторне паливо.

9. Перехідний період: від паливного сьогодення до нафтохімічного майбутнього

• Роль транспортних палив у найближчому десятилітті:
  • попри довгостроковий тренд на декарбонізацію, на глобальну енергосистему без викопних палив найближчим часом розраховувати не доводиться;
  • попит на бензин і надалі підтримуватиметься країнами, що розвиваються, де електромобільність та інфраструктурні зміни відбуваються повільніше;
  • водночас ці ринки часто пропонують нижчі маржі, що зменшує їхню привабливість для великих міжнародних гравців.
• Необхідність «подвійного фокусу»:
  • поточні доходи від моторних палив залишаються фінансовою базою для модернізації НПЗ;
  • без інвестицій цих доходів у нафтохімічну інтеграцію рефінерії ризикують застрягти у низькомаржинальному сегменті на тлі структурного падіння попиту.
• Стратегічне попередження:
  • зосередження лише на сьогоденному паливному попиті загрожує втраченою можливістю;
  • орієнтація виключно на віддалене нафтохімічне майбутнє без належної підтримки діючого бізнесу може підірвати фінансову стійкість НПЗ;
  • оптимальна стратегія — керований перехід, коли паливні доходи поетапно трансформуються в капітал для нафтохімічної інтеграції.

Автори аналізованого матеріалу підкреслюють, що в «перехідній фазі» критично важливо зберігати баланс: паливний бізнес забезпечує сьогоднішній кеш-флоу, а інвестиції в нафтохімію — завтрашню прибутковість.

10. Кругова економіка й наступний етап еволюції

• Обмеження нинішньої моделі:
  • навіть за умови успішної інтеграції нафти та нафтохімії залишається екологічний виклик, пов’язаний із накопиченням пластикових відходів;
  • зростання нафтохімії без замкнутого циклу переробки загрожує новими екологічними кризами.
• Роль хімічного рециклінгу:
  • для досягнення справжньої кругової економіки downstream-ланцюг має включати технології хімічного рециклінгу пластиків;
  • обнадійливі технології вже існують і, за оцінками авторів, здатні «замкнути» цикл стійкості нафтохімічної індустрії.
• Стратегічний висновок: довгостроковий виграш отримають ті гравці, які не лише перенаправлять нафту з палив у нафтохімію, а й інтегрують у свої моделі циркулярні рішення щодо переробки готових продуктів назад у сировину.

У результаті downstream-галузь еволюціонує від лінійної схеми «нафта → паливо/пластик → відходи» до замкнених циклів «нафта/відходи → нафтохімія → рециклінг». Інтегровані НПЗ із потужною нафтохімією та блоками хімічного рециклінгу стають ядром майбутньої моделі ринку.

Підсумок: як змінюються правила гри

• Попит: зростання нафтохімії заміщує традиційний попит на моторні палива й стає головним драйвером споживання нафти.
• Географія: Азія, інвестуючи 64 % від 300 млрд доларів у «crude-to-chemicals», формується як центр тяжіння нової хвилі переробки.
• Маржа: інтегровані НПЗ із нафтохімією здатні додатково заробляти до 2,02 долара США на барель, залишаючи традиційні паливні рефінерії у зоні заниженої рентабельності.
• Продуктовий баланс: нафта й важкі фракції перетворюються з «паливної сировини» на базу для високомаржинальних нафтохімічних напівпродуктів — етилену, пропілену, бензену, ксилолів.
• Стратегія: вихід у «блакитний океан» downstream-ринку означає максимізацію нафтохімії, глибоку інтеграцію процесів і запуск циркулярних рішень, а не просто модернізацію окремих установок.

Для енергетичного ринку це означає не просто зміну продуктового акценту, а переписування самої логіки прибутковості: нафта, яка йде в бензобак, програє нафті, що перетворюється на полімер, а у перспективі — повертається в систему через хімічний рециклінг.

Джерело: Terminal

За матеріалами: linkedin.com

Від квітня 2025 року світові нафтопереробні заводи нарощують обсяги переробки, досягнувши у липні рекордного рівня 83,6 млн бар./день, що на 884 тис. бар./день більше місяць до місяця та на 2,0 млн бар./день більше рік до року. Зростання забезпечили насамперед країни Азії, особливо Китай, де відновилися операції після масштабного весняного ремонту. Розширення переробних потужностей у річному вимірі також підтримало цей тренд.

Глобальні тенденції переробки

• Попри закриття найбільшого НПЗ PetroChina у Китаї та його заміну на менший об’єкт, ринок отримав підтримку завдяки другому пакету експортних квот на нафтопродукти 2025 року, який майже не змінився порівняно з 2024 роком.
• Нові великі НПЗ поступово нарощуватимуть роботу технологічних установок у 4 кв. 2025 р. та 1 кв. 2026 р., що створює потенціал для зростання виробництва.
• Закриття окремих заводів лише частково компенсувало приріст потужностей, що може призвести до тиску на маржу переробки.

Зимовий попит на нафтопродукти

• Взимку очікується традиційне зростання попиту на опалювальне пальне в країнах Північної півкулі.
• Сукупний попит країн ОЕСР у 4 кв. 2025 р. прогнозується на рівні +70 тис. бар./день рік до року, з яких:
  • OECD Americas – +50 тис. бар./день
  • OECD Europe – близько +20 тис. бар./день
  • OECD Asia Pacific – близько +10 тис. бар./день
• У 1 кв. 2026 р. попит в ОЕСР може зрости на +100 тис. бар./день, переважно за рахунок Америки та Європи.

Нафтохімічна сировина

• У зимовий період традиційно зростає попит на LPG та нафту через святковий сезон і підвищену активність у нафтохімічному секторі.
• В OECD Americas попит на NGL/LPG складає близько 20% загального попиту на нафту та прогнозується зростання на +30 тис. бар./день у 4 кв. 2025 р. та на +60 тис. бар./день у 1 кв. 2026 р.
• У Китаї попит на NGL/LPG та нафту становить близько 30% від загального, з прогнозом:
  • 4 кв. 2025 р. – +70 тис. бар./день для обох видів сировини
  • 1 кв. 2026 р. – +50 тис. бар./день для LPG/NGL та +10 тис. бар./день для нафти
• В інших країнах Азії частка NGL/LPG та нафти у попиті становить близько 20%, а приріст у 4 кв. 2025 р. прогнозується на +30 тис. бар./день для LPG/NGL та +20 тис. бар./день для нафти; у 1 кв. 2026 р. – +20 тис. бар./день для LPG/NGL при зниженні попиту на нафту.
• В Індії NGL/LPG використовуються переважно для побутових потреб цілий рік, тоді як частка нафти в попиті становить близько 5%.

Висновки

• Світова нафтопереробка перебуває на історичному піку завдяки азійському сегменту, попри окремі закриття заводів.
• Очікуване зростання зимового попиту може підтримати ринок, але нарощення виробництва здатне тиснути на маржу.
• Нафтохімічний сектор залишається ключовим драйвером попиту на LPG та нафту, особливо в Азії та Америці.

Джерело: Terminal

За матеріалами: OPEC

Американська компанія Enterprise Products Partners повідомила про зняття заборони на експорт етану до Китаю або пов’язаних з китайськими військовими структур. Це рішення підсилює позиції оператора терміналу морського експорту у Х’юстоні та може створити нові фінансові можливості для підприємства.

Відновлення постачання та вплив на ринок

Рішення Бюро промисловості та безпеки (BIS) Міністерства торгівлі США означає відміну обмежень на постачання етану, що діють з огляду на військові ризики. Очікується, що відновлення експорту етану до Китаю дозволить Enterprise Products наростити грошові потоки та зберегти стабільний дохід на основі контрактних тарифів.

• Enterprise Products займається транспортуванням NGL через трубопровідну мережу після переробки природних газів.
• Фракціонування в спеціалізованих установках дає змогу розділяти суміш NGL на компоненти, такі як етан.
• Морський експортний термінал компанії у Х’юстоні забезпечує відвантаження на міжнародні ринки.

Водночас попри відновлення експорту, залишаються ризики, пов’язані з напруженістю у відносинах між США та Китаєм.

Інші оператори NGL-інфраструктури у США

• The Williams Companies (WMB) має 50% у трубопроводі Overland Pass (протяжність 760 миль, потужність 245 000 барелів на добу), що з’єднує Опал (Вайомінг) з ринковим хабом у Конвеї (Канзас).
• Energy Transfer (ET) експлуатує приблизно 5 700 миль трубопроводів для транспортування NGL з добовою потужністю близько трьох мільйонів барелів.

Оцінка Enterprise Products на біржі

• Ціна акцій Enterprise Products зросла на 16% за рік, перевищивши середній приріст галузевого індексу (14,7%).
• EV/EBITDA компанії складає 10,18 проти середнього показника галузі 11,56.
• За оцінками Zacks, консенсус-прогноз на 2025 рік для прибутків компанії за останній тиждень не змінився.

Висновок

Відновлення експорту етану до Китаю після зняття обмежень створює можливості для збільшення доходів Enterprise Products, посилюючи роль США на світовому ринку постачання NGL. Проте геополітична напруженість з Китаєм залишається важливим фактором ризику для інвесторів.

Джерело: Terminal

За матеріалами: barchart.com

Замовити тижневий звіт по ринку

Оперативна інформація по ринках пального

Рентабельність нафтопереробки зберігається на рівні, вищому за середній, однак зростаюча пропозиція дешевої нафти може тиснути на маржі. Попри те, що рентабельність нафтопереробки вища за середню у другій половині минулого десятиліття, вона дещо знизилась порівняно з торішнім рівнем. Поточне середовище сприятливих марж обумовлене як структурними, так і циклічними факторами.

Рентабельність НПЗ

Індустрія переробки залишається висококонкурентною. Заводи отримують перевагу від економії на масштабах, але використовують уніфіковані технології та процеси. Бар’єри для входу залишаються високими через капіталомісткість і тривалі строки реалізації проєктів. Це ускладнюється екологічними обмеженнями в розвинених країнах, що надає перевагу існуючим гравцям. Конкурентні переваги підтримуються завдяки власним або ліцензованим технологіям.

Втім, виробники часто мають стимул збільшувати обсяги переробки за умов доступу до додаткової сировини. Однак така практика — особливо у разі надходження зниженої або дешевої нафти — у довгостроковій перспективі підриває загальносвітовий рівень маржі.

Складність НПЗ — запорука виживання

Традиційно більш складні НПЗ отримують вищу рентабельність за рахунок переробки важкої та сірчистої нафти або напівфабрикатів, трансформуючи їх у продукти з доданою вартістю — бензин, дизпаливо, авіапаливо — на відміну від мазуту та інших низькомаржинальних продуктів. Також перевагу мають заводи у США (узбережжя Мексиканської затоки) та Близькому Сході, які отримують доступ до дешевших сировинних ресурсів порівняно з підприємствами Північної Європи або Азії.

Із початку десятиліття ОПЕК+ цілеспрямовано обмежує видобуток, щоб підтримати ціни. Зокрема, обсяги експорту нафти з Близького Сходу до США у 2024 році впали до мінімуму за 40 років — 530 тис. барелів на добу. Подібна тенденція спостерігається і щодо Європи. Це зменшило конкуренцію між канадською важкою нафтою Western Canada Select (WCS) та близькосхідними сортами, що призвело до дефіциту важкої нафти у США.

Маржі переробки у США та Європі (2019–2025)

За умов дефіциту важкої нафти, переробники вдавались до трьох основних стратегій: закупівля спотової сировини за вищими цінами, використання запасів (що створює додаткову напругу на ринку) або зниження обсягів переробки. Такий вибір транслює ситуацію на ринку нафти у відповідні зміни на ринку нафтопродуктів.

Таким чином, контанго чи беквордейшн на ринку нафти перетікає в аналогічну структуру ринку продуктів. Рестриктивна політика ОПЕК+ в останні роки допомогла підтримати загальну прибутковість галузі. Водночас це звузило диференціал у маржах між складними та простішими НПЗ. Проте нещодавні сигнали про розворот політики ОПЕК+ і нарощування видобутку створюють ризик перенасичення ринку та зниження маржі, якщо виробники не втримаються від спокуси збільшити обсяги переробки дешевшої нафти.

Джерело: Terminal

За матеріалами: IEA

Замовити тижневий звіт по ринку

У березні 2025 року попит на нафту в регіоні Близького Сходу виріс на 218 тис. барелів на добу у річному вимірі, демонструючи активізацію енергетичного, транспортного та нафтохімічного секторів. Найбільший внесок забезпечили Ірак і Саудівська Аравія.

Попит на нафту на Близькому Сході продовжує зростати: акцент на транспорт, нафтохімію та енергетику

У березні 2025 року попит на нафту на Близькому Сході виріс на 218 тис. барелів на добу (тб/д) у порівнянні з аналогічним періодом попереднього року, що значно перевищує приріст у 10 тб/д у лютому. Основними драйверами зростання стали Ірак (+107 тб/д) та Саудівська Аравія (+106 тб/д), тоді як Кувейт (-34 тб/д) та ОАЕ (-21 тб/д) зафіксували зниження.

Сегмент «інших продуктів», зокрема прямого спалювання нафти, виріс на 152 тб/д у річному обчисленні — значне покращення після зниження на 25 тб/д у попередньому місяці. Це пояснюється зростанням попиту з боку енергетичних секторів Іраку та Саудівської Аравії.

У сфері нафтохімії, попит на LPG/NGLs виріс на 16 тб/д (порівняно з +45 тб/д у лютому), тоді як споживання нафти нафтового бензину (нафти) залишилось на рівні минулого року. Серед транспортних палив, споживання бензину зросло на 38 тб/д, дизпального — на 4 тб/д, тоді як попит на авіаційне паливо знизився на 22 тб/д. Попит на мазут (residual fuel oil) відновився — +29 тб/д після лютневого обвалу на 174 тб/д.

Короткострокові перспективи

Економічна активність у регіоні залишається стійкою завдяки розвитку неенергетичних секторів, що підтримують диверсифікацію економіки. Очікується, що нові мита США не матимуть суттєвого впливу на регіон, враховуючи виключення для нафти й газу, а також обмежену торгівлю з США. Туризм та мобільність залишаються активними, а попит на бензин, дизпальне і авіаційне паливо буде ключовим рушієм зростання споживання нафти — очікується приріст у 3 кварталі 2025 року на 181 тб/д у річному обчисленні.

На 2025 рік прогнозується збереження високого попиту на основні нафтопродукти, включаючи LPG/NGLs та нафту, за рахунок збільшення нафтохімічних потужностей. Також очікується зростання попиту на транспортні види пального — бензин, дизель, авіаційне паливо — через активну мобільність населення та авіаперевезення. Попит на дизель у Саудівській Аравії додатково підтримає будівельна активність. Загалом, попит на нафту в регіоні у 2025 році зросте на 136 тб/д, досягнувши 9,0 млн барелів на добу. Основний приріст — за рахунок Іраку, Саудівської Аравії та ОАЕ.

Прогноз на 2026 рік

У 2026 році зростання ВВП у регіоні залишиться підтриманим неенергетичними секторами та державними інфраструктурними інвестиціями. На тлі високої активності в нафтохімії та стабільного попиту на паливо, прогнозується зростання споживання нафти на 143 тб/д у річному вимірі. Серед продуктів основним драйвером стане LPG/NGLs — +45 тб/д. Бензин і дизель додадуть приблизно 60 та 30 тб/д відповідно, авіаційне паливо — +20 тб/д, нафтовий бензин — +15 тб/д. Категорія «інші продукти» залишиться слабкою через високий базовий рівень 2025 року, а мазут зросте лише на 5 тб/д.

Загалом, очікується, що попит на нафту на Близькому Сході у 2026 році досягне в середньому 9,1 млн барелів на добу.

Джерело: Terminal
За матеріалами: OPEC

Замовити тижневий звіт по ринку

У березні 2025 року попит на нафту в регіоні країн OECD Європи знизився на 52 тис. барелів на добу у річному вимірі, тоді як у лютому спостерігалося зростання на 262 тис. барелів.

Нафтовий ринок Європи демонструє змішані сигнали: зростання попиту на бензин та реактивне пальне компенсується падінням попиту на важкі фракції та нафтохімію.

Основне падіння зафіксоване у Великій Британії та Італії, що перекрило позитивну динаміку в Німеччині, Франції та Іспанії.

Значне скорочення споживання в категорії «інші продукти» (до яких належать бітум, мастильні матеріали та нафтовий кокс) склало 231 тис. б/д, що є посиленням тренду зниження (у лютому падіння становило 155 тис. б/д). Попит на мазут знизився на 44 тис. б/д, дизельне пальне залишилося на рівні минулого року.

У сегменті нафтохімії попит на LPG/NGL зріс на 32 тис. б/д, тоді як нафтовий бензин (нафта нафтового походження, naphtha) знизився на 3 тис. б/д. Транспортні палива показали зростання: бензин +111 тис. б/д, авіаційне пальне (jet/kerosene) +83 тис. б/д.

Короткостроковий прогноз

Економічна активність в Європі продовжує поступово відновлюватися: інфляція в квітні залишалася стабільною на рівні 2,2%, реальні доходи зростають, безробіття стабільне. Індекс ділової активності у промисловості (PMI) виріс до 49,0, що свідчить про сповільнення падіння.

У III кварталі 2025 року попит на нафту в регіоні очікується зі зростанням на 13 тис. б/д у річному обчисленні, що є покращенням після зниження на 78 тис. б/д у II кварталі. Сезонне зростання попиту на бензин і реактивне пальне пояснюється активним туризмом і невисокими темпами проникнення електромобілів.

За рік очікується, що реактивне пальне стане лідером зростання серед продуктів (+70 тис. б/д), бензин збільшиться на 50 тис. б/д. Водночас попит на LPG/етан і нафту нафтового походження (naphtha) може знизитись через слабкий сегмент нафтохімії. Мазут, дизель і «інші продукти» продовжать падати різними темпами.

Ризики для ринку

Невизначеність зберігається у сфері міжнародної торгівлі: тримісячне призупинення мит у 20% між США та ЄС закінчується в липні. Хоча Євросоюз демонструє відкритість до перемовин, перспективи досягнення угоди залишаються під питанням. Сигналом до пом’якшення конфлікту є зняття європейських контрмит і звільнення Британії від 50% тарифів на сталь та алюміній.

Окремий ризик – введення нових екологічних регламентів у Середземному морі (ECA), які почнуть діяти з травня 2025 року. Це може знизити попит на низькосірчисті мазути.

Середньостроковий прогноз

На 2025 рік загальний попит на нафту в країнах OECD Європи прогнозується на рівні 13,5 млн барелів на добу (+4 тис. б/д порівняно з 2024 роком). У 2026 році очікується незначне зростання ще на 11 тис. б/д, залишаючи середній попит на рівні 13,5 млн б/д.

Джерело: Terminal

За матеріалами: OPEC

Замовити тижневий звіт по ринку

Світовий попит на нафту у 2025–2026 роках продовжить зростати на 1,3 млн барелів на добу щороку, головним чином за рахунок країн, що не входять до ОЕСР, зокрема Китаю, Індії та регіону Азії.

Прогноз залишається без змін

Світовий попит на нафту у 2025 році, згідно з прогнозом, зросте на 1,3 млн барелів на добу (мб/д) у річному вимірі, що відповідає попередній оцінці. Позитивні коригування, зумовлені кращими, ніж очікувалося, показниками за перший квартал 2025 року в країнах ОЕСР (Америки та Європа), були збалансовані нижчими очікуваннями щодо зростання попиту в країнах, що не входять до ОЕСР — передусім у Китаї та Індії, що пояснюється впливом торговельної політики США.

У межах ОЕСР попит на нафту у 2025 році зросте приблизно на 160 тис. барелів на добу (тб/д) у річному вимірі, причому основним рушієм стане регіон Америки. У країнах поза ОЕСР очікується приріст понад 1,1 мб/д, головно за рахунок Індії, Китаю та решти Азії.

Ключові драйвери зростання попиту

За категоріями продуктів, ключовими драйверами зростання залишатимуться реактивне паливо (jet kerosene) з очікуваним приростом у 450 тб/д та бензин — +380 тб/д. Також суттєву роль відіграватиме розвиток нафтохімії, передусім у Китаї та на Близькому Сході. Очікується зростання попиту на LPG/NGL та нафту (naphtha) приблизно на 500 тб/д для кожної категорії.

У 2026 році прогноз знову передбачає зростання світового попиту на нафту на 1,3 мб/д. У межах ОЕСР приріст становитиме близько 100 тис. б/д, причому лідером залишатимуться країни Америки. Поза межами ОЕСР очікується приріст на 1,2 мб/д, переважно за рахунок Індії, Китаю та інших країн Азії.

Щодо продуктів, транспортні палива (реактивне паливо та бензин) продовжать бути основними драйверами попиту, з прогнозованим щорічним приростом на 370 тб/д кожен. Крім того, LPG/NGL та нафту, як основні сировини для нафтохімії, продовжать підтримувати глобальний попит із сукупним приростом близько 370 тб/д, що становитиме приблизно 30% загального приросту попиту у 2026 році.

Джерело: Terminal

За матеріалами: OPEC

Замовити тижневий звіт по ринку

Китай досяг піку попиту на нафту: бензин і дизель витісняються електротранспортом, а головним драйвером залишаються нафтохімічні сировини. Попри зростання ВВП, споживання зростає мінімально — лише на 30 тис. б/д до 2030 року. Натомість Індія стає глобальним лідером за приростом попиту на нафту — +1 млн б/д за рахунок стрімкого економічного зростання, урбанізації та збільшення автопарку. Транспортні палива, зокрема бензин і авіапальне, формуватимуть основу цього зростання, хоча ризиком залишається зростання боргового навантаження на домогосподарства.

Китай

Попит на нафту в Китаї залишатиметься на рівні приблизно 16,8 млн барелів на добу у 2024–2030 роках, з мінімальним приростом усього на 30 тис. барелів на добу. Це суттєвий контраст до попереднього десятиліття, коли Китай формував 60% світового приросту споживання. Така стагнація зумовлена зменшенням споживання автомобільного пального на тлі стрімкої електрифікації транспорту. Попит на бензин, що досяг піку у 2021 році (3,8 млн б/д), знизиться на 6% щорічно до 2,5 млн б/д у 2030 році. Попит на дизпаливо впаде на 2,1% щорічно, натомість авіаційне пальне зростатиме на 3,9%. Основним джерелом зростання залишаться нафтохімічні сировини – етан/СКВ та нафта, з річним приростом у 2,5% і 4,6% відповідно.

Індія

Попит на нафту зросте на 1 млн б/д, що є найбільшим приростом серед усіх країн, на тлі зростання ВВП на 2,8% щорічно. У 2025 році Індія вже четвертий рік поспіль залишатиметься найдинамічнішою великою економікою світу, і, ймовірно, обжене Японію за обсягом ВВП. Найбільше зростання демонструватимуть транспортні палива, зокрема авіаційне – майже 6% щорічно. Бензин зростатиме на 4% щорічно через зростання автопарку на 40% до 2030 року. Однак таке розширення частково фінансується боргами: борг домогосподарств досяг 43% ВВП у 2024 році. Продукти, пов’язані з промисловістю – дизель, нафта, етан/СКВ – зростатимуть на 3,3%, 2,0% та 2,5% відповідно. Попит на СПБ додатково підтримується державною програмою «Pradhan Mantri Ujjwala Yojana» для заміни традиційного приготування їжі на чисту енергію.

Динаміка попиту на нафту в Китаї за сегментами (млн барелів/день)

Джерело: Terminal

За матеріалами: IEA

Замовити тижневий звіт по ринку

IEA прогнозує різке зниження темпів зростання нафтогазового видобутку в США до кінця десятиліття. У 2024 році видобуток рідких вуглеводнів у США, без урахування біопалива, зріс на 720 тис. барелів на добу, а з моменту пандемічного мінімуму 2020 року — на 3,7 млн барелів. У 2025 році очікується приріст на ще 510 тис. барелів на добу, що стане четвертим поспіль рекордним роком. Однак упродовж прогнозного періоду темпи зростання істотно сповільнюються, а обсяги видобутку сирої нафти стабілізуються.

Тиск світових цін на нафту

Нафтогазова індустрія США стикається з низкою обмежень, зокрема зосередженістю на виплатах акціонерам, консолідацією компаній та ускладненням буріння на фоні потенційного зниження цін у середньостроковій перспективі.

Попри це, США залишаються другим за значущістю драйвером зростання глобальної пропозиції після Саудівської Аравії — з додатковими 880 тис. барелів на добу у 2024–2030 роках. Очікується, що загальний видобуток досягне 21,1 млн барелів на добу до кінця прогнозного періоду.

При цьому видобуток сирої нафти зменшиться на 60 тис. барелів до 13,1 млн барелів на добу, тоді як виробництво NGL (рідких фракцій з газопереробних заводів) зросте на 860 тис. до 7,8 млн барелів. Зростання підтримується високим попитом з боку експорту і нафтохімічної промисловості, особливо завдяки газу, що супроводжує видобуток у басейнах Перм і Аппалачі.

Видобуток LTO (легкої сланцевої нафти) у США зросте на 360 тис. барелів до 9,8 млн до 2030 року, тоді як традиційний видобуток на континенті (Lower 48) знизиться на 420 тис. барелів. У федеральному офшорі очікується зростання на 160 тис. барелів до 1,9 млн у 2026 році, з подальшим зниженням до 1,6 млн до кінця десятиліття. Аляска збільшить видобуток на 160 тис. — до 580 тис. барелів.

Темпи зростання скорочуються

Незважаючи на те, що LTO залишається основною рушійною силою нафтової галузі США, темпи зростання різко скорочуються. Сланцева галузь демонструє лише 0,5% середньорічного зростання, майже повністю завдяки родовищу Перм. Перегляд прогнозів пов’язаний зі зниженням цін, що змусило компанії скорочувати активність і прискорювати злиття. За даними Enverus, понад 70% економічно доцільних родовищ у Пермському басейні з ціною нижче $50 за барель перебувають під контролем семи компаній. Понад половину залишкових активів у регіоні Midland контролюють ExxonMobil та Diamondback.

Тиск скорочення запасів DUC

Скорочення запасів DUC в США обмежує зростання сланцевого видобутку. Низькі рівні незавершених свердловин (DUC) знижують буфер операцій у сланцевих басейнах США, попри зростання ефективності буріння в Permian

Додатковим стримуючим фактором для зростання видобутку нафти в США є рекордно низький рівень пробурених, але не завершених свердловин (DUC). За даними Короткострокового прогнозу Управління енергетичної інформації США (EIA STEO), кількість таких свердловин впала на 15% за останні два роки і досягла найнижчого рівня з 2013 року — 5 300 одиниць. Водночас у 2025 році очікується завершення менше 9 000 свердловин. У ключових регіонах видобутку, таких як Bakken, Eagle Ford і Permian, протягом трьох років спостерігається різке зниження DUC. У Permian наразі активна лише третина від довоєнного середнього рівня.

Свердловини з категорії DUC зазвичай запускають протягом двох місяців, тоді як повне буріння нової свердловини займає 9–12 місяців. Перехід до моделі роботи «just-in-time» суттєво зменшує буфер для операційного планування й ускладнює оптимізацію польових робіт. У поєднанні зі скороченням активності це створює перешкоди для зростання в найближчі роки.

Надія на Permian Basin

У той же час, ефективність буріння в Permian Basin зростає: з 2014 року вона зросла майже у 2,5 рази, а з 2019 — більш ніж у 1,5 рази. У IV кварталі 2024 року 285 активних бурових установок у Permian забезпечили обсяги, еквівалентні 480 буровим 5 років тому та 650 — 10 років тому.

Це стало можливим завдяки використанню довших горизонтальних свердловин, інноваційних технологій типу simul-frac, tri-frac і «підковоподібних» свердловин. Водночас витрати на буріння на одну одиницю довжини зростають, а початкові дебіти протягом перших 90 днів (IP90) залишаються здебільшого стабільними.

Незважаючи на уповільнення темпів, видобуток зріджених вуглеводневих газів (NGL) продовжує зростати завдяки збільшенню газо- нафтового співвідношення (GOR) у сланцевих басейнах. За прогнозами, з 2024 по 2030 рік обсяги виробництва NGL у США зростуть на 860 тис. барелів на добу. За даними компанії Enterprise Products, кожен барель нафти в Permian у 2025 році супроводжується на 30% більшим обсягом супутнього газу і NGL порівняно з 2022 роком.

Це частково пояснюється змінами в динаміці резервуарів, новими локаціями буріння — зокрема, в «газовитіших» зонах — та стратегією паралельного освоєння кількох геологічних горизонтів (бенчів). Завдяки цьому стало можливим добування з раніше нерентабельних, але багатших на газ зон.

Джерело: Terminal

За матеріалами: IEA

Замовити тижневий звіт по ринку

Європейська нафтохімічна галузь зазнає глибоких змін через зростання глобальної конкуренції та перенасичення потужностей, що призводить до зниження споживання нафти, зростання ролі LPG та етану, а також до переформатування експорту з Близького Сходу та Азії. Очікується подальше згортання виробництва в Європі, а також структурна перебудова світового нафтохімічного ландшафту до кінця десятиліття.

Китай та США

Поширення конкуренції з боку Китаю (через імпортозаміщення) та США (через експорт) змістило навантаження надлишкових світових потужностей на інші регіони. Ринки з вищими витратами, зокрема Європа та Східна Азія, стали цільовими для додаткових потоків з традиційних експортерів. Попри втрати деяких дешевших виробників (включно з Близьким Сходом), найбільше постраждали нафтові крекери, оскільки LPG та етан дедалі частіше витісняють нафту в якості сировини.

Європейська нафтохімія

Європейська нафтохімія зазнала найгірших втрат: з 2019 по 2024 рік загальне споживання сировини скоротилось на 19%. Попит на пластмаси послабився, тоді як обсяги імпорту зросли. Виробництво полімерів на основі етилену, таких як PVC і стирол, було суттєво скорочене. Зміна у складі сировини (особливо в прибережних зонах, де використовують більше LPG через вигідні ціни) і падіння коефіцієнтів завантаження призвели до значного зменшення попиту на нафту. У 2023 році поставки становили менше 900 тис. барелів на добу — найнижчий рівень за десятиліття.

Очікується подальше зниження обсягів поставок нафти в Європу на ≈10% до кінця десятиліття через закриття потужностей, частково вже реалізованих або оголошених на 2025–2026 роки. Закриття та скорочення виробництва будуть зосереджені в регіонах із високими витратами — передусім у Європі. В Азії зменшення обсягів менш значне, хоч нові китайські заводи посилюють конкуренцію. Європейські заводи належать міжнародним гігантам, які оптимізують виробництво глобально, на відміну від японських та корейських компаній, що більше сконцентровані на внутрішньому ринку.

Північна Корея

Корейські заводи є більш сучасними та інтегрованими з нафтопереробкою, тому зберігають конкурентоспроможність. Проєкт Shaheen у Кореї, який має запрацювати у 2027 році, є CTC-нафтопереробним заводом, що включає 1,8 млн т/рік крекер змішаної сировини. Його реалізує компанія S-Oil (63% належить Saudi Aramco), що демонструє зростання інтеграції нафтогазових гігантів у хімію.

Близький Схід

На Близькому Сході вплив перенасичення ринку менш прозорий через обмеженість даних. Крекери в регіоні залишаються найдешевшими у світі завдяки дуже низькій вартості сировини та енергії. Основний фокус — експорт поліетилену (PE) та поліпропілену (PP), з головним ринком збуту — Китаєм. Водночас з 2019 року експорт з Саудівської Аравії та Ірану суттєво скоротився. Китай фактично став монопсоністом для іранських поставок, але і ці обсяги зменшились, хоч внутрішнє споживання могло частково компенсувати скорочення.

Експорт саудівських продуктів на основі етилену знизився приблизно на 30% з 2019 по 2024 рік (у перерахунку на етилен), частково через зростання внутрішнього попиту на фоні розширення не-нафтового ВВП, інфраструктурних і енергетичних проєктів. За оцінками, використання сировини в Саудівській Аравії зменшилось на 80 тис. барелів на добу, в основному у сегменті LPG/етан. Причина — державні пріоритети щодо постачання газу на електростанції. Згідно з даними Saudi Aramco, обсяги доступного етану знизились на 70 тис. барелів на добу (−18%). Є повідомлення про нестачу сировини для етанових заводів, хоча оцінки рентабельності крекерів залишаються високими.

Джерело: Terminal

За матеріалами: IEA

Замовити тижневий звіт по ринку