Норвезький оператор газопроводів Gassco заявив, що експортна система країни готова до високого попиту Європи взимку. Reuters повідомив, що 1 жовтня почався новий газовий рік і піковий сезон постачання до Європи, де рівні сховищ нижчі за довгострокове середнє.

Газова інфраструктура Норвегії входить у зимовий сезон після завершення планового ремонту

Норвезька система експорту природного газу добре підготовлена до високого попиту з боку Європи протягом майбутньої зими, заявив 1 жовтня оператор газопроводів і переробних потужностей Gassco.

Після вторгнення росії в Україну у 2022 році Норвегія стала найбільшим постачальником природного газу до Європи. За даними Reuters, вона забезпечує близько 30% попиту Європейського Союзу та Великої Британії завдяки родовищам, які експлуатують Equinor та інші компанії.

1 жовтня позначає початок нового року на газовому ринку та старт пікового сезону постачання до Європи. Reuters зазначає, що європейські рівні зберігання газу перебувають значно нижче довгострокового середнього.

Gassco нещодавно завершила масштабні ремонти, які скорочували постачання у вересні відповідно до планів технічного обслуговування на рік. Європейські ціни на газ у 2026 році більш ніж подвоїлися — приблизно до 73 євро за мегават-годину — після того, як війна США та Ізраїлю проти Ірану суттєво обмежила постачання скрапленого природного газу.

У 2025 році Gassco поставила 114,9 млрд кубометрів газу через трубопровідну мережу довжиною 8 800 км. Постачання у 2026 році наразі становить 86,2 млрд кубометрів, що на 2,1 млрд кубометрів більше, ніж роком раніше.

Reuters також нагадує, що минулого тижня єврокомісар з енергетики Дан Йоргенсен попередив: ЄС стикається з кризою цін на енергоносії цієї зими, і закликав країни-члени продовжувати наповнювати сховища та скорочувати попит.

«Коли ми входимо в зимовий сезон із завершеним технічним обслуговуванням і добре функціонуючою транспортною системою, норвезький континентальний шельф добре підготовлений до задоволення попиту Європи», — заявив директор із системних операцій Gassco Альфред Скоор Гансен.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Reuters.

Нафта залишається вище $100 за барель попри корекцію, а Standard Chartered очікує збереження підвищеної геополітичної премії через затяжний конфлікт США та Ірану, пошкодження саудівського нафтопроводу East-West і нові ризики для судноплавства в Червоному морі.

Альтернативний маршрут в обхід Ормузу сам став вразливим

Brent із постачанням у листопаді в середу о 14:18 за східним часом США знижувався на 2,88% до $105,6 за барель, WTI з постачанням у жовтні — на 3,33% до $102,3 за барель.

Федеральна резервна система США підвищила ставку на 25 базисних пунктів до діапазону 3,75-4,00% — уперше з 2023 року. Представники ФРС також спрогнозували ще одне підвищення ставки до кінця року. Вищі ставки можуть стримувати нафтові ціни через охолодження економічної активності, зміцнення долара та збільшення вартості зберігання запасів.

Водночас аналітики Standard Chartered вважають, що глухий кут між США та Іраном і фізичні ризики для регіонального експорту підтримуватимуть нафту на вищому рівні.

Переговори щодо Ормузу відкладено

Заплановану зустріч Ірану та арабських держав Перської затоки щодо комерційного судноплавства через Ормузьку протоку у вівторок відклали через відсутність спільної позиції арабських країн.

Додаткове загострення створили події в Червоному морі та Саудівській Аравії. Минулого тижня пов’язані з Іраном хусити в Ємені захопили стратегічний порт Моха на узбережжі Червоного моря та завдали масованих ударів дронами й ракетами по авіабазі King Khalid у Саудівській Аравії.

Після цього удар дрона з Іраку пошкодив ключову насосну станцію саудівського нафтопроводу East-West поблизу Ер-Ріяда та Медіни. Через атаки Саудівська Аравія була змушена зупинити East-West — важливий альтернативний експортний маршрут, що дозволяє обходити Ормузьку протоку.

StanChart: ризик для експорту Саудівської Аравії суттєво зріс

За оцінкою Standard Chartered, пошкодження нафтопроводу суттєво підвищує короткостроковий ризик для експорту сирої нафти. Ключовий маршрут до Янбу може залишатися переважно недоступним кілька тижнів.

StanChart оцінює, що Саудівська Аравія має приблизно тижневий запас сирої нафти в портах для підтримання нинішніх темпів експорту. Тривалий простій трубопроводу може змусити королівство більше покладатися на вже обмежені маршрути через Ормуз і поставити під ризик значний обсяг експорту.

Одночасно просування хуситів уздовж узбережжя Червоного моря та біля Баб-ель-Мандебської протоки підвищує ризики для танкерного руху. Це може збільшити витрати на страхування воєнних ризиків, фрахт і зміну маршрутів.

Обхід одного вузького місця створив інше

StanChart вказує на слабкість ринкової моделі альтернативних маршрутів. East-West був частиною рішення для обходу Ормузької протоки, але сам трубопровід тепер став об’єктом ризику. Альтернативний морський маршрут через Червоне море та Баб-ель-Мандеб також перебуває під посиленим геополітичним тиском.

У результаті проблема полягає не лише у меншій доступності нафти, а й у вищій вартості та меншій надійності транспортування барелів із Перської затоки. За оцінкою StanChart, геополітична премія в нафтових цінах залишатиметься підвищеною, хоча ринок і надалі може різко коригуватися на позитивних новинах.

Європейський газовий ринок також залишається напруженим

Ф’ючерси на нідерландський TTF знизилися з майже чотирирічного максимуму €82,84/МВт·год минулого тижня до €77,66/МВт·год у середу. Проте Standard Chartered вважає європейський газовий ринок «бичачим» через конкуренцію між опалювальним попитом і закачуванням газу до сховищ.

За даними Gas Infrastructure Europe, європейські сховища заповнені приблизно на 68% — на 16,3 відсоткового пункта нижче за п’ятирічний сезонний середній рівень. Потоки катарського СПГ залишаються сильно обмеженими.

Найнижчі рівні запасів серед названих країн мають Німеччина — близько 56% і Нідерланди — близько 52,5%. Міністерка економіки Німеччини Катерина Райхе розширила осінній тендер Long Term Options, запропонувавши фінансові стимули для залучення додаткових постачань газу. Uniper і SEFE також погодилися активніше закачувати газ до сховищ.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Oilprice.com

Алжирська державна компанія Sonatrach та німецький енергетичний концерн VNG уклали новий контракт, який передбачає збільшення постачання природного газу до Німеччини з 1 січня 2027 року. Угода розширює співпрацю, що розпочалася у 2024 році після переорієнтації Німеччини на альтернативні джерела імпорту газу. Водночас сторони не розкрили додаткові обсяги постачання, термін дії контракту та його вартість.

Алжир зміцнює позиції одного з ключових постачальників природного газу для Німеччини

Що передбачає новий контракт

Нову угоду Sonatrach та VNG підписали 17 липня 2026 року під час офіційного візиту президента Алжиру Абдельмаджида Теббуна до Німеччини. Про підписання повідомило державне агентство Algérie Presse Service (APS).

• Збільшення постачання природного газу до Німеччини розпочнеться з 1 січня 2027 року.
• Сторони не оприлюднили додаткові обсяги газу, тривалість контракту та його фінансову вартість.
• Контракт стосується трубопровідних постачань, які доповнять вже започатковані поставки скрапленого природного газу (СПГ).

Як формувалося партнерство

Співпраця між Sonatrach і VNG активно розвивається з 2024 року.

• У лютому 2024 року VNG стала першою німецькою компанією, яка почала закуповувати алжирський газ трубопроводом.
• Газ надходить через магістральний газопровід Transmed, який з’єднує алжирське родовище Hassi R’Mel з Італією через Туніс та Сицилійську протоку.
• Надалі ресурс транспортується мережею італійського оператора Snam, після чого прямує газопроводами TAG (Trans Austria Gasleitung) або Transitgas до німецьких газових мереж, зокрема Gascade та ONTRAS.

Transmed має номінальну пропускну здатність 33,5 млрд кубометрів газу на рік.

Перші постачання СПГ відкрили ще один маршрут

За два тижні до укладення нового контракту, 2 липня 2026 року, Sonatrach здійснила перше в історії постачання скрапленого природного газу (СПГ) до Німеччини.

• СПГ — це природний газ, охолоджений до рідкого стану для морського транспортування танкерами.
• Новий трубопровідний контракт фактично відкриває другий канал постачання алжирського газу на німецький ринок.

Чому це важливо для Німеччини

Німеччина залишається найбільшим споживачем природного газу в Європі.

• За перші чотири місяці 2026 року країна імпортувала трубопроводами близько 11,5 млрд кубометрів газу.
• Це становить приблизно чверть усіх європейських трубопровідних поставок природного газу.
• VNG до 2022 року була одним із найбільших покупців російського газу, однак після припинення його постачання компанія почала активно диверсифікувати джерела закупівель.

Співпраця виходить за межі природного газу

Sonatrach і VNG одночасно розвивають проєкти у сфері виробництва та транспортування «зеленого» водню.

• Компанії беруть участь у проєкті Algeria to Europe Hydrogen Alliance (ALTEH2A).
• Також вони працюють у межах ініціативи SoutH2 Corridor, яка передбачає виробництво водню в Алжирі та його експорт до європейських країн.

«Ця угода стала результатом тривалого шляху довіри та співпраці між Sonatrach і VNG», — заявив міністр вуглеводнів Алжиру Мохамед Аркаб. За його словами, контракт підтверджує статус Алжиру як надійного постачальника енергоресурсів.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Algérie Presse Service (APS

Американський газовий ринок отримав одразу два сигнали підтримки: запаси у підземних сховищах зросли менше, ніж очікували аналітики, а тепліша погода підвищила очікування попиту з боку електроенергетики.

Запаси газу у США зросли менше очікувань, а спека підтримала ф’ючерси

За даними EIA, запаси природного газу у підземних сховищах США за тиждень збільшилися на 95 млрд куб. футів і досягли 2 578 млрд куб. футів. Приріст виявився нижчим як за середній рівень 2021–2025 років, так і за очікування аналітиків у опитуванні WSJ.

• Тижневий приріст запасів становив 95 млрд куб. футів.
• Загальний обсяг газу у сховищах досяг 2 578 млрд куб. футів.
• Надлишок до п’ятирічного середнього рівня скоротився до 138 млрд куб. футів із 144 млрд куб. футів тижнем раніше.
• Середній приріст за відповідний тиждень у 2021–2025 роках становив 101 млрд куб. футів.
• Оцінка WSJ передбачала приріст на 105 млрд куб. футів.
• Поточні запаси виявилися на 3 млрд куб. футів нижчими, ніж рік тому.
• Ф’ючерси Nymex на природний газ зросли на 3,4% до $3,324 за млн британських теплових одиниць.

Скорочення надлишку до п’ятирічного середнього рівня є важливим сигналом для трейдерів. Воно означає, що ринок поступово втрачає комфортний запас, який раніше стримував цінову реакцію. Якщо попит з боку електроенергетики зростатиме через спеку, ринок швидше відчує конкуренцію між поточним споживанням і підготовкою запасів до наступних сезонів.

Додатковий чинник — прогноз погоди. У ранкових торгах ф’ючерси на природний газ у США зростали на 1,8% до $3,273 за млн британських теплових одиниць на очікуваннях теплішої погоди й збільшення попиту в найближчі тижні.

«Перший тест може настати завтра і на вихідних, коли на північному сході температура знову підніметься вище 90 градусів», — Гері Каннінгем, Tradition Energy.

За його оцінкою, очікувана спека має додати попиту на газ у секторі електроенергетики та зміцнити фундаментальні показники ринку на решту літа. Для газових трейдерів це означає, що цінова динаміка дедалі більше залежатиме від поєднання трьох факторів: темпів закачування, температурних піків і ролі газової генерації у покритті вечірнього попиту.

Джерело: Terminal

За матеріалами: Dow Jones

Світовий ринок енергоносіїв увійшов у фазу, де запас міцності швидко зменшується: Brent у зведенні Dow Jones знизився на 2,9% до $95,05 за барель, європейський еталонний газ зріс на 0,2% до 48,84 євро за МВт·год, але Trafigura попереджає, що відносно стримана реакція цін може бути тимчасовою.

Trafigura попереджає про переломний момент на енергетичних ринках

Сингапурський сировинний трейдер Trafigura заявив, що конфлікт на Близькому Сході спричинив турбулентність на глобальних товарних ринках. Компанія вказує: ціни на енергоносії поки залишаються відносно контрольованими, однак ринок перебуває в точці перелому, після якої подальше скорочення постачання може швидко підштовхнути ціни вгору.

• Brent у ринковому зведенні знизився на 2,9% до $95,05 за барель.
• Європейський еталонний газ зріс на 0,2% до 48,84 євро за МВт·год.
• У блоці Market Talk ф’ючерси на WTI знижувалися на 3,1% до $93,01 за барель, а Brent втрачав 2,6% до $95,26 за барель.

Ключове пояснення Trafigura полягає в тому, що на початку року світовий ринок увійшов у кризу з підвищеними запасами. Саме вони створили буфер після скорочення видобутку та зупинення судноплавних обсягів через Ормузьку протоку. Додатково ситуацію пом’якшило зниження попиту в Азії, Австралії та Африці, що частково полегшило забезпечення Заходу.

Однак цей буфер починає вичерпуватися. За оцінкою Trafigura, запаси вже швидко скорочуються, а мирна угода досі не підписана. Це означає, що ринок переходить від фази очікування до фази фізичного дефіциту, де ціна дедалі більше залежатиме не від настроїв трейдерів, а від фактичної доступності сировини, маршрутів і резервів.

«Попри те, що мирна угода все ще можлива протягом найближчих тижнів, фізичні ринки вже стикаються із серйозними викликами. І якщо конфлікт триватиме разом з обмеженнями судноплавних потоків, ці виклики стануть справді історичними», — Саад Рахім, головний економіст Trafigura.

Окремий сигнал для нафтового ринку — перегляд логістичної карти Перської затоки. Протягом десятиліть енергетична система регіону була зосереджена навколо одного вузького місця — Ормузької протоки. Тепер, на тлі війни з Іраном, нафтові держави регіону прискорюють будівництво альтернативних маршрутів.

• Уряди країн Перської затоки інвестують мільярди у нові нафтові трубопроводи.
• Розвиваються залізничні коридори та хаби зберігання енергоносіїв.
• Торгівля поступово зміщується у бік автомобільних перевезень, залізниці та нових портів.

Для європейських ринків пального цей процес має довгострокове значення. Якщо альтернативні маршрути стануть стабільною частиною нафтової логістики, ціноутворення дедалі більше враховуватиме не лише вартість бареля, а й нову премію за безпеку маршрутів, доступність резервних каналів і швидкість відновлення постачання після збоїв.

Поточне зниження Brent і WTI на очікуваннях можливої деескалації не скасовує головного висновку: ринок залишається залежним від підписаної, письмової та обов’язкової угоди. Без неї закриття або обмеження Ормузької протоки зберігатиме ризик нового стрибка нафтових цін.

«Якщо ми не отримаємо підписану, письмову та обов’язкову угоду, слід очікувати подальшої ескалації, яка підтримуватиме закриття протоки та підштовхуватиме ціни на нафту вгору», — Самер Хасн, XS.com.

Джерело: Terminal

За матеріалами: The Wall Street Journal

Оновлений короткостроковий енергетичний прогноз США показує різке посилення ризиків для світового ринку нафти й нафтопродуктів. Через фактичне закриття Ормузької протоки та зупинку значної частини видобутку на Близькому Сході світові нафтові запаси у 2026 році можуть скоротитися на 2,6 млн барелів на добу, тоді як ще у квітневому прогнозі очікувалося зниження лише на 0,3 млн барелів на добу. Це означає, що ринок переходить у значно жорсткіший режим постачання, а ціни на нафту залишатимуться під тиском геополітики навіть після відновлення частини морських перевезень.

Ормузька протока стала головним ціновим фактором для нафти, LPG та LNG

Близький Схід: з ринку тимчасово випали 10,5 млн барелів на добу

У травневому Short-Term Energy Outlook від 12 травня 2026 року, прогноз за яким був завершений 7 травня, ключовим чинником стала не динаміка попиту, а фізичне обмеження постачання. За оцінкою прогнозу, у квітні Ірак, Саудівська Аравія, Кувейт, ОАЕ, Катар і Бахрейн разом зупинили 10,5 млн барелів на добу видобутку сирої нафти.

Базовий сценарій прогнозу виходить із того, що Ормузька протока залишатиметься фактично закритою до кінця травня, а рух суден почне відновлюватися у червні. Водночас постачання нафти через протоку, за цим сценарієм, не повернеться до докризового рівня до кінця року.

• Ормузька протока — один із ключових морських маршрутів для експорту нафти й газу з Перської затоки.
• Закриття протоки означає не лише затримку танкерів, а й вимушене скорочення видобутку в країнах, які залежать від цього маршруту.
• Головний ефект для ринку — швидке скорочення запасів, особливо у травні та червні.

Саме тому зниження цін не буде швидким навіть після часткового відновлення руху. Якщо фізичні обсяги постачання повертаються повільніше, ніж очікує ринок, то кожен додатковий барель споживання покривається за рахунок запасів. Це обмежує простір для здешевлення нафти й підтримує високі ціни на нафтопродукти.

Brent: пік $138 за барель і очікування понад $100 у травні-червні

Ціна Brent, основного європейського маркерного сорту нафти, у квітні різко зросла через дефіцит постачання. За даними прогнозу, спотова ціна Brent досягла $138 за барель 7 квітня, а середня ціна за квітень становила $117 за барель.

У другому кварталі 2026 року очікується скорочення світових нафтових запасів у середньому на 8,5 млн барелів на добу. Це утримуватиме Brent близько $106 за барель у травні та червні.

• 2Q26 — другий квартал 2026 року, тобто період із квітня по червень.
• $/b — долари за барель.
• b/d — барелі на добу, стандартна одиниця для оцінки видобутку, споживання або зміни запасів нафти.

Подальша траєкторія цін у прогнозі залежить від відновлення видобутку на Близькому Сході. За базовим сценарієм, середня ціна сирої нафти знизиться до $89 за барель у четвертому кварталі 2026 року та до $79 за барель у 2027 році. Це не миттєве повернення до дешевої нафти, а поступове послаблення цінового тиску за умови відновлення постачання.

ОПЕК втратила частину резервної потужності через вихід ОАЕ

Окремий структурний сигнал для ринку — вихід ОАЕ з ОПЕК з 1 травня 2026 року. У травневому прогнозі це вже враховано: дані щодо видобутку ОПЕК у прогнозних і історичних періодах подаються без ОАЕ.

ОПЕК — Організація країн-експортерів нафти, яка впливає на ринок через координацію рівнів видобутку. Вихід країни з резервними потужностями змінює оцінку того, наскільки швидко група може компенсувати дефіцит постачання.

• Очікувана резервна виробнича потужність ОПЕК у 2027 році знижена до 2,5 млн барелів на добу.
• Попередній прогноз передбачав 3,8 млн барелів на добу.
• Для 2026 року прогноз резервної потужності ОПЕК становить лише 0,5 млн барелів на добу проти 1,2 млн барелів на добу у попередньому прогнозі.

Це означає, що навіть формальна наявність нафтовидобувних потужностей у світі не гарантує швидкого повернення ринку до рівноваги. Коли значна частина запасу гнучкості випадає з механізму ОПЕК, ринок сильніше реагує на перебої логістики та геополітичні ризики.

Пропан і LPG: високі запаси у США можуть частково замінити втрачені обсяги Перської затоки

Для ринку пропану, який є важливою складовою ринку скрапленого нафтового газу LPG, прогноз має іншу логіку. У США запаси пропану досягли рекордного рівня наприкінці 2025 року й, за прогнозом, залишатимуться вищими за середній рівень протягом 2026 року.

• Виробництво пропану в США зростає швидше, ніж попит.
• Пік запасів очікується у жовтні 2026 року.
• Після цього запаси скорочуватимуться в опалювальний сезон листопад-березень, але залишаться вищими за п’ятирічний середній рівень.

Підвищені запаси створюють понижувальний тиск на ціни пропану у США. Водночас закриття Ормузької протоки змінює географію попиту: покупці в Азії шукатимуть заміну втраченим обсягам із Перської затоки. Саме це може збільшити експорт американського пропану у 2026-2027 роках.

Для глобального ринку LPG це означає розрив між регіональними балансами: у США надлишок запасів може тиснути на внутрішні ціни, а в Азії дефіцит постачання з Перської затоки підтримуватиме імпортний попит.

LNG і природний газ: США нарощують потужності, але світові ціни залишаються високими

Ринок LNG, тобто скрапленого природного газу, також залежить від обмежень у районі Ормузької протоки. У квітні експортна потужність США для LNG зросла приблизно на 0,9 млрд кубічних футів на добу завдяки першому відвантаженню з Golden Pass LNG Train 1 та додатковому виробництву Corpus Christi Stage 3.

• Bcf/d — мільярди кубічних футів на добу, одиниця вимірювання обсягів природного газу.
• Corpus Christi Train 6 має запрацювати влітку 2026 року.
• Очікуване додаткове зростання номінальної експортної потужності — 0,2 Bcf/d.

Водночас швидко компенсувати світовий дефіцит LNG США не зможуть: будівництво нових експортних потужностей має довгі строки реалізації. Тому світові ціни на LNG залишаються підвищеними, а розрив між внутрішніми цінами на газ у США та міжнародними ринками — широким.

Видобуток товарного природного газу у США в першому кварталі 2026 року становив 120,2 Bcf/d, що на 4% більше, ніж у першому кварталі 2025 року. У 2026 році прогноз видобутку підвищено на 1%, а у 2027 році — на 2% порівняно з попереднім прогнозом.

Основним драйвером є 6% зростання видобутку в регіонах Permian і Haynesville. У Permian додатковий газ надходить разом із видобутком нафти: високі ціни на нафту підтримують буріння, а разом із нафтою зростає і виробництво супутнього газу.

Henry Hub дешевшає в прогнозі, попри зростання видобутку та експорту

Ціна Henry Hub, базового газового індикатора США, у новому прогнозі знижена порівняно з квітневою оцінкою.

• Прогноз на 2026 рік — $3,50 за млн британських теплових одиниць проти $3,67 у попередньому прогнозі.
• Зміна прогнозу на 2026 рік — -4,4%.
• Прогноз на 2027 рік — $3,18 проти $3,59.
• Зміна прогнозу на 2027 рік — -11,5%.

Це показує різницю між нафтовим і газовим ринками США. Нафта дорожчає через глобальні логістичні обмеження, тоді як внутрішній газовий баланс США пом’якшується завдяки зростанню видобутку.

Електроенергія: попит і ціни у США продовжують зростати

Прогноз також фіксує посилення попиту на електроенергію. У 2026 році споживання електроенергії у США зросте на 1,3% і становитиме майже 4 250 млрд кВт·год. У 2027 році очікується ще 3,1% зростання.

• Основний внесок у приріст дає комерційний сектор.
• У 2027 році комерційний попит, за прогнозом, уперше перевищить житловий.
• Промисловий попит також зростатиме, але повільніше.

Ціни на електроенергію для домогосподарств у 2026 році зростуть на 5% і продовжать підвищуватися у 2027 році, хоча вже повільнішими темпами. Найбільше зростання очікується в регіонах уздовж Східного узбережжя США.

Висновки

Оновлений прогноз показує, що у 2026 році ринок нафти й нафтопродуктів входить у фазу, де ціни визначаються не лише балансом попиту й пропозиції, а й доступністю логістичних маршрутів. Навіть якщо видобуток технічно може бути відновлений, ринок реагує на час, потрібний для повернення танкерних потоків і нормалізації запасів.

• Для сирої нафти головний ризик — швидке скорочення запасів і повільне відновлення постачання з Близького Сходу.
• Для нафтопродуктів високі ціни Brent створюють підвищений базовий тиск на бензин, дизельне пальне та інші види пального.
• Для LPG ситуація неоднорідна: США мають високі запаси пропану, але Азія потребує заміщення втрачених обсягів із Перської затоки.
• Для LNG нові американські потужності не усувають проблему швидко, оскільки глобальний дефіцит пов’язаний із фізичним обмеженням потоків.

Головний висновок із прогнозу — світовий енергетичний ринок у 2026 році залишається вразливим до геополітичних і логістичних шоків. Навіть очікуване зниження Brent до $89 за барель у четвертому кварталі 2026 року та $79 за барель у 2027 році не означає автоматичного повернення до стабільності. Після скорочення запасів на 2,6 млн барелів на добу у 2026 році ринку знадобиться час, щоб відновити буфер безпеки.

Джерело: Terminal.

За матеріалами: U.S. Energy Information Administration, Short-Term Energy Outlook

Світові ціни на нафту зупинили падіння й перейшли до обережного відновлення після приблизно 4% обвалу, спричиненого зміною прогнозів ОПЕК щодо балансу попиту й пропозиції на 2026 рік. Попри ухвалення у США бюджетної угоди, яка припинила шатдаун уряду, ринок сирої нафти залишається зосередженим не на загальному ризик-апетиті, а на сигналах ОПЕК+ та траєкторії попиту, тоді як окремі сегменти – зокрема дизель – демонструють стійкіші маржі й попит.

Фактори впливу на світовий ринок нафти (кінець 2025 – 2026 роки)

Стабілізація цін після різкого обвалу

Після суттєвого падіння котирувань у вівторок ринок нафти в середу перейшов до фази корекції й переоцінки фундаментальних факторів.

• Brent торгувався поблизу 63,08 дол. США за барель.
• WTI – близько 58,80 дол. США за барель станом на 11:01 за східноамериканським часом (ET).
• Попередній день приніс приблизно 4% зниження цін на нафту.

Логічний висновок: ринок перейшов від короткострокової панічної реакції до раціональної переоцінки нових прогнозів ОПЕК і умов попиту, зберігаючи обережність щодо можливого профіциту в 2026 році.

Головна гілка карти: переоцінка прогнозів ОПЕК та ризик профіциту

Ключовим тригером обвалу й подальшої стабілізації стали оновлені оцінки ОПЕК щодо ринку нафти у 2026 році.

• ОПЕК перейшла від попереднього бачення дефіциту до більш нейтрального балансу попиту й пропозиції у 2026 році.
• Ринок враховує зростання видобутку поза ОПЕК, що може компенсувати приріст споживання.
• До цього додається поступове збільшення видобутку в рамках ОПЕК+.
• Помірні темпи зростання попиту, описані в останній оцінці Міжнародного енергетичного агентства (IEA), підсилюють побоювання щодо майбутнього профіциту.

Таким чином, логіка ринку змістилася від страху дефіциту до обережного очікування можливого надлишку пропозиції в середньостроковій перспективі. Це пояснює, чому навіть після відновлення котирувань інвестори зберігають скромні позиції та зосереджуються на наступних рішеннях ОПЕК+ щодо видобутку у 2026 році.

Роль IEA в корекції очікувань

Остання оцінка IEA окреслила м’якшу траєкторію попиту, що:

• послаблює аргументи на користь тривалого дефіциту на ринку нафти;
• підсилює сценарій, за якого навіть помірне збільшення видобутку ОПЕК+ та поза ОПЕК може перевищити приріст попиту;
• змушує трейдерів скорочувати агресивні «бичачі» позиції та переходити до оборонної тактики.

Висновок: поєднання нових даних ОПЕК та IEA формує консенсус щодо ризику профіциту у 2026 році, який стає системоутворюючим фактором ринку.

Макроекономічний фон

Попри позитивні сигнали з боку макроекономіки США та фінансових ринків, вплив цих факторів на нафтові котирування виявився обмеженим.

• Ухвалення бюджетної угоди в США зняло ризик затяжного шатдауну уряду та усунуло одну з макроекономічних загроз.
• Індексні фондові ринки США зросли завдяки:
  • <strongм’якшим показникам інфляції,
  • відновленню апетиту до ризику,
  • полегшенню після завершення шатдауну.
• Прибутковість казначейських облігацій США знизилася, що зазвичай підтримує ризикові активи.

Водночас, нафта залишилася відірваною від ралі акцій й продовжувала реагувати насамперед на сигнали щодо пропозиції та попиту.

У матеріалі наголошується, що навіть за сприятливого руху фондових індексів та зниження дохідності облігацій нафта «не підхопила» оптимізм інвесторів, зберігаючи власну фундаментальну логіку ціноутворення.

Долар, дохідність та товари

Додатковими чинниками підтримки товарних ринків стали:

• м’якший долар США;
• нижча прибутковість казначейських облігацій.

Ці фактори дещо покращили умови для комодіті, проте не змінили базового занепокоєння щодо пропозиції нафти у 2026 році. Висновок: монетарний та валютний фон чинить допоміжний, але не визначальний вплив на ринок сирої нафти в поточних умовах.

Поведінка трейдерів

Реакція учасників ринку на нову конфігурацію ризиків є стриманою та обережною.

• Після вівторкового обвалу обсяги відкритих позицій залишаються невеликими.
• Трейдери утримуються від агресивного нарощування ставок на зростання, очікуючи:
  • подальших сигналів ОПЕК+ щодо обсягів видобутку у 2026 році;
  • оновлених прогнозів попиту на початок 2026 року.

За даними матеріалу, учасники ринку вважають, що нафта й надалі залишатиметься прив’язаною до рішень ОПЕК+ щодо видобутку та очікувань попиту щонайменше до початку 2026 року, а не до загального «настрою» на фінансових ринках.

Логічний висновок: ринок перейшов у режим очікування та тестування нової рівноваги, де ключовими орієнтирами стають рішення картелю та динаміка попиту, тоді як макросигнали відіграють другорядну роль.

Сегмент нафтопродуктів та газу — дизель як опора ринку

Паралельно з повільним відновленням ф’ючерсів на сиру нафту, окремі сегменти нафтопродуктів демонструють вищу стійкість.

• Маржі дизельного пального зміцнилися протягом сесії.
• Попит на середні дистиляти (зокрема дизель) в Азії та інших регіонах залишається стабільно високим.
• Ф’ючерси на Murban торгувалися поблизу 65,43 дол. США за барель на тлі стійкого азійського попиту та стабільного попиту на середні дистиляти.
• Природний газ піднявся до рівнів близько 4,62, отримавши підтримку з боку:
  • раннього сезону опалення,
  • знижених запасів у сховищах.

Висновок: дизель та природний газ нині виконують роль фундаментальних «якорів» попиту в енергетичному комплексі, частково компенсуючи побоювання щодо майбутнього профіциту сирої нафти.

Регіональний вимір — азійський попит як стабілізуючий фактор

Азійські ринки залишаються важливим стабілізатором для глобального попиту на нафту.

• Азійські покупці продовжують регулярно завантажувати танкери з нафтою.
• Попит на дизель та авіаційне пальне (jet fuel) у регіоні залишається стійким, особливо на початку зимового сезону.
• Стабільний попит з боку Азії підтримує котирування Murban та частково обмежує глибину корекції на глобальному ринку.

Логічний висновок: навіть за умов глобальної переоцінки балансу попиту й пропозиції, Азія зберігає роль ключового «полюса зростання» попиту на нафту й нафтопродукти.

Висновок

Ринок нафти на кінець 2025 року входить у фазу тонкої рівноваги, де цінова стабілізація після різкого падіння приховує під собою глибоку перебудову очікувань. ОПЕК, IEA, азійський попит, маржі дизелю та газовий фактор формують складну «карту впливів», у центрі якої – питання: чи перетвориться 2026 рік на період стійкого профіциту чи ринок зможе зберегти крихкий баланс?

За поточними сигналами, ключ до відповіді залишається в руках ОПЕК+ та динаміки економічного зростання, яке визначатиме реальний попит на енергоносії.

Джерело: Terminal

За матеріалами: oilprice.com

Exxon очікує понад 20% зростання глобального попиту на природний газ до 2050 року порівняно з 2024-м. Водночас попит на нафту залишиться на рівні понад 100 млн барелів на добу щонайменше до середини століття.

Такий сценарій свідчить про стійку роль вуглеводнів у світовій енергетиці попри активне впровадження відновлюваних джерел та електромобілів.

Глобальний баланс енергетики до 2050 року

• Нафта: попит утримається вище 100 млн барелів/добу. Це означає понад 950 млрд барелів сумарного споживання за 2025–2050 рр.
• Газ: зростання більш ніж на 20% до рівня 4,8–5 трлн м³ у 2050 р. (порівняно з ~4 трлн м³ у 2024-му).
• Нафта + газ: утримають близько 55% енергетичного міксу.
• Вугілля: поступово витісняється газом у промисловості та генерації.

Висновок: попит на нафту зберігає інерцію, а газ стає головним «перехідним паливом», що витісняє вугілля й підтримує стабільність систем з ВДЕ.

Сценарій для США у 2025 році

• Рекорд споживання газу: очікується понад 90–95 млрд куб. футів/добу.
• LNG: запуск нових терміналів на узбережжі Мексиканської затоки та розширення пропускних потужностей.
• Фактор сезону: пікове літнє споживання електроенергії підсилює попит.

Висновок: LNG-проєкти закріплюють довгострокову роль США як ключового постачальника газу на глобальний ринок.

Структурні зрушення у попиті на паливо

• Бензин: скорочення на ~25% до 2050 року — з ~26 млн б/д до 19–20 млн б/д.
• Дистиляти: дизель та авіапальне залишаються стабільними завдяки авіації та вантажним перевезенням.

Висновок: падіння бензинового сегмента скорочує завантаження НПЗ, що може створити дефіцит дизеля й авіапального та спричинити цінову премію.

Регіональні акценти

• Азія: головний драйвер приросту попиту на газ.
• OECD: зростання частки ВДЕ у поєднанні з газовою генерацією для балансування.
• Пропозиція: Північна Америка, Близький Схід та окремі LNG-басейни формують основу видобутку.

Екологічний фактор

• Прогноз Exxon: ~27 млрд тонн CO₂ у 2050 р. проти ~36 млрд нині.
• Скорочення: приблизно на 25% (9 млрд тонн).
• Проблема: цього недостатньо для досягнення цілей ООН, що передбачають 12–15 млрд тонн.

Висновок: кліматичний розрив може викликати посилення регуляторного тиску на нафтово-газовий сектор.

Аналітичні висновки

• Попит на нафту залишається високим, створюючи довгострокову опору для ринку.
• Зниження споживання бензину веде до ризику дефіциту дистилятів.
• Газ формує основу для балансу систем з ВДЕ та витісняє вугілля.
• Геополітична залежність від LNG підвищує ризики нестабільності ринку.
• Регуляторний тиск через високі викиди стане визначальним фактором для інвесторів.

Джерело: Terminal

За матеріалами: Oilprice.com

У липні 2025 року індекс цін на енергоносії знизився на 0,6% м/м, головно через падіння цін на природний газ у ЄС, попри зростання цін на газ у США, австралійське вугілля та середню ціну нафти. У річному вимірі індекс скоротився на 13,5% через зниження вартості австралійського вугілля та нафти, хоча подорожчання газу в США та ЄС частково компенсувало ці втрати. На ф’ючерсному ринку зберігався переважно «бичачий» настрій, що проявилось у зростанні чистих довгих позицій і відкритого інтересу.

Світовий енергетичний ринок зберігає високу чутливість до політичних і логістичних чинників; попри окремі сегменти зростання, загальна динаміка вказує на структурний тиск і потребу в стратегічних запасах для зниження ризиків.

Динаміка цін на основні енергетичні товари

Динаміка цін на основні енергетичні товари – Липень 2025 року ознаменувався змішаними тенденціями: австралійське вугілля та газ у США зростали в ціні, тоді як європейський газ та нафта залишалися під тиском, демонструючи залежність ринків від геополітики та сезонних факторів.

• Вугілля (Австралія) — зростання на 3,5% м/м, третій місяць поспіль. Підтримку цінам забезпечили підвищений імпорт з Китаю та Індії перед зимовим попитом, а також стратегічне накопичення запасів великими енергокомпаніями на тлі тарифної невизначеності. У річному вимірі ціна впала на 17,9%.
• Вугілля (США) — стабільна ціна місяць до місяця через сталий попит на електроенергію та обмежений експорт. У річному вимірі ціна зросла на 4,0%.
• Середня ціна нафти — незначне зростання на 0,1% м/м при зниженні на 16,9% р/р. Ринок отримував суперечливі сигнали з фундаментальних факторів, що утримувало ціни в діапазоні.
• Природний газ (США) — зростання на 5,6% м/м після чотирьох місяців падіння завдяки збільшенню експорту LNG та нижчим рівням запасів. Середні щотижневі запаси газу підвищилися на 7,9% м/м, але знизилися на 4,9% р/р, що свідчить про вищий рівень споживання. У річному вимірі ціна зросла на 53,8%.
• Природний газ (Європа, TTF) — падіння на 6,0% м/м після двох місяців зростання через геополітичну напруженість і ремонтні зупинки в Норвегії. Водночас збільшення імпорту LNG зі США знизило премію за геополітичний ризик. Запаси в ЄС на кінець липня досягли 68,6% (проти 58,9% у червні), що є зростанням на 9,8 в.п.. У річному вимірі ціна підвищилася на 12,3%.

Вплив тарифної політики США

Липневі оголошення про нові тарифи США створили додаткову невизначеність на товарних ринках. Ціни на більшість неенергетичних товарів виграли від «авансового» імпорту перед введенням тарифів. Проте на енергетичні ринки ці новини тиснули через побоювання зниження попиту.

Висновки

• Світовий енергетичний індекс у липні опустився до 91,7 пунктів, що відображає тиск з боку газового сегменту ЄС.
• Австралійське вугілля демонструє стабільне зростання м/м, але річні показники залишаються значно нижчими.
• Різке подорожчання газу в США (понад 50% р/р) свідчить про структурні зміни в балансі попиту і пропозиції.
• Європейський газовий ринок зберігає чутливість до геополітичних подій, але високі запаси знижують ризики дефіциту в найближчій перспективі.

Джерело: Terminal

За матеріалами: World Bank, OPEC

У першій половині 2025 року споживання природного газу в країнах OECD Європи зросло на 6,5% р/р, або на 15 млрд кубометрів. Основним рушієм стало холодне перше півріччя та низьке виробництво відновлюваної енергії, що підвищило попит у секторі електрогенерації. Водночас споживання в промисловості знизилося через високі ціни. За рік очікується загальне зростання попиту на газ майже на 3%, але в 2026 році прогнозується спад на 2%.

Динаміка споживання природного газу в Європі

Загальні обсяги споживання в H1 2025

• +6,5% р/р або +15 млрд м³ — приріст загального попиту на природний газ у країнах OECD Європи.
• Найбільше зростання відбулося в I кварталі — попит зріс на 9% р/р через холодну зиму та дефіцит відновлюваної енергії.
• У II кварталі динаміка сповільнилась — зростання нижче 2% р/р.

Сектор електрогенерації (gas-to-power)

• Зростання споживання на 20% р/р або на 12 млрд м³.
• Причина — зниження виробництва вітрової енергії на 8% та гідроенергії на майже 12%.
• Газові ТЕС відіграли ключову роль у забезпеченні стабільності енергосистем під час дефіциту ВДЕ.

Будівлі та теплове навантаження

• Споживання в мережах розподілу зросло на 4,5% р/р або майже 5 млрд м³, зосереджене в I кварталі.
• Кількість heating degree days у Q1 зросла на понад 10% р/р, підвищивши попит на опалення.
• У II кварталі попит у будівлях трохи знизився через теплішу весну.

Промисловість

• Зниження споживання природного газу на 2% р/р у H1 2025 через високі ціни.
• -3% р/р — у Бельгії, -6% — у Франції та Іспанії, -10% — у Нідерландах.
• Скорочення зосереджене в переробній і добривній галузях.

Прогноз на 2025–2026 роки

• У 2025 році очікується зростання попиту на природний газ майже на 3%.
• У секторі електрогенерації — приріст на майже 8%, попри розширення ВДЕ.
• Попит у будівлях зросте, якщо зима буде в межах середніх температурних норм.
• Водночас споживання в промисловості продовжить падати через дорогий газ.
• У 2026 році очікується загальне зниження попиту на 2% через ефект зростання виробництва відновлюваної енергії.

Джерело: Terminal

За матеріалами: IEA

Замовити звіт по ринку