Європейські трейдери та імпортери пального відмовляються від дизелю з найбільшого африканського нафтопереробного заводу Dangote в Нігерії через перевищення вмісту сірки та інших компонентів відносно європейських зимових стандартів, що поглиблює ризики дефіциту на тлі зростання маржі переробки та наближення заборони ЄС на імпорт продуктів з російської нафти.

Вплив дизелю Dangote на європейський ринок пального

1. Дизель Dangote поза європейськими зимовими стандартами

Зимові паливні стандарти в Європі вимагають суворого контролю за вмістом сірки та низкою інших показників якості. Поточні зразки дизельного пального з нігерійського НПЗ Dangote, за даними трейдерів і ринкових джерел, не відповідають цим вимогам, що робить пальне непридатним для зимового сезону в європейських умовах.

• Європейські трейдери та імпортери зараз уникають дизелю з НПЗ Dangote, оскільки виявлено перевищення вмісту сірки та інших компонентів порівняно зі стандартами зимового дизельного пального в Європі.
• Джерела вказують на підвищений вміст сірки і завищені цетанові числа, що не вписуються у чинні європейські специфікації.
• Дизель Dangote у нинішній якості не лише не відповідає стандартам зимового дизелю, а й не підходить для змішування з іншими компонентами для отримання відповідних продуктів.
• Географічне обмеження: за словами джерела з Нігерії, НПЗ Dangote «наразі не може постачати зимовий дизель у холодні регіони Європи».

«Наразі завод [Dangote] не може постачати зимовий дизель до холодніших регіонів Європи», — зазначило нігерійське джерело, знайоме із ситуацією.

Європейський трейдер дистилятів повідомив, що у зразку дизелю Dangote за середину листопада виявлено сполуки, які «далеко перевищують німецькі зимові специфікації».

2. Чому дизель з Нігерії не доходить до Європи

Поточна пауза в експорті дизелю з Нігерії до Європи пов’язана не з економікою арбітражу, а саме з технічною невідповідністю продукту чинним стандартам зимового пального. Тобто проблема полягає в якості, а не в ціні чи логістиці.

• Джерела наголошують, що справа не в маржі чи фрахті, а в тому, що дизель Dangote є «off-spec» — поза специфікацією для європейських зимових стандартів.
• Пальне не підходить для блендингу з іншими компонентами, а отже, його неможливо технічно «довести» до потрібних параметрів у межах європейських норм.
• Імпортери не готові брати на себе ризики збуту продукту, який не відповідає вимогам безпеки та якості зимового пального на ключових ринках.

3. Потенційне посилення дефіциту дизелю в Європі

Попри вже й так напружений стан ринку дизельного пального в Європі, учасники ринку свідомо відмовляються від додаткового ресурсу з Нігерії. Це створює ризик додаткового скорочення пропозиції на фоні зростаючого попиту в зимовий період та структурних змін у світових потоках нафтопродуктів.

• Поточна відсутність імпорту дизелю з Нігерії до Європи може ще більше посилити дефіцит на регіональному ринку.
• Менша пропозиція в умовах зимового сезону загрожує подальшим ціновим стресом для споживачів і бізнесу.
• Звуження пулу постачальників дизелю на тлі геополітичних і санкційних чинників підсилює вразливість європейського ринку.

4. Потужності та внутрішні проблеми НПЗ Dangote

НПЗ Dangote позиціонується як флагманський проєкт африканської нафтопереробки, проте одночасно стикається з технічними та організаційними викликами, які впливають на стабільність його роботи та якість продукції.

• Dangote є найбільшим і найновішим НПЗ Африки із проєктною потужністю близько 650 000 барелів на добу.
• Завод уже зіштовхується з експлуатаційними збоями, незапланованими зупинками, страйком та підозрами на саботаж з боку працівників на фоні процесів реструктуризації.
• Сукупність технічних і кадрових проблем може бути одним із чинників, що заважають заводу стабільно випускати продукт, який відповідає вимогам найжорсткіших зовнішніх ринків, зокрема європейського.

5. Стрибок маржі переробки

Ситуація з дизелем Dangote розгортається на тлі зростання маржі нафтопереробки у ключових регіонах світу. Це свідчить про загальне напруження на ринку продуктів переробки нафти та обмеженість вільних потужностей або доступних обсягів.

• Північна Америка та Азія: маржа переробки в цих регіонах досягла найвищого рівня з кінця 2023 року та початку 2024 року.
• Європа попереду: європейські маржі зараз ще вищі, ніж у Північній Америці та Азії, що відображає особливо гострий дефіцит і ризики для регіону.
• Високі маржі є індикатором того, що ринок готовий платити більше за кожен додатковий барель продукту, але технічні обмеження, як у випадку з дизелем Dangote, не дозволяють швидко збільшити пропозицію потрібної якості.

6. Санкційний тиск ЄС та «російська нафтова шпарина»

Європейський ринок готується до нового етапу санкційного тиску у нафтогазовій сфері. Наступного року ЄС запроваджує заборону на імпорт продуктів, виготовлених із російської нафти, що радикально змінює конфігурацію постачань для європейських НПЗ та трейдерів.

• Наближення ембарго: з 21 січня наступного року ЄС забороняє імпорт продуктів, вироблених із російської сирої нафти, відповідно до липневого санкційного пакета проти росії.
• Закриття шпарини: цей пакет нарешті ліквідовує «лазівку», яка дозволяла ЄС купувати паливо, перероблене з російської нафти в третіх країнах, зокрема в Індії, що була одним із ключових покупців російської нафти.
• Переналаштування потоків: закриття цієї схеми означає, що Європа втратить частину непрямих поставок продуктів з російської нафти, а отже, потребуватиме нових надійних джерел пального.

7. Залежність ЄС від зовнішніх поставок дизелю

У сукупності технічні проблеми продукції з НПЗ Dangote та санкційний тиск ЄС на російську нафту формують складну конфігурацію ризиків для європейського ринку дизелю. Втрата навіть потенційних обсягів із Нігерії при цьому стає додатковим фактором напруження.

• Синергія чинників: невідповідність дизелю Dangote зимовим стандартам та майбутня заборона на імпорт продуктів з російської нафти одночасно посилюють залежність Європи від вузького кола постачальників.
• Відмова від нігерійського дизелю через якість означає, що ЄС не може компенсувати вибуття російських потоків за рахунок цього джерела, навіть за високих цінових стимулів.
• У середньостроковій перспективі це може загострити конкуренцію між регіонами за якісні партії дизелю, зокрема між Європою, Північною Америкою та Азією.

Висновки

На основі наявних фактів, наведеної статистики та оцінок учасників ринку вимальовується кілька ключових висновків щодо нинішнього та майбутнього стану європейського ринку дизельного пального.

• Dangote як нереалізований шанс для Європи: попри масштаб і статус найбільшого в Африці НПЗ із потужністю 650 000 барелів на добу, на даному етапі він не може виступити повноцінним альтернативним джерелом зимового дизелю для ЄС через якісні обмеження продукту.
• Поглиблення структурного дефіциту: поточна відмова від імпорту дизелю з Нігерії накладається на історично високі маржі переробки та майбутню заборону імпорту продуктів з російської нафти, що вказує на тенденцію до подальшого посилення дефіциту на ринку Європи.
• Підвищені вимоги до якості як бар’єр входу: європейські стандарти зимового пального, зокрема щодо вмісту сірки та низки інших параметрів, залишаються непорушним фільтром, через який не можуть пройти навіть великі нові гравці, якщо вони не забезпечують відповідний рівень якості.
• Напруження в глобальній логістиці: в умовах, коли маржі в Європі вищі, ніж у Північній Америці та Азії, але не всі потенційні постачальники можуть забезпечити потрібну специфікацію, логістика постачань дизелю набуває критичного стратегічного значення.
• Необхідність внутрішньої адаптації ЄС: на фоні закриття «російської нафтової шпарини» та проблем із залученням нових зовнішніх постачальників, Європа неминуче зіткнеться з потребою посилення енергоефективності та диверсифікації джерел пального, навіть якщо це прямо не виписано в поточних ринкових оцінках.

Таким чином, історія з дизелем Dangote виходить далеко за рамки окремого контракту. Вона демонструє, що в епоху санкцій, високих марж і геополітичних розломів якість продукту та відповідність стандартам стають не менш важливими, ніж обсяги та ціна, а європейський ринок у найближчій перспективі залишатиметься одним із найвразливіших сегментів глобальної системи постачання дизельного пального.

Джерело: Terminal
За матеріалами: oilprice.com

Влада Нігерії заявила про очікуване значне збільшення виробництва бензину з листопада 2025 року на двох ключових нафтопереробних заводах — Port Harcourt (210 тис. барелів на добу) та Dangote (650 тис. барелів на добу). Це може суттєво змінити баланс попиту й пропозиції в Західній Африці та Північно-Західній Європі, яка досі залишалася основним джерелом імпорту для Нігерії.

Фактори впливу на ринок нафтопродуктів

• Запуск виробництва:
  • Перший бензин з Dangote очікується у вересні, з активним зростанням у листопаді після запуску вторинних потужностей — каталітичного крекінгу на 247 тис. б/д та алкілювання на 27 тис. б/д.
  • Виробництво орієнтоване на внутрішній ринок, де регулювання цін державою через NNPC зберігається, що стримує експортний потенціал.
• Відновлення Port Harcourt:
  • Очікується перезапуск секції на 60 тис. б/д до 31 серпня, яка не працювала з квітня 2023 року.
  • Під постачання Port Harcourt у липні доставлено 450 тис. барелів Bonny Light, раніше — 475 тис. барелів у грудні-січні.
  • Каталітична реформерна установка та блок підготовки нафти мають запрацювати у жовтні, що дозволить виробляти бензин із нафти на внутрішньому ринку.
• Стратегічні зміни в постачанні та валюті розрахунків:
  • Із 1 жовтня стартує програма продажу сирої нафти від NNPC до Dangote за внутрішньою валютою — найрою, замість доларових розрахунків.
  • У липні NNPC продала Dangote понад 3,6 млн барелів сирої нафти, включаючи першу партію сорту Brass River — 720 тис. барелів.
  • Очікується можлива модель обміну нафти на бензин, з міжнародною ціною, але у внутрішній валюті — це зменшує валютні ризики Dangote.
• Зміна імпортної політики:
  • З 2017 року NNPC є єдиним імпортером бензину до Нігерії, за винятком восьми партій у 2023 році.
  • Імпорт з листопада 2023 року здійснюється на комерційній основі з хабу ARA у Північно-Західній Європі — зміни в нігерійському виробництві можуть скоротити потребу в цьому напрямку.
• Висновки для регіональних ринків:
  • Нігерія — найбільший споживач бензину в Західній Африці; вихід на повну потужність Dangote може закрити внутрішній попит.
  • Зменшення імпорту з ARA до Нігерії вивільнить надлишкові обсяги бензину на ринку Європи, створюючи додатковий тиск на котирування.
  • Це особливо актуально для трейдерів у Північно-Західній Європі, де надлишок бензину уже є структурним явищем.

Програма обміну нафти на бензин, номінована в доларах, але оплачувана в найрах, може стати рятівним механізмом для Dangote та зняти потребу в імпорті бензину. Запуск двох великих НПЗ у Нігерії до кінця 2025 року створює нові сценарії для європейського ринку бензину, обмежуючи експортні можливості та загрожуючи зниженням цін через скорочення імпорту з ARA-хабу. Вплив відчується вже у IV кварталі 2025 року.

Джерело: Terminal

За матеріалами: Argus

Замовити звіт по ринку

Бензиновий танкер обсягом 90 тис. тонн, відвантажений з найбільшого у Африці нафтопереробного заводу Dangote в Нігерії, вирушить до Азії — уперше за час експорту цього продукту. Раніше весь обсяг залишався в Західній Африці.

Новий напрям експорту з Африки до Азії

• 22 червня компанія Mercuria планує завантажити першу партію бензину на експорт за межі регіону.
• 90 тис. метричних тонн бензину вирушать до Азії, що стане першим виходом продукції заводу на нові ринки.
• Раніше після запуску нафтопереробного заводу потужністю 650 тис. барелів на добу у 2023–2024 роках весь бензин реалізовувався у Західній Африці.

«Ми продаємо продукцію тим, хто пропонує найвищу ціну. Покупець має право доставити її до будь-якого обраного регіону», — заявив представник компанії-експортера.

Джерело: Terminal
За матеріалами: Reuters

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