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

Компенсаційні скорочення в межах OPEC+

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

Хто і на скільки скорочуватиме видобуток

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

Причини надвиробництва Казахстану

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

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

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

Чому видобуток у Казахстані вже впав

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

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

Джерело: Terminal
За матеріалами: Oilprice.com

Попри публічне загострення відносин між Саудівською Аравією та Об’єднаними Арабськими Еміратами, країни-учасниці ОПЕК+ не змінюватимуть нафтову політику. Альянс планує зберегти рівень видобутку без змін упродовж першого кварталу 2026 року, щоб підтримати ціни в умовах сезонного зниження попиту.

Баланс ринку нафти на тлі геополітичної напруги

За інформацією делегатів ОПЕК+, на які посилається Reuters, недільна зустріч восьми країн альянсу, що реалізують добровільні скорочення видобутку, підтвердить раніше ухвалене рішення про стабільний рівень постачання нафти на ринок.

• Рівень видобутку планується утримувати без змін протягом січня, лютого та березня 2026 року.
• Рішення пояснюється сезонним послабленням попиту на нафту в першому кварталі.
• Мета політики — підтримка цін та запобігання надлишку пропозиції.

Йдеться про вісім держав ОПЕК+, які ще у листопаді погодилися призупинити збільшення видобутку. До цієї групи входять Саудівська Аравія, росія, Ірак, ОАЕ, Кувейт, Казахстан, Алжир та Оман.

Саудівсько-еміратський конфлікт і фактор Ємену

Напередодні зустрічі альянсу відносини між двома ключовими виробниками нафти різко загострилися через події в Ємені.

• Саудівські сили заявили про перехоплення несанкціонованого вантажу озброєння, який, за їхніми словами, був пов’язаний з ОАЕ та прямував на південь Ємену.
• Після цього коаліція на чолі з Ер-Ріядом завдала авіаудару по порту Мукалла, розцінивши ситуацію як порушення безпеки.
• Абу-Дабі заявив, що обладнання призначалося виключно для власних контртерористичних сил та заперечив підтримку сепаратистів.

Згодом ОАЕ повідомили про виведення залишків своїх військ з Ємену. Водночас уряд Ємену, підтримуваний Саудівською Аравією, розпочав операцію проти південних сепаратистів, яких пов’язують з Еміратами.

Саудівці ввели громадськість в оману, і ця операція аж ніяк не була мирною — Амр аль-Бідх, представник Південної перехідної ради, підтримуваної ОАЕ

Чому ОПЕК+ ігнорує політичні конфлікти

Аналітики вважають, що нинішній конфлікт між Ер-Ріядом та Абу-Дабі не вплине на єдність ОПЕК+. Альянс уже неодноразово зберігав узгоджену політику в умовах серйозніших потрясінь.

• Під час ірансько-іракської війни у 1980-х роках картель зберігав координацію.
• Єдність також утримувалася попри санкції проти Ірану та Венесуели.

Ключовим пріоритетом залишається цінова стабільність, навіть якщо між окремими учасниками виникають гострі політичні суперечності.

Джерело: Terminal

За матеріалами: oilprice.com

Фондові ринки країн Перської затоки 25 грудня демонстрували стриману динаміку на тлі зниження цін на нафту та сезонно низької торговельної активності. Інвестори оцінюють ризики для нафтових постачань з боку венесуели та росії, Водночас зважаючи на перспективи економічного зростання США.

Нафта і біржі Перської затоки: фінансова залежність у дії

Основним чинником слабкої динаміки ринків регіону стала нафта — ключове джерело доходів для економік Перської затоки.

• Ціни на нафту у середу завершили торги з незначним зниженням.
• Ринок рухається до найглибшого річного падіння з 2020 року.
• Інвестори враховують сповільнення економічного зростання США та ризики перебоїв у постачаннях з венесуели й росії.
• Низькі ціни на нафту безпосередньо впливають на бюджетні баланси країн, залежних від експорту вуглеводнів.

Динаміка ключових ринків регіону

Торги проходили за умов знижених обсягів через відсутність іноземних інвесторів у період різдвяних свят.

• Саудівська Аравія: індекс TASI зріс на 0,1%, завдяки підйому акцій ACWA Power на 1,4%.
• Saudi Aramco: котирування залишилися без змін.
• Дубай: головний індекс знизився на 0,2%, акції Emaar Properties втратили 0,7%.
• Абу-Дабі: індекс просів на 0,1%.
• Катар: індекс QSI зменшився на 0,3%, акції Qatar Islamic Bank впали на 0,5%.

Фінансові й ринкові висновки

• Ринки нафти й нафтопродуктів: поточна цінова слабкість підкреслює вразливість економік Затоки до коливань глобального попиту та геополітичних ризиків. Диверсифікація джерел доходів залишається стратегічною необхідністю.
• Логістична й фіскальна стійкість: перебої в експорті з окремих країн можуть підтримати ціни, однак наразі цього недостатньо для компенсації слабкого попиту.
• Ціноутворення: зниження котирувань обмежує маржу нафтових компаній і тисне на бюджетні доходи, що може посилити конкуренцію між виробниками.

Джерело: Terminal

За матеріалами: Reuters — Major Gulf markets subdued on soft oil prices

Індія планує збільшити імпорт зрідженого нафтового газу (LPG) зі США та скоротити номінації з Близького Сходу, прагнучи посилити шанси на торговельну угоду зі Сполученими Штатами. На тлі дискусій у Вашингтоні та заяв про можливе зниження імпорту російської нафти, кроки Нью-Делі можуть перерозподілити потоки LPG і нафти, впливаючи на ціни та маржі на ключових напрямках.

Що відбувається

• План: Індія має намір наростити закупівлі LPG зі США та зменшити закупівлі з Близького Сходу (за даними Reuters).
• Попередження постачальникам: Державні НПЗ Індії поінформували Саудівську Аравію, Кувейт, ОАЕ та Катар про потенційно нижчі номінації.
• Довгострокові контракти: Індія традиційно має довгострокові угоди на LPG із Саудівською Аравією; тепер вперше шукає довгострокові постачання зі США (тендери, за документами Bloomberg).
• Торговельний контекст: США у серпні запровадили 50% тариф (подвоєння з 25%) на індійські товари через триваючий імпорт Індією сирої нафти з росії.
• Політичні сигнали: Президент США Дональд Трамп заявив, що Індія погодилася скоротити імпорт російської нафти; за його словами, Прем’єр-міністр Нарендра Моді запевнив, що індійські НПЗ припинять закупівлі «у короткий термін».
• Поточна структура імпорту: Російська нафта становить близько третини постачань сирої нафти в Індію за останні три роки активного нарощення закупівель.
• Офіційна позиція Індії: Нью-Делі офіційно не підтвердив і не спростував можливе скорочення чи зупинку імпорту російської нафти.

За словами Президента США Дональда Трампа, Індія погодилася скоротити імпорт російської сирої нафти; Прем’єр-міністр Нарендра Моді запевнив, що індійські НПЗ припинять закупівлі «у короткий термін».

«Індія є значним імпортером нафти та газу. Нашим незмінним пріоритетом було захистити інтереси індійського споживача у волатильному енергетичному середовищі. Наші імпортні політики повністю керуються цією метою», — речник МЗС Рандхір Джайсвал.

Причинно-наслідкові зв’язки та вплив на ринки

1) Торговельний стимул → зсув постачань LPG

• Причина: прагнення поліпшити шанси на торговельну угоду зі США.
• Дія: перехід до довгострокових постачань LPG зі США; зменшення номінацій для країн Перської затоки.
• Наслідок для LPG:
  • Зростання попиту на американський LPG з боку Індії → потенційне звуження вільних обсягів у США.
  • Тиск на премії/фрахт у маршруті США–Індія через більші партії (логістичний ефект у межах наданого матеріалу не кількісно оцінений, але випливає з перерозподілу потоків).
  • Послаблення позицій постачальників з Близького Сходу у частині обсягів на індійському ринку.

2) Тариф 50% США → переговорний важіль

• Факт: тариф підвищено до 50% (з 25%) у серпні.
• Імовірний механізм: збільшення закупівель американських енергоносіїв (LPG) як сигнал для перегляду тарифів.
• Вплив на ринки:
  • Підтримка попиту на LPG США → потенційна підтримка цін/премій на американський LPG.
  • Перерозподіл індійського попиту може знизити ціновий тиск на LPG з Близького Сходу (через менші номінації), але чіткі цифри у матеріалі не надані.

3) Сигнали щодо російської нафти → можливий переток попиту

• Вихідні дані: російська нафта — ~1/3 імпорту Індії; офіційного підтвердження скорочення немає.
• Якщо скорочення відбудеться (умовний сценарій, випливає із заяви Президента США):
  • Зменшення попиту Індії на російську нафту → потенційна переорієнтація потоків російської нафти на інші ринки.
  • Підвищення ролі альтернативних джерел для індійських НПЗ (зокрема США) у балансі сирої нафти.
• Якщо скорочення не відбудеться:
  • Збереження структури імпорту з домішками змін у LPG (зсув у бік США).

4) Вплив на нафтопродукти в Індії

• Побутове паливо (LPG) — довгострокові контракти зі США можуть:
  • підвищити енергобезпеку за рахунок диверсифікації;
  • змінити структуру цін на внутрішньому ринку залежно від умов фрахту та премій (конкретні цифри відсутні в матеріалі).
• Сира нафта — будь-які зрушення щодо російських барелів (які дають ~1/3 імпорту) здатні перекроїти маржі НПЗ та схемати постачання, однак офіційних рішень у тексті не зафіксовано.

Висновки

• Зміна вектору для LPG: перехід до США зменшує залежність від Перської затоки й підсилює переговорні позиції Індії у торгівлі зі США.
• Тарифний важіль: збільшення закупівель енергоносіїв у США може використовуватися Індією як обґрунтування для перегляду 50% тарифу.
• Невизначеність щодо російської нафти: попри заяви зі США, офіційної згоди Індії немає — отже, вплив на світовий баланс сирої нафти наразі умовний і залежить від подальших кроків.

Хронологія

• Початок жовтня 2025 р.: тендери індійських держкомпаній на довгостроковий LPG зі США (за документами, переглянутими Bloomberg).
• Серпень 2025 р.: США піднімають тариф до 50% (подвоєння з 25%).
• 16 жовтня 2025 р.: заява Президента США; тривають перемовини Індії та США у Вашингтоні.

Джерело: Terminal

За матеріалами: Oilprice.com

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

OPEC+ 2027: рішення і наслідкі

Верхній вузол: «Як рахувати максимальну потужність?»

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

Геополітика та внутрішня конкуренція

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

Резервна потужність і «паперові» барелі

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

Попит, пропозиція і регіональні драйвери

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

Довгий горизонт — структурні обмеження

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

Висновки

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

Очікування для ринків нафти

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

Джерело: Terminal

За матеріалами: Oilprice.com

Банки Об’єднаних Арабських Еміратів розпочали системну перевірку та обмеження діяльності компаній з російським капіталом, що стало сигналом зміни фінансового клімату для бізнесу, задіяного в паралельному імпорті та фінансових операціях. Ці обмеження можуть мати наслідки для логістики нафтопродуктів, оскільки ОАЕ відігравали роль одного з транзитних і фінансових хабів рф після 2022 року.

Масштаби та форми обмежень

• Понад 4 тисячі компаній з рф зареєстровані в ОАЕ — кількість стрімко зросла у 2024 році (у 2,5 раза більше, ніж у 2023-му).
• 20–30% з них уже підпали під банківські перевірки, обмеження або закриття рахунків.
• Банки вимагають до 20 документів протягом доби, навіть у випадках «реального» бізнесу з легальною діяльністю.
• Рахунки можуть бути заблоковані через технічні порушення: несвоєчасне підтвердження, відсутність відповіді.

Пріоритети банків ОАЕ: виявлення фіктивних структур

• ОАЕ зосереджуються на виявленні компаній, чия діяльність не пов’язана з країною або має мінімальний зв’язок із місцевою економікою.
• Навіть реальний бізнес із оборотами стикається з ризиком блокування рахунків, якщо має зв’язки з підсанкційними структурами.
• Відбувається посилення контролю за дотриманням санкцій США, ЄС, Великої Британії.

Структура російського бізнесу в ОАЕ

• 26% — компанії в сфері ритейлу.
• 21% — ІТ-сектор.
• 14% — виробничі підприємства.
• 14% компаній, що були зареєстровані раніше, уже припинили діяльність в ОАЕ.

Можливі наслідки для ринку нафтопродуктів

• ОАЕ були важливою юрисдикцією для компаній з рф, які використовували її для проведення платежів і оформлення контрактів на товари подвійного призначення, включаючи нафту й нафтопродукти.
• Масові перевірки та блокування можуть ускладнити фінансові розрахунки для компаній, що беруть участь у зовнішній торгівлі паливом.
• Частина компаній, що діяли через ОАЕ як посередники, можуть припинити діяльність або згорнути логістичні ланцюги.
• Це може призвести до перерозподілу потоків та зростання тиску на інші хаби, однак фактичні обсяги впливу залишаються невідомими.

Висновки

• Політика банків ОАЕ засвідчує посилення глобального санкційного тиску на структури рф навіть у формально нейтральних юрисдикціях.
• Зменшення доступу до фінансових послуг може створити додаткові труднощі для компаній, які використовували ОАЕ як інфраструктурну ланку в торгівлі нафтою.
• У короткостроковій перспективі це може вплинути на стабільність логістичних схем нафти й нафтопродуктів, що використовували цю юрисдикцію після 2022 року.

Джерело: Terminal

За матеріалами: ЗМІ

Замовити звіт по ринку

Понад пів мільйона барелів на добу — саме на стільки у серпні 2025 року зросте сукупний обсяг видобутку восьми ключових країн ОПЕК+. Це рішення формує нову кон’юнктуру нафтового ринку, зменшуючи дефіцит фізичного ресурсу та потенційно обмежуючи подальше зростання котирувань.

ДИНАМІКА ПОВЕРНЕННЯ ОБСЯГІВ НА РИНОК

• Початкове добровільне скорочення від восьми країн (Росія, Саудівська Аравія, Ірак, ОАЕ, Казахстан, Алжир, Оман, Кувейт) склало 2,2 млн барелів на добу, розпочате ще на початку 2024 року.
• З квітня 2025 року розпочалося поступове повернення обсягів:
  • Квітень: +138 тис. б/д
  • Травень–липень: щомісячно по +411 тис. б/д
  • Серпень: рекордне для кампанії +548 тис. б/д
• Залишок для повернення: ще 548 тис. б/д — питання буде вирішуватись 3 серпня.

ОБҐРУНТУВАННЯ РІШЕННЯ

• ОПЕК+ вказує на стійкі фундаментальні фактори попиту, які підтримують рішення про відновлення обсягів.
• Окремо наголошено на низьких світових запасах нафти, що створює обмежену пропозицію на глобальному ринку.
• Початкове очікування полягало у поступовому поверненні протягом більш як року, але строки скоротили — тепер весь обсяг може бути повернений уже восени 2025 року.

СТАН ОБМЕЖЕНЬ І ДАЛЬШІ ПЕРСПЕКТИВИ

• Попри повернення барелів, окремі добровільні обмеження у розмірі 1,65 млн б/д залишаються чинними до кінця 2026 року.
• Ці обмеження слугують стримуючим фактором надмірної пропозиції та можуть зберігати цінову рівновагу на ринку.

АНАЛІТИЧНИЙ ВИСНОВОК

• Стриманість ОПЕК+ в темпах повернення ресурсів свідчить про обережну політику щодо зниження ризику різкої волатильності цін.
• Прогнозоване зростання видобутку у серпні-вересні може вплинути на зниження премій у ф’ючерсних контрактах, особливо при стабільному попиті.
• Скорочення запасів і синхронізоване повернення обсягів вказує на керовану стратегію впливу на ринок з урахуванням макроекономічних ризиків.

Джерело: Terminal

За матеріалами: ЗМІ

Замовити звіт по ринку

Цього тижня ціни на нафту та бензин зросли до двотижневих максимумів на фоні коментарів ОАЕ про потребу у збільшенні видобутку ОПЕК+ через обмежені запаси, а також через напружену ситуацію в Червоному морі після атак хуситів на торговельні судна.

Фактори зростання цін

• Коментарі міністра енергетики ОАЕ про відсутність значних накопичень запасів на ринку та потребу у збільшенні видобутку ОПЕК+ підтримали ціни.
• Заява Saudi Aramco про «здоровий глобальний попит на нафту», попри вплив тарифів на світову економіку.
• Атаки хуситів у Червоному морі, що підвищують ризики для морських перевезень, можуть збільшити фрахтові ставки та витрати на страхування.

Під тиском з боку пропозиції

• ОПЕК+ погодилася підняти видобуток нафти з 1 серпня на 548 тис. барелів на добу, що перевищує очікування.
• Саудівська Аравія заявила про можливість подальших подібних збільшень, щоб стримати ціни та вплинути на дисципліну серед членів ОПЕК+.
• Це частина плану поступового скасування дворічних обмежень на видобуток і відновлення 2,2 млн барелів на добу до вересня 2026 року.

Запаси і виробництво у США

• За даними EIA на 4 липня запаси сирої нафти у США були на 8% нижчими за сезонну 5-річну норму.
• Запаси бензину – на 1,2% нижчі, а дистилятів – на 23,6% нижчі за середні показники.
• Виробництво нафти у США знизилося на 0,4% за тиждень до 13,385 млн барелів на добу.

Інші ринкові сигнали

• Обсяги нафти на танкерах, що стоять без руху понад тиждень, зросли на 3,6% до 79,55 млн барелів, що є ведмежим фактором для ринку.
• Кількість активних нафтових бурових установок у США впала до 425 – мінімуму за 3,75 року.

Цитати

Міністр енергетики ОАЕ: «Відсутність великих накопичень запасів вказує на потребу у більшому видобутку з боку ОПЕК+».

Saudi Aramco: «Ми бачимо здоровий глобальний попит на нафту, попри тарифні обмеження».

Джерело: Terminal

За матеріалами: Barchart

Замовити тижневий звіт по ринку

Оперативна інформація по ринках пального

Світові інвестиції в розвідку і видобуток нафти й газу скорочуються на 4% у 2025 році, попри зростання активності на Близькому Сході та у державних компаній. На перший план виходять ефективність, прибутковість і обережність, що формують нову інвестиційну дисципліну на тлі нестабільності цін та ринків.

Upstream 

Світові капітальні витрати у секторі upstream (розвідка і видобуток нафти й газу) у 2025 році знизяться на 4% — до близько 565 млрд доларів США, головним чином за рахунок зменшення інвестицій з боку незалежних сланцевих виробників у США. Інвестиції в нафтову галузь скоротяться майже на 6% — до 420 млрд дол., тоді як витрати на газ зростуть на 3% — до 145 млрд дол. Коливання цін на нафту, волатильність фінансових ринків та торговельна невизначеність можуть додатково вплинути на вартість проєктів та рішення щодо інвестицій.

У 2024 році світові витрати в сегменті upstream залишилися майже незмінними в номінальному вираженні — на рівні 590 млрд доларів США, але зменшилися на 10 млрд у реальному вираженні порівняно з 2023 роком. Хоча номінальні витрати у 2023–2025 роках є найвищими з 2015 року, у реальному вимірі вони все ще нижчі за рівень 2019 року.

Інвестиції у сектор upstream продовжують відображати обережний підхід до розміщення капіталу, який став нормою з 2015 року. Компанії більше не прагнуть агресивного зростання, натомість фокусуються на дисципліні капіталовкладень, прибутковості та оптимізації витрат. Цей підхід лише посилився за останні 12 місяців.

Капітальні витрати у розвідці і видобутку: регіональний фокус

Пріоритет у фінансуванні надається перспективним і недорогим басейнам, зокрема в Західній Африці, на глибоководді Латинської Америки та в зоні федерального шельфу США. У розвинених офшорних регіонах буріння зосереджується поблизу наявної інфраструктури для зниження вартості розробки. Попри загальну тенденцію до стриманості, інвестиції в сектор upstream зростають на Близькому Сході та в окремих великих нафтових компаній, що вказує на довгострокову стратегічну орієнтацію на розробку ресурсів.

Хто інвестує найбільше?

Зростання інвестицій у 2024 році зосереджене переважно на проєктах національних нафтових компаній (NOC) Близького Сходу, Китаю та Америки. Близькосхідні та азійські NOC забезпечили понад 60% світових капіталовкладень у цьому десятилітті — на 10% більше, ніж десять років тому. Saudi Aramco збільшила свої витрати на 19% рік до року — до 39 млрд доларів у 2024 році, головним чином для підтримки видобутку на рівні 12 млн бар./добу та розвитку видобутку газу, NGL та конденсату. У ОАЕ компанія ADNOC планує підвищити видобуток нафти до 5 млн бар./добу до 2027 року, інвестуючи 150 млрд дол. протягом 2024–2027 років.

Міжнародні нафтові компанії (IOC) у 2024 році підтримували стабільний рівень інвестицій, який залишиться незмінним і в 2025-му. Однак це все ще значно нижче рівнів десятирічної давності через скорочення офшорних проєктів та зниження витрат — індекси витрат у 2024 році залишаються на рівні 80% від 2014-го.

Сланцева нафта США: менше витрат, більше ефективності

Незалежні компанії у США частково відновили інвестиції з 2020 року, але їхні витрати залишаються нижчими за доковідний рівень як у реальному, так і в номінальному вимірі, оскільки інвестиції в сланцеву нафту (LTO) не повернулися повністю. Аналіз ефективності буріння у США демонструє, що з 2014 року завдяки зростанню продуктивності вдалося зекономити сукупно 220 млрд доларів інвестицій, з яких 60 млрд — лише у 2024 році. Інакше кажучи, якби ефективність операцій буріння і завершення свердловин залишилася на рівні 2014 року, витрати сланцевих компаній США у 2024 році становили б 175 млрд доларів, а не 115 млрд.

Джерело: Terminal

За матеріалами: IEA

Замовити тижневий звіт по ринку

Потужності видобутку нафти серед країн OPEC+ зростуть на 2 млн барелів на добу до 2030 року, причому понад 60% цього приросту припадає на конденсати та NGLs, зокрема з нетрадиційного газового родовища Джафура в Саудівській Аравії. Саудівська Аравія, ОАЕ та Ірак лідирують у збільшенні потужностей, тоді як Мексика зазнає найбільших втрат. Також розглянуто перспективи розширення видобутку природного газу, зменшення споживання нафти в енергетиці та стратегічні інвестиції Aramco та ADNOC.

Основні рушії видобутку нафти

Потужності видобутку нафти серед країн OPEC+, включаючи конденсати та NGLs, прогнозовано зростуть на чисті 2 млн барелів на добу у 2024–2030 роках. Основними рушіями стануть Саудівська Аравія, ОАЕ та Ірак. Понад 60% чистого приросту забезпечать конденсати та NGLs, які не підпадають під квоти, зокрема завдяки початковим фазам розробки нетрадиційного газового родовища Джафура в Саудівській Аравії. Це відповідає стратегії країни зі зниження використання сирої нафти для генерації електроенергії, розвитку нафтохімії та експорту NGLs.

Чиста потужність видобутку сирої нафти OPEC+ зросте більш ніж на 810 тис. барелів/добу. Казахстан очолює приріст завдяки запуску проєкту Тенгіз у січні 2025 року (+260 тис. б/д). Об’єднані ОАЕ та Ірак збільшать свої потужності на 1,3 млн б/д. Водночас Мексика зазнає найбільших глобальних втрат – до 630 тис. б/д, залишившись з 1,3 млн б/д до 2030 року.

У 2024 році загальний видобуток нафти країнами OPEC+ зменшився на 800 тис. б/д до 49,9 млн б/д. Саудівська Аравія скоротила видобуток на 480 тис. б/д, Кувейт – на 110 тис. б/д. Перебої у видобутку зафіксовані в росії (-260 тис. б/д), Мексиці (-130 тис. б/д) та Лівії (-90 тис. б/д). Водночас Іран та Венесуела (які не підпадають під квоти) збільшили видобуток на 530 тис. б/д – до найвищих показників з 2019 року. Виробництво NGLs зросло до 8,2 млн б/д, з яких Близький Схід забезпечив 6,8 млн б/д. Саудівська Аравія додасть 970 тис. б/д до 2030 року.

Група з восьми країн OPEC+, які погодили скорочення на 2,2 млн б/д у листопаді 2023 року, знизила свою частку на світовому ринку з 39% у 2022 до 36% у 2024. Саудівська Аравія несла основне навантаження, накопичивши резервні потужності до 3 млн б/д. Росія, ОАЕ, Ірак та Казахстан перевищували ліміти у 2024 році загалом на 1,2 млн б/д.

Зростання обсягів виробництва OPEC+

З травня по липень 2025 року оголошено поступове зростання цільових обсягів виробництва на 1,4 млн б/д. Проте лише Саудівська Аравія має змогу додати 180 тис. б/д щомісяця. Всі інші країни будуть обмежені у зростанні через брак резервів або перевиробництво. Саудівська Аравія планує приріст майже 1,2 млн б/д потужностей до 2030 року.

У 2024 році Саудівська Аравія скоротила видобуток на 500 тис. б/д до 10,9 млн б/д. Aramco знизила свою ціль з 13 до 12 млн б/д та переорієнтувалась на розвиток газу та відновлюваних джерел. Очікується зростання газових потужностей на 4 млрд куб. футів/день, що дозволить зменшити спалювання 1 млн б/д нафти у генерації, зокрема 500 тис. б/д сирої нафти. Перші дві фази Джафура дадуть половину приросту газу, а також 270 тис. б/д етану і 630 тис. б/д NGLs.

Попри стабільність потужностей сирої нафти, Aramco інвестує в підтримку продуктивності. Між 2025 і 2026 роками мають запрацювати проєкти на 1,2 млн б/д. Водозапуск Dammam (фаза 1 – 25 тис. б/д у 2025, фаза 2 – ще 50 тис. б/д у 2027), морські родовища Berri і Marjan (разом 550 тис. б/д), а також переробка NGLs на газовому заводі Танаджиб. Крім того, 600 тис. б/д важкої нафти очікується з централізованого вузла Zuluf з 2026 року.

ОАЕ планують лідерство у прирості потужностей видобутку сирої нафти – понад 720 тис. б/д до 2030 року. Також на 260 тис. б/д зросте виробництво NGLs. У 2024 році видобуток нафти, включаючи конденсати, залишався на рівні 4,2 млн б/д. План на 5 млн б/д отримав новий імпульс після угод з ExxonMobil та INPEX/JODCO щодо розширення Upper Zakum до 1,2 млн б/д.

ADNOC інвестує в офшорні потужності: Upper Zakum зріс з 500 тис. до 1 млн б/д. У 2023 запущено Belbazem (45 тис. б/д). Нові контракти включають 20 тис. б/д для стабілізації Lower Zakum (450 тис. б/д) та розширення на 50 тис. б/д до 2027 року. Umm Shaif зросте до 390 тис. б/д завдяки трьом фазам по 115 тис. б/д.

Внутрішні проєкти включають Bu Hasa (+100 тис. б/д) та Bab (+90 тис. б/д). ADNOC активно вивчає нетрадиційні ресурси. До кінця 2025 року буде пробурено 140 свердловин у межах СП Turnwell із SLB та Patterson-UTI. У травні 2025 року EOG Resources отримала ліцензії на блок 3 (Al Dhafra). Успіх може зміцнити амбіції країни у газовому секторі.

ОАЕ прагнуть газової самодостатності до 2030 року. ADNOC Gas розширює переробку газу, зокрема в рамках проєкту MERAM, який у 2025 дозволить видобувати 120 тис. б/д етану для Borouge. Також не включено в оцінки майбутні проєкти – Rich Gas Development (1,5 млрд куб. футів/день) та Bab Gas Cap (1,8 млрд куб. футів/день).

Ірак, Кувейт та Оман нарощують нафтогазову інфраструктуру попри виклики

Ірак планує збільшити видобувні потужності до 5,4 млн барелів на добу до 2030 року, Кувейт — до 3,1 млн, а Оман інвестує в офшорні родовища та LNG. Зусилля супроводжуються технічними й логістичними проблемами, але країни регіону готують стратегічне підґрунтя для майбутнього зростання.

Ірак, як очікується, збільшить свої потужності на 560 тис. барелів на добу до 5,4 млн барелів на добу до 2030 року, не досягнувши цілі у 6 млн барелів. Розширення стримується через нестачу інфраструктури для закачування води, складнощі транспортування та обмежені можливості експорту з південних родовищ. Основне зростання забезпечують іноземні компанії, які працюють на півдні, тоді як Ірак оптимізує порт Басра та створює альтернативні маршрути експорту. Повернення BP до родовища Кіркук після виходу у 2019 році та можливе відновлення роботи Іраксько-Турецького трубопроводу (ITP) відкривають довгострокові перспективи. Загальний видобуток Іраку у 2024 році зріс на 40 тис. барелів у річному вимірі до 4,5 млн барелів на добу.

Брак потужностей із закачування води у багатьох іракських родовищах обмежує можливість зростання видобутку. TotalEnergies розбудовує інфраструктуру для морського проєкту обробленої води на 5 млн барелів на добу для родовищ Зубайр і Західна Курна. Також компанія планує збільшити видобуток на родовищі Ратауі з 85 тис. до 210 тис. барелів на добу.

Ірак досяг прогресу в усуненні вузьких місць у порту Басра. У квітні компанія Basra Oil підписала контракт з італійською Micoperi та турецькою ESTA на будівництво третього підводного експортного трубопроводу потужністю 2,4 млн барелів/день та плавучої точки завантаження. Наприкінці 2024 року уряд Іраку схвалив будівництво трубопроводу Басра-Хадіта довжиною 685 км і потужністю 2,25 млн барелів/день, який проходитиме паралельно з нині застарілим Стратегічним трубопроводом.

У регіоні понад 1,2 млн барелів/день додаткових потужностей перебувають у різних фазах реалізації. Зокрема, PetroChina працює над розширенням Західної Курни-1 (з 550 до 800 тис. барелів/день), а Lukoil та уряд Іраку продовжили контракт на Західну Курну-2 до 2045 року, плануючи нарощення до 800 тис. барелів. Eni продовжує розширення Зубайру на 250 тис. барелів, а Basra Oil працює над збільшенням потужності Маджнуна з 130 до 450 тис. барелів/день.

На півночі, у разі відновлення транспортування 450 тис. барелів/день через ITP до Джейхана, можуть пожвавитися родовища Кіркуку та території під контролем Курдської регіональної адміністрації. Потік зупинено з березня 2023 року, однак 300 тис. барелів, за даними, продаються локально чи вивозяться автотранспортом. Повернення BP до Кіркуку може забезпечити зростання видобутку у наступному десятилітті.

Кувейт планує збільшити потужності на 150 тис. барелів до 3,1 млн барелів/день до 2030 року, з амбіцією досягти 3,5 млн до 2035-го. У 2024 році середній видобуток становив 2,55 млн барелів, зменшившись на 110 тис. Кувейт втратив 220 тис. барелів потужностей з 2018 року.

Компанія Kuwait Oil Company зосередила увагу на родовищі Бурган. У 2023 році введено північний газовий проєкт Jurassic, що додав 50 тис. барелів легкої нафти. Розробка важкої нафти на Раткі з технічною підтримкою Shell додала ще 20 тис. барелів/день. Нові відкриття на шельфі можуть сприяти досягненню цілей до 2035 року.

У Нейтральній зоні, яку Кувейт ділить із Саудівською Аравією, очікується стабільний рівень потужностей у 260 тис. барелів/день на кожну сторону до 2030 року, хоча потенційне зростання можливе.

У Омані видобуток нафти та конденсатів у 2024 році склав приблизно 1,1 млн барелів/день. Прогнозується зростання потужностей на 40 тис. барелів за рахунок інвестицій у важку нафту та офшорні проєкти, включаючи Yumna. Угода з Occidental Petroleum на $30 млрд продовжує розробку родовища Мухайзна. Орієнтація Омана на газову інфраструктуру, зокрема запуск LNG-заводу Marsa у 2028 році, підтримає обсяги конденсату та NGL.

Джерело: Terminal

За матеріалами: IEA

Замовити тижневий звіт по ринку