Переговори Ірану й Оману щодо нового маршруту судноплавства наблизилися до домовленості, однак Тегеран пов’язав повне відкриття Ормузької протоки з додатковими вимогами до США. Отже, транспортний ризик для нафтових і паливних потоків зберігся.

Технічна домовленість про маршрут не означає автоматичного відновлення нормального судноплавства

Reuters 8 серпня повідомило, що міністр закордонних справ Ірану Аббас Арагчі назвав Тегеран і Маскат «дуже близькими» до угоди щодо нового судноплавного маршруту через протоку. Водночас він заявив, що відкриття водного шляху залежатиме й від інших умов, зокрема компенсації з боку США.

Оман охарактеризував переговори як позитивні та конструктивні й засудив повторні атаки на судна. За даними Reuters, до війни через Ормузьку протоку проходила приблизно п’ята частина світових постачань нафти й газу.

Іран під час конфлікту почав вимагати плату з нафтових танкерів і атакував судна, які намагалися пройти без його дозволу. Reuters зазначає, що порушення судноплавства спричинило зростання цін на енергоносії та посилило інфляційний тиск.

Представник Корпусу вартових ісламської революції Хоссейн Мохеббі заявив:

«Коли Сполучені Штати приймуть умови Ірану, Ормузьку протоку безумовно буде відкрито».

Джерело: Terminal. За матеріалами: Reuters.

Оманська влада представила Тегерану план навігації в Ормузькій протоці. Документ підтримали країни Перської затоки, а його модель побудована за прикладом Малаккської протоки.

Добровільні збори пропонують спрямувати на захист довкілля

Під час зустрічі з іранськими чиновниками у вівторок Оман представив план навігації в Ормузькій протоці. Згідно з пропозицією, транзитні збори мають бути добровільними.

Кошти від таких зборів планується використовувати для захисту навколишнього середовища. У вхідному матеріалі зазначено, що план підтриманий країнами Перської затоки та розроблений за моделлю Малаккської протоки.

Для нафтового ринку ця ініціатива важлива через роль Ормузької протоки як одного з ключових маршрутів морського транспортування нафти та нафтопродуктів.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Oilprice.com.

Іранські та оманські переговорники розглядають відкриття майже невикористовуваного середнього проходу через Ормузьку протоку. Це може відновити комерційне судноплавство, але безпекові ризики залишаються.

Відновлення руху може залежати від очищення маршруту

За наведеними даними, сторони обговорюють можливість відкриття середнього проходу через Ормузьку протоку. Цей маршрут майже не використовувався, але його запуск потенційно може відновити комерційне судноплавство.

Водночас у матеріалі зазначено, що іранські морські міни можуть потребувати видалення до того, як судна зможуть безпечно повернутися на маршрут.

Для ринку нафти та нафтопродуктів це питання має пряме значення, оскільки безпечна навігація визначає стабільність морської логістики в регіоні.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Oilprice.com.

Нафтові ринки реагують не лише на переговори США та Ірану. За наведеними даними, перемовини Оману з Іраном можуть бути не менш важливими для відновлення навігації в Ормузькій протоці.

Brent торгується близько $87 за барель

Нафтові ринки продовжують реагувати на заяви Дональда Трампа. Його коментарі про «хороші переговори» між США та Іраном надіслали тимчасово ведмежий сигнал. Ведмежий сигнал означає очікування зниження ціни або послаблення ринку.

Однак переговори між Оманом та Іраном можуть мати не менше значення. ЗМІ повідомляють, що країни Перської затоки об’єдналися навколо пропозиції про добровільну плату за прохід для припинення блокади Ормузької протоки.

На цьому тлі ICE Brent торгується близько $87 за барель в очікуванні наступного великого геополітичного кроку.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Oilprice.com.

Нафтові ринки реагують не лише на переговори США та Ірану. За наведеними даними, перемовини Оману з Іраном можуть бути не менш важливими для відновлення навігації в Ормузькій протоці.

Brent торгується близько $87 за барель

Нафтові ринки продовжують реагувати на заяви Дональда Трампа. Його коментарі про «хороші переговори» між США та Іраном надіслали тимчасово ведмежий сигнал. Ведмежий сигнал означає очікування зниження ціни або послаблення ринку.

Однак переговори між Оманом та Іраном можуть мати не менше значення. ЗМІ повідомляють, що країни Перської затоки об’єдналися навколо пропозиції про добровільну плату за прохід для припинення блокади Ормузької протоки.

На цьому тлі ICE Brent торгується близько $87 за барель в очікуванні наступного великого геополітичного кроку.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Oilprice.com.

Іранські та оманські переговорники розглядають відкриття майже невикористовуваного середнього проходу через Ормузьку протоку. Це може відновити комерційне судноплавство, але безпекові ризики залишаються.

Відновлення руху може залежати від очищення маршруту

За наведеними даними, сторони обговорюють можливість відкриття середнього проходу через Ормузьку протоку. Цей маршрут майже не використовувався, але його запуск потенційно може відновити комерційне судноплавство.

Водночас у матеріалі зазначено, що іранські морські міни можуть потребувати видалення до того, як судна зможуть безпечно повернутися на маршрут.

Для ринку нафти та нафтопродуктів це питання має пряме значення, оскільки безпечна навігація визначає стабільність морської логістики в регіоні.

Джерело: Terminal. За матеріалами: Oilprice.com.

У липні 2025 року ключові нафтові бенчмарки зберегли структуру backwardation*, попри певне зниження цін на найближчі ф’ючерси. Ринок підтримали стійкий попит на фізичну нафту, скорочення програм завантаження у Північному морі та низькі комерційні запаси країн ОЕСР. Про це йдеться у звіті OPEC.

Світовий ринок нафти у липні 2025: динаміка спредів та структура backwardation

Динаміка кривих форвардних контрактів

Криві форвардних контрактів на ICE Brent і NYMEX WTI у липні були в стабільному backwardation, що базувалося на позитивному балансі попиту і пропозиції на друге півріччя 2025 року.

• ICE Brent M1/M3 звузився на 0,24 $/бар., до backwardation 1,67 $/бар.
• ICE Brent M1/M6 скоротився на 0,39 $/бар., у середньому до 2,63 $/бар.
• NYMEX WTI M1/M3 знизився на 0,27 $/бар., до 2,15 $/бар.
• DME Oman M1/M3 зріс на 0,51 $/бар., до 2,31 $/бар.
• North Sea Brent M1/M3 піднявся на 0,14 $/бар., до 2,43 $/бар.
• Dubai M1/M3 додав 1,11 $/бар., до 2,93 $/бар.
• У США WTI M1/M3 скоротився на 0,25 $/бар., до 2,23 $/бар.

Різниця між солодкою та кислою нафтою

У липні 2025 року спреди sweet–sour мали протилежну динаміку в різних регіонах.

• В Європі премія Ekofisk–Johan Sverdrup зросла на 0,73 $/бар., до 0,25 $/бар.
• У Чорному морі дисконт Urals до North Sea Dated скоротився на 0,64 $/бар., до –11,81 $/бар.
• У Північно-Західній Європі дисконт Urals зменшився на 0,76 $/бар., до –11,96 $/бар.
• На узбережжі Мексиканської затоки премія LLS–Mars зросла на 1,32 $/бар., до 2,63 $/бар.
• В Азії премія Tapis–Dubai звузилася на 2,41 $/бар., до 3,05 $/бар.
• Премія Brent–Dubai знизилася на 2,03 $/бар., до 0,13 $/бар.

Висновки

• Світовий ринок нафти зберігає високий рівень backwardation, що свідчить про дефіцит пропозиції у найближчій перспективі.
• Регіональні відмінності у спредах пов’язані з локальною структурою попиту, якістю нафти та логістичними обмеженнями.
• Сильніші спреди у бенчмарках Dubai та Oman вказують на зростаючу роль азійського попиту.
• Зміцнення премій на світлих сортах у Європі та США підкреслює ключову роль середніх дистилятів у формуванні ринкових трендів.

* Беквордація (backwardation) — це ситуація на ринку ф’ючерсів, коли ціна ф’ючерсного контракту на певний актив нижча за поточну (спотову) ціну цього активу.

Джерело: Terminal

За матеріалами: OPEC

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

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

Попри затримки та зростання вартості будівництва, LNG-проєкти забезпечать рекордне розширення постачання у 2026–2028 роках

Нова хвиля інвестицій у СПГ: глобальна картина

Світова індустрія СПГ (зрідженого природного газу, LNG) переживає період надзвичайно високої інвестиційної активності. За останнє десятиліття в інфраструктуру СПГ інвестовано понад 250 млрд дол. США у проєкти скраплення газу і ще 115 млрд дол. США у термінали регазифікації.

• Очікується, що до 2030 року запрацює близько 270 млрд куб. м нових потужностей з виробництва СПГ на рік, що становить понад 50% зростання від поточного світового обсягу.
• Найпотужніше розширення відбудеться у 2026–2028 роках, попри те що чимало проєктів у 2023–2025 роках зіткнулися з затримками.

Роль США: глобальний лідер і приклад впевненості інвесторів

США залишаються найбільшим експортером СПГ у світі з чинними потужностями на рівні 130 млрд куб. м на рік. У будівництві перебувають ще 120 млрд куб. м нових потужностей.

• У квітні 2025 року компанія Woodside затвердила інвестиції у 17,5 млрд дол. США у проєкт Louisiana LNG — перший FID у США з середини 2023 року.
• Ціни на сталь та алюміній, що складають близько 25% капітальних витрат, ускладнюють EPC-контракти для нових проєктів.
• Невизначеність тарифів та ринку впливає на десятки інших проєктів, які очікують остаточного інвестиційного рішення (FID).

Канада, Катар, Близький Схід: зростаюча конкуренція за частку ринку

Канада активно розвиває свою LNG-інфраструктуру:

• У 2024 році затверджено проєкт Cedar LNG вартістю 4 млрд дол. США.
• У 2025 році запрацює LNG Canada із загальним бюджетом 30 млрд дол..
• Проєкт Woodfibre LNG, що був погоджений у 2022 році, планується до запуску в 2027 році.

Катар зберігає провідні позиції у світі:

• Із 2021 року країна схвалила два масштабні проєкти з додатковими 65 млрд куб. м на рік до наявних 105 млрд куб. м.
• Інвестиції в ці розширення складають приблизно 37 млрд дол. США.
• У розробці — ще один проєкт: North Field West.

Країни Перської затоки не відстають:

• ОАЕ затвердили проєкт Ruwais вартістю 5,5 млрд дол. США.
• Оман реалізує проєкт Marsa за 1,6 млрд дол.

Затримки та ризики: санкції, форс-мажори, зміна правил гри

• Французька компанія TotalEnergies розглядає перезапуск у середині 2025 року проєкту Mozambique LNG на 20 млрд дол. США, що перебував у режимі форс-мажору.
• Арктик СПГ-2 у рф (вартість 21 млрд дол. США) залишається під санкціями, його запуск — під питанням.

Що означає нова хвиля інвестицій у LNG

Різке зростання інвестицій у LNG вважається індикатором віри в довготривале зростання попиту на газ, особливо в країнах, що розвиваються. Попри чутливість до ціни, аналітики очікують, що нові обсяги, які вийдуть на ринок у 2026–2030 роках, знайдуть свого споживача.

• Час між інвестицією та запуском СПГ-проєкту становить 4–6 років, тому рішення FID 2024–2025 років визначатимуть ситуацію у 2029–2030 роках.
• Фінансування нових проєктів часто забезпечується великими гравцями LNG-ринку, які використовують власні баланси замість довготривалих зобов’язань покупців.

Нові проєкти LNG стають можливими лише тоді, коли хтось готовий взяти на себе ризики попиту й геополітичної нестабільності

Джерело: Terminal
За матеріалами:

• IEA Gas Market Report Q2 2025
• Woodside Energy
• TotalEnergies

Додаткові джерела інформації:

• LNG World News
• Reuters Energy