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

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

Трансформації ринку: від паливної моделі до інтегрованої нафтохімії

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

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

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

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

2. Перерозподіл попиту: нафтохімія як новий центр тяжіння

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

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

3. Азія як епіцентр нової конфігурації ринку

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

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

4. Нафта й нафтохімія: як переналаштовується товарний баланс

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

9. Перехідний період: від паливного сьогодення до нафтохімічного майбутнього

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

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

10. Кругова економіка й наступний етап еволюції

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

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

Підсумок: як змінюються правила гри

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

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

Джерело: Terminal

За матеріалами: linkedin.com

Наприкінці листопада 2025 року спред між європейськими цінами на пропан і нафту (нафту для нафтохімії) звузився до мінімального за майже вісім місяців рівня, зменшившись із близько –120 дол./т на початку місяця до –39 дол./т 27 листопада, що суттєво знижує цінову перевагу пропану як нафтохімічної сировини.

Звуження спреду пропан–нафта в Європі (листопад 2025 року)

1. Динаміка цін і спреду пропан–нафта

• Спред пропан–нафта:
  • Початок листопада: близько –120 дол./т (глибока знижка пропану відносно нафти).
  • 27 листопада: –39 дол./т.
  • Звуження знижки приблизно на 81 дол./т протягом місяця (арифметичний розрахунок на основі наданих значень).
  • Найвужчий рівень спреду з початку квітня та за майже вісім місяців.
• Зміна цін на пропан (cif ARA):
  • 27 листопада: 473 дол./т — максимум за два місяці.
  • Зростання майже на 25 дол./т від початку листопада.
  • Протягом попередніх місяців ціни переважно коливалися біля 450 дол./т.
• Зміна цін на нафту для нафтохімії:
  • 27 листопада: 511,75 дол./т.
  • Зниження приблизно на 35 дол./т з початку місяця.
  • Цінова динаміка зумовлена поступовим поверненням потужностей НПЗ після інтенсивного ремонтного сезону та сезонно м’яким ринком компонента для бензину.

2. Фактори зміцнення пропану

Зміцнення пропану в листопаді пов’язане насамперед із погодними та ринковими чинниками, що створили підтримку цінам.

• Погодні умови:
  • Холодніша погода останніх тижнів стимулювала використання пропану як палива для опалення.
  • Це сприяло зростанню попиту та підтримало ціни, які тривалий час залишалися біля 450 дол./т.
• Ринковий фон в енергетичному комплексі:
  • Ширший енергетичний комплекс перебував під тиском через занепокоєння потенційною надлишковою пропозицією.
  • Причина цих настроїв — мирні переговори між росією та Україною, які ринок інтерпретував як фактор, що може збільшити доступну пропозицію енергоресурсів.
  • Водночас пропан отримав відносну підтримку завдяки специфічному попиту на опалення.
• Структура попиту та ліквідність:
  • Стійкі запити на купівлю пропану звузили доступність ресурсу з негайним постачанням.
  • Покупці були змушені підвищувати свої цінові заявки, щоб забезпечити фізичний ресурс.

3. Фактори здешевлення нафти для нафтохімії

На відміну від пропану, ціни на нафту для нафтохімічних процесів рухалися вниз під впливом пропозиційних факторів у переробці.

• Повернення європейських НПЗ з ремонту:
  • Регіональні нафтопереробні заводи поступово виходили з періоду активних ремонтів.
  • Додаткові обсяги нафти почали надходити на ринок, збільшуючи пропозицію.
• Сезонна слабкість у сегменті бензинового блендингу:
  • Середовище для змішування бензину характеризувалося сезонною м’якістю.
  • Нафта, як компонент для бензину, опинилася під тиском через обмежені можливості збуту.
• Роль нафтопереробного комплексу Shell Pernis:
  • Перезапуск установок на нафтопереробному заводі Shell у Пернісі (Нідерланди) потужністю 404 тис. бар./добу.
  • Очікується, що підприємство повністю відновить роботу наступного тижня (відносно дати 27 листопада).
  • Це може додатково збільшити пропозицію нафти в регіоні.
  • Відповідно, тиск на ціни нафти може посилитися.

4. Наслідки для нафтохімічних проєктів і виробників

Зміна спреду безпосередньо впливає на вибір сировини нафтохімічними виробниками, особливо тими, хто має гнучкі потужності та реалізує відповідні проєкти.

• Раніше у листопаді:
  • За знижки на пропан на рівні близько –120 дол./т гнучкі крекери максимізували споживання пропану.
  • Це дозволяло отримувати значні додаткові маржі на тлі глибокої знижки.
• Поточна ситуація при –39 дол./т:
  • Знижка пропану скоротилася до рівня, близького до паритету з нафтою.
  • Матеріальна привабливість пропану як дешевшої сировини для нафтохімії помітно зменшилася.
  • Оператори можуть поступово відновлювати частку нафти у своїх сировинних кошиках.
  • Ця тенденція може посилитися в міру того, як у грудні на ринок повертається дедалі більше переробних потужностей.

5. Потенційні сценарії подальшої цінової динаміки

Подальший рух спреду пропан–нафта визначатиме поведінку цін на пропан та баланс між двома ключовими нафтохімічними сировинами.

• Сценарій подальшого звуження спреду:
  • Якщо спред скоротиться ще більше (рух до нульового або позитивного значення), пропан може зіткнутися з низхідним ціновим тиском.
  • Причина — втрата цінової переваги порівняно з нафтою та можливий перехід частини попиту назад на нафту.
• Роль імпорту та попиту на опалення:
  • Зниження цін на пропан у разі подальшого звуження спреду буде ймовірнішим, якщо:
  • • Імпорт із США залишиться сильним (підтримуючи високу пропозицію пропану в Європі).
    • Попит на опалення буде слабким (наприклад, у разі м’якішої погоди або економії споживачів).
  • У такій комбінації пропан втрачає не лише цінову перевагу, а й підтримку з боку кінцевого попиту.

Висновки

• Вузол «Ціни» → вузол «Маржа нафтохімії»:
  • Різниця в 81 дол./т між початковою та кінцевою знижками на пропан у листопаді означає суттєве скорочення додаткової маржі для виробників, які орієнтувалися на пропан.
  • Чим менша знижка пропану відносно нафти, тим меншим є стимул для переорієнтації сировини на пропан.
• Вузол «Пропозиція нафти» → вузол «Тиск на нафту»:
  • Повернення НПЗ з ремонту та майбутній повний перезапуск Shell Pernis створюють посилений тиск пропозиції на нафту.
  • Це сприяє подальшому розширенню фізичних обсягів нафти на ринку і знижує її ціну.
• Вузол «Попит на опалення» → вузол «Баланс пропану»:
  • Холодна погода підвищує попит на опалення, що стабілізує або підштовхує вгору ціну пропану.
  • Однак за сценарію ослаблення попиту на опалення та збереження високого імпорту виникає надлишок пропану, який може пришвидшити корекцію цін вниз.

Джерело: Terminal

За матеріалами: argusmedia.com

Канадський енергетичний сектор розглядає можливість виходу на ринок експорту етану, використовуючи послаблення позицій США після їхніх обмежень на постачання до Китаю.

Попри високий потенціал експорту етану, головні бар’єри залишаються у сфері інфраструктури, що потребує значних інвестицій та часу для реалізації.

Перспективи Канади

• Виробники етилену в Азійсько-Тихоокеанському регіоні звернули увагу на Канаду після паузи в постачанні етану зі США до Китаю у червні.
• США залишаються основним експортером: у 2024 році вони відвантажили 492 тис. барелів на добу (10,1 млн т), з яких 227 тис. барелів/день припадало на Китай.
• Рішення Міністерства торгівлі США у травні 2025 року тимчасово зупинило ці постачання, що підірвало довіру клієнтів.

«Репутація експортерів США отримала чорне око», — заявив співдиректор Energy Transfer Маккі МакКріа.

Роль AltaGas

• Компанія AltaGas, яка володіє двома (і будує третій) терміналами LPG на Тихоокеанському узбережжі, розглядається як головний претендент на запуск експорту етану.
• За словами керівника Верна Ю, азійські споживачі вже звернулися з пропозиціями щодо диверсифікації довгострокових джерел постачання.

Інфраструктурні бар’єри

• Канада має значні запаси природного газу й NGL, але обсяги етану суттєво менші за американські: 237,4 тис. барелів/день у 2024 році проти 2,8 млн барелів/день у США.
• До 2034 року прогнозується зростання виробництва до 305,7 тис. барелів/день (6,3 млн т/рік).
• Внутрішнє споживання — 270,7 тис. барелів/день, частково покривається імпортом з басейну Баккен через газопровід Vantage (40 тис. барелів/день).
• У разі відкладення проєкту Dow у провінції Альберта (113 тис. барелів/день) надлишок може сягнути 200 тис. барелів/день до 2034 року.

Транспортні виклики

• В Альберті немає етанових трубопроводів до узбережжя Британської Колумбії.
• Вартість будівництва трубопроводу залишається обмежувальним чинником. Генеральний директор Pembina Скотт Барроуз заявив: «Економіка цього проєкту ще не виправдана».
• Єдиним реальним варіантом наразі залишається залізничне перевезення, але воно ускладнене: один вагон може перевозити лише 10,5 т етану проти 32,9 т LPG. Для завантаження одного Handysized-судна потрібно близько 1000 вагонів.

Регуляторні та політичні аспекти

• Трубопровід Trans Mountain (590 тис. барелів/день) запущено лише у травні 2024 року після 11 років затримок через екологічні й регуляторні бар’єри.
• Канада ухвалила One Canadian Economy Act, що має спростити торгівлю всередині країни та сприяти інвестиціям у нову інфраструктуру.

Аналітичні висновки

• США наразі домінують на ринку етану, але довгостроково Канада може скласти конкуренцію, якщо подолає інфраструктурні бар’єри.
• Залізнична логістика робить експорт економічно складним, отже вирішальним буде розвиток трубопровідної мережі.
• Надлишкові обсяги етану до 2034 року можуть створити основу для експорту, але без нових інвестицій у транспорт і зберігання вони залишаться нереалізованими.

Джерела

Джерело: Terminal
За матеріалами: argusmedia

Державна компанія Oil and Natural Gas Corporation Limited (ONGC), найбільший видобувач нафти й газу в Індії, зазнала скорочення чистого прибутку у квітні–червні 2025 року через зниження цін на нафту та майже незмінні обсяги видобутку.

Фінансові результати та стратегія ONGC

• Фінансові показники: Чистий прибуток у першому кварталі фінансового року 2025/2026 склав $917 млн (80,24 млрд індійських рупій), що на 10% менше, ніж за аналогічний період минулого року.
• Дохід зменшився на 9,3% – до $3,65 млрд (320 млрд рупій).
• Середня ціна реалізації нафти впала до $67,87 за барель з $80,64 за барель у квітні–червні 2024 року.

• Ринкові умови: Ціни на нафту у квітні–червні 2025 року знизилися приблизно на 10% на тлі високої волатильності, спричиненої тарифною політикою США та війною між Ізраїлем і Іраном.
• Світові ринки рухаються до надлишку пропозиції нафти, що створює додатковий тиск на ціни.

• Видобуток: Видобуток сирої нафти склав 4,683 млн тонн проти 4,629 млн тонн у квітні–червні 2024 року.
• Видобуток природного газу залишився майже без змін – 4,846 млрд кубометрів за квартал.

• Стратегія диверсифікації: ONGC планує розширювати діяльність у сферах нафтопереробки, нафтохімії, торгівлі СПГ та відновлюваної енергетики.
• У березні керівництво компанії заявило, що нові напрями бізнесу допоможуть захиститися від ризиків низьких цін на нафту.

«Світ рухається до надлишку постачання нафти, що означає зниження цін», – наголосив директор зі стратегії ONGC Арунандшу Саркар у березневому інтерв’ю Bloomberg.

• Інфраструктурні плани: компанія вже розглядає бронювання потужностей для регазифікації СПГ на західному узбережжі Індії та веде переговори щодо постачання газу з міськими дистриб’юторами.
• Заплановано будівництво нафтопереробного заводу. Минулого року повідомлялося про оцінку проєкту НПЗ і нафтохімічного комплексу вартістю $8,3 млрд у найбільш населеному штаті Індії для задоволення зростаючого попиту на пальне.

Джерело: Terminal

За матеріалами: Oilprice.com

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

Глобальні тенденції переробки

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

Зимовий попит на нафтопродукти

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

Нафтохімічна сировина

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

Висновки

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

Джерело: Terminal

За матеріалами: OPEC

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

Китай

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

Індія

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

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

Джерело: Terminal

За матеріалами: IEA

Замовити тижневий звіт по ринку

Зростаюча роль нафтохімії формує нову конфігурацію світової нафтопереробної промисловості. Ринок сигналізує про необхідність переоцінки виробничих стратегій, тоді як центр ваги зміщується від пального до нафтохімічної сировини.

Адаптація НПЗ до змін

Одним із найсерйозніших викликів для нафтопереробної галузі стає адаптація до змін у динаміці попиту на нафтопродукти на тлі зростання видобутку природного газового конденсату (NGL). Традиційно нафтопереробні заводи (НПЗ) оптимізували вихід продукції згідно з регіональними ціновими сигналами. Проте, як показує аналітика IEA, нові тенденції вимагають переоцінки налаштувань та стратегії роботи підприємств.

До 2030 року очікується зниження попиту на дизельне пальне та бензин, що контрастує із зростанням попиту на авіаційний гас і нафтопродукти з нижчою вартістю, зокрема на нафту, призначену для нафтохімії. Зростання постачань біодизелю (на 300 тис. барелів/день) також тисне на традиційний дизель.

У відповідь НПЗ теоретично можуть змінювати точки розгону фракцій у процесі перегонки сирої нафти. Але такі зміни зазвичай відбуваються лише під час великих планових зупинок — раз на 4–6 років. Зміна конфігурації також вимагає інвестицій у гідроочищення для збільшення виходу авіаційного пального або адаптації установок гідрокрекінгу.

Naphta — індикатор розвитку нафтохімії

Ще складнішою є ситуація з легкими дистилятами. Попит на переробну нафту* (naphta), як сировину для нафтохімії, зростає, тоді як попит на бензин скорочується. Але ці продукти частково замінювані — бензин часто змішується з кількома компонентами, зокрема з naphta. При цьому не вся нафта підходить для нафтохімії: лише легка парафінова нафта використовується для виробництва етилену, тоді як важка ароматична — для високооктанового бензину.

Поточна структура цін стимулює переробку дешевшої нафти в дорожчий бензин, попри зростаючу потребу у сировині для нафтохімії. Це гальмує перехід до нового балансу попиту. Вкладення в оновлення установок каталітичного крекінгу (FCC) у Європі та США малоймовірні. Так само, як і зупинка цих потужностей, враховуючи низьку рентабельність гідроскіммінгових НПЗ**.

Майбутнє за нафтохімічними виробництвами

Натомість Китай, Індія та країни Близького Сходу інвестують у проєкти, що збільшують вихід нафтохімічної сировини. Частка сирої нафти, що переробляється в CTC-комплексах (Crude-to-Chemicals), які поєднують нафтопереробку з масштабними нафтохімічними установками, зростатиме. Хоча прибутковість таких заводів нижча за звичайні, вона компенсується завдяки інтеграції з високомаржинальними нафтохімічними виробництвами.

* Naphtha (Нафта) – це легка фракція нафти, проміжний продукт переробки, що використовується як сировина у нафтохімії та паливній промисловості.

** гідроскіммінгові НПЗ — це нафтопереробні заводи з відносно простою технологічною схемою, призначеною для виробництва базових нафтопродуктів (бензину, дизельного палива, мазуту) з мінімальною глибиною переробки.

Джерело: Terminal

За матеріалами: IEA 

Замовити тижневий звіт по ринку

Найбільший нафтопереробний завод Африки готується вперше експортувати бензин за межі континенту — на азійський ринок. Це свідчить про зростаючу роль Нігерії в глобальному паливному ланцюгу постачань.

Dangote Refinery — експортер

Найбільший нафтопереробний завод Африки — Dangote Refinery у Нігерії — готується до першого постачання бензину за межі континенту. Як повідомило джерело агентству Reuters, партію буде направлено до Азії вже найближчими днями.

Очікується, що незалежний трейдер Mercuria завантажить 90 000 метричних тонн бензину на вихідних. До цього часу бензин з Dangote Refinery постачався виключно до країн Західної Африки.

«Ми продаємо нашу продукцію тим, хто готовий платити найвищу ціну. Покупець має право доставити продукцію до будь-якої обраної ним країни», — повідомив речник заводу в коментарі Reuters.

НПЗ, який може переробляти до 650 000 барелів нафти на добу, останніми місяцями збільшив закупівлі американської нафти WTI. За словами аналітика Energy Aspects Ренді Хурбуруна, WTI дає вищий вихід реформату та краще підходить для блендування бензину.

Нігерія не залишиться без бензину

Dangote розпочав виробництво пального у 2024 році. У січні минулого року було запущено виробництво дизпального пального та нафти, а у вересні — бензину. Підприємство, побудоване найбагатшою людиною Африки Аліко Данготе, є не лише найбільшим у регіоні, а й одним із наймасштабніших у світі. Воно має потенціал повністю забезпечити попит Нігерії на всі нафтопродукти та створити профіцит для експорту.

Окрім пального, компанія також планує експортувати поліпропілен у межах ексклюзивного партнерства з Vinmar International — глобальним дистриб’ютором нафтохімії. «Ця співпраця відкриває нові можливості для розширення присутності високоякісного поліпропілену, виробленого в нафтохімічному комплексі Dangote у Леккі», — йдеться в заяві Vinmar.

Джерело: Terminal

За матеріалами: oilprice.com

Замовити тижневий звіт по ринку

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

Китай та США

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

Європейська нафтохімія

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

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

Північна Корея

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

Близький Схід

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

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

Джерело: Terminal

За матеріалами: IEA

Замовити тижневий звіт по ринку

Нафтохімія посилює свою ключову роль у зростанні глобального попиту на нафту, завдяки збільшенню використання сировини для виробництва пластмас та синтетичних волокон. США та Китай – лідери цього тренду.

Сировина для нафтохімії залишається основою зростання світового попиту на нафту

У 2024 році понад 75% чистого приросту попиту на нафту припало на нафтохімічні продукти, зокрема на сировину для виробництва пластмас і синтетичних волокон. Ця тенденція, за прогнозами, збережеться до кінця десятиліття й далі: частка нафтохімії в загальному споживанні нафти зросте з 15,8% у 2023 році до 17,4% у 2030 році. Загальний попит на нафтохімічну сировину досягне 18,4 млн барелів на добу, що на 2,1 млн б/д більше, ніж у 2024 році — зокрема, нафтену — 10,2 млн б/д (+1,1 млн б/д) та на ЛПГ/етан — 8,2 млн б/д (+990 тис. б/д).

Основними драйверами цього зростання залишаються нові виробництва в США та Китаї, які активно використовують зростаючі обсяги природних газових рідин (NGLs).

Нафтова сировина

Між 2019 і 2024 роками споживання нафтової сировини зросло приблизно на 2,3 млн б/д — понад 95% усього приросту світового попиту. Пандемія посилила домінування нафтохімії в загальному споживанні нафти. Основними сферами використання залишаються упаковка, споживчі товари та будівництво, з особливим зростанням у країнах, що розвиваються, під впливом урбанізації, зростання доходів і електронної комерції. Також стимулюють попит нові виробництва, пов’язані з чистою енергетикою — електромобілі, сонячні панелі тощо.

Попит на нафтохімію демонструє стійке зростання, на відміну від транспорту, де спостерігається структурне зниження через електрифікацію. Використання пластмас не піддається таким самим заміщенням, як традиційне паливо. Лише суттєве розширення переробки вторинної сировини може зменшити зростання попиту на нафту, однак очікувати на це у найближчій перспективі не варто.

Роль Китаю та США

Китай зробив значні інвестиції в нафтохімічну галузь, що дало змогу зменшити імпорт сировини на 330 тис. б/д з 2019 по 2024 роки. Основні потужності побудовано у вигляді інтегрованих нафтопереробних заводів, парових крекерів та установок дегідрогенізації пропану. За ці п’ять років попит Китаю на нафтохімічну сировину зріс на 2,2 млн б/д — зокрема, нафту на 1,3 млн б/д і ЛПГ/етан на 890 тис. б/д.

Внаслідок цього виробництво етилену зросло на +19 млн тонн на рік (+110%), а пропілену — на +17 млн тонн (+130%). Паралельно США фокусуються на використанні власного етану. Потужності з крекінгу етану не виробляють пропілен, що тимчасово знижує конкуренцію для нафтових крекерів. Однак надлишкова пропозиція пропілену з Китаю тисне на ринки Європи та Східної Азії.

Експорт NGLs зі США та глобальна торгівля

США значно збільшили виробництво NGLs, що дало можливість розширити експорт полімерів та напівпродуктів. У період 2019–2024 років експорт зріс на 38% (еквівалентно 350 тис. б/д етану). Більшість цього обсягу надходить у Китай, Латинську Америку, Європу та країни Азії. Загальний експорт етану та LPG зі США зріс на 1,1 млн б/д і досяг 2,6 млн б/д, з яких 75% спрямовано в Китай.

Тільки Китай має достатні потужності для переробки імпортованого LPG/етану у таких масштабах. Інші регіони — наприклад, Європа та Індія — також збільшують імпорт NGLs, але не можуть забезпечити переробку на рівні Китаю.

Джерело: Terminal

За матеріалами: IEA, icis.com, spglobal.com, kpler.com

Замовити тижневий звіт по ринку