Один із найобережніших банків у світі — Standard Chartered — тепер приєднався до «ведмежого табору». Після тривалого оптимізму щодо нафтових ринків аналітики банку визнали: ціни на «чорне золото» навряд чи зростатимуть так швидко, як очікувалося. Їхній новий прогноз показує: нафта у 2026–2027 роках буде дешевшою на $15 за барель, ніж прогнозували раніше. І це — важливий сигнал для всієї енергетичної економіки.

Прогноз і вплив на ринки

• Нові орієнтири цін:
  • 2025 рік — $68,50/бар. (раніше $61)
  • 2026 рік — $63,50/бар. (раніше $78)
  • 2027 рік — $67/бар. (раніше $83)
• Головна зміна: від початку 2026 року ринок переходить у стан контанго — коли майбутні ціни на нафту вищі за поточні. Це означає, що трейдерам вигідніше зберігати нафту, а не продавати її зараз.
• Основні причини:
  • Надлишок пропозиції на ринку
  • Побоювання торговельних війн і тарифів
  • Рекордний видобуток у США — 13,58 млн барелів на день
  • Слабкі очікування зростання економіки

Що відбувається з нафтою в США

Американські нафтовики видобувають рекордні обсяги — понад 13,5 млн барелів щодня. Та за низьких цін це вже не така вигідна справа. Собівартість видобутку у сланцевих родовищах зростає: зараз вона коливається навколо $70 за барель, а до середини 2030-х може піднятися до $95. Це пояснюється тим, що легкодоступні запаси вичерпуються, і компаніям доводиться бурити у складніших місцях.

Для дрібніших виробників беззбитковий рівень уже перевищує $65 за барель, тоді як великі компанії ще можуть працювати за цінами у «високих 50-х». Але навіть вони згодом зіштовхнуться з тиском витрат.

«Зростання вартості видобутку у США — головний фактор, який обмежить пропозицію в середньостроковій перспективі», — підкреслюють аналітики Standard Chartered.

• Якщо низькі ціни збережуться, приріст видобутку сповільниться.
• Це поступово може підтримати ринок і стабілізувати котирування у другій половині десятиліття.

Газова ситуація в Європі

Європа вже перейшла у зимовий сезон — період активного відбору газу. За останній тиждень запаси скоротилися на 0,35 млрд кубометрів — до 96,78 млрд кубометрів. Піковий рівень — 97,13 млрд кубометрів (93,3% від технічного максимуму) — було зафіксовано 12 жовтня, раніше, ніж у попередні роки.

Ціни на європейському хабі TTF залишаються стабільними — у «низьких 30-х євро» за мегават-годину. Минулого тижня вони навіть зросли на 2% — до €32,4/МВт·год — через побоювання щодо можливих перебоїв постачання після ударів рф по українській газовій інфраструктурі.

• Європа має близько 104 млрд кубометрів технічних потужностей зберігання.
• Поточні рівні заповнення — близькі до максимальних.
• Попри це, холодна зима може швидко скоротити запаси, підштовхуючи попит на газ і альтернативні види палива.

Американський газ: різкий стрибок

У США ціни на газ зросли ще активніше: Henry Hub піднявся на 14,2% за тиждень — до $3,40/ммБту. Це найвищий рівень за останні 15 днів. Однак метеорологи прогнозують теплішу погоду у більшості штатів, що може обмежити подальше зростання котирувань.

Що це означає для нафтових ринків

• Ринки нафти зараз у стані короткострокової слабкості.
• Ситуація з контанго стимулює компанії зберігати нафту, а не продавати відразу, що тисне на спотові ціни.
• У середньостроковій перспективі можливе відновлення рівноваги, якщо зростання видобутку в США справді пригальмує.
• Повернення барелів OPEC+ може ще раз нагадати світові, наскільки обмеженими є резервні потужності на Близькому Сході.

Висновки

Після кількох місяців оптимізму StanChart визнає реальність: ринок нафти увійшов у фазу охолодження. Короткостроково ціни залишатимуться під тиском через надлишок пропозиції, але надалі ситуація може стабілізуватися завдяки скороченню видобутку і поступовому відновленню балансу попиту та пропозиції.

Нафтопродукти також можуть коливатися у ціні: поки споживання зростає повільно, ціни залишаються під контролем. Та якщо Європа матиме холодну зиму — попит на паливо може злетіти.

Джерело: Terminal

За матеріалами: oilprice.com

Світові ціни на нафту різко знизилися до мінімумів з червня, попри заяви OPEC+ про поступове збільшення видобутку та контрольоване повернення обсягів на ринок. Одночасне зростання пропозиції з боку Курдистану й падіння попиту в Азії посилюють тиск на ринки та створюють додаткові виклики для американських виробників сланцевої нафти.

Глобальний баланс нафти під загрозою

ІК: Динаміка цін на нафту та вплив на глобальні ринки

• Brent знизився до $67,51 за барель (-0,97% за день).
• WTI впав до $62,21 за барель (-0,26% за день).
• OPEC+ підтвердив план поступового нарощування видобутку, попри чутки про масштабне збільшення запасів.
• Курдистан відновив експорт до Туреччини у обсязі 180 000–230 000 барелів на добу.

Фактори тиску на ринок

• Слабкий попит в Азії:
  • Японія: скорочення виробництва у вересні до мінімуму за 6 місяців.
  • Китай: шостий місяць поспіль скорочення промислового сектору.
  • Експортно-орієнтовані економіки регіону фіксують зниження зовнішніх замовлень.
  • Споживання палива знижується, що стає ключовим тригером для трейдерів.
• США: урядовий шатдаун створює ризик нестачі офіційних даних для трейдерів і підвищує волатильність ринку.

Коментарі учасників ринку

«Ціни на нафту перебувають під тиском через очікування повернення додаткових обсягів OPEC+ та відновлення експорту з Курдистану», — Ендрю Ліпоу, президент Lipow Oil Associates.

«Новий тиск пропозиції може скоротити маржу високовитратних американських виробників сланцевої нафти», — Алекс Ходес, аналітик StoneX.

«Зростання видобутку у США, ймовірно, зупиниться, якщо ціна залишиться близько $60. Менше зон першої категорії залишаються економічно доцільними за таких умов», — Каес Ван‘т Гоф, CEO Diamondback Energy.

Висновки

• Поєднання зростання пропозиції (OPEC+ і Курдистан) та слабкого попиту (Азія) створює надлишок на ринку.
• Це посилює позиції «ведмедів» на ринку, знижуючи Brent і WTI до рівнів початку літа.
• Американська сланцева галузь опиняється під загрозою: ціни біля $60 роблять частину родовищ економічно нерентабельними.
• Ринки нафти у короткостроковій перспективі залишатимуться вразливими до коливань, з огляду на макроекономічні ризики й невизначеність у США.

Джерело: Terminal
За матеріалами: Oilprice.com

Світовий нафтовий ринок сьогодні переживає падіння цін на бензин, зумовлене сукупністю трьох чинників: різким зростанням глобальної пропозиції, слабшим попитом та рекордними запасами нафти. Попри політичні заяви, статистика свідчить: справжній вплив на ціни мають не рішення президентів, а глобальні ринкові процеси.

Логіка падіння цін на нафту та бензин

Глобальна пропозиція

• +2,5 млн барелів на добу — саме стільки зросте світове постачання нафти у 2025 році.
• OPEC+ оголосила про повне згортання добровільних скорочень 2,2 млн барелів/день вже у вересні 2025 року — на рік раніше від плану.
• Додаткове зростання йде від США, Бразилії та Гайани.

Висновок: ріст постачання перевищує попит, що тисне на ціни вниз.

Попит

• У Китаї, Індії та Бразилії споживання виявилося нижчим за очікуване.
• У країнах ОЕСР попит майже не росте.
• Японія демонструє найнижчі рівні споживання за кілька десятиліть.
• У США економіка зросла лише на 1,4%, що обмежило внутрішнє споживання пального.

Висновок: слабке зростання попиту не компенсує нарощування постачання, тому ціни продовжують падати.

Запаси

• Запаси нафти у світі зростають уже 5 місяців поспіль.
• Досягнуто 46-місячного максимуму у 7,8 млрд барелів.

Висновок: накопичення запасів є класичним сигналом надлишку пропозиції та передвісником подальшого падіння цін.

Вплив на США

• У 2005 році країна імпортувала близько 12,5 млн барелів/день, тому дешевша нафта тоді була економічним плюсом.
• Сьогодні США є нетто-експортером. Дешевша нафта:
  • зменшує експортні доходи,
  • розширює торговий дефіцит,
  • негативно впливає на енергетичну галузь країни.

Висновок: для сучасної США падіння цін на нафту має подвійний ефект — виграш для споживачів, але збитки для економіки.

Політичні аспекти

• Президентські рішення в США (чи то Обами, Байдена, чи Трампа) мали лише обмежений вплив.
• Ключові фактори — технології (фрекінг), рішення OPEC+, погодні катаклізми та глобальні тренди попиту.

«Ціни на бензин формуються глобальними силами попиту й пропозиції, а не окремими політичними лозунгами» — Роберт Рапіер, автор статті.

Таким чином, сьогоднішнє падіння цін на бензин — це результат комбінації глобального надлишку нафти, слабкого попиту та рекордних запасів. Політичні інтерпретації спрощують картину, однак факти підтверджують: світові ринкові механізми значно вагоміші за внутрішні політичні рішення.

Для США як експортера енергоносіїв дешевша нафта — це водночас і вигода для споживачів, і виклик для економіки.

Джерело: Terminal

За матеріалами: OilPrice

Повернення скороченого раніше видобутку країнами ОПЕК+ різко обмежує зростання сланцевого сектору США. Прогнози IEA вказують на слабке зростання попиту на нафту у 2025 році та значне перевищення пропозиції, що створює ризик рекордного профіциту на світовому ринку. Це загрожує як індустрії сланцевої нафти, так і самим країнам ОПЕК, які потребують високих доходів для фінансування внутрішніх програм.

Складові протистояння

• ОПЕК+ відновлює скорочений видобуток у розмірі 2,2 млн барелів на добу до кінця вересня 2025 року, що чинить тиск на ціни.
• IEA прогнозує попит на нафту у 2025 році лише на рівні +680 тис. бар./добу, у 2026 році — +700 тис. бар./добу.
• Низькі ціни на нафту на рівні 60–65 дол. за барель можуть зменшити інвестиції у США, Канаді, Бразилії та змусити компанії до консолідації.

Позиції галузевих гравців

«Ми не будемо вводити нові бурові установки, доки ціни не стабілізуються на рівні $75. Ви побачите скорочення видобутку у США вже восени 2025 року і в 2026 році», — Кірк Едвардс, генеральний директор Latigo Petroleum (Financial Times).

«Найкращий спосіб для ОПЕК збільшити частку ринку — утримувати ціни у діапазоні $60 протягом кількох років, що знизить інвестиції у сланцеву нафту США та у світову розвідку», — Скотт Шеффілд, колишній CEO Pioneer Natural Resources (Financial Times).

• Exxon та Chevron декларують плани розширення видобутку у США, попри загальну тенденцію до сповільнення.
• Diamondback Energy у серпні 2025 року заявила, що індустрія «вийшла на межу ефективності».

Фундаментальні ризики

• IEA прогнозує можливість рекордного профіциту запасів, що перевищить рівень пандемійних 2020-х років.
• Саудівська Аравія вже скорочує витрати на диверсифікаційні програми через падіння цін.
• Зниження попиту у ключових країнах (Індія, Бразилія, Китай) пов’язується з слабкою економікою та митними тарифами США.

Висновки

• Сланцева індустрія США наближається до меж ефективності. Без цін у діапазоні $70–75 видобуток скорочуватиметься.
• ОПЕК+ використовує низькі ціни як інструмент тиску, але країни-картелю не можуть дозволити собі тривале утримання ринку на $60.
• Поточні прогнози IEA можуть бути надто песимістичними, адже для рекордного профіциту потрібне ще більше падіння попиту.

Джерело: Terminal
За матеріалами: Oilprice.com

Революція сланцевої нафти змінила ринки нафти та нафтопереробки.

Сланцева нафта з США перевернула баланс світових поставок, знизила попит на нафтопереробку й змінює структуру попиту до 2030 року

Бурне зростання видобутку сланцевої нафти (light tight oil, LTO) та зріджених вуглеводневих газів (NGL) у США стало визначальною тенденцією ринку нафти та нафтопереробки з часів глобальної фінансової кризи 2008 року. Протягом останніх 15 років на ринку з’явилося майже 10 млн барелів на добу нової легкої нафти, що докорінно змінило глобальні потоки сирої нафти та змусило країни ОПЕК обмежувати видобуток задля підтримки цін.

Конкуренція з боку сланцевої нафти зменшила доступність важких сірчаних сортів із Близького Сходу, звузивши маржу апгрейду. Це дало шанс менш складним нафтопереробним заводам, які отримали доступ до дешевої малосірчистої сировини з високим виходом легких і середніх дистилятів, а також компонентів для виробництва пального VLSFO (very low sulphur fuel oil).

Очікується, що до 2030 року зростання видобутку сланцевої нафти у США майже зупиниться. Натомість посилиться роль Канади, Бразилії та Гаяни, які зможуть запропонувати більш традиційні сорти середньої щільності (солодкі або сірчані).

Водночас вибухове зростання виробництва NGL, переважно в США, зменшило роль нафтопереробних заводів як джерела сировини для нафтохімії. До сланцевої революції саме нафта з НПЗ була основним джерелом нафтохімічної сировини — у 2010 році вона покривала 57% попиту. До 2024 року ця частка знизилась до 45%, попри стале зростання нафтохімії. У натуральному вираженні обсяги нафтового бензину з НПЗ не зросли за 15 років. Очікується, що обсяги NGL до 2030 року зростуть ще на 1,9 млн барелів на добу — порівну з Північної Америки та Близького Сходу.

Прогноз постачання фракційованих NGL

Перспективи нафтопереробної галузі на період 2025–2030 років залишаються в цілому незмінними порівняно з торішніми оцінками. Частково це зумовлено вищим прогнозом виробництва NGL як у базовому, так і в оптимістичному сценарії, навіть з урахуванням більшої частки, що йде на змішування в добувному секторі.

Попри поліпшення прогнозу попиту на бензин, прогноз по дизельному паливу істотно знижено. В умовах очікуваного зниження середнього рівня завантаженості НПЗ уповільнення інвестицій у нові переробні потужності виглядає логічним.

Які саме НПЗ постраждають найбільше, поки не зрозуміло. Проте найбільший ризик зберігається для підприємств із високими витратами в регіонах зі зниженням попиту. Крім того, змінюється структура споживання: очікується зростання споживання нафтового бензину (naphtha) та зменшення попиту на бензин до 2030 року. Це означає, що найбільше навантаження по адаптації ляже на НПЗ з установками каталітичного крекінгу (FCC).

Джерело: Terminal

За матеріалами: IEA

Замовити тижневий звіт по ринку

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

Шалений ріст сланцевого видобутку в Аргентині, нова інфраструктура та економічні реформи формують нову нафтогазову реальність країни до 2030 року.

Пропозиція нафти

Пропозиція нафти в Аргентині, за прогнозами, зросте на 430 тис. барелів на добу до 1,3 млн барелів на добу до 2030 року, головним чином завдяки розвитку сланцевої формації Vaca Muerta у басейні Неукен. Обсяги сланцевої LTO-нафти зростуть на 500 тис. барелів на добу, до майже 900 тис. барелів, тоді як традиційне виробництво скоротиться до 230 тис. барелів на добу.

Зростання підтримується активним бурінням, гідророзривом, будівництвом нової інфраструктури та реформами. 14 квітня 2025 року президент Хав’єр Мілей скасував більшість валютних обмежень, що зняло побоювання міжнародних компаній щодо виведення прибутків з країни. Разом із законом Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI), ухваленим минулої осені, ці заходи гарантують 30 років стабільності для інвестпроєктів вартістю понад $1 млрд — із податковими пільгами та експортними винятками.

 інфраструктура транспортування

Наразі будується додаткова інфраструктура транспортування. Першу фазу 440-кілометрового трубопроводу Vaca Muerta Sur планують запустити до кінця 2026 року. У підсумку 700 тис. барелів на добу зможуть транспортуватися для експорту до порту Пунта Колорада в провінції Ріо-Негро. Перша фаза передбачає потужність 180 тис. барелів на добу, розширення до 550 тис. очікується в 2027 році, повна потужність має бути досягнута у 2028 році.

Vaca Muerta має високоякісні колектори, що пройшли десятилітню стадію зниження ризиків та технічного вдосконалення. Початкові обсяги видобутку (IP90) в нормалізованому вигляді конкурують із родовищами підбасейну Delaware у Перміанському басейні США та перевищують продуктивність Midland. Хоча горизонтальні свердловини ще коротші за американські, є потенціал зниження витрат на буріння.

Продуктивність свердловин в Аргентині вже конкурує з Permian, а витрати можуть знизитись

Аналітика за 2024 рік демонструє, що середній видобуток зі свердловини в Vaca Muerta близький до рівня найкращих свердловин у США, зокрема в Permian, Eagle Ford, Bakken та DJ-Niobrara. Витрати на видобуток мають потенціал для подальшого скорочення.

У той час як Аргентина зміцнює позиції, інші країни Латинської Америки стикаються зі спадом через брак інвестицій.

Перу, з поточним рівнем видобутку 120 тис. барелів на добу сирої нафти та NGL, оголосила про план збільшення інвестицій в upstream протягом наступних п’яти років. Це частково компенсувало втрати, але чіткого шляху до зростання обсягів поки що немає.

У Еквадорі та Колумбії інвестиції у нафту і газ знижуються, оскільки уряди надають перевагу чистій енергетиці. В Еквадорі референдум 2023 року про закриття родовища ITT (60 тис. барелів на добу) призвів до заборони нових розробок, але дозволив продовжити дію існуючих свердловин. Компанія Sinopec не встигла отримати право на розробку родовища Sacha (80 тис. барелів на добу), що поставило під сумнів перспективи приватних інвестицій. Виробництво в країні, за прогнозами, впаде на 110 тис. барелів на добу — до 370 тис. до 2030 року.

Після виборів 2022 року уряд Колумбії припинив видачу нових ліцензій на розвідку нафти та газу і повністю заборонив гідророзрив. Хоча модернізація діючих родовищ сповільнила темпи зниження, обсяги виробництва скоротяться з 790 тис. барелів на добу у 2024 році до 630 тис. до кінця десятиліття.

Джерело: Terminal

За матеріалами: IEA 

Замовити тижневий звіт по ринку

Ціни на нафту WTI можуть у середньому становити \$58,30 за барель у 2025 році, попри зростання видобутку з боку ОПЕК+ та США. Такий прогноз надали 28 банків у рамках весняного опитування компанії Haynes Boone.

Ринок реагує на фундаментальні чинники, а не на короткострокову волатильність

За підсумками весняного опитування 2025 року, очікуване середнє значення ціни нафти WTI знизилось з \$61,89 до \$58,30 за барель. Зниження пов’язане з падінням цін на \$10 у квітні та переоцінкою балансу попиту й пропозиції на ринку.

• 28 банків взяли участь в опитуванні — це рекордна кількість за 12 років проведення дослідження.
• Ціни прогнозуються на рівні $56,24–$57,24 за барель у середньостроковій перспективі до 2034 року.
• Причини зниження — зростання очікувань щодо видобутку з боку ОПЕК та проєнергодобувна політика адміністрації Трампа, попри стабільний попит.

“Банки не дозволяють короткостроковій волатильності впливати на довгострокові оцінки. Вони роблять ставку на ринкові фундаментальні чинники,”

— зазначив директор НТЦ «Псіхєя» Сергій Сапєгін.

• Ціни на нафту WTI у період оприлюднення опитування тримались на рівні близько $63 за барель — це гранична рентабельність буріння нової свердловини для більшості американських виробників.
• Голова ConocoPhillips зазначив, що сланцевий видобуток в США вийде на плато, якщо ціни залишаться в межах $60 за барель, і почне спадати за ціни в $50.
• За даними опитування ФРБ Далласа, американським компаніям необхідно в середньому $65 за барель для прибуткового буріння.

Джерело: Terminal
За матеріалами: oilprice.com, Bloomberg, Dallas Fed Energy Survey

Додаткові джерела інформації по темі: ConocoPhillips, Haynes Boone