Світовий нафтовий ринок вже давно живе не за рахунок розширення якісної ресурсної бази, а за рахунок прискореного проїдання раніше відкритих запасів. Ключовий висновок полягає в тому, що пік не просто нафти, а економічної нафти настав ще близько 2006 року. Після цього систему втримували монетарним стимулюванням, дешевим капіталом і масштабним розгортанням сланцевого видобутку у США. Це дало змогу певний час підтримувати пропозицію, стримувати шок для котирувань і відтерміновувати жорсткіший удар по кінцевих споживачах нафтопродуктів. Водночас матеріал наголошує: цей ефект був тимчасовим, бо нові відкриття різко відстають від споживання, а продуктивність сланцевого буріння вже слабшає.

Матеріал вибудовує причинно-наслідкову картину не навколо політичних гасел, а навколо арифметики ресурсу: що дорожче й складніше видобувати нафту, то вужчим стає простір для економічного зростання, стабільних котирувань і доступних цін на пальне.

• Базова теза: автор розділяє нафту на економічну і неекономічну.
  • Економічна нафта — це ресурс, який можна видобувати за ціни, що не руйнує економічне зростання.
  • Неекономічна нафта — це ресурс, який формально є в статистиці запасів, але його собівартість і енергетична віддача роблять його економічно руйнівним.
  • Обгрунтування: один барель традиційної саудівської нафти коштує близько 10 доларів для видобутку і повертає понад 30-кратний обсяг енергії від вкладеної.
  • Барель з канадських нафтових пісків коштує 60 доларів або більше і потребує великих обсягів енергії для перероблення.
  • Барель зі сланцевої свердловини США займає проміжне місце за витратами, але має дуже швидкий спад видобутку.
  • Висновок: для стабілізації котирувань недостатньо просто мати нафту в балансі запасів. Потрібна саме така нафта, яка не штовхає економіку в зону скорочення.
• Пік економічної нафти, за логікою тексту, вже позаду.
  • Міжнародне енергетичне агентство, як зазначає автор, у World Energy Outlook 2010 визнало, що видобуток традиційної сирої нафти досяг піку близько 2006 року і більше не повернеться на той рівень.
  • У липні 2008 року нафта сягнула 147 доларів за барель.
  • Упродовж кількох місяців після цього фінансова система зазнала краху.
  • Висновок: різкий стрибок котирувань виявив межу, після якої дорогий барель починає бити по ширшій економіці, а не лише по паливному ринку.
  • Обгрунтування: автор прямо пов’язує обвал не лише з фінансовими перекосами, а й з енергетичним обмеженням.
• Головний захід, який фактично використали для тимчасової стабілізації ринку, — масоване грошове стимулювання після 2008 року.
  • У період 2008-2025 років центральні банки створили близько 25 трильйонів доларів через кількісне пом’якшення і майже нульові відсоткові ставки.
  • Значна частка цього капіталу пішла в американську сланцеву нафту.
  • Висновок: саме дешеві гроші стали ключовим інструментом, який на певний час збільшив пропозицію нафти і тим самим зменшив тиск на котирування.
  • Без дешевого капіталу сланцевий сектор ніколи не був би комерційно життєздатним, бо цільова нафта була надто щільно замкнена в породі, щоб її рентабельно видобувати.
  • Коли пропозицію підтримали фінансово, це допомогло відтермінувати ще сильніший тиск на ціни пального, бо без цього кроку дефіцит ресурсу міг проявитися раніше й жорсткіше.
• Другий практичний захід — агресивне нарощування сланцевого видобутку у США.
  • Видобуток у США зріс утричі: з 5 млн барелів на добу до понад 13 млн барелів на добу.
  • Це дозволило зберегти враження, що загальне нафтове виробництво у світі продовжує зростати.
  • Висновок: сланцева експансія стала фактичним ринковим механізмом пом’якшення дефіциту, який допоміг стримати ще різкіше зростання котирувань.
  • За відсутності цього додаткового обсягу ринок значно швидше зіткнувся б з наслідками піку традиційної нафти. Це не було відновленням дешевої ресурсної бази, а лише тимчасовим маскуванням спаду.
• Однак інструмент стабілізації виявився нестійким.
  • Видобуток сланцевої свердловини падає на 25-40% вже у перший рік.
  • Щоб просто утримувати обсяги, потрібно безперервно бурити нові свердловини.
  • Щоб нарощувати видобуток, потрібно бурити експоненційно більше.
  • Галузь понад десятиліття залишалася з негативним грошовим потоком.
  • Висновок: захід, який допомагав стримувати ринок, одночасно підривав власну довгострокову стійкість, бо спирався на постійне фінансове підживлення, тобто, система мусить бігти, щоб залишатися на місці.
• Сигнали ослаблення цього механізму вже проявилися.
  • Найкращі ділянки, зокрема Permian Basin, Bakken і Eagle Ford виснажуються.
  • У 2024 році вперше знизилася продуктивність на один латеральний фут буріння: довші свердловини, менше нафти.
  • Висновок: ринковий механізм, який раніше додавав пропозицію і тимчасово знижував ризик стрибка цін на нафтопродукти, починає втрачати ефективність.
  • Якщо на одиницю буріння припадає менше нафти, то собівартість підтримання видобутку зростає, а простір для дешевшого пального звужується.
• Системна проблема ширша за сланець: старі родовища виснажуються повсюдно.
  • Кожне родовище з часом втрачає природний тиск, який штовхає нафту на поверхню.
  • МЕА оцінює: якщо інвестиції у чинні родовища зупинити завтра, глобальний видобуток скоротиться удвічі менш ніж за 9 років.
  • Майже 90% усіх витрат у секторі upstream нині йдуть лише на те, щоб утримувати поточні обсяги.
  • Висновок: значна частина ринкових заходів уже не працює на здешевлення пального, а лише на недопущення ще гіршого скорочення пропозиції. Коли 90% інвестицій спрямовані на втримання старих обсягів, простір для справжнього приросту пропозиції різко обмежений.
• Ключовий структурний провал — світ відкриває набагато менше нафти, ніж споживає.
  • Пік відкриттів припав на 1960-ті роки — близько 55 млрд барелів на рік.
  • У 2024 році світ відкрив близько 2 млрд барелів, але спожив близько 30 млрд барелів.
  • Це означає темп у 15 разів швидше назовні, ніж усередину.
  • За шість десятиліть технологічної революції обсяги відкриттів впали більш ніж на 90%.
  • Висновок: довгострокова стабілізація котирувань через розширення ресурсної бази виглядає дедалі менш імовірною.Нове велике й легке для видобутку нафтове підживлення вже не з’являється, бо найбільші й найпростіші родовища було знайдено першими.
• Баланс великих нафтових компаній також погіршується.
  • У 2021 році Rystad Energy оцінила, що підтверджених запасів шести найбільших нафтових компаній вистачить менш ніж на 15 років за поточних темпів видобутку.
  • Ці компанії заміщували новими відкриттями лише 45% видобутого обсягу. Відтоді ситуація погіршилася.
  • Висновок: навіть найбільші гравці не мають достатнього запасу міцності, щоб гарантувати тривале пом’якшення цінового тиску на ринок нафти й нафтопродуктів. Якщо компанії відновлюють менш ніж половину видобутого, то ресурсна база стискається навіть у верхньому сегменті галузі.
• Зходи зі зниження цін для кінцевих споживачів нафтопродуктів.
  • У тексті немає опису прямих бюджетних субсидій, податкових знижок або цінового регулювання для бензину чи дизелю.
  • Натомість описані непрямі системні заходи, які певний час працювали саме через канал пропозиції:
    • 25 трлн доларів монетарного стимулу у 2008-2025 роках.
    • Майже нульові ставки, що здешевили капітал.
    • Спрямування значної частки капіталу в американський сланцевий сектор.
    • Утроє більший видобуток у США — з 5 до понад 13 млн барелів на добу.
  • Висновок: єдиний виразно описаний у матеріалі спосіб пом’якшення цінового тиску для кінцевого споживача полягав не у дешевому ресурсі як такому, а у фінансово підтриманому збільшенні пропозиції.
  • Обгрунтування: коли виробництво зростало, ринок міг довше уникати прямого зіткнення з наслідками виснаження традиційної нафти.
  • Другий висновок: потенціал цього механізму слабшає, а отже простір для утримання нижчих цін на бензин і дизель також скорочується.
• Підсумкова логіка матеріалу для ринку нафти й нафтопродуктів.
  • Після 2006 року світ живе в умовах спаду якісної нафтової бази.
  • Після 2008 року систему підтримали дешевими грошима.
  • У 2008-2025 роках ця політика дала часовий буфер.
  • У 2024 році з’явилися ознаки ослаблення продуктивності сланцю.
  • Відкриття у 2024 році — лише 2 млрд барелів проти споживання 30 млрд барелів.
  • Фінальний висновок: тимчасові заходи стабілізації котирувань уже не змінюють фундаментальної арифметики. Вони можуть лише відкладати жорсткішу фазу, але не усувають ризик подорожчання нафти й нафтопродуктів для кінцевого споживача.

Пік нафти, який усі оголосили помилкою, був не помилкою, а наслідком того, що систему тимчасово втримали дешевими грошима і сланцевим видобутком. Зростання загального видобутку приховало скорочення придатної для економіки нафти. — Річард Лайон.

Джерело: Terminal

За матеріалами: Richard Lyon

Відчуття спокою на нафтовому ринку є оманливим. Попри зростання видобутку сланцевої нафти у США та стриману реакцію котирувань на окремі санкції, потенційна ескалація між США та Іраном вже підштовхнула Brent вище $67 за барель, а WTI — понад $62. Сценарії розвитку подій коливаються від дипломатичної угоди з нарощуванням іранського видобутку до масштабного конфлікту з цінами понад $100 і ризиком блокади Ормузької протоки, через яку проходить 20% світових «постачання» нафти.

Геополітика знову формує премію в ціні нафти

Ілюзія стабільності

• Протягом десятиліть навіть віддалена загроза війни на Близькому Сході спричиняла різкі цінові коливання.
• Зростання видобутку сланцевої нафти у США створило відчуття, що ринок став стійкішим до шоків.
• Насправді геополітика здатна швидко змінити баланс, особливо у випадку прямого конфлікту між США та Іраном.

Останнє зростання котирувань було спровоковане саме загрозою військової ескалації. Водночас санкційний тиск США на Венесуелу раніше не спричинив системного стрибка цін, що ще більше підживило впевненість «ведмедів» — гравців, які очікують зниження ринку.

П’ять сценаріїв від Rystad Energy

• Найбільш «ведмежий» сценарій — нова ядерна угода та зняття санкцій, що призведе до зростання видобутку Ірану.
• Обмежені удари по ядерній інфраструктурі.
• Удари по нафтовій інфраструктурі.
• Масштабна військова кампанія з політичною дестабілізацією.
• Гірші варіанти — загибель верховного лідера та внутрішні заворушення.

Навіть у песимістичних сценаріях аналітики очікують зростання ціни лише на $10–15 за барель через падіння видобутку Ірану, який нині становить близько 3,2 млн барелів на добу. Проте у разі розширення конфлікту на весь регіон котирування можуть перевищити $100.

Ормузька протока — вузьке місце світового ринку

За оцінками, короткочасна блокада протоки може тимчасово вивести з ринку до 20% глобальних обсягів, що історично здатне спричинити стрибок цін до 80%.

«У США обсяг нафти, необхідний для виробництва одиниці ВВП, знизився приблизно на чверть із 2011 року», — зазначають Діна Есфандіарі та Зіяд Дауд.

• Підвищення енергоефективності частково пом’якшує економічний удар.
• Інфляція зменшує реальну купівельну спроможність $100 за барель, але це слабка втіха для споживачів.
• Попри прогрес, нафта залишається головним первинним джерелом енергії у світі.

Китай як фактор стабілізації

• Китай — найбільший імпортер нафти у світі та ключовий покупець іранської сировини.
• Протягом року країна купує більше нафти, ніж переробляє.
• Будуються нові сховища для накопичення запасів.
• Фактично Пекін страхує себе від майбутніх шоків, тоді як більшість країн не має подібної можливості.

Висновок: навіть якщо повномасштабна війна на Близькому Сході виглядає малоймовірною, сам факт її потенційності формує премію ризику. Для країн імпортерів це означає необхідність готуватися до сценаріїв різких коливань — від помірного подорожчання на $10–15 до екстремального стрибка понад $100 за барель.

Джерело: Terminal
За матеріалами: OilPrice

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

Аналітики провідних інвестиційних банків та Енергетичне інформаційне управління США (EIA) прогнозують суттєве зниження цін на нафту у 2025–2026 роках. Попри літній попит, глобальне зростання постачання з боку OPEC+ та Південної Америки формує надлишок, що тисне на ринок. У результаті Brent може опуститися до $51, а WTI – до $50 за барель.

Прогнозна карта змін на нафтовому ринку

Очікуване падіння цін

• Brent: $63,57 у IV кварталі 2025 року (замість $64,13 у липні), $62,73 у I кварталі 2026 року.
• WTI: $60,30 у IV кварталі 2025 року (замість $61,11 у липні), $59,65 у I кварталі 2026 року.
• EIA прогнозує: середня ціна Brent у 2026 році – $51 за барель (замість попередніх $58).

Виробництво та інвестиції США

• Сланцеві компанії скорочують бюджети через ризик падіння нижче $60, що наближає показники до межі беззбитковості.
• Райан Ленс, голова ConocoPhillips, у травні:
  

  «Виробництво сланцевої нафти США залишатиметься стабільним при $60, але падатиме за умов ціни $50 за барель».

• Очікується рекордне виробництво США у грудні 2025 року – 13,6 млн барелів/добу, з подальшим падінням до 13,1 млн барелів/добу у IV кварталі 2026 року.
• Energy Intelligence прогнозує більш високу стійкість: 13,5 млн барелів/добу до кінця 2025 року та близько 13,4 млн – у 2026 році.

Фактори глобального надлишку

• Зростання постачання з боку OPEC+ та Південної Америки створює надлишок понад 2 млн барелів/добу у кінці 2025 та на початку 2026 року.
• Це на 800 тис. барелів/добу більше за попередні оцінки STEO.
• Очікується, що у III кварталі 2026 року надлишок зменшиться завдяки піковому літньому попиту.

Висновки та наслідки

• Сланцеві виробники США вимушено обмежать інвестиції, якщо ціни впадуть у діапазон $50–$59, що вплине на видобуток у середньостроковій перспективі.
• OPEC+ може скоротити обсяги постачання вже у 2026 році для стабілізації ринку.
• Інвестори повинні врахувати, що зниження до $50 за барель підвищує ризики банкрутств серед малих і середніх виробників у США.

Джерело: Terminal
За матеріалами: Oilprice.com

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

IEA прогнозує різке зниження темпів зростання нафтогазового видобутку в США до кінця десятиліття. У 2024 році видобуток рідких вуглеводнів у США, без урахування біопалива, зріс на 720 тис. барелів на добу, а з моменту пандемічного мінімуму 2020 року — на 3,7 млн барелів. У 2025 році очікується приріст на ще 510 тис. барелів на добу, що стане четвертим поспіль рекордним роком. Однак упродовж прогнозного періоду темпи зростання істотно сповільнюються, а обсяги видобутку сирої нафти стабілізуються.

Тиск світових цін на нафту

Нафтогазова індустрія США стикається з низкою обмежень, зокрема зосередженістю на виплатах акціонерам, консолідацією компаній та ускладненням буріння на фоні потенційного зниження цін у середньостроковій перспективі.

Попри це, США залишаються другим за значущістю драйвером зростання глобальної пропозиції після Саудівської Аравії — з додатковими 880 тис. барелів на добу у 2024–2030 роках. Очікується, що загальний видобуток досягне 21,1 млн барелів на добу до кінця прогнозного періоду.

При цьому видобуток сирої нафти зменшиться на 60 тис. барелів до 13,1 млн барелів на добу, тоді як виробництво NGL (рідких фракцій з газопереробних заводів) зросте на 860 тис. до 7,8 млн барелів. Зростання підтримується високим попитом з боку експорту і нафтохімічної промисловості, особливо завдяки газу, що супроводжує видобуток у басейнах Перм і Аппалачі.

Видобуток LTO (легкої сланцевої нафти) у США зросте на 360 тис. барелів до 9,8 млн до 2030 року, тоді як традиційний видобуток на континенті (Lower 48) знизиться на 420 тис. барелів. У федеральному офшорі очікується зростання на 160 тис. барелів до 1,9 млн у 2026 році, з подальшим зниженням до 1,6 млн до кінця десятиліття. Аляска збільшить видобуток на 160 тис. — до 580 тис. барелів.

Темпи зростання скорочуються

Незважаючи на те, що LTO залишається основною рушійною силою нафтової галузі США, темпи зростання різко скорочуються. Сланцева галузь демонструє лише 0,5% середньорічного зростання, майже повністю завдяки родовищу Перм. Перегляд прогнозів пов’язаний зі зниженням цін, що змусило компанії скорочувати активність і прискорювати злиття. За даними Enverus, понад 70% економічно доцільних родовищ у Пермському басейні з ціною нижче $50 за барель перебувають під контролем семи компаній. Понад половину залишкових активів у регіоні Midland контролюють ExxonMobil та Diamondback.

Тиск скорочення запасів DUC

Скорочення запасів DUC в США обмежує зростання сланцевого видобутку. Низькі рівні незавершених свердловин (DUC) знижують буфер операцій у сланцевих басейнах США, попри зростання ефективності буріння в Permian

Додатковим стримуючим фактором для зростання видобутку нафти в США є рекордно низький рівень пробурених, але не завершених свердловин (DUC). За даними Короткострокового прогнозу Управління енергетичної інформації США (EIA STEO), кількість таких свердловин впала на 15% за останні два роки і досягла найнижчого рівня з 2013 року — 5 300 одиниць. Водночас у 2025 році очікується завершення менше 9 000 свердловин. У ключових регіонах видобутку, таких як Bakken, Eagle Ford і Permian, протягом трьох років спостерігається різке зниження DUC. У Permian наразі активна лише третина від довоєнного середнього рівня.

Свердловини з категорії DUC зазвичай запускають протягом двох місяців, тоді як повне буріння нової свердловини займає 9–12 місяців. Перехід до моделі роботи «just-in-time» суттєво зменшує буфер для операційного планування й ускладнює оптимізацію польових робіт. У поєднанні зі скороченням активності це створює перешкоди для зростання в найближчі роки.

Надія на Permian Basin

У той же час, ефективність буріння в Permian Basin зростає: з 2014 року вона зросла майже у 2,5 рази, а з 2019 — більш ніж у 1,5 рази. У IV кварталі 2024 року 285 активних бурових установок у Permian забезпечили обсяги, еквівалентні 480 буровим 5 років тому та 650 — 10 років тому.

Це стало можливим завдяки використанню довших горизонтальних свердловин, інноваційних технологій типу simul-frac, tri-frac і «підковоподібних» свердловин. Водночас витрати на буріння на одну одиницю довжини зростають, а початкові дебіти протягом перших 90 днів (IP90) залишаються здебільшого стабільними.

Незважаючи на уповільнення темпів, видобуток зріджених вуглеводневих газів (NGL) продовжує зростати завдяки збільшенню газо- нафтового співвідношення (GOR) у сланцевих басейнах. За прогнозами, з 2024 по 2030 рік обсяги виробництва NGL у США зростуть на 860 тис. барелів на добу. За даними компанії Enterprise Products, кожен барель нафти в Permian у 2025 році супроводжується на 30% більшим обсягом супутнього газу і NGL порівняно з 2022 роком.

Це частково пояснюється змінами в динаміці резервуарів, новими локаціями буріння — зокрема, в «газовитіших» зонах — та стратегією паралельного освоєння кількох геологічних горизонтів (бенчів). Завдяки цьому стало можливим добування з раніше нерентабельних, але багатших на газ зон.

Джерело: Terminal

За матеріалами: IEA

Замовити тижневий звіт по ринку

Bank of America: корекція нафтових цін не буде швидкою — на нас чекає тривале протистояння. Bank of America прогнозує, що Саудівська Аравія розпочинає затяжну і помірну за інтенсивністю цінову війну на нафтовому ринку.

Головною ціллю є повернення втрачених часток ринку, передусім у США, де видобуток сланцевої нафти більше не має колишнього запасу міцності.

• Сланцева нафта США потребує цін понад $65 за барель для прибуткової роботи, що ускладнює її конкурентоспроможність в умовах дешевої нафти
• Саудівська Аравія поступово відмовляється від ролі «гнучкого» виробника ОПЕК та офіційної цілі в $100 за барель
• OPEC+ оголосила третє поспіль збільшення видобутку — на 411 тис. барелів на добу у липні

«Ця війна буде не короткою і різкою, а довгою і помірною», — Франсіско Бланш, директор з досліджень сировинних товарів Bank of America

Ринок реагує: ф’ючерси сигналізують про нові ризики

• Трейдери очікують перенасичення ринку вже з 2026 року — за формою ф’ючерсної кривої можна простежити модель «хокейної ключки»
• Спред між контрактами WTI на липень і серпень звузився до $0,93/бар., а між груднем 2025 і груднем 2026 — розширився до $0,53/бар.
• Відкриті позиції в опціонах на календарні спреди досягли рекордних рівнів, свідчить звіт CME Group

Очікування для України та глобального ринку

Потенційна надпропозиція може зумовити період тривалих низьких цін на нафту, що може мати як позитивний, так і негативний ефект для імпортозалежних країн. Для трейдерів і гуртових операторів в Україні варто враховувати ймовірність посиленої конкуренції в торгівельних контрактах з Близького Сходу та США, а також зростання волатильності на ф’ючерсному ринку вже з початку 2026 року.

Джерело: Terminal
За матеріалами: Oilprice.com
Додаткові джерела інформації: Bloomberg, CME Group

Замовити щотижневий звіт по ринку у форматі PDF

Американське Управління енергетичної інформації (EIA) попереджає про можливе завершення епохи зростання сланцевої нафти. У новому короткостроковому прогнозі за червень 2025 року відомство заявило, що видобуток нафти у США може знизитися з рекордних 13,5 млн барелів на добу у другому кварталі 2025 року до 13,3 млн барелів до кінця 2026-го.

Поворот у динаміці: вперше за понад десятиліття EIA очікує тривалий спад

• Кількість бурових установок у США падає: за даними Baker Hughes, активних нафтових бурових — лише 442, найменше з листопада 2021 року.
• У Пермському басейні — провідному сланцевому регіоні — кількість установок повернулася на рівень кінця 2021-го.
• Прогноз EIA: середньорічний видобуток нафти у США складе 13,42 млн б/д у 2025 році та 13,37 млн б/д у 2026-му.
• Сланцева дисципліна зберігається: компанії не поспішають інвестувати в буріння, фокусуючись на прибутковості та поверненні капіталу.
• Ціни Brent не стимулюють інвестиції: середня ціна прогнозується на рівні $59 за барель у 2026 році проти $66 цьогоріч.

«Це більше, ніж просто корекція прогнозу — це зміна напрямку. Якщо EIA має рацію, то 13,5 млн б/д — це пік сланцевого видобутку у США», — йдеться у звіті EIA.

Наслідки для ринку

• Уповільнення зростання: зростання видобутку більше не компенсує скорочення буріння.
• Можливе повернення цінової волатильності: менші запаси на ринку роблять його чутливішим до геополітичних ризиків.
• Кінець «суперциклу»: США залишаються важливим гравцем, але більше не лідером безупинного зростання.

Поточний прогноз EIA позначає зміну парадигми. Ринок, що десятиліттями зростав на хвилі сланцевого буму, входить у фазу стагнації. Майбутнє галузі залежатиме від цінової динаміки, державної політики та готовності операторів знову активізувати буріння.

Джерело: Terminal
За матеріалами: OilPrice
Додаткові джерела інформації: EIA Short-Term Energy Outlook, Baker Hughes Rig Count

Замовити щотижневий звіт по ринку у форматі PDF

У травні 2025 року ОПЕК+ оголосила про прискорене збільшення видобутку нафти, що спричинило зниження цін до найнижчих показників з 2021 року. Goldman Sachs та Barclays переглянули свої прогнози, очікуючи подальше зниження цін у 2025–2026 роках. Цей крок відображає нову стратегію Саудівської Аравії щодо зміцнення внутрішньої дисципліни в альянсі та стримування американського сланцевого видобутку. Водночас геополітична напруга та торгівельні війни посилюють невизначеність на ринку.

ОПЕК+ прискорює нарощування видобутку: нафтові ціни падають, прогнози переглядаються

На початку травня 2025 року альянс ОПЕК+ оголосив про прискорене збільшення видобутку нафти. У червні видобуток зросте на 411 тисяч барелів на добу, що майже втричі перевищує початкові плани. Загалом, за період з квітня по червень, додатковий обсяг становитиме майже 1 мільйон барелів на добу.

Ці дії спричинили падіння цін на нафту до найнижчих рівнів з лютого 2021 року. Brent опустився до $60,23 за барель, а WTI — до $57,13.

Перегляд прогнозів аналітиків

Goldman Sachs знизив прогноз середньої ціни нафти Brent до $60 за барель у 2025 році та до $56 у 2026 році. Прогноз для WTI знижено до $56 у 2025 році та до $52 у 2026 році. Основною причиною є рішення ОПЕК+ про збільшення видобутку попри економічну невизначеність та торгівельні напруження.

Barclays також знизив свій прогноз для Brent на 2025 рік до $66 за барель, посилаючись на прискорене зростання пропозиції та очікуване уповільнення зростання видобутку в США.

Стратегічні мотиви Саудівської Аравії

Саудівська Аравія, лідер ОПЕК+, ініціювала збільшення видобутку як інструмент тиску на країни-члени, які перевищують квоти, зокрема Ірак та Казахстан. Це також спрямовано на стримування американського сланцевого видобутку та зміцнення внутрішньої дисципліни в альянсі.

Геополітичні фактори та економічна невизначеність

Ескалація торгівельної війни між США та Китаєм, зокрема введення нових тарифів, сприяє зниженню попиту на нафту. У першому кварталі 2025 року ВВП США скоротився на 0,3%, що викликає занепокоєння щодо глобального економічного зростання.

Перспективи ринку

Аналітики очікують, що надлишок нафти на ринку збережеться протягом 2025 року, що може призвести до подальшого зниження цін. Водночас зниження цін може стимулювати споживання, особливо в США, де очікується зниження цін на бензин перед літнім сезоном подорожей.

Джерело: НТЦ Псіхєя

За матеріалами:

• Reuters: Goldman Sachs lowers oil price forecast after OPEC+ decision to boost output
• Reuters: Oil ends at four-year lows as OPEC+ accelerates output hikes
• Reuters: Barclays cuts 2025, 2026 Brent crude forecast as OPEC+ accelerates output hikes
• AP News: Profits at American oil giants Exxon Mobil and Chevron fall in tandem with waning energy demand
• Euronews: Oil prices plunge to multi-year low as OPEC+ plans output acceleration
• Financial Times: Transcript: GDP goes negative
• Business Insider: Oil prices have crashed to 4-year lows. That means cheaper gas for Americans hitting the roads this summer.