Зустріч лідерів Казахстану й Туреччини може стати каталізатором диверсифікації маршрутів експорту казахстанської нафти, попри збереження значної залежності від російських напрямків. Прогнозується, що реалізація проєктів модернізації та розширення інфраструктури сприятиме зменшенню цієї залежності у середньостроковій перспективі.

Зростання експорту через BTC

• 785 тис. тонн казахстанської нафти експортовано через BTC у першому півріччі 2025 року.
• Це на 12% більше, ніж за аналогічний період 2024 року.
• Середньодобовий обсяг: приблизно 34 тис. барелів на день.

Передумови та стратегічні домовленості

• Переговори між Касимом-Жомартом Токаєвим та Реджепом Таїпом Ердоганом відбулися в рамках вищої ради стратегічного співробітництва.
• Сторони обговорили енергетичну співпрацю, включно з розширенням експорту через BTC.
• Також піднімалися теми співробітництва в енергетиці, сільському господарстві та гірничодобувній галузі.

Логістика та технічні обмеження

• Нафта з Казахстану транспортується танкерами з порту Актау до Баку, де вона приєднується до BTC.
• Для збільшення обсягів експорту необхідні модернізація порту Актау та адаптація якості нафти до вимог трубопроводу.

Геополітичні імперативи

• Лише 5,9% від 32,6 млн тонн нафти, експортованої Казахстаном у першій половині 2025 року, транспортувалось в обхід російських портів.
• Ця частка залишається сталою з 2024 року, що свідчить про повільний темп зменшення залежності від рф.
• Ще у 2022 році президент Токаєв підтримав ініціативу обходу рф, уклавши домовленість між Kazmunaigaz та SOCAR про транспортування 1,5 млн тонн щорічно з родовища Тенгіз до BTC.

Інфраструктурні перспективи

• У проєкті розвитку Казахстану до 2029 року закладена можливість будівництва транс-Каспійського нафтового трубопроводу.
• Розглядається також створення морських терміналів на узбережжях Казахстану та Азербайджану.

Контекст енергетичних відносин Туреччини

• Туреччина розірвала багаторічну угоду з Іраком щодо нафтового трубопроводу у липні 2026 року.
• Анкара вже передала Багдаду проєкт нової угоди, прагнучи до «нової активної фази співробітництва».
• Міністр енергетики Туреччини Алпарслан Байрактар підкреслив необхідність повного використання нафтотранспортної інфраструктури обох країн.

Логічні висновки

• Поточна частка обходу рф залишається незначною — менше 6%, що підкреслює високий рівень енергетичної залежності.
• Проте збільшення експорту через BTC і нові інфраструктурні проєкти свідчать про поступовий, але цілеспрямований курс на диверсифікацію.
• Умови для зростання поставок існують, але потребують інвестицій у логістику та узгодження технічних стандартів.
• Внутрішні й зовнішні політичні рішення Туреччини можуть суттєво вплинути на реалізацію стратегії обходу рф.

Джерело: Terminal

За матеріалами: pipeline-journal.net

Замовити звіт по ринку

Європа збільшила імпорт зрідженого природного газу (LNG) до рекордного рівня, компенсуючи падіння трубопровідних постачань і слабке зростання власного видобутку. США закріпилися як головний постачальник LNG до ЄС, тоді як російські поставки скорочуються, але залишаються значними.

Рекордний імпорт LNG і зниження ролі трубопровідного газу

• Постачання природного газу в країни ЄС зросло на 5 % (понад 10 млрд м³) у першій половині 2025 року порівняно з аналогічним періодом 2024 року.
• Це зростання зумовлене переважно рекордним зростанням імпорту LNG на 25 % (майже 20 млрд м³) — до 92 млрд м³ за шість місяців.
• Питома вага LNG у газовому балансі Європи зросла з 33 % до майже 40 %.

Географія постачань та ролі постачальників

• США збільшили постачання LNG до Європи на 45 % та забезпечили майже 90 % приросту LNG за цей період.
• Частка США в імпорті LNG склала близько 60 %.
• Російські постачання LNG впали на 4 % (0.5 млрд м³), але росія залишається другим найбільшим постачальником.
• 85 % російського LNG імпортували Бельгія, Франція та Іспанія.

Скорочення трубопровідних постачань

• Постачання трубопровідного газу з Норвегії скоротилися на 4.5 % (3 млрд м³) через аварії та ремонти.
• Російські трубопровідні постачання впали на 20 % (4.5 млрд м³), до країн ЄС — на 45 % (6.6 млрд м³) через зупинку транзиту через Україну з 1 січня 2025 року.
• Частка російського трубопровідного газу в загальному попиті Європи — менше 8 %.

Тенденції внутрішнього видобутку

• Загальний рівень видобутку, окрім Норвегії, залишився на рівні минулого року.
• У Великій Британії видобуток зменшився на 6 % (1 млрд м³) через вичерпання родовищ Північного моря.
• У Данії видобуток зріс на 70 % (0.45 млрд м³) завдяки родовищу Tyra.
• У Туреччині також фіксується 70 % зростання видобутку — за рахунок родовища Sakarya.

Очікування до кінця 2025 і на 2026 рік

• Зменшення трубопровідного газу з росії та Норвегії, а також вищі обсяги закачування до сховищ підтримають попит на LNG у Європі.
• Очікується, що у 2025 році імпорт LNG в Європу зросте ще на 25 %.
• На 2026 рік прогнозують незначне зниження імпорту LNG через менший попит та зростання трубопровідних постачань із Норвегії.

Замовити тижневий звіт по ринку

Оперативна інформація по ринках пального

Джерело: Terminal

За матеріалами: IEA

«`

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

Канада збільшує видобуток сировини для виробництва бітуму та NGL, покладаючись на модернізацію та нову транспортну інфраструктуру. Очікується, що обсяг рідких вуглеводнів досягне 6,8 млн барелів на добу до 2030 року.

Протягом прогнозного періоду видобуток нафти в Канаді продовжить зростати завдяки збільшенню обсягів бітуму та зріджених вуглеводнів (NGL). Західноканадський осадовий басейн (WCSB) стане головним джерелом цього зростання, доводячи загальний обсяг рідких вуглеводнів до 6,8 млн барелів на добу (мб/д) до кінця десятиліття. З 680 тис. барелів/д добового приросту — 270 тис. припадатиме на бітум і 300 тис. на NGL.

Прогноз видобутку бітуму та NGL

Обсяги видобутку бітуму зростуть до 2,4 мб/д у 2030 році, головно завдяки оптимізації та усуненню вузьких місць у поточних проєктах нафтових пісків. При цьому нові інвестиційні проєкти будуть обмежені за масштабами. Зростання NGL забезпечить супутній видобуток у рамках розвитку LTO та сланцевого газу в регіонах Montney, Duvernay і Cardium. Загальний обсяг NGL, включаючи пентан плюс, перевищить 1,4 мб/д до 2030 року. Водночас обсяг LTO зросте на 80 тис. барелів на добу — до 460 тис.

Видобуток на шельфі та перспективи

Нафтогазовий видобуток Канади на шельфі завершить десятиліття на рівні 240 тис. б/д — на 30 тис. вище за рівень початку періоду. У 2027 році очікується пік у 300 тис. б/д завдяки запуску проєкту West White Rose компанії Cenovus (50 тис. б/д). Зацікавленість у розвідці залишається низькою: навіть компанія Equinor, яка нещодавно пробурила успішну розвідувальну свердловину, відклала розробку родовищ.

Інфраструктура та ціни

Пропускна здатність вивезення нафти із WCSB зросла на 590 тис. б/д після введення в експлуатацію трубопроводу Trans Mountain Expansion (TMX) у другому кварталі 2024 року. Це дало змогу зменшити локальні цінові диференціали щодо WTI. Згідно з даними Argus Media, канадська нафта WCS Hardisty у середньому торгувалася з дисконтом у 12,60 дол./бар. протягом 12 місяців після запуску TMX, що значно менше порівняно з 17,20 дол./бар. рік перед цим.

Компанія-оператор оголосила про поступове відновлення роботи американського паливопроводу Colonial Pipeline після кібератак.

Про це пише «Інтерфакс».
Також в компанії відзначили, що на повернення до роботи у звичайному режимі знадобиться кілька днів. У понеділок компанія-оператор повідомила, що, як планується, Colonial Pipeline відновить роботу на повну потужність до кінця тижня. У ФБР повідомили, що хакерську атаку на Colonial Pipeline провело угруповання DarkSide. Про причетність цього угруповання повідомляло з посиланням на джерела агентство Associated Press. За інформацією співрозмовників агентства, метою атаки було вимагання грошових коштів.