OPEC+ полностью сворачивает добровольные сокращения (2.2 млн б/с) и начинает досрочно отменять ещё 1.65 млн б/с

OPEC+ полностью сворачивает добровольные сокращения (2.2 млн б/с) и начинает досрочно отменять ещё 1.65 млн б/с. Это отражает смену курса: от поддержки цен к защите доли рынка.

Причина — слабость non-OPEC+: их добыча достигнет пика в 2031 (~107 млн б/с liquids) и затем упадёт на ~2 млн б/с к 2035. Основной прирост до 2030 — Бразилия, Гайана, США и Аргентина, но затем спад на суше и шельфе перекроет deepwater-рост.

Риски для non-OPEC+:

- новые проекты дороже (менее 60% ресурсов с breakeven <$40/барр. против 75% в 2019–24);

- exploration crash: объёмы открытий упали на 60% vs 2019, finding cost вырос до $8.7/барр. (2025);

- unconventional под угрозой: 5.7 млн б/с к 2035 с breakeven $50–70/барр. (особенно США, Канада, Аргентина, Китай).

Роль OPEC+: 26 млн б/с мощностей против текущих 19.4 млн б/с добычи на Ближнем Востоке. Саудовская Аравия сохраняет >2 млн б/с резервной мощности, ОАЭ выйдут на 5 млн б/с уже к 2027.

Фискальные различия: Саудовская Аравия и Ирак требуют ~$90/барр. для бюджета, в то время как ОАЭ и Оман устойчивы при ~$60/барр. Это формирует разные стимулы в политике сокращений.

У ОАЭ pipeline новых проектов (Upper Zakum expansion, Lower Zakum LTDP2, ADCO unconventional) способен поднять мощность выше 5 млн б/с, что делает страну новым swing player рядом с Саудовской Аравией.