Ближний Восток — главный драйвер роста газа: добыча за 2010–2030 гг

Ближний Восток — главный драйвер роста газа: добыча за 2010–2030 гг. >2× (с ~45 до 98 bcfd), к 2030 г. — 23% мирового продажного газа. Источники: классические месторождения + сланцевый/суровый газ.

Инвестиции держатся на плато US$60–70 млрд/год и растут: регион — единственный, кто сегодня вкладывает в газ больше, чем в 2014 г.; пик инвестиций ожидается в 2027 г.

Инфраструктура уже «тяжёлая»: >55 000 км труб, 19 действующих и 11 одобренных LNG-трейнов, 4 регаз-терминала.

Предложение обгоняет спрос: среднегодовой рост добычи ~2,5% до 2035 г.; структурный профицит >15 bcfd уходит на экспорт.

LNG как вектор экспорта: мощность LNG вырастет почти на 70% за десятилетие — благодаря расширению North Field (Катар) и новым проектам ОАЭ/Оман; трубопроводный экспорт ограничен инфраструктурой и геополитикой.

Контрактные стратегии расходятся: Катар фиксирует долю длинными контрактами; ОАЭ и Оман берут гибкостью по объёмам/направлениям.

Центры создания стоимости: лидирует Саудовская Аравия; ~70% стоимости для IOC в регионе — в катарских LNG-проектах (главным образом для Majors).

Фундамент силы: 40% мировых газовых ресурсов; с 2023 г. санкционировано проектов на US$126 млрд; низкие capex и lifting cost поддерживают экономику; выручка региона +30% к 2030 г.

Регион — единственный в мире, где газовые инвестиции сегодня выше уровня 2014 г. (на фоне 20–80% падения в других регионах).

ОАЭ и Оман до 2032 г. пользуются «дешёвым» газом Dolphin; Ирак переплачивает за импорт из Ирана — резкая ценовая дифференциация внутри региона.

Структурный экспортный «пул» >15 bcfd формируется несмотря на рост внутреннего потребления — редкий случай для развивающихся рынков.

Смещение с трубопроводов в LNG: ограничения по трубам/геополитика усиливают ставку на гибкий морской экспорт.