IHS: Суперцикл спроса на нефть не случится — рынок входит в эпоху структурно низких цен

IHS: Суперцикл спроса на нефть не случится — рынок входит в эпоху структурно низких цен. Пик спроса на сырую нефть в 2027 г., пик жидкостей — в 2031 г. США удерживаются на плато 14 млн б/с до 2039 г., OPEC+ медленно отвоёвывает долю, а Brent закрепляется в диапазоне $55–75.

1. Долгосрочная цена Brent стабилизируется в зоне $65–70 (реал. 2024$), без шансов на возвращение к $100.

* Brent падает до $54.8/б в 2026 г., когда supply достигает пика.

* Далее восстанавливается:

– $73.6/б в 2034 г.,

– затем снова мягко снижается к $67/б к 2050 г.

* Логика: рынок «затянут» избыточным предложением, а маржинальный баррель после 2030 г. — deepwater Brazil, GOM и дорогие US tight oil.

2. Пик мирового спроса на жидкие углеводороды — 2031 г. (108.6 млн б/с), затем устойчивое падение до 99.4 млн б/с к 2050 г.

Драйверы:

* EV и госсубсидии → автотранспорт,

* SAF → авиация,

* petrochemicals остаются единственным растущим сегментом.

**3. Пик спроса на *crude oil & condensate* — уже в 2027 г., затем плавное снижение на ~10 млн б/с к 2050 г.**

* Crude demand: 84 млн б/с (2025) → 74 млн б/с (2050).

* Снижение смягчается более медленным переходом к EV и ростом спроса на нефтехимию.

4. Non-OPEC+ добыча растёт до 2029 г. (39.1 млн б/с), затем падает — впервые за десятилетия.

Причины:

* истощение US shale productivity,

* падение Канады, Норвегии, UK,

* отсутствие крупных новых бассейнов.

5. OPEC+ снова получает рычаг влияния после 2035 г. — доля группы растёт на 7%.

* Добыча OPEC+ падает до 33.6 млн б/с к 2035, но после 2035 г. начинает подниматься, заполняя нишу падающего non-OPEC+.

* Саудовская Аравия — ключевой бенефициар.

6. США удерживают плато 14 млн б/с почти десятилетие, пик — 14.3 млн б/с в 2033 г.

* Падение 2026–2028 → восстановление на фоне более высоких цен.

* Alaska получила апгрейд +100 тыс. б/с благодаря Pikka/Stirrup/Stony Hill/Kodiak.

7. Под санкциями к 2030 г. «выпадает» 2.5 млн б/с добычи.

* Россия −1.7 млн б/с к 2035.

* Иран — 2.0 млн б/с в 2028–2030, затем умеренное восстановление.

* Венесуэла падает к 0.4 млн б/с в 2028–2030.

8. 90% новых проектов окупаемы при $60/б — крупнейший сдвиг себестоимости за 20 лет.

* В 2023 г. 90 млн б/с глобального supply имели BEP ≤ $60 (см. график на стр. 29).

* Самые дешёвые регионы: Middle East, Russia.

* Самые дорогие: US onshore non-shale, Arctic, GTL/CTL.

Необычные факты

1. Пик спроса на crude раньше пика liquids — уникальный разрыв в структуре рынка.

Liquids продолжают расти до 2031 г. благодаря NGL и refinery gains, а crude уже уменьшается после 2027 г.

2. Европа становится чистым экспортёром дизеля в 2040-х — переворот всей логики глобального дизельного рынка.

Это приводит к сужению Brent–Dubai спреда, поскольку Atlantic Basin теряет ценовую силу.

3. Light–medium sweet остаётся премиальным сортом в 2030-х, даже несмотря на падение спроса — а heavy sour восстанавливает цену после 2035 г.

Структурный дефицит тяжёлой нефти становится важнее перехода.

4. Break-even оффшора Бразилии упал на $4.37/б за год — крупнейшее снижение среди всех бассейнов.

Это закрепляет Бразилию как одного из трёх будущих маржинальных производителей.

5. Рост США в 2030-х объясняется не productivity boom, а ценовым эффектом: всего +$2/б к прогнозу ведёт к десятилетнему плато добычи.