23 подписчика

Нефтяной рынок 2026: структурный профицит предложения при инвестиционной паузе и смещении роста в офшор и Ближний Восток

11 февраля11 фев

1 мин

1. Формируется устойчивый профицит нефти В 2026 г. мировое предложение жидких углеводородов вырастет на ~2,4 млн б/с, из них: * нефть и конденсат: +1,9 млн б/с * ШФЛУ и прочее: +0,5 млн б/с Спрос увеличится лишь на ~0,8 млн б/с в год (2026–2027). → Рынок переходит к устойчивому избытку при отсутствии дополнительного ограничения добычи со стороны OPEC+. Средняя цена Brent 2026 г. — ~$59/барр. Баланс остается «сильно перепредложенным» в 1П26. 2. Источники роста предложения меняются Основной вклад: * tight oil: +~1,0 млн б/с * офшор (включая deepwater): +~0,5 млн б/с * OPEC: +~1,3 млн б/с США переходят в режим maintenance mode: бюджеты сверстаны из расчета ~$55 WTI, приоритет — возврат капитала, а не рост. Добыча вне OPEC на зрелых оншорных активах сокращается. 3. Газ: структурный рост, но ценовой «потолок» Рост мирового газа в 2026 г. — ~60 млрд м³ (ускорение относительно 2025). Главный драйвер — Ближний Восток (Катар, Саудовская Аравия, ОАЭ). США: стагнация в 2026 г., рост концентриру

1. Формируется устойчивый профицит нефти

В 2026 г. мировое предложение жидких углеводородов вырастет на ~2,4 млн б/с, из них:

* нефть и конденсат: +1,9 млн б/с

* ШФЛУ и прочее: +0,5 млн б/с

Спрос увеличится лишь на ~0,8 млн б/с в год (2026–2027).

→ Рынок переходит к устойчивому избытку при отсутствии дополнительного ограничения добычи со стороны OPEC+.

Средняя цена Brent 2026 г. — ~$59/барр.

Баланс остается «сильно перепредложенным» в 1П26.

2. Источники роста предложения меняются

Основной вклад:

* tight oil: +~1,0 млн б/с

* офшор (включая deepwater): +~0,5 млн б/с

* OPEC: +~1,3 млн б/с

США переходят в режим maintenance mode: бюджеты сверстаны из расчета ~$55 WTI, приоритет — возврат капитала, а не рост.

Добыча вне OPEC на зрелых оншорных активах сокращается.

3. Газ: структурный рост, но ценовой «потолок»

Рост мирового газа в 2026 г. — ~60 млрд м³ (ускорение относительно 2025).

Главный драйвер — Ближний Восток (Катар, Саудовская Аравия, ОАЭ).

США: стагнация в 2026 г., рост концентрируется в dry gas (Haynesville).

Ценовые ориентиры:

* TTF 2030 floor: $7,6/MMBtu

* Азия spot LNG 2030 floor: $7,9/MMBtu

* Долгосрочно (2040): $10–12/MMBtu

→ Сигнал рынку: новые FID по LNG могут быть отложены, если избыток мощностей усилится.

4. Инвестиции: стабильность без импульса роста

* Upstream CAPEX 2026 г.: ~$607 млрд (+0,5% г/г).

* CAGR 2025–2028: ~2–3% (ниже предыдущего цикла).

* Deepwater: +10% в 2026.

* Shale: -6% в 2026.

* FID 2026 г.: ~$145 млрд (ниже 2023–2025).

→ При текущих ценах санкционирование проектов будет откладываться.

5. M&A активизируется

Январь 2026: $24,9 млрд (+32% м/м).

41% сделок — Северная Америка.

Консолидация в shale и сделки вокруг LNG-активов усиливаются.

6. Лицензирование и разведка

2025 г.: 832 тыс. км² выданных лицензий (+52% г/г).

53% лицензий — frontier регионы.

Сдвиг к прямым переговорам вместо традиционных раундов.

→ Рынок ищет будущие play-opener проекты, несмотря на краткосрочный ценовой пессимизм.