Content sponsored by Hexagon

Four Oil and Gas Trends for 2026 in EMIA

Part I

Making predictions in oil and gas is a risky sport. Ever since David White, chief geologist at the United States Geological Survey, said peak oil would arrive by 1920, the industry has made a habit of proving forecasts wrong.
The challenge is even greater at the end of a year 2025 when the two superpowers have made unpredictability a part of their strategy. The economic impact of tariffs and the reality of the EU’s pledge to buy $250bn of US oil and gas every year remain to be fully seen. Meanwhile, China’s strategy of stockpiling oil has confounded experts. The long-tail effects of Western sanctions on Russia are also still unfolding: Russia’s cheap crude oil has helped India’s refining sector build a competitive edge, but it has also become a flashpoint in US-India trade tensions, with effects that will be seen in 2026.

The long-tail effects of Western sanctions on Russia are also still unfolding: For example, Russia’s cheap crude oil has helped India’s refining sector build a competitive edge but it has also become a flashpoint in US-India trade tensions, with effects that will be seen in 2026.

Still, there are markers to work with. The year ends with a widely held view that crude could dip below $60 a barrel, given high inventories and subdued global growth. At the same time, 2025 may be remembered as the first “post-phaseout” year: The once-firm consensus that oil and gas were in decline has softened and several voices now suggest global demand could expand for another two decades.

The four trends that follow reflect this mixed signals. They also point to the need for companies to build and operate at lower cost, strengthen their license to operate and prepare for a future where adaptability counts as much as volume.

1. Capital discipline is the watchword

Let’s start with one certain thing for 2026: Capital spending is tightening, and it will shape every upstream decision. Wood Mackenzie expects global oil and gas production capex to fall 4.3% to $341.9 billion, the first annual decline since 2020.

In EMIA, investment splits along cost lines. Middle Eastern national oil companies are pressing advantages in low‑cost basins. Aramco is moving forward with $52-$58bn capex investments for 2025, upstream capex rose 19% in 2024 to about $39 billion, and ADNOC is advancing a multi‑year plan to reach 5 mb/d of oil capacity by 2027. These are long‑cycle, low‑breakeven developments that still clear the bar. Europe, by contrast, is moving into harvest mode. The North Sea lacks a robust slate of new project sanctions to offset declines and UK production is trending toward a multi‑decade low by 2030, while Norway’s recent wave of projects stabilizes output only for a time before declines resume without more approvals.

Across the board, 2026 will be a year when capital discipline, not volume growth, is the organizing principle for EMIA upstream. Large companies will opt for smaller bets, with brownfield tie‑backs and phased expansions accounting for a larger share of final investment decisions, and a greater focus on risk-adjusted cash returns and delivery certainty.

This focus will have implications for frontier oil projects: Guyana should remain attractive with low breakevens, while Namibia’s discoveries will need phased development to control costs and prove reliability. In a country like India that presents regulatory challenges, the push to exploit oil fields will advance through incremental projects and joint ventures rather than large bets.

The emphasis on capital discipline will also be reflected in tools and methods to strengthen project control and risk management. Approaches like Enterprise Project Performance (EPP) platforms, which unify scope, cost, and schedule so leaders see risk exposure early, should gain traction. The use of AI for project controls should also develop as companies try to reduce the chance of being caught mid‑build if market conditions shift.

🔹 KazService

Контент, спонсируемый компанией Hexagon

Четыре тенденции в нефтегазовой отрасли EMIA на 2026 год

Часть 1

Прогнозы в нефтегазовой отрасли — занятие рискованное. С тех пор как Дэвид Уайт, главный геолог Геологической службы США, заявил, что пик добычи нефти наступит к 1920 году, эта индустрия неоднократно опровергала подобные прогнозы.

Задача становится еще сложнее на исходе 2025 года, когда две мировые сверхдержавы сделали непредсказуемость частью своей стратегии. Экономические последствия тарифов и выполнение обязательства ЕС закупать нефть и газ из США на сумму 250 миллиардов долларов ежегодно еще предстоит оценить. Тем временем стратегия Китая по накоплению запасов нефти продолжает озадачивать экспертов. Долгосрочные последствия западных санкций против России также продолжают разворачиваться: дешевая российская нефть помогла индийской нефтеперерабатывающей отрасли укрепить конкурентные позиции, но одновременно стала причиной торговых трений между США и Индией, последствия которых будут заметны в 2026 году.

Тем не менее, существуют определенные ориентиры. Год завершается широко распространенным мнением, что цена на нефть может опуститься ниже 60 долларов за баррель из-за высоких запасов и слабого глобального экономического роста. В то же время 2025 год может войти в историю как первый «пост-фаз-аут» год: некогда твердый консенсус о неизбежном упадке нефти и газа ослаб, и все больше экспертов предполагают, что мировой спрос может расти еще два десятилетия.

Четыре тенденции, приведенные ниже, отражают эти противоречивые сигналы. Они также подчеркивают необходимость для компаний снижать издержки, укреплять свою социальную лицензию на деятельность и готовиться к будущему, где адаптивность будет столь же важна, как и объемы.

1. Дисциплина капитала — ключевой принцип

Начнем с того, что в 2026 году можно считать определенным: капитальные расходы будут сокращаться, и это станет определяющим фактором для всех решений в сегменте upstream. По прогнозу Wood Mackenzie, глобальные капитальные затраты на добычу нефти и газа снизятся на 4,3% — до 341,9 млрд долларов, что станет первым ежегодным снижением с 2020 года.

В регионе EMIA инвестиции распределяются в зависимости от уровня затрат. Национальные нефтяные компании Ближнего Востока продолжают использовать преимущества низко затратных месторождений. Aramco реализует инвестиции в размере 52–58 млрд долларов на 2025 год, при этом капитальные расходы на upstream выросли на 19% в 2024 году, достигнув примерно 39 млрд долларов. ADNOC, в свою очередь, продвигает многолетний план увеличения нефтедобычи до 5 млн баррелей в сутки к 2027 году. Эти проекты относятся к числу долгосрочных инициатив с низкой точкой безубыточности, которые остаются экономически привлекательными. В то же время Европа движется в сторону «сбора урожая»: в Северном море отсутствует достаточное количество новых проектов, способных компенсировать падение объемов добычи, а производство нефти в Великобритании уже к 2030 году может достичь многолетнего минимума. Недавняя волна проектов в Норвегии лишь временно стабилизирует объемы добычи, которые вновь начнут снижаться без утверждения новых проектов.

В целом 2026 год станет годом, когда дисциплина капитала, а не рост объемов, будет основным принципом для сегмента upstream в регионе EMIA. Крупные компании будут делать выбор в пользу менее масштабных инвестиций, таких как доработка существующих месторождений и поэтапное расширение, которые займут большую долю в окончательных инвестиционных решениях. Основное внимание будет уделяться скорректированной на риски доходности и надежности реализации проектов.

🔹 KazService