Багатство надр Єгипту зацікавлює й інші компанії, які розбудовують плани власної роботи на родовищах країни. Більш докладно див.звіт за 1 етапом.

Інтерес до роботи на родовищах Єгипту проявляють також і компанії РФ. Зараз в Єгипті працюють 2 російські компанії - «ЛУКОЙЛ Оверсіз» та ВАТ «НОВАТЕК».

Незважаючи на багаторічну співпрацю та перемогу у відповідному тендері кілька років тому Україна, а саме НАК «Нафтогаз України», та Єгипет - Єгипетська генеральна нафтова корпорація (ЄГНК) лише у березні 2008 р. погодили місце розташування першої української розвідувальної свердловини у Єгипті За даними відкритих джерел, зокрема, http://grf.at.ua/news/2008-03-24-7.

Лівія

Лівія стає дедалі цікавішою для ЄС через свою географічну близькість та великі нерозвідані запаси нафти і газу.

За даними ВР [23], доведені запаси природного газу Лівії становлять 1,5 трлн.куб.м (4 місце в Африці після Нігерії, Алжиру та Єгипту). Доведені запаси нафти країни становлять близько 5,4 млрд.т (1 місце в серед країни Африки). За останні роки доведені запаси нафти і газу Лівії майже не змінилися, скоріше за все це пов'язано з ще недостатньо активною діяльність іноземних компаній на родовищах країни.

За даними ВР, в 2007 р. обсяг видобутку природного газу в країні склав 15,2 млрд.куб.м (у 2006 р. - 14,8 млрд.куб.м, у 2005 р. - 11,3 млрд.куб.м/рік, у 2004 р. - 6,2 млрд.куб.м/рік). У 2007 р. Лівія імпортувала приблизно 10 млрд.куб.м газу лише до країн ЄС, у т.ч. 9,2 млрд.куб.м природного газу через газопровід «Зелений потік» (Greenstream) до Італії та у вигляді СПГ - 0,76 млрд.куб.м - до Іспанії.

За даними ВР, обсяг видобутку нафти з газовим конденсатом в Лівії в 2007 р. становив понад 86 млн.т/рік або 1,85 млн.бар./д (у 2006 р. - 1,83 млн.бар./д, у 2005 р. - 1,75 млн.бар./д).

В енергобалансі Лівії переважає споживання нафти понад 70%, решта - природний газ.

Зростання обсягів видобутку та більш повільне збільшення обсягів споживання нафти в Лівії за останні роки зумовлюють стабільне зростання обсягів експорту.

До 2010 р. заплановано збільшення обсягу видобутку нафти до 100 млн.т/рік (2 млн.бар./д.). Для цього лівійській нафтогазовій промисловості до 2010 р. буде потрібно близько 30 млрд.дол.США іноземних інвестицій. В майбутніх планах Лівії на 2013-2015 рр. відзначається обсяг видобутку нафти на рівні 150 млн.т (3 млн.бар./д) За даними джерел: ІА НГВ, з посланням на уряд Лівії, 28.02.08 р. та Arabianbusiness , 28.02.08 р. (http://www.arabianbusiness.com/512455-us8-billion-refinery-for-libya), деякі експерти вважають, що зазначеного рівня видобутку можна досягти вже у 2010 року.

Провідна лівійська Національна нафтова корпорація (National Oil Corporation, NOC), в межах своєї активної програми видобутку в прибережній зоні, прагне збільшити лівійські запаси нафти до 20 млрд.бар.н.е. OGJ, 18.02.08 p. (http://www.ogj.com/display_article/320341/7/ONART/none/ExplD/1/BP-sets-2010-target-for-Libya-exploration-well/) . За планом на 2005-2015 рр. NOC сподівається збільшити видобуток до 3,5 млн.бар./д

Найбільшими споживачами лівійської нафти є Італія (постачання лівійської нафти для неї має стратегічне значення), Німеччина, Іспанія, Франція, Великобританія, Греція, Швейцарія.

Споживачами Лівійської нафти є і країни Азії. Так, зокрема, на початку лютого 2008 р. Лівія та Індонезія підписали угоду на постачання нафти протягом наступних 20 років. Отже, Лівія буде постачати мінімум 50 тис.бар./д, з підвищенням до 200 тис.бар./д з 2013 року Alexander's Ga&Oil Connections: News&Trends: Africa, volume 13, issue #4 - Tuesday, March 04, 2008.

Лівійська економіка значно залежить від прибутків нафтової галузі, що складає 95% доходів від експорту, приблизно 1/4 ВВП, 60% зарплатні державного сектора Arabianbusiness , 28.02.08 р. (http://www.arabianbusiness.com/512455-us8-billion-refinery-for-libya).

Відкриття нових родовищ та робота іноземних компаній в Лівії

Після зняття санкцій з Лівії, країна почала проводити тендери на отримання ліцензій на виконання розвідувальних і пошукових робіт на родовищах. Кілька раундів відбулося протягом минулих років, на тендер було виставлено велику кількість недосліджених площ (рис. 7.19).

Рисунок 7.19 - Схема розташування площ, які раніше були виставлені на тендер

У грудні 2007 р. Лівія видала кільком компаніям дозволи на пошук та розвідку родовищ природного газу Bloomberg News, December 10, 2007.. Цьому передувало проведення в Лівії аукціону на отримання дозволів на пошукові роботи в центральній, західній та південній пустелі в рамках 1-ої черги ліцензування в потенційно багатих на газ районах.

«Газпром», Shell, Sonatrach та Polskie Gornictwo Naftowe i Gazownictwo (PGNiG) отримали 4 з 12 запропонованих ліцензій (табл. 7.5) За даними [88], з посиланням на інформацію офіційного сайту National Oil Corporation..

Крім зазначених, на родовищах Лівії активно працюють і такі компанії: BP, Occidental Petroleum, Yara , OMV, Total, Repsol-YPF, Wintershall, ExxonMobil, RWE.

Таблиця 7.5 - Компанії, які отримали ліцензії для роботи на відповідних блоках

Компанія	Площа	Блок	Басейн
Shell	89	1,3	Сірт (Sirt)
«Газпром»	64	1,2,3	Гадамес (Ghadames)
Sonatrach	95-96	2-1,2,4	Гадамес (Ghadames)
PGNiG	113	1,2	Мурзук (Murzuq)

Більш детальну інформацію про відкриття нових родовищ та роботу іноземних компаній у Лівії наведено у звіті за етапом 1 роботи [27].

Для застереження можна нагадати, що уряд Лівії планує переглянути усі майбутні контракти з нафтовими компаніями, з метою, щоб держава отримувала більше прибутків. На прикладі компанії Repsol-YPF Лівія встановлює нові стандарти для угод з нафтовими компаніями, які прагнуть працювати в країні. Переговори з компанією тривають, але Лівія налаштована триматись своїх позицій. Контракти, підписані з компаніями на 20-25 років, закінчуються. Для того щоб підписати з Лівією нові, компанії повинні відійти від старої схеми 50-50%. Нові контракти будуть підписуватись з часткою країни не менше 72% Dow Jones, 31.03.08 р. .

Розвиток газової сфери Лівії

Лівія є одним з лідерів з виробництва та постачання нафти, але останнім часом країна планує посісти лідируючі позиції на світовому ринку природного газу.

Як було відзначено доведені запаси газу Лівії оцінюються у 1,5 трлн.куб.м, але деякі експерти стверджують, що резерви можуть сягати 2,8 трлн.куб.м, NOC оцінює загальні запаси в 3,36 трлн.куб.м природного газу Zawya, Upstream, з поисланням на повідомлення голови NOC Ш.Ганема, 07.03.08 р..

З обсягу поточного виробництва газу, частка газу 40% спрямовується на внутрішнє споживання. До 2010 р. заплановано збільшити видобуток газу до приблизно 30 млрд.куб.м/рік, а до 2015 р. - до 40 млрд.куб.м/рік. Такий рівень буде досягнутий не тільки шляхом відкриття нових родовищ, але й завдяки скороченню спалювання попутного газу майже до нуля. Першочерговою метою є задоволення внутрішнього ринку, розширення внутрішніх розподільчих мереж та переведення місцевих виробництв на газ. Решта газу буде спрямована на експорт газу (трубопровідного та СПГ) Zawya, Upstream, з поисланням на повідомлення голови NOC Ш.Ганема, 07.03.08 р..

Яка частина з нововідкритих запасів газу буде спрямована на СПГ-заводи в довгостроковій перспективі ще не визначено. Найближчою метою є виробництво 5 млн.т СПГ/рік. Такі оцінки можна навіть назвати обережним мінімумом можливостей, оскільки лише модернізація СПГ-заводу в Марса ель-Брега, (виконує Shell) та плани збільшення виробництва СПГ компанією Eni на заході Лівії свідчать про більш істотні обсяги виробництва Zawya, Upstream, з поисланням на повідомлення голови NOC Ш.Ганема, 07.03.08 р..

Компанія Eni, яка експортує газ через газопровід «Зелений потік» зараз шукає нові запаси, які б обґрунтовували будівництво нового СПГ-заводу.

Компанія Shell модернізує єдиний існуючий СПГ-завод в Лівії (у Марса ель-Брега), на якому проектована потужність становить 3,2 млн.т/рік, але наразі обмежена 700 тис.т/рік через технічні проблеми. Shell також добуває більше газу для обґрунтування будівництва нового СПГ-заводу в Рас-Лануфі.

Крім названих компаній, активізації роботи в сфері СПГ слід очікувати від компанії BP, яка тільки но розпочала важкий проект видобування, який потребує витрат на суму 2 млрд.дол.США.

Протягом наступних 10 років, в Лівії очікуватиметься швидке зростання виробництва та експорту СПГ, а також зростання обсягів експорту газу через трубопроводи.

Міжнародна співпраця

РФ і Лівія в присутності лідерів двох країн підписали низку документів, у т.ч. кілька міжурядових угод та комерційних контрактів ІА НГВ, 17.04.08 р..

Згідно з підписаними документами будуть досліджені можливості реалізації спільних проектів з розвідки та розробки нафтогазових родовищ в Лівії; переробки газу; будівництву нових потужностей СПГ та НПЗ; проектуванню та будівництву об'єктів електроенергетики, які працюють на газовому паливі та інші. Співпраця по кожному з можливих проектів буде регулюватися окремою угодою, включаючи можливість створення СП.

Також будуть досліджені можливості реалізації спільних проектів в третіх країнах африканського континенту. Для реалізації домовленостей Лівійський африканський інвестфонд і «Газпром» планують створити СП.

Однією з ключових задач, що постають перед «Газпромом», є вихід на нові ринки, розширення ресурсної бази та диверсифікація видобувних потужностей. Вирішуючи ці завдання, компанія активно працює у Північній Африці, і, перш за все, в Лівії. Для роботи в країні створена спеціалізована компанія «Газпром Лівія».

В межах угоди про стратегічне співробітництво з компанією Eni, «Газпром» обговорює можливість обміну активами, включаючи активи в Лівії.

Наразі обговорюється питання в майбутньому спільними зусиллями двох компаній збудувати підводний газопровід з Лівії до південної Європи За матеріалами статті Ф. Драгосей, 22.04.08 р. (http://inopressa.ru/corriere/2008/04/22/13:04:49/gazprom).

Відзначається, що ця амбітна угода дозволить РФ диверсифікувати джерела власних постачання та одночасно посилить залежність Європи від «Газпрому» За матеріалами статті Д. Демпсі, 10.04.08 р. (http://www.inopressa.ru/nytimes/2008/04/10/16:50:42/gazprom).

Деякі аналітики оцінюють дії «Газпрому» в Північній Африці як спробу взяти Європу в «клещи». Якщо компанія досягне успіхів у Лівії та Алжирі, де контракти вже практично у неї в руках, це забезпечить «Газпрому» домінування в постачаннях енергоресурсів до країн Південної Європи. Також це сприятиме посиленню позицій «Газпрому» в південно-східному регіоні Європи та в деяких північних районах - там «Газпром» планує будівництво складної мережі нових газопроводів.

Як вже повідомлялося, минулого року «Газпром» придбав ліцензії на виконання робіт на родовищах Лівії, та повідомив про наміри в 2008 р. вкласти 300 млн.дол.США в ці проекти. Розпочавши реалізовувати плани, «Газпром» отримав допомогу від Eni.

В свою чергу Eni, як і німецькі та британські компанії, націлилась на Лівії одразу після того, як країна в 2003 р. відмовилась від програм щодо розробки ядерної, хімічної та бактеріологічної зброї, а США зняли санкції.

Eni належить 50% акцій газопроводу «Зелений потік» з Лівії до Італії, потужністю 8-11 млрд.куб.м/рік. Крім цього, Eni володіє часткою СПГ-заводу в Лівії, за допомогою якого можна газ транспортувати морем, та 33,3% акцій нафтового родовища Елефант. У 2007 р. Eni повідомляла про наміри подовження власних контрактів на видобуток і транспортування лівійських нафти і газу ще на 25 років.

Іран

За величиною доведених нафтових запасів (19 млрд.т) Іран посідає 3 місце серед країн світу (після Саудівської Аравії та Канади). У переліку найбільших світових виробників нафти Іран посідає 4 сходинку, поступаючись Саудівській Аравії, а також США та Росії.

За обсягом доведених запасів газу (28,13 трлн.куб.м) Іран посідає 2 місце серед країн світу (після РФ). Через відсутність газоекспортних потужностей, майже увесь видобутий газ закачується в плати для підвищення нафтовидобутку.

Запаси та родовища

За даними компанії National Iranian Continental Shelf Oil Company на початку весни 2008 р. стало відомо, що нафтові запаси Ірану в Перській затоці істотно збільшилися і склали приблизно 90 млрд.бар. Відзначається, що з урахуванням відкриття нових покладів у регіоні, запаси можуть сягнути 100 млрд.бар. (у 2007 р. іранські запаси нафти в Перській затоці оцінювалися на рівні 53 млрд.бар.).

Відкриття нових родовищ в Ірані триває. Протягом 2008 р. країна оголошувала кілька тендерів на розробку нафтогазових родовищ (більш докладно див. звіт за 2 етапом). Учасникам тендерів, переважно, було запропоновано укладання контрактів на умовах «buy-back».

Контракти «Buy Back» - це угоди, в яких підрядчик (контактор) вкладає всі інвестиції, отримує компенсацію від NIOC (Національна нафтова компанія Ірану) у формі частки видобутку (виробництва) визначеного місця (родовища), потім передає родовище в управління NIOC після того, як контракт завершений. Ці контракти призначенні для уникнення ризиків, згідно з якими підрядчик здійснює всі інвестиції За даними джерела: http://www.petroleumiran.com/buyback.html.

Видобуток

У першій половині 2008 р. обсяги видобутку іранської нафти зростали. Зокрема, наприкінці березня 2008 р. в країні видобувалося 4,21 млн.бар. ІА НГВ, з посиланням на повідомлення міністра нафти Ірану Г.Нозарі, 21.03.08 р. - рекордний обсяг видобутку з часів ісламської революції 1979 року. Іран розпочав експлуатації найбільшого в країні нафтового родовища Азадеган, запаси якого оцінюються у 42 млрд.бар.

Відзначалося, що в перспективі обсяг видобутку нафти сягне 4,5 млн.бар./д. Зростання обсягів видобутку нафти стане можливим завдяки розробці нафтових родовищ Джофейр (західний берег р. Карун), Ядаваран і Азадеган ІА НГВ, з посиланням на заяву директора Іранської національної нафтової компанії (NOIC) С.Джашнсаза, 10.04.08 р..

На початку 2008 р. в Ірані також було досягнуто піку видобутку газу - в країні щоденно видобувалося близько 470 млн.куб.м (понад 170 млрд.куб.м/рік). За попередніми даними у 2008 р. обсяг виробництва газу в Ірані складе 500 млн.куб.м/добу Day.Az, АПА-Экономикс, 10.06.08 р. (близько 182,5 млрд.куб.м/рік).

Майже увесь іранський газ закачується назад у нафтові родовища для підвищення нафтовіддачі. У 2008 р обсяг закачування газу в нафтові свердловини збільшився приблизно на 3 млн.куб.м, у порівнянні з двома попередніми роками Iran news, з посиланням на замдиректора Іранської національної нафтової компанії (NOIC) М.Д.Асемі, 4.02.08 р..

Існують і більш амбітні плани нарощення обсягів видобутку нафти в Ірані. За даними EIA, Іран планує збільшити обсяг видобутку нафти до 5 млн.бар./д у 2010 р., але для цього буде потрібна іноземна допомога. За даними Global Insight, для досягнення планів уряду Ірану стосовно збільшення обсягів видобутку нафти у 2015 р. до рівня 5,8 млн.бар/добу, знадобиться 25-35 млрд.дол.США. Але це мало ймовірно.

Згідно з основними положеннями минулорічного звіту МЕА IEA «Medium-Term Oil Market Report», 2007 у найближчу перспективу Іран буде не здатен розширити виробничі потужності. Основними причинами цього є: скорочення обсягу інвестицій внаслідок приходу до влади консервативної політичної сили, напружені міжнародні відносини, подальший розвиток ядерної програми Ірану, економічні санкції тощо.

Через високі політичні ризики Іран вже втрачає потужних іноземних інвесторів. У липні 2008 р. компанія Total вийшла з проекту розробки газових родовищ на півдні Ірану ЛIГАБiзнесIнформ, з посиланням на ВВС, 10.07.08 р.. За 2 місяці до цього з іранських проектів вийшли компанії Shell та Repsol. Total залишалася єдиною з великих західних корпорацій, яка мала бажання здійснити значні капіталовкладення в іранський газ.

Російські компанії, навпаки - вибудовують нові плани щодо роботи на родовищах Ірану.

Експорт та імпорт енергоресурсів

У 2006 р. експорт іранського газу склав 5,7 млрд.куб.м (увесь обсяг транспортовано до Туреччини), імпорт газу склав 5,8 млрд.куб.м (весь газ отримано з Туркменістану) Про підсумки візиту делегації ВАТ «Газпром» до Ірану, управління інформації ВАТ «Газпром» 13.07.08 р..

Іран має домовленості стосовно експортних поставок газу до Китаю (10-15 млн.т СПГ щороку) та Індії (5-7,5 млн.т СПГ). Раніше Іран також проводив переговори з низкою європейських країн про можливе постачання до 10 млн.т/рік СПГ на ринок Європи ІА НГВ, 15.02.08 р..

Водночас, Іран вже готовий розпочати експорт газу до Вірменії IRNA. 25.02.08 р. (http://www2.irna.ir/en/news/view/line-18/0802255281151844.htm). Наразі завершено будівництво газопроводу «Іран-Вірменія», таким чином є можливість постачання іранського газу для задоволення попиту Вірменії. Потужність газопроводу становить 10 млн.куб.м/д, але згідно з умовами контракту до Вірменії на початковому етапі буде постачатися 1 млн.куб.м/д газу з Ірану. За газ Вірменія буде розраховуватися електроенергією: Вірменія буде постачати 3 кВт/добу електроенергії до Ірану. Угода про будівництво газопроводу була підписана двома країнами 12 років тому, але тривалий строк її виконання затримувалося через не узгодженість ціни постачання газу та гарантій платежів. Три роки тому було досягнуто відповідної домовленості.

За підсумками останнього року доходи Ірану від продажу нафти склали близько 70 млрд.дол.США (у минулому році - 54 млрд.дол.США) ІА НГВ, з посиланням на повідомлення міністра нафти Ірану Г.Нозарі, 21.03.08 р.. Наприкінці липня 2008 р. повідомлялося, що Іран щоденно вже отримує близько 300 млн.дол.США від експорту нафти, в цей час Іран експортував 2,5 млн.бар./д за середньою ціною 120 дол.США/бар ІА НГВ, Bloomberg, Shana, з посиланням на міністра нафти Ірану Г.Нозарі, 28.07.08 р..

Прогноз обсягів експорту газу

За даними МЕА та іранських ЗМІ, можливий обсяг експорту іранського газу до 2020 р. може сягнути понад 260 млрд.куб.м/рік. Згідно з песимістичний прогнозом, обсяг експорту може сягнути 140 млрд.куб.м/рік. Динаміку прогнозних обсягів експорту іранського газу, у т.ч. за офіційними даними National Iranian Gas Export Company (NIGEC), подано на рис. 7.20 [69].

Рисунок 7.20 Динаміка прогнозних обсягів експорту іранського газу до 2020 р.

Останнім часом Іран стає доволі цікавим для Європи. В першу чергу, Іран розглядається як альтернативне джерело постачання ресурсів. Але складна геополітична ситуація навколо країни ускладнює реалізацію поточних проектів та істотно впливає на реалізацію проектів. Більш докладно ці питання розглянуто джерелом [70] Brower Derek «The Iranian alternative for Europe», Alexander's Gas&Oil Connections. News&Trends: Meaddle East, volume 13, issue #5 - Tuesday, March 18, 2008 p.[90], з посиланням на джерело: www.energypublisher.com., а також в розділі 4 даного звіту.

Перспективи постачання іранського газу

Як відомо, експортний потенціал Ірану обмежується відсутністю маршрутів транспортування ресурсів. Тому країна прагне розширити власні можливості у сфері постачання нафти і газу потенційним споживачам.

Поточний стан розбудови трубопровідних проектів Ірану було подано у розділі 3. Крім зазначеного, Іран планує активізувати діяльність на ринку СПГ- постачання. В цій сфері Іран опрацьовує умови постачання СПГ, зокрема, до азійських країн.

Реалізація іранських планів щодо СПГ-постачання затримується вже кілька років поспіль. Серед причин - розвиток ядерної програми Ірану міжнародна ізоляція країни та санкції США, а також неузгодженість питань щодо ціни СПГ) тощо.

Вже протягом більш ніж 12 років існують плани Ірану та провідних західних компаній стосовно створення 4-х СПГ-потужностей з виробництва СПГ у 32 млн.т/рік, а також розбудови кількох трубопровідних маршрутів постачання природного газу на експорт. Але взаємні стосунки США та Ірану сприяють відкладенню реалізації цих проектів на невизначений період «APS Review Gas Market Trends» огляд агенції APS, 14.01.08 р. [91] (http://www.entrepreneur.com/tradejournals/article/173385213.html)..

Вже більше 3-х років триває узгодження цінових параметрів угоди щодо постачання СПГ до Індії Довідково: 13 червня 2005 р. консорціум у складі трьох індійських компаній Indian Oil Corporation, GAIL та Bharat Petroleum підписав угоду з іранської компанією National Iranian Gas Export Company, але через непогодження з ціновими параметрами угоди материнська компанія іранської сторони - National Iranian Oil Company - не ратифікувала її., оскільки мінімальна ціна Ірану на СПГ була запропонована на рівні 7 дол.США/млн.БТО, у той час Індія погоджувалася купувати СПГ по 4 дол.США/млн.БТО За даними [91], з посиланням на дані компанії National Iranian Gas Export Co., 27.11.06 р. (http://goliath.ecnext.com/coms2/summary_0199-6110340_ITM).. Іран планував розпочати постачання СПГ до Індії з 2009 р., і протягом 25 років поставити 125 млн.т СПГ (5 млн.т/рік). Додаткові надходження іранського природного газу пов'язані також з реалізацією проекту газопроводу «Іран-Пакистан-Індія».

На початку лютого 2008 р. Іран запропонував оновити умови контракту щодо постачання СПГ до Індії. В межах виходу переговорів з глухого куту було запропоновано оновити формулу ціноутворення на СПГ, а також запропоновано збільшити обсяг річного постачання СПГ на 2,5 млн.т/рік Alexander's Gas&Oil Connections. News&Trends: Meaddle East, volume 13, issue #4 - Tuesday, March 04, 2008 р., з посиланням на джерело http://timesofindia.indiatimes.com. (тобто до рівня 7,5 млн.т/рік). Позиція Індії стосовно пропозицій Ірану наразі остаточно не визначена.

У листопаді 2006 р., Іран і Китай уклали угоду за якою компанія Sinopec починаючи з 2009 р. буде протягом 25 років купувати 250 млн.т СПГ. Ця угода є частиною великого контракту на загальну суму 100 млрд.дол.США, якою передбачено співпрацю у нафтогазовій сфері, у т.ч. розробку нафтового родовища Ядаваран (Yadavaran).

У другій половині березня 2008 р. стало відомо, що Іран уклав великий контракт вартістю 700 млн.євро (1,1 млрд.дол.США) стосовно скраплення газу BGA/JG/MMN з посиланням на директора «Iran LNG Company» Aлі Херандіша,19.03.08 р.. Завод скраплення газу вироблятиме 10,5 млн.т СПГ/рік, а також зріджений нафтовий газ пропан-бутан (760 тис.т), газовий конденсат та сірку. Згідно з умовами контракту його сторонами є, з одного боку, компанія «Iran LNG Company Акціонери «Iran LNG»: National Iranian Gas Exports Company (49%), Pension Fund Organization (50%), Pension Fund Investment Organization (1%). » та з іншого - 2 консорціуми до яких увійшли: Iranian Farab/HFEC (HuaFu Engineering Company) з Китаю, а також іранська компанія Pars International Development and Engineering Company (PIDECO) та європейська мультинаціональна компанія.

Підготовка проекту заводу наразі завершена.

Введення заводу дозволить збільшити обсяги виробництва та експорту компанії Iran LNG, а також річні надходження від експорту на приблизно 3-4 млрд.дол.США. Виконання контракту відбуватиметься у 2 фази. Строк виконання 1 фази - становитиме 31 місяць, 2 фази - 36 місяців Fars News Agency з посиланням на заступника міністра нафти Ірану А.Koрдана, 23.03.08 р. (http://english.farsnews.com/newstext.php?nn=8701040100).. За деякими оцінками проект може бути реалізований вже в 2011 році.

Іран розбив реалізацію свого першого СПГ-проекту на 7 пакетів. Згідно з планами, компанія Rah Sahel (Іран) здійснить будівництво платформи для приймання СПГ-танкерів (jetty), Daelim (Південна Корея) - резервуарів для зберігання СПГ, Farab (Іран) - потужності з очистки газу від сірки, MAPNA (Іран) - електростанцію, Petro Sanat Maad (Іран) - допоміжні об'єкти невиробничого призначення (комунальні, мережі, будівлі та ін). Контракт стосовно потужностей скраплення газу залишався не підписаним останнім. Рішення стосовно розділу проекту на пакети було запропоновано як захід зниження вартості проекту, яка оцінюється у 4,35 млрд.дол.США.

Над іранським проектом виробництва СПГ спільно з Іраном працюють фахівці Іспанії, Венесуели, Франції, Індії, Австралії, Філіппін, Англії та Алжиру. Зацікавленість взяти участь у реалізації іранських СПГ-проектів оприлюднили компанії Німеччини, Іспанії. На початку серпня 2008 р. тривали відповідні переговори з КНР, Італією, Австрією та Індією. Після завершення цих переговорів остаточно буде обрано основних закордонних партнерів Iran News, ИСНА, з посиланням на заяву директора іранської компанії з виробництва СПГ А.Хейрандиша, 05.08.08 р. .

Безпека постачання нафти і газу з Ірану

У серпні 2008 р. ЗМІ повідомляли про те, що Іран оприлюднив свої наміри паралізувати світову систему транспортування нафти у випадку зовнішньої агресії РИА Новости, з посиланням на командувача елітним Корпусом стражей ісламської революції Мохаммад Алі Джафарі, 4.08.08 р. (http://www.obozrevatel.com/news/2008/8/4/251877.htm). Зокрема, йшлося, що Іран може перекрити Хормузьку протоку (рис. 7.21), через яку транспортується понад 25% світової нафти.

Рисунок 7.21 - Карта Хормузької протоки

Нафтопереробна галузь Ірану

На 2008 р. Іраном було заплановано нарощення існуючих потужностей НПЗ з існуючих 1,6 до 3,3 млн.бар./д та їх модернізація для запровадження до 2011 р. стандарту палива Euro 5.

Протягом наступних 4-х років Іран планував витратити 18 млрд.дол.США на будівництво трьох нових НПЗ, а також на розширення та модернізацію існуючих заводів Alexanders's Gas&Oil Connections. News&Trends: Middle East, volume 13, issue #4 - Tuesday, March 04, 2008 (director of refining affairs at the National Iranian Oil Refining and Distribution Company, Aminollah Eskandari).. Нові проекти Примітка: у нових проектах, згідно з іранським законодавством, державі належатиме максимум 20%-ва частка у новому НПЗ. Решта 80% - належатиме приватному сектору, у т.ч. міжнародним компаніям. у т.ч. передбачають будівництво потужностей 300 тис.бар./д - для переробки нафти та 360 тис.бар./д - для переробки конденсату на НПЗ в Бандар Аббасі, а також нафтопереробних потужностей 300 тис.бар./д в Абадані.

Окрім реалізації нових проектів, заплановано нарощення існуючих. Так, потужності іранського НПЗ в Бандар Аббасі планується розширити з 230 до 320 тис.бар/добу. За попередніми даними вартість нарощення складе 17,74 млн.євро плюс 22,4 млн.дол.США. Очікується, що обсяг виробництва бензину на НПЗ зросте з поточного рівня на 48% вже у 2009 році PIN, 13.07.08 р..

На цих заводах буде встановлено обладнання вторинної перегонки нафти (у т.ч. установки знесірчення нафти) для відповідності стандарту палива Euro 5.

Крім того, Іран бере участь в будівництві НПЗ в Індонезії, для якого Іран буде постачати 150 тис.бар./д сирої нафти. Вартість спільного інвестиційного проекту становитиме 6 млрд.дол.США. Іран і Індонезія досягли також попередньої домовленості щодо будівництва заводу для виробництва СПГ потужністю 360 тис.бар./д в морському порті Бандар Аббас (іранське узбережжя Перської затоки) ІА НГВ, ИТАР-ТАСС, 12.03.08 р..

Міжнародна співпраця та діяльність іноземних компаній

В середині лютого 2008 р. Iranian Offshore Oil Company (IOOC) та компанія PGNiG (Польща) підписали угоду про співпрацю стосовно виконання видобувних робіт на вже відкритих родовищах Ірану. У такий спосіб Польща намагається в перспективі отримати контракт на постачання іранського СПГ Zawya, 15.02.08 р..

17 березня 2008 р. Іран і Швейцарія підписали контракт про експорт іранського природного газу Швейцарії. Іранська компанія National Iranian Gas Export Company (NIGEC) постачатиме швейцарській компанії Elektrizitaets-Gesellschaft Laufenburg (EGL) 5,5 млрд.куб.м/рік газу починаючи з 2011 року AFP, 17.03.08 р. (http://www.arabianbusiness.com/513953-iran-swiss-sign-major-gas-deal?ln=en). Строк дії контракту - 25 років. Постачання газу можливе вже з 2009 р., але постачання у повному обсязі буде можливе після введення в експлуатацію Транс-адріатичного газопроводу (орієнтовно після 2010 р.). Транс-адріатичний газопровід буде проходити дном Адріатичного моря між від Грецієї до Італії, звідки може постачатися до Швейцарії. Ресурсна база - родовище «Південний Парс».

Майже одразу США відреагували на укладання угоди. США виступили проти того, щоб іноземні компанії укладали нафтогазові угоди з Іраном, проти якого діють санкції ООН.

Але Швейцарія повідомила, що контракт не порушує режиму міжнародних санкцій ИТАР-ТАСС, з посиланням на заяву голови Федерального департаменту закордонних справ Швейцарії М.Кальмі-Рей, 15.04.08 р..

Компанія Royal Dutch Shell та компанія Repsol (Іспанія) повідомили про вихід з участі в розробці найбільшого у світі родовища природного газу - проекту «Південний Парс» в Ірані ІА НГВ, РИА Новости, з посиланням на британську газету Financial Times, 12.05.08 р..

Shell та Repsol мали взяти безпосередню участь в розробці фаз 13 та 14 «Південного Парса», але тепер їх участь в проекті зводиться, максимум, до надання послуг з технічного консультування.

У квітні 2008 р. влада Ірану попередила Shell, Repsol та Total, яка тоді ще розробляла фази 11 та 12 проекту «Південний Парс», про необхідність якнайскорішого укладення контрактів на розробку фаз 13 та 14 того ж проекту. Іран поспішає розпочати освоєння цих ділянок родовища, оскільки сусідній Катар уже повним ходом видобуває газ із своєї сторони «Південного Парса» - родовища «Північне».

Міністерство нафти Ірану заявляло, що російський «Газпром», китайська Sinopec та індійська національна нафтова компанія готові зайняти місце зазначених західних компаній.

У результаті Shell та Repsol вирішили не вступати в проект освоєння фази 13, загальна вартість якого оцінено у 10 млрд.дол.США, пояснивши це рішення геополітичною невпевненістю та зростаючими видатками. У липні 2008 р. компанія Total також вийшла з проекту розробки газових родовищ на півдні Ірану ЛIГАБiзнесIнформ, з посиланням на ВВС, 10.07.08 р..

Таке рішення було прийнято на тлі посилення тиску США на міжнародні компанії з метою примусити їх припинити роботи в Ірані, що є частиною кампанії по ізоляції Ірану через його відмову припинити власну ядерну програму.

Водночас «Газпром» та Іран підписали меморандум та домовилися про створення СП яке здійснюватиме нафтогазові проекти в Ірані, РФ та третіх країнах. Також було обговорено можливість здійснення розмінних операцій. Іранська сторона також цікавилася питанням постачання російського газу в північні райони Ірану на довгостроковій основі Прес-служба «Газпром», 14.07.08 р..

8. ДІЯЛЬНІСТЬ ПРОВІДНИХ МІЖНАРОДНИХ НАФТОГАЗОВИХ КОМПАНІЙ

Видобування нафти усіх найбільших західних нафтових компаній почало падати, їм все важче знаходити нові джерела, навіть при тому, що вони отримують надприбутки та мають наміри розширятися.

Перша частина причин такого падіння - політичні чинники. У Південній Америці, Прикаспійському регіоні та інших західні нафтові компанії витісняються з багатих на ресурси територій. Їх змушують переглядати контракти на менш вигідних умовах, і вони в ході боротьби програють державним компаніям. Деякі експерти заявляють, що нафтові гіганти, які панували на глобальному ринку, втратили більшу частину свого впливу, а з ним і здатність збільшити постачання Mouawad J. As Oil Giants Lose Influence, Supply Drops. - New York Times, 18.08.08 [92].. У 1970-х рр. західні корпорації (ExxonMobil, BP, Royal Dutch Shell, Chevron, ConocoPhillips, Total та Eni) контролювали більше половини видобування нафти в світі, а в 2008 р. - лише 13%. На даний момент перша десятка найбільших власників нафтових запасів - компанії, що належать державі, такі як ТОВ «Газпром» чи іранська NIOC. Це пояснюється тим, що західні корпорації не мали можливості робити крупні інвестиції в розвідку та дослідження, після того, як ціни на нафту впали в середині 1980-х рр. та протримались на низькому рівні протягом усіх 1990-х рр. Згідно дослідженню науковців Rice University п'ять найбільших нафтових компаній витратили 3% своїх вільних коштів на купівлю власних акцій та 15% - на дослідження. В 2007 р. це вже склало відповідно 34% та 6%. В результаті деякі експерти вважають, що в майбутньому виникне дефіцит постачання, що, можливо, ще більше підніме ціни. Директор Інституту Енергетики Southern Methodist University Б.Балок навіть вважає, що в майбутньому постачання нафти буде залежати від нафтових компаній Венесуели, Нігерії, Ірану. Останніми роками великі нафтові компанії отримують все більші прибутки, а видобувають дедалі менше. Все вказує на те, що насувається криза, про яку так довго попереджали. На початку 2008 р. публікувались фінансові результати найбільших нафтових компаній за 2007 р. Виходячи з цих даних, найбільш прибуткова компанія світу - ExxonMobil з доходами в 40 млрд.дол.США, найбільш прибуткова компанія Європи - Shell 27 млрд.дол.США. В той же час обсяги видобування нафти та газу таких компаній як Shell, BP, ExxonMobil та Chevron не збільшуються, а, навпаки - зменшуються. Для того, щоб економіки більшості країн, які зав'язані на нафті зростали, потрібно, щоб найбільші нафтові гіганти нарощували видобування. А в реальності тягар нарощування видобування для задоволення світового попиту несуть національні нафтові компанії, які значно відстають від лідерів за технічним рівнем. Газета Financial Times назвала нових «сім сестер» - найбільш впливових нафтогазових компаній з країн, що розвиваються, та держав з перехідною економікою: Aramco (Саудівська Аравія), Газпром (РФ), CNPC (Китай), NIOC (Іран), PDVSA (Венесуела), Petrobras (Бразилія), Petronas (Малайзія). Ці компанії контролюють трохи менше 1/3 від світового видобування вуглеводнів та більше 1/3 запасів. Колишня «сімка», від якої залишилось чотири компанії після консолідації галузі в 1990-х рр. (ExxonMobil, Chevron, BP та Royal DutchShell) видобуває близько 10% нафти і газу та володіє 3% від світових запасів Hoyos C. The new Seven Sisters: oil and gas giants dwarf western rivals. - Financial Times, 11.03.07 р. [93].. З даних рис. 8.1 [92] видно, як зростає капіталізація нових лідерів світового нафтогазового ринку.

У січні 2008 р. консалтингове агентство PFC Energy оприлюднило рейтинг 50 найбільших публічних світових енергетичних компаній (табл. 8.1). Для того, щоб потрапити до списку, публічна компанія повинна була мати капіталізацію не менше 25,3 млрд.дол.США.

Зростання капіталізації протягом 3 років

Зростання капіталізації протягом 1 року

Рисунок 8.1 Зростання ринкової капіталізації енергетичних компаній протягом 1 та 3 років

Таблиця 8.1 Рейтинг 50-и найдорожчих публічних нафтогазових компаній світу за підсумками 2007 р.

Рейтинг 2007	Рейтинг 2006	Компанія	Ринкова капіталізація, млрд.дол.США	Збільшення ціни акції*, %	Сфера діяльності	Країна
1	3	PetroChina	723,2	181 %	Інтегрована ННГК	Китай
2	1	ExxonMobil	511,9	22 %	Інтегрована МНГК	США
3	2	Gazprom	332,0	13 %	Інтегрована ННГК	Росія
4	4	Royal Dutch Shell	264,6	8 %	Інтегрована МНГК	Нідерланди
5	12	Sinopec	249,5	157 %	Інтегрована ННГК	Китай
6	11	Petrobras	241,7	93 %	Інтегрована ННГК	Бразилія
7	5	BP	230,7	8 %	Інтегрована МНГК	Великобританія
8	6	TOTAL	198,5	4 %	Інтегрована МНГК	Франція
9	10	BHP Billiton	197,5	59 %	Різні корисні копалини	Австралія
10	7	Chevron	197,1	27 %	Інтегрована МНГК	США
11	8	Eni	146,3	-2 %	Інтегрована МНГК	Італія
12	9	ConocoPhillips	141,2	23 %	Інтегрована МНГК	США
13	14	Schlumberger	117,6	56 %	Сервісна НГК	США
14	24	Reliance	106,3	127 %	Переробка та збут	Індія
15	13	Rosneft	101,4	5 %	Інтегрована ННК	Росія
16	16	StatoilHydro	99,6	6 %	Інтегрована ННГК	Норвегія
17	18	BG	76,6	66 %	Інтегрована МНГК	Великобританія
18	22	CNOOC	75,4	80 %	Розвідка та видобування	Китай
9	15	Lukoil	74,0	-1 %	Інтегрована МНГК	Росія
20	21	ONGC	67,1	42 %	Розвідка та видобування	Індія
21	23	Occidental	63,8	58 %	Розвідка та видобування	США
22	19	Gaz de France	57,4	15 %	Газорозподільна компанія	Франція
23	26	Encana	51,2	26 %	Розвідка та видобування	Канада
24	27	Suncor	50,3	18 %	Інтегрована МНГК	Канада
25	36	Transocean	45,3	66 %	Буріння та сейсмічна розвідка	США
26	17	Surgutneftegaz	44,3	-19 %	Інтегрована МНГК	Росія
27	20	Repsol YPF	43,8	-7 %	Інтегрована МНГК	Іспанія
28	28	Marathon	43,2	32 %	Інтегрована МНГК	США
29	31	Devon Energy	39,6	33 %	Розвідка та видобування	США
30	32	Canadian Nat'l Resources	39,5	17 %	Розвідка та видобування	Канада
31	30	Valero	38,5	37 %	Переробка та збут	США
32	33	Husky Energy	38,2	14 %	Інтегрована МНГК	Канада
33		Ecopetrol*	36,6	50 %	Інтегрована ННГК	Колумбія
34	38	Apache	35,8	62 %	Переробка та збут	США
35	50	PTT	35,3	79 %	Інтегрована ННГК	Таїланд
36		Iberdrola Renovables*	35,1	11 %	Альтернативні джерела енергії	Іспанія
37	29	Halliburton	33,4	22 %	Сервісна НГК	ОАЕ
38		Hess	32,2	103 %	Інтегрована МНГК	США
39	37	Sasol	31,2	31 %	Інтегрована МНГК	ПАР
40	42	Anadarko	30,6	51 %	Розвідка та видобування	США
41	41	Woodside	30,4	32 %	Розвідка та видобування	Австралія
42	39	Cepsa	27,9	20 %	Інтегрована МНГК	Іспанія
43		Formosa Petrochemical	27,7	35 %	Переробка та видобування	Тайвань
44		Tenaris	26,4	-10 %	Устаткування та будівництво «під ключ»	Люксембург
45	46	Gas Natural	26,4	33 %	Газорозподільна компанія	Іспанія
46		National Oilwell Varco	26,2	140 %	Устаткування та буд.-во «під ключ»	США
47	34	Centrica	26,2	1 %	Газорозподільна компанія	Великобританія
48	40	Petro-Canada	26,1	12 %	Інтегрована МНГК	Канада
49	35	Baker Hughes	25,8	9 %	Сервісна НГК	США
50	43	INPEX	25,3	24 %	Розвідка та видобування	Японія
*Примітка: Всюди, крім PetroChina, зростання ціни акцій базувалось на біржових котируваннях в місцевій валюті. Зростання ціни акцій PetroChina обраховано при порівнянні цін на біржі Шанхаю за 31.12.07 р. та ціни на біржі Гонконгу за 2.01.07 р. в китайських юанях. За цінами біржі Гонконгу на 31.12.07 р. ринкова капіталізація компанії становитиме 304 млрд.дол.США.

Найбільшою за капіталізацією компанією стала китайська PetroChina, на другому місці - Exxon Mobile, на третьому - «Газпром». Звичайно в умовах фінансової кризи другої половини 2008 року показники суттєво змінились, але з аналізу даних табл. 8.1 видно основну тенденцію: на перші місця виходять компанії з Китаю, Індії, Бразилії. Вони посіли 6 місць з перших 20. Така тенденція закономірна, якщо брати до уваги темпи розвитку китайської економіки і те, що КНР стала другою в світі країною-імпортером нафти, поступаючись тільки США. За прогнозом капіталізація PetroChina вже найближчим часом досягне на відкритих фондових біржах рекордного 1 трлн. дол. США, набагато випередивши основних конкурентів - компанії Європи, США та РФ.

Основні характеристики даного рейтингу:

1. Компанії, що увійшли до рейтингу, здійснили найбільший стрибок капіталізації на світових біржах - за підсумками 2007 року їх загальна ринкова капіталізація зросла на 45% - до 5 трлн. дол. США. Частину цього зростання зумовило зменшення курсу долара США. Наприклад, ціна акції Royal Dutch Shell зросла на 19% в доларах США, але тільки на 8% в євро.

2. Національні нафтогазові компанії (ННГК) були оцінені в середньому у 20 разів більше, ніж сума їх річного прибутку, в порівнянні з тим, що міжнародні нафтогазові компанії (МНК) були оцінені в середньому в 12 разів більше за суму річного прибутку.

3. Petrochina піднялася з третього на перше місце в рейтингу PFC Energy, завдяки первинному розміщенню акцій на Шанхайській біржі та зростанням за рік ціни акції на 181%. Інші переможці в групі публічних ННГК - Sinopec (+157%), CNOOC (+80%), PTT (+79%) та Petrobras (+93%). PTT піднялась найбільше, у порівнянні з минулим роком - з 50 місця на 35.

4. Менші МНК перевершили провідні міжнародні компанії: загальна капіталізація провідних компаній (SuperMajors) зросла всього на 15% (у порівнянні з середнім показником 45%), що пов'язано з низькими розвіданими запасами цих компаній.

5. Викуп компаніями своїх акцій (buyback) створив розрив між ціною акції та зростанням ринкової капіталізації. Наприклад, зростання ціни акції ExxonMobil на 22% перетворилось на зростання капіталізації всього на 15%.

6. Китайські енергетичні компанії отримали подвійну користь від стрімкого зростання китайського ринку та енергетичного сектора. Найбільше зростання спостерігалось у Petrochina (+181%) та Sinopec (+157%), а China Oilfield Services очолила сектор сервісу (з 633% зростання ціни акції). В той же час, після декількох років потужного росту, 4 російських компанії в рейтингу показали зростання капіталізації в середньому не більше 15%. Державні компанії ВАТ «Газпром» (+13%) та Rosneft (+5%) дещо виросли, водночас акції ЛУКОЙЛ (-1%) та «Сургутнефтегаз» (-19%) взагалі впали.

7. Другим за темпами росту виявився сервісний сектор, де ТОП-15 компаній оцінили в середньому в 21 раз більше за річний прибуток. Сервісний сектор - єдиний, де компанії з США залишились на домінуючих позиціях, не дивлячись на те, що найвище річне зростання ціни акцій у китайської сервісної компанії та бурильної компанії з Індії.

8. За підсумками 2007 року Iberdrola Renovables (№ 36) стала першим виробником альтернативної енергії, який увійшов до рейтингу PFC Energy. Вона стала лідером в списку 15 найдорожчих компаній-виробників альтернативної енергії, ціна акцій яких в середньому зросла в 2007 році на 145%.

9. Велика частина вагомих гравців нафтогазового сектора залишається поза межами публічного ринку: якби акції Saudi Aramco, Національної нафтової компанії Ірану (NIOC), Нафтової компанії Кувейту, Національної нафтової компанії Abu Petronas (Малайзія) та ін. були розміщені на біржі, то вони входили б до рейтингу PFC Energy, (табл. 8.2 Пусенкова Н. «Национальные и транснациональные: два глобальных полюса». - Нефтегазовая вертикаль, №9, июнь 2008 г. [94].).

Енергетичні компанії продемонстрували стрімкий ріст ринкової капіталізації - в рейтингу 10-и найдорожчих публічних компаній світу половина - представники нафтогазового сектора (табл. 8.3).

Таблиця 8.2 Перелік найдорожчих не публічних компаній світу за оцінкою консалтингової компанії McKinsey (кінець 2006 р.)

Компанія	Країна	Сфера діяльності	Капіталізація, млрд.дол.США
Aramco	Саудівська Аравія	Нафта та газ	781
Pemex	Мексика	Нафта та газ	415
PDVSA	Венесуела	Нафта та газ	388
KPC	Кувейт	Нафта та газ	378
Petronas	Малайзія	Нафта та газ	232
Sonatrach	Алжир	Нафта та газ	224
NIOC	Іран	Нафта та газ	220
Japan Post	Японія	Послуги	156
Pertamina	Індонезія	Нафта та газ	140
NNPC	Нігерія	Нафта та газ	120

Таблиця 8.3 Найдорожчі публічні компанії світу за версією Forbes (2008 р.)

Компанія	Країна	Сфера діяльності	Ринкова капіталізація, млрд. дол. США
PetroChina	Китай	Нафта та газ	546,14
ExxonMobile	США	Нафта та газ	465,51
General Electric	США	Конгломерат	330,93
China Mobile	Гонконг/Китай	Телекомунікації	308,59
Газпром	Росія	Нафта та газ	306,79
ICBC	Китай	Банки	289,57
Microsoft	США	Програмне забезпечення	253,15
Petrobras-Petroleo Brasil	Бразилія	Нафта та газ	236,67
Royal Dutch Shell	Нідерланди	Нафта та газ	221,09
Berkshire Hathaway	США	Фінансові послуги	216,65

Водночас, поряд з тенденцією зростання ролі національних нафтогазових компаній (ННГК), існує фактор, що знижує їх ефективність - це зобов'язання із збільшення зайнятості в країні, що часто призводить до роздування їх штатів. Так, за різними оцінками в Pemex працює 150 тис. співробітників, в NIOC - 120-180 тис. співробітників (для порівняння: у Shell по всьому світу - 108 тис. співробітників, у Сhevron - 62).

Особливою проблемою для ННГК також є необхідність перерозподіляти нафтові багатства, постачаючи нафтопродукти та природний газ населенню по заниженим цінам. Крім внутрішніх соціальних функцій, уряди країн часто використовують ННГК для реалізації їх зовнішньої політики, що конфліктує з виробничими завданнями компаній. Так, Aramco завжди була важливим зовнішньополітичним інструментом Саудівської Аравії, протягом довгого часу забезпечуючи для країни статус постачальника нафти №1 в США, хоча за певної цінової кон'юнктурі їй було би вигідніше спрямувати більшу частину експорту в країни Азії. В результаті цих некомерційних зобов'язань ефективність ННГК є нижчою, ніж приватних МНГК.

У 2005-2007 рр. J.Baker Institute for Public Policy (Х'юстон, США) провів дослідження національних нафтогазових компаній «Нова роль ННГК на світових енергетичних ринках» The Changing Role of National Oil Companies in International Energy Markets/. - Baker Institute Policy Report, №35, April 2007, ISNN1941- 6466. Published by the James A. Baker III Institute for Public Policy of Rice University [95]., згідно з яким ефективність оцінювалась як співвідношення виручки на барель нафти до кількості співробітників на барель видобування. Ефективність тих ННГК, які повністю належать державі і при цьому продають нафтопродукти в своїй країні за субсидованими цінам, складає всього 35% від показника приватних компаній, які не зобов'язані задешево продавати нафтопродукти. За високих цін на нафту некомерційні функції ННГК відіграють менш негативну роль у впливі на ведення компаніями основного бізнесу. Але оскільки велика частина бюджету таких компаній спрямована на соціальні програми (PDSVA - 2/3 бюджету 2004-2005 рр.), а не на видобування нафти, в довгостроковому плані це вплине на показники видобування компаній, особливо при падінні цін.

Заступник директора енергетичної програми Rice University (Х'юстон, США) Amy Myers Jaffe вважає, що галузь перебуває у кризі. Стрімке падіння всіх товарних цін в липні-серпні 2008 р. (в середньому на 20%) відображає уповільнення глобального росту та зниження темпів росту попиту на постачання нафти в найближчій перспективі. Але в наступні десятиріччя попит знову зросте - потрібно буде задовольнити потреби азійських економік, що розвиваються. Сучасні труднощі нафтових компаній заважатимуть ефективно організовувати необхідне постачання.

Голова Total К. де Маржері на всесвітньому форумі в Мадриді заявив, що світовий обсяг видобування нафти застиг на рівні 85 млн.бар./д і не зросте навіть до рівня 100 млн.бар./д, не говорячи вже про 115 млн.бар./д - рівень, на якому ґрунтується більшість довгострокових прогнозів росту світової економіки.

Така ситуація з постачанням має, скоріше за все, причиною те, що найбільш кваліфіковані компанії галузі знаходяться на межі виснаження своїх традиційних ресурсів, а не те, що світовий видобуток досяг свого максимуму. Тому, на думку аналітика Goldman Sachs Арджуна Мурті, видобуток досяг не фізичного максимуму, а геополітичного, бо існують величезні запаси вуглеводнів в світі, але в таких країнах як Венесуела, Іран, Ірак, Росія.

Західні компанії працюють краще в сфері розвідки та видобування, ніж більшість державних нафтових компаній. Вони володіють сучасними технологіями та здатні забезпечити достатнє фінансування для розробки нових родовищ. Але більшість країн-експортерів вже не має бажання використовувати їх потенціал причиною є так званий «ресурсний націоналізм». Представники компаній стверджують, що їм закрито доступ до перспективних родовищ через зростання агресивності ресурсної політики на Близькому Сході, в Росії, в Південній Америці та інших регіонах, де влада вирішила встановити повний контроль на нафтою. Навіть там, де західним компаніям дозволяють працювати, вони зустрічаються з новими проблемами. В Росії, Алжирі, Нігерії та Анголі вже робили спроби переглянути контракти з іноземними інвесторами з метою отримати більшу частку в прибутках.

Тому проблема постачання стала проблемою доступу до нових ресурсів з метою їх розвідки та розробки, тобто політичною проблемою. Це пояснює бажання західних компаній розширяти буріння на шельфі США це один з не багатьох варіантів, що залишились. Компанії намагаються диверсифікувати свою діяльність, тому звертають увагу на природний газ, почали займатись бітумінозними пісками, важкою нафтою та вуглеводневими ресурсами глибокого залягання. Такі компанії як Shell та BP вкладають гроші у розвиток поновлюваних видів ресурсів.

Оскільки потужність та вплив західних компаній знижується, то світ буде все більше ставати залежним від компаній, що контролюються урядами. На думку оптимістично настроєних економістів, із збільшенням цін у великих компаній буде все більше коштів на геологорозвідувальні роботи, результатами яких стане відкриття нових покладів нафти.

IEA вказало також, що номінальне збільшення витрат на розвідку, відмічене останніми роками, на практиці покриває тільки зростання питомих витрат на експедиції, які тепер доводиться відправляти в більш віддалені місця.

За умови настання очікуваного «нафтового піку» держави-постачальники намагатимуться перш за все забезпечити постачанням самих себе, щоб підтримати власну економіку. Тоді для багатьох країн виникне загроза реальної нестачі нафти та газу, коли їх може не вистачити не тільки для забезпечення виробничих процесів, а й просто для існування суспільства Leggett J. The great fuel folly. - The Guardian, 5.02.08 р. [96]..

Безпека

Д. Вудраф старший директор аналітичної групи у справах енергетики, комунальних підприємств та регулювання міжнародного рейтингового агентства Fitch Ratings повідомив 13.08.08 р., що міжнародним нафтогазовим компаніям, можливо, доведеться піти на додаткові непередбачені витрати для забезпечення захисту своїх об'єктів через все серйозніші та частіші напади бойовиків та терористів. Такі компанії як BP, Royal Dutch Shell, Total SA та ВАТ «Газпром» останніми роками вже стикались з нападами на свої інфраструктури, в результаті яких було заподіяно шкоди, але вплив таких нападів на кредитоспроможність компаній був незначним. За словами Д.Вудрафа, якщо кількість подібних нападів та терактів буде збільшуватись, то рано чи пізно компанії опиняться в ситуації, коли обсяг витрат на безпеку по ключових видобувних і транспортних об'єктах буде нижче, ніж вартість втрачених доходів. Втрати можуть виходити за межі безпосередніх грошових збитків, пов'язаних з перериваннями в роботі після нападів. Якщо клієнти відчують, що джерело постачання якого-небудь проекту постійно під загрозою чи вразливе, то вони можуть переходити до інших проектів.

Тобто, енергетичні проблеми, пов'язані з нестабільністю в різних регіонах світу, діями терористів і бойовиків змушують компанії робити незаплановані витрати. Компанії будуть змушені підвищувати витрати на безпеку, щоб не втрачати ще більше.

Сучасною тенденцією на глобальному енергетичному ринку є так званий енергетичний протекціонізм: поряд з інтернаціоналізацією бізнесу відбувається зростання кількості злиттів і поглинань великих міжнародних компаній, що дозволяє зменшувати витрати та нарощувати капіталізацію. Можна прогнозувати, що всі великі угоди в енергетичному світі будуть найближчим часом здійснюватись не за принципом купівлі за гроші, а за принципом обміну активами. Причинами цього, по-перше, є те, що всі хочуть зберегти домінування державних корпорацій на національному ринку, по-друге, якщо проходить продаж частини місцевих активів, то це автоматично повинно означати посилення позицій національних компаній на зовнішніх ринках. Тому на глобальному ринку широко використовується тактика, згідно з якою основні активи контролюються національними корпораціями, які в обмін на міноритарні частки в цих активах повинні отримувати частки в збутових та транспортних компаніях за кордоном.