Зростання цін на нафту через конфлікт на Близькому Сході перетворило енергетичну кризу на джерело надприбутків для частини світових нафтових корпорацій. За даними Oxfam, провідні нафтові компанії можуть отримати до 234 млрд доларів додаткового прибутку за рік, або приблизно 30 млн доларів щогодини. Водночас виграють не всі: європейські компанії заробляють на торговельних операціях і хеджуванні, тоді як американські гіганти частково заблоковані старими контрактами з нижчими цінами.

Нафта понад 100 доларів: геополітична криза перерозподіляє прибутки між нафтовими гігантами

Ціновий шок: Ормузька протока стала центром ринкового ризику

Світовий нафтовий ринок увійшов у фазу різкої турбулентності після того, як конфлікт між США, Ізраїлем та Іраном затягнувся на два місяці. Ключовим чинником стала ситуація навколо Ормузької протоки — одного з найважливіших морських маршрутів для транспортування нафти з Перської затоки.

Фактичне блокування Ормузької протоки спричинило стрибок міжнародних цін на нафту вище 100 доларів за барель. Нафта марки Brent — базовий світовий індикатор для оцінки вартості сирої нафти — тимчасово сягала 122 доларів за барель, що стало одним із найвищих рівнів за останні роки.

Саме цей ціновий шок став головним джерелом додаткових прибутків для нафтових компаній. За оцінкою міжнародної організації Oxfam, великі нафтові корпорації можуть додатково заробити до 234 млрд доларів протягом року. У перерахунку це близько 30 млн доларів щогодини.

Європейські компанії заробляють на волатильності

Найкраще до кризи виявилися пристосованими європейські енергетичні компанії з потужними торговельними підрозділами. Їхня перевага полягає не лише у видобутку нафти, а й у здатності заробляти на різких коливаннях цін.

• BP повідомила про зростання скоригованого прибутку у першому кварталі на 459% — до 3,84 млрд доларів.
• Shell і TotalEnergies також отримали торговельні доходи, які суттєво перевищили очікування ринку.
• Навіть після вимушеного призупинення частини видобутку TotalEnergies у Перській затоці її торговельний підрозділ зміг заробити на операціях купівлі дешевше, продажу дорожче та хеджуванні цінових ризиків.

За оцінками аналітиків, лише три компанії — Shell, BP і TotalEnergies — могли отримати від ринкової нестабільності від 3,3 млрд до 4,75 млрд доларів додаткового доходу.

Тут ключовим є механізм торговельного прибутку. Коли ціни швидко змінюються, компанія з розвиненим трейдинговим підрозділом може заробляти не тільки на самому товарі, а й на різниці між цінами у різних регіонах, строках постачання та фінансових інструментах захисту від ризиків. Для енергетичного ринку це означає, що в період кризи прибутковість залежить не лише від обсягів видобутку, а й від якості управління ціновими ризиками.

Saudi Aramco та російські компанії отримують вигоду від високої ціни

Серед бенефіціарів високих цін названо також Saudi Aramco та російські нафтові компанії. Їхня перевага описується як антициклічна: коли ринок переживає дефіцит або загрозу перебоїв постачання, виробники з великими обсягами видобутку отримують прямий виграш від підвищення ціни.

• За даними AlJazira Capital, чистий прибуток Saudi Aramco у першому кварталі 2026 року після вирахування частки міноритарних акціонерів може зрости на 13,8% у річному вимірі.
• У квартальному вимірі очікуване зростання прибутку Saudi Aramco становить 56,7%.
• Очікуваний показник — 108,8 млрд саудівських ріалів, або приблизно 29,01 млрд доларів.
• російські нафтові компанії, за наведеними оцінками, можуть додатково заробити щонайменше 23,9 млрд доларів.

Американські гіганти потрапили у пастку хеджування

На відміну від європейських конкурентів, американські нафтові корпорації опинилися у менш вигідному становищі. У матеріалі зазначено, що ExxonMobil і Chevron раніше уклали контракти хеджування, які зафіксували нижчі ціни на нафту.

Хеджування — це фінансовий механізм захисту від різких змін ціни. Він може допомогти компанії уникнути втрат під час падіння ринку, але у разі стрімкого зростання цін здатний обмежити прибуток. Саме це і стало проблемою: коли спотова ціна нафти перевищила 100 доларів за барель, частина американських компаній не змогла повною мірою скористатися цим зростанням через раніше зафіксовані умови контрактів.

Додатковим негативним чинником стала слабкість downstream-сегмента — тобто бізнесу з переробки нафти, виробництва й реалізації нафтопродуктів. За наведеними оцінками, це може коштувати американським компаніям кількох мільярдів доларів прибутку.

Головний висновок для ринку

Криза показала різницю між бізнес-моделями нафтових гігантів. Європейські компанії, які мають сильні торговельні підрозділи, змогли перетворити ринкову волатильність на джерело додаткового доходу. Американські компанії, навпаки, частково втратили вигоду через заздалегідь укладені контракти, що обмежили їхній доступ до високої спотової ціни.

• Для видобувних компаній головним чинником прибутку стала сама висока ціна нафти.
• Для трейдингових підрозділів ключовою перевагою стала здатність швидко працювати з різницею цін, строків і напрямів постачання.
• Для компаній із жорстко зафіксованими контрактами високі ціни не гарантували повного фінансового виграшу.

Це означає, що нинішній нафтовий шок є не лише кризою постачання, а й масштабним перерозподілом прибутків усередині самої нафтової галузі. Виграють ті, хто має доступ до ресурсів, гнучку торговельну інфраструктуру та здатність управляти ризиками в режимі швидкої зміни ринку.

Джерело: Terminal За матеріалами: hkcna.hk

Європейський енергетичний ринок може зіткнутися з дефіцитом уже найближчим часом — у квітні 2026 року. Причиною є порушення глобальних «постачань» нафти, газу та нафтопродуктів через загострення конфлікту на Близькому Сході, який вже вплинув на ключові логістичні маршрути та виробничу інфраструктуру.

Глобальні ризики для енергетичної безпеки Європи

Загроза дефіциту енергоресурсів

• Генеральний директор Shell Ваель Саван заявив, що дефіцит енергії в Європі можливий вже наступного місяця.
• Ключова причина — порушення глобальних «постачань» через війну на Близькому Сході, яка триває вже четвертий тиждень.
• Під загрозою:
  • авіаційне паливо (jet fuel) — вже постраждало;
  • дизель — наступний у зоні ризику;
  • бензин — очікується дефіцит із початком літнього сезону попиту.
• Енергетична безпека прямо пов’язана з національною безпекою, наголосив Саван.

«Країни не можуть мати національну безпеку без енергетичної безпеки» — Ваель Саван, CEO Shell

Критична роль Ормузької протоки

• Через Ормузьку протоку проходить близько 20% світових потоків нафти та LNG (*скрапленого природного газу*).
• Конфлікт:
  • пошкодив ключову енергетичну інфраструктуру;
  • майже зупинив судноплавство через цей стратегічний маршрут.
• Ланцюг впливу дефіциту:
  • спочатку — Південна Азія;
  • далі — Південно-Східна та Північно-Східна Азія;
  • з квітня — Європа.

Оцінки європейських урядів

• Міністерка економіки Німеччини Катаріна Райхе підтвердила ризики:
• дефіцит може виникнути наприкінці квітня або у травні, якщо конфлікт не завершиться.

Нові джерела постачання: ставка на Венесуелу

Стратегія Shell

• Компанія активно шукає альтернативні джерела:
  • газові проєкти у Венесуелі — пріоритет;
  • оцінюються також нафтові активи.
• Можливе схвалення 1–2 проєктів до кінця 2026 року за сприятливих умов.
• Підписано попередні угоди з урядом Венесуели щодо розробки родовищ.

Інвестиційний контекст

• Венесуела ухвалила нафтову реформу у січні 2026 року, але цього недостатньо для повного залучення інвесторів.
• Shell та Chevron ведуть переговори щодо масштабних угод.
• Потенційний обсяг відновлення нафтової галузі країни оцінюється у $100 млрд.

Висновки для ринку та України

Можливі зміни на ринку нафти й нафтопродуктів

• Різке зростання ризиків дефіциту в Європі вже у короткостроковій перспективі.
• Посилення конкуренції за ресурси між регіонами (Азія → Європа).
• Активізація диверсифікації джерел постачання, зокрема через Латинську Америку.у.

Захист критичної інфраструктури

• Пошкодження об’єктів на Близькому Сході демонструє вразливість глобальної енергосистеми.
• Логістичні вузли (протоки, порти) залишаються ключовими точками ризику.
• Необхідність:
  • розосередження інфраструктури;
  • інвестицій у резервні маршрути;
  • посилення захисту стратегічних об’єктів.

Зміни у ціноутворенні

• Очікується:
  • зростання цін на дизель і бензин напередодні літнього сезону;
  • підвищення волатильності ринку;
  • збільшення маржі через дефіцит.
• Вплив логістичних обмежень стає ключовим фактором формування ціни.

Джерело: Terminal
За матеріалами: Reuters

Міжнародні акціонери консорціуму North Caspian Project ініціювали міжнародний арбітраж проти Казахстану через екологічний штраф у розмірі $5 млрд. Йдеться про нібито перевищення лімітів зберігання сірки на переробному об’єкті родовища Кашаган — другого за величиною нафтового активу країни в межах угоди ОПЕК+. Рішення національного суду наприкінці 2025 року підтвердило санкції, що стало тригером для звернення до міжнародних механізмів захисту інвестицій.

Ескалація спору: $5 млрд екологічного штрафу та міжнародний арбітраж

Суть претензій

Казахстанська влада звинуватила операторів гігантського родовища Кашаган у перевищенні допустимих обсягів зберігання сірки на одному з виробничих майданчиків. За підсумками судового розгляду:

• Сума штрафу становить $5 млрд.
• Наприкінці 2025 року спеціалізований адміністративний суд Казахстану підтвердив правомірність санкцій.
• Іноземні компанії-акціонери вирішили звернутися до міжнародного арбітражу відповідно до міждержавних договорів про захист інвестицій.

Представник Shell повідомив агентству Bloomberg:

«Попри те, що ми заперечуємо ці звинувачення і намагалися врегулювати питання шляхом діалогу, ці зусилля не привели до рішення. Тому міжнародні акціонери дійшли висновку, що не мають іншого вибору, окрім як ініціювати арбітраж відповідно до міжнародних договорів» — представник Shell.

Хто стоїть за Кашаганом

Родовище Кашаган розробляється консорціумом North Caspian Project, до якого входять міжнародні нафтові гіганти та національна компанія Казахстану.

• KazMunayGas — 16,88%
• Eni — 16,81%
• Shell — 16,81%
• ExxonMobil — 16,81%
• TotalEnergies — 16,81%
• CNPC (Китай) — 8,33%
• INPEX Ltd (Японія) — 7,56%

Таким чином, майже 83% участі у проєкті контролюють іноземні інвестори, що пояснює міжнародний вимір конфлікту.

Масштаб претензій до «великої нафти»

Поточний спір — лише частина ширшого конфлікту. За наявними даними:

• Казахстан має кілька арбітражних справ проти міжнародних компаній.
• Загальна сума претензій сягає $166 млрд.
• Основна причина — втрачені доходи через затримки в розробці Кашагану.

Така сума у 33 рази перевищує розмір нинішнього штрафу та свідчить про системний характер напруження між урядом та інвесторами.

Інвестиційні наслідки

Суперечки вже впливають на інвестиційний клімат у країні. Головний виконавчий директор Shell Ваель Саван заявив під час презентації фінансових результатів за IV квартал:

«Ми розчаровані тим, що не бачимо узгодженості між партнерами по спільному підприємству та урядом з деяких питань. Це впливає на нашу готовність інвестувати далі в Казахстан. Ми уважно стежимо за ситуацією. Ми вважаємо, що в Казахстані є значний потенціал для інвестицій, але зачекаємо, доки не стане зрозумілішим, чим усе завершиться» — Ваель Саван, CEO Shell.

Shell уже призупинила нові інвестиції в країні, що може мати довгострокові наслідки для видобутку та бюджетних надходжень Казахстану.

Ринок ОПЕК+

Кашаган є другим за величиною родовищем у країні — учасниці угоди ОПЕК+ (формат координації видобутку між країнами-членами ОПЕК та іншими експортерами нафти). Будь-яка ескалація навколо цього активу:

• створює ризики для стабільності видобутку;
• може вплинути на виконання квот ОПЕК+;
• погіршує інвестиційний імідж країни серед міжнародних компаній.

Попри наявність значного ресурсного потенціалу, конфлікт із глобальними гравцями може зменшити приплив капіталу в середньостроковій перспективі.

Джерело: Terminal

За матеріалами: Oilprice.com

Попри те, що нафта торгується приблизно на 15 доларів за барель нижче 52-тижневих максимумів, чотири найбільші нафтогазові компанії — Exxon, Chevron, Shell та TotalEnergies — у третьому кварталі сумарно заробили понад 21 млрд доларів чистого прибутку, демонструючи, що поєднання жорсткої дисципліни витрат, зростання видобутку та агресивної торгівлі нафтою дозволяє Big Oil суттєво випереджати решту енергетичного сектору, який загалом показує падіння прибутків та найнижчі темпи зростання виручки серед усіх 11 секторів ринку США.

Причини стійких прибутків Big Oil на тлі низьких цін

• Глобальний ринковий фон
  • Ціни на нафту:
    • Brent і WTI торгуються приблизно на 15 дол./бар. нижче 52-тижневих максимумів.
  • Макросередовище прибутків:
    • Енергетичний сектор: зростання прибутків у Q3 — -0,5 %.
    • Сектор комунікаційних послуг: ще гірший результат — -7,1 %.
    • S&P 500: середнє зростання прибутків по ринку — 13,1 %.
  • Виручка:
    • Енергетичний сектор: лише 1,0 % зростання, найнижчий показник серед усіх 11 секторів США.
    • Середнє по S&P 500: 8,3 % зростання виручки.
  • Геополітика:
    • Нові санкції США проти російської енергетики та компаній на кшталт «Роснєфть» і «Лукойл».
    • Крихке припинення вогню в секторі Газа, що підсилює волатильність.
• Big Oil проти тренду сектору
  • Чотири компанії — Exxon, Chevron, Shell, TotalEnergies:
    • Разом у Q3 отримали понад 21 млрд доларів чистого прибутку.
    • Це сталося після падіння цін на нафту більш ніж на 20 % рік до року.
  • Попри слабкі ціни й негативну динаміку по сектору, Big Oil зберігає високу рентабельність завдяки структурним змінам у витратах, масштабуванню видобутку та використанню волатильності через торгівлю нафтою.
• ExxonMobil: ставка на автоматизацію та масштаб
  • Прибутковість:
    • Q3: 7,54 млрд доларів, що на 12,4 % менше, ніж торік.
    • Виручка у кварталі: 5,3 млрд доларів, падіння на 5,3 % рік до року.
    • За 9 місяців: 22,3 млрд доларів прибутку, що на 14,3 % менше, ніж торік.
  • Структурне зниження витрат:
    • У Q3 додано ще 2,2 млрд доларів структурної економії.
    • З 2019 року накопичено понад 14 млрд доларів економії.
    • Ціль до 2030 року — понад 18 млрд доларів кумулятивних скорочень витрат.
  • Зниження точки беззбитковості:
    • Поточний портфельний breakeven: лише 40–42 дол./бар..
    • Це на 10–15 дол./бар. нижче, ніж 5 років тому.
    • Висновок: Exxon зберігає комфортний маржинальний запас навіть при ціні 60 дол./бар..
  • Зростання видобутку:
    • Сукупний видобуток: 4,7 млн барелів нафтового еквівалента на добу (boe/d).
    • Перміан: майже 1,7 млн boe/d.
    • Гаяна: понад 700 тис. boe/d до запуску нового проєкту.
    • Проєкт Yellowtail:
      • Введений у дію в Q3 на чотири місяці раніше графіка.
      • Цільовий видобуток: 250 тис. boe/d.
      • Загальний видобуток у Гаяні зростає до більш ніж 900 тис. boe/d.
  • Поєднання агресивної автоматизації, оптимізації ланцюга постачання та зростання видобутку дає Exxon можливість заробляти навіть при значно нижчих цінах на нафту.
• Chevron: рекордний видобуток як щит від слабких цін
  • Рекордний глобальний видобуток:
    • 4,09 млн boe/d у світі — зростання на 21 % рік до року.
    • У США: 2,04 млн boe/d, зростання на 27 % рік до року.
    • Цього досягнуто при меншій кількості бурових та менше «completion spreads».
  • Прибутковість:
    • Чистий прибуток у Q3 2025: 3,54 млрд доларів, проти 4,49 млрд роком раніше.
    • Прибуток на акцію: 1,82 дол. проти 2,48 дол. у Q3 2024.
    • Виручка: 48,17 млрд доларів проти 48,93 млрд торік — лише незначне зниження.
  • Завдяки нарощуванню видобутку Chevron компенсує ефект нижчих цін, демонструючи сильний операційний левередж.
• Європейські мейджори: Shell і TotalEnergies як «торгові гіганти»
  • Роль торгівлі:
    • Shell — найбільший нафтотрейдер у світі, її трейдинговий підрозділ більший за Trafigura.
    • Нові санкції проти російських компаній «Роснєфть» та «Лукойл» створили цінові дисбаланси на регіональних ринках.
    • Shell змогла «знімати спреди» на цих коливаннях.
  • Фінансові результати торгівлі:
    • Shell повідомляє про «суттєво вищі результати оптимізації» у трейдингу.
  • Цитата: Торговельні підрозділи показали «суттєво вищі результати оптимізації», — звітує Shell.
  • Специфіка бізнесу в США:
    • Судові матеріали показують, що американський нафтовий трейдинг Shell приносить близько 1 млрд доларів на рік.
    • Це значна частина її доподаткового прибутку у США.
  • TotalEnergies:
    • Інтегрований сегмент торгівлі електроенергією та газом у Q3 отримав 800 млн доларів прибутку.
    • Це майже на 10 % більше, ніж у Q2.
  • Європейські мейджори перетворюють волатильність і санкції на джерело додаткового прибутку через масштабну торгівлю, чого у меншій мірі роблять їхні американські конкуренти.
• Американські проти європейських нафтогігантів: різні моделі заробітку
  • Exxon і Chevron:
    • Також займаються торгівлею нафтою.
    • Але роблять це в скромніших масштабах і з більш обережним ризик-профілем.
    • Фокус — логістика і балансування власних інтегрованих систем, а не великі спекулятивні позиції.
  • Shell і TotalEnergies:
    • Активно шукають можливості заробити на цінових коливаннях та ринкових дислокаціях.
  • Логічний висновок: Big Oil використовує дві комплементарні моделі — «об’єм і ефективність» (Exxon, Chevron) та «волатильність і торгівля» (Shell, TotalEnergies), що разом забезпечують стійкі прибутки навіть у слабкому ринковому середовищі.
• Повернення готівки акціонерам як стратегія підтримки вартості
  • ExxonMobil:
    • У Q3 виплатила 4,2 млрд доларів у вигляді дивідендів.
    • Спрямувала ще 5,1 млрд доларів на викуп акцій.
    • Викуп допомагає підтримувати прибуток на акцію та ринкову капіталізацію попри падіння прибутків.
  • Shell:
    • Оголошує програми викупу акцій обсягом понад 3 млрд доларів уже 16 кварталів поспіль.
  • Chevron і TotalEnergies:
    • Chevron розподілила 6 млрд доларів акціонерам.
    • TotalEnergies — 4,5 млрд доларів.
  • Стабільні й великі програми дивідендів та викупу акцій роблять Big Oil привабливою для інвесторів навіть тоді, коли фундаментальні показники сектору виглядають послабленими.
• Висновок
  • Попри:
    • падіння цін на нафту на понад 20 % рік до року;
    • негативну динаміку прибутків енергетичного сектору (-0,5 %);
    • найнижчі темпи зростання виручки в секторі (1,0 % проти 8,3 % в середньому по S&P 500);
  • Big Oil:
    • масово знижує структурні витрати;
    • зсуває точки беззбитковості до рівня 40–42 дол./бар. і нижче;
    • нарощує видобуток (до 4–4,7 млн boe/d у провідних компаній);
    • використовує волатильність та санкції через масштабну торгівлю;
    • стабільно повертає готівку акціонерам на рівні мільярдів доларів за квартал.
  • Завдяки структурним реформам, операційному масштабу та фінансовій дисципліні Big Oil перетворює слабкий ринок на можливість, тоді як значна частина енергетичного сектору бореться зі стагнацією прибутків.

Слабкі ціни, слабкий сектор — сильні мейджори

Упродовж останніх тижнів ринок нафти залишається нестабільним. Нові санкції США проти російської енергетики, а також крихке припинення вогню в Газі створили значну волатильність, але не призвели до стійкого зростання цін. І Brent, і WTI торгуються приблизно на 15 дол./бар. нижче своїх 52-тижневих максимумів. Для більшості компаній це означає тиск на маржу та прибутки.

• Енергетичний сектор в цілому фіксує:
  • -0,5 % зростання прибутків у третьому кварталі;
  • лише 1,0 % приросту виручки — найнижчий показник серед 11 секторів ринку США.
• Для порівняння:
  • середнє зростання прибутків по S&P 500 становить 13,1 %;
  • середній приріст виручки — 8,3 %.

Водночас на цьому тлі четверка Big Oil — Exxon, Chevron, Shell та TotalEnergies — демонструє протилежну динаміку. Хоча їхні прибутки знизилися порівняно з рекордними рівнями попередніх років, вони залишаються «міцними», а сукупний чистий прибуток у Q3 перевищує 21 млрд доларів.

У результаті навіть на ринку, де енергетичний сектор формально демонструє падіння прибутків і найнижчі темпи зростання виручки, Big Oil залишається «системою з позитивною сумою» для власних акціонерів, підтверджуючи, що вирішальними чинниками є не лише ціни на нафту, а й глибина операційних і фінансових трансформацій усередині компаній.

Джерело: Terminal
За матеріалами: oilprice.com

Бразильські нафтовидобувні компанії, включно з міжнародними мейджорами, зупинили постачання нафти до США попри скасування 10% мита. Причина — регуляторна невизначеність після нових тарифних заяв з боку США 9 липня.

Дестабілізуючий фактор для логістики та перспектив цін на світовому ринку нафти.

1. Бразильське нафтове рішення: раптова пауза в експорті

• Експорт нафти з Бразилії до США повністю призупинено на більшу частину липня 2025 року.
• Причина: попри скасування 10% квітневого мита, компанії не впевнені, що нові мита, оголошені 9 липня, не торкнуться їх у майбутньому.
• Серед компаній — Petrobras, Shell, TotalEnergies, ExxonMobil, Equinor.

2. Масштаби поставок і обсяг втрат

• Загальний видобуток у 2024 році: 3,4 млн барелів на добу.
• Обсяг експорту: 1,78 млн барелів/добу, з яких 243 тис. барелів/добу йшло до США.
• Призупинка експорту означає втрату близько 7,5 млн барелів на місяць для американського ринку.

3. Реакція ринку: логістичний вакуум і зміщення потоків

• Наразі нафта зберігається на танкерах та плавучих платформах, що призводить до накопичення «мертвого» ресурсу.
• Це створює локальні надлишки в Атлантичному басейні, але одночасно скорочує доступність сировини для НПЗ США.
• Очікується зростання попиту США на ближчих постачальників — Канаду, Мексику, Нігерію.
• Фрахтові ставки можуть зрости через перенавантаження інших напрямків.

4. Потенційний вплив на котирування Brent і WTI

• Нестача бразильської нафти, яка має низький вміст сірки (light sweet), може підняти спред між Brent і WTI у серпні–вересні.
• У короткостроковій перспективі трейдери очікують волатильність у діапазоні $78–84 Brent, залежно від подальших дій США щодо мит.
• Зростання ризиків для стабільності поставок може посилити хеджування, що підтримає ціну WTI на рівні $79+.

5. Геополітичні і лобістські чинники

• За даними Reuters, ініціатором призупинення виступила лобістська група IBP (Brazilian Petroleum Institute).
• Їхня мета — захист інтересів бразильських нафтовиків і тиск на американських партнерів з вимогою прозорих торговельних умов.
• Це рішення є прикладом енергетичного націоналізму на тлі посилення глобального протекціонізму.

Висновки

• Бразильський маневр посилив ринкову невизначеність, попри нібито позитивний сигнал від скасування мита.
• У короткостроковій перспективі очікується локальний дефіцит легкої нафти у США, що змусить трейдерів переорієнтуватись на інші джерела.
• Сценарії на вересень–жовтень включають можливе зростання котирувань Brent до $85+, якщо постачання не буде відновлено.
• Урок для ринку: навіть незначна юридична невизначеність може заблокувати потоки у мільйони барелів і змінити глобальні трейдингові маршрути.

Джерело: Terminal

За матеріалами: ЗМІ

Замовити звіт по ринку

Shell, Aker BP та Enbridge відмовилися від участі в глобальній ініціативі Science Based Targets initiative через проєкт стандарту, який забороняє нові розробки родовищ. Розробка стандарту зупинена, але організація заперечує тиск з боку нафтогазової галузі.

Напруга між енергетичними корпораціями та кліматичними стандартами загострюється

Низка провідних енергетичних компаній — Shell, норвезька Aker BP та канадська Enbridge — вийшли зі складу консультативної групи Science Based Targets initiative (SBTi), що формує глобальні стандарти скорочення викидів. Причиною стало положення проєкту стандарту, який фактично забороняв нові нафтогазові розробки після подання кліматичного плану або після 2027 року.

• Документ передбачав різке скорочення видобутку викопного пального, що викликало занепокоєння щодо реалістичності досягнення цілей Net Zero.
• Shell заявила, що стандарт «не відображає позицію галузі в будь-якій суттєвій формі», попри збереження мети досягти Net Zero до 2050 року.
• Aker BP вказала на обмеженість впливу на процес, але наголосила, що це не є ознакою ослаблення її кліматичних амбіцій.
• Enbridge відмовилась коментувати ситуацію.

SBTi призупинила роботу над стандартом для нафти й газу

Після резонансних виходів компаній організація SBTi оголосила про «призупинення» роботи над стандартом для нафтогазової галузі, посилаючись на «внутрішні ресурси». Водночас було заперечено твердження про вплив галузі на це рішення.

«Немає жодних підстав вважати, що рішення було спричинене тиском з боку індустрії», — повідомили в SBTi.

Окремо зазначено, що SBTi також відклала та пом’якшила рекомендації для фінансових установ, зокрема щодо термінів припинення фінансування компаній, які розробляють нові родовища — з 2025 року їх перенесли на 2030 рік після призначення нового CEO Девіда Кеннеді.

Зростаючий розрив між кліматичними рамками та енергетичними інтересами

Ключова розбіжність полягає в тому, що спалювання викопного пального залишається основним чинником глобального потепління, і науковці сходяться на думці, що обмеження зростання температури до 1,5°C є критично важливим.

Водночас компанії обережно ставляться до стандартів, які можуть призвести до різкого згортання геологорозвідки, посилаючись на ризики для енергетичної безпеки, інвесторів і спроможності задовольнити майбутній попит.

«Чим більше ми відкладаємо, тим більше прикриття надаємо великим нафтовим компаніям», — зазначив один з учасників процесу, якого цитує Financial Times.

Джерело: Terminal

За матеріалами: Oilprice.com

Замовити звіт по ринку

Оперативна інформація по ринках пального

Чутки про можливе злиття BP і Shell посилилися на тлі слабких фінансових результатів BP, стратегічних коливань та невдоволення інвесторів. Попри офіційне спростування Shell намірів придбати BP найближчим часом, ринок продовжує уважно стежити за розвитком ситуації.

Ситуація на ринку та позиція Shell

Ринок уже кілька років обговорює можливий альянс BP і Shell, що став би найбільшою угодою в нафтовій галузі з часів об’єднання Exxon і Mobil у 1999 році. BP системно відстає від своїх конкурентів за ціною акцій, а дві радикальні зміни стратегії за останні п’ять років тільки підірвали довіру інвесторів.

• У 2020 році тодішній CEO Бернард Луні оголосив курс на перетворення BP з міжнародної нафтової компанії на інтегровану енергетичну, зменшуючи нафтовидобуток і збільшуючи інвестиції в низьковуглецеві рішення.
• Ця стратегія не виправдала очікувань, оскільки прибутки від відновлюваних джерел залишилися мізерними, а скорочення основного, найбільш рентабельного бізнесу викликало невдоволення ринку.

Водночас енергетична криза 2022 року змусила великі компанії повернутися до пріоритету доступної та надійної енергії. BP говорила про вирішення «енергетичної трилеми» — доступності, безпеки та сталості. Але у вересні 2023 року CEO Луні раптово пішов у відставку через приховані службові стосунки.

Нова стратегія та тиск інвесторів

У 2024 році CEO став Мюррей Окінклос. На початку 2025 року він оголосив про повернення до видобутку нафти й скорочення витрат на «зелену» енергетику. Це відбулося на тлі активності хедж-фонду Elliott, який скуповував акції BP та вимагав швидких змін і скорочення боргу.

Попри сподівання на відновлення вартості акцій, падіння цін на Brent Crude до низьких $60 за барель у квітні–травні 2025 року знищило короткочасне зростання котирувань BP.

Чутки про угоду та регуляторні бар’єри

У червні знову з’явилися повідомлення, що Shell веде ранні переговори щодо купівлі BP. Наступного дня Shell заявила:

«У відповідь на нещодавні повідомлення Shell хоче уточнити, що не розглядала можливість зробити пропозицію щодо придбання BP, не зверталася до BP і переговорів щодо цього не велося»

Згідно з правилами Великої Британії, підтвердження Shell відсутності планів означає заборону робити офіційну пропозицію протягом наступних шести місяців, окрім випадків зміни обставин або появи іншого претендента.

Виклики для потенційної угоди

Будь-яка спроба поглинання BP зустріне серйозні регуляторні перепони у багатьох юрисдикціях. Shell або інший потенційний покупець має врахувати:

• значний борг BP і співвідношення боргу до активів, що перевищує показники конкурентів
• необхідність можливого продажу активів для отримання схвалення регуляторів

Джерело: Terminal

За матеріалами: Oilprice.com

Замовити тижневий звіт по ринку

Оперативна інформація по ринках пального

Єгипет досяг угоди з глобальними трейдерами щодо постачання до 160 партій LNG для покриття потреб країни у другій половині 2025 року та наступному році.

Угода з постачання LNG для Єгипту: деталі та умови

Уряд Єгипту уклав угоди з глобальними трейдерами, такими як Saudi Aramco, Trafigura, Vitol та Shell, на постачання до 160 партій зрідженого природного газу (LNG) для задоволення потреб країни у другій половині 2025 року та наступному році. Угоди передбачають премії в діапазоні від $0,70 до $0,75 за мільйон британських теплових одиниць (mmBtu) вище цін TTF (Title Transfer Facility) на європейському ринку газу.

• Обсяг постачання: до 160 партій LNG.
• Трейдери: Saudi Aramco, Trafigura, Vitol, Shell.
• Перша доставка: друга половина 2025 року та наступний рік.
• Ціна: премії $0,70-0,75 за mmBtu вище TTF.

Ця угода є важливим кроком для Єгипту в забезпеченні енергетичних потреб країни, оскільки LNG стає все більш значущим компонентом глобального енергетичного ринку. Єгипет активно працює над зміцненням своєї енергетичної безпеки та розвитку інфраструктури для забезпечення стабільного постачання газу.

«Ця угода є важливим кроком до стабільного постачання енергоресурсів для Єгипту на найближчі роки», – представник уряду Єгипту.

Джерело: Terminal

За матеріалами: Reuters, Argus Media

Замовити щотижневий звіт по ринку у форматі PDF

Інвестиції провідних нафтогазових компаній у технології з низькими викидами вуглецю у 2024 році скоротилися на чверть. У 2025 році очікується подальше зниження — попри зусилля нових гравців компенсувати цей спад.

Світовий тренд зрушився: чому знижується активність у декарбонізації

• У 2024 році нафтогазовий сектор інвестував близько 22 млрд доларів США у низьковуглецеві технології — це на 25% менше, ніж у 2023 році.
• Загалом такі інвестиції склали лише 2,5% від усього капітального бюджету галузі у 2024 році.
• У 2025 році очікується подальше скорочення — ще на 10%.

Перегляд стратегій від «великої четвірки»

Більшість інвестицій у попередні роки забезпечували чотири компанії: BP, Shell, Equinor та TotalEnergies. Проте наразі спостерігається суттєве зниження амбіцій:

• BP переглянула свою ціль на 2030 рік: частка низьковуглецевих інвестицій у капбюджеті знижена з 50% до 10–15%.
• Shell зменшила свою мету з 15–20% до 10%.
• Equinor скоротила плани на 2025 рік із 30% до 13%, скасувавши попередню мету в 50% до 2030 року.

Винятком залишається TotalEnergies, яка не анонсувала скорочення цілей, а натомість продовжує розширення в Африці, зокрема у гідроенергетиці.

Нові гравці зростають, але ще не домінують

Частину спаду компенсують менші компанії та національні нафтогазові компанії (**ADNOC, Petronas, Saudi Aramco, Sinopec**), які **подвоїли свої інвестиції** з 2022 по 2024 рік до 8,5 млрд доларів США. Проте їхній внесок досі не перевищує 3% від капітальних витрат.

Де інвестують: від водню до біопалива

• Інвестиції в сонячну та вітрову енергетику збереглися на рівні 2023 року — зокрема завдяки купівлі Equinor частки у Ørsted.
• Водень — найбільш зростаючий напрям: витрати зросли до 4 млрд доларів, зокрема через придбання Woodside Energy заводу з виробництва аміаку в Техасі.
• Біопаливо: Eni спільно з LG Chem розпочала проєкт у Південній Кореї, а також із Petronas та Euglena у Малайзії.
• Літій: Equinor придбала 45% у двох літієвих компаніях у США — це крок до позиціонування у сфері акумуляторів.

Нестача прозорості та регуляторний тиск

Водночас звітність компаній про інвестиції у низьковуглецеві технології залишається обмеженою. Багато хто розширено трактує, що вважається «низьковуглецевим». Це ускладнює порівняння реальних результатів. Регуляторні рамки, такі як таксономія ЄС, можуть у майбутньому підвищити прозорість та точність оцінок інвестицій.

Компанії переглядають свої стратегії на тлі нестабільності ринків та очікувань акціонерів. Інвестиції у чисту енергію тепер залежать не тільки від кліматичних цілей, але й від економічної вигоди.

Джерело: Terminal
За матеріалами: IEA – The Oil and Gas Industry in Net Zero Transitions
Додаткові джерела інформації:

bp.com
shell.com
totalenergies.com
equinor.com

Замовити щотижневий звіт по ринку у форматі PDF

Попри коливання цін на нафту і висхідну макроекономічну нестабільність, провідні енергетичні компанії, зокрема ExxonMobil, Chevron і TotalEnergies, демонструють стійкі прибутки, високі дивіденди та ефективну інвестиційну політику. Очікується зниження попиту на нафту, зростання запасів і падіння цін до 2026 року.

Провідні компанії, що зберігають прибутковість

• ExxonMobil (NYSE: XOM): у I кварталі видобувала 4,6 млн барелів нафтового еквівалента на добу, перевищила прогнози з прибутку на акцію ($1,76) і повернула акціонерам $9,1 млрд. Компанія очікує зниження ціни беззбитковості Brent до $30 за барель до 2030 року.
• Chevron (NYSE: CVX): отримала оновлення рейтингу «Купувати» з цільовою ціною $169. Прибуток на акцію в I кварталі — $2,18. Повернення акціонерам — $6,9 млрд. Поглинання Hess скоро завершиться.
• TotalEnergies (NYSE: TTE): активно інвестує в LNG, відновлювану енергетику та водень. Прибуток на акцію — $1,83. Післядивідендний поріг беззбитковості — нижче $50 за барель.
• EQT Corp. (NYSE: EQT): лідер ринку природного газу в США. Збільшення прибутку на акцію на 44% за рік, прогноз — понад 100% зростання у 2025 році.
• Shell (NYSE: SHEL): зміцнила позиції завдяки потужному сегменту LNG та зменшенню боргу. Добре підготовлена до посиленого імпорту LNG в Європу.
• Diamondback Energy (NASDAQ: FANG): працює в Перміанському басейні, прибуткова при ціні $60 за барель. Доходність з початку року — 12%.
• Vista Energy (NYSE: VIST): невелика, але динамічна компанія з Латинської Америки. Попри нестабільність в Аргентині, зростає завдяки ефективним операціям у Мексиці. Доходність — +18% з початку року.

Аналітика: складний ландшафт ринку нафти

• IEA прогнозує зниження темпів зростання глобального попиту на нафту — з 990 тис. бар./день у I кв. 2025 до 650 тис. бар./день до кінця року.
• Goldman Sachs очікує падіння цін на нафту до $58 за барель до 2026 року через зростання пропозиції від OPEC+ та торгові конфлікти. Прогноз середньої ціни Brent у 2025 році — $63.
• Попри це, інвестбанк підвищив оцінку попиту на 600 тис. бар./день у 2025 році та на 400 тис. бар./день у 2026 році.
• Morgan Stanley прогнозує накопичення світових запасів нафти з II кварталу 2025 року — на 0,5 млн бар./день, з подальшим зростанням до 0,7 млн бар./день у IV кварталі. Це тиснутиме на ціни: Brent, за оцінками, знизиться з $76 у I кв. до $61 у IV кв. 2025 року.

«У таких умовах компанії з низькою ціною беззбитковості, диверсифікованим портфелем і дисциплінованою інвестиційною стратегією мають кращі шанси зберегти стабільність», — зазначають аналітики.

Джерело: Terminal
За матеріалами: oilprice.com, Інших джерел