Shell, QatarEnergy и NAMCOR разведали новые залежи нефти на шельфе Намибии

Виндхук, 10 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Shell, QatarEnergy и NAMCOR сообщили об обнаружении новых залежей нефти в бассейне Orange на континентальном шельфе Намибии.

Открытие сделано по итогам бурения разведочной скважины Merlin-1X на лицензионном участке недр PEL0039. Буровые работы стартовали 8 апреля 2026 г. с помощью полупогружной буровой (ППБУ) установки Deepsea Mira, как и планировалось. Скважина стала 10-й в рамках данного проекта.

По данным Shell, Merlin-1X вскрыла пласт коньякского возраста с хорошими коллекторскими свойствами. Обнаруженная нефть характеризуется как легкая, при этом зафиксированы лишь небольшие объемы попутного нефтяного газа (ПНГ).

В компании отмечают, что результаты бурения позволят лучше понять геологические особенности бассейна Orange и подтвердят необходимость дальнейшей оценки ресурсного и коммерческого потенциала всей территории лицензии. В рамках программы разведки рассматривается возможность продолжения буровых работ в конце 2026 г.

Об особенностях блока PEL 39

Глубоководный блок PEL 39 охватывает территорию площадью 12 тыс. км², что более чем в 2 раза превышает площадь столицы Намибии г. Виндхука. Shell владеет 45% в лицензии PEL 39 и является оператором. Партнерами Shell выступают QatarEnergy, вошедшая в проект с 45% в апреле 2021 г. на смену Kosmos Energy, а также National Petroleum Corporation of Namibia (NAMCOR), владеющая 10%.

За последние 3 года в рамках этого лицензионного участка недр было пробурено 10 скважин (Graff-1X, La Rona-1X, Jonker-1X, Graff-1A, Lesedi-1X, Cullinan-1X, Jonker-1A, Jonker-2A, Enigma-1X, Merlin-1X) и сделано несколько открытий. Однако реализация проектов сталкивается с рядом сложностей. В частности, высокая концентрация газа в залежах и низкая проницаемость пород затрудняет разработку.

напомним, что в январе 2025 г. Shell списала около 400 млн долл. из-за открытия нефтяного месторождения, которое сочла коммерчески нежизнеспособным. Но власти Намибии считают, что потенциал PEL 39 и других геологоразведочных проектов.

Характеристики ППБУ Deepsea Mira

• построена в 2018 г. на южнокорейской верфи Hyundai Heavy Industries;
• пригодна для работы по всему миру и особенно подходит для разведочного и эксплуатационного бурения в суровых условиях;
• способна работать на глубине до 3250 м;
• максимальная глубина бурения – 12 тыс. м;
• водоизмещение – 77 тыс. т.;
• установка уже работала в Намибии, в том числе с компаниями TotalEnergies и Rhino Resources.

Автор: А. Гончаренко

Москва, 10 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Газпром в 2025 г. реализовал на рынке 111 009 казначейских акций, которые ранее поступили в собственность компании по решениям Арбитражного суда Санкт-Петербурга и Ленинградской области. Эти бумаги были изъяты у ликвидированных юридических лиц, чьи доли продолжали числиться в реестре акционеров, но фактически уже не имели владельцев.

Как следует из годового отчета компании, акции были проданы по рыночной стоимости через организатора торгов. По состоянию на 31 декабря 2025 г. у Газпрома не оставалось собственных акций на балансе.

В мае 2026 г. компания получила еще 342 тыс. акций по аналогичным судебным решениям. В соответствии с законодательством такие казначейские бумаги подлежат обязательной реализации в течение одного года с момента поступления на баланс эмитента.

Практика формирования таких пакетов связана с ситуацией, когда акционеры - юридические лица - были ликвидированы, а их акции оставались «зависшими» в системе учета без правопреемников. Арбитражные суды в подобных делах исходят из того, что длительное отсутствие собственника нарушает принципы функционирования акционерного общества и мешает обращению бумаг на рынке, поэтому допускают передачу таких акций самому эмитенту с последующей продажей.

Напомним, что акционерный капитал Газпрома состоит из около 23,674 млрд обыкновенных акций. Государство контролирует 50% бумаг Газпрома, в т.ч. 38,37% напрямую через Росимущество, еще 10,97% принадлежит государственному Роснефтегазу, а 0,89% Росгазификации. Оставшаяся часть акций находится в свободном обращении у частных и институциональных инвесторов.

Ранее «зачистку» реестров от ликвидированных акционеров также проводили Газпром нефть и несколько газораспределительных организаций Газпрома, в т.ч. Газпром газораспределение Калуга, Газпром газораспределение Тамбов, Газпром газораспределение Воронеж, Газпром газораспределение Майкоп, Газпром газораспределение Ярославль, Газпром газораспределение Псков, Газпром газораспределение Владимир, Газпром газораспределение Уфа, Газпром газораспределение Рязанская область, Газпром газораспределение Вологда, Газпром газораспределение Смоленск.

Читать полностью

Бразилиа, 10 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Petroleo Brasileiro SA (Petrobras) выкупила у Equinor Brasil 50% акций в проекте разработки блока Itaimbezinho, расположенного на континентальном шельфе Бразилии.
Об этом сообщает пресс-служба компании.

После закрытия сделки в состав консорциума войдут Equinor (оператор) с долей участия 50%, Petrobras с аналогичной долей участия и PPSA в качестве управляющего по соглашению о разделе продукции (СРП). Сумма сделки не разглашается.

Блок Itaimbezinho расположен в бассейне Campos, одном из ключевых нефтегазоносных регионов Бразилии с развитой инфраструктурой и значительным ресурсным потенциалом. Несмотря на зрелость бассейна, он остается привлекательным с точки зрения доразведки и вовлечения в разработку новых залежей, в том числе за счет применения современных технологий.

Для Equinor и Petrobras это не первый совместный проект в регионе. Компании уже сотрудничают в рамках проекта Raia, который реализуется совместно с Repsol Sinopec Brasil и считается крупнейшим газовым проектом страны. Кроме того, партнеры владеют лицензией на расположенный поблизости блок Jaspe, что формирует кластер активов и создает предпосылки для совместного развития инфраструктуры.

Таким образом, сделка по Itaimbezinho вписывается в стратегию обеих компаний по укреплению позиций в Бразилии. Как отмечается в сообщении Equinor, партнерство позволит повысить эффективность использования активов и инфраструктуры, а также раскрыть синергетический потенциал в бассейне Кампос. Речь идет прежде всего о совместном освоении близлежащих блоков, оптимизации затрат на разведку и возможной интеграции будущих проектов в единую производственную цепочку.

Сделка также отражает общий тренд на консолидацию активов и партнерство между международными и национальными нефтегазовыми компаниями в Бразилии, где государство сохраняет ключевую роль, но активно привлекает иностранных инвесторов для развития шельфовых проектов.

Автор: А. Гончаренко

Читать полностью

Москва, 10 июня – ИА Neftegaz.RU. Управление энергетической информации Минэнерго США (EIA) ожидает, что предложение на нефтяном рынке в 2026 г. упадет на 7,08 млн барр./сутки. Также EIA прогнозирует снижение спроса на 1,09 млн барр./сутки. Несмотря на попытку сгладить динамику, каждый месяц Минэнерго США дает показатели, которые свидетельствуют об увеличении дефицита предложения. Согласно прогнозу на 2026 г., спрос превысит предложение на 3,87 млн барр./сутки.
EIA представило новый доклад 9 июня 2026 г.

Спрос на нефть и ЖУВ

В июньском докладе EIA продолжило пересматривать прогнозы мирового спроса на нефть и жидкие углеводороды (ЖУВ) на 2026 г. и 2027 г. в сторону снижения на фоне сообщений об инициативах правительств по сокращению потребления топлива, его дефиците и ограничении экспорта нефтепродуктов:

• согласно прогнозу EIA, в 2026 г. глобальный спрос на нефть и ЖУВ упадет на 1,09 млн барр./сутки, до 102,86 млн барр./сутки, но в 2027 г. он, наоборот, вырастет на 2,46 млн барр./сутки, до 105,32 млн барр./сутки;
• по сравнению с майским докладом прогноз на 2026 г. по росту спроса снижен на 1,27 млн барр./сутки, на 2027 г. – повышен на 970 тыс. барр./сутки.

В EIA прогнозируют, что падение спроса в значимой степени станет следствием падения потребления в Азии, которая зависит от поставок нефти с Ближнего Востока. В то же время по-прежнему ожидается, что спрос, сниженный в 2026 г., за счет падения цен и возвращения довоенных объемов транспортируемой нефти восстановится в 2027 г.

Исходя из прогноза о падении спроса на нефть и ЖУВ в 2026-2027 гг., потребление сократится как в странах Организации экономического сотрудничества и развития (ОЭСР), так и в государствах, не входящих туда:

• страны вне ОЭСР в 2026 г. снизят спрос на нефть на 710 тыс. барр./сутки, до 57,34 млн барр./сутки, в 2027 г. он вырастет на 2,41 млн барр./сутки, до 59,75 млн барр./сутки:
• в Китае спрос на нефть и ЖУВ в 2026 г. упадет на 150 тыс. барр./сутки, до 16,43 млн барр./сутки, в 2027 г. он вырастет на 490 тыс. барр./сутки, до 16,92 млн барр./сутки;
• в Индии спрос вырастет на 90 тыс. барр./сутки, до 5,76 млн барр./сутки в 2026 г. и на 330 тыс. барр./сутки, до 6,09 млн барр./сутки в 2027 г.;
• в странах ОЭСР спрос в 2026 г. снизится на 380 тыс. барр./сутки, до 45,52 млн барр./сутки, в 2027 г. он вырастет на 50 тыс. барр./сутки, до 45,57 млн барр./сутки:
• в США в 2026 г. ожидается рост на 70 тыс. барр./сутки, до 20,68 млн барр./сутки, в 2027 г. – на 50 тыс. барр./сутки, до 20,73 млн барр./сутки;
• в европейских странах ОЭСР спрос в 2026 г. снизится на 140 тыс. барр./сутки, до 13,28 млн барр./сутки, а в 2027 г. – на 20 тыс. барр./сутки, до 13,26 млн барр./сутки.

Предложение и (дис)баланс

По прогнозу EIA, в 2026 г. предложение нефти и ЖУВ в мире упадет на 7,08 млн барр./сутки, до 98,99 млн барр./сутки, однако резко увеличится в 2027 г. на 10,33 млн барр./сутки, до 109,32 млн барр./сутки. Прогноз по росту добычи на 2026 г. снижен на 2,33 млн барр./сутки, на 2027 г. – повышен на 2,43 млн барр./сутки.

В частности, прогнозируется, что:

• страны вне ОПЕК в 2026 г. снизят добычу нефти и ЖУВ на 910 тыс. барр./сутки, до 75,9 млн барр./сутки, в 2027 г. – увеличат на 4,11 млн барр./сутки, до 80,01 млн барр./сутки;
• добыча нефти стран ОПЕК+ сократится в 2026 г. на 4,81 млн барр./сутки, до 28,51 млн барр./сутки, в 2027 г. – вырастет на 5,02 млн барр./сутки, до 33,53 млн барр./сутки;
• добыча нефти ОПЕК в 2026 г. упадет на 5,37 млн барр./сутки, до 19,26 млн барр./сутки, в 2027 г. – вырастет на 5,1 млн барр./сутки, до 24,36 млн барр./сутки.

EIA подчеркивает, что мировые нефтяные рынки по-прежнему переживают неопределенность в связи с фактическим закрытием Ормузского пролива, на долю которого до войны между США, Израилем и Ираном приходилось около 20% мирового экспорта энергоресурсов.

Напомним, 28 февраля 2026 г. США и Израиль нанесли удары по территории Ирана, включая Тегеран. В ответ на атаки Иран открыл огонь по израильской территории и военным объектам США на Ближнем Востоке. Обострение конфликта резко сократило судоходство через Ормузский пролив, который считается ключевым маршрутом поставок нефти, нефтепродуктов и СПГ из стран Персидского залива.

По данным EIA, в 2025 г. профицит предложения на мировом нефтяном рынке составил 2,12 млн барр./сутки. В 2026 г. он сменится дефицитом предложения в объеме 3,87 млн барр./сутки. Согласно прогнозам, в следующем году выпавшие объемы удастся вернуть на рынок, причем даже в большем объеме, – показатель может увеличиться до 4 млн барр./сутки, что на 140 тыс. барр./сутки выше уровня, отраженного в майском докладе.

EIA продолжает отодвигать ожидания по открытию Ормузского пролива и начала поставок. Если в апрельском докладе EIA предполагали, что конфликт не продлится дольше апреля, а в мае ориентировались на начало июня, то теперь возобновление поставок ожидается в июле. В то же время, согласно прогнозам, производство и торговля не смогут полностью восстановиться до доконфликтного уровня до начала 2027 г.

По оценкам EIA, в апреле добыча была остановлена в среднем на 10,5 млн барр./сутки, а в мае показатель достиг 11,3 млн барр./сутки (при прогнозе в 10,8 млн барр./сутки). В EIA считают, что во втором квартале 2026 г. показатель продолжит расти, особенно в Иране из-за продолжающейся блокировки Ормузского пролива.

Ожидается, что к декабрю 2026 г. объем запасов жидкого топлива в странах ОЭСР упадет почти до 2,3 млрд барр., достигнув самого низкого показателя с 2003 г., когда EIA стало вести статистику. Кроме того, такой объем превзойдет средний показатель за 2021–2025 гг. в 2,8 млрд барр.

Добыча нефти в США

Добыча нефти в США, по данным EIA, в 2025 г. в сравнении с показателем прошлого доклада не изменилась и осталась на уровне 13,59 млн барр./сутки. В 2026 г. ожидается рост на 130 тыс. барр./сутки, а в 2027 г. – на 430 тыс. барр./сутки, до 14,15 млн барр./сутки. В сравнении с майским докладом прогноз по добыче нефти в США в 2026 г. повышен на 70 тыс. барр./сутки, а в 2027 г. – на 50 тыс. барр./сутки.

По приросту в основных регионах добычи, включая крупнейшие сланцевые бассейны, EIA дает следующие прогнозы:

• на шельфе Мексиканского залива добыча в 2026 г. вырастет на 80 тыс. барр./сутки, до 1,98 млн барр./сутки, в 2027 г. – сократится на 120 тыс. барр./сутки, до 1,86 млн барр./сутки;
• в 48 континентальных штатах в 2026 г. добыча вырастет на 30 тыс. барр./сутки, до 11,3 млн барр./сутки, в 2027 г. – на 490 тыс. барр./сутки, до 11,79 млн барр./сутки, из них в крупнейших сланцевых бассейнах:
• Permian – в 2026 г. ожидается рост на 90 тыс. барр./сутки, до 6,67 млн барр./сутки, в 2027 г. – рост на 470 тыс. барр./сутки, до 7,14 млн барр./сутки,
• Bakken – в 2026 г. добыча снизится на 40 тыс. барр./сутки, до 1,17 млн барр./сутки, в 2027 г. показатель вырастет на 10 тыс. барр./сутки, до 1,18 млн барр./сутки,
• Eagle Ford – в 2026 г. добыча увеличится на 20 тыс. барр./сутки и составит 1,2 млн барр./сутки, в 2027 г. показатель увеличится на 40 тыс. барр./сутки, до 1,24 млн барр./сутки.

Цены на нефть

В мае спотовая цена на нефть марки Brent в среднем составляла 107 долл. США/барр., что на 10 долл. США/барр. ниже показателя за апрель. Это первое снижение средней цены за месяц с декабря прошлого года. Как объясняют в EIA, несмотря на сохраняющуюся высокую волатильность цен на нефть, падение связано с ожиданиями скорого заключения соглашения о продлении режима прекращения огня и возобновления поставок через Ормузский пролив между США и Ираном.

Ожидается, что во втором квартале 2026 г. мировые запасы нефти сократятся в среднем на 6,3 млн барр./сутки, за счет чего цены на нефть марки Brent установятся на уровне 105 долл. США/барр. в июне и июле. EIA сохраняет ожидания из майского доклада относительно дальнейшей динамики: по мере восстановления поставок через Ормузский пролив и роста добычи нефти цена на сырую нефть в четвертом квартале 2026 г. снизится в среднем до 89 долл. США/барр., а в 2027 г. – до 79 долл. США/барр.

Прогнозы по ценам на нефть в 2026 г. EIA постепенно увеличивает, объясняя это сохраняющейся ограниченностью мировых поставок нефти и сокращением запасов:

• прогноз по цене Brent на 2026 г. повышен с 94,85 долл. США/барр. до 95,39 долл. США/барр., на 2027 г. – сохранен на уровне 79,39 долл. США/барр.;
• по WTI прогноз на 2026 г. повышен с 85,68 долл. США/барр. до 88,32 долл. США/барр., на 2027 г. – сохранен на уровне 74,39 долл. США/барр.

Автор: К. Кожемяченко

Читать полностью

Москва, 10 июн - ИА Нефтегаз.РУ. Газпром получил первые в России серийные вертолеты морского назначения – Ми-171А3.
Об этом Газпром сообщил 10 июня 2026 г.

Машины на Сахалине

Холдинг Вертолеты России госкорпорации Ростех передал Газпрому первые серийные офшорные вертолеты Ми-171А3.

3 полностью российские машины изготовлены по заказу Газпрома на Улан-Удэнском авиационном заводе в рамках договора с Нацпромлизинг-Инвестом. Вертолеты выполнили перелет с предприятия на место постоянного базирования на острове Сахалин. Газпром будет использовать их для доставки пассажиров и грузов на морские платформы, работающие на месторождениях в Охотском море.

В 2021 г. свою потребность в вертолетах Ми-171А3 Газпром оценивал в 16 ед. до 2030 г.

Отечественные оффшорные вертолеты

В июле 2021 г. Газпром и Вертолеты России подписали соглашение о стратегическом сотрудничестве по поставке сертифицированных вертолетов морского назначения отечественного производства типа Ми-171А3.

Ми-171А3 успешно прошел летные испытания и проверки, подтвердив соответствие современным требованиям авиационных норм к вертолетам такого класса и возможность продолжительных перелетов над водной поверхностью.

Вертолет Ми-171А3 разработан с учетом рекомендаций Международной ассоциации производителей нефти и газа (International Association of Oil & Gas Producers, IOGP):

• для повышенной безопасности полетов над морем Ми-171А3 оснащен авариестойкой топливной системой, которая исключает утечку топлива и его возгорание,
• на случай вынужденной посадки на воду вертолет оборудован системой аварийного приводнения и спасательными плотами,
• современный навигационный комплекс вертолета позволяет выполнять полеты в сложных погодных условиях, включая туман и осадки, а цифровой автопилот – управлять вертолетом в автоматическом режиме.
• при необходимости вертолеты могут быть задействованы для поисково-спасательных операций: конструкция вертолета позволяет оперативно установить на борт лебедку, медицинский модуль, поисковый прожектор и другое оборудование,
• высокоточная оптико-электронная система и радиолокационная станция позволяют вести поиски в том числе в условиях плохой видимости или ночью.

Разработка вертолета начата в 2018 г. на базе многоцелевого вертолета Ми-171А2, но от нее оффшорный вертолет сильно отличается.

Технические характеристики Ми-171А3:

• максимальный взлетный вес 13 т,
• максимальная скорость – 280 км/ч, крейсерская – 250 км/ч,
• дальность полета – до 1000 км, практическая дальность с нагрузкой 2 т – 820 км,
• интегрированный пилотажно-навигационный комплекс,
• всепогодная эксплуатация в диапазоне температур от -50 до +50°С,
• авариестойкая топливная система и фюзеляж, система аварийного приводнения, наличие спасательных плотов,
• выпуск в 2 конфигурациях – грузопассажирской (до 24 пассажиров и грузов массой до 5 т) и поисково-спасательной (с дополнительным спецоборудованием, в т.ч. медицинским), с возможностью переоборудования силами эксплуатанта.

Читать полностью

Каир, 10 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Египет полностью погасил задолженность перед иностранными инвесторами в нефтегазовой отрасли.
Об этом заявил министр нефти и минеральных ресурсов Египта К. Бадави.

По его словам, погашение задолженности «восстанавливает доверие инвесторов и открывает путь к активизации геологоразведочных работ и ускорению реализации нефтегазовых проектов».

Задолженность перед иностранными нефтегазовыми компаниями образовалась в период экономического кризиса и дефицита иностранной валюты, обострившегося в начале 2022 г. На пике долговая нагрузка достигла 6,1 млрд долл. США, что подрывало доверие инвесторов и препятствовало развитию отрасли.

В частности, задолженность перед одной только итальянской Eni, оператором ключевого месторождения Zohr и одним из крупнейших инвесторов в нефтегазовый сектор страны, превышала 1,27 млрд долл. США. На Зохр приходилось 40% добычи газа в стране, но добыча упала до менее чем 20 млрд м³, что привело к энергетическому кризису. В результате Каир был вынужден возобновить импорт природного газа для удовлетворения внутреннего спроса.

Ситуация начала улучшаться в 2024 г. на фоне привлечения внешнего финансирования. Египет получил поддержку Международного валютного фонда (МВФ), а также значительные инвестиции из ОАЭ в проект Ras El Hekma – масштабное развитие курортной зоны на побережье Средиземного моря.

Это позволило стране нарастить валютные резервы до рекордного уровня к июню 2024 г. и приступить к активному погашению задолженности:

• к декабрю 2025 г. непогашенный остаток сократился до 1,3 млрд долл. США,
• к апрелю 2026 г. общий объем задолженности снизился до 770 млн долл. США,
• в мае 2026 г. долг опустился до 440 млн долл. США,
• а в июне задолженность достигла нуля.

Погашение задолженности снимает одно из ключевых ограничений для дальнейшего развития нефтегазового сектора Египта и может способствовать росту инвестиций в отрасль. Напомним, что власти Египта планируют существенно нарастить объемы разведочного бурения. В течение ближайших 5 лет предполагается пробурить около 480 скважин, направив на эти цели порядка 5,7 млрд долл. США. Только в 2026 г. в ключевых нефтегазоносных районах страны ожидается бурение более 100 новых скважин.

Читать полностью

Москва, 10 июн - ИА Нефтегаз.РУ. НОВАТЭК ведет переговоры о приобретении 10 танкеров-газовозов для перевозки сжиженного природного газа (СПГ) ледового класса Arc7.
Об этом 9 июня 2026 г. сообщило отраслевое издание TradeWinds со ссылкой на осведомленные источники.

Переговоры идут

По данным издания, Novatek Gas & Power Asia, зарегистрированная в Сингапуре структура НОВАТЭКа, ведет переговоры о покупке 10 танкеров-газовозов Arc7, находящихся под контролем японского судовладельца Mitsui O.S.K. Lines (MOL) и южнокорейской судостроительной компании Hanwha Ocean (ранее DSME).

Руководство Novatek Gas & Power Asia проводит встречи с представителями MOL и Hanwha в г. Пекин. Площадка выбрана не случайно – Китай остается одним из ключевых рынков для российского СПГ и важным партнером в вопросах арктической логистики. Переговоры продвигаются хорошо. Поставки судов могут начаться уже в 2026 г.

Отмечается, что потенциальная сделка рассматривается как часть подготовки России к ужесточению ограничений на импорт российского СПГ в Европе. Таким образом НОВАТЭК стремится заранее обеспечить достаточный тоннаж для перевозок в Азию, прежде всего в Китай, поскольку с 1 января 2027 г. в ЕС вступает в силу запрет на импорт российского СПГ.

О чем речь?

По данным TradeWinds, в пакет могут войти как строящиеся суда, так и уже готовые к эксплуатации танкеры.

Напомним, что ранее на верфях Hanwha Ocean строились 6 танкеров-газовозов Arc7:

• 3 из них – Лев Ландау (Lev Landau, IMO 9918016), Петр Капица (Pyotr Kapitsa, IMO 9918004) и Жорез Алферов (Zhores Alferov, IMO 9918028) – начали строиться по заказу Совкомфлота (СКФ), но после ряда пертубаций остались на руках у Hanwha Ocean,
• еще 3 – Илья Мечников (Ilya Mechnikov, IMO 9918030), Николай Семенов (Nikolay Semenov, IMO 9918054) и Николай Басов (Nikolay Basov, IMO 9918042) – строились для MOL для работы на проекте Арктик СПГ-2.

Все 6 из этих судов спущены на воду, достроены и уже прошли или сейчас проходят ходовые испытания (Николай Басов находится в процессе испытаний). В настоящее время все танкеры находятся в водах Южной Кореи.

Вокруг этих 6 судов сложилась очень сложная ситуация после того как проект Арктик СПГ-2, для которого они строились, попал под санкции США, вместе с танкерами-газовозами, как действующими, так и строящимися на ССК Звезда. Но суда, строящиеся на Hanwha Ocean, под санкции не попали.

В 2022 г. Hanwha Ocean разорвала контракт с СКФ, но он был переведен на кипрские компании Elixon Shipping, Azoria Shipping и Glorina Shipping. В феврале 2024 г. все 3 компании попали под санкции США, что заблокировало передачу судов. Попытка перерегистрации была – 1 февраля 2024 г. танкер Петр Капица пытались передать эмиратской New Transshipment FZE, но спустя 2 недели перерегистрацию отменили, причем произошло это за 9 дней до того, как США ввели блокирующие санкции против предыдущего владельца судна Elixon Shipping.

У MOL ситуация не проще – у нее на руках оказались 3 танкера-газовоза, «заточенные» под Арктик СПГ-2. Танкеры имеют высокий ледовый класс, но их эксплуатация на неарктических проектах экономически нецелесообразна. В Арктике реализованы только 3 СПГ-проекта (Ямал СПГ, Арктик СПГ-2 в России и Hammerfest LNG в Норвегии, но условия в Баренцевом море мягче, чем в Карском и восточном секторе Севморпути, а мощность завода гораздо ниже). Потенциально такие суда могут быть интересны для СПГ-заводов на Аляске (Alaska LNG, Polar LNG), о возможности строительства которых активно рассуждает президент США Д. Трамп, но все это пока остается на уровне планов. А MOL не знает куда пристроить 3 ледокольных танкера уже сейчас.

В случае успеха переговоров, в дополнение к 6 уже построенным танкерам может добавиться опцион еще на 4 судна. Перспективы строительства в стране, где уже были проблемы с передачей судов заказчику из-за санкций третьих стран, сомнительны, но НОВАТЭКу, вероятно танкеры нужны очень оперативно, а Hanwha Ocean смогла бы замять неприятную историю с зависшими танкерами.

Читать полностью

Лондон, 10 июн – ИА Нефтегаз.РУ. С 1 июля британская bp переходит на новую модель управления: вместо 3-х направлений останутся 2 – «Добыча» (upstream) и «Переработка и сбыт» (downstream). Об этом сообщает пресс-служба компании.

Текущая структура, включающая сегменты «Производство и операционная деятельность» (production and operations), «Газ и низкоуглеродная энергетика» (as and low carbon energy, G&LCE), а также «Обслуживание клиентов и контроль продукции» (customers and products, C&P), уходит в прошлое. По словам главы компании М. О’Нил, цель реформы – упростить задачи и повысить эффективность работы.

Г. Биррелл назначен исполнительным вице-президентом по сегменту «Добыча», а Р. Хардинг – временным исполнительным вице-президентом по сегменту «Переработка и сбыт». Рынок отреагировал сдержанно: акции компании снизились примерно на 2%.

Новая структура напрямую отражает стратегический разворот компании обратно к своему основному нефтегазовому бизнесу, чтобы вернуть прибыль. Upstream объединит все нефтегазовые активы bp, включая разведку, разработку и добычу. В него также войдут совместные предприятия bp в сфере разведки и добычи, а также бизнес, ориентированный на возобновляемый природный газ (RNG) и технологии улавливания и хранения углерода (CCS).

Downstream будет включать переработку, терминалы, трубопроводную инфраструктуру, сегмент розничной реализации топлива и сопутствующего сервиса, биотопливо, авиационное топливо, водородные проекты, а также бренд Castrol. НАпомним, что в декабре 2025 г. bp продала контрольный пакет (65%) бизнеса Castrol американскому инвестфонду Stonepeak. Отмечалось, что все средства, вырученные от продажи акций, будут направлены на снижение долговой нагрузки BP. По состоянию на конец 3-го квартала 2025 г. чистый долг компании составлял 26,1 млрд долл. США.

Подразделение Supply, Trading & Shipping сохранит межсегментную роль и продолжит обеспечивать поставки, оптимизацию потоков и создание дополнительной стоимости в рамках интегрированной бизнес-модели. Проекты в области возобновляемых источников энергии, включая солнечную и морскую ветроэнергетику, будут консолидированы в блоке Technology. Такой подход соответствует стратегии bp по развитию этих направлений по капиталоемкости с упором на облегченную (capital-light) модель.

Реструктуризация проводится на фоне более широкого пересмотра операционной модели и приоритетов компании. Напомним, что bp попала в сложную ситуацию, потому что слишком рано и агрессивно начала переход на «зеленую» энергию, а эти проекты оказались малоприбыльными. К тому же на рынке упали цены на нефть. Теперь новый руководитель компании фактически признал этот путь ошибкой и усиливает фокус на традиционном нефтегазовом бизнесе Для этого она продает активы, резко сокращает расходы и «зеленые» инвестиции, направляя деньги на укрепление финансов. Этот откат от амбициозных климатических целей сейчас - общий тренд для всей нефтяной отрасли, столкнувшейся с финансовым давлением.

Параллельно компания повысила цель по сокращению структурных операционных расходов. Новый план предполагает их снижение на 5,5-6,5 млрд долл. США к концу 2027 г. Чистый убыток компании в 4-м квартале 2025 г. составил 3,42 млрд долл. США, что в 1,7 раза больше показателя за аналогичный период 2024 г., равного 1,96 млрд долл. США.

На фоне этих изменений усиливается давление со стороны инвесторов. Еще в апреле акционеры критиковали стратегию компании, в частности, за пересмотр курса в сторону сокращения вложений в ВИЭ. Дополнительный сигнал нестабильности – недавняя отставка председателя совета директоров А. Манифолда. Он покинул пост немедленно, а причиной стали вопросы к корпоративному управлению и стандартам контроля.

Читать полностью

Москва, 10 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Украинский Нафтогаз заключил первый в своей истории долгосрочный контракт на использование мощностей сжиженного природного газа (СПГ) в Литве. Речь идет о плавучем СПГ-терминале в Клайпеде, где компания забронировала объемы на 12 лет - с 2033 по 2044 г.
Об этом сообщил Нафтогаз в Telegram-канале.

Компания будет использовать терминал совместно с Equinor (Норвегия), Gasum (Финляндия), Ignitis (Литва) и Latvenergo (Латвия).

Данное соглашение - часть стратегии Украины по диверсификации газовых поставок после остановки транзита российского газа в 2025 г. Компания наращивает импорт из Польши, Венгрии, Словакии и планирует поставку 1 млрд м³ американского СПГ в текущем году, одновременно прорабатывая вопросы финансирования у западных партнеров.

Контракт в Клайпеде показывает, что страна постепенно переходит от краткосрочных закупок газа к долгосрочному резервированию импортной инфраструктуры в ЕС. 11 декабря 2025 г. Нафтогаз сообщал, что вынужден увеличивать объемы закупок природного газа за рубежом. В феврале стало известно, что компания приступила к импорту природного газа через территорию Германии.

СПГ‑терминал в Клайпеде

Плавучий регазификационный терминал (FSRU) Независимость (Independence) в Клайпеде был введен в эксплуатацию в декабре 2014 г. Его появление стало частью стратегии Литвы по снижению зависимости от российского газа.

Литва арендовала FSRU у норвежской компании Höegh LNG на 10 лет. Ключевые параметры сделки:

• плавучий регазификационный терминал;
• общая годовая распределенная мощность терминала СПГ-терминала – около 33 ТВт⋅ч.
• дедвейт: 170 тыс. м³ газа;
• стоимость аренды: 154 тыс. долл. США/сутки;
• срок контракта: 10 лет.

Высокая стоимость не стала препятствием для властей Литвы: в конце 2015 г. истекал долгосрочный контракт страны с Газпромом, и тогдашний президент Д. Грибаускайте пообещала отказаться от российского газа после запуска терминала.

Проект состоял из 3-х ключевых компонентов:

• плавучее хранилище СПГ, оснащенное судовой регазификационной установкой, построенное в Южной Корее;
• причал для швартовки - его созданием занималась латвийская компания BMGS;
• газопровод - построен компанией PPS Pipeline Systems.

Изначально мощность FSRU составляла 4 млрд м³/год, но загрузка была низкой. Благодаря поддержке США объемы использования терминала постепенно увеличились.

Сегодня терминал активно задействован не только литовскими компаниями, но и партнерами из соседних стран. Например, эстонская компания Eesti Gaas заключила соглашение о поставке 10 партий СПГ к осени 2026 г.

Ключевой итог проекта - приобретение Литвой уникального опыта управления плавучим регазификационным терминалом, который оказался востребован в Европе на фоне изменения энергетической политики. Компания, изначально отвечавшая за эксплуатацию терминала, прошла ребрендинг и теперь работает под названием KN Energies. Сегодня она не только управляет инфраструктурой в Клайпеде, но и участвует в эксплуатации СПГ‑терминалов в Германии, расширяя свое присутствие на европейском энергетическом рынке.

Читать полностью

Москва, 10 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Проектирование трансграничного водородного коридора, который соединит Финляндию и Германию через страны Балтии и Польшу, может завершиться в 2029–2030 гг.
Об этом заявил глава литовского оператора газотранспортной системы Amber Grid Н. Бикнюс.

По его словам, ключевым вызовом для реализации проекта станет координация между шестью странами-участницами. Несмотря на различия в экономических условиях и потенциале государств, работа ведется по согласованному графику.

Предполагается, что избыточная электроэнергия, прежде всего произведенная в Финляндии из возобновляемых источников (ВИЭ), будет использоваться для выпуска «зеленого» водорода. Затем водород планируется транспортировать через страны Балтии и Польшу в Германию - крупнейший потенциальный рынок потребления. К будущей инфраструктуре смогут подключаться производители водорода и из других государств региона.

Основными потребителями водорода, по его оценке, станут предприятия по производству синтетического топлива и минеральных удобрений. Глава Amber Grid также подчеркнул, что развитие водородной инфраструктуры позволит Европе укрепить энергетическую безопасность и снизить зависимость от внешних поставок энергоресурсов.

Согласно данным BNS, водородный коридор Северной Европы и стран Балтии планируется ввести в эксплуатацию ориентировочно в 2033 г. Общая протяженность трубопроводной системы составит около 2,5 тыс. км, а ее проектная мощность - до 2,7 млн т/год водорода.

Nordic-Baltic Hydrogen Corridor (NBHC)

Один из крупнейших планируемых водородных инфраструктурных проектов Европы. Его цель - создать магистральный трубопровод для транспортировки «зеленого» водорода из стран Северной Европы в крупнейшие промышленные центры Центральной Европы, прежде всего Германии.

Северная Европа активно наращивает мощности ветровой и другой возобновляемой генерации. В периоды избытка электроэнергии ее предполагается использовать для производства водорода методом электролиза.

В проекте участвуют шесть стран: Финляндия, Эстония, Латвия, Литва, Польша и Германия. Инициаторами проекта выступают операторы газотранспортных систем (ГТС): Gasgrid Finland, Elering, Conexus Baltic Grid, Amber Grid, GAZ-SYSTEM, ONTRAS.

Основные параметры проекта:

• длина коридора около 2 500 км;
• пропускная способность - до 2,7 млн т/год водорода;
• ввод в эксплуатацию ориентировочно в 2033 г.;
• завершение проектирования - 2029–2030 гг.

Проект включен в перечень приоритетных водородных инициатив Евросоюза и рассматривается как часть будущей европейской водородной сети (European Hydrogen Backbone).

Предполагается, что основными потребителями водорода станут:

• производители аммиака и удобрений;
• химическая промышленность;
• металлургия;
• производители синтетического авиационного и морского топлива;
• энергетические компании.

Для Германии проект особенно важен, поскольку страна прогнозирует значительный дефицит собственного производства водорода после 2030 г.

По оценке участников проекта, наиболее сложными вопросами остаются:

• согласование законодательства шести стран;
• экологические процедуры и получение разрешений;
• формирование достаточного спроса на водород;
• высокая стоимость строительства инфраструктуры;
• обеспечение конкурентоспособной цены водорода по сравнению с природным газом и СПГ.

Сомнительные перспективы

На текущий момент перспективы водородных проектов в Европе кажутся туманными. Недаром в сентябре 2024 г. Equinor отказалась от планов по производству голубого водорода и экспорта его в Германию по трубопроводу, посчитав проект слишком дорогим, а спрос - недостаточным. Проект предполагал производство голубого и зеленого водорода в Норвегии, который будет экспортироваться по трубопроводу в Германию (10 ГВт/год водорода к 2038 г.)

Кроме того, не слишком быстро продвигается в Европе проект H2Med, предусматривающий создание транснациональных водородных сетей на Пиренейском п-ве и соединение их с сетями Франции, Германии и всей Северо-Западной Европы с началом поставок возобновляемого водорода к 2030 г. Проект включает сухопутный трубопровод CelZa между Португалией и Испанией, а также морской трубопровод BarMar, который свяжет испанскую Барселону с французским Марселем.

В конце июля 2024 г. правительство Испании одобрило начало работ по проекту H2Med, однако выданное испанской Enagas разрешение является предварительным, конкретный перечень мер в нем не указан. В июне 2025 г. было создано совместное предприятие BarMar, в котором Enagás владеет 50% капитала, NaTran - 33,3%, а Teréga - 16,7%. В мае 2026 г. стартовал период общественных консультаций по проекту BarMar. И на этом пока всё, хотя ввод проекта в эксплуатацию запланирован на 2032 г.

Подпишитесь

Читать полностью