София, 23 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Парламент Болгарии одобрил отмену запрета на экспорт нефтепродуктов в другие страны Евросоюза, введенного в прошлом году после санкций США против ЛУКОЙЛа. Решение должно облегчить работу крупнейшего нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) страны в Бургасе, сообщает Reuters.

За отмену запрета проголосовал 121 депутат, 42 выступили против, еще 23 воздержались.

Ограничения, введенные для защиты внутреннего рынка топлива, распространялись преимущественно на экспорт дизельного топлива и авиакеросина. Болгарское правительство ранее заявляло, что запрет создал для Lukoil Neftohim Burgas и других участников рынка существенные административные и организационные сложности.

В частности, ограничения привели к финансовым потерям компаний, которые не смогли выполнить контрактные обязательства перед зарубежными партнерами. Кроме того, власти Болгарии отмечали, что запрет противоречит принципу свободного движения товаров внутри единого рынка ЕС.

Отмена экспортных ограничений позволит болгарским компаниям вновь поставлять нефтепродукты на рынки других стран ЕС и должна снизить административные сложности, связанные с деятельностью ЛУКОЙЛа в стране.

Болгарские активы ЛУКОЙЛа

• крупнейший на Балканах НПЗ ЛУКОЙЛ Нефтохим Бургас:
• мощность - 9,5 млн т/год нефти (объем переработки ниже - около 6,5 млн т/год нефти),
• является основным поставщиком топлива для внутреннего рынка Болгарии,
• экспортирует нефтепродукты, в т.ч. в Европу,
• ЛУКОЙЛ активно инвестировал в развитие активов в Болгарии в течение более чем 20 лет,
• в НПЗ в г. Бургасе уже вложено более 3,4 млрд долл. США,
• НПЗ стал одним из наиболее экологичных и высокотехнологичных в Европе;
• сеть автомобильных заправочных станций (АЗС) и нефтебаз;
• бизнес судовой и авиационной бункеровки.

Напомним, что в июле 2026 г. правительство Болгарии наделило статусом объектов национальной безопасности компании Lukoil Aviation Bulgaria и Lukoil Bulgaria Bunker.

Читать полностью

Москва, 23 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Молдавия заключила контракты с румынскими компаниями Romgaz и OMV Petrom на поставку природного газа с месторождений проекта Neptun Deep в Черном море. Первые объемы ожидаются после выхода проекта на промышленную добычу в 3-м квартале 2027 г.
Об этом сообщил премьер-министр Молдавии В. Тофан.

По словам премьера, цена газа по заключенным контрактам будет привязана к рыночной стоимости, но предусматривает согласованную скидку. В. Тофан также сообщил, что Кишинев продолжает переговоры о заключении средне- и долгосрочных двусторонних контрактов с крупными производителями газа.

По данным молдавского правительства, на газовый год 2026–2027 республика уже законтрактовала 370 млн м³ из прогнозируемой потребности в 390 млн м³. Закупки проводятся при участии Европейского банка реконструкции и развития.

Neptun Deep

Проект Neptun Deep разрабатывают OMV Petrom и государственная Romgaz на паритетных началах. Он включает месторождения Domino и Pelican South на румынском шельфе Черного моря, примерно в 160 км от берега. Глубина моря на участке недр колеблется от 100 м до 1,7 тыс. м.

Оценочные извлекаемые запасы проекта составляют около 100 млрд м³ газа, а инвестиции в разработку - до 4 млрд евро. Первый газ планируется получить в 2027 г., при этом расчетная годовая добыча на плато составляет около 8 млрд м³.

Подготовка проекта продолжается по графику. В июле 2026 г. OMV Petrom и Romgaz сообщили об установке морской добычной платформы Neptun Alpha. К этому моменту были пробурены 6 из 10 эксплуатационных скважин и уложено 160 км газопровода, соединяющего морскую инфраструктуру с берегом.

В целом инфраструктура проекта включает в себя морскую добывающую платформу, 3 подводных добычных комплекса и 10 добывающих скважин (4 – на участке недр Pelican South, еще 6 – на Domino), а также ГИС и трубопроводы.

Для Румынии запуск Neptun Deep должен существенно увеличить собственную добычу. По оценке OMV Petrom, проект позволит стране выйти на позицию крупнейшего поставщика природного газа в Евросоюзе. Читать полностью

Москва, 23 сен – ИА Neftegaz.RU. 16–18 ноября в пятизвездочном отеле Hyatt Regency Петровский парк в Москве пройдет MiningWorld Summit 2026 — профессиональная площадка для руководителей горнодобывающих предприятий, поставщиков оборудования, технологий и услуг.

В рамках деловой программы MiningWorld Summit будут обсуждаться вопросы связанные с перспективами развития горной отрасли, запуском новых проектов и модернизацией действующих предприятий. Для поставщиков это возможность напрямую узнать о планах и задачах горнодобывающих компаний и понять, где будет формироваться спрос на оборудование, технологии и сервисы.

Среди спикеров MiningWorld Summit 2026

• Сергей Сальманов, заместитель генерального директора по экономике и финансам АО «Полиметалл УК»
• Кирилл Кузубов, начальник отдела стратегических закупок ПАО НЛМК
• Татьяна Коняхина, заместитель директора по закупочной деятельности АО «РОСГЕО»

К выступлению приглашены представители из горнодобывающих компаний: Металлоинвест, ГК Эльга, Норильский никель, Сибантрацит, Росатом Недра, Полюс, Северсталь, Русская медная компания, Удоканская медь, Мангазея Майнинг, Апатит и т.д.

Специальный гость MiningWorld Summit 2026

Наталья Зубаревич, ведущий российский специалист в области социально-экономической географии и регионального развития.

Занимается анализом экономики российских регионов, проблемами урбанизации, социального неравенства и влияния макроэкономических процессов на регионы.


Спикер расскажет о вызовах и перспективах развития горнодобывающих регионов и влиянии экономических процессов на территории присутствия предприятий.

Подробнее о программе и спикерах можно узнать на сайте саммита.

Специальное предложение для читателей

Для читателей журнала «Neftegaz.ru» действует промокод NEFTEGAZ10, который дает скидку 10% на любой делегатский пакет при регистрации на странице саммита.

Организатор: ООО «АйТиИ Экспо Интернешнл»

Автор: Д. Колесникова Читать полностью

Москва, 23 сен – ИА Нефтегаз.РУ. На заводе ЗиО-Подольск изготовили вторую реакторную установку РИТМ-200С для атомного плавучего энергоблока (ПЭБ-106). Конструкция плавучего энергоблока ПЭБ-106 включает в себя два реактора РИТМ-200С. Первая установка была изготовлена еще в мае текущего года. Сейчас она находится на верфи, где позже будет смонтирована в корпус энергоблока.

По словам главы завода ЗиО-Подольск А. Лебедева, 2026 год стал знаковым для машиностроителей предприятия.

«Мы впервые изготовили комплект РИТМов для атомного плавучего энергоблока, который обеспечит мощностью промышленный кластер на Русском Севере. <…> Также в этом году завод установил рекорд: за неполный год изготовлено уже четыре установки семейства РИТМ, еще пять находятся в производстве», – отметил спикер.

Подробнее о РИТМ-200

• новейшая судовая реакторная установка для атомного ледокольного флота России;
• ее конструкция позволила сделать оборудование в 1,5 раза компактнее и универсальнее предыдущих поколений: они могут колоть трехметровые льды на глубокой воде и в то же время заходить в устья северных рек;
• доказавшие свою эффективность в условиях Крайнего Севера реакторные установки РИТМ-200 легли в основу энергетических решений в области малой атомной энергетики.

В создании РИТМов задействованы несколько предприятий Машиностроительного дивизиона Росатома:

• главным конструктором и комплектным поставщиком реакторной установки является Нижегородское ОКБМ Африкантов;
• АЭМ-Спецсталь в Санкт-Петербурге выпускает металлургические заготовки для будущих реакторов;
• в Подольске изготавливают корпуса реакторной установки, а также проводят финальные испытания и контрольную сборку.

Сейчас изготовлено 16 РИТМов, восемь из них уже успешно работают в составе новейших атомных ледоколов – «Арктика», «Урал», «Сибирь» и «Якутия». На разных этапах изготовления находится еще 12 установок.

По данным Росатома, РИТМ-200С – модифицированный ледокольный реактор РИТМ-200. Мощность РИТМов выше, чем КЛТ-40C, которыми, например, оснащен ПЭБ Академик Ломоносов. Так, РИТМ мощностью 106 МВт явно превосходит КЛТ-40C мощностью 70 МВт для комплекта из двух установок, которыми оснащается ПЭБ.

ПАТЭС Академик Ломоносов

Сейчас в России уже эксплуатируется плавучая АЭС – ПАТЭС Академик Ломоносов. Она расположена около города Певек в Чукотском автономном округе и включает в себя плавучий энергетический блок Академик Ломоносов (ПЭБ) – головной проект серии мобильных транспортабельных энергоблоков малой мощности.

ПЭБ Академик Ломоносов оснащен двумя реакторными установками КЛТ-40С. Вместе они способны обеспечивать в номинальном режиме выдачу в береговые сети 70 МВт электроэнергии и до 50 Гкал/ч тепловой энергии для нагрева теплофикационной воды. Плавучая АЭС была запущена в мае 2020 г., а срок ее службы рассчитан на 35–40 лет.

ПАТЭС предназначена для замещения выбывающих мощностей Билибинской АЭС, эксплуатируемой с 1974 г., и Чаунской ТЭЦ, которой уже более 70 лет.

После останова Билибинской АЭС энергоснабжение Чаун-Билибинского энергоузла обеспечивается ПАТЭС.

О будущем атомной энергетики

В соответствии с Энергостратегией-2050 доля атомной энергетики в энергобалансе России в перспективе должна вырасти с 20% до 25%. Исполнение подобных планов будет возможно за счет строительства новых энергоблоков.

Согласно генеральной схеме размещения объектов электроэнергетики до 2042 г., в России планируется изготовить 38 энергоблоков АЭС, что на 5 шт. превышает текущее количество работающих в промышленном режиме блоков (33 энергоблока). Общая мощность вновь вводимых энергоблоков составит 29,3 ГВт, среди них будут:

• 18 блоков поколения III+ на тепловых нейтронах (активно тиражируемые ВВЭР-1000, ВВЭР-1200, а также новые ВВЭР-ТОИ, ВВЭР-С600),
• девять блоков поколения IV на быстрых нейтронах (БРЕСТ-ОД-300, его развитие БР-1200 и БН-1200),
• 11 АЭС малой мощности (плавучие и наземные энергоблоки с реакторами РИТМ-200 и РИТМ-400, а также Шельф-М).

Автор: А. Игнатьева Читать полностью

Москва, 23 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Россия в августе 2026 года увеличила поставки угля в Китай, однако опустилась на третье место среди крупнейших поставщиков, уступив Монголии. Конкурентоспособность монгольского угля поддерживают более низкие логистические затраты и отсутствие импортных пошлин. Об этом сообщил Ъ со ссылкой на обзор Sxcoal.

Поставки угля из РФ в Китай выросли на 13,4%

Согласно данным Главного таможенного управления (ГТУ) КНР, приведенным в обзоре Sxcoal, экспорт угля из России в Китай в августе составил 9,2 млн т. Это на 1,6% больше, чем в июле, и на 13,4% превышает показатель августа 2025 г.

Доля России в общем объеме китайского импорта угля составила 21,9%. Средняя стоимость поставок российского угля в августе достигла 118,6 долл. США/т, снизившись на 1,5 долл. США относительно июля. При этом за год показатель вырос на 37,87 долл. США.

Несмотря на увеличение поставок из РФ, по итогам августа Россия уступила второе место Монголии.

Экспорт монгольского угля в Китай вырос на 12% относительно июля и на 16,6% год к году (YoY), до 9,81 млн т. Рост произошел после завершения праздничного периода и устранения последствий перебоев, вызванных неблагоприятными погодными условиями.

Индонезия, сохранившая первое место среди поставщиков, в августе сократила экспорт угля в Китай на 8,4% к июлю и на 18,1% год к году, до 14,42 млн т.

По данным Sxcoal, снижение поставок из Индонезии связано с уменьшением уровня воды в реках, приоритетом внутренних поставок и замедлением утверждения квот на добычу.

Россия сохраняет третье место по итогам 8 месяцев

В январе-августе 2026 г. Россия экспортировала в Китай 53,15 млн т угля, что на 10,8% меньше, чем за аналогичный период прошлого года. По объему поставок РФ занимает третье место.

Экспорт угля из Индонезии за восемь месяцев снизился на 0,9%, до 121 млн т, тогда как поставки из Монголии выросли на 48,9%, до 78,39 млн т.

В целом импорт угля в Китай в январе-августе увеличился на 3,4% год к году, до 310 млн т.

При этом, по словам вице-премьера РФ А. Новака, Россия за восемь месяцев увеличила экспорт угля на 7,2% год к году. Абсолютный объем поставок он не уточнил. В ЦИИ объем российского экспорта за этот период оценили в 146,8 млн т, из которых 36% пришлось на китайский рынок.

Российские поставщики сталкиваются с логистическими и тарифными ограничениями

По словам партнера NEFT Research по консалтингу А. Котова, несмотря на предлагаемые российскими компаниями дисконты, дальнейшее увеличение их доли на китайском рынке осложняется конкуренцией со стороны Монголии.

Эксперты подчеркивают географическое преимущество Монголии, имеющей общую границу с Китаем. Это обеспечивает более короткое транспортное плечо по сравнению с поставками из Кузбасса. При этом, как ранее отмечали в NEFT Research, возможности российских угольщиков по наращиванию экспорта в Азию по-прежнему ограничены пропускной способностью Восточного полигона, который остается ключевым, но проблемным маршрутом

При этом логистика остается проблемой и для Монголии. Для ее решения страна развивает приграничные железнодорожные переходы.

Еще одним фактором конкуренции А. Котов называет различия в импортных тарифах.

«Импортные пошлины на российский уголь (3–6%) в Китае сохраняются, тогда как для Монголии (а также Австралии и Индонезии в рамках соглашений о свободной торговле) действуют нулевые пошлины», - сказал эксперт.

По его словам, российские угольщики практически исчерпали возможности дальнейшего снижения цен. Сейчас размер дисконта составляет около 10%, и его увеличение может привести к убыточности поставок даже с учетом высокого качества российского угля.

На экспорт влияют стоимость фрахта и конкуренция на рынке

Руководитель дирекции инвестиционного анализа Альфа-банка Б. Красноженов связывает увеличение поставок из Монголии в Китай в том числе с ростом ставок фрахта в последние месяцы.

Согласно обзору NEFT Research, стоимость перевозки угля из порта Восточный в Китай с начала года по 11 сентября выросла на 45,5%, до 9,6 долл. США/т.

Дальнейшая динамика поставок, по словам Б. Красноженова, будет зависеть от изменения цен на региональном рынке, доступности дизельного топлива для монгольских поставщиков и ставок фрахта на основных торговых маршрутах.

Директор группы корпоративных рейтингов НКР Н. Тайкетаев считает, что в ближайшей перспективе основное давление на экспорт российского угля придется на энергетический уголь. Среди факторов он выделяет конкуренцию со стороны китайских производителей, импортные пошлины и логистические ограничения.

В то же время позиции российского коксующегося угля, по оценке эксперта, выглядят более устойчивыми благодаря более высоким требованиям к качеству сырья и меньшей взаимозаменяемости отдельных марок угля. Читать полностью

Москва, 23 сен – ИА Нефтегаз.РУ. «Моменты.Repino» - загородный жилой комплекс бизнес- и премиум-класса расположен в посёлке Ленинское Выборгского района Ленинградской области, на живописном Карельском перешейке. Проект задает новый стандарт жизни на природе: он находится в уникальном природном обрамлении – в сердце двух заповедников «Хаапала» и «Ламмин-Суо».

В конце августа часть первой очереди проекта была введена в эксплуатацию. Первые ключи уже переданы резидентам. Первые готовые виллы расположены на улицах Куинджи, Врубеля и Маяковского. Третья очередь находится в проектировании в рамках реконцепции: поскольку «АЙС КУБ» стал отправной точкой новой архитектурной концепции, мы полностью поменяли подход к планировке территории, фасадам и формам вилл. Старт продаж — совсем скоро. Параллельно идёт сложнейшая работа по формированию рельефа парка Русского географического общества и инженерная подготовка территории.



Жилой комплекс расположен на берегу реки Сестра, всего в 12 минутах от Финского залива и примерно в 45 минутах от исторического центра Санкт-Петербурга. На территории 50га создается полноценный загородный район с низкой плотностью застройки: 70% площади отведено под благоустройство, общественные пространства и инфраструктуру, и лишь 30% занимают дома.

Близость к заповедникам формирует не просто красивый вид из окна, а уникальную замкнутую экосистему для постоянной семейной жизни. Мы создаем пространство, где современная архитектура служит продолжением леса, а инфраструктура направлена на гармоничное взаимодействие с дикой природой.

В рамках сотрудничества с профессиональным научным сообществом на территории жилого комплекса планируется устройство парка Русского географического общества (РГО), который плавно переходит в 10-километровую эко-тропу по заповеднику Хаапала.



Ключевое преимущество «Моменты.Repino» – развитая инфраструктура. В составе проекта предусмотрены детский сад и начальная школа, ресторан, спортивные площадки, прогулочные маршруты, пляж, набережная, многофункциональное-пространство АЙC КУБ, которое включает в себя:

• амфитеатр с круглой сценой на воде им. Фабио Мастранджело
• фитнес с бассейном, SPA-комплексом
• рестораны, кафе
• арт-галерея, многоуровневые оранжереи
• панорамные площадки с видом на заповедник Хаапала
• барбекю беседки и площадка для проведения праздников

В жилом комплексе особое внимание уделено среде для воспитания, образования и развития детей. Общественные пространства объединяют спорт, искусство, природу и живое общение, формируя устойчивое сообщество резидентов.




Автор: Д. Колесникова Читать полностью

Москва, 23 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Стоимость аренды крупнейших нефтеналивных танкеров впервые превысила 1,2 млн долл. США/сутки на ключевом маршруте Персидский залив - Китай. Рекордные ставки связаны с дефицитом доступного тоннажа и перестройкой глобальной нефтяной логистики на фоне конфликта вокруг Ирана, сообщает Financial Times.

По данным судового брокера Gibson Shipbrokers, ставка на бенчмарке TD3C - перевозка нефти из Персидского залива в Китай на танкерах VLCC - на прошлой неделе превысила 1,2 млн долл. США/сутки. Для сравнения:

• в течение большей части 2025 г. аренда супертанкеров обходилась примерно в 20–50 тыс. долл. США/сутки;
• в феврале 2026 г. ставка фрахта поднималась примерно до 120 тыс. долл. США/сутки на фоне дефицита тоннажа еще до начала нынешнего резкого обострения.

По оценке Braemar, с конца августа стоимость перевозки нефти по маршруту Ближний Восток - Китай более чем удвоилась. Ставки на доставку сырья из Бразилии в Китай только за последнюю неделю выросли примерно на треть.

Доступного тоннажа становится меньше

Одной из причин роста фрахта стала необходимость использовать больше судов для перемещения тех же или меньших объемов нефти. Из-за рисков в районе Ормузского пролива ближневосточные производители используют перевалку нефти с судна на судно (ship-to-ship, STS) у побережья Омана.

По данным Kpler, объемы нефти, которые в сентябре 2026 г. могут проходить через такую схему, достигают около 2,5 млн барр./сутки против 1,4 млн барр./сутки в августе. Это примерно 40% текущих объемов, проходящих через Ормуз. До начала конфликта подобная схема использовалась значительно реже.

По оценке Clarksons, около 15% мирового флота VLCC в настоящее время находится у побережья Омана. Еще часть судов задействована на более длинных маршрутах вокруг Африки.

Рейсы в Азию растягиваются на 30–40 дней

Перестройка маршрутов заставляет азиатские нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) искать нефть за пределами традиционного региона поставок - в Бразилии, Гайане, Западной Африке и Северном море. Однако доставка оттуда занимает существенно больше времени.

По данным FT, продолжительность отдельных рейсов до Азии увеличилась до 30–40 дней. Более длинные маршруты фактически выводят суда из доступного рынка на несколько недель, дополнительно сокращая предложение тоннажа.

Проблема распространяется и на Атлантический бассейн. По данным отраслевых источников, ставки на маршруте Западная Африка - Китай также резко выросли: индекс Baltic Exchange достигал около 410 тыс. долл. США/сутки, увеличившись на 88% за неделю.

Фрахт становится существенной частью стоимости нефти

Рост ставок уже заметно влияет на экономику поставок. По данным Reuters, стоимость перевозки VLCC с нефтью из Персидского залива в Китай превысила 30 долл. США/барр. - это рекордный уровень.

По оценке Argus, транспортные расходы сейчас формируют около 20–40% конечной стоимости доставки сырой нефти на азиатские НПЗ.

Дополнительную нагрузку создают страховые расходы: военные страховые премии для некоторых танкеров, работающих на Ближнем Востоке, достигли около 10% стоимости судна, тогда как в менее рискованных районах они обычно составляют менее 3%.

Дорогая логистика начинает влиять на НПЗ

Высокий фрахт уже меняет экономику переработки. Некоторые дальние поставки становятся менее привлекательными для азиатских НПЗ, поскольку стоимость доставки сокращает маржу.

В частности, FT приводит в качестве примера китайскую Hengli Petrochemical: загрузка ее НПЗ в Даляне мощностью около 400 тыс. барр./сутки снизилась до 80%.

В результате возникает парадоксальная ситуация: дорогая транспортировка может ограничивать спрос на нефть и оказывать давление на стоимость самого сырья, одновременно увеличивая цену готовых нефтепродуктов. Для НПЗ ключевым становится уже не только цена закупки нефти, но и ее стоимость с доставкой. По оценке Energy Aspects, стоимость нефти с учетом доставки в Азию приблизилась к 150 долл. США/барр.

Если такая ситуация сохранится, давление будет распространяться от рынка танкеров на нефтепереработку и конечную стоимость нефтепродуктов.

Также напомним, что ставки фрахта на перевозку российской нефти из портов Черного моря тоже растут 7-ю неделю подряд и обновляют исторические максимумы. Рост стоимости связан с сохраняющимися рисками судоходства в Черном море, увеличением страховых расходов и ограниченной доступностью танкеров.

Участники рынка ожидают, что ограниченная доступность танкеров и высокий спрос на российскую нефть сохранятся в ближайшие месяцы. К октябрю 2026 г., в случае нормализации ситуации на Ближнем Востоке и восстановления транзита через Ормузский пролив, ситуация может несколько улучшиться на фоне восстановления европейского спроса и возможного возвращения части судов на прежние маршруты. Читать полностью

Москва, 23 сен - ИА Нефтегаз.РУ. Американский инвестор Т. Боэли получил поддержку администрации США и представителей стран Персидского залива для возможного приобретения зарубежных активов ЛУКОЙЛа.
Об этом 23 сентября 2026 г. сообщила Financial Times (FT) со ссылкой на источники.

Попытка №...

Об интересе Т. Боэли (Боули) к LUKOIL International GmbH (LIG) стало известно в ноябре 2025 г. The Wall Street Journal (WSJ) тогда писала, что Т. Боэли вместе с инвесторами из ОАЭ сформировал консорциум для покупки LIG. Консорциум работал с инвесткомпанией Xtellus Partners, от имени которой была подана заявку в Минфин США на необходимую лицензию.

Xtellus Partners предложила безденежную сделку по обмену LIG на акции ЛУКОЙЛа, находящиеся в распоряжении американских инвесторов, но заблокированных санкциями. Такая схема позволила бы компенсировать часть потерь, понесенных американскими инвестфондами. ЛУКОЙЛ предложение устроило, по данным Reuters, было даже подписано соглашение о покупке акций.

Однако Минфин США сообщил, что не даст разрешения на использование в рамках сделки ценных бумаг, находящихся под санкциями, но Xtellus не сдалась и решила донести это предложение до более высокопоставленных лиц, отменив отказ.

Т. Боэли начал детальную проработку сделки и сформировал новый консорциум с участием государственного агентства США. По данным FT, в новый консорциум входят:

• структуры самого Т. Боэли,
• Международная финансовая корпорация развития США (U.S. International Development Finance Corporation, DFC – госагентство США, созданное в 2019 г. для финансирования и страхования частных инвестиций американского бизнеса за рубежом), может получить около 15% новой компании,
• International Holding Company (IHC) – структура, связанная с шейхом Тахнуном бин Заедом Аль Нахайяном, братом президента ОАЭ,
• Allied Investment Partners – инвестструктура из ОАЭ,
• семья Аль-Хайат – катарская семья миллиардеров, имеющая совместные проекты с окружением президента США Д. Трампа.

По данным FT, IHC и Allied Investment Partners должны возглавить консорциум, а Т. Боэли и DFC рассчитывают получить большинство мест в совете директоров.

Зачем спешить?

Новый консорциум Т. Боэли стремится действовать оперативно чтобы перехватить сделку у американской инвесткомпании Carlyle, которую поддерживает Goldman Sachs.

В январе 2026 г. ЛУКОЙЛ заключил неэксклюзивное соглашение о продаже LIG с Carlyle, но сделка до сих пор не финализирована. Продажа активов Carlyle буксует 10 месяцев из-за затянувшихся межведомственных согласований между Советом нацбезопасности, Госдепом и Минэнерго США.

Предложение Т. Боэли находится на продвинутой стадии, но окончательные договоренности еще не достигнуты.

На LIG (полностью или частично) претендуют еще ряд компаний и инвестфондов:

• американские ExxonMobil и Chevron, которые участвуют в проектах, связанных с Казахстаном – Каспийский трубопроводный консорциум (КТК), Тенгизшевройл (ТШО, оператор Тенгизского месторождения) и Карачаганак петролеум оперейтинг (КПО, оператор Карачаганакского месторождения). У Chevron в ТШО 50%, в КПО – 18%, КТК – 15%, тогда как ExxonMobil в ТШО владеет 25%, в КТК – 7,5%, интерес для них могут представлять 5% ЛУКОЙЛа в ТШО, 13,5% в КПО и 12,5% в КТК;
• для потенциальной сделки Chevron может объединить усилия с инвестгруппой Quantum Energy Partners, чтобы приобрести LIG полностью и потом разделить активы между собой;
• в качестве претендентов на часть активов LIG СМИ назывались эмиратская ADNOC (по проектам в ОАЭ) и венгерская MOL (по НПЗ и сетям АЗС в Европе), а также саудовская частная компания Midad Energy.

Вопрос продажи LIG для ЛУКОЙЛа встал осенью 2025 г. 22 октября 2025 г. США ввели блокирующие санкции против ЛУКОЙЛа, а спустя 5 дней компания объявила о намерении продать свои международные активы. Первым претендентом стала Gunvor, о потенциальной сделке ЛУКОЙЛ сообщил 30 октября 2025 г. Однако Минфин США заблокировал сделку, обвинив Gunvor в связях с Кремлем, что компания отвергла, но свое предложение по сделке отозвала.

Одобрение сделки с Carlyle буксует, но на сцену вернулся Т. Боэли, заручившись поддержкой DFC, что сильно повышает шансы нового консорциума, но делает сделку сомнительной с этической точки зрения.

Впрочем, США это не смущает. Да и спешки по сделке нет – Минфин США регулярно продлевает лицензии на операции, связанные с продажей LIG, последний такой документ действует до 22 октября 2026 г. Читать полностью

Москва, 23 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Saudi Aramco рассматривает возможность реорганизации бизнеса с созданием отдельного газового подразделения.
Об этом Reuters сообщили источники, знакомые с планами компании.

В результате число основных бизнес-сегментов Aramco может увеличиться с двух - добычи и переработки - до трех. Одним из вариантов привлечения средств компания рассматривает размещение на бирже миноритарного пакета акций нового газового бизнеса.

При этом речь пока идет о рассматриваемой модели реорганизации, а не о принятом решении о выделении подразделения или его листинге.

Aramco наращивает газовый бизнес

Создание самостоятельного газового направления позволит Aramco сосредоточить ресурсы на развитии газовых запасов Саудовской Аравии и формировании международного портфеля проектов в сфере сжиженного природного газа (СПГ).

Ключевым внутренним газовым активом компании является месторождение Джафура (Jafurah) - крупнейший в Саудовской Аравии проект по разработке сланцевого газа. Aramco также развивает международное направление СПГ.

Возможная реорганизация соответствует практике государственных энергетических компаний стран Персидского залива, которые привлекают внешний капитал через продажу миноритарных долей в отдельных активах, сохраняя операционный контроль. Так, государственная нефтяная компания Абу-Даби ADNOC ранее разместила на бирже акции подразделений, связанных с газовым, буровым и розничным топливным бизнесом. Aramco, в свою очередь, уже привлекала капитал за счет размещения акций и продажи долей в инфраструктурных активах.

Напомним, что согласно оценкам Saudi Aramco, к 2036 г. объем добычи газа на месторождении Джафура составит 2,2 млрд фт³/сутки (62,3 млн м³/сутки), к 2030 г. он достигнет порядка 2 млрд фт³/сутки.

Saudi Aramco стремится к 2030 г. нарастить общую мощность добычи газа до примерно 6 млн бнэ/сутки, что на 80% превышает уровень 2021 г. Также в компании ожидают, что разработка месторождения Джафура и другие проекты по расширению добычи газа принесут дополнительный денежный поток в объеме от 12 до 15 млрд долл. США к концу десятилетия.

В декабре прошлого года Saudi Aramco запустила на месторождении первую очередь газоперерабатывающего завода (ГПЗ) Jafurah. Производство началось с мощностью 450 млн фт³/сутки (около 12,74 млн м³/сутки).

Месторождение Джафура

• крупнейшее месторождение сланцевого газа в Саудовской Аравии;
• расположено на востоке королевства, к юго-востоку от крупнейшего в мире традиционного нефтяного месторождения Ghawar (Гавар) в районе Аль-Аксы;
• площадь достигает 17 тыс. км²;
• залежи газа находятся в горной формации Тувайк (Tuwaiq Mountain);
• газ месторождения: жирный, многокомпонентный, содержащий ценное сырье для нефтехимической и металлургической отраслей промышленности.

О перспективности бассейна сланцевого газа Джафура Saudi Aramco сообщила в 2016 г. после масштабных геологоразведочных работ (ГРР). Первоначально запасы месторождения оценивались в 200 трлн фт³ (приводятся запасы углеводородов с учетом газа и газового конденсата). Однако в феврале 2024 г. Aramco разведала новые залежи: 15 трлн фт³ газа и 2 млрд барр. газового конденсата. Затем доказанные запасы месторождения достигли 229 трлн фт³ газа (6,48 трлн м³ газа) и 75 млрд барр. газового конденсата.

Подпишитесь

Читать полностью