Канберра, 11 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Комитет Сената Австралии поддержал планы лейбористского правительства по внедрению общенациональной системы резервирования газа, которая обяжет экспортеров сжиженного природного газа (СПГ) направлять до 20% своей продукции на внутренний рынок.
Об этом сообщает Reuters.

Механизм призван обеспечить формирование так небольшого профицита предложения газа и повысить доступность топлива для австралийских потребителей. Восточное побережье страны на протяжении почти 10 лет сталкивается с высокими ценами и риском дефицита газа.

Параметры нового механизма

В сентябре правительство Австралии пересмотрело первоначальную концепцию резервирования газа. Если ранее предполагалось обязать экспортеров сохранять за внутренним рынком фиксированные 20% экспортного объема, то теперь компании должны будут резервировать до 20% газа. Конкретную долю для каждого экспортера определит Австралийский энергетический регулятор (AER) с учетом ситуации на региональном рынке.

Правительство также скорректировало сроки введения механизма. Его запуск перенесен на 1 января 2028 г. — на 6 месяцев позже первоначально запланированного срока. Действующие экспортные контракты пересматривать не будут.

Новый механизм должен обеспечить предложение газа на уровне 110% прогнозируемого спроса на восточном побережье Австралии. Необходимость дополнительных поставок связана, в частности, со снижением добычи на шельфе штата Виктория. При этом отдельные СПГ-проекты вынуждены закупать газ на внутреннем рынке для выполнения экспортных обязательств.

В докладе, опубликованном в среду, двухпартийный комитет Сената, в состав которого вошли представители Лейбористской партии, Зеленых, Национальной и Либеральной партий, выразил поддержку правительству в продвижении реформы.

Теперь законопроект предстоит рассмотреть Сенату. Ранее, в прошлом месяце, его одобрила Палата представителей.

При этом отдельные положения инициативы вызывают возражения как у Зеленых, так и у консервативной Коалиции.

Недовольство участников рынка

Против нового механизма выступают как экспортно-ориентированные предприятия, так и газовые компании, работающие преимущественно на внутреннем рынке. По их мнению, увеличение предложения может привести к избытку газа и снижению цен до уровня, при котором разработка новых месторождений станет экономически невыгодной.

Наиболее существенно новые требования могут затронуть 3 крупных СПГ-проекта на восточном побережье Австралии, которыми управляют Origin Energy, Shell и Santos.

В частности, проект Gladstone LNG (GLNG), участниками которого являются Santos, Petronas, TotalEnergies и Korea Gas, не располагает избыточными объемами газа и не поставляет топливо на внутренний рынок. Более того, для обеспечения работы завода по производству СПГ ему периодически приходится закупать газ у сторонних поставщиков.

«Принуждение экспортеров к увеличению поставок на внутренний рынок подрывает позиции тех компаний, которые традиционно снабжали этот рынок. По сути, это наносит удар по сектору внутреннего газоснабжения», – заявил 11 ноября на ежегодном общем собрании акционеров председатель совета директоров Beach Energy Р. Стоукс. Beach Energy является одним из крупнейших поставщиков газа для внутреннего рынка Австралии.

Отраслевое объединение Australian Energy Producers (AEP) ранее поддержало пересмотр механизма, однако также предупредило о рисках избыточного предложения и сокращения инвестиционных стимулов для разработки новых месторождений.

Для разных регионов Австралии предусмотрены отдельные условия

В Западной Австралии сохранится действующее требование резервировать 15% добываемого газа для внутреннего рынка. Эта мера действует с августа 2025 г. Газовая система штата не соединена с восточным побережьем, поэтому региональный механизм резервирования функционирует отдельно.

Для Северной территории предусмотрено исключение из новых требований: обязательное резервирование 20% газа признано избыточным с учетом сравнительно небольших потребностей региона. Кроме того, Северная территория связана с восточной частью страны только одним трубопроводом ограниченной пропускной способности.

Австралия на мировом рынке СПГ

Нефтегаз.РУ напоминает, что Австралия входит в число крупнейших мировых поставщиков СПГ наряду с Катаром и США. Основные мощности по сжижению газа расположены в Западной Австралии, Квинсленде и на Северной территории. Значительная часть экспортных поставок направляется в страны Азиатско-Тихоокеанского региона.

По имеющимся данным, Австралия направляет на экспорт около 74% добываемого в стране газа. Введение механизма резервирования должно изменить распределение сырья между внутренним рынком и экспортными направлениями, сохранив при этом возможность выполнения действующих контрактных обязательств.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 11 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Выплаты нефтяным компаниям по топливному демпферу за октябрь 2026 г. могут составить около 370 млрд руб., что на 11% меньше сентябрьского показателя.
Такую оценку компании Эйлер 11 ноября 2026 г. приводит Ъ.

Экспортная альтернатива подешевела...

Снижение выплат нефтяным компаниям из бюджета в ноябре (за октябрь) обусловлено снижением стоимости экспортной альтернативы.
Из данных ФАС следует, что в октябре 2026 г. относительно сентября:

• стоимость экспортной альтернативы бензина АИ-92 в портах Северо-Запада снизилась на 9,7%, до 114,42 тыс. руб./т,
• показать по дизельному топливу уменьшился на 4,3%, до 140,99 тыс. руб./т.

Это первое снижение обоих показателей с июня.

Данные ФАС используются при расчете топливного демпфера – механизма бюджетной компенсации нефтяным компаниям, который призван стимулировать поставки топлива на внутренний рынок. Размер выплат зависит от соотношения экспортной альтернативы и внутренних цен (индикативная цена бензина на внутреннем рынке на 2026 г. для расчета демпфера составляет 67 300 руб./т, дизтоплива – 58 950 руб./т).

По оценке Эйлера, основное влияние на снижение октябрьских выплат оказало уменьшение удельных ставок демпфера: с 515 до 427 долл. США/т для бензина и с 675 до 642 долл. США/т для дизельного топлива. Дополнительным фактором стало укрепление рубля – средний курс снизился с 85 до 83 руб./долл. США.

...импортная – подорожала

С июля 2026 г. выплаты по демпферу начали распространяться на импортируемое в Россию топливо. Сначала импортный демпфер начал распространяться на импортируемый бензин, а затем и на ввозимое дизтопливо. При расчете импортной альтернативы учитываются средняя стоимость топлива в Индии и расходы на его доставку с западного побережья страны в порты Балтики.

Стоимость импортной альтернативы бензина АИ-92 и дизельного топлива в октябре 2026 г. достигли максимальных значений с начала расчета показателя.
В октябре 2026 г. относительно сентября:

• котировка бензина АИ-92 выросла на 14,5%, до 123,71 тыс. руб./т,
• дизтоплива – на 8,6%, до 132,34 тыс. руб./т.

Снижение с риском обнуления

Минфин РФ ранее сообщал, что выплаты нефтяным компаниям из бюджета в рамках демпфирующего механизма в октябре 2026 г. (за сентябрь) составили рекордные 415,0 млрд руб., что в 1,4 раза больше в месячном сравнении и в 9,5 раза – в годовом. За 10 месяцев 2026 г. выплаты подскочили в 2,2 раза, до 1,6363 трлн руб., еще в сентябре превысив показатель всего 2025 г.

По прогнозу Эйлера, в ноябре объем компенсаций может снизиться на 11% к октябрю, до 370 млрд руб. из-за падения мировых цен на топливо на фоне увеличения экспорта из стран Ближнего Востока.

Одновременно на фоне последней серии атак на российские нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) возникают предпосылки для обнуления демпфера. Обнуление происходит при превышении установленных порогов роста оптовых цен (более чем на 10% по бензину и 20% по дизельному топливу). Порог обнуления на 2026 г. – 74,76 тыс. руб./т для АИ-92 и 76,63 тыс. руб./т для дизтоплива.

По данным ФАС, в октябре 2026 г. средняя оптовая цена реализации бензина АИ-92 класса Евро-5 снизилась на 1,8%, до 68,9 тыс. руб./т, дизельное топливо, напротив, подорожало на 5,8%, до 71,7 тыс. руб./т. Дальнейшая динамика внутренних оптовых цен остается неопределенной. По данным источника Ъ, цены на нефтебазах Москвы снизились до 80-85 тыс. руб./т, запасы топлива сохраняются, но все будет зависеть от объема доступного предложения.

Вице-премьер РФ А. Новак ранее сообщал, что правительство рассматривает возможность введения моратория на обнуление демпфера. Такой механизм действовал с октября 2025 г. по май 2026 г., однако нового решения пока не принято.
Читать полностью

Ханой, 11 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Совместное вьетнамо-российское предприятие Vietsovpetro получило первую нефть с новой устьевой платформы BK-26 на шельфовом месторождении Bach Ho (блок 09-1) во Вьетнаме.
Об этом сообщает пресс-служба компании.

Первый приток был зафиксирован 9 ноября 2026 г. – на 36 дней раньше срока, утвержденного Межправительственным советом. Изначально запуск добычи планировался на 15 декабря 2026 г.

Это достижение было приурочено к празднованию 45-летия со дня основания Вьетсовпетро (19 ноября 1981 г.) и 65-летия со дня образования нефтегазовой отрасли Вьетнама (Petrovietnam) (27 ноября 1961 г.).

Ввод платформы в эксплуатацию позволит увеличить добычу нефти Vietsovpetro и поддержать выполнение производственных и финансовых показателей компании и государственной нефтегазовой корпорации Petrovietnam на 2026 г. Проект также направлен на оптимизацию разработки месторождения в условиях естественного снижения добычи на действующих активах и продление периода их экономически эффективной эксплуатации.

Проектирование и закупки начались в январе 2025 г., а 29 декабря 2025 г.стартовало строительство. Монтаж опорного основания в море был завершен 17 мая 2026 г., а установка надводных сооружений и завершение морских работ – 15 сентября. 3 ноября приемочная комиссия Vietsovpetro провела комплексную приемку проекта BK-26. 5 ноября было принято решение о вводе объекта в эксплуатацию после оценки степени его готовности и проверки соответствия требованиям промышленной безопасности.

Проект BK-26 включает строительство новой эксплуатационной платформы, ее соединение с платформой MSP-8, модернизацию MSP-8 для приема и подготовки продукции с BK-26, а также перенос подводной силовой кабельной линии MSP-8–MSP-4.

В Petrovietnam отметили, что досрочный запуск платформы имеет особое значение на фоне естественного падения добычи на традиционных месторождениях Vietsovpetro. Реализация проекта также подтвердила возможности предприятия в области проектирования, строительства, управления и эксплуатации морских нефтегазовых объектов.

В компании подчеркнули, что успешный запуск стал результатом координации всех подразделений, участвовавших в реализации проекта, несмотря на сложные погодные условия при проведении морских строительных работ.

Месторождение Bach Ho (Белый Тигр)

• крупнейшее нефтяное месторождение Вьетнама;
• расположено континентальном шельфе южной части страны в пределах бассейна г (Cuu Long), в блоке 09-1;
• открыто в 1975 г., а первая нефть добыта в 1986 г.;
• главная геологическая особенность месторождения – залежи нефти находятся в трещиноватых коллекторах кристаллического фундамента;
• опыт разработки Bach Ho позволил открыть и освоить другие месторождения схожие по геологическому строению, в том числе Rong, Rang Dong и Su Tu Den.

По данным исследования специалистов Vietsovpetro, на 1 октября 2021 г. накопленная добыча нефти из кристаллического фундамента Bach Ho достигла 235 млн м³ (около 195 млн тонн). Это составляло 86% совокупной добычи нефти Vietsovpetro на тот момент.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 11 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. С танкерами в районе Ормузского пролива 10-11 ноября произошла серия инцидентов на фоне противоречивых сигналов из США по поводу урегулирования.
О новых инцидентах сообщают Управление морских торговых операций Великобритании (United Kingdom Maritime Trade Operations, UKMTO) и Корпус стражей исламской революции (КСИР).

Новая серия инцидентов с танкерами

‏КСИР 10 ноября 2026 г. сообщил о подрывах на морских минах 3 танкеров, следовавших по несанкционированному Ираном маршруту в Ормузском проливе (южная часть пролива вдоль побережья Омана, по поводу северного коридора вдоль побережья Ирана КСИР называет подконтрольным и разрешает его прохождение по согласованию с ВМС КСИР).

Все подорвавшиеся танкеры загорелись. По поводу первых 2 танкеров уточнений по месту инцидента нет, по 3-му судну сообщается, что оно находилось в восточной части несанкционированной Ираном зоны Ормузского пролива.

Исходя из названного места происшествия, последний инцидент мог получить подтверждение от UKMTO. Согласно уведомлению управления, 10 ноября 2026 г. капитан танкера передал сообщение о том, что в его судно, находившееся в 19 морских милях к северо-востоку от Лимы (Оман) попал неизвестный боеприпас. Экипаж в безопасности, сообщений о воздействии на окружающую среду не поступало.

10 ноября компания ADNOC Logistics & Services подтвердила повреждение одного из своих судов в результате атаки в территориальных водах ОАЭ. Компания не раскрыла название судна и подробности происшествия, связано ли оно с инцидентом, о котором сообщил UKMTO, неизвестно.

11 ноября 2026 г. КСИР сообщил, что еще 1 танкер-нарушитель загорелся после подрыва на морской мине в запретной зоне к востоку от Ормузского пролива.

UKMTO 11 ноября опубликовало сообщение об инциденте с участием танкера в Ормузском проливе. Подтверждения даты и времени инцидента на момент публикации не было. Также отсутствовала информация о состоянии экипажа, оценке повреждений судна и воздействии на окружающую среду.

КСИР заявил, что его ВМС ведут наблюдение за акваторией к востоку от Ормузского пролива и полностью контролируют ситуацию. По заявлению корпуса, после уничтожения радиолокационных систем и систем навигационной поддержки, используемых США, танкеры подвергают себя большой опасности, пытаясь использовать южный маршрут. Судовладельцам было вновь сделано предупреждение, что для безопасного прохода через Ормузский пролив необходимо согласовывать свои действия с КСИР и соблюдать правила морского судоходства.

Согласно данным Вашингтонского института ближневосточной политики, в Ормузском проливе и прилегающих акваториях 1-10 ноября 2026 г. произошло 10 инцидентов с судами. Плотность атак при этом все-таки немного снижается после рекордного по числу нападений октября (тогда было зафиксировано 37 инцидентов по сравнению с 14 в сентябре).

По данным Международной морской организации (IMO), с начала конфликта в регионе зарегистрировано 133 подтвержденных инцидента с судами, большинство из которых связаны с атаками.

Урегулирование и обострение?

На фоне инцидентов с судами обостряется противостояние Вашингтона и Тегерана вокруг контроля над Ормузским проливом и блокады иранских портов.

10 ноября глава Госдепа США М. Рубио заявил, что Вашингтон намерен продолжать экономическое давление на Иран. Выступая в Париже после встречи глав МИД стран G7, он сообщил, что санкции и морская блокада ограничивают возможности Тегерана экспортировать энергоносители и финансировать деятельность союзных ему сил в регионе. По словам М. Рубио, экономические потери Ирана будут увеличиваться в ближайшие месяцы.

Также М. Рубио заявил, что США не обязательно возобновлять масштабные военные операции против Ирана, если поставленные цели удается достигать экономическими мерами.

Смягчил риторику и президент США Д. Трамп. После встречи в Белом доме с премьер-министром Катара шейхом М. бин А. Аль Тани Д. Трамп заявил, что военные действия против Ирана пока не выглядят необходимыми, а переговоры продолжаются, добавив, что есть хорошие шансы завершить конфликт.

Иран наличие переговоров с США опроверг. Секретарь Высшего совета национальной безопасности Ирана М. Резаи в интервью телеканалу Al Mayadeen 10 ноября назвал ложными сообщения о переговорах. По его словам, заявления американской стороны о продолжении переговорного процесса направлены на ослабление экономического давления и снижение мировых цен на нефть. Иранская сторона настаивает на выполнении своих условий для возобновления переговоров и нормализации судоходства через Ормузский пролив.
Читать полностью

Москва, 11 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Польский энергетический концерн ORLEN расторг один из двух долгосрочных контрактов на поставку сжиженного природного газа (СПГ) с катарской Qatar Liquefied Gas Company Limited (в настоящее время QatarEnergy LNG). Причиной стали сохраняющиеся форс-мажорные обстоятельства, из-за которых поставщик не может выполнять обязательства по поставкам. Об этом сообщила компания.

Решение о расторжении договора компания ORLEN приняла 10 ноября 2026 г. Контракт предусматривал поставку 1 млн т/год СПГ (около 15,3 ТВт·ч) и был заключен в 2009 г. по ценовой формуле, привязанной к котировкам нефти. По оценкам участников рынка, цена газа составляла около 16% стоимости нефти Brent. Оценочная стоимость контракта на 2026 г. - около 570 млн евро (2,5 млрд злотых).

Соглашение заключила польская компания Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo (PGNiG), впоследствии вошедшая в состав ORLEN. Поставки по нему начались в 2016 г., срок действия истекал в 2034 г. После направления уведомления о расторжении договор останется в силе еще 60 дней.

ORLEN сохранит второй контракт с Катаром

Второе долгосрочное соглашение с QatarEnergy продолжает действовать. Оно также предусматривает поставку до 1 млн т/год СПГ до 2034 г., однако цена газа по нему привязана к котировкам на газовых рынках, а не к стоимости нефти.

По оценкам Reuters, американский СПГ по долгосрочным контрактам сейчас обходится покупателям менее чем в половину стоимости катарского газа по расторгнутому соглашению. Стоимость поставок из США оценивается примерно в 6–7 долл. США/млн БТЕ.

В ORLEN заявили, что расторжение одного из контрактов не повлияет на надежность газоснабжения группы. Помимо собственной добычи, компания получает газ с норвежского континентального шельфа и закупает СПГ в США. В начале ноября 2026 г. начались коммерческие поставки с первой очереди американского СПГ-завода Plaquemines компании Venture Global, долгосрочным клиентом которого является ORLEN.

Поставки СПГ из Катара осложнены из-за конфликта

QatarEnergy объявила форс-мажор по ряду долгосрочных контрактов в марте 2026 г. после ударов иранских беспилотников по производственной инфраструктуре СПГ в Рас-Лаффане. Перебои с судоходством через Ормузский пролив также осложнили экспорт катарского газа. По данным S&P Global Energy, сейчас через пролив проходит около 30% объема СПГ, поставлявшегося Катаром на мировой рынок до начала боевых действий.

Решение ORLEN стало первым известным случаем расторжения долгосрочного контракта с QatarEnergy с начала войны США и Израиля против Ирана, отмечает Reuters. До этого катарская компания неоднократно продлевала действие форс-мажорных обстоятельств из-за невозможности выполнять часть обязательств по поставкам.

ORLEN - крупнейшая топливно-энергетическая компания Польши. В рейтинге крупнейших публичных компаний мира Forbes Global 2000 за 2025 г. концерн занял 379^е место. Читать полностью

Москва, 11 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. За январь–октябрь Евросоюз увеличил импорт российского сжиженного природного газа (СПГ) в сравнении с аналогичным периодом прошлого года (YoY) на 6,7%, до 17,43 млрд м³ газа.
За десять месяцев импорт вырос на 1,1 млрд м³ газа, поскольку в прошлом году за тот же период ЕС импортировал 16,33 млрд м³ газа.

Несмотря на то, что с начала года показатель увеличился, в октябре импорт российского СПГ в Европу упал на 28,4%, с 1,36 млрд м³ газа в октябре 2025 г. до 975,22 млн м³ газа в 2026 г.

Всего в прошлом месяце европейцы импортировали около 12,19 млрд м³ СПГ, что на 7,4% меньше, чем в прошлом году (13,16 млрд м³):

• основная часть поставок пришлась на американский СПГ – 8,709 млрд м³;
• из Африки страны ЕС импортировали 1,613 млрд м³ газа;
• из России – 975 млн м³;
• из других стран – 892 млн м³.

Ранее Ъ со ссылкой на аналитическую компанию Kpler писал, что в октябре 2026 г. российские СПГ-заводы увеличили отгрузку на международные рынки на 11,9%, до рекордных 3,42 млн т. Этот объем также оказался почти на 1% выше предыдущего месячного максимума, установленного в мае 2026 г.

Нефтегаз.РУ напоминает, что ранее Россия заняла второе место среди крупнейших поставщиков сжиженного газа в ЕС в связи с сокращением поставок СПГ с Ближнего Востока, а также на фоне роста напряженности между США и Ираном.

В то же время Европа в будущем намерена отказаться от поставок газа из России. Так, в январе 2026 г. ЕС утвердил механизм постепенного прекращения импорта российского газа:

• для долгосрочных контрактов на поставку российского СПГ предусмотрен переходный период до 1 января 2027 г.;
• ограничения на краткосрочные контракты начали действовать 25 апреля 2026 г.

Однако европейское регулирование предусматривает отдельные исключения для некоторых ранее заключенных соглашений. Как отмечалось ранее, в определенных случаях допускаются передача российского СПГ третьим странам и его закупка в рамках долгосрочных контрактов, заключенных до 24 февраля 2022 г. и не изменявшихся впоследствии:

• действие этого исключения предусмотрено до 25 июля 2027 г. с возможностью ежегодного продления, если Еврокомиссия по результатам очередной оценки не примет иного решения;
• не позднее 25 июня 2027 г. и далее каждый год Еврокомиссия должна представлять Совету ЕС оценку экономических последствий соответствующих мер для России.

Об экспортерах СПГ в России

Крупнейшим российским экспортером СПГ, не подпавшим под блокирующие санкции, остается проект Ямал СПГ НОВАТЭКа. За январь–октябрь завод отгрузил около 16,23 млн т (22,397 млрд м³), что на 1,25% больше, чем годом ранее. В октябре поставки выросли на 2,9%, до 1,8 млн т (2,484 млрд м³).

Отгрузки с проекта Арктик СПГ-2, находящегося под блокирующими санкциями США, за десять месяцев увеличились более чем в четыре раза – с 0,93 млн т (1,283 млрд м³) годом ранее до 3,98 млн т (5,492 млрд м³). Регулярные поставки с завода удалось наладить с августа 2025 г. Основным покупателем СПГ с этого проекта остается Китай.

Экспорт с проекта Сахалин-2, ориентированного на азиатский рынок и принадлежащего Газпрому, составил около 8 млн т (11,4 млрд м³), т. е. в сравнении с прошлым годом почти не изменился.

При этом после введения американских санкций экспорт с двух среднетоннажных российских заводов – Портовая СПГ Газпрома и Криогаз-Высоцк НОВАТЭКа – практически прекратился.


Автор: А. Игнатьева Читать полностью

Москва, 11 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Томский проектный институт Роснефти разработал программные решения для моделирования и проектирования систем электрообогрева трубопроводов и резервуаров.

По данным компании, в ходе пилотного проекта применение новых инструментов позволило сократить капитальные затраты на строительно-монтажные работы на одной кустовой площадке на 1,2 млн руб.

Одна из разработанных программ на основе исходных данных автоматически рассчитывает параметры системы электрообогрева, включая мощность нагревательных элементов и токовые характеристики. Другое решение переносит полученные данные в чертежную среду и автоматически формирует схему электроснабжения.

Программные инструменты позволяют подготовить полный комплект документации для систем электрообогрева кустовых площадок и общезаводского хозяйства нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ). В него входят теплотехнические расчеты, схемы и спецификации оборудования.

В компании рассчитывают в дальнейшем масштабировать решения и использовать их при проектировании аналогичных систем на крупных промышленных объектах.

Напомним, что в августе 2026 г. специалисты краснодарского проектного института Роснефти создали систему, которая объединяет в единый цифровой массив сведения о техническом состоянии промышленных сооружений.

Продукт может применяться при проектировании, реконструкции, техническом обслуживании производственных площадок, а также при подготовке материалов для согласований и экспертиз. Использование единого достоверного источника информации:

• повышает точность проектных решений на 20-30%,
• ускоряет обработку результатов обследований,
• снижает риски, вызванные неполнотой или несопоставимостью исходных данных.

Читать полностью

Аккра, 11 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Planet One Oil & Gas открыла новое месторождение углеводородов в ходе бурения разведочной скважины Nya Gyidie-1X на блоке Deepwater Cape Three Points (DWCTP) у побережья Ганы.
Об этом сообщает пресс-служба компании.

Nya Gyidie-1X (в переводе с языка акан означает «верь» – прим. ред.) стала первой скважиной в Гане, подтвердившей наличие углеводородов в карбонатных коллекторах. Это открывает новое направление геологоразведочных работ за пределами традиционных песчаных коллекторов, на которых базируются все существующие в стране коммерческие месторождения.

Скважина расположена примерно в 148 км от побережья Ганы, в акватории с глубиной моря 2 289 м, что соответствует условиям глубоководного бурения. Углеводороды обнаружены в интервале карбонатных пород на глубине 3 364–3 499 м по стволу скважины (MD).

Основной целью бурения был поиск углеводородов в карбонатных коллекторах сеноманско-туронского возраста (Cenomanian–Turonian). Дополнительной целью выступали отложения альбского яруса (Albian).

Блок Deepwater Cape Three Points занимает около 1 454 км² на континентальном шельфе Ганы. Оператором проекта выступает Planet One. В состав партнерства также входят GOIL Upstream Limited, дочерняя структура GOIL PLC, и Ghana National Petroleum Corporation (GNPC).

Сотрудничество Planet One и GOIL Upstream в рамках блока было оформлено в 2023 г. посредством соглашений Farm-In и Joint Operating Agreement, предусматривающих совместное участие в геологоразведочных работах.

Следующим этапом станет техническая оценка открытия для определения его масштабов и коммерческого потенциала. В GNPC отметили, что необходимо провести детальное изучение полученных результатов, прежде чем принимать решения о дальнейшей разработке.

Открытие состоялось на фоне усилий правительства Ганы по привлечению инвестиций в нефтегазовый сектор, восполнению запасов и увеличению добычи. В июле 2026 г. президент страны Джон Драмани Махама объявил о новых инвестиционных обязательствах в upstream-секторе на сумму 3,5 млрд долл. США.

Глава государства назвал Nya Gyidie-1X «скважиной веры», а само открытие – важным этапом для нефтегазовой отрасли Ганы.

Глава GNPC Кваме Нтоу Амоа подчеркнул, что значение открытия заключается не только в обнаружении углеводородов, но и в подтверждении нового типа коллектора, который может стать объектом дальнейших геологоразведочных работ.

Нефтегаз.РУ напоминает, что власти Ганы призывают компании активно инвестировать в добычу. Глава государства обещал создать благоприятные условия инвесторам, которые займутся бурением скважин и добычей углеводородов. По его словам, правительство готово «расстелить красную дорожкуАккра, 11 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Planet One Oil & Gas открыла новое месторождение углеводородов в ходе бурения разведочной скважины Nya Gyidie-1X на блоке Deepwater Cape Three Points (DWCTP) у побережья Ганы.
Об этом сообщает пресс-служба компании.

Nya Gyidie-1X (в переводе с языка акан означает «верь» – прим. ред.) стала первой скважиной в Гане, подтвердившей наличие углеводородов в карбонатных коллекторах. Это открывает новое направление геологоразведочных работ за пределами традиционных песчаных коллекторов, на которых базируются все существующие в стране коммерческие месторождения.

Скважина расположена примерно в 148 км от побережья Ганы, в акватории с глубиной моря 2 289 м, что соответствует условиям глубоководного бурения. Углеводороды обнаружены в интервале карбонатных пород на глубине 3 364–3 499 м по стволу скважины (MD).

Основной целью бурения был поиск углеводородов в карбонатных коллекторах сеноманско-туронского возраста (Cenomanian–Turonian). Дополнительной целью выступали отложения альбского яруса (Albian).

Блок Deepwater Cape Three Points занимает около 1 454 км² на континентальном шельфе Ганы. Оператором проекта выступает Planet One. В состав партнерства также входят GOIL Upstream Limited, дочерняя структура GOIL PLC, и Ghana National Petroleum Corporation (GNPC).

Сотрудничество Planet One и GOIL Upstream в рамках блока было оформлено в 2023 г. посредством соглашений Farm-In и Joint Operating Agreement, предусматривающих совместное участие в геологоразведочных работах.

Следующим этапом станет техническая оценка открытия для определения его масштабов и коммерческого потенциала. В GNPC отметили, что необходимо провести детальное изучение полученных результатов, прежде чем принимать решения о дальнейшей разработке.

Открытие состоялось на фоне усилий правительства Ганы по привлечению инвестиций в нефтегазовый сектор, восполнению запасов и увеличению добычи. В июле 2026 г. президент страны Джон Драмани Махама объявил о новых инвестиционных обязательствах в upstream-секторе на сумму 3,5 млрд долл. США.

Глава государства назвал Nya Gyidie-1X «скважиной веры», а само открытие – важным этапом для нефтегазовой отрасли Ганы.

Глава GNPC Кваме Нтоу Амоа подчеркнул, что значение открытия заключается не только в обнаружении углеводородов, но и в подтверждении нового типа коллектора, который может стать объектом дальнейших геологоразведочных работ.

Нефтегаз.РУ напоминает, что власти Ганы призывают компании активно инвестировать в добычу. Глава государства обещал создать благоприятные условия инвесторам, которые займутся бурением скважин и добычей углеводородов. По его словам, правительство готово «расстелить красную дорожку» тем, кто откликнется на призыв.

Из-за отсутствия инвестиций в дополнительную разведку и новые месторождения в течение последних 5 лет добыча нефти в стране падала. По сравнению с пиковым значением в 2019 г. в 71,4 млн барр. объем добычи сократился на 32% в 2024 г., до 48,3 млн барр.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 11 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Венгрия лишилась ценового преимущества, который давал российский газ, и ищет пути диверсификации источников и маршрутов поставок.
Об этом 10 ноября 2026 г. премьер-министр Венгрии П. Мадьяр заявил в интервью телеканалу ATV, которое цитирует Szeretlek Magyarország.

Дорожное интервью

Телефонное интервью ATV П. Мадьяр по пути домой из г. Берлин, где он выступал на мероприятии Фонда Конрада Аденауэра и накануне поездки на неформальный саммит ЕС в г. Дублин. Премьер-министр напомнил о своем выступлении, где он говорил о том, что Европа борется с энергетическим кризисом, проблемами конкурентоспособности и миграционным давлением, одновременно страдая от внутренней слабости.

П. Мадьяр отметил важность преодоления идеологических разногласий, что должно привести к значимым результатам для общества и бизнеса.
По украинскому вопросу П. Мадьяр подчеркнул, что Венгрия и так выделяет много ресурсов на защиту южных границ Европы, а также на поддержание безопасности Западных Балкан. Кроме того, Венгрия обеспечивала воздушно-космическую оборону стран Балтии. Поэтому вклад страны в европейскую безопасность следует оценивать в целом и не возлагать на Венгрию обязательства, непропорциональные по сравнению с ее экономическим развитием.

Без ценового преимущества

П. Мадьяр заявил, что российский газ нельзя считать дешевым, назвав причиной подходы к ценовому регулированию в ЕС. Также П. Мадьяр не удержался от очередного упрека в адрес ушедшего в апреле 2026 г. правительства В. Орбана, представители которого регулярно апеллировали к доступности российского газа.

При этом премьер-министр четко проговорил причину такой ситуации – газовые цены соответствуют биржевым котировкам по всему ЕС.

Отказ от долгосрочных газовых контактов с нефтяной привязкой в пользу краткосрочных контрактов с ценовыми формулами на базе биржевых котировок реализован в рамках энергетической политики ЕК. В период профицита предложения такой подход давал позитивный эффект, но снизил устойчивость системы к ценовым шокам в периоды дефицита.

Заявления о низких ценах на российский газ бывший глава МИД Венгрии П. Сиярто делал в период относительно низких газовых котировок на хабе TTF (порядка 500 долл. США/1000 м³), тогда как сейчас цены в 2 раза выше. Это отражается и на ценах в газовых контрактах Газпрома с европейскими покупателями, которые были приведены в соответствие с требованиями ЕК.

Причем П. Сийярто делал акцент не столько на стоимости, сколько на доступности российского газа, в т.ч. на возможности получать при необходимости дополнительные объемы газа. Сейчас эта возможность также ограничивается требованиями европейского законодательства.

Согласно регламенту REPowerEU, до конца 2027 г. в ЕС вступит в сил полный запрет на поставки российского газа в ЕС. По краткосрочным контрактам импорт российского газа уже запрещен, а с 2027 г. начнется сворачивание поставок по долгосрочным контрактам (сроком от года) – для СПГ-контрактов это должно произойти с 1 января 2027 г., что согласуется с 19^м пакетом санкций ЕС, а для трубопроводных поставок – осенью 2027 г. (по умолчанию с 30 сентября 2027 г. или с 1 ноября 2027 г., если ЕК признает обоснованным риски недостижения целевого показателя уровня заполненности ПХГ).

Венгрия при правительстве В. Орбана подала в Суд ЕС иск против регламента REPowerEU, аналогичный иск подала Словакия. При этом конкретные даты слушаний и вынесения вердикта не определены. ЕК заявила, что будет исполнять регламент независимо от исков и готова защищать его в суде. Правительство П. Мадьяра заявило о планах добиться включения в новый 7-летний бюджет ЕС компенсационных выплат для стран, отказавшихся от энергоносителей из России.

Напомним, в сентябре 2021 г. MVM заключила с Газпромом 2 15-летних контракта, предусматривающих поставки в общей сложности 4,5 млрд м³/год газа по маршрутам через Сербию (3,5 млрд м³/год из отвода от 2-й нитки МГП Турецкий поток) и Австрию (1 млрд м³/год за счет поставок по работавшему на тот момент МГП Северный поток-1, впоследствии эти объемы были переброшены на Турецкий поток). В середине августа Газпром начал поставки газа сверх установленных контрактов, был подписан договор с Газпромом, согласно которому в страну с 1 сентября должно поступать дополнительно 5,8 млн м³/сутки газа.

При этом фактические закупки российского газа превышали базовый контрактный объем. По заявлению В. Орбана, в 2025 г. Венгрия импортировала из России 7,5 млрд м³ газа.

А что делать...

Целью Венгрии в ситуации запрета ЕС на импорт российского газа П. Мадьяр назвал обеспечение поставок газа из как можно большего числа источников и по различным направлениям.
Здесь П. Мадьяр учитывает опыт правительства В. Орбана, которое столкнулось с попытками Болгарии манипулировать своим транзитным положением (через Болгарию проходит сухопутное продолжение 2-й нитки МГП Турецкий поток). В октябре 2023 г. парламент Болгарии утвердил дополнительный сбор при транзите российского газа, что Венгрия расценила как враждебный шаг и пригрозила наложить вето на вступление Болгарии в Шенген. В результате активных действий Венгрии Болгария свою инициативу по-быстрому свернула.

В целом, по мнению П. Мадьяра, структура энергобаланса Венгрии должна быть сформирована таким образом, чтобы энергия для страны была максимально дешевой и безопасной с точки зрения поставок. Цель правительства заключается в том, чтобы получать природный газ из как можно большего числа различных источников и направлений.

Работу по диверсификации поставок газа Венгрия активно ведет:

• заключены долгосрочные контракты на поставки СПГ с Shell (200 млн м³/год в 2026-2035 гг.), Engie (400 млн м³/год в 2028-2038 гг.), Chevron (объем не раскрывается, но венгерская MVM прямо указывает компанию в числе поставщиков в своем проспекте);
• подписано соглашение с азербайджанской SOCAR на поставки газа из Южного газового коридора с 2026 г. в объеме до 800 млн м³ за 2 года, в перспективе возможны поставки до 1-2 млрд м³/год. Кроме того, венгерская MVM вошла в проект разработки месторождение Шах-Дениз с долей участия 5%. MVM и SOCAR вели переговоры по долгосрочному контракту (от 5 до 15 лет),
• в 2023 г. MVM и турецкая BOTAS заключили соглашение о поставках газа в объеме 275 млн³ – соглашение было по сути тестовым, поставки шли во 2-3-м кварталах 2024 г., но схема была проработана,
• идут переговоры о поставках газа с месторождения Neptun Deep в румынском секторе Черного моря. MVM рассчитывает получать до 1 млрд м³/год газа с Neptun Deep, начало поставок ожидается в 2027 г. Степень прогресса в переговорах неизвестна;
• Венгрия и Катар вели переговоры о поставках СПГ на период после 2026 г., но сейчас поставки из Катара сейчас ограничены

Организация поставок СПГ в Венгрию предполагает использование мощностей регазификационных терминалов в Хорватии (о-в Крк), Греции, Турции и в Польше. П. Мадьяр сообщил, что в ходе его недавних переговоров с канцлером ФРГ Ф. Мерцем, он предлагал Венгрии использовать мощности терминалов в Германии.П. Мадьяр в связи с этим пояснил, что Венгрия имеет газопроводное сообщение почти со всеми соседями, поэтому направление закупок не является проблемой, вопрос в цене транзита.

Подпишитесь

Читать полностью