Анкара, 27 сен - ИА Нефтегаз.РУ. Турецкая государственная нефтегазовая компания TPAO обратилась за лицензией на добычу нефти в Черном море.
Соответствующая информация опубликована Главным управлением горного и нефтяного дела при Министерстве энергетики и природных ресурсов Турции в официальном вестнике Resmi Gazete.

Согласно документу, TPAO обнаружила нефтеносную зону на одном из принадлежащих ей лицензированных участков недр в Черном море. Участки компании расположены в блоках C26, C27, D26 и D27. 16 сентября TPAO подала заявку на получение лицензии на добычу нефти на площади 567,7 км² в контуре блока C26.

При этом власти пока не раскрывают параметры обнаружения. В опубликованном документе нет данных о запасах нефти, возможном объеме добычи или результатах испытаний скважин. Поэтому оценить масштабы открытия на данном этапе невозможно.

Нефть обнаружена в районе газового месторождения Сакарья, где Турция ведет активные работы по освоению морских запасов углеводородов. В этом районе работают несколько буровых судов.

До сих пор Турция не вела промышленную добычу нефти на шельфе Черного моря. Предыдущие геологоразведочные работы не приводили к обнаружению коммерчески значимых запасов. Аналогичная ситуация складывалась и с природным газом до открытия Сакарьи, которое стало основой для развития турецкой морской газодобычи.

Газовое месторождение Sakarya, открытое в августе 2020 г., расположено примерно в 170 км от побережья Черного моря на глубине 2150 м. Доказанные запасы природного газа составляют 405 млрд м³. Это крупнейшее в истории Турции месторождение природного газа, которое TPAO разрабатывает в 3 этапа:

• на 1^м этапе предусмотрена добыча газа из 10 скважин, которая составит 10 млн м³/сутки газа (3,4-4 млрд м³/год);
• в течение 3 лет планировалось увеличить количество разрабатываемых скважин до 40, что позволит поднять объем добычи с 10 млн м³/сутки до 40 млн м³/сутки (порядка 15 млрд м³/год);
• с переходом к 3^у этапу в 2028 г. эта цифра составит 60 млн м³/сутки.

Пос

Анкара, 27 сен - ИА Нефтегаз.РУ. Турецкая государственная нефтегазовая компания TPAO обратилась за лицензией на добычу нефти в Черном море.
Соответствующая информация опубликована Главным управлением горного и нефтяного дела при Министерстве энергетики и природных ресурсов Турции в официальном вестнике Resmi Gazete.

Согласно документу, TPAO обнаружила нефтеносную зону на одном из принадлежащих ей лицензированных участков недр в Черном море. Участки компании расположены в блоках C26, C27, D26 и D27. 16 сентября TPAO подала заявку на получение лицензии на добычу нефти на площади 567,7 км² в контуре блока C26.

При этом власти пока не раскрывают параметры обнаружения. В опубликованном документе нет данных о запасах нефти, возможном объеме добычи или результатах испытаний скважин. Поэтому оценить масштабы открытия на данном этапе невозможно.

Нефть обнаружена в районе газового месторождения Сакарья, где Турция ведет активные работы по освоению морских запасов углеводородов. В этом районе работают несколько буровых судов.

До сих пор Турция не вела промышленную добычу нефти на шельфе Черного моря. Предыдущие геологоразведочные работы не приводили к обнаружению коммерчески значимых запасов. Аналогичная ситуация складывалась и с природным газом до открытия Сакарьи, которое стало основой для развития турецкой морской газодобычи.

Газовое месторождение Sakarya, открытое в августе 2020 г., расположено примерно в 170 км от побережья Черного моря на глубине 2150 м. Доказанные запасы природного газа составляют 405 млрд м³. Это крупнейшее в истории Турции месторождение природного газа, которое TPAO разрабатывает в 3 этапа:

• на 1^м этапе предусмотрена добыча газа из 10 скважин, которая составит 10 млн м³/сутки газа (3,4-4 млрд м³/год);
• в течение 3 лет планировалось увеличить количество разрабатываемых скважин до 40, что позволит поднять объем добычи с 10 млн м³/сутки до 40 млн м³/сутки (порядка 15 млрд м³/год);
• с переходом к 3^у этапу в 2028 г. эта цифра составит 60 млн м³/сутки.

Поставки газа с месторождения Сакарья в газотранспортную систему (ГТС) Турции начались в апреле 2023 г.

Обнаружение нефти имеет для Турции экономическое и энергетическое значение на фоне высокой зависимости страны от импорта. Более 90% потребляемых энергоресурсов Турция закупает за рубежом.

Льгота начнет действовать 1 октября и будет распространяться на бензин и дизель в течение трех месяцев. Размер снижения составит 17 евроцентов на каждый литр топлива. По оценке властей, реализация этой меры обойдется бюджету примерно в 2,5 млрд евро.

Ранее Германия уже прибегала к снижению топливных сборов. Мера стоимостью около 1,6 млрд евро действовала в мае и июне.

Правительство ожидает, что сокращение акцизов приведет также к недополучению порядка 293 млн евро поступлений от налога с продаж. Власти рассчитывают, что высвободившиеся у автомобилистов средства будут направлены на покупку других товаров и услуг, что частично компенсирует бюджетные потери.

Решение принято на фоне резкого роста стоимости топлива. 17 сентября средняя цена дизеля на немецких АЗС достигла 2,47 евро/литр – максимального уровня за всю историю наблюдений. Бензин Super E10 тогда стоил около 2,31 евро/литр, приблизившись к историческому пику.

Впоследствии цены снизились. По данным немецкого автомобильного клуба ADAC, дизель подешевел примерно до 2,25 евро/литр, а Super E10 – до 2,27 евро. Германия является одним из крупнейших рынков моторного топлива в Европе, поэтому изменения налоговой нагрузки на бензин и дизель заметно отражаются на стоимости поездок и перевозок.

Высокая стоимость топлива остается одной из заметных экономических проблем для населения. Премьер-министр федеральной земли Мекленбург – Передняя Померания М. Швезиг заявила в Бундесрате 25 сентября, что дорогой бензин и дизель входят в число основных поводов для беспокойства жителей. По ее словам, избиратели регулярно жалуются на невозможность оплачивать заправку по ценам, приближающимся к 2,5 евро/литр.

Одновременно правящая коалиция договорилась с 1 января 2027 г. ввести временный механизм ограничения цен на автозаправочных станциях. Конкретные параметры этой меры пока не раскрываются.

Интерес bp к активам Devon связан с намерением компании вновь сосредоточиться на росте добычи нефти и газа в США после периода продажи активов и сокращения долговой нагрузки.

Площадь активов Devon в Eagle Ford составляет около 90 тыс. акров. Во 2-м квартале они обеспечивали добычу примерно 77 тыс. баррелей нефтяного эквивалента в сутки (бнэ/сутки). По оценке TPH Research, стоимость активов составляет около 4,5 млрд долл. США. Источники Reuters оценивают возможную стоимость сделки в 3,5–4 млрд долл. США.

bp уже присутствует в регионе через подразделение BPX Energy. Во 2-м квартале оно добывало около 545 тыс. бнэ/сутки, из которых примерно 205 тыс. барр. приходилось на Eagle Ford. bp планирует увеличить добычу BPX более чем до 650 тыс. бнэ/сутки к 2030 г.

Часть активов Devon в Eagle Ford ранее находилась в совместном предприятии с bp. Однако в прошлом году партнерство было прекращено.

Интерес к новым активам знаменует изменение подхода bp, которая в течение последних 18 месяцев преимущественно продавала активы, сокращала задолженность и реализовывала программу дивестиций на 20 млрд долл. США. Ранее компания практически не участвовала в волне сделок по приобретению американских сланцевых активов.

По данным Reuters, после назначения М. О’Нилл главным исполнительным директором в апреле bp получила доступ к информационным комнатам нескольких выставленных на продажу сланцевых активов. Три источника сообщили, что компания в основном рассматривает нефтяные активы стоимостью от 2 до 5 млрд долл. США. При этом доступ к данным не означает, что bp намерена делать официальное предложение.

Devon одновременно выставила на продажу активы в Eagle Ford и бассейне Powder River после завершения сделки по слиянию с Coterra Energy стоимостью 58 млрд долл. США.

Во 2-м квартале bp получила 5,7 млрд базовой прибыли – вдвое больше прошлогоднего показателя. Рост финансового результата был связан, в том числе, с более высокими ценами на нефть и увеличением маржи нефтепереработки.

Рост мировых цен на нефть также поддерживает стоимость американских нефтяных активов. На прошлой неделе цМосква, 26 сен - ИА Нефтегаз.РУ. Британская bp изучает возможность приобретения нефтяных активов Devon Energy в сланцевом бассейне Eagle Ford (Игл-Форд) в Южном Техасе.
Об этом сообщает Reuters со ссылкой на источники, знакомые с ситуацией.

Интерес bp к активам Devon связан с намерением компании вновь сосредоточиться на росте добычи нефти и газа в США после периода продажи активов и сокращения долговой нагрузки.

Площадь активов Devon в Eagle Ford составляет около 90 тыс. акров. Во 2-м квартале они обеспечивали добычу примерно 77 тыс. баррелей нефтяного эквивалента в сутки (бнэ/сутки). По оценке TPH Research, стоимость активов составляет около 4,5 млрд долл. США. Источники Reuters оценивают возможную стоимость сделки в 3,5–4 млрд долл. США.

bp уже присутствует в регионе через подразделение BPX Energy. Во 2-м квартале оно добывало около 545 тыс. бнэ/сутки, из которых примерно 205 тыс. барр. приходилось на Eagle Ford. bp планирует увеличить добычу BPX более чем до 650 тыс. бнэ/сутки к 2030 г.

Часть активов Devon в Eagle Ford ранее находилась в совместном предприятии с bp. Однако в прошлом году партнерство было прекращено.

Интерес к новым активам знаменует изменение подхода bp, которая в течение последних 18 месяцев преимущественно продавала активы, сокращала задолженность и реализовывала программу дивестиций на 20 млрд долл. США. Ранее компания практически не участвовала в волне сделок по приобретению американских сланцевых активов.

По данным Reuters, после назначения М. О’Нилл главным исполнительным директором в апреле bp получила доступ к информационным комнатам нескольких выставленных на продажу сланцевых активов. Три источника сообщили, что компания в основном рассматривает нефтяные активы стоимостью от 2 до 5 млрд долл. США. При этом доступ к данным не означает, что bp намерена делать официальное предложение.

Devon одновременно выставила на продажу активы в Eagle Ford и бассейне Powder River после завершения сделки по слиянию с Coterra Energy стоимостью 58 млрд долл. США.

Во 2-м квартале bp получила 5,7 млрд базовой прибыли – вдвое больше прошлогоднего показателя. Рост финансового результата был связан, в том числе, с более высокими ценами на нефть и увеличением маржи нефтепереработки.

Рост мировых цен на нефть также поддерживает стоимость американских нефтяных активов. На прошлой неделе цена нефти поднялась выше 100 долл. США/барр. на фоне усиления рисков для поставок с Ближнего Востока.

По последним прогнозам EIA, в 2026 г. добыча в Eagle Ford снизится на 10 тыс. барр./сутки и составит 1,15 млн барр./сутки, в 2027 г. показатель увеличится на 60 тыс. барр./сутки, до 1,21 млн барр./сутки.

В рамках сделки дочерние предприятия INPEX приобретут 0,735% акций в проекте. После завершения сделки общая доля участия INPEX увеличится с 67,82% до 68,555%.

Сделка включает долю участия в блоках WA-50-L и WA-51-L, где расположено газоконденсатное месторождение (ГКМ) Ichthys, а также акции Ichthys LNG Pty Ltd, владеющей газопроводом и мощностями по сжижению газа и отвечающей за производство и маркетинг СПГ.

Закрытие сделки зависит от выполнения ряда условий, включая получение разрешений австралийских регулирующих органов.

JERA в декабре 2025 г. объявила о продаже принадлежащей ей доли в австралийской проектной компании, владеющей 0,735% участия в Ichthys LNG, компании MidOcean Energy. После уведомления участников проекта INPEX воспользовалась предусмотренным соглашениями правом преимущественного приобретения этой доли.

Проект Ichthys LNG включает разработку газоконденсатного месторождения Ichthys, строительство газопровода и комплекса по производству СПГ. INPEX является оператором проекта.

В компании заявили, что увеличение доли участия соответствует стратегии INPEX Vision 2035 и направлено в том числе на обеспечение стабильных поставок энергии в Японию и Азиатско-Тихоокеанский регион. INPEX ожидает минимального влияния сделки на консолидированные финансовые результаты компании.

Нефтегаз.РУ напоминает, что окончательное инвестиционное решение (ОИР) по проекту было принято в 2012 г. Ввод в эксплуатацию должен был состояться в 2015 г., однако запуск неоднократно откладывался по ряду причин, в том числе из-за неисправности в электрооборудовании.

Добыча и сжижение газа началась в конце июля 2018 г. Природный газ на СПГ-завод поступает по подводному газопроводу протяженностью 890 км с шельфового месторождения Ichthys, которое расположено примерно в 220 км от побережья Западной Австралии и в 820 км к юго-западу от г. Дарвин.

Месторождение Ichthys было открыто в -neftegazonosnaya-provintsiya/" title="Библиотека Neftegaz.RU">бассейне Browse в 2000 г компанией INPEX Australia. Актив занимает площадь около 800 км ², а глубина воды на участке недр составляет около 250 м. ОИР по освоению месторождения принято в 2012 г. Объем добычи в рамках проекта: до 1,6 млн фт³/сутки (285 тыс. бнэ/сутки) газа и 85 тыс. барр/сутки газового конденсата.

Производственные мощности Ichthys LNG:

• 8,9 млн т/год СПГ,
  
• 1,7 млн т/год сжиженного углеводородного газа (СУГ),
  
• 100 тыс барр./сутки газового конденсата;
  

1-я партия СПГ с проекта была отгружена в октябре 2018 г. В марте 2023 г. с завода отгрузили 500^ю партию СПГ. Акционерами предприятия также выступают:

• TotalEnergies (26%),
• CPC (2,625%),
• Tokyo Gas (1.575%),
• Osaka Gas (1,2%),
• Kansai Electric Power (1,2%),
• Toho Gas (0,42%).

Подпишитесь