Москва, 15 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Российские компании Роснефть и Зарубежнефть зарегистрированы в качестве поставщиков топлива для Шри-Ланки, что позволит им участвовать в тендерах на поставку нефти для нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) Цейлонской нефтяной корпорации (Ceylon Petroleum Corporation, CPC). Об этом сообщает ланкийская газета Daily Mirror со ссылкой на руководство компании.

По словам управляющего директора CPC М. Нетхикумараге, регистрация дает российским компаниям возможность подавать заявки на поставки нефти для нужд предприятия.

Очередной тендер на закупку нефти должен открыться 21 июля. Всего в настоящее время в качестве поставщиков топлива для Шри-Ланки зарегистрировано около 15 компаний.

Ранее, в марте 2026 г., Шри-Ланка обратилась к России с просьбой рассмотреть возможность поставок энергоресурсов на фоне нестабильности на мировом рынке нефти, вызванной обострением ситуации на Ближнем Востоке. В апреле власти страны сообщили, что переговоры с российской стороной практически завершены, а стороны приступили к проработке технических и финансовых параметров возможной сделки, включая механизм расчетов.

Шри-Ланка практически полностью зависит от импорта нефти и нефтепродуктов. По данным за 2024 г., потребление нефти в стране составляло около 92 тыс. барр./сутки (свыше 4,5 млн т/год). В 2023 г. стоимость импорта нефти и нефтепродуктов оценивалась примерно в 921 млн долл. США, при этом основным поставщиком являлись ОАЭ, на которые приходилось около 91% поставок, тогда как доля России составляла порядка 8,75%.

Страна не располагает собственными запасами нефти, а ее поставки необходимы для обеспечения внутреннего спроса на топливо и стабильной работы единственного в стране НПЗ Sapugaskanda Refinery, принадлежащего государственной Ceylon Petroleum Corporation. Предприятие введено в эксплуатацию в 1969 г., его мощность составляет около 2 млн т/год (около 50 тыс. барр./сутки).

В 2022 г. на фоне масштабного экономического кризиса и дефицита иностранной валюты Sapugaskanda Refinery неоднократно приостанавливал работу из-за нехватки сырья. С тех пор власти страны уделяют особое внимание диверсификации источников поставок нефти и обеспечению стабильной работы НПЗ. Читать полностью

Сан-Томе, 15 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Республика Сан-Томе и Принсипи отклонила все заявки, поданные в рамках последнего раунда лицензирования трех нефтяных участков недр, расположенныых на континентальном шельфе.

По данным Upstream Online, Национальное нефтяное агентство Сан-Томе и Принсипи (ANP-STP) отклонило все предложения, поступившие до 30 июня, объяснив решение отсутствием необходимого разнообразия среди претендентов.

В раунде приняли участие только 2 компании – бразильская Petroleo Brasileiro SA (Petrobras) и нигерийская Oranto Petroleum. Обе уже работают в стране на блоке №3, который граничит с тремя участками недр, выставленными на торги.

Ранее Petrobras стала оператором блока №3, выкупив 75% акций Oranto. О сделке было объявлено в апреле 2026 г.

Привлекательные условия не смогли привлечь инвесторов

Результаты лицензирования стали неожиданностью для правительства Сан-Томе и Принсипи, которое рассчитывало привлечь большее число международных нефтегазовых компаний.

В рамках раунда инвесторам предлагались выгодные условия:

• компании могли получить долю участия до 85% в блоках №7, №8 и №9, что значительно превышает стандартные условия многих нефтяных контрактов в странах Африки к югу от Сахары;
• участникам разрешалось подавать заявки как на отдельные блоки, так и сразу на все три участка, предоставляя отдельные технические и финансовые предложения по каждому из них.

Однако даже они не обеспечили необходимого уровня конкуренции.

Потенциал остается высоким?

Сан-Томе и Принсипи – небольшое островное государство в Гвинейском заливе, шельф которого считается одним из перспективных направлений для разведки углеводородов в Западной Африке. Несмотря на отсутствие коммерческой добычи нефти и газа, интерес международных компаний к региону сохраняется благодаря его значительному геологическому потенциалу.

На шельфе страны уже работают или имеют лицензии такие компании, как Shell, Petrobras, Galp и TotalEnergies, продолжая геологоразведочные работы и подготовку к возможному освоению новых месторождений.

Для сраны, экономика которой сегодня в основном зависит от туризма, экспорта какао и международной помощи, развитие нефтегазового сектора остается одним из стратегических направлений.

Морские блоки №7, №8 и №9 расположены в перспективном нефтегазоносном бассейне, который связан с месторождениями в соседних Габоне и Экваториальной Гвинее.

Перспективность региона подтверждается результатами разведочных работ. В 2022 г. португальская Galp пробурила скважину, а в 2025 г. разведку продолжила Shell. Обе компании подтвердили наличие углеводородов на шельфе, однако коммерчески рентабельных открытий пока объявлено не было.

Сроки заключения контрактов под вопросом

Власти Сан-Томе и Принсипи ранее рассчитывали подписать нефтяные соглашения с инвесторами до конца 2026 г. После провального лицензионного раунда эти планы могут быть пересмотрены. ANP-STP предстоит определить дальнейшую стратегию привлечения нефтегазовых компаний и поиска новых участников для освоения перспективного шельфа страны.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 15 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Shell проводит тендерные процедуры на оказание услуг по бурению четырех скважин в рамках проекта разработки трансграничного газового месторождения Dragon.
Об этом сообщает Reuters со ссылкой на источники.

Контракт, как ожидается, будет заключен до конца сентября. Однако он не вступит в силу до принятия окончательного инвестиционного решения (FID). Тем не менее, это свидетельствует о том, что компания предпринимает конкретные шаги для реализации проекта.

Реализация газового проекта Dragon неоднократно приостанавливалась, в частности из-за изменений в политике США в отношении Венесуэлы. Ранее администрация Д. Трампа отозвала лицензии, выданные при президенте Д. Байдене, которые позволяли компаниям Shell и National Gas Company of Trinidad and Tobago (NGC) продолжать работу над Dragon и другими трансграничными газовыми проектами.

Позднее Вашингтон выдал новые разрешения, позволившие возобновить реализацию энергетических проектов после политических изменений в Венесуэле в начале 2026 г.

Компания также ведет отдельные переговоры с венесуэльским правительством страны по другим нефтегазовым проектам, которые могут существенно расширить ее присутствие в стране.

Месторождение Dragon

• расположено на морской границе между Венесуэлой и Тринидада и Тобаго, в общих территориальных водах залива Пария;
• принадлежит венесуэльской госкомпании PdVSA;
• PdVSA разведала запасы природного газа на месторождении в 1985 г. и построила существующую инфраструктуру;
• разведанные запасы газового месторождения Dragon составляют до 4,2 трлн ф³ природного газа;
• оператором является Shell;
• 1 этап проекта:
• обеспечит добычу 185 млн фт³/сутки (около 5 млн м³/сутки) природного газа,
• включает строительство газопровода от месторождения МП Hibiscus в водах Тринидада,
• предполагает производство сжиженного природного газа (СПГ) и продукции газохимии,
• часть продукции будет предназначена для экспорта на международные рынки;
• 2 этап:
• предполагается строительство 2^го газопровода, который бы соединил месторождение Дракон с побережьем Венесуэлы для удовлетворения внутреннего спроса,
• ранее на этом настаивали власти Венесуэлы.

Dragon вместе с месторождениями Patao, Río Caribe и Mejillones формирует месторождение Марискаль Сукре (Mariscal Sucre) с общими запасами 416 млрд м³.

Газ для Тринидада

Проект Dragon станет вторым морским газовым месторождением Венесуэлы и рассматривается как один из ключевых источников газа для решения растущего дефицита сырья в Тринидаде.

Снижение добычи газа в стране уже привело к сокращению загрузки предприятий по производству СПГ и нефтехимической продукции. В частности, дефицит сырья стал одной из причин остановки/консервации ряда заводов по выпуску аммиака и метанола, а также остановки первой линии сжижения терминала Atlantic LNG мощностью около 4 млн т/год.

Согласно ранее опубликованным данным, около 70% поставок с месторождения Dragon будет использоваться для обеспечения экспортного СПГ-терминала Atlantic LNG, а оставшиеся 30% – для нефтехимической отрасли страны.

В Atlantic LNG Shell и BP владеют по 45%, еще 10% принадлежит National Gas Company of Trinidad and Tobago.

Подготовка к добыче

В 2024 г. Венесуэла выдала Shell и NGC 30-летнюю лицензию на разработку проекта Dragon. В прошлом году Shell завершила морские геологоразведочные исследования, которые позволили определить перспективные точки бурения и маршруты будущих трубопроводов.

Компания ранее заявляла, что первые поставки газа с месторождения могут начаться примерно через 3 года.

Запуск Dragon имеет стратегическое значение как для Венесуэлы, стремящейся расширить экспортный потенциал, так и для Тринидада и Тобаго, где сокращение собственной добычи газа создает риски для одного из крупнейших СПГ-хабов Карибского региона.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 15 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Южная Корея в июне 2026 г. нарастила импорт сжиженного природного газа (СПГ) после пяти месяцев непрерывного снижения поставок на фоне дефицита предложения на мировом рынке. Об этом свидетельствуют данные таможенной службы страны.

Объем импорта составил 3,287 млн т, что на 6% больше показателя июня 2025 г. (3,111 млн т). При этом по итогам 6 месяцев 2026 г. поставки СПГ в Южную Корею снизились на 4% в годовом выражении (YoY), до 22,293 млн т.

В июне на фоне ограничений на движение судов через Ормузский пролив в страну поступил только один танкер с СПГ из стран Персидского залива - из Омана. Поставок из Катара, одного из крупнейших мировых экспортеров СПГ, не было третий месяц подряд. После начала конфликта в конце февраля 2026 г. поставки катарского СПГ неоднократно сталкивались с перебоями. QatarEnergy объявляла форс-мажор по отдельным поставкам после ударов по промышленным объектам, а позднее продлила действие этого режима.

Ранее, в апреле 2026 г., импорт СПГ в Южную Корею снизился на 15,5% в годовом выражении, до 3,41 млн т. Сокращение было связано с отсутствием поставок из Катара и Омана на фоне перебоев с судоходством в районе Ормузского пролива. Для компенсации выпавших объемов страна увеличила закупки у альтернативных поставщиков, в том числе из США.

Крупнейшим поставщиком СПГ в Южную Корею в июне стала Австралия - 1,024 млн т. За январь–июнь поставки из страны составили 6,34 млн т, что на 12% меньше, чем годом ранее. На втором месте оказались США - 865 тыс. т в июне и 2,762 млн т за 6 месяцев (+32%). Третье место заняла Малайзия - 576 тыс. т за месяц и 4,142 млн т за полугодие (+22%).

Россия в июне поставила в Южную Корею один танкер СПГ, как и годом ранее. За первое полугодие объем поставок составил 700 тыс. т, что на 33% меньше показателя аналогичного периода 2025 г. Напомним, СПГ в РФ производят крупнотоннажные СПГ-заводы Сахалинской энергии (совладельцы - Газпром, Mitsui и Mitsubishi), а также Ямал СПГ (участники - НОВАТЭК, TotalEnergies, китайские CNPC и SRF), Газпром СПГ Портовая и Криогаз-Высоцк.

Ситуация на азиатском рынке СПГ

По оценке Wood Mackenzie, спрос на СПГ в странах АТР в 2026 г. снизится второй год подряд - до 257 млн т против 268 млн т в 2025 г. Сокращение связано с ростом цен на СПГ после перебоев с поставками из Ближнего Востока и усилением геополитических рисков.

При этом Южная Корея остается одним из наиболее защищенных покупателей благодаря высокой доле долгосрочных контрактов: около 80% закупок СПГ приходится на такие соглашения. Читать полностью

Москва, 15 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Правительство РФ приняло предложение Росатома о подписании с Индией меморандума о взаимопонимании в области развития сотрудничества по морским перевозкам грузов в акватории Северного морского пути (СМП).
Это следует из распоряжения кабмина от 13 июля, размещенного на сайте официального опубликования правовых актов.

Распоряжение подписано председателем правительства РФ М. Мишустиным. Уточняется, что инициатива Росатома уже согласована с МИДом России и другими заинтересованными федеральными органами исполнительной власти. Кроме того, предложение о закреплении намерения сотрудничать по СМП предварительно проработано с Индией.

Согласно распоряжению кабмина, подписать указанный меморандум от имени правительства РФ поручено Росатому.

В декабре прошлого года по итогам 23-го российско-индийского ежегодного саммита президент РФ В. Путин и глава Индии Д. Мурму приняли совместное заявление, в котором, в частности, закреплялась договоренность об углублении сотрудничества по Севморпути. В числе других соглашений стороны подписали:

• меморандум о взаимопонимании между Морской коллегией РФ и Министерством портов, судоходства и водных путей Индии,
• меморандум о взаимопонимании между Минтрансом РФ и Министерством портов, судоходства и водных путей Индии о подготовке специалистов для работы на судах, эксплуатирующихся в полярных водах.

Напомним, ранее глава Росатома А. Лихачев рассказывал, что Россия обсуждает сотрудничество по СМП с Южной Кореей. В соответствии с поручением президента РФ В. Путина госкорпорация работает над созданием Трансарктического транспортного коридора (ТТК). Этот маршрут свяжет все прилегающие к СМП территории и объединит возможности различных видов транспорта в интересах международных перевозок.

Отметим, что в октябре прошлого года Россия и Китай утвердили план мероприятий по дальнейшему развитию перевозок по СМП.

Про ледоколы для СМП

Напомним, у России есть проблемы с износом и дефицитом ледоколов, что затрудняет навигацию в арктических регионах. Для развития СМП до 2035 г. планируется построить 10 новых ледоколов.

В то же время Россия – единственная в мире страна с атомным ледокольным флотом. Всего российский ледокольный флот насчитывает 42 ледокола: 34 дизельных и 8 атомных. Сейчас в строю находятся атомные ледоколы: Таймыр, Вайгач, Ямал, 50 лет Победы, Арктика, Сибирь, Урал и Якутия.

Россия и Индия рассматривали возможность совместной разработки судов ледового класса для СМП еще в 2024 г. В качестве альтернативного партнера рассматривался Китай, который также строит ледоколы. Хотя у Индии нет собственного ледокольного флота, она уже давно работает в полярных регионах: в Антарктиде действуют две ее станции – Бхарати и Майтри, а в Арктике – Химадри. Для полярных экспедиций Индия фрахтует иностранные суда ледового класса. Например, в 2021 г. для экспедиции в Антарктиду страна использовала российский грузовой ледокол Дмитрий Головнин. В то же время Индия заинтересована в приобретении собственных ледоколов. В частности, в 2023 г. она предлагала России совместно создавать неатомные ледоколы на индийских верфях.

Подробнее о СМП

Северный морской путь – стратегическая транспортная артерия России, связывающая европейскую часть страны с Дальним Востоком. СМП проходит по морям Северного Ледовитого океана (Баренцево, Карское, Лаптевых, Восточно-Сибирское, Чукотское) и частично Тихого океана (Берингово).

Северный морской путь обслуживает порты Арктики и крупных рек Сибири, а также обеспечивает северный завоз, импорт топлива, оборудования, продовольствия, природных ископаемых и пр.

Протяженность СМП от пролива Карские ворота до бухты Провидения достигает 5,6 тыс. км. На трассе находятся свыше 50 портов. Маршрут через СМП почти в два раза короче других морских путей из Европы на Дальний Восток.


Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 15 июл - ИА Нефтегаз.РУ. Китай согласится на строительство магистрального газопровода (МГП) Сила Сибири-2 только в том случае, если Россия будет поставлять газ по ценам своего внутреннего рынка.
Разговоры 2-летней давности 14 июля 2026 г. решил вспомнить The Wall Street Journal (WSJ).

Политический контекст глазами WSJ

Ссылаясь на источники и аналитиков, WSJ рисует новый вектор в развитии отношений России и Китая:

• Китай пытается выстроить отношения с российскими чиновниками и представителями элит, которые могут определять будущее страны после ухода В. Путина с поста президента РФ,
• конфликт на Украине, санкции и экономическая изоляция России превратила отношения с Китаем из партнерских в зависимые для России,
• Китай продолжает укреплять связи внутри России за пределами окружения В. Путина с персонами и группами, которые могут сыграть роль в управлении страной в будущем,
• российские власти выявляли попытки китайской разведывательной деятельности среди чиновников среднего звена, однако не стремились предавать эти истории огласке, чтобы не осложнять отношения с клюевым партнером,
• таким образом Китай может реализовать возможность превратить Россию в зависимую страну, ориентированную на Китай как на источник развития и модернизации.

В качестве примера, иллюстрирующего такую политику Китая в отношении России, WSJ приводит пример проекта магистрального газопровода (МГП) Сила Сибири-2, который станет российской частью перспективного Западного маршрута поставок российского газа в Китай.

Китай хочет внутрироссийские цены. Снова

WSJ пишет, что во время визита В. Путина в Китай 19-20 мая 2026 г. российская сторона рассчитывала договориться о строительстве МГП Сила Сибири-2.

Перед визитом президента РФ руководство Газпрома встречалось с представителями китайской стороны, но китайские переговорщики выдвинули свои условия:

• Китай согласится на строительство МГП Сила Сибири-2 только в том случае, если Россия будет поставлять газ по ценам своего внутреннего рынка,
• Китай попросил не возвращаться к этому проекту, пока условия российской стороны не изменятся.

По оценке WSJ, фактически Китай предложил России субсидировать этот проект.

Публикация WSJ практически дословно повторяет сообщение Financial Times (FT) 2-летней давности. В июне 2024 г. FT со ссылкой на 3 источника, знакомых с ситуацией, писала:

• президент РФ В. Путин и председатель КНР Си Цзиньпин во время визита российского лидера в Китай 16-17 мая 2024 г. обсудили строительство МГП Сила Сибири-2,
• попытки России заключить сделку по газопроводу с Китаем потерпели крах из-за того, что Москва считает необоснованными требования Пекина к цене и уровням поставок,
• Китай хочет платить за газ по внутренним ценам, близким к сильно субсидируемым Россией,
• кроме того, Китай возьмет на себя обязательства по покупке лишь небольшой части запланированной годовой мощности трубопровода в 50 млрд м³/год газа.

Спустя 2 года WSJ повторил это сообщение, не приведя никаких новых деталей или конкретики, невзирая на противоречия с мировой практикой заключения газовых контрактов.

Напомним, что ценовые параметры газовых контрактов не раскрываются, поскольку являются коммерческой тайной. По неофициальным данным, контракт между Газпромом и CNPC на поставки газа по Восточному маршруту (МГП Сила Сибири-1) ценовая формула привязана к индексу нефтепродуктовой корзины, а цены пересматриваются с лагом в 9 месяцев. Это, кстати, дает в среднем более низкую цену экспортного газа в направлении Китая по сравнению с ценами на газ для европейского дальнего зарубежья, где доминирует биржевая привязка ценовых формул газовых контрактов. При этом внутрироссийского уровня цен на газ (порядка 70 долл. США/1000 м³) от России не удается добиться даже Белоруссии, несмотря на Союзное государство.

Доходило до того, что спекуляции по поводу огромных скидок и убыточности поставок газа в Китай для Газпрома развеивал В. Путин, объясняя, что цена в контракте не фиксированная, а определяется по формуле с привязке к нефтяной корзине.

Кроме того, WSJ игнорирует подвижки в переговорном процессе по Западному маршруту поставок газа в Китай. Так, в сентябре 2025 г. в г. Пекин по итогам переговоров В. Путина, Си Цзиньпина и президента Монголии У. Хурэлсуха Газпром и CNPC подписали пакет документов, в т.ч. юридически обязывающий меморандум о строительстве МГП Сила Сибири-2 в России и транзитного МГП Союз Восток через территорию Монголии (Западный маршрут поставок российского газа в Китай).

В чем проблема Силы Сибири-2?

МГП Сила Сибири-2 (ранее МГП Алтай) обеспечит поставки газа в Китай с месторождений в Западной Сибири. По первоначальному плану МГП Сила Сибири-2 должен был пройти напрямую из республики Алтай в Синьцзян-Уйгурский автономный район Китая, но затем Монголия выступила с предложением о транзите газа через свою территорию. Несмотря на появление транзитера, такой маршрут дал ряд преимуществ – обход плато Укок, сближение позиций России и Монголии по ГЭС на р. Селенга, питающей о. Байкал, возможность начала сетевой газификации ряда регионов РФ.

В результате сложилась следующая схема:

• МГП Сила Сибири-2 в России обеспечит соединение газотранспортной системы (ГТС) центральной части РФ и Восточной Сибири, пройдя от КС Володино в Томской области по югу Красноярского края до соединения с МГП Сила Сибири-1 в Иркутской области с отводом юг, который пройдет по территории республики Бурятия южнее о. Байкал до выхода к государственной границе России в районе н.п. Наушки. Примерная протяженность газопровода по территории России составит 2600 км;
• МГП Союз Восток пройдет с севера на юг Монголии вдоль условной линии Сухэ-Батор – Улан-Батор, но к какой точке на монголо-китайской границе пока не ясно. Примерная протяженность – 962,9 км;
• китайская часть маршрута МГП Сила Сибири 2 так и не анонсирована.

Планируемая экспортная мощность Западного маршрута составит 50 млрд м³/год газа. Реальная мощность МГП Сила Сибири-2 и МГП Союз Восток не анонсировалась, но она явно будет выше уровня в 50 млрд м³/год, учитывая планы по газификации Красноярского края, Иркутской области, республики Бурятия и Забайкальского края, а также Монголии.

По итогам визита В. Путина в Китай 19-20 мая 2026 г. вице-премьер РФ А. Новак сообщал, что Россия и Китай договорились ускорить строительство МГП Сила Сибири-2, однако четкие сроки не были обозначены.

В июне 2026 г. основные причины медленного продвижения согласований по Западному маршруту прокомментировал председатель российской части Российско-Китайского Комитета дружбы, мира и развития (РККДМР), спецпредставитель президента России по связям с международными организациями для достижения целей устойчивого развития Б. Титов. По его словам, вопрос МГП Сила Сибири-2 упирается не в цену, а в технические аспекты, включая выбор оптимального маршрут с точки зрения экономики и надежности.

Б. Титов пояснил, что эти вопросы решаются и особой спешки здесь нет. Маршрут МГП Сила Сибири-2 в России в целом определен, но его, вероятно, можно оптимизировать с учетом потенциала газификации крупных промышленных центров вдоль трассы будущего газопровода, в т.ч. г. Красноярск и Иркутск. Из России в Монголию Западный маршрут входит из республики Бурятия в аймак Сэлэнгэ, из Монголии в Китай – вероятно, из аймака Дорноговь в автономный район Внутренняя Монголия. Этот регион, как и др. северо-западные регионы Китая, характеризуются относительно низкой плотностью населения, неравномерностью социально-экономического развития и заметным отставанием от экономических лидеров на юге и юго-востоке страны. Это требует от китайской стороны четкого понимания темпов роста потребности в газе в регионах, куда придет Западный маршрут:

Потенциальный объем поставок российского трубопроводного газа в Китай превышает 100 млрд м³/год:

• МГП Сила Сибири-1 – действующий Восточный маршрут, проектная мощность 38 млрд м³/год, поставки идут в сверхконтрактном объеме, согласовано увеличение до 44 млрд м³/год,
• Дальневосточный маршрут – строящийся маршрут на базе МГП Сахалин – Хабаровск – Владивосток. Запуск ожидается в конце января 2027 г., мощность, заложенная в контракт, составляет 10 млрд м³/год, согласовано увеличение до 12 млрд м³/год,
• параллельно с монгольским транзитом, в контексте Западного маршрута регулярно всплывает маршрут через Казахстан мощностью до 35 млрд м³/год газа.

Читать полностью

Сингапур, 15 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Китайские нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) продолжают сокращать закупки мазута, отдавая предпочтение более дешевой нефти. На фоне снижения загрузки НПЗ и слабого внутреннего спроса импорт мазута в страну остается значительно ниже привычных уровней. Об этом сообщило агентство Reuters со ссылкой на участников рынка.

Спрос на мазут остается слабым

По словам источников агентства, восстановление спроса на мазут в Китае будет затяжным. После начала конфликта между США и Ираном переработчики снизили объемы производства нефтепродуктов и стали активнее закупать нефть со скидкой, что сделало использование мазута в качестве сырья менее привлекательным.

Низкий спрос со стороны Китая, одного из крупнейших импортеров высокосернистого мазута (HSFO) в Азии, может ограничить дальнейший рост цен на этот вид топлива, несмотря на недавнее укрепление рынка после эскалации конфликта на Ближнем Востоке и перебоев с поставками через Ормузский пролив.

По данным LSEG, 15 июля дисконт на высокосернистый мазут вязкостью 380 сСт к нефти Brent сузился до менее чем 2 долл. США/барр. - минимального уровня более чем за месяц. Одновременно крэк-спред HSFO 380 cSt к нефти Dubai превысил 3,25 долл. США/барр.

Как отметил один из трейдеров китайской нефтеперерабатывающей компании, в настоящее время обычная нефть продается со скидкой 5-8 долл. США/барр. к котировкам ICE, поэтому конкурировать с ней мазут не может.

Импорт упал до рекордного минимума

Загрузка китайских НПЗ в июне опустилась до минимального уровня почти за 10 лет. Причинами стали слабый внутренний спрос и ограничения на экспорт нефтепродуктов, введенные после начала конфликта между США и Ираном. В результате сократилась и потребность переработчиков в мазуте, который используется в качестве альтернативного сырья.

По данным LSEG, в мае 2026 г. Китай импортировал около 559 тыс. т мазута (115 тыс. барр./сутки), что стало минимальным месячным показателем за всю историю наблюдений с 2004 г. Статистика включает высокосернистый мазут, используемый как для переработки, так и для бункеровки судов.

По оценке Vortexa, в июне объем импорта увеличился до 700-800 тыс. т, однако остался значительно ниже обычных уровней.

Для сравнения:

• в 1^м квартале 2026 г. среднемесячный импорт мазута составлял 2,29 млн т;
• в 2025 г. среднемесячный показатель находился на уровне 1,8 млн т.

Нефть вытесняет мазут

По словам трейдеров и аналитиков, в июне-июле импорт мазута несколько вырос, однако дополнительные объемы в основном направлялись на бункеровку судов, а не на переработку.

Традиционно китайские НПЗ закупают мазут в России, а также через торговые хабы Сингапура и Малайзии.

Более низкие цены на нефть продолжают снижать спрос на мазут: китайские НПЗ переключаются на закупки нефти, стремясь максимально использовать дополнительные импортные квоты, выданные в этом году. В частности, НПЗ отдают предпочтение более доступным спотовым партиям, таким как российский сорт ESPO, премии на который существенно снизились.

Напомним, что сокращение закупок мазута происходит на фоне системного спада: в июне 2026 г. общий импорт нефти в Китай упал до 7,12 млн барр./сутки - минимума с 2016 г. Основными факторами остаются высокие мировые цены на нефть и низкая маржа переработки.

Участники рынка также отмечают слабый спрос на российский прямогонный мазут, из-за чего количество спотовых предложений ограничено. Кроме того, экспорт российских нефтепродуктов сократился на фоне участившихся атак Украины на энергетическую инфраструктуру РФ.

Аналитики считают, что смягчение Китаем ограничений на экспорт нефтепродуктов в июле может поддержать загрузку НПЗ, однако пока неясно, приведет ли это к существенному росту переработки и закупок нефти. Читать полностью

Яунде, 15 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Камерун может лишиться статуса производителя сжиженного природного газа (СПГ) на фоне отплытия Hilli Episeyo, единственного в стране плавучего СПГ-завода (FLNG).

FLNG Hilli Episeyo покинет Камерун в июле 2026 г. и будет перебазирован в Аргентину. Завод работал у побережья Криби с 2018 г. и обеспечивала производство СПГ в рамках проекта Cameroon LNG (Sanaga LNG). Его уход связан с завершением срока действия договора фрахта между владельцем установки – норвежской компанией Golar LNG – и оператором проекта Cameroon FLNG.

После вывода из эксплуатации в Камеруне установка направится на верфь Seatrium в Сингапуре для модернизации. Затем она будет использоваться в Аргентине в рамках 20-летнего контракта по проекту добычи сланцевого газа на месторождении Vaca Muerta (Вака-Муэрта).

Первый СПГ-проект Центральной Африки

Ввод Hilli Episeyo в эксплуатацию сделал Камерун первой страной Центральной Африки, начавшей экспорт СПГ с использованием технологии FLNG. Установка перерабатывала газ с месторождений Sanaga South и Ebomé, разработку которых ведут Perenco и National Hydrocarbons Corporation (SNH).

Проектная мощность FLNG составляла до 2,4 млн т СПГ/год, однако фактический объем производства был примерно вдвое ниже – около 1,2 млн т/год.

Кроме СПГ, установка обеспечивала:

• производство около 30 тыс. т/год сжиженного нефтяного газа (СНГ) для внутреннего рынка;
• выпуск порядка 5 тыс. барр./сутки газового конденсата.

Таким образом, после ухода Hilli Episeyo Камерун сохранит ресурсную базу природного газа, но лишится единственного промышленного объекта, позволяющего экспортировать СПГ.

Стратегический актив покидает страну

Решение о выводе FLNG связано прежде всего с экономикой проекта. Поскольку в Камеруне установка использовалась примерно на половину своей номинальной мощности, это ограничивало доходность актива.

В Аргентине Golar рассчитывает получить более высокую загрузку и прогнозирует около 285 млн долл. США годовой выручки по новому контракту, а также дополнительный доход до 30 млн долл. США в зависимости от цен на СПГ.

Экономические последствия для Камеруна

Для Камеруна проект Cameroon LNG являлся одним из ключевых газовых активов. В частности, по данным отчета EITI Report за 2021 г., доходы государства от реализации СПГ в рамках проекта Sanaga LNG составили 63,35 млрд франков КФА (около 110 млн доллл. США).

Продажи СНГ через SNH в том же году обеспечили дополнительные доходы свыше 4,4 млрд франков КФА. Кроме экспортных поставок, проект играл роль в обеспечении внутреннего рынка: установка поставляла около 35 тыс. т/год газа для бытового использования.

SNH рассчитывает на новые проекты

В SNH заявляют, что уход Hilli Episeyo не ставит под угрозу долгосрочные перспективы газовой отрасли страны. Компания считает необходимым перейти от зависимости от одного крупного объекта к более диверсифицированной модели развития.

Одним из направлений остается расширение ресурсной базы. В 2025 г. Камерун предложил инвесторам 9 нефтегазовых блоков в бассейнах Rio del Rey and Douala/Kribi-Campo.

По итогам первого этапа:

• блок Bolongo получила Octavia Energy Corporation Limited;
• блоки Etinde Exploration, Tilapia, Elombo и Ntem были предложены Murphy Oil Corporation.

SNH также отмечает интерес со стороны международных компаний, включая Chevron и Murphy.

Новых мощностей пока нет

Перспективы газовой отрасли Камеруна осложняются ожиданием снижения добычи. Согласно документу Министерства финансов страны о среднесрочном экономическом и бюджетном планировании на 2027–2029 гг., в 2027 г. добыча нефти и газа может сократиться на 24,6%, главным образом из-за снижения газодобычи.

Правительство ожидает восстановления показателей с 2028 г. после ввода новых месторождений. Однако реализация этих планов будет зависеть от привлечения инвестиций, заключения контрактов и сроков освоения запасов.

На текущий момент Камерун не объявлял о строительстве нового завода СПГ или привлечении новой плавучей установки, которая могла бы заменить Hilli Episeyo.

Технические характеристики FLNG Hilli Episeyo

• FLNG Hilli Episeyo это переоборудованный танкера-газовоза Moss LNG, построенный в 1975 г,
• стоимость проекта оценивалась в 735 млн долл США
• в процессе работ на танкере были с обоих сторон корпуса были добавлены спонсоны, на которых установлено оборудование, в т.ч системы предварительной подготовки, 4 установки PRICO, сжатия сжиженного газа и разгрузочное оборудование;
• длина – 294 м;
• ширина – 62,6 м;
• длина спонсонов – 206,3 м, ширина – 10,5 м;
• емкость хранилища – 125 тыс м³;
• мощность СПГ-завода – до 2,4 млн т/год СПГ.

Примечательно, что первый камерунский СПГ фактически был построен под долгосрочный оффтейк Gazprom M&T Singapore

В 2015 г. Gazprom Marketing & Trading Singapore заключила 8-летний контракт на закупку всего объема СПГ, производимого первой фазой проекта Cameroon LNG на базе FLNG Hilli Episeyo (1,2 млн т/год). Поставки начались после запуска установки в 2018 г. Соглашение не накладывало никаких ограничений на перепродажу, поэтому ожидалось, что камерунский СПГ будет продаваться в Латинской Америке, Северной Африке и Восточной Азии.

Gazprom Marketing & Trading Singapore входила в структуру Gazprom Germania:

• Газпром прекратил участие в немецкой дочерней компании Gazprom Germania GmbH 1 апреля 2022 г.;
• в том же месяце Gazprom Germania GmbH была передана под попечительное управление Федеральному сетевому агентству ФРГ;
• Германия переименовала бывший актив Газпрома в Securing Energy for Europe (SEFE), а после этого национализировала его;
• компания занимает 14% на рынке поставок газа в Германии, а также работает в других странах ЕС;
• владеет и управляет 28% подземных хранилищ газа (ПХГ), обслуживающих рынок Германии;
• конкурирует с RWE и Uniper.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Нассау, 15 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Shell и ее партнер Freeport Oil Company (Focol) приняли окончательное инвестиционное решение (FID) по проекту строительства регазификационного терминала на Багамах.
Об этом сообщает пресс-служба компании.

В рамках сделки Shell приобрела 40% акций компании New Providence Gas (NPG), созданной совместно с дочерней структурой FOCOL – Sun Oil Holdings. NPG займется строительством и эксплуатацией СПГ-терминала на Clifton Pier, который обеспечит поставки природного газа для энергетического сектора острова Нью-Провиденс.

Shell заявила, что будет поставлять сжиженный природный газ для этого проекта через свои американские активы. Первые поставки ожидаются уже в 1-м квартале 2027 г. Топливо будет использоваться для перевода действующих генерирующих мощностей на природный газ.

Первыми СПГ начнут получать электростанции, связанные с Bahamas Utilities Company Limited (дочерняя структура Energy Bahamas Holdings), которая поставляет электроэнергию компании Bahamas Power and Light (BPL). В настоящее время компания располагает около 160 МВт генерирующих мощностей.

Проект будет реализован в 3 этапа:

• 1-й этап, завершение которого ожидается в 1-м квартале 2027 г., обеспечит СПГ для газовой электростанции Clifton Pier Power Plant, включающей в себя 4 газовые турбины мощностью по 30 МВт каждая (около 120 МВт);
• 2-й этап, запланированный на 4-й квартал 2027 г., расширит поставки СПГ на электростанцию Blue Hills Power Station мощность которой в настоящее время составляет 16 МВт;
• 3-й этап предполагает модернизацию Blue Hills – ее переведут на парогазовый цикл для дополнительной генерации электроэнергии, что позволит увеличить мощность станции примерно на 50 МВт.

«После завершения проекта мы будем располагать мощностью от 170 до 180 МВт, причем большая ее часть – за исключением станции Hyundai – будет работать на природном газе», – отметил генеральный директор FOCOL Holdings Limited Д. Аддерли.

Электростанция Hyundai мощностью около 25 МВт работает на мазуте.

Проект соответствует инициативе правительства Багамских островов «Новая энергетическая эра», направленной на комплексную модернизацию энергетического сектора страны. Стратегия предусматривает переход от использования более дорогих нефтепродуктов к природному газу в качестве переходного топлива, а также масштабное развитие возобновляемой энергетики. В рамках программы Багамские острова планируют увеличить долю ВИЭ в структуре выработки электроэнергии до 30% к 2030 г.

Напомним, что Shell прогнозирует рост мирового спроса на СПГ на 65% к 2050 г. По оценке компании, глобальное потребление СПГ к середине века приблизится к отметке в 700 млн т/год. Основной вклад в рост спроса внесут развивающиеся экономики Южной и Юго-Восточной Азии, где продолжается активное замещение угля более экологичными источниками энергии на фоне увеличения энергопотребления.

Автор: А. Гончаренко

Подпишитесь

Читать полностью