Москва, 17 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Структуры государственной Зарубежнефти приобрели у РусХима газовые активы в Ненецком автономном округе (НАО). Речь идет о компаниях, владеющих лицензиями на Кумжинский и Коровинский участки недр. Об этом сообщил Ъ со ссылкой на источники и данные ЕГРЮЛ.

Структура Зарубежнефти ЗН Перспектива приобрела ООО ЕСН, которому принадлежит лицензия на Коровинское месторождение. Соответствующие изменения в ЕГРЮЛ внесены 15 сентября. В тот же день генеральный директор ЗН Перспективы В. Терентьев возглавил СН Инвест, которому принадлежит лицензия на Кумжинское месторождение. По данным источников Коммерсанта, этот актив также перешел структурам Зарубежнефти.

Совладелец РусХима Г. Миргородский сообщил Ъ, что сделка находится в процессе, переадресовав вопросы Зарубежнефти. В нефтекомпании и РусХиме от официальных комментариев отказались.

Газовые активы РусХима

РусХим приобрел компании, владеющие лицензиями на Кумжинское и Коровинское ГКМ, у группы Alltech и после этого начал искать партнеров для их разработки. В числе потенциальных партнеров была Газпром нефть, а в 2024 г. РусХим договорился о партнерстве с Зарубежнефтью. Предполагалось, что нефтекомпания получит долю участия в этих активах.

В отчетности структур РусХима за 2025 г. уже сообщалось о полной продаже СН Инвест и ЕСН неназванному профильному игроку. Стоимость СН Инвест, которому принадлежит лицензия на Кумжинское месторождение, оценивалась в 7,5 млрд руб.

Совокупные запасы Кумжинского и Коровинского месторождений оцениваются примерно в 200 млрд м³ газа. Кумжинское ГКМ по размеру запасов относится к категории крупных (104,5 млрд м³ природного газа по категории АВС₁+С₂), Коровинское – к категории средних (41,1 млрд м³). Проектный объем добычи на Кумжинском ГКМ составляет 3,2 млрд м³/год, на Коровинском – 1,0 млрд м³/год.

Изначально эти активы должны были стать ресурсной базой для завода по производству сжиженного природного газа (СПГ) Печора СПГ, а затем – вертикально-интегрированного газохимического комплекса по производству метанола в районе поселка Индига, где планировалось построить незамерзающий порт. Теперь РусХим планирует перенести строительство завода на побережье Балтийского моря. Инвестиции в проект ранее оценивались в 205–220 млрд руб.

Причины продажи активов

По данным источника Ъ, Зарубежнефть могла приобрести Кумжинское и Коровинское месторождения по цене ниже рыночной. Покупка активов соответствует стратегии компании по диверсификации бизнеса за счет газовых проектов.

Освоение месторождений становится более затратным из-за необходимости создания инфраструктуры. При этом Зарубежнефть приобретает активы рядом со своим Харьягинским проектом, где у компании уже есть необходимая инфраструктура и опыт работы в условиях Крайнего Севера.

По мнению управляющего партнера Kasatkin Consulting Д. Касаткина, если планы РусХима по переносу метанольного производства на Балтику сохраняются, экономический смысл владения арктическими месторождениями снижается. Он считает, что продажа активов может быть частью пересмотра конфигурации проекта.

При этом перспективы строительства метанольного завода сохраняются, однако санкции усложняют экономику проекта. По оценке источника Коммерсанта, российский газ дает проекту конкурентные преимущества, но насыщенность внутреннего рынка метанола и конкуренция за экспортные контракты с Китаем могут создавать дополнительные риски.

По данным ЦЦИ, в сентябре средняя цена метанола в России выросла на 5%, до 31,72 тыс. руб./т с НДС, обновив максимум текущего года. Основными факторами роста стали повышение привлекательности экспорта и плановые ремонты на части предприятий, временно сократившие предложение. В краткосрочной перспективе ЦЦИ ожидает дальнейшего роста внутренних цен. Читать полностью

Москва, 17 сен - ИА Нефтегаз.РУ. Американская Sempra Infrastructure заключила 20-летнее соглашение о продаже и покупке сжиженного природного газа (СПГ) с бразильской Petrobras, сообщила Sempra.

Соглашение было подписано в конце августа 2026 г. Согласно договору, американская компания будет поставлять Petrobras около 0,8 млн т/год СПГ с законтрактованных Sempra Infrastructure мощностей проекта Port Arthur LNG Phase 2, который строится в округе Джефферсон, штат Техас. Petrobras стала первой южноамериканской компанией в портфеле клиентов Sempra по СПГ.

Для Petrobras соглашение является инструментом формирования долгосрочной сырьевой базы. По данным компании, контракт позволит:

• снизить зависимость от закупок на спотовом рынке,
• повысить управляемость рисков газового портфеля,
• обеспечить большую гибкость при выполнении контрактов на внутреннем рынке Бразилии.

Port Arthur LNG увеличит мощности до 26 млн т/год

Port Arthur LNG Phase 2 (2-я очередь) предусматривает строительство 2-х линий сжижения природного газа с совокупной проектной мощностью около 13 млн т/год СПГ. После реализации 2-й очереди общая мощность комплекса должна увеличиться примерно с 13 млн до 26 млн т/год СПГ.

Инвестиционное решение (FID) по 2-й очереди было принято в сентябре 2025 г. В состав проекта также войдут резервуар для хранения СПГ и сопутствующая инфраструктура. Коммерческая эксплуатация 3-й линии ожидается в 2030 г., четвертой - в 2031 г.

1-я очередь Port Arthur LNG также находится в стадии строительства. Она включает две линии сжижения, запуск которых ожидается в 2027 и 2028 гг. соответственно.

После завершения обеих очередей комплекс будет включать четыре линии сжижения и три резервуара для хранения СПГ.

• позиционируется как один из крупнейших СПГ-проектов в США;
• будет построен вблизи г. Порт Артур и иметь выход к каналу Сабин - Нэш, выходящему в Мексиканский залив и являющимся третьим по объему грузовых перевозок водным путем США;
• перспективная мощность – 45 млн т/год (8 технологических линий);
• 1-я очередь Port Arthur LNG:
• мощность – около 13,5 млн т/год;
• инфраструктура:
• 2 технологические линии сжижения природного газа (train), которые, как ожидается, будут введены в коммерческую эксплуатацию в 2027 г. и 2028 г.,
• 2 резервуара для хранения СПГ,
• морские сооружения, в том числе причал,
• зоны погрузки и разгрузки грузовиков;
• инвестиции – 13 млрд долл. США;
• обеспечена обязательными долгосрочными соглашениями с ConocoPhillips, RWE Supply and Trading, PKN ORLEN S.A., INEOS и ENGIE S.A.;
• строительство началось в конце марта 2023 г.
• 2-я очередь Port Arthur LNG:
• мощность – 13 млн т/год СПГ;
• инфраструктура:
• 2 линии сжижения природного газа – №3 и №4,
• резервуар для хранения СПГ,
• морской причал для приема танкеров-газовозов.

Разрешение на реализацию 2-й очереди Port Arthur LNG Федеральная комиссия по регулированию энергетики США (FERC) выдала в сентябре 2023 г. В ноябре 2023 г. проект столкнулся с трудностями – Апелляционный суд 5-го округа США аннулировал разрешение на выбросы.

В Sempra сообщали, что попытаются обеспечить пересмотр разрешения и подумают об установке дополнительного оборудования или оптимизации технологии. Также было заявлено, что на сроках реализации проекта это не отразится.

2-я очередь проекта предусматривает долгосрочные поставки СПГ в рамках 20-летних договоров купли-продажи со стратегическим партнером ConocoPhillips в качестве основного, а также другими контрагентами – EQT, JERA Co. Inc. и Sempra Infrastructure Partners.

Кроме того, в 2024 г. Sempra Infrastructure и дочерняя структура Saudi Aramco подписали предварительное соглашение, предусматривающее возможность поставки 5 млн т/год СПГ со 2-й очереди в течение 20 лет, а также возможность приобретения Saudi Aramco 25% доли в Port Arthur LNG Phase 2.

Новый контракт с Petrobras дополняет портфель долгосрочных соглашений Port Arthur LNG. Читать полностью

Москва, 17 сен - ИА Нефтегаз.РУ. Федеральный суд аргентинского города Рио-Гранде постановил приостановить реализацию нефтегазового проекта Sea Lion, который британская Rockhopper Exploration и израильская Navitas Petroleum планируют реализовать примерно в 220 км к северу от Мальвинских (Фолклендских) островов.
Решение вынесла судья М. Борруто в рамках обеспечительной меры по иску о возможном экологическом и суверенном ущербе.

Суд обязал компании воздержаться от начала, продолжения или реализации проекта. Запрет распространяется, в частности, на:

• бурение морского дна и недр,
• установку подводной инфраструктуры и трубопроводов,
• размещение плавучей установки для добычи, хранения и отгрузки нефти (FPSO),
• начало коммерческой добычи углеводородов.

Решение связано с экологической экспертизой

Иск подали Ассоциация адвокатов и специалистов по экологическим вопросам Аргентины (AAdeAA) и Центр ветеранов Мальвинской войны в Ла-Плате (CECIM). Заявители потребовали остановить проект, ссылаясь на возможный ущерб окружающей среде и интересам Аргентины в споре о принадлежности островов.

Одним из оснований для обеспечительной меры суд назвал отсутствие процедуры оценки воздействия проекта на окружающую среду со стороны аргентинских органов. По данным аргентинской прокуратуры, речь идет о проекте на участке, который Аргентина рассматривает как часть своего континентального шельфа.

При этом решение не является окончательным вердиктом по существу спора. Суд подчеркнул, что мера носит временный характер. Приостановка должна действовать до проведения соответствующей экологической оценки либо до нового решения суда.

Rockhopper Exploration и Navitas Petroleum также обязаны предоставить суду информацию о:

• текущем состоянии проекта,
• графике работ,
• подрядчиках,
• источниках финансирования,
• страховщиках,
• проведенных экологических исследованиях.

На представление этих данных компаниям предоставлено 10 рабочих дней.

Аргентина усиливает давление

Решение суда стало очередным шагом Буэнос-Айреса против разработки углеводородных ресурсов в районе Фолклендских островов. 3 сентября 2026 г. президент Аргентины Х. Милей объявил о подготовке законопроекта об ужесточении санкций против компаний, участвующих в нефтегазовой деятельности в районе архипелага. Правительство также сообщало о намерении применить санкционные меры к десяткам юридических и физических лиц, связанных с такой деятельностью.

Напомним, что Sea Lion разрабатывается на участке примерно в 220 км к северу от Мальвинских островов. Вопрос принадлежности архипелага остается предметом спора между Аргентиной и Великобританией: Лондон осуществляет управление островами, тогда как Буэнос-Айрес заявляет о своих суверенных правах на них.

В марте 2013 г. на Фолклендских островах прошел референдум, в ходе которого большинство жителей (99,8%) проголосовали за то, чтобы острова сохранили статус британской территории. Конфликт обострился, что заставило Аргентину болезненно реагировать на деятельность нефтяных компаний на островах.

Компании в свою очередь заявляли, что не ожидают существенного влияния высказываний Х. Милея на реализацию проекта.

В декабре 2025 г. Navitas Petroleum и Rockhopper Exploration приняли окончательно инвестиционное решение (ОИР) по первому этапу разработки нефтяного месторождения Sea Lion. Стоит отметить, что ОИР было принято спустя 15 лет после обнаружения нефти. Сообщалось, что первые баррели с проекта стоимостью 2,1 млрд долл. США ожидаются в 2028 г.

Нефтяное месторождении Sea Lion

• открыто в 2010 г. разведочной скважиной 14/10-2;
• расположено примерно в 220 км к северу от Фолклендских островов в блоке 14/10 на лицензионных участках недр PL032 и PL004b;
• глубина воды в этом районе составляет примерно 450 м;
• в рамках разработки планируется построить 23 скважины, в том числе 16 нефтедобывающих, 6 водонагнетательных и 1 газонагнетательную;
• скважины будут пробурены с использованием мобильной морской буровой установки на 6 площадках, привязаны к плавучей установке для добычи, хранения и отгрузки нефти и газа (FPSO);
• разработка месторождения будет осуществляться поэтапно:
• 1-й этап предусматривает добычу 170 млн барр. нефти при пиковой производительности в 50 тыс. барр./сутки;
• 2-й этап предполагает добычу еще 149 млн барр. нефти.

Правительство Фолклендских островов одобрило программу разработки и добычи на этапах 1 и 2 проекта Sea Lion в Северном районе освоения. Лицензии на разработку месторождения будут действовать в течение 25 лет с возможностью продления при необходимости.

Читать полностью

Москва, 17 сен - ИА Нефтегаз.РУ. На борту нефтеналивного танкера Unity, находящегося под арестом в Индии с мая 2026 года, остаются 23 члена экипажа, в том числе 20 граждан России. Судно не может продолжить плавание из-за необходимости ремонта. Об этом сообщили в Генконсульстве РФ в Калькутте.

Согласно судовой роли, на борту также находятся два гражданина Египта и один гражданин Казахстана. Танкер обеспечен продовольствием и питьевой водой до конца сентября. Очередной запас был доставлен на судно 19 августа 2026 г.

Генконсульство РФ также сообщило ,что суд в Индии 21 сентября рассмотрит вопрос о возвращении на родину экипажа. Индийская сторона связывает вопрос о репатриации экипажа с его заменой на новый состав.

Как танкер оказался под арестом

Unity прибыл к индийскому побережью в мае 2026 г. после выполнения грузовых операций. 11 мая судно было арестовано индийскими властями и с тех пор остается на якорной стоянке у порта Парадип. По данным индийских СМИ, основанием для ареста стал иск поставщика бункерного топлива из ОАЭ, который заявил о неисполнении финансовых обязательств на сумму более 4 млн рупий. Высокий суд штата Орисса вынес решение об аресте судна.

По информации российского Генконсульства, компании-истец и ответчик зарегистрированы в ОАЭ. Разбирательство по финансовым претензиям продолжается в Высоком суде штата Орисса.

После ареста танкер не получил возможности продолжить плавание. Судно требует ремонта, а порт Парадип не разрешает ему швартовку.

Хронология событий:

• 11 мая - Unity после завершения грузовых операций был арестован индийскими властями у порта Парадип;
• июнь - родственники членов экипажа начали публично сообщать о проблемах на судне, включая нехватку продовольствия и питьевой воды, перебои со связью и технические неисправности. По их данным, часть контрактов моряков к этому моменту уже истекла;
• 19 августа - на танкер был доставлен очередной запас продовольствия и питьевой воды. По расчетам капитана, его должно хватить до конца сентября;
• 25 августа - состоялось первое заседание по обращению об обеспечении репатриации экипажа;
• 11 сентября - прошло второе заседание. Представитель индийских властей запросил дополнительное время для формирования позиции по делу. Следующее заседание назначено на 21 сентября.

Вопрос о возвращении моряков

Решением вопросов, связанных с передачей управления танкером и репатриацией экипажа, занимается российская страховая компания Согласие. Через своего адвоката страховщик подал от имени моряков обращение в Верховный суд штата Орисса с требованием обеспечить их возвращение на родину.

Индийская сторона связывает репатриацию действующего экипажа с его заменой на новый состав.

Unity сейчас находится на якоре примерно в 10 км от берега порта Парадип. По данным родственников моряков, некоторые члены экипажа находятся на судне более 10 месяцев.

Генконсульство РФ сообщило, что направило обращения в МИД Индии, профильные ведомства и администрацию порта, а также запросило возможность консульского посещения экипажа. Читать полностью

Москва, 17 сен - ИА Нефтегаз.РУ. Специалисты СибурТюменьГаза и нефтяной компании Янгпур за счет оптимизации технологических режимов и модернизации промыслового оборудования дополнительно направили на переработку на Губкинский газоперерабатывающий завод (ГПЗ) более 7 млн м³ попутного нефтяного газа (ПНГ) за 1-е полугодие 2026 г.
Об этом сообщила пресс-служба СибурТюменьГаза.

Из дополнительного объема сырья произведено:

• около 6 млн м³ сухого отбензиненного газа;
• 2,2 тыс. т широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ).

Из полученного сырья в дальнейшем можно произвести более 1 тыс. т полимеров - этого объема достаточно примерно для выпуска 120–160 км труб для водоснабжения, газовых сетей и другой инфраструктуры.

Дополнительное сырье для газопереработки

Попутный нефтяной газ образуется одновременно с добычей нефти и является ценным сырьем для газопереработки и нефтехимии. Его вовлечение в переработку позволяет возвращать углеводороды в производственный цикл и получать продукцию с более высокой добавленной стоимостью.

Поиск дополнительных объемов сырья стал частью работы Губкинского ГПЗ по эффективному использованию производственных мощностей. На фоне изменения профиля поставок ПНГ специалисты предприятия совместно с коллегами из Янгпура проанализировали возможности увеличения приема сырья, провели переговоры и организовали выезды на месторождения.

Основная задача заключалась в том, чтобы вовлечь в систему сбора и транспортировки газ, который ранее не поступал на переработку.

Модернизация промысловой инфраструктуры

На стороне Янгпура для увеличения объема поставок смонтировали дополнительные сепараторы на промысловых объектах. Оборудование рассчитано на работу при более высоком разрешенном давлении, что позволило увеличить объем газа, направляемого в систему поставки ПНГ.

Параллельно специалисты Губкинского ГПЗ оптимизировали работу приемной части предприятия:

• скорректировали технологический режим,
• снизили давление в приемном коллекторе,
• перераспределили потоки между установками.

Это позволило увеличить прием ПНГ без изменения базовой технологической схемы завода.


В дальнейшем реализация совместного проекта позволит обеспечить:

• дополнительный прием 23 млн м³ ПНГ,
• производство 7,3 тыс. т ШФЛУ и 19,3 млн м³ сухого отбензиненного газа.

Читать полностью

Бангкок, 17 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Спрос на сжиженный природный газ (СПГ) в Азии в 2026 г. может сократиться второй год подряд на фоне перебоев с поставками из стран Персидского залива, вызванных конфликтом США и Израиля с Ираном. Ограничение предложения привело к росту цен до многолетних максимумов, что, в свою очередь, снижает потребление газа. Об этом сообщило агентство Reuters.

По оценкам аналитиков, спрос на СПГ в Азии может уменьшиться на 3–10% по сравнению с уровнем 2025 г. Наибольшее сокращение придется на страны Северо-Восточной Азии. При этом в 2027 г. ожидается восстановление спроса.

«Основная часть сокращения спроса пришлась на Северо-Восточную Азию. В этих странах есть уголь и доступные мощности атомной генерации. В зависимости от структуры энергобаланса они смогли сократить потребление СПГ», - сообщил аналитик Rystad Energy Л. М. Пэн.

По его словам, в некоторые месяцы 2026 г. средняя температура в регионе была ниже, чем годом ранее, что снизило потребность в выработке электроэнергии. В частности, спрос на электроэнергию и ее производство в Южной Корее и Японии сократились в годовом выражении.

Снижение спроса в Китае

Китай обеспечивает значительную часть сокращения спроса на СПГ в Северо-Восточной Азии. По данным Kpler, импорт СПГ в страну может снизиться в годовом выражении на 6,1 млн т.

Высокие цены на газ оказывают давление на промышленные предприятия. Энергоемкие отрасли, включая производство керамики, метанола и стекла, вынуждены сокращать выпуск продукции или приостанавливать работу заводов из-за роста топливных затрат.

Кроме того, активный отбор газа из хранилищ, увеличение внутренней добычи и рост импорта по трубопроводам сократили потребность Китая в закупках СПГ, отметил аналитик Nelson Xiong.

«В условиях сохраняющихся высоких цен китайские покупатели также будут откладывать закупки для пополнения запасов. Мы ожидаем, что основные дополнительные закупки начнутся в конце декабря или в первом квартале 2027 г.», - добавил он.

В 2025 г. спрос на СПГ в Азии уже снижался. В начале 2026 г. ожидалось его восстановление на 4–7% благодаря увеличению поставок из США и Катара, которое должно было привести к снижению цен.

Однако конфликт, начавшийся 28 февраля, нарушил поставки СПГ из стран Персидского залива. После атак Ирана, в результате которых была выведена из строя часть экспортных мощностей, катарская QatarEnergy объявила форс-мажор и приостановила экспорт. Повреждения затронули 17% ее мощностей по производству СПГ.

С тех пор спотовые цены на СПГ в Азии более чем удвоились и достигли 26 долл. США/млн БТЕ, максимального уровня с декабря 2022 г.

Несмотря на высокие цены и ограниченное предложение, Индия и Бангладеш продолжают активно закупать СПГ на спотовом рынке, что свидетельствует об устойчивом спросе, отметила аналитик LSEG Ш. Шах.

«В Индии спрос на СПГ, как ожидается, будет в основном поддерживаться сектором коммунально-бытового газоснабжения и производством удобрений. На них в совокупности приходится около 70% общего импорта СПГ в страну», - сообщила она.

По ее словам, в Бангладеш закупки СПГ на спотовом рынке будут поддерживаться потребностями базовой генерации электроэнергии.

Зависимость Азии от поставок через Ормузский пролив

По данным Wood Mackenzie, в 2025 г. на азиатские страны приходилось около 90% поставок СПГ из Катара и ОАЭ, проходивших через Ормузский пролив. Поэтому перебои на этом маршруте оказывают существенное влияние на региональный рынок.

Уязвимость отдельных стран зависит от доли долгосрочных контрактов и возможности замещения СПГ другими видами топлива. В частности, Япония закупает по долгосрочным контрактам более 90% импортируемого СПГ, Южная Корея - около 80%.

Цены на СПГ в 2027 году

Rystad Energy и Kpler ожидают, что спрос на СПГ в Азии в 2027 г. восстановится примерно до 280 млн т. Прогноз основан на предположении, что QatarEnergy сможет возобновить экспорт через Ормузский пролив и нарастить производство в первом квартале 2027 г. При этом в расчетах не учитываются мощности двух установок сжижения, поврежденных в результате атак.

Несмотря на ожидаемое восстановление спроса, цены на СПГ, вероятно, останутся значительно выше доконфликтных уровней.

По прогнозу Kpler, средняя цена спотового СПГ в Азии составит 19,30 долл. США/млн БТЕ в 2026 г. и 14,90 долл. США/млн БТЕ в 2027 г. Rystad Energy ожидает, что в 2026 г. средняя стоимость превысит 19 долл. США/млн БТЕ, а в следующем году составит около 17 долл. США/млн БТЕ.

По оценке Wood Mackenzie, цены останутся высокими даже в случае возобновления поставок через Ормузский пролив до конца 2026 г. Дополнительным фактором станет необходимость Европы пополнить истощенные запасы газа перед следующим зимним сезоном.

«Значительная часть роста спроса в следующем году будет связана с необходимостью Европы закачать газ в хранилища», - сообщил вице-президент Wood Mackenzie по исследованиям газового рынка и рынка СПГ М. Д. Одоардо.

По его прогнозу, в 2027 г. цены на СПГ будут находиться в диапазоне 15–20 долл. США/млн БТЕ. Если Ормузский пролив останется закрытым, стоимость газа может превысить 20 долл. США/млн БТЕ. Читать полностью

Москва, 17 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Итальянская Eni закрыла сделку с государственной нефтяной компанией Азербайджана (SOCAR) и передала ей 10% акций в проекте Балейн (Baleine) на континентальном шельфе Кот-д’Ивуара в Западной Африке. Стоимость сделки не раскрывается.
Об этом 16 сентября сообщила пресс-служба Eni.

Сделка была завершена после получения соответствующих разрешений от регулирующих органов и выполнения необходимых условий.

Eni подчеркивает, что сделка с SOCAR соответствует стратегии компании по оптимизации портфеля активов в сфере разведки и добычи за счет ускорения монетизации геологоразведки через продажу долей участия в проекте (двойной модели разведки).

«Приобретение знаменует собой вступление SOCAR в сектор Африки и подчеркивает долгосрочную стратегию компании по расширению глобального следа», – говорится в заявлении азербайджанской госкомпании.

О намерении SOCAR войти в проект стало известно еще зимой. Так, в январе текущего года Eni и SOCAR подписали обязательное к исполнению соглашение о продаже 10% акций месторождения.

Более того, в 2024 г. компании подписали три меморандума о взаимопонимании (MoU), которые направлены на:

• энергетическую безопасность,
• расширение сотрудничества в разведке и добыче углеводородов,
• сокращение выбросов парниковых газов и производство биотоплива.

Акции в проекте Балейн теперь распределены следующим образом:

• Eni владеет 37,25%;
  
• Vitol принадлежит 30%;
• Petroci – 22,75%;
• SOCAR – 10%.

Нефтегаз.РУ напоминает, что швейцарско-нидерландская Vitol присоединилась к проекту в сентябре 2025 г. При этом о намерении Eni продать трейдеру доли участия в активах в Кот-д'Ивуаре и Республике Конго сообщалось еще в марте. Перед сделкой компании уже были партнерами в проектах OCTP и Block 4 в Гане.

О проекте Балейн

Месторождение Балейн расположено на блоках CI-101 и CI-802. Объект открыт в сентябре 2021 г. на блоке CI-101 разведочной скважиной Baleine-1x.

По предварительной оценке, разведанные запасы составляют 2 млрд барр. нефти и 68 млрд м³ попутного нефтяного газа (ПНГ).

Добыча нефти и газа на шельфовом месторождении Балейн началась в августе 2023 г.

Сейчас добыча на месторождении реализуется в рамках первой и второй фаз. В планах – запуск третьей фазы. На объекте добывается более 57 тыс. барр./сутки нефти и свыше 78 млн фут³/сутки попутного нефтяного газа (ПНГ), что эквивалентно 2,2 млн м³/сутки ПНГ.

Развитие проекта

• на первой фазе эксплуатируется плавучая установка для добычи, хранения и отгрузки нефти и газа (FPSO) Baleine мощностью 15 тыс. барр./сутки нефти и около 0,7 млн м³/сутки ПНГ;
• добыча углеводородов на второй фазе стартовала в декабре 2024 г., она реализуется при помощи FPSO Petrojarl Kong, которая установлена рядом с плавучей установкой для хранения и отгрузки (FSO) Yamoussoukro;
• ожидается, что с запуском третьей фазы добыча вырастет до 150 тыс. барр./сутки нефти и 200 млн фут³/сутки ПНГ, что соответствует 5,7 млн м³ ПНГ.

Отметим, что Eni приняла окончательное инвестиционное решение (ОИР) по третьей фазе проекта Балейн в мае текущего года.

Eni присутствует в Кот-д'Ивуаре с 2015 года. Балейн – первая разработка Eni в Африке с нулевым уровнем выбросов.
В портфеле Eni в Кот-д’Ивуаре находится 11 оффшорных блоков, включая CI-101, CI-205, CI-401, CI-501, CI-504, CI-526, CI-706, CI-707, CI-708, CI-801 и CI-802.

В феврале текущего года компания открыла крупное месторождение природного газа и газового конденсата Calao South на шельфе Кот-д’Ивуара. Находка подтверждает потенциал комплекса Калао (Calao), который включает в себя также одноименное месторождение и является вторым по величине в стране после проекта Балейн. Предполагаемые запасы актива составляют до 5 трлн фут³ газа (141,5 млрд м³) и 450 млн барр. газового конденсата (приблизительно 1,4 млрд барр. нефти).

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 17 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Цены на нефть продолжают снижаться после падения по итогам предыдущей сессии.

Нефтегазовые котировки

16 сентября 2026 г. стоимость фьючерсов на нефть сорта Brent на ноябрь на лондонской бирже ICE Futures упала на 2,69%, до 105,83 долл. США/барр. Фьючерсы на нефть сорта WTI на октябрь на электронных торгах Нью-йоркской товарной биржи (NYMEX) подешевели на 3,21%, до 102,43 долл. США/барр.

17 сентября 2026 г. нефть дешевеет. К 11:30 мск стоимость ноябрьских фьючерсов на Brent на электронных торгах ICE Futures упала на 1,43%, до 104,32 долл. США/барр. На электронных торгах NYMEX фьючерсы на нефть WTI на октябрь подешевели на 1,08%, до 101,32 долл. США/барр.

Котировки природного газа в США держатся на уровне 2,9 долл. США/млн БТЕ (103,8 долл. США/1000 м³). 16 сентября 2026 г. фьючерсы на природный газ на октябрь на электронных торгах NYMEX подешевели на 0,96% и составили 2,891 долл. США/млн БТЕ. К 11:30 мск 17 сентября котировки выросли на 0,35% и составили 2,901 долл. США/млн БТЕ.

Газовые котировки в Европе опустились ниже 960 долл. США/1000 м³. Октябрьские фьючерсы на газ на хабе TTF (Нидерланды) на бирже ICE Futures к 11:30 мск 17 сентября торговались на уровне 78,605 евро/МВт·ч (955,7 долл. США/1000 м³), рост по сравнению с расчетной ценой предыдущего дня составил 0,74%.

На рынке нефти сегодня

Цены на нефть умеренно снижаются в четверг после падения накануне на фоне ослабления опасений по поводу перебоев с поставками из стран Ближнего Востока.

Саудовская Аравия увеличивает поставки нефти азиатским НПЗ через порт Сохар в Омане с использованием перевалки с судна на судно. Это позволит частично компенсировать сокращение экспорта после приостановки работы магистрального нефтепровода (МНП) Восток-Запад, сообщило Reuters со ссылкой на источники.

МНП Восток-Запад протяженностью около 1,2 тыс. км и пропускной способностью до 7 млн барр./сутки нефти соединяет месторождения на востоке Саудовской Аравии с портом Янбу на побережье Красного моря. Маршрут использовался для экспорта нефти в обход Ормузского пролива.

Кроме того, Saudi Aramco работает над обходом поврежденного участка нефтепровода, что позволит частично возобновить прокачку. По данным Bloomberg, компания рассчитывает восстановить около половины прежней мощности в ближайшие дни, а полностью вернуть работу МНП - примерно за шесть недель.

«Опасения по поводу дефицита поставок немного снизились после новостей о том, что Саудовская Аравия будет транспортировать партии через Оман», - отметил главный стратег Nissan Securities Investment Х. Кикукава.

По его словам, рост нефтяных котировок также ограничивают ожидания прогресса в снижении напряженности на Ближнем Востоке в преддверии американо-китайского саммита на следующей неделе.

Саудовская Аравия начала предлагать дополнительные объемы нефти азиатским покупателям после атак на нефтепровод, при этом поставки через Оман позволяют частично компенсировать потери экспорта.

Помимо этого, недельная статистика Управления энергетической информации Минэнерго США (EIA) снова показала снижение запасов нефти в США. По данным EIA за неделю, завершившуюся 11 сентября 2026 г.:

• коммерческие запасы нефти упали на 640 тыс. барр. к предыдущей неделе, до 423,429 млн барр.,
• запасы нефти в хранилищах Стратегического нефтяного резерва (SPR) снизились на 403 тыс. барр. и составили 284,957 млн барр.,
• запасы бензина увеличились на 794 тыс. барр., до 207,732 млн барр., дистиллятов – на 1,585 млн барр., до 107,859 млн барр.,
• загрузка НПЗ упала на 1 п.п. и составила 96,8%,
• импорт нефти увеличился на 234 тыс. барр./сутки, до 7,058 млн барр./сутки, экспорт – на 1,114 млн барр./сутки, до 4,831 млн барр./сутки,
• добыча нефти снизилась на 3 тыс. барр./сутки, до 13,944 млн барр./сутки.

Фондовые рынки

Фондовые индексы США завершили торги 16 сентября 2026 г. в минусе, инвесторы оценивали итоги заседания Федеральной резервной системы (ФРС) США:

• Dow Jones Industrial Average упал на 1,21%, до 51461,9 п.,
• Standard & Poor's 500 потерял 0,45% и составил 7551,81 п.,
• Nasdaq Composite уменьшился на 0,01%, до 25978,42 п.

Американский центробанк ожидаемо поднял процентную ставку по федеральным кредитным средствам (federal funds rate) на 25 б. п, до 3,75-4% годовых. Решение было принято единогласно. Увеличение ставки стало первым за три года.

US Dollar Index, рассчитываемый ICE (отражает динамику доллара США относительно 6 валют – евро, швейцарский франк, иена, канадский доллар, фунт стерлингов и шведская крона), к 11:30 17 сентября упал на 0,01% и составил 99,973 п. Евро подорожал к доллару США на 0,05%, до 1,1471 долл. США/евро.

Bitcoin относительно стабилен. 17 сентября 2026 г. к 11:30 мск Bitcoin подорожал на 0,93% и составил 76,510 тыс. долл. США/bitcoin.

Автор: А. Хасанова Читать полностью

Москва, 17 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Поставки российского трубопроводного газа в Европу осуществляются по магистральному газопроводу (МГП) «Турецкий поток», тогда как транзит через газотранспортную систему (ГТС) Украины прекращен с 1 января 2025 г. На фоне ограниченного предложения и сохраняющихся рисков на мировом рынке газа европейские страны продолжают пополнять подземные хранилища (ПХГ) перед зимним сезоном.

Маршруты поставок

Загрузка второй нитки МГП «Турецкий поток», ориентированной на рынок Юго-Восточной Европы, установилась на уровне 53 млн м³/сутки, но будет снижаться.

По данным платформы ENTSOG по газоизмерительной станции (ГИС) «Странджа-2/Малкочлар» на границе Турции и Болгарии, физический объем газа за газовые сутки 16 сентября 2026 г. составил 53,32 млн м³. Согласно данным о реноминациях на 17 сентября, прокачка снизится до 49,95 млн м³.

С начала 2026 г. поставки газа по этому маршруту на 2,78% превышают показатели аналогичного периода 2025 г., объем прокачки достиг 12,29 млрд м³ газа.

МГП «Турецкий поток» и его сухопутная часть на данный момент являются единственным маршрутом поставок российского трубопроводного газа в Европу, остальные маршруты остановлены:

• транзит газа по ГТС Украины через ГИС «Сохрановка» (точка входа на Украину магистрального газопровода «Союз») заблокирован украинской стороной 11 мая 2022 г.;
• через ГИС «Суджа» (точка входа на Украину из России магистрального газопровода «Уренгой – Помары – Ужгород») прокачка прекращена с 1 января 2025 г. после истечения срока действия транзитного контракта;
• польский участок газопровода «Ямал – Европа» с 11 мая 2022 г. стал недоступен для «Газпрома» в связи с введением российских контрсанкций;
• газопровод «Северный поток -1» остановлен 31 августа 2022 г., а 26 сентября 2022 г. обе его нитки и одна из ниток не введенного в эксплуатацию газопровода «Северный поток-2» были повреждены в результате взрывов в Балтийском море.

Погода, запасы и котировки газа в Европе

Наиболее теплая погода сохраняется на юге Европы – в Испании, Португалии, Италии и Греции. Местами температура превышает 30 °C. В большей части Центральной и Западной Европы установилось около 20–25 °C. Умеренная погода по-прежнему фиксируется на севере. Так, в Скандинавии температура держится вблизи 10 °C.

В сервисе Meteoalarm предупреждение об аномально высокой температуре желтого уровня опубликовано только для Сербии.

В ближайшие дни тепло с юга Европы продвинется на север. Так, в выходные ожидается потепление до 25–30 °C во Франции и на Балканах.

Выработка электроэнергии ветряными электростанциями (ВЭС) в Европе продолжает расти. Согласно сервису WindEurope, 16 сентября на долю энергии, полученной на ВЭС, пришлось обеспечение 19,8% спроса на электроэнергию в Европе. Днем ранее показатель достигал 14,5%.

По данным Gas Infrastructure Europe (GIE) на 16 сентября 2026 г., подземные хранилища газа (ПХГ) в ЕС были заполнены на 68,66%, в них находилось 73,29 млрд м³ газа. За сутки уровень заполненности ПХГ вырос на 0,17 п.п., днем ранее – на 0,19 п.п. Закачку газа вели все страны ЕС, кроме Дании (вела отбор), Швеции, Испании, Португалии, Бельгии и Латвии (нулевая динамика). В Германии ПХГ заполнены на 55,95%, во Франции – на 77,53%, в Австрии – на 67,16%, в Италии – на 84,96% (ранее это были крупнейшие рынки сбыта Газпрома в Европе).

За период отбора, завершившегося 31 марта, из европейских ПХГ было извлечено 58,19 млрд м³ газа. Сейчас в европейские ПХГ к зиме закачано 43,65 млрд м³ газа. Для достижения целевого уровня к ноябрю европейцам необходимо запасти 22,67 млрд м³.

Согласно действующим нормам ЕС, к началу отопительного сезона, который длится с 1 октября по 30 апреля, газовые хранилища должны быть заполнены на 90%. При этом ранее Еврокомиссия сообщала, что в текущем году уровня в 80% будет достаточно для прохождения зимнего периода. Кроме того, дополнительный механизм гибкости позволяет ЕК специальным решением сократить установленный показатель для отдельных стран еще на 5 п. п., до 75%.

Ранее немцы заявляли, что сомневаются в возможности заполнить газовые хранилища до 70%. Накануне стало известно, что Германия готовит к зиме новый терминал для импорта сжиженного природного газа (СПГ).

Газовые котировки опустились до 950 долл. США/1000 м³. Октябрьские фьючерсы на газ на хабе TTF (Нидерланды) на бирже ICE Futures к 11:30 мск 17 сентября торговались на уровне 78,43 евро/МВт·ч (953,56 долл. США за 1000 м³), рост по сравнению с расчетной ценой предыдущего дня составил 0,51%.

Автор: К. Кожемяченко

Подпишитесь

Читать полностью