Москва, 14 июн - ИА Нефтегаз.РУ. Вопрос магистрального газопровода (МГП) Сила Сибири-2 упирается не в цену, а в технические аспекты, включая маршрут.
Об этом в интервью ТАСС, опубликованном 14 июня 2026 г., сообщил 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.

Не цена, а маршрут

Тезисы от Б. Титова:

• пресса много писала о Сила Сибири-2, которая до сих пор не подписана,
• я могу вам сказать, хотя я не занимаюсь этим вопросом, но то, что я знаю как сопредседатель РККДМР: вопрос стоит в технических проблемах,
• это не вопрос цены, о котором многие СМИ писали – что мы не можем урегулировать цену,
• вопрос больше в логистике,
• принятие правильного решения о маршруте прохождения этого газопровода,
• тут 2 вещи между собой коррелируются:
• надо выбрать оптимальный вариант по затратам на его строительство
• и с точки зрения безопасности и надежности маршрута;
• поэтому этот вопрос обсуждается, и никто особенно не торопился на встрече в Пекине,
• это рабочий момент, который будет решен в ближайшее время, но никто не торопится.

Проект МГП Сила Сибири-2 и ее продолжение в Монголии – МГП Союз Восток, составляющие Западный маршрут поставок газа в Китай, неоднократно становился предметом манипуляций в западных СМИ. Так, обсуждалась тема, что Китай вообще не заинтересован в трубопроводных поставках российского газа, но при этом добивается поставок газа по внутрироссийским ценам, что может сделать проект убыточным для России.

Эти заявления неоднократно опровергались:

• реальными фактами – поставки газа по МГП Сила Сибири-1 (Восточный маршрут поставок газа в Китай) наращивались с опережением графика с 2021 г., а в 2025 г. маршрут отработал на сверхпроектном уровне (поставки увеличились на 24,8%, до 38,84 млрд м³ газа, при этом контрактные обязательства по просьбе CNPC Газпром превысил на 2,1%),
• заявлениями на уровне вплоть до главы государства – В. Путин прямо развеивал спекуляции по поводу огромных скидок и чуть ли не убыточности поставок для Газпрома, объясняя, что цена в контракте не фиксированная, а определяется по формуле с привязке к нефтяной корзине.

Однако отсутствие контракта и заявления российских официальных лиц указывали на расхождения подходов у России и Китая к формуле ценообразования. По словам Б. Титова, вопрос больше касается маршрута МГП Сила Сибири-2, что также является важным моментом:

• в России маршрут МГП Сила Сибири-2 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 – 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 Китая. Это требует от китайской стороны четкого понимания темпов роста потребности в газе в регионах, куда придет Западный маршрут:
• параллельно с монгольским транзитом, в контексте Западного маршрута регулярно всплывает тема казахстанского транзита.

Поэтому тема маршрута МГП Сила Сибири-2 и в целом Западного маршрута поставок газа в Китай выглядит не менее сложной, чем ценовая тема.

МГП Сила Сибири-2 и др. маршруты

МГП Сила Сибири-2 (ранее МГП Алтай) планируется построить для поставок газа с месторождений Западной Сибири на запад Китая. Впервые о западном маршруте поставок российского газа в Китай заговорили весной 2006 г, когда в ходе визита в КНР В.Путин заявил, что в 2011 г. в эту страну из России будет построен экспортный газопровод, по которому в перспективе будет транспортироваться до 80 млрд м³/год по двум маршрутам – из Западной и Восточной Сибири.

По первоначальному плану МГП Сила Сибири-2 должен был пройти напрямую из республики Алтай в Синьцзян-Уйгурский автономный район Китая, но затем Монголия предложила вариант с транзитом по своей территории, что дало ряд преимуществ (обход плато Укок, сближение позиций России и Монголии по ГЭС на р. Селенга, питающей о. Байкала, возможность начала сетевой газификации ряда регионов РФ).

В результате сложилась следующая схема:

• МГП Сила Сибири-2 в России обеспечит соединения 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. Примерная протяженность – 962,9 км.

Планируемая экспортная мощность Западного маршрута составит 50 млрд м³/год газа. Реальная мощность МГП Сила Сибири-2 и МГП Союз Восток не анонсировалась, но он 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.

2 сентября 2025 г. в г. Пекин по итогам переговоров президента РФ В. Путина, председателя КНР 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). Контракт продолжает обсуждаться.

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.

Читать полностью

Москва, 14 июн – ИА Нефтегаз.РУ. ВМС Великобритании перехватили следовавший через пролив Ла-Манш танкер.
Об этом 14 июня 2026 г. сообщил в X премьер-министр Великобритании К. Стармер, подробности привело Минобороны королевства.

Перехват Smyrtos

К. Стармер заявил, что рано утром 14 июня 2026 г. Сегодня рано утром я отдал приказ ВС Великобритании перехватить нефтяной танкер теневого флота, пытавшийся пройти через Ла-Манш.

По заявлению британского премьера, это была «успешная операция», которая нанесла удар по России и напомнила «тем, кто поддерживает войну в Украине, что им не позволят уйти от наказания».

Минобороны Великобритании уточнило, что речь идет о танкере Smyrtos. Уточняется, что операция по захвату танкера продлилась 6 часов, в ней были задействованы корабли Sutherland и Ledbury, а также военная авиация.

В заявлении Миниобороны Великобритании также напоминается, что в марте премьер-министр страны согласился с тем, что «военнослужащие британских вооруженных сил и сотрудники правоохранительных органов имеют право подниматься на борт судов т.н. «теневого флота» в соответствии с международным правом». Также отмечается, что Великобритания является лидером «в борьбе с теневым флотом, введя санкции уже против более чем 500 судов».

Судно Smyrtos временно перемещено на якорную стоянку у южного побережья Англии, за ним будет вестись наблюдение на предмет экологических проблем или угроз безопасности.

Путь (S)myrtos

Нефтеналивной танкер Smyrtos (IMO 9389100) – судно типоразмера Aframax дедвейтом 106,969 тыс. т. Судно построено в 2009 г. и до февраля 2025 г. носило имя Myrtos и ходило под флагами Греции и Мальты. Под именем Smyrtos судно поменяло флаги Панамы, Гамбии и Камеруна (под флагом Камеруна судно и было задержано). Smyrtos включен в санкционные списки ЕС и Великобритании.

В 2025 г. Smyrtos курсировал между российским портом Козьмино на Дальнем Востоке и китайским портом Лункоу.

В последнее время судно начало работать на Балтике. В проблемный рейс танкер ушел 5 июня 2026 г. из порта Усть-Луга. Пункт назначения судно не указывало.

Данные сервисов отслеживания судов указывают, что Smyrtos, вероятно, был перехвачен рано утром 14 июня 2026 г. в районе о-ва Уайт в проливе Ла-Манш. В настоящее время судно находится на якорной стоянке вблизи Портленда.

Британия vs теневой флот

Великобритания позиционирует себя как ярого борца против т.н. «теневого флота». Под этой формулировкой западные страны понимают суда, работающие вне западной экосистемы морских перевозок, в т.ч. не пользующиеся услугами британских страховщиков. Суда т.н. «теневого флота» обвиняют в небезопасном судоходстве, создании экологических рисков и т.п. Россия, со своей стороны, подчеркивает, что понятия «теневой флот» в международном морском праве отсутствует, а Запад, прикрываясь этим термином, занимаются разбоем на морских коммуникациях, стремясь удержать свои позиции в мировом судоходстве.
До случая с Smyrtos Великобритания лишь вводила санкции и помогала Франции в захвате танкеров, подозреваемых в причастности к «теневому флоту» (которые потом приходилось отпускать).

На прямой захват судов, перевозящих российскую нефть, Великобритания до последнего времени не решалась. С одной стороны, сдерживающими фактором выступало присутствие военных кораблей РФ. Так, в апреле 2026 г. российский фрегат Адмирал Григорович сопроводил 2 танкера-продуктовоза под флагом РФ Universal и Enigma при прохождении через пролив Ла-Манш в сторону Атлантического океана. Пресс-секретарь президента РФ Д. Песков тогда говорил, что Россия ​считает себя вправе и ‌будет обязательно принимать меры ‌по защите своих ​интересов в случае пиратства в международных водах.

Помимо возможного ответа и ослабленного флота Великобританию сдерживали чисто экономические соображения. The Telegraph писала, что попытки перехвата танкеров т.н. «теневого флота» потребовали бы задействования значительных ресурсов, а после захвата суда нужно будет где-то пришвартовать, тогда как в британских портах ограниченное количество причалов, способных вместить танкеры-Афрамаксы.

The Times со ссылкой на источники в Минобороны Соединенного Королевства писала, что Великобритания изучает возможность продажи нефти, находящейся на борту задержанных танкеров, связанных с Россией. Однако достаточно твердых правовых оснований для реализации таких планов не нашлось. Читать полностью

Москва, 12 июн - ИА Нефтегаз.РУ. Минфин США продлил разрешение на транзакции в сфере атомной энергетики с подсанкционными российскими банками.
Соответствующую генлицензию (GL 115D) 11 июня 2026 г. опубликовало Управление по контролю за иностранными инвестициями Минфина США (Office of Foreign Assets Control, OFAC).

Очередное продление

Подробнее о новой генлицензии:

• лицензия распространяется на Банк России, Национальный клиринговый центр (НКЦ), а также на ряд крупных российских банков, включая Альфа-Банк, ВЭБ.РФ, ВТБ, Газпромбанк, Росбанк, Сбербанк, Совкомбанк, банки Зенит, Открытие и Санкт-Петербург,
• также она касается компаний, в которых эти банки владеют более чем 50% долей (как напрямую, так и косвенно),
• разрешение действует только в отношении сделок, связанных с поддержкой гражданских ядерных проектов, которые были начаты до 21 ноября 2024 г. (даты введения санкций),
• к таким проектам могут относиться добыча или обогащение урана, производство топлива для АЭС.

Предыдущая лицензия (GL 115С) утратила силу (должна была истечь 18 июня), ее заменил новый документ (GL 115D). Согласно новой лицензии, все разрешенные операции должны быть завершены до 12:01 по времени восточного побережья США 18 декабря 2026 г. (если не последует очередная лицензия).

115^я лицензия

Изначально лицензия GL 115 была выпущена 18 декабря 2024 г. и распространялась только на Газпромбанк (ГПБ). Выдавая это разрешение, OFAC подчеркивало, что временное исключение из санкционного режима распространяется на проекты, запущенные до включения ГПБ в SDN List (датировано 21 ноября 2024 г.).

Речь может идти, например, о транзакциях, связанных с добычей/обогащением урана и производством топлива для АЭС, отмечало OFAC, обращая внимание, что в отношении новых проектов – в качестве примера приводилось строительство АЭС Пакш-2 в Венгрии – лицензия не действует. Впоследствии действие лицензии было распространено на Сбербанк, ВТБ, Совкомбанк, Альфа-банк и ряд других кредитных организаций, а также госкорпорацию ВЭБ.РФ.

А АЭС Пакш-2 получила отдельную лицензию (GL132 от 21 ноября 2025 г.). Эта лицензия разрешает связанные с проектом финансовые операции с перечнем российских банков и организаций. Причем в отличие от GL 115 и последующих, она вообще не привязана к дате начала работ и не имеет срока действия.
Читать полностью

Москва, 12 июн - ИА Нефтегаз.РУ. Японская Sakhalin Oil and Gas Development Co. Ltd. (SODECO) обратилась к правительству страны с просьбой отменить потолок цен на российскую нефть для проекта Сахалин-1.
Об этом сообщил президент SODECO Х. Мурамацу, его слова 12 июня 2026 г. приводит ТАСС.

Нет выбора

SODECO в настоящее время находится в процессе переоформления принадлежащих ей 30% в проекте Сахалин-1 с прежнего оператора на нового оператора, находящегося в российской юрисдикции.

Для такого переоформления власти РФ ввели ряд дополнительных условий, включая усилия иностранного акционера по отмене санкций, негативно влияющих на работу оператора, в т.ч. потолка цен на перевозимую морем российскую нефть.

Тезисы от Х. Мурамацу:

• SODECO прилагает усилия к переоформлению доли участия в проекте Сахалин-1,
• мы просим правительство об отмене потолка цен, однако в силу сотрудничества со странами G7 правительство не может отменить потолок цен на данном этапе,
• SODECO может действовать лишь в соответствии с политикой правительства Японии, поэтому возобновить импорт нефти с Сахалина-1 на данном этапе сложно,
• учитывая внешнюю политику японского правительства и стран G7, а также нынешнюю нестабильную энергетическую ситуацию, мы оказались в ситуации, когда у нас нет иного выбора, кроме как реагировать в соответствии с политикой правительства,
• мы должны действовать в соответствии с политикой правительства, и на данном этапе сложно осуществлять поставки нефти с Сахалина-1 в Японию.

Напомним, что SODECO является консорциумом японских компаний Japex, Itochu, Marubeni, Inpex, созданным для участия в проектах разработки месторождений на шельфе о-ва Сахалин. Главным акционером консорциума выступает правительство Японии.

Япония не импортирует нефть с Сахалина-1, однако власти страны неоднократно подчеркивали важность проекта для энергобезопасности страны. Поставки нефти с проекта Сахалин-1 позволили бы смягчить последствия кризиса, спровоцированного блокировкой Ормузского пролива, последствия которого для своего рынка страна вынуждена гасить в рамках скоординированного Международным энергетическим агентством (МЭА) вывода нефти из стратегических резервов.

Однако возобновление поставок выглядит малореальным с учетом необходимости выполнения требований конвертации доли участия в проекте Сахалин-1.

Сахалин-1...

Проект Сахалин-1 реализуется на основании соглашения о разделе продукции (СРП), заключенного 30 июня 1995 г. Участниками проекта до 2022 г. являлись американская ExxonMobil (30% доли в проекте, оператором разработки и обладателем лицензии выступала ее дочка Exxon Neftegas Limited, зарегистрированная на Багамских о-вах), японская SODECO (30%), индийская ONGC Videsh (20%) и Роснефть (20%).

Проект включает 3 месторождения: Чайво, Одопту и Аркутун-Даги на северо-восточном шельфе о-ва Сахалин. Общие запасы месторождений проекта оцениваются в 307 млн т нефти и 485 млрд м³ природного газа. Нефть, добываемая на проекте Сахалин-1, экспортируется через терминал в Де-Кастри Хабаровского края и выделена в отдельный сорт Sokol – это премиальный легкий сорт с очень низким содержанием серы.

Полка добычи нефти по проекту Сахалин-1 была достигнута в 2019 г. на уровне 12,96 млн т/год, после чего показатели стали снижаться - до 12,44 млн т в 2020 г. и до 11,3 млн т в 2021 г (порядка 230 тыс. барр./сутки). Показатели за 2022 г. и последующие годы не раскрывались,.

2022 г. оказался для Сахалина-1 очень сложным, т.к. добыча была остановлена на 6 месяцев из-за действий ExxonMobil. Весной 2022 г. компания заявила о полном уходе из России, остановив при этом добычу на проекте и попытавшись передать права по СРП Сахалин-1 неназванной третьей стороне. Эта попытка была заблокирована российскими властями, а возобновить добычу удалось в ноябре 2022 г. без ExxonMobil.

Полностью восстановить добычу сумели к июлю 2023 г., но с экспортом возникали сложности, в т.ч. из-за премиальности сорта Sokol, который даже в периоды снижения цен все равно оказывался уровня потолка цен.

...и сложности операторства

7 октября 2022 г. президент РФ В. Путин подписал указ о переводе проекта Сахалин-1 в российскую юрисдикцию. Указ предусматривает создание российского оператора Сахалин-1, который получил все имущество проекта, а участники консорциума могли конвертировать свою долю участия из Exxon Neftegaz Limited в ООО Сахалин-1. Свое согласие дали все участники проекта, кроме ExxonMobil.

Согласно указу президента, доля участия в российском операторе проекта, невостребованная иностранной стороной консорциума, подлежит оценке правительством РФ и продаже российскому юрлицу, соответствующему определенным критериям. Денежные средства от продажи должны были быть зачислены на спецсчет типа С, заморожены и выплачены иностранному участнику после удержания размера ущерба.

Оценка доли участия ExxonMobil в проекте Сахалин-1 до сих пор не готова, лишь определены правила проведения оценки и продажи доли в уставном капитале ООО Сахалин-1. Срок реализации зависшей доли продлен до конца 2026 г.

SODECO и ONGC, несмотря на формальное согласие, особой активности и участия в судьбе нового оператора не принимали. Так ONGC Videsh в апреле 2023 г. получила свою долю с ликвидационного счета проекта Сахалин-1 (специальный банковский счет, куда зачисляются денежные средства компании, которая выходит из проекта, пока ее активы и доли участия не будут конвертированы из прежнего оператора в нового), но передать эти средства в ООО Сахалин-1 у индийской стороны все никак не получалось.

С японской стороны ситуация сложилась еще более занятная. Судьбой проекта Сахалин-1 Япония была озабочена гораздо меньше, чем Сахалином-2, для которого Япония не только сохранила доли участия своих компаний после перевода проекта в российскую юрисдикцию, но и добилась исключения из-под действия потолка цен. В отношении Сахалина-1 о подобной протекции Япония даже не думала, что в целом было ожидаемо. Сахалин-2 обеспечивает почти 9% потребления Японией сжиженного природного газа (СПГ), а покупка нефти зашита в тот же контракт, поэтому исключение из-под потолка цен и возможность транспортировки без всяких ограничений для Японии оказалось критически важным.

С Сахалина-1 Япония нефть не импортирует, поэтому никаких действий для получения исключений для проекта даже не стала пытаться предпринимать (опять-таки, понять можно т.к. скандалов с Сахалином-2 и так хватало). Максимум, что сделала Япония как страна G7 и участница коалиции, установившей потолок цен, – не присоединилась к инициированному ЕС снижению потолка цен с 60 долл. США/барр. до 47,6 долл. США/барр. с 3 сентября 2025 г. и до 44,1 долл. США/барр. с 1 февраля 2026 г.

В итоге 15 августа 2025 г. В. Путин внес изменения в свой указ от 7 октября 2022 г., выдвинув ряд условий, касающихся получения зарубежными компаниями долей участия в российском операторе проекта Сахалин-1. Если ранее для конвертации было достаточно желания иностранного участника проекта и одобрения от правительства РФ, то сейчас потребовалось одновременное выполнение 3 условий:

• зачисление на расчетный счет ООО Сахалин-1 денежных средств, ранее накопленных на ликвидационном счете,
• заключение договоров поставки необходимого для проекта оборудования иностранного производства и запчастей к нему, а также договоров о техническом сотрудничестве,
• совершение действий, которые привели к отмене санкций, негативно влияющих на работу оператора, включая при необходимости их судебное обжалование.

Читать полностью

Москва, 12 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Малайзийская PETRONAS и японская JERA подписали долгосрочное соглашение о поставках сжиженного природного газа (СПГ). Япония будет получать до 2 млн т/год СПГ в течение 20 лет, начиная с 2028 г.
Об этом сообщила пресс-служба PETRONAS.

PETRONAS будет экспортировать газ через дочернюю компанию – PETRONAS LNG Ltd. (PLL). Новая сделка укрепляет компанию в позиции основного поставщика в Японию, крупнейшего в мире импортера СПГ. Стоимость сделки не раскрывается.

Газ будет доставляться на новых танкерах - газовозах пятого поколения вместимостью 174 тыс. м³. Они спроектированы в соответствии с требованиями Международной морской организации (IMO) о снижении выбросов в атмосферу, имеют современные дизель-электрические двигатели (MEGI/X-DF), расходуют судовое топливо на 58% экономичнее, чем танкеры предыдущего поколения, в них используется система газоудаления Mark III Flex.

Для любознательных напомним, что судовладельцы ныне избавляются от традиционных, ранее доминирующих на рынке перевозок СПГ, высоконадежных танкеров - газовозов с паротурбинным приводом, которые используют в качестве судового топлива отпарной газ из СПГ. Это позволяет России пополнять флот вполне еще ничего танкерами - газовозами даже в условиях нарастающих санкций.

«JERA продолжит формировать сбалансированный портфель закупок СПГ, включая поставки из таких регионов, как Ближний Восток, Азиатско-Тихоокеанский регион и США, и диверсифицируя региональные риски, связанные с поставками», – говорится в заявлении японской компании.

Малайзия отправила первую партию СПГ в Японию в 1983 г. С тех пор страны развивают энергетическое партнерство в области сжиженного газа.

Япония и СПГ

Компания JERA активно поставляет СПГ в другие страны, перепродавая и торгуя газом через свое специализированное торговое подразделение JERA Global Markets (JERAM). Являясь крупнейшей японской компанией по генерации электроэнергии и одним из крупнейших в мире покупателей СПГ, JERA использует свой обширный глобальный портфель закупок для поставок на зарубежные рынки, чтобы оптимизировать свои объемы и учесть сезонные различия в спросе в Азии.

В декабре 2025 года JERA подписала первое долгосрочное соглашение купли-продажи (SPA) СПГ за пределы Японии. Это контракт с индийской Torrent Power Limited, рассчитанный на десять лет, по которому JERA будет ежегодно поставлять четыре партии СПГ, примерно по 270 тыс. т/год, на условиях Delivered Ex-Ship (DES). Поставки должны начаться в 2027 г. В этом контракте учитываются взаимодополняющие сезонные тенденции спроса между Японией и Индией.

JERA тесно сотрудничает в области оптимизации с южнокорейской государственной компанией Kogas. Обе компании используют свои терминалы для обмена грузами и совместной торговли, чтобы справиться с локальными энергетическими кризисами или резкими скачками спроса.

В марте 2026 года JERA подписала соглашение с французской компанией Dunkerque LNG, что обеспечило JERA прямой доступ к европейской инфраструктуре природного газа, позволяя перенаправлять, выгружать или торговать СПГ в европейскую газотранспортную систему (ГТС).

JERA стремится осуществлять поставки в другие страны на условиях Free on Board (ФОБ) Инкотермс без ограничений по месту назначения. JERA обеспечивает поставки миллионов тонн СПГ из США (NextDecade, Sempra, Cheniere) и Австралии. Поскольку в этих контрактах отсутствуют пункты назначения, JERA юридически разрешено перенаправлять эти танкеры - газовозы, пока они еще находятся в море. Ушлые японцы, вместо того чтобы доставлять газ в Японию, перепродают его напрямую покупателям в Азиатско-Тихоокеанском регионе и Европе, когда внутренние запасы в Японии переполнены.Этот механизм перепродажи стал настолько массовым, что японские компании перепродают примерно 40% всего СПГ, которым они торгуют, на зарубежные рынки, превращая JERA и ее партнеров в крупных международных поставщиков ликвидности.
Японцам это так понравилось, что в октябре 2025 г. JERA вошла в добычной проест. Компания заключила сделку по приобретению доли участия в газовом проекте South Mansfield на западе штата Луизиана. Текущий уровень добычи на месторождении составляет 500 млн фут³/сутки (362 тыс т/сутки) природного газа. Планируется, что этот показатель будет увеличен до 1 млрд фут³/сутки.

Новые вызовы для одного из крупнейших закупщиков СПГ

В апреле 2026 года из-за кризиса на Ближнем Востоке Япония сократила импорт СПГ до минимума почти за 17 лет, т. е. с мая 2009 г. – периода до аварии на атомной электростанции (АЭС) Фукусима-1. Согласно данным Министерства финансов страны, объем поставок СПГ в апреле составил 4,269 млн т, что на 21% ниже показателя аналогичного периода 2025 г.

Одним из поставщиков СПГ для Японии выступает Россия, но страна осуществляет отбор СПГ из РФ преимущественно в рамках долгосрочных контрактов. Поставки российского СПГ в Японию в апреле увеличились на 30%, до 456 тыс. т. При этом по итогам января–апреля импорт российского газа снизился на 4% и составил 2,07 млн т.

Основной объем поставок в Японию обеспечивают российские крупнотоннажные СПГ-проекты Сахалинской энергии (совладельцы – Газпром, Mitsui и Mitsubishi), а также Ямал СПГ (участники – НОВАТЭК, TotalEnergies, китайские CNPC и SRF), Газпром СПГ Портовая и Криогаз-Высоцк.


Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Оттава, 12 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Канадский магистральный нефтепровод (МНП) Trans Mountain впервые вышел на проектную мощность с момента завершения проекта по реконструкции, направленной на увеличение пропускной мощности до 890 тыс. барр./сутки.
Об этом сообщает Reuters.

Эффект Ормуза

Многострадальный проект расширения пропускной мощности МНП Trans Mountain с 300 тыс. барр./сутки до 890 тыс. барр./сутки был завершен 2 мая 2024 г.

Trans Mountain прогнозировала, что с 2025 г. МНП будет использоваться на 96% ежегодно. Но за первые 8 месяцев работы МНП Trans Mountain было отгружено всего 18,5 тыс. барр./сутки по сравнению с прогнозируемыми 30,6 тыс. барр./сутки. В 2024 г. общая загрузка МНП составила 77%, что значительно ниже прогнозируемых 83%.
Позднее прогнозы загрузки системы МНП Trans Mountain были обновлены:

• на 2025 г. – 84% (показатель был достигнут);
• 2026 г. – 88%;
• 2027 г. – 92%.

Ожидалось, что МНП не будет заполнен на 96% до 2028 г.
20% пропускной способности МНП были зарезервированы для спотовых поставок, но использовались недостаточно. Дело в том, что стоимость транспортировки в МНП Trans Mountain выше, чем в системе МНП Enbridge Mainline, крупнейшей в Северной Америке, которая транспортирует нефть из Западной Канады на рынки Восточной Канады и Среднего Запада США.
Канадцы очень хотели уйти от зависимости от США в части экспорта отечественной нефти, поэтому строили нефтепровод для альтернативного экспорта. ПРоект оказался так себе по рентабельности. Но вмешался случай.

Нестабильность на мировых рынках нефти и перебои в работе Ормузского пролива привели к росту спроса на канадскую нефть со стороны азиатских рынков. Trans Mountain – единственный действующий нефтепровод в Канаде, идущий с востока на запад, и единственный выход на рынки Азии и за пределами США.

На июнь 2026 г. распределение нефти по трубопроводу уже завершено. При этом, по словам, Д. Балаша, вице-президента по развитию бизнеса компании Trans Mountain, прогнозировать загруженность системы на долгосрочную перспективу сложно.

Дальнейшая оптимизация МНП

Trans Mountain планирует несколько проектов по оптимизации, в том числе добавление антифрикционных присадок, снижающих сопротивление, и строительство новых насосных станций, которые, как ожидается, к концу 2028 г. увеличат пропускную мощность системы МНП на 300 тыс. барр./сутки. Ранее генеральный директор компании М. Маки. Сообщал, что к 2029 г. пропускная мощность Trans Mountain может достичь 1,2 млн барр./сутки.

Компания Trans Mountain в рамках модернизации уже добавила в свою трубопроводную систему 12 новых насосных станций - 11 для расширенной линии и одну для существующей. Десять из них были построены на существующих объектах в Альберте и Британской Колумбии, а две - на совершенно новом объекте в Британской Колумбии. Развитие структуры насосно- перекачивающих станций будет продолжено.

Одновременно, внедряется проект добавления антифрикционных присадок. Эти высокомолекулярные полимеры подавляют турбулентные завихрения вдоль стенки трубы, сводя к минимуму трение. Это позволяет трубопроводу поддерживать более высокие объемы потока без увеличения давления перекачки или строительства новой дорогостоящей инфраструктуры. Добавление этих реагентов увеличивает пропускную мощность системы примерно на 5-10%, увеличивая общую пропускную мощность МНП примерно на 90 000 барр/сутки. Предусмотрено установить 16 установок для нагнетания реагентов на 12 существующих НПС вдоль обеих ниток МНПР. Стоимость проекта - 9 млн долларов, ввод в эксплуатацию - начало 2027 года.

Напомним, что параллельно Альберта, главная нефтедобывающая провинция Канады, изучает возможность строительства нового нефтепровода мощностью 1 млн барр./сутки на северо-западном побережье Британской Колумбии для увеличения экспорта в Азию, но ни одна частная компания пока не взяла на себя такие обязательства.

Канада занимает 4-е место в мире по добыче нефти, но ее ключевая нефтедобывающая провинция Альберта не имеет выхода к морю. Тяжелая нефть Альберты по составу схожа с венесуэльским бенчмарком.

МНП Trans Mountain

• был построен в 1953 г. и транспортирует нефть до сих пор;
• протяженность - 1150 км;
• это единственный нефтепровод, соединяющий месторождения тяжелой нефти в районе г. Эдмонтона в нефтеносной провинции Альберта с прибрежным г. Бернаби в провинции Британская Колумбия, на западном побережье страны;
• маршрут: округ Страткона (недалеко от г. Эдмонтона) - г. Бернаби;
• МНП Trans Mountain принадлежит и эксплуатируется корпорацией Trans Mountain Corporation, федеральной королевской корпорацией, полностью принадлежащей правительству Канады через Canada Development Investment Corporation.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 12 июн – ИА Нефтегаз.РУ. В январе–апреле 2026 г. внешняя торговля химической продукцией и каучуками России показала умеренный рост как по экспорту, так и по импорту, следует из данных Федеральной таможенной службы.

Экспорт химической продукции увеличился на 6,6% по сравнению с аналогичным периодом 2025 г. и составил 11,2 млрд долл. США. При этом в 1-м квартале поставки за рубеж достигли 8 млрд долл. США, что означает, что в апреле экспорт составил около 3,2 млрд долл. США.

Импорт продукции химической промышленности также вырос - на 5,3%, до 18,6 млрд долл. США. В апреле российские компании ввезли химтоваров на 5,1 млрд долл. США.

Речь идет о широком спектре продукции по кодам ТН ВЭД 28–40, включая:

• органические и неорганические химические вещества,
• фармацевтическую продукцию,
• минеральные удобрения,
• красители,
• моющие средства,
• пластмассы,
• каучук,
• различные химические изделия и материалы.

Стратегия развития химпрома до 2050 г.

В настоящее время Минпромторг РФ готовит новую стратегию развития химической промышленности России до 2050 г. Как сообщил М. Юрин, документ может быть внесен в правительство до конца 2026 г.

Ожидается, что стратегия определит:

• приоритетные направления импортозамещения;
• развитие глубокой переработки углеводородного сырья;
• локализацию критически важных химических производств;
• меры технологического суверенитета;
• развитие экспортного потенциала российского химпрома.

Химическая промышленность рассматривается как одна из ключевых отраслей для обеспечения технологической независимости РФ, включая производство полимеров, нефтехимии, минеральных удобрений, композитов, специальной химии и продукции для машиностроения, ТЭК и агросектора.

Ранее сообщалось, что по итогам 2025 г. экспорт химической продукции и каучуков из России вырос на 21,6% - до 33,6 млрд долл. США, а импорт увеличился на 3,8%, до 55,5 млрд долл. США. Читать полностью

Москва, 12 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Министр энергетики РФ С. Цивилев заявил, что топливно‑энергетический комплекс (ТЭК) страны готов перейти на отечественные цифровые решения - это необходимо для формирования новой архитектуры его технологической устойчивости.
Выступая на заседании комиссии Государственного совета по направлению «Энергетика», он обозначил ключевые направления развития отрасли.


По данным исследования, которое Минэнерго России провело совместно с АНО Цифровая экономика, технологии искусственного интеллекта уже внедрены более чем в 20 производственных и бизнес‑процессах ТЭК. Всего в отрасли насчитывается свыше 300 реализованных и текущих проектов в сфере ИИ. Эксперты прогнозируют, что к концу 2027 г. такие технологии будут использовать 70% крупных организаций ТЭК.

Еще одно важное решение закреплено в утвержденном Правительством РФ Стратегическом направлении цифровой трансформации ТЭК: к 2027 г. планируется создать отраслевой полигон для тестирования ИИ‑технологий и других цифровых решений.

Значительная часть обсуждения на заседании была посвящена защите объектов ТЭК от киберугроз. Участники рассмотрели, как продвигается пилотный проект «Контролируемые кибератаки в топливно‑энергетическом комплексе», а также обсудили планы по проведению кибериспытаний во всех регионах страны.

С. Цивилев подчеркнул, что Минэнерго ведет последовательную работу для стабильного обеспечения России энергоресурсами:


Кроме того, глава ведомства сообщил о планах запустить новые инвестиционные циклы в энергетике:


Министр добавил, что инициатива по запуску нового инвестиционного цикла в экономике была выдвинута Президентом РФ В. Путиным и председателем правительства РФ М. Мишустиным. Читать полностью

Вашингтон, 12 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Сырьевой трейдер Gunvor оказывает финансовую поддержку группе руководителей энергетического сектора, развивающих проект по консолидации добывающих газовых активов в крупнейших сланцевых бассейнах США.
Об этом сообщает Reuters со ссылкой на представителя компании. Gunvor поддержала частную компанию Western Natural Resources из города Оклахома-Сити, ранее работавшей над энергетическими проектами совместно с инвестиционной компанией KKR. Инвестиции направлены на увеличение доли участия Gunvor в сфере добычи природного газа на территории США и укрепление позиций компании на энергетическом рынке страны.

В Gunvor заявили, что США остаются «привлекательным направлением для инвестиций», отметив, что проект дополняет уже существующие вложения компании в американский энергетический сектор и способствует развитию внутреннего энергоснабжения.

Контекст

Россияне живо интересуются Gunvor в связи с ее российскими корнями. Кое-кто на Западе считает, что компания тесно связана с РФ. В прошлом недоброжелатели даже обвиняли компанию в сговоре при торговле российской нефтью.
Где-то в 2016 году, компания стала решительно дистанцироваться от связей с РФ, активно инвестируя появившиеся у нее средства в активы по всему миру, даже в Парагвае засветилась.
В 2025 году глава Gunvor Торнквист даже засобирался в отставку после обвинений США в связях компании с РФ.

А пришел в Gunvor Т. Торнквист более четверти века назад, в 2000 г. Именно ему в 2014 г. Г. Тимченко за день до введения в отношении него санкций США продал принадлежавшие ему 43,5% акций Gunvor. После этого доля участия Т. Торнквиста в Gunvor составляла 84,79%, а оставшиеся 15,21% были распределены между другими сотрудниками. Когда-то давно в компании был еще 1 учредитель, но это было тоже четверть века назад, все быльем заросло.

Очередной всплеск интереса российских обывателей к Gunvor был связан с неудавшейся попыткой выкупить зарубежные активы ЛУКОЙЛа. В нынешнем мире так бывает, власти США порекомендовали ЛУКОЙЛу продать зарубежные активы, ЛУКОЙЛ покорно согласился, предварительно зафиксировав убыток от обесценения в размере 1,66 трлн руб! Появился было покупатель в лице Gunvor, но Минфин США в X опубликовал пост, в котором жестко обвинил Gunvor в связях с Россией и заявил, что не даст трейдеру лицензию на покупку. Д. Трамп в обычной своей манере,сказал о Gunvor что-то нехорошее.

Первая покупка

Между тем, Gunvor уже начала инвестировать в американские активы через Western Natural Resources. В мае компания предоставила инвестиции для сделки Western по приобретению газодобывающих активов в сланцевом бассейне Haynesville, расположенном в штатах Техас и Луизиана. Сумма сделки оценивается примерно в 300 млн долл. США.

Активы были выкуплены у Nadel and Gussman NV и Quantent Energy Partners, входящих в портфель частной инвестиционной компании Post Oak Capital. Post Oak подтвердила продажу части активов в мае, однако отказалась комментировать детали сделки и участие Gunvor.

Источники также отмечают, что Gunvor планирует продолжать поддержку Western Natural Resources в будущих сделках по приобретению газовых активов в США, включая проекты в Haynesville и других ключевых сланцевых бассейнах. Компания рассчитывает воспользоваться волной сделок по продаже активов на фоне реструктуризации энергетических портфелей крупных игроков отрасли.

Точный объем инвестиций Gunvor в Western на данный момент не раскрывается.

Ранее Reuters сообщал, что Gunvor ведет переговоры о поддержке новых частных компаний, приобретающих газодобывающие активы в США, от своего имени. В частности, один из источников агентства отмечал, что Gunvor была среди претендентов на активы Canadian Baytex Energy в сланцевом бассейне Eagle Ford, которые последняя продала в ноябре 2025 г. неназванному покупателю более чем за 2,3 млрд долл. США. Участие Gunvor в торгах заключалось в финансовой поддержке предложения техасской компании Percussion Petroleum, но это предложение не было принято продавцом.

В годовом отчете за 2024 г. Gunvor также заявляла о выходе на рынок добычи природного газа в США.

Бассейн Haynesville

• открыт в 2008 г. компанией Chesapeake;
• простирается через границу штатов Техас и Луизиана, охватывая 23 округа и примерно 23 300 км²;
• глубина залегания продуктивных пластов –3 000–4 300 м;
• ресурсы – по оценкам, в формации Haynesville содержится около 7,1 трлн м³ газа,
• эксперты считают, что каждая скважина способна дать примерно 184 млн м³ газа,
• для сравнения, типичная скважина в других регионах дает около 75 млн м³, что подчеркивает высокую продуктивность Haynesville;
• ключевая характеристика – аномально высокое пластовое давление, что обеспечивало высокие начальные дебиты скважин.

Число буровых установок в бассейне резко выросло и достигло пика в середине 2010 г.– 185 установок. На пике добыча составляла около 203 млн м³/сутки газа, что эквивалентно примерно 9,3% всей добычи природного газа в США. После раннего максимума последовал новый рост в 2017 г., который увеличил добычу до примерно 340 млн м³/сутки. В первой половине 2022 г. активность бурения выросла на 54% по сравнению с 2021 г. Добыча оставалась высокой до конца 2022 г.

В структуре добычи сланцевого газа США Haynesville занимает третье место после:

• Permian Basin;
• Marcellus Shale.

Подпишитесь

Читать полностью