Турция не хочет зависеть от труб: ставка на СПГ и новые терминалы регазификации

Французская TotalEnergies после 2027 года рассчитывает продолжить работу с «Ямал СПГ», но переориентировать сбыт продукции на рынки за пределами Евросоюза. Об этом заявил «Интерфаксу» глава НОВАТЭКа Леонид Михельсон в кулуарах XIX Веронского Евразийского экономического форума.

По его словам, французская компания заинтересована в том, чтобы получать сжиженный природный газ (СПГ) с проекта и продавать его за пределы ЕС.

Такая схема соответствует условиям 21-го пакета санкций Евросоюза, поясняет г-н Михельсон. Европейские участники проекта сохраняют возможность работать с российским СПГ в рамках ранее заключённых долгосрочных соглашений.

При этом с 1 января 2027 года Евросоюз запрещает ввоз российского сжиженного газа по долгосрочным контрактам. Ограничения на краткосрочные поставки действуют с 25 апреля 2026 года.

По оценке главы НОВАТЭКа, на европейский рынок до сих пор приходится порядка 80% продукции «Ямал СПГ». После вступления запрета в силу этот объём придется перераспределять между другими направлениями.

«Ямал СПГ» на 50,1% принадлежит НОВАТЭКу, на 20% —TotalEnergies, китайские CNPC и Фонд Шёлкового пути имеют доли в 20% и 9,9% соответственно. Производственная мощность основного завода составляет 16,5 млн т СПГ в год. Дополнительная линия по технологии «Арктический каскад» добавляет еще 990 тыс. т.

Как пояснила в беседе с изданием Forbes управляющий партнер компании «ВМТ Консалт» Екатерина Косарева, скорее всего, продукцию перенаправят в Азию. Помимо Китая, ямальский СПГ может заинтересовать Японию и Вьетнам.

Также в числе перспективных рынков рассматриваются Таиланд, Филиппины, Бангладеш и Мьянма. Однако развитие поставок в эти страны будет зависеть от состояния портовой инфраструктуры, доступности газовозов и внутриполитической ситуации.

Ключевым ограничением для азиатского направления остается логистика. Доставка СПГ по Северному морскому пути занимает 16–20 суток, тогда как рейс в европейские порты — 8–10 суток. Более длительный цикл оборота судов способен снизить эффективность перевозок и потребовать расширения флота, добавляет г-жа Косарева.

Британская Gulf Keystone Petroleum и ShaMaran Petroleum, зарегистрированная на Бермудских островах и представленная на биржах Осло и Стокгольма, 20 октября 2026 года объявили об объединении бизнеса. По оценке компаний, капитализация* новой структуры превысит $1 млрд, а совокупная добыча составит около 53 тыс. баррелей нефти в сутки.

Сделка предполагает присоединение ShaMaran к Gulf Keystone. Акционеры ShaMaran получат новые акции Gulf Keystone стоимостью около $601 млн. После завершения объединения владельцам акций обеих компаний будет принадлежать примерно по 50% объединённого бизнеса. Завершить сделку планируется в середине 2027 года после одобрения акционерами и властями Иракского Курдистана.

Объединённый портфель включает четыре нефтяных актива: месторождение Шайкан, где Gulf Keystone выступает оператором, месторождения Атруш и Сарсанг в Иракском Курдистане, а также проект Хамрин на территории федерального Ирака. Оценка совокупных доказанных и вероятных запасов с учётом долей компаний составляет 323 млн баррелей. В проекте Хамрин ShaMaran намерена получить 25% в совместном предприятии с оператором HKN Energy.

Для нефтяного рынка сделка означает консолидацию активов и увеличение масштаба независимого производителя. Компании рассчитывают экономить до $5 млн ежегодно за счёт сокращения административных расходов. Для отрасли это пример того, как объединение долей в региональных месторождениях может повысить финансовую устойчивость и возможности дальнейших инвестиций.

*Капитализация компании — это рыночная стоимость всех её акций. Например, капитализация в $1 млрд означает, что инвесторы в совокупности оценивают компанию в эту сумму. Это не сумма денег на её счетах и не стоимость самой сделки.

Китайская GCL расширяет проект по добыче и сжижению природного газа в Эфиопии, а Jurong Group подключается к строительству новых мощностей и переработке сырья. Для Эфиопии задача — не только освоить месторождения, но и использовать газ для развития собственной промышленности.

16 октября компании подписали контракт на следующую очередь проекта в бассейне Огаден. Он предусматривает строительство объектов СПГ и развитие инфраструктуры хранения и транспортировки. Стоимость контракта и мощность новой очереди не раскрываются, сообщает Oil & Gas Journal.

GCL уже эксплуатирует первую установку на месторождении Калуб. По данным компании, она рассчитана на переработку 200 тыс. кубометров газа в сутки и производство 50 тыс. тонн СПГ в год. Новый этап должен расширить возможности проекта, однако сроки его запуска пока не определены.

Участие китайских компаний имеет коммерческую основу: GCL развивает газовый бизнес, а Jurong выполняет строительные работы и будет участвовать в переработке газа за вознаграждение. Условия оплаты и распределение доходов публично не раскрыты.

Для Эфиопии один из возможных источников внутреннего спроса — производство удобрений. В марте 2026 года GCL объявила о 25-летнем соглашении на поставку газа для будущего завода Dangote Group в стране. Однако насколько доходы от разработки месторождений будут распределяться между инвесторами и государством, без доступа к действующим контрактам установить нельзя.

Таким образом, проект может стать частью промышленного развития Эфиопии, но его итоговая выгода для страны будет зависеть от условий соглашений, реализации инфраструктуры и фактического использования добытого газа.

Итальянская Eni и египетская государственная EGPC начали пусковые мероприятия второй очереди газового проекта Meleiha в Западной пустыне Египта. Новый комплекс рассчитан на переработку до 100 млн кубических футов газа в сутки — около 2,8 млн кубометров. При непрерывной работе на проектной мощности это эквивалентно примерно 1 млрд кубометров в год.

Как сообщает Eni, проект предусматривает бурение новых скважин, строительство систем сбора газа и магистральных трубопроводов, а также отдельного газопровода для подключения новых объёмов к существующей сети страны.

По данным MEED, объём работ включает около 200 км трубопроводов и 28 скважин. Генеральным подрядчиком выступила египетская компания Petrojet. Начало пусковых работ также подтвердило Министерство нефти Египта.

Проект реализует Agiba Petroleum — совместное предприятие Eni и EGPC с равными долями участия. Его задача — увеличить возможности переработки газа с месторождений Западной пустыни и подключить новую добычу к действующей инфраструктуре.

Точные сроки завершения пусконаладки Eni пока не раскрыла. Поэтому заявленная мощность отражает проектные возможности комплекса, а не фактический объём газа, уже поступающего потребителям.