Китайские компании развивают газовый проект в Эфиопии: кому достанется выгода от местных запасов

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.

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.

Анкара расширяет газовую инфраструктуру с упором на сжиженный природный газ (СПГ). Как сообщил глава турецкой нефтегазовой компании Botaş Абдулвахит Фидан на конференции «Нефть и газ Туркменистана — 2026», компания начала строить два дополнительных плавучих регазификационных терминала. С их запуском совокупная мощность регазификации СПГ превысит 200 млн куб. м в сутки.

По словам Фидана, сегодня Турция принимает сжиженный газ через пять объектов: три FSRU и два береговых терминала. Вместе они регазифицируют 161 млн куб. м СПГ в сутки. Новые мощности должны существенно расширить этот потенциал.

Глава Botaş отметил, что компания уже ведёт операции с природным газом и СПГ в 39 государствах. При этом, подчеркнул он, одних ресурсов недостаточно — для надёжного снабжения потребителей топливом нужны развитая газовая инфраструктура и долгосрочные партнёрства.

На это, в частности, направлено энергетическое сотрудничество компании с Туркменистаном – партнёры заинтересованы в развитии долгосрочных поставок туркменского природного газа в Турцию по Транскаспийскому трубопроводу с дальнейшей перепродажей в европейские страны.

Параллельно Анкара наращивает мощности газовых хранилищ. Botaş расширяет два подземных резервуара, их суммарная ёмкость должна вырасти с нынешних 6,3 млрд куб. м. до 14 млрд куб. м к 2032 году.

Кроме того, по данным Фидана, Турция запустит поставки своего СПГ по новым долгосрочным соглашениям в 2027 и 2028 годах.