Минэнерго: выпуск бензина и дизеля в России растёт, формируются запасы

Иран утратил важнейший финансовый буфер — запасы нефти в море. Они позволяли Тегерану продавать сырьё Китаю в обход санкций.

Хранение нефти на танкерах в нейтральных водах Азии было частью схемы, которую выстраивалась годами, пишет газета The Wall Street Journal. Суда доставляли сырьё к берегам Малайзии и Сингапура, а когда на эти партии находился покупатель, перегружали нефть на другой транспорт, шедший в Китай. Это затрудняло отслеживание.

По данным аналитической компании Kpler, к началу военных действий на Ближнем Востоке Иран держал примерно 135 млн баррелей за $10 млрд за рубежом, преимущественно у побережья Малайзии и Сингапура. После введения блокады в апреле Тегеран продолжал продажу нефти из этих резервов, а в июне, когда блокаду временно сняли для обсуждения мирного соглашения, нарастил запасы почти до 90 млн баррелей.

В июле после возобновления ограничений количество хранящейся на танкерах иранской нефти быстро сокращалось. К 5 октября осталось меньше 1 млн баррелей, затем запасы подошли к концу.

Аналитик компании Vortexa Эмма Ли подтверждает резкое снижение свободных объёмов — на 9 октября у берегов Сингапура находилось примерно 6 млн иранских баррелей. По её словам, китайские НПЗ всё чаще обращаются к альтернативным поставщикам, в том числе к Бразилии и Западной Африке.

По оценке Центрального командования ВС США (CENTCOM), из-за блокады портов Тегеран лишился как минимум $25 млрд нефтяной выручки, за счёт которых страна могла бы восстанавливать разрушенные предприятия и закупать вооружение.

За счёт продажи нефти иранский бюджет получает 30–40% доходов. С начала июля риал упал на треть, это подстёгивает инфляцию. Американцы усиливают экономическое давление, чтобы подтолкнуть Тегеран к обсуждению ядерной программы или спровоцировать протесты населения, полагают аналитики.

Иранские власти заявляют, что экономика Исламской республики сохраняет устойчивость. Но эксперты предупреждают: запас прочности не бесконечен, и альтернативные маршруты — например, сухопутные поставки — не компенсируют выпавшие объёмы морского теневого экспорта.

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.