Після санкцій США проти Rosneft і Lukoil майже всі великі індійські НПЗ відмовилися від замовлень російської нафти на грудень: із семи ключових гравців лише Indian Oil Corporation (IOC) та Nayara Energy оформили закупівлі, тоді як п’ятірка інших (BPCL, HPCL, MRPL, Reliance, HMEL) пропустила вікно закупівель, що зазвичай закривається 10 листопада. Обсяги попиту частково зміщуються до Близького Сходу та Америк, а IOC додатково придбала близько 3,5 млн барелів ESPO та розглядає імпорт 24 млн барелів із Америк у I кварталі наступного року.

Індія — санкції США — відхід від російської нафти»

• Санкційний тригер
  • Санкції США проти Rosneft та Lukoil → ризики вторинних обмежень і розрахунків
• Реакція індійських НПЗ
  • 5 з 7 великих НПЗ (BPCL, HPCL, MRPL, Reliance, HMEL) не подали грудневі заявки
  • Лише IOC і Nayara Energy купили грудневі обсяги
  • Вікно закупівель на грудень зазвичай закривається 10 листопада
• Кількісні параметри
  • Зазначена п’ятірка імпортувала ≈2/3 усієї російської нафти до Індії від початку року
  • IOC наприкінці жовтня взяла 5 грудневих партій від несанкційних продавців
  • Окремо IOC придбала близько 3,5 млн барелів сорту ESPO за ціною близькою до котирувань Dubai (доставка на східне узбережжя Індії у грудні)
  • План IOC: закупити 24 млн барелів сирої нафти з Америк у I кварталі наступного року
• Зміщення постачання
  • Додаткові барелі з Близького Сходу та Америк
  • Очікується різке падіння грудневих і січневих російських відвантажень
• Логічні висновки та обґрунтування
  • Значний ризик дефіциту російських обсягів у грудні–січні, оскільки саме п’ятірка-«локомотив» (≈2/3 імпорту) тимчасово вийшла з ринку російської нафти
  • Ціновий маркер: закупівля ESPO близько до Dubai свідчить про звуження дисконту та готовність платити премію за легальний ланцюг постачання
  • Диверсифікація через 24 млн барелів з Америк у I кв. наступного року компенсує очікуване падіння російських поставок
  • Операційна відповідність: IOC заявила про повну відповідність санкційному режиму, що зменшує комплаєнс-ризики та впливає на вибір контрагентів

Деталі ситуацї

Що сталося: після оголошення санкцій США проти провідних російських експортерів майже всі індійські НПЗ відмовилися від грудневих закупівель. П’ять великих переробників — BPCL, HPCL, MRPL, Reliance та HMEL — не запитували грудневі обсяги російської нафти, хоча саме вони з початку року забезпечили близько двох третин такого імпорту для Індії.

Винятки: IOC і Nayara Energy залишилися активними покупцями на грудень. Наприкінці жовтня IOC придбала п’ять партій із прибуттям у грудні від несанкційних продавців та окремо — близько 3,5 млн барелів ESPO близько до котирувань Dubai для східного індійського порту.

Диверсифікація постачання: IOC також планує закупити 24 млн барелів сирої нафти з Америк у першому кварталі наступного року для заміщення очікуваного випадіння російських обсягів. Загалом індійські НПЗ переналаштовують корзину імпорту, збільшуючи закупівлі з Близького Сходу та Америк, що має компенсувати ймовірне різке скорочення грудневих і січневих відвантажень з росії.

Наслідки для ринку

• Короткостроково (грудень–січень)
  • Провал російських відвантажень у напрямку Індії
  • Підвищення ролі котирувань Dubai як орієнтиру ціни для ESPO
• Середньостроково (I кв. наступного року)
  • 24 млн барелів із Америк як компенсатор з боку IOC
  • Перерозподіл потоків на користь Близького Сходу та Америк
• Комплаєнс та контрактування
  • Повна відповідність санкціям у закупівельних практиках IOC
  • Фокус на несанкційних продавцях і переукладання ланцюгів постачання

Тільки факти

• 5 великих НПЗ (BPCL, HPCL, MRPL, Reliance, HMEL) не запитували грудневі обсяги російської нафти
• Ці п’ять компаній забезпечили ≈2/3 імпорту російської нафти до Індії з початку року
• 2 компанії — IOC і Nayara Energy — купили грудневі обсяги
• 5 грудневих партій придбано IOC наприкінці жовтня у несанкційних продавців
• ~3,5 млн барелів ESPO від IOC близько до котирувань Dubai із поставкою у грудні на східне узбережжя Індії
• 24 млн барелів з Америк у I кварталі наступного року — ціль закупівель IOC
• Вікно закупівель на грудень зазвичай закривається 10 листопада

Джерело: Terminal

За матеріалами: Oilprice.com

Дві індійські нафтопереробні компанії закупили на спотовому ринку загалом 5 млн барелів нафти з США, Іраку та ОАЕ з постачанням у січні, реагуючи на планові з 21 листопада санкції США проти Rosneft та Lukoil, які забезпечують приблизно половину експорту нафти росії та значну частку індійського імпорту з цієї країни. Водночас зафіксовано нестандартні логістичні маневри санкціонованих танкерів поблизу індійського узбережжя і озвучено наміри Індії укласти довгострокові контракти з Анголою.

Заміщення російської нафти

Імпортні угоди на січень

• Hindustan Petroleum Corp. (HPCL): придбано 2 млн барелів WTI (США) + 2 млн барелів Murban (ОАЕ) — разом 4 млн барелів.
• Mangalore Refinery and Petrochemicals (MRPL): придбано 1 млн барелів Basra Medium (Ірак).
• Усі поставки — у січні (за повідомленням джерел, на які посилається Reuters).

Тригер змін у портфелі постачання

• Санкції США проти Rosneft та Lukoil оголошені минулого місяця, набувають чинності 21 листопада.
• Ці дві компанії забезпечують близько 50% експорту нафти росії та значну частку індійського імпорту з цієї країни.
• Ринок відреагував терміновим пошуком альтернатив і спробами знайти лазейки для доступу до зниженої російської нафти.

Логістика і ризики: маневри танкерів

• Два танкери під санкціями ЄС і Британії здійснили ship-to-ship-перевалку біля індійського узбережжя (повідомлення Bloomberg).
• Ailana — простоював кілька тижнів, після перевалки вирушив до росії.
• Fortis — після приймання вантажу попрямував до Кочі (Індія).
• Висновок: зберігаються операційні та санкційні ризики щодо тіньової логістики.

Стратегія диверсифікації: Африка

• Ангола визначена як ключовий партнер для енергетичної безпеки Індії.
• Озвучено прагнення до довгострокових контрактів на купівлю нафти й газу та інтерес до критичних мінералів.

Акценти

• Обсяг заміщення (5 млн барелів) уже законтрактований на січень: це миттєва відповідь на санкційний дедлайн 21 листопада, що підтверджує високу залежність від постачання з росії та операційну гнучкість індійських НПЗ.
• Географічна диверсифікація (США — WTI, ОАЕ — Murban, Ірак — Basra Medium) зменшує цінові та політичні ризики, але потребує переналаштування логістики і зміни блендів у переробці.
• STS-операції біля Індії вказують на паралельне збереження каналів доступу до дисконтної російської нафти, що посилює регуляторні ризики для імпортерів і трейдерів.
• Фокус на Анголі як на довгостроковому постачальнику та джерелі критичних мінералів демонструє структурний зсув у політиці імпорту Індії — від короткострокових спотових угод до стабільних контрактів.

Факти

• 5 млн барелів — сумарні закупівлі на січень.
• HPCL: 2 млн барелів WTI + 2 млн барелів Murban.
• MRPL: 1 млн барелів Basra Medium.
• 21 листопада — дата набуття чинності санкцій США на Rosneft і Lukoil.
• ~50% — частка експорту нафти росії, яку забезпечують ці дві компанії.
• Ailana → росія після перевалки; Fortis → Кочі з отриманим вантажем.

«Роль Анголи в енергетичній безпеці Індії є дуже важливою. Індія є великим покупцем ангольської нафти та газу. Наші нафтогазові компанії прагнуть укласти з Анголою довгостроковий контракт на купівлю». — Президент Індії Драупаді Мурму

Кроки переходу від короткострокових дій до довгострокової стратегії

• Негайний етап (січень):
  • Заміщення російських обсягів на 5 млн барелів зі США, ОАЕ та Іраку.
  • Зменшення залежності від санкційно-уразливих потоків.
• Середньостроково:
  • Оптимізація логістики і маржин по суміші WTI/Murban/Basra Medium.
  • Керування ризиком санкцій та STS-операцій у регіоні.
• Довгостроково:
  • Договори з Анголою на стабільні постачання енергоресурсів.
  • Інвестиції в критичні мінерали задля стійких ланцюгів постачання.

Джерело: Terminal

За матеріалами: oilprice.com

У 2025 році Китай наростив запаси сирої нафти до 1,2–1,3 млрд барелів (стратегічні + комерційні резерви), що фактично пом’якшує наслідки збоїв постачання, зокрема через американські санкції проти Rosneft і Lukoil, та утримує світові ціни в діапазоні 60–70 дол./бар. Підвищення імпорту нафти за січень–вересень 2025 р. становило +2,6% р/р, при цьому драйвером була саме акумуляція запасів, а не відновлення попиту на пальне.

Китайські запаси як страховка нафтового ринку

• Масштаб запасів
  • Сукупно: 1,2–1,3 млрд барелів (стратегічні + комерційні).
  • Функція: буфер проти короткострокових збоїв постачання.
• Ринковий ефект
  • Підтримка цін у $60–$70/бар.
  • Нейтралізація ризику «надлишку» попри зростання видобутку ОПЕК+ та поза ОПЕК+.
• Санкційний контекст США
  • Ціль: Rosneft, Lukoil.
  • Китай як найбільший покупець російської нафти має «подушку», щоб пом’якшити удар.
• Динаміка імпорту та запасів
  • Імпорт за 9 міс.: +2,6% р/р.
  • З березня–квітня: постійно підвищені обсяги імпорту задля поповнення резервів.
  • Темп накопичення: до ~1 млн бар./добу з березня (оцінка конференції APPEC 2025).
  • Оцінка ЕІА: ~900 тис. бар./добу зростання запасів у січні–серпні.
• Поводження ринку Китаю
  • Державні компанії Sinopec, PetroChina, CNOOC тимчасово призупинили закупівлі російської нафти (очікування роз’яснень по санкціях).
  • Незалежні НПЗ ймовірно продовжать закупівлі, але обережніше.
• Перспектива
  • Продовження накопичення «вглиб 2026 року».
  • Комерційні сховища як де-факто довгостроковий «стратегічний» партнер держави.
  • Ключова контрольна дата санкцій: 21 листопада.

Що сталося

• Китай у 2025 році значно наростив запаси сирої нафти: 1,2–1,3 млрд барелів у стратегічних і комерційних резервуарах.
• Ці обсяги формують «страхову сітку» для світового ринку на тлі нових санкцій США проти Rosneft і Lukoil.
• Світові ціни на нафту втримуються у $60–$70/бар., що пов’язано саме зі складанням запасів, а не зі зростанням попиту.

Чому це важливо

• Буфер проти шоків: Аналітики відзначають, що запаси Китаю здатні компенсувати короткострокові перебої постачання, зокрема через санкції.
• Стабілізація цін: Додатковий попит у вигляді накопичення резервів виймає барелі з глобального ринку, утримуючи ціни від падіння нижче $60/бар.
• Гнучкість імпорту: Китай як найбільший покупець російської нафти має можливість згладжувати ефект санкцій, не повністю зупиняючи імпорт.

Кількісні орієнтири

• +2,6% р/р — приріст середнього імпорту сирої нафти за січень–вересень 2025.
• ~1,0 млн бар./добу — темп складання із березня (оцінка на APPEC 2025).
• ~900 тис. бар./добу — зростання запасів у січні–серпні за оцінкою ЕІА.
• $60–$70/бар. — діапазон міжнародних цін, який підтримує саме накопичення запасів.

Як змінюються потоки нафти

На тлі переналаштування світових потоків через санкції США проти двох найбільших виробників російської нафти, Китайська «подушка» дозволяє країні уникати різких цінових шоків і перебоїв постачання, навіть якщо імпорт коригуватиметься в короткостроковому періоді.

Що кажуть учасники ринку

«Поточні стратегічні резерви та комерційні запаси Китаю вже забезпечують відчутний буфер проти короткострокових перебоїв постачання», — Келлі Сюй, стратег з товарних ринків та енергетики, Alpine Macro.

«Із березня ми спостерігаємо дуже вражаючий темп складання — близько одного мільйона барелів на добу», — Фредерік Лассєр, глобальний керівник з досліджень і аналітики, Gunvor (APPEC 2025, Сінгапур, вересень).

«Хоча наші оцінки базуються на обмеженій інформації, вони підтверджують, що зростання запасів у Китаї не потрапляло на глобальний ринок, підтримуючи ціни на сиру нафту», — Управління енергетичної інформації США (ЕІА).

Поведенка державних і приватних гравців у Китаї

• Sinopec, PetroChina, CNOOC — за повідомленнями, призупинили закупівлі російської нафти до прояснення санкційних ризиків.
• Незалежні НПЗ — ймовірно продовжать купувати російську нафту, але з більшою обережністю.

Ключові орієнтири

• 21 листопада — дата набуття чинності санкцій (заплановано); очікується, що накопичені запаси Китаю обмежать короткострокові стрибки цін.
• 2026 рік — за оцінками, продовження накопичення в стратегічні та комерційні резерви.

Висновки

• Китайські резерви ≡ «ринковий стабілізатор»: масштаби запасів (1,2–1,3 млрд бар.) забезпечують реальний вплив на баланс попиту й пропозиції, особливо під час санкційних шоків.
• Ціновий «коридор» $60–$70/бар.: підтримується вилученням барелів на складування; ринок менше реагує на зростання видобутку ОПЕК+ та інших експортерів.
• Політика запасів > короткостроковий імпорт: поведінка державних і приватних компаній у Китаї адаптивна, але стратегічна лінія — накопичення — лишається незмінною.

Джерело: Terminal

За матеріалами: oilprice.com

Як санкції і логістика переформатовують європейський ринок середніх дистилятів

США та ЄС посилили санкції проти торгівлі російською нафтою: до списків додано Rosneft і Lukoil з низкою «дочок». Формально це зменшує пул безризикової пропозиції, однак найближчим часом баланс дизеля/газойлю, імовірно, залишиться стабільним завдяки сезонним чинникам і поверненню НПЗ з ремонтів. Ризики зростають до літа 2026 року — у разі хвилі попиту на генерацію в Середземномор’ї можливі різкі стрибки маржі.

Санкції, логістика та сезонність на ринку дизеля

1) Що змінилося: нові санкції США та ЄС

• Об’єкт: Rosneft і Lukoil (включно з багатьма «дочірніми» компаніями) внесені до санкційних списків.
• Ефект: посилення комплаєнсу у торгівлі та страхуванні/фрахті, що підвищує ризики затримок і перенаправлення вантажів.

2) Структура російського експорту дизеля/газойлю (січень–жовтень 2025)

• Середні відвантаження з Балтики та Чорного моря: 950 тис. бар./добу (kbd).
• Орієнтовно 25–35% цього обсягу пов’язано з НПЗ Rosneft (≈238–333 kbd), ще 10–15% — з НПЗ Lukoil (≈95–143 kbd).

3) Де виникає найбільша вразливість

• Балтика: під санкційний ризик підпадає 52% морського експорту дизеля/газойлю; застосовано до середніх обсягів 2025 року — ≈250 kbd «під ризиком».
• Чорне море: вразливість 26%, що дорівнює ≈110 kbd «під ризиком».
• Важливо: це не гарантовані втрати балансу, а радше обсяги, які з високою ймовірністю зіткнуться з затримками/перенаправленням.

4) Канали збуту та вже наявні обмеження

• Балтика (географія постачання):
  • Туреччина: ≈150 kbd (33% балтійського дизеля).
  • Бразилія: ≈135 kbd (29%).
  • Інші країни Середземномор’я: ≈38% решти.
• Фактичні обмеження: у нещодавні місяці балтійський експорт опустився до нижньої межі сезонного діапазону через страйки та ремонти НПЗ, які обмежили експортні можливості.
• Зміна ролі Бразилії: у жовтні лише 18% імпорту дизеля/газойлю в країну припало на росію — мінімум за 31 місяць.
• Чорне море: експозиція менша (~26%), при цьому майже половина відвантажень протягом року йшла до Туреччини, решта — переважно до середземноморських покупців.

5) Короткостроковий баланс і сезонність попиту

• Найближчі місяці: очікується стабільність балансу — європейські та близькосхідні НПЗ повертаються з ремонтів у листопаді–грудні, підстраховуючи пропозицію.
• I квартал: історично найслабший за попитом на дизель.

6) Висновки для ринків нафти й нафтопродуктів

• Вплив санкцій «на папері» великий, на практиці — помірний у короткій перспективі:
  • Поява високоризикового сегмента ≈360 kbd (Балтика + Чорне море) здатна подовжувати ланцюги постачання та підвищувати логістичні витрати.
  • Втім, ремонти завершуються, а попит у І кв. слабкий — це пом’якшує ціновий ефект у найближчі місяці.
• Балтійський вузол ризику: вищі частки санкційної експозиції та вже знижені обсяги роблять Балтику головною точкою потенційних збоїв, особливо для маршрутів до Туреччини та Середземномор’я.
• Перебудова покупців: приклад Бразилії (18% у жовтні та 31-місячний мінімум) свідчить про прискорену диверсифікацію, що послаблює шок від санкцій.
• Літній «стрес-тест»:
  • Якщо Середземномор’я знову активно тягнутиме дизель для генерації електроенергії, а безсанкційний пул з росії буде меншим, тоді будь-яка хвиля попиту чи позапланові простої НПЗ спричинятимуть різкіші сплески маржі.
  • Висновок: волатильність маржі влітку імовірно зросте порівняно з зимою/весною.

7) Узагальнення

• Санкції
  • США+ЄС → Rosneft, Lukoil (+дочки) → жорсткіший комплаєнс
  • Ризики: затримки, перенаправлення, дорожчі ланцюги
• Обсяги
  • Середнє постачання з Балтики+Чорного моря: 950 kbd
  • Зв’язок з НПЗ: Rosneft 25–35%, Lukoil 10–15%
  • «Під ризиком»: Балтика ≈250 kbd (52%), Чорне море ≈110 kbd (26%)
• Маршрути
  • Балтика → Туреччина 150 kbd (33%), Бразилія 135 kbd (29%), решта ≈38%
  • Чорне море → майже 1/2 до Туреччини, решта — інші середземноморські покупці
• Часовий фактор
  • Лис–гру: повернення НПЗ з ремонтів → стабілізатор пропозиції
  • I кв.: найслабший попит → обмежений ціновий ефект
  • Літо: можливий сплеск попиту → волатильність маржі
• Поведінка покупців
  • Бразилія: 18% із росії в жовтні → 31-місячний мінімум → диверсифікація

8) Вплив на ціни й маржі

• Короткостроково:
  • Санкційний тиск підвищує операційні витрати й час у дорозі, але ремонти НПЗ завершуються і попит слабкий → помірний вплив на ціну/спред.
• Середньостроково (до літа):
  • Збереження ≈360 kbd «під ризиком» + менший безсанкційний пул → підвищена чутливість ринку до шоків.
• Сценарій-стрес:
  • Літнє зростання попиту на генерацію в Середземномор’ї + випадіння НПЗ → різкий підйом маржі та спредів.

Джерело: Terminal

За матеріалами: vortexa.com

Высший хозяйственный суд Украины полностью удовлетворил кассационную жалобу Антимонопольного комитета Украины по делу ПИИ «АМИК Украина», которая владеет в стране сетью автозаправок.

Как передает Укринформ, об этом сообщила пресс-служба Комитета.

Как сообщается, этим решением ВХСУ фактически признал правомерность решения АМКУ о согласованных антиконкурентных действиях со стороны сети автозаправок «АМИК Украина» в течение 2013 — января 2016 годов,

«21 ноября 2017 года ВХСУ полностью удовлетворил кассационную жалобу АМКУ по бензиновому делу. Таким образом, решение Хозяйственного суда г.Киева от 4 апреля 2017 года, которым в исковых требованиях ПИИ «АМИК Украина» к Комитету было отказано, оставлено без изменений и вступило в законную силу, а штраф, наложенный Комитетом на ПИИ «АМИК Украина» (12 529 975 грн.) подлежит уплате, а в случае неуплаты будет подлежать принудительному взиманию вместе с пеней за несвоевременную уплату», — отметили в Антимонопольном комитете.

Напомним, что решением 28 октября 2016 года Антимонопольный комитет привлек к ответственности за антиконкурентные согласованные действия компании-операторов крупнейших украинских сетей автозаправок: ООО «Золотой экватор», ООО «ВОГ Ритейл» (оба — бренд WOG), ПП «Окко нефтепродукт» (бренд OKKO), ООО «Альянс Холдинг» (бренд Shell), ПИИ «АМИК Украина» (бренд Lukoil/AMIC), ООО «СОКАР ПЕТРОЛЕУМ» (бренд SOCAR) и ООО «Параллель-М ЛТД» (бренд Parallel).

АМКУ установил, что в течение 2013 — января 2016 года указанные сети применяли похожие (по идентичности) розничные цены на бензин марки А-95 и дизельное топливо и поддерживали (синхронно меняли) их на информационных табло стационарных АЗС при отсутствии каких-либо объективных причин для таких действий. Кроме того, указанные сети устанавливали условия реализации бензина марки А-95 и дизельного топлива, по которым доступ потребителя к информации о размере окончательных розничных цен был ограничен вследствие применения сложных и непрозрачных программ лояльности, условий проведения акций и предоставления скидок, чем отказались от открытой ценовой конкуренции между собой.

За совершение этих антиконкурентных согласованных действий на компании-ответчиков были наложены значительные штрафы, их обязали устранить нарушения.

В начале ноября 2017 года Высший хозяйственный суд Украины постановлением также полностью удовлетворил ещё одну кассационную жалобу Комитета, оставив без изменений решение Хозяйственного суда г.Киева об отказе в удовлетворении исковых требований ООО «Параллель-М ЛТД» (штраф 1 438 354 грн.).

В то же время, ВХСУ направил на новое рассмотрение в суд первой инстанции дело, касающееся  ООО «ВОГ Ритейл» (штраф — 54 036 332 грн.).

Судебные производства в отношении других ответчиков по делу (ООО «Золотой экватор», ПП «Окко нефтепродукт», ООО «Альянс Холдинг», ООО «СОКАР Петролеум») на данный момент продолжаются.

Ранее Терминал сообщил, АМКУ отмечает систематическое и одинаковое повышение цен некоторыми сетями АЗС.

В рамках реализации второй стадии разработки газоконденсатного месторождения «Шах Дениз» в азербайджанском секторе Каспия консорциум разработки месторождения планирует затратить около 1,9 млрд. Это на $0,4 млрд меньше чем планировалось.

Ранее прогнозировалось, что в этом году в рамках проекта второй стадии разработки «Шах Дениз» будет выделено около $2,3 млрд, — говорится в отчете компании BP по итогам 2012 года, передаёт Trend.

«Окончательное инвестиционное решение по проекту планируется принять в четвертом квартале этого года. Получение первого газа с месторождения придется на 2018 год», — отмечается в сообщении. В инвестиционном проекте планируется также проведение работ по расширению Южнокавказского газопровода.

Ранее консорциум «Шах Дениз» выбрал в качестве маршрута транспортировки газа в Европу проект Трансадриатического газопровода. В отчете отмечается, что условия продажи газа с месторождения «Шах Дениз» уже согласованы с покупателями в Италии, Греции и Болгарии, и в сентябре они будут закреплены.

Для добычи дополнительных 16 млрд куб. м газа в год в рамках проекта «Шах Дениз-2» будут установлены две морские платформы и пробурено более 20 подводных скважин. Пиковая добыча на месторождении в рамках первой стадии разработки прогнозируется на уровне 9 млрд куб. м. Согласно прогнозам, в рамках второй стадии разработки месторождения объем добычи газа здесь можно будет довести до 24 млрд куб. м в год.

Справка

Запасы месторождения «Шах Дениз» оцениваются в 1,2 трлн куб. м газа.

Контракт на разработку морского месторождения «Шах Дениз» был подписан четвертого июня 1996 года. Участниками соглашения являются: BP (оператор) — 25,5%, Statoil — 25,5%, NICO – 10%, Total – 10%, Lukoil – 10%, TPAO – 9%, SOCAR – 10%.

SOCAR, BP и Total получат в проекте Трансадриатического газопровода (TAP) 50% долевого участия (20%, 20% и 10% соответственно). В настоящее время проводится работа в рамках оформления этого процесса.

По словам Ровнага Абдуллаева, главы SOCAR, до конца года партнеры по разработке «Шах Дениз» согласуют и подпишут все договоры и контракты в рамках экспорта азербайджанского газа в Европу, что позволит к концу 2013 года принять окончательное финансовое решение по проекту второй стадии разработки месторождения «Шах Дениз». От покупателей уже получены подтверждающие цены на газ, а также ведутся работы над контрактами, сообщает Trend.

Напомним, что контракт на разработку морского месторождения «Шах Дениз» был подписан четвертого июня 1996 года. Участниками соглашения являются: BP (оператор) — 25,5%, Statoil — 25,5%, NICO – 10%, Total – 10%, Lukoil – 10%, TPAO – 9%, SOCAR – 10%.

Для добычи дополнительных 16 млрд куб. м газа в год в рамках проекта «Шах Дениз-2» будут установлены две морские платформы и пробурено более 20 подводных скважин. Пиковая добыча на месторождении в рамках первой стадии разработки прогнозируется на уровне 9 млрд куб. м. Согласно прогнозам, в рамках второй стадии разработки месторождения объем добычи газа здесь можно будет довести до 24 млрд куб. м в год.

Справка

TAP был выбран для доставки газа с азербайджанского газоконденсатного месторождения «Шах Дениз» в Европу. Маршрут газопровода пролегает через Грецию, Албанию и Адриатическое море на юг Италии. Далее газопровод идёт в Западную Европу. Первоначальная мощность трубопровода TAP составит 10 млрд куб. м в год с возможностью расширения до 20 млрд куб. м в год. Запасы месторождения «Шах Дениз» оцениваются в 1,2 трлн куб. м газа.

Акционерами TAP являются швейцарская AXPO (42,5%), норвежская Statoil (42,5%) и немецкая E.ON Ruhrgas (15%).