Сланцевый сектор США и активы ЛУКОЙЛа меняют карту мирового нефтегаза

В 2026 году нефтегазовый рынок продолжает жить в ритме сделок: несмотря на общее снижение объема M&A, сумма планируемых операций в сегменте разведки и добычи может достигнуть $152 млрд. Какие слияния определят отрасль в этом году - и почему сланцевый сектор США и активы ЛУКОЙЛа оказались в центре внимания – выяснило Агентство нефтегазовой информации совместно с аналитиком ФНЭБ, научным сотрудником Финансового университета при правительстве РФ Игорем Юшковым.

По данным консалтинговой компании Rystad Energy, ожидается, что совокупная стоимость M&A в сегменте разведки и добычи (upstream) в 2026 году составит около $152 млрд. При этом сохраняется тенденция на консолидацию активов, особенно в сланцевом секторе, а также интерес к проектам в сфере сжиженного природного газа (СПГ) и других направлений.

Текущие и потенциальные сделки

Слияние Coterra Energy и Devon Energy. В начале 2026 года появились сообщения о переговорах между этими двумя сланцевыми производителями в США. Сделка может стать частью новой волны объединений небольших и средних публичных сланцевых компаний в Северной Америке, которая, по прогнозам, обеспечит поток сделок в регионе в 2026 году.

Покупка активов Aethon Energy Management компанией Mitsubishi. Японская Mitsubishi объявила о приобретении активов по добыче сланцевого газа и связанной инфраструктуры у Aethon Energy Management в США за $7,53 млрд.

Возможная продажа австралийской компании Santos. Аналитики Rystad Energy включают эту сделку в оценку потенциального объема M&A за пределами Северной Америки в 2026 году (около $55 млрд).

Возможная продажа международных upstream-активов ЛУКОЙЛа. Также может войти в оценку сделок M&A за пределами Северной Америки в 2026 году.

Факторы, влияющие на активность M&A

По оценкам Международного энергетического агентства (МЭА), в 2026 году предложение нефти превысит спрос примерно на 3-4 млн барр. в сутки. При этом сохраняются низкие цены.

По словам Игоря Юшкова, в таких условиях компании, которые сконцентрированы на добыче сланцевых углеводородов, вынуждены пересматривать структуру своих активов: продавать их, объединяться, осуществлять слияния и поглощения.

«Причина в том, что на рынке идет активная дискуссия о будущем сланцевой отрасли. Все больше мнений о том, что добыча вышла на плато и в перспективе может начать сокращаться», - отмечает эксперт.

По его мнению, за последние годы в сланцевом секторе был сделан серьезный технологический рывок: значительно снизилась себестоимость добычи, выросла эффективность. Но этот процесс не может продолжаться бесконечно. Параллельно ухудшается структура ресурсной базы: на многих месторождениях «сливки уже сняты». Причем наиболее эффективные участки активно разбуривались именно в кризисные периоды - в 2015-2016 годах на фоне резкого падения цен, затем во время пандемии COVID.

«Сейчас компании все чаще вынуждены переходить к более сложным, дорогим участкам, где выше себестоимость. Рост эффективности уже не компенсирует это удорожание. В условиях низких цен такие проекты становятся малорентабельными или вовсе убыточными, маржинальность сланцевой добычи заметно снизилась. Поэтому компании, которые раньше ориентировались на бурный рост, теперь стремятся от части активов избавиться или разделить риски с другими игроками через сделки слияний и поглощений», - добавляет Игорь Юшков.

Дополнительный фактор - соотношение нефтяной и газовой составляющих в сланцевых проектах. Часто газовая компонента фактически субсидировалась за счет более доходной нефтяной. При этом биржевые цены на газ в США остаются низкими. Если раньше это было порядка $100 за 1 000 куб. м и позже подросло до $130–150, то и такие уровни для многих проектов все равно остаются невысокими.

«Были краткосрочные скачки цен, например, во время сильных морозов и непогоды, но сейчас котировки вновь вернулись примерно к $150 за 1 000 куб. м, что для большинства сланцевых газовых проектов означает низкую рентабельность. Поэтому именно газовые сланцевые активы уже давно находятся под давлением и рассматриваются компаниями как проблемные или второстепенные», - отмечает аналитик ФНЭБ.

Продажа международных upstream-активов ЛУКОЙЛа

По мнению Игоря Юшкова, в отношении этой сделки рано делать окончательные выводы - нужно смотреть, какие именно проекты компания в итоге выставит на продажу.

«По проекту «Западная Курна‑2» ситуация вообще до конца неясна: получит ли ЛУКОЙЛ какую‑то компенсацию взамен утраченного проекта. Пока фактически власти Ирака просто меняют недропользователя, - отмечает он. - Там месторождение изначально не принадлежало компаниям‑операторам: государство, по сути, нанимает эксплуатанта и заключают с ним отдельное соглашение на разработку месторождения и добычу нефти - некий гибрид сервисного контракта и соглашения о разделе продукции (СРП)».

В такой модели власти могут расторгнуть контракт с прежним оператором и подписать новый - при этом даже не выплачивая компенсацию уходящей компании.

«Логика такова: оператор уже успел компенсировать свои затраты за счет добычи - он получал определенную долю нефти или соответствующие отчисления. Поэтому Багдад теоретически может заявить, что ничем ЛУКОЙЛу не обязан. Формально компания сохранит долю в юридическом лице, которое раньше было оператором проекта, но это юрлицо может превратиться в «пустышку» без реальных активов», - добавляет Игорь Юшков.

В крупнейших казахстанских проектах у ЛУКОЙЛа в основном миноритарные пакеты, которые потенциально могут представлять интерес для покупателей. Но здесь важна позиция самого Казахстана: будет ли он подталкивать компанию к продаже долей или нет.

«Формально эти миноритарные пакеты не мешают проектам работать: это не контроль, такие доли не подпадают под вторичные санкции и не создают партнерам юридических проблем, - замечает эксперт. - Однако и Ирак, и другие участники проектов понимают, что сейчас благоприятный момент, чтобы попытаться получить эти доли. На них могут претендовать как американские компании, в первую очередь Chevron, так и госкомпания Казахстана».

Здесь возникает еще один нюанс: любую сделку, даже по миноритарному пакету, нужно согласовать с OFAC - подразделением Минфина США, контролирующим санкционный режим. И далеко не факт, что казахстанским компаниям дадут разрешение. А вот американскому Chevron получить соглашение может быть проще.

«С точки зрения Казахстана ситуация двоякая. С одной стороны, на ЛУКОЙЛ внутри страны у него больше рычагов влияния, чем на Chevron. С другой - у него нет прямых инструментов давления на американскую компанию. Поэтому его «инструмент» в отношении российской ВИНК - скорее не кнут, а пряник: если ЛУКОЙЛ захочет продать долю именно казахстанской стороне, Астана может помочь пролоббировать необходимое разрешение OFAC», - заключает эксперт.

Игорь Юшков прогнозирует, что вокруг этих активов борьба интересов, и окончательная конфигурация владельцев будет зависеть не только от желания ЛУКОЙЛа, но и от решений регуляторов США и позиции принимающих стран.

Источник: Агентство нефтегазовой информации, 09.02.2026