Морские платформы на Wingate управляются удаленно из нидерландского города Ден-Хелдер, газ с месторождения поставляется в трубопроводную систему Нидерландов. Добычу на Sillimanite предполагается организовать таким же образом, следует из слов Дийкграафа. Предполагается, что весь объем добытого на Sillimanite газа будет маркетироваться оператором проекта самостоятельно, говорится в совместном ответе компаний: «Газ будет продаваться в Нидерландах на газовом TTF (Title Transfer Facility)».

Кроме того, до конца 2020 г. WINZ рассчитывает принять инвестиционное решение по разработке нефтяных месторождений Rembrandt и Vermeer, находящихся на нидерландской части шельфа. Оба проекта очень привлекательны, сейчас по ним готовится технико-экономическое обоснование, сообщил Дийкграаф.

Gazprom EP International – дочерняя структура «Газпрома», через которую начиная с 2007 г. российский концерн участвует в зарубежных добычных проектах. География деятельности компании включает в себя 20 стран и более 40 проектов, в том числе в Боливии, Вьетнаме, Алжире и Северном море, говорится в материалах компании. Суммарный объем добычи за 2019 г. на проектах с участием Gazprom EP International – 4,9 млрд куб. м газа и 600 000 т конденсата, сообщил «Ведомостям» представитель компании.

WINZ – одна из крупнейших компаний, добывающих нефть и газ на шельфе Нидерландов, Дании, Великобритании и Германии. 50%-ную долю в ней Gazprom EP International получила в 2015 г. Это стало частью сделки между «Газпромом» и Wintershall Holding GmbH (входит в BASF) по обмену активами. Кроме того, российская компания стала единственным владельцем компаний Wingas, WIEH, WIEE (занимаются торговлей и хранением газа в Европе). А Wintershall получила 25,01%-ную долю участия в проекте по разработке и освоению участков 4А и 5А ачимовских отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения. Wintershall Dea создана в 2019 г. путем слияния нефтегазовых активов BASF и LetterOne (управляет активами владельцев «Альфа-групп» во главе с Михаилом Фридманом).

Объемы добычи на новом газовом месторождении в Северном море и в совокупности на зарубежных проектах «Газпрома» несоизмеримы с российскими масштабами, говорит аналитик Центра энергетики МШУ «Сколково» Сергей Капитонов. «Но «Газпром» получает имиджевые дивиденды от работы с одним из своих важнейших германских партнеров в традиционном и престижном европейском регионе нефтегазодобычи. Этот опыт действительно уникален, ведь, например, на норвежский шельф «Газпром» так и не пустили, – напоминает Капитонов. – Кроме того, работа на морских газовых месторождениях – это и обкатка существующих, и освоение новых технологий, которых может не хватать «Газпрому», учитывая в целом «континентальный» характер компании».

Добыча в Северном море дороже, чем в Западной Сибири: средние затраты здесь оценивают в $15 за баррель нефти и около $92 за 1000 куб. м газа, указывает Капитонов. «Но центры потребления находятся в непосредственной близости, и компаниям-операторам не нужно тратиться на дорогую транспортировку. А в структуре цены газа «Газпрома» в Европе основная доля приходится именно на транспортные расходы и экспортную пошлину», – напоминает аналитик.