Порт-Морсби, 7 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Французская TotalEnergies передает управление СПГ-проектом Papua LNG американской ExxonMobil.
Об этом сообщает пресс-служба компании.

TotalEnergies заявила, что газовый проект Papua LNG достиг важных рубежей, которые позволят перейти к принятию окончательного инвестиционного решения (FID). Одним из главных результатов стало завершение тендера на проектирование и строительство (EPC). Рекомендации по выбору подрядчиков подготовлены и теперь должны быть одобрены участниками проекта. Как отмечается, за счет оптимизации концепции и повторного проведения тендеров с привлечением более широкого круга азиатских подрядчиков TotalEnergies с 2024 г. удалось сократить предполагаемые капитальные затраты примерно на 4 млрд долл. США – до 14 млрд долл. США.

В рамках оптимизации проекта принято решение передать операторство Papua LNG американской ExxonMobil, которая уже управляет расположенным в стране проектом PNG LNG. По мнению участников, это позволит эффективнее использовать инфраструктурные и операционные синергии между двумя проектами.

Одновременно TotalEnergies сократит свою долю в Papua LNG на 9,1%, распределив акции между партнерам по Papua LNG пропорционально их существующим долям участия. После реализации сделки и учета права государства Папуа – Новой Гвинеи на обратный выкуп доли французская компания сохранит 20% участия в проекте, но при этом продолжит получать свою долю СПГ.

После завершения всех предусмотренных сделок доли участников Papua LNG будут распределяться следующим образом:

• ExxonMobil – 34,1% и статус оператора,
• Santos – 21%,
• TotalEnergies – 20%,
• ENEOS Xplora – 2,4%,
• Kumul Petroleum Holdings и MRDC – совокупно 22,5%.

Еще одним важным этапом стало завершение переговоров с правительством Папуа – Новой Гвинеи по газовому соглашению. Документ 2019 г. был скорректирован с учетом обновленного бюджета и оптимизированной конфигурации проекта. Изменения, как ожидается, должны обеспечить экономическую устойчивость Papua LNG, в том числе при неблагоприятной ценовой конъюнктуре, сохранив при этом долгосрочные фискальные интересы государства.

Кроме того, TotalEnergies и связанные с государством структуры Папуа – Новой Гвинеи во главе с Kumul Petroleum создали совместное предприятие для продажи 2,4 млн т/год СПГ из общего объема производства Papua LNG в 5,6 млн т/год. Создание СП позволит привлечь финансирование для проекта.

TotalEnergies также подписала соглашение о ключевых условиях (Heads of Agreement) на закупку СПГ, которое обеспечит французской компании доступ к 1,5 млн т/год продукции Papua LNG для ее глобального портфеля.

Papua LNG

• это проект по производству СПГ, реализуемый в ответ на желание Папуа-Новой Гвинеи развивать свои газовые ресурсы;
• запасы газа оцениваются более чем в 1 млрд бнэ;
• объем экспорта СПГ в рамках проекта составит 5,6 млн. т/год;
• проект будет состоять из: 9 эксплуатационных скважин, 1 водонагнетательной скважины, 1 скважины для повторного нагнетания CO₂, газоперерабатывающего завода (ГПЗ), 320 км магистральному газопроводу (МГП) (из которых 60 км на суше) по маршруту: Блок PRL-15 - площадка Caution Bay;
• ресурсная база: газовые месторождения Elk и Antelope - 2 основных месторождения блока PRL-15, которые были полностью разведаны до 2017 г.;
• доставленный газ будет сжижаться на СПГ-Заводе PNG LNG;
• проект также будет включать схему улавливания и хранения углерода для природного CO₂ месторождений, который будет повторно закачиваться в резервуары;

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 7 сен – ИА Нефтегаз.РУ. «Газпромнефть-Хантос» сохраняет темпы добычи и продолжает наращивать ресурсную базу за счет геологоразведки (ГРР), цифровых технологий и вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ). За последние пять лет добыча предприятия выросла на 20% - с 12,3 млн т нефти в 2021 г. до более 14 млн т в 2025-м. В 1-м полугодии 2026 г. показатель составил 7 млн т.

Об этом сообщил журналистам генеральный директор компании Дмитрий Колупаев.

Несмотря на изменения внешней конъюнктуры, компания не пересматривала производственную программу и сохранила объемы как эксплуатационного, так и геологоразведочного бурения.


По его словам, специфика нефтегазовой отрасли не позволяет оперативно менять производственные планы вслед за краткосрочными колебаниями цен, ведь только вывод буровой на участок занимает более месяца и требует координации работы нефтесервисных организаций и специалистов предприятия. Спешить в таких вопросах нецелесообразно.



Напомним, что «Газпромнефть-Хантос» является крупнейшим по объемам нефтедобычи предприятием «Газпром нефти» и обеспечивает более 20% жидких углеводородов компании. За время деятельности накопленная добыча предприятия достигла 255 млн т, причем основной объем приходится на Южно-Приобское месторождение - около 80% (200 млн т).

Второй ключевой актив - месторождение имени Александра Жагрина, где добыча находится на уровне порядка 4 млн тонн/год нефти. В настоящее время здесь продолжается доизучение нижележащих горизонтов и оценка перспектив разработки запасов, которые пока не имеют необходимой экономической эффективности.

Переоценка зрелых активов

Одним из главных источников поддержания добычи «Газпромнефть-Хантоса» остается геологоразведка. Последние пять лет коэффициент восполнения ежегодной добычи предприятия превышает 100%. За этот период на баланс поставлено более 70 млн т нефтяных запасов различных категорий.

Предприятие продолжает геологоразведочные работы в Югре: в среднем ежегодно бурится около 10 разведочных и поисково-оценочных скважин, также проводятся сейсморазведочные работы. При этом современные цифровые инструменты позволяют искать новые возможности даже там, где месторождения считались детально изученными.


В 2026 г. благодаря переинтерпретации геологических данных на Южно-Приобском и Орехово-Ермаковском месторождениях были обнаружены новые залежи с запасами более 4 млн т нефти. На Орехово-Ермаковском месторождении это позволило увеличить добычу на 70%. После пятилетнего перерыва здесь вновь началось бурение.



Таким образом, цифровизация становится не только инструментом повышения эффективности действующего производства, но и способом расширения ресурсной базы без обязательного выхода на новые территории.

ТрИЗ становятся основой ресурсной базы

Около 70% запасов «Газпромнефть-Хантоса» сегодня относятся к трудноизвлекаемым. В основном это ачимовские, тюменские и меловые отложения.

В ближайшие годы доля ТрИЗ в портфеле предприятия, по словам Д. Колупаева, сохранится примерно на нынешнем уровне. Одновременно компания продолжит развивать технологии, позволяющие переводить сложные запасы из ресурсного потенциала в промышленную добычу.

В портфеле «Газпромнефть-Хантоса» находится около 60 млн тонн мало- или нерентабельных запасов. Это пласты малой толщины, водонасыщенные коллекторы и залежи с крайне низкой проницаемостью. Ежегодно предприятие вовлекает в разработку более 3 млн т таких сложных запасов.


Показательный пример - история самого Южно-Приобского месторождения. Когда-то его запасы относились к забалансовым и считались нерентабельными. Развитие технологий позволило изменить экономику разработки, и сегодня месторождение стало якорным активом предприятия, обеспечивая около 80% его добычи.



При этом запуск новых проектов ТрИЗ требует не только технологической, но и экономической эффективности.


В частности, разработка залежей со сверхвысокой обводненностью технически возможна, однако при существующей экономике может быть убыточной. Изменение налогового режима или рыночной конъюнктуры способно изменить инвестиционную привлекательность таких проектов. Поэтому налоговые инструменты, по мнению Д. Колупаева, остаются одним из эффективных механизмов стимулирования вовлечения ТрИЗ в разработку.

Компания постепенно расширяет долю ТрИЗ в добыче. На Южно-Приобском месторождении ачимовские запасы уже обеспечивают около 7% добычи. Одновременно специалисты работают с более глубокими горизонтами. В этом году геологи «Газпромнефть-Хантоса» переинтерпретировали данные сейсморазведки и подтвердили запасы тюменской свиты на этом активе.

Ключевым фактором здесь стал комплексный подход к изучению строения месторождения. Сначала специалисты консолидировали большой объем геолого-геофизических данных в рамках региональных научно-исследовательских работ, затем локализовали перспективные залежи и оценили геологические неопределенности. На этой основе была сформирована программа геологоразведки, направленная на снижение рисков и подтверждение ресурсов. Получив необходимые данные, специалисты углубили скважину до уровня тюменской свиты и получили промышленный приток более 100 т/сутки нефти.

Цифровизация дает дополнительную добычу

Цифровая трансформация стала одним из ключевых факторов роста эффективности предприятия. Суммарный эффект от работы Центра управления добычей, Центра управления строительством скважин, Центра инжиниринга ГРП и других цифровых и технологических подразделений «Газпромнефть-Хантоса» оценивается примерно в 1,2 млн т дополнительной добычи и 10 млрд руб.

При этом выделить эффект исключительно от цифровых решений невозможно: в производственном цикле одновременно применяются цифровые и традиционные инструменты, а профессиональная работа геологов, инженеров и производственных специалистов остается основой результата.

Активное развитие цифровых решений на «Газпромнефть-Хантосе» началось в 2021 г., одновременно с полноценным запуском разработки месторождения имени Александра Жагрина. В результате масштабного внедрения технологий предприятие смогло увеличить добычу при сохранении численности сотрудников, одновременно нарастив производственную программу и производительность труда.

Сегодня цифровые инструменты используются и для управления действующим фондом: в распоряжении предприятия находится около 3 тыс. км трубопроводов и порядка 4 тыс. эксплуатационных скважин, причем около 85% фонда работает в периодическом режиме. При этом цифровизация охватывает уже не отдельные технологические операции, а управление всей производственной системой.

ГРП - впервые полностью российский

Важной вехой в развитии предприятия стал запуск на Южно-Приобском месторождении первого российского серийного флота гидроразрыва пласта (ГРП). Его создание было важной задачей для России. Проект стал частью программы правительства РФ по импортозамещению, в которой «Газпром нефть» выступает отраслевым партнером и заказчиком.

Флот ГРП:

• адаптирован к климатическим и геологическим условиям Западной Сибири,
• может работать со скважинами сложной конструкции на глубине до 4 км,
• способен выполнять все виды многостадийного ГРП.

Для планирования и проведения операций используют российское программное обеспечение, включая цифровой симулятор гидроразрыва пласта «Кибер ГРП», который моделирует процессы формирования подземных трещин, подбирает оптимальные рецептуры реагентов и сценарии для проведения геологических операций.

Отечественный комплекс уже выполнил более 150 операций и работает в штатном режиме. По своим характеристикам он не уступает зарубежным аналогам, при этом самоходное шасси делает технику более компактной и повышает ее проходимость.

В 2027 г. «Газпромнефть-Хантос» ожидает поставку второго серийного российского флота ГРП. Потенциал тиражирования технологии остается высоким: доля ТрИЗ в ресурсной базе растет, а гидроразрыв пласта является одним из ключевых методов интенсификации добычи.

Следующий шаг - электрический ГРП

Следующим этапом технологического развития станет испытание первого российского электрического флота гидроразрыва пласта. В 2026 г. на Южно-Приобском месторождении планируется провести его опытно-промышленное применение.

Ключевое преимущество - снижение расхода дизельного топлива на 90%. Для «Газпромнефть-Хантоса» это особенно актуально благодаря собственной энергетической инфраструктуре: значительная часть электроэнергии производится за счет попутного нефтяного газа (ПНГ).

В перспективе электрический флот может использоваться не только на действующих месторождениях. При освоении новых лицензионных участков соответствующую инфраструктуру можно предусматривать уже на этапе проектирования, что позволит снизить затраты на топливо при проведении ГРП.

Попутный газ – это ресурс, а не препятствие

Еще одним направлением повышения эффективности производства остается полезное использование попутного нефтяного газа (ПНГ). Уровень на месторождениях «Газпромнефть-Хантоса» составляет 98%. За счет собственного газа предприятие обеспечивает 95–97% потребности в электроэнергии, а на месторождении имени Александра Жагрина ПНГ покрывает 100% потребностей в электричестве всей производственной и социальной инфраструктуры.



Помимо генерации электроэнергии, попутный газ направляется на переработку с получением товарной продукции и ценных углеводородных компонентов. Часть подготовленного газа поставляется в Единую систему газоснабжения, что позволяет дополнительно вовлекать ресурс в газовый баланс.

Технологии меняют и условия работы

Несмотря на масштаб цифровизации и автоматизации, главным фактором эффективности предприятия остается человек.


Сегодня в компании особое внимание уделяется условиям работы вахтового персонала. Показательный пример - месторождение имени Александра Жагрина. На начальном этапе его разработки сотрудники жили в вагончиках, а сегодня многофункциональный вахтовый комплекс, запущенный в 2025 г., стал высочайшим отраслевым стандартом жизни в автономии. там есть все - от двухэтажного спортзала и СПА до кинотеатра и центра виртуальных игр.

Сегодня конкурс на работу на месторождении стал одним из самых высоких в периметре «Газпром нефти», а удовлетворенность вахтового персонала условиями труда стабильно превышает 90%.

Опыт «Газпромнефть-Хантоса» показывает: потенциал зрелых месторождений далеко не исчерпан. Новые залежи здесь можно находить за счет переосмысления уже накопленных данных, а сложные запасы - переводить в разработку по мере появления технологий, меняющих экономику проектов. В результате цифровизация, геологоразведка и технологическое развитие становятся не отдельными направлениями, а единой системой, которая позволяет компании поддерживать добычу и формировать ресурсную базу на годы вперед.

Автор: А. Никитина Читать полностью

Москва, 7 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Цены на нефть коррекционно снижаются после роста по итогам прошлой недели.

Нефтегазовые котировки

4 сентября 2026 г. стоимость фьючерсов на нефть сорта Brent на ноябрь на лондонской бирже ICE Futures выросла на 0,80%, до 96,28 долл. США/барр. Фьючерсы на нефть сорта WTI на октябрь на электронных торгах Нью-йоркской товарной биржи (NYMEX) подорожали на 0,20%, до 91,48 долл. США/барр.

7 сентября 2026 г. нефть дешевеет. К 11:30 мск стоимость ноябрьских фьючерсов на Brent на электронных торгах ICE Futures упала на 0,07%, до 96,21 долл. США/барр. На электронных торгах NYMEX фьючерсы на нефть WTI на октябрь подешевели на 0,49%, до 91,03 долл. США/барр.

Котировки природного газа в США держатся на уровне 2,9 долл. США/млн БТЕ (103,8 долл. США/1000 м³). 4 сентября 2026 г. фьючерсы на природный газ на октябрь на электронных торгах NYMEX подорожали на 2,13% и составили 2,975 долл. США/млн БТЕ. К 11:30 мск 7 сентября котировки снизились на 1,13% и составили 2,936 долл. США/млн БТЕ.

Газовые котировки в Европе поднялись выше 900 долл. США за 1000 м³. Октябрьские фьючерсы на газ на хабе TTF (Нидерланды) на бирже ICE Futures к 11:30 мск 7 сентября торговались на уровне 73,4 евро/МВт·ч (904,4 доллара США за 1000 м³), рост по сравнению с расчетной ценой предыдущего дня составил 2,01%.

На рынке нефти сегодня

Цены на нефть в понедельник держатся около шестинедельных максимумов на фоне взаимных ударов США и Ирана по судам, проходящим через Ормузский пролив и другие районы региона, что ограничивает объем поставок нефти с Ближнего Востока.

По итогам прошлой недели Brent подорожала примерно на 8%, WTI – почти на 10% после возобновления атак между США и Ираном.

В субботу американские военные нанесли удары по трем иранским нефтяным танкерам, сообщил Центральное командование США. Один из танкеров находился у побережья острова Харг, расположенного в районе ключевого нефтяного экспортного узла Ирана.

В свою очередь, военно-морские силы Корпуса стражей исламской революции Ирана заявили об атаке на три нефтяных танкера, следовавших по несанкционированным маршрутам через Ормузский пролив, а также на три американских судна в других районах.

Морская разведывательная компания Marisks назвала субботние атаки «значительной эскалацией». По ее оценке, коммерческие танкеры теперь намеренно используются в качестве инструмента взаимного экономического давления, что стирает прежнюю границу между военным противостоянием и торговым судоходством.

Судоходство через Ормуз

Согласно данным аналитической компании Kpler, за последние 10 дней через Ормузский пролив в среднем проходили 10 грузовых судов в сутки. Это минимальный показатель с мая.

«Если движение танкеров начнет существенно замедляться, рынок может заложить в цены гораздо более серьезный шок предложения. Уже появляются признаки того, что это происходит», – заявила руководитель отдела рыночной аналитики Phillip Nova П. Сачдева.

Goldman Sachs допускает рост цен на нефть до 120 долл. США/барр., если атаки на суда усилятся.

Кроме того, секретарь Высшего совета национальной безопасности Ирана М. Резаи заявил, что в ближайшие дни за пределами Ормузского пролива будет объявлена зона ограничений.

ОПЕК⁺ сохранил параметры добычи

Тем временем ОПЕК⁺ по итогам заседания в воскресенье сохранил нефтяную политику на октябрь без изменений. Участники объединения намерены согласовать новые квоты, после чего примут решение о дальнейших параметрах добычи.

Помимо этого, инвесторы оценивают статистику Baker Hughes о буровой активности в США, которая указывает, что число действующих буровых установок снова осталось на прежнем уровне. За неделю, завершившуюся 4 сентября 2026 г., количество действующих нефтегазовых буровых установок не изменилось к предыдущей неделе и составило 588 ед.:

• число действующих нефтяных буровых установок выросло на 2 ед. и составило 449 ед.,
• число действующих газовых буровых установок снизилось на 2 ед. и составило 130 ед.,
• число многофункциональных буровых не изменилось и составило 9 ед.

Фондовые рынки

Фондовые индексы США завершили торги 4 сентября 2026 г. в минусе:

• Dow Jones Industrial Average упал на 0,51%, до 53414,25 п.,
• Standard & Poor's 500 потерял 0,38% и составил 7718,60 п.,
• Nasdaq Composite уменьшился на 0,29%, до 26506,99 п.

US Dollar Index, рассчитываемый ICE (отражает динамику доллара США относительно 6 валют – евро, швейцарский франк, иена, канадский доллар, фунт стерлингов и шведская крона), к 11:30 7 сентября упал на 0,34% и составил 98,813 п. Евро подорожал к доллару США на 0,16%, до 1,1633 долл. США/евро.

Bitcoin относительно стабилен. 7 сентября 2026 г. к 11:30 мск Bitcoin подешевел на 0,43% и составил 79,580 тыс. долл. США/bitcoin.

Автор: А. Хасанова Читать полностью

Москва, 7 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Место проведение – г. Когалым, конференц-зал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», ул. Широкая, д.40.

Организаторы - Экспертный совет по механизированной добыче нефти и Центр профессионального развития.

При поддержке:

ПАО «ЛУКОЙЛ»
Союза нефтегазопромышленников России
Торгово-промышленной палаты РФ

Сайт конференции https://malodebit.ru/

Формат - очно и онлайн.

Зарегистрировано 230 участников, программа конференции сформирована.

Спикеры:

Р. Камалетдинов (Экспертный совет); С. Мерзляков («ЛУКОЙЛ»); А. Чернов («Сургутнефтегаз»); А. Артюхов («Татнефть»); С. Медведев («Сургутнефтегаз»); К. Лапин («ЛУКОЙЛ»); А. Карсанов («ЛУКОЙЛ»); И. Авдеев («Сургутнефтегаз»); Т. Вильданов («ЛУКОЙЛ»); А. Аникин («Сургутнефтегаз»); А. Семенов («ЛУКОЙЛ»); Р. Кутдусов («Сургутнефтегаз»); Т. Насуев («ЛУКОЙЛ»); П. Семенюк («КЗХ»); Е. Орлик («Технологии ОФС»); К. Заморин («ЛУКОЙЛ»); Р. Сайфутдинов («ИРЗ»); С. Щелконогов («Мейджерпак»); Ф. Иксанов («БКО»); А. Ардиев («Технологии строительства скважин») и др.

Деловая программа конференции включает:

• 3 сессии (24 доклада), Круглый стол «Периодическая эксплуатация скважинного оборудования: проблемы и пути решения», питч-сессию стартапов нефтегазовой тематики;
• Экскурсию по лабораторному корпусу ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», образовательному центру (филиал Пермского национального исследовательского политехнического университета);
• Посещение завода по производству вентильных электродвигателей, производственной базы ООО «ЭПУ Сервис»;
• Посещение Центра интегрированных операций (ЦИО), кустовой площадки Южно-Ягунского месторождения ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»;
• Посещение ООО «Войкан»;
• Экскурсию по г. Когалыму.

Основные темы конференции:

• Новые виды оборудования и технологий для добычи нефти из малодебитных скважин;
• Организация опытно-промышленных испытаний на промышленных полигонах;
• Особенности подбора оборудования с учетом критерия энергоэффективности, специфика вывода на режим, эксплуатации малодебитных скважин;
• Методы предупреждения и борьбы с осложнениями при эксплуатации малодебитных скважин (мехпримеси, солеотложения, газ, АСПО, коррозия);
• Опыт использования химреагентов на осложненном фонде;
• Методы увеличения притока из малодебитных скважин, опыт применения различных способов обработки призабойной зоны пласта, технологий повышения нефтеотдачи пластов;
• Опыт совершенствования процедур расследования причин отказов скважинного оборудования, повышения качества анализа отказов, новые методики экспертизы часто-ремонтируемого фонда скважин;
• Малогабаритное оборудование, применяемое в боковых и горизонтальных стволах, скважинах малого диаметра, системах ОРЭ;
• Интеллектуализация добычи нефти, периодическая эксплуатация и др.

Питч-сессия стартапов:

1. ООО «Финист-М» (Практическое применение ИИ для решения задач повышения МРП мехфонда и расследования причин отказов)
2. RCROBOTICS (Мобильные робототехнические комплексы для морских платформ и производственных объектов на суше)
3. ООО «БМК-Сервис» (Предиктивная аналитика отказов на фонде УЭЦН)

Круглый стол «Периодическая эксплуатация скважинного оборудования: проблемы и пути решения».

Модераторы:

• Р. Камалетдинов, председатель Экспертного совета по механизированной добыче нефти
• С. Мерзляков, начальник отдела добычи нефти и газа ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» ПАО «ЛУКОЙЛ»

Спикеры:

• Е. Кибирев, директор по качеству Levare International
• А. Чернов, ведущий инженер производственного отдела по добыче нефти и ППД ПАО «Сургутнефтегаз»
• А. Шляпчинский, ведущий инженер управления техники и технологии добычи нефти и газа по Западно-Сибирскому региону ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» ПАО «ЛУКОЙЛ»
• А. Артюхов, заместитель начальника управления добычи нефти и газа СП «Татнефть-Добыча» ПАО «Татнефть»
• С. Медведев, заместитель начальника ЦБПО ЭПУ ПАО «Сургутнефтегаз»
• К. Лапин, ведущий инженер отдела добычи нефти и газа ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» ПАО «ЛУКОЙЛ»

Обсуждаемые вопросы:

• Опыт внедрения периодической эксплуатации, выявленные осложнения, пути решения;
• Совершенствование программных продуктов по подбору периодического режима скважинного оборудования, по контролю и оптимизации периодического режима;
• Создание алгоритмов периодической эксплуатации в современных станциях управления;
• Влияние режимов работы скважин на ресурс скважинного оборудования;
• Совершенствование методик подбора периодического режима работы скважин

Более подробную информацию о конференции можно получить по телефонам: +7-985-455-36-45; +7-495-003-59-25; электронной почте: cenprodev@list.ru

Автор: Д. Колесникова Читать полностью

Москва, 7 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Поставки российского трубопроводного газа в Европу осуществляются только по магистральному газопроводу (МГП) «Турецкий поток», транспортировка транзитом по газотранспортной системе (ГТС) Украины и другим маршрутам остановлена.

Маршруты поставок

Загрузка второй нитки МГП «Турецкий поток», ориентированной на рынок Юго-Восточной Европы, держится вблизи 49 млн м³/сутки.

По данным платформы ENTSOG по газоизмерительной станции (ГИС) «Странджа-2/Малкочлар» на границе Турции и Болгарии, физический объем газа за газовые сутки 6 сентября 2026 года составил 49,32 млн м³. Согласно данным о реноминациях на 7 сентября, прокачка снизится до 48,97 млн м³.

С начала 2026 года поставки газа по этому маршруту на 3,17% превышают показатели аналогичного периода 2025 года, объем прокачки достиг 11,87 млрд м³ газа.

МГП «Турецкий поток» и его сухопутная часть на данный момент являются единственным маршрутом поставок российского трубопроводного газа в Европу, остальные маршруты остановлены:

• транзит газа по ГТС Украины через ГИС «Сохрановка» (точка входа на Украину магистрального газопровода «Союз») заблокирован украинской стороной 11 мая 2022 г.;
• через ГИС «Суджа» (точка входа на Украину из России магистрального газопровода «Уренгой – Помары – Ужгород») прокачка прекращена с 1 января 2025 г. после истечения срока действия транзитного контракта;
• польский участок газопровода «Ямал – Европа» с 11 мая 2022 г. стал недоступен для «Газпрома» в связи с введением российских контрсанкций;
• газопровод «Северный поток -1» остановлен 31 августа 2022 г., а 26 сентября 2022 г. обе его нитки и одна из ниток не введенного в эксплуатацию газопровода «Северный поток-2» были повреждены в результате взрывов в Балтийском море.

Погода, запасы и котировки газа в Европе

В Европе сохраняется контрастная погода. На юге Европы – в Испании, Португалии, Греции, Италии и на Балканах сохраняется аномальная жара с температурой воздуха около 40°C. На северо-западе региона – во Франции, Бельгии, Германии – начинается переход к более прохладной и неустойчивой погоде, с дождями и грозами, тогда как на севере и северо-востоке уже ощущается влияние осени.

В сервисе Meteoalarm предупреждения об аномально высокой температуре желтого уровня опубликованы для Италии, Греции, Португалии, Словении, Боснии и Герцеговины, Хорватии, Сербии, оранжевого – для Франции, Испании, Черногории.

После 9 сентября ожидается дальнейшее понижение температуры воздуха на севере региона, тогда как жара на юге будет сохраняться и далее. Причем с 10 сентября ожидается вторжение новой волны горячего воздуха из Африки, ослабление жары возможно после 13 сентября.

Выработка электроэнергии ветряными электростанциями (ВЭС) в Европе снизилась. Согласно сервису WindEurope, 6 сентября на долю энергии, полученной на ВЭС, пришлось обеспечение 14,9% спроса на электроэнергию в Европе (19,9% в конце прошлой недели).

По данным Gas Infrastructure Europe (GIE) на 5 сентября 2026 года, подземные хранилища газа (ПХГ) в ЕС были заполнены на 66,59%, в них находилось 71,08 млрд м³ газа. За сутки уровень заполненности ПХГ вырос на 0,29 п.п., днем ранее – на 0,28 п.п. Закачку газа вели все страны ЕС, кроме Испании, Португалии, Латвии и Швеции (нулевая динамика). В Германии ПХГ заполнены на 54,16%, во Франции – на 73,41%, в Австрии – на 67,3%, в Италии – на 83,68% (ранее это были крупнейшие рынки сбыта «Газпрома» в Европе).

За период отбора, завершившегося 31 марта, из европейских ПХГ было извлечено 58,19 млрд м³ газа. Сейчас в европейские ПХГ к зиме закачано 41,44 млрд м³ газа. Для достижения целевого уровня к ноябрю европейцам необходимо запасти 24,88 млрд м³. Поскольку уровень в 90% заполнения ПХГ очевидно достигнут не будет, ЕК готова снизить требуемый уровень заполнения ПХГ до 75% к 1 ноября. От сниженного целевого показателя газовые компании ЕС отделяет 8,88 млрд м³, это реальный к закачке объем (правда с середины октября уже начинается отбор), но как это скажется на стабильности прохождения осенне-зимнего периода (ОЗП), неясно.

Нефтегаз.РУ напоминает, что к 5 сентября в 2025 г. европейцы успели заполнить ПХГ до 78,95%, в них находилось 84,71 млрд м³ газа. Запасы к зиме составляли 48,33 млрд м³ газа. Сейчас общий объем запасов меньше показателя прошлого года на 13,63 млрд м³ газа, закачка в текущем сезоне отстает на 7,0 млрд м³.

Газовые котировки в Европе пробили отметку в 900 долл. США за 1000 м³. Октябрьские фьючерсы на газ на хабе TTF (Нидерланды) на бирже ICE Futures к 11:30 мск 7 сентября торговались на уровне 73,4 евро/МВт·ч (904,5 доллара США за 1000 м³), рост по сравнению с расчетной ценой предыдущего дня составил 2,01%.
Читать полностью

Москва, 7 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Мировой рынок судового топлива столкнулся с риском дефицита в 3-м квартале 2026 г.
Об это сообщил Reuters.

Нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ), испытывающие давление из-за перебоев с поставками нефти и повреждения инфраструктуры на фоне военных конфликтов, увеличивают выпуск дизельного топлива и других нефтепродуктов с более высокой маржинальностью, сокращая производство топочного мазута.

По оценке Energy Aspects, дефицит топочного мазута в 3-м квартале 2026 г. может составить около 218 тыс. барр./сутки. Это первый прогнозируемый дефицит на рынке с 3-го квартала 2025 г., когда дисбаланс составлял лишь около 6 тыс. барр./сутки.

Основной удар по рынку приходится на поставки из регионов, обеспечивающих значительную часть мировой торговли нефтепродуктами.

Экспорт топочного мазута с Ближнего Востока в марте–августе 2026 г. сократился на 45% в годовом выражении, до среднего уровня около 447 тыс. барр./сутки, по данным Kpler.

Дополнительным фактором стали перебои в работе российских НПЗ из-за атак украинских беспилотников. В августе экспорт российского топочного мазута, согласно данным Kpler, снизился до рекордных 591 тыс. барр./сутки против среднего показателя более 860 тыс. барр./сутки в 2025 г.

Ситуация осложняется сокращением производства на отдельных НПЗ Ближнего Востока. Например, кувейтский НПЗ Al-Zour, являющийся одним из крупных поставщиков топочного мазута, с марта отгрузил только один груз объемом около 26 тыс. барр./сутки против примерно 191 тыс. барр./сутки в январе–феврале.

Крупные НПЗ, включая нигерийский Dangote мощностью 650 тыс. барр./сутки, наращивают экспорт дизельного топлива, бензина и авиакеросина, одновременно сокращая поставки мазута.

По оценке Energy Aspects, исторически низкие запасы бензина и дизельного топлива стимулируют НПЗ увеличивать загрузку вторичных установок, используя больше объемов топочного мазута в качестве сырья для производства других нефтепродуктов. Это дополнительно сокращает доступное предложение судового топлива.

Запасы снижаются

Давление на рынок отражается не только в экспортной статистике, но и в динамике запасов. В крупнейших мировых центрах хранения и бункеровки - Сингапуре, Амстердаме–Роттердаме–Антверпене и Фуджейре - запасы топочного мазута находятся примерно на 30% ниже среднего сезонного уровня за последние три года.

Наиболее уязвимой остается Азия. Сингапур - крупнейший мировой бункерный хаб - импортирует более половины объема топлива, необходимого для удовлетворения внутреннего спроса, который составляет почти 1 млн барр./сутки. Перебои с поставками из стран Персидского залива напрямую увеличивают риски для азиатского рынка.

Дополнительным фактором становится изменение маршрутов танкеров. Судоходные компании вынуждены выбирать более длинные маршруты, обходя Красное море и Баб-эль-Мандебский пролив из-за сохраняющихся угроз со стороны хуситов. Это повышает потребление топлива непосредственно флотом.

Стоимость растет быстрее нефти

Дефицит уже отражается на ценах. Стоимость основного судового топлива - малосернистого мазута (VLSFO) - в Сингапуре с начала войны вокруг Ирана выросла на 76%, почти до 825 долл. США/т, или около 130 долл. США/барр., по состоянию на 1 сентября.

Для сравнения, за тот же период эталонный сорт Brent подорожал примерно на 40%.

Таким образом, стоимость судового топлива растет значительно быстрее цен на сырую нефть. Для судоходных компаний это означает увеличение операционных расходов, которое в дальнейшем может трансформироваться в более высокие фрахтовые ставки и транспортные издержки.

Читать полностью

Москва, 7 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Мьянма планирует построить нефтеперерабатывающий завод (НПЗ), который будет работать на российской нефти.
Об этом министр электричества и энергетики Коу Коу Лвин заявил в интервью РИА Новости на Восточном экономическом форуме (ВЭФ).

НПЗ для российской нефти...

По словам министра, НПЗ для переработки российской нефти Мьянма планирует построить в специальной экономической зоне (СЭЗ) Давэй.

Тезисы от У Коу Коу Лвина:

• одним из проектов, способных принести значительную экономическую выгоду России и Мьянме, является специальная экономическая зона Давэй,
• в соответствии с договоренностями руководства двух стран в специальной экономической зоне Давэй планируется строительство нефтеперерабатывающего завода и электростанции,
• для работы НПЗ планируется импортировать российскую сырую нефть и создать необходимые перерабатывающие мощности,
• Мьянма и Россия уже ведут технологическое сотрудничество в сфере производства, передачи и распределения электроэнергии.

Проект НПЗ и угольной тепловой электростанции (ТЭС) в СЭЗ Давэй – не новый. Нефтегаз.РУ напоминает, что эти проекты, а также глубоководный порт, были зафиксированы в меморандуме по инвестсотрудничеству в СЭЗ Давэй, подписанном в феврале 2025 г. по итогам заседания 5^й Межправительственной Российско-Мьянманской комиссии по торгово-экономическому сотрудничеству.

Проект угольной ТЭС в СЭЗ Давэй российская сторона оценила как перспективный в связи с наличием местного угля и возможностей подвоза. Первоначально проект СЭЗ Давэй предусматривал крупную угольную ТЭС мощностью 4000 МВт, но строительство было отменено из-за давления экологов, позже обсуждалось строительство угольных и газовых электростанций мощностью до 7000 МВт. Учитывая подвешенное состояние СЭЗ в целом, стороны рассматривают мощность в 660 МВт. 5 июня 2026 г. на ПМЭФ Интер РАО Экспорт и 24 Hour Group подписали контракт на подготовку технико-экономического обоснования (ТЭО) по ТЭС, российская сторона полагает, что ТЭО будет подготовлено и утверждено до конца 2026 г.

К проекту строительства НПЗ в СЭЗ Давэй российская сторона подходит более осторожно, считая необходимым его тщательное изучение с точки зрения экономической целесообразности и защиты инвестиций. При этом мьянманская сторона в проекте НПЗ крайне заинтересована, но внятной оценки потенциального объема рынка сбыта пока не представила.

...и энергетический хаб

Коу Коу Лвин также рассказал о более масштабных планах Мьянмы по созданию энергетического хаба в регионе Давэй для торговли российскими энергоресурсами.

По его словам, Давэй имеет стратегически выгодное положение, связывая внутренние районы Юго-Восточной Азии с Индийским океаном. Через регион уже проходят газопроводы, по которым Мьянма поставляет природный газ в Таиланд.

В целом, по словам министра, регион Давэй может стать не только энергетическим, но и крупным транспортно-логистическим центром, который будет использоваться для развития других направлений торговли.


Нефтегаз.РУ напоминает, что СЭЗ Давэй занимает площадь 196 км² в Андаманском море. Центром СЭЗ является г. Давэй – столица региона Танинтайи в южной части Мьянмы. Это местоположение делает СЭЗ Давэй экономически и геополитически привлекательной, поскольку создает альтернативный торговый маршрут в обход Малаккского пролива. На территории СЭЗ планируется открыть высокотехнологичные промышленные зоны и транспортные узлы, зоны информационных технологий и экспортной обработки.

Проект СЭЗ был инициирован в 2008 г., но строительство было приостановлено в 2013 г. С 2015 г. проект периодически планировалось возобновить, но его реализация сдерживалась финансовыми проблемами, обвинениями в нарушении прав человека и коррупции, неопределенностью с энергоснабжением и политической нестабильностью в Мьянме. Сейчас у проекта СЭЗ Давэй появляется шанс, поскольку на фоне блокировки Ормузского пролива в мире складывается повышенный интерес к расшивке узких мест на логистических маршрутах.

3 июля 2026 г. заместитель министра торговли Мьянмы Вин Мьин Кхаинг сообщил, что в рамках экономического сотрудничества между Россией и Мьянмой выбрано окончательное место для СЭЗ и глубоководного порта Давэй. По его словам, строительство СЭЗ возобновилось, проект будет реализован в течение 8 лет.

17-19 августа 2026 г. президент Мьянмы Мин Аунг Хлаинг посетил Москву с официальным визитом, проведя переговоры с президентом РФ В. Путиным и премьер-министром М. Мишустиным. На встрече с М. Мишустиным мьянманская сторона официально призвала ускорить реализацию совместных проектов, включая СЭЗ Давэй, в т.ч. НПЗ и ТЭС.
Читать полностью

Москва, 4 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Компания «Эридан» открыла в Березовском Свердловской области новый производственный комплекс, где наладила выпуск оборудования для систем противопожарной защиты «Диалог PRO». После запуска цеха производственные мощности компании выросли в 2,4 раза.

Инвестиции в создание комплекса составили 267 млн рублей. Из них 108 млн рублей в виде льготного займа предоставили федеральный Фонд развития промышленности (ФРП) и ФРП Свердловской области. Финансирование осуществлялось в рамках федерально-региональной программы «Проекты развития».

Новый производственный комплекс площадью 2,2 тыс. кв. метров оснащен современным технологическим оборудованием. Благодаря займу ФРП (координируется ВЭБ.РФ по поручению Минпромторга России) предприятие автоматизировало ключевые производственные операции, расширило действующие участки, перевело часть процессов с ручного труда на автоматизированный и отказалось от выполнения ряда операций сторонними подрядчиками.

В результате мощности по выпуску систем противопожарной защиты «Диалог PRO» увеличились в 2,4 раза – с 10 до 24 комплектов в год. Увеличение выпуска оборудования направлено как на снижение зависимости от импорта, так и на создание технических решений, более эффективных, чем зарубежные аналоги.


Одной из особенностей системы «Диалог PRO» является режим «Повышенная готовность», который позволяет максимально быстро обнаруживать возгорание и запускать пожарную автоматику, снижая возможный ущерб. Запатентованные технические решения также позволяют проводить обслуживание оборудования без остановки сложных технологических процессов, что уменьшает эксплуатационные расходы предприятий.

Взрывозащищенные системы противопожарной защиты компании применяются на опасных производственных объектах нефтегазовой, химической, энергетической, горнодобывающей и оборонной промышленности.

Основными заказчиками выступают предприятия топливно-энергетического комплекса, такие как «СИБУР», «Роснефть», «ЛУКОЙЛ», «Газпром нефть», газотранспортные компании «Газпрома» и другие.

Источник: Фонд развития промышленности

Автор: А. Гладкина Читать полностью

Москва, 7 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Южная Корея и США согласовали объем планируемых инвестиций Сеула в проект газовой электростанции (ГТЭС) в Техасе в размере около 22,3 млрд долл. США.
Об этом сообщает корейское издание Edaily со ссылкой на источники среди представителей властей и политиков.

Проект предполагает строительство газовой электростанции мощностью 6,3 ГВт в городе Энсинал, штат Техас. Основным потребителем генерируемой электроэнергии должны стать крупные центры обработки данных (ЦОД), спрос на электроэнергию со стороны которых растет на фоне масштабного развития технологий искусственного интеллекта.

Первый крупный проект

Инвестиции в техасскую газовую генерацию могут стать первым американским проектом Южной Кореи, реализуемым в рамках заключенного в 2025 г. торгового соглашения между двумя странами.

В соответствии с договоренностями Сеул обязался обеспечить 350 млрд долл. США инвестиций в экономику США в обмен на более благоприятные тарифные условия для южнокорейского экспорта.

При этом пока не уточняется, будет ли Южная Корея самостоятельно финансировать всю стоимость проекта в Техасе или инвестиции будут осуществляться совместно с американскими и другими партнерами.

Газовая генерация для растущего спроса

Выбор газовой генерации связан с быстрым увеличением потребления электроэнергии со стороны дата-центров. Для объектов, обеспечивающих работу систем искусственного интеллекта (ИИ), критически важны стабильность энергоснабжения и наличие крупных объемов мощности.

Проект в Энсинале мощностью 6,3 ГВт способен стать одним из крупных элементов формирующейся энергетической инфраструктуры для технологического сектора США. Использование природного газа позволит обеспечить управляемую генерацию и компенсировать ограничения, характерные для ряда переменных источников электроэнергии.

Другие проекты

Южная Корея также изучает возможность реализации других масштабных энергетических проектов на территории США. Среди рассматриваемых вариантов СМИ называют:

• строительство крупной атомной электростанции (АЭС);
• участие в проекте по производству сжиженного природного газа (СПГ) на Аляске.

Министерство промышленности Южной Кореи заявило, что пока не может подтвердить детали процесса реализации американского инвестиционного плана.

Напомним, что выработка электроэнергии в США в июле 2026 г. впервые превысила 100 тыс. ГВт·ч за неделю.

Подпишитесь

Читать полностью