Москва, 3 сен – ИА Нефтегаз.РУ. РусГидро и Российские космические системы (РКС, входит в госкорпорацию Роскосмос) внедрят в систему мониторинга объектов из сферы гидроэнергетики спутниковые данные и беспилотные летательные аппараты (БПЛА). Соответствующее соглашение компании подписали на полях Восточного экономического форума (ВЭФ).
Об этом сообщает пресс-служба РусГидро.

Компании займутся проработкой подходов к интеграции аэрокосмических обследований с информационными системами РусГидро. В перспективе это позволит создать инфопространство, в котором накопленные данные о состоянии объектов смогут использоваться для анализа и принятия технических решений.

В рамках совместной работы компании намерены открыть единый центр управления аэрокосмическими обследованиями:

• ежегодно он будет координировать обработку 20–30 тыс. км² спутниковых данных и выполнение 300–500 полетов БПЛА;
• данные будут сводиться в единой геоинформационной системе, что позволит отслеживать движение дронов и согласовывать полеты в режиме онлайн с контролирующими органами.

Также соглашение предполагает:

• внедрение в мониторинг гидротехнических сооружений и прилегающих территорий спутниковой съемки, навигационных технологий и гидрометеорологических данных;
• создание комплекса, который объединит результаты космических технологий с данными РусГидро.

«Сотрудничество РусГидро и РКС стартовало с проекта по получению космических снимков для планирования расчистки просек ЛЭП и последующего контроля выполненных работ. В процессе совместной работы мы выявили более широкий потенциал взаимодействия, который выходит за рамки мониторинга», – поделился заместитель гендиректора РусГидро А. Чариков.

РКС в рамках партнерства намерен создать отраслевой центр компетенций по работе со спутниковыми данными. Организация адаптирует алгоритмы анализа снимков для автоматического обнаружения отклонений в работе гидроэлектростанций (ГЭС) и линий электропередачи (ЛЭП).

Спутниковые данные позволят фиксировать изменения береговой линии, ледовой обстановки, состояние территорий в районах размещения объектов и паводковую ситуацию. Для участков, требующих более детального обследования, будут применяться БПЛА и другие инструменты.

Ожидается, что комплексный подход к выбору средств для мониторинга повысит полноту информации о состоянии объектов и территорий. Кроме того, новый подход улучшит проверку удаленных и труднодоступных объектов Сибири и Дальнего Востока.

Нефтегаз.РУ напоминает, что ранее на полях ВЭФ компания РусГидро запустила новый единый расчетно-информационный центр в городе Поронайске Сахалинской области.

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 3 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Россия и Индонезия обсуждают совместные проекты в области строительства нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ), терминалов для хранения энергоресурсов и геологоразведочных работ (ГРР). Индонезия также заинтересована в российских технологиях в области сжиженного природного газа (СПГ). Об этом сообщил президент страны П. Субианто на пленарной сессии Восточного экономического форума (ВЭФ).

«Мы обсуждаем сотрудничество с российскими группами в части разработки совместных проектов, строительства НПЗ, терминалов для хранения энергоносителей. Сейчас мы активно занимаемся СПГ. В некотором смысле мы, наверное, напрямую в российском газе не нуждаемся, но технологии - им мы открыты», - сказал П. Субианто.

Ранее совместное предприятие Роснефти и индонезийской государственной компании Pertamina планировало строительство НПЗ Tuban на острове Ява. Проект предусматривает мощность первичной переработки нефти до 15 млн т/год. Мощность нефтехимического комплекса превысит 1 млн т/год по этилену и 1,3 млн т/год по производству ароматических углеводородов.

Сотрудничество в ГРР и промышленности

По словам президента, Индонезия также открыла 130 участков недр и приглашает российские компании принять участие в их геологоразведке.

«И мы приглашаем российские компании, обладающие соответствующими технологиями, вести разведку этих 130 участков недр. Обсуждение у нас идет очень хорошо сейчас», - отметил П. Субианто.

Кроме того, Индонезия и Россия развивают партнерство в сфере производства удобрений. П. Субианто сообщил о подписании меморандума о взаимопонимании между индонезийской компанией - производителем удобрений и одной из крупнейших российских компаний отрасли. Речь идет о совместных инвестициях в проекты по выпуску удобрений с использованием природного газа, поступающего из России с Дальнего Востока.

Сотрудничество двух стран также охватывает горнорудную отрасль. В частности, российская алюминиевая компания Русал реализует в Индонезии проекты совместно с местными партнерами.

«Сейчас мы работаем с крупнейшей алюминиевой компанией мира [Русалом]. Русал очень серьезно зашел в Индонезию. Сейчас они строят соответствующие мощности вместе с индонезийскими компаниями», - добавил П. Субианто.

Кроме того, в 2025 г. Росатом подписал с Индонезией меморандум о взаимопонимании по совместной подготовке технико-экономического обоснования строительства АЭС на российских технологиях. Читать полностью

Москва, 3 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Глава Госкорпорации Росатом А. Лихачев в сентябре посетит Армению, где обсудит с премьер-министром республики Н. Пашиняном перспективы строительства новой атомной электростанции (АЭС).
Об этом Н. Пашинян сообщил журналистам в ходе брифинга.


По словам Н. Пашиняна, для Армении выбор поставщика атомной станции не является вопросом геополитической ориентации. Власти намерены оценивать предложения прежде всего с точки зрения экономической эффективности.

Россия предлагает построить новую АЭС

Вопрос о строительстве новой атомной станции в Армении обсуждается сторонами несколько месяцев.

В мае 2026 г. директор 4-го департамента стран СНГ МИД РФ М. Калугин сообщил, что Россия предложила Армении проект АЭС, способной обеспечить потребности республики в электроэнергии «на век вперед».

Позднее Н. Пашинян подтвердил получение от Росатома проекта атомной станции большой мощности. По его словам, такая станция могла бы обеспечить энергоснабжение страны на долгие годы. При этом армянская сторона ранее также заявляла о заинтересованности в модульной атомной электростанции (АСММ).

Новая АЭС рассматривается Арменией как долгосрочный источник базовой электрогенерации. Действующая Армянская АЭС обеспечивает значительную часть электроэнергии страны, однако ее эксплуатационный ресурс подходит к концу.

Срок эксплуатации ААЭС должен был истечь в 2026 г., однако 18 декабря 2023 г. Русатом Сервис (входит в Госкорпорацию Росатом) и Айкакан атомайин электракаян заключили соглашение о продлении срока эксплуатации АЭС до 2036 г.

Армянская (Мецаморская) АЭС

• расположена в Араратской долине вблизи города Мецамор, примерно в 28 км к западу от Еревана;
• обеспечивает около трети выработки электроэнергии в Армении;
• включает два энергоблока с реакторами ВВЭР-440:
• энергоблок №1 был введен в эксплуатацию в 1976 г.,
• энергоблок №2 - в 1980 г.;
• после Спитакского землетрясения 1988 г. станция была остановлена, в 1995 г. энергоблок №2 вновь введен в эксплуатацию;
• энергоблок №1 находится в режиме длительного останова;
• модернизацию энергоблока №2 проводила компания Росатом Сервис, после чего армянский надзорный орган выдал лицензию на его эксплуатацию;
• в настоящее время российская сторона обеспечивает техническое обслуживание станции и поставки ядерного топлива.

1 августа 2024 г. стало известно, что кабмин Армении принял решение о создании отдельного госпредприятия для организации возведения нового энергоблока Армянской АЭС до 2040 г.

Параллельно рассматривается возможность внедрения АСММ, которые рассматриваются как более гибкое решение для Армении с учетом:

• ограниченного внутреннего рынка электроэнергии;
• сейсмической активности региона;
• необходимости поэтапного ввода новых мощностей;
• более низких капитальных затрат на отдельный энергоблок по сравнению с крупными АЭС.

При этом интерес к развитию атомной энергетики Армении проявляют и США. 10 февраля 2026 г. стало известно, что США планируют инвестировать около 9 млрд долл. США в развитие ядерной энергетики Армении. Читать полностью

Москва, 3 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Французская TotalEnergies закрыла сделку с португальской Galp и приобрела 40% акций лицензионного участка недр PEL83 в Намибии, включая месторождение Mopane
Об этом сообщает пресс-служба французской компании.

TotalEnergies и Galp завершили сделку, заключенную еще в декабре прошлого года. Французская компания стала оператором PEL83. В обмен на это Galp приобрела у TotalEnergies 10% акций в лицензии PEL56, включая месторождение Venus, и 9,39% акций в PEL91.

Оператор двух крупнейших месторождений Намибии

«Эта сделка делает TotalEnergies оператором двух крупнейших нефтяных месторождений в Намибии и укрепляет ее позиции в Orange Basin, способствуя долгосрочному созданию стоимости за счет перспективных лицензий», – заявил глава TotalEnergies П. Пуянне.

По предварительным данным, запасы месторождения Mopane превышают 10 млрд барр. нефти.

Однако гендиректор TotalEnergies говорит о двух месторождениях: помимо Mopane, компания владеет месторождением Venus. Его запасы оцениваются в 1,5 млрд барр. нефти и 4,8 трлн фут³природного газа (около 135,9 млрд м³), однако некоторые данные свидетельствуют о запасах в 5,1 млрд бнэ. Французская компания открыла месторождение Venus в 2022 г. TotalEnergies выступает в роли оператора и владеет 35,25% акций. Партнерами по проекту выступают: QatarEnergy (35,25%), Galp (10%), NAMCOR (10%) и Impact (9,5%).



Согласно словам П. Пуянне, в ближайшее время TotalEnergies планирует оценить возможности для геологоразведки (ГРР) и за пределами Mopane. Компания намерена принять окончательное инвестиционное решение (ОИР) по проекту в 2028 г. после бурения трех разведочных скважин.

Отметим, что проведение ГРР, как и бурение трех скважин, включены в периметр декабрьской сделки с Galp. Более того, первую скважину планировалось пробурить в 2026 г.

Лицензионный участок недр PEL83

• на южной оконечности PEL83 находится перспективный комплекс Mopane;
• площадь – 9 892 км²;
• глубина воды – от 250 м до 2550 м;
• PEL83 находится в перспективном районе, где также расположены другие нефтегазовые проекты:
• лицензионный участок недр PEL39 компании Shell, где были пробурены скважины Graff-1, La Rona-1 и Jonker-1;
• лицензионный участок недр PEL90 Chevron;
• месторождение нефти Venus-1 компании TotalEnergies на PEL56;
• газовое месторождение Kudu с запасами порядка 36,8 млрд м³.

Доли участия в лицензии теперь распределены следующим образом:

• TotalEnergies и Galp владеют по 40% акций,
• Namcor и Custos делят по 10%.

Ранее Galp уже работала на лицензионном участке PEL83:

• в ноябре 2023 г. компания приступила к бурению разведочной скважины Mopane-1X (скважина № 1);
• в 2024 г. Galp открыла открытие месторождения легкой нефти скважиной Mopane-1X;
• в марте 2024 г. компания также обнаружила залежь легкой нефти в высококачественных породах-коллекторах Mopane-2X;
• в октябре 2024 г. Galp пробурила оценочную скважину Mopane 1-A (скважина № 3), а в декабре того же года – Mopane 2-A (скважина № 4).

Напомним, TotalEnergies работает в Намибии с 1964 г.


Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 3 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Главный измеритель эффективности для нефтесервиса - это ноль НПВ, 100% - КПВ, но есть показатель, который для нас значит многое - пройденные метры. И здесь у бурового дивизиона «НафтаГаза» знаковое событие. 26 августа на счету компании появилась новая историческая цифра - 8 000 000 метров проходки горных пород. Это 1919 скважин, за каждой из которых стоит колоссальный труд сотен специалистов, навсегда связавших свою жизнь с нефтяной отраслью.

Показательно, что только за 8 месяцев 2026 г. сданы в работу 110 скважин (455,5 тыс. м), причем абсолютное большинство из них имеют горизонтальные стволы большой протяженности. Такой рывок стал следствием системного внедрения передовых технологий и адаптации современных методик ведения работ.

Юбилейные метры были пройдены на кустовой площадке 222.1 Южно-Приобского месторождения (проект «Хантос»). Авторами рекорда стала бригада №12 под руководством мастера Александра Гончарова. Это подразделение - постоянный участник корпоративной «Доски почета», бригада стабильно удерживает позиции в «зеленой зоне» рейтинга заказчика «Флагман». Костяк коллектива работает сплоченно уже четыре года. При среднем молодом возрасте команды их объединяет не просто взаимовыручка, а настоящая профессиональная дальновидность и глубокое уважение к буровому делу.

Александр Гончаров, отдавший «НафтаГазу» почти десятилетие, так характеризует секрет устойчивости своего коллектива: «Когда в команде переплетены опыт, компетенции и абсолютное доверие, самые сложные вызовы решаются буднично и четко. Такой коллектив работает как отлаженный часовой механизм, где надежность каждого усиливает мощь всей системы».

Профессия буровика по праву считается одной из самых тяжелых в отрасли. Как бы ни совершенствовалось оборудование, конечный результат всегда зависит от человеческого фактора - от выдержки, знаний и настойчивости вахтового коллектива.

Управляющий «НГ-Бурение» Сергей Фокеев, комментируя знаковое достижение, подчеркнул, что текущий период для отрасли отличается особым накалом - экономическая конъюнктура меняется стремительно, а требования заказчиков к качеству и срокам ужесточаются с каждым кварталом. Однако, по его словам, именно в таких условиях по-настоящему проявляется класс команды.


Группа Компаний «НафтаГаз» — современная, устойчивая и финансово-стабильная нефтесервисная структура, реализующая высокотехнологичные проекты в сфере строительства скважин всех категорий сложности в регионах с экстремальными природно-климатическими условиями. Компания зарекомендовала себя как надежный партнер для ключевых игроков нефтегазового сектора и социально ответственный работодатель, обеспечивающий устойчивое развитие территорий присутствия. Производственная база сосредоточена в г. Ноябрьск (Ямало-Ненецкий автономный округ), а география деятельности охватывает ключевые нефтегазоносные регионы.

Автор: А. Гладкина Читать полностью

Москва, 3 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Росатом и ТОО Казахстанские атомные электрические станции (КАЭС) подписали EPC-контракт на строительство АЭС Балхаш в Казахстане.
Документ был подписан на полях Восточного экономического форума (ВЭФ) 3 сентября 2026 г., подписи под контрактом поставили первый заместитель гендиректора по атомной энергетике, президент Атомстройэкспорта А. Петров и гендиректор КАЭС Е. Бердигулов в присутствии главы Росатома А. Лихачева и председателя Агентства РК по атомной энергии А. Саткалиева.

Контракт подписан

Подписание EPC-контракта представляет собой важнейший этап в реализации проекта АЭС Балхаш. Ранее по проекту были подписаны межправсоглашения, в т.ч. об основных принципах и условиях сотрудничества по проекту и о предоставлении правительству Казахстана государственного экспортного кредита для финансирования строительства АЭС.

Сейчас же фиксируются договоренности между хозяйствующими субъектами – КАЭС как заказчиком и Росатомом как EPC-подрядчиком – на уровне юридически обязывающего документа, что означает выход проекта АЭС Балхаш на этап практической реализации.

EPC-контракт по АЭС Балхаш соответствует принятой практике:

• в нем закреплены ответственность российской и казахстанской сторон в проекте будущей АЭС Балхаш,
• Росатом в качестве лидера международного консорциума будет отвечать за весь цикл работ по реализации проекта: от проектирования и закупок до строительства, пусконаладки и сдачи готового объекта заказчику.

По словам А. Лихачева, подписание EPC-контракта открывает новый этап российско-казахстанского сотрудничества в атомной энергетике. В ближайшее время Росатому предстоит осуществить проектные работы и создать международный консорциум из компаний – поставщиков оборудования.
Тезисы от А. Лихачева:

• на всех стадиях проекта мы четко придерживаемся главной задачи: построить и ввести в эксплуатацию энергоблоки, отвечающие самым строгим международным требованиям по безопасности и эффективности,
• мы убеждены, что российские атомные технологии станут надежной основой для энергетической независимости и устойчивого развития Республики Казахстан.

АЭС Балхаш и не только

АЭС Балхаш станет первой АЭС большой мощности на территории Казахстана (ранее в стране работала Шевченковская АЭС – первая в мире АЭС с реактором на быстрых нейтронах БН-350, но в 1999 г. она была остановлена).

Сейчас Казахстан, являющийся одним из крупнейших добытчиков урана в мире и производителем ядерного топлива, формирует полную атомную линейку, приступая к реализации проектов АЭС. Это стало возможно после поддержки строительству АЭС в Казахстане, которую граждане страны выразили на референдуме 6 октября 2024 г.

Первой АЭС в Казахстане, проект который начал предметно прорабатываться после референдума, стала АЭС Балхаш.
Параметры проекта:

• площадка – пос. Улькен в Жамбылском районе Алматинской области (инженерные изыскания для выбора оптимальной площадки и подготовки проектной документации уже идут),
• проект предусматривает сооружение 2 энергоблоков российского дизайна с реакторами ВВЭР-1200,
• общая стоимость проекта составит 16,4 млрд долл. США (14,4 млрд долл. США – строительство энергоблоков, еще около 2 млрд долл. США – инфраструктура, системы безопасности и топливо на гарантийный период),
• ввод в эксплуатацию – середина 2030^х гг.,
• срок эксплуатации реакторных установок – 60 лет с возможностью продления еще на 20 лет.

В настоящее время в регионе расположения будущей АЭС Балхаш продолжаются изыскательские работы, стартовавшие в августе 2025 г. Специалисты пробурили более 60 скважин глубиной до 120 м и отобрали необходимые образцы для лабораторных исследований. Работы должны завершиться в 2027 г. После этого начнется подготовка документации для получения разрешений на сооружение энергоблоков.

Строительство АЭС на территории Казахстана власти страны хотят видеть в исполнении международных консорциумов. Вдохновителем может быть пример Тяньваньской АЭС в Китае, где при строительстве 2^й очереди (3^й и 4^й энергоблоки) Росатом и China Nuclear Power Engineering, Ltd. (CNPE), дочка CNNC, показали рекордные темпы строительства – пуск реактора энергоблока №3 АЭС Тяньвань состоялся менее чем через 5 лет после начала его строительства. В рамках партнерства российская сторона отвечала за проектирование ядерного острова, китайские партнеры проектировали и поставляли неядерный. Аналогичная схема сотрудничества применяется и при строительстве 7^го и 8^го энергоблоков АЭС Тяньвань.

14 июня 2025 г. Росатом был определен лидером международного консорциума по строительству АЭС. Его основным партнером может выступить CNNC. Предположительно, по следующей АЭС в Казахстане (рабочее название АЭС Мойынкум) лидером консорциума станет уже CNNC.
Читать полностью

Москва, 3 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Российские нефтекомпании с мая по сентябрь 2026 г. в среднем исполнили 41% контрактов на поставку бензина, заключенных на Петербургской бирже, сооб щил Ъ. Еще около 20% сделок завершились дефолтом или были отменены, а 39% обязательств на начало сентября остаются незакрытыми. По 24% контрактов задержка отгрузки превышает установленный норматив в 30 дней.

По оценкам участников рынка, основная часть неисполненных обязательств приходится на Роснефть и ЛУКОЙЛ – 46% и 28% соответственно. Более половины незакрытых контрактов Роснефти и почти треть обязательств ЛУКОЙЛа просрочены более чем на месяц.

Снижение переработки ограничило поставки

Рост числа неисполненных биржевых контрактов связан с сокращением доступных объемов нефтепродуктов на фоне выбытия мощностей нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ).

По данным Росстата, которые приводит генеральный директор Open Oil Market С. Терешкин, производство нефтепродуктов в России в мае 2026 г. снизилось на 13,5% год к году, в июне – на 21,7%, а в июле – на 19,3%.

В условиях ограниченной переработки нефтекомпании в первую очередь обеспечивают поставки потребителям, имеющим приоритет в соответствии с установленным правительством порядком. В их число входят оборонные и промышленные предприятия, сельхозпроизводители, муниципальный сектор и организации, обеспечивающие северный завоз. Розничные АЗС в этой очередности находятся ниже.

Биржевые продажи выросли, но этого мало

На фоне сокращения предложения власти снизили норматив обязательных биржевых продаж бензина для нефтекомпаний с 15% до 10%. По оценке участников рынка, это позволяет привести объем обязательств в соответствие с фактическими возможностями НПЗ и собственных сбытовых сетей.

При этом объемы реализации бензина на бирже в августе начали увеличиваться. По данным Национального биржевого ценового агентства:

• за 28 дней августа продажи бензина на Петербургской бирже выросли на 9,7% по сравнению с июлем – до 435,43 тыс. т;
• 1 сентября 2026 г. реализация составила 12,8 тыс. т, увеличившись на 12% относительно предыдущего дня.

Одновременно сохраняется значительный неудовлетворенный платежеспособный спрос. На 1 сентября он оценивался в 40,74 тыс. т Аи-92 и 32,64 тыс. т Аи-95.

Покупатели сталкиваются с неопределенностью

Участники рынка отмечают, что проблема заключается не только в физической нехватке бензина, но и в механизме исполнения биржевых договоров.

Для фиксации дефолта покупателю необходимо отказаться от дальнейшего продления срока поставки. Однако при признании форс-мажора право на получение неустойки аннулируется. При этом трейдеры, по словам собеседников Коммерсанта, не всегда получают официальные документы, подтверждающие наступление обстоятельств непреодолимой силы. Участникам также не всегда понятны критерии, по которым одни сделки переводятся в режим форс-мажора, тогда как поставки по другим контрактам с тех же НПЗ продолжаются.

Зависшие в неисполненных контрактах объемы фактически выпадают из текущего рыночного предложения. Это увеличивает разрыв между формальным объемом заключенных сделок и реально доступным топливом.

НПЗ постепенно возвращаются к работе

При этом ситуация с обеспечением внутреннего рынка начала улучшаться.

Вице-премьер А. Новак 2 сентября сообщил, что ряд российских НПЗ вышел из ремонта и на этой неделе начал обеспечивать рынок дополнительными объемами топлива. По его словам, восстановление работы предприятий должно способствовать дальнейшей стабилизации ситуации.

Президент РФ В. Путин ранее заявил, что на пострадавших нефтеперерабатывающих предприятиях осталось отремонтировать около 10% мощностей.

Читать полностью

Москва, 3 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Добыча нефти в России в настоящее время несколько ниже прогнозных показателей на 2026 год. Одной из причин стало снижение загрузки нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) из-за внеплановых ремонтов, сообщил вице-премьер РФ А. Новак на полях Восточного экономического форума (ВЭФ-2026).


По его словам, снижение носит временный характер. По мере выхода НПЗ из ремонтов и стабилизации ситуации нефтедобыча будет увеличиваться.

По данным А. Новака, сейчас в стадии ремонта находится около 10% российских НПЗ. Компании проводят восстановительные работы в ускоренном режиме. При этом часть плановых летних ремонтов НПЗ была перенесена на более поздние сроки, чтобы в текущий период обеспечить максимально возможный выпуск топлива и поставки на внутренний рынок.

Одновременно Россия продолжает импортировать бензин, дизельное топливо и авиакеросин. А. Новак отметил, что дополнительные зарубежные поставки используются для балансировки внутреннего рынка. Объемы импорта он не назвал, указав лишь, что поставки идут из дружественных стран.

Экспорт нефти остается стабильным

На фоне снижения нефтедобычи экспорт нефти из России, по словам А. Новака, остается стабильным.


Это позволяет поддерживать экспортные поставки даже при временном сокращении объемов добычи.

Прогноз добычи могут снизить

Действующий макропрогноз Минэкономразвития предусматривает добычу нефти в России в 2026 г. на уровне 511 млн т с учетом газового конденсата, или около 10,22 млн барр./сутки.

Однако правительство готовит новую редакцию прогноза. Reuters ранее сообщал, что в проекте документа оценка добычи сырой нефти в 2026 г. снижена до 494,2 млн т – примерно 9,88 млн барр./сутки. Это на 17,2 млн т меньше предыдущей оценки и минимальный прогнозный уровень за 17 лет. Окончательная версия документа ожидается в конце сентября.

Согласно проекту (официальных подтверждений этим цифрам нет), пересмотрены и оценки на последующие годы: прогноз добычи на 2027–2029 гг. также снижен примерно на 16–20 млн т относительно майской версии документа.

При этом текущая квота России в рамках соглашения ОПЕК+ составляет 9,949 млн барр./сутки без учета конденсата. По данным ОПЕК, сформированным на основе информации из нескольких вторичных источников, в июле российская добыча оценивалась примерно в 8,9 млн барр./сутки без учета конденсата.

При этом в проекте нового макропрогноза при снижении оценки добычи одновременно повышен прогноз экспорта российской сырой нефти на 2026 г. – до 244,7 млн т против 237,2 млн т в предыдущей версии. В 2025 г. экспорт составлял 230,8 млн т.

На 2027 г. прогноз экспорта снижен до 232,5 млн т, а на 2028–2029 гг. – до 216,6 млн т.

Читать полностью

Москва, 3 сен – ИА Нефтегаз.РУ. С проекта Восток Ойл в ближайшее время будет отгружена первая партия нефти.
Об этом президент РФ В. Путин сообщил 3 сентября 2026 г. на пленарном заседании Восточного экономического форума (ВЭФ).

Нефть скоро пойдет

Тезисы от В. Путина:

• отмечу знаковое событие, которое состоится уже скоро,
• на одном из наших крупнейших арктических проектов Восток Ойл в Красноярском крае будет запущен магистральный нефтепровод к новому терминалу в бухте Север,
• также будет отгружена первая нефть,
• она отправится покупателям по нашим заполярным морским трассам.

Проект Восток Ойл...

Восток Ойл – флагманский проект Роснефти, реализуемый на п-ве Таймыр на севере Красноярского края и на Гыданском п-ве в Ямало-Ненецком автономном округе.

Проект включает месторождения и участки недр Ванкорского кластера (Ванкорское, Сузунское, Тагульское и Лодочное), Пайяхской группы месторождений, Восточно-Таймырского кластера, Западно-Иркинского участка недр и других перспективных участков. Всего в составе проекта – 52 участка недр, в границах которых расположены 13 открытых месторождений углеводородов.

Запасы углеводородов делают проект одним из крупнейших в мире – 6,5 млрд т нефти (47,7 млрд барр.) и порядка 10 трлн м³ газа. Нефть проекта премиальная, она характеризуется крайне низким содержанием серы (от 0,01% до 0,1%, в 24 раза ниже меньше среднемирового уровня) и низкой плотностью (порядка 40° API).

...и его логистическая схема

Для такого объема и качества нефти было целесообразно организовать сдачу нефти не в систему магистральных нефтепроводов (МНП) Транснефти, а сформировать отдельный логистический маршрут с отгрузкой нефти через порт Бухта Север по Северному морскому пути (СМП) в западном и восточном направлениях.

Формирование проекта и объединение активов, в т.ч. действующих месторождений Ванкорского кластера, вокруг будущего Восток Ойла началось в 2019 г. Реализация проекта предполагает строительство новых объектов транспортировки и отгрузки нефти – нефтяного терминала Порт Бухта Север, МНП Ванкор – Пайяха – Бухта Север протяженностью 790 км, нефтеперекачивающих станций (НПС), приемосдаточного пункта с резервуарным парком.

Выступая на годовом общем собрании акционеров (ГОСА) Роснефти 19 июня 2026 г. глава компании И. Сечин сообщил, что прокладка нефтепровода Ванкор – Пайяха – Бухта Север завершается. Отчитавшись за 1^е полугодие 2026 г., Роснефть уточнила, что в конце июля началось поэтапное заполнение нефтью трубопроводной системы. В самой Бухте Север обеспечена строительная готовность к приемке судов на 2 грузовых причалах и причале для портового флота. В высокой степени готовности находится строительство 1^го нефтеналивного причала, на 2^м причале продолжаются работы по отсыпке и строительству технологических конструкций.

Нефтегаз.РУ напоминает, 1^я очередь порта Бухта Север планировалась к запуску в 2024 г. с объемом 30 млн т/год. Однако с учетом обязательств России в рамках ОПЕК+, в т.ч. добровольных дополнительных сокращений добычи, Роснефть перенесла запуск на 2026 г. На следующих этапах планируется постепенное наращивание добычи и отгрузок нефти – до 50 млн т/год в 2027 г., 100 млн т/год в 2030 г., 115 млн т/год в 2033 г. (по первоначальному плану).

Подпишитесь

Читать полностью