Джакарта, 9 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Британская bp продала принадлежащие ей 49,9% акций в совместном предприятии по управлению сетью автозаправочных станций (АЗС) в Индонезии.
Об этом сообщает пресс-служба AKR.

Согласно условиям сделки, две дочерние структуры AKR приобрели акции bp за 14,22 млн долл. США. В результате группа AKR Corporindo консолидирует 100% участия в совместном предприятии, полностью получив контроль над розничным топливным бизнесом.

Нефтегаз.РУ напоминает, что bp и AKR подписали соглашение о создании совместного предприятия для развития розничного бизнеса по продаже топлива в Индонезии в 2017 г. В рамках сотрудничества была учреждена компания PT Aneka Petroindo Raya (APR), работающая под брендом BP-AKR Fuels Retail. Сеть предлагала 3 вида топлива:

• бензин BP Ultimate,
• BP 92 с технологией ACTIVE,
• а также дизельное топливо BP Diesel.

Выход bp из проекта объясняется частью стратегии британской компании по упрощению структуры своего международного портфеля активов. При этом сделка проходит на фоне сложностей, с которыми столкнулись независимые операторы АЗС в Индонезии. В 2025 г.

Министерство энергетики и минеральных ресурсов страны ужесточило условия прямого импорта топлива для частных компаний. Согласно новым требованиям, после исчерпания установленных импортных квот независимые операторы должны закупать базовое топливо у государственной нефтегазовой компании Pertamina. Эти ограничения привели к перебоям с поставками и дефициту топлива на некоторых частных АЗС, в том числе под брендами bp и Shell.

bp оказалась не единственной международной компанией, пересматривающей присутствие на индонезийском рынке розничной торговли топливом. В октябре 2026 г. Shell сообщила о завершении передачи своего бизнеса автозаправочных станций в Индонезии группе SEFAS.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 9 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. В центре внимания — стратегические задачи горнодобывающих предприятий, развитие производственных мощностей, технологическая модернизация, инвестиционные приоритеты и взаимодействие заказчиков с поставщиками оборудования и промышленных решений.

Среди участников со стороны горнодобывающих и металлургических компаний — представители Норильского никеля, Полюса, Металлоинвеста, АЛРОСА, РУСАЛа, СУЭК, Nordgold, ЕвроХима, GV Gold, Эльги, Северстали, Распадской угольной компании, Сибантрацита, Селигдара и других предприятий.



Также среди участников — производители и поставщики оборудования и технологий: ТД БЕЛАЗ, НПО Аконит, Zoomlion, Горного оборудования Наньчана, Сумитек Интернейшнл, Комек Машинери, Промпривод, НГ-Энерго, Первомаш, Завком-Инжиниринг и других компаний.

Деловая программа: стратегические задачи и перспективы развития горнодобывающей отрасли

Участников ждут пленарные сессии, аналитические выступления и дискуссии с участием руководителей горнодобывающих компаний, представителей государственных структур и отраслевых экспертов. В программе — макротренды и сырьевые рынки, запуск новых проектов и модернизация предприятий, техническое развитие, кибербезопасность, закупки и совместные разработки с поставщиками.

Среди компаний, представители которых выступят в деловой программе, — Русская медная компания, АО «Полиметалл УК», GV Gold, ЭН+, Аркминерал-Ресурс, ООО «Нордголд Менеджмент», УК «Колмар», ЗДК «Лензолото», ПАО НЛМК, ПАО «ГМК «Норильский никель», АО «Апатит», АЛРОСА и другие.

Специальным гостем саммита станет Владимир Пирожков, промышленный дизайнер и футуролог. Тема его выступления — «Формула инноваций. Тренды близкого будущего».

ВИП-прием и новые возможности для делового общения с руководителями горнодобывающих компаний

16 ноября для спикеров и делегатов состоится ВИП-прием в исторической гостинице «Националь» в центре Москвы. Гостей ждёт театрализованный променад «Заблудшие» по закрытым историческим люксам, а затем — фуршет с видом на Исторический музей и Кремль.

17 ноября для делегатов впервые пройдёт специальный формат — «ВИП-обед с закупщиком». Участники смогут заранее выбрать представителя закупочного подразделения горнодобывающей компании, чтобы лично познакомиться с ним, рассказать о своей компании и продукции, а также обменяться контактами за деловым обедом.



В дни саммита возможности для профессионального общения будут также доступны во время кофе-брейков, обедов и вечернего коктейля. Эти форматы позволят участникам обсудить отраслевые задачи, обменяться опытом и установить новые деловые связи.

Подробнее о программе и спикерах можно узнать на сайте саммита.

Специальное предложение для читателей

Для читателей журнала «Neftegaz.ru» действует промокод NEFTEGAZ10, который дает скидку 10% на любой делегатский пакет при регистрации на странице саммита.

Организатор: ООО «АйТиИ Экспо Интернешнл»

Автор: А. Гладкина Читать полностью

Москва, 9 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Стоимость перевалки угля в портах Северо-Запада России в октябре выросла на фоне увеличения спроса на портовые мощности после ограничения отгрузок в Азово-Черноморском бассейне. Об этом сообщил Ъ со ссылкой на обзор NEFT Research.

Тарифы достигли 15–25 долл. США/т. Удорожание логистики уже приводит к отрицательной рентабельности отдельных экспортных поставок и может способствовать сокращению отгрузок угля через Балтику, считают аналитики.

Перевалка угля на Балтике подорожала

В начале четвертого квартала стивидоры Северо-Запада повысили тарифы на перевалку угля до 15–25 долл. США/т, говорится в обзоре NEFT Research. По сравнению с сентябрем ставки выросли на 8–9 долл. США/т, а с июля–августа - на 9–13 долл. США/т. Для крупных поставщиков тариф увеличился на 5 долл. США, до 15 долл. США/т. Перевалка небольших партий угля, перенаправленных с южного направления, подорожала до 20–25 долл. США/т.

Рост ставок связан с конкуренцией экспортеров за портовые мощности на Балтике на фоне ограничений на отгрузки в Азово-Черноморском бассейне, отмечают в NEFT Research.

По данным аналитиков, в сентябре поставки угля из Хакасии в порт Усть-Луга выросли на 50,7% относительно августа и на 105,8% в годовом выражении, до 172,2 тыс. т. Перевозка кузбасского угля в этом направлении, напротив, снизилась на 2,5% к августу, до 2,02 млн т. При этом показатель оказался на 29% выше уровня сентября 2025 г.

В ноябре РЖД сохраняют ограничения на перевозку угля в Усть-Лугу на уровне 55% от пропускной способности, добавляют в NEFT Research.

На фоне ограниченной доступности ресурса и высокого спроса со стороны турецких покупателей цены на энергетический уголь калорийностью 6000 ккал/кг на Балтике за неделю к 30 октября выросли на 6,2%, до 113,5 долл. США/т на условиях FOB.

Высокий спрос поддерживает тарифы

Участник рынка, близкий к грузоотправителям, в комментарии Ъ связал рост стоимости перевалки с отсутствием альтернативных маршрутов: порт Тамань закрыт, поэтому экспортеры вынуждены направлять грузы на Северо-Запад. По его оценке, после возобновления работы Тамани тарифы на перевалку могут резко снизиться. Собеседник также отметил, что порты Северо-Запада направляют почти все поставки в Турцию, а экспорт с учетом роста стоимости перевозки и перевалки уже имеет отрицательную рентабельность.

Другой собеседник издания отметил, что повышение расценок затронуло не только угольные грузы: порты Северо-Запада пользуются благоприятной конъюнктурой и увеличивают тарифы. Особенно востребованы услуги универсальных терминалов.

Директор Центра ценовых индексов (ЦЦИ) Р. Соколов также связывает удорожание логистики с перенаправлением грузопотоков с юга на северо-запад. Это усилило конкуренцию между экспортными товарными группами за провозные мощности и привело к росту фрахтовых ставок и тарифов на перевалку. По данным ЦЦИ, в октябре средняя стоимость перевалки тонны угля на Балтике увеличилась на 65% относительно сентября и достигла максимума с апреля 2024 г.

По словам Р. Соколова, уголь более чувствителен к росту логистических расходов, чем другие экспортные грузы: его стоимость на мировом рынке ниже стоимости зерна и удобрений. Поэтому даже при благоприятной ценовой конъюнктуре увеличение транспортных затрат может существенно снизить доходность поставок.

Рост издержек может сократить экспорт

В краткосрочной перспективе Р. Соколов ожидает снижения экспорта угля через порты Северо-Запада. При этом высокий общий спрос на логистические услуги в Балтийском регионе, по его оценке, продолжит поддерживать тарифы на перевалку. В ответ на снижение рентабельности экспортеры будут искать альтернативные маршруты, в том числе через порты Арктики.

Руководитель дирекции инвестиционного анализа Альфа-банка Б. Красноженов отмечает, что цены на энергетический и коксующийся уголь в текущем квартале остаются относительно стабильными. На рынке сохраняется дефицит коксующегося угля: китайские производители пока не восстановили загрузку после проверок, начатых вслед за авариями в первом полугодии.

Спрос на энергетический уголь, в свою очередь, растет по мере приближения зимы, повышения цен на природный газ и расконсервации угольных мощностей в Европе. По оценке Б. Красноженова, большинство крупных российских экспортеров смогут сохранить приемлемую рентабельность при увеличении стоимости перевалки на 5–10 долл. США/т. Однако при снижении мировых цен на уголь рост логистических расходов может стать серьезной проблемой прежде всего для поставщиков энергетического угля.

Директор группы корпоративных рейтингов агентства НКР Д. Байков также указывает на более низкий запас ценовой прочности у энергетического угля. Поэтому повышение тарифов сильнее сказывается на рентабельности его экспорта.

Ситуация на рынках сбыта российского угля остается неоднородной. В Китае спрос со стороны металлургических предприятий ослаб, что привело к снижению цен на российское пылеугольное топливо (ПУТ). В то же время Индия сохраняет потенциал для наращивания закупок: в сентябре 2026 г. российские поставщики обеспечили около 90% морского импорта ПУТ в страну.

Советник управляющего фондом Индустриальный код М. Шапошников обращает внимание и на риски снижения цен на уголь на азиатском направлении в случае ослабления напряженности в Ормузском проливе. По его мнению, это может свести к нулю доходность поставок российского сырья как через порты Северо-Запада, так и через Дальний Восток. Читать полностью

Москва, 9 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. В Якутии планируют построить центр обработки данных (ЦОД) искусственного интеллекта (ИИ) с первоначальной мощностью 1,4 МВт.
Об этом сообщает пресс-служба Министерства инноваций, цифрового развития и инфокоммуникационных технологий Республики Саха (Якутия).

О проекте

• ожидается, что в перспективе мощность центра будет увеличена с 1,4 МВт до 4,2 МВт;
• ЦОД планируется построить в селе Тамалакан Верхневилюйского улуса;
• вычислительные мощности центра будут ориентированы на потребности крупных предприятий, вузов, технопарков, ИТ-компаний и региональных органов власти Дальнего Востока;
• данных о стоимости проекта и примерных сроках его реализации пока нет.

«Создание центра обработки данных искусственного интеллекта – это не просто инфраструктурный проект, а один из ключевых элементов цифровой трансформации Дальнего Востока. Мы рассматриваем его как межрегиональный инструмент технологического развития, мощности которого будут востребованы не только в Якутии, но и в других субъектах ДФО», – поделился глава Министерства инноваций Якутии П. Николаев.

Также министр добавил, что республика обладает рядом преимуществ для размещения ЦОД, среди которых:
холодный климат, который позволит использовать технологию фрикулинга для охлаждения оборудования,
запасы природного газа и энергоресурсы для устойчивой и экономически обоснованной работы центра.

Местные власти уже активно обсуждают проект. В администрации сельского поселения Тамалаканский наслег прошло выездное совещание. В нем участвовали представители республиканских органов власти, администрации Верхневилюйского района и муниципального образования, операторы связи и ресурсоснабжающая организация Сахатранснефтегаз.

Участники рассмотрели технические и организационные вопросы реализации проекта и посетили потенциальные площадки строительства, где оценили возможности размещения объекта. Также говорили о формировании предварительных заявок на вычислительные мощности, координации межрегиональной рабочей группы, согласовании технических требований и возможных механизмах финансирования проекта.

Уточняется, что строительство дата-центра в Якутии будет реализовываться в рамках исполнения поручения президента РФ В. Путина. Кроме того, проект соответствует приоритетам технологического лидерства и цифровой трансформации страны. Отметим, что 18 июня 2024 г. В. Путин поручил представить предложения по созданию в Якутии ЦОДа для развития исследований в сфере ИИ.

ЦОДы в России

Как отмечалось ранее, объем подключенной мощности ЦОД в России составляет около 3 ГВт, а без учета майнинга – 1,5 ГВт. По прогнозу Минцифры и Аналитического центра при правительстве РФ, к 2030 г. энергопотребление ЦОД в России вырастет минимум до 2,5 ГВт.

Нефтегаз.РУ напоминает, что власти Кузбасса обсуждают возможность построить в регионе подземные ЦОДы в отработанных угольных карьерах. Предполагается, что дата-центры сократят региональные расходы на транспортировку угля.

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Астана, 9 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Zhylyoi Operating, совместное предприятие КазМунайГаза (КМГ) и китайской China National Offshore Oil Corporation (CNOOC), проводит 3D-сейсморазведочные работы на участке недр Жылыой в Атырауской области Казахстана.
Об этом сообщает пресс-служба КМГ.

Для CNOOC этот проект стал первым в Казахстане и Центральной Азии. Финансирование разведочного этапа обеспечивают китайские партнеры. Ранее сообщалось, что минимальный объем инвестиций на стадии поиска углеводородов составит 31,5 млн долл. США.

Участок недр Жылыой

• расположен к западу от месторождения Тенгиз, вдоль северо-восточного побережья Каспийского моря;
• представляет собой переходную зону от суши к морю;
• площадь исследуемого участка составляет около 958 км²;
• по предварительным оценкам, геологический потенциал Жылыой может превышать 185 млн т нефти.

В рамках текущего этапа предусмотрена 3D-сейсморазведка на площади 400 км². Для сбора данных используются высокоразрешающие низкочастотные вибрационные источники, беспроводные приемники сейсмических сигналов и технологии, позволяющие оптимизировать и ускорить проведение полевых работ. Полученные материалы позволят детально изучить геологическое строение участка, оценить его углеводородный потенциал и определить оптимальную точку для бурения первой поисково-разведочной скважины.

Минимальная программа геологоразведочных работ также предусматривает обработку и интерпретацию исторических данных 2D-сейсморазведки протяженностью около 400 пог. км, а также бурение надсолевой разведочной скважины глубиной около 2 тыс. м. В зависимости от результатов 3D-сейсморазведки может быть принято решение о бурении дополнительной подсолевой скважины глубиной до 4,5 тыс. м.

CNOOC вошла в проект Жылыой в октябре 2024 г. В декабре того же года КМГ и китайская компания обсудили основные направления сотрудничества и перспективы освоения участка. В июне 2025 г. стороны подписали контракт на разведку и добычу углеводородов. Реализация проекта направлена на повышение геологической изученности региона и выявление новых ресурсов углеводородов для расширения сырьевой базы Казахстана.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 9 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Это важный результат, который подтверждает, что все ключевые процессы на предприятии — от проектирования и производства до шеф-монтажа и гарантийного обслуживания — соответствуют высоким стандартам качества, установленным Институтом нефтегазовых технологических инициатив (АНО «ИНТИ»).

Заключение действительно до 16 октября 2028 года и охватывает широкий спектр нашей деятельности, включая:

• проектирование, шеф-монтаж, реализация, гарантийное и послегарантийное обслуживание кабельно-проводниковой продукции и изделий на её основе;
• системы электрического обогрева, инженерные системы управления и их составные компоненты;
• гофрированные трубы, фитинги и комплектующие, нагревательные изделия, металлоконструкции и крепёжные элементы;
• соединительные и распределительные коробки, шкафы электрические низковольтные и низковольтные комплектные устройства, в том числе во взрывозащищённом исполнении;
• проектирование, разработка и производство систем электрического обогрева и шкафов электрических низковольтных и низковольтных комплектных устройств, в том числе во взрывозащищённом исполнении.

Прохождение инспекционного контроля подтверждает надежность нашего предприятия как партнера для нефтегазовой и энергетической отраслей. Мы продолжаем совершенствовать наши процессы, чтобы гарантировать заказчикам высочайшее качество продукции и услуг.

С актуальной версией заключения можно ознакомиться в реестре на официальном сайте АНО «ИНТИ».



Компания «ССТэнергомонтаж» прошла процедуру оценки системы менеджмента качества на соответствие требованиям стандарта СТО ИНТИ S.QS.7-2024.

Это важный результат, который подтверждает, что все ключевые процессы на предприятии — от проектирования и производства до шеф-монтажа и гарантийного обслуживания — соответствуют высоким стандартам качества, установленным Институтом нефтегазовых технологических инициатив (АНО «ИНТИ»).

Автор: А. Гладкина Читать полностью

Москва, 9 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Инвестиционный фонд из Дубая Alcazar Energy Partners привлек 436 млн долл. США финансирования для строительства двух ветропарков (ВЭС) на побережье Красного моря в Египте, сообщила компания.

Ветропарки Niat и Rasgha мощностью по 250 МВт каждый будут построены в районе Рас-Гариб на побережье Суэцкого залива. Их коммерческая эксплуатация должна начаться к концу 2028 г.

Общая стоимость двух проектов оценивается в 626 млн долл. США. Электроэнергия будет поставляться государственному оператору Egyptian Electricity Transmission Company в рамках соглашений о покупке электроэнергии (PPA), рассчитанных на 25 лет.

Кто финансирует проекты

436 млн долл. США долгового финансирования предоставят Европейский банк реконструкции и развития (ЕБРР), Европейский инвестиционный банк (ЕИБ) и немецкий институт финансирования развития DEG. На каждый из трех институтов придется по трети суммы.

Турбины для ветропарков поставит Siemens Gamesa, которая также будет заниматься их техническим обслуживанием. Строительные и электротехнические работы выполнит египетская Orascom Construction.

По оценке Alcazar Energy, два объекта смогут вырабатывать более 2,3 ТВт·ч/год электроэнергии. Это сопоставимо со среднегодовым потреблением примерно 1,2 млн домохозяйств.

Генеральный директор Alcazar Energy Д. Кальдерон заявил, что электроэнергия от ветропарков будет обходиться примерно в 0,03 долл. США/кВт·ч - ниже стоимости генерации на газовых электростанциях (ГТЭС).

Египет наращивает ВИЭ

Проекты должны увеличить установленную мощность возобновляемой энергетики Египта на фоне планов властей довести долю ВИЭ в производстве электроэнергии до 45% к 2028 г.

Египет активно привлекает инвестиции в возобновляемую энергетику после энергетического кризиса, сопровождавшегося продолжительными отключениями электроэнергии несколько лет назад. Одной из причин дефицита электроэнергии тогда стали проблемы с поставками природного газа.

Дело в том, что растущий спрос на электроэнергию и резкое снижение объемов собственной добычи газа (истощение месторождения Zohr) превратили Египет в чистого импортера газа. При этом страна надеется вернуться к экспорту топлива к концу 2027 г. благодаря расширению газодобычи, которую египетские компании пытаются реализовать с иностранными партнерами, в т.ч. и на Zohr (Eni - оператор проекта).

ВИЭ тоже развивают как резервную генерацию. Так, этим летом Alcazar Energy подписала соглашение об инвестировании, эксплуатации и модернизации государственного ветропарка Gabal El Zeit мощностью 580 МВт, расположенного к югу от Рас-Гариба. Стоимость сделки составила 420 млн долл.США. Компания рассчитывает закрыть финансирование этого проекта до конца 2026 г.

По словам Д. Кальдерона, перебои с поставками топлива, связанные с конфликтами на Украине и Ближнем Востоке, еще больше повысили интерес к собственной возобновляемой генерации. При этом реализация подобных энергетических проектов требует нескольких лет.

Читать полностью

Москва, 9 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Свободные цены на электроэнергию на энергорынке РФ за период со 2 по 8 ноября 2026 г. изменились разнонаправленно. В европейской части России и на Урале индекс равновесных цен снизился на 6,77%, до 2 306,64 руб./МВт·ч, в Сибири вырос на 8,37%, до 2 070,20 руб./МВт·ч, а на Дальнем Востоке снизился на 6,49%, до 3 383,22 руб./МВт·ч.
Об этом свидетельствуют данные организатора торгов - АТС.

При этом по сравнению с аналогичной неделей 2025 г. - с 3 по 9 ноября - цены остались выше во всех 3-х зонах:

• на 7,85% в европейской части РФ и на Урале,
• на 3,6% в Сибири,
• на 10,4% на Дальнем Востоке.

Как менялись цены

Неделя началась с максимальных значений сразу в 3-х зонах. В 1-й ценовой зоне индекс составил 2 679,74 руб./МВт·ч - это исторический максимум. В Сибири цена достигла 2 326,98 руб., на Дальнем Востоке - 3 527,23 руб./МВт·ч.

К 8 ноября индекс в 1-й зоне и Сибири снизился до минимальных за неделю значений - 2 133,09 и 1 896,08 руб./МВт·ч соответственно. На Дальнем Востоке минимальный суточный индекс зафиксирован во вторник, 3 ноября 2026 г. - 3 229,59 руб./МВт·ч, что на 8,4% ниже максимального значения недели.

Потребление электроэнергии выросло

Одновременно с изменением цен увеличилось энергопотребление. В европейской части России и на Урале за отчетную неделю оно выросло на 2,51%, до 16,312 млн МВт·ч. В Сибири показатель увеличился на 2,44%, до 4,522 млн МВт·ч, на Дальнем Востоке - на 7,41%, до 1,065 млн МВт·ч.

Изменения произошли и в структуре генерации:

• в Сибири доля гидроэлектростанций (ГЭС) снизилась на 4,21 процентного пункта, до 52,02%. Доля тепловых электростанций (ТЭС), напротив, выросла с 43,77% до 47,98%;
• на Дальнем Востоке доля ТЭС увеличилась на 4,04 п.п., до 70,05%, а доля ГЭС снизилась с 34% до 29,95%;
• в 1-й ценовой зоне доля атомной генерации (АЭС) выросла на 1,9 п.п., до 25,86%. Доля ТЭС сократилась на 1,68 п.п., до 66,47%, ГЭС - на 0,22 п.п., до 7,67%.

Структура энергорынка

С 1 января 2025 года к первой ценовой зоне присоединились территории Коми и Архангельской области, а к энергорынку Дальнего Востока относятся территории второй ценовой зоны. При этом АТС публикует показатели Сибири и Дальнего Востока отдельно, поскольку Объединенная энергосистема Сибири и ОЭС Востока относятся к разным синхронным зонам Единой энергосистемы России.

Основной объем электроэнергии в России продается и покупается на рынке на сутки вперед (РСВ). Отклонения фактического потребления и производства от запланированных объемов в режиме реального времени торгуются на балансирующем рынке.

Напомним, что к 1-й ценовой зоне с 1 января 2025 г. присоединились территории Коми и Архангельской области, а к 2-й ценовой зоне - Дальний Восток. На сайте АТС цены по Сибири и Дальнему Востоку выделены отдельно, так как ОЭС Сибири и ОЭС Востока относятся к разным синхронным зонам ЕЭС.

Основной объем электроэнергии в РФ продается и покупается на рынке на сутки вперед, также на балансирующем рынке в режиме реального времени расторговываются отклонения потребления. Читать полностью

Москва, 9 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. В рамках логистического блока участники обсудят экспортные потоки российских минеральных удобрений по железной дороге, новые логистические коридоры, связанные с ними трудности, риски и перспективы. Это не теория. Так, например, Национальная транспортная во взаимодействии с производителями минудобрений в сжатые сроки переориентировала экспортную логистику. Благодаря этому перевозки через порты Северо-Западного (Усть-Луга, Высоцк, Санкт-Петербург) и Арктического (Мурманск) бассейнов выросли на 24,9% к уровню аналогичного периода прошлого года — до 21,5 млн тонн. В результате доля северных портов в экспорте удобрений достигла 85% от общего экспортного объема.

Параллельно развивается Северный морской путь: в сентябре из Мурманска в Юго-Восточную Азию отправлена крупная партия калийных удобрений на судне, которое прибыло из Китая с импортным грузом и ушло с экспортным, без порожнего пробега. Регулярная перевалка калия в Мурманске запущена с начала этого года.

Основные темы конференции:

• мировой и российский рынок минеральных удобрений: новая геополитическая реальность;
• эффективная логистика удобрений;
• сбытовая политика: регуляторная среда и экономика дистрибуции;
• инвестиционный рывок в агрохимии.

Таким образом, конференция «Минеральные удобрения: торговля и логистика» станет площадкой, где практические вопросы логистики — от переориентации маршрутов и обеспечения тоннажа до страхования рисков и соответствия регуляторным требованиям — будут рассмотрены на конкретных примерах, включая уже реализованный опыт перевозок через северные порты и Северный морской путь. Участники смогут обсудить, как масштабировать эти решения и встроить их в стратегию экспорта, в том числе с учетом перспектив возобновления масштабных поставок на западные рынки.

По вопросам участия обращайтесь к «ВИВА КОНСАЛТ», тел. многоканальный: +7(958)19-77-503 (при наборе не меняйте "+7" на "8"), info@vivaconsult.ru

Подробнее о мероприятии на официальном сайте.

Автор: А. Гладкина

Подпишитесь

Читать полностью