Гавана, 16 июл - ИА Neftegaz.RU. Национальная электроэнергетическая система Кубы возобновила работу утром 16 июля 2026 г. после полного выхода из строя, который стал третьим подобным инцидентом за восемь дней.
Об этом сообщила Кубинская государственная энергетическая компания (UNE) в социальной сети X.

Подача энергии была восстановлена в 07:00 по местному времени (14:00 мск). Перебои с электричеством в республике, в том числе в столице, пока не прекратились.

Предыдущий блэкаут UNE зафиксировала 13 июля, а до этого полные отключения происходили 6 и 10 июля. На протяжении нескольких суток стабильное энергоснабжение на острове практически отсутствовало.

Министр энергетики и горнорудной промышленности В. де ла О Леви в недавних заявлениях для прессы пояснил, что карибская республика идет по пути обретения энергетического суверенитета с опорой на собственные ресурсы. К таким ресурсам он отнес изобретательность кубинских энергетиков, отечественную сырую нефть, а также энергию солнца, ветра и газа.

Глава ведомства признал нехватку топлива и внешней помощи, но подчеркнул, что план перехода к энергетической независимости выполняется. По его словам, этот путь долог и труден, требует больших жертв, однако нынешняя ситуация не будет вечной. Министр отметил, что выработка энергии из возобновляемых источников продолжает расти, и положительные результаты этого процесса уже ощущаются в ряде провинций. Заявление министра распространила Коммунистическая партия Кубы в соцсети X.

Энергетический кризис на Кубе значительно обострился в последние годы из-за изношенности электростанций и нехватки средств на их ремонт. Официальные власти основной причиной называют многолетнюю торгово-экономическую и финансовую блокаду со стороны США. С начала 2026 г. правительство Соединенных Штатов ввело несколько пакетов санкций против карибской республики, в результате чего ситуация в энергетическом секторе стала критической.

Энергосистема Кубы исторически зависит от импорта нефтепродуктов для тепловых электростанций, построенных в основном в советский период. Перебои с поставками топлива из Венесуэлы и других стран-партнеров на фоне санкционного давления регулярно приводят к веерным отключениям, которые могут перерастать в полные коллапсы сети. Правительство страны видит выход в ускоренном строительстве солнечных парков и ветряных электростанций, планируя к 2030 г. увеличить долю возобновляемой энергетики до 24%.


Автор: А. Шевченко Читать полностью

Баку, 16 июл - ИА Neftegaz.RU. За шесть месяцев 2026 г. объем газа, оформленного таможенными органами Азербайджана для вывоза за рубеж, превысил 12,43 млрд м3.
Такие данные приводятся в отчете Государственного таможенного комитета (ГТК) республики.


По сравнению с январем-июнем 2025 г. показатель увеличился на 0,5%.

Денежное выражение экспортированного топлива за тот же период составило 4,11 млрд долл. США, что на 9,6% ниже прошлогоднего результата.

Удельный вес газовых поставок в совокупном экспорте страны по итогам полугодия зафиксирован на уровне 25,2%. В аналогичном периоде 2025 г. эта доля достигала 35,3%.

В таможенном ведомстве пояснили, что учет ведется по декларациям, подаваемым после фактической реализации сырья, а не на этапе транспортировки по магистральным газопроводам. За весь 2025 г. задекларированный вывоз газа из Азербайджана достиг 25,2 млрд м3, сократившись на 2,3% относительно 2024 г. Стоимость при этом выросла на 4,9% - до 8,82 млрд долл. США. В общем экспорте страны на газ в 2025 г. пришлось 35,2% (годом ранее - 31,7%).

Основным экспортным маршрутом для азербайджанского газа выступает Южный газовый коридор, обеспечивающий доставку топлива в Турцию и государства Южной Европы. Сырьевой базой поставок является крупнейшее каспийское месторождение Шах-Дениз.


Автор: А. Шевченко Читать полностью

Токио, 15 июл - ИА Neftegaz.RU. Представители судоходной отрасли охарактеризовали как неприемлемый и непомерный уровень тарифа в 20% от цены груза, предложенный президентом США Д. Трампом за право прохода через Ормузский пролив.
Об этом сообщила газета Nikkei.

Издание передает слова участников рынка, назвавших ставку в 20% завышенной и невыполнимой. В качестве иллюстрации приводится ситуация с танкером, перевозящим 2 млн барр. нефти. При цене 80 долл. США за барр. сумма сборов достигает миллиардов иен (1 млрд иен примерно равен 6,17 млн долл. США), и покрыть подобные расходы, по оценкам судовладельцев, совершенно невозможно.

Ранее генеральный секретарь кабинета министров Японии М. Кихара заявил, что правительство страны осведомлено о заявлениях Д. Трампа по поводу сборов, но воздерживается от комментариев, поскольку детали возможной инициативы Вашингтона пока не раскрыты.

Д. Трамп первоначально объявил о намерении США контролировать Ормузский пролив и взимать плату в 20% от стоимости транспортируемых грузов в качестве компенсации за обеспечение безопасности судоходства. Позднее в своей соцсети Truth Social он сообщил об отказе от этой идеи в пользу заключения торговых сделок с государствами Персидского залива.

Ормузский пролив представляет собой стратегический морской путь, соединяющий Персидский и Оманский заливы. По имеющимся оценкам, через него осуществляется транспортировка около 1/5 общемировых поставок нефти, что делает пролив критически важной артерией для глобальной энергетической торговли.


Автор: А. Шевченко Читать полностью

Тбилиси, 15 июл - ИА Neftegaz.RU. СакРусэнерго определило финансовые ориентиры на 2026 г.: чистая прибыль ожидается на уровне 15,4 млн лари, EBITDA - 21,7 млн лари.
Эти данные приводит грузинский деловой портал bm.ge.

В 2025 г. чистая прибыль достигла 36,8 млн лари, тогда как годом ранее она составляла 11,3 млн лари. Таким образом, зафиксирован рост в 3,3 раза. Прогноз на 2026 г. подразумевает снижение в 2,4 раза относительно результата 2025 г.

Основной причиной прошлогоднего скачка стало практически двукратное увеличение совокупной выручки - до 55,3 млн лари. Доходная часть от сдачи в аренду линий электропередачи выросла в 2,2 раза, до 42,8 млн лари. Это объясняется пересмотром с января 2025 г. контракта с Грузинской государственной электросистемой (GSE): ежемесячный арендный платеж был повышен в 1,8 раза.

Поступления от клиентских договоров (прежде всего ремонт и профилактика) увеличились на 6,8% и достигли 12,5 млн лари. Вследствие такого роста доходов операционная прибыль СакРусэнерго подскочила в 4,8 раза, составив 28,5 млн лари.

Наибольший вес в операционных расходах имели выплаты персоналу - 14,8 млн лари, что на 8,8% выше уровня 2024 г. На конец 2025 г. совокупные активы компании оценивались в 219,3 млн лари, а собственный капитал - в 218,4 млн лари.

В документах подчеркивается, что эскалация напряженности на Ближнем Востоке, произошедшая после подготовки отчетности, не отразилась существенно на деятельности, финансовом положении или ликвидности организации. Вместе с тем руководство обращает внимание на сохраняющуюся неопределенность делового климата, вызванную продолжающимся конфликтом на Украине и его возможными экономическими последствиями.

Годовое собрание акционеров намечено на 6 августа 2025 г.

СакРусэнерго образовано в 1996 г. на базе межправительственного энергетического соглашения. Пакет акций разделен поровну: 50% принадлежат государству в лице министерства экономики и устойчивого развития Грузии, еще 50% - группе Россети. Компания распоряжается высоковольтными линиями 500 кВ, 330 кВ и 220 кВ. Среди них межсистемные переходы: Кавказ 500 кВ (связь с Россией), Мухранская долина 500 кВ (с Азербайджаном), Гардабани 330 кВ и Аджария 220 кВ (с Турцией), а также внутренние магистрали Имерети, Картли-1, Картли-2, Мухрани и Асурети напряжением 500 кВ. С июля 2021 г. все указанные активы переданы в долгосрочную аренду Грузинской государственной электросистеме.

Южный Кавказ традиционно выполняет роль транзитного электроэнергетического коридора. Высоковольтные сети, эксплуатируемые СакРусэнерго, обеспечивают параллельную работу энергосистем России, Азербайджана и Турции, что способствует устойчивости региональных перетоков и маневренности поставок.


Автор: А. Шевченко Читать полностью

Томск, 15 июл - ИА Neftegaz.RU. Специалисты Томского политехнического университета (ТПУ) предложили технологию уничтожения нефтесодержащих отходов путем их совместного сжигания с гидратным газом - так называемым «горючим льдом».
Об этом сообщила пресс-служба Министерства науки и высшего образования РФ.

В ходе нефтедобычи, транспортировки и переработки сырья неизбежно формируются отходы, насыщенные углеводородами, тяжелыми металлами и летучими органическими соединениями. Подобные вещества несут прямую угрозу природным экосистемам и здоровью человека.

Сегодня такие отходы обезвреживают несколькими способами - термическим уничтожением, переводом в твердую фазу, химическим окислением либо бактериальной переработкой. Все перечисленные подходы требуют существенных финансовых вложений, специального оборудования и не всегда гарантируют безопасность.

Томские исследователи создали математическую модель и экспериментальную установку, позволяющие сжигать нефтяные отходы в присутствии газогидратного газа, выделяющегося при регазификации газовых гидратов. Система дает возможность отслеживать устойчивость, температуру и угол распространения пламени, а также размер частиц, поступающих в камеру сгорания. Благодаря этому можно оценивать и регулировать эффективность процесса утилизации.

Присутствующий в составе газового гидрата водяной пар обеспечивает заметное снижение вредных выбросов. Концентрация оксида серы сокращается на 5% (разница с традиционными методами достигает 8,5 раз), угарного газа - на 11% (в 7,8 раз меньше), оксида азота - на 15%. Побочным продуктом горения становится чистая вода, которую можно применять для бытовых и промышленных нужд. Помимо этого, рассчитаны параметры, позволяющие направлять выделяемое тепло в системы отопления.

Заведующий лабораторией тепломассопереноса ТПУ П. Стрижак отметил, что разработанная модель утилизации способна одновременно выдавать экологически чистую тепловую энергию и не требует дополнительных эксплуатационных затрат. Он подчеркнул, что решение особенно востребовано для отдаленных районов и непосредственно на нефтегазовых промыслах, поскольку позволяет полностью замкнуть производственный цикл и автономно обеспечивать теплом населенный пункт.

В исследовании участвовали коллективы лаборатории тепломассопереноса Томского политехнического университета и Института теплофизики им. С.С. Кутателадзе Сибирского отделения РАН. Работа выполнена при поддержке гранта Министерства науки и высшего образования РФ. Научные результаты опубликованы в журнале Thermochimica Acta.

Газовые гидраты («горючий лед») представляют собой твердые кристаллические соединения, возникающие из воды и природного газа в условиях низких температур и высокого давления. Природные запасы газогидратов, по имеющимся оценкам, многократно превышают ресурсы традиционных углеводородов, поэтому они рассматриваются в качестве перспективного энергетического источника будущего.



Автор: А. Шевченко Читать полностью

Москва, 15 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Российские компании Роснефть и Зарубежнефть зарегистрированы в качестве поставщиков топлива для Шри-Ланки, что позволит им участвовать в тендерах на поставку нефти для нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) Цейлонской нефтяной корпорации (Ceylon Petroleum Corporation, CPC). Об этом сообщает ланкийская газета Daily Mirror со ссылкой на руководство компании.

По словам управляющего директора CPC М. Нетхикумараге, регистрация дает российским компаниям возможность подавать заявки на поставки нефти для нужд предприятия.

Очередной тендер на закупку нефти должен открыться 21 июля. Всего в настоящее время в качестве поставщиков топлива для Шри-Ланки зарегистрировано около 15 компаний.

Ранее, в марте 2026 г., Шри-Ланка обратилась к России с просьбой рассмотреть возможность поставок энергоресурсов на фоне нестабильности на мировом рынке нефти, вызванной обострением ситуации на Ближнем Востоке. В апреле власти страны сообщили, что переговоры с российской стороной практически завершены, а стороны приступили к проработке технических и финансовых параметров возможной сделки, включая механизм расчетов.

Шри-Ланка практически полностью зависит от импорта нефти и нефтепродуктов. По данным за 2024 г., потребление нефти в стране составляло около 92 тыс. барр./сутки (свыше 4,5 млн т/год). В 2023 г. стоимость импорта нефти и нефтепродуктов оценивалась примерно в 921 млн долл. США, при этом основным поставщиком являлись ОАЭ, на которые приходилось около 91% поставок, тогда как доля России составляла порядка 8,75%.

Страна не располагает собственными запасами нефти, а ее поставки необходимы для обеспечения внутреннего спроса на топливо и стабильной работы единственного в стране НПЗ Sapugaskanda Refinery, принадлежащего государственной Ceylon Petroleum Corporation. Предприятие введено в эксплуатацию в 1969 г., его мощность составляет около 2 млн т/год (около 50 тыс. барр./сутки).

В 2022 г. на фоне масштабного экономического кризиса и дефицита иностранной валюты Sapugaskanda Refinery неоднократно приостанавливал работу из-за нехватки сырья. С тех пор власти страны уделяют особое внимание диверсификации источников поставок нефти и обеспечению стабильной работы НПЗ. Читать полностью

Сан-Томе, 15 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Республика Сан-Томе и Принсипи отклонила все заявки, поданные в рамках последнего раунда лицензирования трех нефтяных участков недр, расположенныых на континентальном шельфе.

По данным Upstream Online, Национальное нефтяное агентство Сан-Томе и Принсипи (ANP-STP) отклонило все предложения, поступившие до 30 июня, объяснив решение отсутствием необходимого разнообразия среди претендентов.

В раунде приняли участие только 2 компании – бразильская Petroleo Brasileiro SA (Petrobras) и нигерийская Oranto Petroleum. Обе уже работают в стране на блоке №3, который граничит с тремя участками недр, выставленными на торги.

Ранее Petrobras стала оператором блока №3, выкупив 75% акций Oranto. О сделке было объявлено в апреле 2026 г.

Привлекательные условия не смогли привлечь инвесторов

Результаты лицензирования стали неожиданностью для правительства Сан-Томе и Принсипи, которое рассчитывало привлечь большее число международных нефтегазовых компаний.

В рамках раунда инвесторам предлагались выгодные условия:

• компании могли получить долю участия до 85% в блоках №7, №8 и №9, что значительно превышает стандартные условия многих нефтяных контрактов в странах Африки к югу от Сахары;
• участникам разрешалось подавать заявки как на отдельные блоки, так и сразу на все три участка, предоставляя отдельные технические и финансовые предложения по каждому из них.

Однако даже они не обеспечили необходимого уровня конкуренции.

Потенциал остается высоким?

Сан-Томе и Принсипи – небольшое островное государство в Гвинейском заливе, шельф которого считается одним из перспективных направлений для разведки углеводородов в Западной Африке. Несмотря на отсутствие коммерческой добычи нефти и газа, интерес международных компаний к региону сохраняется благодаря его значительному геологическому потенциалу.

На шельфе страны уже работают или имеют лицензии такие компании, как Shell, Petrobras, Galp и TotalEnergies, продолжая геологоразведочные работы и подготовку к возможному освоению новых месторождений.

Для сраны, экономика которой сегодня в основном зависит от туризма, экспорта какао и международной помощи, развитие нефтегазового сектора остается одним из стратегических направлений.

Морские блоки №7, №8 и №9 расположены в перспективном нефтегазоносном бассейне, который связан с месторождениями в соседних Габоне и Экваториальной Гвинее.

Перспективность региона подтверждается результатами разведочных работ. В 2022 г. португальская Galp пробурила скважину, а в 2025 г. разведку продолжила Shell. Обе компании подтвердили наличие углеводородов на шельфе, однако коммерчески рентабельных открытий пока объявлено не было.

Сроки заключения контрактов под вопросом

Власти Сан-Томе и Принсипи ранее рассчитывали подписать нефтяные соглашения с инвесторами до конца 2026 г. После провального лицензионного раунда эти планы могут быть пересмотрены. ANP-STP предстоит определить дальнейшую стратегию привлечения нефтегазовых компаний и поиска новых участников для освоения перспективного шельфа страны.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 15 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Shell проводит тендерные процедуры на оказание услуг по бурению четырех скважин в рамках проекта разработки трансграничного газового месторождения Dragon.
Об этом сообщает Reuters со ссылкой на источники.

Контракт, как ожидается, будет заключен до конца сентября. Однако он не вступит в силу до принятия окончательного инвестиционного решения (FID). Тем не менее, это свидетельствует о том, что компания предпринимает конкретные шаги для реализации проекта.

Реализация газового проекта Dragon неоднократно приостанавливалась, в частности из-за изменений в политике США в отношении Венесуэлы. Ранее администрация Д. Трампа отозвала лицензии, выданные при президенте Д. Байдене, которые позволяли компаниям Shell и National Gas Company of Trinidad and Tobago (NGC) продолжать работу над Dragon и другими трансграничными газовыми проектами.

Позднее Вашингтон выдал новые разрешения, позволившие возобновить реализацию энергетических проектов после политических изменений в Венесуэле в начале 2026 г.

Компания также ведет отдельные переговоры с венесуэльским правительством страны по другим нефтегазовым проектам, которые могут существенно расширить ее присутствие в стране.

Месторождение Dragon

• расположено на морской границе между Венесуэлой и Тринидада и Тобаго, в общих территориальных водах залива Пария;
• принадлежит венесуэльской госкомпании PdVSA;
• PdVSA разведала запасы природного газа на месторождении в 1985 г. и построила существующую инфраструктуру;
• разведанные запасы газового месторождения Dragon составляют до 4,2 трлн ф³ природного газа;
• оператором является Shell;
• 1 этап проекта:
• обеспечит добычу 185 млн фт³/сутки (около 5 млн м³/сутки) природного газа,
• включает строительство газопровода от месторождения МП Hibiscus в водах Тринидада,
• предполагает производство сжиженного природного газа (СПГ) и продукции газохимии,
• часть продукции будет предназначена для экспорта на международные рынки;
• 2 этап:
• предполагается строительство 2^го газопровода, который бы соединил месторождение Дракон с побережьем Венесуэлы для удовлетворения внутреннего спроса,
• ранее на этом настаивали власти Венесуэлы.

Dragon вместе с месторождениями Patao, Río Caribe и Mejillones формирует месторождение Марискаль Сукре (Mariscal Sucre) с общими запасами 416 млрд м³.

Газ для Тринидада

Проект Dragon станет вторым морским газовым месторождением Венесуэлы и рассматривается как один из ключевых источников газа для решения растущего дефицита сырья в Тринидаде.

Снижение добычи газа в стране уже привело к сокращению загрузки предприятий по производству СПГ и нефтехимической продукции. В частности, дефицит сырья стал одной из причин остановки/консервации ряда заводов по выпуску аммиака и метанола, а также остановки первой линии сжижения терминала Atlantic LNG мощностью около 4 млн т/год.

Согласно ранее опубликованным данным, около 70% поставок с месторождения Dragon будет использоваться для обеспечения экспортного СПГ-терминала Atlantic LNG, а оставшиеся 30% – для нефтехимической отрасли страны.

В Atlantic LNG Shell и BP владеют по 45%, еще 10% принадлежит National Gas Company of Trinidad and Tobago.

Подготовка к добыче

В 2024 г. Венесуэла выдала Shell и NGC 30-летнюю лицензию на разработку проекта Dragon. В прошлом году Shell завершила морские геологоразведочные исследования, которые позволили определить перспективные точки бурения и маршруты будущих трубопроводов.

Компания ранее заявляла, что первые поставки газа с месторождения могут начаться примерно через 3 года.

Запуск Dragon имеет стратегическое значение как для Венесуэлы, стремящейся расширить экспортный потенциал, так и для Тринидада и Тобаго, где сокращение собственной добычи газа создает риски для одного из крупнейших СПГ-хабов Карибского региона.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 15 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Южная Корея в июне 2026 г. нарастила импорт сжиженного природного газа (СПГ) после пяти месяцев непрерывного снижения поставок на фоне дефицита предложения на мировом рынке. Об этом свидетельствуют данные таможенной службы страны.

Объем импорта составил 3,287 млн т, что на 6% больше показателя июня 2025 г. (3,111 млн т). При этом по итогам 6 месяцев 2026 г. поставки СПГ в Южную Корею снизились на 4% в годовом выражении (YoY), до 22,293 млн т.

В июне на фоне ограничений на движение судов через Ормузский пролив в страну поступил только один танкер с СПГ из стран Персидского залива - из Омана. Поставок из Катара, одного из крупнейших мировых экспортеров СПГ, не было третий месяц подряд. После начала конфликта в конце февраля 2026 г. поставки катарского СПГ неоднократно сталкивались с перебоями. QatarEnergy объявляла форс-мажор по отдельным поставкам после ударов по промышленным объектам, а позднее продлила действие этого режима.

Ранее, в апреле 2026 г., импорт СПГ в Южную Корею снизился на 15,5% в годовом выражении, до 3,41 млн т. Сокращение было связано с отсутствием поставок из Катара и Омана на фоне перебоев с судоходством в районе Ормузского пролива. Для компенсации выпавших объемов страна увеличила закупки у альтернативных поставщиков, в том числе из США.

Крупнейшим поставщиком СПГ в Южную Корею в июне стала Австралия - 1,024 млн т. За январь–июнь поставки из страны составили 6,34 млн т, что на 12% меньше, чем годом ранее. На втором месте оказались США - 865 тыс. т в июне и 2,762 млн т за 6 месяцев (+32%). Третье место заняла Малайзия - 576 тыс. т за месяц и 4,142 млн т за полугодие (+22%).

Россия в июне поставила в Южную Корею один танкер СПГ, как и годом ранее. За первое полугодие объем поставок составил 700 тыс. т, что на 33% меньше показателя аналогичного периода 2025 г. Напомним, СПГ в РФ производят крупнотоннажные СПГ-заводы Сахалинской энергии (совладельцы - Газпром, Mitsui и Mitsubishi), а также Ямал СПГ (участники - НОВАТЭК, TotalEnergies, китайские CNPC и SRF), Газпром СПГ Портовая и Криогаз-Высоцк.

Ситуация на азиатском рынке СПГ

По оценке Wood Mackenzie, спрос на СПГ в странах АТР в 2026 г. снизится второй год подряд - до 257 млн т против 268 млн т в 2025 г. Сокращение связано с ростом цен на СПГ после перебоев с поставками из Ближнего Востока и усилением геополитических рисков.

При этом Южная Корея остается одним из наиболее защищенных покупателей благодаря высокой доле долгосрочных контрактов: около 80% закупок СПГ приходится на такие соглашения.

Подпишитесь

Читать полностью