Буэнос-Айрес, 8 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Правительство Аргентины возбудит уголовное дело против энергетической компании Navitas Petroleum и ее руководителей за деятельность на Фолклендских островах.
Об этом сообщает пресс-служба канцелярии президента.

С иском в суд намерены обратиться министр иностранных дел П. Кирно и генеральный прокурор С. Америо. Аргентинские власти заявляют, что израильская Navitas Petroleum и канадские JHI Associates Inc. и Eco (Atlantic) Oil & Gas Ltd. ведут работы по разведке и добыче углеводородов в Северном бассейне Фолклендских островов. При этом, по версии Буэнос-Айреса, деятельность компаний осуществляется на основании лицензий, выданных британскими властями.

В аргентинском правительстве считают, что деятельность компаний противоречит национальному законодательству. Под иск также подпадают руководители, члены советов директоров и другие представители упомянутых организаций.

Власти Аргентины заявили, что обращение в суд является одним из практических шагов Буэнос-Айреса, направленных на защиту природных ресурсов страны и подтверждение ее суверенных прав.

Этот шаг последовал за заявлениями президента Аргентины Х. Милеи, который пообещал ввести санкции против нефтяных компаний, ведущих бурение на британской заморской территории, и усилил претензии южноамериканской страны на суверенитет.

Кроме того, Х. Милей поручил Министерству экономики предусмотреть в проекте федерального бюджета на 2027 г. средства на развитие Объединенной военно-морской базы. По замыслу властей, это должно усилить меры национальной безопасности и защиту территории страны.

Район Мальвинских (Фолклендских) островов – предмет давнего спора между Аргентиной и Великобританией. В 1982 г. этот конфликт перерос в военное столкновение.


В марте 2013 г. на Фолклендских островах прошел референдум, в ходе которого большинство жителей (99,8%) проголосовали за то, чтобы острова сохранили статус британской территории. Конфликт обострился, что заставило Аргентину болезненно реагировать на деятельность нефтяных компаний на островах.


Именно в районе Фолклендов ранее были сделаны открытия месторождений нефти и газа, что дало надежду на новые открытия в этом районе. В сентябре 2016 г. Аргентина и Великобритания договорились об улучшении отношений за счет сотрудничества по вопросам, представляющим взаимный интерес, на Фолклендских островах.

Проект Sea Lion под угрозой?

В декабре 2025 г. Navitas Petroleum и Rockhopper Exploration приняли окончательно инвестиционное решение (ОИР) по первому этапу разработки нефтяного месторождения Sea Lion, расположенного в Северном бассейне Фолклендских островов (North Falkland Basin). Стоит отметить, что ОИР было принято спустя 15 лет после обнаружения нефти. Первые баррели с проекта стоимостью 2,1 млрд долл. США ожидаются в 2028 г.

Нефтяное месторождении Sea Lion

• открыто в 2010 г. разведочной скважиной 14/10-2;
• расположено примерно в 220 км к северу от Фолклендских островов в блоке 14/10 на лицензионных участках недр PL032 и PL004b;
• глубина воды в этом районе составляет примерно 450 м;
• в рамках разработки планируется построить 23 скважины, в том числе 16 нефтедобывающих, 6 водонагнетательных и 1 газонагнетательную;
• скважины будут пробурены с использованием мобильной морской буровой установки на 6 площадках, привязаны к плавучей установке для добычи, хранения и отгрузки нефти и газа (FPSO);
• ожидается, что центры бурения нефтедобывающих и водонагнетательных скважин будут находиться в радиусе 2-5,5 км от FPSO а газонагнетательная на расстоянии около 8 км от установки;
• разработка месторождения будет осуществляться поэтапно:
• 1-й этап предусматривает добычу 170 млн барр. нефти при пиковой производительности в 50 тыс. барр./сутки;
• 2-й этап предполагает добычу еще 149 млн барр. нефти.

Правительство Фолклендских островов одобрило программу разработки и добычи на этапах 1 и 2 проекта Sea Lion в Северном районе освоения. Лицензии на разработку месторождения будут действовать в течение 25 лет с возможностью продления при необходимости.

Ранее компании заявляли, что не ожидают существенного влияния высказываний Х. Милея на реализацию проекта. Они также подчеркивали, что Sea Lion пользуется поддержкой Великобритании.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 8 сен – ИА Нефтегаз.РУ. KMG International (международное подразделение КМГ) модернизирует резервуарный парк нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) Петромидия (Petromidia) в Румынии. За счет реконструкции планируется увеличить емкость хранения сырья и нефтепродуктов на 20%.
Об этом сообщает пресс-служба КМГ.

Сейчас в рамках модернизации на предприятии в Румынии казахстанская компания уже заменила резервуар для хранения дистиллятов, используемых в производстве дизтоплива. Также KMG International построила новый резервуар с современными технологическими системами и средствами безопасности. Так, емкость резервуара выросла с 5 тыс. до 6 тыс. м³.

Также KMG International модернизирует резервуар для хранения сырой нефти емкостью 57 тыс. м³.

В планах компании:

• увеличить емкость резервуара для хранения бензина с 5 тыс. до 6 тыс. м³;
• увеличить емкость двух резервуаров для хранения дизтоплива с 10 тыс. до 12 тыс. тыс. м³ каждый.

Для выполнения реконструкции специалисты используют технологию гидравлического подъема конструкций с использованием специальных домкратов. Такой подход позволяет выполнять монтаж резервуара, начиная с крыши и верхних поясов стенки, сокращая объем работ на высоте.

Нефтегаз.РУ напоминает, в марте на НПЗ Петромидия в Румынии KMG International начал выпуск нового вида полимера – сополимера полипропилена.

НПЗ Петромидия

• завод расположен в г. Нэводари в р-не Констанца;
• по результатам масштабной модернизации в 2008–2012 гг. мощность НПЗ выросла до 5 млн т/год, а индекс сложности Нельсона достиг 11,4;
• перерабатывает нефть с высоким содержанием серы, получая нефтепродукты класса Евро-5 (выход светлых нефтепродуктов – 85%);
• в логистическом плане НПЗ Петромидия – единственный румынский НПЗ на берегу Черного моря, что позволяет поставлять сырье через морской терминал Мидия (Midia Marine Terminal).

В мае прошлого года компания KMG International возобновила на НПЗ работу установки по производству полиэтилена низкой плотности (LDPE). Ее проектная мощность составляет 75 тыс. т/год.

Помимо НПЗ Петромидия, KMG International владеет заводом Вега (Vega). Оба предприятия входят в состав Rompetrol Rafinare, которая, в свою очередь, принадлежит международной дочке КМГ (54,63% прямо и косвенно) и румынскому государству через Минэнерго страны (44,69%).

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 8 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Трейдинговая компания Eurasia Energies Pvt Ltd готовит тестовую поставку 11–12 тыс. т монгольского коксующегося угля в Индию через российские порты Дальнего Востока. Компания намерена оценить работоспособность нового логистического маршрута Монголия–Россия–Индия, однако его масштабированию могут препятствовать ограничения Восточного полигона. Об этом сообщил Ъ.

По данным BigMint, Eurasia Energies уже начала подготовку пробной партии, уголь проходит техническую оценку на одном из металлургических предприятий Индии. 2 сентября компания обратилась в посольство Монголии в городе Нью-Дели с просьбой содействовать координации с железнодорожными и транспортными ведомствами двух стран.

Предполагается, что уголь будет доставлен по железной дороге через территорию России в один из портов Дальнего Востока – Владивосток или Восточный (Находка), после чего отправлен морем в Индию. Представители угольных терминалов этих портов сообщили, что не получали обращений по данной поставке, либо не ответили на запрос.

Восточный полигон ограничивает возможности маршрута

Младший директор по корпоративным рейтингам Эксперт РА О. Емельченков считает, что маршрут теоретически может быть рентабельным благодаря высокой стоимости коксующегося угля, которая способна компенсировать значительные транспортные расходы. При этом основным ограничением для увеличения объемов станет высокая загрузка Восточного полигона.

Партнер NEFT Research по консалтингу А. Котов также оценивает перспективы массовых поставок как ограниченные. По его мнению, новый маршрут в первую очередь может использоваться для диверсификации поставок и снижения логистических рисков, а не для получения коммерческой выгоды.

В ближайшие годы значительного роста перевозок через БАМ и Транссиб эксперт не ожидает из-за высокой загрузки инфраструктуры. При масштабировании поставок монгольский уголь может усилить конкуренцию для российских производителей, прежде всего Кузбасса, ориентированного на дальние экспортные направления.

В РЖД отметили, что с учетом высокой загрузки Восточного полигона вопрос организации таких перевозок требует дополнительной проработки.

Индия наращивает закупки коксующегося угля

Перспективность нового маршрута повышается на фоне роста цен на коксующийся уголь и увеличения спроса со стороны индийских покупателей. По данным NEFT Research, цена премиального коксующегося угля на китайском рынке на условиях CFR достигла 283,5 долл. США/т на фоне дефицита внутреннего предложения.

После завершения сезона дождей активизировались индийские покупатели, однако они сохраняют высокую чувствительность к цене. На фоне разницы в котировках часть законтрактованных Индией спотовых партий перепродается в Китай, где поставки обеспечивают более высокую маржинальность.

Стоимость коксующегося угля марки Ж на условиях FOB Восточный составляет 171 долл. США/т, увеличившись за неделю на 7,5%. На условиях FOB Азово-Черноморский бассейн цена достигла 146,4 долл. США/т (+7,6%), FOB Финский залив – 140,9 долл. США/т (+8,7%).

Индия остается одним из крупных покупателей российского угля. По подсчетам BigMint, в июле 2026 г. Россия экспортировала в Индию 3,62 млн т угля, в том числе 1,8 млн т коксующегося. Годом ранее объем поставок был почти в 2,9 раза меньше. Рост поставок российского коксующегося угля в Индию поддержал цены на Дальнем Востоке. Одновременно на рынке сохраняются риски сокращения экспорта из Монголии, одного из крупнейших поставщиков коксующегося угля в Китай.

Монголия может усилить конкуренцию

По оценке аналитика Freedom Global В. Чернова, расширение поставок монгольского угля в Индию на текущем этапе не создает прямой угрозы российским экспортерам. В 2025 г. доля России в индийском импорте угля оценивалась примерно в 15%, поэтому появление нового поставщика скорее расширит круг продавцов, чем приведет к вытеснению российского сырья.

При этом индийский импорт угля продолжает расти. В 2025-2026 финансовом году страна импортировала рекордные 66,3 млн т.

По мнению эксперта, риски для российских компаний могут возникнуть в случае успешного запуска маршрута и увеличения поставок монгольского угля до нескольких миллионов тонн в год. В этом случае Монголия сможет оказывать дополнительное давление на цены, однако полного вытеснения российского сырья не ожидается из-за роста потребностей индийской металлургической отрасли.

Нефтегаз.РУ считает довольно экзотическим направлением поставки угля Монголии - не имеющей выхода к морю, в Индию. Гораздо проще увеличить поставки в Китай. Потребность Китая в монгольском угле растет в 2026 году.
Целевой объем импорта составляет более 80 млн т/год. Рост объемов поставок превосходит показатели морских перевозок Австралии и России. У монгольского коксующегося угля высокая совместимость с другими марками угля, добываемыми в Китае. Завершение строительства трансграничной железнодорожной линии Гашуунсукхайт-Ганцмод и расширение сети дорог способствует увеличению объемов перевозок большегрузных автомобилей. Это сокращает сроки доставки, что снижает общие логистические и транспортные расходы.

Контекст

Уголь в Монголии имеет решающее значение для экономики страны. В 2024 году добыча угля в Монголии составила 98 млн тонн угля. Хотя часть угля используется для внутренних нужд, экспорт угля является важным источником экспортной выручки. В 2024 году Монголия экспортировала 84 млн тонн угля на сумму 8,6 млрд долларов США. Заменить экспорт угля для Монголии будет сложно. Общий ВВП Монголии в 2024 году составил всего 25,8 млрд долларов США. Это означает, что экспорт угля составил одну треть ВВП Монголии.
Монголия отправляет около 90% угля в Китай, но Китай вкладывает значительные суммы в ВИЭ, что снижает перспективы экспорта монгольского угля. Фактически, у Монголии нет недорогого способа экспортировать уголь на другие рынки. Читать полностью

Москва, 8 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Южная Корея ожидает значительного роста спроса на электроэнергию в ближайшие годы на фоне расширения производства полупроводников и строительства новых центров обработки данных (ЦОД) для систем искусственного интеллекта (ИИ). Дополнительная потребность только со стороны ИИ-инфраструктуры может составить 25–30 ГВт, заявил министр климата, энергетики и окружающей среды Южной Кореи Ким Сон Хван в интервью Reuters.

Рост энергопотребления также будет связан с распространением электромобилей и переходом с газового отопления на электрическое.

По словам министра, правительство рассматривает необходимость строительства новых атомных энергоблоков (АЭС). Решение о количестве реакторов пока не принято, однако атомная энергетика остается важной составляющей энергобаланса страны. Если обеспечить дополнительные 25–30 ГВт исключительно за счет АЭС, это потребует около 20 реакторов исходя из мощности современных южнокорейских энергоблоков.

В настоящее время в Южной Корее эксплуатируются 26 атомных реакторов, на которые приходится чуть менее 1/3 выработки электроэнергии. Доля возобновляемых источников энергии (ВИЭ) составляет около 11%, угля - 29%, природного газа - 27%.

Дополнительный спрос формируется в том числе за счет планов Samsung Electronics и SK Hynix по расширению производства микросхем. Компании намерены построить новые предприятия на юго-западе страны в рамках государственного проекта стоимостью 800 трлн вон (590 млрд долл. США). По словам Ким Сон Хвана, ряд проектов, первоначально рассчитанных на реализацию примерно к 2045 г., был существенно ускорен и теперь должен быть завершен уже в начале 2030-х гг.

Интерес к размещению центров обработки данных в Южной Корее проявляют и американские технологические компании, включая Nvidia. Одним из преимуществ страны министр назвал надежность энергоснабжения.

При этом строительство новых АЭС остается дискуссионным вопросом. Опрос Корейского агентства энергетической информации и культуры показал, что 79% из 2 тыс. респондентов поддерживают включение новых атомных объектов в долгосрочный энергетический план. В то же время в Ульсане, где потенциально могут появиться новые энергоблоки, против их строительства были собраны более 10 тыс. подписей.

Южная Корея намерена увеличить производство электроэнергии из ВИЭ, однако в среднесрочной перспективе правительство считает атомную генерацию необходимой для обеспечения растущего спроса.

Обновленный долгосрочный энергетический план страны, действие которого будет продлено до 2040 г., правительство планирует представить в октябре.

Отдельная задача - постепенный отказ от угольной генерации. Южная Корея планирует вывести угольные электростанции из эксплуатации к 2040 г. При этом 20 из 60 действующих угольных ТЭС будут иметь проектный срок службы и после этой даты. В качестве одного из вариантов рассматривается сохранение части таких объектов в качестве резервных мощностей на случай чрезвычайных ситуаций.

Министр также отметил, что расширение атомной генерации непосредственно в юго-западном регионе, где планируется размещение новых предприятий производителей чипов, пока не требуется: там уже работают 6 реакторов, а также солнечные и ветровые электростанции. Дополнительные мощности, по его мнению, могут потребоваться в районах, таких как Сеул, которые получают электроэнергию по сетям из этого региона.

Читать полностью

Москва, 8 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Кувейт восстановил экспорт нефти примерно до 1 млн барр./сутки, несмотря на сохраняющиеся ограничения на движение танкеров через Ормузский пролив. Для поддержания поставок страна использует в том числе перевалку нефти с судна на судно за пределами пролива.
Об этом сообщает Bloomberg.

Текущий объем экспорта составляет почти 2/3 от среднего уровня 2025 г. - около 1,6 млн барр./сутки. После начала конфликта вокруг Ирана в конце февраля поставки Кувейта резко сократились и достигли многолетних минимумов.

Государственная Kuwait Petroleum Corporation (KPC) доставляет нефть непосредственно покупателям, используя собственные и зафрахтованные танкеры. При этом часть грузов сначала проходит через Ормузский пролив, после чего перегружается на более крупные суда за его пределами.

По словам управляющего директора KPC по международному маркетингу шейха Халеда, компания способна обеспечивать поставки всем своим клиентам, однако объемы остаются ниже прежних. При доставке нефти за пределами Ормузского пролива покупателям придется платить больше - дополнительные расходы связаны с повышенными транспортными рисками. Для клиентов, принимающих нефть внутри Персидского залива, KPC предоставляет скидки.

Потоки через Ормуз остаются ограниченными

Оценки текущего объема нефтяного транзита через Ормузский пролив различаются. По данным главы Vitol Р. Харди, через пролив проходит около 10 млн барр./сутки, из которых примерно 9 млн барр./сутки приходится на сырую нефть. Macquarie оценивает совокупный поток сырой нефти и нефтепродуктов примерно в 7 млн барр./сутки.

Для сравнения, до начала конфликта через Ормузский пролив проходило около 20 млн барр./сутки.

Несмотря на возобновление боевых действий между США и Ираном после периода относительного затишья, страны Персидского залива продолжают искать способы поддерживать экспорт. Перевалка между танкерами за пределами пролива становится одним из инструментов сохранения поставок. Также на фоне рисков для судоходства Кувейт рассматривает альтернативные маршруты экспорта через Саудовскую Аравию (нефтепровод Восток–Запад, до 7 млн барр./сутки) и ОАЭ (трубопровод Хабшан–Фуджейра, до 1,8 млн барр./сутки). Однако, как ранее отмечал глава Kuwait Petroleum Corp. шейх Наваф ас-Сабах, трубопроводная инфраструктура не является абсолютной гарантией безопасности поставок.

Кроме того, KPC планирует увеличить загрузку нефтеперерабатывающих мощностей, чтобы нарастить производство нефтепродуктов. Это актуально на фоне сохраняющегося дефицита отдельных видов топлива, в частности дизельного.


Читать полностью

Канберра, 8 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Австралийская Santos начала бурение первой оценочной скважины в бассейне Биталу (Beetaloo) на Северной территории Австралии.
Об этом сообщает пресс-служба компании.

Начало буровых работ стало возможным после утверждения в мае 2026 г. экологического плана управления Santos министром земель, планирования и окружающей среды Северной территории. Santos рассчитывает с помощью программы оценочного бурения подтвердить коммерческий потенциал крупного газового ресурса и в перспективе создать новый источник долгосрочных поставок газа для внутренних потребителей и экспортного рынка.

Глава Santos К. Галлахер назвал начало бурения важной вехой для компании, Северной территории и Австралии в целом.

По оценке Santos, принадлежащий ей участок в Beetaloo потенциально способен обеспечить производство до 10 млн т/год СПГ и поставки газа на внутренние рынки северного и восточного побережья Австралии на протяжении 50 лет и более. Однако для перехода к полномасштабной разработке компании еще предстоит подтвердить коммерческую эффективность проекта.

Один из крупнейших газовых ресурсов Австралии

Бассейн Beetaloo является частью более крупного бассейна McArthur. По оценке Santos, объем неразведанного газа на всей территории Beetaloo превышает 430 трлн фт³ по оценке P50.

Компания рассматривает освоение бассейна как потенциально масштабный проект для экономики Северной территории. При его может быть создано более 6,5 тыс. постоянных рабочих мест, а экономический эффект может составить до 2,8 млрд австралийских долл. для Северной территории и свыше 9 млрд австралийских долл. для экономики Австралии в течение 25 лет.

Премьер-министр Северной территории Л. Финокьяро приветствовала возвращение Santos к наземным буровым работам в регионе. По ее словам, начало нового этапа деятельности свидетельствует о растущем интересе инвесторов к Beetaloo.

«Santos – мировой лидер в области разработки газовых месторождений и уже продемонстрировала качество ресурса на участке недр EP161 в ходе предыдущих программ бурения и испытаний скважин», – заявила Л. Финокьяро.

Одной из главных особенностей проекта является геология. Породы Биталу имеют возраст около 1,3 млрд лет, тогда как возраст сланцевых пород, например, бассейна Marcellus в США составляет около 400 млн лет. За миллиарды лет породы подвергались значительному уплотнению, что может повышать стоимость бурения и гидроразрыва пласта (ГРП). Кроме того, Биталу никогда ранее не развивался как нефтегазовый регион, поэтому здесь практически отсутствует готовая инфраструктура, которая в США формировалась десятилетиями.

Связь с Darwin LNG

Разработка Beetaloo рассматривается Santos в контексте расширения газовой инфраструктуры Северной территории. Компания уже эксплуатирует проект Barossa, газ с которого поступает на модернизированный СПГ-завод Darwin LNG.

После запуска Barossa предприятие в среднем отгружает 1 танкер со СПГ каждые 8 дней. Проект также обеспечил около 300 постоянных рабочих мест на Северной территории сроком примерно на 20 лет. Santos ожидает, что за этот период местным жителям и компаниям достанутся около 2,5 млрд австралийских долл. в виде заработной платы и контрактов.

По мнению Santos, Darwin LNG может стать инфраструктурной базой для следующего этапа развития газовой отрасли региона. Среди возможных направлений – строительство трубопроводного соединения с Beetaloo, создание 2-й линии по производству СПГ с использованием газа из бассейна, а также развитие проектов по улавливанию и хранению углерода.

Компания подчеркивает, что обладает интегрированной цепочкой от разведки и добычи до переработки, транспортировки и сбыта газа, что может упростить коммерциализацию ресурсов Beetaloo в случае подтверждения их экономической эффективности.

Австралия входит в тройку крупнейших мировых поставщиков СПГ наряду с Катаром и США. Основные мощности по сжижению сосредоточены в штатах Западная Австралия, Квинсленд и на Северной территории. Значительная часть экспорта традиционно направляется в страны Азиатско-Тихоокеанского региона.

После остановки производства СПГ в Катаре в марте из-за конфликта вокруг Ирана Австралия поднялась на 2-е место в мире по объемам экспорта этого ресурса. Страна направляет за рубеж порядка 74% всего добываемого на своей территории газа.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 8 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Правительство Уганды назначило международного сырьевого трейдера Vitol для реализации своей доли нефти с месторождений страны. Первые экспортные поставки ожидаются в начале 2027 г., что позднее ранее заявленных сроков.
Об этом сообщил Reuters.

Уганда будет получать 15% добываемой нефти через государственную Uganda National Oil Company (UNOC). Доля французской TotalEnergies составит 56,67%, оставшийся объем будет принадлежать китайской CNOOC.

По мнению Министерства энергетики и минерального развития Уганды и UNOC, опыт торговли и логистические возможности Vitol позволят найти подходящих покупателей для угандийской нефти и повысить ее коммерческую стоимость.

Изначально Уганда планировала начать коммерческую добычу нефти в 2026 г. Однако до конца года остается около 4 месяцев, а строительство ключевой экспортной инфраструктуры, включая нефтепровод, до сих пор не завершено.

Vitol в последние годы расширяет присутствие на рынке Уганды. Компания уже является единственным импортером нефтепродуктов в стране. В 2025 г. трейдер также предоставил UNOC кредит на 2 млрд долл. США в рамках расширения деятельности в Африке.

В начале сентября Уганда объявила название собственной экспортной марки смешанной нефти - Pearl Sweet. Ее поставки должны начаться после выхода страны на промышленный уровень добычи.

Запуск нефтедобычи в Уганде связан с разработкой месторождений Tilenga и Kingfisher в западной части страны. Проект реализуют TotalEnergies и CNOOC совместно с UNOC.

Ранее сообщалось, что для этих проектов будет построен нефтеперерабатывающий комплекс мощностью 40 тыс. барр./сутки нефти Для вывоза нефти предусматривается строительство Восточноафриканского нефтепровода (EACOP) до побережья Танзании.

Объем доказанных извлекаемых запасов Уганды в настоящее время составляет 1,65 млрд барр. Однако он может увеличиться: в ноябре 2025 г. UNOC разведала новые залежи нефти в Альбертинском рифтовом бассейне. Объем извлекаемых запасов оценивается в 600 млн барр.



Читать полностью

Москва, 8 сен – ИА Нефтегаз.РУ.Общий объем добычи природного газа для потребителей Дальневосточного федерального округа (ДФО) и реализации экспортных обязательств, согласно прогнозам, вырастет с 78 млрд м³ в 2025 г. до 136,6 млрд м³ в 2035 г.
Это следует из распоряжения правительства РФ об утверждении стратегии социально-экономического развития ДФО до 2030 г. с прогнозом до 2036 г.

В разделе документа, связанного с развитием газовой отрасли, уточняется, что сейчас ресурсной базой природного газа для потребителей ДФО и экспорта являются месторождения Иркутской области (Ковыктинское), Республики Саха (Якутия) (Чаяндинское, Чонский проект), Сахалинской области (проекты Сахалин-1, Сахалин-2 и Сахалин-3).

В то же время месторождения Камчатского края и Чукотского автономного округа останутся локальными поставщиками. Там суммарно добывалось 0,2 млрд м³ в 2025 г. В 2035 г. там ожидается добыча на уровне 0,14 млрд м³.

Согласно стратегии, для развития газовой отрасли в ДФО власти намерены устранить дефицит природного газа и создать современную инфраструктуру для внутреннего рынка газа. В частности, второй пункт предполагает строительство:

• регазификационного комплекса в Камчатском крае,
• газопровода-перемычки между магистральным газопроводом Сила Сибири и МГП Сахалин – Хабаровск – Владивосток,
• подведение газотранспортной инфраструктуры на территориях Республики Бурятия и Забайкальского края в рамках проекта Сила Сибири-2.

Разработка долгосрочных стратегий для Дальнего Востока – часть государственной политики по ускоренному развитию региона. Предыдущая стратегия социально-экономического развития ДФО была рассчитана на период до 2025 г. и включала в себя меры по созданию территорий опережающего развития, улучшению инвестиционного климата и демографической ситуации.

Нефтегаз.РУ напоминает, что на прошлой неделе на полях ВЭФ президент РФ В. Путин заслушал презентацию о результатах развития ДФО. В частности, вице-премьер – полномочный представитель президента в ДФО Ю. Трутнев отметил, что регион за последние годы достиг определенных успехов в области газопереработки и газохимии:

• объем переработки природного газа с 2023 г. вырос с 24 до 39,8 млрд м³/год (следовало из презентации);
• появилась возможность производить целый ряд производных газохимии;
• построены огромные предприятия, преобразившие регион, – Амурский ГПЗ, Амурский ГХК, Находкинский завод минеральных удобрений, комплекс перегрузки сжиженного природного газа (СПГ) на Камчатке.

Автор: А. Игнатьева Читать полностью

Абуджа, 8 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Нигерийская нефтеперерабатывающая компания Dangote Petroleum Refinery & Petrochemicals объявила о масштабной программе расширения стоимостью 14,3 млрд долл. США.

К 2029 г. компания планирует увеличить производственную мощность крупнейшего НПЗ Африки вдвое – с нынешних 700 тыс. барр./сутки до 1,4 млн барр./сутки нефти.

Предприятие, расположенное недалеко от Лагоса, начало работу в 2024 г. Его строительство обошлось примерно в 20 млрд долл. США. НПЗ уже существенно изменил топливный рынок Нигерии и стал крупным экспортером нефтепродуктов, включая авиационное топливо, в другие страны Африки и Европу.

Выход завода на проектную мощность в 650 тыс. барр./сутки произошел в 2026 г. В составе НПЗ есть установки первичной переработки нефти, мягкого гидрокрекинга (MHC), каталитического крекинга нефтяных остатков (RFCC), гидроочистки нафты, гидрообессеривания бензина (HDS) и ряд др.


Предприятие выпускает:

• бензина - 10,4 млн т/год;
• дизельного топлива - 4,6 млн т/год;
• реактивного топлива - 4 млн т/год;
• полипропилена - 0,69 млн т/год;
• пропана (СУГ) - 0,24 млн т/год;
• серы - 32 тыс. т/год;
• технического углерода - 0,5 млн т/год.

В состав комплекса также входит электростанция мощностью 435 МВт, глубоководный порт и установка по производству удобрений.

Что с IPO?

В рамках первичного публичного размещения акций (IPO) Dangote Refinery намерена привлечь около 2,15 трлн найр (1,63 млрд долл. США). Если размещение состоится по плану, оно станет крупнейшим IPO в истории Африки.

Подписка на акции будет проходить с 14 сентября по 13 октября и в значительной степени ориентирована на розничных инвесторов. Начало торгов акциями на основной площадке нигерийской фондовой биржи предварительно намечено на конец ноября.

В рамках IPO компания предлагает 4,1 млрд обыкновенных акций по цене 525 найр за акцию. При высоком спросе Dangote Refinery сможет воспользоваться опционом greenshoe и увеличить объем размещения еще максимум на 30%.

Гендиректор Dangote Refinery Д. Берд заявил, что компания рассчитывает сделать размещение максимально доступным для широкого круга инвесторов.

Согласно проспекту IPO, Dangote Refinery получила 1,82 млрд долл. США чистой прибыли в первом полугодии 2026 г. Для сравнения, по итогам всего 2025 г. компания зафиксировала чистый убыток в размере 476 млн долл. США.

По словам основателя компании А. Данготе, рост прибыли предприятия в последнее время был частично связан с перебоями в поставках топлива на фоне конфликтов на Ближнем Востоке и конфликтом на Украине. При этом бизнесмен подчеркнул, что инвестиционная стратегия компании рассчитана на долгосрочную перспективу.

Интерес ADNOC

А. Данготе также подтвердил, что Национальная нефтяная компания Абу-Даби ADNOC (Abu Dhabi National Oil Company) проявляет интерес к инвестициям в Dangote Refinery. По его словам, потенциальными инвесторами могут выступить и другие компании, однако детали переговоров не раскрываются.

Нефтегаз.РУ напоминает, что Dangote Refinery входит в бизнес-империю А. Данготе – одного из крупнейших предпринимателей Африки, чьи активы также включают цементный и сахарный бизнес. Его состояние оценивается примерно в 35 млрд долл. США. Помимо расширения нигерийского НПЗ, А. Данготе планирует строительство нового нефтеперерабатывающего предприятия на побережье Кении совместно с правительствами стран Восточной Африки.

Автор: А. Гончаренко

Подпишитесь

Читать полностью