Москва, 31 авг – ИА Нефтегаз.РУ. Газпром 1 сентября 2026 г. начнет работы по подаче сетевого природного газа в Нефтеюганск - третий по численности город Ханты-Мансийского автономного округа - Югры.
Об этом сообщили по итогам встречи председателя правления Газпрома А. Миллера и губернатора региона Р. Кухарука.



Особое внимание было уделено итогам выполнения программы газификации на 2021-2025 гг. и планам на 2026-2030 гг. На 1 января 2026 г. уровень технически возможной сетевой газификации ХМАО-Югры достиг 90,1%. В 2025 г. Газпром обеспечил возможность подключения к газу пос. Зеленоборск в Советском районе. Доступ к сетевому газу получили 523 домовладения и одна котельная.

Для начала подачи газа в Нефтеюганск Газпром построил:

• газопровод-отвод с газораспределительными станциями (ГРС) Каркатеевы и Пыть-Ях,
• межпоселковый газопровод от ГРС Каркатеевы до Нефтеюганска.

Региональные власти, в свою очередь, проложили газопровод-связку до действующих городских сетей.

Продолжается и подготовка к газификации Пыть-Яха. Газпром завершает строительно-монтажные работы на межпоселковом газопроводе от ГРС Пыть-Ях до границ города. Регион строит газопровод-связку с действующей городской сетью.

Напомним, что строительство газопровода-отвода от компрессорной станции (КС) Южно-Балыкская к Нефтеюганску началось в сентябре 2021 г. Тогда сообщалось, что общая протяженность газопровода-отвода КС Южно-Балыкская - Нефтеюганск составит около 47,4 км.

Расширение инфраструктуры

Для повышения надежности газоснабжения Сургута и Сургутского района Газпром в рамках программы на 2026-2030 гг. проведет техническое перевооружение ГРС-3 бис. Расширение мощности станции позволит увеличить поставки газа действующим потребителям и создать возможность для подключения новых.

Кроме того, компания прорабатывает включение в программу технического перевооружения ГРС-4 в Сургуте. Для реализации проекта регион готов построить газопровод-связку между станцией и действующими городскими сетями.

Газпром и правительство ХМАО также намерены взаимодействовать по вопросам поставок моторного топлива в отдельные муниципальные образования и населенные пункты региона для социальных нужд.

Догазификация

В ХМАО продолжается догазификация - бесплатное для граждан строительство газопроводов до границ земельных участков. С жителями округа заключено 5,8 тыс. договоров, из которых 4 тыс. уже выполнено.

Компания также участвует в социальных проектах региона. В частности, при участии Газпрома в Нефтеюганском районе благоустроена зона отдыха на берегу озера Сырковый Сор, являющегося объектом культурного наследия регионального значения.

Для Газпрома ХМАО имеет стратегическую важность, поскольку через территорию региона проходят основные газотранспортные коридоры, по которым газ от месторождений севера Западной Сибири транспортируется в европейскую часть страны. Речь идет о МГП Уренгой - Помары - Ужгород, Уренгой - Центр I, II, Уренгой - Петровск, Уренгой - Новопсков, Ямбург - Тула, Ямбург - Елец, Ямбург - Поволжье, Ямбург - Западная граница СССР (Прогресс), СРТО - Торжок и др. Общая протяженность магистральных газопроводов, проходящих по территории округа, составляет порядка 14 тыс км.

Читать полностью

Москва, 31 авг – ИА Нефтегаз.РУ. Администрация президента США Д. Трампа может уже 31 августа расширить послабления для американских нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) по требованиям к смешиванию биотоплива. Это позволит снизить затраты нефтепереработчиков и, как ожидается, ослабить давление на цены на бензин, сообщает Reuters со ссылкой на источники.

По данным Reuters, Агентство по охране окружающей среды США (EPA) может предоставить группе небольших НПЗ освобождения на совокупный объем свыше 1,8 млрд кредитов на биотопливо. Среди заявителей - предприятия нефтяных компаний Marathon Petroleum и Chevron.

Объем предоставляемых освобождений может примерно вдвое превысить первоначально запланированный EPA на текущий год показатель.

При этом EPA рассматривает возможность компенсировать негативное влияние расширения освобождений на сельхозпроизводителей. Ведомство может пересмотреть квоты на биотопливо на 2027 г. и добавить около 500 млн кредитов.

EPA ранее заявляло, что примет решение по заявкам на освобождение до конца августа, однако, по данным источников Reuters, оно может быть перенесено на 1 сентября.

Расширение программы послаблений является частью более широких мер администрации Д. Трампа по сдерживанию роста цен на бензин, который ускорился на фоне конфликта США с Ираном. При этом Белый дом стремится избежать недовольства со стороны фермеров в преддверии ноябрьских выборов в Конгресс.

Решение о предоставлении освобождений вновь обостряет давний спор между нефтеперерабатывающей и биотопливной отраслями США вокруг стандарта на возобновляемые виды топлива (Renewable Fuel Standard, RFS). В соответствии с ним НПЗ и импортеры топлива обязаны добавлять в бензин и дизельное топливо определенные объемы этанола и других возобновляемых компонентов либо приобретать специальные кредиты - RIN.

Сельхозпроизводители и законодатели от аграрных штатов опасаются, что расширение освобождений снизит спрос на сельскохозяйственное сырье и окажет давление на рынок биотоплива. Нефтепереработчики, в свою очередь, указывают, что выполнение требований RFS может существенно увеличивать затраты, особенно при высоких ценах на кредиты.

Небольшие НПЗ могут обращаться за освобождениями от требований RFS, если их выполнение создает для предприятий непропорционально высокую экономическую нагрузку. EPA, которое администрирует программу, испытывает давление как со стороны нефтеперерабатывающей, так и аграрной отраслей относительно масштабов предоставления таких освобождений. Читать полностью

Москва, 31 авг – ИА Нефтегаз.РУ. Газовая электростанция в Жанаозене в рамках испытаний оборудования начала подачу электроэнергии в сеть. Суммарно станция выработала уже более 500 тыс. кВт·ч.
Об этом сообщает пресс-служба КазМунайГаза (КМГ).

«На строительной площадке газовой электростанции проведены нагрузочные испытания трех газопоршневых агрегатов, включавшие синхронизацию с энергосистемой и выдачу мощности в сеть. Во время испытаний каждый агрегат выведен на свою номинальную электрическую мощность 20 МВт. Всего было выработано более 500 тыс. кВт·ч электроэнергии», – поясняют в казахстанской компании.

Также на стройплощадке газовой станции завершилось сооружение подстанции 110 кВ, газопровода и линий связи. Вскоре начнутся испытания еще трех газопоршневых агрегатов, а также комплексные испытания и запуск объекта в промышленную эксплуатацию.

Готовность газовой электростанции достигла 98,3%. С начала строительно-монтажных работ на объекте зафиксировано 2,7 млн человеко-часов без травм с потерей рабочего времени (LTI).

Нефтегаз.РУ напоминает, что газовая электростанция в Жанаозене выдала первую промышленную электроэнергию в июле.

Гибридная станция в Жанаозене

• совместный проект КМГ с итальянской Eni;
• будущий энергетический комплекс объединит три источника энергии:
• солнечную (50 МВт),
• газовую (120 МВт),
• ветровую (77 МВт);
• после запуска всех объектов мощность комплекса достигнет 247 МВт.

СЭС была запущена в сентябре прошлого года. С того момента она выработала около 75 млн кВт·ч электроэнергии.

По проекту ВЭС уже подготовлены шесть котлованов для заливки фундаментов ветровых турбин. Сейчас ожидается поставка основного оборудования на стройплощадку.

• ожидается, что комбинированная генерация гарантирует снабжение даже в условиях изменчивой погоды;
• инициатива реализуется в рамках стратегии низкоуглеродного развития КМГ и направлена на повышение устойчивости энергоснабжения предприятий компании.

О планах Казахстана

В текущем году Казахстан запустил уже семь проектов в области возобновляемой энергетики из десяти запланированных.

До 2026 г. планируется завершить строительство и ввести в эксплуатацию еще трех объектов:

• двух СЭС компании Альхена мощностью 30 МВт в Кызылординской области;
• малой ГЭС компании Тауэнерго мощностью 3,2 МВт в Туркестанской области.

Ожидается, что с запуском новых объектов выработка ВИЭ в Казахстане вырастет до 8,8 млрд кВт·ч. Эти проекты Казахстан намерен использовать для покрытия растущего энергетического спроса южных регионов страны, а также для увеличения доли ВИЭ до 15% к 2030 г. в топливно-энергетическом балансе (ТЭБ) страны.

По итогам прошлого года доля возобновляемой энергетики в общей генерации страны достигла 7%. По словам министра энергетики Е. Аккенженова, фактическая выработка электроэнергии объектами ВИЭ составила 8,6 млрд кВт·ч, что на 19,4% превысило плановые ожидания.

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 31 авг – ИА Нефтегаз.РУ. Бензин АИ-95 подорожал на 4,73% по итогам торгов, превысив 80 тыс. руб./т впервые с 4 августа. Это следует из данных Петербургской биржи.

По информации Петербургской биржи:

• бензин АИ-92 на сегодняшних торгах прибавил в цене 0,22%, до 72,326 тыс. руб./т;
• стоимость АИ-95 по территориальному индексу европейской части России прибавила за день сразу 4,73% и составила 80,167 тыс. руб./т;
• цена летнего дизельного топлива снизилась сегодня на 0,99%, до 73,575 тыс. руб./т;
• топочный мазут за день потерял 0,95%, опустившись до 20,274 тыс. руб./т;
• стоимость сжиженных углеводородных газов (СУГ) сократилась на сегодняшних торгах на 13,97%, достигнув 32,238 тыс. руб./т.

По итогам прошлой недели цены на бензин изменились разнонаправленно: цена АИ-92 увеличилась на 0,46%, тогда как АИ-95 подешевел на 1,13%, летнее дизельное топливо – на 1,53%.

29 августа стало известно, что правительство РФ продлило временный запрет на экспорт отдельных видов топлива непосредственными производителями. Соответствующее постановление предусматривает сохранение ограничений на вывоз дизельного и судового топлива, а также газойлей до 30 сентября 2026 г. включительно.

При этом общий запрет на экспорт топлива (бензина и дизеля) из России продолжает действовать до 31 января 2027 г. По бензину запрет касается всех участников рынка, а по дизельному топливу предусмотрено снятие ограничений для производителей (НПЗ мощностью свыше 1 млн т/год). Для непосредственных производителей дизельного и судового топлива, а также газойлей ранее было установлено отдельное ограничение со сроком действия до 31 августа 2026 г., сейчас этот срок сдвинут на 30 сентября.

Ситуация на рынке топлива

В 2026 г. правительство РФ приняло ряд мер для стабилизации внутреннего рынка нефтепродуктов на фоне роста спроса и локальных перебоев с поставками. В частности, были введены ограничения на экспорт моторного топлива, а также приняты меры по обеспечению необходимыми объемами нефтепродуктов сельхозпроизводителей.

Дополнительным источником предложения становится импортный бензин. Первые торги импортным автомобильным бензином прошли на Петербургской бирже 20 августа: была реализована партия АИ-92 объемом 0,36 тыс. т по цене 105 тыс. руб./т с поставкой в Мурманскую область.

Стимулировать поставки топлива на внутренний рынок также призван действующий с 1 июня 2026 г. демпфирующий механизм, предусматривающий компенсацию части разницы между экспортной и внутренней ценой бензина.

По словам вице-премьера РФ А. Новака, запасов топлива для обеспечения внутреннего рынка достаточно. При этом ажиотажный спрос привел к увеличению потребления примерно на 20–30%. Правительственные меры, по его оценке, позволяют постепенно нормализовать ситуацию: в ряде регионов снимаются ограничения на продажу топлива, увеличивается число работающих АЗС и сокращаются очереди.

Правительство РФ также рассматривает дополнительные меры контроля за ценообразованием на топливном рынке. В частности, планируется создать систему мониторинга поставок объемом от 1 т и разработать индикативные цены на нефтепродукты для отдельных регионов с учетом биржевых котировок. Читать полностью

Москва, 31 авг – ИА Нефтегаз.РУ. Вице-премьер РФ А. Новак поручил Минэнерго и ФАС усилить контроль за ценообразованием на независимых автозаправочных станциях (АЗС). Ведомствам необходимо дополнительно отслеживать динамику цен в этом сегменте, сообщила пресс-служба правительства по итогам очередного заседания штаба по ситуации на рынке нефтепродуктов.

Отдельное внимание на совещании уделили соглашениям между региональными операторами и крупными независимыми сетями АЗС. Минэнерго и ФАС поручено:

• контролировать выполнение достигнутых договоренностей;
• при необходимости принимать дополнительные меры для обеспечения стабильных поставок и цен на топливо.

А. Новак призвал участников штаба работать на опережение - своевременно выявлять риски и оперативно принимать меры, чтобы не допустить дефицита нефтепродуктов и нестабильности на внутреннем рынке.

Контроль за балансом

На совещании проанализировали производство нефтепродуктов, уровень запасов и текущий баланс топлива, а также меры поддержки внутреннего рынка. Отдельно была рассмотрена ситуация с обеспечением нефтепродуктами в ряде регионов, в том числе в Архангельской и Новосибирской областях, Республике Саха (Якутия) и Свердловской области.

Минэнерго совместно с нефтяными компаниями продолжит перераспределять объемы топлива с учетом потребностей регионов. Особое внимание уделяется сельхозпроизводителям: правительство отмечает, что необходимые объемы ГСМ для проведения сезонных работ предоставляются в полном объеме.

Топливо для северных территорий

Участники штаба также обсудили поставки нефтепродуктов в рамках северного завоза. По данным правительства, необходимые объемы топлива для северных территорий поступают в установленные сроки. Дальнейшая работа по обеспечению регионов нефтепродуктами будет вестись совместно с субъектами РФ с учетом их потребностей и особенностей логистики.

ФАС продолжает мониторинг деятельности участников топливного рынка. Ведомство контролирует соблюдение антимонопольного законодательства и выявляет возможные нарушения.

Напомним, что совещания по топливообеспечению внутреннего рынка у А. Новака проходят регулярно, в предыдущий раз профильные министерства и ведомства, региональные власти и нефтяные компании «сверили часы» 27 августа 2026 г.

В целом комплекс мер, реализуемых правительством РФ для поддержания стабильного топливообеспечения российского рынка, включает:

• оптимизацию загрузки действующих НПЗ и графиков планово-предупредительных ремонтов (ППР), ускорение текущих ремонтов;
• организацию и стимулирование импорта нефтепродуктов, в т. ч. для поставок из дальнего зарубежья – топливный демпфер сначала был распространен на импортируемый бензин, а затем и на дизельное топливо;
• к обеспечению рынка подключены мощности средних и малых НПЗ, ранее преимущественно ориентированных на экспорт;
• наращивается выпуск топлива, в т.ч. за счет продукции с более низким экологическим классом и бензина, получаемого по упрощенной технологии (за счет смешение прямогонного бензина с октаноповышающими присадками);
• действуют экспортные ограничения:
• экспорт бензина для всех участников рынка запрещен до 31 января 2027 г.,
• по дизельному топливу запрет на экспорт также продлен до 31 января 2027 г.,
• для производителей экспорт запрещен до 30 сентября 2026 г. (сохранение ограничений на вывоз дизельного и судового топлива, а также газойлей);
• до 30 ноября 2026 г. действует запрет на экспорт авиакеросина;
• норматив биржевых продаж по бензину снижен с 15% до 10% на период по 31 декабря 2026 г., при этом в составе биржевых продаж до 8% могут составлять адресные поставки (по дизтопливу норматив остался на уровне 16%, из них до 13% может приходиться на адресные поставки).

Читать полностью

Москва, 31 авг – ИА Нефтегаз.РУ. Экспорт дизельного топлива из стран Азии в Африку в августе может достичь максимального уровня как минимум за 4,5 года на фоне снижения поставок с Ближнего Востока. Об этом сообщает Reuters со ссылкой на данные аналитических сервисов Kpler и Vortexa, а также информацию участников рынка.

По оценкам источников, в августе 2026 г. страны Азии, включая Индию, поставят в Африку 1,8–2 млн т дизельного топлива, что соответствует примерно 13,4–14,9 млн барр.

Увеличение поставок из Азии происходит на фоне перебоев с экспортом нефтепродуктов с Ближнего Востока из-за военного конфликта между США и Ираном. Кроме того, связанные с Ираном йеменские хуситы установили блокаду Саудовской Аравии в Красном море и атаковали нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) Saudi Aramco в Джизане, что привело к сокращению поставок дизельного топлива из страны в Африку.

В то же время экспорт дизельного топлива с Ближнего Востока в Африку в августе снизился до 600–800 тыс. т - минимального уровня почти за 9 лет. На объемы поставок также влияют сохраняющиеся риски судоходства в районах Баб-эль-Мандебского и Ормузского проливов, свидетельствуют данные LSEG, Kpler и участников рынка.

В 2025 г. около 50% импорта дизельного топлива в Африку приходилось на страны Ближнего Востока. При этом примерно 40% ближневосточных поставок обеспечивала Саудовская Аравия, по данным Kpler.

При этом рынок нефтепродуктов Африки постепенно меняется на фоне роста переработки внутри континента. В частности, запуск и увеличение загрузки НПЗ Dangote в Нигерии способствовали росту экспорта нефтепродуктов из страны и сокращению ее зависимости от импорта. Во втором квартале 2026 г. экспорт нефтепродуктов из Нигерии в Европу вырос до 130 тыс. барр./сутки против 40 тыс. барр./сутки годом ранее, а поставки в другие страны Африки достигли почти 120 тыс. барр./сутки против 89 тыс. барр./сутки в 2025 г.

Дополнительным фактором снижения экспорта Саудовской Аравии стало сокращение загрузки отдельных НПЗ Saudi Aramco. В частности, поставки дизельного топлива с НПЗ в Джизане в Африку в августе полностью прекратились против 163 тыс. т в июле, свидетельствуют данные Kpler.

Поставки из Азии

В августе трейдеры увеличили объемы поставок дизельного топлива из Азии в западном направлении на фоне расширения ценового спреда между восточным и западным рынками.

Спред между ближайшими фьючерсами на газойль на ICE и свопами на газойль с содержанием серы 10 ppm в августе расширился до минус 135 долл. США/т против минус 100 долл. США/т в июле.

«Если саудовские танкеры продолжат избегать Баб-эль-Мандебского пролива из-за угрозы со стороны хуситов, Восточная Африка в основном будет вынуждена наращивать закупки топлива в Азии, поскольку Европа при текущем значительном отрицательном спреде не сможет обеспечить дополнительные поставки», - заявил старший аналитик рынка нефтепродуктов Energy Aspects А. Яп.

По его словам, восстановление работы НПЗ в Азии и возобновление экспорта из Китая, вероятно, обеспечат сохранение экономической привлекательности поставок топлива на западные рынки в ближайшей перспективе.

Средняя маржа азиатских НПЗ при производстве дизельного топлива в августе составила 66 долл. США/барр. против 61 долл. США/барр. в июле. Рост маржи стимулирует нефтеперерабатывающие предприятия увеличивать загрузку и выпуск продукции.

Одновременно спотовая премия к эталонному сингапурскому дизельному топливу снизилась до минимального за месяц уровня - около 4 долл. США/барр. - на фоне увеличения предложения на спотовом рынке. Читать полностью

Москва, 31 авг – ИА Нефтегаз.РУ. Танкер-газовоз для перевозки сжиженного природного газа (СПГ) ледового класса Arc7 Константин Посьет (IMO 9904704) забрал партию СПГ с проекта Арктик СПГ-2.
Об этом свидетельствуют данные сервисов отслеживания судов.

Первый переход Константина Посьета

Константин Посьет прибыл к терминалу Утренний (проект Арктик СПГ-2) 30 августа 2026 г. и в тот же день отбыл, увеличив осадку до 12,2 м.

Таким образом, судно, вероятно, приняло партию СПГ с Арктик СПГ-2, завершив свой первый переход.

Хронология рейса:

• 18 июня 2026 г. на ССК Звезда в г. Большой Камень Приморского края состоялась церемония имянаречения танкера-газовоза СПГ Константин Посьет,
• далее судно продолжило ходовые испытания в Уссурийском заливе,
• Большой Камень танкер-газовоз покинул 31 июля 2026 г. и далее направился на Камчатку, где в бухте Бечевинская установлено плавучее хранилище СПГ (FSU) Koryak FSU (Коряк ПХГ), входящее в логистическую схему Арктик СПГ-2, вероятно, для отработки швартовки и перевалки борт-о-борт (STS), аналогично к первому рейсу готовился головной танкер-газовоз серии Алексей Косыгин,
• далее Константин Посьет прошел Берингово море и 16 августа вошел в восточный сектор Северного морского пути (СМП),
• 29 августа 2026 г. танкер-газовоз вошел в Обскую губу и в ночь с 29 на 30 августа пришвартовался к терминалу Утренний,
• днем 30 августа судно покинуло терминал Утренний и по данным на 31 августа вышло из Обской губы и сервисами отслеживания судов пока не фиксируется.

Вероятным пунктом назначения может быть Saam FSU, плавучее хранилище СПГ, аналогичное Koryak FSU, установленное в Ура-губе в Мурманской области, где осуществляется перевалка СПГ на конвенциональные танкеры-газовозы или суда более низкого ледового класса.

Пункт назначения Константин Посьет не указал – в сервисах отслеживания судов обозначен статус «до дальнейших указаний», но при этом имеется дата – 12 сентября 2026 г.

Второй в серии и третий на Арктик СПГ-2

Константин Посьет является 2^м судном в серии газовозов, строящихся на ССК Звезда для обеспечения логистики проекта Арктик СПГ-2. Танкеры-газовозы для Арктик СПГ-2 строятся по проекту Yamalmax Samsung 172 (SN2366), тип Алексей Косыгин.

Технические характеристики и главные размерения танкеров-газовозов для проекта Арктик СПГ-2:

• длина – 300 м, ширина – 48,8 м,
• дедвейт – 81 тыс. т,
• вместимость – 172,6 тыс. м³,
• система хранения СПГ – мембранного типа,
• ледовый класс – Arc7 (позволяет судну работать в суровых климатических условиях, самостоятельно преодолевая лед толщиной до 2,1 м),
• мощность пропульсивного комплекса – 45 МВт (3 полноповоротных винторулевые колонки (ВРК) по 15 МВт каждая, производство которых локализовано в Большом Камне на предприятии ВРК Сапфир).

Головное судно проекта Алексей Косыгин было сдано в эксплуатацию в декабре 2025 г. и хорошо себя показало, как в период зимней, так и летней эксплуатации. Из-за отсутствия опыта строительства подобных судов и санкционного давления сроки строительства сильно сдвинулись, а испытания шли долго (помимо ходовых испытаний требовались газовые, которые ССК Звезда проводила впервые).

Благодаря наработанному опыту, ходовые и газовые испытания Константина Посьета пошли гораздо быстрее и в строй судно вступило в более сжатые сроки.

С учетом Константина Посьета флот танкеров-газовозов усиленного ледового класса Arc7 проекта Арктик СПГ-2 вырос до 3 судов – Кристоф де Маржери (перешел с проекта Ямал СПГ после попадания в санкционные списки), Алексей Косыгин (вошел в строй в конце 2025 г.) и присоединившийся к ним Константин Посьет. Все 3 ледовых танкера-газовоза включены в санкционные списки, как и все последующие танкеры для проекта, которые строит ССК Звезда.

Всего для проекта Арктик СПГ-2 ССК Звезда должна построить 15 танкеров-газовозов. На текущий момент на воду спущено, достроено и проходит швартовные испытания еще одно судно серии – Петр Столыпин. В феврале 2026 г. на заседании комитета Госдумы по промышленной политике глава Минпромторга РФ А. Алиханов сообщил, что до конца 2026 г. планируется завершить строительство 2 серийных танкеров-газовозов Arc7. По дальнейшим судам серии информации на данный момент нет.

По неподтвержденным данным, НОВАТЭК ведет переговоры c Mitsui O.S.K. Lines (MOL) и южнокорейской верфью Hanwha Ocean (ранее DSME) о приобретении 6 танкеров-газовозов – Лев Ландау, Петр Капица, Жорез Алферов, Илья Мечников, Николай Семенов и Николай Басов. Эти газовозы были построены Hanwha Ocean для Арктик СПГ-2, но на проекте они не смогли работать из-за санкций и сейчас находятся в зависшем состоянии. В случае успеха переговоров, в дополнение к 6 уже построенным танкерам может добавиться опцион еще на 4 судна. Читать полностью

Москва, 31 авг – ИА Нефтегаз.РУ. В июле в Москве завершился конкурс технологических проектов «Формула роста». В число претендентов на финансирование и помощь в дальнейшем развитии оказались проекты нефтегазовой и нефтехимической тематики на стадиях разработки TRL 6+. Среди восьми финалистов жюри определили троих победителей – компании «3D Керамикс», «Геодарт» и «ASMR».

Конкурс организован совместными усилиями Научного парка МГУ и двух венчурных фондов – «Новая химическая индустрия» и «Новая перспектива». Из 248 заявок были отобраны восемь финалистов. Среди них оказались как уже сформировавшиеся компании, так и зарождающиеся инициативы с первыми пилотами.

Что нужно рынку?

Перед финальными презентациями и подведением итогов организаторы конкурса провели пленарную дискуссию «От конкуренции к кооперации», в которой участвовали представители как Фондов, отечественных нефтегазовых компаний, так и научного сообщества. В рамках этой сессии приглашенные спикеры обсудили, какие форматы партнерства наиболее эффективны на разных этапах развития стартапов, почему сотрудничество корпораций с молодыми технологическими компаниями становится стратегически выгодным, а также роль МГУ имени М.В. Ломоносова, Научного парка МГУ, ИНТЦ «Воробьевы горы» и Венчурных фондов в поддержке и финансировании проектов – от стадии MVP до инвестиционных раундов A и B и синдицированных сделок.

Отметим, что формат «Формулы роста» задуман как инвестиционный лифт: команды получили возможность оформить проекты, представить компании венчурным инвесторам и индустриальным партнерам, а также пройти с ними путь от первичного интереса до предварительных инвестиционных решений.

«За последние годы степень вовлеченности крупных корпораций в подобные программы сильно изменилась, причем в лучшую сторону. Сейчас прослеживается тенденция увеличивающегося интереса корпораций к зарождающимся проектам и инициативам на стадии идеи. Все чаще компании подключаются к проектам еще на ранних стадиях разработки, помогая формировать технические требования, проводить экспертизу и тестировать технологии. Такая модель позволяет создавать продукты, изначально ориентированные на реальные запросы рынка, а не адаптировать полученные в ходе исследования результаты уже после их завершения (хочу отметить, что и этот пусть тоже бывает успешным, но конверсия гораздо ниже). Примером вовлеченности компаний служит наш первый конкурс. Также у нас сейчас идут переговоры еще с несколькими корпорациями, которые заинтересованы в совместном проведении подобных конкурсов», – отмечает генеральный директор Научного парка МГУ О. Мовсесян.

В то же время есть и трудности на пути к реализации новых проектов и применению предлагаемой продукции на практике. Говоря о барьерах, которые прослеживаются между инноваторами и непосредственно корпорациями, внедряющими новые технологии в процессы реальных предприятий, О. Мовсесян выделяет проблему отсутствия активной коммуникации на этапе разработки новых проектов.

«Индустриальные партнеры должны подходить более системно к работе вместе с университетом. Сейчас не хватает такой кооперации, когда корпорации приходят в университет и погружают ученых в актуальную проблематику, чтобы исследования были направлены на решение реальных проблем или корректировались под эту задачу. Если ситуация продолжит меняться, как это происходит последние годы, но это будет происходить системно, на рынке будет появляться больше инновационных проектов, ориентированных на реальную проблематику», – считает генеральный директор Научного парка МГУ.

Университеты формируют научные компетенции и команды разработчиков, индустриальные партнеры предоставляют доступ к производственной инфраструктуре и формулируют технологические запросы, а венчурные инвесторы обеспечивают необходимые финансовые инструменты для масштабирования проектов. Совместная работа этих участников позволяет существенно повысить вероятность успешного выхода технологий на рынок.

«Наша задача быть популяризатором технологического предпринимательства и навигатором среди мер поддержки. Мы рассказываем студентам и начинающим ученым про такую траекторию развития, при которой можно заниматься и наукой, и бизнесом. На мой взгляд, это очень захватывающий вариант карьеры, который объединяет в себе бОльшую свободу и ответственность», – подчеркивает О. Мовсесян.

Также в качестве помощи для стартапов Научный парк МГУ реализует акселерационные программы, помогает в поиске первых источников финансирования и потенциальных заказчиков. За более чем три десятилетия Научный парк МГУ прошел путь от первой университетской площадки поддержки технологического предпринимательства до полноценного центра компетенций. Сегодня он сопровождает проекты на всех этапах развития: от проверки идеи и формирования бизнес-модели до привлечения инвестиций, выхода на зарубежные рынки и взаимодействия с крупными индустриальными заказчиками. Такая эволюция позволила сформировать устойчивую экосистему, объединяющую науку, предпринимательство и инвестиционное сообщество.

Какие идеи признаны лучшими?

В ходе прохождения конкурса финалисты подтвердили практическую осуществимость своих разработок. Как отметил О. Мовсесян, ключевыми для жюри критериями во время выбора победителей стали:

• масштаб рынка, чтобы продукцию можно было применять в широком спектре задач;
• потенциал команды, которая будет заниматься развитием проекта;
• уровень технологии с точки зрения конкурентоспособности.

В числе победителей оказался проект по разработке сервисов фотополимерных керамонаполненных смол для 3D печати керамики – «3D Керамикс».Согласно презентации, представленной в рамках финала, ключевым преимуществом проекта является то, что он представляет собой первую в России гибкую платформу по превращению керамического порошка заказчика в фотополимерную смолу для высокоточной 3D-печати.

Второй победитель – «Геодарт» – представляет собой инженерную компанию из Кемерово. Проект предлагает клиентам систему для буровой геонавигации и геологоразведки и включает в себя: сервис проектирования и производства телеметрических систем DART, а также программное обеспечение для управления бурением и цифровую платформу «Буровой контроль».

Как было отмечено в выступлении генерального директора компании В. Юсева, идея проекта заключалась в решении актуальной для нефтегазовой сферы проблемы – недостатке данных в реальном времени, которые приводят к отклонению от нужного пласта, лишней проходке и простоям оборудования.

Также жюри выделили проект «ASMR», в основе которого лежит технология производства сепараторов для литий-ионных аккумуляторов. В рамках этой инициативы команда аспиранта МГУ им. М. В. Ломоносова Д. Чаплыгина планирует разработать лабораторную установку по созданию мезопористых пленок и впоследствии предложить рынку полученные на данной установке сепараторы.

Переход к продвижению идеи

Три команды получили инвестиционные чеки на суммы от трех миллионов рублей, а также возможность в будущем интегрировать свои разработки в промышленные проекты.

Следующим этапом становится подготовка проектов к заключению инвестиционных соглашений, проработка механизмов финансирования и дальнейшая работа с индустриальными партнерами и венчурным фондом.

Таким образом, конкурс становится не финальной точкой, а началом долгосрочного сопровождения технологических компаний.

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 31 авг – ИА Нефтегаз.РУ. Временный президент Венесуэлы Д. Родригес сообщила о параметрах энергетического соглашения с США, рассчитанного на 25 лет. Документ предусматривает развитие 17 стратегических нефтяных месторождений и увеличение добычи более чем до 1,5 млн барр./сутки.
Об этом она заявила в эфире государственного телеканала VTV.

По словам Д. Родригес, показатель 1,5 млн барр./сутки является первоначальной целью именно двустороннего соглашения между Венесуэлой и США. В более широкие планы по расширению нефтяной отрасли промышленности также входит освоение восьми новых нефтяных блоков.

Доходы Венесуэлы могут достичь 209 млрд долл. США

Венесуэльские власти оценивают потенциальные доходы государства от реализации соглашения примерно в 209 млрд долл. США исходя из расчетной цены нефти 65 долл. США/барр. Д. Родригес подчеркнула, что фактические показатели будут зависеть от изменения мировых цен.

При этом около 19 долл. США с каждого добытого и реализованного в рамках соглашения барреля будет напрямую поступать Венесуэле.

Д. Родригес также заявила, что соглашение не предполагает отказа Венесуэлы от контроля над природными ресурсами. По ее словам, страна сохраняет право собственности и суверенитет над своими природными богатствами, одновременно привлекая иностранный капитал, технологии и операционную экспертизу для восстановления нефтегаза страны.

Она назвала соглашение «историческим» и заявила, что оно должно способствовать восстановлению экономики и увеличению государственных доходов.

При этом договоренность уже вызывает политическую реакцию внутри Венесуэлы. В Каракасе прошли акции протеста против присутствия США в стране - десятки проправительственных организаций вышли на улицы столицы.

19 долл. США - это много или мало?

По мнению Нефтегаз.РУ, экономическая выгода соглашения для Венесуэлы будет зависеть прежде всего от того, кто и в каком объеме профинансирует восстановление нефтяной отрасли промышленности и какие расходы будут вычитаться из нефтяной выручки до распределения доходов.

По предварительным оценкам, американские инвестиции могут составить около 100 млрд долл. США. При этом нефтегаз Венесуэлы требует масштабного восстановления инфраструктуры, а экономика добычи на ряде месторождений остается относительно дорогой: Rystad Energy оценивает затраты на добычу значительной части действующей ресурсной базы примерно в 30–40 долл. США/барр.

На этом фоне заявленные Д. Родригес около 19 долл. США прямых поступлений Венесуэле с каждого барреля не выглядят грабительскими, но только если именно американская сторона берет на себя основную часть капитальных затрат, технологические риски и расходы на восстановление производственной инфраструктуры. Окончательно оценить экономику соглашения пока невозможно: публично не раскрыты все финансовые и юридические условия, в том числе структура инвестиций, распределение рисков и фактический механизм расчета доходов государства.

Для Венесуэлы принципиальным преимуществом является возможность монетизировать огромные запасы, которые без внешнего капитала и технологий в ближайшие годы вряд ли удастся быстро вернуть в экономику. В то же время 1,5 млн барр./сутки не появятся на рынке сразу: значительная часть объектов требует восстановления инфраструктуры, оборудования и производственных мощностей. Поэтому реальная экономическая отдача соглашения будет зависеть не столько от заявленного срока в 25 лет, сколько от темпов инвестирования и восстановления добычи.

Что получают США?

Президент США Д. Трамп 28 августа объявил о планах по частичному контролю американских компаний над нефтяными ресурсами Венесуэлы. По его словам, США получили контрольный пакет в проектах, связанных более чем с 65 млрд барр. доказанных запасов нефти страны, через партнерство с частным бизнесом.

Венесуэла располагает крупнейшими в мире доказанными запасами нефти, однако ее фактическая добыча значительно ниже потенциальных возможностей. Сейчас страна производит около 1,25 млн барр./сутки.

Венесуэльские власти планируют уже на следующей неделе подписать соглашения, предусматривающие предоставление нескольким компаниям новых прав на разведку и добычу нефти. В числе потенциальных участников находятся американские компании.

В частности, Chevron может стать одной из компаний, которые первыми завершат переговоры о переводе действующих совместных предприятий в Венесуэле на новые условия работы. Компания рассчитывает увеличить добычу в стране примерно на 50% в течение 1,5 лет. Интерес к венесуэльским активам также проявляют ExxonMobil и ConocoPhillips, представители которых проводили встречи с властями и направляли в страну технические группы. Одновременно PDVSA расширяет сотрудничество с международными нефтесервисными компаниями.

Кроме того, ранее Bloomberg сообщил, что Венесуэла рассматривает возможность выхода из ОПЕК. По данным агентства, этот вопрос обсуждался в ходе встреч венесуэльских властей с американскими чиновниками, однако окончательное решение пока не принято. Выход из ОПЕК позволит Венесуэле наращивать добычу нефти без учета ограничений, установленных организацией.

Позиции России в Венесуэле

Пока неясно, что будет в контексте этого соглашения с проектами Росзарубежнефти, которой с марта 2020 года принадлежит право управлять действующими проектами и претендовать на право собственности в венесуэльских совместных предприятиях, включая Petromonagas, Petroperija, Boqueron, Petromiranda, Petrovictoria. Передача долей участия в СП компании Росзаружнефть, полностью принадлежащей российскому правительству, позволило защитить первоначальные коммерческие предприятия от санкций США. Объемы нефти добычи пяти совместных предприятий давали исторически 100 - 125 тыс. барр/сутки.

Когда аполитичная Д. Родригес говорит об освоении в перспективе восьми новых нефтяных блоков, Росзарубежнефти, вероятно, становится тревожно.

Россия устно осудила вторжение США в Венесуэлу и контроль над венесуэльской нефтью, но сохраняет сдержанную позицию, чтобы избежать прямой конфронтации с американцами. Власти РФ назвали вторжение США и захват президента Венесуэлы Н. Мадуро незаконными нарушениями национального суверенитета. Власти РФ критикуют США за операцию «Южное копье», направленную на блокаду региональных перевозок нефти и захват нефтеналивных танкеров, как несанкционированное применение силы.

Но есть нюанс. Приоритет в военных и иных задачах России связан с конфликтом на Украине, что делает любое физическое вмешательство или прямую военную поддержку в Латинской Америке нецелесообразным. Американцы ценят сдержанную позицию властей РФ по Венесуэле, и пока РФ удается избежать жестких ответных мер. По мнению Нефтегаз.РУ, такая позиция российских властей может стать преимуществом в переговорах с администрацией США по вопросам безопасности в Европе и сфер влияния.

К слову сказать, в последние годы прямая финансовая и проектная зависимость России от Венесуэлы значительно снизилась, что ограничило влияние венесуэльских событий на экономику России, хотя в политическом аспекте это довольно болезненно.

Нефтяной потенциал Венесуэлы

Венесуэла обладает крупнейшими в мире доказанными запасами нефти. По данным ОПЕК, на страну приходится около 303,7 млрд барр. запасов, или 19,3% мирового объема.

При этом уровень нефтедобычи в Венесуэле остается значительно ниже исторических максимумов. Основными факторами, сдерживающими добычу, являются недофинансирование отрасли, износ инфраструктуры, технические сложности и высокая вязкость значительной части добываемой нефти.

Пик добычи в стране пришелся на конец 1990^х гг. В 1998 г. Венесуэла добывала около 3,4 млн барр./сутки нефти. В последующие годы добыча сокращалась на фоне внутренних проблем нефтяной отрасли, экономического кризиса и санкций США.

По данным вторичных источников ОПЕК, в 2025 г. среднесуточная добыча нефти в Венесуэле составляла около 937 тыс. барр. В январе 2026 г. показатель снизился до 823 тыс. барр./сутки, однако затем начал восстанавливаться: в апреле добыча превысила 1 млн барр./сутки, а в июле достигла 1,117 млн барр./сутки.

По оценке Rystad Energy, для поддержания добычи на уровне около 1,1 млн барр./сутки в течение следующих 15 лет Венесуэле потребуется порядка 53 млрд долл. США инвестиций в нефтегазовый сектор. При этом использование наиболее доступных месторождений может позволить увеличить добычу примерно на 300 тыс. барр./сутки в ближайшие 2–3 года.

Более масштабное восстановление отрасли потребует инвестиций порядка 8–9 млрд долл. США/год. В частности, для возвращения добычи к уровню около 3 млн барр./сутки к 2040 г. потребуется около 183 млрд долл. США.

Подпишитесь

Читать полностью