Москва, 2 сен - ИА Нефтегаз.РУ. Бензин АИ-92 на бирже подешевел на 2,29% после рекордного роста накануне. АИ-95 продолжил снижение, потеряв в цене 0,78%. Это следует из данных Петербургской биржи.


По информации Петербургской биржи:

• бензин АИ-92 2 сентября потерял в цене 2,29% и составил 73,751 тыс. руб./т;
• стоимость бензина АИ-95 по территориальному индексу европейской части России упала за день на 0,78%, до 75,336 тыс. руб./т;
• цена летнего дизельного топлива сократилась на 2,93%, до 69,137 тыс. руб./т;
• топочный мазут подорожал на 1,72%, до 20,982 тыс. руб./т;,
• стоимость сжиженных углеводородных газов (СУГ) увеличилась на 16,06%, до 38,409 тыс. руб./т.

30 июля правительство РФ ввело временный запрет на экспорт бензина, дизельного и других видов моторного топлива до 31 января 2027 г. Мера направлена на стабилизацию ситуации на внутреннем топливном рынке. Кроме того, кабмин приостановил до конца 2026 г. действие специальных правил определения цен на моторное топливо при государственных закупках. Отдельным постановлением также предусмотрены меры по обеспечению сельхозпроизводителей необходимыми объемами топлива.

29 августа стало известно, что правительство России 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.

Ранее вице-премьер РФ А. Новак сообщал, что в стране сформированы достаточные запасы топлива для внутреннего рынка. При этом ажиотажный спрос привел к увеличению потребления примерно на 20–30%.

По словам А. Новака, принимаемые правительством меры уже дают результат: 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, 2 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Американская Chevron планирует в течение следующих пяти лет инвестировать в проекты в Венесуэле более 7 млрд долл. США. Ожидается, что вложения позволят увеличить нефтедобычу совместных предприятий компании более чем в два раза – до 600 тыс. барр./сутки.
Об этом сообщает пресс-служба компании.

Chevron и Венесуэла заключили соглашения, которые предусматривают развитие совместных предприятий, новые инвестиции, развитие проектов и увеличение добычи.

«Благодаря улучшенным условиям и дополнительным площадям мы укрепляем портфель, который, по нашему мнению, способен обеспечить привлекательный рост добычи нефти с низкими затратами, поддержать энергоснабжение и создать дифференцированную долгосрочную стоимость», – заявил председатель совета директоров и главный исполнительный директор Chevron М. Уорт.

Компания оценивает общие затраты на добычу в Венесуэле менее чем в 20 долл. США/ барр., что делает проект привлекательным для инвестиций.

Как уточняет Reuters, расширенное соглашение дает Chevron право на половину от добычи Венесуэлы. В последнее время компания добывает в стране около 290 тыс. барр./сутки. Этот объем экспортируется в США.

В частности, в рамках новых сделок к компании перешли дополнительные участки в поясе Ориноко (Orinoco Belt). Так, совместное предприятие (СП) Chevron Petroindependencia получило право на разработку двух новых блоков – Carabobo-1 и Carabobo-2-South-A. Отметим, что до этого СП работало на участке Carabobo 3.

Напомним, в апреле компания заключила соглашение об обмене активами с венесуэльской госкомпанией Petroleos de Venezuela SA (PDVSA). Тогда же американская Chevron увеличила долю участия в Petroindependencia с 35,79% до 49% и получила права на разработку блока Ayacucho 8. В обмен на это PDVSA получила 60%-ю и 100%-ю доли в морских проектах Plataforma Deltana (Block 21 и Block 32), а также 25,2%-ную долю в СП Petroindependiente на западе страны.

Chevron работает на рынке Венесуэлы с 1923 г. Сейчас в компании заявляют, что три СП Chevron – Petroindependencia, Petropiar, Petroboscan – увеличили добычу страны на 15%. Отметим, что два из них – Petroindependencia и Petropiar – работают в поясе Ориноко, в то время как деятельность третьего, Petroboscan, разворачивается в штате Сулия (Западная Венесуэла).

О каждом СП

Petroindependencia:

• совместное предприятие Chevron и PDVSA;
• управляется компанией Petroindependencia, S.A.;
• Chevron принадлежат 49% акций;
• в рамках проекта ведется добыча сверхтяжелой нефти в поясе Ориноко.

Petropiar:

• один из ключевых апстрим-проектов Венесуэлы в поясе Ориноко,
• управляется Petropiar, S.A.,
• у Chevron доля участия 30%,
• вертикально интегрированный проект перерабатывает сверхтяжелую сырую нефть с месторождения Уяпари в более легкую нефть повышенной стоимости.

Petroboscan:

• Управляется компанией Petroboscán, S.A.;
• доля участия Chevron – 39,2%,
• ресурсная база – месторождение Боскан.

Помимо Chevron, интерес к венесуэльским активам также проявляют ExxonMobil и ConocoPhillips.

Нефтегаз.РУ напоминает, что ранее временный президент Венесуэлы Д. Родригес раскрыла параметры 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.

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.

Кроме того, в рамках этой передачи активов предполагается, что в дальнейшем контроль над рядом нефтяных месторождений Венесуэлы, которые ранее эксплуатировали китайские и российские компании, будет передан венесуэльской частной нефтяной компании North American Blue Energy Partners (NABEP).

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.

Однако ее фактическая добыча значительно ниже потенциальных возможностей. Сейчас страна производит около 1,25 млн барр./сутки. 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 этот показатель падал 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.

Согласно 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.

Ранее отмечалось, что для развития нефтедобычи Венесуэлы США могут инвестировать около 100 млрд долл. США.

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 2 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Правительство Республики Саха (Якутия), Правительство Забайкальского края и Железные дороги Якутии подписали на полях Восточного экономического форума (ВЭФ-2026) соглашение о сотрудничестве в сфере поставок сжиженного природного газа (СПГ).
Об этом сообщил пресс-центр Республики Саха (Якутия) в Москве.

Проект предполагает организацию производства СПГ в Мегино-Кангаласском районе Якутии и его последующие поставки в Забайкальский край железнодорожным транспортом. В рамках проекта планируется строительство среднетоннажного комплекса по сжижению природного газа с собственной газовой электростанцией (ГТЭС).

Реализация проекта намечена на 2026–2029 гг.:

• на 1-м этапе мощность предприятия составит 175 тыс. т/год СПГ;
• в дальнейшем ее планируется увеличить до 525 тыс. т/год.

Производимый СПГ предполагается поставлять потребителям в Забайкальском крае. При этом конкретные объемы регулярных поставок будут определяться по мере развития проекта.

СПГ обеспечит обратную загрузку железной дороги

Одним из ключевых эффектов соглашения станет изменение структуры грузопотоков между Якутией и другими регионами.

Якутская железная дорога традиционно обеспечивает значительную часть завоза грузов в республику, в том числе в рамках северного завоза. Новый проект позволит сформировать устойчивый поток грузов в обратном направлении. СПГ станет дополнительной высокотехнологичной грузовой базой наряду с углем и другими грузами.


Железные дороги Якутии будут участвовать в проработке транспортной составляющей проекта. Стороны намерены совместно определить:

• логистическую схему,
• технические решения,
• механизмы организации регулярных поставок СПГ.

Напомним, что в октябре 2025 г. в Якутии была приостановлена реализация более крупного проекта - Якутского СПГ. Инвестиционная группа А-Проперти бизнесмена А. Авдоляна планировала построить СПГ-завод мощностью 18 млн т/год с вводом в эксплуатацию в 2025 г. Проект предусматривал строительство магистрального газопровода (МГП) протяженностью около 1 358 км из Якутии до побережья Охотского моря и создание производственных мощностей по сжижению газа в Хабаровском крае. На 1-м этапе планировалось строительство мощностей по сжижению объёмом 8,9 млн т/год, на 2-м этапе – увеличение до 18 млн т/год СПГ.

Читать полностью

Москва, 2 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Экспорт российской нефти сорта ESPO из порта Козьмино за январь-июль 2026 г. вырос на 6% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года, до 28,2 млн т. При этом доля Индии в поставках увеличилась с 12% до 16%, тогда как доля Китая сократилась с 88% до 83%. Об этом сообщила газета Коммерсант со ссылкой на данные Vortexa и Kpler, которые приводит Argus.

Нефтегазовые поставки

Китай остается основным направлением поставок ESPO. Однако индийские нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) постепенно увеличивают закупки этого сорта, традиционно ориентируясь преимущественно на российскую нефть Urals.

По оценке аналитиков, рост поставок ESPO в Индию может быть связан со снижением спроса со стороны китайских НПЗ или перебоями с поставками нефти на азиатский рынок. При этом логистика поставок ESPO в Индию обходится дороже, чем в Китай, что ограничивает потенциал дальнейшего роста индийского импорта.

Цены и спрос в Азии

По данным Argus, 21 августа стоимость ESPO в Козьмино на условиях FOB составляла 77,57 долл. США/барр. Цена нефти с доставкой в порты китайской провинции Шаньдун в октябре достигла 91,36 долл. США/барр.

За неделю стоимость ESPO в китайских портах выросла на 1,5 долл. США/барр., до премии 2,5 долл. США/барр. к декабрьским фьючерсам на Brent на ICE. Стоимость транспортировки партии ESPO танкером дедвейтом 100 тыс. т в порты северного Китая снизилась на 0,06 долл. США/барр., до 2,84 долл. США/барр.

По оценке старшего аналитика нефтегазового и транспортного секторов компании Эйлер А. Полищука, снижение китайского импорта нефти после начала конфликта на Ближнем Востоке могло способствовать увеличению доли Индии в закупках ESPO. В частности, импорт нефти в Китай сократился с 11,8 млн барр./сутки в марте до 7,1 млн барр./сутки в июне, однако в июле восстановился до 8,4 млн барр./сутки.

Восстановление китайского спроса в дальнейшем может привести к увеличению доли страны в российском экспорте и снижению дисконтов на ESPO, считает эксперт.

Руководитель центра по аналитике российских акций БКС К. Бахтин связывает снижение закупок российской нефти Китаем с приостановкой Пекином в марте экспорта бензина и дизтоплива. Решение КНР, поясняет он, было обусловлено шоком предложения сырья из-за блокировки Ормузского пролива. Смягчение запретов со стороны китайских властей подстегнет конкуренцию за российскую нефть в азиатском регионе, считает аналитик.

По словам директора по внешним коммуникациям NEFT Research Д. Прокофьева, для Китая ESPO является базовым сортом для независимых НПЗ благодаря короткому плечу доставки и высокому качеству сырья. Для Индии этот сорт остается скорее альтернативным источником поставок, поскольку индийские НПЗ в основном ориентированы на Urals, а доставка ESPO обходится примерно вдвое дороже.

За первые 21 день августа отгрузки ESPO из Козьмино выросли на 2,14% по сравнению с июлем, до 2,8 млн т. На Китай пришлось 2,37 млн т, на Индию - 216 тыс. т. Еще две партии по 100 тыс. т были направлены в неизвестные порты азиатских стран.

Козьмино стал единственным крупным портом, показавшим рост отгрузок российской нефти за указанный период. Поставки российской и казахстанской нефти из Новороссийска на фоне дефицита судов сократились в 4,4 раза, из портов Балтийского моря - на 4,8%.

Напомним, с января 2025 г. стоимость российской нефти для определения НДПИ вычисляется по новой формуле: как сумма средней величины котировок Urals FOB Primorsk и Urals Med Aframax FOB Novorossiysk, умноженной на коэффициент 0,78, и котировки ESPO blend FOB Kozmino, умноженной на коэффициент 0,22. Читать полностью

Москва, 2 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Россия располагает значительным потенциалом для добычи лития из промышленных подземных вод, в том числе попутных вод нефтяных и газовых месторождений. По словам главы Роснедр О. Казанова, страна входит в число немногих государств, где технологии прямого извлечения лития из растворов (DLE) уже существуют и применяются на практике.
О перспективах литиевых проектов, новых открытиях, воспроизводстве запасов углеводородов, доходах от аукционов на недра и создании подземных хранилищ СО₂ он рассказал в интервью ТАСС накануне Восточного экономического форума (ВЭФ-2026).

О. Казанов сообщил, что в 1-м полугодии Роснедра зафиксировали открытие 4-х месторождений углеводородного сырья. Крупнейшим среди них по запасам газа стало Пугачевское нефтегазоконденсатное месторождение в Оренбургской области. Остальные три объекта относятся к небольшим нефтяным месторождениям и расположены в Приволжском, Южном и Северо-Кавказском федеральных округах.

При этом основная часть открытий, которые Роснедра фиксируют после утверждения запасов, традиционно приходится на конец года.

По итогам 1-го полугодия 2026 г. прирост промышленных запасов по результатам геологоразведочных работ (ГРР) недропользователей составил:

• 45 млн т нефти и газового конденсата;
• 156 млрд м³ газа.

Роснедра ожидают, что основной прирост будет получен во второй половине года.

Для сравнения: за 1-е полугодие 2025 г. прирост запасов жидких углеводородов составлял 39 млн т, а по итогам всего 2025 г. достиг 510 млн т.

Аукционы на недра принесут бюджету дополнительные 10 млрд рублей

Доходы федерального бюджета от предоставления участков недр в 2026 г. уже достигли запланированного уровня. План Роснедр на текущий год составлял 20,2 млрд руб. и уже выполнен. До конца года агентство рассчитывает получить еще около 10 млрд руб. сверхплановых поступлений.

По словам О. Казанова, результат обеспечивается подготовкой объектов лицензирования и созданием недискриминационных условий для участников электронных аукционов.

При этом меняется структура поступлений. Доля твердых полезных ископаемых в доходах от аукционов продолжает расти. В 2026 г. на них приходится около 80% всех поступлений, тогда как доля углеводородного сырья заметно ниже.

В России действуют 14 лицензий на изучение участков для хранения СО₂

Еще одним направлением развития недропользования становятся подземные сооружения для размещения углекислого газа.

В настоящее время Татнефть остается единственной российской компанией, которая согласовала соответствующий проект и осуществляет опытно-промышленную эксплуатацию подземного сооружения для размещения СО₂.

При этом Роснедра уже выдали 14 лицензий, предусматривающих геологическое изучение и оценку пригодности участков недр для строительства и эксплуатации подземных сооружений для хранения углекислого газа.

Такие участки расположены в Рязанской, Тюменской, Вологодской, Самарской, Тверской, Челябинской областях, а также в Ямало-Ненецком автономном округе и Республике Татарстан.

По словам главы Роснедр, наличие такого количества лицензий свидетельствует о том, что компании рассматривают подземное хранение СО₂ как перспективное направление и уже проводят необходимые подготовительные работы.

Литий из пластовых вод

Одним из наиболее перспективных направлений для российского недропользования Казанов назвал извлечение лития из промышленных подземных вод, в том числе пластовых вод нефтяных и газовых месторождений.

Развитие таких проектов связано с совершенствованием технологий прямого извлечения лития из растворов (DLE – Direct Lithium Extraction). Они позволяют эффективно извлекать литий даже при его более низкой концентрации в подземных водах, расширяя перечень потенциально рентабельных объектов.


Литийсодержащие промышленные подземные воды наиболее распространены в нефтегазоносных провинциях Восточной Сибири, прежде всего в Иркутской области, а также на Северном Кавказе. Перспективными для извлечения лития из попутных вод нефтяных и газовых месторождений Роснедра также считают Саратовскую и Оренбургскую области, Башкирию и Дагестан.

Тезисы О. Казанова:

• на сегодняшний день в России действует 26 лицензий на геологическое изучение, разведку и добычу промышленных литийсодержащих подземных вод;
• основная часть соответствующих месторождений и участков расположена в Иркутской области. Также проекты реализуются в Самарской и Оренбургской областях и Дагестане;
• на государственный баланс поставлены 4 месторождения с суммарными запасами промышленных литийсодержащих подземных вод 32,5 тыс. м³/сутки.
• запасы лития по категориям С₁+С₂ оцениваются в 2 065,8 т/год. В число этих объектов входят месторождения им. В.И. Кокорина, Знаменское, Ромашкинское и Куюмбинское. Два последних связаны с подтоварными водами соответствующих нефтегазовых месторождений;

По объемам потенциальной добычи гидроминеральный литий пока существенно уступает рудным проектам. Запасы четырех месторождений с литийсодержащими водами примерно на порядок меньше ожидаемых объемов добычи на трех рудных месторождениях, вводимых в освоение, – Колмозерском, Полмостундровском и Тастыгском.

Однако более низкая себестоимость добычи лития из гидроминерального сырья делает такие проекты экономически привлекательными. Поэтому, по оценке Роснедр, направление будет развиваться параллельно с традиционной добычей лития из руд.

Читать полностью

Москва, 2 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Президент РФ В. Путин посетил судостроительный комплекс (ССК) Звезда в г. Большой Камень Приморского края.
Об этом пресс-служба Кремля сообщила 2 сентября 2026 г.

В. Путин на Звезде

ССК Звезда В. Путин посещал 3 года назад, в рамках ВЭФ-2023, приняв участие в церемонии имянаречения танкер-газовоза для перевозки сжиженного природного газа (СПГ) ледового класса Arc7 Алексей Косыгин и танкера-челнока Валентин Пикуль.

Сейчас В. Путин осмотрел ССК Звезда, ознакомившись с производством судов и развитием промышленного кластера вокруг верфи. В т.ч. В. Путин осмотрел танкер-газовоз Петр Столыпин и поднялся в рубку судна.

5 газовозов

Отмечено, что Петр Столыпин входит в серию из 5 ледокольных танкеров-газовозов Arc7, построенных в России для проекта Арктик СПГ-2 и способных круглогодично работать на Северном морском пути (СМП).

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 самостоятельно преодолевать лед толщиной до 2,1 м),
• мощность пропульсивного комплекса – 45 МВт (3 полноповоротные винторулевые колонки (ВРК) по 15 МВт каждая, производство которых локализовано в Большом Камне на предприятии ВРК Сапфир).

Головное судно проекта Алексей Косыгин (IMO 9904546) было сдано в эксплуатацию в декабре 2025 г. и стабильно работает в рамках логистической схемы Арктик СПГ-2. Из-за отсутствия опыта строительства подобных судов и санкционного давления сроки строительства сильно сдвинулись, а испытания затянулись (помимо ходовых испытаний требовались газовые, которые ССК Звезда проводила впервые).

Со следующим судном работы удалось ускорить – церемония имянаречения газовоза Константин Посьет (IMO 9904704) прошла на ССК Звезда 18 июня 2026 г., а уже 30 августа судно забрало первую партию СПГ с Арктик СПГ-2 и находится в море Лаптевых, следуя в восточном направлении по СМП.

Следующими судами серии должны стать Петр Столыпин (IMO 9904675), Сергей Витте (IMO 9904687) и Виктор Черномырдин (IMO 9658630). Петр Столыпин проходит швартовные испытания и планируется к передаче до конца 2026 г. Сергей Витте и Виктор Черномырдин спущены на воду для достройки.

Всего для проекта Арктик СПГ-2 ССК Звезда должна построить 15 танкеров-газовозов, по дальнейшим судам серии информации на данный момент нет.

Звездный кластер

Вокруг ССК Звезда формируется производственный кластер. На заводе Сапфир В. Путин ознакомился с производством винторулевых колонок – одного из ключевых элементов системы движения судов, обеспечивающего ходовые и маневренные характеристики.

Также поблизости ведется строительство Приморского металлургического завода мощностью 1,5 млн т/год продукции. Предприятие будет выпускать крупноформатный стальной лист шириной до 4,5 м и длиной до 24 м, что позволит кратно сократить количество сварных швов на корпусе судна, ускорить процесс строительства и повысить надежность конструкции.

Также завод будет производить трубы большого диаметра (ТБД) для магистральных нефте- и газопроводов в объеме до 300 тыс. т/год. Ввод завода в эксплуатацию запланирован на 2029 г.

Развитие производственного кластера вокруг Звезды направлено на расширение отечественных компетенций в крупнотоннажном судостроении и формирование собственной производственной базы для строительства судов ледового класса.
Читать полностью

Москва, 2 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Россия продолжает наращивать минерально-сырьевую базу за счет открытия новых месторождений и прироста запасов на уже освоенных участках недр. Одновременно государство и недропользователи готовят условия для вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов газа (ТрИЗ), потенциал которых Минприроды оценивает примерно в 30 трлн м³.
Об этом рассказал глава Минприроды РФ А. Козлов в интервью ТАСС на полях Восточного экономического форума (ВЭФ-2026).

Министр сообщил, что в текущем году в России были открыты новые нефтегазовые объекты. В частности:

• в Ямало-Ненецком автономном округе открыто крупное газоконденсатное месторождение им. Н.И. Григорьева с запасами 50,2 млрд м³ газа;
• в Оренбургской области открыто Пугачевское нефтегазоконденсатное месторождение со средними запасами газа - 5,4 млрд м³.

Новые месторождения также открыты в Приволжском, Южном и Северо-Кавказском федеральных округах.

Итоговые данные по открытиям новых месторождений и приросту запасов Минприроды традиционно планирует подвести в конце года.

Запасы ТрИЗ газа оцениваются в 30 трлн м³

Одним из ключевых вопросов для российской газовой отрасли становится переход к разработке более сложных запасов. А. Козлов отметил, что действующие центры газодобычи в Западной Сибири, Поволжье и на Кавказе характеризуются высокой выработанностью и обводненностью. Особенно актуальна проблема для Надым-Пур-Тазовского региона на Ямале – одного из основных центров российской газовой промышленности.

Здесь постепенно заканчиваются запасы традиционных сеноманских залежей. Для сохранения добычного потенциала необходимо вовлекать в разработку более сложные запасы ачимовского, юрского и надсеноманского горизонтов.

По оценке Минприроды, общий потенциал трудноизвлекаемых запасов и ресурсов газа составляет около 30 трлн м³.

Государство готовит поддержку

Минприроды выступает за предоставление компаниям мер государственной поддержки при переходе к разработке геологически сложных запасов. По поручению президента РФ компании совместно с Минэнерго подготовили финансово-экономические и технологические обоснования ранее обсуждавшихся предложений по льготам для газовых ТрИЗ.

В случае принятия решения о предоставлении льгот и внесения необходимых изменений в законодательство Минприроды готово оперативно скорректировать нормативные документы. Это позволит полноценно отражать газовые ТрИЗ на государственном балансе и учитывать их при подготовке компаниями проектных документов и прогнозов добычи.

Кроме того, Минприроды уже организовало возможность получения компаниями лицензий на формирование технологических полигонов для разработки технологий разведки и добычи газа палеозойских отложений.

По мнению министерства, результатом реализации комплекса мер должны стать одновременно рост производства, дополнительные доходы бюджета и сохранение занятости в газодобывающих регионах.

Заявительный принцип лицензирования меняется

С 1 сентября в России отменяется выдача лицензий на россыпное золото и углеводороды по заявительному принципу. По словам А. Козлова, этот механизм был введен в 2014 г. как инструмент запуска юниорных геологоразведочных проектов. За время его действия он способствовал росту частных инвестиций в геологоразведку, особенно на Дальнем Востоке, в Сибири и Арктике. Сейчас в России действует более 7 тыс. лицензий на геологическое изучение.

В Минприроды рассчитывают, что изменение порядка лицензирования позволит сократить количество новых выдаваемых лицензий и сосредоточиться на администрировании уже действующих.

При этом механизм выдачи лицензий на геологическое изучение участков россыпного золота, включенных в специальный перечень, сохраняется. Недропользователь также может предложить новый участок для включения в такой перечень. После рассмотрения Роснедрами участок может быть передан в пользование.

Росгеология увеличит выручку более чем на 30%

Отдельно А. Козлов оценил финансовое положение государственного геологического холдинга Росгеология. По его словам, проведена работа по финансовой стабилизации компании. Долг холдинга перед кредитными организациями рефинансирован и консолидирован, для чего был принят ряд мер государственной поддержки.

Совет директоров уже одобрил стратегию развития Росгеологии на 3-летний период. Документ направлен на повышение финансовой устойчивости и эффективности управления холдингом.

Ожидается, что выручка Росгеологии в 2026 г. вырастет более чем на 30% по сравнению с 2025 г. При этом доля контрактов с крупнейшими российскими недропользователями в общем портфеле заказов холдинга должна составить около 50%.

Читать полностью

Москва, 2 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Росатом подготовил межправительственное соглашение о строительстве атомных станций малой мощности (АСММ) для Ирана. Компания передала соответствующий проект соглашений Тегерану.
Об этом на полях Восточного экономического форума (ВЭФ) заявил глава Росатома А. Лихачев.

Накануне Росатом обсуждал с Ираном дальнейшее сотрудничество, передает ТАСС.

«У нас в свое время были подписаны договоренности об еще одной строительной площадке для крупных энергоблоков. Иранцы поставили на переговорах вопрос о малой мощности, и мы со своей стороны передали соответствующий проект межправсоглашения о строительстве малых станций», – пояснил А. Лихачев.

В настоящее время Иран вовлечен в военный конфликт с США. Ожидается, что с возвращением к мирной жизни страна станет наращивать атомную мощь. Росатом планирует участвовать в развитии ядерной энергетики Ирана.

Нефтегаз.РУ напоминает, что осенью прошлого года Росатом и Иран готовили меморандум о сотрудничестве (МоВ) по проекту АСММ. Россия и Иран подписали необязывающий МоВ в строительстве атомных станций малой мощности еще в сентябре 2025 г. Однако позже, в ноябре, готовился документ по реализации проекта конкретной АСММ. Упоминаний о подписании меморандума не было, сообщалось только о проведении консультаций.

Реализация атомных планов на текущий момент требует времени на переход Ирана к мирной жизни, поскольку с февраля страна участвует в военном конфликте с США:

• США и Израиль 28 февраля 2026 г. нанесли серию авиаударов по Ирану;
• в ответ Тегеран провел ракетную атаку по Израилю и американским военным базам в ряде стран Персидского залива и на Ближнем Востоке.

Продолжение военных действий привело к блокировке Ираном Ормузского пролива, на который приходится около 20% мирового экспорта энергоресурсов. Это, а также обмен ударами по энергообъектам Ближнего Востока нарушило логистические цепочки и вызвало отмену или перенаправление поставок.

Атомная энергетика в условиях конфликта

Эскалация конфликта потребовала усиления мер безопасности на площадке единственной действующей в Иране атомной электростанции (АЭС) Бушер, построенной при участии России. В результате угроз Росатом начал эвакуировать российских сотрудников.

До обострения ситуации на Ближнем Востоке на АЭС работали 639 специалистов Росатома. После весенней эвакуации там оставалось 20 российских инженеров, включая руководителя филиала, его заместителей, сотрудников блока безопасности и технических инженеров.

В прошлом месяце Росатом начал возвращать сотрудников на площадку АЭС.

На АЭС Бушер работает один энергоблок, но в 2014 г. Россия и Иран подписали контракт на строительство второй очереди (суммарная мощность энергоблоков №2 и №3 – 2,1 тыс. МВт). Их стоимость оценивалась в 10 млрд долл. США. В январе 2026 г. на блоке №2 был смонтирован третий ярус внутренней защитной оболочки, далее планировалось установить четвертый ярус.

В то же время, по данным Bloomberg, Иран продолжает блокировать посещение ряда своих ядерных объектов. Эксперты Международного агентства по атомной энергии (МАГАТЭ) не смогли попасть на поврежденные в результате ударов Израиля и США площадки в Исфахане, Натанзе и Фордо, где осуществляется обогащение урана.

Автор: А. Игнатьева Читать полностью

Москва, 2 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Еврейская автономная область (ЕАО) и компания Новый базовый поток заключили соглашение о строительстве нефтеперерабатывающего завода (НПЗ).
Об этом глава ЕАО М. Костюк сообщила 2 сентября 2026 г. по итогам встречи с гендиректором ООО Новый базовый поток Л. Ковалевой на полях Восточного экономического форума (ВЭФ).

НПЗ в ЕАО

В рамках соглашения с ЕАО компания Новый базовый поток инвестирует в строительство малого НПЗ 4 млрд руб.

Подробностей проекта немного:

• мощность НПЗ по сырью составит 500 тыс. т/год,
• будет создано 200 новых рабочих мест.

При этом срок строительства, точное местоположение, технологическая схема, ассортимент продукции, схема финансирования и конкретная дата запуска пока публично не раскрыты.

С источниками поставок нефти ситуация чуть яснее – по территории ЕАО проходит система магистральных нефтепроводов (МНП) Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО), а в Смидовичском районе расположена нефтеперекачивающая станция №32 (НПС-32). Однако никаких указаний на то, что потенциальный НПЗ будет подключен к МНП ВСТО, нет.

Тезисы от М. Костюк:

• для нашей области это новые возможности для роста,
• НПЗ поможет обеспечивать потребности автономии и других регионов Дальнего Востока, а также развивать экспортные поставки в страны Азии,
• НПЗ обеспечит создание новых рабочих мест, даст дополнительные налоговые поступления в бюджет, будет способствовать развитию инфраструктуры региона.

Кто инвестор?

По данным сервиса проверки контрагентов Rusprofile, ООО Новый базовый поток зарегистрировано 10 ноября 2025 г. в г. Талдом Московской области. Текущее наименование компания получила 12 февраля 2026 г., до этого она называлась ООО Аквалюкс.

Основной профиль деятельности компании – производство безалкогольных напитков и упакованных питьевых вод, включая минеральные. В числе дополнительных видов деятельности указано производство смазочных материалов, присадок к смазочным материалам и антифризов.

Генеральным директором Нового базового потока с момента основания является Лилия Олеговна Ковалева, которая одновременно владеет 100% уставного капитала общества.

Подпишитесь

Читать полностью