Москва, 21 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Норвежская нефтегазовая компания Vår Energi объявила о приобретении конкурента BlueNord за 1,33 млрд долларов. В результате сделки может быть создана крупнейшая независимая нефтегазовая компания в Европе.
Об этом говорится в совместном пресс-релизе сторон.

Сделка позволит Vår Energi расширить географию присутствия за счет выхода на рынок Дании. В долгосрочной перспективе совокупная добыча объединенной компании ожидается на уровне около 450 тыс. баррелей нефтяного эквивалента в сутки (бнэ/сутки), а суммарные запасы и ресурсы достигнут примерно 2,4 млрд бнэ при обеспеченности запасами около 15 лет.

Портфель BlueNord включает доли участия в ключевых проектах на континентальном шельфе Дании – Tyra, Halfdan, Dan и Gorm. Эти активы обеспечивают добычу на уровне порядка 45 тыс. бнэ/сутки и содержат около 195 млн бнэ доказанных и вероятных запасов. Активы входят в состав консорциума Danish Underground Consortium, оператором которого является французская TotalEnergies. Ожидается, что сделка позволит Vår Energi диверсифицировать портфель и расширить доступ к европейскому газовому рынку через инфраструктуру Nybro и Den Helder.

В рамках соглашения акционеры BlueNord за каждую принадлежащую им акцию компании получат:

• 9,7153 новых акций Vår Energi;
• 76,83 норвежских крон наличными.

Общий объем сделки эквивалентен выпуску 248,4 млн новых акций Vår Energi и выплате 1,964 млрд норвежских крон (около 204 млн долл. США).

После завершения сделки текущие акционеры Vår Energi будут владеть примерно 90,95% объединенной компании, акционеры BlueNord – около 9,05%. Итальянская Eni сохранит статус мажоритарного акционера Vår Energi с долей участия около 57,33%.

На фоне новости акции Vår Energi выросли на 5,5%, а бумаги BlueNord — на 6,1% (по состоянию на 07:45 по Гринвичу).

В компании ожидают, что объединение приведет к росту добычи, запасов, денежного потока и дивидендного потенциала. Синергетический эффект после налогообложения оценивается в 250–300 млн долл. США в период 2027–2032 гг. за счет снижения затрат на финансирование и административные расходы, а также улучшения структуры баланса.

Кроме того, Vår Energi планирует увеличить дивиденды за второй квартал 2026 г. до 350 млн долл. США, сохраняя долгосрочную политику распределения 25–30% денежного потока от операционной деятельности после налогообложения.

Закрытие сделки зависит от одобрения акционеров BlueNord, регулирующих органов и партнеров и ожидается до конца 2026 г.

Генеральный директор Vår Energi Ник Уокер отметил, что сделка станет важным этапом развития компании, позволит выйти за пределы Норвегии и укрепить позиции на европейском энергетическом рынке. По его словам, активы BlueNord характеризуются стабильной добычей, длительным сроком эксплуатации и высоким уровнем генерации денежного потока.

Vår Energi

• один из крупнейших независимых нефтегазодобытчиков на норвежском континентальном шельфе;
• компания образована в 2018 г. в результате объединения активов Eni и HitecVision;
• основные активы – проекты Johan Sverdrup, Goliat и Balder.

BlueNord

• ранее Norwegian Energy Company, Noreco;
• специализируется на добыче нефти и газа в Дании;
• ключевой актив – доля участия в проекте Tyra, одном из крупнейших газовых хабов Дании, который после реконструкции играет важную роль в обеспечении поставок газа в Европу.

Датский сектор Северного моря является зрелым, но стратегически важным регионом добычи газа в Европе. Напомним, что после модернизации комплекса Tyra Дания вернулась к статусу экспортера газа. Читать полностью

Абу-Даби, 21 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Эмиратская Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC) приняла решение инвестировать 6,2 млрд долл. США. в развитие шельфового месторождения Umm Shaif.
Об этом сообщает пресс-служба компании.

Инвестиции будут направлены на реализацию проекта Umm Shaif Gas Cap, который предполагает разработку газовой шапки, расположенной над нефтяными пластами месторождения. Ожидается, что к 2030 г. проект позволит увеличить добычу газа до более чем 600 млн фт³/сутки и одновременно максимально повысить уровень извлечения газового конденсата. Кроме того, проект имеет потенциал для увеличения добычи газа в будущем до 1,5 млрд фт³/сутки, что будет способствовать реализации долгосрочной стратегии роста газовой отрасли ОАЭ.

Umm Shaif – старейший шельфовый актив ADNOC. Первая партия сырой нефти была экспортирована с месторождения в 1962 г. В 2022 г. исполнилось 60 лет с этого знакового для ОАЭ события. Текущая производственная мощность Umm Shaif составляет около 300 тыс. барр./сутки.

«Принятие окончательного инвестиционного решения (FID) по проекту Umm Shaif Gas Cap укрепляет репутацию ОАЭ как надежного направления для долгосрочных глобальных инвестиций. Оно также следует за решением Высшего совета по финансово-экономическим вопросам (SCFEA) о предоставлении концессии на проект Bab Gas Cap, реализация которого, как ожидается, позволит дополнительно вовлечь в разработку около 1,5 млрд куб. футов в сутки (scfd) природного газа и связанных с ним жидких углеводородов», – говорится в сообщении компании.

Кроме того, проект, как отмечается, дополняет инициативы ADNOC по развитию глобального бизнеса в сфере СПГ, включая запуск международной платформы по маркетингу и трейдингу СПГ в финансовом центре Abu Dhabi Global Market (ADGM). Компания рассчитывает довести совокупный объем реализуемых СПГ-мощностей до 47 млн т/год к 2035 г.

В рамках FID предусмотрена реализация трех пакетов контрактов на проектирование, закупку и строительство (EPC) общей стоимостью 5,1 млрд долл. США (18,8 млрд дирхамов). Контракты на создание крупномасштабной морской инфраструктуры присуждены консорциумам с участием ведущих компаний ОАЭ и международных подрядчиков.

Также проект включает программу бурения 14 скважин и оказания интегрированных буровых услуг стоимостью 365 млн долл. США (1,3 млрд дирхамов). Работы будут выполнены компанией ADNOC Drilling в течение 18 месяцев с использованием трех действующих буровых установок.

Доли участия в проекте распределяются следующим образом:

• ADNOC – 60%, при этом оператором проекта выступает ADNOC Offshore;
• TotalEnergies – 20%;
• CNPC – 10%;
• Eni – 10%.

Месторождение Umm Shaif

• расположено на мелководье в Персидском заливе, примерно в 35 км к востоку от о. Дас и около 135 км к северо-западу от Абу-Даби;
• открыто в 1958 г.;
• доказанные запасы: примерно 3,9 млрд барр.;
• как минимум, 54% ресурсов уже извлечено, а пиковая добыча ожидается около 2039 г., эксплуатация может продолжаться примерно до 2059 г.
• глубина воды в актива – около 43 фт (примерно 13 м).

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 21 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Газпром оценивает заполненность подземных хранилищ газа (ПХГ) Европы как очень низкую. Текущие объемы отстают от прошлогодних на 16,8%.
Это следует из комментария Газпрома, опубликованного в Telegram-канале 21 июля 2026 г.

Ссылаясь на данные Gas Infrastructure Europe (GIE) от 19 июля, в компании подчеркивают:

• Европа все больше отстает по запасам газа в ПХГ от показателей прошлого года;
• разрыв нарастает и достиг 11 млрд м³;
• объем запасов в европейских ПХГ на 16,8% меньше, чем на эту дату в 2025 г.

«Заполненность подземных хранилищ газа Европы находится на очень низком уровне», – говорится в заявлении Газпрома.

По данным GIE на 19 июля 2026 года, ПХГ в ЕС были заполнены на 53,67%, в них находилось 57,23 млрд м³ газа. На ту же дату 2025 г. ПХГ были заполнены на 64,73%, в них находилось 69,25 млрд м³ газа. Так, отставание от показателей предыдущего года составляет 11,06% и 12,02 млрд м³ газа.

Как отмечалось ранее, расхождение с данными Газпрома обусловлено тем, что газ в ЕС учитывается в энергетических единицах, а пересчет в объемные единицы зависит от теплотворной способности природного газа, а Газпром, ориентируясь на свой высококалорийный газ, использует коэффициент пересчета выше, чем европейские компании – 11,3 МВтч на 1000 м³, тогда как у европейских компаний (например, OMV) этот коэффициент составляет 10,8.

Стоит учесть, что текущий показатель не является историческим максимумом. Согласно данным GIE, наименьший уровень заполненности ПХГ в ЕС был зафиксирован в 2021 г. и составил 53,05%. Однако текущий показатель не сильно превышает этот минимум.

В то же время Газпром отмечает, что цены на газ на европейском рынке по-прежнему не способствуют восполнению запасов. Так, на нидерландском хабе TTF цены с поставкой «на месяц вперед» остаются выше цен на предстоящую зиму.

Отметим, что на изменения газовых котировок в Европе также влияет обострение конфликта между США и Ираном. В частности, августовские фьючерсы на газ на хабе TTF (Нидерланды) на бирже ICE Futures к 11:30 мск 21 июля торговались на уровне 59,33 евро/МВт·ч (718,38 доллара США за 1000 м³). Отметим, что еще на прошлой неделе они держались ниже 650 долл. США за 1000 м³.

Накануне Центральное командование ВС США на Ближнем Востоке (CENTCOM) сообщило о том, что американские вооруженные силы в ночь с 19 на 20 июля провели уже девятую серию ударов. Корпус стражей исламской революции Ирана (КСИР) нанес ракетный удар по объектам на авиабазе Муваффак Салти в Иордании, на которой размещена крупная группировка американской боевой тактической авиации, передает государственная телекомпания IRIB.

Подготовка к зиме

Сезон отбора газа из ПХГ в ЕС завершился 31 марта 2026 г. На тот момент подземные хранилища были заполнены на 27,66% (29,64 млрд м³ газа). За весь зимний период из европейских ПХГ извлекли 58,19 млрд м³ газа.

По данным на 20 июля, в европейские ПХГ закачано 27,93 млрд м³ газа. К аналогичной дате в прошлом году европейцы восполнили запасы на 33,29 млрд м³ газа, что на 5,36 млрд м³ газа больше, чем в текущем году.

Учитывая, что еще прошлый год считался неудачным по темпам закачки газа к зиме, новые показатели указывают на то, что ЕС снова не успеет достичь 90%-ной заполненности подземных хранилищ к ноябрю.

Напомним, что в прошлом году отбор начался 12 октября, при том, что ПХГ были заполнены на 83,15%, в них находилось 89,52 млрд м³ газа.

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 21 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Киргизия начала получать горюче-смазочные материалы (ГСМ) из Белоруссии и Китая в рамках диверсификации поставок топлива. Об этом сообщил министр энергетики республики А. Рысбеков.

Новые маршруты поставок

По словам министра, первые партии ГСМ из Белоруссии уже поступили в Киргизию, еще несколько железнодорожных вагонов находятся в пути.

Он отметил, что вопросы транзита через территорию России полностью урегулированы, а поставки осуществляются в рамках подписанного между сторонами соглашения.

Китай также направил первую партию топлива. Сейчас она доставляется в Киргизию автомобильным транспортом. Для ускорения поставок правительство поручило государственным органам обеспечить для таких грузов «зеленый коридор».

Диверсификация импорта

Ранее власти Киргизии вели переговоры о поставках ГСМ из альтернативных источников. Помимо Беларуси и Китая, рассматривались поставки из России, Казахстана, Азербайджана, Узбекистана и Туркменистана.

В начале июля запасы бензина АИ-92 в стране оценивались примерно в 3-4 недели, что ускорило поиск дополнительных поставщиков. Для предотвращения дефицита власти ввели временный запрет на вывоз топлива до насыщения внутреннего рынка, а также упростили импорт нефти и нефтепродуктов.
Кроме того, весной 2026 г. на фоне обострения ситуации вокруг Ормузского пролива правительство запустило программу субсидирования поставщиков ГСМ. Компенсации разницы между закупочной и фиксированной ценами будут выплачиваться до 30 сентября 2026 г.

Диверсификация поставок проходит на фоне напряженной ситуации на российском рынке топлива. Россия остается основным поставщиком ГСМ в Киргизию, обеспечивая 90-95% потребностей республики. Поставки осуществляются в рамках межправительственного соглашения 2016 г., предусматривающего беспошлинный импорт топлива. Согласно индикативному балансу на 2026 г., республика может беспошлинно импортировать 650 тыс. т бензина и 550 тыс. т дизтоплива (квота на дизель была увеличена на 100 тыс. т в ноябре 2025 г.). Читать полностью

Москва, 21 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Мировой импорт трубопроводного газа в январе-июне 2026 г. увеличился на 1% в годовом выражении и достиг 306 млрд м³, тогда как импорт сжиженного природного газа (СПГ) за тот же период вырос лишь на 1,1%, до 215,64 млн т.
Такие данные приводятся в июльском ежемесячном докладе Форума стран-экспортеров газа (ФСЭГ).

Вместе с тем мировой газовый рынок продолжает испытывать влияние конфликта на Ближнем Востоке и ограничений судоходства через Ормузский пролив, что привело к снижению добычи и изменению направлений поставок СПГ.

Импорт

По данным ФСЭГ, в 1-м полугодии 2026 г. мировой импорт трубопроводного газа увеличился до 306 млрд м³. Рост обеспечили прежде всего Казахстан, Канада и страны Евросоюза, компенсировав сокращение поставок в США, Мексику и Китай.

Крупнейшим экспортирующим регионом остается Евразия, на которую приходится около 33% мировых поставок трубопроводного газа.

При этом в июне 2026 г. мировой импорт СПГ сократился на 2,9% по сравнению с аналогичным периодом 2025 г. - до 33,36 млн т, что стало следствием снижения закупок европейскими странами. Частично падение компенсировали растущие поставки в Азию, на Ближний Восток и в Африку.

Несмотря на июньское снижение, по итогам января-июня мировой импорт СПГ вырос на 1,1%, или на 2,39 млн т, достигнув 215,64 млн т. Основной вклад в рост внесли страны Ближнего Востока и Африки.

Мировая добыча газа упала

В мае мировая добыча природного газа сократилась на 5% в годовом выражении - до 333 млрд м³. Главной причиной ФСЭГ называет резкое снижение производства на Ближнем Востоке, где добыча уменьшилась более чем на треть вследствие продолжающегося конфликта и ограничений в районе Ормузского пролива.

Крупнейшим газодобывающим регионом мира остается Северная Америка. На США пришлось 34% мировой добычи газа против 31% годом ранее. Доля Евразии составила 20%, Азиатско-Тихоокеанского региона - 18%.

Европа сокращает закупки СПГ 4-й месяц подряд

По данным ФСЭГ, импорт СПГ в Европу в июне снизился на 21% в годовом выражении - до 7,89 млн т. Это уже 4-й месяц подряд, когда европейские закупки демонстрируют отрицательную динамику.

В организации отмечают, что сокращение связано как с ограничением мирового предложения после закрытия Ормузского пролива, так и с перераспределением поставок в пользу Азии. Азиатские покупатели предлагают более высокие цены, поэтому экспортеры из США и стран Западной Африки перенаправляют грузы на рынки с более высокой маржинальностью. В результате Европа получает меньше спотовых партий СПГ.

Потребление газа в ЕС растет из-за жары

Потребление природного газа в Евросоюзе в июне выросло на 1,4% - до 16,6 млрд м³.

Рост спроса обеспечил энергетический сектор: жаркая погода повысила потребление электроэнергии на кондиционирование, а снижение генерации на ветровых (ВЭС) и гидроэлектростанциях (ГЭС) увеличило загрузку газовых электростанций. Промышленный спрос также продолжил поддерживать рынок, тогда как бытовое потребление оставалось низким из-за сезонного фактора.

Общая выработка электроэнергии в ЕС в июне увеличилась на 2,3%, до 203 ТВт·ч. При этом:

• производство электроэнергии на газовых электростанциях выросло на 9%,
• на угольных - на 25%.

Генерация на солнечных электростанциях (СЭС) увеличилась на 10%, тогда как выработка ВЭС и ГЭС снизилась на 11% и 9% соответственно. Производство электроэнергии на АЭС сократилось на 0,7%.

В структуре генерации лидирующую позицию сохранили возобновляемые источники энергии (без учета гидроэнергетики) с долей 44%, далее следуют:

• атомная энергетика (22%),
• природный газ (15%),
• гидроэнергетика (12%),
• уголь (8%).

По оценке ФСЭГ, сохраняющаяся напряженность на Ближнем Востоке продолжит оказывать влияние на мировой газовый рынок, поддерживая высокую волатильность цен и перераспределение потоков СПГ между Европой и Азией. Читать полностью

Москва, 21 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Правительство РФ фиксирует первые признаки стабилизации ситуации на внутреннем рынке нефтепродуктов после принятых ограничительных мер.
Об этом заявил вице-премьер А. Новак в эфире «Вестей».

По его словам, эффект дали:

• запрет экспорта нефтепродуктов,
• насыщение рынка за счет импорта,
• увеличение объемов производства,
• перенос сроков ремонтов заводов.

При этом вице-премьер отметил, что в отдельных субъектах РФ ситуация остается напряженной. По его словам, правительство совместно с нефтяными компаниями продолжает в ручном режиме прорабатывать дополнительные поставки нефтепродуктов в проблемные регионы.

Одним из ключевых вопросов являлется обеспечение топливом агропромышленного комплекса в период уборочной кампании. Правительство подтвердило балансы поставок для каждого региона и закрепило объемы отгрузки за конкретными нефтяными компаниями. Координацией взаимодействия между поставщиками топлива и сельхозпредприятиями занимаются региональные операторы.

Отдельное внимание уделяется северному завозу. Из-за короткого периода навигации необходимо своевременно обеспечить северные территории авиакеросином и зимним дизельным топливом. На последнем совещании рассмотрели объемы уже выполненных поставок и потребность в дополнительных отгрузках.

Принятые меры

Напомним, что ситуация на топливном рынке России осложнилась с конца весны 2026 г. на фоне продолжающихся атак беспилотных летательных аппаратов (БПЛА) на объекты ТЭК в т.ч. нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ), сокращения объемов производства бензина и дизтоплива, изменения логистических схем, наступления сезона высокого спроса, дополнительно усиливающегося из-за ажиотажных явлений.

Для стабилизации ситуации принят ряд мер:

• увеличена загрузка действующих НПЗ до максимального уровня, сокращены сроки текущих ремонтов, планово-предупредительные ремонты (ППР) перенесены,
• действуют полные запреты (в т.ч. для производителей) на экспорт бензина и дизтоплива (действуют до 31 июля) и авиакеросина (действует до 30 ноября),
• приняты меры по обеспечению внутреннего рынка топливом, произведенным по упрощенной схеме (на внутренний рынок допущены бензин и дизтопливо экологического класса Евро-3, а
• смешение прямогонного бензина с др. компонентами для получения высокооктанового бензина приравнено к производству как таковому),
• начаты импортные поставки нефтепродуктов, приняты меры по стимулированию импорта,
• снижены нормативы биржевых продаж с 15% до 10% по автомобильному бензину на период с 1 июля по 30 сентября 2026 г., по дизтопливу готовится снижение с 16% до 10%, срок пока не определен,
• доработана система, исключающая перекупщиков на бирже, принимаются меры для перевода потребителей в т.ч. независимые АЗС на прямые контракты с вертикально интегрированными нефтяными компаниями (ВИНК);
• механизм импортного демпфера распространен на дизельное топливо (он будет выплачиваться, если в предыдущем месяце в России действовал запрет на экспорт дизельного топлива, керосина и средних дистиллятов).

Читать полностью

Москва, 21 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Два судна-тяжеловоза доставили технологические модули для проекта «Арктик СПГ 2» в Мурманскую область.
На это обратило внимание издание gCaptain.

Согласно спутниковым снимкам Synmax и Planet Labs, суда Glory Ocean (IMO 9934498) и Bright Ocean (IMO 9830769) в настоящее время пришвартованы у Центра строительства крупнотоннажных морских сооружений (ЦСКМС) в пос. Белокаменка. Переход из восточной части Китая занял около 2,5 месяцев и может свидетельствовать о возможном возобновлении работ по третьей производственной линии проекта.


Модуль, доставленный судном Glory Ocean, разгружается непосредственно рядом с недостроенной ОГТ для 3^й линии сжижения Арктик СПГ-2. Судно Bright Ocean в это же время находилось ближе к сборочному комплексу. Такая расстановка может указывать на подготовку к монтажу оборудования непосредственно на ОГТ, что потенциально означает возобновление строительных работ, приостановленных в июле 2024 г. из-за санкций.

Glory Ocean доставило модуль TMR-001 – ключевой элемент трубопроводной эстакады, который устанавливается в центральной части платформы, а Bright Ocean – модуль TMR-002, следующий в технологической цепочке монтажа. Однако говорить о полном восстановлении работ пока преждевременно. Еще два модуля – TMR-003 и TMR-004 – остаются на бывшей верфи Wison Offshore (ныне Wison New Energies) в китайском Чжоушане, которая также оказалась затронута санкционными ограничениями.

Glory Ocean, также известный как Nan Feng Zhi Xing, и Bright Ocean (прежнее название – Hunter Star), ранее уже участвовали в транспортировке оборудования для проекта, однако были включены в санкционные списки США в 2024 г.

Дополнительную активность демонстрирует и судно-тяжеловоз ледового класса Arc 7 Audax (IMO 9763837), ранее задействованное в логистике проектов «Ямал СПГ» и «Арктик СПГ 2». Судно недавно покинул якорную стоянку у побережья г. Ляньюньгана, где находился с июня 2024 г. Согласно данным AIS, 10 июля судно зашло в порт Ляньюньган, где и находится по сей день. Несмотря на санкции США, Евросоюз снял ограничения с Audax и полупогружного грузового судна ледового класса Arc 7 Pugnax в октябре 2025 г. после заверений оператора о прекращении участия в проектах, связанных с российским СПГ.

Проект Арктик СПГ-2

• реализуется на п-ве Гыдан, на другом берегу от порта Сабетта, где расположен экспортный терминал Ямал СПГ;
• ресурсная база – Утреннее нефтегазоконденсатное месторождение, доказанные и вероятные запасы которого по стандартам PRMS (на 31 декабря 2020 г.) составили 1434 млрд м³ природного газа и до 90 млн т жидких углеводородов;
• завод должен включать в себя 3 технологические линии общей мощностью 19,8 млн т/год СПГ (6,6 млн т/год каждая) и 1,6 млн т/год стабильного газового конденсата, размещенных в акватории Обской губы на основаниях гравитационного типа (ОГТ);
• 2 линии уже доставлены на место работы и введены в эксплуатацию;
• основным акционером Арктик СПГ-2 является НОВАТЭК (60%), также в нем участвуют французская TotalEnergies, китайские CNPC и CNOOC, японский Japan Arctic LNG (консорциум JOGMEC и Mitsui), владеющие по 10% каждый.

Пока неясно, означает ли доставка новых модулей полноценное возобновление работ или лишь перемещение оборудования из Китая на территорию России. Ранее стало известно о намерении американских инвесторов использовать часть оборудования Арктик СПГ-2 в новом СПГ-проекте на Аляске – Polar LNG

Напомним, что НОВАТЭК планирует нарастить танкерный ффлот для транспортировки СПГ. Компания ведет переговоры о приобретении 10 танкеров-газовозов ледового класса Arc7, находящихся под контролем японского судовладельца Mitsui O.S.K. Lines (MOL) и южнокорейской судостроительной компании Hanwha Ocean (ранее DSME). По данным TradeWinds, в пакет могут войти как строящиеся суда, так и уже готовые к эксплуатации танкеры.

Читать полностью

Москва, 21 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Государственный концерн Туркменгаз заключит контракт с германской компанией VIETZ GmbH на поставку оборудования для модернизации производственной инфраструктуры.
Соответствующее постановление подписал президент Туркменистана С. Бердымухамедов.

Документ разрешает Туркменгазу приобрести у немецкой компании необходимый объем технического оборудования для подведомственных предприятий и организаций. Стоимость будущего контракта не раскрывается.

Как отмечалось на заседании правительства Туркменистана 17 июля 2026 г., обновление материально-технической базы государственного концерна должно обеспечить более надежную работу газотранспортной системы (ГТС) и стабильные поставки природного газа как внутренним потребителям, так и по экспортным направлениям.

Власти страны подчеркнули, что важную роль в реализации этих задач играет расширение сотрудничества с ведущими зарубежными производителями оборудования, в том числе из Германии.

Напомним, что германская VIETZ GmbH специализируется на производстве комплексного оборудования для строительства, ремонта и обслуживания магистральных нефте- и газопроводов. Компания выпускает:

• тяжелую трубопроводную технику;
• сварочные тракторы;
• гидравлические станции;
• оборудование для гибки труб;
• системы контроля качества сварных соединений.

Закупка оборудования станет частью программы модернизации инфраструктуры Туркменгаза, направленной на поддержание надежности газотранспортной системы и экспортных поставок природного газа.

Добыча природного газа в Туркменистане по итогам января-июня 2026 г. составила около 39,2 млрд м³, нефти – 4,1 млн т. По сравнению с аналогичным периодом 2025 г. добыча природного газа увеличилась на 0,4%, нефти – на 0,9%. Годом ранее эти показатели составляли 38 млрд 991,4 млн м³ и 4 млн 091,5 тыс. т соответственно.

Туркменистан также прорабатывает проект создания первого в стране подземного хранилища газа (ПХГ). Предполагается, что объект будет построен на базе газоконденсатного месторождения (ГКМ) Оджак. Проектная мощность будущего хранилища оценивается в объеме до 5 млрд м³ газа.

Читать полностью

Москва, 21 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Россия и Индонезия готовы начать переговоры о создании флота плавучих атомных электростанций (АЭС).
Об этом сообщил посол РФ в Индонезии С. Толченов.

Дипломат отметил, что атомная отрасль является перспективным направлением в отношениях с Индонезией как в энергетической, так и неэнергетической составляющей. По его словам, сейчас стороны готовы начать обсуждение совместных контрактов.

«Готовимся к началу переговоров, но пока ждем финального решения президента страны, что атомной энергетике или, скажем, первой атомной станции в Индонезии быть. Как только оно будет принято, можем начинать переговоры», – рассказал С. Толченов в интервью ТАСС.

Также посол напомнил, что еще в ходе майской поездки главы Росатома А. Лихачева в Индонезию Джакарта подтвердила, что наиболее приоритетным проектом для нее является плавучая АЭС. Более того, С. Толченов подчеркнул, что именно плавучие АЭС проще строить, они требуют меньше времени на реализацию, и их легче доставить и подключить к береговой инфраструктуре.

За счет строительства плавучих АЭС Индонезия может отчасти решить проблему с нехваткой или дороговизной электроэнергии в отдельных регионах.

Отметим, что в 2024 г. Индонезия обсуждала с Россией и США поставки малых модульных реакторов (ММР) для своих атомных электростанций. Тогда же уточнялось, что страна заинтересована и в ПАЭС, поскольку для региона характерна повышенная сейсмическая активность.

Напомним, сотрудничество между Россией и Индонезией в области мирного атома началось еще в 2015 г., когда Росатом и Национальное агентство по ядерной энергетике Индонезии (BATAN) подписали меморандум о взаимопонимании по строительству крупных атомных станций и плавучих энергоблоков.

Наглядный пример плавучей станции

Аналогичный проект уже активно эксплуатируется в России, что делает страну перспективным партнером в области подобных инициатив. Плавучая атомная теплоэлектростанция (ПАТЭС) Академик Ломоносов была запущена в мае 2020 г. Срок ее службы рассчитан на 35–40 лет.

Станция расположена около города Певек в Чукотском автономном округе. Она включает в себя плавучий энергетический блок Академик Ломоносов (ПЭБ) – головной проект серии мобильных транспортабельных энергоблоков малой мощности.

ПЭБ Академик Ломоносов оснащен двумя реакторными установками КЛТ-40С. Вместе они способны обеспечивать в номинальном режиме выдачу в береговые сети 70 МВт электроэнергии и до 50 Гкал/ч тепловой энергии для нагрева теплофикационной воды.

ПАТЭС предназначена для замещения выбывающих мощностей Билибинской АЭС, эксплуатируемой с 1974 г., и Чаунской ТЭЦ, которой уже более 70 лет. После останова Билибинской АЭС энергоснабжение Чаун-Билибинского энергоузла обеспечивается ПАТЭС.

Отметим, в конце мая стало известно, что Росатом разработал первый реактор для плавучей АЭС на Дальнем Востоке. Реакторную установку РИТМ-200С создали на заводе ЗиО-Подольск.

Автор: К. Кожемяченко

Подпишитесь

Читать полностью