Бишкек, 22 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Власти Кыргызстана намерены реализовать проект по строительству мини-нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) стоимостью порядка 25 млн долл. США.
Об этом сообщает Reuters.

Инициатива, как утверждается, направлена на развитие собственной переработки нефти и сокращение зависимости от внешних поставок топлива, прежде всего из России. Проект включен в комплекс мер по укреплению энергетической безопасности и диверсификации источников снабжения нефтепродуктами.

Будущее предприятие планируется разместить в южной части страны. Проектная мощность завода оценивается в 450 тыс. тонн нефтепродуктов ежегодно.

Производственная линейка будет включать бензин и дизельное топливо, соответствующие современным экологическим стандартам К5 и К6, а также сопутствующую продукцию – битум и моторные масла. Ввод 1-й очереди предприятия в эксплуатацию запланирован на осень 2026 г.

Партнером по реализации выступает кыргызско-китайская компания Central Asian Energy LLC, с которой уже подписано соответствующее соглашение. Инвестор берет на себя финансирование строительства.


Напомним, что мини-НПЗ, также известные как «самовары», - это нефтеперерабатывающие предприятия мощностью до 1 млн т/год нефти. Около 80% всех мини-НПЗ в РФ имеют мощность около 100 тыс т/год. Примерная структура мини-НПЗ выглядит следующим образом:

• блок подготовки сырья;
• блок переработки мазута;
• аппараты теплообменные;
• печи.

На сегодняшний день Кыргызстан в значительной степени зависит от импорта топлива: более 90% бензина поступает из России. В конце июня профильная ассоциация нефтетрейдеров сообщала о нехватке высокооктановых марок бензина (АИ-95 и АИ-98), что было связано с ограничением поставок и сезонным увеличением спроса.

Ожидается, что запуск нового НПЗ позволит частично стабилизировать внутренний рынок топлива и повысить устойчивость энергетической системы страны.

В последние недели власти предприняли ряд шагов для стабилизации топливного рынка, в том числе:

• ввели временный контроль над ценами,
• отменили государственное регулирование цен на бензин АИ-95,
• поручили НПЗ Джунда в Кара-Балте нарастить выпуск бензина до 50 тыс. т/месяц,
• ввели временный запрет на вывоз топлива до насыщения внутреннего рынка,
• упростили импорт нефти и нефтепродуктов,
• провели переговоры о дополнительных поставках топлива с Белоруссией, Казахстаном и Китаем.

Читать полностью

Астана, 22 июл – ИА Нефтегаз.РУ. КазМунайГаз (КМГ) совместно с итальянской Eni S.p.A. получили первую промышленную электроэнергию на газовой электростанции мощностью 120 МВт, расположенной в Жанаозене.
Об этом сообщает пресс-служба КМГ.

Достижение этого показателя стало ключевым этапом в реализации масштабного проекта по созданию гибридного энергетического комплекса в Казахстане. Проект предусматривает формирование интегрированной генерации общей мощностью 247 МВт, объединяющей три источника энергии:

• солнечную (50 МВт),
• газовую (120 МВт),
• ветровую (77 МВт).

Инициатива реализуется в рамках стратегии низкоуглеродного развития КМГ и направлена на повышение устойчивости энергоснабжения производственных активов компании.

Ранее, в сентябре 2025 г., партнеры ввели в эксплуатацию солнечную электростанцию (СЭС) мощностью 50 МВт, которая, как отмечается, уже продемонстрировала эффективность: за время работы объект произвел порядка 62 млн кВт·ч электроэнергии, подтвердив высокий потенциал солнечной генерации в регионе.

На текущем этапе на газовой электростанции завершен монтаж шести газопоршневых агрегатов производства Wärtsilä, построена подстанция напряжением 110 кВ и продолжаются пуско-наладочные работы. В реализации проекта задействовано более 1000 специалистов. Полное завершение ввода газовой генерации в эксплуатацию ожидается в 3-м квартале 2026 г.

Параллельно продолжается строительство ветроэлектростанции (ВЭС), которая станет завершающим элементом гибридного комплекса.

После выхода проекта на полную мощность планируется обеспечить надежное энергоснабжение дочерних предприятий КазМунайГаза в регионе, а также создать до 70 новых рабочих мест.

Ожидается, что по итогам 2026 г. выработка возобновляемых источников энергии (ВИЭ) в Казахстане вырастет до 8,8 млрд кВт·ч. По итогам 2025 г. 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.


Власти Казахстана поставили цели: покрыть растущий энергетический спрос южных регионов страны и увеличить долю ВИЭ до 15% к 2030 г. в топливно-энергетическом балансе (ТЭБ) страны. Приятный бонус при этом - декарбонизация всей страны.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 22 июл - ИА Neftegaz.RU. Международный валютный фонд (МВФ) рекомендует Украине начать поэтапный переход к рыночному ценообразованию на газ и электроэнергию для населения с 2027 г.
Такая мера содержится в материалах первой ревизии программы расширенного финансирования (EFF), сообщает РБК-Украина.

Согласно документу, до февраля 2027 г. украинские власти должны пересмотреть действующую систему субсидирования коммунальных услуг и сформировать механизм адресной поддержки социально уязвимых домохозяйств. После этого предполагается постепенный переход к рыночным тарифам на газ и электроэнергию.

В материалах МВФ отмечается, что реформа должна сопровождаться усилением социальной защиты наиболее уязвимых категорий населения, чтобы смягчить последствия роста тарифов.

В настоящее время на Украине действует мораторий на повышение тарифов для населения на природный газ, отопление и горячее водоснабжение. Вместе с тем ограничения не распространяются на ряд других коммунальных услуг. Так, с 1 июля в ряде городов были пересмотрены тарифы на водоснабжение, а в отдельных случаях их планируется увеличить более чем в 2 раза. В Киеве обсуждается 3-кратное повышение тарифа на воду.

Рекомендации МВФ являются частью программы расширенного финансирования (Extended Fund Facility, EFF), в рамках которой Украина получает международную финансовую поддержку. Выплата очередных траншей зависит от выполнения так называемых структурных маяков - комплекса реформ и законодательных изменений, согласованных с фондом.

На данный момент для бытовых потребителей на Украине действуют следующие регулируемые тарифы:

• Электроэнергия - 4,32 грн/кВт·ч. Этот тариф правительство продлило до 31 октября 2026 г. в рамках механизма специальных обязательств (PSO). Для отдельных категорий потребителей с электроотоплением в отопительный сезон сохраняются льготные условия.
• Природный газ - для большинства бытовых потребителей, обслуживаемых Нафтогазом, тариф остается на уровне 7,96 грн/1 м³. На него продолжает распространяться государственное регулирование и мораторий на повышение. По оценкам экспертов, рыночная стоимость газа существенно выше - около 27–28 грн/1 м³, что и является одной из причин требований МВФ о постепенной либерализации тарифов.

Что с энергосистемой

По данным на конец 2024 г., установленная мощность электростанций Украины - порядка 20,2 ГВт. В эту цифру входит генерация всех типов: АЭС, ТЭС, ГЭС, СЭС, ВЭС и т. д.

Из‑за повреждений и вывода части объектов из эксплуатации реально доступная мощность на сегодняшний день существенно ниже. По оценкам экспертов, она может составлять ориентировочно 13-15 ГВт, а в пиковые моменты или после инцидентов - еще меньше.

Ключевые составляющие текущей доступной генерации:

• атомная генерация - около 7,88 ГВт. Это сейчас основной «якорь» системы: доля АЭС в выработке выросла и держится на уровне примерно 50–60 %;
• импорт электроэнергии из ЕС - до 2-2,5 ГВт (фактически используют столько, сколько позволяет пропускная способность и баланс системы);
• неатомная генерация (ТЭС, ГЭС, ВИЭ) - сильно сократилась: суммарно ориентировочно 5–7 ГВт с большой региональной неравномерностью;
• децентрализованная генерация (дизель‑генераторы, небольшие солнечные установки и т. п.) - играет важную роль локально, но в общую «большую» мощность ее обычно не включают.

Именно из‑за разницы между потреблением и доступной мощностью в ряде регионов вводят графики ограничений. Вечерний дефицит в системе может доходить до 1000–1200 МВт.

Читать полностью

Москва, 22 июл – ИА Нефтегаз.РУ. 24 ноября в Москве пройдет конференция «Минеральные удобрения: торговля и логистика — 2026». Организатор мероприятия — компания ВИВА КОНСАЛТ — соберет на одной площадке участников рынка минеральных удобрений для обсуждения эффективной логистики, оптимизации продаж и экспорта, развития международного сотрудничества, укрепления позиций российских компаний на мировом рынке, а также внедрения отечественных технологий и новых продуктов.

В изменившихся внешнеэкономических условиях российский рынок минеральных удобрений функционирует под воздействием санкционного давления, кардинальной перестройки логистических маршрутов и высокой волатильности мировых цен. Производители и экспортеры вынуждены вести системный поиск новых путей поставок, перекраивать сложившиеся транспортные цепочки и осваивать альтернативные рынки сбыта. Государство, в свою очередь, пытается удержать баланс между поддержкой аграриев и рентабельностью химпрома.

За последние годы отраслью минеральных удобрений накоплен уникальный опыт адаптации к геополитическим вызовам. Вся эта трансформация легла в основу той экспертизы, которой участники конференции смогут обменяться в ходе открытого диалога.

Участники конференции сформируют комплексный взгляд на развитие рынка удобрений в новых геополитических и экономических условиях, обсудят вопросы синхронизации возможностей производства, логистики и сбыта, а также меры государственной поддержки, необходимые для сохранения лидерства российских компаний на глобальном рынке и устойчивой доступности удобрений для отечественного АПК, и перспективы технологического развития и запуска новых продуктов.

Среди основных вопросов:

• Анализ текущей конъюнктуры мирового и внутреннего рынков минеральных удобрений.
• Эффективная логистика. Морское плечо. Железнодорожные перевозки.
• Развитие и потенциал транспортно-логистической и портовой инфраструктуры. Технологии перевалки минеральных удобрений.
• Государственное регулирование и меры поддержки внутреннего рынка.
• Инжиниринг, строительство и технологии производства. Проекты по модернизации существующих и строительству новых производств.
• Новейшие разработки, исследования, инновационные минеральные удобрения и др.

К участию приглашены производители, трейдеры, агрохолдинги, логистические, стивидорные и инжиниринговые компании, разработчики технологий, импортеры, консалтинговые и аналитические агентства, банки, страховые компании, научное сообщество, государственные органы, отраслевые СМИ.

Получить подробную информацию об условиях участия в конференции можно

по тел. +7 (958) 197-75-03, либо по адресу info@vivaconsult.ru

Автор: Д. Колесникова Читать полностью

Москва, 22 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Росатом ввел в эксплуатацию крупнейший ветропарк в России – Новолакскую ветроэлектростанцию (ВЭС) в Республике Дагестан.
Об этом сообщает пресс-служба госкорпорации.

Этот проект стал первым объектом ветроэнергетики компании в регионе и одновременно крупнейшей действующей ветроэлектростанцией страны. Новолакская ВЭС входит в комплекс Каспийского ветрового кластера, который также включает Махачкалинскую и Сулакскую ВЭС.

Строительство ВЭС началось 27 ноября 2024 г. Первый этап был введен в эксплуатацию в декабре 2025 г.

Запуск второго этапа строительства обеспечил ввод в работу 59 ветроэнергетических установок (ВЭУ) суммарной мощностью 147,5 МВт. С учетом первого этапа общая установленная мощность станции достигла 300 МВт. Всего на площадке размещено 120 ВЭУ мощностью по 2,5 МВт каждая. Планируемая среднегодовая выработка электроэнергии составляет около 879 млн кВт·ч, что позволит существенно повысить устойчивость энергоснабжения региона.

Новолакская ВЭС расположена на территории Кумторкалинского и Новолакского районов Дагестана. Средняя скорость ветра на площадке - около 8 м/сек.

Поставки электроэнергии в Единую энергосистему России уже начались. Схема выдачи – на ближайшие подстанции (ПС) 110 и 330 кВ.

Ветроэнергетический дивизион Росатома выступает интегратором полного цикла – от проектирования и производства оборудования до строительства и сервисного обслуживания ВЭС. На сегодняшний день компания уже ввела в эксплуатацию более 1,3 ГВт ветроэнергетических мощностей (10 станций).

В перспективе до 2028 г. Росатом планирует увеличить портфель ветроэнергетических проектов до порядка 2 ГВт, что позволит компании занять лидирующие позиции на российском рынке ВИЭ.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 22 июл - ИА Neftegaz.RU. Свободные цены на рынке электроэнергии на сутки вперед с поставкой на 22 июля 2026 г. изменились разнонаправленно. Наибольший рост зафиксирован в европейской части России и на Урале, тогда как на Дальнем Востоке стоимость электроэнергии снизилась.
Об этом свидетельствуют данные организатора торгов - АТС.

Индекс равновесных цен в 1-й ценовой зоне (европейская часть РФ и Урал) вырос на 14,51%, до 2 084,44 руб./МВт·ч.

Во 2-й ценовой зоне динамика оказалась неоднородной:

• в Сибири цена увеличилась на 5,96%, до 1 732,29 руб./МВт·ч;
• на Дальнем Востоке снизилась на 7,7%, до 2 916,53 руб./МВт·ч.

По сравнению с торгами на аналогичную дату прошлого года индексы равновесных цен остаются ниже:

• в 1-й ценовой зоне - на 5,7%;
• в Сибири - на 1,5%.

При этом на Дальнем Востоке цена, напротив, превышает прошлогодний уровень на 2,6%.

Потребление электроэнергии:

• в европейской части России и на Урале выросло на 0,44%, до 2,1 млн МВт·ч;
• в Сибири спрос сократился на 0,5%, до 521,59 тыс. МВт·ч;
• на Дальнем Востоке - на 0,41%, до 116,26 тыс. МВт·ч.

Наиболее высокой внутрисуточная волатильность цен оказалась в 1-й ценовой зоне - 70,5%. В Сибири показатель составил 39,8%, тогда как на Дальнем Востоке - лишь 3,5%.

Напомним, что к 1-й ценовой зоне с 1 января 2025 г. присоединились территории Коми и Архангельской области, а к 2-й ценовой зоне - Дальний Восток. На сайте АТС цены по Сибири и Дальнему Востоку выделены отдельно, так как ОЭС Сибири и ОЭС Востока относятся к разным синхронным зонам ЕЭС.

Основной объем электроэнергии в РФ продается и покупается на рынке на сутки вперед, также на балансирующем рынке в режиме реального времени расторговываются отклонения потребления. Читать полностью

Москва, 22 июл - ИА Neftegaz.RU. Турция в мае 2026 г. увеличила импорт нефти на 7% в годовом сравнении и продолжила диверсифицировать поставки. Впервые крупнейшим поставщиком сырья стал Казахстан, а импорт российской нефти снизился до минимального уровня с января 2023 г. Одновременно страна возобновила закупки нефти в США после годичного перерыва.
Такие данные привел Совет по регулированию энергетического рынка Турции (EPDK).

В мае 2026 г. республика импортировала 2,67 млн т нефти, что на 7% больше, чем годом ранее, и на 2% превышает показатель апреля. Количество стран-поставщиков увеличилось до 13 благодаря возобновлению импорта американской нефти, который отсутствовал с мая 2025 г.

В мае из США было поставлено 349 тыс. т нефти. Для сравнения, за весь 2025 г. американский экспорт в Турцию оказался почти вдвое меньше.

Крупнейшим поставщиком нефти в Турцию впервые стал Казахстан, экспортировавший 516 тыс. т сырья. Это вдвое превышает показатель мая 2025 г., хотя на 3% меньше апрельского уровня.

Россия опустилась на 2-е место. Поставки российской нефти сократились до 499 тыс. т - минимального объема с января 2023 г. По сравнению с маем 2025 г. экспорт снизился в 2,4 раза, а относительно апреля - более чем на треть.

В тройку крупнейших поставщиков также вошел Ирак, экспортировавший 327 тыс. т нефти, что в 1,6 раза больше в годовом выражении и на 4% выше уровня апреля.

Кроме того, в мае Турция импортировала:

• из Гайаны - 292,5 тыс. т;
• из Ливии - 187 тыс. т;
• из Саудовской Аравии - 167 тыс. т;
• из Италии - 104 тыс. т;
• из Норвегии - 102 тыс. т;
• из Колумбии - 71 тыс. т;
• из Кувейта - 30 тыс. т;
• из Мексики и Нигерии - по 10 тыс. т.

Несмотря на снижение поставок нефти, Россия сохранила доминирующие позиции на турецком рынке дизельного топлива. В мае страна экспортировала в Турцию 726 тыс. т дизтоплива, что обеспечило 86% общего импорта этого вида топлива. Совокупный экспорт российских нефтяных грузов в Турцию составил 1,65 млн т.

По итогам января–мая 2026 г. Турция импортировала 13,31 млн т нефти, что на 6,7% больше, чем за аналогичный период 2025 г. Крупнейшим поставщиком за 5 месяцев остается Россия с объемом 3,92 млн т, несмотря на снижение поставок на 30%. Следом идут:

• Ирак - 2,5 млн т (+52%);
• Казахстан - 2,24 млн т, что в 1,9 раза превышает показатель годичной давности.

Напомним, что Турция ежегодно импортирует 30–35 млн т нефти, при этом собственная добыча не превышает 3–4 млн т, что делает страну критически зависимой от внешних поставок. Основной объем нефти поступает морским транспортом через терминалы Средиземного и Черного морей. Существенную роль также играет магистральный нефтепровод (МНП) Киркук - Джейхан мощностью до 1,6 млн барр./сутки.

По итогам 2025 г. Турция импортировала 31,94 млн т нефти, что эквивалентно примерно 640 тыс. барр./сутки. В годовом выражении показатель вырос на 6,4% по сравнению с 2024 г.

Для понимания динамики:

• 2024 г.: около 30 млн т;
• 2025 г.: 31,94 млн т (рост импорта);
• основной поставщик - Россия (свыше 15 млн т), несмотря на снижение доли.

Читать полностью

Москва, 22 июл - ИА Neftegaz.RU. Норвегия в июне 2026 г. увеличила добычу природного газа на 13,4% в годовом сравнении, а нефти - на 8,9%.
Об этом свидетельствуют предварительные данные Норвежского офшорного директората (Norwegian Offshore Directorate, NOD).

По предварительным данным NOD, добыча природного газа в июне 2026 г. составила 9,98 млрд м³, что на 13,4% больше, чем годом ранее. По сравнению с маем, когда после уточнения показатель составил 9,44 млрд м³, добыча выросла на 5,7%. При этом регулятор ожидал добычу на уровне 9,5 млрд м³.

Совокупная добыча нефти, газового конденсата и широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) в июне 2026 г. достигла 2,022 млн барр./сутки, увеличившись на 8,7% в годовом выражении и на 6,4% относительно мая (1,901 млн барр./сутки после пересмотра).

Непосредственно добыча нефти составила в среднем 1,827 млн барр./сутки, что на 8,9% превышает показатель июня 2025 г. и на 6,4% больше уровня предыдущего месяца. Прогноз NOD предусматривал добычу на уровне 1,8 млн барр./сутки.

По итогам 1-го полугодия 2026 г. общий объем добычи углеводородов в Норвегии, по предварительной оценке, составил около 122,2 млн м³ нефтяного эквивалента, что на 5,9 млн м³ н.э. больше, чем за аналогичный период 2025 г.

Из общего объема:

• нефть - 54,5 млн м³ н.э.;
• природный газ - 61,8 млн м³ н.э.;
• оставшийся объем пришелся на газовый конденсат и ШФЛУ.

Напомним, в начале марта министр энергетики Норвегии Т. Осланд сообщил, что страна не располагает возможностями для наращивания добычи природного газа, поскольку национальные производители уже работают практически на предельной мощности. Он отмечал, что в условиях снижения запасов газа в Европе спрос на дополнительные объемы со стороны европейских государств сохраняется.

Норвегия заняла позицию ключевого поставщика природного газа в Европу после решения Евросоюза снизить импорт газа из России. В настоящее время страна обеспечивает порядка трети потребностей европейского рынка. Годовая добыча нефти и газа остается высокой, но ежемесячные колебания характерны для зрелых месторождений. В долгосрочной перспективе добыча может снижаться.

Согласно данным Норвежского офшорного директората (Norwegian Offshore Directorate, NOD), по итогам 2025 г. объем добычи углеводородов в Норвегии составил около 240,5 млн м³ нефтяного эквивалента. Из них 121,8 млн м³ н.э. пришлось на природный газ. Читать полностью

Москва, 22 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Главы государств-членов Экономического сообщества стран Западной Африки (ECOWAS) на саммите во Фритауне (Сьерра-Леоне) подписали межправительственное соглашение о строительстве Африкано-Атлантического магистрального газопровода (МГП).
Об этом сообщают Нигерийская национальная нефтяная корпорация (NNPC) и Национальное управление по углеводородам и горнорудной промышленности (ONHYM) Марокко.

Соглашение, подписанное во Фритауне, открывает путь к следующим институциональным шагам в рамках проекта. Сначала партнеры создадут проектную компанию со штаб-квартирой в Касабланке. Затем они сформируют руководящий орган по строительству трубопровода со штаб-квартирой в Абудже. Эти две организации будут координировать привлечение инвесторов и подготовку окончательного инвестиционного решения.

На данном этапе межправительственное соглашение не включает Марокко или Мавританию, поскольку ни одна из стран не входит в ECOWAS. Обе страны планируют подписать соглашение во время отдельной церемонии.

МГП African Atlantic Gas Pipeline

• прежнее рабочее название – МГП Нигерия-Марокко;
• Африкано-Атлантический газопровод станет продолжением Западноафриканского газопровода (West African Gas Pipeline), по которому природный газ транспортируется из Нигерии в Гану по дну Гвинейского залива в Атлантическом океане;
• протяженность – 6,9 км (после завершения строительства он войдет в число самых длинных трубопроводов мира);
• охват – 13 прибрежных стран;
• пропускная способность – до 30 млрд м³/год природного газа, из которых до 15 млрд м³ предназначены для поставок в Марокко и на европейские рынки;
• объем инвестиций в проект составит 25 млрд долл. США;
• ввод в эксплуатацию запланирован на 2046 г.

Инициаторами строительства газопровода в 2016 г. выступили король Марокко Мухаммед VI и экс-президент Нигерии М. Бухари. В декабре 2022 г. были подписаны 5 трехсторонних меморандумов о взаимопонимании (МоВ), касающихся проекта строительства МГП. Также в середине октября 2022 г. аналогичные МоВ с государственными структурами Марокко и Нигерии подписали нефтегазовые компании Мавритании и Сенегала.

Вопрос о финансировании остается открытым

Хотя подписание соглашения во Фритауне стало важным политическим прорывом, оно не решает главную проблему проекта — финансирование.

В мае делегация ONHYM посетила Вашингтон, чтобы привлечь инвестиции американских организаций, в том числе Международной финансовой корпорации развития (DFC), сообщал African Business. Однако ни один кредитор пока не объявил о принятии на себя финансовых обязательств.

Между тем партнеры проекта не учли риски для безопасности на предлагаемом маршруте. Газопровод должен пройти через нестабильные регионы Мали, Буркина-Фасо и Нигера.

Власти Марокко неоднократно заявляли, что Африкано-Атлантический газопровод позволит экспортировать газ в страны ЕС и, следовательно, даст возможность снизить зависимость Европы от других поставщиков природного газа и диверсифицировать источники поставок. В конце 2023 г. Мухаммед VI в одном из выступлений назвал газопровод проектом, который станет надежным источником энергоснабжения европейских стран.

При этом теперь проект может столкнуться с нормативными препятствиями из-за правил Европейского союза в отношении метана, которые будут применяться к импорту газа в ЕС в следующем году. Напомним, что несколько недель назад Нигерия и Алжир призвали к срочному пересмотру этих правил.

Автор: А. Гончаренко

Подпишитесь

Читать полностью