Москва, 11 сен - ИА Neftegaz.RU. ОПЕК четвертый месяц подряд понизила прогноз роста мирового спроса на нефть в 2026 г., при этом заметно повысила оценку роста потребления в 2027 г. Ежемесячный доклад организация представила 10 сентября 2026 г.

Спрос на нефть

ОПЕК ожидает, что спрос на нефть в мире в 2026 г. вырастет на 380 тыс. барр./сутки, до 105,84 млн барр./сутки, в 2027 г. - на 2,36 млн барр./сутки, до 108,19 млн барр./сутки.

По сравнению с предыдущим докладом прогноз роста спроса на нефть на 2026 г. понижен на 200 тыс. барр./сутки, на 2027 г. - повышен на 200 тыс. барр./сутки.

Таким образом, ОПЕК вновь понизила оценку роста мирового спроса на нефть в 2026 г., одновременно повысив прогноз на 2027 г. ОПЕК ожидает существенного ускорения роста мирового спроса на нефть в следующем году, тогда как в 2026 г. его динамика остается слабой.

В оценках перспектив рынка ОПЕК остается более оптимистичной, чем Управление энергетической информации Минэнерго США (EIA). EIA ожидает снижения мирового спроса на нефть и ЖУВ в 2026 г. на 1,69 млн барр./сутки, тогда как ОПЕК прогнозирует рост спроса на 380 тыс. барр./сутки. При этом обе организации ожидают восстановления спроса в 2027 г.

ОЭСР

ОПЕК ожидает, что спрос на нефть в странах Организации экономического сотрудничества и развития (ОЭСР) в 2026 г. снизится на 110 тыс. барр./сутки, до 46,14 млн барр./сутки, в 2027 г. - повысится на 430 тыс. барр./сутки, до 46,57 млн барр./сутки. По сравнению с предыдущим докладом прогноз по динамике спроса в странах ОЭСР на 2026 г. снижен на 70 тыс. барр./сутки, на 2027 г. - повышен на 90 тыс. барр./сутки.

Основным источником роста спроса на нефть в ОЭСР останутся США, где в 2026 г. спрос вырастет на 240 тыс. барр./сутки, до 20,98 млн барр./сутки, в 2027 г. - на 80 тыс. барр./сутки, до 21,06 млн барр./сутки. По сравнению с предыдущим докладом прогноз по росту спроса в США на 2026 г. повышен на 10 тыс. барр./сутки, на 2027 г. оставлен без изменений.

В краткосрочной перспективе экономика США, как ожидается, сохранит устойчивость благодаря потребительским расходам, низкой безработице и возможным налоговым корректировкам, которые должны поддержать доходы населения. Несмотря на сохраняющуюся неопределенность в торговой политике, спрос на нефть в США в 2026 г. останется основным фактором роста потребления в ОЭСР. В 2027 г. экономическая активность в США, как ожидается, останется устойчивой на фоне стабильной занятости и потребительских расходов, хотя темпы роста ВВП несколько замедлятся.

Спрос на нефть в странах ОЭСР Северной и Южной Америки в 2026 г., как ожидается, вырастет на 290 тыс. барр./сутки, до 25,87 млн барр./сутки. Основными факторами роста останутся высокий спрос на сжиженные углеводородные газы (СУГ) со стороны нефтехимической отрасли и коммунального сектора, а также устойчивое потребление бензина на фоне стабильной мобильности. Ожидается также рост спроса на авиакеросин благодаря стабильной экономической активности и деловым поездкам. При этом потребление дизельного топлива несколько снизится. По сравнению с предыдущим докладом прогноз роста спроса в регионе на 2026 г. повышен на 40 тыс. барр./сутки.

В 2027 г. спрос на нефть в странах ОЭСР Северной и Южной Америки продолжит расти - на 100 тыс. барр./сутки, до 25,97 млн барр./сутки. Основным источником роста останутся США, где потребление увеличится на 80 тыс. барр./сутки, до 21,06 млн барр./сутки.

В европейских странах ОЭСР спрос на нефть в 2026 г. снизится на 190 тыс. барр./сутки, до 13,33 млн барр./сутки, в 2027 г. ожидается восстановление - спрос вырастет на 190 тыс. барр./сутки, до 13,52 млн барр./сутки. По сравнению с предыдущим докладом прогноз снижения спроса в регионе на 2026 г. ухудшен на 70 тыс. барр./сутки, тогда как прогноз роста на 2027 г. повышен на 50 тыс. барр./сутки.

ОПЕК ожидает, что в странах ОЭСР Европы экономическая активность в ближайшей перспективе останется слабой на фоне сохраняющегося инфляционного давления, низкой промышленной активности и проблем в цепочках поставок. Дополнительным фактором давления на спрос являются перебои с поставками нефти и текущие нарушения работы нефтяного рынка. В то же время поддержку экономике региона окажут государственные расходы Германии.

В сегменте нефтепродуктов спрос в европейских странах ОЭСР будут поддерживать автомобильные перевозки и авиасообщение. Наиболее сильная динамика ожидается в потреблении авиакеросина, также прогнозируется рост спроса на бензин. При этом потребление дизельного топлива, мазута и других нефтепродуктов, как ожидается, снизится. Спрос на СУГ и нафту в качестве нефтехимического сырья останется умеренным.

В 2027 г. ОПЕК ожидает восстановления спроса на нефть в регионе на фоне улучшения экономической активности и снижения инфляции. Поддержку потреблению также окажут государственные инвестиции Германии, автомобильные перевозки и авиасообщение.

Не-ОЭСР

По прогнозу ОПЕК, в странах вне ОЭСР спрос на нефть в 2026 г. вырастет на 490 тыс. барр./сутки, до 59,70 млн барр./сутки, в 2027 г. - на 1,92 млн барр./сутки, до 61,62 млн барр./сутки. По сравнению с предыдущим докладом прогноз по росту спроса в странах вне ОЭСР на 2026 г. снижен на 120 тыс. барр./сутки, на 2027 г. - повышен на 100 тыс. барр./сутки. Основной прирост спроса по-прежнему обеспечат страны Азии, прежде всего Индия и Китай, а также другие страны Азии, Африка и Ближний Восток.

В Китае спрос в 2026 г. вырастет на 10 тыс. барр./сутки, до 16,90 млн барр./сутки, в 2027 г. - на 380 тыс. барр./сутки, до 17,28 млн барр./сутки. По сравнению с предыдущим докладом прогноз роста спроса в стране на 2026 г. снижен на 80 тыс. барр./сутки, на 2027 г. - повышен на 50 тыс. барр./сутки.

В ближайшей перспективе экономика Китая, как ожидается, сохранит устойчивость. Поддержку экономической активности окажут сильный промышленный выпуск и рост экспорта, а ускорение бюджетных расходов властями страны должно дополнительно стимулировать внутренний спрос. При этом рисками для спроса на нефть остаются слабость рынка недвижимости, вялый внутренний спрос, низкая инвестиционная активность частного сектора и распространение автомобилей на новых источниках энергии.

В структуре спроса на нефтепродукты в Китае основным фактором роста останется нефтехимическая отрасль, в том числе за счет увеличения потребления нафты. Дополнительную поддержку окажут транспортные виды топлива - прежде всего авиакеросин и бензин. При этом спрос на дизельное топливо и мазут, как ожидается, останется сдержанным. В 2027 г. восстановлению спроса будут способствовать увеличение бюджетных расходов и меры денежно-кредитной поддержки, улучшение потребительской активности и устойчивый рост мировой торговли.

В Индии спрос на нефть в 2026 г. вырастет на 60 тыс. барр./сутки, до 5,71 млн барр./сутки, в 2027 г. - на 400 тыс. барр./сутки, до 6,11 млн барр./сутки. Прогноз роста спроса на 2026 г. по сравнению с предыдущим докладом не изменился.

Экономическая активность Индии, по оценке ОПЕК, в 2026 г. сохранит высокие темпы роста благодаря устойчивому внутреннему спросу, сильному сектору услуг, инвестициям и государственной поддержке. При этом рисками для экономики остаются неопределенность в мировой торговле и геополитические факторы. Дополнительную поддержку потреблению окажет расширительная бюджетная политика, которая должна смягчить влияние высоких цен на энергоносители на доходы населения.

Основной прирост спроса на нефть в Индии обеспечат транспортные виды топлива, прежде всего бензин и дизельное топливо. Росту потребления бензина будут способствовать увеличение мобильности и высокие продажи автомобилей, тогда как спрос на дизель поддержат промышленное производство и сельское хозяйство. В 2027 г. росту спроса будут способствовать устойчивый потребительский спрос, государственные инвестиции и ввод новых мощностей нефтехимической отрасли.

Предложение, баланс, запасы

По сравнению с предыдущим докладом прогноз по росту добычи нефти и жидких углеводородов (ЖУВ) в странах, не входящих в ОПЕК⁺, на 2026 и 2027 гг. не изменился. В 2026 г. добыча нефти и ЖУВ в этих странах вырастет на 640 тыс. барр./сутки, до 54,84 млн барр./сутки, в 2027 г. - на 620 тыс. барр./сутки, до 55,45 млн барр./сутки. Основной прирост добычи в 2026 г. обеспечат Бразилия, США, Канада и Аргентина, в 2027 г. - Катар, Канада, Бразилия и Аргентина.

Так, США увеличат добычу нефти и ЖУВ в 2026 г. на 450 тыс. барр./сутки, до 22,67 млн барр./сутки, в 2027 г. – на 30 тыс. барр./сутки, до 22,70 млн барр./сутки. При этом добыча нефти и газового конденсата в США в 2026 г. вырастет на 90 тыс. барр./сутки, до 13,50 млн барр./сутки, а в 2027 г. снизится на 110 тыс. барр./сутки, до 13,40 млн барр./сутки. Производство широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) в 2026 г. увеличится на 310 тыс. барр./сутки, до 7,54 млн барр./сутки, а в 2027 г. – еще на 140 тыс. барр./сутки, до 7,68 млн барр./сутки.

По оценке ОПЕК, в последние годы на мировом нефтяном рынке сохранялся дефицит. В 2023 г. он составил 100 тыс. барр./сутки, в 2024 г. – 1,2 млн барр./сутки, в 2025 г. – 400 тыс. барр./сутки (спрос – 105,2 млн барр./сутки, предложение – 104,8 млн барр./сутки).

В первом квартале 2026 г. дефицит мирового нефтяного рынка составил 3,1 млн барр./сутки (спрос – 105,9 млн барр./сутки, предложение – 102,9 млн барр./сутки), во втором квартале – 5,6 млн барр./сутки.

В 2026 г. в целом ОПЕК прогнозирует дефицит мирового нефтяного рынка в размере 4,3 млн барр./сутки при спросе 105,8 млн барр./сутки и предложении 101,5 млн барр./сутки.

В 2027 г. дефицит, согласно прогнозу ОПЕК, составит 4,0 млн барр./сутки при росте мирового спроса до 108,2 млн барр./сутки и предложения до 104,2 млн барр./сутки.

Коммерческие запасы нефти и нефтепродуктов в странах ОЭСР, по предварительным данным за июль 2026 г., увеличились на 9,8 млн барр. по сравнению с июнем, до 2,763 млрд барр. Это на 206,4 млн барр. ниже среднего уровня за 2015-2019 гг. (показатель используется для оценки эффективности балансировки рынка в рамках соглашения ОПЕК⁺).

Запасы нефти выросли на 5,5 млн барр. по сравнению с июнем, до 1,313 млрд барр., нефтепродуктов - на 4,3 млн барр., до 1,451 млрд барр. Запасы нефти были на 149,7 млн барр. ниже среднего уровня за 2015-2019 гг., нефтепродуктов - на 56,7 млн барр.

В пересчете на дни форвардного покрытия коммерческие запасы стран ОЭСР в июле 2026 г. повысились на 0,3 дня по сравнению с июнем и составили 59,3 дня. Это на 3,2 дня ниже среднего уровня за 2015-2019 гг.

Добыча ОПЕК и ОПЕК+

Согласно данным вторичных источников, страны-участницы соглашения ОПЕК⁺, участвующие в сделке по сокращению добычи нефти, в августе 2026 г. нарастили добычу нефти на 630 тыс. барр./сутки. Без Ливии, Ирана и Венесуэлы, которые освобождены от исполнения сделки, а также ОАЭ, которые с 1 мая вышли из ОПЕК и ОПЕК⁺, объем добычи странами альянса составил 29,634 млн барр./сутки. Страны ОПЕК⁺ ранее продлили возможность компенсировать допущенную сверхдобычу нефти до конца 2026 г., однако обновленный график еще не был опубликован. Таким образом, квота стран ОПЕК⁺ на август без учета компенсаций составляла 36,019 млн барр./сутки, а отставание фактической добычи от квоты - 6,385 млн барр./сутки.

Среди стран семерки ОПЕК⁺ в августе Алжир увеличил добычу нефти на 5 тыс. барр./сутки, Ирак - на 664 тыс. барр./сутки, Кувейт - на 49 тыс. барр./сутки, Казахстан - на 159 тыс. барр./сутки. При этом Оман сократил добычу на 9 тыс. барр./сутки, Саудовская Аравия - на 75 тыс. барр./сутки, Россия - на 160 тыс. барр./сутки.

Среди стран ОПЕК, не участвующих в ограничениях по сделке ОПЕК⁺, в Ливии в августе добыча нефти снизилась на 9 тыс. барр./сутки, до 1,355 млн барр./сутки, а в Иране - на 399 тыс. барр./сутки, до 2,086 млн барр./сутки. Венесуэла увеличила добычу на 23 тыс. барр./сутки, до 1,145 млн барр./сутки. При этом ОАЭ, вышедшие из ОПЕК и ОПЕК⁺, в августе нарастили добычу на 54 тыс. барр./сутки, до 3,835 млн барр./сутки.

Из крупнейших по объемам добычи стран ОПЕК⁺ в августе 2026 г.:

• Россия сократила добычу на 160 тыс. барр./сутки по сравнению с июлем, до 8,718 млн барр./сутки;
• Саудовская Аравия снизила добычу на 75 тыс. барр./сутки, до 7,276 млн барр./сутки;
• Казахстан увеличил добычу на 159 тыс. барр./сутки, до 1,807 млн барр./сутки;
• Ирак нарастил добычу на 664 тыс. барр./сутки, до 3,378 млн барр./сутки;
• Кувейт увеличил добычу на 49 тыс. барр./сутки, до 1,894 млн барр./сутки;
• Алжир нарастил добычу на 5 тыс. барр./сутки, до 999 тыс. барр./сутки.

Автор: А. Хасанова Читать полностью

Москва, 11 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Ростовская атомная электростанция (АЭС) за период с января по август 2026 г. дополнительно выработала 1,1 млрд кВт·ч электроэнергии. Этот объем превысил план, установленный Федеральной антимонопольной службой (ФАС), на 5,6%. Всего за восемь месяцев станция выработала более 21 млрд кВт·ч.
По данным пресс-службы станции, сейчас все энергоблоки работают в штатном режиме. Нарушений пределов и условий безопасной эксплуатации не зафиксировано.

Радиационный фон в районе расположения атомной станции и на прилегающей территории находится на допустимом уровне и не превышает естественных фоновых значений.

Нефтегаз.РУ напоминает, что в первом полугодии на станции прошло два ППР – на энергоблоках №1 и №2:

• работы на блоке №1 оказались самыми протяженными в его истории и заняли 87 суток из-за мероприятий по модернизации, но все равно завершились на 13 раньше установленных сроков;
• ППР на блоке №2 начался 15 февраля и продлился до 20 марта.

За счет досрочного завершения ППР на блоке №1 Ростовская АЭС с января по июнь выдала сверх плана 869 млн кВт·ч электроэнергии (к августу этот показатель вырос еще на 231 млн кВт·ч, до 1,1 млрд кВт·ч).

В 2030 г. истекает срок лицензии на эксплуатацию энергоблока №1 Ростовской АЭС. Для продления его эксплуатации необходимо провести ремонт с элементами модернизации оборудования. Работы ведутся с 2020 г., их необходимо завершить до 2029 г.

Ростовская АЭС

• филиал Росэнергоатома (Электроэнергетический дивизион Росатома);
• строительство станции стартовало в 1977 г., запуск первого энергоблока состоялся в 2001 г.;
• станция расположена на берегу Цимлянского водохранилища, в 13,5 км от Волгодонска;
• на долю Ростовской АЭС приходится 70% атомной генерации в структуре производства электроэнергии Ростовской области и около 28% в Объединенной энергосистеме (ОЭС) Юга;
• на АЭС эксплуатируются четыре энергоблока;
• тип атомных реакторов – ВВЭР-1000;
• каждый энергоблок вырабатывает около 25 млн кВт^.ч/сутки;
• электрическая мощность – 4071 МВт.

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 11 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Региональная инспекция по охране окружающей среды и водных ресурсов (РИОСВ) города Бургас оштрафует нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) ЛУКОЙЛ Нефтохим Бургас (LUKOIL Neftochim Burgas) за загрязнение воздуха за пределами производственной площадки.
В результате мониторинга и анализа данных за 9–10 сентября РИОСВ не установила превышения норм качества атмосферного воздуха по основным показателям, включая диоксид серы, оксиды азота, озон, бензол, стирол, пара- и орто-ксилол, толуол и сероводород. Однако на автоматической станции контроля атмосферного воздуха «Долно Езерово» были зафиксированы повышенные концентрации бензола по сравнению с обычными фоновыми уровнями.

Подробнее о НПЗ в Бургасе

• ЛУКОЙЛ приобрел контрольный пакет акций НПЗ в Бургасе в октябре 1999 г., с того момента компания и работает в Болгарии;
• завод расположен в Юго-Восточной Европе на Балканском полуострове, в 15 км от Бургаса;
• мощность НПЗ достигает 9,5 млн т/год (объем переработки ниже – около 6,5 млн т/год нефти);
• предприятие осуществляет работы по приему, хранению и переработке различных марок нефти, поставляемой танкерами на портовый терминал Росенец;
• сырье поставляется на НПЗ по нефтепроводу;
• является основным поставщиком топлива для внутреннего рынка Болгарии,
• экспортирует нефтепродукты, в т. ч. в Европу.

Нефтегаз.РУ напоминает, с 14 ноября 2025 г. в Болгарии действует закон об административном регулировании деятельности, связанной с нефтью и нефтепродуктами. Он фактически установил режим внешнего управления над активами ЛУКОЙЛа в стране. Несколько дней спустя председателя управительного совета ЛУКОЙЛ Нефтохим Бургас Е. Маняхина сняли с должности.

В июне этого года власти Болгарии приняли ряд новых решений, усиливающих государственный контроль над активами группы ЛУКОЙЛ в стране. В частности, Р. Спецова освободили от должности особого торгового управляющего активами нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) Lukoil Neftohim Burgas AD. Его место занял Е. Симеонов, председатель Государственного агентства по метрологическому и техническому надзору (ГАМТН), которое реализует национальную политику по контролю и надзору за топливом, автозаправочными станциями и нефтяными базами.

Также парламент окончательно утвердил поправки в законодательство, регулирующее деятельность в нефтяной отрасли. Новые нормы вводят дополнительный контроль за деятельностью особого торгового управляющего активами НПЗ Lukoil Neftohim Burgas AD:

• управляющий теперь обязан ежемесячно отчитываться перед министром экономики;
• также предусмотрена возможность судебного оспаривания его решений по заключенным сделкам в течение трех месяцев.

Новый закон Болгарии, принятый в ноябре прошлого года, оказал существенное влияние на инвестиционную деятельность и привел к значительным финансовым потерям для ЛУКОЙЛа, в том числе затронув инвестиции Litasco SA в болгарские активы. Отметим, что болгарскими активами группы юридически владеет швейцарская дочка ЛУКОЙЛа – Litasco SA (89,97% акций). После сообщений о национализации активов в Болгарии компания заявила, что введенное внешнее управление равносильно незаконной экспроприации. В связи с этим Litasco подала иск в швейцарский суд и заявила о готовности взыскать с Болгарии 3 млрд евро через арбитраж.

Также отметим, что дополнительное давление на ЛУКОЙЛ создали рестрикции, принятые американцами. Так, 22 октября 2025 г. США ввели санкции против ЛУКОЙЛа. До 21 ноября 2025 г. компания обязывалась завершить свои операции. Этот срок определило Управление по контролю за иностранными активами казначейства США (OFAC).

На фоне усиливающегося давления ЛУКОЙЛ 27 октября 2025 г. объявил о намерении продать своих зарубежных активов.

Изначально бизнес-портфель российской компании планировал приобрести трейдер Gunvor, однако сделка сорвалась из-за предупреждения Минфина США о том, что компания не получит необходимую лицензию, для ведения деятельности и получения прибыли.

В числе потенциальных покупателей также упоминались инвестиционный фонд Carlyle и американская Chevron.


Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Канберра, 11 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Правительство Австралии пересмотрело механизм обязательного резервирования природного газа для внутреннего рынка.

Ранее планировалось обязать компании сохранять за внутренним рынком 20% экспортного газа и продавать этот объем австралийским покупателям в приоритетном порядке. Теперь экспортеры будут резервировать до 20% объема.

Объем газа, подлежащий резервированию, будет определять Австралийский энергетический регулятор (AER). По словам министра энергетики К. Боуэна, задача правительства – сделать газ доступнее для внутренних потребителей и поддерживать умеренный профицит предложения.

Кроме того, введение нового механизма отложено на 6 месяцев – до 1 января 2028 г. Действующие экспортные контракты пересмотрены не будут. Соответствующий законопроект правительство планирует внести в парламент позднее в этом году.

Новый механизм призван обеспечить предложение газа на уровне 110% прогнозируемого спроса на восточном побережье страны. Регион испытывает дефицит газа почти 10 лет на фоне снижения добычи на шельфе штата Виктория. Дополнительный спрос создают СПГ-проекты, которым в отдельных случаях приходится закупать газ на внутреннем рынке для выполнения экспортных обязательств.

Отраслевое объединение Australian Energy Producers (AEP) поддержало изменения, однако предупредило о рисках избыточного предложения. По мнению представителей отрасли, переизбыток газа может привести к снижению цен и сократить стимулы для разработки новых месторождений.

Новые требования затронут три крупных СПГ-проекта, которыми управляют Origin Energy, Shell и Santos. При этом правительство сохраняет принцип обязательных поставок определенной доли добываемого газа на внутренний рынок.

Для разных регионов предусмотрены разные правила. В Западной Австралии сохранится требование резервировать 15% газа для внутреннего рынка. Это правило действует с августа 2025 г. Северная территория в основном будет освобождена от новых обязательств.

По словам министра ресурсов М. Кинг, объем обязательств будет зависеть от ситуации на конкретном региональном рынке.

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

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

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 11 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Нефтетранспортный оператор Казахстана КазТрансОйл (КТО), дочка КазМунайГаза, повысил качество нефти, а также эффективность ее транспортировки по магистральному нефтепроводу (МНП) Узень – Атырау – Самара.
Об этом сообщает пресс-служба КазМунайГаза (КМГ).

КТО в течение нескольких лет работал над оптимизацией приема нефти на участке Жетыбай – Узень – Атырау с учетом физико-химических и геологических свойств поступающего сырья. Это позволило повысить качество поставляемого сырья, улучшить условия его транспортировки, укрепить устойчивость экспортного маршрута и снизить затраты.

Технологические решения, реализованные КТО, повысили качество нефти, поступающей на Атырауский НПЗ:

• плотность сырья при 20°C снизилась с 860 до 850 кг/м³;
• содержание серы сократилось с 0,6% до 0,2%;
• повышение качества нефти улучшило товарные характеристики выпускаемых на НПЗ нефтепродуктов.

На экспортном направлении Атырау – Самара, из Казахстана в Россию, температура потери текучести нефтесмеси снизилась с +20°C до −3°C. По данным КТО, это повысило надежность транспортировки, исключило риски при возможных остановках нефтепровода и позволило значительно сократить потребность в подогреве нефти.

Кроме того, оптимизация состава нефтесмеси позволила сократить расход природного газа, используемого для подогрева нефти. За 2022–2025 гг. экономия газа составила около 34,6 млн м³, а совокупный финансовый эффект превысил 800 млн тенге (около 148 млн руб.).

Нефтегаз.РУ напоминает, что с января по август по участку Атырау – Самара было транспортировано 6,922 млн т нефти, что на 2% больше показателя за январь–август 2025 г.

МНП Узень – Атырау – Самара

• один из ключевых МНП Казахстана, обеспечивающий транспортировку нефти с месторождений западного региона страны для поставок на отечественные нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ), а также в экспортных направлениях с дальнейшим выходом на мировые рынки;
• нефтепровод был запущен в 1978 г.;
• протяженность казахстанского участка от головной насосной станции Узень в Мангистауской области до пункта сдачи–приема нефти на границе с Россией составляет 1238 км.

Автор: А. Игнатьева Читать полностью

Рим, 11 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Правительство Италии приняло меры для увеличения внутренней добычи нефти и природного газа и сокращения зависимости страны от импортных энергоресурсов.
Об этом заявила премьер-министр Д. Мелони по итогам заседания кабинета министров.

Власти намерены сократить сроки согласования проектов в нефтегазовой отрасли. В частности, предусмотрено назначение специальных уполномоченных в случаях, когда местные органы власти не принимают решения по заявкам на получение разрешений в установленные сроки.

По официальным данным, Италия ежегодно добывает около 29 млн барр. нефти, главным образом в южном регионе Базиликата, а также порядка 3 млрд м³ природного газа. Эти объемы покрывают лишь небольшую часть внутреннего спроса на углеводороды.

Необходимость увеличения собственной добычи власти связывают в том числе с ростом энергетических рисков и цен. Перебои с поставками через Ормузский пролив, на который до конфликта приходилось около пятой части мировых поставок нефти и СПГ, усилили давление на энергетические рынки.

При этом Италия остается одной из наиболее зависимых от природного газа стран Евросоюза. Газ используется примерно для половины выработки электроэнергии в стране – это максимальная доля среди государств ЕС.

Ранее правительство Д. Мелони рассматривало возможность введения специальных уполномоченных прежде всего для ускорения реализации проектов в сфере возобновляемой энергетики (ВИЭ). Однако на фоне роста цен на энергоресурсы приоритет был также смещен в сторону увеличения добычи традиционных углеводородов.

Параллельно власти принимают меры для сдерживания внутренних цен на топливо. В марте правительство временно снизило акцизы на моторное топливо и в дальнейшем неоднократно продлевало действие этой меры. С учетом налоговых льгот для грузоперевозчиков совокупные расходы бюджета на поддержку превысили 2,6 млрд евро.

При этом розничные цены на автомобильное топливо в Италии продолжают расти. По данным Министерства по делам предприятий и продукции «Сделано в Италии», средняя стоимость бензина в стране достигла 2,052 евро/литр, дизельного топлива - 2,146 евро/литр. На отдельных автозаправочных станциях, в частности на автомагистралях, цена топлива приближается к 2,2 евро/литр.

На фоне подорожания автомобильного топлива в Италии увеличиваются расходы потребителей на другие виды энергоресурсов. По данным национального регулятора в сфере энергетики, водных ресурсов и отходов Arera, в августе стоимость газа для потребителей выросла на 6,9% по сравнению с июлем. Статистическое агентство ISTAT сообщило, что в августе годовой рост стоимости газа составил 11,3%, тогда как электроэнергия подорожала на 17,9%.

По оценке итальянской ассоциации нефтепереработчиков и нефтетрейдеров UNEM, в 2026 г. расходы Италии на импорт энергоносителей могут достичь почти 60 млрд евро, увеличившись на 8–9 млрд евро по сравнению с 2025 г.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 11 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Специалисты Балтийского завода (входит в ОСК) установили на строящийся универсальный атомный ледокол «Ленинград» систему очистки сточных вод.
Об этом сообщает пресс-служба предприятия.

Установка очистки судовых сточных вод мембранного способа обеспечивает удаление крупных и мелких частиц, примесей, органических веществ и патогенных микроорганизмов. Завершающий этап – обеззараживание стоков.

Нефтегаз.РУ напоминает, что в августе была завершена установка на УАЛ двух реакторов РИТМ-200. Реакторы получили имена Искра и Гром – в честь военных операций 1944 г., в результате которых было прорвано блокадное кольцо, а потом и полностью освобожден осажденный Ленинград.

В июле на судне был смонтирован кормовой блок с дейдвудным устройством массой 215 т. Он обеспечивает герметичность и прочность корпуса в зоне вращения гребных валов.

«Ленинград» – это 6-й ледокол серии 22220. Закладка атомохода состоялась 26 января 2024 г. Строительство ведется по заказу Атомфлота.

В настоящее время на стапеле предприятия ОСК Балтийский завод ведутся работы по формированию корпуса ледокола и монтажу оборудования. Спуск на воду запланирован до конца 2026 г.

Основные технические характеристики ледоколов проекта 22220:

• мощность – 60 МВт (на валах);
• длина – 173,3 м (по конструктивной ватерлинии (КВЛ) - 160 м);
• ширина – 34 м (по КВЛ — 33 м);
• высота – 52 м;
• осадка по КВЛ – 10,5 м, минимальная рабочая осадка – 9,03 м;
• ледопроходимость – до 3 м;
• водоизмещение – 33,54 тыс т;
• двигатели – 2 водо‑водяных ядерных реактора РИТМ-200 по 175 МВт;
• скорость хода – 22 узла (полная) по чистой воде, 12 узлов по льду 1,5 м, два узла по льду 2,8–2,9 м;
• ледовый класс – Icebreaker 9;
• назначенный срок службы – 40 лет;
• экипаж – 75 человек.

Универсальные атомные ледоходы проекта 22220 – самые большие и мощные в мире. Они предназначены для самостоятельной проводки крупнотоннажных судов, круглогодичного лидирования караванов в Арктике. Двухосадочная конструкция атомоходов позволяет ледоколам ходить не только в арктических водах, но и в устьях полярных рек.

К 2030 г. ледокольный флот на СМП планируется увеличить до 17 ледоколов, а к 2035 г. – до 18.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 11 сен – ИА Нефтегаз.РУ. TotalEnergies приобрела у партнера, компании Plastic Energy, 35% акций завода по переработке отходов Grandpuits, увеличив свою долю участия в проекте до 100%.
Об этом сообщает пресс-служба компании.

Завод Grandpuits находится на юго-востоке от Парижа. Сейчас его мощность достигает 15 тыс. т/год. Ранее здесь работал нефтеперерабатывающий завод (НПЗ), но затем площадка была переоборудована в платформу с нулевым потреблением сырой нефти. Стоимость проекта оценивается более чем в 500 млн евро.

Сейчас на площадке Grandpuits одновременно реализуется несколько направлений промышленной деятельности:

• переработка пластика,
• производство биотоплива (прежде всего, для авиационной отрасли),
• эксплуатация двух фотоэлектрических солнечных электростанций (СЭС):
• выработка СЭС достигает 31 ГВт·ч/год, что может обеспечить электроэнергией 19 тыс. домохозяйств;
• также там работает аккумуляторное хранилище мощностью 43 МВт·ч.

Нефтегаз.РУ напоминает, что переработка пластика на заводе Grandpuits была запущена в марте текущего года.

На предприятии используется технология переработки, разработанная Plastic Energy – ведущей компанией в области промышленных технологий. Метод, используемый на заводе Grandpuits, позволяет утилизировать отходы, которые не подвергаются механической переработке, и заключается в следующем:

• за счет пиролиза трудноперерабатываемые пластиковые отходы из французских домохозяйств превращают в синтетическую нефть;
• в процессе пиролиза отходы нагреваются до высоких температур в бескислородной среде под давлением;
• полученная синтетическая нефть перерабатывается в нефтехимическое сырье в качестве альтернативы ископаемому топливу.

Полученное сырье по своим качествам сопоставимо с первичным пластиком.

В 2023 г. TotalEnergies договорилась с двумя французскими партнерами – Citeo и Paprec – о долгосрочных поставках пластиковых отходов для завода. Citeo – некоммерческая организация, которая работает в системе расширенной ответственности производителей (REP) за бытовые упаковки и графическую бумагу во Франции. Paprec – профильный переработчик отходов во Франции.

Перспективы Grandpuits

Производство экологичного авиатоплива

• TotalEnergies стремится к декарбонизации авиаперевозок за счет производства и поставок экологичного авиационного топлива (SAF);
• в 2026 г. компания планирует запустить второй французский биоперерабатывающий завод на платформе Grandpuits:
• завод с перерабатывающей мощностью 420 тыс. т/год сможет выпускать до 230 тыс. т SAF и автомобильного биотоплива и бионафту.
• к 2028 г. компания планирует выпускать более 0,5 млн т/год SAF.

Выпуск возобновляемого водорода

• на платформе Grandpuits компания Air Liquide строит производственное подразделение, способное производить около 20 тыс. т/год возобновляемого водорода;
• выпуск водорода будет производиться за счет переработки остаточного биогаза с биоперерабатывающего завода;
• ожидается, что подразделение будет оснащено технологией улавливания CO₂ Cryocap, которая позволяет улавливать более 110 тыс. т/год CO₂ и повторного использования его в пищевой и промышленной отраслях.

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Берлин, 11 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Германия потратила 50,4 млрд евро на меры, призванные смягчить последствия энергетического кризиса последних лет.
Об этом свидетельствуют данные Министерства финансов ФРГ, подготовленные в ответ на запрос депутата Бундестага от партии «Зеленых» Р. Вагенера.

Речь идет о комплексе государственных программ, запущенных после резкого сокращения поставок российского газа в 2022 г. В общую сумму вошли, в частности, механизмы ограничения стоимости газа и электроэнергии, экстренная финансовая помощь, а также ряд других антикризисных мер.

Если распределить эти расходы между населением страны, получится примерно по 600 евро на одного жителя Германии. При этом эксперты отмечают, что такая оценка отражает далеко не весь экономический ущерб, связанный с энергетическим кризисом.

Экономист Немецкого института экономических исследований К. Кемферт в комментарии BILD связала значительные расходы государства с высокой зависимостью Германии от российского газа в период, предшествовавший кризису. На тот момент на российские поставки приходилось около 55% немецкого импорта газа.

По оценке специалистов, фактическая стоимость энергетического кризиса для немецкой экономики существенно превышает сумму прямых государственных расходов. В показатель 50,4 млрд евро не включены, среди прочего, экономические последствия высоких цен на энергоносители, затраты на создание СПГ-инфраструктуры и другие связанные с перестройкой энергетической системы издержки.

Затяжной экономический кризис в Германии начался после пандемии COVID-19, затем усилился из-за прекращения поставок российского газа, а дополнительное давление на энергорынок оказала эскалация конфликта на Ближнем Востоке. По данным издания Berliner Zeitung, в настоящее время Германия платит за импортный газ в пять раз больше, чем в 2020 г. Газета указывала 2 основные причины роста цен:

• прекращение действия долгосрочных российских контрактов, предусматривавших цены значительно ниже рыночных;
• переход Европы на закупки СПГ на мировом рынке, где стоимость топлива чувствительна к любым рискам для поставок, включая ситуацию в Персидском заливе.

По данным энергетической ассоциации BDEW, в январе средняя цена газа для немецких домохозяйств составляла 11,1 евроцента/кВт·ч. Для сравнения, до энергетического кризиса она находилась на уровне 5–6 евроцентов/кВт·ч.

При этом примерно половину конечного счета формируют:

• сетевые тарифы;
• налоги;
• обязательные сборы.

Berliner Zeitung отмечала, что в краткосрочной перспективе Германия практически не может изменить ситуацию.

Подпишитесь

Читать полностью