USD 77.9568

+0.47

EUR 88.9097

+0.38

Brent 85.88

+0.82

Природный газ 2.928

+0.02

Итоги Международной конференции Creon «Бензины 2012»
386

Итоги Международной конференции Creon «Бензины 2012»

Если регулятор требует от бензинового рынка России приемлемых цен, высоких налоговых поступлений, отсутствия дефицита и высокого качества топлива – пусть управляет им вместо нефтяных компаний. Подобное мнение разделяет все больше игроков отрасли.


Если регулятор требует от бензинового рынка России приемлемых цен, высоких налоговых поступлений, отсутствия дефицита и высокого качества топлива – пусть управляет им вместо нефтяных компаний. Подобное мнение разделяет все больше игроков отрасли.

Во вторник 10 апреля в Москве в отеле Ritz-Carlton состоялась Международная конференция Creon «Бензины 2012». Соорганизатором мероприятия стала компания «Волжский Оргсинтез», спонсором конференции выступил нефтехимический холдинг САНОРС. ИАЦ «Кортес» и «ВНИИ НП» поддержали проведение мероприятия. «Бензиновый вопрос» в России не теряет актуальности. Государство повышает экологические требования к моторным топливам, одновременно увеличивает ставки акцизов, делает более прибыльным экспорт сырой нефти и в то же время сохраняет запретительные пошлины на экспорт бензина. Прошедший 2011 год показал неготовность российского топливного рынка к воздействию столь большого числа управляющих рычагов, проблемы сохраняются и сейчас. К поиску путей их решения участников конференции и призвал генеральный директор Creon Санджар Тургунов в приветственном слове.

О состоянии российского рынка автомобильных бензинов рассказали начальник отдела маркетинговых исследований ИАЦ «Кортес» Ирина Боград и директор по стратегическому развитию и маркетингу компании Павел Строков. За последние четыре года объемы нефтепереработки в России выросли на 13% и достигли 258 млн т, однако при этом снизился выход как автобензинов, так и светлых нефтепродуктов и в целом всей основной товарной номенклатуры. Зато вырос удельный вес таких нефтепродуктов как прямогонный бензин, судовое и печное топлива и, конечно же, мазут. Эти изменения связаны с дефицитом вторичных процессов на многих нефтеперерабатывающих заводах и их фактическим отсутствием на подавляющем большинстве мини-НПЗ. Кроме того, введение нового Техрегламента привело к невозможности производить низкокачественный бензин и увеличению выпуска различных полупродуктов, прежде всего, бензина прямогонного. При стабильных объемах выпуска автобензинов, которые в 2011 году составили 36,7 млн т, в России уверенно растет потребление этого топлива, в среднем на 3% в год. Тем не менее, Россия остается нетто-экспортером бензинов. В то же время импорт бензина в Россию динамично растет и ежегодно его объемы удваиваются.

Марочный ассортимент бензинов в России изменяется гораздо быстрее общих объемов их выпуска. Аи-80 замещается на Аи-92, однако их суммарное производство остается стабильным. Практически весь прирост объемов производства обеспечивается за счет бензина Аи-95, тогда как доля Аи-98 несмотря на бурный рост, остается ничтожно малой (0,7%). Две трети российского бензинового производства приходится на Аи-92. Что касается экологических характеристик, то 70% российского автобензина соответствует стандарту «Евро-3», а 14% даже «Евро-4», остальные объемы поровну распределены между бензином «Евро-2», оборот которого будет запрещен с начала следующего года, и «внекатегорийными» бензинами. Региональная структура потребления бензина при массовой автомобилизации повторяет географию населения, поэтому неудивительно доминирование Центральной России, где потребляется 30% всего бензина в стране.

Введение запретительных экспортных пошлин весной прошлого года не смогло радикально снизить объемы экспорта, поскольку экспорт связан либо с логистическими причинами (это касается стран СНГ), либо с необходимостью «утилизации» низкооктановых бензинов, которые направляются в страны дальнего зарубежья. В отличие от экспортных поставок, объемы импорта стремительно растут. В 2011 году в Россию было ввезено около 1 млн т автобензинов, однако «критический» импорт, призванный ликвидировать дефицит на внутреннем рынка, занимает сравнительно небольшие объемы, поскольку традиционным крупным поставщиком бензина в южные регионы России в силу транспортно-географических причин остается Лисичанский НПЗ ТНК-ВР. Как изменится ситуация в связи с его остановкой, пока неясно. Бензин в Россию ввозится также из Финляндии, Кореи, Норвегии, Белоруссии, Литвы и некоторых других стран. Значительно вырос интерес к приобретению импортного бензина на спотовом рынке и на биржевых площадках, несмотря на то, что там топливо продается с премией в несколько тысяч рублей. В последние месяцы 2011 года и в первом квартале 2012 года, однако, ситуация на рынке стабилизировалась, рост розничных цен замедлился, а оптовые даже начали снижаться. Маржа розничных операторов, сильно сжавшаяся в середине прошлого года, начала расти.

Павел Строков призвал не драматизировать ситуацию, хотя в 2011 году отрасль очень нелегко пережила весенне-летний кризис. Переход в ценообразовании от экспортного паритета к паритету импортному, о чем сейчас уже предупреждают некоторые участники отрасли, крайне маловероятен, поскольку доля импорта в потреблении бензина все еще незначительна, а объемы производства позволяют полностью закрывать спрос. Вариант увеличения импортированных объемов уже есть, но это белорусские НПЗ, перерабатывающие российскую нефть. Утверждение, что нефтепереработка в России убыточна, не выдерживает никакой критики, поскольку вертикальная интеграция, согласно которой построены наши нефтяные компании, имеет возможность оценки прибыльности по совокупному результату всей компании. Оптовые цены на внутреннем рынке сейчас близки к экспортному паритету (Индекс RTS Oil), что нехарактерно для этого рынка, обычно автомобильный бензин торгуется с премией к этому показателю. Розничные цены на АЗС компаний не поднимаются больше, чем некий неформальный «уровень», который был установлен Правительством, но и снижения их также не прогнозируется. Возможно, что, при переходе к «плавающей» ставке акцизов, зависящей от мировой цены на нефть, мы сможем избежать их роста, но против такого перехода возражают Минфин и Минэкономразвития.

Генеральный директор компании «Рикон» Филипп Никонов представил аудитории более пессимистичный прогноз развития российского бензинового рынка. По его мнению, к 2016 году из-за отсталости российской нефтепереработки при введении новых экологических стандартов выпуск автобензинов сократится на 15%. Соглашения о модернизации НПЗ не выполняются фактически ни одной из нефтяных компаний и это создает угрозу постоянного дефицита бензина в России. Импорт моторных топлив будет нарастать, причем возможен даже из Роттердама, если будет проработана логистика. Существующая система экспортных пошлин стимулирует вывоз сырой нефти и правительство, по мнению г-на Никонова, должно честно признать это. Г-н Никонов разрабатывает проект строительства нового НПЗ в Западной Сибири, однако при нынешних экономических условиях заниматься реализацией этого проекта, который был начат при другой экономике отрасли, стало бессмысленно. Если бы инвесторы знали об изменении системы экспортных пошлин, то не стали бы начинать этот проект. Рентабельность независимой оптовой и розничной торговли нефтепродуктами крайне низка, намного ниже 15% и в связи с этим многие нефтетрейдеры давно покинули этот бизнес. Исправить ситуацию может ужесточение государственного регулирования отрасли и закрытие части устаревших НПЗ, считает докладчик.

Схожие соображения высказал Вячеслав Емельянов, заведующий отделом автомобильных и авиационных бензинов «ВНИИ НП». По его словам, наличие в стране неэффективных избыточных нефтеперерабатывающих мощностей является серьезным тормозом качественного развития рынка. Всего пять заводов в стране могут производить бензин стандарта «Евро-5», тогда как в Евросоюзе уже разрабатывается следующий стандарт, который учитывает выбросы углекислого газа. В России в перспективе также имеет смысл перейти от транспортного к экологическому налогу и вернуться к практике государственного управления отраслью, считает специалист.

Начальник управления развития и проектной деятельности Санкт-Петербургской международной товарно-сырьевой биржи Никита Захаров рассказал об опыте биржевой торговли бензином и другими нефтепродуктами. Биржа лидирует по объему торгов нефтепродуктами в России, причем около четверти оборота организации составляет торговля бензином. В прошлом году на бирже было продано 11,5 млн нефтепродуктов, более чем вдвое больше, нежели годом ранее. Г-н Темниченко ожидает дальнейшего двукратного увеличения объема торгов, если нефтяные компании выполнят предписание продавать на бирже 15% от объемов производства. Организация планирует начать публикацию и индекса внебиржевых цен, которые отличаются от котировок на торговой площадке, поскольку осуществляются в основном между разными подразделениями одних и тех же ВИНК и отличаются более низкими ценами. Специалист по реализации нефтепродуктов «Новотэк-Трейдинга» Иван Западаев рассказал о практике участия в биржевой торговле автобензинами. Проблемы этого бизнеса традиционны – отсутствие выставляемых на продажу объемов, «договорные» сделки между филиалами ВИНКов, большие затраты на гарантийное обеспечение сделок при их невысокой вероятности. В связи с этим г-н Западаев не считает биржевую торговлю в российских условиях надежным индикатором цен и рекомендует ориентироваться на мировые рынки. Начальник отдела Департамента оптовых продаж «Башнефти» Максим Чивилев возразил, что объемы внешней торговли бензином в России невелики в сравнении с масштабами рынка.

Традиционно большое внимание на конференции было уделено рынку топливных присадок, которые позволяют частично компенсировать несовершенство российской нефтепереработки и производить большее количество высокооктановых топлив. Производители присадок извлекают немало прибыли из нынешнего состояния нефтеперерабатывающей отрасли. Фактически эта индустрия выросла из вспомогательного сектора нефтепереработки в собственный бизнес, которому будет посвящена осенняя конференция Creon «Топливные присадки».

Общим требованиям к качеству моторных топлив был посвящен доклад главного технолога «ВНИИ НП» Владимира Булатникова, который рассказал о новом техническом регламенте Таможенного Союза. Документ начнет действовать со 2013 года, однако готовность российских НПЗ к его введению остается предметом дискуссий. В 2008-2010 годах из заявленных 263 млрд рублей инвестиций в отрасль было вложен только 181 млрд. Регламент был разработан казахстанской стороной, которая, однако отсрочила введение стандарта «Евро-4» в республике. Использование бензина класса Аи-80, согласно документу, запрещено, хотя в Евросоюзе оно существует, правда строго квотируется. Действие Техрегламента не распространяется на военные нужды, закупки Росрезерва, зарубежные поставки и собственные нужды НПЗ. Нынешняя система акцизов в России стимулирует производство более чистого топлива, но не топлив с большим октановым числом. Все это способствует расцвету бодяжничества; по оценкам до 30% бензинов только в Центральной России представляет собой суррогат, полученный кустарно на нефтебазах из низкооктановых компонентов и присадок. Параллельно с принятием нового Техрегламента, в России были изменены некоторые другие нормативные акты, которые еще больше затруднили эффективный контроль над качеством реализуемого в розничной продаже топлива.

Большое внимание участники индустрии уделили перспективе запрета другой топливной присадки, монометиланилина (ММА), в связи с его потенциальной экологической опасностью. Согласно нормативным документам, использование ММА в России и странах Таможенного Союза будет возможно до 2016 года. Проведенные «Роснефтью» исследования, о которых рассказал заместитель директора департамента развития нефтепереработки компании Константин Рудяк, показали, что ММА, хотя и является веществом 2 класса опасности, никак не влияет на экологические характеристики бензинов и содержание оксидов азота в выхлопных газах. При этом Минэнерго, которое предлагает запретить присадку, не проводило каких-либо исследований в этой сфере, а формальными поводами к запрету стало содержание в молекулярной структуре ММА атома азота и тот факт, что в большинстве стран мира нет традиции его производства и применения. Последнее обстоятельство г-н Рудяк пояснил историческими причинами, поскольку ММА изначально использовался как компонент ракетных топлив, и технологией его выпуска располагают лишь некоторые страны. Он заявил, что «Роснефть» не планирует ограничивать себя в выборе топливных присадок без достаточных оснований.

Г-н Рудяк сообщил также, что «Роснефть» создает коалицию нефтяных компаний, которые будут добиваться отмены решения Минэнерго о запрете ММА. Кроме того, нефтяные компании во главе с «Роснефтью» приложат все усилия для того, чтобы установить, кем и в чьих интересах был предложен запрет ММА, который выглядит крайне необоснованным. Однако производители МТБЭ заняли другую позицию и поддерживают инициативы Минэнерго. Начальник управления развития и анализа коммерческой деятельности «ЛУКойла» Кирилл Попов высказал мнение, что нефтяникам выгоднее использовать МТБЭ, поскольку цены на российский ММА крайне высоки.

Руководитель отдела продаж анилина и ММА «Волжского Оргсинтеза» Сергей Майер рассказал о технологической необходимости введения в бензины топливных присадок и о перспективах увеличения спроса на них в силу качественного развития российского рынка. По его оценкам, в перспективе нескольких лет те объемы МТБЭ, которые сейчас направляются на экспорт, будут использоваться внутри страны и рынок может стать дефицитным. Мощностей российских производителей ММА достаточно для того, чтобы обеспечить производство примерно четверти всех потребляемых в России бензинов и запрет этой топливной присадки экономически не обоснован.

По оценкам заместителя директора AzMeCo Oil Refinery Baku Евгения Пущика, производство МТБЭ в России в свете последних событий стало высокомаржинальным бизнесом с десятками процентов рентабельности. Он рассказал о европейском рынке эфирных топливных присадок – МТБЭ, ЭТБЭ и ТАМЭ. Общий объем рынка оценивается в 10 млрд долларов, его ключевой тенденцией является активное замещение МТБЭ на ЭТБЭ, несмотря на более высокую стоимость последнего. При этом в Европе, в отличие от США, МТБЭ не запрещен к использованию, но спрос на него сокращается в силу экологических причин. В то же время потребление ЭТБЭ за десять лет выросло в десять раз, с 300 тыс. т, до 3 млн т, из которых 1 млн т импортируется. Практически все производство топливных присадок сосредоточено у крупнейших центров нефтепереработки, поэтому лидерами по их выпуску являются Нидерланды, Франция и Италия. Полностью от выпуска МТБЭ отказались Испания, Португалия, Франция и Финляндия, практически полностью перешла на ЭТБЭ Германия, в Италии, Великобритании и странах Восточной Европы до сих пор производится в основном МТБЭ. Рынок ТАМЭ (трет-амил-метилового эфира) в Европе пока не развивается, этот продукт активно производится в Финляндии и некоторых странах Южной Европы, главным образом, в Италии.
На конференции новый нефтехимический холдинг САНОРС, который был образован в конце 2011 года на базе трех предприятий Новокуйбышевска, представил проект производства присадки ТАМЭ мощностью 300 тыс. т в год. С докладом выступил директор по качеству Александр Никулин. В презентации докладчик сравнивает ТАМЭ с МТБЭ, наиболее популярной в России топливной присадкой. ТАМЭ обладает более низким октановым числом, однако может вводиться в топливо в больших объемах, что важно при замещении избытка ароматических углеводородов в бензинах. Кроме того, в силу большей теплотворной способности ТАМЭ может обеспечить более низкий расход топлива, а низкое давление насыщенных паров обеспечивает более щадящий режим работы двигателей летом. По экологическим характеристикам ТАМЭ превосходит МТБЭ, поскольку имеет низкую растворимость в воде и быстро разлагается естественным образом. Сырьем для ТАМЭ являются метанол и изопентан, который холдинг планирует получать на собственной установке ЦГФУ и закупать у других производителей. Для максимизации собственной сырьевой базы, компания планирует начать изомеризацию пентана в изопентан. Запустить производство планируется до конца 2012 года, выход на проектную мощность займет примерно полтора года. Как отметил вице-президент холдинга по коммерции Андрей Конопатов, продукт будет реализовываться по цене несколько ниже стоимости МТБЭ, рассматривается возможность экспорта эфира через порты Северо-Запада. Начальник управления реализации топливных компонентов «Сибура» Дмитрий Малышев отметил, что ценообразование на МТБЭ определяется сейчас экспортным паритетом, а ТАМЭ реализуется с небольшим дисконтом к нему. При этом объемы торговли этой присадкой крайне малы – в товарном виде ТАМЭ на рынке почти отсутствует.

Глава компании Creon Фарес Кильзие называет ситуацию на бензиновом рынке России «управляемым хаосом», в котором из-за стихийных действий регулятора и нефтяных компаний резко и разнонаправлено изменяется как финансовое благополучие отдельных участников отрасли, так и их положение на рынке. При этом качество бензина, с которым сталкиваются потребители, практически не улучшается, несмотря на постоянный рост цен. Выходов из нынешней ситуации только два. Первый это коренное изменение всей нынешней архитектуры российской нефтепереработки с появлением интегрирующего государственного холдинга. Если выбран этот вариант, то чиновники должны честно сказать об этом, чтобы участники отрасли могли подготовиться к этому событию. Второй вариант – смена регулятора и уменьшение государственного давления на отрасль.



Автор: Компания "Креон"
Российские ученые предложили формулы для экономии бензина
2 мин
0

Российские ученые предложили формулы для экономии бензина

Новые расчеты позволят повысить мощность и надежность моторов при снижении затрат на испытания.

Великий Новгород, 5 сен - ИА Нефтегаз.РУ. Специалисты Новгородского государственного университета совместно с коллегами из Санкт-Петербургского и Российского государственного аграрного университетов доработали математические выражения для прогнозирования детонации в бензиновых силовых агрегатах.
Об этом сообщила пресс-служба НовГУ.

Как пояснил один из авторов работы, доцент кафедры автомобильного транспорта НовГУ А. Капустин, топливно-воздушная смесь, сгорающая в цилиндре, необходима для работы мотора так же, как кислород и топливо для огня. Она бывает трех типов. Стехиометрическая предполагает ровно столько бензина, сколько нужно для полного сгорания кислорода из воздуха, для бензина это около 1 части горючего на 14,7 частей воздуха. Богатая смесь содержит больше топлива, чем требуется, дает прирост мощности, но увеличивает расход. Бедная смесь, наоборот, имеет избыток воздуха и недостаток бензина, она экономичнее и меньше подвержена детонации.

А. Капустин отметил, что современные двигатели все чаще переводят на бедные смеси ради экономии топлива. Однако прежняя формула Дауда и Ейза, одна из самых известных для расчета детонации, корректно работает только со стехиометрической смесью и дает ошибки для бедных режимов.

Чтобы устранить этот недостаток, исследователи ввели в формулу коэффициент избытка воздуха, который показывает отклонение состава смеси от стехиометрического. Кроме того, они впервые учли турбулизацию заряда - искусственное завихрение топливно-воздушной смеси в цилиндре. Как пояснил А. Капустин, закрученная смесь сгорает быстрее и равномернее, что повышает мощность и экономичность, но при неверном расчете завихрения могут спровоцировать детонацию.

В результате появились новые формулы для бензина с октановыми числами 92 и 100. Они действуют именно в том диапазоне бедных смесей, где старые расчеты ошибались: при содержании воздуха на 20-80% больше идеальной пропорции.

Ученый подчеркнул, что новые формулы особенно ценны в условиях топливного дефицита, так как экономят ресурсы на этапе проектирования новых бензиновых поршневых моторов. Разработчикам не нужно собирать десятки опытных образцов с разной степенью сжатия и проводить дорогостоящие стендовые испытания. Достаточно выполнить программный расчет, выбрать оптимальный вариант и проверить всего один-два двигателя.

Также формулы помогут при переводе серийных дизелей на природный газ (метан), где сжигаются бедные смеси, а дизельное топливо используется только для воспламенения. Предварительные расчеты по детонации значительно снизят затраты на экспериментальную доводку.

А. Капустин добавил, что раньше точных формул для бедных смесей не существовало. Теперь можно точно определять условия, при которых детонации не будет, что позволяет экономить топливо и проектировать более мощные и надежные двигатели без лишних расходов.

Детонация - это неконтролируемое взрывное сгорание топливно-воздушной смеси в камере сгорания. Она вызывает ударные нагрузки на поршневую группу и может привести к серьезным поломкам двигателя, поэтому точный расчет условий ее возникновения критически важен для обеспечения надежной работы мотора.


Автор: А. Шевченко
Читать полностью
Турция заполнила газовые хранилища перед зимой
1 мин
2926

Турция заполнила газовые хранилища перед зимой

По оценке профильного министерства, запасов топлива достаточно для бесперебойного прохождения отопительного сезона.

Анкара, 5 сен - ИА Нефтегаз.РУ. Турция завершила закачку природного газа в подземные резервуары накануне зимнего периода.
Об этом в пятницу заявил министр энергетики страны А. Байрактар.

Он отметил, что объекты хранения полностью заполнены топливом, поэтому угроз для энергетической безопасности не прогнозируется.

Ключевыми поставщиками трубопроводного газа для Турции выступают Россия, Азербайджан и Иран.

С осени 2024 г. государственная нефтегазовая структура Botas заключила долгосрочные контракты на прием сжиженного природного газа с женевской Mercuria. Общий объем поставок за двадцатилетний период достигнет эквивалента 70 млрд м3. Аналогичные договоренности подписаны с рядом других участников рынка, включая американскую ExxonMobil, британскую Shell и французскую TotalEnergies.

В конце ноября 2025 г. А. Байрактар подчеркивал, что Анкара не намерена отказываться от закупок у России, назвав ее надежным партнером. По сведениям Управления по регулированию энергорынков Турции, в 2024 г. на российскую нефть пришлось 66% всего импорта этого сырья в страну, а на российский газ - 41%.

Подземные хранилища позволяют Турции сглаживать сезонные колебания спроса и поддерживать устойчивость энергосистемы в периоды пиковых нагрузок. Страна также развивает мощности по приему сжиженного газа, стремясь диверсифицировать источники топлива.


Автор: А. Шевченко
Читать полностью
Газпром нефть и УГНТУ утвердили стратегию сотрудничества до 2030 года
2 мин
8134
Источник: Газпром нефть

Газпром нефть и УГНТУ утвердили стратегию сотрудничества до 2030 года

Партнеры сосредоточатся на создании цифровых решений для удаленных промыслов.

Уфа, 5 сен - ИА Нефтегаз.РУ. Газпром нефть и Уфимский государственный нефтяной технический университет (УГНТУ) согласовали план совместной работы на период до 2030 г.
Об этом сообщила пресс-служба Газпром нефти.

Стороны намерены объединить усилия для создания технологических и цифровых инструментов, предназначенных для автономных месторождений, освоения трудноизвлекаемых запасов и увеличения нефтеотдачи.

Совместная работа будет направлена на решение прикладных задач российского топливно-энергетического комплекса, связанных с разработкой труднодоступных участков в Восточной и Западной Сибири, сложными запасами и повышением отдачи на зрелых промыслах.

Приоритетными направлениями станут цифровые двойники, математическое моделирование и программные продукты на основе искусственного интеллекта. Они будут использоваться для поиска углеводородов, прогнозирования ресурсной базы, а также сопровождения буровых работ и добычи.

Одним из главных результатов партнерства должен стать запуск инженерной платформы для автономного управления удаленными и арктическими активами.

Взаимодействие будет организовано на базе научно-образовательного центра Газпромнефть-УГНТУ в Уфе. Эта площадка объединяет научные коллективы вуза и технологическую экспертизу компании для решения производственных задач.

Отдельное направление сотрудничества связано с подготовкой молодых специалистов. Студенты, аспиранты и исследователи смогут участвовать в совместных проектах, проверять научные гипотезы и создавать прототипы цифровых и инженерных решений для нефтегазовой отрасли.

Руководитель Научно-технического центра Газпром нефти А. Ситников отметил, что будущее отрасли связано с развитием интеллектуальных и автономных производственных систем. По его словам, у компании есть опыт применения цифровых двойников, искусственного интеллекта и автоматизированного оборудования на месторождениях. Он добавил, что объединение фундаментальных исследований, инженерных компетенций и понимания производственных процессов позволяет создавать технологии, отвечающие реальным потребностям отрасли.

Ректор УГНТУ О. Баулин указал, что Газпром нефть формирует практический запрос на технологии нового поколения. Он подчеркнул, что для университета особенно значима возможность совмещать фундаментальные исследования, инженерную школу и опыт высокотехнологичной компании. По его оценке, масштаб задач топливно-энергетического комплекса требует объединения усилий науки и бизнеса, а общая стратегия позволит последовательно превращать научные идеи в востребованные промышленностью технологии.

Автономные системы управления нефтегазовыми объектами приобретают все большее значение по мере переноса добычи в отдаленные районы с суровым климатом. Подобные решения позволяют сокращать присутствие персонала на опасных участках, снижать операционные расходы и повышать безопасность производственных процессов.


Автор: А. Шевченко
Читать полностью
Спецпроект

Рекламное объявление

Токен (ID) ЕРИР: 2VfnxxbLr7A

Спецпроект

Рекламное объявление

Токен (ID) ЕРИР: 2VfnxwWhXMr

Спецпроект

Новые подходы к безопасности ТЭК

Рекламное объявление

Токен (ID) ЕРИР: 2VfnxwEVgQY

Спецпроект

ВСЕЛЕННАЯ ВОЗМОЖНОСТЕЙ ТЭК

Рекламное объявление

Токен (ID) ЕРИР: LdtCKGmYo

Спецпроект

МЫ СТРОИМ ИСТОРИЮ

Спецпроект

МОРЕ БЕЗ СЕРЫ: ПЕРСПЕКТИВЫ ECO‑БУНКЕРОВКИ

Спецпроект

Как российская нефтянка подготовилась к новой безуглеродной реальности

Спецпроект

Рациональная экология

Спецпроект

Проект «ПАЛЕОЗОЙ». ТРИЗы в Томской области

Спецпроект

Колтюбинг нового поколения

Спецпроект

Территория перспектив

Спецпроект

Юбилей «ТНГ-Групп»: развитие в непрерывной трансформации

Спецпроект

Тайны Сахалина

Спецпроект

Национальный драйвер развития отрасли

Спецпроект

Конгресс PRC Russia&CIS в Санкт-Петербурге

Спецпроект

Национальный продукт: Отечественные катализаторы

Спецпроект

Запасы будущего: Ачимовские горизонты

Спецпроект

Цифровизация Российского ТЭК. Взгляд в будущее: Индустрия 4.0

Спецпроект

Ямал — сердце нефтегазовой отрасли России

Спецпроект

Нефть на шельфе: трансформация добычи

Спецпроект

Трест Коксохиммонтаж: путь развития на стройках века

Спецпроект

Газ в пласт! Зеленые технологии для голубого топлива

Цена топлива в США обновила исторический максимум на фоне дефицита поставок
2 мин
23722

Цена топлива в США обновила исторический максимум на фоне дефицита поставок

2026 год может стать самым дорогим годом в истории американского рынка дизеля.

Москва, 5 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Средняя розничная цена дизельного топлива в США достигла исторического максимума на фоне сокращения мировых поставок дистиллятов и усиления геополитической напряженности, сообщил Reuters.

По данным сервиса GasBuddy, 3 сентября 2026 г. цена дизельного топлива в стране выросла до 5,820 долл. США/галлон, превысив предыдущий рекорд, установленный в июне 2022 г. после начала конфликта на Украине.

Предыдущий максимум составлял 5,819 долл. США/галлон и был зафиксирован 17 июня 2022 г.

Средняя цена дизельного топлива в США удерживается выше отметки 5 долл. США/галлон с 15 июля. По оценке руководителя нефтяного анализа GasBuddy Патрика Де Хаана, 2026 г. может стать самым дорогим годом в истории американского рынка дизельного топлива.

Спрос может продолжить расти

Участники рынка ожидают дальнейшего повышения цен из-за сезонного роста потребления дизтоплива.

В Северном полушарии начинается период уборки урожая, что увеличивает спрос со стороны сельскохозяйственного сектора. Одновременно страны Южного полушария готовятся к посевной кампании. Дополнительным фактором становится приближение отопительного сезона: мазут, используемый для отопления, относится к той же группе дистиллятов, что и дизель.

С начала военного конфликта США и Израиля с Ираном 28 февраля стоимость дизельного топлива в США увеличилась примерно на 55%.

Ближний Восток и Россия

Рост цен связан с усилением опасений относительно глобального предложения дистиллятов. До начала конфликта через страны Персидского залива проходило около 900 тыс. барр./сутки дизельного топлива и порядка 350 тыс. барр./сутки авиакеросина. Это соответствовало примерно 10% и 20% мировых морских поставок соответственно.

Дополнительное давление на рынок оказывают перебои в работе российских нефтеперерабатывающих предприятий. Атаки украинских беспилотников на российские НПЗ привели к сокращению доступного экспортного предложения. Россия, в свою очередь, ввела запрет на экспорт дизельного топлива до 30 сентября, стремясь обеспечить внутренний рынок.

О дефиците предложения свидетельствует и динамика так называемого дизельного крэк-спред (crack spread) - разницы между стоимостью дизельного топлива и ценой сырой нефти, которая используется как индикатор маржинальности нефтепереработки. Значение показателя 2 сентября 2026 г. достигло рекордных 108,02 долл. США/барр.

Запасы близки к историческим минимумам

Средние запасы дистиллятов в США в августе оказались на самом низком уровне для этого месяца с 1982 г., свидетельствуют данные EIA. Особенно напряженная ситуация складывается на Восточном побережье США. По состоянию на 28 августа запасы дистиллятов в регионе сократились до 19,3 млн барр. - минимального уровня за всю историю доступного ряда данных EIA, ведущегося с 1990 г.
Читать полностью
Индийская ONGC оценивает перспективы работы в Венесуэле
3 мин
10016

Индийская ONGC оценивает перспективы работы в Венесуэле

Нефтяная активность в Венесуэле не в последнюю очередь связана с приездом министра энергетики США Криса Райта.

Каракас, 5 сен - ИА Нефтегаз.РУ. Группа специалистов из международного инвестиционного подразделения индийской энергетической компании Oil & Natural Gas Corp. (ONGC) находится в Венесуэле для оценки нефтяных активов после того, как США предоставили ей лицензию на деятельность в этой стране.

10 специалистов ONGC приехали в Венесуэлу 1 сентября 2026 года на 1 неделю.

Индусы планируют посетить нефтяные месторождения и встретиться с представителями энергетического сектора Венесуэлы. Это первый подобный визит за последние годы.

В июле 2026 года ONGC Videsh Ltd (OVL), дочка ONGC, получила новую лицензию OFAC США. Официальное подтверждение об одобрении было анонсировано финансовым директором ONGC Анупамом Агарвалом во время телефонной конференции по итогам первого квартала финансового года 5 августа 2026 года. Это снимает ограничения, связанные с санкциями, и позволяет компании возобновить нефтегазовые операции в Венесуэле, где она владеет долями участия в проектах Сан-Кристобаль и Карабобо-1.

Компания также ведет переговоры о подписании рамочного соглашения с Венесуэлой и заинтересована в том, чтобы стать оператором обоих проектов, заявил Генеральный директор OVL Раджарши Гупта поведал журналистам в городе Нью-Дели ранее на этой неделе: Мы считаем, что оба актива имеют существенную вероятность и возможность многократного увеличения добычи.

Р. Гупта заявил, что компания OVL ведет переговоры с Венесуэлой на самом высоком уровне о налоговых условиях, условиях эксплуатации и состоянии недр для проведения оценки. Ожидается, что это рамочное соглашение и последующие детальные соглашения, которые предусматривают передачу операций и модернизацию производства, будут заключены в ближайшее время.

Есть нюанс, о котором Р. Гупта не упомянул. Компания активно ведет переговоры о взыскании более 500 млн долл. США накопленных и невыплаченных дивидендов из Венесуэлы, которые могут быть выплачены наличными или путем распределения нефти.

Carabobo

Заявка на операторство - это серьезное заявление OVL, поскольку Carabobo 1, - 4е по величине наземное нефтяное месторождение в мире, содержащее 31 млрд барр нефти. Добыча там начата в конце 2012 г. в рамках СП Petrocarabobo с долей участия PDVSA - 60%, Repsol -11%, Petronas - 11%), ONGC Videsh -11%, Indian Oil Corporation - 3,5%) и Oil India -3,5%. В 2013 г Petronas объявила о выходе из проекта.

Carabobo - это большой нефтяной проект, который разрабатывается на суше в Венесуэле.

Для проекта Carabobo-2 в мае 2013 г. было создано СП Petrovictoria с долей участия PDVSA - 60% и Роснефти - 40%. Однако пока нет информации о том, что США предоставили лицензию Роснефти на работу в Венесуэле.

San Cristóbal

После получения лицензии от OFAC США компания OVL сразу заявила, что планируется инвестировать 200 млн долларов в восстановление нефтяного месторождения Сан-Кристобаль, где ONGC Videsh владеет 40% акций, а государственная компания PDVSA - оставшимися 60%. Текущая добыча составляет до 5000 барр./сутки нефти.

OVL

ONGC Videsh управляет 32 проектами в 15 странах.

ONGC Videsh имеет долю в 32 нефтегазовых проектах в 15 странах: Азербайджан (2 проекта), Бангладеш (2 проекта), Бразилия (2 проекта), Колумбия (4 проекта), Иран (1 проект), Ирак (1 проект), Ливия (1 проект), Мозамбик (1 проект), Мьянма (6 проектов), Россия (3 проекта), Южный Судан (2 проекта), Сирия (2 проекта), ОАЭ (1 проект), Венесуэла (2 проекта) и Вьетнам (2 проекта).

Официоз

Визит совпадает с прибытием 1 сентября в Венесуэлу министра энергетики США Криса Райта. Он активизирует подписание соглашений, направленных на развитие нефтяных месторождений страны. Это направлено отчасти для снижения давления на мировые цены на нефть, которые резко выросли из-за конфликта США с Ираном в Ормузском проливе. Определенные подвижки уже есть - PDVSA подписала 25-летний контракт на участие в добыче с нефтяной компанией GeoPark и группой Gilinski для эксплуатации нефтяного месторождения Bare в Венесуэле.

Читать полностью
Расширение нефтепроводов Казахстан - Китай оценивается в 327 млн долл. США
1 мин
14570
Источник: Leonid_Eremeychuk/Fotobank-Fotodzhenika

Расширение нефтепроводов Казахстан - Китай оценивается в 327 млн долл. США

Участниками проекта выступают КазТрансОйл, Северо-Западная трубопроводная компания МунайТас и ТОО Казахстанско-Китайский Трубопровод.

Москва, 5 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Стоимость проекта по расширению участков магистральной системы нефтепроводов Казахстан - Китай оценивается в 327 млн долл. США, или около 176,7 млрд тенге. Для финансирования проекта планируется привлечь заемные средства, следует из материалов КазТрансОйла (КТО).

Проект предусматривает увеличение пропускной способности нефтепроводов:
  • Кенкияк - Атырау до 15 млн т/год;
  • Кенкияк - Кумколь до 20 млн т/год нефти.
Реализация проекта запланирована на 2026–2030 гг. В рамках работ предполагается строительство пяти нефтеперекачивающих станций (НПС).

Участниками проекта выступают КазТрансОйл, Северо-Западная трубопроводная компания МунайТас и ТОО Казахстанско-Китайский Трубопровод.

В компании МунайТас 51% принадлежит КазТрансОйлу, еще 49% - китайской CNPC. В ТОО Казахстанско-Китайский Трубопровод доли распределены между КазТрансОйлом и CNODC в соотношении 50% на 50%.

Ранее национальная компания КазМунайГаз сообщала о начале совместно с CNPC разработки технико-экономического обоснования (ТЭО) расширения двух участков.

МНП Кенкияк - Кумколь

  • входит в систему магистральных нефтепроводов Казахстан - Китай;
  • строительство осуществлялось в соответствии с межправительственным рамочным соглашением Казахстана и Китая о развитии сотрудничества в нефтегазовой сфере от 17 мая 2004 г.;
  • был введен в эксплуатацию в 2009 г.;
  • протяженность составляет 794,2 км;
  • проектная мощность - 10 млн т/год нефти.

МНП Кенкияк - Атырау

  • введен в эксплуатацию в 2003 г.;
  • проходит по территории Актюбинской и Атырауской областей;
  • может работать в режимах прямой и обратной перекачки.
  • участок обеспечивает транспортировку нефти в направлении МНП Узень - Атырау - Самара и КТК, а также поставки западноказахстанского сырья на НПЗ Шымкента и Павлодара и по экспортным направлениям;
  • текущая проектная мощность - 6 млн т/год.
Таким образом, совокупное увеличение проектной мощности двух участков системы Казахстан - Китай составит 19 млн т/год - с 16 млн до 35 млн т.
Читать полностью
Еврокомиссия может снизить требование по заполнению ПХГ в ЕС до 75%
1 мин
14918

Еврокомиссия может снизить требование по заполнению ПХГ в ЕС до 75%

Средний уровень заполнения ПХГ в странах ЕС на текущий момент составляет около 65%.

Москва, 5 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Еврокомиссия готова предоставить странам ЕС дополнительную гибкость при подготовке к отопительному сезону и снизить требуемый уровень заполнения подземных хранилищ газа (ПХГ) с 90% до 75%, если отдельные государства не смогут достичь установленных показателей.
Об этом заявила представитель Еврокомиссии А.-К. Итконен на брифинге в Брюсселе.

Согласно действующим нормам ЕС, к началу отопительного сезона, который длится с 1 октября по 30 апреля, газовые хранилища должны быть заполнены на 90%. При этом ранее Еврокомиссия сообщала государствам-членам, что в текущем году уровня в 80% будет достаточно для прохождения зимнего периода.

Дополнительный механизм гибкости позволяет Еврокомиссии специальным решением уменьшить установленный показатель еще на 5 процентных пунктов. Таким образом, минимальный уровень заполнения ПХГ для отдельных стран может составить 75%.

«В законодательстве ЕС прописана цель достижения к отопительному сезону уровня запасов в 90%. Еврокомиссия в этом году сообщила странам ЕС, что 80% к зимнему сезону будет достаточно. Кроме того, нормы ЕС предусматривают возможность снизить требуемый уровень запасов еще на 5% специальным решением Еврокомиссии, что позволит нам прийти к 75%», - заявила Итконен.

По ее словам, такой механизм может быть применен в отношении стран, которые не успеют довести запасы до необходимого уровня, в том числе Германии.

Запасы газа в ЕС достигли 65%

При этом Еврокомиссия пока не считает необходимым задействовать дополнительный механизм снижения нормы.

«Сейчас мы не считаем это необходимым», - отметила представитель Еврокомиссии.

По состоянию на 4 сентября 2026 г. средний уровень заполнения ПХГ в странах ЕС составляет около 65%.

Решение о возможном снижении требований будет иметь значение для европейского газового рынка в преддверии отопительного сезона, поскольку темпы закачки газа и объем доступных запасов напрямую влияют на способность стран ЕС обеспечивать внутренний спрос в зимний период.

За зимний период ЕС полностью исчерпал летние запасы и отобрал почти 7 млрд м3 газа из запасов прошлых лет.
Читать полностью
Grupo Gilinski и GeoPark договорились о совместной разработке нефтяного месторождения Bare в Венесуэле
, Обновлено 5 сентября 07:38
3 мин
18708

Grupo Gilinski и GeoPark договорились о совместной разработке нефтяного месторождения Bare в Венесуэле

Соглашение рассчитано на 25 лет.

Москва, 4 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Государственная нефтяная компания PDVSA подписала 25-летний контракт на участие в добыче (CPP) с нефтяной компанией GeoPark и группой Gilinski для эксплуатации нефтяного месторождения Bare в Венесуэле.

О подписании соглашения стало известно в ходе церемонии, транслировавшейся по государственному телевидению Венесуэлы. В мероприятии приняли участие председатель Grupo Gilinski Х. Гилински и временный президент Венесуэлы Д. Родригес. Также присутствовали министр углеводородов Паула Энао, президент PDVSA Эктор Обрегон и вице-президент государственной нефтяной компании Хованни Мартинес, ответственный за подписание соглашения.

Развитие месторождения Bare будет осуществляться совместно с PDVSA в рамках 25-летнего соглашения. При этом конкретные параметры добычи, объем инвестиций и сроки выхода проекта на целевые показатели в опубликованной информации не раскрываются.
На пике на месторождении добывалось до 100 000 барр/сутки нефти, сейчас - около 11 000 барр/сутки. GeoPark амбициозно заявила о желании довести добычу до 95 000 барр/сутки и удержать стабильную добычу в течение 10 лет.

Соглашение стало очередным договором с международными нефтяными компаниями по расширению присутствия в нефтегазовом секторе Венесуэлы.

Частная компания GeoPark, контрольный пакет которой принадлежит Grupo Gilinski, намерена задействовать техническую экспертизу для повышения коэффициента извлечения нефти (КИН) на месторождении Bare. Компания также возьмет на себя 100% капитальных вложений для значительного увеличения объема добычи в ближайшие годы.

«GeoPark обладает необходимым техническим опытом для ответственного повышения коэффициента извлечения нефти на месторождении Bare, а также финансовыми возможностями, необходимыми для принятия на себя всех капитальных затрат по этому проекту», - заявил Х. Гилински.

По его словам, соглашение выходит за рамки обычной коммерческой сделки. Ранее компания неоднократно заявляла о своей цели стать крупнейшей частной нефтедобывающей структурой в регионе, используя свои активы в аргентинском сланцевом месторождении Вака-Муэрта.

В рамках Программы развития нефтедобычи (CPP) компания GeoPark, как оператор, будет иметь чистую экономическую долю в размере 65%. Оператор имеет права на прямую продажу и монетизацию углеводородов, доступ к критически важной инфраструктуре, а также подчиняется положениям об оперативном контроле, механизмам экономического перебалансирования и гарантиям компенсации, призванным смягчить операционные сбои.

Таким образом, компания располагает ликвидными средствами в размере приблизительно 700 млн долларов США, а также гарантированными или согласованными источниками финансирования, включая приблизительно 310 млн долларов США в виде денежных средств.

Ожидается, что добавление месторождения Bare и увеличение добычи на месторождении Vaca Muerta в Аргентине потенциально позволит довести добычу на GeoPark до 75–85 тыс. баррелей нефтяного эквивалента (бнэ)/сутки к 2030 году, что примерно в 2,7 раза превышает текущий уровень добычи компании.

Официоз

Соглашение по Bare стало частью серии договоренностей, заключенных Венесуэлой с международными нефтегазовыми компаниями в последнее время. Компании рассматривают возможность расширения существующих проектов и начала новых операций в стране.
Для стимулирования активности компаний 1 сентября в Венесуэлу прибыл министр энергетики США Крис Райт.

Отдельно от этих соглашений находится договоренность между американскими и венесуэльскими властями, предусматривающая предоставление США доступа к 17 нефтяным месторождениям Венесуэлы.

Месторождение Bare

  • находится в штате Ансоатеги (Anzoátegui), примерно в 70 км к северу от реки Ориноко;
  • входит в нефтеносный пояс Ориноко (конкретно - в блок Аякучо);
  • фонд скважин - примерно 1100 ед.;
  • здесь добывают сверхтяжелую нефть (около 9 °API, вязкость примерно 49 250 сП);
  • из-за такой консистенции нефть сложно перекачивать - часто требуется разбавление более лёгкой нефтью, что повышает себестоимость;
  • по оценкам на 2015–2016 гг., доказанные запасы составляли порядка 1,8 млрд барр. нефти. Нынешняя оценка запасов нефти - 15,7 млрд баррелей;
  • объем накопленной добычи нефти - 700 млн баррелей;
  • текущая добыча приближается к 11 000 барр/сутки, потенциальный объем добычи - до 95 000 барр/сутки;
  • ожидаемый период стабильной работы на полке - 10 лет с объемом 55 000–62 000 барр/сутки;
  • проект изначально развивала государственная компания Petróleos de Venezuela (PDVSA);
  • в рамках CPP предусматривается совокупная чистая добыча на месторождении в объеме приблизительно 400 млн баррелей, что позволит увеличить коэффициент извлечения нефти (КИН) с 4–5% до 8–9%.
Читать полностью
Славнефть-Мегионнефтегаз перезапустил историческую скважину Мегионского месторождения
2 мин
21268
Источник: пресс-служба Газпром нефти

Славнефть-Мегионнефтегаз перезапустил историческую скважину Мегионского месторождения

Цифровое моделирование и горизонтальное бурение позволили вовлечь в разработку остаточные запасы зрелого актива.

Москва, 4 сен – ИА Нефтегаз.РУ. В преддверии Дня работника нефтяной и газовой промышленности Славнефть-Мегионнефтегаз перезапустил историческую скважину Р-1 Мегионского месторождения, с которой в 1961 г. началась промышленная нефтедобыча в Среднем Приобье. После более чем 40 лет консервации скважина вновь дала промышленный приток нефти.

Проект реализован при технологической поддержке инженеров Газпром нефти. Специалисты провели комплексный анализ геологических данных с применением современных методов цифрового моделирования. Это позволило выявить остаточные запасы в тонких нефтенасыщенных пропластках и определить оптимальную технологию их вовлечения в разработку.

Ключевым решением стало строительство боковых горизонтальных стволов с использованием современных инструментов бурения. Такой подход позволил получить доступ к ранее не вовлеченным запасам и восстановить добычу на зрелом месторождении.

При запуске скважины достигнута обводненность продукции на уровне 20%. Для зрелого актива это является высоким показателем: на аналогичных месторождениях Западной Сибири доля воды в продукции сегодня нередко превышает 90%.

Проект демонстрирует потенциал применения цифровых моделей и современных технологий бурения для повышения эффективности разработки зрелых месторождений и трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ). Тиражирование подобных решений может способствовать увеличению срока эффективной эксплуатации нефтяных активов Западной Сибири.

Первая скважина в истории югорской добычи

Приток нефти из скважины Р-1, полученный в 1961 г., стал важной вехой в освоении нефтегазовых ресурсов Среднего Приобья. Работы были связаны с деятельностью геолога Ф.Салманова, который инициировал проведение поисковой экспедиции в Сургутском районе в период, когда перспективы нефтеносности региона оставались предметом споров.

Открытие Мегионского месторождения стало одним из событий, определивших дальнейшее развитие крупномасштабной нефтедобычи в Западной Сибири.

В этом году исполнилось 65 лет со дня открытия Мегионского месторождения.

«Для Мегионнефтегаза этот год особенный: исполнилось 65 лет со дня открытия Мегионского месторождения, подтвердившего колоссальный потенциал недр Западной Сибири. Мы помним и чтим тех, кто своим героическим трудом создавал топливно-энергетический комплекс страны. Сегодня команда Мегионнефтегаза уверенно держит высокую планку в добыче, геологоразведке и бурении и вносит весомый вклад в развитие Мегиона и всей Югры», - отметил губернатор Ханты-Мансийского автономного округа - Югры Р. Кухарук.

По словам главы региона, развитие технологий работы со сложными запасами и зрелыми месторождениями остается одним из ключевых направлений для нефтяной отрасли Югры.

Генеральный директор Славнефть-Мегионнефтегаза А. Баринов подчеркнул, что результаты перезапуска подтверждают сохраняющийся ресурсный потенциал зрелых активов.

«Перезапуск исторической скважины показал: наши месторождения сохраняют значительный потенциал, а коллектив обладает необходимыми компетенциями и технологиями, чтобы его раскрывать. У предприятия большие перспективы: впереди - масштабная программа бурения, развитие ресурсной базы, освоение трудноизвлекаемых запасов и модернизация производственной инфраструктуры», - заявил он.

По его словам, компания рассчитывает сформировать задел для стабильной добычи на долгосрочную перспективу за счет развития ресурсной базы и внедрения современных технологических решений.

Подпишитесь

Читать полностью