Анкара, 17 сен - ИА Нефтегаз.РУ. На АЭС Аккую, сооружаемой в Турции, стартовала подготовка автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) энергоблока №1 к предпусковым наладочным работам.
Об этом сообщила пресс-служба компании Аккую нуклеар, являющейся предприятием Росатома.

По данным компании, указанные наладочные работы проводятся перед физическим пуском. АСУ ТП дает персоналу станции возможность контролировать все технологические процессы, от которых зависит выработка энергии.

В сообщении Аккую нуклеар подчеркивается, что АСУ ТП энергоблоков АЭС Аккую отличаются наивысшей надежностью, традиционной для энергоблоков российского дизайна.

Отказоустойчивость управляющей системы безопасности, отвечающей за автоматический запуск активных систем безопасности и управление ими, составляет 10 в степени минус 5. Это равнозначно вероятности одной ошибки за 100 тыс. лет.

Такой уровень достигается за счет архитектуры из четырех независимых и физически разделенных каналов. Цифровые модули при этом непрерывно проверяют собственное оборудование с интервалом не более нескольких мс.

В целом система АСУ ТП блока №1 насчитывает более 42 тыс. единиц оборудования. Оно изготовлено с учетом требований по сейсмической стойкости, чтобы обеспечивать безопасную работу станции в любых условиях.

АЭС Аккую - первая атомная электростанция, которая строится в Турецкой Республике. Проект предусматривает четыре энергоблока с реакторами российского дизайна ВВЭР поколения 3+. Мощность каждого энергоблока составит 1 200 МВт.

Строительство станции ведет госкорпорация Росатом. Проект реализуется по организационно-экономической модели Build-Own-Operate, что означает строй - владей - эксплуатируй. Это первый подобный проект в мировой атомной отрасли.

ВВЭР поколения 3+ относится к водо-водяным энергетическим реакторам и создан с учетом современных требований безопасности. В таких установках применяются дополнительные пассивные системы отвода тепла и другие решения, повышающие устойчивость к внешним воздействиям.


Автор: А. Шевченко Читать полностью

Салехард, 17 сен - ИА Нефтегаз.РУ. К 16 сентября в Ямальском районе завершили почти 90% северного завоза топлива: из необходимых 24 тыс. т поставлено свыше 20 тыс. т.
Об этом сообщил глава Ямальского района А. Чуланов в ходе прямого эфира 16 сентября.

В Панаевске и Сюнай-Сале запасы сформированы полностью, в Яр-Сале - на 95%. В Салемале ждут последнее судно, в Сеяхе разгрузка закончится на текущей неделе.

А. Чуланов подчеркнул, что на сегодня топливо фактически завезено почти на 90%, Панаевск и Сюнай-Сале обеспечены на 100%, Яр-Сале - на 95%, рисков нет, поставки выполнены в полном объеме.

Разгрузка осталась только в Сеяхе, где корабли уже стоят на сливе. Туда направят около 3,5 тыс. т топлива.

В Мысе Каменном и Новом Порту даже при газификации сохраняют резервное топливо для котельных на газе и электростанций.

Северный завоз - ежегодная кампания по доставке топлива, продовольствия и товаров первой необходимости в труднодоступные населенные пункты Крайнего Севера и приравненные к ним территории. Ямальский район расположен в Ямало-Ненецком автономном округе, где доставка грузов зависит от короткого периода навигации.


Автор: А. Шевченко Читать полностью

Москва, 17 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Не было времени смотреть ленту? Тогда читайте наш краткий топ-10 новостей этого четверга.

В подборку вошли наиболее заметные события дня:

1. Палата представителей США одобрила законопроект о санкциях против России и пошлинах до 100%. Потенциальные меры могут затронуть крупнейших покупателей российской нефти, в том числе Китай и Индию.
2. Итальянская Eni продала азербайджанской SOCAR 10% акций проекта Baleine в Кот-д'Ивуаре. Компании подписали соглашение о заключении сделки еще в январе, но для ее закрытия требовалось одобрение регуляторов.
3. Спрос на СПГ в Азии сократится второй год подряд из-за конфликта на Ближнем Востоке. Сокращение поставок из стран Персидского залива и рост цен могут привести к снижению спроса на СПГ в Азии на 3–10% в 2026 году. При этом аналитики ожидают восстановления потребления в следующем году.
4. Суд Аргентины приостановил реализацию нефтяного проекта Sea Lion у Фолклендских островов. Решение принято в рамках иска экологических организаций и объединения ветеранов Мальвинской войны.
5. Petrobras заключила 20-летний контракт на закупку 0,8 млн т/год СПГ у Sempra. Поставки будут осуществляться с проекта Port Arthur LNG Phase 2 в Техасе.
6. Арктик СПГ-2 получит из Китая два модуля генерации электроэнергии PGM1-PGM4. Оборудование предназначено для второй технологической линии завода и может повысить ее мощность.
7. Зарубежнефть приобрела газовые активы РусХима в НАО. Структуры Зарубежнефти получили контроль над компаниями, владеющими лицензиями на Кумжинское и Коровинское месторождения газа.
8. Минобороны Казахстана проведет подводное разминирование для проекта Каламкас-море – Хазар. Проведение работ запланировано на маршруте будущих нефтепроводов.
9. OMV оценила извлекаемые ресурсы крупного нефтяного месторождения Essar в Ливии. Компания рассчитывает ускорить ввод объекта в эксплуатацию за счет его близости к существующей добывающей и перерабатывающей инфраструктуре.
10. Более 7 млн кубометров ПНГ дополнительно направили на переработку на Губкинском ГПЗ СИБУРа. В перспективе проект позволит вовлечь в переработку еще 23 млн м³ сырья.

О главных событиях среды — читайте здесь.
Читать полностью

Москва, 17 сен – ИА Нефтегаз.РУ. В Нефтеюганском районе ввели в эксплуатацию газовый комплекс. Запуск новых объектов сделает природный газ доступным для 170 тыс. жителей Нефтеюганска, Пыть-Яха, поселков Каркатеевы и Сингапай, а также села Чеускино.
Об этом в своем Telegram-канале сообщил губернатор Ханты-Мансийского автономного округа – Югры Р. Кухарук.

Как уточняет Газпром, в регионе запустили газопровод-отвод КС Южно-Балыкская – Нефтеюганск и газораспределительную станцию (ГРС) Каркатеевы.

В рамках проекта нового газового комплекса в Нефтеюганском районе построены:

• газопровод-отвод протяженностью более 47 км,
• две современные ГРС проектной мощностью 79 тыс. и 42 тыс. м³/ч;
• разветвленная сеть межпоселковых газопроводов.

Общая протяженность всей инфраструктуры превышает 130 км. Новые объекты включены в систему магистральных газопроводов (МГП) «Уренгой — Сургут — Челябинск», эксплуатацию которой осуществляет Газпром трансгаз Сургут.

По данным Газпрома, новая инфраструктура создает возможности для подключения к природному газу более 9,37 тыс. домовладений и девяти котельных.

Старт работе комплекса дали губернатор ХМАО – Югры Р. Кухарук и генеральный директор компании Газпром трансгаз Сургут О. Ваховский. Объекты запущены в рамках Программы развития газоснабжения и газификации Югры, которую региональное правительство реализует совместно с компанией Газпром.

«Сегодня мы завершили масштабный проект, который реализовывали совместно с компанией Газпром в рамках программы развития газоснабжения и газификации Югры. Ввод в эксплуатацию газопровода и двух газораспределительных станций позволит повысить надежность снабжения «голубым топливом»сразу нескольких муниципалитетов Югры. Это не просто локальная система внутри региона, это составная часть единой системы газоснабжения нашей страны», — заявил Р. Кухарук.

По словам главы компании Газпром трансгаз Сургут О. Ваховского, Газпром выполнил весь цикл работ – от проектирования до сооружения инфраструктуры.

Отметим, что Газпром трансгаз Сургут, дочка Газпрома, специализируется на транспортировке природного газа по системам МГП. Компания включает в себя 24 филиала, в т. ч. 14 линейных производственных управлений МГП. Компания использует почти 6,3 тыс. км МГП от Заполярья до границ Омской и Курганской областей и 54 ГРС. Ежегодный транспорт газа превышает 160 млрд м³.

Нефтегаз.РУ напоминает, ранее председатель правления Газпрома А. Миллер отмечал, что в рамках программ газификации и догазификации к газу уже подключились 1,24 млн российских семей. Также он рассказал, что компания готовится к запуску новых производственных объектов:

• готовится ввести в эксплуатацию Харасавэйское месторождение на Ямале,
• вместе с действующим Бованенковским нефтегазоконденсатным месторождением (НГКМ) оно станет опорным для нового Ямальского центра газодобычи (ЦГД);
• завершается подготовка к запуску газовой инфраструктуры Чонской группы месторождений.

Отметим, что ХМАО имеет стратегическую важность для Газпрома. Через территорию региона проходят основные газотранспортные коридоры, по которым газ от месторождений с севера Западной Сибири транспортируется в европейскую часть страны. Речь идет о системе МГП: «Уренгой – Помары – Ужгород», «Уренгой – Центр I, II», «Уренгой – Петровск», «Уренгой – Новопсков», «Ямбург – Тула», «Ямбург – Елец», «Ямбург – Поволжье», «Ямбург – Западная граница СССР (Прогресс)», «СРТО – Торжок» и др. Общая протяженность магистральных газопроводов, проходящих по территории округа, составляет порядка 14 тыс. км.


Автор: А. Игнатьева Читать полностью

Москва, 17 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Казахстан планирует добыть 96 млн т нефти в 2027 г. В последующие два года показатель может вырасти до 99 млн и 100,1 млн т соответственно. Об этом сообщил вице-министр национальной экономики страны А. Амрин после презентации проекта республиканского бюджета на 2027–2029 гг. в курултае.

«В этом году мы закладывали 100,5 млн т, по факту выходит 96 млн т, на следующий год - 96 млн т с дальнейшим ростом порядка 99 и до 100 млн т в последующие годы», - сказал А. Амрин, отвечая на вопрос о прогнозах нефтедобычи.

Позднее он уточнил, что объем добычи нефти в 2026 и 2027 гг. составит по 96 млн т, в 2028 г. - 99 млн т, а в 2029 г. - 100,1 млн т. При этом вице-министр подчеркнул, что приведенные показатели являются индикативными.

Рост добычи в последующие годы ожидается за счет увеличения количества скважин и реализации проекта будущего расширения (ПБР) месторождения Тенгиз. По словам А. Амрина, расширение добычи на Тенгизе реализуется оператором проекта - компанией Тенгизшевройл (ТШО).

В проекте республиканского бюджета Казахстана на 2027 г. заложена цена нефти на уровне 70 долл. США/барр., а курс национальной валюты к доллару США - 480 тенге.

Текущая нефтедобыча

В январе-августе 2026 г. добыча нефти в Казахстане снизилась на 8,4% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года, до 61,7 млн т. При этом правительство страны ожидает постепенного восстановления объемов добычи. Скорректированный прогноз на 2026 г. составляет 96 млн т.

Минэнерго Казахстана несколько раз пересматривало прогноз нефтедобычи на текущий год. Изначально показатель был установлен на уровне 100,5 млн т, затем снижен до 98 млн т из-за атак на инфраструктуру Каспийского трубопроводного консорциума (КТК) в январе и приостановки добычи на месторождении Тенгиз после возгорания трансформаторов на электростанции. Добычу на Тенгизе удалось полностью восстановить в марте.

В конце августа министр энергетики Казахстана Е. Аккенженов сообщил о новом снижении прогноза до 96 млн т. Причиной стали продолжавшиеся в течение года атаки беспилотников на объекты КТК.

В 2025 г. в Казахстане было добыто 99,6 млн т нефти.

Ожидания по нефтедобыче в 2027 году

По данным отчета Национального банка Казахстана, в 2027 г. страна ожидает снижения нефтедобычи из-за переноса сроков планового ремонта на месторождении Тенгиз с 2026 на 2027 г.

Глава Нацбанка Казахстана Т. Сулейменов заявил, что в 2027 г. более слабая динамика нефтедобычи частично нивелирует эффект от усиления фискального стимулирования. По его словам, это связано с переносом ремонта ТШО с 2026 на 2027 г.

Для сохранения уровня добычи в 2026 г. Казахстан ранее перенес на 2027 г. сроки проведения планово-предупредительных работ (ППР) на месторождениях Тенгиз и Кашаган. Необходимость такого решения была связана с тем, что одновременная остановка двух крупнейших месторождений страны на ремонт могла привести к значительному сокращению нефтяного экспорта.

На фоне этого ожидаемое снижение добычи в 2027 г. будет связано в том числе с проведением перенесенных ремонтных работ. Читать полностью

Триполи, 17 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Австрийская OMV по итогам технической и экономической оценки признала коммерчески жизнеспособным нефтяное месторождение Essar (Эссар) в бассейне Сирт (Sirte Basin) в Ливии.
Об этом сообщает пресс-служба компании.

OMV оценила извлекаемые ресурсы месторождения в 45 млн барр. нефти. Компания является оператором проекта и владеет 12% в концессии C 103. Разработкой месторождения займется Zueitina Oil Company.

Ожидается, что Essar сможет выйти на добычу около 6 тыс. барр./сутки нефти. OMV рассчитывает ускорить ввод объекта в эксплуатацию благодаря его близости к существующей добывающей и перерабатывающей инфраструктуре.

Открытие Essar было сделано в результате бурения разведочной скважины B1-106/4. В июле 2026 г. NOC сообщала о коммерческой рентабельности проекта и приводила оценку извлекаемых запасов на уровне около 195 млн баррр. при проектной добыче порядка 5 тыс. барр./сутки. OMV не поясняет в сообщении методологию, которая позволила сопоставить эту оценку с ранее заявленными NOC 195 млн барр.

Для OMV Essar стал одним из результатов возобновления геологоразведочных работ в Ливии. Компания работает в стране около 50 лет и в конце 2024 г. вернулась к разведке после более чем 10-летнего перерыва.

Ливия обладает крупнейшими доказанными запасами нефти в Африке. На фоне восстановления отрасли NOC в 2025 г. провела первый почти за 2 десятилетия лицензионный раунд, а в июне 2026 г. заключила соглашения с победителями тендера, включая Repsol, Eni, QatarEnergy, Turkish Petroleum и MOL.

Ливия располагает крупнейшими в Африке запасами углеводородов. При этом около 70% всей территории страны и 65% ее территориальных вод остаются недостаточно изученными, что указывает на значительный потенциал геологоразведки, который в стране не проводился на протяжении более чем 17 лет.

По состоянию на начало 2020 г. объем доказанных запасов нефти оценивался в 48,4 млрд барр. Страна является членом ОПЕК, но не участвовала в соглашениях ОПЕК+ по сокращению добычи нефти.

Поступления от нефтяного сектора формируют существенную часть доходов государственного бюджета. В предыдущие годы добыча и экспорт неоднократно прерывались из-за блокировок инфраструктуры и внутренних конфликтов.


До убийства М. Каддфи Ливия процветала. Лидеру страны удавалось объединить все враждующие силы под идеей процветания Ливии. До арабской революции 2011 года, добыча нефти в Ливии составляла 1,6 млн барр/сутки. Ливия была 12^м по значимости экспортером нефти в мире. М. Каддафи хотел построить водовод для использования вод подземного озера в Ливии.


Уже в 2012 г. Запада дерзко заявлял о том, что экономика Ливии может оказаться самой быстрорастущей в мире. Но идут годы, а примирить враждующие стороны и наладить работу без забастовок так и не удалось.

Читать полностью

Астана, 17 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Министерство обороны Казахстана планирует провести поисково-разведочные и взрывотехнические работы в Каспийском море для разработки месторождений.
Соответствующие положения содержатся в обосновании к проекту поправок в Налоговый кодекс, размещенному на портале Открытые НПА.

Работы планируется выполнить в районе №200 казахстанского сектора Каспия. Именно через эту акваторию планировалось проложить трассы проектируемых подводных нефтепроводов, связанных с разработкой месторождений Каламкас-море и Хазар.

Предполагается, что непосредственно поисковые и взрывотехнические мероприятия будут выполнять военные специалисты. При этом необходимое специализированное оборудование должна приобрести компания Kalamkas-Khazar Operating, после чего оно будет безвозмездно передано в собственность Министерства обороны Казахстана.

В связи с этим предлагается скорректировать статью 238 Налогового кодекса РК. Стоимость работ и услуг Минобороны, полученных компанией в обмен на переданное государству оборудование, не будет признаваться доходом при расчете корпоративного подоходного налога.

Изменения также затронут статьи 258 и 259 Налогового кодекса, регулирующие отдельные виды вычетов и порядок учета НДС.

Основанием для работ называется меморандум, подписанный 30 мая 2025 г. Минобороны, Минэнерго и Kalamkas-Khazar Operating. Кроме того, соответствующие договоренности были отражены в протоколе Совета по привлечению инвестиций от 9 июня 2025 г.

Каламкас-море и Хазар

Месторождение Каламкас-море находится на северо-востоке Каспийского моря в 64 км от берега, глубина составляет 6-7 м. Оно открыто в 2002 г. по результатам бурения разведочной скважины КЛМ-1. Месторождение Хазар расположено в 30 км к юго-западу от Каламкас-море и в 65 км к северо-западу от п-ва Бузачи. Открыто в 2007 г. по результатам бурения разведочной скважин Хазар-1 на структуре Хазар. Была вскрыта многопластовая нефтяная залежь, аналогичная месторождению Каламкас-море.

Продуктивные горизонты месторождений Каламкас-море, Хазар залегают на глубине 1,5-2 тыс. м ниже дна моря. Совокупные извлекаемые запасы оцениваются в 48,5 млн т нефти и 19 млрд м³ газа. Ожидаемый уровень добычи на полке - около 4 млн т/год (80 тыс. барр./сутки), период стабильной добычи должен составить не менее пяти лет. Начало добычи планировалось на конец 2029 г., предварительный объем инвестиций - около 6,4 млрд долл. США.


Для реализации проекта было создано Kalamkas-Khazar Operating (паритетное СП ЛУКОЙЛа и КазМунайГаза). Окончательное инвестиционное решение (ОИР) предполагалось принять в 2025 г.


Еще летом 2025 г. СП Kalamkas-Khazar Operating планировало реализацию проекта морского судоходного канала на Каспии для обустройства месторождений Каламкас-море, Хазар и Ауэзов.

Примечательно то, что сам проект Каламкас-море – Хазар в настоящее время фактически находится на паузе. В марте 2026 г. председатель правления КазМунайГаза (КМГ) А. Хасенов заявил о приостановке дальнейшей реализации совместного проекта с российской нефтяной компанией ЛУКОЙЛ. Причиной он назвал санкционные ограничения, введенные в отношении российского партнера.

В апреле стало известно, что партнеры прорабатывают варианты финансирования для освоения месторождений с учетом санкционных ограничений, введенных в отношении российской компании.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 17 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Структуры государственной Зарубежнефти приобрели у РусХима газовые активы в Ненецком автономном округе (НАО). Речь идет о компаниях, владеющих лицензиями на Кумжинский и Коровинский участки недр. Об этом сообщил Ъ со ссылкой на источники и данные ЕГРЮЛ.

Структура Зарубежнефти ЗН Перспектива приобрела ООО ЕСН, которому принадлежит лицензия на Коровинское месторождение. Соответствующие изменения в ЕГРЮЛ внесены 15 сентября. В тот же день генеральный директор ЗН Перспективы В. Терентьев возглавил СН Инвест, которому принадлежит лицензия на Кумжинское месторождение. По данным источников Коммерсанта, этот актив также перешел структурам Зарубежнефти.

Совладелец РусХима Г. Миргородский сообщил Ъ, что сделка находится в процессе, переадресовав вопросы Зарубежнефти. В нефтекомпании и РусХиме от официальных комментариев отказались.

Газовые активы РусХима

РусХим приобрел компании, владеющие лицензиями на Кумжинское и Коровинское ГКМ, у группы Alltech и после этого начал искать партнеров для их разработки. В числе потенциальных партнеров была Газпром нефть, а в 2024 г. РусХим договорился о партнерстве с Зарубежнефтью. Предполагалось, что нефтекомпания получит долю участия в этих активах.

В отчетности структур РусХима за 2025 г. уже сообщалось о полной продаже СН Инвест и ЕСН неназванному профильному игроку. Стоимость СН Инвест, которому принадлежит лицензия на Кумжинское месторождение, оценивалась в 7,5 млрд руб.

Совокупные запасы Кумжинского и Коровинского месторождений оцениваются примерно в 200 млрд м³ газа. Кумжинское ГКМ по размеру запасов относится к категории крупных (104,5 млрд м³ природного газа по категории АВС₁+С₂), Коровинское – к категории средних (41,1 млрд м³). Проектный объем добычи на Кумжинском ГКМ составляет 3,2 млрд м³/год, на Коровинском – 1,0 млрд м³/год.

Изначально эти активы должны были стать ресурсной базой для завода по производству сжиженного природного газа (СПГ) Печора СПГ, а затем – вертикально-интегрированного газохимического комплекса по производству метанола в районе поселка Индига, где планировалось построить незамерзающий порт. Теперь РусХим планирует перенести строительство завода на побережье Балтийского моря. Инвестиции в проект ранее оценивались в 205–220 млрд руб.

Причины продажи активов

По данным источника Ъ, Зарубежнефть могла приобрести Кумжинское и Коровинское месторождения по цене ниже рыночной. Покупка активов соответствует стратегии компании по диверсификации бизнеса за счет газовых проектов.

Освоение месторождений становится более затратным из-за необходимости создания инфраструктуры. При этом Зарубежнефть приобретает активы рядом со своим Харьягинским проектом, где у компании уже есть необходимая инфраструктура и опыт работы в условиях Крайнего Севера.

По мнению управляющего партнера Kasatkin Consulting Д. Касаткина, если планы РусХима по переносу метанольного производства на Балтику сохраняются, экономический смысл владения арктическими месторождениями снижается. Он считает, что продажа активов может быть частью пересмотра конфигурации проекта.

При этом перспективы строительства метанольного завода сохраняются, однако санкции усложняют экономику проекта. По оценке источника Коммерсанта, российский газ дает проекту конкурентные преимущества, но насыщенность внутреннего рынка метанола и конкуренция за экспортные контракты с Китаем могут создавать дополнительные риски.

По данным ЦЦИ, в сентябре средняя цена метанола в России выросла на 5%, до 31,72 тыс. руб./т с НДС, обновив максимум текущего года. Основными факторами роста стали повышение привлекательности экспорта и плановые ремонты на части предприятий, временно сократившие предложение. В краткосрочной перспективе ЦЦИ ожидает дальнейшего роста внутренних цен. Читать полностью

Москва, 17 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Два судна-тяжеловоза вывезли из Китая последние два модуля генерации электроэнергии, изготовленные для проекта Арктик СПГ-2.
На перемещение оборудования обратило внимание отраслевое издание gCaptain.

По данным AIS и спутниковых снимков, суда Glory Ocean (IMO 9934498) и Bright Ocean (IMO 9830769) приняли модули 2-PGM-002 и 2-PGM-004 в порту Чжанцзяган в период с 6 по 10 сентября. После погрузки оба судна взяли курс на север, в сторону Японского моря.

Речь идет о двух последних из четырех модулей береговой электростанции, предназначенных для переработанной конфигурации второй технологической линии Арктик СПГ-2. Оборудование изготовили на бывшей площадке Wison Offshore (ныне Wison New Energies) в Чжоушане.

Проект Арктик СПГ-2 предусматривает три линии сжижения мощностью по 6,6 млн т/год СПГ. Первая линия была запущена в 2023 г. Вторая пока работает с неполной системой электроснабжения.

Согласно проектной документации, энергоснабжение комплекса должны обеспечивать 20 газовых турбин суммарной мощностью 482 МВт. Установка двух недостающих модулей позволит завершить предусмотренную конфигурацию электростанции и создаст техническую возможность для наращивания производительности второй технологической линии.

Перемещение модулей: Glory и Bright снова в деле несмотря на санкции

Первые два модуля береговой электростанции – PGM-001 и PGM-003 – покинули китайскую площадку в 2024 г. Осенью того же года они прибыли на п-ов Гыдан. Их маршрут впоследствии стал одним из оснований для введения США санкций против китайской Wison Zhoushan Offshore and Marine. В январе 2025 г. Минфин США включил компанию в санкционный список, указав на ее участие в строительстве и поставке оборудования для Арктик СПГ-2.

С модулями PGM-002 и PGM-004 ситуация оказалась сложнее. После изготовления они более года оставались в Китае.

Движение оборудования возобновилось весной 2026 года. 17 и 26 апреля китайское судно Xin Xu Zhi Xing забрало модули с площадки в Чжоушане и доставило их в Чжанцзяган — соответственно 19 апреля и 1 мая. Само судно под санкции США и их партнеров не попадало.

Затем оборудование на несколько месяцев задержалось в Чжанцзягане. В начале сентября за ним пришли Glory Ocean и Bright Ocean.

Для Glory и Bright это уже не первая перевозка оборудования для Арктик СПГ-2 в 2026 г. В июле Glory Ocean доставило на Гыдан модуль TMR-001 – ключевой элемент трубопроводной эстакады, устанавливаемый в центральной части платформы. Следом Bright Ocean привезло TMR-002, следующий в технологической цепочке монтажа.

При этом сами тяжеловозы также находятся под санкциями США за участие в российских энергетических проектах. Ранее Glory Ocean ходило под названиями Nan Feng Zhi Xing и Glory Ocean, а Bright Ocean — как Hunter Star и Bright Ocean. В 2026 г. оба судна были перерегистрированы под российский флаг. Их владельцем стала зарегистрированная в Архангельске компания Eco Shipping LLC.

Пока неясно, означает ли доставка новых модулей полноценное возобновление работ или лишь перемещение оборудования из Китая на территорию России. Тем не менее если модули PGM 2 и PGM 4 успешно достигнут Гыданского полуострова, у НОВАТЭКа появится возможность завершить электроснабжение второй линии проекта Арктик СПГ-2 и продолжить его вывод на проектные параметры. При этом еще два модуля – TMR-003 и TMR-004 – остаются в Китае.

Проект Арктик СПГ-2

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

Подпишитесь

Читать полностью