Вашингтон, 29 авг – ИА Нефтегаз.РУ. В пятницу Дональд Трамп поведал о крупнейшей нефтяной сделке в мировой истории - заключении соглашения с Венесуэлой, в результате которого США получат контрольный пакет акций более чем 65 млрд баррелей запасов нефти.

На фоне конфликта США и Ирана в Ормузском проливе эта сделка приобретает особое значение.

Вечернее сообщение в социальных сетях Д.Трампа

Соглашение заключено «без каких-либо затрат» для американских налогоплательщиков.
В результате запасы нефти в США увеличиваются более, чем в 2 раза. Для США это важно, поскольку по данные Министерства энергетики, опубликованные ранее в августе, объемы нефти в Стратегическом нефтяном резерве достигли минимума, невиданного с 1980-х годов.
Американские чиновники координировали свои действия с властями Венесуэлы. Они также использовали «партнерство» с неназванными частными компаниями для заключения сделки. Д. Трамп заявил, что соглашение с Венесуэлой должно снизить цены на бензин. По данным AAA, средняя цена бензина в США в пятницу достигла примерно 4,09 долл США/галлон, что на 27% больше, чем годом ранее.

Контекст

Венесуэла - фиговый листок политики Д, Трампа. Пожалуй, это его единственная успешная операция.
Январское вторжение США в эту южноамериканскую страну, в ходе которой были захвачены президент Венесуэлы Н. Мадуро и его жена Силия Флорес, существенно изменили расклад на мировом рынке нефти.
Нефтегаз.РУ напоминает, что ранее Россия, Иран и Венесуэла были дружественными странами и, объединив усилия, могли влиять на цены на мировом рынке нефти. Суммарные разведанные запасы нефти 3 стран составляли более 540 млрд баррелей или около 32% мировых запасов нефти (около 1,7 трлн баррелей). Запасы нефти в Венесуэле составляют до 304 млрд барр. Теперь триумвират в прошлом.

Д. Трамп попытался было давить сразу на все страны триумвирата, но успех был только в Венесуэле. Впрочем, и этого достаточно, чтобы использовать в предвыборной борьбе. 3 ноября 2026 года состоятся промежуточные выборы в конгресс США. Кое-кто на Западе утверждает, что республиканцы потеряют контроль над Палатой представителей. Главные причины: падение рейтинга Д. Трампа на фоне затянувшейся военной операции против Ирана и резкий рост цен на энергоносители.
Читать полностью

Москва, 29 авг - ИА Нефтегаз.РУ. Ученые РГУ нефти и газа имени И. Губкина разработали первый в России гелеобразователь для гидроразрыва пласта на основе сжиженных углеводородных газов (СУГ).
Об этом сообщила пресс-служба университета.

Новый реагент для гелирования углеводородных жидкостей для гидравлического разрыва пласта (ГРП) состоит из компонентов, произведенных в России и дружественных странах. Гелеобразователь предназначен для решения ключевой проблемы ГРП на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами (ТрИЗ) нефти в низкопроницаемых коллекторах.

Использование реагентов на водной основе не всегда эффективно при ГРП, особенно в низкопроницаемых коллекторах. Гелеобразная углеводородная композиция отличается высокой вязкостью, термической стабильностью, улучшенными фильтрационными характеристиками.

Новый гелеобразователь

Для получения оптимального состава высоковязкого геля ученые Губкинского университета проводили эксперименты на легких углеводородах - аналогах сжиженного газа, были синтезированы новые гелеобразующие агенты.

Удалось подобрать корректное соотношение низко- и высокомолекулярных спиртов. Анализ показал, что оптимальные реологические свойства гелей достигаются при использовании комбинации ортофосфорных эфиров с короткими и длинными алкильными радикалами С4 и С9–11 с добавлением комплексообразователя и растворителя.

Исследования подтвердили высокую эффективность разрабатываемого состава при проведении ГРП. Другим преимуществом гелеобразователя является универсальность по отношению к различным углеводородным основам. Рецептура жидкости показала оптимальные значения вязкости, в том числе для жидкостей на основе сжиженных углеводородных газов.

Новый реагент прошел испытания на гептане, который имитировал СУГ, а также на смеси с дизельным топливом.

Гидравлический разрыв пласта - технология интенсификации притока углеводородов, при котором в горной породе создаются трещины для увеличения проницаемости.

Разработка позволяет эффективно загущать СУГ, обеспечивая создание протяженных трещин. Использование реагентов на основе СУГ вместо воды при ГРП позволяет избежать набухания глин и сохранить коллекторские свойства пласта, что особенно востребовано для низкопроницаемых коллекторов.

Гелеобразователь не только частично замещает импортные технологии, но и открывает новые возможности для рентабельной разработки трудноизвлекаемых запасов.
Гелеобразователь прост для использования в промысловых условиях.

Аналогов данному гелеобразователю в России нет. Он является единственным отечественным продуктом такого типа.

Контекст

Трудноизвлекаемые запасы составляют около двух третей разведанных запасов нефти в стране, это примерно 12 млрд т. Их эффективная разработка долгое время оставалась технологически сложной задачей.

Появление нового реагента делает рентабельной добычу в низкопроницаемых коллекторах, где традиционные методы малопригодны.

В процессе ГРП нефтяных и газовых скважин используются специальные углеводородные жидкости, обладающие низкой потерей давления на трение, а также высокой вязкостью, необходимой для создания трещин и транспортировки в них расклинивающего материала.

На Западе научились получать такие реагенты растворением в углеводородах алюминиевых солей органических ортофосфорных эфиров. Для приготовления гелеобразной композиции в среде углеводородной жидкости смешивают гелеобразователь, активатор, комплексообразователь, деструктор. В качестве активатора можно использовать изопропилат этилацетоацетат алюминия, комплексообразователя - триэтаноламин, деструктора - карбонат натрия.

До настоящего времени все ключевые реагенты для гидроразрыва пласта импортировались. Отечественных технологий безводного гидроразрыва на СУГ не существовало. В России преимущественно применялись реагенты на основе дизельного топлива, которое не испаряется из продуктивного пласта и снижает эффективность добычи. В отличие от дизтоплива, СУГ полностью удаляются из коллектора вместе с нефтью, не нанося вреда горной породе.

Официоз

Глава НОЦ Промысловая химия Л. Магадова пояснила, что до последнего времени в России не производили реагенты для добычи ТрИЗ нефти из низкопроницаемых коллекторов, и страна зависела от импорта. Именно поэтому была поставлена задача создать отечественный гелеобразователь для работы со сжиженными газами, чтобы обеспечить технологический суверенитет и возможность разрабатывать трудноизвлекаемые запасы.

Заведующий лабораторией НОЦ Промысловая химия С. Бородин отметил, что полученные на его основе гели обладают высокими вязко-упругими свойствами, что гарантирует надежную транспортировку проппанта в трещины.





Автор: А. Шевченко Читать полностью

Москва, 29 авг – ИА Нефтегаз.РУ. Чистая прибыль Роснефти, относящаяся к акционерам, в 1^м полугодии 2026 г. снизилась на 18,4% по сравнению с 1^м полугодием 2025 г., добыча углеводородов выросла на 2,5%, переработка нефти – упала на 8,3%.
Отчетность за 1^е полугодие 2026 г. по МСФО Роснефть представила 28 августа 2026 г.

Финансовые показатели

В 1^м полугодии 2026 г. в сравнении с результатами 1^го полугодия 2025 г. финансовые результаты Роснефти оказались следующими:

• выручка от реализации и доход от ассоциированных организаций и СП выросла на 0,6% и составила 4,289 трлн руб.,
• в т.ч. выручка от реализации нефти, газа, нефтепродуктов и нефтехимии увеличилась на 0,6%, до 4,208 трлн руб.,
• затраты и расходы снизились на 0,9%, до 3,648 трлн руб.,
• показатель EBITDA вырос на 23,0%, до 1,296 трлн руб., маржа EBITDA составила 30% (годом ранее компания показатель рентабельности не приводила на фоне снижения EBITDA),
• прибыль до налогообложения уменьшилась на 21,5%, до 446 млрд руб.,
• чистая прибыль снизилась на 32,4%, до 282 млрд руб., чистая прибыль, относящаяся к акционерам, – на 18,4%, до 200 млрд руб.,
• капзатраты увеличились на 11,6%, до 858 млрд руб.,
• свободный денежный поток увеличился на 12,1%, до 194 млрд руб.
• соотношение чистый долг/EBITDA на конец 1^го полугодия 2026 г. – 1,8х (на конец 1^го квартала 2026 г. – 1,7х, годом ранее – 1,6x).

По поводу результатов 1^го полугодия 2026 г. компания сообщила, что динамика основных финансовых показателей обусловлена операционными результатами и сложившейся макроэкономической конъюнктурой в сочетании с управленческими решениями. Так, рост выручки и контроль над расходами обеспечили значительный рост показателя EBITDA.

При этом значительно выросла амортизационная нагрузка – расходы на износ и амортизацию увеличились в 1,5 раза, до 663 млрд руб., что может указывать на ввод в эксплуатацию новых основных средств.

Также резко увеличились прочие расходы – в 14 раз, до 195 млрд руб., что оказало сильное негативное влияние на прибыль до налогообложения и в итоге – на чистую прибыль. Роснефть объяснила снижение прибыли рядом неденежных и разовых факторов, включая курсовые разницы и обесценение активов.

Рост также показали капитальные затраты, что обусловлено интенсификацией инвестиционной программы на проекте Восток Ойл. В июне 2026 г. в ходе ГОСА Роснефти глава компании И. Сечин сообщил, что готовится завершение стыковочных работ по нефтепроводу Ванкор – Пайяха – Бухта Север, который обеспечит транспортировку нефти с месторождений проекта Восток Ойл в порт Бухта Север для дальнейшей отправки по Северному морскому пути (СМП). Ввод 1^й очереди порта Бухта Север намечен на сентябрь 2026 г.

По поводу роста долговой нагрузки Роснефть подчеркнула, что соотношение чистый долг/EBITDA 1,8x кратно ниже минимального ковенантного значения в соответствии с кредитными соглашениями.

Комментируя результаты 1^го полугодия 2026 г., И. Сечин отметил:

• компания обеспечивает потребности внутреннего рынка, учитывая ограничения, связанные с поддержанием нефтеперерабатывающих мощностей,
• отпуск топлива при этом осуществлялся по стабильным ценам, что обеспечивает значимый вклад в сдерживание инфляции,
• в отчетном периоде компания продолжила реализацию основных инвестиционных проектов, ключевым из которых, безусловно, является Восток Ойл.

Операционные показатели

Разведка и добыча

Показатели по добыче углеводородов Роснефти за 1^е полугодие 2026 г.:

• добыча углеводородов Роснефти составила 124,6 млн т н.э. (5,12 млн бнэ/сутки), в т.ч.:
• добыча жидких углеводородов (ЖУВ) – 89,8 млн т (3,69 млн барр./сутки),
• добыча газа составила 42,28 млрд м³ (1,42 млн бнэ/сутки).

Исходя из данных за 1^е полугодие 2025 г., добычу углеводородов в отчетном периоде Роснефть увеличила на 2,5%, в т.ч. ЖУВ – на 0,6%, газа – на 6,8%.

Роснефть отметила, что положительная динамика добычи ЖУВ обусловлена ростом добычи на шельфовых проектах компании (проект Сахалин-1, где плановые показатели добычи, которые утверждал прежний оператор, были превышены на 20%), завершением ремонтов на отдельных активах и ослаблением ограничений добычи нефти в рамках ОПЕК+. По газу сказалось увеличение добычи на новых проектах в Ямало-Ненецком автономном округе.

Проходка в эксплуатационном бурении у компании в 1^м полугодии 2026 г. превысила 5,2 млн м., в эксплуатацию введено свыше 1,3 тыс. новых скважин, из них 76% – горизонтальные.

На суше РФ в 1^м полугодии 2026 г. Роснефть выполнила 1,7 тыс. пог. км сейсмических работ 2D и 0,6 тыс. км² сейсмических работ 3D. Завершены испытанием 5 поисково-разведочных скважин с успешностью 80%.

Проект Восток Ойл

В 1^м полугодии 2026 г. в рамках флагманского проекта Восток Ойл, который Роснефть реализует на п-ве Таймыр на севере Красноярского края и на Гыданском п-ве в ЯНАО, компания продолжала работы по программе геологоразведки и опытно-промышленной разработки Пайяхского и Ичемминского месторождений. Проходка в эксплуатационном бурении превысила 44 тыс. м, закончены бурением 10 эксплуатационных скважин. По результатам испытания скважины на Пайяхском месторождении получен фонтанирующий приток нефти с дебитом более 130 т/сут.

В рамках подготовки к технологическому запуску в 2026 г. по состоянию на конец июня завершаются работы по укладке магистрального нефтепровода Ванкор – Пайяха – Бухта Север. Завершены работы по очистке, калибровке и пневматическим испытаниям нефтепровода, выполняется внутритрубная диагностика. В конце июля началось поэтапное заполнение нефтью трубопроводной системы.

Обеспечена строительная готовность к приемке судов на 2 грузовых причалах и причале для портового флота на терминале Порт Бухта Север. В высокой степени готовности находится строительство 1^го нефтеналивного причала, на 2^м причале продолжаются работы по отсыпке и строительству технологических конструкций. На площадочных объектах ведутся завершающие этапы строительства для запуска системы внешнего транспорта проекта Восток Ойл.

Переработка

По сегменту нефтепереработки Роснефть привела следующие показатели за 1^е полугодие 2026 г.:

• объем переработки нефти на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) Роснефти в России составил 35,5 млн т,
• глубина переработки нефти составила 76,2%,
• выход светлых нефтепродуктов – 60,2%.

В сравнении с показателями 1^го полугодия 2025 г. объем переработки снизился на 8,3%, что обусловлено проведением ремонтно-восстановительных работ, а также сохраняющимися логистическими ограничениями. Глубина переработки нефти снизилась на 1,4 п.п., выход светлых практически не изменился (сократился на 0,1 п.п.), что также является следствием продолжающихся атак на производственные объекты компании. Ранее И. Сечин сообщал, что Роснефть оценивает необходимость резервирования части стоимости активов, что может оказать негативное влияние на финансовые результаты.

Роснефть подчеркнула, что стабильное снабжение российских потребителей качественным моторным топливом, особенно в период серьезного дефицита нефтепродуктов, является одним из основных приоритетов ее деятельности. В 1^м полугодии 2026 г. компания реализовала на внутреннем рынке 18,8 млн т нефтепродуктов. Это на 6,0% ниже, чем годом ранее, но снижение оказалось меньше, чем по объему переработки.

Компания отметила, что продолжает активно участвовать в торгах на Санкт-Петербургской Международной Товарно-сырьевой бирже. В 1^м полугодии 2026 г. на бирже реализовано 3,8 млн т бензина и дизельного топлива, доля продаж компании в общих биржевых продажах этих нефтепродуктов составила 29%.

ESG

В отчетном периоде компания продолжила реализацию мероприятий по достижению целей устойчивого развития в рамках стратегии «Роснефть-2030».

Роснефть применяет новейшие технологии и самые современные методы производства для создания безопасной рабочей среды и сведения к минимуму риска производственного травматизма и профессиональной заболеваемости. В 1^м полугодии 2026 г. показатель потерянных дней трудоспособности (LWIS) снизился на 43%.

В результате проведения мероприятий по предотвращению аварий в 1^м полугодии 2026 г. на предприятиях компании уменьшилось количество происшествий, связанных с безопасностью технологических процессов. В частности, частота происшествий, связанных с разгерметизацией оборудования с тяжелыми последствиями первого уровня (PSER-1) снизилась на 14% по сравнению с 1^м полугодием 2025 г., 2^го уровня (PSER-2) – на 56%.

В рамках работы по минимизации разливов нефти и нефтепродуктов велись мероприятия по замене промысловых трубопроводов.
Читать полностью

Самара, 29 авг - ИА Нефтегаз.РУ. На Жигулевской ГЭС состоялись комплексные учения по ликвидации чрезвычайной ситуации, связанной с разливом нефтепродуктов.
Об этом сообщила пресс-служба РусГидро.

Согласно сценарию тренировки, произошло условное повреждение сливного бака маслонапорной установки (МНУ) гидроагрегата, что привело к утечке масла и его распространению по полу турбинного зала. Участники объявили режим чрезвычайной ситуации и получили задачи по локализации и устранению разлива.

МНУ гидроагрегата

Маслонапорная установка (МНУ) обеспечивает штатную эксплуатацию гидроагрегата.
Конструкция МНУ:

• сливной бак;
• масловоздушный котел (пневмогидроаккумулятор);
• контрольно-измерительные приборы;
• запорная арматура;
• масляные насосы с электродвигателями;
• система управления.

В маслонапорных установках гидроагрегатов используется турбинное масло Тп-30 по ГОСТ 9972.
Назначение сливного бака - хранение запаса масла, пополнение масловоздушного котла, обеспечение замкнутого контура циркуляции масла.
Повреждение сливного бака может привести к утечке масла, нарушению работы системы регулирования, аварийной остановке гидроагрегата.

Действия по ЛАРН и решили отработать на примере утечки масла.

Действия на учениях

В соответствии с требованиями федерального законодательства при проведении подобных мероприятий рассматривается вариант с максимальным расчетным объемом разлива нефтепродуктов, чтобы оценить готовность заявленных сил и средств к ликвидации аварии.

Органы управления и силы филиала были приведены в состояние готовности. Об инциденте доложили директору Жигулевской ГЭС, собрали комиссию по чрезвычайным ситуациям и обеспечению пожарной безопасности, привели в готовность профессиональное аварийно-спасательное формирование. К аварийно-спасательным и другим неотложным работам привлекли нештатное аварийно-спасательное формирование филиала и объектовую пожарно-спасательную часть.

На месте условного происшествия спасатели использовали оборудование, предназначенное для локализации и ликвидации разливов нефтепродуктов. Условный разлив был устранен в установленный срок.

По итогам комплексных учений комиссия дала заключение о готовности Жигулевской ГЭС к действиям по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций, связанных с разливом нефтепродуктов. П. Афонин, начальник отдела защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций управления гражданской обороны и защиты населения Главного управления МЧС России по Самарской области, отметил, что межведомственная комиссия признала результат учений успешным, а сами учения прошли на высоком организационном уровне.

На гидроэлектростанциях используется значительный объем турбинного масла для смазки и охлаждения гидроагрегатов, поэтому регулярная отработка действий при аварийных разливах нефтепродуктов является обязательным требованием промышленной безопасности.


Автор: А. Шевченко Читать полностью

Вашингтон, 29 авг - ИА Нефтегаз.РУ. Американские биотехнологи изменили геном морской бактерии Alteromonas macleodii, заставив ее непрерывно вырабатывать органические молекулы, ускоряющие выветривание горных пород.
Об этом сообщила пресс-служба Института природоподобной инженерии Висса Гарвардского университета.

Выветривание горных пород - естественный процесс, который удаляет углекислый газ из атмосферы и помогает регулировать климат Земли.

Научный сотрудник института П. Сильвер отметила, что исследователи на практике применили идею природоподобных технологий для решения задачи регулирования климата на планете. По ее словам, созданный подход сопряжен с очень низкими рисками и может быть реализован во многих регионах Земли, что позволит добиться реального снижения концентрации углекислого газа в атмосфере.

Ученые указывают, что в последние годы климатологи все чаще подчеркивают: для полной или частичной реализации Парижского соглашения по климату необходимо не только резко сократить выбросы парниковых газов, но и запустить масштабные проекты по изъятию CO₂ из атмосферы. В противном случае не удастся удержать глобальное потепление на отметках в 1,5 или 2^оС, заложенных в документе.

Существующие технологии такого рода плохо масштабируются, что побуждает специалистов искать альтернативы. Биотехнологи из США попытались решить эту проблему с помощью одного из главных природных поглотителей CO₂ - силикатных горных пород. Их разрушение под действием воды, бактерий и корней растений ведет к образованию щелочных соединений, взаимодействие которых с углекислым газом способствует формированию отложений карбонатов.

Выветривание горных пород начинается с растворения силикатных минералов, таких как оливин, под воздействием воды, воздуха и биологической активности. В результате этого процесса высвобождаются магний, железо и силикаты, а растворенный в воде атмосферный CO₂ превращается в бикарбонат.

Однако высвобождающееся железо окисляется при воздействии атмосферы и образует ржавчину на поверхности минерала. Это покрытие замедляет дальнейшее растворение и ограничивает скорость, с которой порода может поглощать углерод.

Некоторые бактерии естественным образом вырабатывают сидерофоры - молекулы, которые связываются с окисленным железом и делают его растворимым. Удаляя это железо, микробы эффективно удаляют ржавчину с поверхности минерала и позволяют процессу выветривания протекать быстрее.

Исследователи решили так же ускорить процесс, изменив геном участвующих в нем бактерий. Они модифицировали геном морской бактерии Alteromonas macleodii таким образом, что она непрерывно синтезирует сидерофоры при наличии достаточного количества питательных веществ. Если по простому, то группа исследователей из Института Висса Гарвардского университета, Гарвардской медицинской школы и Стэнфордской школы устойчивого развития Доэрра модифицировала бактерию Alteromonas macleodii для усиления выветривания оливина в морской воде. В результате культуры микроорганизмов начали разрушать минерал оливин в 2,6 раза быстрее, чем природные формы этих бактерий, что ускорило поглощение CO₂ в экспериментальном реакторе.

Оливин представляет собой один из наиболее распространенных силикатных минералов в верхней мантии Земли. Благодаря способности связывать углекислый газ при выветривании он рассматривается в ряде проектов как перспективный материал для ускоренного геохимического улавливания углерода.
Воодушевленные ученые построили пилотные биореакторы, содержащие несколько килограммов зеленого оливинового песка, погруженного в неочищенную морскую воду, собранную в гавани неподалеку.

Морская вода и бактерии непрерывно циркулировали над минералом. Измерение процессов выветривания проводилось ежедневно в стационарных условиях. В конечном итоге система поглощала 0,5 грамма CO₂/сутки. Генно-модифицированные микроорганизмы увеличили степень выветривания оливина в 2,6 раза по сравнению с контрольными условиями.

Более крупные промышленные установки, как надеются исследователи, позволят человечеству с минимальными затратами изымать значительные количества парниковых газов из атмосферы.

Один из предложенных вариантов применения предполагает выращивание генетически модифицированных бактерий в больших резервуарах, аналогичных тем, которые используются на очистных сооружениях.

Неочищенная морская вода будет прокачиваться через бассейны, после чего щелочная вода, содержащая уловленный углерод, будет сброшена в океан.

Автор: А. Шевченко Читать полностью

Улан-Батор, 28 авг - ИА Нефтегаз.РУ. Монголия планирует увеличение доли возобновляемых источников энергии (ВИЭ) в структуре энергетики до 53% к 2050 г.
Об этом сообщили местные СМИ со ссылкой на министерство энергетики страны.

Как прогнозирует Минэнерго, к 2050 г. в связи с ростом экономики страны и урбанизацией энергоресурсы станут более востребованными в 5,4 раза. Для покрытия такого спроса потребуется увеличить существующую мощность энергосистемы Монголии более чем в 10 раз. Если сейчас ее мощность составляет 1,94 тыс. МВт, то к 2050 г. она должна быть уже на уровне 23,28 тыс. МВт. Государству потребуется вводить в эксплуатацию примерно по 818 МВт новых мощностей в год. Это в 12-17 раз быстрее, чем сегодня.

Ранее была представлена новая стратегия энергетической трансформации Монголии. Она включает три этапа. К 2030 г. планируется сократить зависимость от импорта и увеличить мощности энергосистемы до такого уровня, чтобы у системы были резервные мощности. К 2040 г. должны быть запущены новые крупные энергообъекты. К 2050 г. должна быть завершена глубокая диверсификация энергосектора. Добиться этого планируют с помощью внедрения ядерной и водородной энергетики - это необходимо для ухода от исторической зависимости от угля.

Бюджет для таких изменений требуется значительный. В Минэнерго затраты на генерацию электроэнергии и тепла, теплосети и линии электропередачи оценили в 44,8 млрд долл. США. Также потребуется от 58 до 73 млрд долл. США для модернизации распределительных сетей и повышения энергоэффективности.

Хотя сегодня основная часть угля, который добывается в Монголии, отправляется на экспорт, внутреннее потребление этого ресурса остается крайне высоким. Это сказывается на экологической безопасности страны. Чтобы улучшить ситуацию с выбросами, в некоторых регионах внедряют проекты по замене угольных мощностей ВИЭ.

Энергосистема Монголии

Монголия обладает значительным потенциалом ветровой и солнечной энергетики, однако по состоянию на 2023 год производство электроэнергии из ВИЭ составляло около 9% от общего энергетического баланса, что значительно ниже прогнозируемого среднемирового показателя в 30% в 2023 году. В 2023 году страна импортировала около 22% электроэнергии из России и Китая.

В настоящее время импортирует около 20% электроэнергии из РФ, в основном через трансграничные региональные линии, управляемые Интер РАО, для покрытия пикового зимнего спроса. Россия экспортирует в Монголию около 700 млн кВт·ч/год, что составляет около 13% от общего объёма экспорта Интер РАО. Причем электроэнергия поступает в основном в западные региональные системы и для балансировки пиковой нагрузки, а не для базовой генерации.

Монголия, Россия и Китай обсуждают интеграцию региональных электросетей. Проект Asia Super Grid направлен на использование солнечного и ветрового потенциала пустыни Гоби в Монголии, в том числе для поставок чистой энергии в Китай и Россию.

В 2020 году парламент Монголии утвердил стратегию Видение 2050, согласно которой страна ставила перед собой цель достичь 30% доли возобновляемых источников энергии уже к 2030 году.

В 2023 году в Монголии действовало 12 крупномасштабных проектов по ВИЭ, включающих солнечную и ветровую энергию. Общий объем инвестиций в эти проекты оценивался в 533 млн долл США, из которых 364 млн долл США направлены на ветровую энергетику и 169 млн долл США на солнечную.

В июне 2024 года Минэнерго Монголии и Международная финансовая корпорация (IFC) подписали соглашение о подготовке проекта ветроэлектростанции мощностью 100 МВт посредством первого в стране конкурентного аукциона. В соответствии с программой Видение 2050 правительство планировало реализовать дополнительные проекты в области ВИЭ, включая гидроэлектростанцию ​​Эрденэбурен мощностью 90 МВт, систему накопления энергии (СНЭ) мощностью 200 МВт и гидроэлектростанцию Эг-Ривер мощностью 315 МВт.

Для сравнения. в 2013 году в Монголии введена в эксплуатацию ВЭС Салхан. Мощность: 50 МВт (31 ветротурбина GE 1.6-82.5xle). Инвестиции 120 млн долл США.

Автор: А. Шевченко Читать полностью

Москва, 28 авг – ИА Нефтегаз.РУ. Чистая прибыль Газпрома за 1^е полугодие 2026 г. по МСФО, относящаяся к акционерам, снизилась на 12% по сравнению с 1^м полугодием 2025 г. и составила 864 млрд руб.
Отчетность за 1^е полугодие 2026 г. по МСФО Газпром представил 28 августа 2026 г.

Результаты в общем

В целом по группе Газпром за 1^е полугодие 2026 г. в сравнении с аналогичным периодом 2025 г.:

• выручка от продаж выросла на 6,3% и составила 5,302 трлн руб.,
• операционные расходы сократились на 1,9%, до 4,08 трлн руб.,
• прибыль от продаж выросла в 1,5 раза, до 1,195 трлн руб.,
• прибыль до налогообложения сократилась на 9,6%, до 1,31 трлн руб. (на фоне падения финансовых доходов в 2,5 раза, до 315,994 млрд руб. после резкого роста годом ранее),
• показатель EBITDA составил 1,977 трлн руб., что на 27,8% выше в годовом сравнении,
• прибыль сократилась на 9,8%, до 932,884 млрд руб., прибыль, относящаяся к акционерам, - на 12,1%, до 863,862 млрд руб.,
• капитальные вложения снизились на 30,3%, до 832,607 млрд руб.,
• свободный денежный поток вырос в 2,2 раза, составив 634 млрд руб.,
• чистый долг, скорректированный на депозиты, практически не изменился (вырос на 0,1%) по сравнению с показателем на конец 2025 г. и составил 6,055 трлн руб.,
• соотношение чистый долг (скорр.)/EBITDA опустилось с 2,07x на конец 2025 г. до 1,81x по итогам 1^го полугодия 2026 г.

Напомним, что по РСБУ (т.е. исключительно по головной компании группы) Газпром за 1^е полугодие 2026 г. показал чистую прибыль в размере 78,372 млрд руб. против 10,765 млрд руб. чистого убытка годом ранее. При этом 2^й квартал 2026 г. Газпром закончил с чистым убытком 69,174 млрд руб. против 7,359 млрд руб. чистой прибыли годом ранее.

По МСФО квартал был прибыльным – во 2^м квартале 2026 г. Газпром увеличил чистую прибыль в 1,6 раза в годовом сравнении, до 557,229 млрд руб.

По сегментам и видам деятельности

Свой бизнес Газпром традиционно делит на 4 сегмента – газовый (в основном добычные, газотранспортные, газораспределительные и перерабатывающие дочки Газпрома), нефтяной (в основном Газпром нефть), электроэнергетический (Газпром энергохолдинг, ГЭХ) и медиабизнес (Газпром-Медиа, управляющее в т.ч. НТВ, ТНТ и Rutube).

При этом добычные дочки Газпрома, помимо природного газа, добывают нефть и газовый конденсат, а в добыче Газпром нефти заметную долю занимает природный газ. Поэтому Газпром в отчетности по МСФО приводит и данные по сегментам, и структуру выручки и по видам деятельности.

Сегменты бизнеса Газпрома в 1^м полугодии 2026 г. показали следующие результаты:

• газовый бизнес – выручка выросла на 6,7% в годовом сравнении и составила 3,199 трлн руб. (от внешних продаж – на 3,3%, до 2,922 трлн руб.), прибыль – на 19,7%, до 700,646 млрд руб.,
• нефтяной бизнес – выручка увеличилась на 6,2%, до 2,057 трлн руб. (от внешних продаж – на 8,0%, до 1,886 трлн руб.), прибыль – выросла в 3,2 раза, до 446,543 млрд руб.,
• электроэнергетический бизнес – выручка увеличилась на 21,7%, до 423,827 млрд руб., прибыль упала в 1,7 раза, до 59,585 млрд руб.,
• медиа-бизнес – выручка практически не изменилась, составив 79,023 млрд руб., но сам сегмент вновь стал убыточным, показав 11,769 млрд руб. убытка против 15 млн руб. прибыли годом ранее.

Выручка от продаж за 1^е полугодие 2026 г. по видам деятельности имеет следующую структуру:

• выручка от продажи газа (включая акциз, таможенные пошлины и платежи, причитающиеся РФ согласно соглашению о разделе продукции) снизилась на 0,7%, до 2,33 трлн руб., в т.ч.:
• в РФ – увеличилась на 17,3% на фоне холодной зимы и составила 863,002 млрд руб.,
• вне РФ – снизилась на 8,9%, до 1,467 трлн руб.;
• без учета акцизов, пошлин, платежей по СРП выручка от продаж газа сократилась на 1,2%, до 1,982 трлн руб.,
• выручка от продажи нефти, газового конденсата и продуктов нефтегазопереработки увеличилась на 11,4%, до 2,462 трлн руб., в т.ч.:
• в РФ – выросла на 6,3%, до 1,229 трлн руб.,
• вне РФ – на 16,9%, до 1,233 трлн руб.;
• выручка от продажи электрической и тепловой энергии подскочила на 21,9%, до 436,122 млрд руб., что также обусловлено низкими температурами воздуха прошедшей зимой.

Как это видит Газпром?

Результаты группы Газпром за 1^е полугодие 2026 г. прокомментировал зампред правления Газпрома Ф. Садыгов. В частности, он отметил рост прибыльности и денежного потока при сокращении инвестрасходов и снижении долговой нагрузки. Основными драйверами стали динамика цен на нефть и газ, рост поставок и сильные результаты 2^го квартала. При этом укрепление рубля ограничивало рост экспортной выручки в рублях.

Тезисы от Ф. Садыгова:

• 2^й квартал внес положительный вклад в финансовые результаты группы Газпром за 1^е полугодие 2026 г.,
• выручка группы Газпром за январь-июнь 2026 г. выросла на 6% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года, в т.ч. выручка нефтяного бизнеса увеличилась на 8%, газового – на 3%,
• поддержку показателям оказал рост цен на нефть и газ на мировых энергетических рынках во 2^м квартале 2026 г.,
• выручка от продаж газа на внутреннем рынке в 1^м полугодии 2026 г. выросла на 17%, в т.ч. благодаря росту поставок газа,
• положительная динамика наблюдалась и на экспортном направлении – в 1^м полугодии 2026 г. объем поставок газа увеличился на 8%, однако укрепление среднего курса рубля на 12% выступило сдерживающим фактором роста экспортной выручки в рублевом эквиваленте,
• EBITDA выросла на 28%, до 1,977 трлн руб., в т.ч. во 2^м квартале EBITDA группы Газпром составила 998 млрд руб., что превышает результат 1^го квартала 2026 г. (979 млрд руб.), и на 42% – 2^го квартала 2025 г.,
• чистая прибыль группы Газпром за 1^е полугодие составила 864 млрд руб., во 2^м квартале показатель сложился на уровне 519 млрд руб., увеличившись на 50% относительно 1^го квартала и на 61% – 2^го квартала прошлого года,
• операционный денежный поток, скорректированный на изменение краткосрочных депозитов, достиг в 1^м полугодии 2026 г. 1,466 трлн руб.,
• капвложения снизились на 30%, группа реализует ключевые инвестиционные проекты, продолжая работу по оптимизации затрат,
• в результате свободный денежный поток, скорректированный на изменение краткосрочных депозитов, вырос в 2,2 раза и достиг 634 млрд руб.,
• чистый долг (скорр.) сохранился на уровне конца 2025 г., коэффициент долговой нагрузки Чистый долг (скорр.)/EBITDA составил 1,81, продолжив снижение с 2,07 по итогам 2025 г. и 1,91 на конец 1^го квартала 2026 г..

Читать полностью

Москва, 28 авг – ИА Нефтегаз.РУ. Не было времени смотреть ленту? Тогда читайте наш краткий топ-10 новостей этой пятницы.

В подборку вошли наиболее заметные события дня:

1. Shell прекратила переговоры с Unimot о продаже доли в НПЗ PCK Шведт в Германии. Переговоры о продаже 37,5% акций завода велись с 2023 года и завершились несколько месяцев назад.
2. Газохимический комплекс KPI в Казахстане вывели на плановый ремонт. В период ППР планируется обновить катализаторы на реакторах дегидрирования пропана, отремонтировать компрессоры и провести проверку теплообменного оборудования.
3. Газпром межрегионгаз начал принимать цифровые рубли в расчетах за газ. Первый платеж в новой форме национальной валюты получил Газпром межрегионгаз Санкт-Петербург - средства поступили от Генерирующей компании Обуховоэнерго.
4. QatarEnergy продлила приостановку поставок СПГ итальянской Edison до ноября. Катарская компания не поставит еще пять партий СПГ по долгосрочному контракту с одним из крупнейших европейских покупателей.
5. Казахстан восстановил добычу нефти после атак на КТК. Добыча нефти в стране вернулась к стабильному уровню после снижения из-за перебоев с отгрузкой в систему Каспийского трубопроводного консорциума.
6. Узбекистан может стать партнером проекта нового НПЗ в Азербайджане. Производство топлива планируется продолжать и на действующих НПЗ Узбекистана.
7. Силовые машины с 2029 года планируют выпускать по две турбины для АЭС в год. В 2026 г. компания подписала контракты на оборудование для трех энергоблоков атомных станций.
8. Бензин на бирже РФ показал разнонаправленную динамику по итогам недели. Стоимость АИ-92 выросла на 0,46%, тогда как АИ-95 подешевел на 1,13%.
9. Госкорпорация Росатом по итогам 2025 года сохранила позиции одного из крупнейших мировых игроков атомной отрасли. В течение года компания развивала проекты в атомной и возобновляемой энергетике, цифровых технологиях и ядерной медицине, а также усиливала присутствие в Арктике и на СМП.
10. С 2027 года в городах Приморья введут полный запрет на перевалку угля. В соответствии с документом, подписанным губернатором Приморья О. Кожемяко, уже в этом году перевалка опасных грузов в регионе будет ограничена.

О главных событиях четверга — читайте здесь.
Читать полностью

Москва, 28 авг – ИА Нефтегаз.РУ. Чистая прибыль, относящаяся к акционерам ЛУКОЙЛа, по итогам 1^го полугодия 2026 г. выросла в 1,5 раза по сравнению с 1^м полугодием 2025 г., и составила 430,907 млрд руб.
Отчетность по МСФО за 1^е полугодие 2026 г. ЛУКОЙЛ опубликовал 28 августа 2026 г.

С ростом выручки и чистой прибыли

Согласно отчетности ЛУКОЙЛа по МСФО за 1^е полугодие 2026 г. по сравнению с аналогичным периодом 2025 г.:

• выручка от реализации (включая акцизы и экспортные пошлины) выросла на 8,0% и составила 2,059 трлн руб.,
• операционные расходы увеличились на 4,0%, до 270,891 млрд руб.,
• расходы по налогам (кроме налога на прибыль) и экспортным пошлинам снизились на 14,2%, до 600,872 млрд руб.,
• операционная прибыль выросла в 2,5 раза, до 610,942 млрд руб.,
• прибыль до налога на прибыль выросла в 3,2 раза, до 581,367 млрд руб.,
• расходы по налогу на прибыль также увеличились – в 1,6 раза, до 141,311 млрд руб.,
• чистая прибыль выросла в 1,5 раза, до 440,056 млрд руб., чистая прибыль, относящаяся к акционерам ЛУКОЙЛа, составила 430,907 млрд руб.

Во многом позитивная динамика показателей ЛУКОЙЛа за 1^е полугодие 2026 г. обусловлена контролем расходов. Так, коммерческие, общехозяйственные и административные расходы компания сократила в 3,2 раза, до 76,72 млрд руб. Затраты на геологоразведочные работы (ГРР) сократились в 2,7 раза, до 248 млн руб. При этом стоимость приобретенных нефти, газа и продуктов их переработки подросла, но незначительно – на 1,4%, до 172,308 млрд руб. Все это внесло вклад в рост показателя операционной прибыли.

Прибыль до налога на прибыль показала рост на фоне резкого сокращения убытка по курсовым разницам – в 3,7 раза, до 18,921 млрд руб. Одновременно в 1^м полугодии 2026 г. ЛУКОЙЛ учел долю в убытке ассоциированных организаций и СП в размере 3,297 млрд руб. против 4,198 млрд руб. прибыли годом ранее.

Показатель EBITDA ЛУКОЙЛа по итогам 1^го полугодия 2026 г. вырос в 1,9 раза, до 815,342 млрд руб.

Без LIG

Важным нюансом в отчетности ЛУКОЙЛа является то, что базовые показатели (за 1^е полугодие 2025 г.) были пересчитаны с учетом прекращенной деятельности. Без этой корректировки ЛУКОЙЛ показал бы снижение выручки в 1^м полугодии 2026 г. в 1,7 раза, EBITDA выросла бы в 1,3 раза, а не в 1,7 раза, а вот чистая прибыль, относящаяся к акционерам, все равно была бы в плюсе с ростом в 1,5 раза.

Дело в том, что по итогам 1^го полугодия 2025 г. ЛУКОЙЛ учел чистую прибыль от прекращенной деятельности, относящуюся к его акционерам, в размере 199,497 млрд руб.

22 октября 2025 г. США ввели ограничительные меры против ЛУКОЙЛа, после чего компания объявила объявила о намерении продать зарубежные активы. OFAC была выдана лицензия, позволяющая проводить сделки, связанные с переговорами о продаже, отчуждении или передаче компании LUKOIL International GmbH (LIG) и ее активов, при этом запрещающая перечисление средств лицам в РФ или на российские счета. Затем лицензия многократно продлевалась и сейчас действует до 19 сентября 2026 г.

Введение санкций привело к потере контроля ЛУКОЙЛа над группой LIG, а также рядом других зарубежных компаний (право собственности на зарубежные активы с целью их продажи ЛУКОЙЛ сохраняет). На основании потери контроля, неясных перспектив продажи и получения средств ЛУКОЙЛ списал стоимость группы LIG и ряда других зарубежных компаний, в результате чего убытки от обесценения, признанные ЛУКОЙЛом в 2025 г., составили 1,667 трлн руб.

Ситуацию с LIG ЛУКОЙЛ рассматривает как прекращенную деятельность, которая исключается из результатов продолжающейся деятельности и идет отдельной строкой как прибыль/убыток от прекращенной деятельности в консолидированном отчете.

Подпишитесь

Читать полностью