Москва, 14 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Основные объекты нефтехимического комплекса Газпром нефтехим Салават (ГНС) в результате атаки беспилотных летательных аппаратов (БПЛА) не пострадали.
Об этом глава республики Башкортостан Р. Хабиров сообщил в МАКС 14 июля 2026 г. по итогам заседания оперативного штаба в г. Салават.

Атака на ГНС

Р. Хабиров сообщил, что атака БПЛА на Салаватский нефтехимический комплекс утром 14 июля 2026 г. была самой массированной за все время (до этого ГНС, по открытым данным, был атакован БПЛА трижды).

В опубликованном видео глава республики привел следующие подробности атаки:

• достаточно серьезный бой был,
• здесь сильная эшелонированная оборона, поэтому силами Минобороны, отряда БАРС и МОГ [мобильных огневых групп – прим. ред.] самого предприятия удалось уничтожить или подавить БПЛА,
• 32 беспилотных аппарата прорвались к территории ГНС,
• мы зафиксировали уничтожение 18 из 32,
• все остальные либо были подавлены, либо потеряли ориентацию,
• сейчас мы ищем их по всей территории, в т.ч. Стерлитамакского района,
• прошу жителей сообщать о разбившихся беспилотных аппаратах, потому что там есть достаточно серьезный взрывчатый объем и последствия могут быть негативные.

Ликвидация последствий

В первую очередь Р. Хабиров подчеркнул, что погибших или пострадавших в результате атаки БПЛА нет.

По другим последствиям Р. Хабиров сообщил следующее:

• было несколько очагов воспламенения, все очаги, кроме одного, сейчас подавлены,
• проблема больших нефтеперерабатывающих заводов в том, что даже вне попадания, если происходит постоянные эстакады, кабели, трубы, насосы и т.д., соответственно, возникают пожары,
• основные объекты не пострадали, ни АВТ-4, ни АВТ-6, ни установка каталитического крекинга, ни иные агрегаты и узлы,
• пострадали эстакады, по которым подаются ресурсы, газ, электрические кабеля и т.д., потому что они были подвержены горению,
• предприятие в ближайшее время приступит к восстановлению, работы будут идти круглосуточно,
• полагаю, что в течение нескольких дней предприятие выйдет на прежние объемы работы.

Глава республики отметил, что пассивная безопасность показала свою эффективность, работа по ее дальнейшему усилению будет продолжена. По активной безопасности, Р. Хабиров обозначил, что боекомплект уже восстановлен, исходя из допущения о возможности повторения подобной атаки.

Газпром нефтехим Салават

Газпром нефтехим Салават – один из ведущих нефтехимических комплексов России, расположенный в г. Салават республики Башкортостан. На площадке предприятия сконцентрирован полный технологический процесс переработки углеводородного сырья, нефтехимии, производства минеральных удобрений. В состав комплекса входят 3 завода: нефтеперерабатывающий (производит бензин и дизельное топливо), газохимический (выпускает аммиак, карбамид и др. виды минеральных удобрений), газоперерабатывающий завод Мономер (продукция – стирол, полиэтилен, пластификаторы, бутиловые спирты).

Мощность нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) ГНС составляет 10 млн т/год по сырью, завод тесно интегрирован в переработку сырья группы Газпром, получая стабильный газовый конденсат с Сургутского ЗСК, Оренбургского ГПЗ и Астраханского ГПЗ, а также нефть Царичанского месторождения Газпром нефти (доля сырья группы Газпром превышает 95%).

Технологическая схема НПЗ ГНС включает процессы:

• первичная переработка нефти и стабильного газового конденсата (установки ЭЛОУ-АВТ-4 и ЭЛОУ-АВТ-6 мощностью 4 и 6 млн т/год соответственно);
• каталитический крекинг;
• каталитическое риформирование;
• гидроочистка дизельного топлива;
• производство ароматических углеводородов;
• производство мазута и битума.

На предприятии идет масштабная модернизация, в т.ч. продолжается реконструкция установки каталитического риформинга бензина Л-35/11-1000, направленная на увеличение мощности НПЗ по переработке прямогонных бензиновых фракций.

ГНС уже подвергался атакам БПЛА – это происходило 9 мая 2024 г., 18 и 24 сентября 2025 г. Тогда сообщалось о возгорании на установке первичной переработки нефти, но к штатной работе ГНС вернулся спустя месяц. Читать полностью

Москва, 14 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Свободные цены на российском рынке электроэнергии по итогам торгов 13 июля 2026 г. с поставкой на 14 июля резко снизились в 1-й и 2-й ценовых зонах, тогда как на Дальнем Востоке продолжили рост.
Об этом свидетельствуют данные организатора торгов - АТС.

В европейской части России и на Урале (1-я ценовая зона) индекс равновесных цен снизился на 9,76%, до 1 687,72 руб./МВт·ч. Это минимальное значение с начала 2026 г. и первый случай в текущем году, когда цена опустилась ниже 1 700 руб./МВт·ч. Предыдущий минимум был зафиксирован 1 января на уровне 1 794,89 руб./МВт·ч.

Во 2-й ценовой зоне (Сибирь) стоимость электроэнергии снизилась сразу на 41,49%, до 738,96 руб./МВт·ч. Это значение находится вблизи годового минимума, который был установлен 5 июля 2026 г. и составил 725,96 руб./МВт·ч.

На Дальнем Востоке, который с 2025 г. также входит во 2-ю ценовую зону, ситуация оказалась противоположной. Здесь индекс равновесных цен вырос на 6,69%, достигнув 3 253,32 руб./МВт·ч.

Относительно торгов с поставкой на 14 июля 2025 г. цены изменились следующим образом:

• в 1-й ценовой зоне - снижение на 20,1%;
• в Сибири - снижение на 48,8%;
• на Дальнем Востоке - рост на 64,85%.

Потребление электроэнергии изменилось неравномерно

По итогам торгов объем потребления электроэнергии:

• в европейской части России и на Урале увеличился на 0,42%, до 2,06 млн МВт·ч;
• на Дальнем Востоке вырос на 5,53%, до 114,97 тыс. МВт·ч;
• в Сибири снизился на 0,73%, до 527,26 тыс. МВт·ч.

Внутрисуточная волатильность цен составила:

• 98,4% - в первой ценовой зоне;
• 90% - в Сибири;
• 12,4% - на Дальнем Востоке.

Напомним, что к 1-й ценовой зоне с 1 января 2025 г. присоединились территории Коми и Архангельской области, а к 2-й ценовой зоне - Дальний Восток. На сайте АТС цены по Сибири и Дальнему Востоку выделены отдельно, так как ОЭС Сибири и ОЭС Востока относятся к разным синхронным зонам ЕЭС. Основной объем электроэнергии в РФ продается и покупается на рынке на сутки вперед, также на балансирующем рынке (БР) в режиме реального времени расторговываются отклонения потребления. Читать полностью

Москва, 14 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Спрос на сжиженный природный газ (СПГ) в странах Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР) в 2026 г. сократится второй год подряд и составит 257 млн т против 268 млн т в 2025 г. и рекордных 278 млн т в 2024 г.
Такой прогноз содержится в новом исследовании Wood Mackenzie.

По оценке аналитиков, снижение потребления связано с резким ростом цен на СПГ после сокращения поставок с Ближнего Востока на фоне конфликта в регионе. Это вынуждает азиатских потребителей активнее переходить на альтернативные источники энергии и диверсифицировать структуру импорта.

Как отмечает Wood Mackenzie, в 2025 г. почти 90% всех поставок СПГ из Катара и ОАЭ, проходивших через Ормузский пролив, приходилось именно на азиатские страны. Поэтому любые перебои в этом маршруте наиболее болезненно отражаются на региональном рынке. Последствия сокращения предложения проявляются по-разному, поскольку существуют:

• покупатели с долгосрочными контрактами;
• те, кто может заместить СПГ другими видами топлива;
• все остальные.

Наиболее защищенными оказались Япония и Китай, тогда как страны Южной Азии столкнулись с серьезными трудностями.

Северо-Восточная Азия сокращает импорт

Отмечается также, что совокупный спрос Китая, Японии, Южной Кореи и Тайваня в 2026 г. снизится до 191 млн т против 202 млн т годом ранее.

При этом страны с высокой долей долгосрочных контрактов остаются менее уязвимыми к скачкам цен:

• Япония закупает по долгосрочным контрактам более 90% СПГ;
• Южная Корея - около 80%.

В отличие от крупнейших экономик региона, Юго-Восточная Азия продолжит увеличивать импорт газа.

По оценке аналитиков, спрос здесь вырастет с 27 млн до 31 млн т благодаря росту энергопотребления, в том числе из-за масштабного строительства центров обработки данных (ЦОД), а также развития промышленности.

В то же время в странах Южной Азии - Индии, Пакистане и Бангладеш - потребление сократится с 39 млн до 35 млн т, поскольку именно эти государства в наибольшей степени зависят от закупок СПГ на спотовом рынке и наиболее чувствительны к высоким ценам.

Восстановление ожидается с 2027 г.

Wood Mackenzie прогнозирует, что после прохождения текущего ценового шока рынок вернется к росту:

• 2027 г. - спрос увеличится до 279 млн тонн;
• 2028 г. - достигнет 297 млн тонн.

Ожидаемому восстановлению будут способствовать:

• снижение геополитических рисков;
• ввод новой инфраструктуры для приема СПГ;
• структурный рост энергопотребления, прежде всего в странах Юго-Восточной и Южной Азии.

При этом аналитики отмечают, что скорость восстановления будет зависеть от нескольких трудно прогнозируемых факторов, включая продолжительность перебоев поставок с Ближнего Востока, динамику цен на спотовом рынке СПГ и конкурентоспособность альтернативных видов топлива.

Напомним, что согласно ежегодному обзору LNG Outlook 2026, мировой спрос на СПГ к 2050 г. может увеличиться примерно на 65%, главным образом за счет стран Азии.

В документе отмечается, что в 2025 г. объем мировой торговли СПГ составил около 422 млн т. Ожидалось дальнейшее увеличение показателя в 2026 г., однако на динамику повлияли геополитические факторы. Аналитики Shell также выражали уверенность, что при нормализации ситуации рост возобновится уже в 2027 г.

Дополнительным фактором расширения рынка станет ввод новых производственных мощностей. К 2030 г. планируется запуск проектов суммарной мощностью около 180 млн т/год, что увеличит предложение и повысит доступность СПГ для новых потребителей.

Читать полностью

Москва, 14 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Shell Overseas Investment B.V., дочерняя структура Shell plc, подписала соглашение с индийской Aditya Birla Renewables Limited (ABRen) о продаже 100% акций Solenergi Power Private Limited, в которую входит группа компаний Sprng Energy.
Об этом сообщает пресс-служба Shell.

Стоимость сделки составляет 1,8 млрд долл. США с учетом возможных корректировок на момент закрытия, включая изменения по чистому долгу и капитальным затратам. Ожидается, что сделка будет завершена до конца 2026 г. после получения необходимых разрешений регулирующих органов и выполнения стандартных условий закрытия.

Махтельд де Хаан, президент подразделения Shell по переработке, возобновляемым источникам энергии (ВИЭ) и энергетическим решениям, заявил, что продажа Sprng Energy соответствует стратегии компании по оптимизации портфеля в сфере электроэнергетики.

Компания отмечает, что сделка является частью более широкой программы по формированию более сфокусированного и конкурентоспособного энергетического бизнеса с целью повышения доходности до 2030 г.

Сотрудники Sprng Energy продолжат работу в компании после перехода активов новому владельцу, что позволит сохранить преемственность управления и операционной деятельности.

Активы Sprng Energy

Sprng Energy занимается развитием проектов солнечной и ветровой энергетики в Индии и поставляет электроэнергию местным распределительным компаниям. В портфель компании входят проекты общей мощностью 5 ГВт, включая:

• 3,3 ГВт действующих объектов;
• 1,7 ГВт проектов, обеспеченных контрактами.

Активы включают солнечные и ветровые электростанции, а также соответствующие коммерческие соглашения.

Aditya Birla Renewables Limited является платформой группы Aditya Birla Group, специализирующейся на проектах в области возобновляемой энергетики. Компания развивает проекты в сегментах:

• солнечной энергетики;
• ветровой генерации;
• гибридных энергосистем;
• плавучих солнечных электростанций;
• систем хранения энергии.

Стратегическим инвестором ABRen выступает Global Infrastructure Partners (GIP), входящая в состав BlackRock.


Несмотря на продажу ВИЭ-активов, Shell заявляет о сохранении интереса к индийскому рынку. Компания продолжает развивать в стране газовый бизнес – от поставок СПГ и работы регазификационного терминала Hazira до продаж газа конечным потребителям. Также Shell присутствует в Индии через направления Shell Mobility и Shell Lubricants.

Сделка по Sprng Energy отражает продолжающуюся перестройку глобального энергетического портфеля Shell, которая включает перераспределение капитала в пользу наиболее прибыльных и стратегически важных направлений. Ранее Shell отказалась от строительства двух морских ВЭС у побережья Шотландии – CampionWind и MarramWind, а также продала свою долю в ВИЭ-проекте SouthCoast Wind Energy.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 14 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Территориальные органы Федеральной антимонопольной службы (ФАС) выдали предупреждения операторам автозаправочных станций (АЗС) в пяти регионах из-за повышения цен на топливо. Признаки нарушения закона о защите конкуренции зафиксировали в Кировской, Удмуртской, Саратовской, Нижегородской областях и Краснодарском крае.
Об этом сообщает пресс-служба ведомства.

«УФАС выдали ряд предупреждений участникам топливного рынка в регионах. Служба продолжает контролировать ситуацию с ценообразованием на бензин и дизтопливо», – следует из заявления ФАС.

Кировское УФАС направило предупреждения компаниям, занимающим доминирующее положение в нескольких районах области, – Чепецкнефтепродукту, Лузской нефтебазе, Кильмезьнефтепродукту. Ведомство зафиксировало, что операторы АЗС Движение необоснованно изменили цены на бензин и дизтопливо. УФАС считает, что изменение цен на топливо в этой сети заправок может может ущемить интересы потребителей через навязывание невыгодных условий договоров.

Удмуртское УФАС выявило признаки нарушения закона о защите конкуренции у компании Петросервис, занимающей коллективное доминирующее положение на мелкооптовом рынке дизтоплива в республике. Ведомство установило, что с 18 июня по 7 июля Петросервис повысил цены на дизтопливо для аграриев. УФАС направило компании предупреждение, согласно которому необходимо будет снизить цены до экономически обоснованного уровня.

Краснодарское УФАС направило предупреждения шести операторам: МХО Рассвет (АЗС под коммерческим обозначением Уфимнефть), Крымэнергоресурс (АЗС Атан), Ветлан (АЗС Степная), Лаба (АЗС Лаба), Южная нефтяная компания (АЗС Южная нефтяная компания), НК Нефтесфера (АЗС Нефтесфера). Во всех случаях выявлены признаки нарушения антимонопольного законодательства.

Нижегородское УФАС выдало предупреждение предпринимателю, управляющему АЗС под брендами ESCO и Газпромнефть. На этих заправках зафиксирован рост цен на бензин АИ-92 и АИ-95.

Саратовское УФАС заподозрило в нарушениях компании Трансгруз и АльфаТЭК. Первая владеет сетью АЗС Феникс, вторая – сетью АЗС Залив. По итогам мониторинга служба установила, что компании повысили цены на автомобильные бензины марок АИ-92 и АИ-95. УФАС направило Трансгрузу и АльфаТЭКу предупреждения, которые необходимо исполнить до 31 июля.

Ранее Саратовское УФАС уже выдавало предупреждение Алькорру в связи с повышением цен на бензин АИ-92 и АИ-95 на сети АЗС Торэко. Компания также должна исполнить требование по возвращению цен к экономически обоснованному уровню до 31 июля.

Кроме того, ФАС выдало предупреждения операторам АЗС в Московской, Оренбургской областях.

По данным Петербургской биржи, за неделю (к 10 июля) цена на бензин АИ-92 снизилась на 0,96%, до 71,14 тыс. руб./т, АИ-95 – на 0,87%, до 73,61 тыс. руб./т, летнее дизтопливо – на 0,63%, до 74,07 тыс. руб./т.

Напомним, для насыщения внутреннего рынка также были введены временные ограничения на экспорт нефтепродуктов. Запрет на вывоз бензина и дизтоплива для большинства участников действует до 31 июля 2026 г., авиакеросина – с 1 июня по 30 ноября.

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 14 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Газпром нефть внедрила на Восточном участке Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ВУ ОНГКМ) цифровую систему управления скважинами, использующими для извлечения нефти энергию газа.
Об этом сообщила пресс-служба компании.

Новое оборудование российского производства позволило:

• снизить производственные затраты,
• повысить эффективность эксплуатации скважин,
• улучшить безопасность добычи.

В компании сообщили, что вместо традиционных крупногабаритных установок контроля расхода и давления газа теперь используются миниатюрные платы весом около 100 гр.

Цифровые контроллеры:

• круглосуточно контролируют параметры работы газлифтных скважин,
• анализируют расход и давление закачиваемого газа,
• передают данные в цифровой центр управления производством,
• предлагают оптимальные режимы эксплуатации оборудования.

Российская разработка оказалась дешевле импортных аналогов

Смарт-модули разработала компания ЕН Автоматизация, ставшая участником корпоративного акселератора Газпром нефти «Индастрикс», который поддерживает технологические стартапы для нефтегазовой отрасли. ЕН Автоматизация специализируется на разработке и производстве высокоточного оборудования для учета энергоресурсов для нефтегазовой, химической, металлургической промышленности и ЖКХ.

По данным компании, новое оборудование:

• примерно в 3 раза дешевле ведущих отраслевых аналогов;
• требует меньших затрат на эксплуатацию;
• повышает экономическую эффективность и рентабельность добычи.

В дальнейшем такие системы планируется внедрять и на других месторождениях Газпром нефти с высоким содержанием попутного газа (ПНГ).

Газлифт остается оптимальной технологией

Напомним, что Восточный участок Оренбургского НГКМ – один из крупнейших в регионе и уникальный по сложности геологических условий актив. Запасы углеводородов составляют свыше 100 млн т нефти (из нефтяных оторочек) и порядка 66 млрд м³ газа. Добыча осложнена газовым фактором и наличием сероводорода в нефти, поэтому здесь используется технология газлифтной добычи, при которой для подъема нефти на поверхность применяется энергия сжатого природного газа, содержащегося в пласте. Высокое содержание попутного газа делает этот способ одним из наиболее эффективных и экономичных для разработки месторождения.

Смарт-модули автоматически регулируют расход и давление закачиваемого газа в соответствии с заданными параметрами, обеспечивая стабильную работу оборудования.

Начальник департамента по технологическому развитию Газпром нефти Б. Костюк отметил, что интеллектуализация систем управления является одним из ключевых направлений технологического развития компании.

Газпромнефть-Оренбург

Газпромнефть-Оренбург ведет производственную деятельность в четырех районах Оренбургской области, где расположено 10 месторождений. Ключевыми среди них являются:

• Восточный участок Оренбургского месторождения (обеспечивает до 80% общего объема добычи),
• Царичанское+Филатовское,
• Капитоновское.

На Восточном участке Оренбургского НГКМ преобладают карбонатные трещиноватые коллекторы, характеризующиеся сложной структурой пустотного пространства, где заключены углеводороды. Значительная часть нефти находится в несвязанных между собой микротрещинах, что относит такие запасы к ТрИЗ. Доля трудноизвлекаемых запасов нефти на участках Газпромнефть-Оренбурга на сегодняшний день составляет 64%.

С начала деятельности «Газпромнефть-Оренбург» добыл свыше 60 млн т углеводородов, в том числе более 34 млн т нефти. Более 50% объема всей добычи предприятия в 2025 г. обеспечили трудноизвлекаемые запасы.

Читать полностью

Москва, 14 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Турция и Турецкая Республика Северного Кипра (ТРСК) приступили к реализации совместного проекта по строительству подводного газопровода, который должен обеспечить поставки природного газа на северную часть острова.
Об этом сообщает Министерство энергетики и природных ресурсов Турции.

Глава турецкого ведомства А. Байрактар отметил, что в рамках совместной работы по обеспечению растущего спроса ТРСК на энергоресурсы безопасным, бесперебойным, устойчивым и более экономичным способом достигнут новый важный этап.

В рамках проекта планируется построить газопровод протяженностью около 101 км: из них 97 км пройдут по морскому дну, а 4 км – по суше. Он соединит турецкий район Анамур с районом Текнеджик на территории ТРСК. Отмечается, что на этом маршруте фактически планируется проложить 2 трубы диаметром 22 дюйма.

Проектирование газопровода должно завершится до конца 2026 г., а ввод в эксплуатацию запланирован на 2028 г.

А. Байрактар подчеркнул, что реализация инфраструктурного проекта создаст условия для надежного и бесперебойного энергоснабжения региона. Он выразил уверенность, что доступ к природному газу позволит ТРСК покрывать растущий спрос на электроэнергию и повысит устойчивость энергосистемы.

Глава турецкого энергетического ведомства также отметил, что стратегия Анкары в энергетике выходит за рамки развития газовой инфраструктуры. Турция активно работает над повышением энергоэффективности и сокращением зависимости от внешних поставок энергоресурсов. По его мнению, эти преобразования способны открыть дополнительные перспективы и для ТРСК.

Министр добавил, что новый проект будет способствовать снижению импорта нефти и нефтепродуктов, что положительно скажется как на экономике северного Кипра, так и на уровне его энергетической безопасности в долгосрочной перспективе.

Ожидаемо: Республика Кипр выступила против проекта

Власти Республики Кипр негативно отреагировали на соглашение между Турцией и Турецкой ТРСК по строительству подводного газопровода. Министерство иностранных дел заявило, что считает подписанный меморандум о развитии газопроводной инфраструктуры «незаконным» и нарушающим суверенные права Республики Кипр.

По мнению Никосии, любые энергетические проекты, связанные с морскими зонами вокруг острова, должны учитывать позиции международно признанного правительства Республики Кипр.

Кипр остается разделенным с 1974 г. Южная часть острова контролируется Республикой Кипр – членом ЕС, а северная находится под контролем ТРСК, независимость которой признает только Турция. Большинство государств и международных организаций, включая ООН, считают эту территорию частью Республики Кипр.

Читать полностью

Москва, 14 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Глава Минэнерго РФ, сопредседатель российско-иранской межправительственной комиссии по торгово-экономическому сотрудничеству (МПК) С. Цивилев совершил рабочую поездку в Иран, в ходе которой встретился с президентом Ирана М. Пезешкианом, главами Миннефти и Минэнерго страны М. Пакнежадом и А. Алиабади.
О результатах поездки 13-14 июля 2026 г. сообщают Минэнерго РФ и иранское агентство Shana.

Пауза прервана?

13 июля 2026 г. в г. Тегеран С. Цивилев провел встречу с иранским сопредседателем российско-иранской МПК М. Пакнежадом. В ходе переговоров рассматривалась реализация договоренностей, достигнутых по итогам 19^го заседания российско-иранской МПК, которое состоялось в феврале 2026 г. в г. Тегеран.

Особое внимание было уделено развитию сотрудничества в ТЭК, включая реализацию совместных проектов в газовой отрасли и ход подготовки двусторонних соглашений о сотрудничестве. С. Цивилев и М. Пакнежад выразили удовлетворение позитивной динамикой взаимоотношений Москвы и Тегерана.


Ключевыми темами 19^го заседания МПК, состоявшегося 18 февраля 2026 г., т.е. до начала полномасштабного конфликта между США и Ираном, были поставки российского газа в Иран и подготовка к подписанию соглашения о реализации железнодорожной линии Решт – Астара в рамках проекта международного транспортного коридора (МТК) Север – Юг.

Оба проекта представляют большой интерес для России и Ирана, но их реализация была поставлена на паузу после обострения ситуации на Ближнем Востоке. Несмотря на новый виток напряженности, Иран нацелен на реализацию этих проектов.

Газовый вопрос

В первую очередь, интерес для Ирана представляют поставки российского газа в его северные регионы, в т.ч. в столицу г. Тегеран, что становится особенно значимо для Ирана в связи с приближением зимы.

Напомним, что организация трубопроводных поставок природного газа из России в Иран стала одним из пунктов стратегического меморандума, подписанного в июне 2024 г. Газпромом и National Iranian Gas Company (NIGC). Потенциально объем поставок может достичь 55 млрд м³/год (эквивалентно примерно 150 млн м³/сутки) с возможностью реэкспорта в направлении Пакистана и Индии. Ключевых маршрутов 2 – азербайджанский или центральноазиатский, на данный момент внимание сосредоточено на азербайджанском коридоре.

На первом этапе для организации поставок планируется использовать существующие магистральные газопроводы (МГП), что позволит оперативно организовать поставки в объеме до 1,8 млрд м³/год:

• МГП Моздок – Кази-Магомед (исторически МГП Хаджикабул (Кази-Магомед) – Ширвановка – Моздок), соединяющий Россию и Азербайджан,
• МГП Хаджикабул – Астара – Абадан между Азербайджаном и Ираном (иранская часть – МГП IGAT1, идущий с севера на юг Ирана).

В перспективе потребуется строительство нового газопровода. Финансирование проекта, по предложению иранской стороны, может осуществляться по гибридной модели – с участием крупных российских энергетических компаний, а также через двусторонние механизмы расчетов в национальных валютах. В качестве подрядчиков рассматриваются ведущие инфраструктурные и энергетические компании двух стран.

Поставки обсуждались с 2024 г., но продвижение проекта затормозилось сначала из-за витка напряженности вокруг Ирана летом 2025 г., внутренних волнений в стране, а также разногласий по ценовым вопросам будущего контракта. В феврале 2026 г. Минэнерго РФ заявило, что переговоры об импорте газа из РФ в Иран близки к завершению, но далее вновь последовала пауза из-за нового этапа конфликта на Ближнем Востоке.

Сейчас Иран вновь поднял вопрос о поставках российского газа.

Глава NIGC С. Токли сообщил, что Россия является одним из важнейших партнеров Ирана в сфере торговли газом, а основные положения и рамки соглашения между странами были окончательно согласованы, но осталось 2 нерешенных вопроса. Суть этих вопросов С. Токли не раскрыл. Ранее сообщалось, что в ценообразовании при поставках российского газа в Иран базовым решением является паритет калорийности нефти и газа с некоторым коэффициентом, по которому стороны не могли сойтись во мнении.

Какой еще вопрос между сторонами не урегулирован, неясно. Так, неочевидно, может ли идти речь о техническом состоянии МГП Моздок – Кази-Магомед, на котором в июне 2026 г. произошли взрывы с последующим факельным горением.


Также М. Пакнежад сообщил, что в ходе прошедших 13-14 июля переговоров были рассмотрены препятствия на пути реализации других достигнутых Россией и Ираном договоренностей, обобщены необходимые решения для их преодоления, и было решено предпринять необходимые последующие действия для выполнения принятых решений. В т.ч. был рассмотрен вопрос об инвестициях российских компаний в иранские нефтегазовые месторождения, сформулированы решения некоторых существующих проблем, реализация которых стоит на повестке дня.

Решт – Астара

Россия и Иран в 2023 г. в рамках проекта МТК Север – Юг заключили соглашение о совместном строительстве ж/д-линии Решт – Астара протяженностью 162 км – последнего выпадающего звена в сквозном ж/д-сообщении по западному маршруту МТК Север – Юг, идущем через Азербайджан.

На полях заседания российско-иранской МПК в феврале 2026 г. стороны договорились 1 апреля подписать исполнительные контракты по строительству ж/д-линии Решт – Астара, но подписание было отложено из-за ситуации вокруг Ирана.

Глава Islamic Republic of Iran Railways (IRIR) Д. А. Закери 13 июля заявил, что в Иране в ближайшее время начнется реализация проекта строительства ж/д-линии Решт – Астара. Работы стартуют после завершения выкупа всех земельных участков вдоль маршрута и выделения Россией кредита в размере 5 млрд долл. США.

Проект поможет Ирану стать крупным региональным транзитным хабом, увеличит долю страны в региональном транзите, а также сделает иранскую экономику более устойчивой к санкциям и блокадам.

Сотрудничество в электроэнергетике

Основной темой встречи С. Цивилева с А. Алиабади 13 июля 2026 г. стало развитие российско-иранского сотрудничества в электроэнергетике, в т.ч. в сфере возобновляемой энергетики. Стороны обсудили реализацию совместных проектов в соответствии с дорожной картой взаимодействия.


В ходе переговоров стороны рассмотрели перспективы дальнейшего развития энергетической инфраструктуры России и Ирана.

По поводу крупнейшего совместного проекта – объединения энергосистем России и Ирана – никаких комментариев не последовало.

Напомним, что возможность обмена электроэнергией и объединения энергосистем Иран и Россия рассматривают в течение многих лет. Предварительная договоренность об объединении энергосистем России и Ирана была достигнута в 2016 г., в краткий период, пока Иран не находился под западными санкциями в связи с заключением Совместного всеобъемлющего плана действий (СВПД) по иранской ядерной программе. Тогда рассматривалось 2 маршрута соединения – через Азербайджан и через Армению и Грузию.

Основным прорабатываемым вариантом объединения энергосистем России и Ирана стал маршрут через Азербайджан, но подготовка технико-экономического обоснования (ТЭО) забуксовала. Соглашение о совместной разработке ТЭО проекта создания энергетического коридора Север – Юг между своими энергосистемами Россия, Азербайджан и Иран заключили в 2019 г., к сентябрю 2024 г. ТЭО все еще находилось на стадии рассмотрения, о дальнейших подвижках в процессе не сообщалось.

По итогам прошедшего 18 февраля 2026 г. заседания российско-иранской МПК новостей по объединению энергосистем также не последовало, однако спустя неделю, по итогам заседания ирано-азербайджанской МПК было объявлено, что Иран и Азербайджан решили активизировать работу над проектом объединения энергосистем с Россией.

Устранить препятствия

14 июля 2026 г. С. Цивилева принял президент Ирана М. Пезешкиан. В ходе встречи обсуждался ход реализации российско-иранских договоренностей и развитие сотрудничества в энергетике, нефтегазовой сфере, промышленности, развитии международных транспортных коридоров и других направлениях экономики.

Также были отмечены широкие возможности взаимодействия России и Ирана в рамках международных и региональных объединений, включая БРИКС, Шанхайскую и Каспийскую организации сотрудничества, а также Форум стран-экспортеров газа (ФСЭГ).

С. Цивилев подтвердил приверженность российской стороны стратегическому партнерству с Ираном, несмотря на внешние вызовы. Он также рассказал о состоявшихся переговорах с главами Миннефти и Минэнерго Ирана и сообщил об создании специализированных рабочих групп по существующим проектам для координации работы и мониторинга хода их выполнения.



М. Пезешкиан подчеркнул, что развитие отношений с Россией неизменно является одним из приоритетов внешней политики Исламской Республики и последовательно поддерживается высшим руководством страны. В т.ч. президент Ирана подтвердил необходимость сформировать специализированные рабочие группы для каждого из совместных проектов.



Отдельно президент М. Пезешкиан отметил, что развитие научного, промышленного, экономического и практического сотрудничества способно снизить эффект санкционного давления и способствовать формированию более справедливого мирового порядка.

Он также выразил благодарность российской делегации за участие в церемонии памяти погибшего Верховного лидера Ирана Али Хаменеи, а также поблагодарил руководство России и лично президента В. Путина за поддержку.
Читать полностью

Москва, 14 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Погрузка угля на сети Российских железных дорог (РЖД) за январь–июнь 2026 г. выросла на 1,8% относительно аналогичного периода прошлого годаи составила 166 млн т. Экспортные поставки угля достигли 93,9 млн т, что на 6,1% больше, чем годом ранее. (YoY).
Об этом сообщает пресс-служба РЖД в своем Telegram-канале.

В июне погрузка угля на сети РЖД выросла на 11,1% к июню прошлого года и достигла 27,6 млн т. Из этого объема на экспорт было отправлено 16,9 млн т. Этот показатель вырос на 19,6%.

Одно из значимых событий прошлого месяца – показатели погрузки угля в восточном направлении. По итогам июня экспорт на восток достиг рекордного уровня – 10,7 млн т угля. Как отмечают в РЖД, показатель превышает объемы июня 2025 г. на 9,1%, июня 2016 г. – на 59,9%, июня 2011 г. – на 220%. Уточняется, что с учетом внутрироссийского сообщения на восток по БАМу и Транссибу отгрузили 13,5 млн тонн угля, что на 6,7% больше, чем в июне 2025 г.

По данным РЖД, доля угля в общем объеме погрузки в июне составила 30,6%, что на 2,8 п.п. выше показателя за июнь прошлого года.

Транспортировка угля в порты выросла на 24,2%, до 15,5 млн т. Через порты Дальнего Востока отправлено 9,6 млн т угля (+14,4%), через южные порты – 2,4 млн т (рост в 1,7 раза), через порты Северо-Запада – 3,7 млн т (+31,9%).

Про восточные квоты

С 2021 г. для угледобывающих регионов действуют квоты на приоритетный вывоз угля в восточном направлении. Мера была принята в рамках исполнения поручения президента России о наращивании поставок угля из Кемеровской области на 30% в течение трех лет. Для предоставления квот между РЖД и субъектами РФ заключались соглашения с фиксацией гарантированных объемов вывоза.

Наибольшие объемы были закреплены за Кузбассом, позднее квоты также получили республики Хакасия, Бурятия, Тыва, Саха (Якутия) и Иркутская область. На 2024 г. РЖД заключила соглашения с шестью регионами о вывозе в восточном направлении около 100 млн т угля, включая 54,1 млн т из Кузбасса, 26,3 млн т из Якутии, 8,5 млн т из Бурятии, 6,5 млн т из Хакасии, 3,3 млн т из Иркутской области и 0,65 млн т из Тывы.

В дальнейшем РЖД выступала за пересмотр практики заключения таких соглашений. В результате на 2025 г. квота на вывоз в восточном направлении была сохранена только для Кузбасса на уровне 2024 г. – 54,1 млн т.

В 2026 г. правительство Кемеровской области заключило соглашение с РЖД о вывозе на восток не менее 55 млн т угля, что почти на 1 млн т больше договоренности 2025 г.

Отметим, что в прошлом году добыча угля в Кузбассе сократилась на 3,9% и составила 190,7 млн т.


Автор: А. Игнатьева

Подпишитесь

Читать полностью