Москва, 11 сен – 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. ОПЕК в четвертый раз понизила прогноз роста спроса на нефть в 2026 году. ОПЕК понизила прогноз роста мирового спроса на нефть в 2026 г. на 200 тыс. барр./сутки, до 380 тыс. барр./сутки, одновременно повысив оценку роста потребления в 2027 г. на 200 тыс. барр./сутки, до 2,36 млн барр./сутки.
2. TotalEnergies стала единоличным владельцем завода по переработке пластика во Франции. Компания выкупила акции партнера и увеличила свою долю участия в проекте Grandpuits до 100%.
3. Италия ускорит выдачу лицензий на добычу нефти и природного газа. По официальным данным, Италия ежегодно добывает около 29 млн барр. нефти, а также порядка 3 млрд м³ природного газа. Эти объемы покрывают лишь небольшую часть внутреннего спроса.
4. КазТрансОйл повысил эффективность транспортировки на МНП Узень – Атырау – Самара. Компания снизила плотность нефти и сократила содержание серы в сырье.
5. Австралия смягчила правила резервирования газа для внутреннего рынка. Введение нового механизма отложено на 6 месяцев.
6. QatarEnergy планирует закупать американский СПГ по долгосрочным контрактам. Американский СПГ становится для компании одним из инструментов выполнения контрактных обязательств перед своими клиентами и сохранения репутации надежного поставщика.
7. Ростовская АЭС с января по август перевыполнила план по выработке электроэнергии на 1,1 млрд кВт·ч. За восемь месяцев АЭС произвела более 21 млрд кВт·ч. Для выполнения годового плана осталось выработать около 10 млрд кВт·ч.
8. Почти треть угольных ТЭС Индии столкнулась с критическим дефицитом топлива. Индийские власти уже наращивают поставки: 6 сентября для доставки угля на электростанции было задействовано 444 железнодорожных состава против 370 3 сентября.
9. Экологическая инспекция оштрафует болгарский НПЗ ЛУКОЙЛа в Бургасе за загрязнение воздуха. Накануне служба получила 40 жалоб от жителей города.
10. Иран временно отменил 10%-ный сбор с иностранных судов, перевозящих энергоносители. Сбор увеличивал стоимость перевозок нефти, газа и нефтепродуктов.

О главных событиях четверга — читайте здесь. Читать полностью

Москва, 11 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Катарская QatarEnergy ведет переговоры с американскими поставщиками о закупках сжиженного природного газа (СПГ) по долгосрочным контрактам.
Об этом сообщает Bloomberg со ссылкой на источники.

Речь идет о поставках как с уже действующих, так и со строящихся экспортных СПГ-заводов в США. Если договоренности будут достигнуты, это станет одним из наиболее заметных шагов QatarEnergy по расширению газового портфеля за пределами Ближнего Востока.

Катар ищет альтернативные источники

Интерес QatarEnergy к американскому СПГ связан прежде всего с необходимостью обеспечить выполнение контрактных обязательств перед зарубежными покупателями. До начала конфликта между Ираном и США Катар обеспечивал около пятой части мировых поставок СПГ, однако ситуация резко изменилась после ограничения судоходства через Ормузский пролив.

QatarEnergy была вынуждена объявить форс-мажор по ряду контрактов на поставку СПГ и начать искать альтернативные источники газа. В этих условиях американский СПГ становится для компании одним из инструментов поддержания поставок клиентам и сохранения ее репутации надежного поставщика.

Показательно, что QatarEnergy уже активно использует американский газ на спотовом рынке. По данным Reuters, в 2026 г. компания приобрела 33 спотовые партии американского СПГ для последующих поставок в Южную Корею, Тайвань, Бангладеш, Индию и Японию.

Теперь речь может идти о переходе от отдельных спотовых закупок к более долгосрочному сотрудничеству с американскими производителями.

Удар по Ras Laffan усилил потребность в диверсификации

Дополнительным фактором стал удар Ирана по комплексу Ras Laffan – ключевому центру производства СПГ в Катаре и одному из крупнейших подобных объектов в мире. В результате атаки была повреждена часть мощностей предприятия. По предварительным оценкам, их полное восстановление может занять от трех до пяти лет.

Это существенно меняет перспективы катарской программы расширения экспорта СПГ. До начала войны QatarEnergy рассчитывала почти вдвое увеличить производство на Ras Laffan к 2030 г.

При этом американский рынок для QatarEnergy направление не новое. Компания уже владеет долей участия в проекте Golden Pass LNG в Техасе, который начал экспорт СПГ в апреле и постепенно наращивает производство.

Параллельно QatarEnergy Trading расширяет торговые операции на американском рынке. Подразделение специализируется преимущественно на краткосрочных сделках со СПГ и увеличивает возможности по закупке и поставкам американского газа.

Продолжительность конфликта повышает значение американского направления для QatarEnergy. Иран заявляет о готовности к дальнейшей эскалации, тогда как представители администрации США допускают, что противостояние может затянуться до 2029 г.

Проект Golden Pass LNG

Golden Pass LNG – строящийся экспортный терминал СПГ, который после завершения станет одним из крупнейших в США. Он расположен в порту Сабин-Пасс на побережье Мексиканского залива.

Изначально завод был введен в эксплуатацию как регазификационный терминал, а затем партнеры приняли решение о его расширении с добавлением мощностей по сжижению. Окончательное инвестиционное решение по проекту было принято QatarEnergy и ExxonMobil в 2019 г. Общий объем инвестиций оценивается примерно в 10 млрд долл. США.

Проект включает:

• 3линии сжижения общей мощностью около 18 млн т/год СПГ (по 6 млн т каждая);
• 5 резервуаров хранения объемом по 155 тыс. м³;
• 2 морских причала.

На текущий момент введена в эксплуатацию первая технологическая линия. Также Продолжаются строительные и пусконаладочные работы на линиях № 2 и № 3, ввод в эксплуатацию которых ожидается поочередно после стабильной работы линии № 1.


Изначально запуск планировался на 2024 г., однако сроки неоднократно переносились. О том, что завод выпустил первую партию СПГ стало известно в марте 2026 г. После выхода прое Читать полностью

Москва, 11 сен – ИА Нефтегаз.РУ. В обновленной редакции законопроекта об инвестициях в российскую электроэнергетику появился механизм окупаемости строительства объектов для электросетевых компаний.
Документ опубликован на едином портале проектов нормативных правовых актов.

Законопроект вводит 2 новых вида услуг:

• по развитию единой национальной (общероссийской) электрической сети,
• и по формированию и использованию федерального мобильного резерва мощности.

Оказывать их будет организация, управляющая единой национальной электросетью (ЕНЭС), то есть Россети.,

Расходы на эти услуги предлагается возложить на потребителей ОРЭМ (оптовый рынок электроэнергии и мощности). Оплата будет осуществляться на основании договоров, заключаемых в соответствии с правилами оптового рынка.

Предполагается, что полученные средства позволят компенсировать сетевой организации затраты на мероприятия по развитию инфраструктуры, перечень которых должно утвердить правительство. Кроме того, механизм должен обеспечить финансирование формирования и развития федерального мобильного резерва мощности.

Стоимость соответствующих услуг будет рассчитываться организациями коммерческой инфраструктуры оптового рынка с учетом имеющихся у них на момент формирования цен данных о затратах и стоимости работ.

При этом в новой редакции документа осталось положение о дивидендной политике энергокомпаний с государственным участием. Ранее обсуждалась возможность до 2042 г. направлять при принятии решений о дивидендах приоритетную часть чистой прибыли таких компаний на инвестиции в строительство объектов электроэнергетики. Однако эта инициатива не получила поддержки Минэкономразвития.

Законопроект «О содействии инфраструктурному развитию и повышению эффективности управления в сфере электроэнергетики» Минэнерго впервые представило в начале 2026 г. В числе предложений – создание публично-правовой компании Росэнергопроект. Предполагается, что она станет отраслевым институтом развития и будет заниматься, в частности, типовой документацией и технологическими решениями, формированием отраслевого заказа и установлением предельных нормативов цен на энергетическое оборудование.

Также планируется создать государственного оператора финансовой поддержки. В качестве такой структуры может выступить определенная правительством госкорпорация развития либо институт развития с долей госучастия не менее 50% плюс одна акция, а также их дочерняя кредитная организация.

В России уже действуют отдельные схемы финансирования энергетических проектов за счет платежей крупных промышленных потребителей. Через подобные механизмы реализуются программы модернизации и строительства тепловой генерации, проекты в энергодефицитных регионах юга России и Сибири, проекты возобновляемой энергетики, а также строительство ряда новых энергоблоков российских АЭС. Основные инструменты включают:

• Договор о предоставлении мощности (ДПМ) - гарантирует инвестору возврат вложений за счет повышенных платежей за мощность от потребителей оптового энергорынка в течение 10-15 лет. Используется для строительства и модернизации тепловой генерации и энергоблоков АЭС.
• Механизм «take or pay» - долгосрочный договор, по которому крупный потребитель обязуется оплачивать оговоренный объем мощности или фиксированную плату за резервирование, даже если не использует ресурс полностью. Пример применения - проекты на Чукотке под нужды Баимского ГОК.
• Плата за технологическое присоединение (ТП) - средства, которые крупные промышленные потребители вносят при подключении новых мощностей к сети; направляются на развитие сетевой инфраструктуры, особенно в энергодефицитных регионах (Юг России, Сибирь).
• Поддержка ВИЭ - гарантированная закупка электроэнергии от объектов возобновляемой энергетики по повышенным тарифам (через ДПМ для ВИЭ), с распределением затрат между всеми потребителями оптового рынка.
• Соглашение о защите и поощрении капиталовложений (СЗПК) - договор между инвестором и публично‑правовым образованием (РФ, субъектом РФ или муниципалитетом), обеспечивающий:
• стабилизационную оговорку - неизменность условий реализации проекта (налоговых, регуляторных и т. д.) на весь срок соглашения (до 20 лет), защиту от ухудшающих изменений законодательства;
• возмещение затрат - компенсацию расходов на создание/модернизацию обеспечивающей и сопутствующей инфраструктуры (до 50% затрат для обеспечивающей, до 100% - для сопутствующей), выплату процентов по кредитам и займам, уплату купонного дохода по облигационным займам;
• минимальный объем инвестиций - от 200 млн руб. для региональных проектов и от 750 млн руб. для федеральных;
• пример применения - строительство Новоленской ТЭС (550 МВт) в Якутии.

Ранее министр энергетики С. Цивилев сообщал, что стране предстоит построить 88 ГВт новой генерации, модернизировать еще 66 ГВт мощностей и значительно расширить сетевую инфраструктуру. В этой связи необходимо создать национальный проект в области электроэнергетики. Читать полностью

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

Спрос на нефть

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

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

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

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

ОЭСР

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Не-ОЭСР

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

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

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

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

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

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

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

Предложение, баланс, запасы

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

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

По оценке ОПЕК, в последние годы на мировом нефтяном рынке сохранялся дефицит. В 2023 г. он составил 100 тыс. барр./сутки, в 2024 г. – 1,5 млн барр./сутки, в 2025 г. – 700 тыс. барр./сутки (спрос – 105,5 млн барр./сутки, предложение – 104,8 млн барр./сутки).

В первом квартале 2026 г. дефицит мирового нефтяного рынка составил 3,1 млн барр./сутки (спрос – 106,3 млн барр./сутки, предложение – 103,2 млн барр./сутки), во втором квартале – 5,6 млн барр./сутки (спрос – 102,9 млн барр./сутки, предложение – 97,3 млн барр./сутки).

В 2026 г. потребность в нефти стран – участников соглашения ОПЕК⁺ (DoC), согласно оценке ОПЕК, составит 42,2 млн барр./сутки, в 2027 г. – 43,9 млн барр./сутки.

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

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

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

Добыча ОПЕК и ОПЕК+

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

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

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

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

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

Автор: А. Хасанова Читать полностью

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

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

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

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

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

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

Ростовская АЭС

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

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Нью-Дели, 11 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Почти треть угольных теплоэлектростанций (ТЭС) Индии располагает критически низкими запасами угля на фоне сохраняющегося высокого спроса на электроэнергию.
Об этом свидетельствуют данные Центрального управления электроэнергетики Индии (CEA).

По состоянию на 9 сентября число электростанций, запасы которых составляли менее 25% от необходимого уровня либо позволяли работать менее трех дней, резко возросло и достигло 59 против 45 на конец августа.

В августе сокращение запасов было связано главным образом с проливными дождями в крупнейших угледобывающих штатах – Одише, Джаркханде и Чхаттисгархе. Осадки нарушили добычу и осложнили доставку угля на электростанции.

Сейчас дефицит усиливается на фоне высокого спроса на электроэнергию. Пиковая нагрузка в последние дни держится около 267 ГВт, приблизившись к рекордным 270,7 ГВт, зафиксированным в мае. Рост потребления связан прежде всего с увеличением нагрузки на системы охлаждения из-за продолжительной жаркой погоды.

По оценке аналитиков, в дневные часы значительную часть спроса покрывает солнечная генерация. Однако ограниченные возможности накопления электроэнергии и снижение уровня воды в водохранилищах усиливают нагрузку на угольные электростанции.

Для стабилизации поставок угля энергокомпаниям необходимо увеличить железнодорожные перевозки, считает аналитик Centre for Research on Energy and Clean Air Манодж Кумар.

Индийские власти уже наращивают поставки: 6 сентября для доставки угля на электростанции было задействовано 444 железнодорожных состава против 370 3 сентября. Coal India, крупнейшая угледобывающая компания мира, также увеличила отгрузки автомобильным транспортом. При этом Coal India заявила, что располагает достаточными запасами – около 76 млн т угля на своих предприятиях.

На фоне сложностей с поставками министерство энергетики Индии ранее попросило ряд угольных электростанций отложить запланированное техническое обслуживание энергоблоков до прояснения ситуации с обеспечением топливом. При этом дефицит топлива пока не означает системного дефицита электроэнергии: снижение запасов компенсируется продолжающейся добычей.

Напомним, что Россия в июле 2026 г. увеличила экспорт угля в Индию почти в 2,9 раза по сравнению с аналогичным периодом прошлого года, до 3,62 млн т: поставки коксующегося угля выросли в 3 раза, до 1,8 млн т, а энергетического – в 2,5 раза, до 1,82 млн т. По сравнению с июнем экспорт коксующегося угля увеличился на 50%, энергетического – на 21%.

Читать полностью

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

Подробнее о НПЗ в Бургасе

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

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

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

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

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

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

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

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

МНП Узень – Атырау – Самара

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

Автор: А. Игнатьева

Подпишитесь

Читать полностью