Москва, 23 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Испания намерена прекратить импорт российского сжиженного природного газа (СПГ) с 1 января 2027 г., в том числе по действующим долгосрочным контрактам. Мадрид будет соблюдать общеевропейские ограничения, заявил министр иностранных дел Испании Хосе Мануэль Альбарес.


По его словам, такие соглашения заключались на длительные сроки, однако Испания намерена выполнять новые санкционные требования ЕС.

Евросоюз окончательно утвердил поэтапный отказ от российского газа в январе 2026 г. Для долгосрочных контрактов на поставку российского СПГ переходный период установлен до 1 января 2027 г. Краткосрочные контракты подпали под запрет с 25 апреля 2026 г.

Россия остается одним из крупнейших поставщиков

Несмотря на предстоящий запрет, поставки российского СПГ в Испанию продолжаются. По данным Enagas, в августе 2026 г. страна импортировала из России СПГ в объеме, эквивалентном 2 133 ГВт·ч, или 7,2% совокупных поставок.

Россия заняла 3-е место среди поставщиков газа в Испанию после США и Алжира. За январь–август 2026 г. поставки российского СПГ выросли по сравнению с аналогичным периодом 2025 г. Основные потоки российского сжиженного газа поступают в Испанию с проекта Ямал СПГ, продукция которого пока не ограничена прямыми санкциями ЕС.

В 2025 г. Испания импортировала 42 629 ГВт·ч российского СПГ против 72 360 ГВт·ч годом ранее. По итогам прошлого года Россия также занимала 3-е место среди поставщиков этого вида топлива.

Испания рассчитывает увеличить поставки СПГ из других стран

На сегодняшний день Испания обладает самой разветвленной в Европе сетью терминалов по приему СПГ - шестью объектами, куда приходят танкеры - газовозы. Там СПГ превращается в обычный природный газ для ГТС. Испания выполняет роль крупного газораспределительного хаба.

Альбарес отметил, что эта инфраструктура позволяет стране после отказа от российского газа увеличить поставки для других европейских государств. В Мадриде рассчитывают, в частности, на рост поставок СПГ от альтернативных поставщиков, включая США.


Читать полностью

Москва, 23 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Французская TotalEnergies и нигерийская AMNI приняли окончательное инвестиционное решение (ОИР) по разработке газового месторождения Има (Ima), расположенного на морских участках OML 112 и 117 в Нигерии. Часть природного газа с объекта будет поставляться на предприятие по производству сжиженного природного газа (СПГ) – Nigeria LNG (NLNG).
Месторождение Има будет разрабатываться при помощи платформы, соединенной трубопроводом протяженностью 22 км с предприятием Nigeria LNG, 15% которого принадлежит TotalEnergies. Начало добычи на объекте ожидается в 2028 г., выход на плато – в 2030 г. По оценкам TotalEnergies, проектная мощность проекта будет превышать 60 млн бнэ/сутки.



Уточняется, что после запуска месторождения около трети газа, добываемого на объекте, будет поставляться на СПГ-завод Nigeria LNG. Увеличение поставок сырья предусмотрено в рамках расширения предприятия и строительства седьмой технологической линии (Train 7).

Ожидается, что ресурсы Имы увеличат мощность предприятия с 22 млн т/год до 30 млн т/год СПГ.

О месторождении Има

• расположено на мелководье недалеко от о-ва Бонни;
• структура собственности:
• TotalEnergies – оператор месторождения, владеет 40% акций;
• AMNI принадлежит оставшиеся 60%;
• ключевые подрядчики проекта Има – местные компании;
• в компании TotalEnergies подчеркивают, что Има – проект с низкими затратами и выбросами, с платформой без сжигания попутного газа и системой мониторинга метана.

СПГ-завод NLNG и его проблемы

Предприятие начало работу еще в 1999 г. СПГ-завод располагает шестью технологическими линиями сжижения (Train). Однако 27 декабря 2019 г. было принято ОИР по проекту Train 7. В мае 2020 г. консорциум SCD JV, в который входят дочерние компании Saipem, Chiyoda и Daewoo, получил EPC-контракт, предполагающий проектирование, закупки и строительство.

По данным Shell, которая владеет 25,6% акций проекта, на долю NLNG приходится около 7% от общего объема мировых поставок СПГ.

Как отмечалось ранее, последние годы средний уровень загрузки завода NLNG составлял около 60 %. Это связано с нехваткой сырьевого газа и геополитической и инфраструктурной нестабильностью региона. Инфраструктура предприятия расположена в дельте реки Нигер, основного нефтеносного района Нигерии. Кроме того, здесь сохраняется высокая активность групп, вовлеченных в нелегальные подключения, кражу углеводородов и вандализм.

В марте 2025 г. завод вынужденно остановил четыре из шести линий сжижения и прекратить подачу по трем магистральным газопроводам (GTS-1, GTS-2 и GTS-4) из-за очередной диверсии на трубопроводном транспорте. Объемы поставок природного газа сократились на 80%, что составляло лишь 1/5 от необходимого уровня для стабильной работы комплекса. Дефицит сырья и отсутствие безопасности привели к 10-дневным задержкам отгрузки СПГ, а экспорт снизился на 20 %.

При этом Нигерия обладает крупнейшими запасами природного газа в Африке – 200 трлн фут³ (5,7 трлн м³) , и остается ведущим экспортером СПГ на континенте.

Партнерами в проекте NLNG являются NNPC (49%), Shell (25,6%), TotalEnergies (15%) и Eni (10,4%).

Нефтегаз.РУ напоминает, что в октябре прошлого года Shell Nigeria Exploration and Production Company Limited (SNEPCo) совместно с Sunlink Energies and Resources Limited приняли ОИР по газовому проекту HI на континентальном шельфе Нигерии. После запуска проекта HI СПГ-завод NLNG будет получать 350 млн фут³ или около 60 тыс. бнэ/сутки природного газа с месторождения.

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 23 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Поставки российского трубопроводного газа в Европу осуществляются по магистральному газопроводу (МГП) «Турецкий поток», тогда как транзит через газотранспортную систему (ГТС) Украины прекращен с 1 января 2025 г. Европейские страны продолжают пополнять подземные хранилища (ПХГ) перед зимним сезоном, но текущие темпы закачки отстают от показателей прошлого года.

Маршруты поставок

Загрузка второй нитки МГП «Турецкий поток», ориентированной на рынок Юго-Восточной Европы, как и ожидалось, упала.

По данным платформы ENTSOG по газоизмерительной станции (ГИС) «Странджа-2/Малкочлар» на границе Турции и Болгарии, физический объем газа за газовые сутки 22 сентября 2026 г. составил 11,58 млн м³. Согласно данным о реноминациях на 23 сентября, прокачка вырастет до 14,66 млн м³.

С начала 2026 г. поставки газа по этому маршруту на 2,6% превышают показатели аналогичного периода 2025 г., объем прокачки достиг 12,61 млрд м³ газа.

Нефтегаз.РУ напоминает: ранее оператор Булгартрансгаз (Bulgartransgaz) предупреждал, что с 21 по 26 сентября прокачка через станцию «Странджа-2/Малкочлар» в сравнении с обычными значениями сократится примерно в два раза, до 270 млн кВт·ч/сутки (около 25 млн м³).

На платформе ENTSOG указано, что в связи с монтажными работами на КС «Кардам» на румынско-болгарском пункте соединения «Негру-Водэ 1/Кардам» прокачка вовсе приостановлена. По словам главы румынского Transgaz Йона Стериана, на болгарской стороне ведутся работы по соединению трубопровода для увеличения пропускной способности. Кроме того, из-за планового технического обслуживания системы Булгартрансгаза доступная мощность снижена снижена до 0 на болгаро-сербском участке «Киреево/Зайчар».

МГП «Турецкий поток» и его сухопутная часть на данный момент являются единственным маршрутом поставок российского трубопроводного газа в Европу, остальные маршруты остановлены:

• транзит газа по ГТС Украины через ГИС «Сохрановка» (точка входа на Украину магистрального газопровода «Союз») заблокирован украинской стороной 11 мая 2022 г.;
• через ГИС «Суджа» (точка входа на Украину из России магистрального газопровода «Уренгой – Помары – Ужгород») прокачка прекращена с 1 января 2025 г. после истечения срока действия транзитного контракта;
• польский участок газопровода «Ямал – Европа» с 11 мая 2022 г. стал недоступен для «Газпрома» в связи с введением российских контрсанкций;
• газопровод «Северный поток -1» остановлен 31 августа 2022 г., а 26 сентября 2022 г.обе его нитки и одна из ниток не введенного в эксплуатацию газопровода «Северный поток-2» были повреждены в результате взрывов в Балтийском море.

Погода, запасы и котировки газа в Европе

Жара сохраняется на юго-западе Европы – в Испании, Португалии и Франции. Местами температура превышает 30 °C. В большей части Центральной и Западной Европы установилось 20–25 °C. На Балканах температура тоже вернулась к 20 °C. Прохладная погода фиксируется на севере. В Исландии значения опустились до 10 °C.

В сервисе Meteoalarm предупреждения об аномально высокой температуре желтого уровня опубликованы для Португалии и Испании.

К концу текущей недели в Европе не ожидается кардинальных изменений погоды. Жара будет держаться на юго-западе, прохлада – на севере. Ожидается, что с 26 сентября в Исландии температура опустится ниже 10 °C.

Выработка электроэнергии ветряными электростанциями (ВЭС) в Европе сократилась в два раза. Согласно сервису WindEurope, 22 сентября на долю энергии, полученной на ВЭС, пришлось обеспечение 10,5% спроса на электроэнергию в Европе. По состоянию на 17 сентября показатель достигал 20,9%.

По данным Gas Infrastructure Europe (GIE) на 22 сентября 2026 г., подземные хранилища газа (ПХГ) в ЕС были заполнены на 70,14%, в них находилось 74,88 млрд м³ газа. За сутки уровень заполненности ПХГ вырос на 0,2 п.п., днем ранее – на 0,32 п.п. Закачку газа вели все страны ЕС, кроме Словакии (вела отбор), Швеции, Испании, Португалии и Латвии (нулевая динамика). В Германии ПХГ заполнены на 56,99%, во Франции – на 80,82%, в Австрии – на 67,87%, в Италии – на 85,91% (ранее это были крупнейшие рынки сбыта Газпрома в Европе).

За период отбора, завершившегося 31 марта, из европейских ПХГ было извлечено 58,19 млрд м³ газа. Сейчас в европейские ПХГ к зиме закачано 45,23 млрд м³ газа. Для достижения целевого уровня к ноябрю европейцам необходимо запасти 21,08 млрд м³.

Для сравнения: к 22 сентября прошлого года ПХГ в ЕС были заполнены на 81,96%, в них находилось 88,02 млрд м³ газа. К зиме европейцы закачали 51,64 млрд м³ газа. По общим запасам текущий показатель отстает от прошлогоднего на 13,14 млрд м³ газа, а закачка – на 6,41 млрд м³.

Газовые котировки в Европе держатся вблизи 900 млн долл.США/1000 м³. Октябрьские фьючерсы на газ на хабе TTF (Нидерланды) на бирже ICE Futures к 11:30 мск 23 сентября торговались на уровне 73,71 евро/МВт·ч (891,63 доллара США за 1000 м³), рост по сравнению с расчетной ценой предыдущего дня составил 0,51%.

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 22 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Shell завершила сделку по продаже 50%-ной неоперационной доли участия в буровой платформе Na Kika и связанных с ней месторождениях в Мексиканском заливе, а также 100%-ной доли в проекте Coulomb tieback. Покупателями выступили дочерняя структура Talos Energy и аффилированная компания Ridgewood Energy.
Об этом сообщила пресс-служба Shell.

Shell получила около 840 млн долл. США с учетом корректировок между эффективной датой сделки - 1 июля 2025 г. - и ее закрытием. Общая стоимость сделки, объявленная при подписании соглашения, составляла 1,7 млрд долл. США до стандартных корректировок.

Продажа входит в стратегию Shell по формированию более конкурентоспособного и устойчивого портфеля добывающих активов. Компания отмечает, что по ее оценке Na Kika и Coulomb не будут вносить существенный вклад в добычу к 2030 г.

При этом Shell сохранит возможность получать дополнительные выплаты, привязанные к результатам активов, без установленного верхнего предела до 2027 г. Компания также получит роялти от добычи на новых проектах-подключениях к Na Kika при выполнении предусмотренных сделкой условий.

Покупатели принимают на себя часть обязательств по выводу объектов из эксплуатации и должны предоставить обеспечение по соответствующим обязательствам. Shell Trading US Company при этом сохранит права на закупку нефти с Na Kika и Coulomb по отдельным соглашениям.

Добыча и запасы Na Kika и Coulomb

Платформа Na Kika начала добычу в 2003 г. Оператором проекта является bp, которой принадлежит оставшиеся 50% участия. Добыча с проекта Coulomb tieback началась в 2005 г.

В 2025 г. доля Shell в добыче с этих активов составляла 37 тыс. бнэ/сутки. Доказанные запасы Shell на конец 2025 г. составляли 4,3 млн бнэ на Na Kika и 7,2 млн барр. на Coulomb.

Na Kika

• глубоководный нефтегазовый комплекс в районе Mississippi Canyon, в 225 км к юго-востоку от Нового Орлеана (США);
• глубина воды - 1 900–2 100 м;
• платформа обслуживает несколько отдельных подводных месторождений:
• изначально 5 независимых месторождений: Kepler, Ariel, Fourier, Herschel и East Anstey,
• позже добавились Coulomb и другие тьекбэки,
• East Anstey прекратил добычу в 2010 г.
• начальные извлекаемые запасы - 300 млн бнэ;
• пиковая проектная мощность - 110-130 тыс. барр./сутки нефти и 425–550 млн фут³/сутки.

Coulomb

• газовое месторождение в блоках MC 657 и MC 613,
• глубина воды - 2 320 м;
• расположено примерно в 40 км к востоку от платформы Na Kika, добыча ведётся на хаб Na Kika через подводную систему;
• начало добычи -2005 г.

Читать полностью

Москва, 22 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Международный арбитражный трибунал при Международной торговой палате (ICC) отклонил требование Sunrise Power and Transmission Company о выплате 400 млн долл. США в связи с проектом гидроэлектростанции (ГЭС) Мамбилла (Mambilla) в Нигерии. Решение, вынесенное 17 сентября, может устранить одно из ключевых юридических препятствий для реализации проекта мощностью 3 050 МВт, который откладывается почти два десятилетия, сообщил Reuters.

По словам генерального прокурора и министра юстиции Нигерии Л. Фагбеми, арбитраж признал, что соглашение об урегулировании спора, заключенное в 2020 г., и последующее дополнение к нему не имели обязательной силы для правительства страны. Подписавшие документы должностные лица, согласно решению, не обладали необходимыми полномочиями для принятия обязательств от имени государства без одобрения президента.

Кроме того, трибунал установил, что соглашения были связаны с коррупционными действиями и противоречили публичному порядку Нигерии. В результате документы были признаны неисполнимыми.

Sunrise требовала выплатить 200 млн долл. США в соответствии с соглашением об урегулировании, а также еще 200 млн долл. США в качестве предусмотренной им суммы за неисполнение обязательств. С учетом процентов размер требования оценивался выше 400 млн долл. США.

Арбитраж обязал Sunrise и ее промоутера Л. Адесанью компенсировать 75% юридических расходов Нигерии. Общая сумма присужденных нигерийской стороне расходов составила около 11,82 млн долл. США. На оставшуюся сумму также начисляются проценты.

Проект Мамбилла остается предметом спора

Проект ГЭС Мамбилла предполагает строительство гидроэлектростанции в штате Тараба. В 2003 г. Sunrise получила соглашение на реализацию проекта на условиях build-operate-transfer (BOT). Первоначальная стоимость строительства оценивалась примерно в 6 млрд долл. США.

В 2017 г. компания инициировала арбитраж в ICC, потребовав около 2,35 млрд долл. США в связи с предполагаемым нарушением Нигерией договорных обязательств. Позднее возник отдельный спор вокруг соглашения об урегулировании 2020 г.

Параллельно Sunrise продолжает добиваться выплаты более 2,7 млрд долл. США компенсации и процентов по другому арбитражному требованию, связанному с развитием проекта. Таким образом, совокупный объем связанных с Мамбиллой требований превышал 3 млрд долл. США. Последнее решение ICC не закрывает этот отдельный спор.

Решение может разблокировать финансирование

Реализация проекта Мамбилла мощностью 3 050 МВт позволит существенно увеличить генерирующие мощности Нигерии. Финансирование со стороны Экспортно-импортного банка Китая ранее зависело от разрешения юридических разногласий вокруг проекта.

Нигерийские власти рассчитывают, что решение ICC позволит возобновить работу над финансовой структурой проекта. При этом сам арбитражный вердикт не означает автоматического начала строительства: для перехода к практической реализации необходимо решить вопросы финансирования, выбора подрядчиков и окончательной структуры проекта.

ГЭС Мамбилла (Mambilla)

• планируется строительство в дер. Какара, штат Тараба, Нигерия, у границы с Камеруном;
• проект разворачивается на реке Донга;
• реализацией проекта занимается консорциум китайских компаний: Gezhouba Group, Sinohydro и CGCOC Group. Контракт на инжиниринг, закупки и строительство (EPC) подписали в ноябре 2017 г.;
• ввод в коммерческую эксплуатацию был запланирован на 2030 г.;
• запланированная установленная мощность - 3 050 МВт;
• после завершения строительства (если проект все-таки реализуют) это будет крупнейшая электростанция в Нигерии и одна из крупнейших гидроэлектростанций в Африке;
• ожидаемая выработка - примерно 5,45 млрд кВт·ч/год;

Проект разрабатывают давно - первое технико-экономическое обоснование появилось еще в 1972 г., но реализация многократно откладывалась.

Проект необычный: он включает 4 плотины (Нья, Сум Сум, Нгху и Апи) и две подземные электростанции. От водохранилища главной плотины вода отводится через систему гидравлических туннелей (общей протяженностью около 33 км) к подземным генераторам. Перепад высот для работы турбин составляет около 1 тыс. м. В каждой подземной станции разместят по 6 турбин Пелтона.

Общая стоимость проекта изначально оценивалась в 5,8 млрд долл. США. Эксимбанк Китая должен был покрыть около 85% затрат (4,93 млрд долл. США), оставшиеся 15% выделит федеральное правительство Нигерии.

Читать полностью

Москва, 23 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Мировое производство биотоплива к 2030 г. может увеличиться примерно на 68% по сравнению с уровнем 2025 г. - до 176 млн т нефтяного эквивалента.
Такой прогноз содержится в исследовании Chatham House, подготовленном совместно с Forest Stewardship Council (FSC).

Рост связан с повышением требований к содержанию биотоплива в моторных топливах на фоне энергетического кризиса, вызванного конфликтом между США и Ираном и ограничениями на поставки через Ормузский пролив. Крупнейшие производители и потребители топлива, включая Бразилию, Китай, Индию, Индонезию, США и страны ЕС, уже объявили либо рассматривают новые требования по смешиванию биотоплива с бензином и дизельным топливом.

Производство биотоплива может вырасти до 176 млн т

Согласно исследованию, в 2025 го. мировое производство биотоплива составляло около 105 млн т.н.э. При реализации новых требований показатель может достичь 176 млн т к 2030 г.

Таким образом, среднегодовые темпы роста производства в 2025–2030 гг. могут составить около 11%, тогда как до энергетического кризиса ожидался значительно более умеренный рост - порядка 0,9–1,4%/год.

Дополнительные 36 млн гектаров земли

Резкое увеличение спроса на сырье для биотоплива может привести к существенному росту потребности в сельскохозяйственных землях.

По оценке авторов исследования, при полном выполнении заявленных государствами новых требований площадь земель, используемых для выращивания сырья для биотоплива, к 2030 г. может увеличиться более чем вдвое. Дополнительно потребуется около 36 млн га.

В 2023 г. под выращивание сырья для производства биотоплива уже использовалось около 32 млн га. Еще примерно 20 млн га, согласно существующим прогнозам, могли потребоваться к 2030 г. без учета новых мер, принятых на фоне энергетического кризиса.

Рост цен на нефть повышает привлекательность биотоплива

Дополнительным фактором роста производства стало увеличение стоимости традиционных энергоносителей. По данным Reuters, с начала войны между США и Ираном цены на нефть выросли примерно на 40%, тогда как котировки сахара и кукурузы увеличились примерно на 20%.

На фоне более дорогого нефтяного сырья производство этанола и биодизеля становится экономически привлекательнее, одновременно повышая интерес государств к внутренним источникам моторного топлива.

Читать полностью

Москва, 23 сен – ИА Neftegaz.RU. Иран продолжает реализацию совместных проектов с Россией, в т.ч. АЭС Бушер и ж/д Решт – Астара.
Об этом чрезвычайный и полномочный посол Исламской Республики Иран (ИРИ) в РФ К. Джалали рассказал в интервью Ведомостям, опубликованном 23 сентября 2026 г.

Флагманский проект

К. Джалали повторил, что флагманским проектом в сотрудничестве 2 стран по углеводородам является трубопровод, который позволит транспортировать газ в Россию из Ирана. Речь идет о существующем маршруте через Азербайджан, который обеспечивал поставки газа из Ирана в СССР в 1970-1980-хх гг. Сейчас этот маршрут планируется переориентировать под поставки газа из России на север Ирана и расширить его мощности, в т.ч. путем строительства нового газопровода.

Тезисы от К. Джалали:

• трассировка маршрута не изменилась – он пойдет через Азербайджан,
• финансирование в большей степени будет идти из России,
• но мы работаем все вместе над этим проектом – все 3 страны: Россия, Иран и Азербайджан.

Проработка вопроса трубопроводных поставок газа из России в Иран заложена в стратегический меморандум, подписанный в июне 2024 г. Газпромом и NIGC. Российские поставки газа для севера Ирана важны в зимний период, поскольку крупнейшие месторождения газа, в т.ч. Южный Парс, расположены на юге Ирана, а север страны, где сосредоточены крупные потребители и более суровый климат, регулярно испытывает дефицит газа в период пикового спроса. Газпром и NIGC регулярно обсуждают вопросы поставок, но договоренности пока не финализированы.

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, в начале 2025 г. было решено взять за основу азербайджанский коридор.

На 1-м 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).

Для наращивания объемов потребуется строительство дополнительной инфраструктуры. В апреле 2026 г. К. Джалали говорил, что финансирование газопровода может осуществляться по гибридной модели – с участием крупных российских энергетических компаний и через двусторонние механизмы расчетов в национальных валютах.

АЭС Бушер, Хормоз и др. атомные проекты

К. Джалали подтвердил возобновление Росатомом работ на площадке 2-го и 3-го энергоблоков АЭС Бушер, прерванных ударами США и Израиля рядом с площадкой. Также посол рассказал о др. совместных с Россией проектах в сфере мирного атома.

Тезисы от К. Джалали:

• сейчас реализуются 2-я и 3-я очереди АЭС Бушер, мы вместе работаем над этими проектами, проект развивается,
• когда началась война, наши русские коллеги вывезли часть своего персонала в Россию, но сейчас большая часть вернулась на площадку,
• в данный момент проект реализуется,
• война привела к задержкам в исполнении работы, но воля для завершения этих проектов есть,
• мы с Россией в сентябре 2025 г. подписали меморандум о взаимопонимании, где упоминается сотрудничество в атомной энергетике в объеме 25 млрд долл. США,
• часть этого меморандума фиксирует активизацию частного сектора Ирана для входа финансирования в эту сферу,
• в случае с АЭС Хормоз вовлечен иранский частный сектор, который активизирован и работает над этим проектом с коллегами из России.

1-й энергоблок АЭС Бушер с реактором ВВЭР-100 введен в эксплуатацию в 2013 г. В 2014 г. Россия и Иран подписали соглашение о строительстве еще 2 энергоблоков с реакторами ВВЭР-1000. Строительство началось, но идет медленно, поскольку проект финансируется полностью иранской стороной, на что накладываются проблемы с безопасностью.

Так, район расположения АЭС Бушер подвергался атакам 4 раза в марте и апреле 2026 г., после чего Росатом вывел практически весь персонал с площадки. В августе Росатом подтвердил возвращение на площадку АЭС Бушер 2200 его специалистов и анонсировал возобновление работы по возведению 2-го и 3-го энергоблоков. На тот момент реактор для 2-го энергоблока был готов более чем на 60%, парогенераторы изготовлены на 50%, а для 3-го энергоблока шла отливка и ковка заготовок оборудования. Ввод 2-го энергоблока АЭС Бушер намечен на 2029 г., но, вероятно, будет очередной сдвиг вправо.

В сентябре 2025 г. Россия и Иран подписали меморандум о сотрудничестве, в т.ч. предполагающий строительство АЭС Хормоз в провинции Хормозган на берегу Ормузского пролива. В составе АЭС Хормоз планируются 4 энергоблока с реакторами ВВЭР-1200. По словам посла К. Джалали, в финансировании проекта АЭС Хормоз участвует иранский частный сектор, который работает над проектом совместно с российскими партнерами. Завершение проекта намечено на 2031 г.

Также К. Джалали сообщил, что иранская сторона продолжает работать с российскими коллегами над проектами, связанными с АЭС малой мощности (АСММ), также заложенными в меморандум. Каких-либо подробностей по этому направлению посол не привел.

Решт – Астара и далее

По словам К. Джалали, Россия уже начала изучать трассу будущей ж/д-линии Решт – Астара – единственного недостроенного ж/д-участка западного маршрута международного транспортного коридора (МТК) Север – Юг.

Посол напомнил, что на Иран завязаны все 3 маршрута МТК Север – Юг:

• восточный проходит через Россию, Казахстан, Туркменистан и заканчивается Ираном, он запущен в 2023 г. и с каждым днем транспортировка товаров по ней расширяется,
• через Каспийское море – прямая линия между Россией и Ираном, она используется для транспортировки большого объема товаров,
• западный через Россию, Азербайджан и Иран разделяется на 2 части – железнодорожную и автомобильную. Автомобильная часть работает, а по ж/д-части ощущается отсутствие участка протяженностью 162 км между Рештом и Астарой на границе с Азербайджаном

К. Джалали сообщил, что правительство Ирана ранее выкупило все участки земли на трассе будущей ж/д и эти 162 км предоставлены для изучения российской стороне. Иран рассчитывает, что в ближайшее время будет заключен исполнительный эксплуатационный договор с Россией.

На пресс-конференции 22 сентября 2026 г. К. Джалали сообщил, что в случае успешной реализации Россией проекта ж/д Решт – Астара, Иран рассмотрит использование российского стандарта колеи 1520 мм не только для конечного пункта участка, но и на участке от Решта до порта Бендер-Аббас на берегу Персидского залива или даже для новой трансиранской ж/д-нитки.

Тезисы от К. Джалали:

• готовящийся к строительству российским подрядчиком ж/д-участок Решт – Астара и соответствующая инфраструктура будет создана таким образом, что конечные участки будут построены по стандарту России,
• но мы надеемся продолжать этот участок и от Решта до Бендер-Аббаса,
• есть и другой подход – создание новой линии с севера Ирана на юг, отдельная независимая ветка по российскому стандарту колеи,
• в настоящее время этот вопрос обсуждается иранскими и российскими официальными лицами.

В апреле 2026 г. на полях Международного транспортно-логистического форума К. Джалали говорил, что основная часть участка Решт – Астара будет построена с использованием иранской колеи 1435 мм.

Чуть раньше, в марте 2026 г. первый замгендиректора РЖД С. Павлов говорил, что принято решение о строительстве участка Решт – Астара на совмещенной колее: предусматривается укладка как колеи 1435 мм, так и колеи 1520 мм, но европейскую колею будут класть первой. Читать полностью

Москва, 23 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Нерюнгринская ГРЭС в республике Саха (Якутия) приостановила работу после пожара.
Об этом администрация Нерюнгринского района РС(Я) сообщила в МАКС 23 сентября 2026 г.

Ситуация сложная

Утром 23 сентября 2026 г. состоялось заседание республиканского штаба по энергобезопасности, в ходе котого обсуждалась ситуация на Нерюнгринской ГРЭС (НГРЭС) после пожара на трансформаторной подстанции, произошедшего накануне.
Первоочередной задачей в этой ситуации является организация теплоснабжение в г. Нерюнгри, пос. Беркакит и Серебряный Бор (НГРЭС расположена в пос. Серебряный Бор). Особое внимание уделяется теплоснабжению жилых домов и социальных учреждений. Выполняется мониторинг температурного режима в самых отдаленных квартирах города, в детских садах и школах.

Специалисты ищут оптимальные технические решения, ремонтные бригады выполняют аварийно-восстановительные работы. К концу дня 23 сентября 2026 г. готовится к запуску водогрейная котельная. Глава Нерюнгринского района М. Терещенко сообщил, что в Серебряном Бору готовят к запуску котлы на мазуте, их запуск, как и в Нерюнгри планируется до конца дня 23 сентября.

Для устранения последствий возгорания на НГРЭС уже приехала рабочая группа Дальневосточной генерирующей компании (ДГК, дочка РусГидро). ДГК сообщила, что НГРЭС продолжает восстановительные работы, в которых задействовано 8 бригад в составе 32 человек, принимаются необходимые меры для восстановления параметров теплоснабжения. Параллельно НГРЭС ускоряет плановый капитальный ремонт одного из энергоблоков, чтобы запустить его в эксплуатацию раньше намеченных сроков.

В Нерюнгринский район направляется рабочая группа правительства РС(Я). Глава республики А. Николаев допустил, что в Нерюнгри и Серебряном Бору будет объявлен режим ЧС, это позволит принимать решения оперативно.

Пожар на Нерюнгринской ГРЭС

Нерюнгринская ГРЭС расположена в пос. Серебряный Бор в 6 км от г. Нерюнгри, является одной из крупнейших тепловых электростанций Дальнего Востока. Станция состоит из 3 энергоблоков, их совокупная установленная электрическая мощность составляет 570 МВт, тепловая – 820 Гкал/ч. Основное топливо – каменный уголь Нерюнгринского месторождения, растопочное топливо – мазут.

Утром 22 сентября 2026 г. произошло возгорание трансформаторной подстанции на энергоблоке №1 и турбины в машинном зале НГРЭС. Пострадал 1 человек, получивший отравление угарным газом. Предварительной причиной МЧС назвало аварийную работу электрооборудования.

Возгорание было оперативно ликвидировано. ДГК провела послеаварийную проверку, установив, что основное оборудование НГРЭС не пострадало. Объем восстановительных работ оценивается как значительный, поскольку, помимо трансформатора, в результате термического воздействия частично пострадали кабельные трассы. Читать полностью

Кишинев, 23 сен - ИА Нефтегаз.РУ. Министерство энергетики Молдавии обратилось в Национальное агентство по регулированию энергетики (ANRE) с предложением продлить полномочия Молдовагаза, более 63% акций которого контролирует Газпром, в качестве поставщика природного газа в непризнанную Приднестровскую Молдавскую республику (ПМР) до 30 апреля 2027 г.
Об этом сообщил министр энергетики страны Д. Джунгиету, его слова приводит госагентство Молдпресс.

По словам министра, недавно в ANRE было направлено предложение продлить обязательство по поставке газа на левый берег Днестра для Молдовагаза до окончания отопительного сезона, то есть до 30 апреля. В рамках этого обязательства компания должна формировать запасы в объеме 15% годового потребления. Как отметил Д. Джунгиету, Молдовагаз в настоящее время прорабатывает данный вопрос.

Министр озвучил это в парламенте в рамках инициативы правительства о введении чрезвычайного положения в энергетике с 26 сентября.

Премьер-министр В. Тофан в ходе обсуждения заявил, что молдавская сторона ведет соответствующие переговоры с Молдовагазом. Он подчеркнул, что газ для Приднестровья оплачивают партнеры региона, и с приближением зимы в соответствии с молдавским законодательством необходимо обеспечить, чтобы Молдовагаз создавал необходимые запасы газа, в том числе для региона на левом берегу Днестра. Премьер-министр также отметил, что Молдовагаз, в свою очередь, ведет переговоры с основным акционером.

В августе 2025 г. ANRE поручило Молдовагазу обеспечивать газоснабжение Приднестровья после того, как лишило компанию лицензии поставщика газа в правобережную Молдавию. Молдовагаз также получил статус компании, ответственной за создание и поддержание запасов природного газа для потребителей в Приднестровье. Текущий статус Молдовагаза как поставщика в Приднестровье действует до конца 2026 г.

С февраля 2025 г. газ в Приднестровье через Молдовагаз, а затем через Тираспольтрансгаз, поставляет венгерская MET Gas and Energy Marketing при участии финансовых компаний-посредников, в том числе зарегистрированных в ОАЭ. Молдовагаз обеспечивает транзит от границы с Румынией до Приднестровья. Руководство непризнанной Приднестровской Молдавской республики ранее сообщало, что поставки в регион осуществляются при финансовой поддержке РФ.

В начале сентября ANRE увеличило задание по созданию запасов газа на отопительный сезон для Приднестровья в 2,5 раза - с 53,7 млн м³ до 136 млн м³. Газовый запас на предстоящий отопительный сезон должен быть создан к 1 ноября 2026 г.

Годовой объем потребления газа в регионе составляет около 1 млрд м³.

Сама Молдавия сейчас намерена продлить режим ЧП, действующий в энергетическом и гидротехническом секторах страны.



Автор: А. Шевченко

Подпишитесь

Читать полностью