Москва, 10 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Газпром ввел в эксплуатацию 2-ю очередь малотоннажного комплекса по сжижению природного газа (КСПГ) Газпром гелий сервис в Амурской области. В церемонии запуска приняли участие председатель правления компании А. Миллер и губернатор региона В. Орлов.

После расширения производительность комплекса достигла 3 т/час СПГ в час, или 25,2 тыс. т/год. Таким образом, мощности предприятия увеличились вдвое.

2-я очередь оснащена российским оборудованием для очистки, охлаждения и сжижения природного газа. Оно поставлено в блочно-модульном исполнении с высокой степенью заводской готовности. Проект реализовал Газпром гелий сервис за 10 месяцев. Ресурсной базой для комплекса служит магистральный газопровод (МГП) Сила Сибири-1.

СПГ для котельных и транспорта

Одним из основных потребителей продукции комплекса стала газовая котельная в микрорайоне Амурсельмаш г. Белогорска. Она обеспечивает теплом более 3 тыс. домовладений и ряд социальных объектов, в том числе 2 детских сада, школу и техникум. Котельная работает с 2024 г. и заменила устаревший мазутный источник теплоснабжения.

Еще одно направление потребления СПГ - газомоторный транспорт. Газпром сформировал крупнейший в России парк тягачей, работающих на газомоторном топливе (ГМТ). Они используются для перевозки продукции Амурского газоперерабатывающего завода (ГПЗ), в том числе гелия и сжиженных углеводородных газов. Газомоторный транспорт также эксплуатирует Амурский газохимический комплекс (ГХК), СП СИБУРа и Sinopec.

Напомним, что проект малотоннажного СПГ-комплекса реализовывался в две очереди:

• 1-ю очередь КСПГ в Амурской области Газпром гелий сервис ввел в эксплуатацию в 2023 г. Производительность КСПГ – 1,5 т/час СПГ или 12,6 тыс. т/год. В основе комплекса лежит технология сжижения природного газа с применением дроссельно-эжекторного цикла;
• 2-ю очередь КСПГ компания начала планировать в 2024 г. К реализации проекта Газпром гелий сервис приступил в январе 2026 г.

Запуск 2-й очереди КСПГ в Амурской области обеспечит растущие потребности собственного автопарка Газпром гелий сервис в дополнительных объемах ГМТ. Также в Амурской области рассматривалась возможность расширения использования СПГ в автопарках крупных горнодобывающих предприятий, например, при разработке Огоджинского каменноугольного месторождения. Дополнительный объем топлива также планируется использовать в агропромышленном секторе - для обеспечения газомоторной техники и других нужд сельского хозяйства.

Газпром гелий сервис и его КСПГ

Газпром гелий сервис – уполномоченная компания Газпрома по реализации проектов с применением криогенных технологий. Компания сформировала автотранспортное предприятие на СПГ, обеспечивающее транспортировку сжиженных газов на российских и международных маршрутах, одновременно создавая мощности для малотоннажного производства СПГ.

У Газпром гелий сервиса уже действует несколько малотоннажных СПГ-заводов:

• с 2021 г. работает малотоннажное производство СПГ на территории гелиевого хаба Газпрома в Приморском крае производительностью 0,4 т/час СПГ (3,36 тыс. т/год),
• также в 2023 г. реализован КСПГ-проект в Волгоградской области производительностью также 1,5 т/час (12,6 тыс. т/год).

Кроме того, компания реализует проект СПГ-завода мощностью 3,36 тыс. т/год СПГ в Белоруссии на площадке китайско-белорусского индустриального парка Великий Камень, его запуск ожидается в 2026 г.

Отметим, что в периметре Газпрома проектами малотоннажного СПГ занимается ряд дочерних структур. Согласно годовому отчету компании, производственная инфраструктура малотоннажного СПГ Газпрома на конец 2025 г. насчитывала 11 КСПГ:

• 2 КСПГ Газпром трансгаз Екатеринбург – КСПГ Екатеринбург ГРС-4 (61 тыс. т/год) и КСПГ Первоуральск (4,4 тыс. т/год),
• 3 КСПГ Газпром гелий сервис – в г. Владивосток, Амурской и Волгоградской областях,
• 3 КСПГ Газпром СПГ технологии – КСПГ Канюсята в Пермском крае (12,6 тыс. т/год), КСПГ Садилово в республике Татарстан (12,6 тыс. т/год), КСПГ Тобольск в Тюменской области (42 тыс. т/год),
• 3 КСПГ Газпром газомоторное топливо в г. Калининград, Москва, Санкт-Петербург.

Читать полностью

Москва, 10 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Число груженых танкеров-газовозов со сжиженным природным газом (СПГ), вышедших из Ормузского пролива в октябре 2026 г., достигло максимума с начала конфликта между США и Ираном в феврале.
Об этом сообщил Reuters со ссылкой на данные аналитических компаний S&P Global Energy и Kpler.

По данным S&P Global Energy, в октябре через пролив проследовало 31 судно против 23 в сентябре. Из них:

• 23 танкера загрузили СПГ в катарском порту Рас-Лаффан,
• еще 8 - на острове Дас в ОАЭ.

По оценке S&P Global Energy, транзит СПГ из ОАЭ уже восстановился до довоенного уровня. При этом поставки Катара через Ормузский пролив пока превышают лишь 30% от доконфликтных объемов.

Погрузки СПГ в Катаре растут

Данные Kpler также указывают на восстановление экспорта. По подсчетам компании, в октябре в регионе было загружено 42 партии СПГ против 27 месяцем ранее.

На катарском терминале Рас-Лаффан за месяц погрузили 35 партий общим объемом более 2,7 млн т. Это максимальный показатель с начала конфликта. Для сравнения: в феврале, до эскалации ситуации, экспорт СПГ из Катара составлял почти 6,2 млн т.

В то же время на терминале Дас в ОАЭ в октябре загрузили 7 партий СПГ - столько же, сколько в сентябре.

Катар использует перевалку борт-в-борт

Для доставки СПГ покупателям за пределами Персидского залива используются дополнительные логистические операции. По данным Kpler, два танкера, загрузившиеся в Рас-Лаффане и прошедшие через Ормузский пролив, впоследствии перегрузили СПГ на другие суда у якорной стоянки Сохар на побережье Омана.

Танкер SC Prestige передал груз судну BW ENN Crystal Sky, направлявшемуся в Южную Корею.

Другой танкер, Al Mafyar, перегрузил СПГ на два судна - Shandong Redwood и Ejnan. Оба доставили полученные партии в Пакистан.

Напомним, что до начала конфликта между США и Ираном Катар был вторым крупнейшим экспортером СПГ в мире с объемом производства до 77 млн т/год и планировал последовательное расширение мощностей до 142 млн т/год к 2030 г. Однако в марте 2026 г. страна была вынуждена приостановить производство СПГ и сопутствующей продукции на фоне ударов по энергетической инфраструктуре. Повреждения получили 2 из 14 производственных линий СПГ на комплексе Ras Laffan общей мощностью около 12,8 млн т в год (17% от докризисных мощностей Катара), их восстановление может занять 3-5 лет.

При этом по остальным объемам QatarEnergy готова возобновить обычные операции в течение нескольких недель после восстановления нормального судоходства через Ормузский пролив. На этом фоне QatarEnergy стремится расширить закупки за пределами Персидского залива, в т.ч. закупая СПГ на спотовом рынке, чтобы выполнять обязательства перед частью своих клиентов.

А что рынок?

В конце октября 2026г. аналитическая компания Rystad Energy выпустила исследование, согласно которому мировые импортеры СПГ в 2026 г. потратят на закупки минимум на 38,5 млрд долл. США больше, чем ожидалось до начала конфликта на Ближнем Востоке. При этом физический объем закупок сократится на 60,7 млн т.

Расчеты основаны на сценарии, при котором поставки СПГ из Катара и ОАЭ будут недоступны с марта до конца 2026 г. В этом случае совокупные расходы на долгосрочные контракты и спотовые закупки вырастут с прогнозировавшихся до конфликта 217,8 млрд долл. США до 256,3 млрд долл. США, или примерно на 18%.


Читать полностью

Москва, 10 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Страны Евросоюза в настоящее время не сталкиваются с проблемами надежности поставок природного газа, несмотря на более низкий, чем обычно, уровень запасов в подземных хранилищах (ПХГ), заявила официальный представитель Еврокомиссии А.-К. Итконен.

На брифинге 9 ноября в Брюсселе она сообщила, что заполненность газовых хранилищ ЕС снизилась примерно с 74% до менее 73% за неделю. При этом представитель ЕК подтвердила, что текущий уровень остается ниже исторического среднего.


При этом Еврокомиссия продолжает внимательно следить за ситуацией. По словам представительницы ЕК, Газовая координационная группа регулярно анализирует положение в отдельных государствах ЕС.

Между странами сохраняется разрыв

Уровень заполненности ПХГ существенно различается между странами ЕС. В частности, некоторые государства уже превысили отметку в 80%, тогда как в Германии показатель остается ниже 60%.

В ЕК связывают такие различия в том числе с особенностями национальных рынков и напоминают, что после энергетического кризиса 2022 г. Евросоюз принял ряд законодательных мер для повышения устойчивости газового рынка. Эти механизмы позволяют принимать чрезвычайные меры в случае ухудшения ситуации. Однако, по словам А.-К. Итконен, сейчас условий для их применения нет.

ЕС рассчитывает на СПГ

Более ранняя оценка Еврокомиссии и Европейской сети операторов газотранспортных систем (ENTSOG) показывает, что газовая система ЕС в целом обладает достаточной гибкостью для прохождения зимы даже при сравнительно низком уровне запасов.

По данным ENTSOG, на 1 октября ПХГ ЕС были заполнены примерно на 72%. Организация назвала уровень запасов исторически низким, но отметила, что европейская инфраструктура способна компенсировать часть дефицита за счет увеличения поставок СПГ. Совокупная мощность регазификационной инфраструктуры ЕС оценивается примерно в 145 млрд м³ за зимний сезон.

При этом ENTSOG предупредила, что сохранение высоких поставок СПГ будет иметь ключевое значение. При ограниченной доступности СПГ запасы к концу зимы могут опуститься значительно ниже 30%, что увеличит риски в случае сильных холодов во второй половине сезона и может осложнить последующее заполнение ПХГ.

По оценке ЕК, возможности ЕС пройти зиму улучшились по сравнению с кризисом 2021–2022 гг. благодаря диверсификации источников газа, росту мощностей по приему СПГ и снижению спроса на газ.

Погода остается главным фактором

Объем необходимого импорта СПГ будет зависеть прежде всего от температуры и связанного с ней спроса на газ. В ЕК отмечают, что решение о том, использовать ли газ из хранилищ или увеличивать закупки СПГ, в конечном счете принимается рынком. Одновременно Брюссель продолжает следить за ценами и запасами в течение всего отопительного сезона.

Особое внимание уделяется подготовке к прекращению действия долгосрочных контрактов на импорт российского СПГ с начала 2027 г. в рамках реализации REPowerEU. Этот фактор также учитывается при оценке устойчивости газоснабжения ЕС предстоящей зимой.

Отметим, что и в прошлом году запасы газа в европейских ПХГ называли низкими, а темпы отбора – рекордными. Однако, сравнивая с текущими показателями, ситуация 2025 г. все же кажется более контролируемой. В прошлом году европейцы начали отбирать газ из хранилищ уже 12 октября, тогда как в этом году более теплая осенняя погода позволила продолжать пополнять запасы почти до ноября. В 2025 г. европейцы завершили сезон закачки с ПХГ, заполненными на 83,14%, в них находится 89,52 млрд м³ газа.

ПХГ не предназначены для накопления запасов газа на ОЗП. Они необходимы для сглаживания суточных и погодных пиков спроса при стабильных внешних поставках. В случае резких похолоданий, особенно в конце зимы, когда ПХГ уже в значительной степени истощены, производительности скважин ПХГ на отбор может оказаться недостаточной для надежного обеспечения потребностей потребителей.

Читать полностью

Москва, 10 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Румыния отключила энергоблок №1 атомной электростанции (АЭС) Чернаводэ от национальной энергосистемы из-за технической неисправности. Блок остановили вечером 9 ноября, спустя три дня после перезапуска.
Об этом сообщает оператор станции Nuclearelectrica.

По данным румынской компании, блок отключили от энергосистемы из-за неисправности в классической части реактора, т. е. в неядерной части оборудования. Уточняется, что принятые меры не повлияли на ядерную безопасность, не причинили вреда персоналу и окружающей среде. По данным Nuclearelectrica, о причинах сбоя будет рассказано подробнее в следующем отчете.

Сейчас специалисты ведут ремонтные работы для устранения обнаруженной неисправности. В то же время атомщики готовят оборудование для повторного подключения и перезапуска блоков №1 и №2.

Оператор Nuclearelectrica решил с 1 декабря 2026 г. сменить технического директора АЭС Чернаводэ для усиления технической поддержки объекта.

«В этом году, помимо проблем, связанных с суровыми погодными условиями, на АЭС Чернаводэ происходили временные незапланированные отключения, вызванные сбоями во вспомогательных технических системах. Все системы защиты работали безупречно, и ядерная безопасность ни разу не была нарушена. Однако частота таких отключений оказалась ниже установленных нами стандартов», – заявил генеральный директор компании Nuclearelectrica М. Джиоарэ.

По его словам, после смены предполагается провести ускоренную проверку процедур технического обслуживания и привести рабочие процессы в соответствие с лучшими практиками международной атомной отрасли.

Нефтегаз.РУ напоминает, что румынская Nuclearelectrica подключила блок №1 АЭС Чернаводэ 6 ноября 2026 г. Тогда же в компании отмечали, что перезапускать блок №2 пока не планируется, поскольку работа первого реактора требует значительных объемов воды для охлаждения, что приведет к дополнительному снижению уровня воды в окружающем бассейне.

Отметим, что ранее оба блока АЭС Чернаводэ были остановлены в июле и августе 2026 г. на фоне снижения уровня воды в Дунае из-за засухи. Ограничение работы станции было необходимо для предотвращения повреждения систем охлаждения реакторов. Засуха также привела к введению в стране режима тревоги. Кроме того, для регулирования ситуации и предотвращения дефицита власти были вынуждены ограничить энергопотребление местных компаний и населения.

Про АЭС Чернаводэ

• АЭС Чернаводэ – единственная АЭС в Румынии;
• станция расположена в г. Чернаводэ в жудеце Констанца, на юго-востоке страны;
• строительство станции началось в 1980-е гг.;
• энергоблок №1 был запущен в коммерческую эксплуатацию 2 декабря 1996 г.;
• характеристики станции:
• электрическая мощность – 1400 МВт;
• на АЭС эксплуатируются энергоблоки №1 и №2;
• также строятся два блока мощностью 750 МВт каждый;
• тип реакторов – тяжеловодные водо-водяные реакторы CANDU типа PHWR от канадской Atomic Energy of Canada Limited (AECL);
• среднегодовая выработка – 5,613 ГВт⋅ч, что составляет примерно 18-20% электроэнергии, потребляемой Румынией.

Отметим, что реакторы CANDU были разработаны в Канаде с учетом высокого содержания изотопа U-235 в добываемом на местных месторождениях уране. Эти реакторы могут работать на природном (необогащенном) уране за счет использования в качестве замедлителя тяжелой воды. Также реакторы CANDU обладают канальной конструкцией, которая позволяет заменять отработавшее ядерное топливо (ОЯТ) свежим, не останавливая реактор.

Первоначально АЭС Чернаводэ была спроектирована канадской AECL с пятью энергоблоками, но по факту были построены только два.

Еще три частично построенных блока (также спроектированные для реакторов PHWR) расположены на той же площадке. Однако их строительство было остановлено в 1990 г. Сейчас власти Румынии намерены достроить блоки №3 и №4. Так, в июле 2024 г. их строительство находилось на стадии готовности около 15%. Это уже не первая попытка завершить строительство, предыдущие заходили в тупик из-за проблем с финансированием и особенностей технологии CANDU.


Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 10 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Заместитель председателя правительства РФ А. Новак провел заседание проектного комитета по национальному проекту «Новые атомные и энергетические технологии».

В заседании приняли участие председатель комиссии Госсовета по направлению «Технологическое лидерство», губернатор Красноярского края М. Котюков, представители Минэнерго, Минпромторга, Минфина и госкорпорации Росатом.

Участники рассмотрели результаты реализации нацпроекта за 3-й квартал 2026 г. Минэнерго, Минпромторг и Росатом представили информацию о ходе отдельных федеральных проектов, входящих в его состав.

Работа по ним направлена, в частности, на развитие собственных технологических решений в атомной, солнечной и ветровой энергетике, нефтегазовой отрасли, а также в сфере систем накопления энергии.

А. Новак призвал ускорить внедрение разработок

По словам А. Новака, национальный проект имеет стратегическое значение для технологического лидерства и энергетической безопасности России.


Он также подчеркнул необходимость разработки отечественных решений по широкому спектру направлений топливно-энергетического комплекса для устойчивого развития экономики и повышения конкурентоспособности российских технологий.

Нацпроект «Новые атомные и энергетические технологии»

Национальный проект «Новые атомные и энергетические технологии» запущен в 2025 г. Его цель:

• обеспечить мировое лидерство России в атомных технологиях,
• добиться технологического суверенитета в новых энергетических решениях.

Проект охватывает как саму атомную генерацию, так и смежные направления: накопители энергии, возобновляемые источники, оборудование для СПГ и нефтегазовой отрасли. В его состав входит 10 федеральных проектов.

Что уже делается в рамках проекта:

• Разрабатываются технологии замкнутого ядерного топливного цикла (ЗЯТЦ) и энергоблоков большой и средней мощности. К 2028 г. планируется ввод опытно-демонстрационного энергоблока БРЕСТ-ОД-300 со свинцовым теплоносителем (300 МВт). Росатом приступил к строительству энергоблока в июле 2021 г.
• Создается исследовательская установка на базе реактора МБИР (Димитровград) - у него самая высокая в мире плотность потока нейтронов. Он нужен, чтобы обосновывать новые материалы и технологии для реакторов 4-го поколения.
• В рамках развития термоядерных технологий идет техническое перевооружение установки токамак Т-15 (Т-15МД), а также создаются испытательные стенды.
• Создается Всероссийский испытательный центр для высоковольтного электротехнического оборудования (до 750 кВ).

Читать полностью

Москва, 10 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Счетная палата РФ (СП РФ) заинтересовалась плательщиками налога на дополнительный доход (НДД) от добычи углеводородного сырья.
Это следует из материалов Арбитражного суда г. Москвы, на которые 10 ноября 2026 г. обратил внимание Ъ.

Спор РНГ и СП

Согласно картотеке арбитражных дел, Арбитражный суд г. Москвы рассматривает 2 иска РНГ к Счетной палате:

• А40-347629/2026 – РНГ подало исковое заявление о признании недействительным представления СП РФ от 5 октября 2026 г. № ПР10/217/09-02 и запросила принятие обеспечительных мер в виде приостановления действия оспариваемого представления. 13 октября 2026 г. суд принял обеспечительные меры, следующее заседание назначено на 25 ноября;
• А40-321669/2026 – РНГ подало исковое заявление о признании незаконным запроса о предоставлении информации СП РФ от 13 июля 2026 г. № ЗИ09-00/5405/09-02. Компания запросила принятие обеспечительных мер в виде приостановления действия запроса, но в этом случае суд отказал. Следующее заседание назначено на 16 ноября.

Суть спора раскрывается в материалах дела А40-347629/2026. Представление СП РФ, которое оспаривает РНГ, содержит требования к компании предоставить в период до 20 октября 2026 г. обширный перечень документов и сведений:

• налоговые декларации по НДД и подтверждения их уплаты за 2019-2025 гг., материалы по налоговым проверкам и спорам;
• данные о добыче и выручке по участку Восточные блоки Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения (ВБ СБ НГКМ), в т.ч. эксплуатационные рапорты;
• производственные показатели по ВБ СБ НГКМ (добыча, обводненность, дебиты, коэффициент извлечения нефти (КИН), фонд скважин и др.);
• документы по аренде имущества (реестры, договоры, акты, платёжки, учетные данные);
• реестры и подтверждения расходов по амортизируемому имуществу;
• учетные политики, аудиторские заключения и отчетность (РСБУ/МСФО) за 2019-2025 гг.;
• бизнес‑планы, программно‑целевые документы и финансово‑экономические модели (в т.ч. для обоснования перевода на НДД и по плану на 2026 г.).

РНГ просила суд приостановить действие оспариваемого документа, ссылаясь на риски серьезных последствий при исполнении представления, в т.ч. дисквалификацию руководителя на срок от 1 до 2 лет и дестабилизацию работы предприятия. Также компания указывает на риски утраты конфиденциальности критически важной информации. Так, представление требует раскрыть сведения, составляющие коммерческую тайну (договоры аренды с данными контрагентов, финансово‑экономические модели, реестр амортизируемого имущества) и данные третьих лиц (ИНН контрагентов, платежные реквизиты и пр.).

Также РНГ обращала внимание суда на формальные нарушения со стороны Счетной палаты, в т.ч. на отсутствие мотивировки, цели и правовых оснований для истребования информации. Кроме того, РНГ апеллировала к тому, что выполнение представления СП РФ до решения суда не устранит причиненный ущерб в случае отмены документа, т.к. информация уже будет раскрыта.

Суд счел доводы РНГ достаточными и удовлетворил ходатайство о приостановлении действия представления СП РФ до вынесения окончательного решения по делу.

РНГ и ВБ СБ НГКМ

Среднеботуобинское НГКМ – одно из крупнейших в Восточной Сибири. Разработку Центрального блока и Курунгского лицензионного участка месторождения ведет Таас-Юрях Нефтегазодобыча (входит в нефтедобывающий комплекс Роснефти).

У РНГ начальные извлекаемые запасы нефти на госбалансе на начало 2026 г. составляют 40,5 млн т. Лицензия на разведку и добычу сырья в пределах ВБ СБ НГКМ действует до 31 декабря 2117 г.

В промышленную эксплуатацию ВБ СБ НГКМ РНГ ввела в августе 2019 г., на тот момент в работе находились 42 добывающие скважины и 9 нагнетательных скважин. Средняя глубина скважин на ВБ СБ НГКМ составляет порядка 2 тыс. м при длине горизонтального ствола около 700 м. В связи с рисками образования т.н. прорывного газа для отработки запасов месторождения активно применяются скважины конструкции Fishbone. Повышение нефтеотдачи на ВБ СБ НГКМ осуществляется с помощью системы поддержания пластового давления (ППД) путем закачки в пласт воды. С 2021 г. реализуется проект по созданию системы обратной закачки газа в пласт.

В целом проект освоения месторождения предусматривает строительство 70 добывающих скважин. Достижение полки добычи на уровне свыше 1 млн т/год РНГ планировала в 2020 г., рассчитывая удерживать его в течение 8 лет. Рассматривалась возможность увеличения добычи до 1,5 млн т/год, но ограничением выступала пропускная способность трубопровода, по которому нефть сдается в трубопроводную систему Восточная Сибирь – Тихий океан (ВСТО).

Текущие акционеры РНГ не раскрываются. Ранее сообщалось, что компанией владеют российские инвесторы через кипрскую Eastsib Holding Company Ltd. РБК в 2019 г. писал, что с Eastsib мог быть связан бывший член правления Еврофинанс Моснарбанка (сейчас – Моснарбанк) А. Бондаренко. По данным издания, он фигурировал в деле о мошенничестве наряду с сотрудниками отдела управления «К» Службы экономической безопасности ФСБ.

НДД в зоне внимания

НДД рассчитывается с финансового результата от добычи углеводородов – выручки от реализации сырья за вычетом предусмотренных расходов. В отличие от налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), он позволяет учитывать экономику разработки конкретного участка недр и отложить налоговую нагрузку до получения прибыли от добычи, что повышает инвестиционную привлекательность разработки трудных категорий запасов, добыча которых при уплате НДПИ нерентабельна.

Счетная палата в докладе за 1-е полугодие 2026 г. указывала на риск сокращения поступлений от НДД на 47,9%, до 1,07 трлн руб. Минфин РФ, представляя данные по нефтегазовым доходам бюджета за 10 месяцев 2026 г., отмечал более низкие по сравнению с ожидаемыми объемами поступления по НДД. В январе-октябре 2026 г. поступления по НДД снизились на 25,4% в годовом сравнении и составили 1,1998 трлн руб.

Эксперты, опрошенные Ъ, считают, что запрос к РНГ может быть частью более широкого анализа эффективности НДД. На это, в частности, указывает состав запрошенных материалов – аудиторы интересуются не только налоговыми декларациями и платежами, но и бизнес-планами, которые компания представляла при переходе на специальный налоговый режим. По оценке экспертов, проверка может помочь сопоставить первоначальные экономические обоснования перехода компаний на этот режим с фактическими результатами для бюджета.

При этом публично известно только об 1 случае запроса документов – у РНГ, т.е. масштаб возможного аудита применения НДД в нефтяной отрасли пока не определен.
Читать полностью

Москва, 10 ноя – 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. В Европе похолодало, и 28 октября страны ЕС перешли к отбору газа из подземных хранилищ.

Маршруты поставок

Загрузка второй нитки МГП «Турецкий поток», ориентированной на рынок Юго-Восточной Европы, держится вблизи 53 млн м³.

По данным платформы ENTSOG по газоизмерительной станции (ГИС) «Странджа-2/Малкочлар» на границе Турции и Болгарии, физический объем газа за газовые сутки 9 ноября 2026 г. составил 52,7 млн м³. Согласно данным о реноминациях на 9 ноября, прокачка составит 54,06 млн м³.

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.

С начала 2026 г. поставки газа по этому маршруту на 0,84% превышают показатели аналогичного периода 2025 г., объем прокачки достиг 14,93 млрд м³ газа.

Погода, запасы и котировки газа в Европе

На севере и востоке Европы усиливается холод. В Исландии, Норвегии, Швеции и Финляндии температура упала до -5 °C. В Польше, Словакии и Венгрии температура установилась ниже 0 °C. Более теплая погода наблюдается на юго-западе – в Португалии, Испании и Италии – фиксируется около 10 °C.

На платформе Meteoalarm опубликованы предупреждения о снегопаде желтого уровня для Норвегии, Финляндии и Словакии.

В ближайшие дни на севере Швеции и Норвегии холод усилится. С 11 ноября температура там опустится ниже -10 °C. В то же время на западе Европы будет сохраняться тепло – в Португалии, Испании, а также во Франции значения будут превышать 10 °C.

Сервис WindEurope из-за технического обслуживания временно недоступен, поэтому новых данных о выработке электроэнергии ветряными электростанциями (ВЭС) в Европе с этой платформы по-прежнему нет. Однако согласно информации проекта energy-charts.info от Fraunhofer ISE, 10 ноября на долю энергии, полученной на ВЭС, пришлось обеспечение 17,3% спроса на электроэнергию в ЕС.

По данным Gas Infrastructure Europe (GIE) на 9 ноября 2026 г., подземные хранилища газа (ПХГ) в ЕС были заполнены на 72,38%, в них находилось 77,32 млрд м³ газа. За сутки уровень заполненности ПХГ упал на 0,28 п.п., днем ранее – на 0,33 п. п. Отбор газа ведут все страны, кроме Бельгии (вела закачку), Швеции, Испании, Португалии, Венгрии и Латвии (зафиксирована нулевая динамика). В Германии ПХГ заполнены на 58,95%, во Франции – на 80,81%, в Австрии – на 64,34%, в Италии – на 88,93% (ранее это были крупнейшие рынки сбыта Газпрома в Европе).

Европейцы перешли к отбору газа из ПХГ 28 октября. Страны ЕС вошли в новый сезон отбора с ПХГ, заполненными на 74,96%, в них находилось 80,1 млрд м³ газа. К тому моменту с начала сезона закачки запасы к отопительному сезону достигли 50,46 млрд м³ газа. В рамках подготовки к зиме странам ЕС так и не удалось выйти на целевые 90%. Ранее сообщалось, что ЕК готова снизить требуемый уровень заполнения ПХГ до 75% к 1 ноября, но даже этот уровень остался недостигнутым.

С начала нового сезона европейцы отобрали из ПХГ уже 2,79 млрд м³ газа. Текущие темпы можно назвать довольно высокими – особенно с учетом того, что зима и самые низкие температуры еще впереди. Среднесуточный отбор сейчас составляет около 277 млн м³/сутки.

Как отмечает Газпром, продолжающий следить за европейскими газовыми хранилищами, 6 ноября 2026 г. из ПХГ ЕС было поднято 430 млн м³ газа. При этом предыдущий максимум на аналогичную дату был зафиксирован в 2024 г. и составлял 360 млн м³.

Газовые котировки в Европе упали до 980 долл. США/1000 м³. Декабрьские фьючерсы на газ на хабе TTF (Нидерланды) на бирже ICE Futures к 11:30 мск 10 ноября торговались на уровне 82,05 евро/МВт·ч (977,57 долл. США за 1000 м³), по сравнению с расчетной ценой предыдущего дня показатель опустился на 0,54%.

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 10 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Вооруженные силы РФ нанесли удары по 4 электроподстанциям (ПС) в Днепропетровской, Полтавской и Киевской областях Украины, а также по 3 судам в акватории Черного моря.
Об этом 10 ноября 2026 г. сообщило Минобороны РФ.

Поражены ПС 110-330 кВ

Минобороны РФ сообщило, что российские вооруженные силы продолжили нанесение ударов беспилотными летательными аппаратами (БПЛА) по объектам энергетической инфраструктуры, обеспечивающим работу предприятий военной промышленности Украины.

В течение ночи на 10 ноября 2026 г. в результате ударов были поражены:

• ПС 330 кВ в н.п. Вольногорск Днепропетровской области,
• ПС 154 кВ в г. Кременчуг Полтавской области,
• 2 ПС 110 кВ в н.п. Переяслав и Яготин в Киевской области.

Подробности о поврежденных объектах не приводятся.

Вольногорск

В г. Вольногорск Днепропетровской области расположена магистральная ПС 330/150/35/6 кВ ВДГМК‑330. Основным потребителем является Верхнеднепровский горно‑металлургический комбинат, производящий ильменитовый, рутиловый и цирконовый концентраты, являющиеся сырьем для получения титана и циркония. Кроме того, подстанция обеспечивает транзит мощности между энергорайонами – от крупных электростанций (ДнепроГЭС, Приднепровской ТЭС) или из смежных энергоузлов в направлении Криворожского промышленного узла или к другим узловым ПС региона.

Примечательно, что в г. Вольногорск расположена ПС 750/330/15 кВ Днепровская-750 – ключевая ПС для внешнего электроснабжения Запорожской АЭС, от которой идет ЛЭП 750 кВ Днепровская, 1 из 2 ЛЭП, питающих собственные нужды АЭС. ЛЭП 750 кВ Днепровская – остается отключенной с 24 марта 2026 г. ЗАЭС сообщила, что эта линия была полностью восстановлена ее специалистами еще 21 июня, однако она так и не была введена в работу из-за проблем на подстанции. Судя по сообщению Минобороны РФ, ПС Днепровская-750 целью удара не являлась.

Кременчуг

В г. Кременчуг целью удара стала одна из многочисленных подстанций промышленных предприятий.

Примечательно, что промышленный узел г. Кременчуг исторически использует уникальный для этого региона класс напряжения 154 кВ (150 кВ). Среди ключевых индустриальных подстанций города:

• ПС 154/6 кВ Факел – напрямую питает Кременчугский нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) (крупнейшее нефтеперерабатывающее предприятие Украины, в настоящее время преимущественно используется как нефтебаза) и объекты бывшего завода белково-витаминных концентратов;
• ПС 154/35/6 кВ Крюков и ПС Крюков-2 (Стальзавод) – снабжают электроэнергией тяжелое машиностроение на правом берегу р. Днепр, в т.ч. Кременчугский сталелитейный завод и Крюковский вагоностроительный завод (КВСЗ);
• ОРУ 154 кВ (в районе КрАЗа) – обеспечивает мощности для Кременчугского колесного завода и Кременчугского автомобильного завода (КрАЗ);
• ПС 154/10 кВ ГПП-2 и ПС 330/154 кВ Кременчуг – фактически обслуживают Кременчугский промышленный узел в районе Горишних Плавней, обеспечивая работу Полтавского горно-обогатительного комбината (ПГОК);
• ПС 154/27,5 кВ Кременчук-тяговая – промышленная специализированная подстанция, питающая тяговую сеть и инфраструктуру Южной железной дороги (Укрзализныця).

Какая из них стала целью атаки, неясно.

Киевская область

В гг. Яготин и Переяслав-Хмельницкий в Бориспольском районе Киевской области вероятными целями удара являются ПС 110/35/27,5/10 кВ Яготин и ПС 110/35/10 кВ Трубайлівка (Трубайловка) соответственно.

ПС Яготин питает компрессорную станцию (КС) Яготин, обеспечивающую прокачку добываемого в Харьковской и Полтавской областях газа по магистральным газопроводам (МГП) Шебелинка – Диканька – Киев, Шебелинка – Полтава – Киев, Ефремовка – Диканька – Киев потребителям столичного региона в направлении подземных хранилищ газа (ПХГ) в западной части Украины.

Наличие класса напряжения 27,5 кВ указывает, что объект также выполняет функцию тяговой подстанции для электрифицированной железной дороги магистрального направления Киев – Полтава – Харьков.

ПС Трубайловка питает городскую инфраструктуру, в т.ч. очистные сооружения и насосные станции, а также местные промышленные предприятия, склады и строительные базы.

Удары по судам в Черном море

Минобороны РФ также сообщило об ударах по морским судам в акватории Черного моря с военным имуществом и грузами двойного назначения, используемыми в интересах ВСУ.

По данным ведомства, поражены 3 судна. Северо-восточнее Одессы целями стали сухогруз с вооружением и военным имуществом, а также судно типа танкер, доставлявшее горюче-смазочные материалы (ГСМ) для украинской армии.

Восточнее Одессы был поражен еще один сухогруз с грузом двойного назначения для ВСУ.

Минобороны РФ не уточнило названия судов, характер повреждений и последствия ударов.
Читать полностью

Каракас, 10 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Американская ExxonMobil подписала меморандум о взаимопонимании с венесуэльской Petroleos de Venezuela SA (PDVSA). Соглашение предусматривает оценку перспектив участия Exxon в проектах по разведке и добыче нефти в стране.
Об этом сообщает Reuters.

Документ носит необязывающий характер: он не предполагает запуска конкретных проектов или принятия инвестиционных обязательств со стороны американской компании. Подписание меморандума может стать важным шагом к возвращению ExxonMobil в Венесуэлу почти через 20 лет после национализации ее активов правительством бывшего президента У. Чавеса.

На церемонии подписания, транслировавшейся государственным телеканалом VTV, временный президент Венесуэлы Д. Родригес приветствовала возвращение американской компании и выразила надежду, что договоренность вскоре перерастет в конкретные соглашения. По ее словам, сотрудничество должно обеспечить выгоду как ExxonMobil, так и венесуэльскому народу.

До экспроприации активов Exxon владела 41,67% проекта по добыче тяжелой нефти Cerro Negro (ныне Petromonagas), а также 50% проекта La Ceiba в южной части бассейна Маракайбо.

После национализации компания инициировала арбитражное разбирательство против Венесуэлы в Международном центре по урегулированию инвестиционных споров (ICSID) при Всемирном банке. В 2014 г. арбитраж присудил ExxonMobil компенсацию в размере 1,6 млрд долл. США плюс проценты. Однако Венесуэла оспорила решение, и спор до сих пор не урегулирован.

Перспективы возвращения американской корпорации связаны с реформам и нефтяного сектора, которые продвигает Д. Родригес и которые открывают возможности для новых иностранных инвесторов. Ранее генеральный директор ExxonMobil Д. Вудс заявлял, что в вопросах налоговых и юридических условий достигнут определенный прогресс, однако подчеркивал, что компания не намерена торопиться с инвестиционными решениями.

Возможное возвращение ExxonMobil также имеет политическое значение для президента США Д. Трампа, который добивается расширения присутствия американских компаний в нефтяной отрасли Венесуэлы.

Венесуэла располагает одними из крупнейших в мире запасов нефти – более 300 млрд барр. Основная часть ресурсов сосредоточена в поясе Ориноко и районе озера Маракайбо. Значительная часть запасов представлена тяжелой и сверхтяжелой нефтью, для добычи и переработки которой требуются специализированные технологии.

По мере реализации планов по наращиванию добычи отрасли потребуются инвестиции, современное оборудование и техническая экспертиза для модернизации производственных мощностей, переработки и нефтеперерабатывающей инфраструктуры.

Соглашение с ExxonMobil стало очередным шагом PDVSA по привлечению международных технологических партнеров. Ранее венесуэльская госкомпания:

• заключила соглашения с Baker Hughes, которая поможет с разработкой месторождений, строительством газовой инфраструктуры и реализацией проектов СПГ;
• подписала меморандум о взаимопонимании с нефтесервисной компанией SLB (Schlumberger), предусматривающий развитие сотрудничества и внедрение современных технологий в нефтегазовом секторе;
• договорилась с американской Pacific Coast Energy Company (PCEC) о восстановлении добычи на месторождениях Delta и Cabimas в Венесуэле;
• заключила соглашение о стратегическом альянсе со швейцарским концерном Sulzer для использования технологий и инженерной экспертизы

Подпишитесь

Читать полностью