Сургут, 22 июл - ИА Neftegaz.RU. Специалисты Сургутского государственного университета (СурГУ) и Сибирского федерального университета (СФУ) нашли способ повысить скорость восстановления загрязненных нефтью северных почв с помощью естественных бактерий.
Об этом сообщила пресс-служба вуза.

Нефтяные разливы причиняют серьезный экологический ущерб, а их последствия могут ощущаться десятилетиями. Грунты северных территорий обладают пористой структурой и быстро впитывают углеводороды, из-за чего привычные методы ликвидации загрязнений становятся малоэффективными.

Исследователи провели эксперимент на образцах песчаной подзолистой почвы, типичной для высоких широт. В пробы искусственно внесли сырую нефть, после чего проанализировали воздействие трех факторов: температурного режима, концентрации загрязнителя и типа азотной добавки.

Выяснилось, что микроорганизмам важна не только сама питательная подкормка, но и ее химическая форма. Аммиачная селитра показала максимальную результативность, поскольку легче всего усваивается бактериями. Ученые отметили, что общая эффективность очистки определяется совместным влиянием всех изученных параметров.

Сейчас авторы готовятся к опытным испытаниям в обстановке, предельно близкой к реальной. Кроме того, запланировано детальное исследование специально подобранных штаммов бактерий и поиск дополнительных путей повышения отдачи от метода.

Итоги научной работы опубликованы в журнале Applied Sciences.

Сургут входит в число ключевых центров нефтедобычи Ханты-Мансийского автономного округа, поэтому восстановление загрязненных земель имеет для региона стратегическое значение. Технологии биоремедиации с использованием местных микроорганизмов рассматриваются как перспективный инструмент для Арктики, однако низкие температуры обычно подавляют активность микробов, что требует внесения стимулирующих веществ.


Автор: А. Шевченко Читать полностью

Москва, 21 июл - ИА Neftegaz.RU. Федеральная антимонопольная служба определила правила, по которым станет рассчитываться цена импортной альтернативы (ЦИМПпар) на ввозимый в страну бензин марки АИ-92.
Документ размещен на официальном портале правовой информации.

Основанием для нововведения послужили недавние поправки в Налоговый кодекс. Они предоставили ряду уполномоченных организаций право реализовывать на территории РФ импортный бензин не из государств Евразийского экономического союза с выплатой топливного демпфера.

Согласно методике, ЦИМПпар складывается из стоимости топлива на индийском рынке и издержек на его морскую доставку с последующей перевалкой в портах России. Все необходимые котировки поставляет ценовое агентство Argus.

Показатель «Циндия» отражает среднюю за налоговый период индикативную цену АИ-92 в Индии в долл. США/т. Его значение получают как среднеарифметическую величину котировок Argus за календарный месяц, предшествующий налоговому периоду. При невозможности получить эти данные либо отсутствии к ним доступа для расчета «Циндии» задействуется средняя стоимость бензина АИ-92 в Сингапуре, умноженная на 8,5.

Показатель «Тиндия» характеризует средние за налоговый период индикативные расходы на транспортировку морем 92-го бензина из Индии и его перевалку в РФ. В него включены фрахтовая составляющая (Тф), дополнительное страхование военных рисков (Тс) и перевалка светлых нефтепродуктов (Тп) в порту Санкт-Петербург.

Демпферный механизм на нефтепродукты действует в России с 2019 г. Он призван сглаживать резкие колебания внутренних цен, компенсируя нефтепереработчикам разницу между условной внутренней и экспортной стоимостью топлива. Возможность получения демпфера при реализации импортного бензина была закреплена отдельными поправками в Налоговый кодекс.


Автор: А. Шевченко Читать полностью

Москва, 21 июл - ИА Neftegaz.RU. В течение двух месяцев министерство сельского хозяйства намерено утвердить многолетнюю дорожную карту расширения парка машин, использующих газомоторное горючее.
Об этом рассказала глава ведомства О. Лут.

Она пояснила, что тема находится в работе ведомства уже 3-4 года, но при стабильном обеспечении традиционными видами топлива заинтересованность аграриев оставалась слабой. Сейчас, по оценке министра, ситуация изменилась, и изготовители газомоторных агрегатов стали активнее пересматривать свои производственные программы.

О. Лут подчеркнула, что ключевым условием для развития направления выступает полноценная заправочная сеть. Без нее, отметила она, широкое внедрение техники невозможно. Поэтому планируется выстроить взаимодействие с Газпромом и при его поддержке развернуть необходимую инфраструктуру.

Ожидается, что согласованный план зафиксирует конкретные шаги на несколько лет вперед - как по подготовке единиц техники, так и по созданию пунктов дозаправки. Указанные договоренности, по словам министра, должны быть оформлены в ближайшие два месяца.

Ранее стороны уже предпринимали шаги в этом направлении. В 2023 г. Минсельхоз и Газпром подписали соглашение о сотрудничестве, затрагивавшее в т.ч. эксплуатацию газомоторного транспорта при перевозках продукции аграрного сектора.

В декабре 2025 г. пресс-служба вице-премьера Д. Патрушева информировала о подготовке пилотного проекта по оснащению предприятий АПК стационарными газопоршневыми электростанциями с двигателями внутреннего сгорания. Старт проекта запланирован на 2026 г., на первом этапе предполагается смонтировать свыше 50 подобных объектов.

Одновременно с 2026 г. начала действовать мера поддержки: малым формам хозяйствования могут компенсировать до 60% затрат на покупку газопоршневых установок.

Применение газомоторного топлива, прежде всего компримированного природного газа - метана, позволяет существенно экономить на горючем и сокращать вредные выбросы по сравнению с дизелем. Включение этого направления в государственную политику стимулирует перевод сельхозтехники на более экологичный и дешевый вид энергии.


Автор: А. Шевченко Читать полностью

Москва, 21 июл - ИА Neftegaz.RU. ЛУКОЙЛ и Ассоциация малой энергетики заключили соглашение, направленное на эффективное применение передовых подходов в сфере устойчивого развития энергетики.
Об этом сообщила пресс-служба ЛУКОЙЛа.

Достигнутые договоренности предусматривают обмен информацией, совместное планирование в области корпоративной политики, рост квалификации управленческого персонала и подготовку отраслевых специалистов.

Отдельное внимание в документе уделено поддержке профессиональных конкурсов и премий, в т.ч. Международной премии «Малая энергетика - большие достижения». Международная премия «Малая энергетика - большие достижения» присуждается ежегодно с 2014 г. за лучшие проекты в области распределенной энергетики и внедрение современных технологических решений.

Соглашение предполагает концентрацию компетенций для решения задач по совершенствованию нормативно-правовой базы электроэнергетики, реализации проектов и внедрению технологических инноваций.


Автор: А. Шевченко Читать полностью

Москва, 21 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Индийские государственные нефтеперерабатывающие компании Indian Oil Corp (IOC) и Mangalore Refinery and Petrochemicals Ltd (MRPL) отказались от запланированной погрузки иракской нефти в терминале Басра из-за роста рисков для судоходства в Ормузском проливе. Об этом сообщило агентство Reuters со ссылкой на источники.

Индийские НПЗ отменяют погрузку

По данным источников Reuters, Indian Oil Corp (IOC) ориентировочно 23 июля планировала погрузить 2 млн барр. иракской нефти на супертанкер типоразмера VLCC Lila Jamnagar.

В свою очередь MRPL отменила планы по загрузке иракской нефти на танкер класса Aframax Desh Gaurav, ходящий под флагом Индии.

Компании пока не прокомментировали эту информацию.

Риски в Ормузском проливе

На фоне возобновления боевых действий на Ближнем Востоке власти Индии рекомендовали судовладельцам, судовым менеджерам и кадровым агентствам не направлять индийских моряков на суда, следующие через Ормузский пролив.

Кроме того, национальный морской регулятор обязал капитанов судов усилить контроль за обстановкой в Персидском заливе, Ормузском проливе и прилегающих акваториях, а также постоянно отслеживать навигационные предупреждения.

Конфликт влияет на поставки нефти

Ормузский пролив, соединяющий Персидский и Оманский заливы, до обострения конфликта оставался ключевым маршрутом для транспортировки около 20% мировых поставок энергоносителей.

По данным Reuters, ситуация в регионе вновь ухудшилась после срыва режима прекращения огня между США и Ираном в начале июля. Возобновление взаимных ударов усилило угрозы для судоходства и привело к новым перебоям в перевозках нефти через Ормузский пролив.

Ранее, 16 июля, в районе нефтяного терминала Басра была временно приостановлена отгрузка нефти после атаки беспилотного летающего аппарата (БПЛА) на нефтяной танкер. Позднее операции возобновили, однако инцидент стал одним из факторов, усиливших опасения участников рынка по поводу безопасности судоходства в регионе.

Напомним, Индия входит в число крупнейших мировых центров нефтепереработки и закупает нефть как на Ближнем Востоке, так и в России. На фоне сохраняющейся напряженности в районе Ормузского пролива индийские НПЗ расширяют географию закупок, увеличивая импорт нефти из стран Африки, Латинской Америки и Казахстана. Читать полностью

Астана, 21 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Казахстанская национальная компания КазМунайГаз (КМГ) намерена выплатить свою долю экологического штрафа, наложенного на участников проекта разработки месторождения Кашаган.
Об этом сообщает Bloomberg со ссылкой на источники.

По данным источников, КМГ, владеющая 16,88% акций в проекте разработки месторождения Кашаган, уведомила правительство и партнеров о готовности исполнить решение казахстанского суда, вынесенное в июне. Решение госкомпании фактически расходится с позицией иностранных партнеров по проекту, включая Shell и ExxonMobil, которые оспаривают штраф в международных арбитражах и отрицают нарушение экологических норм.

Спор между государством и оператором Кашагана, консорциумом North Caspian Operating Company (NCOC), связан с экологическими претензиями, предъявленными в 2022 г. Тогда уполномоченные органы заявили о выявлении нарушений, связанных с размещением более 1,2 млн т серы сверх установленных нормативов. Кроме того, экологические службы указывали на неполное выполнение компанией утвержденного плана природоохранных мероприятий.


В NCOC настаивали, что хранение и обращение с серой ведутся в соответствии с национальным законодательством и международными отраслевыми стандартами.

Казахстанские судебные органы поддержали позицию государства. 19 июня 2026 г. Атырауский областной суд оставил в силе решение суда первой инстанции, подтвердив правомерность экологического штрафа, наложенного департаментом экологии по Атырауской области. Сумма штрафа составляет около 5 млрд долл. США (2,356 трлн тенге).

Решение вступило в законную силу и подлежало добровольному исполнению до 20 июля 2026 г. После этого власти могут применить меры принудительного взыскания в отношении NCOC и его участников, включая дополнительный исполнительский сбор в размере 10% от суммы штрафа.

На данный момент NCOC штраф не выплатила и продолжает спор на международном уровне, инициировав разбирательство в ICSID и UNCITRAL. В заявлении от 15 июля NCOC подчеркнула, что отвергает как сам штраф, так и лежащие в его основе обвинения. Заседания по этому делу должны пройти в Вашингтоне.

По данным NCOC, арбитраж UNCITRAL вынес обеспечительные меры, запрещающие Казахстану предпринимать шаги по взысканию штрафа до завершения разбирательства. Однако Минюст республики заявил, что такие решения не имеют приоритета над национальным законодательством и не препятствуют исполнению вступившего в силу судебного акта.

По информации Reuters, Казахстан предупредил руководство NCOC об административной и уголовной ответственности за неисполнение решения суда. Государственный судебный исполнитель Минюста по Атырауской области направил соответствующее уведомление исполнительному директору консорциума Д. Рую.

Кашаган

• шельфовое месторождение;
• расположено в 80 км от Атырау, в северной части Каспийского моря;
• открыто 30 июня 2000 г., став одним из самых крупных месторождений в мире, открытых за последние 40 лет, а также крупнейшим нефтяным месторождением на море;
• извлекаемые запасы составляют от 9 до 13 млрд барр. нефти;
• проект реализует консорциум NCOC, в состав которого входят 6 крупнейших мировых нефтегазовых мейджеров - TotalEnergies, Eni, Shell, ExxonMobil (по 16,81%), CNPC (8,33%), Inpex (7,56%). Казахстан в консорциуме представлен госкомпанией КазМунайГаз с долей участия 16,88%.

Читать полностью

Москва, 21 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Норвежская нефтегазовая компания Vår Energi объявила о приобретении конкурента BlueNord за 1,33 млрд долларов. В результате сделки может быть создана крупнейшая независимая нефтегазовая компания в Европе.
Об этом говорится в совместном пресс-релизе сторон.

Сделка позволит Vår Energi расширить географию присутствия за счет выхода на рынок Дании. В долгосрочной перспективе совокупная добыча объединенной компании ожидается на уровне около 450 тыс. баррелей нефтяного эквивалента в сутки (бнэ/сутки), а суммарные запасы и ресурсы достигнут примерно 2,4 млрд бнэ при обеспеченности запасами около 15 лет.

Портфель BlueNord включает доли участия в ключевых проектах на континентальном шельфе Дании – Tyra, Halfdan, Dan и Gorm. Эти активы обеспечивают добычу на уровне порядка 45 тыс. бнэ/сутки и содержат около 195 млн бнэ доказанных и вероятных запасов. Активы входят в состав консорциума Danish Underground Consortium, оператором которого является французская TotalEnergies. Ожидается, что сделка позволит Vår Energi диверсифицировать портфель и расширить доступ к европейскому газовому рынку через инфраструктуру Nybro и Den Helder.

В рамках соглашения акционеры BlueNord за каждую принадлежащую им акцию компании получат:

• 9,7153 новых акций Vår Energi;
• 76,83 норвежских крон наличными.

Общий объем сделки эквивалентен выпуску 248,4 млн новых акций Vår Energi и выплате 1,964 млрд норвежских крон (около 204 млн долл. США).

После завершения сделки текущие акционеры Vår Energi будут владеть примерно 90,95% объединенной компании, акционеры BlueNord – около 9,05%. Итальянская Eni сохранит статус мажоритарного акционера Vår Energi с долей участия около 57,33%.

На фоне новости акции Vår Energi выросли на 5,5%, а бумаги BlueNord — на 6,1% (по состоянию на 07:45 по Гринвичу).

В компании ожидают, что объединение приведет к росту добычи, запасов, денежного потока и дивидендного потенциала. Синергетический эффект после налогообложения оценивается в 250–300 млн долл. США в период 2027–2032 гг. за счет снижения затрат на финансирование и административные расходы, а также улучшения структуры баланса.

Кроме того, Vår Energi планирует увеличить дивиденды за второй квартал 2026 г. до 350 млн долл. США, сохраняя долгосрочную политику распределения 25–30% денежного потока от операционной деятельности после налогообложения.

Закрытие сделки зависит от одобрения акционеров BlueNord, регулирующих органов и партнеров и ожидается до конца 2026 г.

Генеральный директор Vår Energi Ник Уокер отметил, что сделка станет важным этапом развития компании, позволит выйти за пределы Норвегии и укрепить позиции на европейском энергетическом рынке. По его словам, активы BlueNord характеризуются стабильной добычей, длительным сроком эксплуатации и высоким уровнем генерации денежного потока.

Vår Energi

• один из крупнейших независимых нефтегазодобытчиков на норвежском континентальном шельфе;
• компания образована в 2018 г. в результате объединения активов Eni и HitecVision;
• основные активы – проекты Johan Sverdrup, Goliat и Balder.

BlueNord

• ранее Norwegian Energy Company, Noreco;
• специализируется на добыче нефти и газа в Дании;
• ключевой актив – доля участия в проекте Tyra, одном из крупнейших газовых хабов Дании, который после реконструкции играет важную роль в обеспечении поставок газа в Европу.

Датский сектор Северного моря является зрелым, но стратегически важным регионом добычи газа в Европе. Напомним, что после модернизации комплекса Tyra Дания вернулась к статусу экспортера газа. Читать полностью

Абу-Даби, 21 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Эмиратская Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC) приняла решение инвестировать 6,2 млрд долл. США. в развитие шельфового месторождения Umm Shaif.
Об этом сообщает пресс-служба компании.

Инвестиции будут направлены на реализацию проекта Umm Shaif Gas Cap, который предполагает разработку газовой шапки, расположенной над нефтяными пластами месторождения. Ожидается, что к 2030 г. проект позволит увеличить добычу газа до более чем 600 млн фт³/сутки и одновременно максимально повысить уровень извлечения газового конденсата. Кроме того, проект имеет потенциал для увеличения добычи газа в будущем до 1,5 млрд фт³/сутки, что будет способствовать реализации долгосрочной стратегии роста газовой отрасли ОАЭ.

Umm Shaif – старейший шельфовый актив ADNOC. Первая партия сырой нефти была экспортирована с месторождения в 1962 г. В 2022 г. исполнилось 60 лет с этого знакового для ОАЭ события. Текущая производственная мощность Umm Shaif составляет около 300 тыс. барр./сутки.

«Принятие окончательного инвестиционного решения (FID) по проекту Umm Shaif Gas Cap укрепляет репутацию ОАЭ как надежного направления для долгосрочных глобальных инвестиций. Оно также следует за решением Высшего совета по финансово-экономическим вопросам (SCFEA) о предоставлении концессии на проект Bab Gas Cap, реализация которого, как ожидается, позволит дополнительно вовлечь в разработку около 1,5 млрд куб. футов в сутки (scfd) природного газа и связанных с ним жидких углеводородов», – говорится в сообщении компании.

Кроме того, проект, как отмечается, дополняет инициативы ADNOC по развитию глобального бизнеса в сфере СПГ, включая запуск международной платформы по маркетингу и трейдингу СПГ в финансовом центре Abu Dhabi Global Market (ADGM). Компания рассчитывает довести совокупный объем реализуемых СПГ-мощностей до 47 млн т/год к 2035 г.

В рамках FID предусмотрена реализация трех пакетов контрактов на проектирование, закупку и строительство (EPC) общей стоимостью 5,1 млрд долл. США (18,8 млрд дирхамов). Контракты на создание крупномасштабной морской инфраструктуры присуждены консорциумам с участием ведущих компаний ОАЭ и международных подрядчиков.

Также проект включает программу бурения 14 скважин и оказания интегрированных буровых услуг стоимостью 365 млн долл. США (1,3 млрд дирхамов). Работы будут выполнены компанией ADNOC Drilling в течение 18 месяцев с использованием трех действующих буровых установок.

Доли участия в проекте распределяются следующим образом:

• ADNOC – 60%, при этом оператором проекта выступает ADNOC Offshore;
• TotalEnergies – 20%;
• CNPC – 10%;
• Eni – 10%.

Месторождение Umm Shaif

• расположено на мелководье в Персидском заливе, примерно в 35 км к востоку от о. Дас и около 135 км к северо-западу от Абу-Даби;
• открыто в 1958 г.;
• доказанные запасы: примерно 3,9 млрд барр.;
• как минимум, 54% ресурсов уже извлечено, а пиковая добыча ожидается около 2039 г., эксплуатация может продолжаться примерно до 2059 г.
• глубина воды в актива – около 43 фт (примерно 13 м).

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 21 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Газпром оценивает заполненность подземных хранилищ газа (ПХГ) Европы как очень низкую. Текущие объемы отстают от прошлогодних на 16,8%.
Это следует из комментария Газпрома, опубликованного в Telegram-канале 21 июля 2026 г.

Ссылаясь на данные Gas Infrastructure Europe (GIE) от 19 июля, в компании подчеркивают:

• Европа все больше отстает по запасам газа в ПХГ от показателей прошлого года;
• разрыв нарастает и достиг 11 млрд м³;
• объем запасов в европейских ПХГ на 16,8% меньше, чем на эту дату в 2025 г.

«Заполненность подземных хранилищ газа Европы находится на очень низком уровне», – говорится в заявлении Газпрома.

По данным GIE на 19 июля 2026 года, ПХГ в ЕС были заполнены на 53,67%, в них находилось 57,23 млрд м³ газа. На ту же дату 2025 г. ПХГ были заполнены на 64,73%, в них находилось 69,25 млрд м³ газа. Так, отставание от показателей предыдущего года составляет 11,06% и 12,02 млрд м³ газа.

Как отмечалось ранее, расхождение с данными Газпрома обусловлено тем, что газ в ЕС учитывается в энергетических единицах, а пересчет в объемные единицы зависит от теплотворной способности природного газа, а Газпром, ориентируясь на свой высококалорийный газ, использует коэффициент пересчета выше, чем европейские компании – 11,3 МВтч на 1000 м³, тогда как у европейских компаний (например, OMV) этот коэффициент составляет 10,8.

Стоит учесть, что текущий показатель не является историческим максимумом. Согласно данным GIE, наименьший уровень заполненности ПХГ в ЕС был зафиксирован в 2021 г. и составил 53,05%. Однако текущий показатель не сильно превышает этот минимум.

В то же время Газпром отмечает, что цены на газ на европейском рынке по-прежнему не способствуют восполнению запасов. Так, на нидерландском хабе TTF цены с поставкой «на месяц вперед» остаются выше цен на предстоящую зиму.

Отметим, что на изменения газовых котировок в Европе также влияет обострение конфликта между США и Ираном. В частности, августовские фьючерсы на газ на хабе TTF (Нидерланды) на бирже ICE Futures к 11:30 мск 21 июля торговались на уровне 59,33 евро/МВт·ч (718,38 доллара США за 1000 м³). Отметим, что еще на прошлой неделе они держались ниже 650 долл. США за 1000 м³.

Накануне Центральное командование ВС США на Ближнем Востоке (CENTCOM) сообщило о том, что американские вооруженные силы в ночь с 19 на 20 июля провели уже девятую серию ударов. Корпус стражей исламской революции Ирана (КСИР) нанес ракетный удар по объектам на авиабазе Муваффак Салти в Иордании, на которой размещена крупная группировка американской боевой тактической авиации, передает государственная телекомпания IRIB.

Подготовка к зиме

Сезон отбора газа из ПХГ в ЕС завершился 31 марта 2026 г. На тот момент подземные хранилища были заполнены на 27,66% (29,64 млрд м³ газа). За весь зимний период из европейских ПХГ извлекли 58,19 млрд м³ газа.

По данным на 20 июля, в европейские ПХГ закачано 27,93 млрд м³ газа. К аналогичной дате в прошлом году европейцы восполнили запасы на 33,29 млрд м³ газа, что на 5,36 млрд м³ газа больше, чем в текущем году.

Учитывая, что еще прошлый год считался неудачным по темпам закачки газа к зиме, новые показатели указывают на то, что ЕС снова не успеет достичь 90%-ной заполненности подземных хранилищ к ноябрю.

Напомним, что в прошлом году отбор начался 12 октября, при том, что ПХГ были заполнены на 83,15%, в них находилось 89,52 млрд м³ газа.

Автор: К. Кожемяченко

Подпишитесь

Читать полностью