Бразилиа, 18 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Бразильская PRIO, ранее известная как PetroRio, ввела в эксплуатацию еще одну скважину в рамках проекта разработки месторождения Wahoo на континентальном шельфе Бразилии.
Об этом сообщает пресс-служба компании.

Новая скважина стала четвертой и последней добывающей скважиной в рамках проекта. Ее суточный дебит стабилизирован на уровне 10 тыс. барр./сутки нефти.

Ранее компания PRIO сообщала, что планирует пробурить 4 добывающие и 2 нагнетательные скважины. Разрешение на бурение 6 скважин было получено в 2025 г. Первая нефть на месторождении была добыта в марте 2026 г.

В настоящее время компания намерена ограничить общий объем добычи на месторождении в пределах 40 тыс. барр./сутки нефти. Проект оценивается в 870 млн долл. США.

Месторождение Wahoo

• находится в бассейне Кампос (Campos) примерно в 19 милях (30 км) к северу от разрабатываемого месторождения Frade и в 150 км от побережья на глубине 1,4 тыс. м;
• открыто на блоке C-M-101 в 2008 г. американской Anadarko Petroleum;
• запасы оцениваются в 125 млн барр. нефти;
• плотность нефти 30° API;
• добыча углеводородов осуществляется с помощью FPSO (плавучей установки для добычи, хранения и отгрузки нефти и природного газа) Valente, ранее известной как Frade,
• мощность установки составляет 100 тыс. барр./сутки,
• объем хранилища – до 1,5 млн барр.

Участники разработки актива

В 2018 г. Anadarko продала свою долю участия компаниям bp и TotalEnergies (ранее Total). В ноябре 2020 г. PetroRio выкупила 35,7% акций у bp. Сделка завершилась в июне 2021 г. В марте 021 г. PetroRio приобрела дополнительные 28,6% акций месторождения у партнера bp – Total, увеличив свою долю участия до 64,3% (сделка завершилась в июле 2021 г.) и став PetroRio оператором месторождения.


Проект развития Wahoo продлит срок службы инфраструктуры Frade, а также отложит вывод из эксплуатации кластера Frade-Wahoo с 2034 по 2054 гг. PRIO ранее также сообщила, что получила от бразильского федерального регулятора Ibama лицензию на бурение для проведения нового этапа разработки месторождения Frade. Разрешение позволяет компании пробурить на месторождении до 14 новых скважин.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 18 июн – ИА Нефтегаз.РУ. ЕК запретила европейским компаниям перепродавать сжиженный природный газ (СПГ), произведенный в России, в третьи страны.
Об этом 17 июня 2026 г. сообщил Ъ со ссылкой на консалтинговую компанию Poten & Partners, получившую разъяснения от ЕК.

ЕК против реэкспорта

Поэтапный запрет ЕС на импорт российского СПГ ЕС реализует в рамках сразу 2 механизмов:

• санкций – в рамках 19^го пакета санкций ЕС, принятого в октябре 2025 г., запрет на импорт российского СПГ по краткосрочным контрактам вступил в силу с 25 апреля 2026 г., для долгосрочных – вступит с 1 января 2027 г.,
• регламента ЕС (имеет силу закона) – в январе 2026 г. Совет ЕС и Европарламент утвердили регламент REPowerEU, предусматривающий те же сроки запрета на импорт СПГ, но затрагивающий и трубопроводный газ (запрет на импорт по краткосрочным контрактам вступил в силу 17 июня 2026 г., по долгосрочным – самое позднее 1 ноября 2027 г.).

Еще после принятия 19^го пакета санкций европейские компании, имеющие контракты на покупку СПГ с Ямал СПГ (реализованы по схеме FOB, позволяющей покупателям направлять СПГ на любые рынки), начали выяснять у ЕК ее позицию по поводу поставок в третьи страны. В ноябре 2025 г. ЕК выпустила разъяснения по санкциям против российского СПГ, согласно которым транспортировка российского СПГ операторами стран ЕС, независимо от конечного пункта назначения, запрещена. ЕК опасалась, что любое иное толкование лишило бы запрет цели и создало бы значительные лазейки.

В свете изменений в законодательстве и волатильности на рынке европейские компании все-таки рассчитывали на более гибкий подход ЕК, однако, по данным Poten & Partners, ЕК со ссылкой на регламент о санкциях №833/2014 повторила:

• юридическая позиция ЕК заключается в том, что политика санкций в отношении РФ, начатая в 2014 г., запрещает передачу всего российского СПГ в страны, не входящие в ЕС,
• европейским компаниям запрещено торговать или продавать российский СПГ в третьи страны, поскольку не имеет значения, предназначен российский СПГ для ЕС или нет.

По данным Poten & Partners, некоторые европейские компании обсуждают возможность получения специальных разрешений для сохранения хотя бы части своих объемов с Ямал СПГ.

Вопрос на 7 млн т/год

Долгосрочные контракты на покупку СПГ с Ямал СПГ есть у 7 компаний, из них 3 базируются в ЕС – французская TotalEnergies, немецкая SEFE (ранее Gazprom Germania, национализирована властями ФРГ) и испанская Naturgy Energy Group (ранее Gas Natural Fenosa). В контракте Naturgy Energy Group прописан базис DES (с доставкой в порт назначения), т.е. поставки четко привязаны к испанскому рынку. Реэкспорт возможен по контрактам TotalEnergies и SEFE общим объемом 6,9 млн т/год.

Ямал СПГ имеет контрактные обязательства на 16,2 млн т/год со следующими покупателями (по данным GIIGNL):

• TotalEnergies – контракт с Ямал СПГ действует до 1 января 2041 г. на поставку 4 млн т/год FOB,
• SEFE – контракт с Ямал СПГ действует до 1 июня 2042 г. на 2,9 млн т/год FOB,
• Naturgy – контракт с Ямал СПГ действует до 1 января 2037 г. на 2,5 млн т/год DES,
• PetroChina – контракт с Ямал СПГ действует до 1 января 2038 г. на 3 млн т/год DES,
• Novatek Gas & Power Asia – контракт с Ямал СПГ действует до 1 января 2042 г. на 2,4 млн т/год FOB,
• Gunvor – контракт с Novatek Gas & Power Asia действует до 31 декабря 2037 г. на 0,5 млн т/год FOB,
• Shell – контракт с Novatek Gas & Power Asia действует до 1 апреля 2038 г. на 0,9 млн т/год FOB.

В наибольшей степени вопрос реэкспорта СПГ с Ямал СПГ волновал TotalEnergies как крупнейшего покупателя и акционера (владеет 20% в Ямал СПГ). Глава TotalEnergies П. Пуянне неоднократно говорил о неоднозначности, связанной с применением европейского запрета на поставки российского СПГ с 2027 г. По его словам, после введения запрета компания рассчитывает перенаправить поставки по этому контракту на другие рынки, включая Азию, но в тексте директивы есть юридический вопрос – касается ли запрет только поставок в Европу, или речь идет о запрете европейской компании маркетировать российский газ по всему миру.

В неприятном положении оказалась и SEFE, контракт которой изначально был ориентирован на реэкспорт в адрес индийской GAIL (что правда не помешало SEFE после национализации в период газового кризиса 2022 г. перенаправлять СПГ в Европу, ставя Индию в неудобное положение). Министерство экономики и энергетики Германии призывало SEFE разорвать контракт с Ямал СПГ, но, по информации Bloomberg, расторжение может обойтись SEFE в 11,6 млрд долл. США.

Испанская Naturgy в феврале сообщала, что готовится к переговорам о возможности объявления форс-мажора по долгосрочному контракту на поставки с Ямал СПГ, что ожидаемо с учетом базиса DES в контракте. Naturgy имеет обязательства на покупку СПГ с Ямал СПГ на условиях take-or-pay после 2027 г. на сумму 45,1 млрд евро.

Сложностей прибавится и у НОВАТЭКа. В случае, если покупатели из стран ЕС объявят форс-мажоры (в т.ч. получающие СПГ FOB, но не имеющие возможности реэкспорта), НОВАТЭКу придется самостоятельно перенаправлять выпавшие объемы на альтернативные рынки, что будет непросто, учитывая необходимость одновременно работать с трейдингом СПГ с Ямал СПГ и Арктик СПГ-2.
Читать полностью

Москва, 18 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Государственная нефтяная компания Саудовской Аравии Saudi Aramco рассматривает возможность расширения глобальной сети нефтехранилищ, т.к. конфликт на Ближнем Востоке продемонстрировал важность стратегических резервов для обеспечения бесперебойных поставок энергоресурсов. Об этом сообщает The Wall Street Journal.

«У Aramco есть хранилища по всему миру, особенно в Азии, - сказал председатель совета директоров компании Я. аль-Румайян на саммите Future Investment Initiative Priority в Риме 18 июня. - Мы серьезно рассматриваем глобальное увеличение мощностей для хранения нефти».

Он подчеркнул важность стратегических нефтяных запасов, созданных крупнейшими экономиками мира, включая Китай и США.

«Если бы не это долгосрочное стратегическое мышление, мир оказался бы в крайне тяжелой ситуации, даже хуже той, в которой мы находились», - заявил Я. аль-Румайян, который также возглавляет суверенный фонд Саудовской Аравии (Public Investment Fund, PIF).

Напомним, 17 июня стало известно, что США и Иран подписали меморандум о взаимопонимании, который должен завершить военный конфликт на Ближнем Востоке и открыть Ормузский пролив для беспрепятственного движения танкеров.

В условиях практически полной остановки судоходства через Ормузский пролив Saudi Aramco использовала собственный магистральный нефтепровод (МНП) Восток–Запад для перенаправления части поставок в порт Янбу на Красном море, а также задействовала сеть нефтехранилищ, чтобы сохранить экспортные потоки. В начале военного конфликта на Ближнем Востоке крупные нефтяные хранилища в Саудовской Аравии быстро заполнялись на фоне фактической недоступности Ормузского пролива для судоходства.

В марте 2026 г. Saudi Aramco уже увеличила пропускную способность нефтепровода Восток-Запад, который соединяет нефтеперерабатывающий центр Абкайк недалеко от Персидского залива с портом Янбу (Красное море), с 5 млн до 7 млн барр./сутки.

Ранее Saudi Aramco также объявила о существенном снижении официальных отпускных цен на нефть с поставкой в июле 2026 г. для клиентов во всех ключевых регионах мира. Читать полностью

Осло, 18 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Норвежская Vår Energi и ее партнер Kistos Energy приняли окончательное инвестиционное решение (FID) по проекту Balder Next New Wells в норвежском секторе Северного моря.
Об этом сообщает пресс-служба компании.

Проект предполагает бурение 7 новых скважин с последующим подключением к плавучей установки для добычи, хранения и отгрузки углеводородов (FPSO) Jotun. Их ввод в эксплуатацию запланирован на 4-й квартал 2027 г.

В рамках проекта предусмотрено освоение 86 млн баррелей нефтяного эквивалента (бнэ) доказанных и вероятных запасов, что, как отмечается отражает продолжающееся улучшение показателей проекта. Ранее сообщалось о вовлечении в разработку 75 млн бнэ.

Vår Energi является оператором и владеет 90% акций месторождения Balder, а Kistos Energy Norway – оставшимися 10%. По данным Vår Energi, проект является экономически выгодным и высокодоходным, с безубыточностью около 30 долл. США/бнэ и внутренней нормой доходности 35%.

Месторождение Balder

• расположено в центральной части Северного моря;
• открыто в 1967 г.;
• находится в промышленной эксплуатации с 1999 г.

Проект Balder Next New Wells – это следующий этап разработки месторождения Balder. Он реализуется благодаря существующей инфраструктуре и имеющимся мощностям. Сообщается, что проект также способствует запланированной консолидации инфраструктуры, включая вывод из эксплуатации плавучей добычной установки (FPU) Balder с 2028 г., что позволит сократить эксплуатационные расходы и выбросы.

Напомним, что FPSO Jotun вышла на полную производственную мощность в сентябре 2025 г. с опережением графика – более 80 тыс. бнэ/сутки. В декабре 2025 г. Vår Energi ввела в эксплуатацию пятую фазу проекта Balder (Balder Phase V) для освоения около 33 млн бнэ запасов по категории 2P. В феврале 2026 г. Vår Energi и Kistos Energy предприняли попытку пробурить новую разведочную скважину в пределах участка недр где расположены месторождения Balder и Ringhorne Øst, однако скважина была признана сухой.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 18 июн – ИА Нефтегаз.РУ. На энергоблоке №1 Ростовской атомной электростанции (АЭС) на 10 суток раньше запланированного срока завершился капитальный ремонт с модернизацией части оборудования.
Об этом сообщила пресс-служба Росатома.

Блок вывели на ремонт 21 марта. Работы завершились 16 июня. За это время ростовские атомщики провели ремонт реакторной установки (РУ) с полной выгрузкой топлива из активной зоны, ремонт основного оборудования РУ и всех трех систем безопасности. Также специалисты выполнили капитальный ремонт цилиндра высокого давления турбины и турбогенератора с выводом ротора в турбинном отделении.

В рамках ремонта на АЭС модернизировали оборудование управляющей системы безопасности по технологическим параметрам и насосы системы технической воды. Специалисты заменили водоочистные сетки на блочной насосной станции, кабель и оборудование системы автономного энергоснабжения.

По словам директора Ростовской АЭС А. Сальникова, выполненные работы являются важным этапом на пути к получению лицензии на дальнейшую эксплуатацию объекта после 2031 г.

Блок №1 был введен в промышленную эксплуатацию 25 декабря 2001 г. С начала эксплуатации он выработал 199 млрд кВт·ч электроэнергии.

Напомним, в 2030 г. истекает срок лицензии на эксплуатацию энергоблока №1 Ростовской АЭС. В рамках проекта по продлению его работы необходимо провести ряд мероприятий, связанных с ремонтом и модернизацией оборудования. Эти работы ведутся с 2020 г., их необходимо завершить до 2029 г.

В январе 2025 г. управление госэкспертизы и разрешительной деятельности Росатома одобрило проект продления срока эксплуатации энергоблока №1 Ростовской АЭС еще на 30 лет.

Ростовская АЭС

В настоящее время Ростовская АЭС считается одним из крупнейших предприятий энергетики на юге страны. Станция обеспечивает около 70 % производства электроэнергии в Ростовской области и 28 % во всей Объединенной энергосистеме (ОЭС) юга России.

Ростовская АЭС представляет собой филиал Росэнергоатома (Электроэнергетический дивизион Росатома). Cтроительство станции началось в 1977 г. Она расположена на берегу Цимлянского водохранилища в 13,5 км от Волгодонска. На АЭС эксплуатируются четыре энергоблока с реакторами ВВЭР-1000. Каждый энергоблок вырабатывает около 25 млн кВт^.ч/сутки. Электрическая мощность станции достигает 4071 МВт.

По итогам прошлого года Ростовская АЭС выработала более 34 млрд кВт·ч, что стало одним из главных результатов в общероссийской генерации электроэнергии.


Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 18 июн – ИА Нефтегаз.РУ. В январе-мае 2026 г. Газпром газифицировал 84 населенных пункта в 14 регионах России.
Об этом пресс-служба Газпрома сообщила 18 июня 2026 г. по итогам рассмотрения правлением хода выполнения задач по газификации и догазификации в субъектах РФ в 2026 г.

Газификация идет

За 5 месяцев 2026 г. Газпром газифицировал 84 населенных пункта в 14 регионах России. Это создало условия для перевода на сетевой газ 11,2 тыс. домовладений и 51 котельной в Приволжском, Северо-Западном и Центральном федеральных округах.

В т.ч. в апреле 2026 г. в Удмуртской республике введены в эксплуатацию объекты для газификации 10 деревень Игринского района. Доступ к сетевому газу получили 386 домовладений, сельхозпредприятия и социальные объекты, в т.ч. детский сад, школа и фельдшерско-акушерский пункт, дом культуры и Музей исчезнувших деревень в д. Сеп, школа в д. Большая Пурга, дома культуры в д. Кузьмовыр и д. Лудошур.

В уже газифицированных районах Газпром увеличивает производительность газораспределительных станций (ГРС), мощности которых полностью заняты и не позволяют подключать новых потребителей. Расширение станций важно, в частности, для развития промышленности и жилищного строительства.

В январе-мае 2026 г. работы по реконструкции и техперевооружению выполнены на 4 ГРС – в Краснодарском крае, Ростовской и Московской областях. Общая производительность станций выросла на 3,6 млрд м³/год, что сопоставимо с годовым потреблением газа, например, в Ярославской области.

Согласно годовому отчету Газпрома, уровень газификации в целом по России по состоянию на 1 января 2026 г. составил 75,6%. В 2021-2025 гг. в рамках программ развития газоснабжения и газификации регионов РФ Газпромом было построено 80 новых ГРС с газопроводами-отводами, 956 межпоселковых и 1411 внутрипоселковых газопроводов. В результате газифицировано 2150 населенных пунктов, создана техническая возможность для подачи сетевого газа в более чем 335 тыс. домовладений и квартир. Объем финансирования инвестиций в строительство межпоселковых и внутрипоселковых газопроводов, ГРС и газопроводов-отводов, а также в догазификацию в 2025 г. составил 226,8 млрд руб. с НДС.

В 2026 г. Газпром начал реализацию новых 5-летних программ развития газоснабжения и газификации субъектов РФ. Программы подписаны с 73 регионами, в т.ч. впервые – с Мурманской областью.

Догазификация тоже

С начала действия программы догазификации на газ перешли 1,19 млн российских семей. Газовые сети бесплатно для потребителей прокладываются до границ участков домовладений. Финансирование этих работ обеспечивает Газпром. На сегодняшний день газ подведен к участкам 1,56 млн домовладений – это 85% от общего числа договоров с гражданами.

Возможностями догазификации пользуются также медицинские и образовательные организации. Газовые сети подведены к котельным 910 учреждений (73% от количества заключенных договоров). Почти 400 из них перешли на газ.


Автор: А. Игнатьева Читать полностью

Москва, 18 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Китай в апреле 2026 г. импортировал 4,860 млн т сжиженного природного газа (СПГ), что на 2% больше, чем за аналогичный период 2025 г. (4,784 млн т). Об этом сообщило Главное таможенное управление (ГТУ) Китая.

СПГ

Импорт СПГ в текущем месяце стал максимальным с начала года, тогда как предыдущие три месяца объемы ввоза заметно снижались. Однако столь длительное ограничение закупок оказалось невозможным, и страна была вынуждена наращивать поставки дефицитного ресурса.

Как следствие, средняя цена импорта СПГ в апреле увеличилась до 470 долл. США/1000 м³, что является максимальным значением с конца 2023 г. (за последние 29 месяцев).

В начале года ключевым фактором на мировом рынке оставалась холодная погода в Европе, которая стимулировала спрос на дополнительные объемы СПГ. Европейские покупатели, столкнувшись с сокращением традиционных трубопроводных поставок, предлагали значительные премии к азиатским котировкам в борьбе за законтрактованные и спотовые партии. В конце февраля ситуацию обострил кризис в Персидском заливе, который привел к перебоям в судоходстве и сокращению доступного предложения как нефти, так и СПГ, что подтолкнуло цены вверх.

Напомним, 5 мая 2026 г. государственная компания QatarEnergy сообщила, что продлевает действие форс-мажорных обстоятельств по контрактам на поставку СПГ до середины июня. Эта мера была связана с ограниченностью передвижения танкеров через Ормузский пролив. Ранее на фоне ударов по промышленной инфраструктуре компания QatarEnergy приостановила производство СПГ и сопутствующей продукции в индустриальных центрах Рас‑Лаффан (Ras Laffan) и Месаид (Mesaieed).

17 июня 2026 г. стало известно, что Катар планирует быстро восстановить большую часть экспортных мощностей. Государственная нефтегазовая компания QatarEnergy намерена довести производство СПГ до 80% от общей мощности в течение двух месяцев после открытия Ормузского пролива.

Россия является одним из крупнейших поставщиков СПГ в КНР. Напомним, СПГ в РФ производят крупнотоннажные СПГ-заводы Сахалинской энергии (совладельцы - Газпром, Mitsui и Mitsubishi), а также Ямал СПГ (участники - НОВАТЭК, TotalEnergies, китайские CNPC и SRF), Газпром СПГ Портовая и Криогаз-Высоцк.

Трубопроводные поставки

Объем трубопроводного импорта в апреле 2026 г. составил 6,827 млрд м³, что почти повторило уровень 2025 г. (6,844 млрд м³).

Китай получает трубопроводный газ от пяти стран:

• РФ,
• Казахстана,
• Туркмении,
• Узбекистана,
• Мьянмы.

Динамику поставок и их качественную структуру определяет прежде всего выход российских поставок по магистральному газопроводу (МГП) Сила Сибири на плановый уровень.

Суммарно (по трубопроводам и в виде СПГ) в апреле страна приняла 13,144 млрд м³ газа, что на 0,6% больше, чем годом ранее (13,065 млрд м³). Читать полностью

Осло, 18 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Equinor и ее партнеры согласовали концепцию Ringvei Vest – крупного нефтегазового кластерного проекта по разработке месторождений в норвежском секторе Северного моря.
Об этом сообщает пресс-служба компании.

Проект охватывает 7 месторождений: Grosbeak, Swisher, Mulder, Kveikje, Toppand, Røver Sør и Røver Nord, а также 1 перспективный участок недр Grønngylt. Совокупный объем добычи ожидается в объеме 240 млн баррелей нефтяного эквивалента (бнэ).

Кластер Ringvei Vest, как отмечается, занимает большую площадь, и на его территории планируется пробурить в общей сложности 13 скважин. Месторождения будут подключены к морской платформе Troll B.

Добытая нефть будет транспортироваться на береговой промышленный комплекс Mongstad, в графстве Вестланд, а природный газ – на ГПЗ Kollsnes в коммуне Эйгарден. Стоит отметить, что нефтеперерабатывающий завод в Монгстаде – единственный в Норвегии. Он производит топливо для норвежского, европейского и мирового рынков. Нефть на площадку поставляется по нефтепроводам с морских платформ Troll B и Troll C, а также с месторождения Johan Sverdrup.

Партнерская структура проектов (после закрытия сделки между Equinor и Aker BP, ожидающей одобрения правительства)

Grosbeak

Лицензия PL 090JS:

• оператор – Equinor Energy AS (21%);
• INPEX Idemitsu Norge AS – 40%;
• Wellesley Petroleum AS – 5%;
• Vår Energi ASA – 15%;
• Aker BP ASA – 19%

Лицензия PL 925:

• оператор – Equinor Energy AS (66%);
• Wellesley Petroleum AS – 5%;
• Vår Energi ASA – 10%;
• Aker BP ASA – 19%.

Лицензия PL 248I:

• оператор – Equinor Energy AS (36%)
• Petoro AS – 40%
• Wellesley Petroleum AS – 5%
• Aker BP ASA – 19%

Kveikje (PL 293B/CS):

• оператор – Equinor Energy AS (51%);
• DNO Norge AS – 20%;
• INPEX Idemitsu Norge AS – 10%;
• Aker BP ASA –19%.

Swisher (PL 24BC):

• оператор –Equinor Energy AS (26%);
• Petoro AS – 40%;
• Wellesley Petroleum AS – 15%;
• Aker BP ASA – 19%;

Mulder (PL 090):

• оператор – Equinor Energy AS (45%);
• INPEX Idemitsu Norge AS – 15%;
• Vår Energi ASA – 40%.

Toppand (PL 630):

• оператор – Equinor Energy AS (76%);
• Wellesley Petroleum AS – 5%;
• Aker BP ASA – 19%.

Røver Nord и Røver Sør (PL 923):

• оператор – Equinor Energy AS (61%);
• Petoro AS – 20%;
• Aker BP ASA – 19%.

Grønngylt (PL 090):

• оператор – Equinor Energy AS (45%);
• INPEX Idemitsu Norge AS – 15%;
• Vår Energi ASA – 40%.

Решение о продолжении работ планируется принять до конца года. Сроки принятия окончательного инвестиционного решения, представления плана разработки и эксплуатации, а также запуска производства пока не определены.

Напомним, что в мае 2026 г. Equinor и Aker BP договорились об обмене долями участия в нескольких нефтегазовых месторождениях на континентальном шельфе Норвегии в рамках стратегического сотрудничества, направленного на увеличение добычи и создание добавленной стоимости в отдельных районах. Сделка охватывает несколько ключевых проектов, включая районы Troll–Fram, Yggdrasil и Wisting. Отмечалось, что компании рассчитывают за счет перераспределения долей участия упростить принятие инвестиционных решений и ускорить ввод новых проектов в эксплуатацию.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 18 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Федеральная антимонопольная служба России (ФАС России) направила запрос о ценах на топливо крупной независимой сети автозаправочных станций (АЗС) Нефтьмагистраль, работающей в Москве и Московской области.
Об этом сообщает ведомство.

До 26 июня компании необходимо предоставить информацию о средневзвешенной цене на бензины, дизтопливо, объемах их реализации на АЗС. Кроме того, АЗС должна поделиться данными о рентабельности продаж, а также направить экономическое обоснование в связи с изменением стоимости топлива.

ФАС отправил запрос в рамках проверки ситуации на рынке нефтепродуктов и соблюдения участниками рынка требований антимонопольного законодательства.

В то же время топливные объекты региона попадают под удары беспилотников в ходе налетов на Москву и Московскую область. Как отмечает мэр Москвы С. Собянин, за последние сутки Москва подверглась очередной массированной атаке беспилотных летательных аппаратов (БПЛА). По состоянию на 08:15 18 июня системой ПВО Минобороны РФ сбито около 180 беспилотников. В ходе налетов пострадало несколько объектов, связанных с производством и распределением топлива. В частности, под удары беспилотников попал Московской нефтеперерабатывающий завод (НПЗ). МНПЗ становился одной из основных целей в ходе всех трех массированных атак на Москву с начала 2026 г., ранее – в мае и 16 июня.

Установленная мощность первичной переработки нефти Московского НПЗ составляет порядка 12 млн т/год. Предприятие обеспечивает около 40% топливного рынка московского региона. Производственный комплекс включает более 30 установок различного назначения, в т.ч. каталитического крекинга, термокрекинга и риформинга. НПЗ выпускает бензины, дизельное топливо, авиакеросин и битум.


Автор: А. Игнатьева

Подпишитесь

Читать полностью