Подробнее о НПЗ в Бургасе

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

МНП Узень – Атырау – Самара

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

Власти намерены сократить сроки согласования проектов в нефтегазовой отрасли. В частности, предусмотрено назначение специальных уполномоченных в случаях, когда местные органы власти не принимают решения по заявкам на получение разрешений в установленные сроки.

При этом Италия остается одной из наиболее зависимых от природного газа стран Евросоюза. Газ используется примерно для половины выработки электроэнергии в стране – это максимальная доля среди государств ЕС.

Ранее правительство Д. Мелони рассматривало возможность введения специальных уполномоченных прежде всего для ускорения реализации проектов в сфере возобновляемой энергетики (ВИЭ). Однако на фоне роста цен на энергоресурсы приоритет был также смещен в сторону увеличения добычи традиционных углеводородов.

Параллельно власти принимают меры для сдерживания внутренних цен на топливо. В марте правительство временно снизило акцизы на моторное топливо и в дальнейшем неоднократно продлевало действие этой меры. С учетом налоговых льгот для грузоперевозчиков совокупные расходы бюджета на поддержку превысили 2,6 млрд евро.

При этом розничные цены на автомобильное топливо в Италии продолжают расти. По данным Министерства по делам предприятий и продукции «Сделано в Италии», средняя стоимость бензина в стране достигла 2,052 евро/литр, дизельного топлива - 2,146 евро/литр. На отдельных автозаправочных станциях, в частности на автомагистралях, цена топлива приближается к 2,2 евро/литр.

На фоне подорожания автомобильного топлива в Италии увеличиваются расходы потребителей на другие виды энергоресурсов. По данным национального регулятора в сфере энергетики, водных ресурсов и отходов Arera, в августе стоимость газа для потребителей выросла на 6,9% по сравнению с июлем. Статистическое агентство ISTAT сообщило, что в августе годовой рост стоимости газа составил 11,3%, тогда как электроэнергия подорожала на 17,9%.

По оценке итальянской ассоциации нефтепереработчиков и нефтетрейдеров UNEM, в 2026 г. расходы Италии на импорт энергоносителей могут достичь почти 60 млрд евро, увеличившись на 8–9 млрд евро по сравнению с 2025 г.

• переработка пластика,
• производство биотоплива (прежде всего, для авиационной отрасли),
• эксплуатация двух фотоэлектрических солнечных электростанций (СЭС):
• выработка СЭС достигает 31 ГВт·ч/год, что может обеспечить электроэнергией 19 тыс. домохозяйств;
• также там работает аккумуляторное хранилище мощностью 43 МВт·ч.

• за счет пиролиза трудноперерабатываемые пластиковые отходы из французских домохозяйств превращают в синтетическую нефть;
• в процессе пиролиза отходы нагреваются до высоких температур в бескислородной среде под давлением;
• полученная синтетическая нефть перерабатывается в нефтехимическое сырье в качестве альтернативы ископаемому топливу.

Перспективы Grandpuits

• TotalEnergies стремится к декарбонизации авиаперевозок за счет производства и поставок экологичного авиационного топлива (SAF);
• в 2026 г. компания планирует запустить второй французский биоперерабатывающий завод на платформе Grandpuits:
• завод с перерабатывающей мощностью 420 тыс. т/год сможет выпускать до 230 тыс. т SAF и автомобильного биотоплива и бионафту.
• к 2028 г. компания планирует выпускать более 0,5 млн т/год SAF.

• на платформе Grandpuits компания Air Liquide строит производственное подразделение, способное производить около 20 тыс. т/год возобновляемого водорода;
• выпуск водорода будет производиться за счет переработки остаточного биогаза с биоперерабатывающего завода;
• ожидается, что подразделение будет оснащено технологией улавливания CO₂ Cryocap, которая позволяет улавливать более 110 тыс. т/год CO₂ и повторного использования его в пищевой и промышленной отраслях.

Речь идет о комплексе государственных программ, запущенных после резкого сокращения поставок российского газа в 2022 г. В общую сумму вошли, в частности, механизмы ограничения стоимости газа и электроэнергии, экстренная финансовая помощь, а также ряд других антикризисных мер.

Если распределить эти расходы между населением страны, получится примерно по 600 евро на одного жителя Германии. При этом эксперты отмечают, что такая оценка отражает далеко не весь экономический ущерб, связанный с энергетическим кризисом.

Экономист Немецкого института экономических исследований К. Кемферт в комментарии BILD связала значительные расходы государства с высокой зависимостью Германии от российского газа в период, предшествовавший кризису. На тот момент на российские поставки приходилось около 55% немецкого импорта газа.

По оценке специалистов, фактическая стоимость энергетического кризиса для немецкой экономики существенно превышает сумму прямых государственных расходов. В показатель 50,4 млрд евро не включены, среди прочего, экономические последствия высоких цен на энергоносители, затраты на создание СПГ-инфраструктуры и другие связанные с перестройкой энергетической системы издержки.

Затяжной экономический кризис в Германии начался после пандемии COVID-19, затем усилился из-за прекращения поставок российского газа, а дополнительное давление на энергорынок оказала эскалация конфликта на Ближнем Востоке. По данным издания Berliner Zeitung, в настоящее время Германия платит за импортный газ в пять раз больше, чем в 2020 г. Газета указывала 2 основные причины роста цен:

• прекращение действия долгосрочных российских контрактов, предусматривавших цены значительно ниже рыночных;
• переход Европы на закупки СПГ на мировом рынке, где стоимость топлива чувствительна к любым рискам для поставок, включая ситуацию в Персидском заливе.

При этом примерно половину конечного счета формируют:

• сетевые тарифы;
• налоги;
• обязательные сборы.

Нефтегазовые котировки

На рынке нефти сегодня

• коммерческие запасы нефти упали на 391 тыс. барр. к предыдущей неделе, до 424,069 млн барр.,
• запасы нефти в хранилищах Стратегического нефтяного резерва (SPR) снизились на 1,244 млн барр. и составили 285,36 млн барр.,
• запасы бензина увеличились на 1,269 млн барр., до 206,238 млн барр., дистиллятов – на 2,087 млн барр., до 106,274 млн барр.,
• загрузка НПЗ упала на 0,2 п.п. и составила 97,8%,
• импорт нефти увеличился на 54 тыс. барр./сутки, до 6,824 млн барр./сутки, экспорт – снизился на 1,066 млн барр./сутки, до 3,417 млн барр./сутки,
• добыча нефти выросла на 85 тыс. барр./сутки, до 13,947 млн барр./сутки.

Фондовые рынки

• Dow Jones Industrial Average упал на 0,6%, до 52064,1 п.,
• Standard & Poor's 500 потерял 0,58% и составил 7591,7 п.,
• Nasdaq Composite уменьшился на 0,65%, до 26081,72 п.

Маршруты поставок

• 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

В Алжире заявили, что перед принятием решения были исчерпаны возможности для сохранения прежнего формата взаимодействия между двумя государствами.


Отношения между Алжиром и Абу-Даби в последние годы постепенно ухудшались. Одной из причин напряженности становились взаимные политические разногласия. В частности, алжирская сторона ранее обвиняла ОАЭ в попытках влиять на внутренние процессы в стране, включая электоральные кампании.

Разногласия проявлялись и на международной арене. Алжир и Эмираты неоднократно придерживались разных подходов к урегулированию региональных кризисов и конфликтов, из-за чего позиции двух государств по целому ряду внешнеполитических вопросов расходились.

Дополнительным источником напряженности остается позиция ОАЭ по территориальному спору между Алжиром и Марокко. Абу-Даби поддерживает Рабат, что воспринимается алжирскими властями как фактор, осложняющий отношения между двумя странами.

Не только политика

Обострение отношений между Алжиром и ОАЭ может быть связано не только с политическими разногласиями, но и с конкуренцией за экономическое влияние в странах Сахеля. Это регион между северной и тропической Африкой. Обширные пространства – Мали, Нигер, Буркина-Фасо – огромный регион от Атлантики до Красного моря

По мнению политолога С. Балмасова, слова которого приводит Газета.Ru, одним из ключевых факторов противостояния стали различные взгляды двух государств на развитие энергетических проектов в Западной Африке.

Эксперт Института Ближнего Востока и Российского совета по международным делам считает, что особенно важную роль в конфликте играют Мали и Нигер. Эти страны находятся в стратегически значимом для Алжира регионе и одновременно имеют большое значение для реализации энергетических инициатив, способных изменить маршруты поставок африканского газа в Европу.

Транссахарский газопровод в центре конфликта

В центре противоречий находится Транссахарский магистральный газопровод (Trans-Saharan Gas Pipeline, TGSP) – масштабный проект, предполагающий транспортировку нигерийского природного газа через территории Нигера и Алжира далее на европейский рынок. Алжир заинтересован в продвижении этого маршрута и рассчитывает на значительные объемы поставок.

Параметры TGSP:

• протяженность – 4128 км:
• 1037 км – по территории Нигерии от месторождений на юге до границы с Нигером на севере;
• 841 км – по территории Нигера до границы с Алжиром на севере;
• 2310 км – по территории Алжира до берегов Средиземного моря;
• пропускная мощность – 30 млрд м³/год газа;
• стоимость – 13 млрд долл. США.

МГП African Atlantic Gas Pipeline

• прежнее рабочее название – МГП Нигерия-Марокко;
• Африкано-Атлантический газопровод станет продолжением Западноафриканского газопровода (West African Gas Pipeline), по которому природный газ транспортируется из Нигерии в Гану по дну Гвинейского залива в Атлантическом океане;
• протяженность – 6,9 км (после завершения строительства он войдет в число самых длинных трубопроводов мира);
• охват – 13 прибрежных стран;
• пропускная способность – до 30 млрд м³/год природного газа, из которых до 15 млрд м³ предназначены для поставок в Марокко и на европейские рынки;
• объем инвестиций в проект составит 25 млрд долл. США;
• ввод в эксплуатацию запланирован на 2046 г.

В мае делегация ONHYM посетила Вашингтон, чтобы привлечь инвестиции американских организаций, в том числе Международной финансовой корпорации развития (DFC), сообщал African Business, но ни один кредитор пока не объявил о принятии на себя финансовых обязательств.

Любопытно, что еще в декабре 2023 г. Марокко и ОАЭ заключили соглашение об инвестиционном сотрудничестве, предусматривавшее инвестиции в строительство Африкано-Атлантического газопровода.

Таким образом, соперничество вокруг газовой инфраструктуры выходит далеко за рамки коммерческого спора. Контроль над энергетическими маршрутами одновременно означает усиление политического и экономического влияния в странах Сахеля, где в последние годы идет активная борьба различных внешних игроков за позиции.

С. Балмасов также обращает внимание на то, что негативное отношение к ОАЭ, по его оценке, давно присутствует в алжирском информационном пространстве. По словам эксперта, местные СМИ на протяжении нескольких лет характеризуют Эмираты как одного из наиболее серьезных противников Алжира на внешнеполитической арене.

Отдельно политолог прокомментировал сообщения о возможном разрыве дипломатических отношений. По его мнению, появление такой информации именно в алжирских СМИ нельзя автоматически воспринимать как неподтвержденный слух. Эксперт считает, что публикации местной прессы находятся под существенным контролем властей, поэтому подобные сообщения могут отражать позицию официального Алжира, даже если государственные структуры пока не сделали отдельного публичного заявления.

Подпишитесь