Москва, 8 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Российские пассажиры и экипаж научно-исследовательского судна (НИС) «Профессор Молчанов», ранее арестованного Норвегией в Баренцбурге, в составе 69 человек вернулись на родину.
Об этом сообщает пресс-служба офиса губернатора Шпицбергена.

«После конструктивного диалога с генеральным консулом РФ в Баренцбурге и представителями треста «Арктикуголь» губернатор оказал помощь 69 гражданам России в возвращении на родину», – следует из заявления.

Пассажиры арестованного судна вернулись на родину через город Киркенес.

По словам официального представителя МИД России М. Захаровой, эвакуация российских граждан проходила при содействии норвежских властей в тесной координации между трестом «Арктикуголь», российским посольством в Осло, генконсульствами на Шпицбергене и в Киркенесе.

«Гражданам России оказаны необходимая помощь и поддержка. После пересечения границы содействие в обеспечении переезда в Мурманск оказывается руководством Мурманской области», – подчеркнула М. Захарова.

Нефтегаз.РУ напоминает, что на прошлой неделе власти Норвегии арестовали НИС «Профессор Молчанов» по иску украинской компании «Нафтогаз». Ордер на арест выдал районный суд Норд-Тромша и Сеньи 31 августа 2026 г. Исполнение ордера и задержание судна, находившегося в порту Баренцбурга, 2 сентября осуществил губернатор Шпицбергена. НИС «Профессор Молчанов» обязан находиться в Баренцбурге до иного распоряжения властей или суда. Новых сведений о судне на сайте губернатора Шпицбергена нет.

Норвежские власти арестовали судно, опираясь на арбитражное решение Гааги от 2023 г. Тогда суд обязал Россию выплатить «Нафтогазу» около 4,22 млрд долл. США (плюс проценты и судебные издержки) в качестве компенсации за конфискованные энергетические активы после возвращения Крыма в состав России в 2014 г.

Ранее министр РФ по развитию Дальнего Востока и Арктики А. Чекунков на сессии Восточного экономического форума (ВЭФ) заверял, что юристы треста «Арктикуголь», эксплуатирующего задержанное судно, вскоре дадут «соответствующий правовой ответ».

НИС «Профессор Молчанов»

Характеристики судна:

• построено в 1982 г. на финской судоверфи Турку по заказу СССР;
• длина – 71 м, ширина – 13 м;
• валовая вместимость – 1753 м;
• дедвейт – 620 м;
• ледовый класс – Arc 5.

С 2012 г. судно используется для ежегодных экспедиций Арктического плавучего университета, организованного САФУ имени М.В. Ломоносова, в рамках которых студенты и ученые проводят исследования в Арктике.

С лета 2025 г. НИС «Профессор Молчанов» выполняет регулярные грузопассажирские рейсы из Мурманска в Баренцбург. Так, судно перевозит ученых, туристов, а также доставляет грузы для государственного треста «Арктикуголь».

Про Шпицберген

Шпицберген – архипелаг, расположенный в Северном Ледовитом океане. До начала прошлого века он не имел государственной принадлежности. Его территория стала привлекать внимание после обнаружения там запасов угля. Позже выяснилось, что расположение архипелага также открывает широкие возможности для освоения Арктики.

В 1920 г. Шпицбергенский трактат признал полный норвежский суверенитет над архипелагом. Документ был подписан 9 февраля 1920 г. в Париже, его приняли девять государств: Норвегия, США, Дания, Франция, Италия, Япония, Нидерланды, Великобритания и Швеция. Россия стала участником трактата в 1935 г.

В документе есть особые условия: все участники договора получили право свободно вести хозяйственную деятельность на Шпицбергене, а именно – добывать уголь, ловить рыбу, сооружать необходимую для этого инфраструктуру. Именно из‑за условий этого договора Россия 95 ведет хозяйственную деятельность на архипелаге Шпицберген. В частности, «Арктикуголь», созданный в 1931 г., с момента основания ведет там добычу угля. В последнее время трест активно развивает научную деятельность на архипелаге.

На острове Западный Шпицберген есть российский населенный пункт – поселок Баренцбург.

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Астана, 8 сен – ИА Нефтегаз.РУ. В Казахстане временно остановлено исполнительное производство по экологическому требованию к консорциуму North Caspian Operating Company (NCOC), разрабатывающему крупнейшее в стране нефтяное месторождение Кашаган.

Как следует из ответа Министерства юстиции Казахстана на запрос Интерфакс-Казахстан, производство по взысканию с оператора экологического штрафа в размере 2,356 трлн тенге (около 5,1 млрд долл. США) приостановлено. Об этом также сообщил Telegram-канал Нефть и газ Казахстана.

Ситуация связана с международным арбитражным разбирательством, инициированным компаниями, участвующими в разработке Кашагана. В NCOC ранее заявляли, что арбитраж UNCITRAL (Комиссия ООН по праву международной торговли) вынес обеспечительный приказ, ограничивающий возможности казахстанских властей по принудительному взысканию спорной суммы до завершения рассмотрения дела.

При этом казахстанский Минюст ранее заявлял, что не считает данный арбитражный приказ запретом для государства на принудительное взыскание экологического платежа.

Из-за чего возник спор

Основанием для претензий государства стала проверка, проведенная в 2022 г. Департаментом экологии по Атырауской области. По версии экологического ведомства, на территории Кашагана объем размещенной серы существенно превысил установленный лимит. При разрешенном объеме в 773 тыс. т фактический показатель составил около 1,7 млн т.

NCOC, в свою очередь, отвергает претензии и настаивает, что при обращении с серой действовало в соответствии с законодательством Казахстана и полученными разрешениями.

История осложнилась тем, что решения казахстанских судов по этому делу неоднократно пересматривались. В 2023 г. часть требований экологического ведомства была признана незаконной, однако позднее апелляционная инстанция восстановила соответствующее предписание. В июне 2025 г. Верховный суд отменил это решение и отправил дело на новое рассмотрение.

1 августа 2025 г. апелляционная коллегия вновь вмешалась в спор, отменив административный акт экологического ведомства из-за процессуальных нарушений. При этом суд не давал оценки самому факту экологического нарушения.

После этого государству пришлось заново пройти административную процедуру. В конце августа 2025 г. штраф был предъявлен повторно.

В феврале 2026 года компании, участвующие в разработке Кашагана, инициировали международное арбитражное разбирательство против Казахстана. Впоследствии спор вышел сразу на несколько юридических площадок, включая процедуры в рамках UNCITRAL и двусторонних инвестиционных соглашений Казахстана с Францией и Нидерландами.

В июле казахстанские власти заявляли о намерении перейти к принудительному взысканию после истечения срока для добровольной оплаты штрафа. Однако NCOC указала, что арбитражные меры препятствуют таким действиям.

На этом фоне Казахстан начал исполнительное производство. В июле сообщалось также о мерах в отношении имущества NCOC в рамках взыскания.

Само по себе приостановление исполнительного производства не означает, что Казахстан отказался от требования на 2,356 трлн тенге. Сумма остается предметом продолжающегося юридического спора, а окончательная судьба штрафа будет зависеть от дальнейших решений по национальным и международным разбирательствам.

Месторждение Кашаган

Шельфовое Кашаганское месторождение расположено в 80 км от Атырау, в северной части Каспийского моря. Месторождение является одним из самых крупных месторождений в мире, открытых за последние 40 лет, а также крупнейшим нефтяным месторождением на море. Открыто месторождение было 30 июня 2000 г. Извлекаемые запасы составляют от 9 до 13 млрд барр. нефти.

Оператором проекта Кашаган является NCOC. Участники консорциума - KMG Kashagan B.V. (доля участия 16,88%), по 16,81% принадлежит Shell Kazakhstan Development B.V., Total EP Kazakhstan, AgipCaspian Sea B.V и ExxonMobil Kazakhstan Inc., CNPC Kazakhstan B.V. владеет долей участия 8,33%, еще 7,56% принадлежит Inpex NorthCaspian Sea Ltd.

Добыча нефти на Кашагане началась 11 сентября 2013 г, но уже в октябре 2013 г добыча была остановлена из-за утечки газа из газопровода. Анализ выявил наличие многочисленных микротрещин в трубопроводе, появившихся в результате воздействия на металл попутного газа с высоким содержанием серы, что потребовало полной замены газопровода и нефтепровода на месторождении общей протяженностью около 200 км. Перезапуск месторождения и начало коммерческой добычи состоялись осенью 2016 г.

Читать полностью

Москва, 8 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Итальянская Eni и малайзийская PETRONAS подписали соглашение, предусматривающее оценку проекта по созданию инновационного высокопроизводительного биобензина для применения в автоспортивных соревнованиях. Ожидается, что новое биотопливо разработают на основе технологии Ecofining.
Об этом сообщает пресс-служба итальянской компании.

Eni и PETRONAS согласовали проведение технико-экономического обоснования (ТЭО) разработки биобензина на основе проверенной Ecofining. Итальянская компания использует эту технологию для производства биотоплива из гидроочищенных растительных масел (HVO) из возобновляемого сырья с 2014 г. Представители компании встретились в ходе гран-при Италии Формулы-1 2026 г.

Документ предполагает, что Eni и PETRONAS оценят технические и рыночные характеристики, а также показатели экологической устойчивости и эксплуатационные качества новых биобензинов. Предполагается, что разработанные в этом сотрудничестве виды топлива могут использоваться в автогонках и впоследствии применяться при разработке коммерческих продуктов.

Нефтегаз.РУ напоминает, Ecofining подразумевает переработку биогенного сырья в высококачественное биотопливо. Этот метод позволяет превращать различные виды сырья, животные жиры и растительные масла из отходов агропродовольственной промышленности и отработанных растительных масел в биотопливо, HVO и экологически чистое авиационное топливо (SAF).

Потенциальный вклад компаний

Eni поделится опытом в области устойчивых энергетических решений и производства на биоперерабатывающих предприятиях Enilive коммерчески доступного биотоплива из возобновляемого сырья, в т. ч. дизтоплива из биоэтанола и биотоплива SAF, а также в разработке инновационного биобензина.

Тем временем компания PETRONAS поделится своим проверенным опытом в области топливных технологий – от ископаемого топлива до высокоэффективных экологичных видов топлива для двигателей внутреннего сгорания.

Другие экологичные проекты компаний

Enilive, дочка Eni, занимается производством дизтоплива HVO, которое сейчас доступно более чем на 1,7 тыс. европейских автозаправочных станциях (АЗС). Компания намерена нарастить биоперерабатывающие мощности с 1,65 млн т/год до более чем 3 млн т/год в 2028 г. Кроме того, к 2030 г. фирма намерена выпускать более 5 млн т продукции. Также к концу текущего десятилетия планируется нарастить производство SAF до 2 млн т.

Совместно с Enilive и Euglena компания PETRONAS учредила Pengerang Biorefinery Sdn. Bhd. – СП, занимающееся развитием биоперерабатывающего завода в Пенгеранге, Джохор, Малайзия. Ожидается, что ко второй половине 2028 г. завод сможет перерабатывать до 650 тыс. т/год возобновляемого сырья, производя SAF, дизтопливо HVO и бионафту.

В июне текущего года Eni и PETRONAS учредили Searah – независимое совместное предприятие с равным долевым участием. Портфель Searah, которую теперь называют крупнейшей независимой интегрированной энергетической компанией Юго-Восточной Азии, включает 19 активов по добыче и переработке природного газа, из которых 14 находятся в Индонезии, 5 – в Малайзии. Стартовый объем добычи компании превысит 300 тыс. бнэ/сутки. В течение трех лет этот показатель планируется увеличить до 500 бнэ/сутки.

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 8 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Вице-премьер РФ А. Новак дал поручение профильным ведомствам активизировать работу по ряду направлений в рамках стабилизации рынка топлива.
Об этом сообщила пресс-служба правительства РФ по итогам очередного совещания по ситуации на топливном рынке под председательством А. Новака, проведенного 8 сентября 2026 г.

Очередное совещание

Совещания у А. Новака по ситуации на рынке топлива проходят регулярно, вплоть до 2 раз в неделю. На полях Восточного экономического форума (ВЭФ) вице-премьер анонсировал проведение заседания штаба 7 сентября, назвав в числе тем подписание соглашений о стабилизации цен.

Совещание прошло 8 сентября 2026 г. с участием представителей Совета Федерации, Минэнерго, Минсельхоза, ФАС, Минтранса, Минвостокразвития, отраслевых компаний, глав регионов.

Рассматривались следующие вопросы:

• объемы предложения – Минэнерго РФ доложило о текущих запасах нефтепродуктов, загрузке нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) и объемах импорта. Отмечено, что ряд нефтяных компаний перенес плановые ремонты на НПЗ, что позволит направить дополнительные объемы топлива на внутренний рынок;
• северный завоз – отдельное внимание участники совещания уделили обеспечению регионов топливом в рамках северного завоза, отмечено, что поставки осуществляются стабильно и в соответствии с графиками. На особом контроле находятся республика Саха (Якутия) и Магаданская область;
• контроль за ценами – Федеральная антимонопольная служба (ФАС) сообщила о принимаемых мерах по пресечению необоснованного роста цен на нефтепродукты, ведомство возбудило 51 дело и выдало 81 предупреждение участникам рынка.

Главы регионов доложили о ситуации на местных рынках топлива. В частности, были рассмотрены баланс спроса и предложения, динамика цен, загруженность автозаправочной инфраструктуры в республиках Хакасия и Мордовия, а также в Свердловской области.

Поручения А. Новака

А. Новак подчеркнул необходимость повысить качество прогнозирования ситуации на топливном рынке, чтобы обеспечить возможность превентивного реагирования на изменения спроса и предложения. В частности, объемы необходимого импорта должны определяться заранее. Поручено продолжить развитие информационной системы мониторинга топливного рынка, ее совершенствование должно повысить оперативность получения данных о запасах, производстве, импорте, поставках и ценах на нефтепродукты.

В сообщении правительства отмечается, что профильным федеральным органам исполнительной власти также поручено активизировать работу по ряду направлений:

• проработка соглашений между Минэнерго и ФАС с одной стороны и малыми НПЗ и независимыми АЗС – с другой с целью регулирования ценообразования,
• контроль за соблюдением требований к маркировке топлива экологических классов К2, К3 и К4 при его продаже.

Нефтегаз.РУ напоминает, что инструментами регулирования ценообразования на данный момент являются 2 вида соглашений. Одним из них являются соглашения между Минэнерго РФ, ФАС и нефтяными компаниями о мерах по стабилизации внутреннего рынка нефтепродуктов. Данные соглашения предусматривают приоритетность поставок на внутренний рынок, обязательный характер для нефтяных компаний рекомендаций Минэнерго РФ по объемам производства и отгрузок топлива (с учетом производственных и логистических возможностей), рост цен в рознице в 2026 г. в пределах инфляции (с поправкой на изменение фискальной нагрузки по ставке НДС и акцизам) и ряд др. мер.

На полях ВЭФ замглавы ФАС Г. Магазинов сообщил, что на данный момент соглашения подписаны со всеми ранее определенными правительством 12 нефтяными компаниями, включая Роснефть, ЛУКОЙЛ, Газпром, Газпром нефть, Сургутнефтегаз, Татнефть и др. НПЗ, на которые в совокупности приходится свыше 90% перерабатывающих мощностей России. Ранее отмечалось, что соглашения будут действовать до конца текущего года.

Другой вид соглашений призван поддержать независимые АЗС, которые столкнулись с ограниченной доступностью биржевого ресурса и оказались под ценовым давлением со стороны опта. Эту проблему предлагается решать путем заключения ценовых соглашений между регионами и независимыми участниками рынка. Первое подобное соглашение уже заключено – 14 августа 2026 г. Минпромторг Новосибирской области, независимые нефтетрейдеры и региональные АЗС договорились добровольно ограничить наценку на топливо, поставляемое Газпром нефтью, на уровне 15% от оптовой цены. Соглашение действует до 15 ноября 2026 г. с возможностью продления. Первыми подписантами стали АЗС Энергия и ОПТИ, соглашение открыто для других участников рынка.

Еще вопрос, находящийся в зоне особого внимания властей, – реализация топлива экологических классов ниже К5 (Евро 5). Производство, импорт и продажа автомобильного бензина экологических классов К2, К3 и К4 разрешены постановлением правительства РФ от 5 августа 2026 г. на период до 1 июля 2027 г. 31 августа вышло еще одно постановление, которым был уточнен порядок продажи такого топлива на АЗС. В частности, маркировка должна быть размещена в наглядном для потребителя виде и указываться на информационном табло топливораздаточной колонки, в уголке потребителя и в кассовом чеке.

Ранее А. Новак говорил, что объемы топлива экологического класса ниже К-5 на российском рынке будут незначительными (менее 10%), а вертикально-интегрированные нефтяные компании (ВИНК) производить топливо К-2, К-3, К-4 не планируют, выпуская только К-5. Тем не менее, топливо сниженного экологического класса на рынок поступает, что требует контроля со стороны регуляторов за его реализацией (особенно в таких сложных регионах как Северный Кавказ, где нарушения на АЗС выявляются систематически).
Читать полностью

Буэнос-Айрес, 8 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Правительство Аргентины возбудит уголовное дело против энергетической компании Navitas Petroleum и ее руководителей за деятельность на Фолклендских островах.
Об этом сообщает пресс-служба канцелярии президента.

С иском в суд намерены обратиться министр иностранных дел П. Кирно и генеральный прокурор С. Америо. Аргентинские власти заявляют, что израильская Navitas Petroleum и канадские JHI Associates Inc. и Eco (Atlantic) Oil & Gas Ltd. ведут работы по разведке и добыче углеводородов в Северном бассейне Фолклендских островов. При этом, по версии Буэнос-Айреса, деятельность компаний осуществляется на основании лицензий, выданных британскими властями.

В аргентинском правительстве считают, что деятельность компаний противоречит национальному законодательству. Под иск также подпадают руководители, члены советов директоров и другие представители упомянутых организаций.

Власти Аргентины заявили, что обращение в суд является одним из практических шагов Буэнос-Айреса, направленных на защиту природных ресурсов страны и подтверждение ее суверенных прав.

Этот шаг последовал за заявлениями президента Аргентины Х. Милеи, который пообещал ввести санкции против нефтяных компаний, ведущих бурение на британской заморской территории, и усилил претензии южноамериканской страны на суверенитет.

Кроме того, Х. Милей поручил Министерству экономики предусмотреть в проекте федерального бюджета на 2027 г. средства на развитие Объединенной военно-морской базы. По замыслу властей, это должно усилить меры национальной безопасности и защиту территории страны.

Район Мальвинских (Фолклендских) островов – предмет давнего спора между Аргентиной и Великобританией. В 1982 г. этот конфликт перерос в военное столкновение.


В марте 2013 г. на Фолклендских островах прошел референдум, в ходе которого большинство жителей (99,8%) проголосовали за то, чтобы острова сохранили статус британской территории. Конфликт обострился, что заставило Аргентину болезненно реагировать на деятельность нефтяных компаний на островах.


Именно в районе Фолклендов ранее были сделаны открытия месторождений нефти и газа, что дало надежду на новые открытия в этом районе. В сентябре 2016 г. Аргентина и Великобритания договорились об улучшении отношений за счет сотрудничества по вопросам, представляющим взаимный интерес, на Фолклендских островах.

Проект Sea Lion под угрозой?

В декабре 2025 г. Navitas Petroleum и Rockhopper Exploration приняли окончательно инвестиционное решение (ОИР) по первому этапу разработки нефтяного месторождения Sea Lion, расположенного в Северном бассейне Фолклендских островов (North Falkland Basin). Стоит отметить, что ОИР было принято спустя 15 лет после обнаружения нефти. Первые баррели с проекта стоимостью 2,1 млрд долл. США ожидаются в 2028 г.

Нефтяное месторождении Sea Lion

• открыто в 2010 г. разведочной скважиной 14/10-2;
• расположено примерно в 220 км к северу от Фолклендских островов в блоке 14/10 на лицензионных участках недр PL032 и PL004b;
• глубина воды в этом районе составляет примерно 450 м;
• в рамках разработки планируется построить 23 скважины, в том числе 16 нефтедобывающих, 6 водонагнетательных и 1 газонагнетательную;
• скважины будут пробурены с использованием мобильной морской буровой установки на 6 площадках, привязаны к плавучей установке для добычи, хранения и отгрузки нефти и газа (FPSO);
• ожидается, что центры бурения нефтедобывающих и водонагнетательных скважин будут находиться в радиусе 2-5,5 км от FPSO а газонагнетательная на расстоянии около 8 км от установки;
• разработка месторождения будет осуществляться поэтапно:
• 1-й этап предусматривает добычу 170 млн барр. нефти при пиковой производительности в 50 тыс. барр./сутки;
• 2-й этап предполагает добычу еще 149 млн барр. нефти.

Правительство Фолклендских островов одобрило программу разработки и добычи на этапах 1 и 2 проекта Sea Lion в Северном районе освоения. Лицензии на разработку месторождения будут действовать в течение 25 лет с возможностью продления при необходимости.

Ранее компании заявляли, что не ожидают существенного влияния высказываний Х. Милея на реализацию проекта. Они также подчеркивали, что Sea Lion пользуется поддержкой Великобритании.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 8 сен – ИА Нефтегаз.РУ. KMG International (международное подразделение КМГ) модернизирует резервуарный парк нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) Петромидия (Petromidia) в Румынии. За счет реконструкции планируется увеличить емкость хранения сырья и нефтепродуктов на 20%.
Об этом сообщает пресс-служба КМГ.

Сейчас в рамках модернизации на предприятии в Румынии казахстанская компания уже заменила резервуар для хранения дистиллятов, используемых в производстве дизтоплива. Также KMG International построила новый резервуар с современными технологическими системами и средствами безопасности. Так, емкость резервуара выросла с 5 тыс. до 6 тыс. м³.

Также KMG International модернизирует резервуар для хранения сырой нефти емкостью 57 тыс. м³.

В планах компании:

• увеличить емкость резервуара для хранения бензина с 5 тыс. до 6 тыс. м³;
• увеличить емкость двух резервуаров для хранения дизтоплива с 10 тыс. до 12 тыс. тыс. м³ каждый.

Для выполнения реконструкции специалисты используют технологию гидравлического подъема конструкций с использованием специальных домкратов. Такой подход позволяет выполнять монтаж резервуара, начиная с крыши и верхних поясов стенки, сокращая объем работ на высоте.

Нефтегаз.РУ напоминает, в марте на НПЗ Петромидия в Румынии KMG International начал выпуск нового вида полимера – сополимера полипропилена.

НПЗ Петромидия

• завод расположен в г. Нэводари в р-не Констанца;
• по результатам масштабной модернизации в 2008–2012 гг. мощность НПЗ выросла до 5 млн т/год, а индекс сложности Нельсона достиг 11,4;
• перерабатывает нефть с высоким содержанием серы, получая нефтепродукты класса Евро-5 (выход светлых нефтепродуктов – 85%);
• в логистическом плане НПЗ Петромидия – единственный румынский НПЗ на берегу Черного моря, что позволяет поставлять сырье через морской терминал Мидия (Midia Marine Terminal).

В мае прошлого года компания KMG International возобновила на НПЗ работу установки по производству полиэтилена низкой плотности (LDPE). Ее проектная мощность составляет 75 тыс. т/год.

Помимо НПЗ Петромидия, KMG International владеет заводом Вега (Vega). Оба предприятия входят в состав Rompetrol Rafinare, которая, в свою очередь, принадлежит международной дочке КМГ (54,63% прямо и косвенно) и румынскому государству через Минэнерго страны (44,69%).

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 8 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Первое собственное дноуглубительное судно Росатома приступило к работе в порту Сабетта в Ямало-Ненецком автономном округе.
Об этом Росатом сообщил 8 сентября 2026 г.

Первый свой СТЗ

Самоотвозный трюмный земснаряд (СТЗ) Дарья стал первым судном подобного класса, приобретенным ФГУП Гидрографическое предприятие (входит в контур управления Росатома).

Перед началом работ в порту Сабетта, СТЗ Дарья:

• совершил переход из Владивостока по трассе Северного морского пути (СМП),
• прибыл в акваторию Обской губы,
• прошел все необходимые процедуры оформления,
• получил разрешения портовых и пограничных властей на ведение хозяйственной деятельности.

Производственное задание судна в порту Сабетта заключается в поддержании достигнутых ранее габаритов подходного канала и обеспечение безопасности мореплавания для достижения планируемого грузооборота порта.

Нефтегаз.РУ напоминает, что Сабетта стала первым в России портом, построенным специально для транспортировки сжиженного природного газа (СПГ). Порт обеспечивает вывоз СПГ с крупнотоннажного СПГ-завода НОВАТЭКа Ямал СПГ.

При строительстве порта Сабетта был проведен большой объем дноуглубительных работ, но донные отложения в Обской губе постоянно формируются под действием естественных факторов – приносимых р. Обь осадков (в губу поступает порядка 15-17 млн т/год ила, в т.ч. глинистого), перемешивания отложений в результате приливо-отливных явлений и штормов. К этому добавляется интенсивное движение крупнотоннажных газовозов в акватории порта, которое приводит к естественному намыву дна.

Это требует постоянного проведения ремонтных дноуглубительных работ. Сложность задачи заключается в том, что Сабетта – замерзающий порт, и окно возможностей для работы по дноуглублению составляет порядка 3 месяцев.

К работе Дарья уже приступила – за первый день работ СТЗ извлек более 12 тыс. м³ грунта, общий прогнозируемый объем к разработке в 2026 г. для судна – порядка 600 тыс. м³.

Дарья, которая море

Самоотвозный землесос Дарья (IMO 8649591) построен в 2009 г. в Китае на верфи Zhejiang Huachuang Shipbuilding в Линхае. Первоначально носил имя Zhe Lu Gong 001 и работал под китайским флагом. В 2011 г. сменил имя на Darya Kanchan в связи с переходом в состав флота индийского судовладельца Chellaram Shipping (у этой компании все суда имеют в названии слово Darya – море на хинди, Darya Kanchan – «золотое море»). Это имя земснаряд носил до 2021 г. и ходил в этот период под флагами Белиза и Либерии.

Затем СТЗ стал Li Xin Jun 6, вернувшись под флаг Китая.

Подготовку к переходу под российский флаг СТЗ начал в 2024 г., сменив имя на Darya, а флаг на Палау. В июле 2025 г. СТЗ получил имя Дарья, сохранив «морскую» тему, перешло под российский флаг, получило регистрацию Российского морского регистра судоходства (порт приписки Мурманск).

Технические характеристики и гл. размерения:

• длина 108,6 м, ширина габаритная 20,6 м,
• высота борта 8,5 м,
• осадка 5,5 м,
• дедвейт 5190 т,
• скорость 12.0 узлов,
• символ класса KM* R1 Hopper dredger.

Это – начало

В планах Гидрографического предприятия – приобретение еще 9 ед. высокопроизводительной дноуглубительной техники. Это позволит выполнять весь объем ремонтных дноуглубительных работ в акватории Обской губы и на подходах к терминалам грузоотправителей полностью собственными силами.

О том, что Росатом планирует в 2026-2028 гг. закупить 10 высокопроизводительных дноуглубительных судов для выполнения работ в морском порту Сабетта глава Минвостокразвития А. Чекунков в сентябре 2025 г. на ВЭФ. Реализация проекта планировалась с применением механизмов господдержки для установления экономически обоснованных и приемлемых для судовладельцев портовых сборов, однако по конкретным инструментам на тот момент решения принято не было.

Президент РФ В. Путин по итогам совещания с членами правительства 23 апреля 2026 г. дал поручение правительству совместно с Росатомом и НОВАТЭКом рассмотреть вопрос о приобретении дноуглубительного флота в 2026 г. для выполнения дноуглубительных работ в акватории Северного морского пути. Сообщалось, что финансирование закупки предполагается за счет средств НОВАТЭКа с последующей компенсацией затрат, из источника, который должно определить правительство.

В октябре 2025 г. помощник президента РФ, председатель Морской коллегии Н. Патрушев говорил, что Россия готовится к масштабной программе обновления дноуглубительной техники для работы в Арктике. По его словам, с 2027 г. Росатом совместно с Минтрансом начнет строительство 24 отечественных дноуглубительных судов. Их эксплуатация обеспечит безопасность судоходства в северных морях и стабильное развитие СМП. Читать полностью

Москва, 8 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Трейдинговая компания Eurasia Energies Pvt Ltd готовит тестовую поставку 11–12 тыс. т монгольского коксующегося угля в Индию через российские порты Дальнего Востока. Компания намерена оценить работоспособность нового логистического маршрута Монголия–Россия–Индия, однако его масштабированию могут препятствовать ограничения Восточного полигона. Об этом сообщил Ъ.

По данным BigMint, Eurasia Energies уже начала подготовку пробной партии, уголь проходит техническую оценку на одном из металлургических предприятий Индии. 2 сентября компания обратилась в посольство Монголии в городе Нью-Дели с просьбой содействовать координации с железнодорожными и транспортными ведомствами двух стран.

Предполагается, что уголь будет доставлен по железной дороге через территорию России в один из портов Дальнего Востока – Владивосток или Восточный (Находка), после чего отправлен морем в Индию. Представители угольных терминалов этих портов сообщили, что не получали обращений по данной поставке, либо не ответили на запрос.

Восточный полигон ограничивает возможности маршрута

Младший директор по корпоративным рейтингам Эксперт РА О. Емельченков считает, что маршрут теоретически может быть рентабельным благодаря высокой стоимости коксующегося угля, которая способна компенсировать значительные транспортные расходы. При этом основным ограничением для увеличения объемов станет высокая загрузка Восточного полигона.

Партнер NEFT Research по консалтингу А. Котов также оценивает перспективы массовых поставок как ограниченные. По его мнению, новый маршрут в первую очередь может использоваться для диверсификации поставок и снижения логистических рисков, а не для получения коммерческой выгоды.

В ближайшие годы значительного роста перевозок через БАМ и Транссиб эксперт не ожидает из-за высокой загрузки инфраструктуры. При масштабировании поставок монгольский уголь может усилить конкуренцию для российских производителей, прежде всего Кузбасса, ориентированного на дальние экспортные направления.

В РЖД отметили, что с учетом высокой загрузки Восточного полигона вопрос организации таких перевозок требует дополнительной проработки.

Индия наращивает закупки коксующегося угля

Перспективность нового маршрута повышается на фоне роста цен на коксующийся уголь и увеличения спроса со стороны индийских покупателей. По данным NEFT Research, цена премиального коксующегося угля на китайском рынке на условиях CFR достигла 283,5 долл. США/т на фоне дефицита внутреннего предложения.

После завершения сезона дождей активизировались индийские покупатели, однако они сохраняют высокую чувствительность к цене. На фоне разницы в котировках часть законтрактованных Индией спотовых партий перепродается в Китай, где поставки обеспечивают более высокую маржинальность.

Стоимость коксующегося угля марки Ж на условиях FOB Восточный составляет 171 долл. США/т, увеличившись за неделю на 7,5%. На условиях FOB Азово-Черноморский бассейн цена достигла 146,4 долл. США/т (+7,6%), FOB Финский залив – 140,9 долл. США/т (+8,7%).

Индия остается одним из крупных покупателей российского угля. По подсчетам BigMint, в июле 2026 г. Россия экспортировала в Индию 3,62 млн т угля, в том числе 1,8 млн т коксующегося. Годом ранее объем поставок был почти в 2,9 раза меньше. Рост поставок российского коксующегося угля в Индию поддержал цены на Дальнем Востоке. Одновременно на рынке сохраняются риски сокращения экспорта из Монголии, одного из крупнейших поставщиков коксующегося угля в Китай.

Монголия может усилить конкуренцию

По оценке аналитика Freedom Global В. Чернова, расширение поставок монгольского угля в Индию на текущем этапе не создает прямой угрозы российским экспортерам. В 2025 г. доля России в индийском импорте угля оценивалась примерно в 15%, поэтому появление нового поставщика скорее расширит круг продавцов, чем приведет к вытеснению российского сырья.

При этом индийский импорт угля продолжает расти. В 2025-2026 финансовом году страна импортировала рекордные 66,3 млн т.

По мнению эксперта, риски для российских компаний могут возникнуть в случае успешного запуска маршрута и увеличения поставок монгольского угля до нескольких миллионов тонн в год. В этом случае Монголия сможет оказывать дополнительное давление на цены, однако полного вытеснения российского сырья не ожидается из-за роста потребностей индийской металлургической отрасли.

Нефтегаз.РУ считает довольно экзотическим направлением поставки угля Монголии - не имеющей выхода к морю, в Индию. Гораздо проще увеличить поставки в Китай. Потребность Китая в монгольском угле растет в 2026 году.
Целевой объем импорта составляет более 80 млн т/год. Рост объемов поставок превосходит показатели морских перевозок Австралии и России. У монгольского коксующегося угля высокая совместимость с другими марками угля, добываемыми в Китае. Завершение строительства трансграничной железнодорожной линии Гашуунсукхайт-Ганцмод и расширение сети дорог способствует увеличению объемов перевозок большегрузных автомобилей. Это сокращает сроки доставки, что снижает общие логистические и транспортные расходы.

Контекст

Уголь в Монголии имеет решающее значение для экономики страны. В 2024 году добыча угля в Монголии составила 98 млн тонн угля. Хотя часть угля используется для внутренних нужд, экспорт угля является важным источником экспортной выручки. В 2024 году Монголия экспортировала 84 млн тонн угля на сумму 8,6 млрд долларов США. Заменить экспорт угля для Монголии будет сложно. Общий ВВП Монголии в 2024 году составил всего 25,8 млрд долларов США. Это означает, что экспорт угля составил одну треть ВВП Монголии.
Монголия отправляет около 90% угля в Китай, но Китай вкладывает значительные суммы в ВИЭ, что снижает перспективы экспорта монгольского угля. Фактически, у Монголии нет недорогого способа экспортировать уголь на другие рынки. Читать полностью

Москва, 8 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Южная Корея ожидает значительного роста спроса на электроэнергию в ближайшие годы на фоне расширения производства полупроводников и строительства новых центров обработки данных (ЦОД) для систем искусственного интеллекта (ИИ). Дополнительная потребность только со стороны ИИ-инфраструктуры может составить 25–30 ГВт, заявил министр климата, энергетики и окружающей среды Южной Кореи Ким Сон Хван в интервью Reuters.

Рост энергопотребления также будет связан с распространением электромобилей и переходом с газового отопления на электрическое.

По словам министра, правительство рассматривает необходимость строительства новых атомных энергоблоков (АЭС). Решение о количестве реакторов пока не принято, однако атомная энергетика остается важной составляющей энергобаланса страны. Если обеспечить дополнительные 25–30 ГВт исключительно за счет АЭС, это потребует около 20 реакторов исходя из мощности современных южнокорейских энергоблоков.

В настоящее время в Южной Корее эксплуатируются 26 атомных реакторов, на которые приходится чуть менее 1/3 выработки электроэнергии. Доля возобновляемых источников энергии (ВИЭ) составляет около 11%, угля - 29%, природного газа - 27%.

Дополнительный спрос формируется в том числе за счет планов Samsung Electronics и SK Hynix по расширению производства микросхем. Компании намерены построить новые предприятия на юго-западе страны в рамках государственного проекта стоимостью 800 трлн вон (590 млрд долл. США). По словам Ким Сон Хвана, ряд проектов, первоначально рассчитанных на реализацию примерно к 2045 г., был существенно ускорен и теперь должен быть завершен уже в начале 2030-х гг.

Интерес к размещению центров обработки данных в Южной Корее проявляют и американские технологические компании, включая Nvidia. Одним из преимуществ страны министр назвал надежность энергоснабжения.

При этом строительство новых АЭС остается дискуссионным вопросом. Опрос Корейского агентства энергетической информации и культуры показал, что 79% из 2 тыс. респондентов поддерживают включение новых атомных объектов в долгосрочный энергетический план. В то же время в Ульсане, где потенциально могут появиться новые энергоблоки, против их строительства были собраны более 10 тыс. подписей.

Южная Корея намерена увеличить производство электроэнергии из ВИЭ, однако в среднесрочной перспективе правительство считает атомную генерацию необходимой для обеспечения растущего спроса.

Обновленный долгосрочный энергетический план страны, действие которого будет продлено до 2040 г., правительство планирует представить в октябре.

Отдельная задача - постепенный отказ от угольной генерации. Южная Корея планирует вывести угольные электростанции из эксплуатации к 2040 г. При этом 20 из 60 действующих угольных ТЭС будут иметь проектный срок службы и после этой даты. В качестве одного из вариантов рассматривается сохранение части таких объектов в качестве резервных мощностей на случай чрезвычайных ситуаций.

Министр также отметил, что расширение атомной генерации непосредственно в юго-западном регионе, где планируется размещение новых предприятий производителей чипов, пока не требуется: там уже работают 6 реакторов, а также солнечные и ветровые электростанции. Дополнительные мощности, по его мнению, могут потребоваться в районах, таких как Сеул, которые получают электроэнергию по сетям из этого региона.

Подпишитесь

Читать полностью