Москва, 14 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Киргизия приостанавливает временный запрет на ввоз отдельных видов нефти и нефтепродуктов в республику до 1 апреля 2027 г. и вводит временное ограничение на вывоз топлива из страны. Соответствующее постановление приняло киргизское правительство.
Об этом сообщает пресс-служба кабмина Кыргызской Республики.

Согласно постановлению, временный запрет на вывоз топлива автомобильным и железнодорожным транспортом в Киргизии будет действовать «до насыщения внутреннего рынка либо формирования общих рынков нефти и нефтепродуктов ЕАЭС».

Ограничения не распространяются на нафту, мазут и печное топливо. Их можно вывозить по решению кабмина в рамках переработки вне таможенной территории с последующим обратным ввозом готовых продуктов. Также запрет не касается нефтепродуктов, которые перевозятся в штатных топливных баках машин.

Власти пересмотрели требования к ввозу и вывозу топлива для нескольких целей:

• обеспечения стабильного функционирования внутреннего рынка нефти и нефтепродуктов,
• защиты энергетической безопасности Киргизии,
• предотвращения дефицита нефтепродуктов,
• бесперебойного снабжения внутренних потребностей страны.

На прошлой неделе кабинет министров Киргизии отказался от государственного регулирования стоимости бензина марки АИ-95. Также власти отменили норму об установлении предельных розничных цен на горюче-смазочные материалы (ГСМ).

Весной 2026 г. на фоне обострения ситуации вокруг Ормузского пролива правительство Киргизии решило ввести субсидирование поставщиков ГСМ. Эта мера была направлена на сдерживание роста цен на бензин и дизельное топливо. Согласно майскому постановлению кабмина, субсидии на горюче-смазочные материалы будут выплачиваться в размере разницы между закупочной и фиксированной ценами в период с 25 мая по 30 сентября 2026 г. включительно.

Поставки и поставщики

В начале июля, по подсчетам Киргизии, запасов бензина АИ-92 в республике оставалось примерно на три-четыре недели. Власти вели переговоры о дополнительных поставках топлива с Белоруссией, Казахстаном и Китаем для диверсификации импорта.

Затем Минэнерго республики рассматривало возможность импорта из Азербайджана. Позже, к 8 июля, запасов бензина хватало примерно на 1,5 месяца, а дизельного топлива – примерно на месяц.

Главным поставщиком нефтепродуктов на киргизский рынок (около 90–95%) является Россия. При этом сейчас страна переживает топливный кризис. В частности, 7 июля 2026 г. вице-премьер РФ А. Новак назвал обстановку на внутреннем рынке «напряженной».

Киргизия потребляет около 1,6 млн т/год ГСМ. Поставки из РФ идут в рамках межправительственного соглашения от 2016 г., которое предусматривает беспошлинный ввоз и защищает эти объемы от возможных российских ограничений на экспорт топлива. Согласно индикативному балансу на 2026 г., республика может беспошлинно импортировать 650 тыс. т бензина и 550 тыс. т дизтоплива (квота на дизель была увеличена на 100 тыс. т в ноябре 2025 г.).



Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 14 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Головной универсальный атомный ледокол (УАЛ) «Арктика» завершил ледокольную проводку ледостойкой самодвижущейся платформы (ЛСП) «Северный полюс» из гренландского сектора Северного Ледовитого океана.
Об этом сообщает пресс-служба Атомфлота.

10 июля атомоход пришел на помощь научно-экспедиционному судну, находившемуся в дрейфе в гренландском секторе Арктики. Экипаж «Арктики» обеспечил выход платформы на открытую воду через поля многолетнего и двухлетнего сплоченного льда толщиной от 3 до 5 м.

Всего караван прошел 392,7 морских мили. Операция завершилась примерно в 50 милях к западу от Шпицбергена, после чего «Северный полюс» продолжил движение в самостоятельном режиме в направлении Мурманска.

По словам капитана атомного ледокола «Арктика» А. Скрябина, благоприятные погодные условия позволили провести операцию без серьезных осложнений. Во время проводки ледокол всего один раз окалывал платформу при прохождении тяжелого, сильно торошенного участка в условиях местного ледового сжатия на стыке полей.

Экспедиция «Северного полюса» продолжалась 21 месяц

ЛСП «Северный полюс» завершила комплексные научные исследования в высоких широтах Северного Ледовитого океана. По данным ААНИИ, за время экспедиции судно прошло 3 540 морских миль (более 6 550 км), а ученые провели полный цикл наблюдений за состоянием арктической природной среды.

Экспедиция стартовала 30 сентября 2024 г. в районе хребта Ломоносова. Осенью 2025 г. впервые в истории дрейфующих станций была выполнена операция по изменению маршрута, после чего исследования продолжились в котловине Амундсена.

Научная программа экспедиции Северный полюс-42 включала свыше 50 различных научных проектов, направленных на:

• изучение изменений природной среды Арктики и оценки степени уязвимости экосистем;
• продолжатся исследования геологического строения дна Северного Ледовитого океана, необходимые для уточнения внешней границы континентального шельфа РФ и др. научных задач;
• российские ученые также намерены определить, существуют ли предпосылки для дальнейшего уменьшения летнего ледяного покрова в Северном Ледовитом океана, что может быть важно для планов по развитию навигации на трассе Северного морского пути (СМП).

В октябре 2025 г. «Северный полюс» достиг рекордной широты – 89°33′ с.ш., приблизившись к географическому Северному полюсу примерно на 50 км. Весной 2026 г. дрейф вынес платформу в исключительную экономическую зону Дании у берегов Гренландии. Завершающий этап маршрута прошел в направлении пролива Фрама.

Уникальное научное судно для работы в Арктике

ЛСП «Северный полюс» проекта 00903 разработана конструкторским бюро ОСК Вымпел и построена на Адмиралтейских верфях ОСК. Судно является единственным в мире научно-экспедиционным комплексом, способным круглогодично работать в высоких широтах Северного Ледовитого океана и автономно дрейфовать до 2-х лет.

Технические характеристики и главные размерения:

• длина – 83,1 м, ширина - 22,5 м;
• водоизмещение – около 10,39 тыс. т;
• мощность энергетической установки – 4200 кВт;
• скорость – не менее 10 узлов;
• ледовый класс – Arc8;
• автономность по запасам топлива – около 2 лет;
• срок эксплуатации – не менее 25 лет;
• экипаж – 14 человек; научный персонал - 34 человека.

Корпус имеет овальную форму, что позволяет безопасно перераспределять нагрузку от сжатия, фактически выдавливая платформу на поверхность льда. Кроме того, округлая форма позволяет увеличить полезный объем для размещения необходимых ресурсов.


На борту имеется 17 лабораторий для ионосферных наблюдений, геологических, химических и экологических исследований, исследований ледовых нагрузок и механики разрушения льда, акустической томографии Арктического бассейна, пограничного слоя и свободной атмосферы, магнитных и гравитационных исследований и др.

УАЛ «Арктика» проекта 22220

• назван в честь легендарного ледокола «Арктика», ставшего первым в истории судном, достигшим Северного полюса в надводном положении;
• был заложен 5 ноября 2013 г. на Балтийском заводе в Санкт-Петербурге;
• спуск на воду состоялся 16 июня 2016 г.;
• 21 октября 2020 г. в Мурманске на базе Атомфлота состоялась торжественная церемония поднятия государственного флага РФ на головном универсальном атомном ледоколе «Арктика»;
• с момента ввода в эксплуатацию судном пройдено 200 тыс. 718 морских миль и обеспечена проводка 974 судов.

Характеристики судов проекта 22220:

• длина габаритная – 173,3 м, ширина - 34 м;
• осадка – 10,5 м / 9,03 м;
• мощность – 60 МВт (на валах);
• водоизмещение – 33,54 тыс. т;
• расчетный срок службы – 40 лет;
• экипаж – 54 человека.

В настоящее время российский ледокольный флот насчитывает 42 суда: 34 дизельных и 8 атомных. К атомоходам относятся суда нового и старшего поколений. К новым относятся ледоколы из проекта 22220: «Арктика», «Сибирь», «Урал» и «Якутия». Помимо них, флот включает суда «50 лет Победы», «Ямал», «Таймыр» и «Вайгач». На этапе строительства находятся еще три атомных ледокола – «Чукотка», «Ленинград» и «Сталинград».

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 14 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Министерство энергетики Казахстана ведет переговоры с крупнейшими недропользователями об увеличении добычи нефти, несмотря на снижение добычи в первом полугодии 2026 г. Об этом сообщил министр энергетики страны Е. Аккенженов на заседании правительства.

По его словам, за январь-июнь 2026 г. в Казахстане добыто 45,7 млн т нефти, что составляет 91,6% от показателя за аналогичный период прошлого года. Таким образом, добыча снизилась на 8,4% в годовом выражении.

Для компенсации выпавших объемов Минэнерго Казахстана ранее перенесло планово-предупредительный ремонт (ППР) на месторождении Кашаган с 2026 г. на 2027 г. Ожидается, что это позволит дополнительно добыть до 2 млн т нефти.

При этом министерство сохраняет прогноз по добыче нефти на 2026 г. на уровне 98 млн т.

Как отметил Е. Аккенженов, благодаря принятым мерам общие потери добычи удалось сократить с 4,9 млн т до 3,3 млн т.

Ранее власти Казахстана связывали снижение добычи с ограничениями в работе Каспийского трубопроводного консорциума (КТК), а также остановкой добычи на месторождении Тенгиз в январе 2026 г. из-за сбоя в работе трансформаторов. Полностью восстановить добычу на Тенгизе удалось лишь в марте.

По данным Минэнерго страны, за январь-май 2026 г. добыча нефти и газового конденсата в Казахстане снизилась на 10,2% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года и составила 37,025 млн т. По итогам 2025 г. в стране было добыто около 99,6 млн т нефти.

Кроме того, премьер-министр Казахстана О. Бектенов поручил Минэнерго страны ежедневно контролировать ситуацию на рынке горюче-смазочных материалов (ГСМ).

Ранее министерство заявляло, что не ожидает дефицита топлива, несмотря на перебои с поставками в соседних странах. При этом рост потребления ГСМ фиксируется в приграничных с Россией регионах, в том числе в Западно-Казахстанской, Актюбинской и Павлодарской областях.

Напомним, что ранее Минэнерго Казахстана подготовило проект о продлении ограничений на экспорт бензина, дизельного топлива и ряда нефтепродуктов до мая 2027 г. Власти регулярно используют такие меры для защиты внутреннего рынка, предотвращения дефицита топлива и сдерживания роста цен. Читать полностью

Москва, 14 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Основные объекты нефтехимического комплекса Газпром нефтехим Салават (ГНС) в результате атаки беспилотных летательных аппаратов (БПЛА) не пострадали.
Об этом глава республики Башкортостан Р. Хабиров сообщил в МАКС 14 июля 2026 г. по итогам заседания оперативного штаба в г. Салават.

Атака на ГНС

Р. Хабиров сообщил, что атака БПЛА на Салаватский нефтехимический комплекс утром 14 июля 2026 г. была самой массированной за все время (до этого ГНС, по открытым данным, был атакован БПЛА трижды).

В опубликованном видео глава республики привел следующие подробности атаки:

• достаточно серьезный бой был,
• здесь сильная эшелонированная оборона, поэтому силами Минобороны, отряда БАРС и МОГ [мобильных огневых групп – прим. ред.] самого предприятия удалось уничтожить или подавить БПЛА,
• 32 беспилотных аппарата прорвались к территории ГНС,
• мы зафиксировали уничтожение 18 из 32,
• все остальные либо были подавлены, либо потеряли ориентацию,
• сейчас мы ищем их по всей территории, в т.ч. Стерлитамакского района,
• прошу жителей сообщать о разбившихся беспилотных аппаратах, потому что там есть достаточно серьезный взрывчатый объем и последствия могут быть негативные.

Ликвидация последствий

В первую очередь Р. Хабиров подчеркнул, что погибших или пострадавших в результате атаки БПЛА нет.

По другим последствиям Р. Хабиров сообщил следующее:

• было несколько очагов воспламенения, все очаги, кроме одного, сейчас подавлены,
• проблема больших нефтеперерабатывающих заводов в том, что даже вне попадания, если происходит постоянные эстакады, кабели, трубы, насосы и т.д., соответственно, возникают пожары,
• основные объекты не пострадали, ни АВТ-4, ни АВТ-6, ни установка каталитического крекинга, ни иные агрегаты и узлы,
• пострадали эстакады, по которым подаются ресурсы, газ, электрические кабеля и т.д., потому что они были подвержены горению,
• предприятие в ближайшее время приступит к восстановлению, работы будут идти круглосуточно,
• полагаю, что в течение нескольких дней предприятие выйдет на прежние объемы работы.

Глава республики отметил, что пассивная безопасность показала свою эффективность, работа по ее дальнейшему усилению будет продолжена. По активной безопасности, Р. Хабиров обозначил, что боекомплект уже восстановлен, исходя из допущения о возможности повторения подобной атаки.

Газпром нефтехим Салават

Газпром нефтехим Салават – один из ведущих нефтехимических комплексов России, расположенный в г. Салават республики Башкортостан. На площадке предприятия сконцентрирован полный технологический процесс переработки углеводородного сырья, нефтехимии, производства минеральных удобрений. В состав комплекса входят 3 завода: нефтеперерабатывающий (производит бензин и дизельное топливо), газохимический (выпускает аммиак, карбамид и др. виды минеральных удобрений), газоперерабатывающий завод Мономер (продукция – стирол, полиэтилен, пластификаторы, бутиловые спирты).

Мощность нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) ГНС составляет 10 млн т/год по сырью, завод тесно интегрирован в переработку сырья группы Газпром, получая стабильный газовый конденсат с Сургутского ЗСК, Оренбургского ГПЗ и Астраханского ГПЗ, а также нефть Царичанского месторождения Газпром нефти (доля сырья группы Газпром превышает 95%).

Технологическая схема НПЗ ГНС включает процессы:

• первичная переработка нефти и стабильного газового конденсата (установки ЭЛОУ-АВТ-4 и ЭЛОУ-АВТ-6 мощностью 4 и 6 млн т/год соответственно);
• каталитический крекинг;
• каталитическое риформирование;
• гидроочистка дизельного топлива;
• производство ароматических углеводородов;
• производство мазута и битума.

На предприятии идет масштабная модернизация, в т.ч. продолжается реконструкция установки каталитического риформинга бензина Л-35/11-1000, направленная на увеличение мощности НПЗ по переработке прямогонных бензиновых фракций.

ГНС уже подвергался атакам БПЛА – это происходило 9 мая 2024 г., 18 и 24 сентября 2025 г. Тогда сообщалось о возгорании на установке первичной переработки нефти, но к штатной работе ГНС вернулся спустя месяц. Читать полностью

Москва, 14 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Свободные цены на российском рынке электроэнергии по итогам торгов 13 июля 2026 г. с поставкой на 14 июля резко снизились в 1-й и 2-й ценовых зонах, тогда как на Дальнем Востоке продолжили рост.
Об этом свидетельствуют данные организатора торгов - АТС.

В европейской части России и на Урале (1-я ценовая зона) индекс равновесных цен снизился на 9,76%, до 1 687,72 руб./МВт·ч. Это минимальное значение с начала 2026 г. и первый случай в текущем году, когда цена опустилась ниже 1 700 руб./МВт·ч. Предыдущий минимум был зафиксирован 1 января на уровне 1 794,89 руб./МВт·ч.

Во 2-й ценовой зоне (Сибирь) стоимость электроэнергии снизилась сразу на 41,49%, до 738,96 руб./МВт·ч. Это значение находится вблизи годового минимума, который был установлен 5 июля 2026 г. и составил 725,96 руб./МВт·ч.

На Дальнем Востоке, который с 2025 г. также входит во 2-ю ценовую зону, ситуация оказалась противоположной. Здесь индекс равновесных цен вырос на 6,69%, достигнув 3 253,32 руб./МВт·ч.

Относительно торгов с поставкой на 14 июля 2025 г. цены изменились следующим образом:

• в 1-й ценовой зоне - снижение на 20,1%;
• в Сибири - снижение на 48,8%;
• на Дальнем Востоке - рост на 64,85%.

Потребление электроэнергии изменилось неравномерно

По итогам торгов объем потребления электроэнергии:

• в европейской части России и на Урале увеличился на 0,42%, до 2,06 млн МВт·ч;
• на Дальнем Востоке вырос на 5,53%, до 114,97 тыс. МВт·ч;
• в Сибири снизился на 0,73%, до 527,26 тыс. МВт·ч.

Внутрисуточная волатильность цен составила:

• 98,4% - в первой ценовой зоне;
• 90% - в Сибири;
• 12,4% - на Дальнем Востоке.

Напомним, что к 1-й ценовой зоне с 1 января 2025 г. присоединились территории Коми и Архангельской области, а к 2-й ценовой зоне - Дальний Восток. На сайте АТС цены по Сибири и Дальнему Востоку выделены отдельно, так как ОЭС Сибири и ОЭС Востока относятся к разным синхронным зонам ЕЭС. Основной объем электроэнергии в РФ продается и покупается на рынке на сутки вперед, также на балансирующем рынке (БР) в режиме реального времени расторговываются отклонения потребления. Читать полностью

Москва, 14 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Спрос на сжиженный природный газ (СПГ) в странах Азиатско-Тихоокеанского региона (АТР) в 2026 г. сократится второй год подряд и составит 257 млн т против 268 млн т в 2025 г. и рекордных 278 млн т в 2024 г.
Такой прогноз содержится в новом исследовании Wood Mackenzie.

По оценке аналитиков, снижение потребления связано с резким ростом цен на СПГ после сокращения поставок с Ближнего Востока на фоне конфликта в регионе. Это вынуждает азиатских потребителей активнее переходить на альтернативные источники энергии и диверсифицировать структуру импорта.

Как отмечает Wood Mackenzie, в 2025 г. почти 90% всех поставок СПГ из Катара и ОАЭ, проходивших через Ормузский пролив, приходилось именно на азиатские страны. Поэтому любые перебои в этом маршруте наиболее болезненно отражаются на региональном рынке. Последствия сокращения предложения проявляются по-разному, поскольку существуют:

• покупатели с долгосрочными контрактами;
• те, кто может заместить СПГ другими видами топлива;
• все остальные.

Наиболее защищенными оказались Япония и Китай, тогда как страны Южной Азии столкнулись с серьезными трудностями.

Северо-Восточная Азия сокращает импорт

Отмечается также, что совокупный спрос Китая, Японии, Южной Кореи и Тайваня в 2026 г. снизится до 191 млн т против 202 млн т годом ранее.

При этом страны с высокой долей долгосрочных контрактов остаются менее уязвимыми к скачкам цен:

• Япония закупает по долгосрочным контрактам более 90% СПГ;
• Южная Корея - около 80%.

В отличие от крупнейших экономик региона, Юго-Восточная Азия продолжит увеличивать импорт газа.

По оценке аналитиков, спрос здесь вырастет с 27 млн до 31 млн т благодаря росту энергопотребления, в том числе из-за масштабного строительства центров обработки данных (ЦОД), а также развития промышленности.

В то же время в странах Южной Азии - Индии, Пакистане и Бангладеш - потребление сократится с 39 млн до 35 млн т, поскольку именно эти государства в наибольшей степени зависят от закупок СПГ на спотовом рынке и наиболее чувствительны к высоким ценам.

Восстановление ожидается с 2027 г.

Wood Mackenzie прогнозирует, что после прохождения текущего ценового шока рынок вернется к росту:

• 2027 г. - спрос увеличится до 279 млн тонн;
• 2028 г. - достигнет 297 млн тонн.

Ожидаемому восстановлению будут способствовать:

• снижение геополитических рисков;
• ввод новой инфраструктуры для приема СПГ;
• структурный рост энергопотребления, прежде всего в странах Юго-Восточной и Южной Азии.

При этом аналитики отмечают, что скорость восстановления будет зависеть от нескольких трудно прогнозируемых факторов, включая продолжительность перебоев поставок с Ближнего Востока, динамику цен на спотовом рынке СПГ и конкурентоспособность альтернативных видов топлива.

Напомним, что согласно ежегодному обзору LNG Outlook 2026, мировой спрос на СПГ к 2050 г. может увеличиться примерно на 65%, главным образом за счет стран Азии.

В документе отмечается, что в 2025 г. объем мировой торговли СПГ составил около 422 млн т. Ожидалось дальнейшее увеличение показателя в 2026 г., однако на динамику повлияли геополитические факторы. Аналитики Shell также выражали уверенность, что при нормализации ситуации рост возобновится уже в 2027 г.

Дополнительным фактором расширения рынка станет ввод новых производственных мощностей. К 2030 г. планируется запуск проектов суммарной мощностью около 180 млн т/год, что увеличит предложение и повысит доступность СПГ для новых потребителей.

Читать полностью

Москва, 14 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Shell Overseas Investment B.V., дочерняя структура Shell plc, подписала соглашение с индийской Aditya Birla Renewables Limited (ABRen) о продаже 100% акций Solenergi Power Private Limited, в которую входит группа компаний Sprng Energy.
Об этом сообщает пресс-служба Shell.

Стоимость сделки составляет 1,8 млрд долл. США с учетом возможных корректировок на момент закрытия, включая изменения по чистому долгу и капитальным затратам. Ожидается, что сделка будет завершена до конца 2026 г. после получения необходимых разрешений регулирующих органов и выполнения стандартных условий закрытия.

Махтельд де Хаан, президент подразделения Shell по переработке, возобновляемым источникам энергии (ВИЭ) и энергетическим решениям, заявил, что продажа Sprng Energy соответствует стратегии компании по оптимизации портфеля в сфере электроэнергетики.

Компания отмечает, что сделка является частью более широкой программы по формированию более сфокусированного и конкурентоспособного энергетического бизнеса с целью повышения доходности до 2030 г.

Сотрудники Sprng Energy продолжат работу в компании после перехода активов новому владельцу, что позволит сохранить преемственность управления и операционной деятельности.

Активы Sprng Energy

Sprng Energy занимается развитием проектов солнечной и ветровой энергетики в Индии и поставляет электроэнергию местным распределительным компаниям. В портфель компании входят проекты общей мощностью 5 ГВт, включая:

• 3,3 ГВт действующих объектов;
• 1,7 ГВт проектов, обеспеченных контрактами.

Активы включают солнечные и ветровые электростанции, а также соответствующие коммерческие соглашения.

Aditya Birla Renewables Limited является платформой группы Aditya Birla Group, специализирующейся на проектах в области возобновляемой энергетики. Компания развивает проекты в сегментах:

• солнечной энергетики;
• ветровой генерации;
• гибридных энергосистем;
• плавучих солнечных электростанций;
• систем хранения энергии.

Стратегическим инвестором ABRen выступает Global Infrastructure Partners (GIP), входящая в состав BlackRock.


Несмотря на продажу ВИЭ-активов, Shell заявляет о сохранении интереса к индийскому рынку. Компания продолжает развивать в стране газовый бизнес – от поставок СПГ и работы регазификационного терминала Hazira до продаж газа конечным потребителям. Также Shell присутствует в Индии через направления Shell Mobility и Shell Lubricants.

Сделка по Sprng Energy отражает продолжающуюся перестройку глобального энергетического портфеля Shell, которая включает перераспределение капитала в пользу наиболее прибыльных и стратегически важных направлений. Ранее Shell отказалась от строительства двух морских ВЭС у побережья Шотландии – CampionWind и MarramWind, а также продала свою долю в ВИЭ-проекте SouthCoast Wind Energy.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 14 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Территориальные органы Федеральной антимонопольной службы (ФАС) выдали предупреждения операторам автозаправочных станций (АЗС) в пяти регионах из-за повышения цен на топливо. Признаки нарушения закона о защите конкуренции зафиксировали в Кировской, Удмуртской, Саратовской, Нижегородской областях и Краснодарском крае.
Об этом сообщает пресс-служба ведомства.

«УФАС выдали ряд предупреждений участникам топливного рынка в регионах. Служба продолжает контролировать ситуацию с ценообразованием на бензин и дизтопливо», – следует из заявления ФАС.

Кировское УФАС направило предупреждения компаниям, занимающим доминирующее положение в нескольких районах области, – Чепецкнефтепродукту, Лузской нефтебазе, Кильмезьнефтепродукту. Ведомство зафиксировало, что операторы АЗС Движение необоснованно изменили цены на бензин и дизтопливо. УФАС считает, что изменение цен на топливо в этой сети заправок может может ущемить интересы потребителей через навязывание невыгодных условий договоров.

Удмуртское УФАС выявило признаки нарушения закона о защите конкуренции у компании Петросервис, занимающей коллективное доминирующее положение на мелкооптовом рынке дизтоплива в республике. Ведомство установило, что с 18 июня по 7 июля Петросервис повысил цены на дизтопливо для аграриев. УФАС направило компании предупреждение, согласно которому необходимо будет снизить цены до экономически обоснованного уровня.

Краснодарское УФАС направило предупреждения шести операторам: МХО Рассвет (АЗС под коммерческим обозначением Уфимнефть), Крымэнергоресурс (АЗС Атан), Ветлан (АЗС Степная), Лаба (АЗС Лаба), Южная нефтяная компания (АЗС Южная нефтяная компания), НК Нефтесфера (АЗС Нефтесфера). Во всех случаях выявлены признаки нарушения антимонопольного законодательства.

Нижегородское УФАС выдало предупреждение предпринимателю, управляющему АЗС под брендами ESCO и Газпромнефть. На этих заправках зафиксирован рост цен на бензин АИ-92 и АИ-95.

Саратовское УФАС заподозрило в нарушениях компании Трансгруз и АльфаТЭК. Первая владеет сетью АЗС Феникс, вторая – сетью АЗС Залив. По итогам мониторинга служба установила, что компании повысили цены на автомобильные бензины марок АИ-92 и АИ-95. УФАС направило Трансгрузу и АльфаТЭКу предупреждения, которые необходимо исполнить до 31 июля.

Ранее Саратовское УФАС уже выдавало предупреждение Алькорру в связи с повышением цен на бензин АИ-92 и АИ-95 на сети АЗС Торэко. Компания также должна исполнить требование по возвращению цен к экономически обоснованному уровню до 31 июля.

Кроме того, ФАС выдало предупреждения операторам АЗС в Московской, Оренбургской областях.

По данным Петербургской биржи, за неделю (к 10 июля) цена на бензин АИ-92 снизилась на 0,96%, до 71,14 тыс. руб./т, АИ-95 – на 0,87%, до 73,61 тыс. руб./т, летнее дизтопливо – на 0,63%, до 74,07 тыс. руб./т.

Напомним, для насыщения внутреннего рынка также были введены временные ограничения на экспорт нефтепродуктов. Запрет на вывоз бензина и дизтоплива для большинства участников действует до 31 июля 2026 г., авиакеросина – с 1 июня по 30 ноября.

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 14 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Газпром нефть внедрила на Восточном участке Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ВУ ОНГКМ) цифровую систему управления скважинами, использующими для извлечения нефти энергию газа.
Об этом сообщила пресс-служба компании.

Новое оборудование российского производства позволило:

• снизить производственные затраты,
• повысить эффективность эксплуатации скважин,
• улучшить безопасность добычи.

В компании сообщили, что вместо традиционных крупногабаритных установок контроля расхода и давления газа теперь используются миниатюрные платы весом около 100 гр.

Цифровые контроллеры:

• круглосуточно контролируют параметры работы газлифтных скважин,
• анализируют расход и давление закачиваемого газа,
• передают данные в цифровой центр управления производством,
• предлагают оптимальные режимы эксплуатации оборудования.

Российская разработка оказалась дешевле импортных аналогов

Смарт-модули разработала компания ЕН Автоматизация, ставшая участником корпоративного акселератора Газпром нефти «Индастрикс», который поддерживает технологические стартапы для нефтегазовой отрасли. ЕН Автоматизация специализируется на разработке и производстве высокоточного оборудования для учета энергоресурсов для нефтегазовой, химической, металлургической промышленности и ЖКХ.

По данным компании, новое оборудование:

• примерно в 3 раза дешевле ведущих отраслевых аналогов;
• требует меньших затрат на эксплуатацию;
• повышает экономическую эффективность и рентабельность добычи.

В дальнейшем такие системы планируется внедрять и на других месторождениях Газпром нефти с высоким содержанием попутного газа (ПНГ).

Газлифт остается оптимальной технологией

Напомним, что Восточный участок Оренбургского НГКМ – один из крупнейших в регионе и уникальный по сложности геологических условий актив. Запасы углеводородов составляют свыше 100 млн т нефти (из нефтяных оторочек) и порядка 66 млрд м³ газа. Добыча осложнена газовым фактором и наличием сероводорода в нефти, поэтому здесь используется технология газлифтной добычи, при которой для подъема нефти на поверхность применяется энергия сжатого природного газа, содержащегося в пласте. Высокое содержание попутного газа делает этот способ одним из наиболее эффективных и экономичных для разработки месторождения.

Смарт-модули автоматически регулируют расход и давление закачиваемого газа в соответствии с заданными параметрами, обеспечивая стабильную работу оборудования.

Начальник департамента по технологическому развитию Газпром нефти Б. Костюк отметил, что интеллектуализация систем управления является одним из ключевых направлений технологического развития компании.

Газпромнефть-Оренбург

Газпромнефть-Оренбург ведет производственную деятельность в четырех районах Оренбургской области, где расположено 10 месторождений. Ключевыми среди них являются:

• Восточный участок Оренбургского месторождения (обеспечивает до 80% общего объема добычи),
• Царичанское+Филатовское,
• Капитоновское.

На Восточном участке Оренбургского НГКМ преобладают карбонатные трещиноватые коллекторы, характеризующиеся сложной структурой пустотного пространства, где заключены углеводороды. Значительная часть нефти находится в несвязанных между собой микротрещинах, что относит такие запасы к ТрИЗ. Доля трудноизвлекаемых запасов нефти на участках Газпромнефть-Оренбурга на сегодняшний день составляет 64%.

С начала деятельности «Газпромнефть-Оренбург» добыл свыше 60 млн т углеводородов, в том числе более 34 млн т нефти. Более 50% объема всей добычи предприятия в 2025 г. обеспечили трудноизвлекаемые запасы.

Подпишитесь

Читать полностью