Москва, 10 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. В Германии допускают, что из-за исторически низкого уровня заполненности подземных хранилищ газа (ПХГ) в начале отопительного сезона 2026/27 гг. может привести к нехватке природного газа уже в январе 2027 г. В качестве стресс-сценария INES по-прежнему опирается на погодные условия зимы 2010 г., когда средняя температура в Германии в декабре опускалась до минус 3,5°C. В таком случае дефицит газа в первом квартале 2027 г. может составить около 6,6 ТВт·ч в течение месяца. Более того, в отдельные дни нехватка газа может достигать 1,7 ТВт·ч.


По данным Gas Infrastructure Europe (GIE) на 9 ноября 2026 г., ПХГ Германии заполнены на 58,95%, что является самым низким показателем на эту дату за всю историю наблюдений. Ранее историческим минимумом считался объем, достигнутый в 2025 г., – 74,88%. Наиболее высокий показатель в аналогичную дату был зафиксирован в 2022 г. – 99,58%.

О текущих запасах европейских ПХГ

По данным GIE на 9 ноября 2026 г., ПХГ в ЕС были заполнены на 72,38%, в них находилось 77,32 млрд м³ газа. За сутки уровень заполненности ПХГ упал на 0,28 п.п., днем ранее – на 0,33 п. п. Отбор газа ведут все страны, кроме Бельгии (вела закачку), Швеции, Испании, Португалии, Венгрии и Латвии (зафиксирована нулевая динамика).

С начала нового сезона европейцы отобрали из ПХГ уже 2,79 млрд м³ газа. Текущие темпы можно назвать довольно высокими – особенно с учетом того, что зима и самые низкие температуры еще впереди. Среднесуточный отбор сейчас составляет около 277 млн м³/сутки.

В то же время Еврокомиссия не видит проблем с надежностью поставок газа, несмотря на низкий уровень заполненности ПХГ. Объем необходимого импорта СПГ будет зависеть от температуры и связанного с ней спроса на газ. В ЕК отмечают, что решение о том, использовать ли газ из хранилищ или увеличивать закупки СПГ, в конечном счете принимается рынком. Одновременно Брюссель продолжает следить за ценами и запасами в течение всего отопительного сезона

Напомним, что ПХГ не предназначены для накопления запасов газа на ОЗП. Они необходимы для сглаживания суточных и погодных пиков спроса при стабильных внешних поставках. В случае резких похолоданий, особенно в конце зимы, когда ПХГ уже в значительной степени истощены, производительности скважин ПХГ на отбор может оказаться недостаточной для надежного обеспечения потребностей потребителей.

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Анкара, 10 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Турецкая нефтехимическая компания Petkim, входящая в группу азербайджанской государственной нефтяной компании SOCAR, определилась с технологией для нового производства полиэтилена.
Об этом сообщает азербайджанское агентство Report со ссылкой на главного инженера SOCAR Р. Халилова.

Предприятие планируется разместить на промышленной площадке в Алиаге (провинция Измир). Проектная мощность установки составит 850 тыс. тонн/год продукции.

Технологическим лицензиаром выбрана американская Univation Technologies, дочерняя структура Dow Chemical. Компания предоставит технологию UNIPOL PE, предназначенную для производства полиэтилена. Проект предусматривает сооружение двух технологических линий мощностью по 425 тыс. тонн/год каждая. Об этом 27 октября сообщила Univation Technologies, а позднее информацию о параметрах проекта подтвердили представители SOCAR.

Новый объект является частью масштабной программы модернизации и расширения нефтехимического производства Petkim – Master Plan. Она предполагает не только создание дополнительных полимерных мощностей, но и развитие сырьевой базы действующего комплекса, в том числе увеличение производства этилена и пропилена.

В сентябре 2026 г. Petkim официально приступила к этапу FEED (Front-End Engineering Design) – детальному проектированию, в рамках которого определяются технические решения, конфигурация производств, капитальные затраты и экономические параметры будущих объектов. На проведение инженерных и проектных работ выделено 70 млн долл. США. Завершить их предполагается к концу 2027 г. Результаты FEED станут основой для принятия окончательного инвестиционного решения.

В рамках Master Plan Petkim также рассматривает увеличение годовой мощности производства этилена с 558 тыс. до 1,2 млн тонн, а полипропилена – со 145 тыс. до 550 тыс. тонн. В случае реализации программы совокупный выпуск полимерной продукции компании должен превысить нынешний уровень более чем в два раза.

Предыстория проекта и активы SOCAR в Турции

SOCAR (State Oil Company of Azerbaijan Republic) – государственная нефтегазовая компания Азербайджана, созданная в 1992 г. Помимо добычи, переработки и реализации углеводородов, компания развивает нефтехимическое направление и международный бизнес. Турция стала одним из ключевых рынков зарубежного присутствия SOCAR.

Выход на турецкий рынок нефтехимии состоялся в 2008 г., когда консорциум SOCAR и Turcas приобрел у турецкого государства 51% акций Petkim за 2,04 млрд долл. США. Впоследствии SOCAR консолидировала контроль над этим активом. Petkim стала основой формирования интегрированной промышленной инфраструктуры азербайджанской группы в Турции.

Сама Petkim была основана в 1965 г. и стала первым интегрированным производителем нефтехимической продукции в стране. Решение о создании второго производственного комплекса в Алиаге было принято еще в начале 1970-х гг., а его основные предприятия введены в эксплуатацию в 1980-х гг. Сегодня промышленная площадка в Алиаге является центром нефтехимического бизнеса SOCAR в Турции.

В настоящее время Petkim располагает 15 основными производственными предприятиями и 6 вспомогательными объектами. Совокупная валовая производственная мощность комплекса оценивается в 3,6 млн тонн/год. Портфель включает около 60 видов нефтехимической продукции, в том числе полиэтилен низкой и высокой плотности, полипропилен, поливинилхлорид, акрилонитрил, моноэтиленгликоль и ароматические соединения. Продукция используется в пластмассовой, упаковочной, автомобильной, строительной, текстильной и других отраслях.

Расширение нефтехимических мощностей Petkim связано с задачей укрепления внутренней производственной базы Турции. Увеличение выпуска этилена, полиэтилена и полипропилена должно расширить возможности локального обеспечения производителей сырьем и повысить степень интеграции нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств.

Важным элементом этой стратегии выступает интеграция Petkim с расположенным в Алиаге нефтеперерабатывающим заводом STAR, также входящим в группу SOCAR Türkiye. Развитие взаимосвязанных производств позволяет укреплять сырьевую базу нефтехимического комплекса и повышать эффективность использования углеводородного сырья.

SOCAR продолжает модернизацию нефтеперерабатывающей инфраструктуры Турции. Общий объем инвестиций азербайджанской компании в турецкую экономику, как ожидается, достигнет 20 млрд долл. США. В частности, около 120 млн долл. США будет направлено на строительство новой установки Jet Fuel (Kero-Merox) на НПЗ STAR для производства авиационного керосина. Для реализации проекта SOCAR Türkiye заключила контракт на проектирование, поставки оборудования и строительство с компанией KT Kinetics.

Перенос производства авиакеросина на новую установку позволит переориентировать действующую установку гидроочистки керосина KHT на выпуск дизельного топлива. По оценкам компании, это обеспечит увеличение годового производства дизеля примерно на 600 тыс. тонн. При изменении рыночной конъюнктуры существующую установку KHT можно будет вновь задействовать для выпуска авиакеросина. Начало строительно-монтажных работ запланировано на ближайшее время, ввод объекта в эксплуатацию – на первый квартал 2029 г. НПЗ STAR, запущенный в 2018 г., первоначально был рассчитан на переработку 10 млн тонн/год нефти. Впоследствии мощность предприятия превысила 13 млн тонн, что вывело его в число крупнейших НПЗ Турции.

Читать полностью

Москва, 10 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Турция обнаружила два новых нефтяных месторождения в районе Габар (провинция Шырнак) на юго-востоке страны. Их совокупный потенциал предварительно оценивается в 135 млн барр. нефти. Об этом заявил президент Турции Р. Т. Эрдоган.

Новые месторождения получили названия Газилер и Чардаклы. По словам Р. Т. Эрдогана, добыча на них началась в октябре 2026 г. В целом с начала разработки района Габар здесь добыто 75,4 млн барр. нефти.

Напомним, Габар - горный район в провинции Шырнак на юго-востоке Турции, недалеко от границы с Ираком. В последние годы он стал одним из ключевых центров нефтедобычи страны.

Разработка месторождений в регионе, по оценке президента, позволила обеспечить вклад в сокращение дефицита текущего счета платежного баланса Турции на 6 млрд долл. США.

Турция планирует нарастить добычу в Габаре

В настоящее время в районе Габар добывают около 84 тыс. барр./сутки нефти на 184 скважинах. Президент Турции отметил, что за счет дальнейшего освоения участков и ввода новых скважин суточная добыча в регионе увеличится на 30%.

Во второй половине 2027 г. Турция рассчитывает превысить уровень добычи 100 тыс. барр./сутки. Для этого планируется задействовать около 230 скважин.

По словам президента, при достижении добычи 120 тыс. барр./сутки ежегодный вклад в экономику страны по текущим ценам может составить 4,4 млрд долл. США.

Как развивается нефтедобыча в районе Габар

Освоение нефтяных ресурсов в районе Габар активизировалось после открытия крупных залежей в 2021 г. В декабре 2022 г. президент Турции сообщил об обнаружении в регионе запасов нефти объемом 150 млн барр. В 2023 г. начались поставки добытой нефти на турецкие нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ).

Добыча в регионе последовательно росла: в 2024 г. она превысила 40 тыс. барр./сутки, а в августе 2026 г. достигла 83,3 тыс. барр./сутки. Таким образом, за два с небольшим года показатель увеличился более чем в 2 раза.

Рост добычи в Габаре имеет значение для Турции, которая сохраняет высокую зависимость от импорта нефти. Ежегодно республика закупает за рубежом 30–35 млн т нефти, тогда как собственная добыча составляет около 3–4 млн т. Читать полностью

Москва, 10 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Росхим стал управляющей организацией Балтийского химического комплекса (БХК).
Соответствующие изменения отражены в сведениях Единого государственного реестра юридических лиц (ЕГРЮЛ).

В качестве основного направления деятельности БХК указано производство пластмасс и синтетических смол в первичных формах (ОКВЭД 20.16). Среди дополнительных видов деятельности значатся выпуск прочих основных органических химических веществ, производство химической продукции и ряд других направлений.

БХК выступает оператором газохимического комплекса (ГХК), строительство которого ведется в районе порта Усть-Луга. Объект входит в состав кластера по переработке этансодержащего газа (КПЭГ).

Проект Балтийский Химический Комплекс

• предусматривает строительство в Усть-Лужском сельском поселении Кингисеппского муниципального района Ленинградской области комплекса по производству полиэтилена проектной мощностью до 3 млн тонн/год;
• технологически связан с расположенным на той же производственной площадке газоперерабатывающим комплексом;
• EPC-подрядчиком строительства выступает Китайская Национальная Химическая Инженерная и Строительная Корпорация Севен (China National Chemical Engineering & Construction Corporation Seven, LTD, CC7);
• сырьем является этановая фракция, получаемая с технологически связанного с ним в рамках КПЭГ интегрированного комплекса по переработке и сжижению природного газа;
• действующий долгосрочный договор гарантирует сырьевое обеспечение БХК на срок не менее 20 лет.

Разрешение на строительство ГХК КПЭГ БХК получил в апреле 2021 г. В январе 2022 г. БХК подписал финальное соглашение в рамках EPC-контракта по ГХК КПЭГ с China National Chemical Engineering & Construction Corporation Seven, CC-7.

В январе 2025 г. филиал Системного оператора Единой энергетической системы (СО ЕЭС) Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Северо-Запада (ОДУ Северо-Запада) разработал и реализовал комплекс режимных мероприятий для проведения испытаний и ввода в эксплуатацию новой подстанции (ПС) 330 кВ Нарва. Она предназначена для ГПК и ГХК КПЭГ в Усть-Луге.

В марте 2025 г. Главгосэкспертиза выдала БХК положительное заключение на строительство ГХК в Усть-Луге.

Росхим: формирование крупного химического холдинга

Компания Росхим была основана в феврале 2021 г. под названием Русский водород. В июне 2023 г. она получила нынешнее наименование. Холдинг формирует портфель химических активов по кластерному принципу, позиционируя своей ключевой задачей содействие реализации государственной политики по снижению зависимости российской экономики от импорта химического и нефтехимического сырья и готовой продукции.

В производственный портфель Росхима входят предприятия нефтехимического, агрохимического и строительного направлений. Ассортимент выпускаемой продукции включает авиационный керосин, катализаторы, диоксид титана (холдинг является единственным его производителем в России), метанол (один из крупнейших производителей в стране), синтетические каучуки, ПВХ и другие виды химической продукции. По ряду направлений компания занимает ключевые позиции на российском рынке.

Росхим на 100% принадлежит закрытому паевому инвестиционному фонду Квинта. Информация о конечных бенефициарах холдинга публично не раскрывается.

За последние несколько лет компания существенно расширила присутствие в российской химической промышленности, консолидировав ряд крупных производственных активов. Совокупная стоимость приобретений и сделок по передаче предприятий под управление холдинга оценивается более чем в 50 млрд руб. Среди наиболее значимых событий:

• 2023 г. – приобретение Кучуксульфата, производителя сульфата натрия, расположенного в Алтайском крае;
• 2023 г. – получение долей участия в компаниях, управляющих Дальнегорским горно-обогатительным комбинатом в Приморском крае. Предприятие является единственным в России производителем боропродукции из собственного минерального сырья;
• 2024 г. – передача под управление Росхима Метафракс Кемикалс, одного из крупнейших российских производителей метанола в Пермском крае;
• 2024 г. приобретение Волжского оргсинтеза, выпускающего сероуглерод и сульфат натрия. Метафракс Кемикалс и Волжский оргсинтез перешли в собственность холдинга в результате сделок с Росимуществом, проведенных на торгах. Общая стоимость активов составила порядка 38 млрд руб.;
• февраль 2025 г. – Росхим стал управляющей организацией Химпроекта, владеющего и управляющего Находкинским заводом минеральных удобрений (НЗМУ);
• июнь 2025 г. – холдинг приобрел у государства 57,43% акций Башкирской содовой компании (БСК). Ранее, в апреле 2023 г. этот пакет был передан Росхиму в доверительное управление в соответствии с указом президента России Владимира Путина. Стоимость сделки составила около 17 млрд руб.

Читать полностью

Москва, 10 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Казахстан с начала лета 2026 г. поставил в Россию около 8 тыс. т бензина. Республика также рассчитывает возобновить транзит нефти по магистральному нефтепроводу (МНП) Дружба и ведет переговоры о продлении контракта на разработку месторождения Тенгиз после 2033 г. Об этом сообщил министр энергетики Казахстана Е. Аккенженов

Казахстан поставляет бензин в Россию

По словам министра, Казахстан ежемесячно предусматривает возможность поставок в Россию 10–15 тыс. т бензина. Фактический объем отгрузок с июня 2026 г. составил около 8 тыс. т. Е. Аккенженов уточнил, что коммерческие условия поставок находятся вне компетенции министерства.

О начале поставок небольших партий бензина в Россию сообщалось в августе 2026 г.

Казахстан рассчитывает возобновить транзит нефти по Дружбе

Казахстан также ожидает ответа российской стороны на запрос о возобновлении транспортировки нефти по МНП Дружба. По словам Е. Аккенженова, обращение направлено, однако ответ пока не получен. Министр отметил коммерческую привлекательность этого маршрута для республики.

Ранее Минэнерго Казахстана сообщало, что инициировало обращение в Минэнерго РФ по вопросу возобновления транспортировки казахстанской нефти по системе МНП Дружба и отгрузок через порт Усть-Луга.

С мая 2026 г. поставки казахстанской нефти в Германию по МНП Дружба не осуществляются из-за технических ограничений инфраструктурного характера на стороне транзита. В январе–апреле республика экспортировала по этому маршруту 1,02 млн т нефти. На 2026 г. Казахстан планировал поставить в Германию около 3 млн т нефти, однако в ноябре и декабре такие отгрузки не запланированы.

В 2025 г. Казахстан направил на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) в Шведте по нефтепроводу Дружба 2,1 млн т нефти.

Переговоры по Тенгизу продолжаются

Кроме того, Казахстан ведет переговоры о продлении контракта на разработку месторождения Тенгиз после 2033 г. Е. Аккенженов охарактеризовал их как активные, отметив, что стороны обмениваются позициями. Сроки завершения переговоров не установлены, соглашений пока не достигнуто.

Ранее министр сообщал, что Chevron заинтересована в продлении контракта. Действующее соглашение на разработку Тенгиза заключено в 1993 г. и истекает в апреле 2033 г.

Президент Казахстана К.-Ж. Токаев поручил правительству активизировать переговоры о продлении контрактов и соглашений о разделе продукции на крупнейших нефтегазовых месторождениях страны - Тенгизе, Кашагане и Карачаганаке. В числе задач также обозначен пересмотр условий в пользу увеличения доли Казахстана.

Месторождение Тенгиз

• обеспечивает порядка 40% добычи нефти в Казахстане;
• его запасы оцениваются в 3,1 млрд т (25 млрд барр.);
• разработку Тенгизского и Королевского месторождений ведет ТШО на основании соглашения о разделе продукции (СРП), а акционерами ТШО являются Chevron (50%), ExxonMobil (25%), КазМунайГаз (20%), ЛУКОЙЛ (5%).

Добыча нефти в Казахстане

За январь–октябрь 2026 г. Казахстан добыл около 77–78 млн т нефти, сообщил Е. Аккенженов. По данным Бюро национальной статистики Республики Казахстан, за аналогичный период 2025 г. добыча нефти и газового конденсата составляла 83,6 млн т. Таким образом, снижение показателя оценивается примерно в 6,7%.

По итогам 2026 г. республика планирует добыть 96 млн т нефти. Читать полностью

Москва, 10 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Израиль выдал американской Murphy Oil и израильской Ratio Energies шесть лицензий на разведку природного газа на шельфе Средиземного моря. Участок Zone G расположен в 25 км к юго-западу от крупнейшего газового месторождения страны Левиафан.

Общая площадь лицензий составляет около 1,733 тыс. км². Они охватывают участки недр с номерами 27, 28, 36, 37, 70 и 74. Доли в проекте распределены поровну: по 50% у Murphy Oil и Ratio Energies. Американская компания будет оператором лицензий.

По данным Ratio Energies, лицензии выданы сроком на три года - до 8 ноября 2029 г. При выполнении установленных условий возможно их продление. В случае открытия месторождения предусмотрена возможность дополнительного продления на два года.

Программа геологоразведки

Работы в зоне G предполагают повторную обработку имеющихся данных 3D-сейсморазведки на площади около 1 470 км² и проведение новых сейсмических исследований на участке площадью около 1 732 км². Также программа предусматривает бурение поисковых скважин.

Участники проекта должны предоставить пять гарантий бурения на общую сумму 25 млн долл. США в течение 30 дней после выдачи лицензий. Невыполнение этого условия может стать основанием для аннулирования лицензий.

Ratio Energies рассматривает возможность привлечения дополнительных партнеров за счет своей доли в проекте. Таким образом, состав участников разведки в дальнейшем может измениться.

Как изменился состав участников проекта

Лицензии на разведку в зоне G были предусмотрены 4-м раундом израильского конкурса на получение прав на освоение морских участков. Первоначально в состав победившего консорциума входили:

• итальянская Eni,
• британская Dana Petroleum,
• израильская Ratio Energies.

Позднее Eni вышла из проекта, после чего Ratio привлекла Murphy Oil в качестве нового партнера. Dana Petroleum также может вернуться к участию в проекте, однако для этого потребуется согласование с израильским Министерством энергетики.

Для Murphy Oil лицензии означают выход на рынок Восточного Средиземноморья. Компания занимается разведкой и добычей нефти и газа в США, Канаде, Вьетнаме, Кот-д’Ивуаре и других странах.

Газовые проекты Израиля

Месторождение Левиафан - крупнейшее газовое месторождение Израиля и один из основных источников газа для внутреннего рынка и экспорта. Его оператором выступает Chevron через дочернюю компанию. Партнерами являются NewMed Energy и Ratio Energies.

Разведка новых участков на шельфе должна расширить ресурсную базу Израиля. По оценке Министерства энергетики страны, на морском шельфе сохраняется значительный потенциал неоткрытых запасов природного газа.

В июле 2026 г. Израиль объявил о подготовке 5-го раунда лицензирования морских участков. Заявки от потенциальных участников принимаются до 27 января 2027 г. В рамках раунда инвесторам планируется предложить пять новых участков общей площадью около 7,1 тыс. км².

Израильское Минэнерго также рассматривает возможность изменения квалификационных требований к участникам будущих конкурсов: предполагается учитывать не только опыт компаний, но и компетенции специалистов, входящих в их команды. Читать полностью

Москва, 10 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. ADNOC Drilling, подразделение национальной нефтекомпании ОАЭ, и Кувейтская нефтяная компания (Kuwait Oil Company, KOC) заключили соглашения на поставку двух морских самоподъемных буровых установок на сумму 313,6 млн долл. США. Контракты рассчитаны на четыре года. Ожидается, что буровые работы стартуют в четвертом квартале 2027 г.
Об этом сообщает пресс-служба компании.

Высший совет по закупкам Кувейтской нефтяной компании (KPCHPC) присудил ADNOC Drilling два контракта в рамках тендера на поиск двух морских буровых установок для KOC. В эмиратской компании отмечают значимость сделки для развития бизнеса и новых партнерств.

«Эта награда знаменует выход ADNOC Drilling на шельф Кувейта и является важным шагом на пути к международному росту», – заявил гендиректор компании Абдулла Наджи Атея Аль Мессаби.

Ожидается, что первый полноценный финансовый вклад по этим сделкам будет сделан в 2028 г. Это будет возможно при соблюдении применимых условий и выполнении соответствующих договорных формальностей.

Нефтегаз.РУ напоминает, что ADNOC Drilling вышла на рынок наземного бурения Кувейта в конце мая прошлого года, объявив о покупке 70% акций в бизнесе американской SLB по наземному бурению в Кувейте и Омане. Сделка предполагала передачу эмиратской компании восьми наземных буровых установок, две из которых – в Кувейте.

Добыча в Кувейте

Первая промышленная нефтяная скважина в стране была пробурена компанией Kuwait Oil Company (KOC) в 1938 г. на месторождении Al Burqan.

Кувейт входит в ОПЕК и участвует в соглашениях ОПЕК⁺ по сокращению добычи нефти. Целевые уровни добычи на декабрь 2026 г. для Кувейта составляют 2,676 млн барр./сутки. В то же время страна намерена нарастить мощности до 4 млн барр./сутки до 2035 г.

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 10 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Фокус-тема: Как управлять ценностью закупок за пределами цены
Когда: 3-4 декабря 2026 года.
Где: Отель Radisson Blu Belorusskaya, Москва.
Для кого: директоров по закупкам и руководителей отделов закупок.

Программа форума сфокусирована на двух ключевых темах:

День 1: Как повысить управляемость промзакупок в новых реалиях?
День 2: Как увеличить ценность закупок за пределами цены?

Ключевые вопросы, которые мы разберем:

• Как грамотно планировать промзакупки в эпоху «чёрных лебедей»?
• Как снизить закупочные риски в условиях нестабильных цен, логистики и геополитики?
• Как управлять закупочными бюджетами, запасами и потребностью, не замораживая лишние деньги?
• Как снижать затраты в закупках без риска для производства?
• Как выстроить эффективное взаимодействие между закупками и другими отделами компании?
• Как перейти от сервисной функции к бизнес-партнерству?
• Как повышать качество и надежность поставщиков - от поиска до развития долгосрочного партнерства?

Спикеры форума — руководители закупок и эксперты ведущих российских компаний: ММК, ТМК, ПАО УРАЛКАЛИЙ, АО «РЕШЕТНЕВ», ШАТУРА, АСКОНА, ПАО ГК САМОЛЕТ, АЛКОГОЛЬНАЯ СИБИРСКАЯ ГРУППА, МОСКОВСКИЙ ЮВЕЛИРНЫЙ ЗАВОД, Dr.Bakers, BIDZAAR, ЛИГА НЕЗАВИСИМЫХ ЭКСПЕРТОВ, РЭУ ИМ. Г.В. ПЛЕХАНОВА и другие компании.

Уникальность — форум сфокусирован на практических задачах промышленных закупок: перестройке закупочных процессов, импортозамещении, категорийных стратегиях, бюджетировании, управлении запасами и рисками, оценке поставщиков и совокупной стоимости закупки. В программе - актуальные кейсы, дискуссии и воркшопы, направленные на повышение управляемости закупок, точности планирования, эффективности затрат и надежности поставок. Отдельное внимание уделено цифровизации и ИИ, сокращению неликвидов, развитию российских производителей, а также бенчмарк-сессии «Закупочные цифровые решения для промышленных компаний».

Если перед вашей компанией стоят задачи повысить управляемость закупок, снизить риски и затраты и превратить закупочную функцию в полноценного бизнес-партнера, участие в IV Всероссийском форуме директоров по закупкам «ПРОМЗАКУПКИ 2027» поможет получить практические решения и обменяться опытом с руководителями закупочных подразделений ведущих российских компаний.

Ознакомиться с программой и условиями участия по ссылке.

Автор: А. Гладкина Читать полностью

Вильнюс, 10 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Литва планирует построить 10 новых электростанций общей мощностью 800 МВт к 2033 г. Проект направлен на повышение устойчивости национальной энергосистемы к чрезвычайным ситуациям, включая диверсии и повреждение инфраструктуры.
Об этом сообщил литовский оператор электросетей Litgrid.

В рамках проекта в стране создадут 7 энергетических зон, способных работать автономно друг от друга в случае нарушения работы основной сети напряжением 330 кВ. Они охватят всю территорию Литвы. Модель, как отмечается, разработана с учетом опыта Украины по обеспечению устойчивости энергосистемы в условиях военных угроз.

Для реализации проекта потребуется построить 10 новых гибких генерирующих объектов вблизи ключевых узлов электропередачи, а также модернизировать часть действующих электростанций и использовать накопители энергии. По оценке Litgrid, модернизация существующих объектов позволит уже к 2028 г. обеспечить частичную автономную работу 4-х энергетических зон.

В 2027 г. Litgrid планирует провести конкурсы, победители которых должны будут построить генерирующие мощности в течение пяти лет. После ввода объектов в эксплуатацию компании будут предоставлять услуги по обеспечению автономной работы региональных энергосистем в течение 15 лет.

При этом новые электростанции должны обеспечивать выработку электроэнергии независимо от погодных условий, в том числе при отсутствии ветра и солнечного излучения.

Полностью реализовать модель энергетических зон планируется к 2033 г. при условии принятия необходимых законодательных и регуляторных изменений.

По оценке Litgrid, после 2033 г. новые услуги увеличат тариф на передачу электроэнергии на 0,67 евроцента за кВт·ч. При этом дополнительные гибкие мощности должны способствовать снижению ценовых пиков и средних оптовых цен на электроэнергию.

Публичные консультации по проекту продлятся до 10 декабря. Презентация концепции для участников рынка запланирована на 25 ноября.

Без БРЭЛЛ

После распада СССР энергосистемы стран Балтии и Белоруссии продолжали работать в составе Единой энергетической системы (ЕЭС) России. Их взаимодействие регулировалось соглашением БРЭЛЛ (Белоруссия, Россия, Эстония, Латвия, Литва), заключенным в 2001 г.

После вступления в ЕС страны Балтии начали готовиться к выходу из БРЭЛЛ, стремясь получить полный контроль над национальными энергосистемами и повысить энергетическую безопасность. В мае 2019 г. было подписано соглашение о подключении к энергосистеме континентальной Европы (CESA), положившее начало подготовке к синхронизации.

Литва выступала за ускоренный выход из БРЭЛЛ, тогда как Эстония и Латвия придерживались более осторожной позиции. В 2023 г. Литва успешно провела испытания работы энергосистемы в изолированном режиме, однако Эстония и Латвия в них не участвовали. Впоследствии три страны согласовали выход из БРЭЛЛ в начале февраля 2025 г.

16 июля 2024 г. системные операторы Elering (Эстония), AST (Латвия) и Litgrid (Литва) официально уведомили Россию и Белоруссию о выходе из соглашения. После завершения его действия 7 февраля 2025 г. страны Балтии 8 февраля отключились от ЕЭС России и Белоруссии, а 9 февраля успешно синхронизировали свои энергосистемы с CESA.

Техническое подключение к европейской сети было обеспечено через наземную ЛЭП LitPol Link между Литвой и Польшей. Дополнительные соединения с энергосистемой Северной Европы (Nordic Regional Group, ранее NORDEL) осуществляются посредством подводных кабелей и вставок постоянного тока.

В сентябре 2025 г. Litgrid завершил демонтаж линий электропередачи, соединявших Литву с Калининградской областью.

Подпишитесь

Читать полностью