Москва, 5 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Средняя розничная цена дизельного топлива в США достигла исторического максимума на фоне сокращения мировых поставок дистиллятов и усиления геополитической напряженности, сообщил Reuters.

По данным сервиса GasBuddy, 3 сентября 2026 г. цена дизельного топлива в стране выросла до 5,820 долл. США/галлон, превысив предыдущий рекорд, установленный в июне 2022 г. после начала конфликта на Украине.

Предыдущий максимум составлял 5,819 долл. США/галлон и был зафиксирован 17 июня 2022 г.

Средняя цена дизельного топлива в США удерживается выше отметки 5 долл. США/галлон с 15 июля. По оценке руководителя нефтяного анализа GasBuddy Патрика Де Хаана, 2026 г. может стать самым дорогим годом в истории американского рынка дизельного топлива.

Спрос может продолжить расти

Участники рынка ожидают дальнейшего повышения цен из-за сезонного роста потребления дизтоплива.

В Северном полушарии начинается период уборки урожая, что увеличивает спрос со стороны сельскохозяйственного сектора. Одновременно страны Южного полушария готовятся к посевной кампании. Дополнительным фактором становится приближение отопительного сезона: мазут, используемый для отопления, относится к той же группе дистиллятов, что и дизель.

С начала военного конфликта США и Израиля с Ираном 28 февраля стоимость дизельного топлива в США увеличилась примерно на 55%.

Ближний Восток и Россия

Рост цен связан с усилением опасений относительно глобального предложения дистиллятов. До начала конфликта через страны Персидского залива проходило около 900 тыс. барр./сутки дизельного топлива и порядка 350 тыс. барр./сутки авиакеросина. Это соответствовало примерно 10% и 20% мировых морских поставок соответственно.

Дополнительное давление на рынок оказывают перебои в работе российских нефтеперерабатывающих предприятий. Атаки украинских беспилотников на российские НПЗ привели к сокращению доступного экспортного предложения. Россия, в свою очередь, ввела запрет на экспорт дизельного топлива до 30 сентября, стремясь обеспечить внутренний рынок.

О дефиците предложения свидетельствует и динамика так называемого дизельного крэк-спред (crack spread) - разницы между стоимостью дизельного топлива и ценой сырой нефти, которая используется как индикатор маржинальности нефтепереработки. Значение показателя 2 сентября 2026 г. достигло рекордных 108,02 долл. США/барр.

Запасы близки к историческим минимумам

Средние запасы дистиллятов в США в августе оказались на самом низком уровне для этого месяца с 1982 г., свидетельствуют данные EIA. Особенно напряженная ситуация складывается на Восточном побережье США. По состоянию на 28 августа запасы дистиллятов в регионе сократились до 19,3 млн барр. - минимального уровня за всю историю доступного ряда данных EIA, ведущегося с 1990 г. Читать полностью

Каракас, 5 сен - ИА Нефтегаз.РУ. Группа специалистов из международного инвестиционного подразделения индийской энергетической компании Oil & Natural Gas Corp. (ONGC) находится в Венесуэле для оценки нефтяных активов после того, как США предоставили ей лицензию на деятельность в этой стране.

10 специалистов ONGC приехали в Венесуэлу 1 сентября 2026 года на 1 неделю.

Индусы планируют посетить нефтяные месторождения и встретиться с представителями энергетического сектора Венесуэлы. Это первый подобный визит за последние годы.

В июле 2026 года ONGC Videsh Ltd (OVL), дочка ONGC, получила новую лицензию OFAC США. Официальное подтверждение об одобрении было анонсировано финансовым директором ONGC Анупамом Агарвалом во время телефонной конференции по итогам первого квартала финансового года 5 августа 2026 года. Это снимает ограничения, связанные с санкциями, и позволяет компании возобновить нефтегазовые операции в Венесуэле, где она владеет долями участия в проектах Сан-Кристобаль и Карабобо-1.

Компания также ведет переговоры о подписании рамочного соглашения с Венесуэлой и заинтересована в том, чтобы стать оператором обоих проектов, заявил Генеральный директор OVL Раджарши Гупта поведал журналистам в городе Нью-Дели ранее на этой неделе: Мы считаем, что оба актива имеют существенную вероятность и возможность многократного увеличения добычи.

Р. Гупта заявил, что компания OVL ведет переговоры с Венесуэлой на самом высоком уровне о налоговых условиях, условиях эксплуатации и состоянии недр для проведения оценки. Ожидается, что это рамочное соглашение и последующие детальные соглашения, которые предусматривают передачу операций и модернизацию производства, будут заключены в ближайшее время.

Есть нюанс, о котором Р. Гупта не упомянул. Компания активно ведет переговоры о взыскании более 500 млн долл. США накопленных и невыплаченных дивидендов из Венесуэлы, которые могут быть выплачены наличными или путем распределения нефти.

Carabobo

Заявка на операторство - это серьезное заявление OVL, поскольку Carabobo 1, - 4^е по величине наземное нефтяное месторождение в мире, содержащее 31 млрд барр нефти. Добыча там начата в конце 2012 г. в рамках СП Petrocarabobo с долей участия PDVSA - 60%, Repsol -11%, Petronas - 11%), ONGC Videsh -11%, Indian Oil Corporation - 3,5%) и Oil India -3,5%. В 2013 г Petronas объявила о выходе из проекта.

Carabobo - это большой нефтяной проект, который разрабатывается на суше в Венесуэле.

Для проекта Carabobo-2 в мае 2013 г. было создано СП Petrovictoria с долей участия PDVSA - 60% и Роснефти - 40%. Однако пока нет информации о том, что США предоставили лицензию Роснефти на работу в Венесуэле.

San Cristóbal

После получения лицензии от OFAC США компания OVL сразу заявила, что планируется инвестировать 200 млн долларов в восстановление нефтяного месторождения Сан-Кристобаль, где ONGC Videsh владеет 40% акций, а государственная компания PDVSA - оставшимися 60%. Текущая добыча составляет до 5000 барр./сутки нефти.

OVL

ONGC Videsh управляет 32 проектами в 15 странах.

ONGC Videsh имеет долю в 32 нефтегазовых проектах в 15 странах: Азербайджан (2 проекта), Бангладеш (2 проекта), Бразилия (2 проекта), Колумбия (4 проекта), Иран (1 проект), Ирак (1 проект), Ливия (1 проект), Мозамбик (1 проект), Мьянма (6 проектов), Россия (3 проекта), Южный Судан (2 проекта), Сирия (2 проекта), ОАЭ (1 проект), Венесуэла (2 проекта) и Вьетнам (2 проекта).

Официоз

Визит совпадает с прибытием 1 сентября в Венесуэлу министра энергетики США Криса Райта. Он активизирует подписание соглашений, направленных на развитие нефтяных месторождений страны. Это направлено отчасти для снижения давления на мировые цены на нефть, которые резко выросли из-за конфликта США с Ираном в Ормузском проливе. Определенные подвижки уже есть - PDVSA подписала 25-летний контракт на участие в добыче с нефтяной компанией GeoPark и группой Gilinski для эксплуатации нефтяного месторождения Bare в Венесуэле.

Читать полностью

Москва, 5 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Стоимость проекта по расширению участков магистральной системы нефтепроводов Казахстан - Китай оценивается в 327 млн долл. США, или около 176,7 млрд тенге. Для финансирования проекта планируется привлечь заемные средства, следует из материалов КазТрансОйла (КТО).

Проект предусматривает увеличение пропускной способности нефтепроводов:

• Кенкияк - Атырау до 15 млн т/год;
• Кенкияк - Кумколь до 20 млн т/год нефти.

Реализация проекта запланирована на 2026–2030 гг. В рамках работ предполагается строительство пяти нефтеперекачивающих станций (НПС).

Участниками проекта выступают КазТрансОйл, Северо-Западная трубопроводная компания МунайТас и ТОО Казахстанско-Китайский Трубопровод.

В компании МунайТас 51% принадлежит КазТрансОйлу, еще 49% - китайской CNPC. В ТОО Казахстанско-Китайский Трубопровод доли распределены между КазТрансОйлом и CNODC в соотношении 50% на 50%.

Ранее национальная компания КазМунайГаз сообщала о начале совместно с CNPC разработки технико-экономического обоснования (ТЭО) расширения двух участков.

МНП Кенкияк - Кумколь

• входит в систему магистральных нефтепроводов Казахстан - Китай;
• строительство осуществлялось в соответствии с межправительственным рамочным соглашением Казахстана и Китая о развитии сотрудничества в нефтегазовой сфере от 17 мая 2004 г.;
• был введен в эксплуатацию в 2009 г.;
• протяженность составляет 794,2 км;
• проектная мощность - 10 млн т/год нефти.

МНП Кенкияк - Атырау

• введен в эксплуатацию в 2003 г.;
• проходит по территории Актюбинской и Атырауской областей;
• может работать в режимах прямой и обратной перекачки.
• участок обеспечивает транспортировку нефти в направлении МНП Узень - Атырау - Самара и КТК, а также поставки западноказахстанского сырья на НПЗ Шымкента и Павлодара и по экспортным направлениям;
• текущая проектная мощность - 6 млн т/год.

Таким образом, совокупное увеличение проектной мощности двух участков системы Казахстан - Китай составит 19 млн т/год - с 16 млн до 35 млн т. Читать полностью

Москва, 5 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Еврокомиссия готова предоставить странам ЕС дополнительную гибкость при подготовке к отопительному сезону и снизить требуемый уровень заполнения подземных хранилищ газа (ПХГ) с 90% до 75%, если отдельные государства не смогут достичь установленных показателей.
Об этом заявила представитель Еврокомиссии А.-К. Итконен на брифинге в Брюсселе.

Согласно действующим нормам ЕС, к началу отопительного сезона, который длится с 1 октября по 30 апреля, газовые хранилища должны быть заполнены на 90%. При этом ранее Еврокомиссия сообщала государствам-членам, что в текущем году уровня в 80% будет достаточно для прохождения зимнего периода.

Дополнительный механизм гибкости позволяет Еврокомиссии специальным решением уменьшить установленный показатель еще на 5 процентных пунктов. Таким образом, минимальный уровень заполнения ПХГ для отдельных стран может составить 75%.


По ее словам, такой механизм может быть применен в отношении стран, которые не успеют довести запасы до необходимого уровня, в том числе Германии.

Запасы газа в ЕС достигли 65%

При этом Еврокомиссия пока не считает необходимым задействовать дополнительный механизм снижения нормы.


По состоянию на 4 сентября 2026 г. средний уровень заполнения ПХГ в странах ЕС составляет около 65%.

Решение о возможном снижении требований будет иметь значение для европейского газового рынка в преддверии отопительного сезона, поскольку темпы закачки газа и объем доступных запасов напрямую влияют на способность стран ЕС обеспечивать внутренний спрос в зимний период.

За зимний период ЕС полностью исчерпал летние запасы и отобрал почти 7 млрд м³ газа из запасов прошлых лет. Читать полностью

Москва, 4 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Государственная нефтяная компания PDVSA подписала 25-летний контракт на участие в добыче (CPP) с нефтяной компанией GeoPark и группой Gilinski для эксплуатации нефтяного месторождения Bare в Венесуэле.

О подписании соглашения стало известно в ходе церемонии, транслировавшейся по государственному телевидению Венесуэлы. В мероприятии приняли участие председатель Grupo Gilinski Х. Гилински и временный президент Венесуэлы Д. Родригес. Также присутствовали министр углеводородов Паула Энао, президент PDVSA Эктор Обрегон и вице-президент государственной нефтяной компании Хованни Мартинес, ответственный за подписание соглашения.

Развитие месторождения Bare будет осуществляться совместно с PDVSA в рамках 25-летнего соглашения. При этом конкретные параметры добычи, объем инвестиций и сроки выхода проекта на целевые показатели в опубликованной информации не раскрываются.
На пике на месторождении добывалось до 100 000 барр/сутки нефти, сейчас - около 11 000 барр/сутки. GeoPark амбициозно заявила о желании довести добычу до 95 000 барр/сутки и удержать стабильную добычу в течение 10 лет.

Соглашение стало очередным договором с международными нефтяными компаниями по расширению присутствия в нефтегазовом секторе Венесуэлы.

Частная компания GeoPark, контрольный пакет которой принадлежит Grupo Gilinski, намерена задействовать техническую экспертизу для повышения коэффициента извлечения нефти (КИН) на месторождении Bare. Компания также возьмет на себя 100% капитальных вложений для значительного увеличения объема добычи в ближайшие годы.


По его словам, соглашение выходит за рамки обычной коммерческой сделки. Ранее компания неоднократно заявляла о своей цели стать крупнейшей частной нефтедобывающей структурой в регионе, используя свои активы в аргентинском сланцевом месторождении Вака-Муэрта.

В рамках Программы развития нефтедобычи (CPP) компания GeoPark, как оператор, будет иметь чистую экономическую долю в размере 65%. Оператор имеет права на прямую продажу и монетизацию углеводородов, доступ к критически важной инфраструктуре, а также подчиняется положениям об оперативном контроле, механизмам экономического перебалансирования и гарантиям компенсации, призванным смягчить операционные сбои.

Таким образом, компания располагает ликвидными средствами в размере приблизительно 700 млн долларов США, а также гарантированными или согласованными источниками финансирования, включая приблизительно 310 млн долларов США в виде денежных средств.

Ожидается, что добавление месторождения Bare и увеличение добычи на месторождении Vaca Muerta в Аргентине потенциально позволит довести добычу на GeoPark до 75–85 тыс. баррелей нефтяного эквивалента (бнэ)/сутки к 2030 году, что примерно в 2,7 раза превышает текущий уровень добычи компании.

Официоз

Соглашение по Bare стало частью серии договоренностей, заключенных Венесуэлой с международными нефтегазовыми компаниями в последнее время. Компании рассматривают возможность расширения существующих проектов и начала новых операций в стране.
Для стимулирования активности компаний 1 сентября в Венесуэлу прибыл министр энергетики США Крис Райт.

Отдельно от этих соглашений находится договоренность между американскими и венесуэльскими властями, предусматривающая предоставление США доступа к 17 нефтяным месторождениям Венесуэлы.

Месторождение Bare

• находится в штате Ансоатеги (Anzoátegui), примерно в 70 км к северу от реки Ориноко;
• входит в нефтеносный пояс Ориноко (конкретно - в блок Аякучо);
• фонд скважин - примерно 1100 ед.;
• здесь добывают сверхтяжелую нефть (около 9 °API, вязкость примерно 49 250 сП);
• из-за такой консистенции нефть сложно перекачивать - часто требуется разбавление более лёгкой нефтью, что повышает себестоимость;
• по оценкам на 2015–2016 гг., доказанные запасы составляли порядка 1,8 млрд барр. нефти. Нынешняя оценка запасов нефти - 15,7 млрд баррелей;
• объем накопленной добычи нефти - 700 млн баррелей;
• текущая добыча приближается к 11 000 барр/сутки, потенциальный объем добычи - до 95 000 барр/сутки;
• ожидаемый период стабильной работы на полке - 10 лет с объемом 55 000–62 000 барр/сутки;
• проект изначально развивала государственная компания Petróleos de Venezuela (PDVSA);
• в рамках CPP предусматривается совокупная чистая добыча на месторождении в объеме приблизительно 400 млн баррелей, что позволит увеличить коэффициент извлечения нефти (КИН) с 4–5% до 8–9%.

Читать полностью

Москва, 4 сен – ИА Нефтегаз.РУ. В преддверии Дня работника нефтяной и газовой промышленности Славнефть-Мегионнефтегаз перезапустил историческую скважину Р-1 Мегионского месторождения, с которой в 1961 г. началась промышленная нефтедобыча в Среднем Приобье. После более чем 40 лет консервации скважина вновь дала промышленный приток нефти.

Проект реализован при технологической поддержке инженеров Газпром нефти. Специалисты провели комплексный анализ геологических данных с применением современных методов цифрового моделирования. Это позволило выявить остаточные запасы в тонких нефтенасыщенных пропластках и определить оптимальную технологию их вовлечения в разработку.

Ключевым решением стало строительство боковых горизонтальных стволов с использованием современных инструментов бурения. Такой подход позволил получить доступ к ранее не вовлеченным запасам и восстановить добычу на зрелом месторождении.

При запуске скважины достигнута обводненность продукции на уровне 20%. Для зрелого актива это является высоким показателем: на аналогичных месторождениях Западной Сибири доля воды в продукции сегодня нередко превышает 90%.

Проект демонстрирует потенциал применения цифровых моделей и современных технологий бурения для повышения эффективности разработки зрелых месторождений и трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ). Тиражирование подобных решений может способствовать увеличению срока эффективной эксплуатации нефтяных активов Западной Сибири.

Первая скважина в истории югорской добычи

Приток нефти из скважины Р-1, полученный в 1961 г., стал важной вехой в освоении нефтегазовых ресурсов Среднего Приобья. Работы были связаны с деятельностью геолога Ф.Салманова, который инициировал проведение поисковой экспедиции в Сургутском районе в период, когда перспективы нефтеносности региона оставались предметом споров.

Открытие Мегионского месторождения стало одним из событий, определивших дальнейшее развитие крупномасштабной нефтедобычи в Западной Сибири.

В этом году исполнилось 65 лет со дня открытия Мегионского месторождения.


По словам главы региона, развитие технологий работы со сложными запасами и зрелыми месторождениями остается одним из ключевых направлений для нефтяной отрасли Югры.

Генеральный директор Славнефть-Мегионнефтегаза А. Баринов подчеркнул, что результаты перезапуска подтверждают сохраняющийся ресурсный потенциал зрелых активов.


По его словам, компания рассчитывает сформировать задел для стабильной добычи на долгосрочную перспективу за счет развития ресурсной базы и внедрения современных технологических решений. Читать полностью

Москва, 4 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Не было времени смотреть ленту? Тогда читайте наш краткий топ-10 новостей этой пятницы.

В подборку вошли наиболее заметные события дня:

1. Газпром нарастил газификацию и готовится к запуску новых месторождений и газопроводов. В 2026 г. компания планирует довести оперативный резерв в ПХГ до 73,296 млрд м³ - это станет новым историческим рекордом.
2. СПГ-терминал в Штаде начнет пусконаладочные работы в сентябре. FSRU Energos Force возвращается из Иордании.
3. Монголия сохранит импорт топлива из России после запуска НПЗ. Страна ежегодно потребляет около 3 млн т топлива, 97% которого импортирует из РФ.
4. В Казахстане ожидают снижения нефтедобычи в 2027 г. из-за переноса ремонта на Тенгизе. Ранее из-за череды инцидентов власти снизили прогноз по нефтедобыче на 2026 год с 98 млн т до 96 млн т.
5. Суд Гааги признал юрисдикцию Нидерландов в спорах украинских компаний с Газпромом. Суд отметил, что Газпром обладает собственной правосубъектностью.
6. Бензин на бирже РФ подешевел по итогам недели. АИ-95 снизился в цене на 2,78%, АИ-92 – на 2,48%.
7. Великобритания может одобрить бурение на месторождении Jackdaw 15 сентября. Решение по проекту Shell и Equinor ожидается на фоне высоких цен на энергоносители.
8. Shell и Chevron договорились с Ганой о правах на нефтегазовый блок. Компании подписали предварительное соглашение по South Deepwater Tano Cape Three Points на фоне реформы нефтегазового сектора страны.
9. Eni стала оператором месторождения Хунин-5 в Венесуэле. Компания подписала долгосрочное соглашение с венесуэльской PDVSA, согласно которому получает исключительное право на управление нефтяным месторождением в нефтяной зоне Ориноко.
10. Shell приобретет долю в проектах bp в Мексиканском заливе и Бразилии. Shell получит 30% в перспективном участке Conifer и 50% в бразильском блоке Tupinamba.

О главных событиях четверга — читайте здесь.
Читать полностью

Москва, 4 сен – ИА Нефтегаз.РУ. России и Китаю необходимо формировать технологическую и инфраструктурную основу для долгосрочного роста взаимной торговли энергоресурсами.
Об этом в ходе 23-го заседания межправительственной российско-китайской комиссии по энергетическому сотрудничеству заявил вице-премьер РФ А. Новак.
Заседание российско-китайской межправкомиссии по энергетике состоялось 4 сентября 2026 г. на площадке Восточного экономического форума (ВЭФ) под председательством А. Новака и заместителя премьера Госсовета КНР Дина Сюэсяна. В заседании МПК также принял участие глава Минэнерго РФ С. Цивилев.

23-е заседание МПК

В ходе заседания российско-китайской МПК по энергетике стороны обсудили ключевые направления взаимодействия в ТЭК, включая поставки нефти, газа и угля, развитие газотранспортной инфраструктуры, совместные проекты в Арктике, нефтегазохимии и атомной энергетике, а также перспективные направления сотрудничества в области возобновляемой энергетики и цифровизации отрасли.
Тезисы от А. Новака:

• энергетическое сотрудничество России и Китая последовательно развивается, приобретая все более комплексный характер,
• для нас важно не только обеспечивать надежность текущих поставок, но и формировать технологическую и инфраструктурную основу для долгосрочного роста взаимной торговли энергоресурсами.

С. Цивилев отметил, что энергетическое взаимодействие двух стран опирается на устойчивые договоренности и реализуемые совместные проекты.
Тезисы от С. Цивилева:

• российско-китайское энергетическое партнерство доказало свою устойчивость и способность отвечать на новые вызовы,
• сегодня мы видим возможности для дальнейшего расширения сотрудничества – от увеличения поставок энергоресурсов до реализации высокотехнологичных проектов и обмена компетенциями.

Отмечено, что Китай остаётся крупнейшим зарубежным партнером России в энергетической сфере. В 2025 г. на энергоресурсы приходилось около 30% двустороннего товарооборота. Так, как сообщил И. Сечин 4 сентября в ходе открытия РКЭБФ, поставки российской нефти в КНР превышают 100 млн т/год, это 23% китайского импорта, а за 7 месяцев 2026 г. объем поставок составил 67 млн т. Также Россия является крупнейшим поставщиком газа в Китай – доля России в импорте природного газа КНР составляет около 30%, по трубопроводному газу – 47%, по сжиженному природному газу (СПГ) – 14%. Поставки российского угля в Китай в 2025 г. составили около 90 млн т, российская доля в китайском импорте угля – около 20%.

Газовые проекты

Дин Сюсян отметил стабильную работу маршрутов поставок энергоносителей в Китай и плановую реализацию новых проектов, в т.ч. завершение строительства магистрального газопровода (МГП) в рамках Дальневосточного маршрута.
Тезисы от Дина Сюсяна:

• в плановом режиме идут поставки через китайско-российский нефтепровод (ВСТО) и газопровод по Восточному маршруту,
• завершено строительство трансграничного участка по Дальневосточному маршруту, стремимся к запуску полноценных поставок к 2027 г.,
• сейчас параллельно работаем над увеличением поставок через действующие газопроводы,
• стабильно работает проект Ямал СПГ, планомерно идет строительство проекта Арктик СПГ-2.

Восточный маршрут поставок газа в Китай (МГП Сила Сибири-1) стабильно работает. Проектная мощность МГП Сила Сибири-1 составляет 38 млрд м³/год. В 2025 г. поставки увеличились на 24,8%, до 38,84 млрд м³ газа, контрактные обязательства по просьбе CNPC Газпром превысил на 2,1%. В сентябре 2025 г. было согласовано увеличение до 44 млрд м³/год.

По итогам заседания МПК Минэнерго РФ сообщило, что Россия продолжает поставки по газопроводу Сила Сибири на максимальном контрактном (но не сверхконтрактном) уровне.

Также министерство подтвердило, что ведется подготовка к запуску Дальневосточного маршрута мощностью 12 млрд м³/год. Речь идет о газопроводе-отводе от МГП Сахалин – Хабаровск – Владивосток (СХВ) из России в Китай (как в случае с Западным маршрутом было бы логично разделить наименования российского газопровода и отвода от него в Китай, последний можно было бы назвать Силой Уссури). Газпром ранее сообщал, что проект выходит на этап пусконаладочных работ. Запуск ожидается в конце января 2027 г.

Кроме того, обсуждаются новые перспективные направления газового сотрудничества, включая проект Сила Байкала. Нефтегаз.РУ напоминает, что под этим названием теперь говорится о части планируемого Западного маршрута поставок газа в Китай экспортной мощностью до 50 млрд м³/год газа. В целом Западный маршрут будет включать:

• МГП Сила Сибири-2 в России, который должен связать Единую систему газоснабжения России (ЕСГ) с МГП Сила Сибири-1,
• МГП Сила Байкала – газопровод-отвод в России от МГП Сила Сибири-2 из Иркутской области через республику Бурятию до границы с Монголией,
• МГП Союз Восток на территории Монголии, принимающий газ из МГП Сила Байкала.

В сентябре 2025 г. Россия, Монголия и Китай подписали юридически обязывающий меморандум по Западному маршруту. По контракту Газпром и CNPC переговоры продолжают. А. Новак сообщил, что в рамках межправкомиссии контрактный вопрос обсуждался и было признано целесообразным продолжить работу по подготовке документа с тем, чтобы Газпром и CNPC быстрее вышли на конкретные договоренности.

Другие направления

Минэнерго РФ также отметило, что продолжается реализация совместных проектов в сфере сжиженного природного газа, газопереработки, угольной промышленности и атомной энергетики. В частности, российская сторона поставляет оборудование для энергоблоков Тяньваньской АЭС и АЭС Сюйдапу.

В ходе заседания также рассмотрены перспективы взаимодействия в области возобновляемой энергетики, цифровых технологий управления энергосистемами, климатических решений и взаимного признания зелёных сертификатов.

Отдельной темой стали поставки электроэнергии. Электроэнергия с Дальнего Востока в провинцию Хэйлунцзян поставлялась по 3 ЛЭП – 500 кВ Амурская – Хэйхэ, 110 кВ и 220 кВ. На подстанции (ПС) 500 кВ Хэйхэ была установлена вставка постоянного тока мощностью 750 МВт, которая обеспечивала синхронную работу энергосистем РФ и Китая с разными параметрами частоты и устойчивости.

Поставки электроэнергии из России в Китай были остановлены в январе 2026 г. на фоне роста потребления электроэнергии на Дальнем Востоке России и исходя из экономических соображений.

Дин Сюэсян сообщил, что китайские и российские компании расширяют сотрудничество, активизируют обмен технологиями в области электроэнергии и рассматривают возможность сотрудничества по обратным поставкам электроэнергии из Китая в Россию.

По итогам встречи стороны подтвердили заинтересованность в дальнейшем расширении практического сотрудничества и реализации новых совместных энергетических проектов.
Читать полностью

Москва, 4 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Власти Великобритании 15 сентября могут одобрить новые буровые работы в рамках разработки газового месторождения Jackdaw в Северном море, разрабатываемого Shell и Equinor. Об этом сообщила газета The Times со ссылкой на источники в правительстве.

Shell и Equinor были вынуждены повторно подать заявку на получение разрешения после решения суда в 2025 г., вынесенного по иску экологических активистов. Разрешение на новые буровые работы должно быть выдано с учетом ужесточившихся требований.

Представитель британского министерства энергетической безопасности и Net Zero отказался комментировать возможное решение. При этом он отметил, что Северное море остается важным национальным активом, а нефть и газ будут играть значимую роль в энергосистеме страны в течение ближайших десятилетий.

Разработка Jackdaw

Решение по проекту Jackdaw приобретает дополнительное значение для премьер-министра Великобритании Э. Бернхэма с момента его вступления в должность в июле на фоне высоких цен на энергоносители, которые продолжают влиять на потребителей и бизнес.

Кроме того, президент США Д. Трамп призвал британское правительство активнее использовать собственные запасы ископаемого топлива.

Э. Бернхэм заявил, что намерен придерживаться прагматичного подхода к энергетической политике. По его словам, нефть и газ остаются важной частью энергетического перехода Великобритании, однако правительство сохраняет курс на развитие возобновляемых источников энергии (ВИЭ).

Как пишет The Times, премьер-министр может объявить о решении по Jackdaw во время визита в Абердин. Одновременно ожидается заявление о новых инвестициях в возобновляемую энергетику.

При этом правительство, по данным газеты, вряд ли одобрит расширение нефтегазового проекта Rosebank. Решение по нему может быть принято позднее.

Газовое месторождение Jackdaw расположено примерно в 240 км от побережья Абердина. На пике добычи оно сможет обеспечить объем энергоресурсов, достаточный для отопления более 1,4 млн домов.

Судебные споры вокруг Jackdaw и Rosebank

Проекты Jackdaw и Rosebank ранее оказались в центре судебного разбирательства с экологическими организациями. В январе 2025 г. Сессионный суд Эдинбурга признал недействительными разрешения британского правительства на разработку обоих месторождений.

Иски против проектов подали Greenpeace и экологическая организация Uplift. Активисты утверждали, что при выдаче разрешений власти не учли выбросы, которые возникают при последующем сжигании добываемых нефти и газа, а сами проекты не соответствуют климатическим обязательствам Великобритании и планам по достижению нулевого уровня выбросов.

Суд постановил, что при оценке проектов необходимо учитывать не только выбросы непосредственно при добыче углеводородов, но и их последующее сжигание. При этом компаниям разрешили продолжать подготовительные работы, однако добыча на месторождениях не могла начаться до получения новых разрешений.

Британские власти не стали оспаривать решение суда и начали подготовку новых экологических рекомендаций. После их принятия Shell и Equinor получили возможность повторно обратиться за разрешениями на разработку своих проектов.

Инвестиции в проекты

В июле-августе 2026 г. британские власти провели публичные консультации по Jackdaw и Rosebank в рамках процедуры повторного согласования проектов. Отраслевые организации призвали правительство ускорить выдачу разрешений, указав на значение проектов для энергетической безопасности и экономики страны.

По оценке Offshore Energies UK, совокупный объем инвестиций в Jackdaw и Rosebank составляет около 10,8 млрд фунтов стерлингов. На Jackdaw приходится около 2,1 млрд фунтов стерлингов, причем более трех четвертей этой суммы должны быть направлены в британскую экономику.

При одобрении проекта добыча на месторождении Jackdaw может начаться уже этой зимой, а на пике оно способно обеспечить около 6,5% добычи газа Великобритании в Северном море.

Подпишитесь

Читать полностью