Токио, 17 июн - ИА Neftegaz.RU. Япония, один из крупнейших мировых импортеров сжиженного природного газа (СПГ), в мае 2026 г. зафиксировала минимальный месячный объем ввоза СПГ почти за четверть века из-за глобального дефицита и быстрого расходования собственных резервов.
Об этом свидетельствуют данные министерства финансов страны.

В мае импорт составил 3,96 млн т, что на 15% меньше, чем годом ранее. Последний раз столь низкий уровень поставок был отмечен в июне 2002 г., когда было получено 3,883 млн т.

Параллельно коммерческие запасы СПГ в Японии упали на 18% (на 420 тыс. т) по сравнению с маем 2025 г. Такая динамика расходится с многолетним трендом, предполагающим плавное увеличение резервов в преддверии летнего пика потребления. Национальной энергетике предстоит компенсировать этот провал в последующие месяцы.

С начала 2026 г. общий объем импорта снизился на 6% в годовом выражении и достиг 26,162 млн т.

Поставки российского СПГ в мае составили 453 тыс. т, сократившись на 9% относительно того же месяца 2025 г. (497 тыс. т). Японские получатели стабильно выбирают законтрактованные объемы по долгосрочным соглашениям, однако избегают дополнительных спотовых закупок. За январь-май 2026 г. импорт из России уменьшился на 5%, до 2,523 млн т. Крупнотоннажный СПГ в РФ выпускают заводы Сахалинской энергии (совладельцы - Газпром, Mitsui и Mitsubishi), Ямал СПГ (участники - НОВАТЭК, TotalEnergies, китайские CNPC и SRF), а также Газпром СПГ Портовая и Криогаз-Высоцк.

Из Ближневосточного региона в мае прибыло всего два танкера общим грузом 129 тыс. т, тогда как годом ранее отгрузки достигали 463 тыс. т. Сведения других импортеров указывают на то, что этот газ мог поступить исключительно из Омана, чьи экспортные терминалы расположены вне перекрытого Ормузского пролива.

Американский СПГ продемонстрировал рост на 43%: поставки из США увеличились до 677 тыс. т.

Япония, не располагающая собственной газодобычей, полностью зависит от морских поставок и традиционно наращивает закупки к началу лета, когда нагрузка на энергосистему резко возрастает из-за массового использования кондиционеров. Период восполнения запасов перед зимним отопительным сезоном ограничен коротким осенним окном, что делает страну уязвимой к любым перебоям с поставками и требует заблаговременного формирования резервов.


Автор: А. Шевченко Читать полностью

Москва, 17 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Оил Ресурс заключил договор с Центром компетенций технологического развития ТЭК (ЦКТР ТЭК) при Минэнерго РФ о сотрудничестве в области подготовки и проведения отраслевых опытно-промышленных испытаний (ОПИ) технологии термохимического воздействия (ТТХВ).
Об этом Оил Ресурс сообщил 17 июня 2026 г.

Стандарт для ТТХВ

Договор, заключенный Оил Ресурс и ЦКТР ТЭК, предусматривает:

• совместную работу по формированию отраслевой нормативной и методологической базы для внедрения технологии ТХВ и комплексной нефтесервисной услуги Флот ТТХВ,
• разработку и утверждение отраслевых технических требований к оборудованию, методик проведения испытаний, а также экспертно-методологическое сопровождение ОПИ.

ОПИ являются ключевым этапом подготовки новой технологии к промышленному внедрению. Их задача – подтвердить работоспособность оборудования в реальных условиях эксплуатации, определить оптимальные режимы работы комплекса и сформировать доказательную базу для дальнейшего применения технологии на объектах нефтедобывающих компаний.

Однако результаты испытаний, проведенных по внутренним стандартам одной компании, не всегда могут быть использованы другими участниками рынка. Это приводит к необходимости повторного проведения испытаний и увеличивает сроки внедрения новых технологий. Поэтому одной из задач проекта станет разработка и согласование единых отраслевых требований и методик испытаний, которые позволят обеспечить сопоставимость результатов и создать основу для дальнейшего масштабирования технологии.

Текущее техническое задание в рамках договора рассчитано на 2026-2027 годы и включает 4 этапа работ:

• разработку отраслевых технических требований и методик испытаний,
• сопровождение опытно-промышленных испытаний,
• оценку потенциала промышленного внедрения технологии,
• подготовку предложений по дальнейшему развитию нефтесервисной услуги Флот ТТХВ.

Сам договор заключен в рамках долгосрочного сотрудничества сторон до 2030 г.

ОПИ ТТХВ

ОПИ ТТХВ планируется провести на Луговском месторождении в Саратовской области. Лицензию на Луговской участок недр Оил Ресурс получила в мае 2026 г., компания планирует использовать его как полигон для испытаний технологий повышения нефтеотдачи пластов (ПНП) и апробации технологических решений НТЦ Оил Ресурс в области повышения нефтеотдачи и работы с трудноизвлекаемыми запасами (ТрИЗ).

15 июня 2026 г. Оил Ресурс Добыча приступила к активной фазе подготовки Луговского месторождения. На объекте ведутся работы по подготовке площадки для строительства разведочной скважины №300 на девонские залежи, выводится из консервации скважина №9 в рамках подготовки месторождения к дальнейшему освоению. Всего до конца 2026 г. компания планирует ввести в работу 6 эксплуатационных скважин и перейти к этапу промышленной добычи.

Параллельно на месторождении ведется подготовка к ОПИ ТТХВ. Изготовление основного технологического оборудования компания уже завершено и компания готова к выходу на 1^ю фазу ОПИ.
1^я фаза испытаний запланирована на август 2026 г., она направлена на:

• подтверждение корректности технических параметров комплекса ТТХВ, работоспособности наземного и внутрискважинного оборудования, возможности доставки теплоносителя в целевой пласт,
• определение оптимальных режимов эксплуатации комплекса в реальных производственных условиях.

Проведение испытаний планируется осуществить в отраслевом формате с привлечением представителей ключевых нефтедобывающих компаний России, включая организации, уже использующие или рассматривающие применение тепловых методов ПНП. Представители отрасли будут участвовать в согласовании методик испытаний и оценке полученных результатов.

По итогам ОПИ результаты планируется представить на профильных экспертных площадках нефтегазовой отрасли, включая Научно-технический совет по вопросам научно-технологического развития ТЭК при Минэнерго РФ, для обсуждения перспектив дальнейшего промышленного внедрения технологии.

Флот ТТХВ от Оил Ресурса

Термохимическое воздействие является одним из методов ПНП, позволяя увеличивать нефтеотдачу за счет изменения свойств породы, внутрипластовой генерации синтетической нефти из керогена и молекулярной модификации битуминозной нефти в более легкие нефти. По оценкам Оил Ресурса, технология ТХВ способна повысить рентабельный коэффициент извлечения нефти (КИН) до 60%.

Принцип действия технологии ТХВ заключается в закачке в нефтеносный пласт сверхкритической воды (температура свыше 374°C) с катализаторами под высоким давлением (более 21,4 МПа), что инициирует процесс внутрипластовой конверсии и приводит к увеличению дебита скважин и общей извлекаемости запасов.

Ключевым элементом технологии является специализированное оборудование, разработанное на основе НИОКР НТЦ Оил Ресурс. Производство самого оборудования осуществляется на мощностях китайских партнеров, обладающих экспертизой в серийном выпуске сложного нефтепромыслового оборудования. Так, в июне 2026 г. The Eighth Construction Company of CNPC Ltd., дочка CNPC, отгрузила основной элемент технологического комплекса ТТХВ – генератор сверхкритической воды (СКВ) в мобильном исполнении.

Помимо генератора СКВ, наземное оборудование флота ТХВ включает системы подготовки и очистки теплоносителя (обеспечивают удаление примесей, которые могут мешать процессу в экстремальных условиях), насосные станции (для циркуляции теплоносителя под высоким давлением), установки для химической обработки (могут быть включены в систему для добавления реагентов, усиливающих термохимическое воздействие). Внутрискважинное оборудование флота ТХВ включает насосно-компрессорные трубы (НКТ), обвязку, термостойкие клапаны, задвижки и датчики, оборудование для мониторинга и др., способные работать в условиях высоких температур и давления.

Оил Ресурс нацелена на индустриализацию своих разработок, формирование производственных цепочек, и интеграцию оборудования и сервисных компетенций в комплексную нефтесервисную услугу Флот ТХВ, включающую элементы подбора объекта воздействия, инженерного моделирования, флот специализированного термостойкого оборудования и системы цифрового мониторинга.
Читать полностью

Нью-Дели, 17 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Импорт нефти в Индию сократился в апреле, следует из статистических материалах министерства торговли.

Индия в апреле 2026 г. снизила закупки нефти на внешних рынках. По данным ведомства, объем импорта составил 19,53 млн т, что на 34,1% меньше по сравнению с аналогичным периодом 2025 г. При этом снижение в денежном выражении оказалось менее значительным – расходы сократились на 9,4%, до 15,37 млрд долл. США.

Для сравнения:

• в марте 2026 г. страна импортировала 15,85 млн т нефти на сумму 9,53 млрд долл. США;
• в феврале 2026 г. - 20,53 млн т на сумму 9,82 млрд долл. США.

Крупнейшим поставщиком нефти в Индию остается Россия, удерживающая первое место с июня 2022 г. В апреле объем поставок составил 6,7 млн т:

• это на 22% ниже уровня апреля прошлого года,
• но на 27% выше мартовских показателей.

Несмотря на сокращение объемов, доля российской нефти в структуре импорта выросла до 34,3% против 33% месяцем ранее. Общая стоимость поставок достигла 5,79 млрд долл. США.

Поставки из Саудовской Аравии составили 3,24 млн т, сократившись на 12% в годовом выражении, но почти удвоившись по сравнению с мартом. Объединенные Арабские Эмираты поставили 2,16 млн т нефти, что на 27% меньше, чем годом ранее, однако также значительно выше уровня предыдущего месяца.

В денежном выражении закупки у этих стран оцениваются в 2,8 млрд долл. США и 1,7 млрд долл. США соответственно.

На фоне обострения ситуации на Ближнем Востоке Индия резко сократила закупки нефти у ряда поставщиков:

• особенно заметно снизились поставки из Ирака – до 147,9 тыс. т (падение в 36 раз в годовом сравнении и в 12 раз – в месячном выражении);
• существенно уменьшился импорт из Египта – до 74,7 тыс. т (падение в 5,5 раз г/г и в 4,2 раза к марту),
• и Кувейта, где объемы также сократились кратно – до 69,1 тыс. т (падение в 19,7 раза г/г и в 6,3 раза к марту).

Поставки из США снизились почти в 5 раз по сравнению с апрелем прошлого года и на 12,4% относительно марта, составив 724,5 тыс. т.

Диверсификация поставок

Компенсируя снижение поставок из традиционных источников, Индия нарастила импорт нефти из альтернативных направлений. Существенный рост показали:

• Бразилия (1,3 млн т) – рост в 2,2 раза г/г, в 3,9 раза к марту,
• Нигерия (925,6 тыс. т) – +19% г/г, рост в 3,8 раза к марту,
• Ангола (881,2 тыс. т) – +11% г/г, -28% к марту,
• Венесуэла (822,5 тыс. т) – в 4,6 раза г/г, в марте поставок не было,
• Колумбия (583,5 тыс. т) – в 3,3 раза г/г, в 1,8 раза к марту.

Итоги с начала года и долгосрочная динамика

По итогам января–апреля 2026 г. Индия импортировала 77,9 млн т нефти на сумму около 45 млрд долл. США, что на 14,1% меньше, чем за аналогичный период 2025 г.

В то же время по итогам 2025 г. страна, напротив, увеличила импорт до 262,47 млн т (+6,1% к 2024 г.). На российскую нефть пришлось 84,86 млн т (32,3% от общего объема), на Ирак – 49,7 млн т (-2%), на Саудовскую Аравию — 36,51 млн т (+14%).

Читать полностью

Москва, 17 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Уровень заполненности подземных хранилищ газа (ПХГ) в странах ЕС находится на минимальном уровне за последние 5 лет.
Очередной пост в своем Telegram-канале о ситуации с ПХГ в ЕС Газпром опубликовал после 3,5-недельной паузы 17 июня 2026 г.

5-летний минимум

Основываясь на данных Ассоциации европейских операторов газовой инфраструктуры Gas Infrastructure Europe (GIE) на 15 июня 2026 г., Газпром отметил:

• заполненность ПХГ Европы находится на самом низком уровне за последние 5 лет,
• объем газа в европейских ПХГ на 9 млрд м³ или на 16,6% меньше, чем в прошлом году.

По данным GIE на 15 июня 2026 г., ПХГ в ЕС были заполнены на 45,03%, в них находилось 48,02 млрд м³ газа.

За последние 5 лет это, действительно, наименьший уровень заполненности ПХГ в ЕС, но историческим минимумом не является. Если взять 6-летний период, то в 2021 г. на 15 июня можно увидеть, что ПХГ были заполнены на 43,03%.

А за весь период наблюдения GIE (c 2011 г.) ниже текущего показателя европейские ПХГ были заполнены по состоянию на 15 июня в 2015 г. (на 44,39%), в 2018 г. (на 42,95%) и 2013 г. (на 42,9%). Есть нюанс – период до 2015 г. можно не рассматривать, поскольку совокупная активная емкость ПХГ в ЕС с тех пор значительно увеличилась – с 62,5 млрд м³ в 2011 г. до текущих 106,8 млрд м³, т.е. сравнение уровней заполненности будет непоказательным.

Тем не менее, Газпром справедливо указывает на медленный темп закачки. В 2025 г. на 15 июня ПХГ в ЕС были заполнены на 53,76%, в них находилось уже 57,51 млрд м³ газа. Текущий объем закачанного газа ниже прошлогоднего на 9,49 млрд м³ газа.

Причины вялой закачки Газпром уже называл – необходимость возмещения значительного объема отбора прошедшей холодной зимой, ограниченные возможности импорта с направлений, альтернативных российским, планомерные ограничения, направленные против российского газа (с 17 июня 2026 г. ЕС запретил импорт российского трубопроводного газа по краткосрочным контрактам, до конца 2027 г. планируется полный запрет), высокие цены на газ (свыше 700 долл. США/1000 м³).

Сезон отбора газа из ПХГ в ЕС завершился 31 марта 2026 г. На тот момент подземные хранилища были заполнены на 27,66%, в них находилось 29,64 млрд м³ газа. За период отбора из европейских ПХГ было извлечено 58,19 млрд м³ газа. С начала закачки восполнено 18,38 млрд м³ газа.

Газпром ранее прогнозировал, что уровень заполненности европейских ПХГ к началу следующего сезона отбора не дотянет и до 70%, при том что ЕК установлен целевой уровень заполненности ПХГ в 90% к 1 ноября.

И вновь о Нидерландах

Газпром также продолжает наблюдать за ситуацией с ПХГ в странах с крупнейшими мощностями подземного хранения газа в ЕС. Наибольшее внимание Газпром уделяет Нидерландам (3^е место по активной емкости ПХГ в ЕС) как стране с наиболее сложной ситуацией среди стран-лидеров.

По сообщению Газпрома:

• в хранилищах Нидерландов запасы остаются на историческом минимуме с самого начала сезона закачки,
• он стартовал в Европе 2,5 месяца назад, но нидерландские ПХГ заполнены всего на 1/5,
• всего в Нидерландах действуют 4 газовых хранилища, при этом одно из них – ПХГ Грейпскерк, из которого прошлой зимой был отобран весь газ, – все еще остается пустым.

В Нидерландах сезон отбора завершился 1 апреля 2026 г., на тот момент ПХГ были заполнены на 4,63%, в ПХГ оставалось около 630 млн м³ газа. ПХГ Норг и Грейпскерк, которые составляют более 50% от всех мощностей хранения газа в стране, были полностью опустошены.

По состоянию на 15 июня 2026 г. ПХГ в Нидерландах были заполнены на 21,99%, объем активного газа составлял 2,98 млрд м³. Уровень заполненности ПХГ Норг вырос с 0% до 35,25%, ПХГ Грейпскерк остается на 0^вом уровне по активному газу.

Впрочем, ситуация с Нидерландами, действительно, самая неоднозначная. В других странах с крупнейшими мощностями подземного хранения газа в ЕС ситуация не столь напряженная – в Германии ПХГ заполнены на 37,06%, в Италии – на 63,57%, во Франции – на 45,87%, в Австрии – на 50,31%.
Читать полностью

Москва, 17 июн – ИА Нефтегаз.РУ. На энергоблоке №2 атомной электростанции (АЭС) Аккую в Турции началась сварка ключевого компонента реакторной установки - главного циркуляционного трубопровода (ГЦТ). Об этом сообщила пресс-служба Аккую нуклеар.

По окончании работ реактор, парогенераторы и главные циркуляционные насосы войдут в единую систему первого контура, уточняется в сообщении.

В ходе технологической операции предстоит сварить 32 стыка ГЦТ и смонтировать около 260 т труб и металлоконструкций. Работы ведутся по отработанной методике с соблюдением требований к качеству и нормам безопасности. Задействованы сварщики, монтажники, дефектоскописты, специалисты по термообработке и сотрудники служб контроля качества. Каждый стык маркируется для полной прослеживаемости на всех этапах изготовления, контроля и приемки. Данные о всех операциях фиксируются в исполнительной документации и хранятся в течение всего жизненного цикла энергоблока. После сварки каждый стык проходит ультразвуковой, капиллярный и радиографический контроль.

«Сварка главного циркуляционного трубопровода относится к числу наиболее ответственных операций при сооружении энергоблока. Особые требования предъявляются к материалам и технологии выполнения работ, к квалификации персонала. Каждый стык проходит многоступенчатую проверку, а все этапы работ документируются. Такой подход обеспечивает высокий уровень надежности оборудования первого контура на протяжении всего срока эксплуатации АЭС», - сказал генеральный директор Аккую нуклеар С. Буцких.

Следующий этап — высокотемпературная термообработка сварных соединений для снятия внутренних напряжений металла и обеспечения заданных эксплуатационных характеристик трубопровода. На финальной стадии на внутреннюю поверхность стыков нанесут защитную антикоррозионную наплавку.

Ранее на АЭС Аккую в реактор энергоблока №1 были загружены имитационные тепловыделяющие сборки (ИТВС).

Главный циркуляционный трубопровод

• ключевой компонент реакторной установки, он предназначен для циркуляции теплоносителя между реактором, парогенераторами и главными циркуляционными насосами;
• в процессе работы энергоблока теплоноситель первого контура передает тепловую энергию через теплообменные поверхности парогенераторов воде второго контура, где образуется пар для работы турбогенератора;
• во время эксплуатации ГЦТ по трубопроводу будет циркулировать обессоленная вода температурой до 330 °C под давлением около 160 атмосфер, поэтому к качеству монтажа и сварных соединений предъявляются особые требования;
• общая длина труб ГЦТ превышает 150 м,
• толщина стенки - 70 мм.

Первая турецкая АЭС

АЭС Аккую сооружается на южном побережье страны в провинции Мерсин. Строительство началось в 2018 г.

АЭС сооружается Росатомом по российскому проекту, который подразумевает строительство и запуск четырех энергоблоков с реакторами типа ВВЭР-1200 поколения 3+. Мощность каждого энергоблока составит 1,2 ГВт, общая мощность станции будет достигать 4,8 ГВт. Проектный срок эксплуатации энергоблоков ВВЭР-1200 составляет 60 лет, в то же время есть возможность продления работы еще на 20 лет.

Проект уже можно назвать прецедентом, поскольку он первым в мире реализуется по модели Build-Own-Operate (BOO, строй-владей-эксплуатируй).

В декабре 2025 г. министр энергетики Турции А. Байрактар на встрече с журналистами рассказал, что РФ дополнительно выделила около 9 млрд долл. США для реализации АЭС Аккую. Ожидается, что выделенные средства получится привлечь в проект в 2026–2027 гг. При этом уже в следующем году Турция ожидает получить около 4–5 млрд долл. США.

На прошлой неделе на стройплощадку АЭС Аккую был доставлен комплект из четырех парогенераторов для блока №4.

Читать полностью

Загреб, 17 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Хорватская JANAF, оператор магистрального нефтепровода (МНП) Адрия, получила разрешение Управления по контролю за иностранными активами (OFAC) Минфина США на продолжение поставок нефти в адрес Нефтяной индустрии Сербии (Naftne industrija Srbije, NIS).
Об этом сообщает пресс-служба компании.

Лицензия действует до 1 июля 2026 г. и позволяет выполнять обязательства по действующему контракту на транспортировку сырья. Нефтетерминал и система МНП JANAF созданы для транспортировки нефти из порта Омишаль на острове Крк в Адриатическом море на НПЗ в Хорватии и др. странах Юго-Восточной и Центральной Европы.

Параметры Адриатического нефтепровода:

• протяженность - 631 км;
• пропускная мощность - 34 млн т/год нефти;
• потребители нефти: НПЗ в Хорватии, Словении, Сербии и Боснии и Герцеговине (24 млн т/год);
• предприятия в Венгрии, Чехии и Словакии (10 млн т/год).

Министр горного дела и энергетики Сербии Д. Джедович-Ханданович заявила, что NIS обеспечила рекордные запасы сырой нефти.

Ситуация вокруг сербской компании развивается на фоне санкционного давления со стороны США. В январе 2025 г. NIS и ее основной акционер – Газпром нефть – были включены в санкционные списки. Несмотря на несколько отсрочек, ограничения окончательно вступили в силу в октябре того же года.

В этих условиях акционеры компании рассматривают варианты изменения структуры владения. Ранее Газпром и венгерская MOL объявили о намерении заключить сделку по продаже доли в NIS. Одновременно сербские власти заявили о планах увеличить свою долю примерно на 5%, чтобы усилить влияние на ключевые решения компании.

Дополнительно MOL ведет переговоры с эмиратской ADNOC о возможном вхождении в капитал NIS в качестве миноритарного инвестора. Таким образом, обсуждается формирование новой конфигурации собственников с участием европейских и ближневосточных игроков.

По данным Министерства энергетики Сербии, российские акционеры уведомили американскую сторону о готовности передать контроль над компанией третьим лицам. Это рассматривается как один из возможных путей снятия санкционных ограничений.

Ранее OFAC продлило операционную лицензию для NIS до 1 июля 2026 г. К этой же дате привязан и крайний срок завершения переговоров о выкупе доли российских акционеров, в том числе обсуждаемой сделки с участием MOL.

В свою очередь MOL и правительство Сербии подписали соглашение акционеров о корпоративном управлении NIS. Это юридически обязывающий документ, детально прописывающий правила взаимодействия и управления компанией, обычно заключаемое на финальном этапе переговоров перед сделкой. В нем зафиксированы система будущего корпоративного управления NIS, структура и процессы принятия решений ее руководящих органов, а также стратегические цели.

MOL подчеркнула, что подписание соглашения акционеров с правительством Сербии является важным шагом, но процесс сделки еще не завершен:

• купли-продажи между MOL Group и Газпром нефтью о приобретении 56,15% акций NIS все еще находится на стадии доработки;
• ключевым условием закрытия сделки является одобрение Управления по контролю за иностранными активами Минфина США (OFAC).

Читать полностью

Москва, 17 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Международное энергетическое агентство (МЭА) ожидает резкого роста спроса на нефть и жидкие углеводороды (ЖУВ) в мире в 2027 г., но профицит все равно будет больше.
Ежемесячный доклад МЭА представило 17 июня 2026 г.

Спрос на нефть

По прогнозу МЭА, в 2026 г. спрос на нефть и жидкие углеводороды (ЖУВ) в мире снизится на 1,12 млн барр./сутки, до 103,29 млн барр./сутки. По сравнению с предыдущим докладом прогноз по динамике спроса ухудшен на 702 тыс. барр./сутки (месяцем ранее МЭА ожидало снижения на 418 тыс. барр./сутки).

С отставанием на 2 месяца от обычного графика МЭА озвучило первый прогноз на следующий год, в котором ожидает восстановления спроса. В 2027 г. спрос должен вырасти на 2,01 млн барр./сутки, до 105,3 млн барр./сутки.

Все ключевые аналитические структуры, наблюдающие за нефтяным рынком, сходятся во мнении, что перебои в поставках энергоносителей с Ближнего Востока, включая длительное закрытие Ормузского пролива, и резко выросшие цены вынуждают потребителей вводить меры экономии и переключаться по возможности на др. энергоносители. В 2027 г. ожидается улучшение ситуации, как минимум частичное восстановление поставок и в ответ на него компенсационный рост спроса.

Однако, если Управление энергетической информации Минэнерго США (EIA) и МЭА ожидают падения спроса в 2026 г., то ОПЕК – его замедления:

• согласно прогнозу EIA, в 2026 г. глобальный спрос на нефть и ЖУВ упадет на 1,09 млн барр./сутки, до 102,86 млн барр./сутки, но в 2027 г. вырастет на 2,46 млн барр./сутки, до 105,32 млн барр./сутки;
• ОПЕК ожидает, что в 2026 г. спрос вырастет на 970 тыс. барр./сутки, до 106,13 млн барр./сутки, в 2027 г. – на 1,73 млн барр./сутки, до 107,86 млн барр./сутки, прогноз по росту спроса на 2026 г. понижен, но о снижении спроса речи не идет.

По оценкам МЭА, мировой спрос на нефть в апреле и мае резко снизился на фоне сбоев в поставках из-за конфликта вокруг Ирана и роста цен на топливо. По предварительным данным, спрос на нефть во 2^м квартале 2026 г. сократится к аналогичному периоду 2025 г. в среднем на 5 млн барр./сутки. В наибольшей степени пострадали страны Азии и Ближнего Востока, в основном, Китай, Южная Корея, Япония, Индия, страны Юго-Восточной Азии, а также Европа. Снижение спроса в годовом сравнении ожидается и в 3^м квартале 2026 г. (на 1,7 млн барр./сутки), а в 4^м квартале начнется восстановление (на 1,1 млн барр./сутки).

Позитив МЭА видит в согласовании США и Ираном текста рамочного соглашения о переговорах по урегулированию конфликта. Несмотря на то, что этот документ еще не подписан (церемония намечена на 19 июня) и лишь открывает путь для 60-дневных переговоров, МЭА называет его крупнейшим прорывом в переговорах с начала конфликта и обнадеживающим шагом вперед.

МЭА ожидает, что в странах Организации экономического сотрудничества и развития (ОЭСР) спрос по итогам 2026 г. в целом снизится на 453 тыс. барр./сутки, до 45,44 млн барр./сутки, в странах не-ОЭСР – на 665 тыс. барр./сутки, до 57,86 млн барр./сутки. В 2027 г. спрос в странах ОЭСР вырастет на 241 тыс. барр./сутки, до 45,68 млн барр./сутки, в странах не-ОЭСР – на 1,76 млн барр./сутки, до 59,62 млн барр./сутки.

Предложение и баланс

По оценкам МЭА, в мае 2026 г. мировые поставки нефти сократились на 600 тыс. барр./сутки к апрелю, до 94,5 млн барр./сутки, в результате чего общие потери с февраля 2026 г. составили 13,6 млн барр./сутки.

Во 2^м квартале 2026 г. мировые поставки нефти составили 95,6 млн барр./сутки по сравнению со 103,5 млн барр./сутки в 1^м квартале. В 3^м квартале ожидается рост до 102,6 млн барр./сутки, в 4^м – до 107,7 млн барр./сутки. МЭА ожидает, что рамочное соглашение между США и Ираном может открыть путь к возобновлению судоходства в Ормузском проливе и снятию блокады США с иранского нефтяного экспорта.

МЭА ожидает, что в 2026 г. мировые поставки нефти сократятся на 3,9 млн барр./сутки до 102,4 млн барр./сутки. Прогноз немного улучшен по сравнению с предыдущим докладом. В 2027 г. МЭА ожидает резкого роста добычи – на 7,9 млн барр./сутки, 110,3 млн барр./сутки.

Добыча в странах ОПЕК+ в 2026 г. снизится на 4,7 млн барр./сутки и составит 42,1 млн барр./сутки, в странах вне ОПЕК+ – вырастет на 820 тыс. барр./сутки, до 60,3 млн барр./сутки. Приостановка добычи в Катаре и ОАЭ будет компенсирована ее ростом в странах Северной и Южной Америки: США, Канаде, Бразилии, Гайане и Аргентине. В 2027 г. добыча ОПЕК+ может вырасти на 5,5 млн барр./сутки, до 47,6 млн барр./сутки, стран вне ОПЕК+ – на 2,5 млн барр./сутки, до 62,7 млн барр./сутки.

В 2026 г. МЭА видит дефицит предложения на нефтяном рынке в объеме 890 тыс. барр./сутки, но уже в 2027 г. его должен сменить профицит предложения в объеме 5 млн барр./сутки.

Однако, декларируя слабость спроса на нефть и нефтепродукты, МЭА с удивлением констатирует рекордные темпы сокращения запасов. По предварительным данным, мировые наблюдаемые запасы нефти в среднем сократились на 3,8 млн барр./сутки с начала конфликта, при этом в мае наблюдалось значительное сокращение (на 143 млн барр. или на 4,6 млн барр./сутки). Государственные запасы стран ОЭСР за этот период сократились на 163 млн барр. (на 1,8 млн барр./сутки) и достигли самого низкого уровня с декабря 1990 г. из-за ускоренного вывода нефти из стратегических резервов.

МЭА отмечает, что дальнейшее снижение в ближайшие месяцы может привести к тому, что мировые запасы нефти достигнут исторически низких уровней, но успокаивает рынок тем, что баланс сместится в сторону избытка предложения к концу 2026 г.

Добыча ОПЕК⁺

По данным МЭА, в мае 2026 г. добыча 17 стран ОПЕК⁺, ограничивающих добычу (без учета Ирана, Венесуэлы и Ливии) сократилась на 40 тыс. барр./сутки к апрелю, до 24,26 млн барр./сутки (ОАЭ, покинувшие ОПЕК и ОПЕК⁺ с 1 мая, уже не учитываются). Добыча 8 стран ОПЕК, участвующих в сокращении добычи, выросла на 150 тыс. барр./сутки, до 11,7 млн барр./сутки, вне ОПЕК – сократилась на 200 тыс. барр./сутки, до 13,93 млн барр./сутки.

Страны ОПЕК добывали ниже целевого уровня на 8,47 млн барр./сутки, а вне ОПЕК – на 970 тыс. барр./сутки. Целевым показателем по добыче ОПЕК+ на май 2026 г. МЭА называет 33,7 млн барр./сутки с учетом добровольных обязательств и компенсаций (на основании данных Секретариата ОПЕК, показатель должен составлять 38,006 млн барр./сутки).

Сверхдобычу в мае 2026 г., по данным МЭА, допустили Казахстан (добывал 1,95 млн барр./сутки, что на 360 тыс. барр./сутки выше квоты), а также Габон и Конго, но их квоты и объемы добычи значительно меньше.

Что в России?

По данным МЭА, Россия в мае 2026 г. снизила добычу на 220 тыс. барр./сутки по сравнению с апрелем, до 8,74 млн барр./сутки. От целевого уровня ОПЕК⁺ на май Россия отстала на 960 тыс. барр./сутки (по данным вторичных источников, приводимых в докладе ОПЕК, Россия в мае 2026 г. снизила добычу на 9 тыс. барр./сутки к апрелю, до 9,009 млн барр./сутки, добыча была ниже целевого уровня на 690 тыс. барр./сутки).

Экспорт нефти и нефтепродуктов из России в мае 2026 г. остался на уровне апреля – 7,35 млн барр./сутки. Экспорт нефти вырос на 170 тыс. барр./сутки, до 5,19 млн барр./сутки. Экспорт нефтепродуктов снизился на 150 тыс. барр./сутки, до 2,16 млн барр./сутки.

Доходы России от экспорта нефти и нефтепродуктов в мае 2026 г. упали на 710 млн долл. США в месячном сравнении, составив 20,8 млрд долл. США в связи со снижением цен. Однако в годовом сравнении показатель подскочил на 8,18 млрд долл. США и остался на уровне, близком к историческому максимуму. Читать полностью

Москва, 17 июн – ИА Нефтегаз.РУ. На строительной площадке инновационного энергоблока БРЕСТ-ОД-300 в Северске Томской области в фундамент турбоагрегата залили бетон. За сутки специалисты уложили 578 м³ тяжелого бетона.
Об этом сообщает пресс-служба Росатома.

Для будущей устойчивости фундаментных колонн и технологического оборудования основание оснащено 36 пружинными виброизолирующими элементами. С их помощью снизится вибрационная нагрузка от работающего турбоагрегата на окружающие объекты.

В течение следующих двух недель бетон будет набирать прочность, а затем строители начнут устанавливать опорные закладные плиты турбины и генератора. После выверки их положения плиты будут залиты безусадочным раствором. Через месяц строители перейдут к заключительному этапу работ.

Осенью должен начаться монтаж турбины и генератора электрической мощностью 300 МВт. Напомним, основное силовое оборудование для реактора БРЕСТ-ОД-300 изготовлено российским предприятием и доставлено на площадку Сибирского химического комбината (СХК) в конце прошлого года. Турбоагрегат предназначен для преобразования энергии водяного пара, вырабатываемого парогенераторами реакторной установки, в электроэнергию.

Одновременно с бетонированием на площадке ОДЭК продолжается сооружение «ядерного острова». Напомним, он представляет собой комплекс сооружений, которые связаны с эксплуатацией ядерного реактора энергоблока. В его состав входят:

• реакторное здание (10UJA, 20UJA, 10Uba, 20Uba),
• вспомогательное реакторное здание для управления (10UKC, 20 UKC),
• хранилище ядерного топлива (10UFC),
• комплекс переработки и хранения твердых радиоактивных отходов (00UKS),
• хранилище отработавшего ядерного топлива (ОЯТ),
• системы аварийной безопасности и др.

К концу 2025 г. строители смонтировали оболочку центральной полости реакторной установки, где будет размещаться активная зона, а также оболочки периферийной полости для парогенераторов, циркуляционных насосов свинцового теплоносителя.

В ближайшее время пространство между полостями зальют особым жаростойким бетоном, который обеспечит конструктивную прочность границы первого контура теплоносителя, создаст надежную тепловую и радиационную защиту энергоблока.

Отметим, что БРЕСТ-ОД-300 на быстрых нейтронах со свинцовым теплоносителем является частью проекта Прорыв по замыканию ядерного топливного цикла (ЗЯТЦ).
Росатом приступил к строительству энергоблока в июле 2021 г. Физический пуск реактора БРЕСТ-ОД-300 запланирован на 2028 г., а запуск ОДЭК намечен на 2029 г.

ОДЭК

• кластер ядерных технологий 4-го поколения;
• включает три взаимосвязанных объекта, не имеющих аналогов в мире:
• модуль по производству (фабрикации/рефабрикации) ядерного топлива (ЯТ),
• энергоблок с инновационным реактором на быстрых нейтронах 4-го поколения БРЕСТ-ОД-300,
• модуль по переработке облученного топлива;
• впервые в мировой практике на одной площадке будут построены АЭС с «быстрым» реактором и пристанционный ЗЯТЦ.

Автор: А. Игнатьева Читать полностью

Претория, 17 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Zululand Energy Terminal подписала соглашение о намерениях с ExxonMobil South Africa LNG Ltd., предполагающее поставку сжиженного природного газа (СПГ) на первый в Южной Африке регазификационный терминал.
Об этом сообщает пресс-служба ZET.

Строительство импортного СПГ-терминала Zululand Energy в г. Ричардс-Бей является частью плана Южной Африки по отказу от угля, на долю которого приходится большая часть производства электроэнергии в стране. Проект разрабатывается в рамках совместного предприятия Vopak Terminal Durban и Transnet Pipelines. Ожидается, что после ввода в эксплуатацию терминал:

• укрепит энергетическую безопасность Южной Африки;
• поддержит развитие газового рынка в Южной Африке;
• посодействует росту промышленности и повышению ее конкурентоспособности;
• будет способствовать сбалансированному энергетическому переходу наряду с развитием возобновляемых источников энергии.

К 2030 г. Южная Африка может столкнуться с серьезным дефицитом природного газа в связи с истощением мозамбикских месторождений Pande и Temane, обеспечивающих сырьем страну. ExxonMobil, как сообщается, уже определила Южную Африку в качестве приоритетного рынка и намерена к 2030 г. увеличить поставки СПГ более чем до 40 млн т/год.

Проект Zululand Energy, разделенный на 2 этапа, был представлен в августе 2024 г. Первая фаза включает в себя строительство плавучего хранилища газа (FSU) вместимостью 170 тыс. м3 и береговой системы газификации с ориентировочной производительностью в 3 млн т/год. Окончательное инвестиционное решение (FID) по реализации первого этапа планируется принять в 2028 г. Коммерческая эксплуатация начнется в 2030 г.

Вторая фаза предусматривает расширение мощностей по регазификации до 4,5 млн т/год (около 600 млн фт³/сутки) и хранению и включает в себя:

• строительство наземного резервуара для хранения СПГ объемом 220 тыс. м³;
• установку дополнительных мощностей по регазификации – +1,5 млн т/год.

Регазифицированный СПГ будет транспортироваться по новому газопроводу, который будет интегрирован в действующую газотранспортную систему через подключение к газопроводу Lilly вблизи г. Эмпангени. Кроме того, как отмечается, в рамках проектах будут предусмотрены мощности для налива СПГ в автоцистерны, бункеровки судов и перевалки СПГ.

Автор: А. Гончаренко

Подпишитесь

Читать полностью