Москва, 21 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Индийские государственные нефтеперерабатывающие компании Indian Oil Corp (IOC) и Mangalore Refinery and Petrochemicals Ltd (MRPL) отказались от запланированной погрузки иракской нефти в терминале Басра из-за роста рисков для судоходства в Ормузском проливе. Об этом сообщило агентство Reuters со ссылкой на источники.

Индийские НПЗ отменяют погрузку

По данным источников Reuters, Indian Oil Corp (IOC) ориентировочно 23 июля планировала погрузить 2 млн барр. иракской нефти на супертанкер типоразмера VLCC Lila Jamnagar.

В свою очередь MRPL отменила планы по загрузке иракской нефти на танкер класса Aframax Desh Gaurav, ходящий под флагом Индии.

Компании пока не прокомментировали эту информацию.

Риски в Ормузском проливе

На фоне возобновления боевых действий на Ближнем Востоке власти Индии рекомендовали судовладельцам, судовым менеджерам и кадровым агентствам не направлять индийских моряков на суда, следующие через Ормузский пролив.

Кроме того, национальный морской регулятор обязал капитанов судов усилить контроль за обстановкой в Персидском заливе, Ормузском проливе и прилегающих акваториях, а также постоянно отслеживать навигационные предупреждения.

Конфликт влияет на поставки нефти

Ормузский пролив, соединяющий Персидский и Оманский заливы, до обострения конфликта оставался ключевым маршрутом для транспортировки около 20% мировых поставок энергоносителей.

По данным Reuters, ситуация в регионе вновь ухудшилась после срыва режима прекращения огня между США и Ираном в начале июля. Возобновление взаимных ударов усилило угрозы для судоходства и привело к новым перебоям в перевозках нефти через Ормузский пролив.

Ранее, 16 июля, в районе нефтяного терминала Басра была временно приостановлена отгрузка нефти после атаки беспилотного летающего аппарата (БПЛА) на нефтяной танкер. Позднее операции возобновили, однако инцидент стал одним из факторов, усиливших опасения участников рынка по поводу безопасности судоходства в регионе.

Напомним, Индия входит в число крупнейших мировых центров нефтепереработки и закупает нефть как на Ближнем Востоке, так и в России. На фоне сохраняющейся напряженности в районе Ормузского пролива индийские НПЗ расширяют географию закупок, увеличивая импорт нефти из стран Африки, Латинской Америки и Казахстана. Читать полностью

Астана, 21 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Казахстанская национальная компания КазМунайГаз (КМГ) намерена выплатить свою долю экологического штрафа, наложенного на участников проекта разработки месторождения Кашаган.
Об этом сообщает Bloomberg со ссылкой на источники.

По данным источников, КМГ, владеющая 16,88% акций в проекте разработки месторождения Кашаган, уведомила правительство и партнеров о готовности исполнить решение казахстанского суда, вынесенное в июне. Решение госкомпании фактически расходится с позицией иностранных партнеров по проекту, включая Shell и ExxonMobil, которые оспаривают штраф в международных арбитражах и отрицают нарушение экологических норм.

Спор между государством и оператором Кашагана, консорциумом North Caspian Operating Company (NCOC), связан с экологическими претензиями, предъявленными в 2022 г. Тогда уполномоченные органы заявили о выявлении нарушений, связанных с размещением более 1,2 млн т серы сверх установленных нормативов. Кроме того, экологические службы указывали на неполное выполнение компанией утвержденного плана природоохранных мероприятий.


В NCOC настаивали, что хранение и обращение с серой ведутся в соответствии с национальным законодательством и международными отраслевыми стандартами.

Казахстанские судебные органы поддержали позицию государства. 19 июня 2026 г. Атырауский областной суд оставил в силе решение суда первой инстанции, подтвердив правомерность экологического штрафа, наложенного департаментом экологии по Атырауской области. Сумма штрафа составляет около 5 млрд долл. США (2,356 трлн тенге).

Решение вступило в законную силу и подлежало добровольному исполнению до 20 июля 2026 г. После этого власти могут применить меры принудительного взыскания в отношении NCOC и его участников, включая дополнительный исполнительский сбор в размере 10% от суммы штрафа.

На данный момент NCOC штраф не выплатила и продолжает спор на международном уровне, инициировав разбирательство в ICSID и UNCITRAL. В заявлении от 15 июля NCOC подчеркнула, что отвергает как сам штраф, так и лежащие в его основе обвинения. Заседания по этому делу должны пройти в Вашингтоне.

По данным NCOC, арбитраж UNCITRAL вынес обеспечительные меры, запрещающие Казахстану предпринимать шаги по взысканию штрафа до завершения разбирательства. Однако Минюст республики заявил, что такие решения не имеют приоритета над национальным законодательством и не препятствуют исполнению вступившего в силу судебного акта.

По информации Reuters, Казахстан предупредил руководство NCOC об административной и уголовной ответственности за неисполнение решения суда. Государственный судебный исполнитель Минюста по Атырауской области направил соответствующее уведомление исполнительному директору консорциума Д. Рую.

Кашаган

• шельфовое месторождение;
• расположено в 80 км от Атырау, в северной части Каспийского моря;
• открыто 30 июня 2000 г., став одним из самых крупных месторождений в мире, открытых за последние 40 лет, а также крупнейшим нефтяным месторождением на море;
• извлекаемые запасы составляют от 9 до 13 млрд барр. нефти;
• проект реализует консорциум NCOC, в состав которого входят 6 крупнейших мировых нефтегазовых мейджеров - TotalEnergies, Eni, Shell, ExxonMobil (по 16,81%), CNPC (8,33%), Inpex (7,56%). Казахстан в консорциуме представлен госкомпанией КазМунайГаз с долей участия 16,88%.

Читать полностью

Москва, 21 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Норвежская нефтегазовая компания Vår Energi объявила о приобретении конкурента BlueNord за 1,33 млрд долларов. В результате сделки может быть создана крупнейшая независимая нефтегазовая компания в Европе.
Об этом говорится в совместном пресс-релизе сторон.

Сделка позволит Vår Energi расширить географию присутствия за счет выхода на рынок Дании. В долгосрочной перспективе совокупная добыча объединенной компании ожидается на уровне около 450 тыс. баррелей нефтяного эквивалента в сутки (бнэ/сутки), а суммарные запасы и ресурсы достигнут примерно 2,4 млрд бнэ при обеспеченности запасами около 15 лет.

Портфель BlueNord включает доли участия в ключевых проектах на континентальном шельфе Дании – Tyra, Halfdan, Dan и Gorm. Эти активы обеспечивают добычу на уровне порядка 45 тыс. бнэ/сутки и содержат около 195 млн бнэ доказанных и вероятных запасов. Активы входят в состав консорциума Danish Underground Consortium, оператором которого является французская TotalEnergies. Ожидается, что сделка позволит Vår Energi диверсифицировать портфель и расширить доступ к европейскому газовому рынку через инфраструктуру Nybro и Den Helder.

В рамках соглашения акционеры BlueNord за каждую принадлежащую им акцию компании получат:

• 9,7153 новых акций Vår Energi;
• 76,83 норвежских крон наличными.

Общий объем сделки эквивалентен выпуску 248,4 млн новых акций Vår Energi и выплате 1,964 млрд норвежских крон (около 204 млн долл. США).

После завершения сделки текущие акционеры Vår Energi будут владеть примерно 90,95% объединенной компании, акционеры BlueNord – около 9,05%. Итальянская Eni сохранит статус мажоритарного акционера Vår Energi с долей участия около 57,33%.

На фоне новости акции Vår Energi выросли на 5,5%, а бумаги BlueNord — на 6,1% (по состоянию на 07:45 по Гринвичу).

В компании ожидают, что объединение приведет к росту добычи, запасов, денежного потока и дивидендного потенциала. Синергетический эффект после налогообложения оценивается в 250–300 млн долл. США в период 2027–2032 гг. за счет снижения затрат на финансирование и административные расходы, а также улучшения структуры баланса.

Кроме того, Vår Energi планирует увеличить дивиденды за второй квартал 2026 г. до 350 млн долл. США, сохраняя долгосрочную политику распределения 25–30% денежного потока от операционной деятельности после налогообложения.

Закрытие сделки зависит от одобрения акционеров BlueNord, регулирующих органов и партнеров и ожидается до конца 2026 г.

Генеральный директор Vår Energi Ник Уокер отметил, что сделка станет важным этапом развития компании, позволит выйти за пределы Норвегии и укрепить позиции на европейском энергетическом рынке. По его словам, активы BlueNord характеризуются стабильной добычей, длительным сроком эксплуатации и высоким уровнем генерации денежного потока.

Vår Energi

• один из крупнейших независимых нефтегазодобытчиков на норвежском континентальном шельфе;
• компания образована в 2018 г. в результате объединения активов Eni и HitecVision;
• основные активы – проекты Johan Sverdrup, Goliat и Balder.

BlueNord

• ранее Norwegian Energy Company, Noreco;
• специализируется на добыче нефти и газа в Дании;
• ключевой актив – доля участия в проекте Tyra, одном из крупнейших газовых хабов Дании, который после реконструкции играет важную роль в обеспечении поставок газа в Европу.

Датский сектор Северного моря является зрелым, но стратегически важным регионом добычи газа в Европе. Напомним, что после модернизации комплекса Tyra Дания вернулась к статусу экспортера газа. Читать полностью

Абу-Даби, 21 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Эмиратская Abu Dhabi National Oil Company (ADNOC) приняла решение инвестировать 6,2 млрд долл. США. в развитие шельфового месторождения Umm Shaif.
Об этом сообщает пресс-служба компании.

Инвестиции будут направлены на реализацию проекта Umm Shaif Gas Cap, который предполагает разработку газовой шапки, расположенной над нефтяными пластами месторождения. Ожидается, что к 2030 г. проект позволит увеличить добычу газа до более чем 600 млн фт³/сутки и одновременно максимально повысить уровень извлечения газового конденсата. Кроме того, проект имеет потенциал для увеличения добычи газа в будущем до 1,5 млрд фт³/сутки, что будет способствовать реализации долгосрочной стратегии роста газовой отрасли ОАЭ.

Umm Shaif – старейший шельфовый актив ADNOC. Первая партия сырой нефти была экспортирована с месторождения в 1962 г. В 2022 г. исполнилось 60 лет с этого знакового для ОАЭ события. Текущая производственная мощность Umm Shaif составляет около 300 тыс. барр./сутки.

«Принятие окончательного инвестиционного решения (FID) по проекту Umm Shaif Gas Cap укрепляет репутацию ОАЭ как надежного направления для долгосрочных глобальных инвестиций. Оно также следует за решением Высшего совета по финансово-экономическим вопросам (SCFEA) о предоставлении концессии на проект Bab Gas Cap, реализация которого, как ожидается, позволит дополнительно вовлечь в разработку около 1,5 млрд куб. футов в сутки (scfd) природного газа и связанных с ним жидких углеводородов», – говорится в сообщении компании.

Кроме того, проект, как отмечается, дополняет инициативы ADNOC по развитию глобального бизнеса в сфере СПГ, включая запуск международной платформы по маркетингу и трейдингу СПГ в финансовом центре Abu Dhabi Global Market (ADGM). Компания рассчитывает довести совокупный объем реализуемых СПГ-мощностей до 47 млн т/год к 2035 г.

В рамках FID предусмотрена реализация трех пакетов контрактов на проектирование, закупку и строительство (EPC) общей стоимостью 5,1 млрд долл. США (18,8 млрд дирхамов). Контракты на создание крупномасштабной морской инфраструктуры присуждены консорциумам с участием ведущих компаний ОАЭ и международных подрядчиков.

Также проект включает программу бурения 14 скважин и оказания интегрированных буровых услуг стоимостью 365 млн долл. США (1,3 млрд дирхамов). Работы будут выполнены компанией ADNOC Drilling в течение 18 месяцев с использованием трех действующих буровых установок.

Доли участия в проекте распределяются следующим образом:

• ADNOC – 60%, при этом оператором проекта выступает ADNOC Offshore;
• TotalEnergies – 20%;
• CNPC – 10%;
• Eni – 10%.

Месторождение Umm Shaif

• расположено на мелководье в Персидском заливе, примерно в 35 км к востоку от о. Дас и около 135 км к северо-западу от Абу-Даби;
• открыто в 1958 г.;
• доказанные запасы: примерно 3,9 млрд барр.;
• как минимум, 54% ресурсов уже извлечено, а пиковая добыча ожидается около 2039 г., эксплуатация может продолжаться примерно до 2059 г.
• глубина воды в актива – около 43 фт (примерно 13 м).

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 21 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Газпром оценивает заполненность подземных хранилищ газа (ПХГ) Европы как очень низкую. Текущие объемы отстают от прошлогодних на 16,8%.
Это следует из комментария Газпрома, опубликованного в Telegram-канале 21 июля 2026 г.

Ссылаясь на данные Gas Infrastructure Europe (GIE) от 19 июля, в компании подчеркивают:

• Европа все больше отстает по запасам газа в ПХГ от показателей прошлого года;
• разрыв нарастает и достиг 11 млрд м³;
• объем запасов в европейских ПХГ на 16,8% меньше, чем на эту дату в 2025 г.

«Заполненность подземных хранилищ газа Европы находится на очень низком уровне», – говорится в заявлении Газпрома.

По данным GIE на 19 июля 2026 года, ПХГ в ЕС были заполнены на 53,67%, в них находилось 57,23 млрд м³ газа. На ту же дату 2025 г. ПХГ были заполнены на 64,73%, в них находилось 69,25 млрд м³ газа. Так, отставание от показателей предыдущего года составляет 11,06% и 12,02 млрд м³ газа.

Как отмечалось ранее, расхождение с данными Газпрома обусловлено тем, что газ в ЕС учитывается в энергетических единицах, а пересчет в объемные единицы зависит от теплотворной способности природного газа, а Газпром, ориентируясь на свой высококалорийный газ, использует коэффициент пересчета выше, чем европейские компании – 11,3 МВтч на 1000 м³, тогда как у европейских компаний (например, OMV) этот коэффициент составляет 10,8.

Стоит учесть, что текущий показатель не является историческим максимумом. Согласно данным GIE, наименьший уровень заполненности ПХГ в ЕС был зафиксирован в 2021 г. и составил 53,05%. Однако текущий показатель не сильно превышает этот минимум.

В то же время Газпром отмечает, что цены на газ на европейском рынке по-прежнему не способствуют восполнению запасов. Так, на нидерландском хабе TTF цены с поставкой «на месяц вперед» остаются выше цен на предстоящую зиму.

Отметим, что на изменения газовых котировок в Европе также влияет обострение конфликта между США и Ираном. В частности, августовские фьючерсы на газ на хабе TTF (Нидерланды) на бирже ICE Futures к 11:30 мск 21 июля торговались на уровне 59,33 евро/МВт·ч (718,38 доллара США за 1000 м³). Отметим, что еще на прошлой неделе они держались ниже 650 долл. США за 1000 м³.

Накануне Центральное командование ВС США на Ближнем Востоке (CENTCOM) сообщило о том, что американские вооруженные силы в ночь с 19 на 20 июля провели уже девятую серию ударов. Корпус стражей исламской революции Ирана (КСИР) нанес ракетный удар по объектам на авиабазе Муваффак Салти в Иордании, на которой размещена крупная группировка американской боевой тактической авиации, передает государственная телекомпания IRIB.

Подготовка к зиме

Сезон отбора газа из ПХГ в ЕС завершился 31 марта 2026 г. На тот момент подземные хранилища были заполнены на 27,66% (29,64 млрд м³ газа). За весь зимний период из европейских ПХГ извлекли 58,19 млрд м³ газа.

По данным на 20 июля, в европейские ПХГ закачано 27,93 млрд м³ газа. К аналогичной дате в прошлом году европейцы восполнили запасы на 33,29 млрд м³ газа, что на 5,36 млрд м³ газа больше, чем в текущем году.

Учитывая, что еще прошлый год считался неудачным по темпам закачки газа к зиме, новые показатели указывают на то, что ЕС снова не успеет достичь 90%-ной заполненности подземных хранилищ к ноябрю.

Напомним, что в прошлом году отбор начался 12 октября, при том, что ПХГ были заполнены на 83,15%, в них находилось 89,52 млрд м³ газа.

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 21 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Киргизия начала получать горюче-смазочные материалы (ГСМ) из Белоруссии и Китая в рамках диверсификации поставок топлива. Об этом сообщил министр энергетики республики А. Рысбеков.

Новые маршруты поставок

По словам министра, первые партии ГСМ из Белоруссии уже поступили в Киргизию, еще несколько железнодорожных вагонов находятся в пути.

Он отметил, что вопросы транзита через территорию России полностью урегулированы, а поставки осуществляются в рамках подписанного между сторонами соглашения.

Китай также направил первую партию топлива. Сейчас она доставляется в Киргизию автомобильным транспортом. Для ускорения поставок правительство поручило государственным органам обеспечить для таких грузов «зеленый коридор».

Диверсификация импорта

Ранее власти Киргизии вели переговоры о поставках ГСМ из альтернативных источников. Помимо Беларуси и Китая, рассматривались поставки из России, Казахстана, Азербайджана, Узбекистана и Туркменистана.

В начале июля запасы бензина АИ-92 в стране оценивались примерно в 3-4 недели, что ускорило поиск дополнительных поставщиков. Для предотвращения дефицита власти ввели временный запрет на вывоз топлива до насыщения внутреннего рынка, а также упростили импорт нефти и нефтепродуктов.
Кроме того, весной 2026 г. на фоне обострения ситуации вокруг Ормузского пролива правительство запустило программу субсидирования поставщиков ГСМ. Компенсации разницы между закупочной и фиксированной ценами будут выплачиваться до 30 сентября 2026 г.

Диверсификация поставок проходит на фоне напряженной ситуации на российском рынке топлива. Россия остается основным поставщиком ГСМ в Киргизию, обеспечивая 90-95% потребностей республики. Поставки осуществляются в рамках межправительственного соглашения 2016 г., предусматривающего беспошлинный импорт топлива. Согласно индикативному балансу на 2026 г., республика может беспошлинно импортировать 650 тыс. т бензина и 550 тыс. т дизтоплива (квота на дизель была увеличена на 100 тыс. т в ноябре 2025 г.). Читать полностью

Москва, 21 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Мировой импорт трубопроводного газа в январе-июне 2026 г. увеличился на 1% в годовом выражении и достиг 306 млрд м³, тогда как импорт сжиженного природного газа (СПГ) за тот же период вырос лишь на 1,1%, до 215,64 млн т.
Такие данные приводятся в июльском ежемесячном докладе Форума стран-экспортеров газа (ФСЭГ).

Вместе с тем мировой газовый рынок продолжает испытывать влияние конфликта на Ближнем Востоке и ограничений судоходства через Ормузский пролив, что привело к снижению добычи и изменению направлений поставок СПГ.

Импорт

По данным ФСЭГ, в 1-м полугодии 2026 г. мировой импорт трубопроводного газа увеличился до 306 млрд м³. Рост обеспечили прежде всего Казахстан, Канада и страны Евросоюза, компенсировав сокращение поставок в США, Мексику и Китай.

Крупнейшим экспортирующим регионом остается Евразия, на которую приходится около 33% мировых поставок трубопроводного газа.

При этом в июне 2026 г. мировой импорт СПГ сократился на 2,9% по сравнению с аналогичным периодом 2025 г. - до 33,36 млн т, что стало следствием снижения закупок европейскими странами. Частично падение компенсировали растущие поставки в Азию, на Ближний Восток и в Африку.

Несмотря на июньское снижение, по итогам января-июня мировой импорт СПГ вырос на 1,1%, или на 2,39 млн т, достигнув 215,64 млн т. Основной вклад в рост внесли страны Ближнего Востока и Африки.

Мировая добыча газа упала

В мае мировая добыча природного газа сократилась на 5% в годовом выражении - до 333 млрд м³. Главной причиной ФСЭГ называет резкое снижение производства на Ближнем Востоке, где добыча уменьшилась более чем на треть вследствие продолжающегося конфликта и ограничений в районе Ормузского пролива.

Крупнейшим газодобывающим регионом мира остается Северная Америка. На США пришлось 34% мировой добычи газа против 31% годом ранее. Доля Евразии составила 20%, Азиатско-Тихоокеанского региона - 18%.

Европа сокращает закупки СПГ 4-й месяц подряд

По данным ФСЭГ, импорт СПГ в Европу в июне снизился на 21% в годовом выражении - до 7,89 млн т. Это уже 4-й месяц подряд, когда европейские закупки демонстрируют отрицательную динамику.

В организации отмечают, что сокращение связано как с ограничением мирового предложения после закрытия Ормузского пролива, так и с перераспределением поставок в пользу Азии. Азиатские покупатели предлагают более высокие цены, поэтому экспортеры из США и стран Западной Африки перенаправляют грузы на рынки с более высокой маржинальностью. В результате Европа получает меньше спотовых партий СПГ.

Потребление газа в ЕС растет из-за жары

Потребление природного газа в Евросоюзе в июне выросло на 1,4% - до 16,6 млрд м³.

Рост спроса обеспечил энергетический сектор: жаркая погода повысила потребление электроэнергии на кондиционирование, а снижение генерации на ветровых (ВЭС) и гидроэлектростанциях (ГЭС) увеличило загрузку газовых электростанций. Промышленный спрос также продолжил поддерживать рынок, тогда как бытовое потребление оставалось низким из-за сезонного фактора.

Общая выработка электроэнергии в ЕС в июне увеличилась на 2,3%, до 203 ТВт·ч. При этом:

• производство электроэнергии на газовых электростанциях выросло на 9%,
• на угольных - на 25%.

Генерация на солнечных электростанциях (СЭС) увеличилась на 10%, тогда как выработка ВЭС и ГЭС снизилась на 11% и 9% соответственно. Производство электроэнергии на АЭС сократилось на 0,7%.

В структуре генерации лидирующую позицию сохранили возобновляемые источники энергии (без учета гидроэнергетики) с долей 44%, далее следуют:

• атомная энергетика (22%),
• природный газ (15%),
• гидроэнергетика (12%),
• уголь (8%).

По оценке ФСЭГ, сохраняющаяся напряженность на Ближнем Востоке продолжит оказывать влияние на мировой газовый рынок, поддерживая высокую волатильность цен и перераспределение потоков СПГ между Европой и Азией. Читать полностью

Москва, 21 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Правительство РФ фиксирует первые признаки стабилизации ситуации на внутреннем рынке нефтепродуктов после принятых ограничительных мер.
Об этом заявил вице-премьер А. Новак в эфире «Вестей».

По его словам, эффект дали:

• запрет экспорта нефтепродуктов,
• насыщение рынка за счет импорта,
• увеличение объемов производства,
• перенос сроков ремонтов заводов.

При этом вице-премьер отметил, что в отдельных субъектах РФ ситуация остается напряженной. По его словам, правительство совместно с нефтяными компаниями продолжает в ручном режиме прорабатывать дополнительные поставки нефтепродуктов в проблемные регионы.

Одним из ключевых вопросов являлется обеспечение топливом агропромышленного комплекса в период уборочной кампании. Правительство подтвердило балансы поставок для каждого региона и закрепило объемы отгрузки за конкретными нефтяными компаниями. Координацией взаимодействия между поставщиками топлива и сельхозпредприятиями занимаются региональные операторы.

Отдельное внимание уделяется северному завозу. Из-за короткого периода навигации необходимо своевременно обеспечить северные территории авиакеросином и зимним дизельным топливом. На последнем совещании рассмотрели объемы уже выполненных поставок и потребность в дополнительных отгрузках.

Принятые меры

Напомним, что ситуация на топливном рынке России осложнилась с конца весны 2026 г. на фоне продолжающихся атак беспилотных летательных аппаратов (БПЛА) на объекты ТЭК в т.ч. нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ), сокращения объемов производства бензина и дизтоплива, изменения логистических схем, наступления сезона высокого спроса, дополнительно усиливающегося из-за ажиотажных явлений.

Для стабилизации ситуации принят ряд мер:

• увеличена загрузка действующих НПЗ до максимального уровня, сокращены сроки текущих ремонтов, планово-предупредительные ремонты (ППР) перенесены,
• действуют полные запреты (в т.ч. для производителей) на экспорт бензина и дизтоплива (действуют до 31 июля) и авиакеросина (действует до 30 ноября),
• приняты меры по обеспечению внутреннего рынка топливом, произведенным по упрощенной схеме (на внутренний рынок допущены бензин и дизтопливо экологического класса Евро-3, а
• смешение прямогонного бензина с др. компонентами для получения высокооктанового бензина приравнено к производству как таковому),
• начаты импортные поставки нефтепродуктов, приняты меры по стимулированию импорта,
• снижены нормативы биржевых продаж с 15% до 10% по автомобильному бензину на период с 1 июля по 30 сентября 2026 г., по дизтопливу готовится снижение с 16% до 10%, срок пока не определен,
• доработана система, исключающая перекупщиков на бирже, принимаются меры для перевода потребителей в т.ч. независимые АЗС на прямые контракты с вертикально интегрированными нефтяными компаниями (ВИНК);
• механизм импортного демпфера распространен на дизельное топливо (он будет выплачиваться, если в предыдущем месяце в России действовал запрет на экспорт дизельного топлива, керосина и средних дистиллятов).

Читать полностью

Москва, 21 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Два судна-тяжеловоза доставили технологические модули для проекта «Арктик СПГ 2» в Мурманскую область.
На это обратило внимание издание gCaptain.

Согласно спутниковым снимкам Synmax и Planet Labs, суда Glory Ocean (IMO 9934498) и Bright Ocean (IMO 9830769) в настоящее время пришвартованы у Центра строительства крупнотоннажных морских сооружений (ЦСКМС) в пос. Белокаменка. Переход из восточной части Китая занял около 2,5 месяцев и может свидетельствовать о возможном возобновлении работ по третьей производственной линии проекта.


Модуль, доставленный судном Glory Ocean, разгружается непосредственно рядом с недостроенной ОГТ для 3^й линии сжижения Арктик СПГ-2. Судно Bright Ocean в это же время находилось ближе к сборочному комплексу. Такая расстановка может указывать на подготовку к монтажу оборудования непосредственно на ОГТ, что потенциально означает возобновление строительных работ, приостановленных в июле 2024 г. из-за санкций.

Glory Ocean доставило модуль TMR-001 – ключевой элемент трубопроводной эстакады, который устанавливается в центральной части платформы, а Bright Ocean – модуль TMR-002, следующий в технологической цепочке монтажа. Однако говорить о полном восстановлении работ пока преждевременно. Еще два модуля – TMR-003 и TMR-004 – остаются на бывшей верфи Wison Offshore (ныне Wison New Energies) в китайском Чжоушане, которая также оказалась затронута санкционными ограничениями.

Glory Ocean, также известный как Nan Feng Zhi Xing, и Bright Ocean (прежнее название – Hunter Star), ранее уже участвовали в транспортировке оборудования для проекта, однако были включены в санкционные списки США в 2024 г.

Дополнительную активность демонстрирует и судно-тяжеловоз ледового класса Arc 7 Audax (IMO 9763837), ранее задействованное в логистике проектов «Ямал СПГ» и «Арктик СПГ 2». Судно недавно покинул якорную стоянку у побережья г. Ляньюньгана, где находился с июня 2024 г. Согласно данным AIS, 10 июля судно зашло в порт Ляньюньган, где и находится по сей день. Несмотря на санкции США, Евросоюз снял ограничения с Audax и полупогружного грузового судна ледового класса Arc 7 Pugnax в октябре 2025 г. после заверений оператора о прекращении участия в проектах, связанных с российским СПГ.

Проект Арктик СПГ-2

• реализуется на п-ве Гыдан, на другом берегу от порта Сабетта, где расположен экспортный терминал Ямал СПГ;
• ресурсная база – Утреннее нефтегазоконденсатное месторождение, доказанные и вероятные запасы которого по стандартам PRMS (на 31 декабря 2020 г.) составили 1434 млрд м³ природного газа и до 90 млн т жидких углеводородов;
• завод должен включать в себя 3 технологические линии общей мощностью 19,8 млн т/год СПГ (6,6 млн т/год каждая) и 1,6 млн т/год стабильного газового конденсата, размещенных в акватории Обской губы на основаниях гравитационного типа (ОГТ);
• 2 линии уже доставлены на место работы и введены в эксплуатацию;
• основным акционером Арктик СПГ-2 является НОВАТЭК (60%), также в нем участвуют французская TotalEnergies, китайские CNPC и CNOOC, японский Japan Arctic LNG (консорциум JOGMEC и Mitsui), владеющие по 10% каждый.

Пока неясно, означает ли доставка новых модулей полноценное возобновление работ или лишь перемещение оборудования из Китая на территорию России. Ранее стало известно о намерении американских инвесторов использовать часть оборудования Арктик СПГ-2 в новом СПГ-проекте на Аляске – Polar LNG

Напомним, что НОВАТЭК планирует нарастить танкерный ффлот для транспортировки СПГ. Компания ведет переговоры о приобретении 10 танкеров-газовозов ледового класса Arc7, находящихся под контролем японского судовладельца Mitsui O.S.K. Lines (MOL) и южнокорейской судостроительной компании Hanwha Ocean (ранее DSME). По данным TradeWinds, в пакет могут войти как строящиеся суда, так и уже готовые к эксплуатации танкеры.

Подпишитесь

Читать полностью