Берлин, 20 июл - ИА Neftegaz.RU. Руководитель германского химического концерна Evonik К. Кулльман выступил за перенос сроков отказа от угольной генерации в федеральной земле Северный Рейн-Вестфалия.
Об этом он сообщил в интервью изданию Rheinische Post.

К. Кулльман заявил, что не видит возможности прекратить использование угля к 2030 г. По его словам, для обеспечения надежного энергоснабжения не хватает газовых мощностей, а состояние сетей он сравнил с албанским. Дешевый водород, как подчеркнул глава Evonik, на данный момент полностью недоступен.

Продление эксплуатации угольных объектов, отметил руководитель концерна, отвечает интересам промышленного сектора. Он добавил, что уголь останется нужным как минимум до 2033 г., а скорее всего, и дольше - окончательное решение будет зависеть от рамочных условий.

Кроме того, К. Кулльман предложил правительству ФРГ перенести цель по достижению климатической нейтральности на 2050 г. Это, по его мнению, позволит предотвратить дальнейшее ухудшение ситуации в химической отрасли.

В декабре 2022 г. Бундестаг одобрил закон, предписывающий досрочный вывод из работы трех буроугольных энергоблоков - Нойрат Ф, Нойрат Г и Нидерауссем К - к 2030 г. вместо ранее установленного 2038 г. При этом в документе заложена возможность пересмотра. Кабинет министров ФРГ обязан определить, будут ли эти блоки переведены в резерв и в каком объеме, что даст возможность поддерживать их в рабочем состоянии до 31 декабря 2033 г.

Северный Рейн-Вестфалия является одним из ведущих промышленных регионов Германии, где сосредоточены крупные буроугольные бассейны и тепловые станции. Согласно коалиционному компромиссу 2020 г., общенациональный отказ от угля планировалось завершить к 2038 г. Однако в 2022 г. правительство ускорило отказ в Рейнском бассейне до 2030 г., что вызвало критику со стороны энергоемких производств.


Автор: А. Шевченко Читать полностью

Париж, 20 июл - ИА Neftegaz.RU. В январе-июне 2026 г. чистый экспорт электроэнергии из Франции достиг рекордных для полугодия 51 ТВт·ч.
Об этом сообщил оператор электросетей RTE.

Показатель на 36% превысил результат января-июня 2025 г. и на 19% - предыдущий максимум, зафиксированный в 2024 г. В денежном выражении экспортная выручка увеличилась на 600 млн евро, достигнув 3 млрд евро.

Производство электроэнергии в стране за шесть месяцев выросло на 4,6%, до 284,3 ТВт·ч. Потребление, скорректированное на погоду и календарные факторы, повысилось на 1% - до 230,6 ТВт·ч.

Контекст

Франция традиционно является нетто-экспортером электроэнергии в Европе благодаря доминирующей роли атомной генерации в национальном энергобалансе.

В 2025 году Франция установила исторический рекорд по экспорту электроэнергии, достигнув чистого экспортного баланса в 92,3 ТВт·ч и получив коммерческий доход в размере 5,4 млрд евро. Этот всплеск был обусловлен несколькими причинами.

В 2025 году атомная генерация достигла 373 ТВт·ч, что на 3,1% больше, чем в 2024 году. Это можно объяснить хорошей доступностью действующих реакторов и грамотным управлением простоями энергоблоков.




Автор: А. Шевченко Читать полностью

Москва, 20 июл – ИА Нефтегаз.РУ. В Чукотский автономный округ (ЧАО) доставлено около 22 тыс. т угля по программе северного завоза.
Об этом сообщает пресс-служба регионального правительства.

19 июля на необорудованном берегу села Хатырка (Анадырский район ЧАО) началась выгрузка угля с борта сухогруза «Капитан Якубович». Он стал третьим угольщиком, прибывшим в округ в текущую навигацию.

Ранее в ЧАО доставку угля начали суда «Лев Яшин» и «Аркадий Чернышев». Первый также осуществляет выгрузку в Хатырке, второй – в селе Мейныпильгыно Анадырского района.

В рамках северного завоза в регион также поступило топливо. Танкер «Антарес» и судно «Аммолит» доставили в общей сложности 10,45 тыс. т дизельного топлива и бензина. «Антарес» завершил выгрузку в населенных пунктах Конергино, Сиреники и Энмелен, а «Аммолит» – в Мейныпильгыно, Беринговском и Лаврентии.

В порту Певек продолжается разгрузка судов с генеральными грузами. В настоящее время там работают «Мыс Шмидта» и «ФЕСКО Уллис». Кроме того, в порт прибыл теплоход «Сабетта», который доставил из Архангельска 9,3 тыс. т грузов.

Продолжается и продовольственная навигация. По данным губернатора ЧАО В. Кузнецова, теплоход «Никифор Бегичев» доставил в регион около 1,9 тыс. т продовольственных и промышленных товаров.

Судно уже выгрузило 24 контейнера: 11 в Хатырке и 13 – в Мейныпильгыно. В настоящее время оно направляется в Энмелен, куда планируется доставить еще пять контейнеров. Следующим судном продовольственной навигации станет «Вячеслав Анисимов».

Из-за отсутствия железнодорожного сообщения на Чукотке основная часть грузов и продуктов поступает в регион в период северного завоза морским и авиационным транспортом. Ежегодно в местные порты заходят более 60 судов, доставляющих продукты питания, строительные материалы, технику и другие необходимые грузы.

Северный завоз

• это ежегодный комплекс мер бесперебойному снабжению Арктики основными жизненно необходимыми товарами;
• закон о северном завозе, подписанный президентом РФ В. Путиным в августе 2023 г., определяет три категории грузов: жизнеобеспечивающие, для государственных и муниципальных нужд и коммерческие;
• доставка грузов в связи с труднодоступностью некоторых районов осуществляется ориентировочно с июня по ноябрь преимущественно воздушным, речным и морским транспортом, в т. ч. по акватории Северного морского пути (СМП);
• поскольку основные поставки транспортируются по воде, доставка груза зависит от ледовой проходимости и проходимости рек;
• сейчас в программе участвует 19 регионов РФ;
• суммарный объем перевозок в рамках северного завоза превышает 3 млн т жизненно важных грузов;
• полный цикл закупки товаров и доставки может составлять более 1,5 лет;
• федеральным координатором северного завоза выступает Минвостокразвития, а единым морским оператором (ЕМО) – корпорация Росатом.

В рамках северного завоза в Чукотский автономный округ планируется доставить более 150 тыс. т нефтепродуктов и около 68 тыс. т угля. Общий объем грузов, направляемых в регион, составит около 4,6 тыс. т, что на 700 т превышает показатель 2025 г. Читать полностью

Бухарест, 20 июл – ИА Нефтегаз.РУ. OMV Petrom совместно с Romgaz завершили монтаж морской платформы (МП) в рамках проекта по добыче природного на континентальном шельфе Румынии – Neptun Deep.
об этом сообщает пресс-служба OMV Petrom.

Морская платформа Neptun Alpha, установленная на глубине около 120 м, весит более 16,5 тыс. т., а ее высота достигает 225 м. Опорное основание и верхнее строение были изготовлены на верфях Saipem в Арбатаксе (Сардиния) и Каримуне (Индонезия) соответственно. Установка МП выполнялась с помощью Saipem 7000, третьего по величине полупогружного кранового судна (SSCV) в мире.

На сегодняшний день завершено бурение 6 из 10 эксплуатационных скважин и монтаж 160-киллометрового газопровода, соединяющего месторождение с берегом. Работа над проектом продолжается: ведется монтаж межпромысловых подводных трубопроводов и шлангокабелей для соединения всех морских объектов, после чего будут проведены тщательные испытания в рамках подготовки к запуску добычи, запланированному на 2027 г.

МП Neptun Alpha обеспечит подготовку природного газа и его подачу в газопровод для доставки на берег. Ее установка стала очередным важным этапом на ряду со строительством газопровода протяженность 160 км, а также газоизмерительной станции (ГИС) в Тузле и диспетчерского пункта, возведение которых, как сообщается, идет полным ходом.

Проект Neptun Deep

• Neptun Deep – это блок площадью 7,5 тыс. км², который расположен в глубоководном секторе Черного моря, примерно в 160 км от берега;
• глубина моря на участке недр колеблется от 100 м до 1,7 тыс. м;
• разработка блока предполагает освоение 2-х месторождений природного газа - Pelican South и Domino;
• извлекаемые запасы составляют около 100 млрд м³ газа;
• инфраструктура проекта включает в себя морскую добывающую платформу, 3 подводных добычных комплекса и 10 добывающих скважин (4 – на участке недр Pelican South, еще 6 – на Domino), а также ГИС и трубопроводы.

В ближайшее время проект вступит в фазу интеграции инфраструктуры, в рамках которой будут выполнены ключевые работы по формированию единой производственной системы: продолжено бурение эксплуатационных скважин, завершен монтаж подводных объектов, выполнено подключение морской инфраструктуры к трубопроводу и проведена программа комплексных испытаний.

Neptun Deep является крупнейшим шельфовым газовым проектом в Европейском союзе. Общий объем инвестиций в проект оценивается примерно в 4 млрд евро.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 20 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Экспорт нефтепродуктов из Грузии в январе-июне 2026 г. достиг 487 млн долл. США, увеличившись в 10,7 раза по сравнению с аналогичным периодом прошлого года. Одним из ключевых факторов роста стал запуск первого в стране нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) компании Black Sea Petroleum (BSP). Об этом сообщил Национальный статкомитет страны.

Новый драйвер экспорта

По данным Национального статистического комитета Грузии, нефтепродукты заняли второе место среди основных экспортных товаров после реэкспорта легковых автомобилей.

При этом:

• экспорт нефтепродуктов достиг 487 млн долл. США;
• их доля в структуре экспорта выросла до 12,6% против 1,4% годом ранее;
• экспорт легковых автомобилей сократился на 23%, до 938 млн долл. США, а их доля в экспорте снизилась с 37,7% до 24,2%.

Основными покупателями грузинских нефтепродуктов стали:

• Китай - 105,5 тыс. т на 78 млн долл. США;
• Турция - 136,1 тыс. т на 69,1 млн долл. США.

Импорт нефти вырос, но курс меняется

Импорт нефтепродуктов в Грузию за первое полугодие увеличился на 34,6%, до 811,8 млн долл. США.

Одновременно страна возобновила импорт сырой нефти. За январь-июнь ее закупки составили 202,2 млн долл. США против практически нулевого уровня годом ранее. Весь объем - 481,9 тыс. т - был поставлен из России.

Вместе с тем Black Sea Petroleum (BSP) уже объявила о смене сырьевой базы. Компания сообщила, что с августа-сентября полностью откажется от закупок российской нефти из-за риска санкций со стороны Евросоюза и перейдет на нефть из Туркменистана и Казахстана.

Первый НПЗ наращивает переработку

Грузия начала собственную переработку нефти и экспорт нефтепродуктов в конце 2025 г. после ввода в эксплуатацию первого в стране НПЗ Black Sea Petroleum (BSP) в порту Кулеви. Проектная мощность предприятия составляет 1,2 млн т/год. По данным компании, в первом полугодии 2026 г. завод переработал более 650 тыс. т нефти

Ранее BSP заключила соглашение с американской Honeywell International, которая предоставит лицензии на технологические процессы, выполнит базовое проектирование, а также поставит специализированное оборудование и катализаторы для НПЗ. В дальнейшем компания планирует расширить мощности НПЗ до 3,3 млн т/год, а затем - до 4,5 млн т/год.

Отмечалось, что общий объем инвестиций в реализацию завода оценивается в 700 млн долл. США. Финансирование первого этапа обеспечено за счет синдицированного кредита в размере 110 млн долл. США, предоставленного грузинскими коммерческими банками.

Основным преимуществом НПЗ в Кулеви является его географическое расположение:

• НПЗ расположен на побережье Черного моря,
• НПЗ находится близко к крупным транспортным узлам:
• морскому терминалу в Кулеви (2 км), который способен принимать и загружать как ж/д, так и морской транспорт,
• порту Поти – 30 км,
• нефтяному терминалу Супса (конечная точка магистрального нефтепровода Баку – Супса) – 55 км,
• порту Батуми (100 км).

По данным Black Sea Petroleum, созданной в 2022 г. для реализации проекта строительства и последующей эксплуатации НПЗ Kulevi Oil Refinery, срок доставки сырой нефти по железной дороге из Баку составляет до 3–4 суток. В случае морских поставок с терминала Каспийский трубопроводный консорциум (КТК) в Новороссийске транспортировка занимает не более 2 суток. К 2028 г. предприятие рассчитывает нарастить перерабатывающие мощности до 4 млн т/год.

Производимые нефтепродукты планируется реализовывать как на внутреннем рынке Грузии, так и за рубежом. Поставки на ключевые экспортные направления предполагается осуществлять морским транспортом:

• Турция, Румыния (нафта) – 1-2 дня;
• страны Средиземноморского региона (нафта, дизельное топливо):
• Греция – 4-5 дней,
• Италия – 5-6 дней,
• Испания – 8-9 дней,
• Франция со стороны Атлантического океана – 12-14 дней;
• США (мазут) – максимум 20-21 день.

Читать полностью

Оттава, 20 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Канадский СПГ-проект Cedar LNG получил одобрение экологического регулятора провинции Британская Колумбия на увеличение проектной мощности на 25%.
Об этом сообщают канадские СМИ.

После пересмотра параметров завод сможет производить до 3,75 млн т/год сжиженного природного газа против первоначально заявленных 3 млн т/год.

Проект реализуется совместно коренным сообществом Haisla Nation (50,1%) и компанией Pembina Pipeline Corporation (49,9%). Окончательное инвестиционное решение (FID) было принято в 2024 г.

СПГ-завод будет расположен примерно в 8,5 км к юго-западу от Китимата (Британская Колумбия). Ожидается, что его размещение на западном побережье Канады обеспечит один из наиболее коротких маршрутов поставок газа на ключевые рынки Азии.

Сырьевой базой проекта выступают ресурсы Западно-Канадского осадочного бассейна. В рамках долгосрочного соглашения с Coastal GasLink Pipeline Limited Partnership предприятие будет получать до 400 млн фт³/сутки газа по газопроводу Coastal GasLink.

Инжиниринг и строительство объекта ведут Samsung Heavy Industries и Black & Veatch. Стороны заключили соглашение о сотрудничестве в ноябре 2023 г., предусматривающее доступ к производственным мощностям верфи для соблюдения сроков реализации проекта. Ввод Cedar LNG в коммерческую эксплуатацию запланирован на 2028 г.

Проект предусматривает использование электроэнергии из возобновляемых источников, поставляемой BC Hydro. Общий объем инвестиций оценивается в 5,9 млрд долл. США.

Реализация Cedar LNG входит в число приоритетов федерального правительства Канады. В марте 2025 г. проект получил государственную поддержку в размере 200 млн долл. США.

Компания уже заключила ряд долгосрочных контрактов на поставку СПГ. В частности, американская Ovintiv планирует закупать 0,5 млн т/год в течение 12 лет начиная с 2028 г. Кроме того, подписано 20-летнее соглашение с малайзийской Petronas на поставку 1 млн т/год.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 20 июл – ИА Нефтегаз.РУ. АО Туполев подало апелляционную жалобу на решение Арбитражного суда Республики Татарстан, который в мае взыскал с компании 11,995 млрд руб. в пользу Татнефти. Одиннадцатый арбитражный апелляционный суд в Самаре принял жалобу к производству.
Это следует из картотеки арбитражных дел.

Суд назначил заседание по рассмотрению апелляции на 6 августа 2026 г. Оно пройдет в Самаре.

Напомним, 6 мая суд в полном объеме удовлетворил иск Татнефти к АО Туполев на сумму 11,995 млрд руб. Татнефть обратилась в суд в октябре 2025 г. В своем иске компания просила взыскать с Туполева 11,719 млрд руб. неосновательного обогащения и 276,122 млн руб. процентов.

Однако этот иск не был первым. В ноябре 2024 г. Татнефть просила у суда взыскать с Туполева 7,219 млрд руб. В июле 2025 г. суд частично удовлетворил иск, постановив взыскать в пользу Татнефти 5,6 млрд руб. неосновательного обогащения, 556 млн руб. неустойки и 8 млн руб. госпошлины.

О причинах спора

Как уточнялось ранее, судебное разбирательство стало следствием неудавшейся сделки. Согласно данным БИЗНЕС Online, что в обращении Татнефти в суд речь шла о законтрактованных в 2022 г. лайнерах для авиакомпании ЮВТ Аэро, единственным акционером которой является Татнефть-Актив, дочка компании. Этот заказ должен был продемонстрировать возможность серийного строительства среднемагистральных узкофюзеляжных пассажирских самолетов Ту-214 и их эффективной эксплуатации. Его строительством занималось АО Туполев, в т. ч. через Казанский авиационный завод им. С. П. Горбунова.

Всего Татнефть должна была получить четыре машины: первую пару Ту-214 ЮВТ Аэро – в октябре 2024 г., еще два лайнера – в сентябре 2025 г. Однако сроки строительства сдвинулись, и первый полет самолета Ту-214 новой постройки на аэродроме Казанского авиационного завода состоялся 27 декабря 2024 г. Позже объем заказа сократили до двух машин, но и их Татнефть не получила. Источники сообщали, что первые два самолета вместо ЮВТ Аэро получил Минпромторг РФ. Также затянулась сертификация – Росавиация выдала свидетельство об одобрении главного изменения типовой конструкции самолета 27 декабря 2025 г.

После сокращения заказа с четырех до двух машин Татнефть начала через суд добиваться от Туполева возвращения половины переведенного аванса. По четырем самолетам сумма составляла 22,9 млрд руб., при этом неиспользованная часть аванса, подлежащая возврату, составила 11,2 млрд руб. Половину этих средств Туполев выплатил в оговоренные сроки, а оставшиеся 5,6 млрд руб. намеревался вернуть, когда найдет на два еще не построенных «отказных» самолета новых заказчиков и получит от них предоплату. Тогда суд решил, что Туполев не предпринимал ожидаемых попыток по поиску заказчиков, а компания Татнефть не должна ждать возврата своих средств бессрочно.


Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Веллингтон, 20 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Семь нефтегазовых компаний ведут активную борьбу за получение прав на разведку углеводородов на континентальном шельфе Новой Зеландии в преддверии парламентских выборов, исход которых может привести к повторному запрету на выдачу новых лицензий.
Об этом сообщает Reuters.

Интерес к проектам усилился после того, как действующее правительство в 2025 г. отменило запрет на морское бурение, введенный в 2018 г. кабинетом Д. Ардерн. Этот шаг был направлен на предотвращение дефицита газа для промышленности и поддержку электроэнергетики в периоды снижения выработки гидроэлектростанций.

По данным властей, добыча газа в стране в мае составила 7,6 ПДж, при этом основные месторождения находятся на стадии истощения. Запасы газа в 2025 г. сократились на 23% – до 731 ПДж по сравнению с предыдущим годом. Весь добываемый газ используется на внутреннем рынке. Отраслевая ассоциация Energy Resources Aotearoa (ERA) оценивает дополнительный потенциальный спрос на уровне до 100 ПДж/год при наличии дополнительных ресурсов.

Представители отрасли отмечают, что ранее введенный запрет на новые лицензии, а также длительные процедуры экологического согласования сдерживали инвестиции. В частности, крупные компании Chevron и Equinor отказались от своих лицензий после введения ограничений.

По словам генерального директора ERA Д. Карнеги, отрасль столкнулась с разрывом в развитии: «Мы имеем дело с устаревающими месторождениями, находящимися на завершающей стадии разработки. Из-за запрета образовался семилетний разрыв, и фактически сектор приходится восстанавливать с нуля».


На фоне обострения проблем с энергоснабжением в августе 2024 г. правительство было вынуждено оперативно одобрить ряд экстренных мер, направленных на снижение рисков для энергетической безопасности страны. В частности, было принято решение снять запрет на разведку и добычу углеводородов на континентальном шельфе, а также устранить регуляторные барьеры, препятствовавшие строительству инфраструктуры для импорта СПГ.

В 2025 г. власти создали фонд в размере 200 млн новозеландских долларов (около 117 млн долл. США) для поддержки разработки проектов, включая доразработку зрелых месторождений. Однако на данный момент новые лицензии пока не выданы.

Ряд компаний уже предпринимает шаги для закрепления позиций:

• британская Sunda Energy, австралийская Pancontinental Energy и частная EnZed получили гранты и ожидают выдачи лицензий;
• еще 3 новозеландские компании объединились для получения лицензии,
• а CBX Energy работает над проектом в бассейне Кентербери у Южного острова.

Напомним, что добыча нефти и природного газа в Новой Зеландии традиционно сосредоточена в бассейне Таранаки площадью около 3 005 км2, который остается единственным промышленно освоенным нефтегазоносным районом страны. Развитие других потенциальных нефтегазоносных бассейнов находилось на значительно менее продвинутой стадии: геологоразведочные работы в них велись ограниченно и не дали сопоставимых по масштабу и коммерческой привлекательности результатов.

Интерес к Новой Зеландии усиливается на фоне неопределенности газовой политики в соседней Австралии. По мнению участников рынка, это стимулирует перераспределение инвестиционного капитала в пользу новозеландских проектов.

Министр ресурсов Ш. Джонс отметил, что растущий интерес инвесторов свидетельствует о восстановлении доверия к отрасли после реформирования регуляторной среды.

В то же время политические риски сохраняются. Оппозиционная лейбористская партия заявила о намерении вновь ввести запрет на выдачу новых лицензий в случае победы на выборах в ноябре, при этом действующие разрешения будут сохранены. По данным опросов, исход выборов остается неопределенным.

Таким образом, компании стремятся ускорить получение лицензий до возможного ужесточения регулирования, что усиливает конкуренцию за перспективные участки на шельфе страны.

Читать полностью

Москва, 20 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Китай в мае 2026 г. импортировал 5,68 млн т сжиженного природного газа (СПГ), что на 8% больше, чем месяцем ранее, и стало максимальным месячным показателем с начала 2026 г.
Об этом свидетельствуют данные Главного таможенного управления КНР.

Рост закупок произошел несмотря на сохраняющийся дефицит СПГ на мировом рынке, вызванный кризисом в Персидском заливе. В отличие от Европы и Японии, где поставки продолжают сокращаться, Китаю удалось увеличить импорт. Южная Корея и Индия, напротив, в последние месяцы также были вынуждены активизировать закупки.

Запасы позволили Китаю переждать ценовой всплеск

В начале 2026 г. мировой рынок СПГ испытывал давление сразу нескольких факторов. Зимой дополнительный спрос формировала Европа, где холодная погода и отказ от российского газа вынуждали покупателей предлагать премии относительно азиатских цен для привлечения дополнительных партий СПГ.

С марта ситуацию осложнил кризис в Персидском заливе, который сократил мировое предложение нефти и СПГ и привел к дальнейшему росту цен.

На этом фоне в январе-марте 2026 г. Китай существенно сократил импорт СПГ. По оценке Wood Mackenzie, страна подошла к 2026 г. с высокими запасами газа, что позволило временно ограничить закупки. Однако по мере исчерпания запасов импорт вновь начал расти.

Аналитики также отмечают, что Китай располагает наиболее диверсифицированным портфелем поставщиков СПГ среди крупнейших азиатских импортеров, что позволило ему эффективнее адаптироваться к перебоям на мировом рынке.

Цена импорта достигла максимума за 2,5 года

Средняя цена импортируемого СПГ в мае выросла до 496 долл. США/1000 м³, что стало самым высоким уровнем с конца 2023 г. и максимумом за последние 30 месяцев.

Россия сохраняет статус одного из крупнейших поставщиков СПГ в Китай. Поставки обеспечивают:

• Сахалинская энергия;
• Ямал СПГ;
• Арктик СПГ-2;
• Газпром СПГ Портовая;
• Криогаз-Высоцк.

Импорт трубопроводного газа остался стабильным

Поставки трубопроводного газа в Китай в мае 2026 г. составили 6,827 млрд м³, практически не изменившись по сравнению с аналогичным месяцем 2025 г. и апрелем 2026 г.

При этом среднесуточный объем импорта снизился примерно на 3% относительно апреля. Как отмечают аналитики, это характерно для данного времени года: с наступлением летней жары страны Центральной Азии увеличивают внутреннее потребление газа, сокращая экспортные возможности. В текущем году этот эффект усилился из-за температуры воздуха, превышающей климатическую норму.

По трубопроводам Китай получает газ из России, Туркменистана, Казахстана, Узбекистана и Мьянмы.

Общий импорт газа вырос на 4%

С учетом СПГ и трубопроводных поставок Китай в мае импортировал 14,215 млрд м³ газа, что на 4% больше, чем годом ранее (13,627 млрд м³).

Подпишитесь

Читать полностью