Москва, 15 июл - ИА Нефтегаз.РУ. Китай согласится на строительство магистрального газопровода (МГП) Сила Сибири-2 только в том случае, если Россия будет поставлять газ по ценам своего внутреннего рынка.
Разговоры 2-летней давности 14 июля 2026 г. решил вспомнить The Wall Street Journal (WSJ).

Политический контекст глазами WSJ

Ссылаясь на источники и аналитиков, WSJ рисует новый вектор в развитии отношений России и Китая:

• Китай пытается выстроить отношения с российскими чиновниками и представителями элит, которые могут определять будущее страны после ухода В. Путина с поста президента РФ,
• конфликт на Украине, санкции и экономическая изоляция России превратила отношения с Китаем из партнерских в зависимые для России,
• Китай продолжает укреплять связи внутри России за пределами окружения В. Путина с персонами и группами, которые могут сыграть роль в управлении страной в будущем,
• российские власти выявляли попытки китайской разведывательной деятельности среди чиновников среднего звена, однако не стремились предавать эти истории огласке, чтобы не осложнять отношения с клюевым партнером,
• таким образом Китай может реализовать возможность превратить Россию в зависимую страну, ориентированную на Китай как на источник развития и модернизации.

В качестве примера, иллюстрирующего такую политику Китая в отношении России, WSJ приводит пример проекта магистрального газопровода (МГП) Сила Сибири-2, который станет российской частью перспективного Западного маршрута поставок российского газа в Китай.

Китай хочет внутрироссийские цены. Снова

WSJ пишет, что во время визита В. Путина в Китай 19-20 мая 2026 г. российская сторона рассчитывала договориться о строительстве МГП Сила Сибири-2.

Перед визитом президента РФ руководство Газпрома встречалось с представителями китайской стороны, но китайские переговорщики выдвинули свои условия:

• Китай согласится на строительство МГП Сила Сибири-2 только в том случае, если Россия будет поставлять газ по ценам своего внутреннего рынка,
• Китай попросил не возвращаться к этому проекту, пока условия российской стороны не изменятся.

По оценке WSJ, фактически Китай предложил России субсидировать этот проект.

Публикация WSJ практически дословно повторяет сообщение Financial Times (FT) 2-летней давности. В июне 2024 г. FT со ссылкой на 3 источника, знакомых с ситуацией, писала:

• президент РФ В. Путин и председатель КНР Си Цзиньпин во время визита российского лидера в Китай 16-17 мая 2024 г. обсудили строительство МГП Сила Сибири-2,
• попытки России заключить сделку по газопроводу с Китаем потерпели крах из-за того, что Москва считает необоснованными требования Пекина к цене и уровням поставок,
• Китай хочет платить за газ по внутренним ценам, близким к сильно субсидируемым Россией,
• кроме того, Китай возьмет на себя обязательства по покупке лишь небольшой части запланированной годовой мощности трубопровода в 50 млрд м³/год газа.

Спустя 2 года WSJ повторил это сообщение, не приведя никаких новых деталей или конкретики, невзирая на противоречия с мировой практикой заключения газовых контрактов.

Напомним, что ценовые параметры газовых контрактов не раскрываются, поскольку являются коммерческой тайной. По неофициальным данным, контракт между Газпромом и CNPC на поставки газа по Восточному маршруту (МГП Сила Сибири-1) ценовая формула привязана к индексу нефтепродуктовой корзины, а цены пересматриваются с лагом в 9 месяцев. Это, кстати, дает в среднем более низкую цену экспортного газа в направлении Китая по сравнению с ценами на газ для европейского дальнего зарубежья, где доминирует биржевая привязка ценовых формул газовых контрактов. При этом внутрироссийского уровня цен на газ (порядка 70 долл. США/1000 м³) от России не удается добиться даже Белоруссии, несмотря на Союзное государство.

Доходило до того, что спекуляции по поводу огромных скидок и убыточности поставок газа в Китай для Газпрома развеивал В. Путин, объясняя, что цена в контракте не фиксированная, а определяется по формуле с привязке к нефтяной корзине.

Кроме того, WSJ игнорирует подвижки в переговорном процессе по Западному маршруту поставок газа в Китай. Так, в сентябре 2025 г. в г. Пекин по итогам переговоров В. Путина, Си Цзиньпина и президента Монголии У. Хурэлсуха Газпром и CNPC подписали пакет документов, в т.ч. юридически обязывающий меморандум о строительстве МГП Сила Сибири-2 в России и транзитного МГП Союз Восток через территорию Монголии (Западный маршрут поставок российского газа в Китай).

В чем проблема Силы Сибири-2?

МГП Сила Сибири-2 (ранее МГП Алтай) обеспечит поставки газа в Китай с месторождений в Западной Сибири. По первоначальному плану МГП Сила Сибири-2 должен был пройти напрямую из республики Алтай в Синьцзян-Уйгурский автономный район Китая, но затем Монголия выступила с предложением о транзите газа через свою территорию. Несмотря на появление транзитера, такой маршрут дал ряд преимуществ – обход плато Укок, сближение позиций России и Монголии по ГЭС на р. Селенга, питающей о. Байкал, возможность начала сетевой газификации ряда регионов РФ.

В результате сложилась следующая схема:

• МГП Сила Сибири-2 в России обеспечит соединение газотранспортной системы (ГТС) центральной части РФ и Восточной Сибири, пройдя от КС Володино в Томской области по югу Красноярского края до соединения с МГП Сила Сибири-1 в Иркутской области с отводом юг, который пройдет по территории республики Бурятия южнее о. Байкал до выхода к государственной границе России в районе н.п. Наушки. Примерная протяженность газопровода по территории России составит 2600 км;
• МГП Союз Восток пройдет с севера на юг Монголии вдоль условной линии Сухэ-Батор – Улан-Батор, но к какой точке на монголо-китайской границе пока не ясно. Примерная протяженность – 962,9 км;
• китайская часть маршрута МГП Сила Сибири 2 так и не анонсирована.

Планируемая экспортная мощность Западного маршрута составит 50 млрд м³/год газа. Реальная мощность МГП Сила Сибири-2 и МГП Союз Восток не анонсировалась, но она явно будет выше уровня в 50 млрд м³/год, учитывая планы по газификации Красноярского края, Иркутской области, республики Бурятия и Забайкальского края, а также Монголии.

По итогам визита В. Путина в Китай 19-20 мая 2026 г. вице-премьер РФ А. Новак сообщал, что Россия и Китай договорились ускорить строительство МГП Сила Сибири-2, однако четкие сроки не были обозначены.

В июне 2026 г. основные причины медленного продвижения согласований по Западному маршруту прокомментировал председатель российской части Российско-Китайского Комитета дружбы, мира и развития (РККДМР), спецпредставитель президента России по связям с международными организациями для достижения целей устойчивого развития Б. Титов. По его словам, вопрос МГП Сила Сибири-2 упирается не в цену, а в технические аспекты, включая выбор оптимального маршрут с точки зрения экономики и надежности.

Б. Титов пояснил, что эти вопросы решаются и особой спешки здесь нет. Маршрут МГП Сила Сибири-2 в России в целом определен, но его, вероятно, можно оптимизировать с учетом потенциала газификации крупных промышленных центров вдоль трассы будущего газопровода, в т.ч. г. Красноярск и Иркутск. Из России в Монголию Западный маршрут входит из республики Бурятия в аймак Сэлэнгэ, из Монголии в Китай – вероятно, из аймака Дорноговь в автономный район Внутренняя Монголия. Этот регион, как и др. северо-западные регионы Китая, характеризуются относительно низкой плотностью населения, неравномерностью социально-экономического развития и заметным отставанием от экономических лидеров на юге и юго-востоке страны. Это требует от китайской стороны четкого понимания темпов роста потребности в газе в регионах, куда придет Западный маршрут:

Потенциальный объем поставок российского трубопроводного газа в Китай превышает 100 млрд м³/год:

• МГП Сила Сибири-1 – действующий Восточный маршрут, проектная мощность 38 млрд м³/год, поставки идут в сверхконтрактном объеме, согласовано увеличение до 44 млрд м³/год,
• Дальневосточный маршрут – строящийся маршрут на базе МГП Сахалин – Хабаровск – Владивосток. Запуск ожидается в конце января 2027 г., мощность, заложенная в контракт, составляет 10 млрд м³/год, согласовано увеличение до 12 млрд м³/год,
• параллельно с монгольским транзитом, в контексте Западного маршрута регулярно всплывает маршрут через Казахстан мощностью до 35 млрд м³/год газа.

Читать полностью

Сингапур, 15 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Китайские нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) продолжают сокращать закупки мазута, отдавая предпочтение более дешевой нефти. На фоне снижения загрузки НПЗ и слабого внутреннего спроса импорт мазута в страну остается значительно ниже привычных уровней. Об этом сообщило агентство Reuters со ссылкой на участников рынка.

Спрос на мазут остается слабым

По словам источников агентства, восстановление спроса на мазут в Китае будет затяжным. После начала конфликта между США и Ираном переработчики снизили объемы производства нефтепродуктов и стали активнее закупать нефть со скидкой, что сделало использование мазута в качестве сырья менее привлекательным.

Низкий спрос со стороны Китая, одного из крупнейших импортеров высокосернистого мазута (HSFO) в Азии, может ограничить дальнейший рост цен на этот вид топлива, несмотря на недавнее укрепление рынка после эскалации конфликта на Ближнем Востоке и перебоев с поставками через Ормузский пролив.

По данным LSEG, 15 июля дисконт на высокосернистый мазут вязкостью 380 сСт к нефти Brent сузился до менее чем 2 долл. США/барр. - минимального уровня более чем за месяц. Одновременно крэк-спред HSFO 380 cSt к нефти Dubai превысил 3,25 долл. США/барр.

Как отметил один из трейдеров китайской нефтеперерабатывающей компании, в настоящее время обычная нефть продается со скидкой 5-8 долл. США/барр. к котировкам ICE, поэтому конкурировать с ней мазут не может.

Импорт упал до рекордного минимума

Загрузка китайских НПЗ в июне опустилась до минимального уровня почти за 10 лет. Причинами стали слабый внутренний спрос и ограничения на экспорт нефтепродуктов, введенные после начала конфликта между США и Ираном. В результате сократилась и потребность переработчиков в мазуте, который используется в качестве альтернативного сырья.

По данным LSEG, в мае 2026 г. Китай импортировал около 559 тыс. т мазута (115 тыс. барр./сутки), что стало минимальным месячным показателем за всю историю наблюдений с 2004 г. Статистика включает высокосернистый мазут, используемый как для переработки, так и для бункеровки судов.

По оценке Vortexa, в июне объем импорта увеличился до 700-800 тыс. т, однако остался значительно ниже обычных уровней.

Для сравнения:

• в 1^м квартале 2026 г. среднемесячный импорт мазута составлял 2,29 млн т;
• в 2025 г. среднемесячный показатель находился на уровне 1,8 млн т.

Нефть вытесняет мазут

По словам трейдеров и аналитиков, в июне-июле импорт мазута несколько вырос, однако дополнительные объемы в основном направлялись на бункеровку судов, а не на переработку.

Традиционно китайские НПЗ закупают мазут в России, а также через торговые хабы Сингапура и Малайзии.

Более низкие цены на нефть продолжают снижать спрос на мазут: китайские НПЗ переключаются на закупки нефти, стремясь максимально использовать дополнительные импортные квоты, выданные в этом году. В частности, НПЗ отдают предпочтение более доступным спотовым партиям, таким как российский сорт ESPO, премии на который существенно снизились.

Напомним, что сокращение закупок мазута происходит на фоне системного спада: в июне 2026 г. общий импорт нефти в Китай упал до 7,12 млн барр./сутки - минимума с 2016 г. Основными факторами остаются высокие мировые цены на нефть и низкая маржа переработки.

Участники рынка также отмечают слабый спрос на российский прямогонный мазут, из-за чего количество спотовых предложений ограничено. Кроме того, экспорт российских нефтепродуктов сократился на фоне участившихся атак Украины на энергетическую инфраструктуру РФ.

Аналитики считают, что смягчение Китаем ограничений на экспорт нефтепродуктов в июле может поддержать загрузку НПЗ, однако пока неясно, приведет ли это к существенному росту переработки и закупок нефти. Читать полностью

Яунде, 15 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Камерун может лишиться статуса производителя сжиженного природного газа (СПГ) на фоне отплытия Hilli Episeyo, единственного в стране плавучего СПГ-завода (FLNG).

FLNG Hilli Episeyo покинет Камерун в июле 2026 г. и будет перебазирован в Аргентину. Завод работал у побережья Криби с 2018 г. и обеспечивала производство СПГ в рамках проекта Cameroon LNG (Sanaga LNG). Его уход связан с завершением срока действия договора фрахта между владельцем установки – норвежской компанией Golar LNG – и оператором проекта Cameroon FLNG.

После вывода из эксплуатации в Камеруне установка направится на верфь Seatrium в Сингапуре для модернизации. Затем она будет использоваться в Аргентине в рамках 20-летнего контракта по проекту добычи сланцевого газа на месторождении Vaca Muerta (Вака-Муэрта).

Первый СПГ-проект Центральной Африки

Ввод Hilli Episeyo в эксплуатацию сделал Камерун первой страной Центральной Африки, начавшей экспорт СПГ с использованием технологии FLNG. Установка перерабатывала газ с месторождений Sanaga South и Ebomé, разработку которых ведут Perenco и National Hydrocarbons Corporation (SNH).

Проектная мощность FLNG составляла до 2,4 млн т СПГ/год, однако фактический объем производства был примерно вдвое ниже – около 1,2 млн т/год.

Кроме СПГ, установка обеспечивала:

• производство около 30 тыс. т/год сжиженного нефтяного газа (СНГ) для внутреннего рынка;
• выпуск порядка 5 тыс. барр./сутки газового конденсата.

Таким образом, после ухода Hilli Episeyo Камерун сохранит ресурсную базу природного газа, но лишится единственного промышленного объекта, позволяющего экспортировать СПГ.

Стратегический актив покидает страну

Решение о выводе FLNG связано прежде всего с экономикой проекта. Поскольку в Камеруне установка использовалась примерно на половину своей номинальной мощности, это ограничивало доходность актива.

В Аргентине Golar рассчитывает получить более высокую загрузку и прогнозирует около 285 млн долл. США годовой выручки по новому контракту, а также дополнительный доход до 30 млн долл. США в зависимости от цен на СПГ.

Экономические последствия для Камеруна

Для Камеруна проект Cameroon LNG являлся одним из ключевых газовых активов. В частности, по данным отчета EITI Report за 2021 г., доходы государства от реализации СПГ в рамках проекта Sanaga LNG составили 63,35 млрд франков КФА (около 110 млн доллл. США).

Продажи СНГ через SNH в том же году обеспечили дополнительные доходы свыше 4,4 млрд франков КФА. Кроме экспортных поставок, проект играл роль в обеспечении внутреннего рынка: установка поставляла около 35 тыс. т/год газа для бытового использования.

SNH рассчитывает на новые проекты

В SNH заявляют, что уход Hilli Episeyo не ставит под угрозу долгосрочные перспективы газовой отрасли страны. Компания считает необходимым перейти от зависимости от одного крупного объекта к более диверсифицированной модели развития.

Одним из направлений остается расширение ресурсной базы. В 2025 г. Камерун предложил инвесторам 9 нефтегазовых блоков в бассейнах Rio del Rey and Douala/Kribi-Campo.

По итогам первого этапа:

• блок Bolongo получила Octavia Energy Corporation Limited;
• блоки Etinde Exploration, Tilapia, Elombo и Ntem были предложены Murphy Oil Corporation.

SNH также отмечает интерес со стороны международных компаний, включая Chevron и Murphy.

Новых мощностей пока нет

Перспективы газовой отрасли Камеруна осложняются ожиданием снижения добычи. Согласно документу Министерства финансов страны о среднесрочном экономическом и бюджетном планировании на 2027–2029 гг., в 2027 г. добыча нефти и газа может сократиться на 24,6%, главным образом из-за снижения газодобычи.

Правительство ожидает восстановления показателей с 2028 г. после ввода новых месторождений. Однако реализация этих планов будет зависеть от привлечения инвестиций, заключения контрактов и сроков освоения запасов.

На текущий момент Камерун не объявлял о строительстве нового завода СПГ или привлечении новой плавучей установки, которая могла бы заменить Hilli Episeyo.

Технические характеристики FLNG Hilli Episeyo

• FLNG Hilli Episeyo это переоборудованный танкера-газовоза Moss LNG, построенный в 1975 г,
• стоимость проекта оценивалась в 735 млн долл США
• в процессе работ на танкере были с обоих сторон корпуса были добавлены спонсоны, на которых установлено оборудование, в т.ч системы предварительной подготовки, 4 установки PRICO, сжатия сжиженного газа и разгрузочное оборудование;
• длина – 294 м;
• ширина – 62,6 м;
• длина спонсонов – 206,3 м, ширина – 10,5 м;
• емкость хранилища – 125 тыс м³;
• мощность СПГ-завода – до 2,4 млн т/год СПГ.

Примечательно, что первый камерунский СПГ фактически был построен под долгосрочный оффтейк Gazprom M&T Singapore

В 2015 г. Gazprom Marketing & Trading Singapore заключила 8-летний контракт на закупку всего объема СПГ, производимого первой фазой проекта Cameroon LNG на базе FLNG Hilli Episeyo (1,2 млн т/год). Поставки начались после запуска установки в 2018 г. Соглашение не накладывало никаких ограничений на перепродажу, поэтому ожидалось, что камерунский СПГ будет продаваться в Латинской Америке, Северной Африке и Восточной Азии.

Gazprom Marketing & Trading Singapore входила в структуру Gazprom Germania:

• Газпром прекратил участие в немецкой дочерней компании Gazprom Germania GmbH 1 апреля 2022 г.;
• в том же месяце Gazprom Germania GmbH была передана под попечительное управление Федеральному сетевому агентству ФРГ;
• Германия переименовала бывший актив Газпрома в Securing Energy for Europe (SEFE), а после этого национализировала его;
• компания занимает 14% на рынке поставок газа в Германии, а также работает в других странах ЕС;
• владеет и управляет 28% подземных хранилищ газа (ПХГ), обслуживающих рынок Германии;
• конкурирует с RWE и Uniper.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Нассау, 15 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Shell и ее партнер Freeport Oil Company (Focol) приняли окончательное инвестиционное решение (FID) по проекту строительства регазификационного терминала на Багамах.
Об этом сообщает пресс-служба компании.

В рамках сделки Shell приобрела 40% акций компании New Providence Gas (NPG), созданной совместно с дочерней структурой FOCOL – Sun Oil Holdings. NPG займется строительством и эксплуатацией СПГ-терминала на Clifton Pier, который обеспечит поставки природного газа для энергетического сектора острова Нью-Провиденс.

Shell заявила, что будет поставлять сжиженный природный газ для этого проекта через свои американские активы. Первые поставки ожидаются уже в 1-м квартале 2027 г. Топливо будет использоваться для перевода действующих генерирующих мощностей на природный газ.

Первыми СПГ начнут получать электростанции, связанные с Bahamas Utilities Company Limited (дочерняя структура Energy Bahamas Holdings), которая поставляет электроэнергию компании Bahamas Power and Light (BPL). В настоящее время компания располагает около 160 МВт генерирующих мощностей.

Проект будет реализован в 3 этапа:

• 1-й этап, завершение которого ожидается в 1-м квартале 2027 г., обеспечит СПГ для газовой электростанции Clifton Pier Power Plant, включающей в себя 4 газовые турбины мощностью по 30 МВт каждая (около 120 МВт);
• 2-й этап, запланированный на 4-й квартал 2027 г., расширит поставки СПГ на электростанцию Blue Hills Power Station мощность которой в настоящее время составляет 16 МВт;
• 3-й этап предполагает модернизацию Blue Hills – ее переведут на парогазовый цикл для дополнительной генерации электроэнергии, что позволит увеличить мощность станции примерно на 50 МВт.

«После завершения проекта мы будем располагать мощностью от 170 до 180 МВт, причем большая ее часть – за исключением станции Hyundai – будет работать на природном газе», – отметил генеральный директор FOCOL Holdings Limited Д. Аддерли.

Электростанция Hyundai мощностью около 25 МВт работает на мазуте.

Проект соответствует инициативе правительства Багамских островов «Новая энергетическая эра», направленной на комплексную модернизацию энергетического сектора страны. Стратегия предусматривает переход от использования более дорогих нефтепродуктов к природному газу в качестве переходного топлива, а также масштабное развитие возобновляемой энергетики. В рамках программы Багамские острова планируют увеличить долю ВИЭ в структуре выработки электроэнергии до 30% к 2030 г.

Напомним, что Shell прогнозирует рост мирового спроса на СПГ на 65% к 2050 г. По оценке компании, глобальное потребление СПГ к середине века приблизится к отметке в 700 млн т/год. Основной вклад в рост спроса внесут развивающиеся экономики Южной и Юго-Восточной Азии, где продолжается активное замещение угля более экологичными источниками энергии на фоне увеличения энергопотребления.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 15 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Американская Glenfarne Group привлекла 500 млн долл. США от инвестиционных фондов под управлением HPS Investment Partners (входит в состав BlackRock) для реализации проекта экспортного СПГ-завода Texas LNG в порту Браунсвилл (штат Техас).
Об этом сообщила пресс-служба компании.

Средства будут направлены на дальнейшую разработку проекта и выполнение ранних этапов строительства. В Glenfarne отметили, что привлечение капитала стало одним из последних шагов перед принятием окончательного инвестиционного решения (FID).

Ранее дочерняя компания Texas LNG Brownsville LLC, принадлежащая Glenfarne Group, сформировала пакет долгового финансирования объемом 5,7 млрд долл. США для реализации проекта.

После завершения финансовой подготовки компания рассчитывает принять окончательное инвестиционное решение и приступить к полномасштабному строительству. Начало коммерческих поставок СПГ по-прежнему запланировано на 2030 г.

При этом практически вся проектная мощность предприятия уже обеспечена долгосрочными коммерческими соглашениями сроком на 20 лет. Заключены следующие контракты:

• Gunvor - поставка 0,5 млн т/год СПГ на условиях FOB;
• аффилированная компания Texas LNG - 0,5 млн т/год;
• EQT (США) - толлинговое соглашение на 2 млн т/год СПГ;
• RWE (Германия) - поставка 1 млн т/год;
• Gunvor (Швейцария) - 0,5 млн т/год;
• Macquarie (Австралия) - 0,5 млн т/год.

Таким образом, весь проектный объем производства - 4 млн т/год СПГ- уже распределен между покупателями.

Напомним, что Texas LNG входит в число новых экспортных проектов США, реализация которых должна обеспечить дальнейший рост американских поставок сжиженного природного газа (СПГ) на мировой рынок в конце текущего десятилетия. Проект ориентирован на долгосрочные поставки потребителям в Европе и Азиатско-Тихоокеанском регионе и станет одним из новых экспортных терминалов на побережье Мексиканского залива.

Texas LNG

• экспортный СПГ-завод мощностью - 4 млн т/год СПГ (2 линии сжижения производительностью 2 млн т/год каждая);
• будет расположен на северном побережье глубоководного морского порта Браунсвилл на юге шт. Техас, США с выходом к Мексиканскому заливу и недалеко от Панамского канала;
• ресурсная база - завод будет иметь доступ к крупнейшему нефтегазоносному бассейну США Permian и запасам природного газа Eagle Ford (Игл Форд);
• в ноябре 2023 г. Glenfarne выбрала компанию Baker Hughes в качестве поставщика оборудования компримирования газа для Texas LNG;
участники проекта:
компания Glenfarne является основным владельцем и мажоритарным акционером Texas LNG;
Samsung Engineering владеет миноритарным пакетом акций и руководит строительством объекта вместе с Technip Energies U.S.

Изначально принятие FID по проекту планировалось в 2024 г. после получения разрешений американских регуляторов, а запуск завода – в 2028 г., однако сроки были скорректированы.

Читать полностью

Москва, 15 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Компания РТ-Проектные технологии (входит в Госкорпорацию Ростех) впервые представила комплекс инженерной защиты от беспилотных летательных аппаратов (БПЛА) «Паутина», предназначенный для защиты объектов топливно-энергетического комплекса (ТЭК) и другой критической инфраструктуры.
Об этом сообщила пресс-служба Ростеха.

Презентация разработки состоялась в ходе региональной миссии Ростеха в Тверской области.

«Паутина» представляет собой систему модульных металлоконструкций, формирующих вокруг объекта прочную защитную сеть для перехвата беспилотников.

В базовой конфигурации конструкция способна выдержать прямое попадание беспилотного аппарата массой до 200 кг, движущегося со скоростью до 250 км/ч. При необходимости уровень защиты может быть усилен без разработки новой конструкции.

Комплекс предназначен для защиты:

• нефтехранилищ;
• топливных терминалов;
• электроподстанций;
• складских комплексов;
• других объектов критической инфраструктуры.

Система может устанавливаться на объектах высотой более 25 м и практически любой площади.

Разработка создана РТ-Проектные технологии совместно с компанией Стандарт Электрик.

По данным Ростеха, конструкция уже прошла натурные испытания на сейсмостойкость. В настоящее время продолжаются проверки устойчивости системы к ударам беспилотников различных типов. Кроме того, комплекс уже находится в опытной эксплуатации на ряде объектов ТЭК.

Конструкция включает:

• несущие колонны;
• силовую сеть;
• опорные элементы.

Все элементы собираются исключительно на болтовых соединениях, без применения сварки. Такой подход позволяет выполнять монтаж:

• в условиях ограниченного пространства;
• на пожароопасных объектах;
• без остановки части производственных процессов.

По словам разработчиков, это сокращает сроки установки, повышает безопасность работ и снижает стоимость монтажа.

Все металлоконструкции проходят горячее цинкование, что обеспечивает долговременную антикоррозионную защиту и избавляет заказчиков от необходимости окраски как при монтаже, так и в процессе эксплуатации.

В комплект поставки также входит полный пакет проектной документации.

Как отметил генеральный директор РТ-Проектные технологии В. Зуйков, модульная архитектура позволяет быстро адаптировать систему под объекты любой сложности за счет разработки дополнительных элементов без изменения базовой конструкции.

Заместитель генерального директора Ростеха А. Назаров подчеркнул, что «Паутина» предназначена для работы в составе комплексной системы защиты объектов.

По его словам, совместное применение инженерной защиты, средств радиоэлектронного подавления и комплексов кинетического поражения позволяет обеспечить высокий уровень безопасности объектов гражданской инфраструктуры от большинства дальнобойных беспилотников.

Каков ущерб от атак?

Оценить совокупный ущерб экономике РФ от атак БПЛА в одной цифре невозможно: правительство РФ не публикует консолидированную статистику, а значительная часть данных относится к объектам критической инфраструктуры. Тем не менее, наиболее заметный экономический эффект связан с атаками на нефтеперерабатывающие заводы, нефтебазы и энергетическую инфраструктуру.

В 2024–2025 гг. под удары попадали объекты Роснефти, ЛУКОЙЛа, Газпром нефти, независимых нефтеперерабатывающих предприятий.

Последствия включали:

• временное снижение загрузки НПЗ,
• перенос сроков ремонтов,
• сокращение выпуска бензина и дизельного топлива на отдельных площадках,
• дополнительные расходы на восстановление оборудования и усиление защиты объектов.

По оценкам различных аналитических центров и отраслевых экспертов, в отдельные периоды под угрозой находилось до 10–15% российских нефтеперерабатывающих мощностей, однако длительных остановок большей части отрасли не произошло.

При этом существенно выросли расходы бизнеса и государства на системы ПВО, средства радиоэлектронной борьбы, мониторинг воздушного пространства, инженерное укрепление производственных площадок. На макроуровне российская экономика продолжает функционировать без системных сбоев. Читать полностью

Москва, 15 июл – ИА Нефтегаз.РУ. На пирс Соснового Бора в Ленинградской области доставлено устройство локализации расплава (УЛР) или так называемая «ловушка расплава» для энергоблока №4 Ленинградской АЭС-2. Сейчас оборудование готовят к транспортировке на стройплощадку и установке в шахту реактора.
Об этом сообщает пресс-служба Росэнергоатома.

Вес оборудования превышает 730 т. Доставка УЛР до Соснового Бора заняла 16 суток. Оборудование преодолело путь в 2 тыс. км по Волге, Белому, Онежскому и Ладожскому озерам, Неве и Финскому заливу.

«Мы поставили себе задачу установить корпус ловушки расплава в шахту реактора на два месяца раньше срока. Это позволит интенсифицировать работы на данном объекте и тщательно подготовиться к самому важному для любой строящейся АЭС событию — монтажу корпуса реактора. По графику он должен состояться в 2029 году», – рассказал директор Ленинградской АЭС В. Перегуда.

Уточняется, что далее специалисты перейдут к монтажу устройства, включая установку блоков с жертвенным материалом. За счет него в случае возможной аварии с расплавлением активной зоны «ловушка» удержит внутри себя весь высокорадиоактивный расплав до полного остывания и кристаллизации. Оборудование позволит исключить контакт ядерного топлива (ЯТ) с окружающей средой.

На Ленинградской АЭС сейчас строятся два новых энергоблока суммарной мощностью 2400 МВт, которые полностью заместят энергоблоки РБМК-1000 и повысят мощность АЭС на 20%.

Всего, согласно генеральной схеме размещения энергообъектов, до 2042 г. в России планируется построить 38 новых атомных энергоблоков большой, средней и малой мощности.

Об устройстве локализации расплава

Напомним, что УЛР включено в группу оборудования, обеспечивающего надежность работы АЭС и считается одной из пассивных систем безопасности проекта ВВЭР-1200 поколения 3+. Также туда входят система аварийного охлаждения активной зоны (САОЗ), пассивные системы отвода тепла, двойная защитная оболочка.

«Ловушку» относят к «ноу-хау» отечественной атомной отрасли. Впервые в мире она была установлена на АЭС Тяньвань в Китае. Объект сооружали по российскому проекту. Все энергоблоки российского проекта ВВЭР-1200 поколения 3+, включая те, что сооружаются при поддержке Росатома за рубежом, оснащены УЛР. В России «ловушки» установлены на блоках не только Ленинградской АЭС-2, но и Нововоронежской АЭС-2.

Ранее глава Росатома А. Лихачев подчеркивал, что отечественные блоки поколения 3+ разработаны с использованием принципов глубоко эшелонированной защиты, в них увеличена роль пассивных систем безопасности и минимизирована возможность человеческого фактора при внештатных ситуациях. Кроме того, они могут выдерживать значительные внутренние и экстремальные внешние воздействия.

ЛАЭС-2

Установленная мощность Ленинградской АЭС составляет 4400 МВт, что делает ее одной из крупнейших станций в России. На ее площадке работают четыре блока РБМК-1000 и два новых блока ВВЭР-1200.

Сейчас на площадке ЛАЭС-2 идет масштабное обновление:

• энергоблоки № 1 и 2 РБМК-1000 уже остановлены после 45 лет службы;
• на смену старым блокам в 2018 и 2021 гг. были запущены два блока ВВЭР-1200.

Ожидается, что в 2030 г. и 2032 г. в строй войдут блоки №3 и №4.

Отметим, что ВВЭР-1200 – водо-водяной энергетический реактор поколения 3⁺, разработанный в РФ. Он считается одним из самых современных и безопасных типов ядерных реакторов в мире. Электрическая мощность реактора достигает 1200 МВт, тепловая мощность – около 3200 МВт. Эксплуатационный срок реактора рассчитан на 60 лет, при этом при хорошем техническом состоянии его работа может быть продлена на 15 лет.

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 15 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Федеральная служба безопасности (ФСБ) предотвратила теракт на одном из нефтяных предприятий в Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО).
Об этом Центр общественных связей (ЦОС) ФСБ России сообщил 15 июля 2026 г.

Очередной предотвращенный теракт

По сообщению ЦОС ФСБ, террористический акт планировался гражданином РФ по заданию спецслужб Украины:

• подозреваемый посредством интернет-мессенджеров установил конфиденциальные отношения с украинскими спецслужбами и передавал противнику сведения в отношении расположенных в регионе объектов ТЭК,
• действуя по указанию куратора, он изъял из заранее оборудованного схрона самодельное взрывное устройство (СВУ), с целью совершения диверсионно-террористического акта на одном из предприятий нефтяной промышленности в г. Нягань ХМАО-Югры,
• при попытке скрыться, агент украинских спецслужб был задержан сотрудниками ФСБ России в районе расположения схрона,
• в ходе осмотра места происшествия изъято СВУ, состоящее из взрывчатого вещества иностранного производства массой 1,5 кг, электродетонатора и таймера-замедлителя, а также мобильные телефоны, содержащие переписку фигуранта с куратором, давшим указание по изъятию из тайника средств поражения и совершению подрыва.

ЦОС ФСБ также распространил видео задержания подозреваемого и части его признания.

По словам задержанного, в переписку с офицером разведки Украины он вступил в начале 2026 г., предоставляя ему информацию о наличии нефтегазопровода в Белоярском районе. Затем куратор предложил подозреваемому забрать пакет с СВУ в лесополосе в районе г. Тюмени для совершения террористического акта. В качестве объекта он назвал «трубопровод Красноярской НПС», вероятно имея в виду нефтеперекачивающую станцию (НПС) Красноленинская.

Следственным подразделением РУ ФСБ России по Тюменской области возбуждено уголовное дело по ст. 222.1 (незаконный оборот взрывчатых веществ) и ч.1 ст. 30, ч.1 ст.205 (приготовление к террористическому акту) УК России.

НПС Красноленинская

НПС Красноленинская Урайского управления магистральных нефтепроводов Транснефть-Сибирь расположена в 65 км от г. Нягань.

В эксплуатацию НПС Красноленинская введена в 1987 г. как головная НПС магистрального нефтепровода (МНП) Красноленинская – Шаим – Конда.

НПС принимает нефть месторождений Красноленинского свода (Красноленинское, Талинское, Ем-Еговское, Каменное, Пальяновское, Ингинское, Восточно-Ингинское, Поттымско-Ингинское, Елизаровское, Лебяжье и др.) в свой резервуарный парк общей емкостью 120 тыс. м³ (6 резервуаров по 20 тыс. м³) и осуществляет ее перекачку из резервуарного парка в магистральный нефтепровод.

Предыдущие операции ФСБ

Ранее ФСБ предотвратила ряд терактов на объектах Транснефти.

17 июня 2026 г. ЦОС ФСБ сообщил о задержании в 3 регионах РФ подозреваемых в т.ч. в подготовке терактов против объектов ТЭК и транспорта. Задержанный в Тюменской области сообщил, что готовил взрыв на объектах Транснефти. По его словам, он инициативно в мессенджере Telegram связался с украинскими спецслужбами для оказания им помощи путем передачи сведений о возможных объектах совершения диверсий и терактов. В феврале 2026 г. задержанный для поддержания конспиративной связи получил от куратора SIM-карты, а также СВУ для подрыва линии Транснефти вблизи окружной дороги Тюмени.

В декабре 2025 г. ФСБ предотвратила еще один теракт, направленный против линейной производственно-диспетчерской станции (ЛПДС) Транснефти в регионе. Конкретная ЛПДС не называлась, но предоставленные ЦОС ФСБ кадры указывали на близость объекта к г. Тюмень, т.е. речь могла идти о ЛПДС Торгили или ЛПДС им. В.Н. Чепурского (расположена на наименьшем расстоянии от города). Читать полностью

Москва, 15 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Индийская Vedanta Oil & Gas Ltd., входящая в группу Vedanta миллиардера А. Агарвала, инвестирует 5 млрд долл. США в развитие нефтегазового бизнеса, рассчитывая в течение 5 лет увеличить добычу почти в 6 раз.
Об этом говорится в сообщении компании.

Vedanta Oil & Gas планирует довести добычу углеводородов до 500 тыс. бнэ/сутки к началу 2030-х годов. Для сравнения, в 2025/2026 финансовом году, завершившемся 31 марта 2026 г., среднесуточная добыча компании составляла 87,2 тыс. бнэ/сутки.

Уже в текущем финансовом году компания рассчитывает увеличить производство примерно до 100 тыс. барр./сутки.

Рост добычи планируется обеспечить за счет:

• освоения новых нефтегазовых месторождений;
• повышения коэффициента извлечения на действующих активах;
• внедрения современных технологий разработки месторождений.

В долгосрочной перспективе Vedanta рассчитывает обеспечивать более половины всей нефтедобычи Индии.

Председатель группы Vedanta А. Агарвал, обращаясь к акционерам, назвал наращивание собственной добычи нефти и природного газа газа вопросом национальной безопасности. По его словам, увеличение внутреннего производства должно снизить зависимость Индии от импорта углеводородов, который сегодня покрывает основную часть потребностей страны.

Напомним, что Индия является третьим по величине импортером и потребителем нефти в мире. Страна покрывает более 88% своих потребностей за счет импорта. В июне 2026 г. она увеличила импорт нефти до рекордных 4,93 млн барр./сутки. При этом более 50% поставок пришлось на российскую нефть.

Vedanta Oil & Gas

• компания специализируется на разведке и добыче нефти и газа;
• в портфеле находятся добывающие активы в 44 блоках на площади около 47 тыс. км² по всей Индии;
• ключевые регионы:
• Раджастхан (в том числе крупное месторождение Мангала - одно из крупнейших сухопутных открытий в стране),
• Андхра-Прадеш (бассейн Кришна-Годавари),
• Гуджарат (шельфовые месторождения Лакшми и Гаури в бассейне Камбей),
• Ассам (бассейн Аракан);
• совокупные запасы (2P + 2C) оцениваются примерно в 1,4 млрд бнэ.

Компания была инкорпорирована в 2001 г. под другим именем (Sterlite Transmission Limited), позже меняла названия (Vedanta Alumina Limited, Vedanta Aluminium Limited, MALCO Energy Limited). Имя Vedanta Oil & Gas Ltd. она получила в 2026 г. в результате выделения из Vedanta Limited. Сейчас работает как дочерняя структура Vedanta Resources Limited. Торги ее акциями начались в июне 2026 г.

Подпишитесь

Читать полностью