Москва, 10 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Израиль выдал американской Murphy Oil и израильской Ratio Energies шесть лицензий на разведку природного газа на шельфе Средиземного моря. Участок Zone G расположен в 25 км к юго-западу от крупнейшего газового месторождения страны Левиафан.

Общая площадь лицензий составляет около 1,733 тыс. км². Они охватывают участки недр с номерами 27, 28, 36, 37, 70 и 74. Доли в проекте распределены поровну: по 50% у Murphy Oil и Ratio Energies. Американская компания будет оператором лицензий.

По данным Ratio Energies, лицензии выданы сроком на три года - до 8 ноября 2029 г. При выполнении установленных условий возможно их продление. В случае открытия месторождения предусмотрена возможность дополнительного продления на два года.

Программа геологоразведки

Работы в зоне G предполагают повторную обработку имеющихся данных 3D-сейсморазведки на площади около 1 470 км² и проведение новых сейсмических исследований на участке площадью около 1 732 км². Также программа предусматривает бурение поисковых скважин.

Участники проекта должны предоставить пять гарантий бурения на общую сумму 25 млн долл. США в течение 30 дней после выдачи лицензий. Невыполнение этого условия может стать основанием для аннулирования лицензий.

Ratio Energies рассматривает возможность привлечения дополнительных партнеров за счет своей доли в проекте. Таким образом, состав участников разведки в дальнейшем может измениться.

Как изменился состав участников проекта

Лицензии на разведку в зоне G были предусмотрены 4-м раундом израильского конкурса на получение прав на освоение морских участков. Первоначально в состав победившего консорциума входили:

• итальянская Eni,
• британская Dana Petroleum,
• израильская Ratio Energies.

Позднее Eni вышла из проекта, после чего Ratio привлекла Murphy Oil в качестве нового партнера. Dana Petroleum также может вернуться к участию в проекте, однако для этого потребуется согласование с израильским Министерством энергетики.

Для Murphy Oil лицензии означают выход на рынок Восточного Средиземноморья. Компания занимается разведкой и добычей нефти и газа в США, Канаде, Вьетнаме, Кот-д’Ивуаре и других странах.

Газовые проекты Израиля

Месторождение Левиафан - крупнейшее газовое месторождение Израиля и один из основных источников газа для внутреннего рынка и экспорта. Его оператором выступает Chevron через дочернюю компанию. Партнерами являются NewMed Energy и Ratio Energies.

Разведка новых участков на шельфе должна расширить ресурсную базу Израиля. По оценке Министерства энергетики страны, на морском шельфе сохраняется значительный потенциал неоткрытых запасов природного газа.

В июле 2026 г. Израиль объявил о подготовке 5-го раунда лицензирования морских участков. Заявки от потенциальных участников принимаются до 27 января 2027 г. В рамках раунда инвесторам планируется предложить пять новых участков общей площадью около 7,1 тыс. км².

Израильское Минэнерго также рассматривает возможность изменения квалификационных требований к участникам будущих конкурсов: предполагается учитывать не только опыт компаний, но и компетенции специалистов, входящих в их команды. Читать полностью

Москва, 10 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. ADNOC Drilling, подразделение национальной нефтекомпании ОАЭ, и Кувейтская нефтяная компания (Kuwait Oil Company, KOC) заключили соглашения на поставку двух морских самоподъемных буровых установок на сумму 313,6 млн долл. США. Контракты рассчитаны на четыре года. Ожидается, что буровые работы стартуют в четвертом квартале 2027 г.
Об этом сообщает пресс-служба компании.

Высший совет по закупкам Кувейтской нефтяной компании (KPCHPC) присудил ADNOC Drilling два контракта в рамках тендера на поиск двух морских буровых установок для KOC. В эмиратской компании отмечают значимость сделки для развития бизнеса и новых партнерств.

«Эта награда знаменует выход ADNOC Drilling на шельф Кувейта и является важным шагом на пути к международному росту», – заявил гендиректор компании Абдулла Наджи Атея Аль Мессаби.

Ожидается, что первый полноценный финансовый вклад по этим сделкам будет сделан в 2028 г. Это будет возможно при соблюдении применимых условий и выполнении соответствующих договорных формальностей.

Нефтегаз.РУ напоминает, что ADNOC Drilling вышла на рынок наземного бурения Кувейта в конце мая прошлого года, объявив о покупке 70% акций в бизнесе американской SLB по наземному бурению в Кувейте и Омане. Сделка предполагала передачу эмиратской компании восьми наземных буровых установок, две из которых – в Кувейте.

Добыча в Кувейте

Первая промышленная нефтяная скважина в стране была пробурена компанией Kuwait Oil Company (KOC) в 1938 г. на месторождении Al Burqan.

Кувейт входит в ОПЕК и участвует в соглашениях ОПЕК⁺ по сокращению добычи нефти. Целевые уровни добычи на декабрь 2026 г. для Кувейта составляют 2,676 млн барр./сутки. В то же время страна намерена нарастить мощности до 4 млн барр./сутки до 2035 г.

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 10 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Фокус-тема: Как управлять ценностью закупок за пределами цены
Когда: 3-4 декабря 2026 года.
Где: Отель Radisson Blu Belorusskaya, Москва.
Для кого: директоров по закупкам и руководителей отделов закупок.

Программа форума сфокусирована на двух ключевых темах:

День 1: Как повысить управляемость промзакупок в новых реалиях?
День 2: Как увеличить ценность закупок за пределами цены?

Ключевые вопросы, которые мы разберем:

• Как грамотно планировать промзакупки в эпоху «чёрных лебедей»?
• Как снизить закупочные риски в условиях нестабильных цен, логистики и геополитики?
• Как управлять закупочными бюджетами, запасами и потребностью, не замораживая лишние деньги?
• Как снижать затраты в закупках без риска для производства?
• Как выстроить эффективное взаимодействие между закупками и другими отделами компании?
• Как перейти от сервисной функции к бизнес-партнерству?
• Как повышать качество и надежность поставщиков - от поиска до развития долгосрочного партнерства?

Спикеры форума — руководители закупок и эксперты ведущих российских компаний: ММК, ТМК, ПАО УРАЛКАЛИЙ, АО «РЕШЕТНЕВ», ШАТУРА, АСКОНА, ПАО ГК САМОЛЕТ, АЛКОГОЛЬНАЯ СИБИРСКАЯ ГРУППА, МОСКОВСКИЙ ЮВЕЛИРНЫЙ ЗАВОД, Dr.Bakers, BIDZAAR, ЛИГА НЕЗАВИСИМЫХ ЭКСПЕРТОВ, РЭУ ИМ. Г.В. ПЛЕХАНОВА и другие компании.

Уникальность — форум сфокусирован на практических задачах промышленных закупок: перестройке закупочных процессов, импортозамещении, категорийных стратегиях, бюджетировании, управлении запасами и рисками, оценке поставщиков и совокупной стоимости закупки. В программе - актуальные кейсы, дискуссии и воркшопы, направленные на повышение управляемости закупок, точности планирования, эффективности затрат и надежности поставок. Отдельное внимание уделено цифровизации и ИИ, сокращению неликвидов, развитию российских производителей, а также бенчмарк-сессии «Закупочные цифровые решения для промышленных компаний».

Если перед вашей компанией стоят задачи повысить управляемость закупок, снизить риски и затраты и превратить закупочную функцию в полноценного бизнес-партнера, участие в IV Всероссийском форуме директоров по закупкам «ПРОМЗАКУПКИ 2027» поможет получить практические решения и обменяться опытом с руководителями закупочных подразделений ведущих российских компаний.

Ознакомиться с программой и условиями участия по ссылке.

Автор: А. Гладкина Читать полностью

Вильнюс, 10 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Литва планирует построить 10 новых электростанций общей мощностью 800 МВт к 2033 г. Проект направлен на повышение устойчивости национальной энергосистемы к чрезвычайным ситуациям, включая диверсии и повреждение инфраструктуры.
Об этом сообщил литовский оператор электросетей Litgrid.

В рамках проекта в стране создадут 7 энергетических зон, способных работать автономно друг от друга в случае нарушения работы основной сети напряжением 330 кВ. Они охватят всю территорию Литвы. Модель, как отмечается, разработана с учетом опыта Украины по обеспечению устойчивости энергосистемы в условиях военных угроз.

Для реализации проекта потребуется построить 10 новых гибких генерирующих объектов вблизи ключевых узлов электропередачи, а также модернизировать часть действующих электростанций и использовать накопители энергии. По оценке Litgrid, модернизация существующих объектов позволит уже к 2028 г. обеспечить частичную автономную работу 4-х энергетических зон.

В 2027 г. Litgrid планирует провести конкурсы, победители которых должны будут построить генерирующие мощности в течение пяти лет. После ввода объектов в эксплуатацию компании будут предоставлять услуги по обеспечению автономной работы региональных энергосистем в течение 15 лет.

При этом новые электростанции должны обеспечивать выработку электроэнергии независимо от погодных условий, в том числе при отсутствии ветра и солнечного излучения.

Полностью реализовать модель энергетических зон планируется к 2033 г. при условии принятия необходимых законодательных и регуляторных изменений.

По оценке Litgrid, после 2033 г. новые услуги увеличат тариф на передачу электроэнергии на 0,67 евроцента за кВт·ч. При этом дополнительные гибкие мощности должны способствовать снижению ценовых пиков и средних оптовых цен на электроэнергию.

Публичные консультации по проекту продлятся до 10 декабря. Презентация концепции для участников рынка запланирована на 25 ноября.

Без БРЭЛЛ

После распада СССР энергосистемы стран Балтии и Белоруссии продолжали работать в составе Единой энергетической системы (ЕЭС) России. Их взаимодействие регулировалось соглашением БРЭЛЛ (Белоруссия, Россия, Эстония, Латвия, Литва), заключенным в 2001 г.

После вступления в ЕС страны Балтии начали готовиться к выходу из БРЭЛЛ, стремясь получить полный контроль над национальными энергосистемами и повысить энергетическую безопасность. В мае 2019 г. было подписано соглашение о подключении к энергосистеме континентальной Европы (CESA), положившее начало подготовке к синхронизации.

Литва выступала за ускоренный выход из БРЭЛЛ, тогда как Эстония и Латвия придерживались более осторожной позиции. В 2023 г. Литва успешно провела испытания работы энергосистемы в изолированном режиме, однако Эстония и Латвия в них не участвовали. Впоследствии три страны согласовали выход из БРЭЛЛ в начале февраля 2025 г.

16 июля 2024 г. системные операторы Elering (Эстония), AST (Латвия) и Litgrid (Литва) официально уведомили Россию и Белоруссию о выходе из соглашения. После завершения его действия 7 февраля 2025 г. страны Балтии 8 февраля отключились от ЕЭС России и Белоруссии, а 9 февраля успешно синхронизировали свои энергосистемы с CESA.

Техническое подключение к европейской сети было обеспечено через наземную ЛЭП LitPol Link между Литвой и Польшей. Дополнительные соединения с энергосистемой Северной Европы (Nordic Regional Group, ранее NORDEL) осуществляются посредством подводных кабелей и вставок постоянного тока.

В сентябре 2025 г. Litgrid завершил демонтаж линий электропередачи, соединявших Литву с Калининградской областью.

Читать полностью

Астана, 10 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. На строительную площадку завода по производству полиэтилена Силлено в Атырауской области доставили первые восемь секций петлевых реакторов.
Об этом сообщает пресс-служба КазМунайГаза.

Оборудование предназначено для установки полимеризации и станет частью технологической инфраструктуры предприятия. Длина каждой секции превышает 67 м, масса достигает 77 тонн. Общий вес доставленного оборудования составляет более 600 тонн.

Транспортировка, как отмечается, проходила по сложному мультимодальному маршруту с использованием международных транспортных коридоров. По данным компании, доставка стала одной из крупнейших логистических операций в рамках реализации проекта.

Петлевые реакторы и зачем они нужны?

Петлевые реакторы полимеризации используются в суспензионной технологии получения полимеров. В реакторах петлевого типа мономеры растворены в нейтральном растворителе, а катализатор подается в форме суспензии – взвеси твердых частиц в растворителе.

Реактор представляет собой замкнутую петлю, выполненную из металлических трубопроводов, соединенную отводами. Эта петля «сложена» в 2 плоскостях, чтобы иметь компактную вытянутую вверх форму. В нижней части реактора установлен циркуляционный насос, который обеспечивает непрерывную циркуляцию реакционной массы по петле За счет интенсивной циркуляции обеспечивается турбулентный режим течения и очень высокое качество перемешивания компонентов в реакторе.

Процессы суспензионной полимеризации этилена и пропилена схожи, но при производстве полипропилена есть свои особенности:

молекула пропилена несимметрична, но востребована только стереорегулярная форма полимера, поэтому в процессе полимеризации добавляется специальный реагент-донор, который управляет ориентацией присоединения мономеров,
катализатор в этом процессе нуждается в механической защите, что требует предполимеризации в отдельном реакторе, формирующей тонкую полимерную оболочку вокруг частиц катализатора, которая предотвращает истирание, исключает локальные «горячие пятна» при подаче и задает стереорегулярность будущих цепей.

Зачастую для синтеза полипропилена используют совмещенный процесс – петлевые реакторы суспензионного получения полимера и газофазный реактор. Наличие газофазного реактора после петлевых обусловлено ассортиментом продукции: полипропилен выпускают как гомополимер, так и сополимеры с этиленом. Газофазный этап необходим для производства таких сополимеров, включая статистические (рандом-сополимеры) и блок-сополимеры.

Завод Силлено – ключевой инвестиционный проект в казахстанской нефтегазохимии. Мощностью будущего предприятия – 1,25 млн т/год полиэтилена (эквивалентно примерно 1% от глобальных производственных мощностей.). Ввод комплекса в эксплуатацию запланирован на 2029 г.


Сырьевая база – этан, который будет поступать с газосепарационного комплекса (ГСК), строящегося на месторождении Тенгиз. Производительность ГСК составит 9,1 млрд м³/год сухого газа, из которых предполагается выделять 1,6 млн т/год этана.


Структура собственности:

• КазМунайГаз – 40%,
• Sinopec Overseas Investment Holding (дочка китайской Sinopec) – 30,
• СИБУР – 30%.

Общий объем финансирования проекта превышает 8 млрд долл. США. В декабре сообщалось, что Евразийский банк развития (ЕАБР) инвестирует в реализацию Силлено 450 млн долл. США. По состоянию на август 2026 г. общий прогресс реализации проекта составлял 36%. Работы, как отмечалось ранее, ведутся в соответствии с утвержденным графиком.


Нефтегаз. РУ напоминает, что 22 октября стартовало строительство магистральных трубопроводов для транспортировки этана и пропана от Тенгиза до газохимических предприятий в специальной экономической зоне «Национальный индустриальный нефтехимический технопарк» (НИНТ) Карабатан. Протяженность каждого трубопровода составит около 210 км. Проектная пропускная способность этанопровода достигнет 1,6 млн т/год, пропанопровода – 1,1 млн т/год. Ввод объектов в эксплуатацию запланирован на конец 2028 г. Новая инфраструктура обеспечит поставки сырья с тенгизского ГСК для предприятий по производству полиэтилена и полипропилена.

Кроме того, 2 ноября АтырауНефтеМаш приступило к производству трех пропановых буллитов для будущего ГСК. Длина каждого буллита составит 42,75 м, диаметр – 7,5 м, объем – 1 808 м³. Оборудование предназначено для хранения очищенного пропана перед его дальнейшей транспортировкой.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 10 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Газпром ввел в эксплуатацию 2-ю очередь малотоннажного комплекса по сжижению природного газа (КСПГ) Газпром гелий сервис в Амурской области. В церемонии запуска приняли участие председатель правления компании А. Миллер и губернатор региона В. Орлов.

После расширения производительность комплекса достигла 3 т/час СПГ в час, или 25,2 тыс. т/год. Таким образом, мощности предприятия увеличились вдвое.

2-я очередь оснащена российским оборудованием для очистки, охлаждения и сжижения природного газа. Оно поставлено в блочно-модульном исполнении с высокой степенью заводской готовности. Проект реализовал Газпром гелий сервис за 10 месяцев. Ресурсной базой для комплекса служит магистральный газопровод (МГП) Сила Сибири-1.

СПГ для котельных и транспорта

Одним из основных потребителей продукции комплекса стала газовая котельная в микрорайоне Амурсельмаш г. Белогорска. Она обеспечивает теплом более 3 тыс. домовладений и ряд социальных объектов, в том числе 2 детских сада, школу и техникум. Котельная работает с 2024 г. и заменила устаревший мазутный источник теплоснабжения.

Еще одно направление потребления СПГ - газомоторный транспорт. Газпром сформировал крупнейший в России парк тягачей, работающих на газомоторном топливе (ГМТ). Они используются для перевозки продукции Амурского газоперерабатывающего завода (ГПЗ), в том числе гелия и сжиженных углеводородных газов. Газомоторный транспорт также эксплуатирует Амурский газохимический комплекс (ГХК), СП СИБУРа и Sinopec.

Напомним, что проект малотоннажного СПГ-комплекса реализовывался в две очереди:

• 1-ю очередь КСПГ в Амурской области Газпром гелий сервис ввел в эксплуатацию в 2023 г. Производительность КСПГ – 1,5 т/час СПГ или 12,6 тыс. т/год. В основе комплекса лежит технология сжижения природного газа с применением дроссельно-эжекторного цикла;
• 2-ю очередь КСПГ компания начала планировать в 2024 г. К реализации проекта Газпром гелий сервис приступил в январе 2026 г.

Запуск 2-й очереди КСПГ в Амурской области обеспечит растущие потребности собственного автопарка Газпром гелий сервис в дополнительных объемах ГМТ. Также в Амурской области рассматривалась возможность расширения использования СПГ в автопарках крупных горнодобывающих предприятий, например, при разработке Огоджинского каменноугольного месторождения. Дополнительный объем топлива также планируется использовать в агропромышленном секторе - для обеспечения газомоторной техники и других нужд сельского хозяйства.

Газпром гелий сервис и его КСПГ

Газпром гелий сервис – уполномоченная компания Газпрома по реализации проектов с применением криогенных технологий. Компания сформировала автотранспортное предприятие на СПГ, обеспечивающее транспортировку сжиженных газов на российских и международных маршрутах, одновременно создавая мощности для малотоннажного производства СПГ.

У Газпром гелий сервиса уже действует несколько малотоннажных СПГ-заводов:

• с 2021 г. работает малотоннажное производство СПГ на территории гелиевого хаба Газпрома в Приморском крае производительностью 0,4 т/час СПГ (3,36 тыс. т/год),
• также в 2023 г. реализован КСПГ-проект в Волгоградской области производительностью также 1,5 т/час (12,6 тыс. т/год).

Кроме того, компания реализует проект СПГ-завода мощностью 3,36 тыс. т/год СПГ в Белоруссии на площадке китайско-белорусского индустриального парка Великий Камень, его запуск ожидается в 2026 г.

Отметим, что в периметре Газпрома проектами малотоннажного СПГ занимается ряд дочерних структур. Согласно годовому отчету компании, производственная инфраструктура малотоннажного СПГ Газпрома на конец 2025 г. насчитывала 11 КСПГ:

• 2 КСПГ Газпром трансгаз Екатеринбург – КСПГ Екатеринбург ГРС-4 (61 тыс. т/год) и КСПГ Первоуральск (4,4 тыс. т/год),
• 3 КСПГ Газпром гелий сервис – в г. Владивосток, Амурской и Волгоградской областях,
• 3 КСПГ Газпром СПГ технологии – КСПГ Канюсята в Пермском крае (12,6 тыс. т/год), КСПГ Садилово в республике Татарстан (12,6 тыс. т/год), КСПГ Тобольск в Тюменской области (42 тыс. т/год),
• 3 КСПГ Газпром газомоторное топливо в г. Калининград, Москва, Санкт-Петербург.

Читать полностью

Москва, 10 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Число груженых танкеров-газовозов со сжиженным природным газом (СПГ), вышедших из Ормузского пролива в октябре 2026 г., достигло максимума с начала конфликта между США и Ираном в феврале.
Об этом сообщил Reuters со ссылкой на данные аналитических компаний S&P Global Energy и Kpler.

По данным S&P Global Energy, в октябре через пролив проследовало 31 судно против 23 в сентябре. Из них:

• 23 танкера загрузили СПГ в катарском порту Рас-Лаффан,
• еще 8 - на острове Дас в ОАЭ.

По оценке S&P Global Energy, транзит СПГ из ОАЭ уже восстановился до довоенного уровня. При этом поставки Катара через Ормузский пролив пока превышают лишь 30% от доконфликтных объемов.

Погрузки СПГ в Катаре растут

Данные Kpler также указывают на восстановление экспорта. По подсчетам компании, в октябре в регионе было загружено 42 партии СПГ против 27 месяцем ранее.

На катарском терминале Рас-Лаффан за месяц погрузили 35 партий общим объемом более 2,7 млн т. Это максимальный показатель с начала конфликта. Для сравнения: в феврале, до эскалации ситуации, экспорт СПГ из Катара составлял почти 6,2 млн т.

В то же время на терминале Дас в ОАЭ в октябре загрузили 7 партий СПГ - столько же, сколько в сентябре.

Катар использует перевалку борт-в-борт

Для доставки СПГ покупателям за пределами Персидского залива используются дополнительные логистические операции. По данным Kpler, два танкера, загрузившиеся в Рас-Лаффане и прошедшие через Ормузский пролив, впоследствии перегрузили СПГ на другие суда у якорной стоянки Сохар на побережье Омана.

Танкер SC Prestige передал груз судну BW ENN Crystal Sky, направлявшемуся в Южную Корею.

Другой танкер, Al Mafyar, перегрузил СПГ на два судна - Shandong Redwood и Ejnan. Оба доставили полученные партии в Пакистан.

Напомним, что до начала конфликта между США и Ираном Катар был вторым крупнейшим экспортером СПГ в мире с объемом производства до 77 млн т/год и планировал последовательное расширение мощностей до 142 млн т/год к 2030 г. Однако в марте 2026 г. страна была вынуждена приостановить производство СПГ и сопутствующей продукции на фоне ударов по энергетической инфраструктуре. Повреждения получили 2 из 14 производственных линий СПГ на комплексе Ras Laffan общей мощностью около 12,8 млн т в год (17% от докризисных мощностей Катара), их восстановление может занять 3-5 лет.

При этом по остальным объемам QatarEnergy готова возобновить обычные операции в течение нескольких недель после восстановления нормального судоходства через Ормузский пролив. На этом фоне QatarEnergy стремится расширить закупки за пределами Персидского залива, в т.ч. закупая СПГ на спотовом рынке, чтобы выполнять обязательства перед частью своих клиентов.

А что рынок?

В конце октября 2026г. аналитическая компания Rystad Energy выпустила исследование, согласно которому мировые импортеры СПГ в 2026 г. потратят на закупки минимум на 38,5 млрд долл. США больше, чем ожидалось до начала конфликта на Ближнем Востоке. При этом физический объем закупок сократится на 60,7 млн т.

Расчеты основаны на сценарии, при котором поставки СПГ из Катара и ОАЭ будут недоступны с марта до конца 2026 г. В этом случае совокупные расходы на долгосрочные контракты и спотовые закупки вырастут с прогнозировавшихся до конфликта 217,8 млрд долл. США до 256,3 млрд долл. США, или примерно на 18%.


Читать полностью

Москва, 10 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Страны Евросоюза в настоящее время не сталкиваются с проблемами надежности поставок природного газа, несмотря на более низкий, чем обычно, уровень запасов в подземных хранилищах (ПХГ), заявила официальный представитель Еврокомиссии А.-К. Итконен.

На брифинге 9 ноября в Брюсселе она сообщила, что заполненность газовых хранилищ ЕС снизилась примерно с 74% до менее 73% за неделю. При этом представитель ЕК подтвердила, что текущий уровень остается ниже исторического среднего.


При этом Еврокомиссия продолжает внимательно следить за ситуацией. По словам представительницы ЕК, Газовая координационная группа регулярно анализирует положение в отдельных государствах ЕС.

Между странами сохраняется разрыв

Уровень заполненности ПХГ существенно различается между странами ЕС. В частности, некоторые государства уже превысили отметку в 80%, тогда как в Германии показатель остается ниже 60%.

В ЕК связывают такие различия в том числе с особенностями национальных рынков и напоминают, что после энергетического кризиса 2022 г. Евросоюз принял ряд законодательных мер для повышения устойчивости газового рынка. Эти механизмы позволяют принимать чрезвычайные меры в случае ухудшения ситуации. Однако, по словам А.-К. Итконен, сейчас условий для их применения нет.

ЕС рассчитывает на СПГ

Более ранняя оценка Еврокомиссии и Европейской сети операторов газотранспортных систем (ENTSOG) показывает, что газовая система ЕС в целом обладает достаточной гибкостью для прохождения зимы даже при сравнительно низком уровне запасов.

По данным ENTSOG, на 1 октября ПХГ ЕС были заполнены примерно на 72%. Организация назвала уровень запасов исторически низким, но отметила, что европейская инфраструктура способна компенсировать часть дефицита за счет увеличения поставок СПГ. Совокупная мощность регазификационной инфраструктуры ЕС оценивается примерно в 145 млрд м³ за зимний сезон.

При этом ENTSOG предупредила, что сохранение высоких поставок СПГ будет иметь ключевое значение. При ограниченной доступности СПГ запасы к концу зимы могут опуститься значительно ниже 30%, что увеличит риски в случае сильных холодов во второй половине сезона и может осложнить последующее заполнение ПХГ.

По оценке ЕК, возможности ЕС пройти зиму улучшились по сравнению с кризисом 2021–2022 гг. благодаря диверсификации источников газа, росту мощностей по приему СПГ и снижению спроса на газ.

Погода остается главным фактором

Объем необходимого импорта СПГ будет зависеть прежде всего от температуры и связанного с ней спроса на газ. В ЕК отмечают, что решение о том, использовать ли газ из хранилищ или увеличивать закупки СПГ, в конечном счете принимается рынком. Одновременно Брюссель продолжает следить за ценами и запасами в течение всего отопительного сезона.

Особое внимание уделяется подготовке к прекращению действия долгосрочных контрактов на импорт российского СПГ с начала 2027 г. в рамках реализации REPowerEU. Этот фактор также учитывается при оценке устойчивости газоснабжения ЕС предстоящей зимой.

Отметим, что и в прошлом году запасы газа в европейских ПХГ называли низкими, а темпы отбора – рекордными. Однако, сравнивая с текущими показателями, ситуация 2025 г. все же кажется более контролируемой. В прошлом году европейцы начали отбирать газ из хранилищ уже 12 октября, тогда как в этом году более теплая осенняя погода позволила продолжать пополнять запасы почти до ноября. В 2025 г. европейцы завершили сезон закачки с ПХГ, заполненными на 83,14%, в них находится 89,52 млрд м³ газа.

ПХГ не предназначены для накопления запасов газа на ОЗП. Они необходимы для сглаживания суточных и погодных пиков спроса при стабильных внешних поставках. В случае резких похолоданий, особенно в конце зимы, когда ПХГ уже в значительной степени истощены, производительности скважин ПХГ на отбор может оказаться недостаточной для надежного обеспечения потребностей потребителей.

Читать полностью

Москва, 10 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Румыния отключила энергоблок №1 атомной электростанции (АЭС) Чернаводэ от национальной энергосистемы из-за технической неисправности. Блок остановили вечером 9 ноября, спустя три дня после перезапуска.
Об этом сообщает оператор станции Nuclearelectrica.

По данным румынской компании, блок отключили от энергосистемы из-за неисправности в классической части реактора, т. е. в неядерной части оборудования. Уточняется, что принятые меры не повлияли на ядерную безопасность, не причинили вреда персоналу и окружающей среде. По данным Nuclearelectrica, о причинах сбоя будет рассказано подробнее в следующем отчете.

Сейчас специалисты ведут ремонтные работы для устранения обнаруженной неисправности. В то же время атомщики готовят оборудование для повторного подключения и перезапуска блоков №1 и №2.

Оператор Nuclearelectrica решил с 1 декабря 2026 г. сменить технического директора АЭС Чернаводэ для усиления технической поддержки объекта.

«В этом году, помимо проблем, связанных с суровыми погодными условиями, на АЭС Чернаводэ происходили временные незапланированные отключения, вызванные сбоями во вспомогательных технических системах. Все системы защиты работали безупречно, и ядерная безопасность ни разу не была нарушена. Однако частота таких отключений оказалась ниже установленных нами стандартов», – заявил генеральный директор компании Nuclearelectrica М. Джиоарэ.

По его словам, после смены предполагается провести ускоренную проверку процедур технического обслуживания и привести рабочие процессы в соответствие с лучшими практиками международной атомной отрасли.

Нефтегаз.РУ напоминает, что румынская Nuclearelectrica подключила блок №1 АЭС Чернаводэ 6 ноября 2026 г. Тогда же в компании отмечали, что перезапускать блок №2 пока не планируется, поскольку работа первого реактора требует значительных объемов воды для охлаждения, что приведет к дополнительному снижению уровня воды в окружающем бассейне.

Отметим, что ранее оба блока АЭС Чернаводэ были остановлены в июле и августе 2026 г. на фоне снижения уровня воды в Дунае из-за засухи. Ограничение работы станции было необходимо для предотвращения повреждения систем охлаждения реакторов. Засуха также привела к введению в стране режима тревоги. Кроме того, для регулирования ситуации и предотвращения дефицита власти были вынуждены ограничить энергопотребление местных компаний и населения.

Про АЭС Чернаводэ

• АЭС Чернаводэ – единственная АЭС в Румынии;
• станция расположена в г. Чернаводэ в жудеце Констанца, на юго-востоке страны;
• строительство станции началось в 1980-е гг.;
• энергоблок №1 был запущен в коммерческую эксплуатацию 2 декабря 1996 г.;
• характеристики станции:
• электрическая мощность – 1400 МВт;
• на АЭС эксплуатируются энергоблоки №1 и №2;
• также строятся два блока мощностью 750 МВт каждый;
• тип реакторов – тяжеловодные водо-водяные реакторы CANDU типа PHWR от канадской Atomic Energy of Canada Limited (AECL);
• среднегодовая выработка – 5,613 ГВт⋅ч, что составляет примерно 18-20% электроэнергии, потребляемой Румынией.

Отметим, что реакторы CANDU были разработаны в Канаде с учетом высокого содержания изотопа U-235 в добываемом на местных месторождениях уране. Эти реакторы могут работать на природном (необогащенном) уране за счет использования в качестве замедлителя тяжелой воды. Также реакторы CANDU обладают канальной конструкцией, которая позволяет заменять отработавшее ядерное топливо (ОЯТ) свежим, не останавливая реактор.

Первоначально АЭС Чернаводэ была спроектирована канадской AECL с пятью энергоблоками, но по факту были построены только два.

Еще три частично построенных блока (также спроектированные для реакторов PHWR) расположены на той же площадке. Однако их строительство было остановлено в 1990 г. Сейчас власти Румынии намерены достроить блоки №3 и №4. Так, в июле 2024 г. их строительство находилось на стадии готовности около 15%. Это уже не первая попытка завершить строительство, предыдущие заходили в тупик из-за проблем с финансированием и особенностей технологии CANDU.


Автор: К. Кожемяченко

Подпишитесь

Читать полностью