Осло, 14 ноя - ИА Нефтегаз.РУ. Верховный суд Норвегии в пятницу признал недействительными три выданных правительством разрешения на освоение морских нефтяных месторождений из-за недостаточного учета экологических факторов.
Об этом сообщило агентство Reuters.

Суд постановил, что его решение не обязывает нефтяные компании сокращать добычу. По данным суда, компании не были ответчиками по иску и не являлись сторонами дела, поэтому вердикт не требует приостанавливать их деятельность.

Дело рассмотрено по процедурным основаниям. Правительство должно заново рассмотреть каждое месторождение с соблюдением надлежащих требований и определить, можно ли повторно выдать разрешения нефтяным компаниям.

Иск подали Greenpeace и Молодые друзья Земли. Они утверждали, что правительство не оценило климатическое воздействие от сжигания нефти и газа с этих месторождений, то есть выбросы «Scope 3». Выбросы «Scope 3» включают косвенные выбросы парниковых газов по всей цепочке создания стоимости, в том числе от сжигания добытых энергоносителей.

Активисты назвали вердикт важной вехой в кампании за раскрытие энергетическими компаниями в Норвегии более полной информации о воздействии их деятельности на окружающую среду. Руководительница Greenpeace Норвегии Х. Хелле заявила журналистам, что считает это прекрасной новостью для климата и что решение навсегда изменит норвежскую нефтяную политику.

Два месторождения: Breidablikk компании Equinor и Tyrving компании Aker BP, уже ведут добычу. Крупнейшее из трех, Yggdrasil компании Aker BP, планируется ввести в эксплуатацию в 2027 г.

Министерство энергетики, Equinor и Aker BP не ответили на запросы о комментарии.

Суд принял решение шестью голосами против пяти в пользу экологических организаций. Он указал, что министерство энергетики должно повторно изучить вопрос с соблюдением правильных процедурных требований.

Генеральный прокурор Норвегии Ф. Сейерстед сообщил Reuters после оглашения вердикта, что решение означает обязанность государства заново рассмотреть дело и что власти это сделают.

Окружной суд Осло и Апелляционный суд Боргартинга, ранее рассматривавшие дело, также вынесли решения против правительства.

Юрист экологических организаций Дж. Сандвиг сообщила Reuters, что организации теперь рассмотрят возможность подать иск к компаниям-операторам месторождений, чтобы остановить добычу.


Автор: А. Шевченко Читать полностью

Новосибирск, 13 ноя - ИА Нефтегаз.РУ. Дочернее предприятие Транснефти - Транснефть - Западная Сибирь - завершило навигационный период 2026 г. во всех регионах, где работает компания.
Об этом сообщила пресс-служба предприятия.

С мая по октябрь собственный флот компании перевез более 6 тыс. т грузов, топливных ресурсов и оборудования.

Плавсредства предприятие применяет для доставки персонала, техники и оборудования на производственные объекты, расположенные в труднодоступной местности. Кроме того, суда задействуют при диагностике и ремонте в местах подводных переходов магистральных трубопроводов.

Сегодня в составе флота насчитывается 84 единицы судов разных типов - катера, буксиры-толкачи, баржи, моторные лодки и нефтесборщики. В 2026 г. все четыре филиала предприятия получили шесть новых катеров-бонопостановщиков.

К зимнему сезону технику подготовили: специалисты осмотрели корпуса, провели комплексную подготовку затонов и мест стоянки с учетом требований промышленной и пожарной безопасности. Все маломерные суда и катера подняли на берег и оставили на хранении.

Часть судов эксплуатируется и в холодное время года. Красноярский филиал компании использует аэролодки российского производства, которые перевозят людей и грузы круглый год при любых погодных условиях - по воде, льду и шуге.

Подготовка судов к навигации 2027 г. уже началась.

Речная навигация в Западной Сибири ограничена теплым сезоном, когда реки свободны ото льда. Для снабжения удаленных объектов в межсезонье применяются суда, способные двигаться по воде, льду и шуге, - такие плавсредства позволяют не прерывать производственные процессы зимой.


Автор: А. Шевченко Читать полностью

Москва, 13 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. По итогам торговой недели цены на бензин снизились почти на 3%. Это следует из данных Петербургской биржи.

По информации Петербургской биржи:

• бензин АИ-92 на торгах 13 ноября потерял в цене 1,15%, до 64,865 тыс. руб./т, а за неделю подешевел на 2,95%;
• стоимость АИ-95 по территориальному индексу европейской части России потеряла за день 0,54% и составила 72,137 тыс. руб./т, а за неделю стоимость снизилась на 2,62%;
• в то же время зимнее дизельное топливо 13 ноября подешевело на 0,03%, до 78,084 тыс. руб./т, а за неделю оно потеряло 4,65%,
• межсезонный дизель на торгах 13 ноября потерял в цене 0,56%, до 60,574 тыс. руб./т (-0,35% за неделю);
• топочный мазут подешевел за неделю на 6,81% - до 25,058 тыс. руб./т, а за день стоимость сократилась на 9,54%;
• цена сжиженных углеводородных газов (СУГ) на бирже уменьшилась на торгах в пятницу на 0,23%, достигнув 42,255 тыс. руб./т (+15,72% за неделю).

Ситуация на топливном рынке

Для стабилизации внутреннего рынка правительство РФ 30 июля ввело временный запрет на экспорт бензина, дизельного и других видов топлива с 1 августа 2026 г. по 31 января 2027 г. Ограничения предусматривают ряд исключений, в том числе для отдельных поставок в рамках международных межправительственных соглашений. Также кабмин приостановил до конца 2026 г. действие специальных правил определения цен на моторное топливо при государственных закупках и предусмотрел меры по обеспечению сельхозпроизводителей необходимыми объемами топлива.

31 октября 2026 г. правительство продлило до 31 января 2027 г. включительно запрет на экспорт дизельного и судового топлива, а также газойлей непосредственными производителями. Таким образом, ограничения для производителей и других участников рынка были синхронизированы по сроку действия. При этом кабмин предусмотрел отдельные исключения для поставок на внешние рынки. По словам вице-премьера РФ А. Новака, планируемый объем экспорта дизельного топлива в ноябре составляет около 2,15 млн т против 510 тыс. т в октябре.

С 5 августа 2026 г. до 1 июля 2027 г. разрешены выпуск в обращение и реализация автомобильного бензина экологических классов К2, К3, К4 и К5, а также дизельного топлива классов К2, К3, К4 и К5. Для бензина также предусмотрена возможность ввоза.

Кроме того, до конца 2026 г. действует особый порядок выполнения нормативов обязательных биржевых продаж топлива. При сохранении нормативов на уровне 10% для бензина и 16% для дизельного топлива часть объемов разрешено учитывать за счет подтвержденных адресных поставок: до 8% для бензина и до 13% для дизельного топлива. Оставшиеся минимальные объемы - 2% и 3% соответственно - должны реализовываться на открытых биржевых торгах.

Ранее Минэнерго РФ отмечало снижение потребности во ввозе бензина и насыщение внутреннего топливного рынка. По данным ведомства, этому способствовали выход нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) из ремонтов и сезонное снижение потребления топлива. Министерство также сообщало, что объем импортного бензина остается незначительным и не может оказывать существенного влияния на среднюю цену топлива на внутреннем рынке.

По итогам совещания у вице-премьера РФ А. Новака 22 октября сообщалось об увеличении производства бензина и дизельного топлива, а также формировании запасов нефтепродуктов. По оценке Минэнерго РФ, положительная динамика стала результатом ранее принятых мер по стабилизации рынка.

Федеральная антимонопольная служба (ФАС) РФ продолжает контролировать ситуацию на топливном рынке. По данным ведомства на 6 ноября 2026 г., в отношении участников рынка возбуждено 76 дел и выдано 109 предупреждений о нарушениях антимонопольного законодательства, 75 из которых уже исполнены. Кроме того, региональные власти и независимые операторы АЗС заключили 154 соглашения о стабилизации розничных цен на топливо в 53 субъектах РФ. Читать полностью

Москва, 13 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Не было времени смотреть ленту? Тогда читайте наш краткий топ-10 новостей этой пятницы.

В подборку вошли наиболее заметные события дня:

1. Великобритания ввела санкции против 10 российских нефтяных компаний, включая Славнефть, СИБУР Холдинг и Восток Ойл. Ограничения также затронули 11 судов «теневого флота».
2. QazaqGaz заключил EPC-контракт на строительство ГПЗ на Карачаганаке. Документ подписан с консорциумом в составе Hyundai Engineering Co., Ltd. И SICIM Kazakhstan.
3. Сербская NIS попросила использовать нефть из госрезервов из-за аварии на JANAF. Компания также запросила дизельное топливо из эксплуатационных резервов на фоне сокращения поставок сырья на НПЗ в Панчево.
4. Дисконты на российскую нефть Urals достигли максимума с апреля 2023 года. Рост поставок нефти из стран Персидского залива усиливает конкуренцию за покупателей российского сырья. В Индии премия на Urals сменилась дисконтом впервые с августа, тогда как Китай продолжает наращивать закупки российской нефти.
5. Литва, Латвия и Германия подали заявку на статус PCI для энергокабеля Baltic-German PowerLink. Проект предусматривает строительство гибридного подводного соединения мощностью 2 ГВт и протяженностью около 600 км, которое свяжет энергосистемы стран Балтии и Германии.
6. Обратный акциз для НПЗ, не выполнивших условие по выпуску бензина, могут увеличить в 2,5 раза. Правительство предлагает сохранить на 2027-2028 годы повышающий корректирующий коэффициент для заводов, не обеспечивших выпуск высокооктанового бензина в объеме не менее 10% от переработки.
7. Amplitude Energy завершила бурение скважины Annie-2 у побережья Австралии. Буровые работы подтвердили наличие газа высокого качества и значительный ресурсный потенциал месторождения Annie , что укрепило позиции компании в рамках ее австралийского проекта East Coast Supply.
8. Китайская верфь HGC передала России четыре ледокольных буксира для СМП. Буксиры ледового класса Arc4 – Умба, Кола, Тулома и Юрий Лужков – сооружались под наблюдением Российского морского регистра судоходства.
9. ExxonMobil приняла окончательное инвестиционное решение по проекту Longtail в Гайане. Газоконденсатное месторождение расположено в контуре блока Stabroek.
10. На месторождении Култак в Узбекистане получили приток газа дебитом 300 тыс. м³/сутки. Месторождение Култак было открыто в 1963 году, а ввод в эксплуатацию состоялся в 1978 году.

О главных событиях четверга - читайте здесь.
Читать полностью

Ташкент, 13 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Узбекнефтегаз получил промышленный приток природного газа из разведочной скважины №39R на зрелом месторождении Култак в Кашкадарьинской области Узбекистана.
Об этом компания сообщила в своем Telegram-канале.

Бурение скважины началось 1 сентября 2026 г. и продолжалось до глубины 3 020 м. В ходе испытаний продуктивных горизонтов газ получен из карбонатных отложений юрского возраста в интервале 2 868–3 020 м. По предварительным данным, суточный дебит скважины составляет 300 тыс. м³.

В настоящее время на скважине продолжаются исследования для определения характеристик пласта, а также газодинамические и газоконденсатные испытания. Поэтому заявленный дебит пока является предварительным.

Место для бурения скважины было определено на основе обработки и анализа данных сейсморазведочных работ по методологии 3D на участке Алан.

Месторождение Култак было открыто в 1963 г., а ввод в эксплуатацию состоялся в 1978 г. Несмотря на почти 50-летнюю эксплуатацию, геологоразведочные работы позволяют выявлять новые участки недр, пригодные для промышленной добычи газа.

Полученный приток планируется в кратчайшие сроки подготовить к подключению к действующей системе добычи.

Нефтегаз.РУ напоминает, что в Гузарском районе Кашкадарьинской области Узбекистана ранее было открыто новое газоконденсатное месторождение Борисой. Месторождение выявлено в результате поисково-разведочного бурения на территории Шуртана. Бурение скважины началось 5 августа текущего года, и за короткий срок ее глубина достигла 3159 м.

Кроме ттого, Узбекнефтегаз открыл новое газоконденсатное месторождение Коратау в Устюртском регионе, а также получил промышленный приток газа на месторождении Гарбий Куйи Сургил в Муйнакском районе Каракалпакстана.

На фоне сокращения внутренней добычи газа Узбекистан принимает меры по восполнению ресурсной базы, повышению эффективности разработки действующих месторождений и расширению перерабатывающей инфраструктуры.

Одним из приоритетных направлений остается геологоразведка. В июле 2026 г. сообщалось о планах Узбекнефтегаза расширить поисково-разведочные работы. Бурение намечено на 17 перспективных участках недр, совокупные прогТашкент, 13 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Узбекнефтегаз получил промышленный приток природного газа из разведочной скважины №39R на зрелом месторождении Култак в Кашкадарьинской области Узбекистана.
Об этом компания сообщила в своем Telegram-канале.

Бурение скважины началось 1 сентября 2026 г. и продолжалось до глубины 3 020 м. В ходе испытаний продуктивных горизонтов газ получен из карбонатных отложений юрского возраста в интервале 2 868–3 020 м. По предварительным данным, суточный дебит скважины составляет 300 тыс. м³.

В настоящее время на скважине продолжаются исследования для определения характеристик пласта, а также газодинамические и газоконденсатные испытания. Поэтому заявленный дебит пока является предварительным.

Место для бурения скважины было определено на основе обработки и анализа данных сейсморазведочных работ по методологии 3D на участке Алан.

Месторождение Култак было открыто в 1963 г., а ввод в эксплуатацию состоялся в 1978 г. Несмотря на почти 50-летнюю эксплуатацию, геологоразведочные работы позволяют выявлять новые участки недр, пригодные для промышленной добычи газа.

Полученный приток планируется в кратчайшие сроки подготовить к подключению к действующей системе добычи.

Нефтегаз.РУ напоминает, что в Гузарском районе Кашкадарьинской области Узбекистана ранее было открыто новое газоконденсатное месторождение Борисой. Месторождение выявлено в результате поисково-разведочного бурения на территории Шуртана. Бурение скважины началось 5 августа текущего года, и за короткий срок ее глубина достигла 3159 м.

Кроме ттого, Узбекнефтегаз открыл новое газоконденсатное месторождение Коратау в Устюртском регионе, а также получил промышленный приток газа на месторождении Гарбий Куйи Сургил в Муйнакском районе Каракалпакстана.

На фоне сокращения внутренней добычи газа Узбекистан принимает меры по восполнению ресурсной базы, повышению эффективности разработки действующих месторождений и расширению перерабатывающей инфраструктуры.

Одним из приоритетных направлений остается геологоразведка. В июле 2026 г. сообщалось о планах Узбекнефтегаза расширить поисково-разведочные работы. Бурение намечено на 17 перспективных участках недр, совокупные прогнозные ресурсы которых по категории C3 оцениваются почти в 81,9 млрд м³ природного газа.

По итогам 2026 г. компания рассчитывает добыть 25,4 млрд м³ газа – на 1,6% больше ожидаемого показателя за предыдущий год. Кроме того, поставлена задача увеличить суточную добычу с 66 млн до 70 млн м³.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 13 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Международное энергетическое агентство (МЭА) свело ноябрьский баланс спроса и предложения на нефтяном рынке с профицитом, ожидая его усиления в 2027 г.
Такой прогноз агентство представило в очередном ежемесячном докладе, опубликованном 13 ноября 2026 г.

Спрос на нефть

По прогнозу МЭА, в 2026 г. спрос на нефть и жидкие углеводороды (ЖУВ) в мире упадет на 2,684 млн барр./сутки, до 102,29 млн барр./сутки, в 2027 г. – вырастет на 2,01 млн барр./сутки, до 104,3 млн барр./сутки. Прогноз по динамике спроса в 2026 г. вновь ухудшен, но незначительно – падение спроса ожидается на 67 тыс. барр./сутки более серьезным, чем в предыдущем докладе. Прогноз по росту спроса в 2027 г. улучшен, но в еще меньшем размере (повышен на 11 тыс. барр./сутки).

За сравнительно небольшим общим пересмотром прогнозов стоят более серьезные изменения в квартальном выражении. МЭА ожидает, что темпы сокращения спроса в 4-м квартале 2026 г. снизятся до 2,7 млн барр./сутки в годовом исчислении по сравнению с падением 4,4 млн барр./сутки в среднем за 2-й и 3-й кварталы (во 2-м квартале спрос упал на 5 млн барр./сутки, в 3-м – на 3,8 млн барр./сутки).

Рост спроса в 2027 г. не компенсирует его падения в 2026 г. Причем МЭА ожидает, что около 80% прироста в 2027 г. придется на сжиженные углеводородные газы (СУГ)/этан и нафту на фоне нормализации цепочек поставок нормализуются. Между тем, спрос топливо в транспортном секторе вырастет незначительно, что МЭА объясняет тенденцией к электрификации и повышению топливной эффективности мирового автопарка на фоне высоких цен на топливо.

Напомним, что электрификацию и рост энергоэффективности МЭА традиционно называет в числе факторов, которые должны привести к снижению спроса на нефть в долгосрочной перспективе. Вот только дата достижения пика спроса на нефть в прогнозах МЭА постоянно съезжает вправо, вплоть до того, что в условиях сохранения текущей энергетической политики МЭА перестало ждать достижения пика в горизонте до 2050 г.

В условиях высоких цен на нефть МЭА как выразитель интересов страны-импортеров энергоносителей вновь пытается заниматься словесными интервенциями, призванными оказать давление на цены.

Прогнозы МЭА на 2026 г. остаются наиболее пессимистичными среди оценок ведущих аналитических структур. Так, ранее свои краткосрочные прогнозы представили Управление энергетической информации Минэнерго США (EIA) и ОПЕК:

• согласно прогнозу EIA, в 2026 г. глобальный спрос на нефть и ЖУВ упадет на 2,03 млн барр./сутки, до 102,38 млн барр./сутки, но в 2027 г. он вырастет на 1,97 млн барр./сутки, до 104,35 млн барр./сутки;
• ОПЕК в 2026 г. ожидает слабого, но все-таки роста спроса – на 180 тыс. барр./сутки, до 105,72 млн барр./сутки, на 2027 г. прогнозируется рост на 2,55 млн барр./сутки, до 108,28 млн барр./сутки.

Предложение и баланс

Одновременно с негативной динамикой со стороны спроса МЭА видит активное восстановление предложения нефти и ЖУВ в мире. В сентябре 2026 г. мировые поставки нефти выросли на 3 млн барр./сутки к предыдущему месяцу, а в октябре – еще на 2,3 млн барр./сутки и составили 105,4 млн барр./сутки. Этот рост обеспечен продолжающимся восстановлением поставок нефти и нефтепродуктов из стран Персидского залива (за исключением Омана) до 18,4 млн барр./сутки, что лишь на 26% ниже уровня до начала конфликта между США и Ираном. При этом поставки нефти, несмотря на атаки на танкеры, достигли 15 млн барр./сутки, что эквивалентно 82% от доконфликтного уровня.

С учетом этого восстановления, МЭА улучшило ожидания по динамике мирового предложения нефти, повысив прогноз на 4-й квартал 2026 г. на 3,3 млн барр./сутки.

В итоге МЭА ожидает, что мировое предложение нефти и ЖУВ снизится на 4,8 млн барр./сутки (в предыдущем докладе ожидалось падение на 5,8 млн барр./сутки), до 101,6 млн барр./сутки, а в 2027 г. – вырастет на 6,6 млн барр./сутки, до 108,1 млн барр./сутки. Большие перспективы роста отмечаются у т.н. «Американского квинтета» (США, Канада, Бразилия, Аргентина и Гайана), который в 2026 г. увеличит добычу на 1,6 млн барр./сутки, а в 2027 г. – еще на 1,1 млн барр./сутки. Однако основная часть роста предложения в 2027 г. (5,3 млн барр./сутки) будет обеспечена восстановлением добычи в странах Персидского залива.

Фактор корректировок со стороны ОПЕК+ как инструмент балансировки спроса и предложения МЭА не рассматривает. Напомним, что квоты в рамках ОПЕК+ на 2027 г. пока не определены, решение ожидается на Министерской встрече 30 ноября 2026 г.

Между тем, МЭА фиксирует слабость спроса и активный рост предложения, что позволяет агентству начать вновь продвигать тему профицита предложения. По данным МЭА:

• объем дефицита на нефтяном рынке в 2026 г. составит 690 тыс. барр./сутки, что почти на 1 млн барр./сутки меньше предыдущего прогноза,
• ноябрьские оценки баланса спроса и предложения позволяют предположить, что в 4-м квартале 2026 г. на мировом рынке нефти снова будет наблюдаться профицит,
• в 2027 г. он станет еще более значительным, достигнув 3,8 млн барр./сутки, по сравнению с предыдущим докладом прогноз снижен на 220 тыс. барр./сутки.

МЭА признает сохраняющиеся риски снижения прогноза предложения в связи с атаками на суда и безопасностью судоходства в целом. Однако прогноз профицита в 3,8 млн барр./сутки в 2027 г. считывается как мощный информационный сигнал рынку, способный давить на ценовые ожидания и ослаблять переговорные позиции экспортеров. Фактически МЭА представляет оптимистичный для импортеров сценарий как базовый, недооценивая неопределенности и роль ОПЕК+.

Кроме того, МЭА не учитывает как источник спроса необходимость восполнения истощенных стратегических резервов своих стран-членов после самого масштабного в истории МЭА вывода нефти и нефтепродуктов (согласовано 426 млн барр., из них к середине октября было выведено около 330 млн барр.).

Наблюдаемые запасы нефти в октябре 2026 г. выросли на 52 млн барр. (на 1,7 млн барр./сутки), что стало первым увеличением с июня, поскольку объем нефти в танкерах вырос на 86 млн барр. и достиг самого высокого уровня с января благодаря активному экспорту нефти из стран Персидского залива. Одновременно запасы на суше продолжали сокращаться и остаются на самом низком уровне как минимум с 2016 г. С начала конфликта на Ближнем Востоке мировые запасы сократились в общей сложности на 462 млн барр. Поэтому октябрьский рост совокупного показателя об устойчивом восстановлении запасов непосредственно в хранилищах не свидетельствует.

Нерешенная дизельная проблема

МЭА отдельно указывает на сохраняющиеся перебои с поставками нефтепродуктов и СУГ из стран Персидского залива, объем которых остается на уровне около 50% от доконфликтного уровня. Одновременно атаки на российскую энергетическую инфраструктуру ограничивают поставки российского дизельного топлива на внешние рынки.

Если напряженность на рынке сырья в октябре немного ослабела, что отразилось в снижении котировок North Sea Dated на 32% со 136 долл. США/барр. до примерно 93 долл. США/барр на момент подготовки доклада, то ограниченность предложения дизтоплива снизила цены на него на европейском рынке лишь на 11%, до 180 долл. США/барр., что по-прежнему на 77% выше доконфликтного уровня.

При этом в октябре загрузка мировых мощностей нефтепереработки упала на 1,3 млн барр./сутки и достигла сезонного минимума в 81,3 млн барр./сутки. Маржа при этом снизилась почти во всех регионах из-за рекордных транспортных расходов, с которыми столкнулись азиатские нефтеперерабатывающие компании. Американские НПЗ выиграли от снижения цен на нефть, но их маржу придавило снижение цен на бензин.

В целом в 2026 г. глобальные объемы переработки нефти могут снизиться на 2,2 млн барр./сутки, до 81,8 млн барр./сутки, в 2027 г. ожидается рост на 2,5 млн барр./сутки, до 84,3 млн барр./сутки. Насколько быстро этот рост позволит стабилизировать ситуацию на рынке дизеля, неизвестно.

МЭА рассчитывает на высокую загрузку НПЗ в США и других странах Атлантического бассейна, увеличение доступности сырья в Азии и новые китайские квоты на экспорт нефтепродуктов. Еще одним источником предложения должно стать ускоренное высвобождение дизтоплива из стратегических резервов стран МЭА в ближайшие месяцы (соответствующее решение было принято в середине октября 2026 г., но графика вывода до сих пор нет). МЭА признает, что рынку потребуется переходный период, в течение которого дефицит дизельного топлива сохранится.

Что в России?

По данным МЭА, Россия в октябре 2026 г. увеличила добычу на 210 тыс. барр./сутки к сентябрю, до 8,73 млн барр./сутки. От целевого уровня ОПЕК+ Россия отстала на 1,22 млн барр./сутки. Для сравнения: по данным вторичных источников, приводимых в докладе ОПЕК, Россия в октябре 2026 г. увеличила добычу на 41 тыс. барр./сутки, до 8,668 млн барр./сутки, добыча была ниже целевого уровня на 1,281 млн барр./сутки.

Экспорт нефти и нефтепродуктов из России в октябре 2026 г. составил 6,82 млн барр./сутки, что на 260 тыс. барр./сутки больше в месячном сравнении и на 570 тыс. барр./сутки меньше в годовом. В т.ч. экспорт нефти составил 5,33 млн барр./сутки, оставшись на уровне сентября и увеличившись на 220 тыс. барр./сутки в годовом сравнении. Экспорт нефтепродуктов увеличился на 260 тыс. барр./сутки в месячном сравнении и снизился на 790 тыс. барр./сутки в годовом, до 1,49 млн барр./сутки.

Доходы России от экспорта нефти и нефтепродуктов в октябре 2026 г. выросли на 3,61 млрд долл. США в месячном сравнении и на 8,33 млрд долл. США в годовом, составив 21,15 млрд долл. США.
Читать полностью

Москва, 13 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Китай может инвестировать около 15 млрд долл. США в строительство солнечных и ветряных электростанций и других ВИЭ-объектов в Турции. Суммарная мощность проектов будет достигать 7 ГВт. Стороны подписали предварительное соглашение на полях климатического саммита COP31 в Анталье.
«Данное сотрудничество не только увеличит наши мощности в сфере возобновляемой энергетики, но и будет способствовать передаче технологий, внеся весьма значительный вклад в производство ветротурбинного оборудования в нашей стране и развитие отечественной промышленности», – написал А. Байрактар в X.

Сроки реализации проектов не уточняются.

Ранее на полях COP31 Турция договорилась с Канадой о разработке совместных атомных проектов. Канадская инженерно-ядерная компания AtkinsRealis и государственная турецкая компания TUNAS подписали соглашение о проведении исследования возможности расширения атомной энергетики Турции.

Планы Турции по развитию ВИЭ

Нефтегаз.РУ напоминает, что ранее А. Байрактар заявлял, что Турция стремится к электрификации в экономике, т. е. к замещению технологий, работающих на ископаемом топливе, на те, которые работают на ВИЭ. К 2040 г. объекты, работающие на основе ВИЭ, будут вырабатывать 70% энергии в стране.

Также, согласно планам, к тому же году установленная мощность турецких станций, работающих на солнечной и ветряной генерации, составит 175 ГВт. Минэнерго Турции предполагает, что для достижения этого показателя в развитие ВИЭ необходимо будет инвестировать около 100 млрд долл. США.



Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Джорджтаун, 13 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Американская ExxonMobil приняла окончательное инвестиционное решение (ОИР) по проекту разработки газоконденсатного месторождения (ГКМ) Longtail на континентальном шельфе Гайаны.
Об этом сообщает пресс-служба компании.

Начало добычи запланировано на 2030 г. Объем дополнительных инвестиций в проект оценивается в 12,5 млрд долл. США.

Longtail станет 8-м проектом разработки на блоке Stabroek. Он ориентирован на освоение залежей свободного газа и газоконденсатных ресурсов в юго-восточной части блока. Реализация проекта получила необходимые разрешения правительства и регулирующих органов Гайаны.

В рамках проекта планируется установить плавучую установку для добычи, хранения и отгрузки нефти (FPSO) мощностью до 1,2 млрд фт³/сутки газа и до 250 тыс. барр./сутки газового конденсата. Также предусматривается бурение около 45 подводных добывающих и нагнетательных скважин.

В ExxonMobil отмечают, что в перспективе газ с Longtail может поставляться на берег по газопроводу. Однако это будет зависеть от дальнейших инвестиционных решений, рыночного спроса и создания необходимой инфраструктуры.

Оператором проекта выступает ExxonMobil Guyana Limited, которой принадлежит 45% в блоке Stabroek. Еще 30% контролирует Hess Guyana Exploration Ltd., оставшиеся 25% – CNOOC Petroleum Guyana Limited.

В настоящее время ExxonMobil добывает около 900 тыс. барр./сутки на четырех проектах блока Stabroek. После ожидаемого запуска пятого проекта Uaru в 4-м квартале объем добычи должен превысить 1 млн барр./сутки.

Параллельно компания ведет строительство 6-го и 7-го проектов – Whiptail и Hammerhead. Их запуск запланирован на 2027 и 2029 гг. соответственно.

Блок Stabroek расположен в исключительной экономической зоне Гайаны и является основным нефтегазовым активом страны. ExxonMobil и ее партнеры ведут его освоение с 2015 г.

Месторождение Longtail

• разведочная скважине Longtail-1:
• была пробурена в июне 2018 г. в юго-восточной части блока Stabroek,
• работы проводились с помощью бурового судна Stena Carron;
• скважина пробурена до глубины 18 057 фут (5 504 м) при глубине воды 6 365 фут (1 940 м);
• скважина вскрыла пласт высококачественного нефтеносного песчаника мощностью 256 фут (78 м)
• находится рядом с месторождением Turbot к юго-востоку от месторождения Liza;
• на момент открытия сообщалось, что извлекаемые запасы превысят 500 млн бнэ.

Блок Stabroek

• расположен на территории района Эссекибо, спор за который уже более 100 лет ведут Гайана и Венесуэла;
• считается 2^м крупнейшим в мире районом по неразведенным запасам нефти;
• его площадь - 6,6 млн акров (26,8 тыс. км²);
• оценка извлекаемых ресурсов блока сначала составляла до 5 млрд бнэ, затем - 6 млрд бнэ, сейчас - 11 млрд бнэ нефти, сделав Гайану новой жемчужиной мирового нефтегаза.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 13 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Власти Молдавии могут ввести временную внешнюю администрацию в Молдовагазе, если компания не проведет реорганизацию 12 газораспределительных компаний для сокращения административных расходов. Об этом заявил министр энергетики страны Д. Джунгиету.

«Правительство Республики Молдова может также рассмотреть вопрос о создании временной внешней администрации в Молдовагаз для обеспечения применения этих мер», - сказал министр в эфире телеканала TV8.

По его словам, такой вариант возможен и в случае, если один из акционеров компании выступит против реорганизации или применения молдавского законодательства. Более 60% акций Молдовагаза контролирует Газпром.

Молдавия требует сократить расходы на распределение газа

Как пояснил Д. Джунгиету, сейчас в группу Молдовагаз входят 12 распределительных компаний, управляющих отдельными участками газовых сетей. Власти считают необходимым объединить их работу, чтобы исключить дублирование административных функций и сократить расходы, которые учитываются при формировании тарифов.

Это требование предусмотрено поправками к законодательству Молдавии в сфере природного газа. Молдовагаз уже представил предварительный план реорганизации, однако министерство ожидает от компании конкретных предложений по реализации этого процесса.

По словам Д. Джунгиету, реорганизация должна привести к снижению тарифа на 1,2 лея. Именно такой эффект, как отметил министр, прогнозирует сама компания за счет сокращения расходов на распределение газа. При этом, насколько в итоге снизится конечная цена для потребителей, Д. Джунгиету не уточнил.

В начале октября министр сообщал, что Молдовагаз направил в министерство энергетики и Национальное агентство по регулированию энергетики (ANRE) варианты оптимизации работы 12 газораспределительных компаний.

Еще в конце июля премьер-министр Молдавии В. Тофан и спикер парламента И. Гросу выступили за реструктуризацию Молдовагаза и сокращение его административного аппарата. В. Тофан критиковал большое количество региональных подразделений компании, указывая на дублирование должностей и расходов.

Energocom стал основным поставщиком газа в Молдавии

С 1 сентября 2025 г. поставки газа потребителям на правом берегу Днестра осуществляет государственная компания Energocom. Она получила статус поставщика коммунальных услуг после отзыва лицензии на поставку газа у Молдовагаза по решению ANRE.

На долю Energocom приходится более 90% импорта газа в правобережную Молдавию. Компания отвечает за газоснабжение более 830 тыс. потребителей. При этом Молдовагаз продолжает обеспечивать распределение газа через свою сеть, а также отвечает за газоснабжение Приднестровья.

Молдавия импортирует около 0,9 млрд м³/год природного газа. Основные объемы закупаются на международных товарных биржах, преимущественно в Румынии.

Энергетическая ситуация в стране остается напряженной. В августе–сентябре Молдавия столкнулась с очередным витком энергетического кризиса: внутренние тарифы на газ за два месяца выросли в 1,7 раза, также подорожали импортируемые нефтепродукты. С 26 сентября в стране действует режим чрезвычайного положения в энергетике.

Подпишитесь

Читать полностью