Санкт-Петербург, 27 авг – ИА Нефтегаз.РУ. В Санкт-Петербурге прошли первые морские испытания отечественного телеуправляемого необитаемого подводного аппарата (ТНПА) тяжелого рабочего класса «Сахалин». Робот способен работать на глубине до 3 тыс. м и предназначен в том числе для обслуживания подводной инфраструктуры нефтегазовых месторождений.

Разработчиком выступает компания Фертоинг совместно с Фондом Люди моря и Русской морской командой. Проект создавался на фоне сложностей с поставками импортного оборудования и комплектующих.

Разработка аппарата началась в 2022–2023 гг. Первые два года были посвящены инженерным и конструкторским работам, а в 2024 г. проект перешел к производственной стадии. Разработка велась в тесном сотрудничестве с Газпромом, а презентация ТНПА состоялась в рамках международной выставки и конференции по освоению ресурсов нефти и газа арктического шельфа RAO/CIS Offshore в г. Санкт-Петербурге в 2025 г.

По словам руководителя отдела роботизированных подводно-технических работ Фертоинга А. Скляра, при создании «Сахалина» специалисты использовали накопленный за 10–15 лет эксплуатации зарубежных подводных аппаратов опыт и лучшие технические решения нескольких систем.

При этом электронная часть аппарата полностью разработана российскими специалистами и не использует компоненты с импортных аналогов.

Инженеры самостоятельно:

• выполнили расчеты и математическое моделирование,
• разработали программное обеспечение, конструкторскую и технологическую документацию,
• изготовили основные узлы и системы аппарата.

«Сахалин» относится к тяжелому рабочему классу и может использоваться для широкого спектра подводно-технических операций. Аппарат способен:

• обследовать нефтяные и газовые месторождения;
• контролировать состояние подводных трубопроводов и кабельных трасс;
• выполнять поисковые и аварийные работы;
• проводить монтажные операции;
• работать с использованием манипуляторных устройств;
• подключать электрические и гидравлические линии;
• выполнять пусконаладочные работы.

Максимальная рабочая глубина аппарата составляет 3 тыс. м, что позволяет использовать его на значительной части перспективных российских шельфовых объектов.

Аппарат способен функционировать в широком температурном диапазоне - от -5°C до +35°C, что критически важно для работы в суровых условиях Арктической Зоны РФ.

Первые морские испытания «Сахалина» состоялись в акватории Комплекса защитных сооружений Санкт-Петербурга. Уже в 2027 г. аппарат планируется задействовать на шельфе Охотского моря при строительстве подводного добычного комплекса (ПДК).

Таким образом, испытания должны перейти от проверки возможностей аппарата в прибрежных условиях к практической работе на промышленном шельфовом объекте.

Управление роботом осуществляет экипаж из 3-х человек:

• основной пилот отвечает за управление аппаратом,
• второй пилот - за работу манипуляторов,
• руководитель смены координирует операции.

При работе в море предусмотрен круглосуточный режим с двумя 12-часовыми сменами.

Напомним, что в 2022 г. состоялась закладка обитаемого подводного аппарата (ОПА) проекта 03660 Ясон для работ на морских магистральных газопроводах. Разработкой занималось КБ Малахит, а реализация проекта легла на плечи Севмаша, тоже дочки ОСК. Объект может эксплуатироваться в пресной и морской воде в неограниченных районах плавания. Проект также курирует научный блок Газпрома.

5028

10892

31256

24994

33846

Рекламное объявление

Токен (ID) ЕРИР: 2VfnxwvMh5A
ООО «СЗ СИМОНОВСКАЯ», ИНН 7727758150

Рекламное объявление

Токен (ID) ЕРИР: 2VfnxxZptpx
ООО «Смайнэкс», ИНН 7705764030

Рекламное объявление

Токен (ID) ЕРИР: 2VfnxwLYTFh
ООО «Специализированный застройщик «Ленинское», ИНН 7801721649

Рекламное объявление

Токен (ID) ЕРИР: LdtCJzdan
ООО СЗ «ПАРИТЕТ», ИНН 9705093145

Москва, 27 авг – ИА Neftegaz.RU. Мировой спрос на природный газ в 2026 г. может сократиться на 7 млрд м³, или 0,2%, до примерно 4,195 трлн м³. Это станет первым годовым снижением с 2022 г.
Такой прогноз содержится в Global Gas Report 2026, подготовленном Международным газовым союзом (IGU) совместно с европейской газовой инфраструктурной компанией Snam.

Основной причиной изменения прогноза стал кризис в районе Ормузского пролива, который стал крупнейшим испытанием для мирового газового рынка после энергетического кризиса 2022 г. Ограничения затронули около 20% мировых поставок сжиженного природного газа (СПГ), что соответствует примерно 3% глобального предложения газа:

• наибольшее снижение спроса ожидается на Ближнем Востоке - примерно на 17 млрд м³, или 2,7%;
• в Европе потребление может уменьшиться на 4 млрд м³ (-0,8%);
• в Азии - на 2 млрд м³ (-0,2%).

Одновременно рост спроса прогнозируется в Северной и Южной Америке:

• в Северной Америке потребление может увеличиться на 10 млрд м³ (+0,9%),
• в Южной Америке - на 8 млрд м³ (+4,7%).

Снижение спроса будет сопровождаться сокращением мировой добычи. По оценке IGU, добыча природного газа в 2026 г. уменьшится на 4 млрд м³ (-0,1%). При этом падение добычи на Ближнем Востоке в значительной степени компенсирует увеличение производства в США и других регионах. Это также станет первым снижением мирового производства газа с 2022 г.

При этом нынешняя ситуация существенно отличается от кризиса 2022 г. Газовая инфраструктура стала более диверсифицированной благодаря инвестициям в СПГ-проекты, регазификационные мощности, подземные хранилища и новые источники поставок. Это позволило рынку эффективнее перераспределять доступные объемы газа между регионами.

В частности, цены на газ в Европе выросли, но остались значительно ниже экстремальных уровней 2022 г. Стоимость газа на нидерландском хабе TTF в 2026 г. поднималась выше 20 долл. США/млн БТЕ (около 60 евро/МВт·ч), тогда как во время кризиса 2022 г. превышала 70 долл. США/млн БТЕ (227 евро/МВт·ч).

Несмотря на ожидаемое снижение в 2026 г., предыдущий год стал рекордным для мирового газового рынка. В 2025 г. глобальный спрос вырос на 69 млрд м³, или 1,7%, и достиг 4,202 трлн м³.

Крупнейшим источником прироста спроса стала Азия - +25 млрд м³, далее следуют Ближний Восток (+18 млрд м³) и Европа (+10 млрд м³).

По секторам экономики наибольший прирост пришелся на:

• жилищно-коммунальный сектор и коммерческое отопление - 32 млрд м³,
• промышленность - 20 млрд м³,
• электроэнергетику - 17 млрд м³.

Мировая добыча газа в 2025 г. также достигла рекордных 4,147 трлн куб. м. На Северную Америку пришлось увеличение добычи на 54 млрд м³ - больше, чем на все остальные регионы, где добыча выросла, вместе взятые.

США в 2025 г. впервые обошли Россию и стали крупнейшим в мире нетто-экспортером газа. Американский экспорт составил 167 млрд м³, причем на американский СПГ пришлось более половины поставок сжиженного газа в Европу.

Несмотря на возможное снижение в 2026 г., IGU ожидает дальнейшего роста мирового газового рынка. При сохранении текущих тенденций спрос к 2030 г. может достичь 4,516–4,575 трлн м³.

Одним из ключевых факторов роста станет увеличение потребления электроэнергии, в том числе из-за развития центров обработки данных (ЦОД) и искусственного интеллекта (ИИ).

По данным IGU, совокупная мощность дата-центров в мире на конец 2025 г. достигла 141 ГВт - почти 7 тыс. объектов, более чем вдвое выше уровня пятилетней давности. При этом общий портфель запланированных проектов может превысить 500 ГВт к 2030 г. около 64% из них ориентированы на задачи, связанные с ИИ.

Параллельно продолжается развитие технологий снижения выбросов. Мировые мощности по производству биометана в 2025 г. выросли на 15%, до 16,5 млрд м³. К 2030 г. они, как ожидается, увеличатся более чем в 4 раза по сравнению с уровнем 2020 г.

Операционные мощности по улавливанию CO₂ (технологии CCUS) в 2025 г. увеличились на 8 млн т/год - это максимальный годовой прирост с 2020 г. Совокупная действующая мощность достигла 74 млн т/год CO₂, еще 19,5 млн т/год проектов получили окончательное инвестиционное решение в 2025 г.

Читать полностью

Москва, 27 авг – ИА Neftegaz.RU. Трибунал Прахова в Румынии 26 августа 2026 г. удовлетворил заявление компании Petrotel Lukoil S.A. и открыл «общую процедуру несостоятельности» оператора нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) Petrotel в Плоешти.
Дело было зарегистрировано судом 24 августа.

Временным судебным управляющим назначена компания Dascăl Insolvency SPRL. Ее вознаграждение установлено в размере 3,5 тыс. леев. Суд обязал управляющего уведомить компанию, кредиторов и Торговый реестр о начале процедуры, а также опубликовать информацию в Бюллетене процедур несостоятельности и в газете общего распространения.

Суд утвердил следующий график процедуры:

• 4 сентября 2026 г. - срок представления отчета о причинах и обстоятельствах возникновения несостоятельности с указанием возможных ответственных лиц;
• 9 сентября - крайний срок подачи кредиторами требований о включении в реестр;
• 29 сентября - проверка требований и подготовка предварительного реестра кредиторов;
• 3 октября - собрание кредиторов;
• 23 октября - окончательное формирование реестра требований;
• 4 ноября - следующее судебное заседание.

При этом суд квалифицировал обращение Litasco S.A. как заявление о требовании к должнику. Решение суда не является окончательным: стороны могут подать апелляцию в течение 7 дней с момента его получения.

В Petrotel Lukoil ранее заявляли, что процедура необходима для защиты промышленного актива и создания правовых условий для возобновления работы НПЗ. Компания подчеркивала, что ее целью не является закрытие предприятия: приоритетами остаются сохранение рабочих мест и профессиональных компетенций, отношения с поставщиками и партнерами, налоговые поступления и сохранение актива, имеющего значение для энергетической безопасности Румынии.

Процедура стала следствием длительного кризиса вокруг предприятия. НПЗ остановился в октябре 2025 г. первоначально для планового капитального ремонта, однако после его завершения производство не возобновилось на фоне санкций США против ЛУКОЙЛа. По данным румынской энергетической компании CONPET, на конец 2025 г. Petrotel не возобновил работу после завершения планового ремонта 1 декабря.

В феврале 2026 г. Министерство энергетики Румынии вынесло на общественное обсуждение проект решения о введении усиленного надзора за предприятиями, входящими в периметр российской группы ЛУКОЙЛ на территории страны. Речь шла о компаниях Lukoil Romania SRL, Petrotel-Lukoil S.A., Lukoil Lubricants East Europe SRL, а также Lukoil Overseas Atash B.V. Amsterdam – Bucharest Branch. В ведомстве рассчитывают, что такие меры позволят своевременно реагировать на возможные угрозы для поставок нефти, работы НПЗ и функционирования розничной сети АЗС.

В апреле 2026 г. румынские власти сообщали о получении от OFAC разъяснения, допускающего возобновление работы Petrotel на срок более шести месяцев - до 29 октября 2026 г. Однако предприятие так и не вернулось к полноценной работе.

Дополнительным фактором стали задолженности перед подрядчиками, выполнявшими работы во время ремонта. По данным румынских СМИ, около 40 компаний заявляли о неоплаченных счетах Petrotel, а совокупный объем задолженности перед подрядчиками оценивался примерно в 30 млн евро.

Petrotel Lukoil управляет НПЗ в Плоешти - одном из ключевых нефтеперерабатывающих предприятий Румынии. Мощность завода составляет около 2,7 млн т/год нефти, глубина переработки - 99,5%, выход светлых нефтепродуктов - 80,3%.

Предприятие имеет существенное значение для внутреннего рынка: по оценкам румынских властей, группа Lukoil обеспечивает около 23% рынка нефтепродуктов страны и около 18% обязательств по хранению запасов нефтепродуктов. Lukoil Romania также располагает 321 АЗС и пятью региональными нефтебазами.

Читать полностью

Москва, 27 авг – ИА Нефтегаз.РУ. Две солнечные электростанции (СЭС) в Республике Бурятия – Джидинская и Новобичурская – переведены в дистанционное управление. Теперь специалисты могут регулировать работу коммутационного оборудования и мощность электростанций удаленно.
Об этом сообщает Системный оператор Единой энергетической системы.

Джидинская и Новобичурская СЭС оснащены цифровыми автоматизированными системами управления, которые позоляют управлять технологическим процессом дистанционно из регионального диспетчерского центра Системного оператора.

«Внедрение технологии дистанционного управления новыми энергообъектами, в том числе и объектами генерации, – это логичный шаг по цифровизации энергосистемы региона в соответствии с Энергетической стратегией до 2035 года и драйвер повышения ее маневренности и надежности», – заявил главный диспетчер Бурятского РДУ В. Лазарев.

Дистанционное управление коммутационным оборудованием и мощностью электростанций повышает эффективность и качество работы энергообъектов и энергосистемы, а также сокращает время производства переключений, в т. ч. при устранении технологических нарушений.

Нефтегаз.РУ напоминает, что Джидинская и Новобичурская СЭС были введены в эксплуатацию в 2024 г. Мощность первой достигает 50 МВт, второй – 52 МВт. Тогда новые проектные решения увеличили установленную мощность солнечных станций в энергосистеме республики до 217 МВт, что составляет 13,2% от общей установленной мощности региона.

Джидинская и Новобичурская СЭС были реализованы по результатам проведенного в 2021 г. конкурсного отбора в рамках программы поддержки ВИЭ-генерации до 2035 г. (программа ДПМ ВИЭ 2.0).

До 2031 г. в России планируется увеличить мощности солнечной и ветряной электроэнергетики на 80% – с нынешних 7,4 ГВт до 13,2 ГВт.

По состоянию на 1 июля 2026 г. установленная мощность СЭС и ВЭС в Единой энергетической системе России составляет 7,4 ГВт, или 2,7% общей установленной мощности энергосистемы страны. За счет этих объектов за год было выработано 10,9 млрд кВт·ч электроэнергии.

Кроме того, согласно Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики, к 2042 г. установленная мощность СЭС и ВЭС должна достичь 21,9 ГВт, что составит 7,3% общей установленной мощности российской энергосистемы.

Автор: К. Кожемяченко

Читать полностью

Спецпроект

Рекламное объявление

Токен (ID) ЕРИР: 2VfnxxbLr7A

Спецпроект

Рекламное объявление

Токен (ID) ЕРИР: 2VfnxwWhXMr

Спецпроект

Рекламное объявление

Токен (ID) ЕРИР: 2VfnxwEVgQY

Спецпроект

Рекламное объявление

Токен (ID) ЕРИР: LdtCKGmYo

Спецпроект

Спецпроект

Спецпроект

Спецпроект

Спецпроект

Спецпроект

Спецпроект

Спецпроект

Спецпроект

Спецпроект

Спецпроект

Спецпроект

Спецпроект

Спецпроект

Спецпроект

Спецпроект

Спецпроект

Спецпроект

Москва, 27 авг – ИА Neftegaz.RU. ЛУКОЙЛ запустил в Волгограде новый комплекс по производству пластичных смазок, смазочно-охлаждающих жидкостей (СОЖ) и антифризов. Предприятие сможет выпускать до 70 тыс. т/год готовой продукции.
Об этом сообщает пресс-служба ЛУКОЙЛа.

На производстве планируется выпускать более 230 наименований продукции для горнодобывающей промышленности, металлообработки, машиностроения, транспорта и промышленного оборудования.

Новый комплекс оснащен автоматизированными системами хранения и транспортировки сырья и готовой продукции. В частности, предусмотрены:

• роботизированное складское хранение,
• самозачистные трубопроводы,
• механизированная система выгрузки сыпучих компонентов.

При производстве пластичных смазок применяется каскадная технология, которая позволяет повысить эффективность технологического процесса и стабильность качества готовой продукции.

Инвестиционный проект реализован с использованием механизмов государственной поддержки - специального инвестиционного контракта (СПИК) и соглашения о защите и поощрении капиталовложений (СЗПК). Запуск комплекса также предусматривает создание дополнительных рабочих мест в Волгоградской области.

Строительство предприятия стартовало в феврале 2024 г. Тогда же ЛУКОЙЛ сообщал, что:

• завод будет расположен на территории Волгоградского нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) ЛУКОЙЛа;
• площадь застройки - 27,9 тыс. м²;
• общая мощность предприятия составит 70 тыс. т/год продукции:
  • 20 тыс. т/год пластичных смазок,
  • 25 тыс. т/год СОЖ и специальных продуктов;
  • 25 тыс. т/год антифризов.

В целом ЛУКОЙЛ выпускает около 800 наименований смазочных материалов. Российские площадки включают производство масел полного цикла на Пермском и Волгоградском НПЗ, а также смешение масел на заводах в г. Тюмени и г. Торжке.

• принадлежит компании ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка (100% дочка ЛУКОЙЛа с 1993 г.);
• НПЗ топливно-масляного профиля;
• введен в эксплуатацию в 1957 г.;
• ресурсная база - смесь малосернистой западносибирской и нижневолжской нефти, поступающей по магистральному нефтепроводу (МНП) Самара - Тихорецк;
• мощность переработки - 15,7 млн т/год;
• глубина переработки нефти (ГПН) - 93%, Индекс Нельсона не анонсируется;
• в 2021 г. был введен в эксплуатацию Комплекс производства высокоиндексных масел;
• в 2022 г. был завершен проект реконструкции технологической установки первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ-5 и установки селективной очистки масел.

Читать полностью

Москва, 27 авг – ИА Нефтегаз.РУ. Стоимость российского коксующегося угля марки ГЖ в портах Дальнего Востока за неделю к 21 августа 2026 г. выросла на 7,7%, до 168 долл. США/т на базисе FOB. Котировки достигли максимального уровня с 2023 г. Об этом сообщила газета Коммерсантъ со ссылкой на обзор Центра ценовых индексов (ЦЦИ).

За две недели коксующийся уголь на Дальнем Востоке подорожал на 11,2%. Рост цен связан с увеличением рисков дефицита металлургического угля на рынке Китая.

По данным ЦЦИ, проверки безопасности и новые аварии на угольных предприятиях в Китае привели к сокращению добычи и создают риски дефицита коксующегося угля в среднесрочной перспективе.

В мае 2026 г. крупная авария произошла на шахте в провинции Шаньси, в августе - на предприятии в провинции Хунань. По словам директора ЦЦИ Е. Грачева, серия аварий в Китае привела не только к усилению проверок безопасности, но и ускорила консолидацию отрасли и вывод небольших компаний с рынка. Кроме того, надзор усилился в отношении предприятий, которые наращивают производство сверх разрешенных объемов в рамках утвержденной проектной мощности.

Кроме того, на добычу повлияли сильные ливни, которые ограничили горные работы и осложнили вывоз угля.

По данным Национального бюро статистики Китая, которые приводит ЦЦИ, в июле добыча угля в стране снизилась на 10,1% в годовом выражении, до 343,2 млн т. В июне показатель также сократился на 10%.

На 31 июля 62 угольных предприятия в провинции Шаньси так и не приступили к добыче. При этом предприятия, возобновившие работу, пока не смогли восстановить прежние объемы производства, отмечает Е. Грачев.

Аналитики BigMint также отмечают, что восстановление добычи в Китае идет медленнее ожиданий. По их оценкам, проверки затронули шахты общей производственной мощностью более 130 млн т/год, при этом предприятия мощностью 50–60 млн т/год до сих пор не работают.

На Китай приходится около 57% мировой добычи коксующегося угля и 35% мирового импорта. В январе–июле 2026 г. КНР увеличила импорт коксующегося угля на 28,8% в годовом выражении, до 80,5 млн т, по данным MySteel.

Поставки из России выросли на 16,1%, до 17,3 млн т. Первое место занимает Монголия с объемом 40,6 млн т, третье - Австралия с 4,6 млн т.

В июле импорт коксующегося угля из России в Китай увеличился на 33% год к году (YoY), до 4,2 млн т.

Рост цен на Дальнем Востоке также поддержали перебои с отгрузками из Австралии и увеличение закупок российского угля Индией, отмечает младший директор по корпоративным рейтингам агентства Эксперт РА О. Емельченков.

По данным BigMint, поставки коксующегося угля из России в Индию в июле выросли втрое, до 1,8 млн т.

Дополнительным фактором стали ожидания возможного сокращения экспорта из Монголии.

По словам начальника управления аналитики по рынку ценных бумаг Альфа-банка Б. Красноженова, коксующийся уголь из Монголии преимущественно поставляется на китайские металлургические предприятия автомобильным транспортом. При этом инвестиции в новые мощности по добыче и обогащению коксующегося угля в последние 5–10 лет были ограниченными, тогда как мощности по производству стали увеличивались.

Таким образом, даже относительно небольшое сокращение предложения при сохранении высокого спроса может способствовать дальнейшему росту цен на коксующийся уголь.

В BigMint отмечают, что ключевым вопросом остается способность цен на сталь расти достаточно быстро, чтобы компенсировать производителям увеличение стоимости сырья.

Читать полностью

Москва, 27 авг – ИА Нефтегаз.РУ. TotalEnergies завершила передачу своей 10%-ной доли участия в Арктик СПГ-2 компании NordLine (НордЛайн), дочке НОВАТЭКа.
Об этом TotalEnergies сообщила 27 августа 2026 г.

TotalEnergies подтвердила заявление своего главы П. Пуянне, сделанное в конце июля 2026 г. в ходе телеконференции по итогам 2^го квартала 2026 г. По сообщению компании, она завершила передачу своей 10%-ной доли участия в Арктик СПГ-2 компании НордЛайн. По данным сервиса проверки контрагентов Rusprofile, ООО НордЛайн зарегистрировано 22 мая 2026 г. в г. Тарко-Сале (ЯНАО). Согласно данным ЕГРЮЛ, единственным учредителем компании является ПАО НОВАТЭК.

Таким образом, TotalEnergies перестала быть участником ООО Арктик СПГ 2.

Сделка совершена на основании спецразрешения президента РФ В. Путина. 3 июня 2026 г. В. Путин подписал распоряжение №199-рп, которым разрешил ООО НордЛайн купить 10% долей в уставном капитале ООО Арктик СПГ-2, принадлежащих компании Тотальэнерджис Разведка Разработка Салманов (TotalEnergies EP Salmanov).

На основании этого разрешения и была совершена сделка, ее условия не раскрываются.

TotalEnergies лишь уточнила, что в рамках соглашения о передаче акций она сохраняет за собой право на возмещение со стороны Арктик СПГ-2 своей доли займов, предоставленных акционерами проекту, в размере около 1,3 млрд долл. США. Такое возмещение может быть осуществлено в будущем в зависимости от действующих санкций.

До февраля 2022 г. TotalEnergies активно участвовала в российских нефтегазовых проектах, являясь акционером ряда компаний, в т.ч. НОВАТЭКа (19,4%), заводах по производству сжиженного природного газа (СПГ) Ямал СПГ и Арктик СПГ-2 (20% и 10% соответственно), Тернефтегазе (49%), а также выступая 20%-ным партнером Харягинского СРП Зарубежнефти.

После начала конфликта на Украине и давления Запада на Россию компания заняла очень гибкую позицию:

• с одной стороны, компания заявила, что инициировала постепенную приостановку деятельности в России и списала стоимость российских активов на сумму 4,1 млрд долл. США (в основном по Арктик СПГ-2),
• с другой стороны, быстро и жестко сворачивать свое присутствие в России не стала, что П. Пуянне мотивировал тем, что европейские санкции и российские законы не позволят компании найти нероссийского покупателя на свои российские активы, а добровольный отказ компании привел бы к обогащению российских инвесторов, что противоречит цели санкций.

Такая позиция была встречена без особого понимания в Европе, в т.ч. прогремело несколько скандалов с обвинениями в адрес TotalEnergies. В связи с этим компания по-быстрому, но без шума вышла из Тернефтегаза и Харьягинского СРП.

В НОВАТЭКе, Ямал СПГ и Арктик СПГ-2 свое участие TotalEnergies сохраняла. В частности, в отношении поставок СПГ с Ямал СПГ TotalEnergies ссылалась на наличие долгосрочного контракта и говорила, что прекратит поставки российского СПГ в ЕС только если против него будет введено эмбарго. Сейчас санкционный режим ЕС запрещает не только поставки СПГ российского происхождения, но и его реэкспорт, что делает участие TotalEnergies в российских СПГ-проектах нецелесообразным.

Но есть нюанс – в последнем пакете санкций ЕС был введен временный режим, действующий до 25 июля 2027 г. с возможностью продления, допускающий передачу и покупку СПГ российского происхождения для поставок в третьи страны при соблюдении ряда условий (объем поставок СПГ операторами ЕС не должен превышать объем российского СПГ за 2025 г., а поставки должны осуществляться по долгосрочным контрактам, заключенным до 24 февраля 2022 г.). TotalEnergies эту новеллу сейчас тщательно изучает и оценивает перспективы влияния на поставки с Ямал СПГ.

С Арктик СПГ-2 ситуация особая. Оператор проекта с 2 ноября 2023 г. находится под санкциями США, а с 22 февраля 2024 г. – Великобритании, также западные ограничения, в т.ч. со стороны ЕС, касаются логистической схемы проекта, поставок оборудования и предоставления финансирования.

23 июля 2026 г. на телеконференции по итогам 2^го квартала 2026 г. П. Пуянне напомнил, что после введения санкций США TotalEnergies немедленно инициировала процедуру приостановки участия в проекте в соответствии с существующими контрактами. После этого к TotalEnergies обратился НОВАТЭК (на тот момент владел 60% в проекте), инициировав переговоры о передаче 10% TotalEnergies в Арктик СПГ-2 одной из своих дочерних компаний, НордЛайн. Соответствующее разрешение на сделку было получено от президента РФ, сейчас эта сделка завершена.

Подробности о проекте Арктик СПГ-2:

• реализуется на п-ве Гыдан, на другом берегу от порта Сабетта, где расположен экспортный терминал Ямал СПГ;
• ресурсная база – Утреннее нефтегазоконденсатное месторождение, доказанные и вероятные запасы которого по стандартам PRMS (на 31 декабря 2020 г.) составили 1434 млрд м³ природного газа и до 90 млн т жидких углеводородов;
• завод должен включать в себя 3 технологические линии общей мощностью 19,8 млн т/год СПГ (6,6 млн т/год каждая) и 1,6 млн т/год стабильного газового конденсата, размещенных в акватории Обской губы на основаниях гравитационного типа (ОГТ);
• 2 линии уже доставлены на место работы и введены в эксплуатацию, сроки строительства 3^й линии сжижения сдвинуты как минимум на 2028 г., но недавно модули для этой линии были доставлены в Мурманск;
• основным акционером Арктик СПГ-2 является НОВАТЭК (70%), также в нем участвуют китайские CNPC и CNOOC и японский Japan Arctic LNG (консорциум JOGMEC и Mitsui), владеющие по 10% каждый;
• официально экспорт СПГ Арктик СПГ-2 начал в августе 2025 г., грузы принимает терминал Beihai LNG в Китае, неофициально сообщалось, что Китай готовит к приему СПГ с проекта еще один терминал – Longkou Nanshan LNG Terminal.

Читать полностью

Москва, 27 авг – ИА Нефтегаз.РУ. На энергоблоке №2 атомной электростанции (АЭС) Аккую в Турции завершена сварка главного циркуляционного трубопровода (ГЦТ). Он соединяет реактор, парогенераторы и главные циркуляционные насосы в единую систему первого контура.

АЭС Аккую сооружается на южном побережье страны в провинции Мерсин. Строительство началось в 2018 г.

Сооружением турецкой атомной станции занимается Росатом. Строительство ведется по российскому проекту и предполагает создание и запуск четырех энергоблоков с реакторами типа ВВЭР-1200 поколения 3+. Мощность каждого блока составит 1,2 ГВт, общая мощность станции будет достигать 4,8 ГВт. Проектный срок эксплуатации энергоблоков ВВЭР-1200 составляет 60 лет, в то же время есть возможность продления работы еще на 20 лет.

Проект уже можно назвать прецедентом, поскольку он первым в мире реализуется по модели Build-Own-Operate (BOO, строй-владей-эксплуатируй).

В декабре 2025 г. министр энергетики Турции А. Байрактар на встрече с журналистами рассказал, что РФ дополнительно выделила около 9 млрд долл. США для строительства АЭС Аккую. Выделенные средства планировалось привлечь в проект в течение двух лет. В то же время в 2027 г. Турция ожидает получить около 4–5 млрд долл. США.

Нефтегаз.РУ напоминает, что запустить блок №1 АЭС Аккую ранее планировалось до конца текущего года.

Строительные работы на энергоблоке №1 АЭС Аккую завершились 22 июня 2026 г. Затем на блоке стартовали холодные гидравлические испытания реакторной установки – один из ключевых этапов подготовки к пусковым операциям.

Автор: А. Игнатьева

Читать полностью

Москва, 27 авг – ИА Нефтегаз.РУ. Армия США заключила соглашения с пятью компаниями на сумму до 2,2 млрд долл. США в рамках программы Janus, предусматривающей строительство и эксплуатацию ядерных микрореакторов (технологии SMR/АСММ) на военных базах, сообщил Reuters.

Проект направлен на:

• повышение надежности энергоснабжения военных объектов,
• снижение зависимости от внешних электросетей.

Партнерами программы стали Antares Nuclear, BWXT Advanced Technologies, General Atomics Electromagnetic Systems, Radiant Industries и Westinghouse Government Services. Для каждого участника определена площадка:

• Antares Nuclear - Fort Bragg, Северная Каролина;
• BWXT Advanced Technologies - Fort Campbell, Кентукки;
• General Atomics Electromagnetic Systems - Fort Hood, Техас;
• Radiant Industries - Fort Benning, Джорджия;
• Westinghouse Government Services - Fort Drum, Нью-Йорк.

Критериями выбора площадок были потребности военных объектов, объем энергопотребления, состояние существующей электросети, а также требования безопасности и охраны окружающей среды. Предусмотренные установки будут занимать менее 5 акров (около 2 га) и смогут интегрироваться с действующей электросетью. Реакторы должны иметь пассивные системы безопасности, обеспечивающие автоматическую остановку установки при аварийной ситуации без действий оператора или внешнего источника питания.

Армия США планирует направить на программу около 2,2 млрд долл. США в 2027–2031 финансовых годах. Выплаты компаниям будут осуществляться по мере достижения установленных этапов проекта. При этом предполагается привлечение дополнительного частного капитала. С учетом частных инвестиций армия рассчитывает в перспективе создать более 20 микрореакторов на объектах Министерства обороны США.

Выбранные компании будут не только разрабатывать и строить установки, но и владеть ими и эксплуатировать их. Такой подход должен способствовать формированию коммерчески жизнеспособного рынка микрореакторов, которые впоследствии смогут продаваться и другим заказчикам.

Первые установки планируется развернуть в ускоренные сроки. Армия ставит задачу получить первый работающий микрореактор к сентябрю 2028 г. Программа Janus рассматривается как следующий этап после Project Pele и инициатив Министерства энергетики США по испытанию передовых реакторов.

Напомним, что микрореакторы представляют собой компактные заводские ядерные установки, рассчитанные на производство до 20 МВт электроэнергии. Их предполагается использовать в том числе на удаленных объектах, где подключение к крупным энергосистемам затруднено или уязвимо. На выбранных армейских базах установки должны обеспечить автономный и устойчивый источник электроэнергии для критически важных объектов. По оценке армии, электроэнергия для некоторых арктических объектов обходится примерно в 0,40 долл. США/кВт·ч. Военные рассчитывают, что развитие микрореакторов позволит снизить эти затраты.

При этом микрореакторы будут регулироваться не Комиссией по ядерному регулированию США (NRC), а армией, хотя к ним будут применяться требования по экологической и ядерной безопасности, сопоставимые с требованиями для коммерческих реакторов.

Программа Janus была запущена армией США для создания устойчивых источников энергии для военной инфраструктуры. В ноябре 2025 года армия определила девять потенциальных площадок для размещения демонстрационных микрореакторов. Нынешний этап предполагает выбор пяти компаний и пяти первых объектов, после чего программа может быть расширена на другие военные базы.

Отдельно в программе рассматривается коммерциализация технологий. По словам представителей армии, Janus должна привести не просто к демонстрации реакторов, а к созданию установок, способных работать с высокой загрузкой в течение многих лет и быть востребованными за пределами военного сектора.

В феврале 2026 г. военные США впервые осуществили воздушную транспортировку микрореактора. Три военно-транспортных самолета C-17 доставили компоненты реактора Ward 250 (без ядерного топлива), разработанного компанией Valar Atomics, с авиабазы Марч (Калифорния) на авиабазу Хилл (Юта).

Развитие SMR в США рассматривается также в контексте глобальной конкуренции с Росатомом. Российская госкорпорация уже имеет практический опыт эксплуатации малых реакторов, включая ПАТЭС «Академик Ломоносов», и активно продвигает свои решения на экспортных рынках.

США стремятся сформировать альтернативное предложение для стран Азии, Ближнего Востока и Восточной Европы, снижая их зависимость от российских и китайских технологий.

ПАТЭС в России была запущена в мае 2020 г. Плавучая станция включает в себя плавучий энергоблок (ПЭБ) Академик Ломоносов с двумя реакторными установками КЛТ-40С, а также береговую инфраструктуру для выдачи тепловой и электрической энергии от ПЭБ потребителям. Электрическая мощность плавучего энергоблока составляет 70 МВт, а тепловая – до 50 Гкал/ч. Его срок службы рассчитан на 35–40 лет.

Читать полностью

Москва, 27 авг – ИА Neftegaz.RU. В 1^м полугодии 2026 г. в России открыто 4 месторождения углеводородного сырья (УВС), прирост запасов нефти и газового конденсата составил 45 млн т, газа – 156 млрд м³.
Об этом в интервью ТАСС в преддверии Восточного экономического форума (ВЭФ) сообщил глава Роснедр О. Казанов.

В 1^м полугодии 2026 г. в России было открыто 136 месторождений твердых полезных ископаемых, большинство из которых составляют месторождения россыпного золота. Также было открыто 4 новых нефтегазовых месторождения.

Тезисы от О. Казанова:

• открыты 4 месторождения углеводородного сырья,
• поставленные на государственный баланс месторождения УВС включают в себя среднее по запасам газа нефтегазоконденсатное Пугачевское месторождение в Оренбургской области,
• остальные месторождения – мелкие по запасам нефти и открыты на территории Приволжского, Южного и Северо-Кавказского федеральных округов.

Подробности новых открытий еще в одном интервью в преддверии ВЭФ привел глава Минприроды РФ А. Козлов. Говоря о новых месторождениях министр сообщил об открытии в 1^м полугодии 2026 г. месторождений с запасами газа. Так в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО) было открыто крупное по запасам газа (50,2 млрд м³) газоконденсатное месторождение (ГКМ) им. Н.И. Григорьева. По Пугачевскому нефтегазоконденсатному месторождению (НГКМ) в Оренбургской области А. Козлов привел объем запасов газа на уровне 5,4 млрд м³. Объемы запасов ЖУВ по этим месторождениям не уточняются.

При этом сами недропользователи в течение 1^го полугодии 2026 г. заявляли об открытии месторождений УВС, но по процессу постановки их на госбаланс информации не было. Так, в феврале 2026 г. Газпром нефть сообщила об открытии в ЯНАО в пределах Южно-Новопортовского и Салетинского участков недр месторождения им. А. Конторовича с геологическими запасами 55 млн т нефти, что относит месторождение к категории крупных.

Глава Роснедр также назвал показатели прироста запасов жидких углеводородов (ЖУВ) и газа в 1^м полугодии 2026 г., а также спрогнозировал полное воспроизводство запасов углеводородного сырья по итогам 2026 г.

Тезисы от О. Казанова:

• по итогам 1^го полугодия 2026 г. прирост запасов промышленных категорий по результатам геологоразведочных работ недропользователей составил по жидким углеводородам (нефть + конденсат) 45 млн т, по газу - 156 млрд м³,
• основной прирост запасов ожидается к концу года,
• мы это наблюдаем год от года,
• в целом мы ожидаем воспроизводство углеводородов по итогам года.

Официальная статистика по добыче нефти и газового конденсата в России закрыта. По оценкам Нефтегаз.РУ на основании данных докладов ОПЕК, в 1^м полугодии 2026 г. добыча нефти в России составила 224,3 млн т, что 1,1% больше, чем за аналогичный период 2025 г. С учетом газового конденсата добыча ЖУВ в России в 1^м полугодии 2026 г. можно оценить в 247 млн т.

По добыче газа статистика Росстата показала, что за 1^е полугодие 2026 г. добыча природного газа в России выросла на 4,7%, до 298 млрд м³, а совокупная добыча газа (природного и попутного) увеличилась на 4,2% и составила 348,8 млрд м³.

Таким образом, если смотреть по результатам полугодия, то добыча УВС не восполнена приростом запасов ни по ЖУВ, ни по газу. Однако надо учитывать цикл ГРР и этапность постановки новых запасов на госбаланс, кроме того, приведенные О. Казановым показатели касаются только прироста запасов промышленных категорий (категорий А+В₁+С₁) по итогам ГРР (без учета, например, доразведки месторождений эксплуатационного бурения).

О. Казанов напомнил, что схожая ситуация складывалась и в 2025 г., когда по итогам 1^го полугодия 2025 г. прирост запасов промышленных категорий по результатам ГРР недропользователей, составил 39 млн т нефти и газового конденсата, но уже к концу 2025 г. был достигнут показатель 510 млн т.

В целом по итогам 2025 г. прирост извлекаемых запасов нефти и газового конденсата в России составил 640 млн т, природного газа – 670 млрд м³. По данным Минэнерго РФ, добыча нефти и газового конденсата в России в 2025 г. сократилась на 0,9%, до 511,5 млн т, природного и попутного нефтяного газа – на 3,0%, до 663,3 млрд м³, (добыча природного газа, по данным Росстата, в 2025 г. снизилась на 3,1%, до 561 млрд м³). Таким образом было обеспечено полное восполнение добычи приростом запасов.

О. Казанов ранее пояснял, что запасы УВС в объемах, превышающих добычу, в России восполняются в течение последнего 10-летия, но есть важный нюанс. Так, добыча ведется по рентабельным запасам, а по восполнению этот аспект не учитывается. По его словам, только для поддержания текущего уровня добычи России необходим постоянный переходящий остаток 13-15 млрд т подготовленных рентабельных запасов нефти. Обеспечить такой прирост может только ритмичное проведение ГРР, однако в условиях неблагоприятной ценовой конъюнктуры и накопленных проблем отрасль стагнирует.

Читать полностью