Амурская область признана лидером рейтинга ВИЭ-регионов на ПМЭФ-2026

Санкт-Петербург, 9 июн - ИА Neftegaz.RU. Ассоциация развития возобновляемой энергетики (АРВЭ) представила Комплексный инвестиционный рейтинг российских регионов по итогам 2025 г.
Об этом сообщила пресс-служба организации. Церемония подведения итогов и награждения победителей состоялась на ПМЭФ-2026 при поддержке банка Россия.

Методология оценки в этом году претерпела изменения:

Первое место в общем зачете заняла Амурская область, которая также победила в номинации «Выбор инвестора». По результатам конкурсных отборов 2025 г. на территории региона запланировано строительство 480 МВт солнечных (СЭС) и 380 МВт ветровых электростанций (ВЭС). Согласно прогнозам, совокупная установленная мощность объектов ВИЭ в области к 2031 г. достигнет 1,1 ГВт.

Вторую позицию заняла Астраханская область, обладающая самым крупным портфелем проектов возобновляемой энергетики. В регионе уже эксплуатируются 354 МВт солнечной и 340 МВт ветровой генерации, а к 2031 г. предполагается ввести еще более 500 МВт.

Третье место - у Республики Дагестан, которая стала обладателем сразу двух наград: «Самый результативный ВИЭ-регион» и «Самый открытый регион». В 2025 г. в республике ввели в строй 255 МВт объектов зеленой энергетики - примерно 40% от всех введенных в стране мощностей ВИЭ за год.

В первую десятку рейтинга также вошли Ростовская область, Ставропольский край, Московская область, Забайкальский край, Краснодарский край, Еврейская автономная область и Волгоградская область.

Победители в специальных номинациях распределились следующим образом:

• «Лидер нормативного регулирования» - Республика Татарстан;
• «Лидер ветроэнергетики» - Ростовская область;
• «Лидер малой гидроэнергетики» - Республика Карелия;
• «Лидер геотермальной энергетики» - Камчатский край;
• «Лидер по развитию ВИЭ на розничных рынках электроэнергии» - Республика Адыгея и Краснодарский край;
• «Самый индустриальный ВИЭ-регион» - Республика Чувашия;
• «Лидер в секторе электротранспорта» - Сахалинская область;
• «Лидер солнечной энергетики» - Забайкальский край;
• «Лидер биоэнергетики» - Московская область;
• «Самый зеленый регион» - Республика Калмыкия;
• «Лидер по развитию автономной возобновляемой энергетики» - Республика Саха (Якутия).

Комплексный инвестиционный рейтинг регионов в области возобновляемой энергетики призван оценить инвестиционную привлекательность субъектов РФ для реализации проектов зеленой генерации. При формировании рейтинга учитываются нормативно-правовая база, инфраструктурная готовность и экономические условия территорий.

Автор: А. Шевченко

Москва, 9 июн - ИА Нефтегаз.РУ. Министерство транспорта России утвердило план распределения ледокольного флота на зимнюю навигацию 2026–2027 гг. Решение направлено на укрепление судоходства в ключевых стратегических регионах - Арктике и Балтийском море, где сохраняются сложные ледовые условия и растет значение круглогодичной логистики.
Об этом сообщил министр транспорта РФ А. Никитин в интервью в рамках ПМЭФ-2026.

По его словам, система планирования ледокольного обеспечения была скорректирована: теперь расстановка судов и навигационные планы формируются заранее - уже в апреле, а не ближе к концу года, как это практиковалось ранее. Это позволяет более точно учитывать климатические риски и потребности грузоперевозчиков.

Согласно утвержденному плану, в предстоящем сезоне предусмотрено усиление ледокольных группировок в Арктическом регионе и на Балтике. В частности, в работу будут дополнительно задействованы ледоколы «Мурманск» и «Адмирал Макаров», которые должны повысить пропускную способность этих морских маршрутов.

Отдельное решение касается перераспределения флота между бассейнами: ледокол «Авраамий Завенягин» будет переведен в Каспийский регион. Это связано с необходимостью поддержания судоходства в условиях сезонного ледообразования и обеспечения стабильной работы портовой инфраструктуры.

Напомним, что в сезоне 2025–2026 гг. 32 ледокола и 2 буксира ледового класса Росморпорта обеспечивали работу 16 замерзающих портов в Финском заливе, Азовском, Каспийском, Белом морях, в Охотском море и Татарском проливе.

Усиление ледокольного обеспечения рассматривается как часть более широкой стратегии развития Северного морского пути (СМП) и транспортной системы России в целом. Арктика остается приоритетным направлением, поскольку через нее проходят стратегические маршруты экспорта сырья и растущий поток транзитных грузов.

План расстановки ледоколов и зачем он нужен

План расстановки ледоколов на сезон - это документ, который определяет распределение ледокольного флота по морским бассейнам и акваториям на период зимней навигации. Он устанавливает количество ледоколов, их типы, районы дислокации, сроки начала работы и задачи, которые они должны выполнять.

Цель такого плана - обеспечить бесперебойную проводку судов в ледовых условиях, поддерживать работу замерзающих портов и гарантировать безопасность судоходства.

Основные аспекты плана:

• Географическое распределение. Ледоколы распределяются по ключевым морским бассейнам и акваториям, где требуется ледовая проводка. К ним относятся:
• Финский залив (Балтийское море);
• Азовское, Каспийское, Белое, Охотское моря;
• Северный морской путь (Арктика).
• В каждом регионе может быть назначено несколько ледоколов в зависимости от интенсивности судоходства и сложности ледовой обстановки.
• Типы ледоколов. В плане учитываются как линейные (работающие на подходах к портам и на морских путях), так и портовые ледоколы (обеспечивающие маневрирование судов в акваториях портов). Также могут привлекаться атомные ледоколы для выполнения особо сложных задач.
• Задачи. Ледоколы могут выполнять следующие функции:
• проводка судов методом лидирования (впереди каравана);
• прокладка ледовых каналов;
• обеспечение доступа к причалам и подходным фарватерам;
• работа в условиях экстремально тяжелых льдов.

В разработке плана участвуют Федеральное агентство морского и речного транспорта (Росморречфлот), администрации морских портов, гидрометцентры, а также представители заинтересованных организаций (судоходные компании, грузовладельцы). Читать полностью

Санкт-Петербург, 9 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Интер РАО на Петербургском международном экономическом форуме (ПМЭФ-2026) представило обновленную информацию о производственных результатах, экспортных поставках и ключевых инвестиционных проектах.

Глава компании С. Древгаль сообщил, что компания одновременно сохраняет стабильные объёмы генерации и расширяет масштабную программу модернизации энергетической инфраструктуры в России и за рубежом.

Стабильная генерация

По итогам текущего периода и прогнозам на 2026 г. Интер РАО ожидает сохранить выработку электроэнергии на уровне 2025 г. - порядка 128,1 млрд кВт⋅ч. В 2025 г. аналогичный показатель составил 126,4 млрд кВт⋅ч, что свидетельствует о стабильной динамике российской генерации без существенных колебаний.

Общий объем экспортно-импортных операций компании также планируется удержать на уровне прошлого года - около 10 млрд кВт⋅ч, несмотря на изменения внешней конъюнктуры и перераспределение потоков между странами-покупателями.

Экспорт электроэнергии

Компания продолжает активно работать на внешних рынках, при этом структура экспорта остается чувствительной к ценовой конъюнктуре и региональному спросу.

Ключевые направления:

• Казахстан: поставки за январь–май 2026 г. выросли на 28% и составили 1,4 млрд кВт⋅ч;
• Грузия: за 1-й квартал 2026 г. поставлено 260 млн кВт⋅ч;
• Турция: возобновление поставок ожидается не ранее сентября 2026 г. из-за низких цен на внутреннем рынке страны;
• Китай: экспорт в 2026 г. фактически отсутствует, однако контракт действует до 2036 г. и сохраняется в юридической силе (по мнению обеих сторон).

В компании подчеркивают, что дальнейшие поставки зависят от ценовых условий и баланса энергосистем в соседних регионах, включая юг России и Грузию. В целом Интер РАО сохраняет активное присутствие на рынках Евразии:

• экспорт в Казахстан и Монголию остается ключевым направлением;
• южное направление (включая Грузию и транзитные поставки) сохраняет значимость;
• экспортно-импортные операции в 2025 г. составили около 9,7 млрд кВт⋅ч, снизившись на 6,9% к предыдущему году.

Инвестиционная программа

Интер РАО реализует масштабную программу модернизации и строительства новых генерирующих объектов, охватывающую несколько регионов страны.

• Каширская ГРЭС (Московская энергосистема)
• строительство 3-го энергоблока мощностью 480 МВт;
• завершение проектирования и подготовки площадки - 2027 г.;
• начало строительных работ - 2027 г.;
• в рамках реконструкции также ведется строительство первых двух блоков суммарной мощностью порядка 900 МВт (ожидаемый ввод - 2028 г.)
• Харанорская ГРЭС (Забайкальский край)
• строительство 2-х энергоблоков по 230 МВт;
• общий рост мощности станции - около 70%;
• инвестиции в проект - порядка 172 млрд руб.;
• завершение и ввод - 2029 г.;
• поставка основного оборудования - 2027 г.

Компания отмечает, что все ключевые турбины, генераторы и котельное оборудование уже законтрактованы и находятся в производстве.

Напомним, что в настоящее время Интер РАО продолжает реализацию масштабной программы модернизации тепловой генерации объемом порядка 10 ГВт до 2031 г. В числе ключевых проектов строительства новых мощностей ранее на встрече с М. Мишустиным С. Дрегваль называл:

• Каширская ГРЭС (Московская область);
• Новоленская ТЭС (Республика Саха (Якутия));
• Харанорская ГРЭС (Забайкальский край);
• Сочинская ТЭС и Джубгинская ТЭС (Краснодарский край).

Совокупная мощность проектов превышает 3 ГВт, а инвестиции в сегмент генерации на горизонте пяти лет составляют более 1,3 трлн руб.

Модернизация, оборудование и машиностроение

Отдельное направление развития - усиление компетенций в энергетическом машиностроении и локализации производства оборудования.

Интер РАО:

• завершила консолидацию машиностроительных активов (в периметре - 6 предприятий);
• рассматривает возможность приобретения новых активов при наличии синергии;
• развивает производство турбин большой мощности (170 МВт);
• ожидает выход на выпуск до 4 турбин в год к 2028 г.

Компания также заявляет о расширении собственного инженерного и производственного цикла - от проектирования до выпуска оборудования для энергетики и промышленности.

Программа модернизации генерации (КОММод)

Компания допускает участие в конкурентных отборах модернизации генерации (КОММод) в случае продления программы после 2031 г. При этом решение будет зависеть от:

• параметров отбора;
• инвестиционных обязательств на момент участия;
• экономической эффективности проектов.

Ранее в правительстве РФ отмечалась необходимость продления программы модернизации тепловой генерации и пересмотра ее параметров.

30 октября 2025 г. прошел отбор проектов модернизации тепловых электростанций (ТЭС). По его итогам из квоты на 2 ГВт было отобрано 1,7 ГВт генерации с ожидаемом вводом в эксплуатацию в 2029 г. Тогда же были подведены итоги отдельного отбора проектов модернизации с применением газотурбинных установок. Были выбраны проекты общей мощностью 1 ГВт (из квоты на 5 ГВт) с вводом в эксплуатацию в период 2029-2031 гг.

Долгосрочная стратегия

В среднесрочной и долгосрочной перспективе компания делает ставку на:

• сохранение стабильной генерации на внутреннем рынке;
• развитие экспорта при благоприятной ценовой конъюнктуре;
• расширение инвестиционного цикла в генерации и сетевой инфраструктуре;
• развитие собственного энергетического машиностроения;
• повышение гибкости экспортных поставок в страны Азии и Ближнего Востока.

Напомним, что Интер РАО - российский многопрофильный энергохолдинг, работающий в сегментах генерации электро- и тепловой энергии, энерготрейдинга, розничной торговли электроэнергией, энергетического машиностроения, инжиниринга. Компания осуществляет деятельность более чем в 30 регионах РФ, а также за рубежом. Совокупная установленная мощность активов группы составляет порядка 31 тыс. МВт.

Крупнейшими акционерами Интер РАО являются Интер РАО Капитал (28,88%), Роснефтегаз (26,36%) и Россети ФСК ЕЭС (8,56%). Около 34% акций компании находится в свободном обращении.

По итогам 2025 г. чистая прибыль группы Интер РАО, рассчитанная по стандартам МСФО, сократилась на 9,2% в годовом выражении.

Читать полностью

Москва, 9 июн - ИА НЕфтегаз.РУ. Глава Еврокомиссии Урсула фон дер Ляйен в рамках представления нового 21-го санкционного пакета ЕС заявила о расширении ограничений, направленных на сокращение экспортных доходов России от энергетики, а также на усиление контроля за морской логистикой, включая суда для перевозки сжиженного природного газа (СПГ).

По ее словам, ключевая цель новых мер - дальнейшее сокращение доходов России от экспорта нефти и газа и усиление давления на энергетический сектор через морскую инфраструктуру и финансовые ограничения.

Проект нового пакета 15 июня 2026 г. обсудят главы МИД ЕС.

Среди ключевых инициатив Еврокомиссии:

• предлагается запрет на предоставление услуг для танкеров, перевозящих российскую нефть (страхование, судоходные и портовые сервисы);
• расширяются ограничения на обслуживание СПГ-танкеров и ледоколов, связанных с российскими проектами;
• вводятся меры против использования европейской портовой инфраструктуры в схемах обхода санкций.

Также обсуждается:

• запрет на обслуживание и техническую поддержку российских СПГ-танкеров;
• постепенное сворачивание контрактов на использование СПГ-терминалов, включая запрет на новые услуги с 2027 г.

В «нефтяной» части пакета:

• усиливается давление на экспорт российской нефти через так называемый «теневой флот»;
• расширяется список судов, подпадающих под ограничения (десятки дополнительных танкеров);
• ужесточается механизм ценового потолка на нефть, чтобы снизить доходы бюджета РФ;
• усиливается контроль за поставками и транспортировкой энергоресурсов через третьи страны.

Финансы, криптовалюты и обход санкций

Фон дер Ляйен также заявила о втором крупном блоке мер:

• расширение санкций против российских банков (включая региональные кредитные организации);
• ограничения против криптовалютных платформ, используемых для обхода санкций;
• меры против компаний и посредников в третьих странах, участвующих в поставках подсанкционных товаров.

Дополнительно Еврокомиссия:

• расширяет экспортные запреты на промышленное и технологическое оборудование;
• вводит новые ограничения на импорт металлов и сырья;
• усиливает контроль за цепочками поставок через третьи страны, чтобы закрыть схемы реэкспорта.

Фон der Ляйен подчеркнула политическую логику санкций:

• давление на Россию будет усиливаться, пока не появится «реальная готовность к переговорам»;
• санкции рассматриваются как инструмент долгосрочного ограничения военного и экономического потенциала;
• ЕС координирует меры с партнерами G7.

Контекст

Ранее ЕС утвердил полный запрет на импорт российского СПГ с 1 января 2027 г., а трубопроводного газа - с 30 сентября 2027 г. При этом запрет на импорт СПГ по краткосрочным контрактам действует с 25 апреля 2026 г., а краткосрочные контракты на поставку трубопроводного газа должны быть завершены до 17 июня 2026 г.

Кроме того, в рамках 20-го пакета санкций ЕС запретил оказывать российским компаниям услуги СПГ-инфраструктуры (разгрузку, хранение, отпуск, швартовку, регазификацию, сжижение для обратной транспортировки, налив в автотранспорт, бункеровку СПГ и др.). Дополнительно с 25 апреля 2026 г. введен запрет на техническое обслуживание, брокерские услуги и финансирование танкерам-газовозам СПГ и ледокольному флоту под российским флагом или находящихся в российской собственности или управлении, что направлено на ограничение возможностей РФ по поддержанию морской инфраструктуры экспорта СПГ.

Также не можем не напомнить, что Европейский союз в первые четыре месяца 2026 г. импортировал рекордный объем СПГ с проекта Ямал СПГ, несмотря на действующие санкционные ограничения.

Читать полностью

Каир, 9 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Pharos Energy приступила к реализации программы бурения в Западной пустыне Египта.
Об этом сообщает пресс-служба компании.

В рамках проекта Pharos Energy пробурит 6 скважин, из которых 4 – в концессии El Fayum, еще 2 – в концессии North Beni Suef (NBS). Первая скважина, Silah 8-2, была пробурена 4 июня 2026 г., и ожидается, что работы по ее обустройству завершатся в июне.

В блоке NBS обработка и интерпретация данных 3D-сейсморазведки на площади около 130 км² позволила выявить ряд перспективных объектов в дополнение к двум скважинам, запланированным к бурению в 2026 г.

Буровые работы будут вестись одновременно с помощью двух буровых установок, и их завершение ожидается к концу 3-го квартала 2026 г. Ожидается, что после завершения всей программы добыча в Египте к 2027 г. увеличится примерно на 20% по сравнению с показателями на конец 2025 г.

Средний объем добычи на месторождении Pharos в 2025 г. составил 1 303 барр./сутки нефти. В этом году средний объем добычи составил около 1 026 барр./сутки нефти. Прогноз добычи на 2026 г. составляет 1 200–1 450 барр./сутки.

Концессионный участок недр El Fayum расположен в 80 км к юго-западу от Каира. В его пределах ведется разработка 10 месторождений. Месторождение NBS находится в непосредственной близости к югу от концессии El Fayum. Первая лицензия на разработку NBS была выдана в сентябре 2023 г., а добыча нефти началась в лекабре 2023 г.

Оператором El Fayum выступает Petrosilah, совместное предприятие IPR Lake Qarun (50%) и Egyptian General Petroleum Corp. (50%). Партнерами Petrosilah в рамках проекта El Fayum являются Pharos (45%) и IPR Lake Qarun – 55%. Также еомпания IPR Lake Qarun является оператором концессии NBS (55%), а компания Pharos владеет оставшимися 45%.

Западная пустыня постепенно закрепляется в статусе одного из наиболее перспективных нефтегазовых регионов Египта. Этому способствуют активизация геологоразведочных работ и серия значимых открытий, сделанных за последнее время.

В частности, в ноябре совместное предприятие Khalda Petroleum (EGPC и Apache Corporation) выявило новые запасы природного газа при бурении разведочной скважины Jumana-1. Месяцем ранее компания также сообщала о ряде других успешных результатов, включая открытия, сделанные на скважинах SHAI-3X и WD 33J-1X.

Параллельно другие операторы также демонстрировали высокую активность. Так, Agiba Petroleum Company (СП EGPC и Eni) открыла месторождение Dorra-44, а позднее – новые залежи в районе Arcadia West и North Lotus Deep-1. Государственная General Petroleum Corporation объявила об обнаружении залежей на скважине GPU-1X в блоке Abu Senan.

Дополнительный вклад в рост ресурсной базы внесла Petrosannan Petroleum Company, пробурившая скважину HG34/1 D-1X на участке Восточный Alam El Shawish. Также в сентябре была введена в эксплуатацию газовая скважина South NUT-1 с производительностью около 50 млн фт³/сутки, что превысило первоначальные ожидания.

На фоне этих результатов власти Египта планируют существенно нарастить объемы разведочного бурения. В течение ближайших пяти лет предполагается пробурить около 480 скважин, направив на эти цели порядка 5,7 млрд долл. США. Только в 2026 г. в ключевых нефтегазоносных районах страны ожидается бурение более 100 новых скважин.

Такая стратегия направлена на восстановление добычи и компенсацию ее снижения, наблюдавшегося в предыдущие годы.

Автор: А. Гончаренко

Читать полностью

Москва, 9 июн – ИА Нефтегаз.РУ. На атомной электростанции (АЭС) Аккую в Турции атомщики загрузили в реактор энергоблока №1 имитационные тепловыделяющие сборки (ИТВС).
Об этом сообщает пресс-служба Росатома.
ИТВС являются копиями штатного топлива по всем параметрам, но не содержат ядерных материалов. Их изготовили на Новосибирском заводе химконцентратов.
Загрузка ИТВС прошла под надзором Агентства по ядерному регулированию Турецкой Республики (NDK) в соответствии с требованиями безопасности.

Загрузка имитаторов ТВС позволяет подтвердить готовность оборудования к последующим пусконаладочным работам. Следующий этап предполагает сборку реактора и подготовку к холодно-горячей обкатке (ХГО) реакторной установки. Отметим, что ХГО предполагает два этапа:

• холодную обкатку, которая предполагает гидравлические испытания и циркуляционную промывку;
• горячую промывку.

Напомним, в апреле в газете Ekonomim сообщалось, блок №1 АЭС Аккую планируют запустить в тестовом режиме осенью. Ранее сроки запуска реактора уже сдвигались. Среди причин переносов – форс-мажорные обстоятельства, а также трудности с финансированием. Урегулировав тормозящие запуск проблемы, Турция намерена приступить к испытаниям блока №1 в сентябре, в случае задержек – в октябре.

Также ранее глава турецкого Минэнерго А. Байрактар заявлял, что ввод первого реактора в эксплуатацию может быть приурочен ко Дню республики, который отмечается в Турции 29 октября.

Глава Росатома А. Лихачев выделял пуск блока в Турции, как одну из важнейших задач госкорпорации на текущий год. По его словам, ввод блока в эксплуатацию должен состояться к декабрю 2026 г.

Первая турецкая АЭС

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

АЭС сооружается Росатомом по российскому проекту, который подразумевает строительство и запуск четырех энергоблоков с реакторами типа ВВЭР-1200 поколения 3+. Мощность каждого энергоблока 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 реализации АЭС Аккую. Ожидается, что выделенные средства получится привлечь в проект в 2026–2027 гг. При этом уже в следующем году Турция ожидает получить около 4–5 млрд долл. США.

На прошлой неделе на стройплощадку АЭС Аккую был доставлен комплект из четырех парогенераторов для блока №4. Автор: К. Кожемяченко

Читать полностью

Москва, 9 июн - ИА Нефтегаз.РУ. Добыча природного и попутного нефтяного газа группы Газпром в 2025 г. снизилась на 2,6%, поставки газа потребителям в России – на 2,2%, производство нефтепродуктов – на 1,3%.
Эти данные приводятся в годовом отчете Газпрома, опубликованного 4 июня 2026 г. на сайте Специализированного регистратора – Держателя реестров акционеров газовой промышленности (ДРАГА) в рамках пакета документов к годовому общему собранию акционеров (ГОСА) Газпрома, которое состоится 26 июня.

Разведка и добыча

Группа Газпром уже 21 год подряд обеспечивает ежегодное восполнение минерально-сырьевой базы по природному газу с коэффициентом выше 1 – по итогам 2025 г. показатель составил 1,08 (1,07 по итогам 2024 г.). По итогам геологоразведочных работ (ГРР) в 2025 г. Газпром прирастил 437,28 млрд м³ запасов природного газа, тогда как добыча (включая потери) составила 405,64 млрд м³.

По состоянию на 31 декабря 2025 г. суммарный объем запасов углеводородов группы Газпром категорий А+В₁+С₁ составляет более 202 млрд бнэ (в отчете эмитента по итогам 2025 г. Газпром указывал показатель свыше 203,07 млрд бнэ).
Запасы углеводородов категорий А+В₁+С₁ в России у группы Газпром по состоянию на 31 декабря 2025 г. составили:

• природный газ – 27,6838 трлн м³ (снижение на 128 млрд м³ по сравнению с данными на конец 2024 г.),
• нефть – 1,7178 млрд т (снижение на 37,7 млн т за год),
• газовый конденсат – 1,2082 млрд т (снижение на 34,2 млн т).

В 2025 г. на территории РФ группой Газпром выполнено 1,6 тыс. км² сейсмических работ 3D, 4,1 тыс. пог. км сейсморазведочных работ 2D. Поисково-разведочным бурением пройдено 121,0 тыс. м горных пород (снижение на 3,0% к 2024 г.), закончены строительством 20 поисково-оценочных и разведочных скважин, 13 из них дали приток. Наиболее существенный прирост запасов газа получен на шельфе – на Ледовом месторождении в Баренцевом море и на Ленинградском месторождении в Карском море. По приростам нефти наибольшая доля приходится на месторождения им. А. Жагрина и Приобское в ХМАО.

Прирост запасов углеводородов по категориям А+В₁+С₁ в результате ГРР составил 437,3 млрд м³ природного газа, 5,2 млн т газового конденсата, 78,0 млн т нефти.

На производство ГРР без учета СП группа Газпром в 2025 направила 86,9 млрд руб. (с НДС), что на 19,2% больше по сравнению с 2024 г. Средние затраты на восполнение разведанных запасов углеводородов составили в отчетном году 25,2 руб./бнэ (рост на 16,7%), эффективность ГРР — 28,5 тыс. бнэ/м проходки (рост на 5,2%).

Газпромом также ведется работа по созданию нового типа ресурсной базы полезных, ценных и редкоземельных компонентов в гидроминеральном сырье – попутных и промышленных водах газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений (ГКМ и НГКМ). В 2025 г. продолжилась реализация литиевого проекта на Ковыктинском ГКМ, выполнялись ГРР по поиску и оценке запасов гидроминерального сырья, финансирование составило 3,2 млрд руб.

Добычу газа и жидких углеводородов группа Газпром в 2025 г. снизила на фоне сокращения внутреннего потребления газа в связи с более теплыми погодными условиями в осенне-зимние периоды (ОЗП) 2025 г. и необходимостью соблюдать квоту, установленную Минэнерго РФ в рамках соглашения ОПЕК+. В итоге, в 2025 г. показатели оказались следующими:

• добыча природного и попутного газа составила 409,33 млрд м³, снижение на 2,6% по сравнению с 2024 г.,
• добыча нефти и газового конденсата – 75,59 млн т, снижение на 0,5%,
• максимальный уровень суточной добычи газа группой Газпром в ОЗП) 2025/2026 г. зафиксирован 22 января 2026 г. на уровне 1,482 млрд м³/сутки,
• добыча углеводородов в целом - 3,2298 млрд бнэ, снижение на 2,2%,
• проходка в эксплуатационном бурении на газ - 465,2 тыс. м, снижение на 21,9%, на нефть - 4,1763 млн м, рост на 2,6%,
• фонд действующих газовых эксплуатационных скважин в России - 7,82 тыс. ед., нефтяных - 10,254 тыс. ед,
• уровень полезного использования попутного нефтяного газа (ПНГ) на территории России по месторождениям группы Газпром - 96,5% (96,1% годом ранее).

Среди основных мощностей по добыче углеводородов, введенных в 2025 г., Газпром назвал 2 ступени дожимной компрессорной станции (ДКС) установки комплексной подготовки газа УКПГ-11В Ен-Яхинского НГКМ общей мощностью 60 МВт, а также 108 газовых скважин на Чаяндинском, Ковыктинском, Северо-Колпаковском, Бованенковском и Уренгойском месторождениях.

Транспортировка и подземное хранение

В годовом отчете Газпром приводит данные по отдельным направлениям поставок в 2025 г.:

• объем поставок газа в Китай по МГП Сила Сибири-1 – 38,84 млрд м³, рост на 24,8% к 2025 г. и превышение годовых контрактных объемов на 0,84 млрд м³, (рост поставок Газпрома отмечен на фоне снижения общих объемов импорта газа Китаем в 2025 г. – на 4,6%, до 173,6 млрд м³);
• объем поставок газа в Узбекистан по МГП Средняя Азия - Центр (САЦ) – 6,48 млрд м³, рост на 14,9%, в 4^м квартале 2025 г. поставки газа в Узбекистан обеспечивались на уровне максимальной технической возможности.

По другим направлениям поставок – в Турцию (по 1^й нитке МГП Турецкий поток и МГП Голубой поток), в Европу (по 2^й нитке МГП Турецкий поток и ее сухопутному продолжению), в Белоруссию, Армению, Азербайджан, Грузию, Казахстан и Кыргызстан, данные не приводятся.

На основании данных ENTSOG, в 2025 г. по 2^й нитке МГП Турецкий поток в Европу поступило 17,6 млрд м³ газа, что на 8,4% больше к 2024 г.

По данным национальных статагентств, поставки российского трубопроводного газа в Турцию выросли на 0,4%, до 21,16 млрд м³, в Армению – снизились на 2,6%, до 2,229 млрд м³, в Грузию – на 12%, до 886 млн м³ (сам Газпром сообщал о росте поставки газа в Грузию в 2025 г. на 40,4% без абсолютного показателя, расхождение может быть связано с методикой учета Нацкомиссии по регулированию энергетики и водоснабжения Грузии (GNERC)). По др. направлениям данных нет.

В подземные хранилища газа (ПХГ) на территории России в 2025 г. фактически закачано на 5,7% меньше газа, чем годом ранее – 41,4 млрд м³, отбор сократился на 6,2%, до 39,6 млрд м³. Такая динамика показателей связана с режимами работы Единой системы газоснабжения (ЕСГ). Непосредственно за сезон отбора 2024/2025 гг. из ПХГ на территории России было отобрано 40,714 млрд м³, что на 5,5% меньше к предыдущему сезону отбора.

На начало сезона отбора 2024/2025 гг. объем оперативного резерва газа в ПХГ России увеличился на 136 млн м³ по сравнению с предыдущим сезоном и составил рекордные 73,17 млрд м³. Изменение значения показателя связано с вводом в 2025 г. еще одного подземного резервуара на Калининградском ПХГ. Потенциальная максимальная суточная производительность ПХГ на начало сезона отбора 2025/2026 гг. обеспечена на достигнутом ранее рекордном уровне – 858,8 млн м³/сутки. Максимальная суточная производительность ПХГ России в ОЗП 2024/2025 г. была зафиксирована 18 февраля 2025 г. и составила 610,8 млн м³.

К началу сезона отбора в 2026/2027 гг. Газпром планирует создать оперативный резерв газа в объеме 73,296 млрд м³ (новый рекорд), производительность останется прежней.

Внутренний рынок

В условиях мягкого ОЗП в 2025 г., потребление газа в России снизилось на 2,9% к 2024 г. и составило 506,4 млрд м³. Несмотря на это снижение, показатель 2^й год подряд превысил 500 млрд м³. Из газотранспортной системе (ГТС) Газпрома поставлено более 2/4 этого объема – свыше 387 млрд м³, что стало одним из самых высоких показателей в истории компании.

Поставки газа потребителям в России в 2025 г.:

• поставка потребителям России по ГТС Газпрома (без учета технологических нужд ГТС) – 387,2 млрд м³, снижение на 2,2%, в т.ч.:
• Газпром по ГТС (с учетом покупки у независимых производителей) - снижение на 3,1%, до 256,0 млрд м³,
• поставка потребителям России по ГТС Газпрома от добычи группы Газпром - снижение на 3,1%, до 227,7 млрд м³.

Газпром в ближайшие годы ожидает роста спроса на газ в электроэнергетике, агрохимии, нефтехимии, металлургии, а также в сегменте населения на фоне масштабной газификации и догазификации регионов РФ.

В 2021-2025 гг. в рамках программ развития газоснабжения и газификации российских регионов построено 80 новых газораспределительных станций (ГРС) с газопроводами-отводами, 956 межпоселковых и 1 411 внутрипоселковых газопроводов. В результате газифицировано 2 150 населенных пунктов, создана техническая возможность для подачи сетевого газа в более чем 335 тыс. домовладений и квартир. Уровень газификации в целом по России по состоянию на 1 января 2026 г. составил 75,6%.

В 2025 г. в рамках реализации программ развития газоснабжения и газификации субъектов РФ Газпром межрегионгаз завершил строительство 13 газопроводов-отводов и ГРС, 149 межпоселковых газопроводов протяженностью более 2,4 тыс. км и 508 внутрипоселковых газопроводов протяженностью более 3,6 тыс. км. Созданы условия для газификации более 50,5 тыс. домовладений и квартир, 208 котельных в 370 населенных пунктах. Объем финансирования инвестиций в строительство межпоселковых и внутрипоселковых газопроводов, ГРС и газопроводов-отводов, а также в догазификацию в 2025 г. составил 226,8 млрд руб. с НДС.

В 2026 году Газпром начал реализацию новых пятилетних программ развития газоснабжения и газификации субъектов РФ. Программы подписаны с 73 регионами, в т.ч. впервые – с Мурманской областью.

Кроме того, ожидается прирост потребления газа за счет развития российского рынка газомоторного топлива (ГМТ). По состоянию на 31 декабря 2025 г. на балансе группы Газпром и Газпром газомоторное топливо находилось 475 АГНКС (снижение на 1,2%) общей производительностью 3,32 млрд м³/год. Коммерческую реализацию компримированного природного газа (КПГ) осуществляли 419 объектов. Уменьшение объектов сети АГНКС на балансе произошло в основном за счет вывода из эксплуатации и сдачи в аренду.

Объем реализации КПГ с АГНКС Газпрома и Газпром газомоторное топливо в 2025 г. снизился на 9,2%, до 762,1 млн м³. В числе основных причин сокращения объема реализации Газпром назвал снижение деловой активности клиентов и рост конкуренции.

В сегменте малотоннажного производства сжиженного природного газа (СПГ) Газпром показал активный рост – на 24,9%, до 57,1 тыс. т. Рост объемов реализации малотоннажного СПГ обусловлен вводом в 2025 г. комплекса по производству, хранению

Переработка

В 2025 г. на мощностях группы Газпром подготовлено и переработано 60,3 млрд м³ природного и попутного газа (без учета давальческого сырья), что на 7,6% больше по сравнению с 2024 г. Первичная переработка нефти и стабильного газового конденсата снизилась на 2,1%, до 57,0 млн т.

Увеличение объемов подготовки и переработки газа группой Газпром в основном связано с запуском в работу 5^й технологической линии на Амурском ГПЗ, где к концу 2025 г. в работе находилось уже 5 технологических линий. В числе наиболее значимых мощностей, введенных в 2025 г., Газпром также назвал автоматическую станцию налива сжиженных углеводородных газов (СУГ) и резервуарный парк хранения товарной продукции на Амурском ГПЗ, производство технической серы на НПЗ Газпром нефтехим Салавата, установку первичной переработки нефти АВТ-10 Омского НПЗ после модернизации, высокотехнологичную станцию смешения автобензинов на Московском НПЗ.

Производство продукции в 2025 г:

• нефтепродукты – 52,3 млн т, снижение на 1,3%,
• производство СУГ – 3,6 млн т, снижение на 2,43%,
• выпуск гелия – 16,6 млн м³, рост на 31,3%,
• объемы производства СПГ на заводе Сахалин-2 остались на уровне 2024 г. и составили 10,3 млн т.

ЕЦОФ, персонал и непрофильные активы

Газпром поделился информацией о ходе реализации проекта по созданию Единого центра обеспечивающих функций компаний (ЕЦОФ), начатого в июне 2024 г. ЕЦОФ предусматривает переход к централизованной сервисной модели и консолидацию ряда обеспечивающих процессов в Общих центрах обслуживания.

Планируется передать в Общие центры обслуживания исполнение рутинных операций по бухгалтерскому и налоговому учету и отчетности, бюджетному контролю и казначейству, управлению недвижимым имуществом, управлению персоналом, юридическому обеспечению, управлению ИТ, взаимодействию с клиентами при реализации газа на внутреннем рынке. Планируется, что реализация проекта обеспечит повышение операционной эффективности и снижение затрат за счет централизации, стан­дартизации, унификации и цифровизации процессов.

В 2025 г. были открыты экспертный центр и проектный офис в г. Санкт-Петербурге, запущена работа Общих центров обслуживания по коммерческим и кадровым функциям (в г. Великий Новгород начали работу Единый центр по работе с клиентами Газпром межрегионгаза (ЕЦРК) и Центр управления персоналом Газпром межрегионгаз ЕЦРК), а по финансовым и юридическим сервисам завершено формирование целевых моделей и проведена необходимая настройка ИТ-систем для запуска в 2026 г.

Планируемые эффекты ЕЦОФ:

• более 20% – общее снижение затрат на сервисные функции за счет централизации и устранения дублирующих функций,
• до 20% – повышение скорости обработки документации,
• на 20-30% – повышение скорости и эффективности работы персонала за счет сокращения ручных операций и фокусирования на стратегических задачах,
• на 20% – повышение качества услуг для внутренних и внешних клиентов.

Списочная численность персонала группы Газпром по состоянию на 31 декабря 2025 г. составила 500,4 тыс. человек, уменьшившись на 0,1% к 2023 г. Снижение численности персонала в 2025 г. связано с изменениями в перечне организаций, входящих в группу Газпром.

Также Газпром в 2025 г. продолжил реализацию непрофильного имущества. Всего Газпром в 2025 г. реализовал 9 таких объектов на общую сумму 4,263 млрд руб. По сравнению с 2024 г. поступления этого типа упали в 5 раз.

Читать полностью

Москва, 9 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Компания Мангистаумунайгаз, дочка КазМунайГаза (КМГ), запустила на месторождении Асар новую групповую установку ГУ-4 мощностью 365,7 кВт.
Об этом сообщает пресс-служба КМГ.

Реализация проекта связана с плановым ростом добычи за счет бурения новых скважин и необходимостью улучшить системы сбора и внутрипромысловой транспортировки нефти.

ГУ-4 включает комплекс современного технологического оборудования:

• автоматизированную групповую замерную установку (АГЗУ),
• путевые подогреватели нефти,
• сепарационные блоки,
• насосные агрегаты,
• дренажные емкости,
• система контроля, которая обеспечивает автоматическую работу технологического оборудования, дистанционное управление основными процессами, мониторинг загазованности и пожарной сигнализации и передачу данных дистанционно,
• здание операторной с необходимыми инженерными системами внутри.

АГЗУ - это комплекс оборудования, предназначенный для автоматического измерения дебита нескольких нефтяных скважин, подключённых к одной установке.
Технология работы АГЗУ:

• поочерёдно подключает от 1 до 14 скважин к измерительной линии;
• определяет массовый и объёмный расход жидкости (нефти, воды) и газа с регламентированной погрешностью (по ГОСТ Р 8.615‑2005);
• разделяет газожидкостную смесь на фазы (газ и жидкость);
• измеряет содержание воды в потоке;
• передаёт данные в систему АСУ ТП месторождения для контроля и анализа.

О месторождении Асар

Асар является одним из 14 сопутствующих месторождений Жетыбая. Они расположены примерно в 70 км к юго-востоку от города Актау.

Добыча на месторождении Асар началась в 1973 г. С этого момента и до конца 2017 г. на объекте было добыто около 5,1 млн т. По состоянию на сентябрь 2017 г. на месторождении было 93 действующие скважины.

По состоянию на 2017 г. консалтинговой компании в нефтегазовой отрасли Gaffney, Cline & Associates, геологические запасы B+C₁ достигали 44 396 млн т, извлекаемые запасы B+C₁ – 11,965 млн т.

В 2024 г., издание Kursiv Media сообщало о планах бурения новых скважин до 2029 г. на месторождении Асар с прогнозной добычей нефти более 500 т/сутки.

Ранее КМГ поделился результатами операционной деятельности по итогам первого квартала 2026 г. В частности, отчетность включает статистику по работе Мангистаумунайгаза. Согласно статистическим данным, с января по март компания добыла 748 тыс. т нефти, а также 121 млн м³ газа. В сравнении с аналогичным периодом 2025 г. объем добычи сократился на 0,7%. Автор: К. Кожемяченко

Читать полностью

Москва, 9 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Все 24 члена экипажа танкера MT Marivex, подвергшегося атаке у побережья Омана, были успешно эвакуированы и доставлены на берег. Операция по спасению проводилась при координации индийских и оманских морских служб.

Для эвакуации были задействованы вертолеты ВВС Омана. Пострадавших среди моряков нет.

По данным индийской береговой охраны, сигнал бедствия поступил 8 июня 2026 г. в Морской координационный спасательный центр (MRCC) в г. Мумбаи. После этого индийская сторона связалась с Морским спасательным центром Омана, который организовал спасательную операцию, направив к месту происшествия вертолеты и ближайшие суда.

Судно MT Marivex, ходящее под флагом Палау, находилось на якорной стоянке в районе острова Масира у побережья Омана. По сообщениям экипажа, в результате удара США возник пожар в машинном отделении. В первоначальном сигнале бедствия моряки заявляли о попадании ракеты и серьезном повреждении судна.

Особенностью инцидента стало то, что танкер находился под американскими санкциями. Владельцем судна является компания Arihant Shipping Inc., включенная в санкционный список США за предполагаемые связи с иранскими нефтяными поставками. Позднее ряд международных СМИ сообщил со ссылкой на заявление Центрального командования Вооруженных сил США (CENTCOM), что американские силы вывели судно из строя после того, как оно якобы нарушило режим ограничений, связанных с Ираном.

Инцидент произошел на фоне продолжающегося кризиса вокруг Ирана и усиления контроля за судоходством в районе Ормузского пролива и Оманского залива — одном из важнейших маршрутов мировой торговли нефтью. Несмотря на повреждения судна, все моряки были спасены, а MT Marivex остается в акватории у побережья Омана.

Напомним, что 3 июня 2026 г. CENTCOM сообщило, что американский самолет поразил ракетой Hellfire нефтеналивной танкер Lexie, который следовал в иранский порт без груза. Инцидент произошел в международных водах по пути к иранскому острову Харк. Судно шло под флагом Ботсваны.

Читать полностью

Москва, 9 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Корейская компания Hyundai Engineering получила письмо о присуждении контракта (LOA) на строительство газоперерабатывающего завода (ГПЗ) на месторождении Карачаганак в Казахстане. Об этом компания сообщила на своей странице в LinkedIn.

Проект Карачаганакского ГПЗ предусматривает создание крупномасштабного газоперерабатывающего комплекса с сопутствующей инфраструктурой, рассчитанного на переработку до 5 млрд м³/год природного газа. Данный контракт укрепляет позиции Hyundai Engineering на ключевых рынках Центральной Азии – в Казахстане, Узбекистане и Туркменистане, а также способствует дальнейшему расширению ее присутствия в странах СНГ.

Контекст

Ранее Казахстан отказался от реализации проекта ГПЗ с участием международного консорциума во главе с Eni и Shell в рамках действующего соглашения о разделе продукции (СРП), поскольку партнеры не приняли окончательное инвестиционное решение (ОИР).

В ходе проработки проекта консорциум пересмотрел его параметры: срок завершения строительства был перенесен с 2028 на 2030 г., а стоимость увеличена с первоначальных 3,5 млрд до 6 млрд долл. США. Кроме того, инвесторы предложили казахстанской стороне покрыть около 1 млрд долл. США затрат для обеспечения рентабельности проекта.

В результате проект в предложенной конфигурации был признан нецелесообразным – в том числе из-за значительного превышения сметы, низкой экономической эффективности для Казахстана и попыток увязать его реализацию с сопутствующими вопросами, не связанными напрямую со строительством ГПЗ.
В конце декабря 2025 года КазМунайГаз (КМГ) подписал с китайской CITIC Construction Co. соглашение о базовых принципах сотрудничества по строительству Карачаганакского ГПЗ. В соглашении были определены принципы реализации проекта, включая оценку стоимости, компоновку оборудования и форму сотрудничества, подготовке к разработке предпроектной документации (FEED), поиска оптимальных технических и организационных решений. Но ныне место Китая в проекте пока не анонсируется.

В апреле 2026 года в качестве единого оператора стратегического проекта была определена национальная компания QazaqGaz.

О том, что Hyundai Engineering выбрана EPC-подрядчиком, стало известно еще в феврале 2025 г. Компания предложила конкурентную стоимость строительства на уровне 3,9 млрд долл. США, при этом не исключалось дальнейшее снижение цены в ходе переговоров.

После выхода Eni и Shell из проекта рассматривалась схема ускоренной реализации, при которой EPC-подрядчик сохраняется, а часть строительных работ передается другим подрядчикам для оптимизации затрат. По данным Telegram-канала Energy Monitor, базовой контрактной стратегией может стать модель FEED + EPC rollover, предполагающая переход от этапа предварительного проектирования к строительству «под ключ» силами одного подрядчика. При этом за строительные работы может отвечать итальянская компания Sicim, которая специализируется на возведении объектов ТЭК по всему миру..

Предварительная стоимость проекта оценивается примерно в 6 млрд долл. США, а сроки реализации – в 2026–2030 гг. Основная цель - обеспечение растущего внутреннего спроса на товарный газ и снижение зависимости от импорта путем диверсификации перерабатывающих мощностей, исторически завязанных на Оренбургский ГПЗ. В октябре 2025 г. Газпром и правительство Казахстана подписали было соглашение об основных условиях долгосрочной переработки казахстанского газа в РФ, но после частичного повреждения инфраструктуры Оренбургского ГПЗ в октябре 2025 года переработка природного газа из Казахстана сократилась.

Ранее до 9 млрд м³/год с Карачаганака перерабатывалось на Оренбургском ГПЗ. Еще в 2024 году Karachaganak Petroleum Operating B. V. - оператор месторождения, сообщал о возможности роста добычи природного газа с 9 до 13 млрд м³/год.

Подпишитесь

Читать полностью