PDVSA и Schlumberger подписали меморандум о расширении сотрудничества в нефтегазовой отрасли

Москва, 11 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Венесуэльская госкомпания Petroleos de Venezuela SA (PDVSA) и крупнейшая в мире нефтесервисная компания Schlumberger (SLB) подписали меморандум о взаимопонимании, предусматривающий развитие сотрудничества в нефтегазовом секторе и внедрение современных технологий.
Церемония подписания прошла в президентском дворце Мирафлорес в Каракасе при участии вице-президента Венесуэлы Д. Родригес. Документ предусматривает развитие новых направлений взаимодействия в нефтяной и газовой промышленности, включая передачу технологий для геологоразведки, бурения и повышения эффективности разработки месторождений. По данным администрации президента Венесуэлы, сотрудничество в перспективе может быть распространено и на горнодобывающий сектор страны.
Генеральный директор SLB О. Ле Пеш отметил, что компания работает в Венесуэле уже 97 лет и намерена расширять присутствие в стране.

По его словам, Венесуэла обладает уникальной ресурсной базой, которая создает значительные возможности для привлечения инвестиций, внедрения новых технологий и дальнейшего развития энергетического сектора. Глава SLB подчеркнул, что совместная работа позволит раскрыть потенциал крупнейших запасов углеводородов страны и повысить их экономическую ценность.

Президент PDVSA Э. Обрегон заявил, что сотрудничество со SLB позволит компании использовать современные цифровые решения, программное обеспечение и передовые технологии для повышения эффективности геологоразведочных работ (ГРР ) и нефтедобычи.

Подписание меморандума стало одним из наиболее заметных примеров расширения взаимодействия Венесуэлы с международными нефтесервисными компаниями на фоне усилий Каракаса по наращиванию добычи нефти и модернизации отрасли. SLB работает более чем в 120 странах и считается крупнейшей мировой нефтесервисной компанией по объему бизнеса и технологическим компетенциям.

Напомним, вице-президент по вопросам планирования Р. Менендес на ПМЭФ-2026 сообщил, что Венесуэла намерена к концу года нарастить добычу нефти примерно до 1,5 млн барр./сутки, а сейчас добывает более 1 млн барр./сутки.

Запад возвращается в Венесуэлу

Западные нефтегазовые компании начали возвращаться на рынок Венесуэлы в 2026 г. на фоне роста цен на нефть и изменений в законодательстве страны, которые создали более благоприятные условия для иностранных инвесторов. Ключевыми факторами стали экономические интересы и политические сдвиги.

Так, американская Chevron первой начала активно наращивать присутствие в Венесуэле. После похищения Н. Мадуро компания расширила свое влияние через сделку по обмену активами, что укрепило ее позиции в регионах с залежами тяжелой нефти, которая востребована американскими НПЗ. Chevron планирует увеличить добычу в стране на 50% в течение 1,5 лет.

ExxonMobil и ConocoPhillips также проявляют интерес. В мае 2026 г. представители этих компаний встречались с венесуэльскими чиновниками и направляли в страну технические группы. Специалисты Exxon осмотрели проект по добыче тяжёлой нефти Cerro Negro. Ранее обе компании судились с Венесуэлой после национализации их активов почти 20 лет назад. Conoco добивается компенсации в размере 12 млрд долл. США, Exxon - 1 млрд долл. США.

Испанская Repsol также вернула контроль над нефтяными активами в Венесуэле в 2026 г. По соглашению с правительством страны компания должна утроить добычу в течение 3-х лет. Условия также предусматривают создание системы «гарантированных платежей» со стороны Венесуэлы.

Москва, 12 июн - ИА Нефтегаз.РУ. Минфин США продлил разрешение на транзакции в сфере атомной энергетики с подсанкционными российскими банками.
Соответствующую генлицензию (GL 115D) 11 июня 2026 г. опубликовало Управление по контролю за иностранными инвестициями Минфина США (Office of Foreign Assets Control, OFAC).

Очередное продление

Подробнее о новой генлицензии:

• лицензия распространяется на Банк России, Национальный клиринговый центр (НКЦ), а также на ряд крупных российских банков, включая Альфа-Банк, ВЭБ.РФ, ВТБ, Газпромбанк, Росбанк, Сбербанк, Совкомбанк, банки Зенит, Открытие и Санкт-Петербург,
• также она касается компаний, в которых эти банки владеют более чем 50% долей (как напрямую, так и косвенно),
• разрешение действует только в отношении сделок, связанных с поддержкой гражданских ядерных проектов, которые были начаты до 21 ноября 2024 г. (даты введения санкций),
• к таким проектам могут относиться добыча или обогащение урана, производство топлива для АЭС.

Предыдущая лицензия (GL 115С) утратила силу (должна была истечь 18 июня), ее заменил новый документ (GL 115D). Согласно новой лицензии, все разрешенные операции должны быть завершены до 12:01 по времени восточного побережья США 18 декабря 2026 г. (если не последует очередная лицензия).

115^я лицензия

Изначально лицензия GL 115 была выпущена 18 декабря 2024 г. и распространялась только на Газпромбанк (ГПБ). Выдавая это разрешение, OFAC подчеркивало, что временное исключение из санкционного режима распространяется на проекты, запущенные до включения ГПБ в SDN List (датировано 21 ноября 2024 г.).

Речь может идти, например, о транзакциях, связанных с добычей/обогащением урана и производством топлива для АЭС, отмечало OFAC, обращая внимание, что в отношении новых проектов – в качестве примера приводилось строительство АЭС Пакш-2 в Венгрии – лицензия не действует. Впоследствии действие лицензии было распространено на Сбербанк, ВТБ, Совкомбанк, Альфа-банк и ряд других кредитных организаций, а также госкорпорацию ВЭБ.РФ.

А АЭС Пакш-2 получила отдельную лицензию (GL132 от 21 ноября 2025 г.). Эта лицензия разрешает связанные с проектом финансовые операции с перечнем российских банков и организаций. Причем в отличие от GL 115 и последующих, она вообще не привязана к дате начала работ и не имеет срока действия.

Читать полностью

Москва, 12 июн - ИА Нефтегаз.РУ. Японская Sakhalin Oil and Gas Development Co. Ltd. (SODECO) обратилась к правительству страны с просьбой отменить потолок цен на российскую нефть для проекта Сахалин-1.
Об этом сообщил президент SODECO Х. Мурамацу, его слова 12 июня 2026 г. приводит ТАСС.

Нет выбора

SODECO в настоящее время находится в процессе переоформления принадлежащих ей 30% в проекте Сахалин-1 с прежнего оператора на нового оператора, находящегося в российской юрисдикции.

Для такого переоформления власти РФ ввели ряд дополнительных условий, включая усилия иностранного акционера по отмене санкций, негативно влияющих на работу оператора, в т.ч. потолка цен на перевозимую морем российскую нефть.

Тезисы от Х. Мурамацу:

• SODECO прилагает усилия к переоформлению доли участия в проекте Сахалин-1,
• мы просим правительство об отмене потолка цен, однако в силу сотрудничества со странами G7 правительство не может отменить потолок цен на данном этапе,
• SODECO может действовать лишь в соответствии с политикой правительства Японии, поэтому возобновить импорт нефти с Сахалина-1 на данном этапе сложно,
• учитывая внешнюю политику японского правительства и стран G7, а также нынешнюю нестабильную энергетическую ситуацию, мы оказались в ситуации, когда у нас нет иного выбора, кроме как реагировать в соответствии с политикой правительства,
• мы должны действовать в соответствии с политикой правительства, и на данном этапе сложно осуществлять поставки нефти с Сахалина-1 в Японию.

Напомним, что SODECO является консорциумом японских компаний Japex, Itochu, Marubeni, Inpex, созданным для участия в проектах разработки месторождений на шельфе о-ва Сахалин. Главным акционером консорциума выступает правительство Японии.

Япония не импортирует нефть с Сахалина-1, однако власти страны неоднократно подчеркивали важность проекта для энергобезопасности страны. Поставки нефти с проекта Сахалин-1 позволили бы смягчить последствия кризиса, спровоцированного блокировкой Ормузского пролива, последствия которого для своего рынка страна вынуждена гасить в рамках скоординированного Международным энергетическим агентством (МЭА) вывода нефти из стратегических резервов.

Однако возобновление поставок выглядит малореальным с учетом необходимости выполнения требований конвертации доли участия в проекте Сахалин-1.

Сахалин-1...

Проект Сахалин-1 реализуется на основании соглашения о разделе продукции (СРП), заключенного 30 июня 1995 г. Участниками проекта до 2022 г. являлись американская ExxonMobil (30% доли в проекте, оператором разработки и обладателем лицензии выступала ее дочка Exxon Neftegas Limited, зарегистрированная на Багамских о-вах), японская SODECO (30%), индийская ONGC Videsh (20%) и Роснефть (20%).

Проект включает 3 месторождения: Чайво, Одопту и Аркутун-Даги на северо-восточном шельфе о-ва Сахалин. Общие запасы месторождений проекта оцениваются в 307 млн т нефти и 485 млрд м³ природного газа. Нефть, добываемая на проекте Сахалин-1, экспортируется через терминал в Де-Кастри Хабаровского края и выделена в отдельный сорт Sokol – это премиальный легкий сорт с очень низким содержанием серы.

Полка добычи нефти по проекту Сахалин-1 была достигнута в 2019 г. на уровне 12,96 млн т/год, после чего показатели стали снижаться - до 12,44 млн т в 2020 г. и до 11,3 млн т в 2021 г (порядка 230 тыс. барр./сутки). Показатели за 2022 г. и последующие годы не раскрывались,.

2022 г. оказался для Сахалина-1 очень сложным, т.к. добыча была остановлена на 6 месяцев из-за действий ExxonMobil. Весной 2022 г. компания заявила о полном уходе из России, остановив при этом добычу на проекте и попытавшись передать права по СРП Сахалин-1 неназванной третьей стороне. Эта попытка была заблокирована российскими властями, а возобновить добычу удалось в ноябре 2022 г. без ExxonMobil.

Полностью восстановить добычу сумели к июлю 2023 г., но с экспортом возникали сложности, в т.ч. из-за премиальности сорта Sokol, который даже в периоды снижения цен все равно оказывался уровня потолка цен.

...и сложности операторства

7 октября 2022 г. президент РФ В. Путин подписал указ о переводе проекта Сахалин-1 в российскую юрисдикцию. Указ предусматривает создание российского оператора Сахалин-1, который получил все имущество проекта, а участники консорциума могли конвертировать свою долю участия из Exxon Neftegaz Limited в ООО Сахалин-1. Свое согласие дали все участники проекта, кроме ExxonMobil.

Согласно указу президента, доля участия в российском операторе проекта, невостребованная иностранной стороной консорциума, подлежит оценке правительством РФ и продаже российскому юрлицу, соответствующему определенным критериям. Денежные средства от продажи должны были быть зачислены на спецсчет типа С, заморожены и выплачены иностранному участнику после удержания размера ущерба.

Оценка доли участия ExxonMobil в проекте Сахалин-1 до сих пор не готова, лишь определены правила проведения оценки и продажи доли в уставном капитале ООО Сахалин-1. Срок реализации зависшей доли продлен до конца 2026 г.

SODECO и ONGC, несмотря на формальное согласие, особой активности и участия в судьбе нового оператора не принимали. Так ONGC Videsh в апреле 2023 г. получила свою долю с ликвидационного счета проекта Сахалин-1 (специальный банковский счет, куда зачисляются денежные средства компании, которая выходит из проекта, пока ее активы и доли участия не будут конвертированы из прежнего оператора в нового), но передать эти средства в ООО Сахалин-1 у индийской стороны все никак не получалось.

С японской стороны ситуация сложилась еще более занятная. Судьбой проекта Сахалин-1 Япония была озабочена гораздо меньше, чем Сахалином-2, для которого Япония не только сохранила доли участия своих компаний после перевода проекта в российскую юрисдикцию, но и добилась исключения из-под действия потолка цен. В отношении Сахалина-1 о подобной протекции Япония даже не думала, что в целом было ожидаемо. Сахалин-2 обеспечивает почти 9% потребления Японией сжиженного природного газа (СПГ), а покупка нефти зашита в тот же контракт, поэтому исключение из-под потолка цен и возможность транспортировки без всяких ограничений для Японии оказалось критически важным.

С Сахалина-1 Япония нефть не импортирует, поэтому никаких действий для получения исключений для проекта даже не стала пытаться предпринимать (опять-таки, понять можно т.к. скандалов с Сахалином-2 и так хватало). Максимум, что сделала Япония как страна G7 и участница коалиции, установившей потолок цен, – не присоединилась к инициированному ЕС снижению потолка цен с 60 долл. США/барр. до 47,6 долл. США/барр. с 3 сентября 2025 г. и до 44,1 долл. США/барр. с 1 февраля 2026 г.

В итоге 15 августа 2025 г. В. Путин внес изменения в свой указ от 7 октября 2022 г., выдвинув ряд условий, касающихся получения зарубежными компаниями долей участия в российском операторе проекта Сахалин-1. Если ранее для конвертации было достаточно желания иностранного участника проекта и одобрения от правительства РФ, то сейчас потребовалось одновременное выполнение 3 условий:

• зачисление на расчетный счет ООО Сахалин-1 денежных средств, ранее накопленных на ликвидационном счете,
• заключение договоров поставки необходимого для проекта оборудования иностранного производства и запчастей к нему, а также договоров о техническом сотрудничестве,
• совершение действий, которые привели к отмене санкций, негативно влияющих на работу оператора, включая при необходимости их судебное обжалование.

Читать полностью

Москва, 12 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Малайзийская PETRONAS и японская JERA подписали долгосрочное соглашение о поставках сжиженного природного газа (СПГ). Япония будет получать до 2 млн т/год СПГ в течение 20 лет, начиная с 2028 г.
Об этом сообщила пресс-служба PETRONAS.

PETRONAS будет экспортировать газ через дочернюю компанию – PETRONAS LNG Ltd. (PLL). Новая сделка укрепляет компанию в позиции основного поставщика в Японию, крупнейшего в мире импортера СПГ. Стоимость сделки не раскрывается.

Газ будет доставляться на новых танкерах - газовозах пятого поколения вместимостью 174 тыс. м³. Они спроектированы в соответствии с требованиями Международной морской организации (IMO) о снижении выбросов в атмосферу, имеют современные дизель-электрические двигатели (MEGI/X-DF), расходуют судовое топливо на 58% экономичнее, чем танкеры предыдущего поколения, в них используется система газоудаления Mark III Flex.

Для любознательных напомним, что судовладельцы ныне избавляются от традиционных, ранее доминирующих на рынке перевозок СПГ, высоконадежных танкеров - газовозов с паротурбинным приводом, которые используют в качестве судового топлива отпарной газ из СПГ. Это позволяет России пополнять флот вполне еще ничего танкерами - газовозами даже в условиях нарастающих санкций.

Япония и СПГ

Компания JERA активно поставляет СПГ в другие страны, перепродавая и торгуя газом через свое специализированное торговое подразделение JERA Global Markets (JERAM). Являясь крупнейшей японской компанией по генерации электроэнергии и одним из крупнейших в мире покупателей СПГ, JERA использует свой обширный глобальный портфель закупок для поставок на зарубежные рынки, чтобы оптимизировать свои объемы и учесть сезонные различия в спросе в Азии.

В декабре 2025 года JERA подписала первое долгосрочное соглашение купли-продажи (SPA) СПГ за пределы Японии. Это контракт с индийской Torrent Power Limited, рассчитанный на десять лет, по которому JERA будет ежегодно поставлять четыре партии СПГ, примерно по 270 тыс. т/год, на условиях Delivered Ex-Ship (DES). Поставки должны начаться в 2027 г. В этом контракте учитываются взаимодополняющие сезонные тенденции спроса между Японией и Индией.

JERA тесно сотрудничает в области оптимизации с южнокорейской государственной компанией Kogas. Обе компании используют свои терминалы для обмена грузами и совместной торговли, чтобы справиться с локальными энергетическими кризисами или резкими скачками спроса.

В марте 2026 года JERA подписала соглашение с французской компанией Dunkerque LNG, что обеспечило JERA прямой доступ к европейской инфраструктуре природного газа, позволяя перенаправлять, выгружать или торговать СПГ в европейскую газотранспортную систему (ГТС).

JERA стремится осуществлять поставки в другие страны на условиях Free on Board (ФОБ) Инкотермс без ограничений по месту назначения. JERA обеспечивает поставки миллионов тонн СПГ из США (NextDecade, Sempra, Cheniere) и Австралии. Поскольку в этих контрактах отсутствуют пункты назначения, JERA юридически разрешено перенаправлять эти танкеры - газовозы, пока они еще находятся в море. Ушлые японцы, вместо того чтобы доставлять газ в Японию, перепродают его напрямую покупателям в Азиатско-Тихоокеанском регионе и Европе, когда внутренние запасы в Японии переполнены.Этот механизм перепродажи стал настолько массовым, что японские компании перепродают примерно 40% всего СПГ, которым они торгуют, на зарубежные рынки, превращая JERA и ее партнеров в крупных международных поставщиков ликвидности.
Японцам это так понравилось, что в октябре 2025 г. JERA вошла в добычной проест. Компания заключила сделку по приобретению доли участия в газовом проекте South Mansfield на западе штата Луизиана. Текущий уровень добычи на месторождении составляет 500 млн фут³/сутки (362 тыс т/сутки) природного газа. Планируется, что этот показатель будет увеличен до 1 млрд фут³/сутки.

Новые вызовы для одного из крупнейших закупщиков СПГ

В апреле 2026 года из-за кризиса на Ближнем Востоке Япония сократила импорт СПГ до минимума почти за 17 лет, т. е. с мая 2009 г. – периода до аварии на атомной электростанции (АЭС) Фукусима-1. Согласно данным Министерства финансов страны, объем поставок СПГ в апреле составил 4,269 млн т, что на 21% ниже показателя аналогичного периода 2025 г.

Одним из поставщиков СПГ для Японии выступает Россия, но страна осуществляет отбор СПГ из РФ преимущественно в рамках долгосрочных контрактов. Поставки российского СПГ в Японию в апреле увеличились на 30%, до 456 тыс. т. При этом по итогам января–апреля импорт российского газа снизился на 4% и составил 2,07 млн т.

Основной объем поставок в Японию обеспечивают российские крупнотоннажные СПГ-проекты Сахалинской энергии (совладельцы – Газпром, Mitsui и Mitsubishi), а также Ямал СПГ (участники – НОВАТЭК, TotalEnergies, китайские CNPC и SRF), Газпром СПГ Портовая и Криогаз-Высоцк. Автор: К. Кожемяченко

Читать полностью

Оттава, 12 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Канадский магистральный нефтепровод (МНП) Trans Mountain впервые вышел на проектную мощность с момента завершения проекта по реконструкции, направленной на увеличение пропускной мощности до 890 тыс. барр./сутки.
Об этом сообщает Reuters.

Эффект Ормуза

Многострадальный проект расширения пропускной мощности МНП Trans Mountain с 300 тыс. барр./сутки до 890 тыс. барр./сутки был завершен 2 мая 2024 г.

Trans Mountain прогнозировала, что с 2025 г. МНП будет использоваться на 96% ежегодно. Но за первые 8 месяцев работы МНП Trans Mountain было отгружено всего 18,5 тыс. барр./сутки по сравнению с прогнозируемыми 30,6 тыс. барр./сутки. В 2024 г. общая загрузка МНП составила 77%, что значительно ниже прогнозируемых 83%.
Позднее прогнозы загрузки системы МНП Trans Mountain были обновлены:

• на 2025 г. – 84% (показатель был достигнут);
• 2026 г. – 88%;
• 2027 г. – 92%.

Ожидалось, что МНП не будет заполнен на 96% до 2028 г.
20% пропускной способности МНП были зарезервированы для спотовых поставок, но использовались недостаточно. Дело в том, что стоимость транспортировки в МНП Trans Mountain выше, чем в системе МНП Enbridge Mainline, крупнейшей в Северной Америке, которая транспортирует нефть из Западной Канады на рынки Восточной Канады и Среднего Запада США.
Канадцы очень хотели уйти от зависимости от США в части экспорта отечественной нефти, поэтому строили нефтепровод для альтернативного экспорта. ПРоект оказался так себе по рентабельности. Но вмешался случай.

Нестабильность на мировых рынках нефти и перебои в работе Ормузского пролива привели к росту спроса на канадскую нефть со стороны азиатских рынков. Trans Mountain – единственный действующий нефтепровод в Канаде, идущий с востока на запад, и единственный выход на рынки Азии и за пределами США.

На июнь 2026 г. распределение нефти по трубопроводу уже завершено. При этом, по словам, Д. Балаша, вице-президента по развитию бизнеса компании Trans Mountain, прогнозировать загруженность системы на долгосрочную перспективу сложно.

Дальнейшая оптимизация МНП

Trans Mountain планирует несколько проектов по оптимизации, в том числе добавление антифрикционных присадок, снижающих сопротивление, и строительство новых насосных станций, которые, как ожидается, к концу 2028 г. увеличат пропускную мощность системы МНП на 300 тыс. барр./сутки. Ранее генеральный директор компании М. Маки. Сообщал, что к 2029 г. пропускная мощность Trans Mountain может достичь 1,2 млн барр./сутки.

Компания Trans Mountain в рамках модернизации уже добавила в свою трубопроводную систему 12 новых насосных станций - 11 для расширенной линии и одну для существующей. Десять из них были построены на существующих объектах в Альберте и Британской Колумбии, а две - на совершенно новом объекте в Британской Колумбии. Развитие структуры насосно- перекачивающих станций будет продолжено.

Одновременно, внедряется проект добавления антифрикционных присадок. Эти высокомолекулярные полимеры подавляют турбулентные завихрения вдоль стенки трубы, сводя к минимуму трение. Это позволяет трубопроводу поддерживать более высокие объемы потока без увеличения давления перекачки или строительства новой дорогостоящей инфраструктуры. Добавление этих реагентов увеличивает пропускную мощность системы примерно на 5-10%, увеличивая общую пропускную мощность МНП примерно на 90 000 барр/сутки. Предусмотрено установить 16 установок для нагнетания реагентов на 12 существующих НПС вдоль обеих ниток МНПР. Стоимость проекта - 9 млн долларов, ввод в эксплуатацию - начало 2027 года.

Напомним, что параллельно Альберта, главная нефтедобывающая провинция Канады, изучает возможность строительства нового нефтепровода мощностью 1 млн барр./сутки на северо-западном побережье Британской Колумбии для увеличения экспорта в Азию, но ни одна частная компания пока не взяла на себя такие обязательства.

Канада занимает 4-е место в мире по добыче нефти, но ее ключевая нефтедобывающая провинция Альберта не имеет выхода к морю. Тяжелая нефть Альберты по составу схожа с венесуэльским бенчмарком.

МНП Trans Mountain

• был построен в 1953 г. и транспортирует нефть до сих пор;
• протяженность - 1150 км;
• это единственный нефтепровод, соединяющий месторождения тяжелой нефти в районе г. Эдмонтона в нефтеносной провинции Альберта с прибрежным г. Бернаби в провинции Британская Колумбия, на западном побережье страны;
• маршрут: округ Страткона (недалеко от г. Эдмонтона) - г. Бернаби;
• МНП Trans Mountain принадлежит и эксплуатируется корпорацией Trans Mountain Corporation, федеральной королевской корпорацией, полностью принадлежащей правительству Канады через Canada Development Investment Corporation.

Автор: А. Гончаренко

Читать полностью

Москва, 12 июн – ИА Нефтегаз.РУ. В январе–апреле 2026 г. внешняя торговля химической продукцией и каучуками России показала умеренный рост как по экспорту, так и по импорту, следует из данных Федеральной таможенной службы.

Экспорт химической продукции увеличился на 6,6% по сравнению с аналогичным периодом 2025 г. и составил 11,2 млрд долл. США. При этом в 1-м квартале поставки за рубеж достигли 8 млрд долл. США, что означает, что в апреле экспорт составил около 3,2 млрд долл. США.

Импорт продукции химической промышленности также вырос - на 5,3%, до 18,6 млрд долл. США. В апреле российские компании ввезли химтоваров на 5,1 млрд долл. США.

Речь идет о широком спектре продукции по кодам ТН ВЭД 28–40, включая:

• органические и неорганические химические вещества,
• фармацевтическую продукцию,
• минеральные удобрения,
• красители,
• моющие средства,
• пластмассы,
• каучук,
• различные химические изделия и материалы.

Стратегия развития химпрома до 2050 г.

В настоящее время Минпромторг РФ готовит новую стратегию развития химической промышленности России до 2050 г. Как сообщил М. Юрин, документ может быть внесен в правительство до конца 2026 г.

Ожидается, что стратегия определит:

• приоритетные направления импортозамещения;
• развитие глубокой переработки углеводородного сырья;
• локализацию критически важных химических производств;
• меры технологического суверенитета;
• развитие экспортного потенциала российского химпрома.

Химическая промышленность рассматривается как одна из ключевых отраслей для обеспечения технологической независимости РФ, включая производство полимеров, нефтехимии, минеральных удобрений, композитов, специальной химии и продукции для машиностроения, ТЭК и агросектора.

Ранее сообщалось, что по итогам 2025 г. экспорт химической продукции и каучуков из России вырос на 21,6% - до 33,6 млрд долл. США, а импорт увеличился на 3,8%, до 55,5 млрд долл. США.

Читать полностью

Москва, 12 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Министр энергетики РФ С. Цивилев заявил, что топливно‑энергетический комплекс (ТЭК) страны готов перейти на отечественные цифровые решения - это необходимо для формирования новой архитектуры его технологической устойчивости.
Выступая на заседании комиссии Государственного совета по направлению «Энергетика», он обозначил ключевые направления развития отрасли.
По данным исследования, которое Минэнерго России провело совместно с АНО Цифровая экономика, технологии искусственного интеллекта уже внедрены более чем в 20 производственных и бизнес‑процессах ТЭК. Всего в отрасли насчитывается свыше 300 реализованных и текущих проектов в сфере ИИ. Эксперты прогнозируют, что к концу 2027 г. такие технологии будут использовать 70% крупных организаций ТЭК.

Еще одно важное решение закреплено в утвержденном Правительством РФ Стратегическом направлении цифровой трансформации ТЭК: к 2027 г. планируется создать отраслевой полигон для тестирования ИИ‑технологий и других цифровых решений.

Значительная часть обсуждения на заседании была посвящена защите объектов ТЭК от киберугроз. Участники рассмотрели, как продвигается пилотный проект «Контролируемые кибератаки в топливно‑энергетическом комплексе», а также обсудили планы по проведению кибериспытаний во всех регионах страны.

С. Цивилев подчеркнул, что Минэнерго ведет последовательную работу для стабильного обеспечения России энергоресурсами:

Кроме того, глава ведомства сообщил о планах запустить новые инвестиционные циклы в энергетике:
Министр добавил, что инициатива по запуску нового инвестиционного цикла в экономике была выдвинута Президентом РФ В. Путиным и председателем правительства РФ М. Мишустиным. Читать полностью

Вашингтон, 12 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Сырьевой трейдер Gunvor оказывает финансовую поддержку группе руководителей энергетического сектора, развивающих проект по консолидации добывающих газовых активов в крупнейших сланцевых бассейнах США.
Об этом сообщает Reuters со ссылкой на представителя компании. Gunvor поддержала частную компанию Western Natural Resources из города Оклахома-Сити, ранее работавшей над энергетическими проектами совместно с инвестиционной компанией KKR. Инвестиции направлены на увеличение доли участия Gunvor в сфере добычи природного газа на территории США и укрепление позиций компании на энергетическом рынке страны.

В Gunvor заявили, что США остаются «привлекательным направлением для инвестиций», отметив, что проект дополняет уже существующие вложения компании в американский энергетический сектор и способствует развитию внутреннего энергоснабжения.

Контекст

Россияне живо интересуются Gunvor в связи с ее российскими корнями. Кое-кто на Западе считает, что компания тесно связана с РФ. В прошлом недоброжелатели даже обвиняли компанию в сговоре при торговле российской нефтью.
Где-то в 2016 году, компания стала решительно дистанцироваться от связей с РФ, активно инвестируя появившиеся у нее средства в активы по всему миру, даже в Парагвае засветилась.
В 2025 году глава Gunvor Торнквист даже засобирался в отставку после обвинений США в связях компании с РФ.

А пришел в Gunvor Т. Торнквист более четверти века назад, в 2000 г. Именно ему в 2014 г. Г. Тимченко за день до введения в отношении него санкций США продал принадлежавшие ему 43,5% акций Gunvor. После этого доля участия Т. Торнквиста в Gunvor составляла 84,79%, а оставшиеся 15,21% были распределены между другими сотрудниками. Когда-то давно в компании был еще 1 учредитель, но это было тоже четверть века назад, все быльем заросло.

Очередной всплеск интереса российских обывателей к Gunvor был связан с неудавшейся попыткой выкупить зарубежные активы ЛУКОЙЛа. В нынешнем мире так бывает, власти США порекомендовали ЛУКОЙЛу продать зарубежные активы, ЛУКОЙЛ покорно согласился, предварительно зафиксировав убыток от обесценения в размере 1,66 трлн руб! Появился было покупатель в лице Gunvor, но Минфин США в X опубликовал пост, в котором жестко обвинил Gunvor в связях с Россией и заявил, что не даст трейдеру лицензию на покупку. Д. Трамп в обычной своей манере,сказал о Gunvor что-то нехорошее.

Первая покупка

Между тем, Gunvor уже начала инвестировать в американские активы через Western Natural Resources. В мае компания предоставила инвестиции для сделки Western по приобретению газодобывающих активов в сланцевом бассейне Haynesville, расположенном в штатах Техас и Луизиана. Сумма сделки оценивается примерно в 300 млн долл. США.

Активы были выкуплены у Nadel and Gussman NV и Quantent Energy Partners, входящих в портфель частной инвестиционной компании Post Oak Capital. Post Oak подтвердила продажу части активов в мае, однако отказалась комментировать детали сделки и участие Gunvor.

Источники также отмечают, что Gunvor планирует продолжать поддержку Western Natural Resources в будущих сделках по приобретению газовых активов в США, включая проекты в Haynesville и других ключевых сланцевых бассейнах. Компания рассчитывает воспользоваться волной сделок по продаже активов на фоне реструктуризации энергетических портфелей крупных игроков отрасли.

Точный объем инвестиций Gunvor в Western на данный момент не раскрывается.

Ранее Reuters сообщал, что Gunvor ведет переговоры о поддержке новых частных компаний, приобретающих газодобывающие активы в США, от своего имени. В частности, один из источников агентства отмечал, что Gunvor была среди претендентов на активы Canadian Baytex Energy в сланцевом бассейне Eagle Ford, которые последняя продала в ноябре 2025 г. неназванному покупателю более чем за 2,3 млрд долл. США. Участие Gunvor в торгах заключалось в финансовой поддержке предложения техасской компании Percussion Petroleum, но это предложение не было принято продавцом.

В годовом отчете за 2024 г. Gunvor также заявляла о выходе на рынок добычи природного газа в США.

Бассейн Haynesville

• открыт в 2008 г. компанией Chesapeake;
• простирается через границу штатов Техас и Луизиана, охватывая 23 округа и примерно 23 300 км²;
• глубина залегания продуктивных пластов –3 000–4 300 м;
• ресурсы – по оценкам, в формации Haynesville содержится около 7,1 трлн м³ газа,
• эксперты считают, что каждая скважина способна дать примерно 184 млн м³ газа,
• для сравнения, типичная скважина в других регионах дает около 75 млн м³, что подчеркивает высокую продуктивность Haynesville;
• ключевая характеристика – аномально высокое пластовое давление, что обеспечивало высокие начальные дебиты скважин.

Число буровых установок в бассейне резко выросло и достигло пика в середине 2010 г.– 185 установок. На пике добыча составляла около 203 млн м³/сутки газа, что эквивалентно примерно 9,3% всей добычи природного газа в США. После раннего максимума последовал новый рост в 2017 г., который увеличил добычу до примерно 340 млн м³/сутки. В первой половине 2022 г. активность бурения выросла на 54% по сравнению с 2021 г. Добыча оставалась высокой до конца 2022 г.

В структуре добычи сланцевого газа США Haynesville занимает третье место после:

• Permian Basin;
• Marcellus Shale.

Читать полностью

Москва, 11 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Азербайджан направит в Армению очередную партию дизельного топлива в объеме около 1000 т.
Об этом сообщили в компании Азербайджанские железные дороги.

По данным перевозчика, поставка включает 17 железнодорожных вагонов-цистерн с дизельным топливом.

После подписания мирного договора, в октябре 2025 г. Азербайджан снял ограничения на транзит грузов в Армению через свою территорию, это позволило выстроить регулярную логистическую схему железнодорожных перевозок через Грузию. В настоящее время поставки энергоресурсов продолжаются на регулярной основе. Помимо транзита, Азербайджан также осуществляет прямой экспорт нефтепродуктов в Армению.

По официальным данным, на текущий момент в рамках этих поставок уже экспортировано:

• более 10 тыс. т дизельного топлива,
• 979 т бензина АИ-92,
• 2955 т бензина АИ-95.

Напомним, что поставки нефтепродуктов из Азербайджана в Армению стартовали в декабре 2025 г. Тогда, по данным Госкомстата Азербайджана, было отгружено 1,2 тыс. т автомобильного бензина марки Premium Euro-95 на сумму 788,8 тыс. долл. США.

Контекст

В Армении нет нефтеперерабатывающих заводов, поэтому 100% нефтепродуктов импортируется.
Несмотря на очевидную выгодность импорта нефтепродуктов из РФ, в последние годы Армения старается снизить зависимость от одного поставщика. Однако геополитика. Власти РФ даже рассматривают возможность отмены соглашения о беспошлинной торговле, но Н. Пашинян пока оптимистично молчит.

Импорт нефтепродуктов в Армению облагается НДС (20%), а также акцизным налогом.

Читать полностью

Москва, 12 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Российские ученые разработали алгоритм искусственного интеллекта (ИИ), который способен с высокой точностью прогнозировать экстремальные погодные явления в Арктике и моделировать развитие штормов и мезомасштабных вихрей.
Об этом сообщает Центр научной коммуникации МФТИ.

Контекст

В последние годы в связи с ростом активности в Арктической зоне РФ возросла необходимость погодных прогнозов. Глобальное потепление приводит к более частым погодным аномалиям в Арктике. Почему бы не использовать нейросети, обученные на больших объёмах суперкомпьютерных расчётов? - подумали российские ученые и разработали климатическую модель, основанную на данных глобального погодного архива ERA5, где климатическая информация представлена с разрешением около 31 км. Алгоритм позволяет повышать детализацию прогнозов до примерно 6×6 км, фактически «достраивая» более точную картину погодных процессов. Это почти в пять раз лучше показателей глобальных климатических моделей.

Подробности от заведующего лабораторией машинного обучения в науках о Земле МФТИ М. Криницкого

Климатическая модель корректно воспроизводит ключевые характеристики полярных мезоциклонов, включая их интенсивность и жизненный цикл, что важно для морской безопасности и энергетики.

После обучения на суперкомпьютерных данных нейросеть смогла за 17 часов освоить закономерности атмосферных процессов. В тестах ее результаты сопоставлялись с моделью WRF, считающейся эталонной для таких расчетов. WRF (Weather Research and Forecasting Model) - это численная модель прогноза погоды: набор программ для моделирования и прогнозирования состояния атмосферы. Модель подходит как для научных атмосферных исследований, так и для оперативного прогнозирования. Разработана на любимом в 1990 - х годах языке Fortran!

Главное преимущество российских разработчиков - скорость. Расчет годичного ветрового поля, который в традиционной модели занимает около 10 часов, ИИ выполняет примерно за 10 минут. Расчёт годичного ветрового поля - это моделирование пространственного распределения скорости и направления ветра на протяжении года для заданной территории. Результат используется в ветроэнергетике, исследованиях климата, экологии, авиации и др.

Особенно хорошо разработанный алгоритм справляется с прогнозированием шквалистых ветров и высоты волн в Баренцевом море.

Напомним, что в апреле 2026 г. стало известно, что специалисты Тольяттинского государственного университета и Саратовского государственного технического университета имени Ю. Гагарина разработали сорбенты, которые впитывают нефть при экстремально низких температурах и легко извлекаются после очистки благодаря магнитным свойствам.

Подпишитесь

Читать полностью