ЦДУ ТЭК - аналитика

Дайджест новостей ЦДУ ТЭК–аналитика за неделю🖱️

14 сентября.Устюрт как точка роста. Министерство энергетики Республики Узбекистан подтвердило завершение первого этапа геологоразведочных работ на плато Устюрт. Консорциум участников проекта в составе BP, SOCAR и АО «Узбекнефтегаз» выполнил запланированный объём 3D‑сейсморазведки и получил разрешение на переход к следующему этапу — выбору точки бурения и подготовке к строительству первой разведочной скважины.

14 сентября.Перспективы Дальнего Востока.  7 сентября 2026 года Правительство Российской Федерации утвердило Стратегию социально-экономического развития Дальневосточного федерального округа до 2030 года с прогнозом до 2036 года, в которой топливно-энергетический комплекс занимает ключевое место.

15 сентября. Нефтяное месторождение, на котором газ оказался важнее нефти.  12 сентября государственная North Oil Company (NOC) Ирака и частный иракский разработчик KEPPT подписали 25-летний контракт на разработку и эксплуатацию месторождения Ajil в провинции Салах-эд-Дин. Ключевая цифра соглашения добыча газа, которая должна вырасти более чем в два раза.

15 сентября.Аляска на пути к статусу крупного LNG-хаба. На Аляске разворачивается масштабная битва за будущее сжиженного газа: сразу два проекта претендуют на то, чтобы превратить регион в значимый экспортный хаб.

16 сентября. Ученые нашли ключ к добыче метана из арктических гидратов.  Совместная работа Сколтеха и Ульсанского национального института науки и технологий (UNIST) показала, как управлять проницаемостью породы при замещении метана углекислым газом, сделав шаг к освоению огромных ресурсов Арктики.

16 сентября. Рост загрузки нефтепровода Кенкияк-Атырау.  Нефтепровод Кенкияк–Атырау завоевывает роль одного из ключевых звеньев казахстанской нефтетранспортной системы.

17 сентября. Рост добычи газа в Красноярском крае. В сентябре 2026 года на Пеляткинском газоконденсатном месторождении Красноярского края были пробурены и введены в эксплуатацию 5 добывающих скважин.

17 сентября. США строят СПГ-заводы быстрее, чем успевают их запускать.  Компания Caturus — объявила о планах расширить терминал в Луизиане с 9,5 до 17,25 млн тонн СПГ в год.

18 сентября.Не НПЗ, а химический кластер. Проект мощностью 9 млн т переработки нефтяного сырья в год с нефтехимическим блоком возводится вблизи строящегося порта Рамаяпатнам в Индии.

18 сентября.В Таиланде обнаружена новая нефтяная залежь. Valeura Energy объявила об открытии месторождения Suraphi в Сиамском заливе — новость прозвучала 16 сентября. Залежь выявили примерно в 4,5 км к северо‑востоку от действующей платформы Manora A.
 

#дайджест

💬 ЦДУ ТЭК

💬 ЦДУ ТЭК в MAX

В Таиланде обнаружена новая нефтяная залежь.

🛢️ Valeura Energy объявила об открытии месторождения Suraphi в Сиамском заливе — новость прозвучала 16 сентября. Залежь выявили примерно в 4,5 км к северо‑востоку от действующей платформы Manora A.
В ходе работ была вскрыта нефтенасыщенная колонна общей толщиной около 190,8 м, из которых 49,4 м составляют продуктивную нефтенасыщенную часть. В соседнем объекте показатели оказались ещё выше: общая толщина составила 258,8 м, а продуктивная часть — 52,4 м. При этом третий, менее крупный объект оказался сухим — углеводородов в нём не обнаружили.

Пока компания не раскрывает оценку ресурсов или запасов в баррелях, поэтому преждевременно называть открытие крупным или тем более гигантским. При этом Valeura полагает, что даже при консервативной интерпретации результатов строительство новой спутниковой платформы может оказаться экономически оправданным. Более того, такая инфраструктура способна помочь в освоении ещё одного актива — ранее изолированного месторождения Malida, расположенного всего в 3,5 км восточнее.

Ключевым фактором экономической привлекательности проекта эксперты называют близость к уже существующей инфраструктуре. В нефтедобыче размер залежи — далеко не единственный определяющий параметр. Открытие Suraphi служит практически хрестоматийным примером стратегии near‑field exploration. Масштабную морскую инфраструктуру не придётся создавать с нуля, залежь фактически нашли в непосредственной близости от уже работающего производственного узла.

Согласно аналитическим справкам ЦДУ ТЭК — филиала РЭА Минэнерго России, Таиланд импортирует более 90% потребляемой нефти, а собственная добыча в 2025 году составила 8,8 млн тонн (данные Jodi). Сиамский залив даёт примерно 90% добычи страны, и поддержание её уровня — вопрос национальной энергетической безопасности. Открытие Suraphi и последующая разработка с привязкой к платформе Manora A могут частично компенсировать падение добычи на стареющих активах.

#добыча_нефти #Таиланд

💬ЦДУ ТЭК

💬ЦДУ ТЭК в MAX

Не НПЗ, а химический кластер.

🛢️ 16 сентября глава BPCL (Bharat Petroleum Corporation Limited, одна из крупнейших индийских нефтегазовых компаний) назвал обновлённую оценку стоимости нового интегрированного нефтперерабатывающего комплекса — около $17,5 млрд). Проект мощностью 9 млн т переработки нефтяного сырья в год с нефтехимическим блоком расположен вблизи строящегося порта Рамаяпатнам. Ранее проект оценивался в $10,6 млрд — рост сметы составил 45%.

К постройке планируется не просто классический топливный НПЗ, а химический индустриальный кластер. Нефтехимическая интенсивность будущего завода составит 35%: треть поступающей нефти пойдёт не в топливо, а в химическое сырьё. В мире около 30% НПЗ интегрированы с нефтехимическими мощностями. В России масштабной интеграции, сопоставимой с проектом BPCL, пока нет. 

Переработка 9 млн тонн нефти в год — это около 180 тыс. баррелей в сутки дополнительной потребности в нефти. Индия уже сейчас один из главных игроков мирового нефтяного рынка. Она занимает 3‑е место по потреблению нефти и 2‑е — по объёму импорта сырой нефти, при этом доля зависимости от внешних поставок сохраняется на уровне порядка 88–90 %. Какие именно сорта нефти будет использовать будущий завод — пока не определено.

Чем больше Индия строит интегрированных нефтяных комплексов, тем сильнее становится её собственная база производства полимеров и химического сырья. Это долгосрочный фактор для мирового рынка пластмасс и химии, где сегодня лидируют Китай, США и страны Ближнего Востока.

Один проект рынок не перестроит, но он иллюстрирует главное: рост перерабатывающих мощностей смещается в Азию, а нефтехимия становится одним из ключевых драйверов будущего спроса на нефть.

⚙️ Согласно аналитическим справкам ЦДУ ТЭК — филиала РЭА Минэнерго России, на начало апреля 2025 года на территории Индии функционировало 23 НПЗ суммарной мощностью первичной переработки 258,1 млн тонн нефтяного сырья в год. В сфере нефтепереработки преобладают государственные компании, полностью контролирующие 19 НПЗ и 61,5% суммарных нефтеперерабатывающих мощностей. BPCL контролирует 3 НПЗ.

#нефтепереработка #Индия

💬 ЦДУ ТЭК

💬 ЦДУ ТЭК в MAX

США строят СПГ-заводы быстрее, чем успевают их запускать.

🔼 Компания Caturus — объявила о планах расширить терминал в Луизиане с 9,5 до 17,25 млн тонн СПГ в год. Решение прозвучало 15 сентября на энергетическом саммите G20 в Хьюстоне. Суть расширения — в добавлении пяти новых технологических линий, которые дадут дополнительные 7,75 млн тонн в год. Но важно понимать: это пока только планы. Финансирования под расширение ещё нет, окончательное инвестиционное решение не принято. Расширение планируют ввести в начале 2030‑х — после того, как заработает базовый проект.

А базовый проект — это шесть линий и 9,5 млн тонн в год. Он уже в активной фазе: четыре месяца назад, в мае, по нему принято окончательное инвестиционное решение и привлечено 9,75 млрд долларов проектного финансирования. Строительство идёт, запуск намечен на 2030 год.

Сильным фактором устойчивости выступает собственная газовая база Caturus. Компания интегрирована, у неё в Техасе активы (порядка 280 тыс. акров в бассейнах Eagle Ford и Austin Chalk), и она целенаправленно наращивает добычу. Цель — выйти примерно на 1 млрд кубических футов газа в сутки к 2029 году. Этого как раз должно хватить, чтобы закрыть потребности и базового проекта (9,5 млн тонн в год), и планируемого расширения (ещё +7,75 млн тонн). То есть проблема «где взять сырьё» внутри группы решена.

▶️ Согласно аналитическим справкам ЦДУ ТЭК — филиала РЭА Минэнерго России, на начало 2025 года доказанные запасы природного газа в Техасе составили 3,998 трлн м³ (данные Управления по энергетической информации США (EIA)).

Новость логично ложится в общий тренд: только за первую половину 2026 года окончательные инвестиционные решения получили сразу три крупных СПГ‑проекта в Мексиканском заливе США — Commonwealth LNG, CP2 LNG Phase 2 и Delfin FLNG.

#США #газ

💬ЦДУ ТЭК

💬ЦДУ ТЭК в MAX

Рост добычи газа в Красноярском крае.

▶️ В сентябре 2026 года на Пеляткинском газоконденсатном месторождении Красноярского края были пробурены и введены в эксплуатацию 5 добывающих скважин.

Пеляткинское месторождение — ключевой источник газа для Норильского промышленного района. Расположенный в 170 км к северо-западу от г. Дудинка актив увеличил свой эксплуатационный фонд с 41 до 46 скважин. Благодаря вводу новых объектов суточная производительность предприятия выросла на 2 млн кубометров. Конструкция новых скважин адаптирована к сложному геологическому строению месторождения. Суммарная проходка пяти скважин превысила 15 км. Две из них имеют горизонтальные участки протяженностью более 600 м — это рекорд для Пеляткинского месторождения, гарантирующий максимальные притоки газа.

🌀 По данным ЦДУ ТЭК – филиала РЭА Минэнерго России, добывающая на этом месторождении компания «Норильскгазпром» (входит в состав ПАО «ГМК «Норильский никель») на протяжении последних пяти лет ежегодно добывает более 2,2-2,5 млрд куб. м газа. Ввод новых скважин сможет привести к росту добычи до 3 млрд куб. в год и выше, что значимо для данного региона. Добыча газа на Пеляткинском месторождении составляет 43,2% всей добычи природного газа в Красноярском крае.

Масштабное развитие проекта как главного газового актива Таймыра способствует обеспечению газом металлургических производств в регионе, новых проектов горного производства, а также снабжению модернизированной Талнахской обогатительной фабрики, занимающейся переработкой рудного сырья.

🌀 Потребление газа в Красноярском крае только в металлургической промышленности из года в год составляет около 0,5 млрд куб. м. По данным ЦДУ ТЭК, за 1 кв. 2026 года потребление газа на металлургию в данном регионе достигло 0,15 млрд куб. м, что выше аналогичного периода прошлого года на 13,3%. При этом Красноярский край активно потребляет газ для электрогенерации и снабжения населения. Увеличение добычи газа значительно улучшит снабжение ближайших городов — Норильска и Дудинки.

#Красноярский_край #газ

💬 ЦДУ ТЭК

💬 ЦДУ ТЭК в MAX

Рост загрузки нефтепровода Кенкияк–Атырау.

📍 Нефтепровод Кенкияк–Атырау завоевывает роль одного из ключевых звеньев казахстанской нефтетранспортной системы. По данным оператора MunaiTas, за первые восемь месяцев года по нему прокачано порядка 4,3 млн тонн нефти — это на 10% больше, чем за аналогичный период годом ранее. Рост отражает реальные сдвиги в балансе внутренних и экспортных поставок.

Особенно показательна динамика экспорта, его объёмы достигли примерно 685 тыс. тонн, увеличившись сразу на 24%. Маршрут всё активнее задействуется для внешних отгрузок. При этом основной объём (более 3,6 млн тонн) идёт на внутренний рынок, чтобы обеспечить стабильную загрузку казахстанских нефтеперерабатывающих заводов. Увеличение поставок на НПЗ составило 8% (плюс 261 тыс. тонн к прошлому году).

Нефтепровод Кенкияк–Атырау — это часть более широкой системы, которая интегрирована с магистральными направлениями, включая МНП Узень–Атырау–Самара и Каспийский трубопроводный консорциум (КТК). Такая связанность позволяет гибко перераспределять потоки в зависимости от конъюнктуры, тарифов и технических ограничений на смежных участках.

Отметим, что рост загрузки Кенкияк–Атырау происходит на фоне падения общей добычи нефти в Казахстане. По данным штаба по обеспечению экономического роста (заседание от 14 сентября), добыча нефти в Казахстане за январь-август 2026 года составила 61,7 млн тонн.

Относительно аналогичного периода 2025 года показатель снизился на 8,4%. Прогноз на год несколько раз пересматривался в сторону снижения: с изначальных 100,5 млн тонн до 98 млн, а затем до 96 млн тонн по нескольким причинам:

- инциденты с инфраструктурой КТК (Каспийского трубопроводного консорциума), через который идёт около 80% казахстанского экспорта;

- в начале года возгорание трансформаторов на электростанции привело к остановке добычи на месторождении Тенгиз. Полностью восстановить её удалось только к марту. Казахстан потерял около 900 тыс. тонн нефти;

- Казахстан систематически превышал квоты по добыче ОПЕК+ в 2024–2025 годах, и в первом полугодии 2026 года должен был сократить добычу примерно на 11,9 млн тонн относительно своих квот. 
Рост загрузки Кенкияк-Атырау объясняется не увеличением добычи, а перераспределением потоков и политикой Минэнерго.

В MunaiTas прямо назвали два фактора:

- увеличение поставок на внутренний рынок для полной загрузки НПЗ. В 2026 году планируется переработать около 18,2 млн тонн нефти, а в перспективе (по Концепции развития нефтепереработки до 2040 года) — довести переработку с 18 до 39 млн тонн в год. Кенкияк–Атырау как раз обеспечивает поставку западноказахстанского сырья на НПЗ Шымкента и Павлодара;

- на фоне перебоев с КТК Казахстан вынужден искать альтернативные маршруты экспорта. Кенкияк–Атырау связан с МНП, Узень–Атырау–Самара (через территорию России) и с системой КТК. Нефтепровод может работать в режиме обратной перекачки.

⚙️ Месторождение Кенкияк разрабатывается CNPC (китайской национальной нефтегазовой компанией) с применением паротеплового воздействия на пласт. Согласно аналитическим справкам ЦДУ ТЭК — филиала РЭА Минэнерго России, совокупные утвержденные балансовые запасы объектов месторождения Кенкияк на 2003 год составляли порядка 214 млн тонн, извлекаемые — 45,5 млн тонн. К настоящему моменту выработано примерно 38-40 млн тонн извлекаемых запасов. Это оценочные данные: новой официальной переоценки запасов не публиковалось. В последние годы добыча поддерживалась за счёт ввода новых подсолевых скважин и применения методов повышения нефтеотдачи. Однако данных о резком увеличении добычи именно на Кенкияке в 2026 году нет. Основной прирост казахстанской добычи в последние годы обеспечивал Тенгиз.

#нефть #Казахстан

💬 ЦДУ ТЭК

💬 ЦДУ ТЭК в MAX

Учёные нашли ключ к добыче метана из арктических гидратов.

Российские и корейские исследователи вплотную подошли к решению технологических проблем добычи газа из газогидратов — риску «закупоривания» пласта. Совместная работа Сколтеха и Ульсанского национального института науки и технологий (UNIST) показала, как управлять проницаемостью породы при замещении метана углекислым газом.

▶️ Суть метода — в закачке CO₂ или смесей близких к дымовым газам, в гидратосодержащие пласты. Молекула CO₂ способна вытеснить метан из кристаллической решётки гидрата. Однако на практике процесс осложняется тем, что в порах образуется новый CO₂‑гидрат, который перекрывает каналы фильтрации и резко снижает отдачу пласта.

В ходе эксперимента учёные смоделировали условия, близкие к реальным арктическим залежам, и протестировали разные газовые смеси на образцах пород, имитирующих подмерзлотные коллекторы. Выяснилось, что при закачке чистого CO₂ проницаемость в среднем падает на 54%, а в водонасыщенных образцах — до 79%. Использование смеси CO₂ с азотом (по составу близкой к дымовым газам) дало более сложную динамику: на начальном этапе азот помог высвободить дополнительный метан и даже немного повысить проницаемость, но позже образование CO₂‑гидрата всё равно привело к её снижению.

🗝️ Ключевой вывод исследования — эффективность технологии напрямую зависит от начального содержания воды и доли гидрата в породе. Теперь инженеры смогут заранее оценивать риски и подбирать оптимальный режим закачки под конкретный пласт.  Результаты опубликованы в журнале Natural Gas Industry B.

Для отрасли это шаг к освоению огромных ресурсов Арктики: понимание механизмов изменения проницаемости делает технологию добычи из гидратов не просто перспективной идеей, а реальным инженерным инструментом.

#метан #Арктика

💬 ЦДУ ТЭК

💬 ЦДУ ТЭК в MAX

Аляска на пути к статусу крупного LNG‑хаба.

🌀На Аляске разворачивается масштабная битва за будущее сжиженного газа: сразу два проекта претендуют на то, чтобы превратить регион в значимый экспортный хаб, но делают это по совершенно разным сценариям.
Проект Alaska LNG от Glenfarne Group предполагает классическую схему: длинный трубопровод от месторождений Северного склона до терминала в Никиски и береговой завод сжижения. Верхняя планка бюджета всего проекта достигает $54,5 млрд, причём значительная часть суммы (до $17 млрд) приходится на строительство трубопровода. При этом проект сталкивается с ощутимыми барьерами: законодатели штата пока не утвердили налоговые льготы, а компании ещё предстоит закрепить контракты на поставку 3 млн тонн СПГ из планируемых 20 млн тонн в год, прежде чем принимать окончательное инвестиционное решение.

Альтернативой выступает Polar LNG — проект с иной логикой. Сжижение планируется прямо на Северном склоне, без необходимости тянуть сотни миль труб. За счёт этого первая фаза оценивается заметно в «скромнее» — в $8–9 млрд при мощности 7 млн тонн в год. Интересный нюанс: команда ищет возможности получить модули, частично собранные для «Арктик СПГ‑2», что требует отдельных разрешений регуляторов.

📄▶️

Согласно аналитическим справкам ЦДУ ТЭК — филиала РЭА Минэнерго России, на начало 2025 года доказанные запасы природного газа в США составляли 16,53 трлн м³ (данные EIA). Более 80% запасов газа в США сосредоточены на территории восьми штатов:

·         Техас – 22,6%;

·         Пенсильвания – 17,9%;

·         Аляска – 16,8%;

·         Западная Виргиния – 7,3%;

·         Луизиана – 6,8%;

·         Оклахома – 6,0%;

·         Нью-Мексико – 5,6%;

·         Огайо – 5,4%.

Добыча газа на Аляске — это история двух разных регионов. Залив Кука — единственный бассейн на Аляске, откуда газ поступает непосредственно потребителям штата: отопление, электрогенерация, промышленность. Газ с залива Кука обеспечивает около 70% электроэнергии в южно-центральной части Аляски.

North Slope (Северный склон) — регион, на долю которого приходится подавляющая часть валовых объёмов добычи газа в штате. Но парадокс в том, что почти весь этот газ не продаётся. Он закачивается обратно в пласт для поддержания давления при добыче нефти. Коммерческая добыча, то есть газ, который дошёл до рынка в 2024 году, составил примерно 10,5 млрд м³ в год. Оба проекта — Alaska LNG и Polar LNG — нацелены на один и тот же ресурс: газ месторождений North Slope, который сейчас почти полностью закачивается обратно в пласт.

#LNG #Аляска

💬 ЦДУ ТЭК

💬 ЦДУ ТЭК в MAX

Нефтяное месторождение, на котором газ оказался важнее нефти.

🛢️ Пока Саудовская Аравия теряет второй нефтяной коридор, 12 сентября государственная North Oil Company (NOC) Ирака и частный иракский разработчик KEPPT подписали 25-летний контракт на разработку и эксплуатацию месторождения Ajil в провинции Салах-эд-Дин.

Ключевая цифра соглашения не нефть, а добыча газа, которая должна вырасти более чем в два раза, тогда как нефть добавит лишь 10 тыс. баррелей в сутки.

⏩ Ирак — одна из крупнейших нефтяных стран мира, но его внутренняя энергетика находится в парадоксальном положении. С одной стороны, Ирак обладает огромными запасами газа. С другой — он сжигает попутный газ на факелах и одновременно импортирует газ из Ирана для электростанций. Согласно аналитическим справкам ЦДУ ТЭК — филиала РЭА Минэнерго России, в 2025 году Ирак занял третье место в мире по объёмам сжигания газа. На долю Ирака приходится более 11% мирового объёма сжигаемого газа — этого хватило бы для выработки около 33 ГВт электроэнергии (данные Всемирного банка).

Ирак планирует полностью отказаться от сжигания попутного газа к концу 2028 — началу 2029 года и ставит цель выйти из зависимости от иранского импорта к 2028 году. Проект Ajil — часть этой стратегии.

🎯 Целевая добыча — примерно 8,5 млн куб. метров газа в сутки. В годовом исчислении прирост добычи газа на Ajil (~1,7 млрд куб. метров в год) сопоставим с небольшими месторождениями Надым-Пур-Тазского региона или проектами Тимано-Печорской провинции. Это скромный по глобальным меркам объём, но для Ирака — существенный шаг в направлении газовой самодостаточности.

#Ирак #добыча_нефти_и_газа

💬 ЦДУ ТЭК

💬 ЦДУ ТЭК в MAX

Перспективы Дальнего Востока

7 сентября 2026 года Правительство Российской Федерации утвердило Стратегию социально-экономического развития Дальневосточного федерального округа до 2030 года с прогнозом до 2036 года, в которой топливно-энергетический комплекс занимает ключевое место как фундамент для снятия инфраструктурных ограничений и обеспечения промышленного роста.

⭐ Дальний Восток берет курс на энергопереход и углеродную нейтральность. Богатая сырьевая база ДВФО (нефть, газ, уголь) и обилие возобновляемых ресурсов создают идеальные условия для формирования цепочек глубокой переработки прямо внутри региона. Регион планирует активно развивать добычу и сжижение газа, запускать проекты в сфере возобновляемой энергетики и поставлять сырье для «зеленой» энергетики. Такая модернизация превратит макрорегион в центр высокотехнологичных и экологичных производств. В перспективе это обеспечит устойчивый экономический рост и поможет укрепить позиции России на ключевых рынках АТР и глобального Юга.

Добывающая промышленность служит основой экономики Дальнего Востока. Именно этот сектор обеспечивает ключевую долю валового регионального продукта, генерирует основные налоговые доходы и формирует высокую инвестиционную привлекательность макрорегиона.

Успешная реализация данного направления невозможна без преодоления ряда системных вызовов:
·         энергодефицит и неразвитость транспортной сети;
·         низкий уровень геологической изученности регионов;
·         истощение традиционной минерально-сырьевой базы (включая технологически сложные шельфовые и трудноизвлекаемые запасы).

🛢️ Шельфовые проекты Сахалина обеспечивают основную добычу газа на Дальнем Востоке и служат главным двигателем развития всего макрорегиона. По данным ЦДУ ТЭК – филиала РЭА Минэнерго России, добыча на шельфе Сахалина составляет около 90% всей добычи газа на шельфах России, при этом суммарный показатель добычи газа на шельфе Охотского моря достигает 30 млрд куб. м в год и выше. За семь месяцев 2026 года добыча газа на шельфе Сахалина превысила аналогичный показатель прошлого года на 5,5%. Основной прирост обеспечили месторождения проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-3».

Главная задача в сфере недропользования к 2036 году — увеличить валовую добавленную стоимость добычи полезных ископаемых в 1,5 раза по сравнению с 2024 годом. При этом рост объемов должен сопровождаться расширением ассортимента продукции и обязательным непрерывным восполнением запасов полезных ископаемых в макрорегионе.

Для реализации задач по расширению использования добываемого сырья на внутреннем и внешних рынках особое внимание уделено:
·         заключению долгосрочных контрактов на поставку сырья и продукции в страны АТР;
·         диверсификации экспортных рынков сбыта;
·         стабильной добыче нефти и наращиванию добычи природного газа.

Преодоление системных вызовов и наращивание объемов добычи критически важны для укрепления ресурсного суверенитета России и стимулирования внутренней переработки. Кроме того, это позволит удержать прочные конкурентные позиции на рынках АТР в условиях устойчивого спроса на углеводородное сырье и продукты его переработки.

#ДВФО #газ

💬 ЦДУ ТЭК

💬 ЦДУ ТЭК в MAX

Устюрт как точка роста.

▶️ Министерство энергетики Республики Узбекистан подтвердило завершение первого этапа геологоразведочных работ на плато Устюрт. Консорциум участников проекта в составе BP, SOCAR и АО «Узбекнефтегаз» выполнил запланированный объём 3D‑сейсморазведки и получил разрешение на переход к следующему этапу — выбору точки бурения и подготовке к строительству первой разведочной скважины.

В ходе первого этапа были охвачены шесть перспективных участков: Бойтерак, Теренгкудук, Биркори, Харой, Каракалпак и Кулбой. Фактический объём сейсмических исследований превысил целевые показатели и составил более 3000 км².

📄 Проект реализуется на условиях соглашения о разделе продукции. Прогнозируемый ресурсный потенциал — до 100 млн тонн жидких углеводородов и 35 млрд м³ природного газа. Начало бурения первой разведочной скважины запланировано на 2027 год. Окончательные объёмы запасов будут установлены по результатам буровых и испытательных работ.

Напомним, что крупнейшие газовые поля страны — Газли, Шуртан, Зеварды, Кокдумалак, Алан, Адамташ — разрабатываются десятилетиями. Выработанность начальных запасов свободного газа достигает 90%. Пластовое давление падает, технологические потери растут, а новых крупных открытий давно не было. Мелкие месторождения, которые вводятся взамен, не компенсируют выбытие старых — эффективность одного крупного поля в разы выше десятка мелких.

🌀 Согласно аналитическим справкам ЦДУ ТЭК — филиала РЭА Минэнерго России, добываемый в Узбекистане природный газ отличается высоким содержанием серы. Переработка и очистка газа проводятся на Мубарекском ГПЗ (мощность — 30 млрд м³ в год, выпускает газовый конденсат, СУГ и техническая сера), Шуртанском ГПЗ (мощность по переработке 20 млрд м³ в год, производит около 18,5 млрд м³ товарного газа и 730 тыс. т стабильного газового конденсата), Шуртанском ГХК (мощность — 3,9 млрд м³ в год; выпускает товарный газ (до 3,5 млрд м³ в год), сжиженный газ (до 100 тыс. т в год), газовый конденсат (до 100 тыс. т в год) и гранулированную серу (до 1,5 тыс. т в год), Кандымском ГПК и ГПЗ в Газли.
 

#добыча_газа #газопереработка

💬 ЦДУ ТЭК

💬 ЦДУ ТЭК в MAX

Дайджест новостей ЦДУ ТЭК–аналитика за неделю 🖱️

7 сентября. Будущее в ТРИЗ. С 1 сентября 2026 года вступил в силу приказ Минприроды России № 241 и Роснедра № 08 от 22 апреля 2026 года, утвердивший правила разработки технологий геологического изучения, разведки и добычи трудноизвлекаемых полезных ископаемых (ТРИЗ).

7 сентября. От угля до киловатта. На ВЭФ‑2026 официально объявлено о запуске морского угольного терминала «Порт Эльга» на мысе Манорском (Хабаровский край). Но это не просто открытие нового терминала — это ключевой элемент масштабной стратегии «Эльги» по созданию полностью замкнутой производственно‑логистической цепочки.

8 сентября. Открыто Пугачевское НГКМ в Оренбургской области. В первом полугодии 2026 года в Оренбургской области было разведано Пугачевское нефтегазоконденсатное месторождение (запасы газа 5,4 млрд куб. м).  Открытие вошло в число ключевых промежуточных итогов геологоразведки в России за 2026 год.

8 сентября. Мазут уходит в переработку. В III квартале ожидается дефицит топочного мазута Нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) во многих странах намеренно уменьшают объёмы его производства.

9 сентября. ОПЕК+ приостановил повышение добычи. сентября 2026 года прошла виртуальная встреча «семерки» ОПЕК+. Страны приняли решение сохранить уровень добычи в октябре на уровне сентября.

9 сентября. Месторождение «Патрон» подключено к газотранспортной системе Узбекистана. 2 сентября Минэнерго Республики Узбекистан сообщило о подключении месторождения «Патрон» (Patron) в Миришкорском районе Кашкадарьинской области к газотранспортной системе. Предварительная оценка запасов составляет ~2,5 млрд м³ — месторождение характеризуется как «относительно небольшое».

10 сентября. 25 лет в ритме угля. 3 сентября 2026 года обогатительная фабрика «Антоновская» отметила свой 25‑летний юбилей. Отправной точкой истории предприятия стало 21 августа 2001 года — именно тогда фабрика начала свою работу, став первым в Кузбассе углеперерабатывающим предприятием нового поколения.

10 сентября. Возвращение легенды: возобновлена добыча на скважине, с которой начиналась большая нефть. Спустя более чем 40 лет консервации на Мегионском месторождении вновь запущена скважина Р-1 — та самая, с которой в 1961 году началась история промышленной нефтедобычи в Среднем Приобье.

11 сентября. Процедурная пауза на $5 млрд. Казахстан приостановил исполнительное производство по экологическому штрафу в $5 млрд против NCOC — оператора крупнейшего в стране нефтяного месторождения Кашаган. Это процедурная пауза из-за обжалования действий судебного исполнителя в суде, а не отказ от требований.

11 сентября. Старт «Восток Ойл». 6 сентября был введён в эксплуатацию проект «Восток Ойл». В режиме видеосвязи президент Российской Федерации запустил отгрузку первой партии нефти в арктический танкер «Валентин Пикуль» (ледовый класс Arc6) — она прошла на самом северном в мире нефтяном терминале, в порту Бухта Север.

11 сентября. Новая находка Австралии. 8 сентября австралийская Amplitude Energy подтвердила наличие газонасыщенного пласта при бурении разведочной скважины Juliet-1 в бассейне Otway, в федеральных водах у побережья штата Виктория. Скважина пробурена рядом с действующей трубопроводной инфраструктурой Casino–Henry–Netherby (CHN).

#дайджест

💬 ЦДУ ТЭК

💬 ЦДУ ТЭК в MAX

Новая газовая находка Австралии.

🗺️🗺️ 8 сентября австралийская Amplitude Energy подтвердила наличие газонасыщенного пласта при бурении разведочной скважины Juliet-1 в бассейне Otway, в федеральных водах у побережья штата Виктория. Скважина пробурена рядом с действующей трубопроводной инфраструктурой Casino–Henry–Netherby (CHN).

Целевой пласт вскрыт на глубине 2 129 м. Общая глубина скважины — 2 299 м. Общая мощность газонасыщенного интервала — не менее 60 м, из которых 49 м предварительно классифицированы как высококачественная эффективная нефтегазонасыщенная толщина. Оценочный ресурс структуры Juliet — около 1,38 млрд м³. В ближайшие дни компания проведёт дополнительные исследования: пластовое давление, отбор образцов газа, лабораторный анализ состава.

🛢️ Juliet-1 — часть East Coast Supply Project (ECSP), одного из крупнейших шельфовых буровых проектов Австралии в текущем году. Стратегия компании Amplitude Energy — нарастить сырьевую базу для внутреннего газового рынка восточного побережья. Близость к существующей инфраструктуре CHN позволяет подключить новую скважину к действующему трубопроводу, идущему на береговой газовый завод.

Новые шельфовые газовые проекты в Виктории — предмет острых дебатов. Партия Зелёных штата Виктория выступает против любых новых проектов ископаемого топлива. Правительство Виктории одновременно стимулирует переход домохозяйств с газа на электричество, но признаёт, что промышленность не может полностью отказаться от газа в обозримом будущем.

После завершения исследований Juliet-1 будет принято решение о завершении скважины и её подключении к инфраструктуре CHN. Первый газ ожидается в 2028 году, если Juliet подтвердит коммерческие запасы.

🌀 Согласно аналитическим справкам ЦДУ ТЭК — филиала РЭА Минэнерго России, на начало 2025 года доказанные запасы газа в Австралии составляли примерно 2,73 трлн м³ (данные Энергетического департамента США). На территории страны действуют 3 географически изолированных газовых рынка: Западная Австралия (поставки газа осуществляются с промысловых комплексов шельфового бассейна Carnarvon), Северная Территория (шельфовый бассейн Bonaparte и континентальный Amadeus), Восточная и Южная Австралия (шельфовые бассейны Gippsland, Otway и Bass, континентальные Cooper/Eromanga и Bowen/Surat).

#Австралия #добыча_газа

💬 ЦДУ ТЭК

💬 ЦДУ ТЭК в MAX

Старт «Восток Ойл».

⚙️ 6 сентября был введён в эксплуатацию проект «Восток Ойл». В режиме видеосвязи президент Российской Федерации запустил отгрузку первой партии нефти в арктический танкер «Валентин Пикуль» (ледовый класс Arc6) — она прошла на самом северном в мире нефтяном терминале, в порту Бухта Север.

🛢️ Ресурсная база проекта составляет 7 млрд тонн нефти с ультранизким содержанием серы — всего 0,01–0,1 %. Транспортировку обеспечивает магистральный нефтепровод «Ванкор — Пайяха — Бухта Север» протяжённостью 790 км: его проектная мощность достигает 100 млн тонн в год. Уже введено в эксплуатацию свыше 2 000 скважин — их бурили с помощью отечественных установок «Таймыр», специально спроектированных для работы в арктических условиях. Общий объём инвестиций в проект достиг 4 трлн рублей, при этом всё используемое оборудование — российского производства.

⚓ Логистическая составляющая проекта выстроена с учётом суровых арктических условий. Нефть примет также танкер «Академик Губкин» типа «Афрамакс» с дедвейтом около 120 тыс. тонн — оба судна построены на верфи «Звезда». Глубина у причала составляет 18 м, что позволяет принимать крупные арктические танкеры даже в сложных условиях. Защитная дамба порта, рассчитанная на ледовые торосы и сильные ледоходы, уже подтвердила свою надёжность — она выдержала весенний ледоход.

🛢️ По планам компании, уже во второй половине 2027 года объём отгрузки составит 30 млн тонн нефти, а к 2030 году показатель вырастет до 50 млн тонн. Жизненный цикл проекта рассчитан на столетие, а с учётом возможной доразведки срок его реализации может существенно вырасти.

⭐ Проект реализуется с соблюдением строгих экологических стандартов, что особенно важно для сохранения уникальной природы Арктики.
 
#Арктика #Красноярский_край #добыча_нефти

💬 ЦДУ ТЭК

💬 ЦДУ ТЭК в MAX

Процедурная пауза на $5 млрд.

🛢️ 7 сентября 2026 года в базе данных Министерства юстиции Казахстана по исполнительному производству против North Caspian Operating Company (NCOC) — оператора крупнейшего в стране нефтяного месторождения Кашаган появился статус «приостановлено». Сумма взыскания — 2,36 трлн тенге (около $5 млрд по текущему курсу). NCOC обжаловала действия государственного судебного исполнителя, после чего специализированный суд Атырауской области истребовал материалы дела. Иначе говоря, это не отказ от требований, а процедурная пауза — следствие обжалования, а не политическое решение.

⏩ Кашаган — одно из крупнейших нефтяных месторождений, открытых в мире за последние 40 лет. Согласно аналитическим справкам ЦДУ ТЭК — филиала РЭА Минэнерго России, геологические запасы нефти на месторождении составляют ~ 5-6 млрд тонн, извлекаемые — до 2 млрд тонн, запасы природного газа – свыше 1 трлн м³ (данные КазМунайГаз). Текущая добыча на освоенной восточной части — около 450 тыс. баррелей в сутки. NCOC планирует довести её до 500 тыс. к концу 2026 года и до 710 тыс. к 2031 году. Казахстан производит около 1,8–2,1 млн баррелей нефти в сутки — примерно 2–2,5% мировой добычи.

В 2022 году департамент экологии Атырауской области провёл проверку на Кашагане и выявил сверхнормативное хранение серы. По разным данным, на открытых площадках хранилось от 1,2 до 1,7 млн тонн серы при разрешённом лимите 773 тыс. тонн. Дополнительные претензии — сброс недостаточно очищенных сточных вод и сжигание газа на факелах без разрешения.

🕚 В марте 2023 года Минэкологии начислило NCOC штраф в 2,3 трлн тенге (на тот момент около $5,1 млрд). NCOC штраф не признала и начала оспаривать в его суде.

Экологический штраф — лишь часть гораздо более масштабного конфликта. Казахстан предъявил международным партнёрам претензии на сумму свыше $150 млрд — в основном за упущенные доходы из-за многолетних задержек в освоении месторождения. По версии казахстанской стороны, иностранные компании получают до 98% выручки от добычи, оставляя государству минимальные роялти.

Приостановка взыскания — временная пауза, а не отказ от требований. Обе стороны остаются на своих позициях: Казахстан считает штраф законным и подлежащим исполнению, NCOC оспаривает его в международном арбитраже. Обеспечительный приказ UNCITRAL и процедура обжалования действий судебного исполнителя создают юридический тупик, в котором ни одна сторона не может действовать в одностороннем порядке.

#Казахстан #добыча_нефти

💬 ЦДУ ТЭК

💬 ЦДУ ТЭК в MAX

Возвращение легенды: возобновлена добыча на скважине, с которой начиналась большая нефть.

⚙️ Спустя более чем 40 лет консервации на Мегионском месторождении вновь запущена скважина Р-1 — та самая, с которой в 1961 году началась история промышленной нефтедобычи в Среднем Приобье. Перезапуск стал возможен благодаря современным методам цифрового моделирования и передовым технологиям бурения, а уникально низкая обводненность полученной продукции — всего 20% — подтверждает: даже на зрелых месторождениях сохраняется значительный ресурсный потенциал.

Скважина Р-1 была пробурена на берегу протоки Баграс по инициативе выдающегося геолога Фармана Салманова бригадой легендарного бурового мастера Григория Норкина. Именно отсюда в 1961 году забил нефтяной фонтан, возвестивший об открытии Мегионского месторождения и положивший начало промышленному освоению колоссальных нефтяных богатств Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Последние четыре десятилетия скважина-первооткрывательница находилась в консервации и считалась скорее историческим памятником, чем действующим производственным объектом. Однако юбилейный для «Мегионнефтегаза» год — 65 лет со дня открытия Мегионского месторождения — стал временем символического возвращения легенды в строй.

🗝️ Ключевым фактором успеха стал повторный анализ геологических данных с применением современных методов цифрового моделирования. Специалисты «Славнефть-Мегионнефтегаза» при технологической поддержке инженеров «Газпром нефти» провели комплексную оценку потенциала скважины и выявили остаточные запасы нефти в тонких, ранее не учитывавшихся пропластках.

Для доступа к этим запасам было принято решение о строительстве боковых горизонтальных стволов с использованием высокотехнологичных инструментов бурения. Такой подход позволил вовлечь в разработку ресурсы, которые при традиционных методах остались бы навсегда в недрах.

Технологический успех проекта подтверждается и промысловыми показателями. При запуске скважины удалось достичь обводненности продукции на уровне всего 20%. Это исключительный результат для зрелого месторождения: на аналогичных активах Западной Сибири доля воды в добываемой продукции сегодня часто превышает 90%.

Перезапуск Р-1 стал не просто технологическим достижением, но и важным сигналом для всей нефтяной отрасли. Успешный опыт восстановления скважины Р-1 может быть масштабирован на другие зрелые месторождения Западной Сибири, где значительная часть запасов остается в сложных для разработки геологических условиях. В «Славнефть-Мегионнефтегазе» уже заявляют о масштабной программе бурения, развитии ресурсной базы и освоении трудноизвлекаемых запасов.

Возвращение легендарной скважины в строй — это наглядная демонстрация того, что цифровые технологии и инженерные компетенции способны не только открывать новые горизонты, но и возвращать к жизни страницы истории, доказывая: нефть в Западной Сибири была, есть и будет, а грамотная работа с остаточными запасами способна подарить вторую жизнь даже самым старым активам.


#ХМАО #добыча_нефти

💬 ЦДУ ТЭК

💬 ЦДУ ТЭК в MAX

25 лет в ритме угля.

⚙️ 3 сентября 2026 года обогатительная фабрика «Антоновская» отметила свой 25‑летний юбилей. Отправной точкой истории предприятия стало 21 августа 2001 года — именно тогда фабрика начала свою работу, став первым в Кузбассе углеперерабатывающим предприятием нового поколения.

Изначально фабрика была ориентирована преимущественно на обогащение угля марок Ж (жирный) и ГЖ (газовый жирный). Сегодня обновлённая технологическая схема «Антоновской» позволяет перерабатывать гораздо более широкий спектр углей: помимо традиционных марок Ж и ГЖ, фабрика успешно обогащает угли марок Т (тощий), А (антрацит) и ОС (отощённый спекающийся), а также мелкие классы.

🪨 Уголь для обогащения поступает со всех предприятий Новой Горной УК — с разреза АО «Междуречье», а также с шахт «Антоновская» и «Большевик». По данным ЦДУ ТЭК — филиала РЭА Минэнерго России, по итогам семи месяцев текущего года переработка угля на фабрике превысила показатели аналогичного периода прошлого года на 19%. Выпуск концентрата составляет 60%, при этом его рост с начала года достиг 14%. На фабрике сегодня трудится около 290 человек, из них 215 заняты непосредственно в производственном процессе.
Важное преимущество «Антоновской» — наличие собственной транспортной и логистической инфраструктуры. Помимо основного технологического цеха, в структуре предприятия работают погрузочно‑транспортный участок, транспортная группа и собственная железнодорожная инфраструктура.

#уголь #Кузбасс #Кемеровская_область

💬 ЦДУ ТЭК

💬 ЦДУ ТЭК в MAX

Месторождение «Патрон» подключено к газотранспортной системе Узбекистана.

🌀 2 сентября Минэнерго Республики Узбекистан сообщило о подключении месторождения «Патрон» (Patron) в Миришкорском районе Кашкадарьинской области к газотранспортной системе. Предварительная оценка запасов составляет ~2,5 млрд м³ — месторождение характеризуется как «относительно небольшое».

На месторождении получен газ в промышленных объёмах после испытания пластов на глубине 3296–3339 м. Начальный дебит — 500 тыс. м³/сутки. 

Узбекистан проходит структурный переход от нетто-экспортёра газа к нетто-импортёру, и это затрагивает экономику, энергетику и геополитику страны.

Согласно аналитическим справкам ЦДУ ТЭК — филиала РЭА Минэнерго России, добыча газа в Узбекистане сокращается: с ~70 млрд м³ в год в 1990-е до 42,3 млрд по итогам 2025 года — падение почти на 40%. Старые месторождения Шуртан, Бухаро-Хивинского и Кашкадарьинского регионов выработаны на 85–90%, а геологоразведка за последние годы не нашла крупных залежей — только мелкие.

Целевой показатель стратегии «Узбекистан-2030» по добыче газа уже снизили с 62 до 48,5 млрд м³ — и даже этот пересмотренный план выглядит амбициозным на фоне текущего падения. 

💡 Около 85% электроэнергии в Узбекистане вырабатывается на ТЭС, работающих на газе. Падение добычи напрямую означает риск дефицита электричества. При этом население выросло с 20 млн (1991) до 38,2 млн человек (2026), а суточный спрос на электроэнергию летом достиг рекордных 301,9 млн кВт·ч — почти на 11% выше максимума предыдущего лета. 

Месторождение «Патрон» с запасами ~2,5 млрд м³ и дебитом 500 тыс. м³/сутки — это примерно 0,18 млрд м³ в год. На фоне общего падения добычи газа одно такое месторождение компенсирует лишь малую часть потерь, но в контексте, когда геологоразведка в основном приносит разочарования, даже открытие небольшого месторождения — позитивный сигнал. Он показывает, что работа по разведке продолжается и даёт результат, пусть и скромный. 

Ташкент ищет выход в нескольких направлениях: солнечная и ветровая генерация (план 2,8 ГВт солнца и 470 МВт ветра в 2026 году), накопители энергии, проект АЭС с «Росатомом» и расширение импорта. Но все эти меры — средне- и долгосрочные, а дефицит ощущается уже сейчас. В ближайшие зимы Узбекистану, скорее всего, придётся полагаться на импорт газа.

#Узбекистан #газ

💬 ЦДУ ТЭК

💬 ЦДУ ТЭК в MAX

ОПЕК+ приостановил повышение добычи.

🛢️ 6 сентября 2026 года прошла виртуальная встреча «семерки» ОПЕК+. Страны приняли решение сохранить уровень добычи в октябре на уровне сентября. Напомним: ранее, 2 сентября 2026 года, семь стран ОПЕК+ (Россия, Саудовская Аравия, Ирак, Кувейт, Казахстан, Алжир и Оман) на онлайн-встрече согласовали увеличение максимально разрешённого уровня добычи на 188 тыс. барр./сут с сентября, завершая поэтапный выход из добровольных сокращений 2023 года. 

Решение о паузе — это не новое сокращение. Это просто остановка дальнейшего повышения после серии месяцев роста. Участники подтвердили обязательство следовать Декларации о сотрудничестве и договорились продолжать ежемесячные встречи для анализа рынка. Следующая встреча «семёрки» запланирована на 4 октября.
Ирак входит в «семерку», согласовавшую приостановку роста добычи, но одновременно заявляет о плане довести экспорт до 5 млн барр./сут и грозит выходом из организации. Между формальным соблюдением квоты и амбициями роста есть публичное противоречие.

Октябрьская квота Ирака в ОПЕК+ составляет 4,431 млн барр./сут. Правительство планирует увеличить экспортный потенциал до 5 млн барр./сут после завершения строительства стратегических трубопроводов до Фиш-Хабура и Банияса, а также экспортных терминалов в Ормузском проливе.

⏩ Разрыв между квотой и планом — от 0,6 до 2,5 млн барр./сут. Это не просто погрешность, это системный конфликт. Ирак — второй крупнейший производитель в ОПЕК и одна из пяти стран-основательниц (ОПЕК создана в Багдаде в 1960 году), а также один из главных «нарушителей квот» в ОПЕК+.
По данным организации, в январе 2026 года при квоте 3,88 млн барр./сут фактическая добыча составила 3,99 млн — перевыполнение на 110 тыс. барр./сут.

Из-за закрытия Ормузского пролива Ирак не может экспортировать даже то, что квота позволяет. Экспорт рухнул с 4,2 млн барр./сут в феврале до ~1,45 млн к маю, и лишь в сентябре поднялся до 3 млн. То есть на момент решения 6 сентября Ирак формально не нарушает квоту — но по вынужденным, а не по дисциплинарным причинам. 

Согласно аналитическим справкам ЦДУ ТЭК — филиала РЭА Минэнерго России, доказанные запасы нефти в Ираке на начало 2025 года составляли 19,7 млрд тонн, что эквивалентно 9,4% мировых запасов. Свыше 70% запасов сосредоточено на юго-востоке Ирака, в регионах, где проживает шиитское население. В число крупнейших месторождений нефти юго-востока страны входят: Rumailah South, Rumailah North, West Qurna, Zubair и Majnoon.

#ОПЕК #Ирак #нефть

💬 ЦДУ ТЭК

💬 ЦДУ ТЭК в MAX

Мазут уходит в переработку.

🛢️ На мировом рынке в III квартале ожидается дефицит топочного мазута — он востребован как судовое топливо и сырьё для электростанций. При этом нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) во многих странах намеренно уменьшают объёмы его производства.

Из‑за рекордно низких запасов бензина и дизельного топлива переработчики всё чаще используют топочный мазут в качестве сырья для вторичных установок — например, гидрокрекеров и коксовых установок. Так удаётся получать более прибыльные светлые нефтепродукты.

Текущее состояние запасов отражает напряжённость ситуации:

по данным на 27 августа, запасы бензина в хабе Амстердам–Роттердам–Антверпен (ARA) опустились почти до пятилетнего минимума;

к 28 августа дистиллятные запасы на восточном побережье США достигли рекордно низкого уровня;

запасы топочного мазута в ключевых торговых хабах (Сингапур, ARA, Фуджейра) примерно на 30 % ниже средних сезонных показателей за последние три года.

Динамика экспорта также свидетельствует о сокращении предложения мазута. В период с марта по август поставки из стран Ближнего Востока снизились на 45 % в годовом выражении — в среднем до 447 тыс. баррелей в сутки. В частности, кувейтский НПЗ Аль‑Зур уменьшил отгрузки с примерно 191 тыс. баррелей в сутки в январе–феврале до 26 тыс. баррелей в сутки начиная с марта.

На ситуацию влияют и другие значимые факторы:

Китай сокращает перерабатывающие мощности и экспорт нефтепродуктов, чтобы обеспечить достаточный уровень внутренних запасов.

Нигерийский НПЗ Dangote увеличил экспорт дизеля, бензина и авиакеросина, при этом снизив отгрузки мазута: теперь его чаще направляют на вторичную переработку.

Из‑за напряжённой обстановки в Красном море и проливе Баб‑эль‑Мандеб суда вынуждены выбирать более длинные маршруты — например, обход через мыс Доброй Надежды. Это повышает потребность в бункерном топливе.

В Японии НПЗ заметно уменьшили поставки спотового бункерного топлива (на 50–90 %), а один из поставщиков и вовсе приостановил такие продажи, сосредоточившись на обеспечении внутренних энергетических нужд.

Рост цен на бункерное топливо напрямую сказывается на стоимости морских перевозок. Удорожание затрагивает самые разные категории грузов — от контейнеров до угля, сжиженного газа (LPG), продукции нефтехимии и сырой нефти. Поскольку большая часть мирового океанского флота (около 80 %) использует топливо типа VLSFO, повышение его стоимости становится серьёзным фактором давления на всю систему морских грузоперевозок.

#дистилляты #мазут

💬 ЦДУ ТЭК

💬 ЦДУ ТЭК в MAX