ТЭК Пермский край
30 января Заместитель Председателя Правительства Александр Новак провел рабочую встречу с губернатором Пермского края Дмитрием Махониным.
На встрече обсуждались перспективы социально-экономического развития региона, повышение надежности энергетической инфраструктуры и ТЭК Пермского края в условиях отопительного сезона, а также развитие промышленных проектов по производству высокотехнологичного нефтегазового оборудования.
Основные составляющие ТЭК Пермского края по данным ЦДУ ТЭК:
Нефтяная промышленность:
Нефть и газ составляют основу минерально-сырьевого богатства региона. В регионе обнаружено более 200 месторождений углеводородного сырья.
Практически весь объем добычи нефти в регионе обеспечивается дочерними предприятиями ПАО «ЛУКОЙЛ» (96,1% в 2023).
Имеющиеся мощности НПЗ по первичной переработке нефтяного сырья на территории Пермского края принадлежат дочернему предприятию ПАО «ЛУКОЙЛ».
Объемы производства нефтепродуктов в крае превышают внутренние потребности региона.
Газовая промышленность:
В 2024 г. добыча естественного (природного и попутного нефтяного) газа на территории Пермского края на 99,2% объема обеспечивается дочерними предприятиями ПАО «ЛУКОЙЛ».
Добывающий фонд газовых скважин края – 123.
Уровень газификации Пермского края - 75,7% на начало 2024 г., что превышает среднероссийский показатель (73,8% по РФ).
Угольная промышленность:
Потребности Пермского края в угле обеспечиваются за счет поставок из других регионов России (в основном, из Сибирского ФО). В незначительных объемах также производятся импортные закупки угля из Казахстана.
Электроэнергетика:
Установленная электрическая мощность электростанций Пермского края на 01.10.2024, по оперативным данным РЭА Минэнерго России, составляет 7805,4 тыс. кВт, в том числе, 78,3% приходится на ТЭС и 21,7% на ГЭС.
Структура топливного баланса:
Тепловыми электростанциями Пермского края в качестве технологического топлива используются газ, уголь и мазут. Основное топливо в балансе региона – газ: за 9 мес. 2024 г. – 99,90% от общего объема потребления топлива.
Подробнее в аналитических справках ЦДУ ТЭК – филиал РЭА Минэнерго России.
30 января Заместитель Председателя Правительства Александр Новак провел рабочую встречу с губернатором Пермского края Дмитрием Махониным.
На встрече обсуждались перспективы социально-экономического развития региона, повышение надежности энергетической инфраструктуры и ТЭК Пермского края в условиях отопительного сезона, а также развитие промышленных проектов по производству высокотехнологичного нефтегазового оборудования.
Основные составляющие ТЭК Пермского края по данным ЦДУ ТЭК:
Нефтяная промышленность:
Нефть и газ составляют основу минерально-сырьевого богатства региона. В регионе обнаружено более 200 месторождений углеводородного сырья.
Практически весь объем добычи нефти в регионе обеспечивается дочерними предприятиями ПАО «ЛУКОЙЛ» (96,1% в 2023).
Имеющиеся мощности НПЗ по первичной переработке нефтяного сырья на территории Пермского края принадлежат дочернему предприятию ПАО «ЛУКОЙЛ».
Объемы производства нефтепродуктов в крае превышают внутренние потребности региона.
Газовая промышленность:
В 2024 г. добыча естественного (природного и попутного нефтяного) газа на территории Пермского края на 99,2% объема обеспечивается дочерними предприятиями ПАО «ЛУКОЙЛ».
Добывающий фонд газовых скважин края – 123.
Уровень газификации Пермского края - 75,7% на начало 2024 г., что превышает среднероссийский показатель (73,8% по РФ).
Угольная промышленность:
Потребности Пермского края в угле обеспечиваются за счет поставок из других регионов России (в основном, из Сибирского ФО). В незначительных объемах также производятся импортные закупки угля из Казахстана.
Электроэнергетика:
Установленная электрическая мощность электростанций Пермского края на 01.10.2024, по оперативным данным РЭА Минэнерго России, составляет 7805,4 тыс. кВт, в том числе, 78,3% приходится на ТЭС и 21,7% на ГЭС.
Структура топливного баланса:
Тепловыми электростанциями Пермского края в качестве технологического топлива используются газ, уголь и мазут. Основное топливо в балансе региона – газ: за 9 мес. 2024 г. – 99,90% от общего объема потребления топлива.
Подробнее в аналитических справках ЦДУ ТЭК – филиал РЭА Минэнерго России.
Россия - Пакистан:
укрепление сотрудничества в энергетической сфере
Министр энергетики России Сергей Цивилев в качестве сопредседателя Российско-Пакистанской Межправительственной комиссии провел переговоры с Министром энергетики Исламской Республики Пакистан Аваисом Легари. На встрече обсуждались актуальные и перспективные направления сотрудничества в области энергетики, включая взаимодействие в нефтегазовой сфере и в области гидроэнергетики.
Извлекаемые запасы нефти и газового конденсата Пакистана, согласно данным Директората по нефтегазовым концессиям, составляют 38 млн тонн.
Основная часть запасов сосредоточена на территории провинций Хайбер-Пахтунхва и Пенджаб. Крупнейшими месторождениями нефтяного сырья на территории страны являются нефтегазовые - Adhi и Rajian. В 2023-2024 финансового года (ф.г.) в Пакистане было добыто 4,5 млн т нефти и газового конденсата. При этом импорт нефти в Исламскую Республику в 2023-2024 ф.г. составил 8,4 млн тонн, в лице импортеров нефти – Саудовская Аравия, ОАЭ и Российская Федерация.
Мощность НПЗ Пакистана по первичной переработке составляет 20,5 млн т нефтяного сырья в год. Основная часть НПЗ страны расположена в агломерации г. Карачи – крупнейшего нефтяного порта Пакистана – и ориентирована на переработку импортной нефти. Всего в Пакистане эксплуатируются 5 крупных НПЗ и 2 мини-НПЗ.
Структура производства нефтепродуктов в 2023-2024 ф.г.:
• дизельное топливо – 39,9%,
• мазут – 21,9%,
• автомобильный бензин – 21,5%,
• авиатопливо и керосин – 6,2%,
• СУГ – 4,1%,
• нафта – 2,2%,
• прочие нефтепродукты – 4,1%.
Республика испытывает дефицит нефтепродуктов (в основном, дизельного топлива и автомобильного бензина), который был компенсирован за счёт импортных поставок.
Установленная мощность электростанций Пакистана составляла, по состоянию на июнь 2023 г., 45,9 млн киловатт, из них на гидроэнергетику приходится 25,1%.
ГЭС Пакистана находятся под управлением государственной компании «Water and Power Development Authority» («WAPDA»). Крупнейшей электростанцией страны является ГЭС «Tarbela» на реке Инд установленной мощностью 3,5 млн кВт.
Энергетический сектор Пакистана активно развивается и адаптируется к современным вызовам, что важно, как для экономики страны, так и для её социальной стабильности. Государство выступает с инициативами для повышения энергетической безопасности, стремясь к диверсификации источников энергии и увеличению доли возобновляемых источников в общей энергетической корзине.
Подробнее в аналитических справках ЦДУ ТЭК филиал РЭА Минэнерго России.
#ТЭКПакистан
#справки
укрепление сотрудничества в энергетической сфере
Министр энергетики России Сергей Цивилев в качестве сопредседателя Российско-Пакистанской Межправительственной комиссии провел переговоры с Министром энергетики Исламской Республики Пакистан Аваисом Легари. На встрече обсуждались актуальные и перспективные направления сотрудничества в области энергетики, включая взаимодействие в нефтегазовой сфере и в области гидроэнергетики.
Извлекаемые запасы нефти и газового конденсата Пакистана, согласно данным Директората по нефтегазовым концессиям, составляют 38 млн тонн.
Основная часть запасов сосредоточена на территории провинций Хайбер-Пахтунхва и Пенджаб. Крупнейшими месторождениями нефтяного сырья на территории страны являются нефтегазовые - Adhi и Rajian. В 2023-2024 финансового года (ф.г.) в Пакистане было добыто 4,5 млн т нефти и газового конденсата. При этом импорт нефти в Исламскую Республику в 2023-2024 ф.г. составил 8,4 млн тонн, в лице импортеров нефти – Саудовская Аравия, ОАЭ и Российская Федерация.
Мощность НПЗ Пакистана по первичной переработке составляет 20,5 млн т нефтяного сырья в год. Основная часть НПЗ страны расположена в агломерации г. Карачи – крупнейшего нефтяного порта Пакистана – и ориентирована на переработку импортной нефти. Всего в Пакистане эксплуатируются 5 крупных НПЗ и 2 мини-НПЗ.
Структура производства нефтепродуктов в 2023-2024 ф.г.:
• дизельное топливо – 39,9%,
• мазут – 21,9%,
• автомобильный бензин – 21,5%,
• авиатопливо и керосин – 6,2%,
• СУГ – 4,1%,
• нафта – 2,2%,
• прочие нефтепродукты – 4,1%.
Республика испытывает дефицит нефтепродуктов (в основном, дизельного топлива и автомобильного бензина), который был компенсирован за счёт импортных поставок.
Установленная мощность электростанций Пакистана составляла, по состоянию на июнь 2023 г., 45,9 млн киловатт, из них на гидроэнергетику приходится 25,1%.
ГЭС Пакистана находятся под управлением государственной компании «Water and Power Development Authority» («WAPDA»). Крупнейшей электростанцией страны является ГЭС «Tarbela» на реке Инд установленной мощностью 3,5 млн кВт.
Энергетический сектор Пакистана активно развивается и адаптируется к современным вызовам, что важно, как для экономики страны, так и для её социальной стабильности. Государство выступает с инициативами для повышения энергетической безопасности, стремясь к диверсификации источников энергии и увеличению доли возобновляемых источников в общей энергетической корзине.
Подробнее в аналитических справках ЦДУ ТЭК филиал РЭА Минэнерго России.
#ТЭКПакистан
#справки
Месторождение Piedra Redondа на шельфе Перу, в бассейне Тумбес обладает ресурсами природного газа в размере до 1 трлн кубических футов. Такая оценка составлена аудиторской фирмой «RISC Advisor».
Для сравнения, предыдущий аудит запасов давал оценку в среднем в объеме около 404 млрд кубических футов газа. «Piedra Redondа» на сегодня считается одним из крупнейших неразработанных газовых месторождений в регионе, расположено примерно в 70 км от нефтеперерабатывающего завода «Талара», который на протяжении десятилетий перерабатывал нефть из бассейна Талара.
Оператором по разработке данного месторождения является австралийская компания – «Condor Energy».
#ТЭКПеру
#справки
Для сравнения, предыдущий аудит запасов давал оценку в среднем в объеме около 404 млрд кубических футов газа. «Piedra Redondа» на сегодня считается одним из крупнейших неразработанных газовых месторождений в регионе, расположено примерно в 70 км от нефтеперерабатывающего завода «Талара», который на протяжении десятилетий перерабатывал нефть из бассейна Талара.
Оператором по разработке данного месторождения является австралийская компания – «Condor Energy».
#ТЭКПеру
#справки
Россия - Индия
Министр энергетики России Сергей Цивилев провел рабочую встречу с Министром нефти и природного газа Индии Шри Хардипом Пури
В ходе официального визита в Индию правительственной делегации из Российской Федерации состоялась встреча Министров, в рамках которой обсуждались вопросы сотрудничества в области добычи и переработки нефти, а также возможные перспективы.
Запасы нефти в Индии, по состоянию на апрель 2023 г., составляли 669,5 млн т, в т. ч. на континентальные месторождения – 410,6 млн т нефти (61,3% от всех запасов), на шельфовые 258,9 млн т (38,7%).
Крупнейшие нефтегазоносные бассейны – High Mumbai (шельфовые месторождения легкой нефти Tapti, Panna и Mukti в 160 км к западу от г. Мумбаи), Upper Assam (северо-восток страны), Cambey и Barmer (штаты Раджастан и Гуджарат), Krishna-Godavari (шельфовые месторождения близ побережья штата Андхра-Прадеш) и Cauvery (шельфовые месторождения близ побережья штата Тамилнад).
Добыча нефти
Большая часть месторождений в разработке находится в Раджастане и Гуджарате, а также на шельфе Аравийского моря и Бенгальского залива. Традиционным районом нефтедобычи является также северо-восток страны (штат Ассам).
Доля государственных компаний в добыче нефти в Индии в 2022-2023 ф. г. составила 75,6%. Крупнейшими из них являются:
• «Oil & Natural Gas Corporation.Ltd.» («ONGC»);
• «Oil India Ltd.» («OIL»).
Импорт нефти
Индия является одним из крупнейших импортеров нефти в мире. В 2023/24 ф. г. Доля импорта в обеспечении внутренних потребностей страны составила 88,7%.
Крупнейшими нефтеналивными терминалами Индии являются Мумбаи, Халдия, Ченнаи, Кандла и Джамнагар.
Переработка нефти
По состоянию на апрель 2023 г. на территории Индии функционировали 23 НПЗ суммарной мощностью первичной переработки 253,9 млн т нефтяного сырья в год. Крупнейшие заводы расположены в Мумбаи и Калькутте. В сфере нефтепереработки преобладают государственные компании, полностью контролирующие 19 НПЗ и 60,4% суммарных нефтеперерабатывающих мощностей.
Производство и потребление нефтепродуктов
В 2023/24 ф. г. производство нефтепродуктов в Индии, по данным Министерства нефтегазовой промышленности Индии, составило 275,3 млн т.
Структура производства нефтепродуктов по видам за 2023/24 ф. г.:
• дизельное топливо – 42,3%,
• бензин – 16,3%,
• нафта – 6,7%,
• керосин и авиатопливо – 6,6%,
• СУГ – 4,6%,
• печное топливо – 3,1%,
• прочие – 20,3%.
Подробнее в аналитических справках ЦДУ ТЭК филиал РЭА Минэнерго России.
Министр энергетики России Сергей Цивилев провел рабочую встречу с Министром нефти и природного газа Индии Шри Хардипом Пури
В ходе официального визита в Индию правительственной делегации из Российской Федерации состоялась встреча Министров, в рамках которой обсуждались вопросы сотрудничества в области добычи и переработки нефти, а также возможные перспективы.
Запасы нефти в Индии, по состоянию на апрель 2023 г., составляли 669,5 млн т, в т. ч. на континентальные месторождения – 410,6 млн т нефти (61,3% от всех запасов), на шельфовые 258,9 млн т (38,7%).
Крупнейшие нефтегазоносные бассейны – High Mumbai (шельфовые месторождения легкой нефти Tapti, Panna и Mukti в 160 км к западу от г. Мумбаи), Upper Assam (северо-восток страны), Cambey и Barmer (штаты Раджастан и Гуджарат), Krishna-Godavari (шельфовые месторождения близ побережья штата Андхра-Прадеш) и Cauvery (шельфовые месторождения близ побережья штата Тамилнад).
Добыча нефти
Большая часть месторождений в разработке находится в Раджастане и Гуджарате, а также на шельфе Аравийского моря и Бенгальского залива. Традиционным районом нефтедобычи является также северо-восток страны (штат Ассам).
Доля государственных компаний в добыче нефти в Индии в 2022-2023 ф. г. составила 75,6%. Крупнейшими из них являются:
• «Oil & Natural Gas Corporation.Ltd.» («ONGC»);
• «Oil India Ltd.» («OIL»).
Импорт нефти
Индия является одним из крупнейших импортеров нефти в мире. В 2023/24 ф. г. Доля импорта в обеспечении внутренних потребностей страны составила 88,7%.
Крупнейшими нефтеналивными терминалами Индии являются Мумбаи, Халдия, Ченнаи, Кандла и Джамнагар.
Переработка нефти
По состоянию на апрель 2023 г. на территории Индии функционировали 23 НПЗ суммарной мощностью первичной переработки 253,9 млн т нефтяного сырья в год. Крупнейшие заводы расположены в Мумбаи и Калькутте. В сфере нефтепереработки преобладают государственные компании, полностью контролирующие 19 НПЗ и 60,4% суммарных нефтеперерабатывающих мощностей.
Производство и потребление нефтепродуктов
В 2023/24 ф. г. производство нефтепродуктов в Индии, по данным Министерства нефтегазовой промышленности Индии, составило 275,3 млн т.
Структура производства нефтепродуктов по видам за 2023/24 ф. г.:
• дизельное топливо – 42,3%,
• бензин – 16,3%,
• нафта – 6,7%,
• керосин и авиатопливо – 6,6%,
• СУГ – 4,6%,
• печное топливо – 3,1%,
• прочие – 20,3%.
Подробнее в аналитических справках ЦДУ ТЭК филиал РЭА Минэнерго России.
Какая средняя цена автобензина АИ-92 в ЯНАО была на прошлой неделе?
Anonymous Quiz
20%
56.95 ₽
27%
61.05 ₽
10%
52.38 ₽
43%
В ЯНАО не продают АИ-92
Тяжелая нефть у «прямой реки».
Мессояха – небольшая водная артерия в Тазовском районе Ямало-Ненецкого автономного округа. В переводе с ненецкого означает «прямая река». В середине 1970-х годов, на полуострове Гыдан было обнаружено гигантское месторождение с двумя куполами: Восточным и Западным, но до признания их перспективными понадобилось немало времени.
21 сентября 2016 года Восточно-Мессояхское месторождение было запущено в промышленную эксплуатацию, став самым северным нефтяным промыслом России. Команду на запуск в режиме телемоста дал Президент Российской Федерации Владимир Владимирович Путин.
Месторождения Мессояхи расположены в 250 км от Северного полярного круга. Зимняя температура воздуха достигает минус 50-60 градусов по Цельсию, сопровождается ветрами до 40 м в секунду.
На начало 2016 года извлекаемые запасы Восточно-Мессояхского и Западно-Мессояхского месторождений по категории С₁ + С₂ составили 472,4 млн т нефти и газового конденсата и 188 млрд м³ газа. Площадь открытых на Мессояхе месторождений составила 868 км². В 36 пластах разведано 100 залежей.
Особенность разведанной нефти у «прямой реки» - это высокая смолистость и низкое содержание светлых фракций. По консистенции она напоминает сгущенное молоко. При этом температура пласта составляет 16 градусов по Цельсию. Извлечение такой нефти традиционными методами добычи не возможно. Для повышения эффективности работы с пластом была предложена технология «рыбья кость», которая позволила почти двукратно увеличить площади вскрытия продуктивного горизонта.
#нефть
#тяжелаянефть
#добычанефти
Мессояха – небольшая водная артерия в Тазовском районе Ямало-Ненецкого автономного округа. В переводе с ненецкого означает «прямая река». В середине 1970-х годов, на полуострове Гыдан было обнаружено гигантское месторождение с двумя куполами: Восточным и Западным, но до признания их перспективными понадобилось немало времени.
21 сентября 2016 года Восточно-Мессояхское месторождение было запущено в промышленную эксплуатацию, став самым северным нефтяным промыслом России. Команду на запуск в режиме телемоста дал Президент Российской Федерации Владимир Владимирович Путин.
Месторождения Мессояхи расположены в 250 км от Северного полярного круга. Зимняя температура воздуха достигает минус 50-60 градусов по Цельсию, сопровождается ветрами до 40 м в секунду.
На начало 2016 года извлекаемые запасы Восточно-Мессояхского и Западно-Мессояхского месторождений по категории С₁ + С₂ составили 472,4 млн т нефти и газового конденсата и 188 млрд м³ газа. Площадь открытых на Мессояхе месторождений составила 868 км². В 36 пластах разведано 100 залежей.
Особенность разведанной нефти у «прямой реки» - это высокая смолистость и низкое содержание светлых фракций. По консистенции она напоминает сгущенное молоко. При этом температура пласта составляет 16 градусов по Цельсию. Извлечение такой нефти традиционными методами добычи не возможно. Для повышения эффективности работы с пластом была предложена технология «рыбья кость», которая позволила почти двукратно увеличить площади вскрытия продуктивного горизонта.
#нефть
#тяжелаянефть
#добычанефти
Утром 8 февраля Калининградская область штатно перешла в автономный режим после выхода из БРЭЛЛ.
Энергосистема региона полностью готова к самостоятельному функционированию.
Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) Калининградской области играет важную роль в обеспечении энергоносителями как региона, так и соседних территорий.
В структуре установленной электрической мощности Калининградской области лидируют ТЭС – 99,6%.
Основу тепловой электрогенерации региона составляют:
➖ Калининградская ТЭЦ-2;
➖ Прегольская ТЭС.
На эти 2 ТЭС приходится 71,9% суммарной установленной электрической мощности всех электростанций Калининградской области.
В число крупных ТЭС, функционирующих на территории региона, также входят Приморская ТЭС, Талаховская ТЭС и Маяковская ТЭС.
В регионе представлены две малые ГЭС, совокупной установленной электрической мощностью 1,64 тыс. кВт:
➖ Озерская ГЭС;
➖ Правдинская ГЭС-3.
На территории региона также располагается электростанция, функционирующая на основе использования энергии ветра:
➖ Ушаковская ВЭС.
Структура топливного баланса
Тепловыми электростанциями Калининградской области в качестве технологического топлива используются газ, уголь и нефтетопливо (мазут и дизельное топливо).
Основное топливо в балансе региона – газ: – ~98% от общего объема потребления топлива. По данным ЦДУ ТЭК – филиала РЭА Минэнерго России потребление газа в Калининградской области объектами электроэнергетики в 2024 г. выросло по сравнению с прошлым годом.
При этом общий уровень газификации региона на начало 2024 г. составил 87,4%, что превышает среднероссийский показатель (73,8% по РФ).
ЦДУ ТЭК
Энергосистема региона полностью готова к самостоятельному функционированию.
Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) Калининградской области играет важную роль в обеспечении энергоносителями как региона, так и соседних территорий.
В структуре установленной электрической мощности Калининградской области лидируют ТЭС – 99,6%.
Основу тепловой электрогенерации региона составляют:
На эти 2 ТЭС приходится 71,9% суммарной установленной электрической мощности всех электростанций Калининградской области.
В число крупных ТЭС, функционирующих на территории региона, также входят Приморская ТЭС, Талаховская ТЭС и Маяковская ТЭС.
В регионе представлены две малые ГЭС, совокупной установленной электрической мощностью 1,64 тыс. кВт:
На территории региона также располагается электростанция, функционирующая на основе использования энергии ветра:
Структура топливного баланса
Тепловыми электростанциями Калининградской области в качестве технологического топлива используются газ, уголь и нефтетопливо (мазут и дизельное топливо).
Основное топливо в балансе региона – газ: – ~98% от общего объема потребления топлива. По данным ЦДУ ТЭК – филиала РЭА Минэнерго России потребление газа в Калининградской области объектами электроэнергетики в 2024 г. выросло по сравнению с прошлым годом.
При этом общий уровень газификации региона на начало 2024 г. составил 87,4%, что превышает среднероссийский показатель (73,8% по РФ).
ЦДУ ТЭК
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM