USD 77.9568

+0.47

EUR 88.9097

+0.38

Brent 85.88

+0.82

Природный газ 2.928

+0.02

Главная
Новости
Выставки и конференции
Итоги Международной Конференции «Пестициды 2013»
207

Итоги Международной Конференции «Пестициды 2013»

На разных языках

На разных языках

Наладить производство действующих веществ в рамках единого пространства Таможенного союза и создать собственный, независимый от международного, рынок пестицидов - возможно. Отсутствие взаимопонимания между бизнесом и регулирующими органами ограничивает потенциал российских производителей.

В понедельник, 4 марта в отеле «Балчуг Кемпински Москва» состоялась Четвертая Международная конференция компании CREON Energy «Пестициды 2013». Прошедший год был отмечен значимыми для отрасли событиями: вступлением России в ВТО, отменой таможенных пошлин на действующие вещества для производства пестицидов. В процессе регистрации химических средств защиты растений появились положительные изменения, хотя в целом у производителей остается немало поводов для критики существующего порядка. При этом присутствие контрафактных пестицидов на российском рынке и не налаженный процесс обмена информацией между компаниями отрасли по-прежнему остаются среди требующих обсуждения вопросов, отметил, открывая конференцию, генеральный директор CREON Energy Санджар Тургунов.

Общие тенденции развития рынка средств защиты растений (СЗР) представила генеральный директор «Клеффманн Агростат» Елена Алекперова. По ее оценке, оборот пестицидов применяемых на сельскохозяйственных культурах по вегетации в России составляет более 1,1 млрд. долларов. В целом рынок демонстрирует устойчивую тенденцию роста, хотя в последнее время темпы несколько спали. Если в 2008-2009 годах прирост объема применяемых пестицидов складывался на уровне 20% ежегодно, то в 2012 году он вырос относительно прошлого года на 8%.

На общем рынке по полевым культурам лидирующее положение в обороте пестицидов занимают селективные гербициды – 71%, далее идут фунгициды 16%, инсектициды 9%, неселективные гербициды 2%, другие продукты 2%. Большинство земледельцев проявляют высокую лояльность к используемым препаратам, применяя апробированные химические средства защиты растений из года в год.

Интенсивность обработки почв увеличивается. Растет применение комплексных препаратов, в частности, до 50% обработок селективными гербицидами приходится на баковую смесь. По данным за 2012 год площадь однократной обработки с\х посевов составила 83,4 млн.

Остается стабильным распределение долей рынка между ведущими производителями пестицидов. «Большая семерка»: крупнейшие транснациональные химические корпорации Bayer, BASF, Syngenta, DuPont и отечественные компании «Август», «Щелково Агрохим» и «Агроэксперт групп» занимают 81% рынка.

Заместитель руководителя центра биологической регламентации использования пестицидов ВИЗР, доктор биологических наук Александр Лаптиев рассказал о формировании и совершенствовании ассортимента средств защиты растений. В России ежегодно публикуется список пестицидов и агрохимикатов, разрешенных к применению на территории страны. Основной правовой поддержкой регистрации препаратов остается статья 9 Федерального закона №109 «О безопасном обращении с пестицидами и агрохимикатами», принятого в 1997 году.

Среди положительных изменений в характеристиках ассортимента ХСЗР докладчик назвал значительное снижение норм применения по всем трем (инсектициды, фунгициды и гербициды) группам препаратов. Он также отметил, что модернизируются приемы применения химических средств защиты. В первую очередь это касается инсектицидных препаратов, которыми теперь обрабатывается также семенной и посадочный материал. Отрицательной тенденцией эксперт считает сокращение количества выставляемых на рынок новых действующих веществ. В последние годы среди зарегистрированных препаратов явно преобладают пестициды, созданные на основе комбинаций двух и более уже известных д. в.

Помимо этого, выступающим были затронуты вопросы улучшения законодательной базы. Это касается как совершенствования порядка государственной регистрации ХСЗР, вызывающего множество нареканий со стороны производителей, так и отсутствия закона о защите растений, к принятию которого экспертное сообщество уже на протяжении нескольких лет призывает правительство. Его появление помогло бы не только избежать многих критических ситуаций в фитосанитарной обстановке, но и, возможно, облегчило бы процесс регистрации препаратов в условиях появления новых вредных организмов и развития резистентных явлений, подчеркнул эксперт. Соответствующие законодательные акты уже имеет большинство стран бывшего СССР.

В докладе руководителя отдела стратегического маркетинга Bayer CropScience Кирилла Калакуцкого об аспектах регулирования оборота ХСЗР, препятствующих дальнейшему развитию рынка, также было отмечено, что ситуацию с регистрацией пестицидов в РФ нельзя назвать благоприятной. Признаками неблагополучия являются отставание как в разнообразии доступных сельхозпроизводителям средств защиты растений от других государств, включая страны СНГ и восточной Европы, так и более позднее получение регистрации для новых препаратов. Сложившаяся ситуация негативно влияет на конкурентоспособность российской с/х продукции на внутреннем и зарубежных рынках. Особенно это сказывается на культурах, возделываемых на незначительных площадях, для которых высокая стоимость регистрации является дополнительным ограничением числа зарегистрированных препаратов.

Представленные доклады вызвали оживленную дискуссию среди участников мероприятия. Отсутствие налаженного диалога индустрии и органов государственной власти, внутренняя межведомственная несогласованность в вопросах регистрации средств защиты растений весьма болезненны для отрасли. Александр Долгих, директор по стратегическому развитию и маркетингу компании «Кеминова», высказал предложение, с которым оказались солидарны практически все присутствующие. «Назрела ситуация, когда необходимо выработать конкретные предложения по изменению процедуры регистрации пестицидов и донести их до принимающих решения органов. На сегодняшний день несколько министерств занимаются вопросами регистрации СЗР, каждое из них тянет одеяло на себя. Организовать отдельную встречу всех участников непосредственно регистрационного процесса и сформировать ясные, четкие правила – в интересах каждого игрока рынка», - заявил он. Директор по связям с органами госвласти Комитета производителей средств защиты растений Ассоциации Европейского Бизнеса в РФ Татьяна Белоусович считает, что проблему несогласованности внутри регулирующих ведомств должны решать сами министерства. Минсельхоз, как главный регулятор, может наладить «службу одного окна» для регистрации пестицидов. Производители СЗР и их проблемы не являются первостепенными для государственных органов, считает заместитель генерального директора фирмы «Август» Владимир Алгинин. Отечественный рынок пестицидов полностью ориентирован на покупателя. Компании активно предлагают свою продукцию, обеспечивают полный комплекс сопровождающих услуг - у сельхозпроизводителя проблем с поставкой товара нет, нет критичности со стороны регионов, и государство не спешит вмешиваться в «благополучный» сектор. Поэтому г-н Алгинин предлагает решать наболевшие вопросы в рамках имеющего надгосударственную структуру Таможенного союза. Относительно вступления РФ в ВТО эксперт отметил, что не ожидает каких-либо перемен на внутреннем рынке: условия торговли изначально были одинаковыми для российских и зарубежных производителей. Тут скорее встанет вопрос о возможности выхода отечественных компаний на европейские рынки. Помимо этого, эксперт обратил внимание на неорганизованность мониторинга рынка пестицидов в России. Сейчас для получения данных в целом по отрасли компаниям необходимо самим аккумулировать данные из разных источников: информация поступает от «Клеффман Агростат», «Россельхозцентра», предприятий стран-членов Таможенного союза. Организовать общестатистическую отчетность по ХСЗР планируется на базе Ассоциации Европейского Бизнеса. Осталось убедить российских производителей предоставлять в Ассоциацию актуальные данные, тогда рынок наконец получит близкие к реальности показатели. Г-жа Белоусович добавила, что проект находится «на финишной прямой». В течение одного-двух месяцев он будет окончательно согласован и начнет действовать.

Кроме того, участники в процессе обсуждения затронули вопрос производства действующих веществ в России. По мнению г-на Алгинина, производство д.в. на внутреннем рынке не является рентабельным, а следовательно актуальным. Г-жа Белоусович сообщила о том, что Syngenta подписала договор о строительстве крупного завода в Краснодарском крае, по ее мнению, в дальнесрочных планах компания рассматривает возможность начать выпуск действующих веществ. Советник президента «ОНК» по стратегии и развитию Вениамин Альперн отметил, что сегодня ни государство, ни бизнес не знают, что делать с «останками» бывших флагманов советского химпрома, каждый из которых был в той или иной мере вовлечен в производство действующих веществ для ХСЗР. База производства пестицидов капитально разрушена, непомерно высокая стоимость электроэнергии делает неконкурентоспособными любые производства, завязанные на хлор-щелочной электролиз, стоимость строительства в разы превышает затраты на создание аналогичных мощностей в китайских технопарках. Сегодня трудно представить себе восстановление производства д.в. в Уфе, Волгограде, Новочебоксарске, Дзержинске, Чапаевске, если только государство - по примеру Китая или Казахстана - не сделает сельхозхимию частью своей экономической политики. Если нет, то надо сказать со всей определенностью: быстро растущий российский рынок навсегда остается зависимым от импортных поставок д.в., а удел российских производителей - приготовление смесовых форм.

С докладом о развитии рынка пестицидов в зерновом производстве РФ выступил Академик РАСХН Владимир Захаренко. Зерновые культуры занимают 40,2 тыс. га (57,1%) посевных площадей в РФ, валовый сбор зерна составляет в среднем 85 млн.тонн в год. За последние 20 лет при уменьшении посевных площадей приблизительно на 40%, урожайность увеличилась почти на 30% благодаря выводу из эксплуатации низкорентабельных почв и более активному использованию плодородных земель.

Доля зерновых в общей площади обрабатываемых пестицидами полей составляет более 65%, затраты на пестициды оцениваются почти в 16 млрд. рублей, это почти 70% оборота внутреннего рынка ХСЗР. Отечественный рынок пестицидов растет, при этом увеличивается доля иностранных компаний, способных производить новые более дорогие препараты.

Г-н Захаренко в своем выступлении отдельно подчеркнул, что необходимо поднимать культуру земледелия на основе улучшения фитосанитарного состояния агроэкосистем. Сейчас фитосанитарный потенциал зернового производства реализуется всего на одну четверть. При увеличении и грамотном использовании пестицидов в купе с минеральными удобрениями страна могла бы выйти на 116 млн. тонн зерна в год. В настоящее время производится около 85 млн.тонн зерновых, из них применение СЗР позволяет сохранить более 11 млн. тонн зерна.

Обзор последних принятых федеральных документов в области развития биотехнологий и применения СЗР представил генеральный директор ПО «Сиббиофарм» Александр Кричевский. Вопросы, связанные с развитием интегрированных систем защиты растений, поднимаются на государственном уровне. Правительством РФ 24 апреля 2012 года утверждена координационная программы развития биотехнологий, которая внедряется через отраслевые программы. Первый этап до 2015 года включительно предусматривает разработку нормативно-правовой базы и научно-технической документации по применению и регистрации биопрепаратов, а также создание условий, стимулирующих приоритетное применение биологических СЗР, как наиболее безопасных. Функционирует правительственная рабочая группа по развитию биотехнологий во главе с вице-премьером Аркадием Дворковичем, также созданы рабочие группы в профильных ведомствах: Минсельхозе, Минпроме и Министерстве экономики. Все администрации субъектов РФ обязаны составить региональные программы развития биотехнологий. По словам г-на Кричевского, внесение долгожданного проекта закона о защите растений возможно через деятельность министерских рабочих групп.

Говоря о мировой практике развития биотехнологий, эксперт отметил тенденцию по замене химических методов защиты растений на другие: физические, биологические и т.д. С 2007 года начала работать Европейская химическая комиссия, расположенная в Финляндии. В результате ее деятельности резко сокращен перечень разрешенных к применению химических препаратов, в том числе пестицидов. Практически всеми странными Европы в соответствующую комиссию ЕС представлены программы по замещению ХСЗР. Крупные мировые нефтехимические концерны, лидеры по производству пестицидов (Syngenta, BASF, DuPont, Bayer) последние 2 года активно поглощают биотехнологические компании. В России основные производители химических средств, включая СЗР, начали проявлять активный интерес к внедрению биологических средств защиты растений, пока для ЛПХ.

О возможностях оценки воздействия пестицидов на окружающую среду рассказал президент НП «Агрохимсоюз» Михаил Овчаренко. Эксперт обозначил проблему обоснования мониторинговых наблюдений по пестицидам и агрохимикатам. «Можно сказать, что реального мониторинга ХСЗР в настоящее время в России нет», - считает г-н Овчаренко. НИИ «Природопользования» совместно с «Агрохимсоюзом» и другими заинтересованными ведомствами ведется работа по созданию современных требований к ОВОС, способных обеспечить проведение необходимых наблюдений за препаратами и гарантировать экологическую безопасность применения тех или иных ХСЗР.

Директор по связям с органами государственной власти Комитета производителей средств защиты растений Ассоциации Европейского Бизнеса в Российской Федерации Татьяна Белоусович подняла тему утилизация тары СЗР. После применения пестицидов в хозяйствах остается около 2 тыс. тонн использованной тары (на 90% это полимерные многослойные канистры). Даже небольшое количество химикатов, содержащееся в использованных канистрах, представляет серьезную опасность для окружающей среды и здоровья человека.

В действующем российском законодательстве не прописана процедура сбора и утилизации тары, а также ответственность сторон. Г-жа Белоусович прокомментировала зарубежный опыт в данном вопросе и на его основе предложила проект решения, созданный совместно Комитетом и Российским союзом производителей СЗР. Так, в европейских странах применяется законодательно утвержденная система очистки и классификации канистр. Фермеры должны трижды промыть канистры после обработки растений. При этом вода поступает непосредственно в опрыскиватель и используется для обработки растений, а не выливается в почву, что позволяет избежать загрязнений. Правильно промытые канистры классифицируются в большинстве стран ЕС как не опасные отходы. В Воронежской области, для которой характерно интенсивное применение СЗР, уже запущен пилотный проект по сбору и утилизации использованных канистр. Параллельно с его реализацией необходимо вести работу по подготовке законодательной базы, которая будет регулировать весь процесс обращения с тарой СЗР, подчеркнула эксперт.

Начальник отдела защиты растений ФГБУ «Россельхозцентр» Андрей Живых рассказал о сложившейся в России фитосанитарной обстановке. В 2012 году фитосанитарный мониторинг был проведен на 228 млн. га посевных площадей, из них 113 млн. га на бюджетной основе на сумму 291 млн. рублей. Согласно полученным данным, в 2012 году пестицидная нагрузка в граммах на гектар увеличилась относительно 2011 года: в физическом весе препаратов по гербицидам на 20,7, фунгицидам на 1,8, инсектицидам на 3,8, десикантам на 10,1 и биопрепаратам на 1,9. Токсикологическими лабораториями «Россельхозцентра» в проведенных анализах на подлинность действующего вещества ХСЗР из 4,5 тыс. тонн пестицидов 72 тонны зарегистрированы как несоответствующие нормативной документации.

Необходимо использовать возможности бывших союзных республик для производства д.в. и формирования независимого «внутрисоюзного» рынка пестицидов, считает заместитель генерального директора CREON Energy Ольга Журавлева. CREON Еnergy готовит площадку для создания открытого диалога в рамках Таможенного союза. Однако развитие рынка невозможно без корреляции интересов бизнеса и государства. Задача отраслевого сообщества донести проблемы производителей до российской власти и в дальнейшем узаконить лоббирование своих интересов в сфере СЗР.



Автор: Creon Energy
#creonenergy #итоги пестициды 2013
Новости недели
Экономика, финансы, рынки
06 сентября 17:53
10736
4 мин
10736
Без вариантов. Страны-добровольцы ОПЕК+ в октябре 2026 г. оставят добычу на прежнем уровне
Сжиженный природный газ (СПГ)
17 августа 17:30
37730
2 мин
37730
Азия перетягивает американский СПГ: поставки в Южную Корею достигли рекорда
Нефтесервис
07 сентября 13:47
170
4 мин
284
Российский рынок нефтесервиса в 2026 г. в денежном выражении может вырасти на 7,5%
Транспортировка и хранение
02 сентября 13:21
9580
6 мин
9594
С. Цивилев на ВЭФ. Экспортная часть проекта газопровода Сила Сибири-2 будет развиваться под именем Сила Байкала
Атомная энергетика
14 августа 15:11
23750
8 мин
23752
Голос разума? Премьер-министр Венгрии П. Мадьяр поставил под сомнение экологическое разрешение на строительство АЭС Пакш-2
На юге Узбекистана открыто новое газоконденсатное месторождение
1 мин
0
Источник: Минэнерго Узбекистана

На юге Узбекистана открыто новое газоконденсатное месторождение

Минэнерго страны также опровергло распространявшиеся в социальных сетях сообщения о якобы произошедшем взрыве на газовом объекте в Каршинском районе Кашкадарьинской области.

Ташкент, 7 сен – ИА Нефтегаз.РУ. В Миришкорском районе Кашкадарьинской области на юге Узбекистана открыто новое газоконденсатное месторождение (ГКМ) Patron.
Об этом сообщает Минэнерго страны.

По предварительной оценке, запасы месторождения составляют около 2,5 млрд м3 природного газа. В ведомстве отметили, что месторождение является относительно небольшим.

Бурение разведочной скважины №1 началось после проведения в 2025 г. 3D-сейсмических исследований китайской компанией BGP. В ходе испытаний на глубине 3296–3339 м был получен промышленный приток природного газа.

Начальный дебит скважины составил около 500 тыс. м3/сутки газа. 2 сентября месторождение было подключено к газотранспортной системе Узбекистана.

Власти опровергли сообщения о взрыве

Министерство энергетики также опровергло распространявшиеся в социальных сетях сообщения о якобы произошедшем взрыве на газовом объекте в Каршинском районе Кашкадарьинской области.

По данным ведомства, на видео, которое пользователи приняли за последствия аварии, на самом деле запечатлены испытания и ввод в эксплуатацию разведочной скважины нового месторождения Patron.

В министерстве пояснили, что сжигание газа во время испытаний является стандартной технологической процедурой. Она проводится для определения производительности скважины, давления и других рабочих параметров.

В настоящее время специалисты компании УзЛИТИнефтегаз проводят газодинамические и газоконденсатные исследования, которые позволят определить фактические объемы добычи газа из новой скважины.

Узбекистан остается одним из крупнейших поставщиков природного газа в Центральной Азии, однако в последние годы добыча постепенно снижается. Ранее производственные мощности нефтегазовой отрасли позволяли ежегодно добывать около 70 млрд м3 природного газа и до 8 млн т жидких углеводородов, однако за последние 15-20 лет объемы производства существенно сократились из-за истощения зрелых месторождений, снижения пластового давления и технологических потерь. По итогам 2025 г. добыча природного газа в Узбекистане выросла на 2,4%, до 42,3 млрд м3, тогда как добыча нефти сократилась на 8%, до 655,7 тыс. т.


В стратегии Узбекистан - 2030 поставлена цель довести объем газа собственной добычи до 62 млрд м3/год к 2030 г. В январе-июне 2026 г. добыча природного газа в Узбекистане составила 18,3 млрд м3, что на 16,4% меньше, чем за аналогичный период 2025 г.



Автор: А. Гончаренко
#узбекистан #месторождение #гкм #patron #природный газ #добыча газа
Читать полностью
Российский рынок нефтесервиса в 2026 г. в денежном выражении может вырасти на 7,5%
4 мин
284
Источник: Kasatkin Consulting

Российский рынок нефтесервиса в 2026 г. в денежном выражении может вырасти на 7,5%

В 2021-2025 гг. рынок рос быстрее – на 13% в год – но рост в основном ценовой, физического объем вносит в него лишь 3 п.п.

Москва, 7 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Российский рынок нефтесервиса в 2026 г. в денежном выражении может вырасти на 7,5% после снижения на 3,2% в 2025 г.
Об этом говорится в аналитическом отчете по рынку добычи и нефтесервиса от компании Kasatkin Consulting (объединила часть бывшей команды Deloitte в России).

Рынок нефтесервиса растет, но как?

Согласно данным отчета Kasatkin Consulting:
  • рынок нефтесервиса в России в 2025 г. сократился на 3,2% по сравнению с 2024 г., до 3,021 трлн руб. (для сравнения: по данным Росстата, в 2025 г. расходы недропользователей на нефтесервисные услуги увеличились на 6,1% к 2024 г. и составили 3,2469 трлн руб. по фактическим ценам соответствующего периода, т.е. без поправки на инфляцию),
  • в 2026 г. рынок может вырасти на 7,5% и составить 3,247 трлн руб.,
  • темпы роста сохранятся – в 2027 г. рынок вырастет на 7,5%, до 3,49 трлн руб., в 2028 г. – на те же 7,5%, 3,752 трлн руб.,
  • среднегодовой рост рынка за 5 лет до 2025 г. составил 13%, до 2028 г. рост составит 8%,
  • рост рынка в основном ценовой – рост цен дает 10 п.п. годового прироста (9 п.п. инфляция) и лишь 3 п.п. – физический объем,
  • с 2026 г. доля вклада физического объема вырастет в 2 раза с 20 до 40%.

Рост объема рынка нефтесервиса в России в денежном выражении компания связывает с ухудшением структуры запасов и усложнением технологий. Kasatkin Consulting исходит из того, что добыча нефти и газового конденсата будет держаться на плато 510-520 млн т/год в ближайшие годы.

Прогноз на 2026 г. составляет 515 млн т, что близко к показателю действующего макропрогноза Минэкономразвития (511 млн т в 2026 г. в базовом прогнозе, что на 0,1% меньше по сравнению с 2025 г.). При этом, как пишет Reuters, в готовящейся новой редакции прогноз на 2026 г. снижен до минимального за 17 лет уровня – 494,2 млн т, правда не уточняя, идет ли речь о базовом или консервативном сценарии (в действующем прогнозе в консервативном сценарии указан показатель в 497,2 млн т).

Вице-премьер РФ А. Новак недавно говорил, что добыча нефти в России в настоящее время несколько ниже прогнозных показателей на 2026 г. на фоне снижения загрузки нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) из-за внеплановых ремонтов. Kasatkin Consulting также отмечает, что ситуация 2026 г. в переработке отражается на добыче опосредованно, не сказываясь значительно на объемах из-за экспортной альтернативы.

Несмотря на ухудшение условий добычи и рост доли нефти из трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ), по мнению авторов отчета, Западная Сибирь будет оставаться центром добычи ближайшее десятилетие. При этом поддержание добычи будет требовать все большего объема бурения, технологий и трудовых ресурсов.

Что по сегментам?

Структура рынка по сегментам в динамике существенно не меняется. На группу буровых сервисов приходится 44% рынка, на группы обслуживания скважин и интенсификации/добычи по 10%, на геологоразведку (ГРР) – 5%. Наиболее растущими и рентабельными являются
сегменты сопровождение бурения, цементирования, механизированной добычи, наименее – сервисы, связанные с ГРР.

Основные сегменты рынка:
  • сегмент бурения в 2025 г. в денежном выражении составил 675 млрд руб., в 2026 г. ожидается рост на 7%, до 722 млрд руб., этот же темп роста сохранится в 2027-2028 гг.:
    • проходка в эксплуатационном бурении почти не растет: 29,1 млн м в 2025 г. против 26,2 млн м в 2021 г. (2,7%/год), в 2026 г. ожидается 29,9 млн м. Сдвиг наблюдается внутри – горизонтальная проходка выросла с 14,2 в 2021 г. до 18,5 млн м в 2025 г. (прогноз на 2026 г. 19,9 млн м), ее доля – с 54% до 64%. Скважин при этом строится столько же – 7400 против 7365;
    • парк буровых находится на стабильном уровне – 908 активных буровых в 2021 г., 1009 в 2025 г., прогноз на 2026 г. – 1036 ед. Текущий объем мощностей предполагает технический предел по проходке без масштабного обновления парка около 32 млн м. Между тем износ бурового парка составляет 55%.;
  • сегмент гидроразрыва пласта (ГРП) активно растет – с 132 млрд руб. в 2021 г. до 223 млрд руб. в 2025 г. с прогнозным ростом до 259 млрд руб. в 2026 г. и 334 млрд руб. в 2028 г. Среднегодовой рост 2021-2025 гг. составил 14%, он же сохранится и в период до 2028 г., что обеспечивается ценой стадии за счет технологического усложнения, а не числа операций:
    • рынок в операциях почти не растет – 40,8 тыс. стадий в 2025 г. против 35,4 тыс. в 2021 г. Весь прирост дает многостадийный ГРП (МГРП), доля которого в стадиях выросла с 66% до 74% и достигнет 78% к 2028 г.,
    • парк флотов ГРП вырос со 153 до 200 ед. за 5 лет и достиг предела востребованности;
  • геологоразведка – объем сегмента составил 151 млрд руб. в 2025 г. и 5,0% рынка нефтесервиса против 7,3% в 2021 г., это максимальный темп снижения среди всех сегментов рынка. В натуральном измерении ГРР снизилась кратно – сейсморазведка 3D упала на
  • 52% к 2022 г., разведочное бурение потеряло 34% за один 2025 г: (723 тыс. м против 1,118 млн м в 2024 г.). Разведка смещена с новых самостоятельных объектов в сторону доразведки вблизи действующей добычной инфраструктуры.

На долю независимых нефтесервисных компаний приходится 46% рынка, 49% компаний входят в состав или связаны с вертикально-интегрированными нефтяными компаниями (ВИНК), 5% приходится на международные компании, сохраняющие присутствие в России. На уровне страны рынок не концентрирован, но на уровне отдельного месторождения ситуация может быть обратной.

Где есть риски?

Kasatkin Consulting отмечает, что в зоне финансового риска по итогам 2025 г. находилось 39% объема рынка против 27% в 2021 г. (но в 2024 г. эта доля составляла 43%). Отношение долга к выручке при этом не изменилось, составляя 0,24.

Нефтесервисные компании не наращивали долг, но стоимость обслуживания текущего долга увеличила число компаний в зоне риска.

У операторов капзатраты на 20% превысили доступный денежный поток, т.е. отрасль вложила в добычу больше, чем на ней заработала. Выручка от добычи нефти и газа в 2025 г. просела до 14,3 трлн руб., тогда как CAPEX сохранились на уровне 3,25 трлн руб. Это означает, что операторы профинансировали инвестиционную программу не из прибыли.

Ожидается, что CAPEX вырастут до 4,0 трлн руб. к 2028 г., на 20% к уровню 2025 г. Операционные расходы при этом почти не меняются – 1,42 трлн руб. в 2025 г. против 1,55 в 2028 г.

«Тонна нефти не подорожала для оператора – она подорожала для подрядчика. Чтобы удержать добычу на плато, рынок наращивает работу и людей, а капитальные затраты на тонну в реальном выражении не изменились, потому что разницу оплатила маржа сервиса – минус 2 п.п. за год и 39% выручки оказалось в зоне риска. «Запас хода» этого механизма конечен, и он уже близок к исчерпанию», – пояснил управляющий партнер Kasatkin Consulting Д. Касаткин.

Авторы:

Специальный корреспондент Neftegaz.RU
#нефтесервис #рынок #грп #бурение #проходка #kasatkin consulting
Читать полностью
ExxonMobil сменит TotalEnergies в СПГ-проекте Papua LNG
2 мин
804

ExxonMobil сменит TotalEnergies в СПГ-проекте Papua LNG

Сейчас проект приближается к принятию окончательного инвестиционного решения.

Порт-Морсби, 7 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Французская TotalEnergies передает управление СПГ-проектом Papua LNG американской ExxonMobil.
Об этом сообщает пресс-служба компании.

TotalEnergies заявила, что газовый проект Papua LNG достиг важных рубежей, которые позволят перейти к принятию окончательного инвестиционного решения (FID). Одним из главных результатов стало завершение тендера на проектирование и строительство (EPC). Рекомендации по выбору подрядчиков подготовлены и теперь должны быть одобрены участниками проекта. Как отмечается, за счет оптимизации концепции и повторного проведения тендеров с привлечением более широкого круга азиатских подрядчиков TotalEnergies с 2024 г. удалось сократить предполагаемые капитальные затраты примерно на 4 млрд долл. США – до 14 млрд долл. США.

В рамках оптимизации проекта принято решение передать операторство Papua LNG американской ExxonMobil, которая уже управляет расположенным в стране проектом PNG LNG. По мнению участников, это позволит эффективнее использовать инфраструктурные и операционные синергии между двумя проектами.

Одновременно TotalEnergies сократит свою долю в Papua LNG на 9,1%, распределив акции между партнерам по Papua LNG пропорционально их существующим долям участия. После реализации сделки и учета права государства Папуа – Новой Гвинеи на обратный выкуп доли французская компания сохранит 20% участия в проекте, но при этом продолжит получать свою долю СПГ.

После завершения всех предусмотренных сделок доли участников Papua LNG будут распределяться следующим образом:

  • ExxonMobil – 34,1% и статус оператора,
  • Santos – 21%,
  • TotalEnergies – 20%,
  • ENEOS Xplora – 2,4%,
  • Kumul Petroleum Holdings и MRDC – совокупно 22,5%.
Еще одним важным этапом стало завершение переговоров с правительством Папуа – Новой Гвинеи по газовому соглашению. Документ 2019 г. был скорректирован с учетом обновленного бюджета и оптимизированной конфигурации проекта. Изменения, как ожидается, должны обеспечить экономическую устойчивость Papua LNG, в том числе при неблагоприятной ценовой конъюнктуре, сохранив при этом долгосрочные фискальные интересы государства.

Кроме того, TotalEnergies и связанные с государством структуры Папуа – Новой Гвинеи во главе с Kumul Petroleum создали совместное предприятие для продажи 2,4 млн т/год СПГ из общего объема производства Papua LNG в 5,6 млн т/год. Создание СП позволит привлечь финансирование для проекта.

TotalEnergies также подписала соглашение о ключевых условиях (Heads of Agreement) на закупку СПГ, которое обеспечит французской компании доступ к 1,5 млн т/год продукции Papua LNG для ее глобального портфеля.

Papua LNG

  • это проект по производству СПГ, реализуемый в ответ на желание Папуа-Новой Гвинеи развивать свои газовые ресурсы;
  • запасы газа оцениваются более чем в 1 млрд бнэ;
  • объем экспорта СПГ в рамках проекта составит 5,6 млн. т/год;
  • проект будет состоять из: 9 эксплуатационных скважин, 1 водонагнетательной скважины, 1 скважины для повторного нагнетания CO2, газоперерабатывающего завода (ГПЗ), 320 км магистральному газопроводу (МГП) (из которых 60 км на суше) по маршруту: Блок PRL-15 - площадка Caution Bay;
  • ресурсная база: газовые месторождения Elk и Antelope - 2 основных месторождения блока PRL-15, которые были полностью разведаны до 2017 г.;
  • доставленный газ будет сжижаться на СПГ-Заводе PNG LNG;
  • проект также будет включать схему улавливания и хранения углерода для природного CO2 месторождений, который будет повторно закачиваться в резервуары;


Автор: А. Гончаренко
#totalenergies #exxonmobil #papua lng #png lng #спг #папуа-новая гвинея
Читать полностью
Спецпроекты
Спецпроект

Рекламное объявление

Токен (ID) ЕРИР: 2VfnxxbLr7A

Спецпроект

Рекламное объявление

Токен (ID) ЕРИР: 2VfnxwWhXMr

Спецпроект

Новые подходы к безопасности ТЭК

Рекламное объявление

Токен (ID) ЕРИР: 2VfnxwEVgQY

Спецпроект

ВСЕЛЕННАЯ ВОЗМОЖНОСТЕЙ ТЭК

Рекламное объявление

Токен (ID) ЕРИР: LdtCKGmYo

Спецпроект

МЫ СТРОИМ ИСТОРИЮ

Спецпроект

МОРЕ БЕЗ СЕРЫ: ПЕРСПЕКТИВЫ ECO‑БУНКЕРОВКИ

Спецпроект

Как российская нефтянка подготовилась к новой безуглеродной реальности

Спецпроект

Рациональная экология

Спецпроект

Проект «ПАЛЕОЗОЙ». ТРИЗы в Томской области

Спецпроект

Колтюбинг нового поколения

Спецпроект

Территория перспектив

Спецпроект

Юбилей «ТНГ-Групп»: развитие в непрерывной трансформации

Спецпроект

Тайны Сахалина

Спецпроект

Национальный драйвер развития отрасли

Спецпроект

Конгресс PRC Russia&CIS в Санкт-Петербурге

Спецпроект

Национальный продукт: Отечественные катализаторы

Спецпроект

Запасы будущего: Ачимовские горизонты

Спецпроект

Цифровизация Российского ТЭК. Взгляд в будущее: Индустрия 4.0

Спецпроект

Ямал — сердце нефтегазовой отрасли России

Спецпроект

Нефть на шельфе: трансформация добычи

Спецпроект

Трест Коксохиммонтаж: путь развития на стройках века

Спецпроект

Газ в пласт! Зеленые технологии для голубого топлива

От зрелых месторождений до ТрИЗ: как «Газпромнефть-Хантос» наращивает добычу за счет технологий
8 мин
914
Источник: пресс-служба "Газпром нефти"

От зрелых месторождений до ТрИЗ: как «Газпромнефть-Хантос» наращивает добычу за счет технологий

Генеральный директор «Газпромнефть-Хантоса» Дмитрий Колупаев рассказал о росте добычи, особенностях зрелых месторождений, вовлечении трудноизвлекаемых запасов и технологической трансформации предприятия.

Москва, 7 сен – ИА Нефтегаз.РУ. «Газпромнефть-Хантос» сохраняет темпы добычи и продолжает наращивать ресурсную базу за счет геологоразведки (ГРР), цифровых технологий и вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ). За последние пять лет добыча предприятия выросла на 20% - с 12,3 млн т нефти в 2021 г. до более 14 млн т в 2025-м. В 1-м полугодии 2026 г. показатель составил 7 млн т.

Об этом сообщил журналистам генеральный директор компании Дмитрий Колупаев.

Несмотря на изменения внешней конъюнктуры, компания не пересматривала производственную программу и сохранила объемы как эксплуатационного, так и геологоразведочного бурения.

«Бурение в прошлом, текущем и следующем годах будет практически на одном уровне. Наша производственная программа выстроена оптимальным образом, и предпосылок или задач для ее корректировки на текущий момент нет», - отметил Д. Колупаев.

По его словам, специфика нефтегазовой отрасли не позволяет оперативно менять производственные планы вслед за краткосрочными колебаниями цен, ведь только вывод буровой на участок занимает более месяца и требует координации работы нефтесервисных организаций и специалистов предприятия. Спешить в таких вопросах нецелесообразно.

photo_2026-09-07_11-45-21.jpg

Напомним, что «Газпромнефть-Хантос» является крупнейшим по объемам нефтедобычи предприятием «Газпром нефти» и обеспечивает более 20% жидких углеводородов компании. За время деятельности накопленная добыча предприятия достигла 255 млн т, причем основной объем приходится на Южно-Приобское месторождение - около 80% (200 млн т).

Второй ключевой актив - месторождение имени Александра Жагрина, где добыча находится на уровне порядка 4 млн тонн/год нефти. В настоящее время здесь продолжается доизучение нижележащих горизонтов и оценка перспектив разработки запасов, которые пока не имеют необходимой экономической эффективности.

«Если изменится цена или появятся новые эффективные технологии, часть из них можно будет добыть», - пояснил Д. Колупаев.

Переоценка зрелых активов

Одним из главных источников поддержания добычи «Газпромнефть-Хантоса» остается геологоразведка. Последние пять лет коэффициент восполнения ежегодной добычи предприятия превышает 100%. За этот период на баланс поставлено более 70 млн т нефтяных запасов различных категорий.

Предприятие продолжает геологоразведочные работы в Югре: в среднем ежегодно бурится около 10 разведочных и поисково-оценочных скважин, также проводятся сейсморазведочные работы. При этом современные цифровые инструменты позволяют искать новые возможности даже там, где месторождения считались детально изученными.

«Цифровые технологии и искусственный интеллект помогают нам буквально переоткрывать зрелые активы и находить новые залежи на, казалось бы, детально изученных участках», - рассказал глава «Газпромнефть-Хантоса».

В 2026 г. благодаря переинтерпретации геологических данных на Южно-Приобском и Орехово-Ермаковском месторождениях были обнаружены новые залежи с запасами более 4 млн т нефти. На Орехово-Ермаковском месторождении это позволило увеличить добычу на 70%. После пятилетнего перерыва здесь вновь началось бурение.

photo_2026-09-07_11-45-32.jpg

Таким образом, цифровизация становится не только инструментом повышения эффективности действующего производства, но и способом расширения ресурсной базы без обязательного выхода на новые территории.

ТрИЗ становятся основой ресурсной базы

Около 70% запасов «Газпромнефть-Хантоса» сегодня относятся к трудноизвлекаемым. В основном это ачимовские, тюменские и меловые отложения.

В ближайшие годы доля ТрИЗ в портфеле предприятия, по словам Д. Колупаева, сохранится примерно на нынешнем уровне. Одновременно компания продолжит развивать технологии, позволяющие переводить сложные запасы из ресурсного потенциала в промышленную добычу.

В портфеле «Газпромнефть-Хантоса» находится около 60 млн тонн мало- или нерентабельных запасов. Это пласты малой толщины, водонасыщенные коллекторы и залежи с крайне низкой проницаемостью. Ежегодно предприятие вовлекает в разработку более 3 млн т таких сложных запасов.

«Благодаря развитию решений в области бурения, цифровым инструментам и усложнению дизайна скважин мы сейчас активно добываем запасы, для которых еще в 2024-м не могли подобрать рентабельного кейса», - отметил Д. Колупаев.

Показательный пример - история самого Южно-Приобского месторождения. Когда-то его запасы относились к забалансовым и считались нерентабельными. Развитие технологий позволило изменить экономику разработки, и сегодня месторождение стало якорным активом предприятия, обеспечивая около 80% его добычи.

photo_2026-09-07_11-45-25.jpg

При этом запуск новых проектов ТрИЗ требует не только технологической, но и экономической эффективности.

«Начать добычу - не самоцель. Необходимо делать это рентабельно и с учетом производственной программы», - подчеркнул руководитель «Газпромнефть-Хантоса».

В частности, разработка залежей со сверхвысокой обводненностью технически возможна, однако при существующей экономике может быть убыточной. Изменение налогового режима или рыночной конъюнктуры способно изменить инвестиционную привлекательность таких проектов. Поэтому налоговые инструменты, по мнению Д. Колупаева, остаются одним из эффективных механизмов стимулирования вовлечения ТрИЗ в разработку.

Компания постепенно расширяет долю ТрИЗ в добыче. На Южно-Приобском месторождении ачимовские запасы уже обеспечивают около 7% добычи. Одновременно специалисты работают с более глубокими горизонтами. В этом году геологи «Газпромнефть-Хантоса» переинтерпретировали данные сейсморазведки и подтвердили запасы тюменской свиты на этом активе.

Ключевым фактором здесь стал комплексный подход к изучению строения месторождения. Сначала специалисты консолидировали большой объем геолого-геофизических данных в рамках региональных научно-исследовательских работ, затем локализовали перспективные залежи и оценили геологические неопределенности. На этой основе была сформирована программа геологоразведки, направленная на снижение рисков и подтверждение ресурсов. Получив необходимые данные, специалисты углубили скважину до уровня тюменской свиты и получили промышленный приток более 100 т/сутки нефти.

Цифровизация дает дополнительную добычу

Цифровая трансформация стала одним из ключевых факторов роста эффективности предприятия. Суммарный эффект от работы Центра управления добычей, Центра управления строительством скважин, Центра инжиниринга ГРП и других цифровых и технологических подразделений «Газпромнефть-Хантоса» оценивается примерно в 1,2 млн т дополнительной добычи и 10 млрд руб.

При этом выделить эффект исключительно от цифровых решений невозможно: в производственном цикле одновременно применяются цифровые и традиционные инструменты, а профессиональная работа геологов, инженеров и производственных специалистов остается основой результата.

Активное развитие цифровых решений на «Газпромнефть-Хантосе» началось в 2021 г., одновременно с полноценным запуском разработки месторождения имени Александра Жагрина. В результате масштабного внедрения технологий предприятие смогло увеличить добычу при сохранении численности сотрудников, одновременно нарастив производственную программу и производительность труда.

Сегодня цифровые инструменты используются и для управления действующим фондом: в распоряжении предприятия находится около 3 тыс. км трубопроводов и порядка 4 тыс. эксплуатационных скважин, причем около 85% фонда работает в периодическом режиме. При этом цифровизация охватывает уже не отдельные технологические операции, а управление всей производственной системой.

ГРП - впервые полностью российский

Важной вехой в развитии предприятия стал запуск на Южно-Приобском месторождении первого российского серийного флота гидроразрыва пласта (ГРП). Его создание было важной задачей для России. Проект стал частью программы правительства РФ по импортозамещению, в которой «Газпром нефть» выступает отраслевым партнером и заказчиком.

Флот ГРП:
  • адаптирован к климатическим и геологическим условиям Западной Сибири,
  • может работать со скважинами сложной конструкции на глубине до 4 км,
  • способен выполнять все виды многостадийного ГРП.
photo_2026-09-07_11-45-30.jpg

Для планирования и проведения операций используют российское программное обеспечение, включая цифровой симулятор гидроразрыва пласта «Кибер ГРП», который моделирует процессы формирования подземных трещин, подбирает оптимальные рецептуры реагентов и сценарии для проведения геологических операций.

Отечественный комплекс уже выполнил более 150 операций и работает в штатном режиме. По своим характеристикам он не уступает зарубежным аналогам, при этом самоходное шасси делает технику более компактной и повышает ее проходимость.

В 2027 г. «Газпромнефть-Хантос» ожидает поставку второго серийного российского флота ГРП. Потенциал тиражирования технологии остается высоким: доля ТрИЗ в ресурсной базе растет, а гидроразрыв пласта является одним из ключевых методов интенсификации добычи.

Следующий шаг - электрический ГРП

Следующим этапом технологического развития станет испытание первого российского электрического флота гидроразрыва пласта. В 2026 г. на Южно-Приобском месторождении планируется провести его опытно-промышленное применение.

Ключевое преимущество - снижение расхода дизельного топлива на 90%. Для «Газпромнефть-Хантоса» это особенно актуально благодаря собственной энергетической инфраструктуре: значительная часть электроэнергии производится за счет попутного нефтяного газа (ПНГ).

В перспективе электрический флот может использоваться не только на действующих месторождениях. При освоении новых лицензионных участков соответствующую инфраструктуру можно предусматривать уже на этапе проектирования, что позволит снизить затраты на топливо при проведении ГРП.

«В мировой практике такие решения есть, в России пока нет», - отметил Д. Колупаев.

Попутный газ – это ресурс, а не препятствие

Еще одним направлением повышения эффективности производства остается полезное использование попутного нефтяного газа (ПНГ). Уровень на месторождениях «Газпромнефть-Хантоса» составляет 98%. За счет собственного газа предприятие обеспечивает 95–97% потребности в электроэнергии, а на месторождении имени Александра Жагрина ПНГ покрывает 100% потребностей в электричестве всей производственной и социальной инфраструктуры.

photo_2026-09-07_11-45-17.jpg

Помимо генерации электроэнергии, попутный газ направляется на переработку с получением товарной продукции и ценных углеводородных компонентов. Часть подготовленного газа поставляется в Единую систему газоснабжения, что позволяет дополнительно вовлекать ресурс в газовый баланс.

Технологии меняют и условия работы

Несмотря на масштаб цифровизации и автоматизации, главным фактором эффективности предприятия остается человек.

«Наша команда - профессионалы, многие из них годами работают на нашем предприятии. Я сам в «Газпромнефть-Хантосе» более 14 лет, начинал начальником отдела разработки», - рассказал Д. Колупаев.

Сегодня в компании особое внимание уделяется условиям работы вахтового персонала. Показательный пример - месторождение имени Александра Жагрина. На начальном этапе его разработки сотрудники жили в вагончиках, а сегодня многофункциональный вахтовый комплекс, запущенный в 2025 г., стал высочайшим отраслевым стандартом жизни в автономии. там есть все - от двухэтажного спортзала и СПА до кинотеатра и центра виртуальных игр.

Сегодня конкурс на работу на месторождении стал одним из самых высоких в периметре «Газпром нефти», а удовлетворенность вахтового персонала условиями труда стабильно превышает 90%.

Опыт «Газпромнефть-Хантоса» показывает: потенциал зрелых месторождений далеко не исчерпан. Новые залежи здесь можно находить за счет переосмысления уже накопленных данных, а сложные запасы - переводить в разработку по мере появления технологий, меняющих экономику проектов. В результате цифровизация, геологоразведка и технологическое развитие становятся не отдельными направлениями, а единой системой, которая позволяет компании поддерживать добычу и формировать ресурсную базу на годы вперед.


Автор: А. Никитина
#газпром нефть #газпромнефть-хантос #добыча #приобское месторождение #месторождение жагрина #грп #флот грп #цифровизация
Читать полностью
Цены на нефть снижаются после роста по итогам прошлой недели
3 мин
574

Цены на нефть снижаются после роста по итогам прошлой недели

Brent и WTI корректируются после роста примерно на 8% и 10% соответственно по итогам прошлой недели. Котировки остаются около шестинедельных максимумов на фоне рисков для поставок нефти через Ормузский пролив.

Москва, 7 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Цены на нефть коррекционно снижаются после роста по итогам прошлой недели.

Нефтегазовые котировки

4 сентября 2026 г. стоимость фьючерсов на нефть сорта Brent на ноябрь на лондонской бирже ICE Futures выросла на 0,80%, до 96,28 долл. США/барр. Фьючерсы на нефть сорта WTI на октябрь на электронных торгах Нью-йоркской товарной биржи (NYMEX) подорожали на 0,20%, до 91,48 долл. США/барр.

7 сентября 2026 г. нефть дешевеет. К 11:30 мск стоимость ноябрьских фьючерсов на Brent на электронных торгах ICE Futures упала на 0,07%, до 96,21 долл. США/барр. На электронных торгах NYMEX фьючерсы на нефть WTI на октябрь подешевели на 0,49%, до 91,03 долл. США/барр.

Котировки природного газа в США держатся на уровне 2,9 долл. США/млн БТЕ (103,8 долл. США/1000 м3). 4 сентября 2026 г. фьючерсы на природный газ на октябрь на электронных торгах NYMEX подорожали на 2,13% и составили 2,975 долл. США/млн БТЕ. К 11:30 мск 7 сентября котировки снизились на 1,13% и составили 2,936 долл. США/млн БТЕ.

Газовые котировки в Европе поднялись выше 900 долл. США за 1000 м3. Октябрьские фьючерсы на газ на хабе TTF (Нидерланды) на бирже ICE Futures к 11:30 мск 7 сентября торговались на уровне 73,4 евро/МВт·ч (904,4 доллара США за 1000 м3), рост по сравнению с расчетной ценой предыдущего дня составил 2,01%.

На рынке нефти сегодня

Цены на нефть в понедельник держатся около шестинедельных максимумов на фоне взаимных ударов США и Ирана по судам, проходящим через Ормузский пролив и другие районы региона, что ограничивает объем поставок нефти с Ближнего Востока.

По итогам прошлой недели Brent подорожала примерно на 8%, WTI – почти на 10% после возобновления атак между США и Ираном.

В субботу американские военные нанесли удары по трем иранским нефтяным танкерам, сообщил Центральное командование США. Один из танкеров находился у побережья острова Харг, расположенного в районе ключевого нефтяного экспортного узла Ирана.

В свою очередь, военно-морские силы Корпуса стражей исламской революции Ирана заявили об атаке на три нефтяных танкера, следовавших по несанкционированным маршрутам через Ормузский пролив, а также на три американских судна в других районах.

Морская разведывательная компания Marisks назвала субботние атаки «значительной эскалацией». По ее оценке, коммерческие танкеры теперь намеренно используются в качестве инструмента взаимного экономического давления, что стирает прежнюю границу между военным противостоянием и торговым судоходством.

Судоходство через Ормуз

Согласно данным аналитической компании Kpler, за последние 10 дней через Ормузский пролив в среднем проходили 10 грузовых судов в сутки. Это минимальный показатель с мая.

«Если движение танкеров начнет существенно замедляться, рынок может заложить в цены гораздо более серьезный шок предложения. Уже появляются признаки того, что это происходит», – заявила руководитель отдела рыночной аналитики Phillip Nova П. Сачдева.

Goldman Sachs допускает рост цен на нефть до 120 долл. США/барр., если атаки на суда усилятся.

Кроме того, секретарь Высшего совета национальной безопасности Ирана М. Резаи заявил, что в ближайшие дни за пределами Ормузского пролива будет объявлена зона ограничений.

ОПЕК+ сохранил параметры добычи

Тем временем ОПЕК+ по итогам заседания в воскресенье сохранил нефтяную политику на октябрь без изменений. Участники объединения намерены согласовать новые квоты, после чего примут решение о дальнейших параметрах добычи.

Помимо этого, инвесторы оценивают статистику Baker Hughes о буровой активности в США, которая указывает, что число действующих буровых установок снова осталось на прежнем уровне. За неделю, завершившуюся 4 сентября 2026 г., количество действующих нефтегазовых буровых установок не изменилось к предыдущей неделе и составило 588 ед.:
  • число действующих нефтяных буровых установок выросло на 2 ед. и составило 449 ед.,
  • число действующих газовых буровых установок снизилось на 2 ед. и составило 130 ед.,
  • число многофункциональных буровых не изменилось и составило 9 ед.

Фондовые рынки

Фондовые индексы США завершили торги 4 сентября 2026 г. в минусе:
  • Dow Jones Industrial Average упал на 0,51%, до 53414,25 п.,
  • Standard & Poor's 500 потерял 0,38% и составил 7718,60 п.,
  • Nasdaq Composite уменьшился на 0,29%, до 26506,99 п.
US Dollar Index, рассчитываемый ICE (отражает динамику доллара США относительно 6 валют – евро, швейцарский франк, иена, канадский доллар, фунт стерлингов и шведская крона), к 11:30 7 сентября упал на 0,34% и составил 98,813 п. Евро подорожал к доллару США на 0,16%, до 1,1633 долл. США/евро.

Bitcoin относительно стабилен. 7 сентября 2026 г. к 11:30 мск Bitcoin подешевел на 0,43% и составил 79,580 тыс. долл. США/bitcoin.


Автор: А. Хасанова
#цены на нефть #brent #wti #нефть #нефтяные фьючерсы #рубль #доллар сша #bitcoin #буровые установки #baker hughes
Читать полностью
Продолжается подготовка 7-й научно-технической конференции «Повышение эффективности эксплуатации малодебитного фонда скважин - 2026», которая состоится 29-30 сентября 2026 г.
3 мин
868

Продолжается подготовка 7-й научно-технической конференции «Повышение эффективности эксплуатации малодебитного фонда скважин - 2026», которая состоится 29-30 сентября 2026 г.

Москва, 7 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Место проведение – г. Когалым, конференц-зал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», ул. Широкая, д.40.

Организаторы - Экспертный совет по механизированной добыче нефти и Центр профессионального развития.

При поддержке:

ПАО «ЛУКОЙЛ»
Союза нефтегазопромышленников России
Торгово-промышленной палаты РФ

Сайт конференции https://malodebit.ru/

Формат - очно и онлайн.

Зарегистрировано 230 участников, программа конференции сформирована.

Спикеры:

Р. Камалетдинов (Экспертный совет); С. Мерзляков («ЛУКОЙЛ»); А. Чернов («Сургутнефтегаз»); А. Артюхов («Татнефть»); С. Медведев («Сургутнефтегаз»); К. Лапин («ЛУКОЙЛ»); А. Карсанов («ЛУКОЙЛ»); И. Авдеев («Сургутнефтегаз»); Т. Вильданов («ЛУКОЙЛ»); А. Аникин («Сургутнефтегаз»); А. Семенов («ЛУКОЙЛ»); Р. Кутдусов («Сургутнефтегаз»); Т. Насуев («ЛУКОЙЛ»); П. Семенюк («КЗХ»); Е. Орлик («Технологии ОФС»); К. Заморин («ЛУКОЙЛ»); Р. Сайфутдинов («ИРЗ»); С. Щелконогов («Мейджерпак»); Ф. Иксанов («БКО»); А. Ардиев («Технологии строительства скважин») и др.

Деловая программа конференции включает:
  • 3 сессии (24 доклада), Круглый стол «Периодическая эксплуатация скважинного оборудования: проблемы и пути решения», питч-сессию стартапов нефтегазовой тематики;
  • Экскурсию по лабораторному корпусу ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», образовательному центру (филиал Пермского национального исследовательского политехнического университета);
  • Посещение завода по производству вентильных электродвигателей, производственной базы ООО «ЭПУ Сервис»;
  • Посещение Центра интегрированных операций (ЦИО), кустовой площадки Южно-Ягунского месторождения ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»;
  • Посещение ООО «Войкан»;
  • Экскурсию по г. Когалыму.
Основные темы конференции:
  • Новые виды оборудования и технологий для добычи нефти из малодебитных скважин;
  • Организация опытно-промышленных испытаний на промышленных полигонах;
  • Особенности подбора оборудования с учетом критерия энергоэффективности, специфика вывода на режим, эксплуатации малодебитных скважин;
  • Методы предупреждения и борьбы с осложнениями при эксплуатации малодебитных скважин (мехпримеси, солеотложения, газ, АСПО, коррозия);
  • Опыт использования химреагентов на осложненном фонде;
  • Методы увеличения притока из малодебитных скважин, опыт применения различных способов обработки призабойной зоны пласта, технологий повышения нефтеотдачи пластов;
  • Опыт совершенствования процедур расследования причин отказов скважинного оборудования, повышения качества анализа отказов, новые методики экспертизы часто-ремонтируемого фонда скважин;
  • Малогабаритное оборудование, применяемое в боковых и горизонтальных стволах, скважинах малого диаметра, системах ОРЭ;
  • Интеллектуализация добычи нефти, периодическая эксплуатация и др.
Питч-сессия стартапов:

  1. ООО «Финист-М» (Практическое применение ИИ для решения задач повышения МРП мехфонда и расследования причин отказов)
  2. RCROBOTICS (Мобильные робототехнические комплексы для морских платформ и производственных объектов на суше)
  3. ООО «БМК-Сервис» (Предиктивная аналитика отказов на фонде УЭЦН)


Круглый стол «Периодическая эксплуатация скважинного оборудования: проблемы и пути решения».

Модераторы:
  • Р. Камалетдинов, председатель Экспертного совета по механизированной добыче нефти
  • С. Мерзляков, начальник отдела добычи нефти и газа ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» ПАО «ЛУКОЙЛ»
Спикеры:
  • Е. Кибирев, директор по качеству Levare International
  • А. Чернов, ведущий инженер производственного отдела по добыче нефти и ППД ПАО «Сургутнефтегаз»
  • А. Шляпчинский, ведущий инженер управления техники и технологии добычи нефти и газа по Западно-Сибирскому региону ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» ПАО «ЛУКОЙЛ»
  • А. Артюхов, заместитель начальника управления добычи нефти и газа СП «Татнефть-Добыча» ПАО «Татнефть»
  • С. Медведев, заместитель начальника ЦБПО ЭПУ ПАО «Сургутнефтегаз»
  • К. Лапин, ведущий инженер отдела добычи нефти и газа ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» ПАО «ЛУКОЙЛ»
Обсуждаемые вопросы:
  • Опыт внедрения периодической эксплуатации, выявленные осложнения, пути решения;
  • Совершенствование программных продуктов по подбору периодического режима скважинного оборудования, по контролю и оптимизации периодического режима;
  • Создание алгоритмов периодической эксплуатации в современных станциях управления;
  • Влияние режимов работы скважин на ресурс скважинного оборудования;
  • Совершенствование методик подбора периодического режима работы скважин
Более подробную информацию о конференции можно получить по телефонам: +7-985-455-36-45; +7-495-003-59-25; электронной почте: cenprodev@list.ru


Автор: Д. Колесникова
#Центр профессионального развития #выставки #конференции
erid: 2VfnxvfsxWg
Читать полностью
Газовые котировки в Европе вновь пробили отметку в 900 долл. США/1000 м3
3 мин
1148
Источник: ОГТСУ

Газовые котировки в Европе вновь пробили отметку в 900 долл. США/1000 м3

ПХГ заполнены на 66,6%, а до начала отбора остается чуть больше месяца.

Москва, 7 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Поставки российского трубопроводного газа в Европу осуществляются только по магистральному газопроводу (МГП) «Турецкий поток», транспортировка транзитом по газотранспортной системе (ГТС) Украины и другим маршрутам остановлена.

Маршруты поставок

Загрузка второй нитки МГП «Турецкий поток», ориентированной на рынок Юго-Восточной Европы, держится вблизи 49 млн м3/сутки.

По данным платформы ENTSOG по газоизмерительной станции (ГИС) «Странджа-2/Малкочлар» на границе Турции и Болгарии, физический объем газа за газовые сутки 6 сентября 2026 года составил 49,32 млн м3. Согласно данным о реноминациях на 7 сентября, прокачка снизится до 48,97 млн м3.

С начала 2026 года поставки газа по этому маршруту на 3,17% превышают показатели аналогичного периода 2025 года, объем прокачки достиг 11,87 млрд м3 газа.

МГП «Турецкий поток» и его сухопутная часть на данный момент являются единственным маршрутом поставок российского трубопроводного газа в Европу, остальные маршруты остановлены:
  • транзит газа по ГТС Украины через ГИС «Сохрановка» (точка входа на Украину магистрального газопровода «Союз») заблокирован украинской стороной 11 мая 2022 г.;
  • через ГИС «Суджа» (точка входа на Украину из России магистрального газопровода «Уренгой – Помары – Ужгород») прокачка прекращена с 1 января 2025 г. после истечения срока действия транзитного контракта;
  • польский участок газопровода «Ямал – Европа» с 11 мая 2022 г. стал недоступен для «Газпрома» в связи с введением российских контрсанкций;
  • газопровод «Северный поток -1» остановлен 31 августа 2022 г., а 26 сентября 2022 г. обе его нитки и одна из ниток не введенного в эксплуатацию газопровода «Северный поток-2» были повреждены в результате взрывов в Балтийском море.

Погода, запасы и котировки газа в Европе

В Европе сохраняется контрастная погода. На юге Европы – в Испании, Португалии, Греции, Италии и на Балканах сохраняется аномальная жара с температурой воздуха около 40°C. На северо-западе региона – во Франции, Бельгии, Германии – начинается переход к более прохладной и неустойчивой погоде, с дождями и грозами, тогда как на севере и северо-востоке уже ощущается влияние осени.

В сервисе Meteoalarm предупреждения об аномально высокой температуре желтого уровня опубликованы для Италии, Греции, Португалии, Словении, Боснии и Герцеговины, Хорватии, Сербии, оранжевого – для Франции, Испании, Черногории.

После 9 сентября ожидается дальнейшее понижение температуры воздуха на севере региона, тогда как жара на юге будет сохраняться и далее. Причем с 10 сентября ожидается вторжение новой волны горячего воздуха из Африки, ослабление жары возможно после 13 сентября.

Выработка электроэнергии ветряными электростанциями (ВЭС) в Европе снизилась. Согласно сервису WindEurope, 6 сентября на долю энергии, полученной на ВЭС, пришлось обеспечение 14,9% спроса на электроэнергию в Европе (19,9% в конце прошлой недели).

По данным Gas Infrastructure Europe (GIE) на 5 сентября 2026 года, подземные хранилища газа (ПХГ) в ЕС были заполнены на 66,59%, в них находилось 71,08 млрд м3 газа. За сутки уровень заполненности ПХГ вырос на 0,29 п.п., днем ранее – на 0,28 п.п. Закачку газа вели все страны ЕС, кроме Испании, Португалии, Латвии и Швеции (нулевая динамика). В Германии ПХГ заполнены на 54,16%, во Франции – на 73,41%, в Австрии – на 67,3%, в Италии – на 83,68% (ранее это были крупнейшие рынки сбыта «Газпрома» в Европе).

За период отбора, завершившегося 31 марта, из европейских ПХГ было извлечено 58,19 млрд м3 газа. Сейчас в европейские ПХГ к зиме закачано 41,44 млрд м3 газа. Для достижения целевого уровня к ноябрю европейцам необходимо запасти 24,88 млрд м3. Поскольку уровень в 90% заполнения ПХГ очевидно достигнут не будет, ЕК готова снизить требуемый уровень заполнения ПХГ до 75% к 1 ноября. От сниженного целевого показателя газовые компании ЕС отделяет 8,88 млрд м3, это реальный к закачке объем (правда с середины октября уже начинается отбор), но как это скажется на стабильности прохождения осенне-зимнего периода (ОЗП), неясно.

Нефтегаз.РУ напоминает, что к 5 сентября в 2025 г. европейцы успели заполнить ПХГ до 78,95%, в них находилось 84,71 млрд м3 газа. Запасы к зиме составляли 48,33 млрд м3 газа. Сейчас общий объем запасов меньше показателя прошлого года на 13,63 млрд м3 газа, закачка в текущем сезоне отстает на 7,0 млрд м3.

Газовые котировки в Европе пробили отметку в 900 долл. США за 1000 м3. Октябрьские фьючерсы на газ на хабе TTF (Нидерланды) на бирже ICE Futures к 11:30 мск 7 сентября торговались на уровне 73,4 евро/МВт·ч (904,5 доллара США за 1000 м3), рост по сравнению с расчетной ценой предыдущего дня составил 2,01%.
Авторы:

Специальный корреспондент Neftegaz.RU
#газпром #транзит газа через украину #гтс украины #украина #турецкий поток
Читать полностью
Мировому рынку судового топлива грозит дефицит на фоне перебоев с поставками
, Обновлено 12:29
2 мин
2066

Мировому рынку судового топлива грозит дефицит на фоне перебоев с поставками

Стоимость судового топлива растет значительно быстрее цен на сырую нефть.

Москва, 7 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Мировой рынок судового топлива подтвержден дефицит в 3-м квартале 2026 г.
Об это сообщают западные СМИ.

Нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ), испытывающие давление из-за перебоев с поставками нефти и повреждения инфраструктуры на фоне военных конфликтов, увеличивают выпуск дизельного топлива и других нефтепродуктов с более высокой маржинальностью, сокращая производство топочного мазута.

По оценке Energy Aspects, дефицит топочного мазута в 3-м квартале 2026 г. может составить около 218 тыс. барр./сутки. Это первый прогнозируемый дефицит на рынке с 3-го квартала 2025 г., когда дисбаланс составлял лишь около 6 тыс. барр./сутки.

Основной удар по рынку приходится на поставки из регионов, обеспечивающих значительную часть мировой торговли нефтепродуктами.

Экспорт топочного мазута с Ближнего Востока в марте–августе 2026 г. сократился на 45% в годовом выражении, до среднего уровня около 447 тыс. барр./сутки, по данным Kpler.

Дополнительным фактором стали перебои в работе российских НПЗ из-за атак украинских беспилотников. В августе экспорт российского топочного мазута, согласно данным Kpler, снизился до рекордных 591 тыс. барр./сутки против среднего показателя более 860 тыс. барр./сутки в 2025 г.

Ситуация осложняется сокращением производства на отдельных НПЗ Ближнего Востока. Например, кувейтский НПЗ Al-Zour, являющийся одним из крупных поставщиков топочного мазута, с марта отгрузил только одну партию объемом около 26 тыс. барр./сутки против примерно 191 тыс. барр./сутки в январе–феврале. Увеличение длины объездного маршрута судов также приводит к росту расхода судового топлива. Компании, обеспечивающие суда топливом, начали взимать дополнительные сборы за бункеровку в чрезвычайных ситуациях.

Крупные НПЗ, включая нигерийский Dangote мощностью 650 тыс. барр./сутки, максимально наращивают экспорт дизельного топлива с высокой маржой прибыли, бензина и авиакеросина, одновременно сокращая поставки мазута.

По оценке Energy Aspects, исторически низкие запасы бензина и дизельного топлива стимулируют НПЗ увеличивать загрузку вторичных технологических установок, используя больше объемов топочного мазута в качестве сырья для производства других нефтепродуктов. Это дополнительно сокращает доступное предложение судового топлива.

Запасы снижаются

Давление на рынок отражается не только в экспортной статистике, но и в динамике запасов. В крупнейших мировых центрах хранения и бункеровки - Сингапуре, Амстердаме–Роттердаме–Антверпене и Фуджейре - запасы топочного мазута находятся примерно на 30% ниже среднего сезонного уровня за последние три года.

Наиболее уязвимой остается Азия. Сингапур - крупнейший мировой бункерный хаб - импортирует более половины объема топлива, необходимого для удовлетворения внутреннего спроса, который составляет почти 1 млн барр./сутки. Перебои с поставками из стран Персидского залива напрямую увеличивают риски для азиатского рынка.

Дополнительным фактором становится изменение маршрутов танкеров. Судоходные компании вынуждены выбирать более длинные маршруты, обходя Красное море и Баб-эль-Мандебский пролив из-за сохраняющихся угроз со стороны хуситов. Это повышает потребление топлива непосредственно флотом.

Стоимость растет быстрее нефти

Дефицит уже отражается на ценах. Стоимость основного судового топлива - малосернистого мазута (VLSFO) - в Сингапуре с начала войны вокруг Ирана выросла на 76%, почти до 825 долл. США/т, или около 130 долл. США/барр., по состоянию на 1 сентября.

Для сравнения, за тот же период эталонный сорт Brent подорожал примерно на 40%.

Таким образом, стоимость судового топлива растет значительно быстрее цен на сырую нефть. Для судоходных компаний это означает увеличение операционных расходов, которое в дальнейшем может трансформироваться в более высокие фрахтовые ставки и транспортные издержки.

Авторы:

Специальный корреспондент Neftegaz.RU
#мировой рынок #судовое топливо #дефицит #нпз
Читать полностью
Мьянма намерена построить НПЗ для переработки российской нефти и рассчитывает стать региональным хабом в Юго-Восточной Азии
, Обновлено 11:51
5 мин
1928
Описание: Проект СЭЗ Давэй, 2014 г.
Источник: Kruewan

Мьянма намерена построить НПЗ для переработки российской нефти и рассчитывает стать региональным хабом в Юго-Восточной Азии

На фоне блокировки Ормузского пролива в мире складывается повышенный интерес к расшивке узких мест на логистических маршрутах и у проекта СЭЗ Давэй как обхода Малаккского пролива появляется шанс.

Москва, 7 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Мьянма планирует построить нефтеперерабатывающий завод (НПЗ), который будет работать на российской нефти.
Об этом министр электричества и энергетики Коу Коу Лвин заявил в интервью РИА Новости на Восточном экономическом форуме (ВЭФ).

НПЗ для российской нефти...

По словам министра, НПЗ для переработки российской нефти Мьянма планирует построить в специальной экономической зоне (СЭЗ) Давэй.

Тезисы от У Коу Коу Лвина:
  • одним из проектов, способных принести значительную экономическую выгоду России и Мьянме, является специальная экономическая зона Давэй,
  • в соответствии с договоренностями руководства двух стран в специальной экономической зоне Давэй планируется строительство нефтеперерабатывающего завода и электростанции,
  • для работы НПЗ планируется импортировать российскую сырую нефть и создать необходимые перерабатывающие мощности,
  • Мьянма и Россия уже ведут технологическое сотрудничество в сфере производства, передачи и распределения электроэнергии.

Проект НПЗ и угольной тепловой электростанции (ТЭС) в СЭЗ Давэй – не новый. Нефтегаз.РУ напоминает, что эти проекты, а также глубоководный порт, были зафиксированы в меморандуме по инвестсотрудничеству в СЭЗ Давэй, подписанном в феврале 2025 г. по итогам заседания 5й Межправительственной Российско-Мьянманской комиссии по торгово-экономическому сотрудничеству.

Проект угольной ТЭС в СЭЗ Давэй российская сторона оценила как перспективный в связи с наличием местного угля и возможностей подвоза. Первоначально проект СЭЗ Давэй предусматривал крупную угольную ТЭС мощностью 4000 МВт, но строительство было отменено из-за давления экологов, позже обсуждалось строительство угольных и газовых электростанций мощностью до 7000 МВт. Учитывая подвешенное состояние СЭЗ в целом, стороны рассматривают мощность в 660 МВт. 5 июня 2026 г. на ПМЭФ Интер РАО Экспорт и 24 Hour Group подписали контракт на подготовку технико-экономического обоснования (ТЭО) по ТЭС, российская сторона полагает, что ТЭО будет подготовлено и утверждено до конца 2026 г.

К проекту строительства НПЗ в СЭЗ Давэй российская сторона подходит более осторожно, считая необходимым его тщательное изучение с точки зрения экономической целесообразности и защиты инвестиций. При этом мьянманская сторона в проекте НПЗ крайне заинтересована, но внятной оценки потенциального объема рынка сбыта пока не представила.

...и энергетический хаб

Коу Коу Лвин также рассказал о более масштабных планах Мьянмы по созданию энергетического хаба в регионе Давэй для торговли российскими энергоресурсами.

По его словам, Давэй имеет стратегически выгодное положение, связывая внутренние районы Юго-Восточной Азии с Индийским океаном. Через регион уже проходят газопроводы, по которым Мьянма поставляет природный газ в Таиланд.
Министр отметил, что использование Давэя может обеспечить России доступ к рынкам стран региона:
  • через Таиланд российские энергоресурсы могут поступать в Малайзию,
  • в восточном направлении поставки возможны в Лаос, Камбоджу, Вьетнам и другие страны Юго-Восточной Азии,
  • через территорию Мьянмы также возможен выход на китайский рынок.

Таким образом, нефть и природный газ, импортируемые из России, можно транспортировать через существующие в Мьянме трубопроводы и далее распределять по странам Юго-Восточной Азии.

Здесь появляется китайский след. Для любознательных напомним, что Мьянму и Китай связывает магистральный газопровод (МГП) Мьянма - Китай. Маршрут МГП: порт Кьяукпхью (Kyaukpyu) на западном берегу Мьянмы - пограничный город Жуйли в провинции Юньнань на Юго-Западе Китая - г. Гуйган Гуанси-Чжуанского автономного района. Протяженность - 2520 км, в том числе 793 км проложено в Мьянме, 1727 км - в Китае. МГП введен в эксплуатацию в октябре 2013 г. и соединен с ГТС Китая.
Ресурсная база - расположенное на шельфе Бенгальского залива месторождения Shwe, запасы которого составляли 258 млрд м3. Но вполне вероятно использовать этот МГП для поставок российского СПГ в Китай.


В целом, по словам министра, регион Давэй может стать не только энергетическим, но и крупным транспортно-логистическим центром, который будет использоваться для развития других направлений торговли.


Нефтегаз.РУ напоминает, что СЭЗ Давэй занимает площадь 196 км2 в Андаманском море. Центром СЭЗ является г. Давэй – столица региона Танинтайи в южной части Мьянмы. Это местоположение делает СЭЗ Давэй экономически и геополитически привлекательной, поскольку создает альтернативный торговый маршрут в обход Малаккского пролива. На территории СЭЗ планируется открыть высокотехнологичные промышленные зоны и транспортные узлы, зоны информационных технологий и экспортной обработки.

Проект СЭЗ был инициирован в 2008 г., но строительство было приостановлено в 2013 г. С 2015 г. проект периодически планировалось возобновить, но его реализация сдерживалась финансовыми проблемами, обвинениями в нарушении прав человека и коррупции, неопределенностью с энергоснабжением и политической нестабильностью в Мьянме. Сейчас у проекта СЭЗ Давэй появляется шанс, поскольку на фоне блокировки Ормузского пролива в мире складывается повышенный интерес к расшивке узких мест на логистических маршрутах.

3 июля 2026 г. заместитель министра торговли Мьянмы Вин Мьин Кхаинг сообщил, что в рамках экономического сотрудничества между Россией и Мьянмой выбрано окончательное место для СЭЗ и глубоководного порта Давэй. По его словам, строительство СЭЗ возобновилось, проект будет реализован в течение 8 лет.

17-19 августа 2026 г. президент Мьянмы Мин Аунг Хлаинг посетил Москву с официальным визитом, проведя переговоры с президентом РФ В. Путиным и премьер-министром М. Мишустиным. На встрече с М. Мишустиным мьянманская сторона официально призвала ускорить реализацию совместных проектов, включая СЭЗ Давэй, в т.ч. НПЗ и ТЭС.

Другие направления сотрудничества

После прихода в 2021 г. к власти в Мьянме военных во главе с генералом Мин Аунг Хлаингом страна начала искать пути решения многочисленных проблем в энергетике, вызванных старением ГЭС и электрических сетей, снижением объемов отечественной добычи газа после ухода мировых нефтегазовых мейджоров и прекращения поставок сжиженного природного газа (СПГ) в страну (около 50% электроэнергии Мьянмы поступает от газовых ТЭС).

Это активизировало сотрудничество России и Мьянмы в энергетике. С 2022 г. Мьянма начала обсуждать с Россией возможность поставок энергоносителей, включая нефтепродукты и СПГ. В 2023 г. российские производители труб выразили заинтересованность в проекте магистрального газопровода (МГП) Милиджайн – Янгон для снабжения газом столицы Мьянмы.

В апреле 2026 г. глава Минэнерго РФ С. Цивилев встречался с Коу Коу Лвином, обсудив вопросы организации поставок в Мьянму широкой номенклатуры российских нефтепродуктов и СПГ, а также реализацию совместных проектов в области геологоразведки (ГРР) и добычи углеводородов, , в т.ч. для увеличения добычи на истощенных месторождениях нефти и природного газа.

Также страны рассматривали возможность строительства ВЭС в Мьянме мощностью 200 МВт, соответствующее соглашение подписали Росатом Возобновляемая энергия и Primus Advanced Technologies в 2024 г. В марте 2025 г. Росатом и Министерство науки и технологий Мьянмы заключили межправсоглашение по строительству АСММ мощностью 110 МВт с возможностью расширения до 330 МВт.

Авторы:

Специальный корреспондент Neftegaz.RU
#мьянма #россия #нпз #давэй #сэз давэй #тэс #интер рао-экспорт #соглашение #тэо #строительство #вэф #вэф-2026

Подпишитесь

Читать полностью
Портал
Sintec Lubricants укрепляет позиции: дилерские сети, международные сертификаты и поставки для такси
Сюжет
7 сентября
1355
Следите за нами в социальных сетях
Журнал
Свежий выпуск Спецвыпуск

№ Спецвыпуск

Читать выпуск

Подписаться на журнал

Свежий выпуск Спецвыпуск

Читать выпуск

Подписаться на журнал

маркет

Маркет - современная торговая площадка, многоцелевой инструмент повышения эффективности взаимодействия участников рынка. Сервис значительно сокращает время поиска и отбора наиболее выгодных предложений на рынке.

Хотите продавать
с Neftegaz.RU?

Добавить компанию

Используя данный сайт, вы даете согласие на использование файлов cookie, помогающих нам сделать его удобнее для вас. Подробнее.

Настройки cookie

X
Всегда разрешено
Необходимы для корректной работы сайта
Используются для персонализации рекламы и предложений