Москва, 9 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Стоимость перевалки угля в портах Северо-Запада России в октябре выросла на фоне увеличения спроса на портовые мощности после ограничения отгрузок в Азово-Черноморском бассейне. Об этом сообщил Ъ со ссылкой на обзор NEFT Research.

Тарифы достигли 15–25 долл. США/т. Удорожание логистики уже приводит к отрицательной рентабельности отдельных экспортных поставок и может способствовать сокращению отгрузок угля через Балтику, считают аналитики.

Перевалка угля на Балтике подорожала

В начале четвертого квартала стивидоры Северо-Запада повысили тарифы на перевалку угля до 15–25 долл. США/т, говорится в обзоре NEFT Research. По сравнению с сентябрем ставки выросли на 8–9 долл. США/т, а с июля–августа - на 9–13 долл. США/т. Для крупных поставщиков тариф увеличился на 5 долл. США, до 15 долл. США/т. Перевалка небольших партий угля, перенаправленных с южного направления, подорожала до 20–25 долл. США/т.

Рост ставок связан с конкуренцией экспортеров за портовые мощности на Балтике на фоне ограничений на отгрузки в Азово-Черноморском бассейне, отмечают в NEFT Research.

По данным аналитиков, в сентябре поставки угля из Хакасии в порт Усть-Луга выросли на 50,7% относительно августа и на 105,8% в годовом выражении, до 172,2 тыс. т. Перевозка кузбасского угля в этом направлении, напротив, снизилась на 2,5% к августу, до 2,02 млн т. При этом показатель оказался на 29% выше уровня сентября 2025 г.

В ноябре РЖД сохраняют ограничения на перевозку угля в Усть-Лугу на уровне 55% от пропускной способности, добавляют в NEFT Research.

На фоне ограниченной доступности ресурса и высокого спроса со стороны турецких покупателей цены на энергетический уголь калорийностью 6000 ккал/кг на Балтике за неделю к 30 октября выросли на 6,2%, до 113,5 долл. США/т на условиях FOB.

Высокий спрос поддерживает тарифы

Участник рынка, близкий к грузоотправителям, в комментарии Ъ связал рост стоимости перевалки с отсутствием альтернативных маршрутов: порт Тамань закрыт, поэтому экспортеры вынуждены направлять грузы на Северо-Запад. По его оценке, после возобновления работы Тамани тарифы на перевалку могут резко снизиться. Собеседник также отметил, что порты Северо-Запада направляют почти все поставки в Турцию, а экспорт с учетом роста стоимости перевозки и перевалки уже имеет отрицательную рентабельность.

Другой собеседник издания отметил, что повышение расценок затронуло не только угольные грузы: порты Северо-Запада пользуются благоприятной конъюнктурой и увеличивают тарифы. Особенно востребованы услуги универсальных терминалов.

Директор Центра ценовых индексов (ЦЦИ) Р. Соколов также связывает удорожание логистики с перенаправлением грузопотоков с юга на северо-запад. Это усилило конкуренцию между экспортными товарными группами за провозные мощности и привело к росту фрахтовых ставок и тарифов на перевалку. По данным ЦЦИ, в октябре средняя стоимость перевалки тонны угля на Балтике увеличилась на 65% относительно сентября и достигла максимума с апреля 2024 г.

По словам Р. Соколова, уголь более чувствителен к росту логистических расходов, чем другие экспортные грузы: его стоимость на мировом рынке ниже стоимости зерна и удобрений. Поэтому даже при благоприятной ценовой конъюнктуре увеличение транспортных затрат может существенно снизить доходность поставок.

Рост издержек может сократить экспорт

В краткосрочной перспективе Р. Соколов ожидает снижения экспорта угля через порты Северо-Запада. При этом высокий общий спрос на логистические услуги в Балтийском регионе, по его оценке, продолжит поддерживать тарифы на перевалку. В ответ на снижение рентабельности экспортеры будут искать альтернативные маршруты, в том числе через порты Арктики.

Руководитель дирекции инвестиционного анализа Альфа-банка Б. Красноженов отмечает, что цены на энергетический и коксующийся уголь в текущем квартале остаются относительно стабильными. На рынке сохраняется дефицит коксующегося угля: китайские производители пока не восстановили загрузку после проверок, начатых вслед за авариями в первом полугодии.

Спрос на энергетический уголь, в свою очередь, растет по мере приближения зимы, повышения цен на природный газ и расконсервации угольных мощностей в Европе. По оценке Б. Красноженова, большинство крупных российских экспортеров смогут сохранить приемлемую рентабельность при увеличении стоимости перевалки на 5–10 долл. США/т. Однако при снижении мировых цен на уголь рост логистических расходов может стать серьезной проблемой прежде всего для поставщиков энергетического угля.

Директор группы корпоративных рейтингов агентства НКР Д. Байков также указывает на более низкий запас ценовой прочности у энергетического угля. Поэтому повышение тарифов сильнее сказывается на рентабельности его экспорта.

Советник управляющего фондом Индустриальный код М. Шапошников обращает внимание и на риски снижения цен на уголь на азиатском направлении в случае ослабления напряженности в Ормузском проливе. По его мнению, это может свести к нулю доходность поставок российского сырья как через порты Северо-Запада, так и через Дальний Восток. Читать полностью

Москва, 9 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. В Якутии планируют построить центр обработки данных (ЦОД) искусственного интеллекта (ИИ) с первоначальной мощностью 1,4 МВт.
Об этом сообщает пресс-служба Министерства инноваций, цифрового развития и инфокоммуникационных технологий Республики Саха (Якутия).

О проекте

• ожидается, что в перспективе мощность центра будет увеличена с 1,4 МВт до 4,2 МВт;
• ЦОД планируется построить в селе Тамалакан Верхневилюйского улуса;
• вычислительные мощности центра будут ориентированы на потребности крупных предприятий, вузов, технопарков, ИТ-компаний и региональных органов власти Дальнего Востока;
• данных о стоимости проекта и примерных сроках его реализации пока нет.

«Создание центра обработки данных искусственного интеллекта – это не просто инфраструктурный проект, а один из ключевых элементов цифровой трансформации Дальнего Востока. Мы рассматриваем его как межрегиональный инструмент технологического развития, мощности которого будут востребованы не только в Якутии, но и в других субъектах ДФО», – поделился глава Министерства инноваций Якутии П. Николаев.

Также министр добавил, что республика обладает рядом преимуществ для размещения ЦОД, среди которых:
холодный климат, который позволит использовать технологию фрикулинга для охлаждения оборудования,
запасы природного газа и энергоресурсы для устойчивой и экономически обоснованной работы центра.

Местные власти уже активно обсуждают проект. В администрации сельского поселения Тамалаканский наслег прошло выездное совещание. В нем участвовали представители республиканских органов власти, администрации Верхневилюйского района и муниципального образования, операторы связи и ресурсоснабжающая организация Сахатранснефтегаз.

Участники рассмотрели технические и организационные вопросы реализации проекта и посетили потенциальные площадки строительства, где оценили возможности размещения объекта. Также говорили о формировании предварительных заявок на вычислительные мощности, координации межрегиональной рабочей группы, согласовании технических требований и возможных механизмах финансирования проекта.

Уточняется, что строительство дата-центра в Якутии будет реализовываться в рамках исполнения поручения президента РФ В. Путина. Кроме того, проект соответствует приоритетам технологического лидерства и цифровой трансформации страны. Отметим, что 18 июня 2024 г. В. Путин поручил представить предложения по созданию в Якутии ЦОДа для развития исследований в сфере ИИ.

ЦОДы в России

Как отмечалось ранее, объем подключенной мощности ЦОД в России составляет около 3 ГВт, а без учета майнинга – 1,5 ГВт. По прогнозу Минцифры и Аналитического центра при правительстве РФ, к 2030 г. энергопотребление ЦОД в России вырастет минимум до 2,5 ГВт.

Нефтегаз.РУ напоминает, что власти Кузбасса обсуждают возможность построить в регионе подземные ЦОДы в отработанных угольных карьерах. Предполагается, что дата-центры сократят региональные расходы на транспортировку угля.

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Астана, 9 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Zhylyoi Operating, совместное предприятие КазМунайГаза (КМГ) и китайской China National Offshore Oil Corporation (CNOOC), проводит 3D-сейсморазведочные работы на участке недр Жылыой в Атырауской области Казахстана.
Об этом сообщает пресс-служба КМГ.

Для CNOOC этот проект стал первым в Казахстане и Центральной Азии. Финансирование разведочного этапа обеспечивают китайские партнеры. Ранее сообщалось, что минимальный объем инвестиций на стадии поиска углеводородов составит 31,5 млн долл. США.

Участок недр Жылыой

• расположен к западу от месторождения Тенгиз, вдоль северо-восточного побережья Каспийского моря;
• представляет собой переходную зону от суши к морю;
• площадь исследуемого участка составляет около 958 км²;
• по предварительным оценкам, геологический потенциал Жылыой может превышать 185 млн т нефти.

В рамках текущего этапа предусмотрена 3D-сейсморазведка на площади 400 км². Для сбора данных используются высокоразрешающие низкочастотные вибрационные источники, беспроводные приемники сейсмических сигналов и технологии, позволяющие оптимизировать и ускорить проведение полевых работ. Полученные материалы позволят детально изучить геологическое строение участка, оценить его углеводородный потенциал и определить оптимальную точку для бурения первой поисково-разведочной скважины.

Минимальная программа геологоразведочных работ также предусматривает обработку и интерпретацию исторических данных 2D-сейсморазведки протяженностью около 400 пог. км, а также бурение надсолевой разведочной скважины глубиной около 2 тыс. м. В зависимости от результатов 3D-сейсморазведки может быть принято решение о бурении дополнительной подсолевой скважины глубиной до 4,5 тыс. м.

CNOOC вошла в проект Жылыой в октябре 2024 г. В декабре того же года КМГ и китайская компания обсудили основные направления сотрудничества и перспективы освоения участка. В июне 2025 г. стороны подписали контракт на разведку и добычу углеводородов. Реализация проекта направлена на повышение геологической изученности региона и выявление новых ресурсов углеводородов для расширения сырьевой базы Казахстана.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 9 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Это важный результат, который подтверждает, что все ключевые процессы на предприятии — от проектирования и производства до шеф-монтажа и гарантийного обслуживания — соответствуют высоким стандартам качества, установленным Институтом нефтегазовых технологических инициатив (АНО «ИНТИ»).

Заключение действительно до 16 октября 2028 года и охватывает широкий спектр нашей деятельности, включая:

• проектирование, шеф-монтаж, реализация, гарантийное и послегарантийное обслуживание кабельно-проводниковой продукции и изделий на её основе;
• системы электрического обогрева, инженерные системы управления и их составные компоненты;
• гофрированные трубы, фитинги и комплектующие, нагревательные изделия, металлоконструкции и крепёжные элементы;
• соединительные и распределительные коробки, шкафы электрические низковольтные и низковольтные комплектные устройства, в том числе во взрывозащищённом исполнении;
• проектирование, разработка и производство систем электрического обогрева и шкафов электрических низковольтных и низковольтных комплектных устройств, в том числе во взрывозащищённом исполнении.

Прохождение инспекционного контроля подтверждает надежность нашего предприятия как партнера для нефтегазовой и энергетической отраслей. Мы продолжаем совершенствовать наши процессы, чтобы гарантировать заказчикам высочайшее качество продукции и услуг.

С актуальной версией заключения можно ознакомиться в реестре на официальном сайте АНО «ИНТИ».



Компания «ССТэнергомонтаж» прошла процедуру оценки системы менеджмента качества на соответствие требованиям стандарта СТО ИНТИ S.QS.7-2024.

Это важный результат, который подтверждает, что все ключевые процессы на предприятии — от проектирования и производства до шеф-монтажа и гарантийного обслуживания — соответствуют высоким стандартам качества, установленным Институтом нефтегазовых технологических инициатив (АНО «ИНТИ»).

Автор: А. Гладкина Читать полностью

Москва, 9 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Инвестиционный фонд из Дубая Alcazar Energy Partners привлек 436 млн долл. США финансирования для строительства двух ветропарков (ВЭС) на побережье Красного моря в Египте, сообщила компания.

Ветропарки Niat и Rasgha мощностью по 250 МВт каждый будут построены в районе Рас-Гариб на побережье Суэцкого залива. Их коммерческая эксплуатация должна начаться к концу 2028 г.

Общая стоимость двух проектов оценивается в 626 млн долл. США. Электроэнергия будет поставляться государственному оператору Egyptian Electricity Transmission Company в рамках соглашений о покупке электроэнергии (PPA), рассчитанных на 25 лет.

Кто финансирует проекты

436 млн долл. США долгового финансирования предоставят Европейский банк реконструкции и развития (ЕБРР), Европейский инвестиционный банк (ЕИБ) и немецкий институт финансирования развития DEG. На каждый из трех институтов придется по трети суммы.

Турбины для ветропарков поставит Siemens Gamesa, которая также будет заниматься их техническим обслуживанием. Строительные и электротехнические работы выполнит египетская Orascom Construction.

По оценке Alcazar Energy, два объекта смогут вырабатывать более 2,3 ТВт·ч/год электроэнергии. Это сопоставимо со среднегодовым потреблением примерно 1,2 млн домохозяйств.

Генеральный директор Alcazar Energy Д. Кальдерон заявил, что электроэнергия от ветропарков будет обходиться примерно в 0,03 долл. США/кВт·ч - ниже стоимости генерации на газовых электростанциях (ГТЭС).

Египет наращивает ВИЭ

Проекты должны увеличить установленную мощность возобновляемой энергетики Египта на фоне планов властей довести долю ВИЭ в производстве электроэнергии до 45% к 2028 г.

Египет активно привлекает инвестиции в возобновляемую энергетику после энергетического кризиса, сопровождавшегося продолжительными отключениями электроэнергии несколько лет назад. Одной из причин дефицита электроэнергии тогда стали проблемы с поставками природного газа.

Дело в том, что растущий спрос на электроэнергию и резкое снижение объемов собственной добычи газа (истощение месторождения Zohr) превратили Египет в чистого импортера газа. При этом страна надеется вернуться к экспорту топлива к концу 2027 г. благодаря расширению газодобычи, которую египетские компании пытаются реализовать с иностранными партнерами, в т.ч. и на Zohr (Eni - оператор проекта).

ВИЭ тоже развивают как резервную генерацию. Так, этим летом Alcazar Energy подписала соглашение об инвестировании, эксплуатации и модернизации государственного ветропарка Gabal El Zeit мощностью 580 МВт, расположенного к югу от Рас-Гариба. Стоимость сделки составила 420 млн долл.США. Компания рассчитывает закрыть финансирование этого проекта до конца 2026 г.

По словам Д. Кальдерона, перебои с поставками топлива, связанные с конфликтами на Украине и Ближнем Востоке, еще больше повысили интерес к собственной возобновляемой генерации. При этом реализация подобных энергетических проектов требует нескольких лет.

Читать полностью

Москва, 9 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Свободные цены на электроэнергию на энергорынке РФ за период со 2 по 8 ноября 2026 г. изменились разнонаправленно. В европейской части России и на Урале индекс равновесных цен снизился на 6,77%, до 2 306,64 руб./МВт·ч, в Сибири вырос на 8,37%, до 2 070,20 руб./МВт·ч, а на Дальнем Востоке снизился на 6,49%, до 3 383,22 руб./МВт·ч.
Об этом свидетельствуют данные организатора торгов - АТС.

При этом по сравнению с аналогичной неделей 2025 г. - с 3 по 9 ноября - цены остались выше во всех 3-х зонах:

• на 7,85% в европейской части РФ и на Урале,
• на 3,6% в Сибири,
• на 10,4% на Дальнем Востоке.

Как менялись цены

Неделя началась с максимальных значений сразу в 3-х зонах. В 1-й ценовой зоне индекс составил 2 679,74 руб./МВт·ч - это исторический максимум. В Сибири цена достигла 2 326,98 руб., на Дальнем Востоке - 3 527,23 руб./МВт·ч.

К 8 ноября индекс в 1-й зоне и Сибири снизился до минимальных за неделю значений - 2 133,09 и 1 896,08 руб./МВт·ч соответственно. На Дальнем Востоке минимальный суточный индекс зафиксирован во вторник, 3 ноября 2026 г. - 3 229,59 руб./МВт·ч, что на 8,4% ниже максимального значения недели.

Потребление электроэнергии выросло

Одновременно с изменением цен увеличилось энергопотребление. В европейской части России и на Урале за отчетную неделю оно выросло на 2,51%, до 16,312 млн МВт·ч. В Сибири показатель увеличился на 2,44%, до 4,522 млн МВт·ч, на Дальнем Востоке - на 7,41%, до 1,065 млн МВт·ч.

Изменения произошли и в структуре генерации:

• в Сибири доля гидроэлектростанций (ГЭС) снизилась на 4,21 процентного пункта, до 52,02%. Доля тепловых электростанций (ТЭС), напротив, выросла с 43,77% до 47,98%;
• на Дальнем Востоке доля ТЭС увеличилась на 4,04 п.п., до 70,05%, а доля ГЭС снизилась с 34% до 29,95%;
• в 1-й ценовой зоне доля атомной генерации (АЭС) выросла на 1,9 п.п., до 25,86%. Доля ТЭС сократилась на 1,68 п.п., до 66,47%, ГЭС - на 0,22 п.п., до 7,67%.

Структура энергорынка

С 1 января 2025 года к первой ценовой зоне присоединились территории Коми и Архангельской области, а к энергорынку Дальнего Востока относятся территории второй ценовой зоны. При этом АТС публикует показатели Сибири и Дальнего Востока отдельно, поскольку Объединенная энергосистема Сибири и ОЭС Востока относятся к разным синхронным зонам Единой энергосистемы России.

Основной объем электроэнергии в России продается и покупается на рынке на сутки вперед (РСВ). Отклонения фактического потребления и производства от запланированных объемов в режиме реального времени торгуются на балансирующем рынке.

Напомним, что к 1-й ценовой зоне с 1 января 2025 г. присоединились территории Коми и Архангельской области, а к 2-й ценовой зоне - Дальний Восток. На сайте АТС цены по Сибири и Дальнему Востоку выделены отдельно, так как ОЭС Сибири и ОЭС Востока относятся к разным синхронным зонам ЕЭС.

Основной объем электроэнергии в РФ продается и покупается на рынке на сутки вперед, также на балансирующем рынке в режиме реального времени расторговываются отклонения потребления. Читать полностью

Москва, 9 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. В рамках логистического блока участники обсудят экспортные потоки российских минеральных удобрений по железной дороге, новые логистические коридоры, связанные с ними трудности, риски и перспективы. Это не теория. Так, например, Национальная транспортная во взаимодействии с производителями минудобрений в сжатые сроки переориентировала экспортную логистику. Благодаря этому перевозки через порты Северо-Западного (Усть-Луга, Высоцк, Санкт-Петербург) и Арктического (Мурманск) бассейнов выросли на 24,9% к уровню аналогичного периода прошлого года — до 21,5 млн тонн. В результате доля северных портов в экспорте удобрений достигла 85% от общего экспортного объема.

Параллельно развивается Северный морской путь: в сентябре из Мурманска в Юго-Восточную Азию отправлена крупная партия калийных удобрений на судне, которое прибыло из Китая с импортным грузом и ушло с экспортным, без порожнего пробега. Регулярная перевалка калия в Мурманске запущена с начала этого года.

Основные темы конференции:

• мировой и российский рынок минеральных удобрений: новая геополитическая реальность;
• эффективная логистика удобрений;
• сбытовая политика: регуляторная среда и экономика дистрибуции;
• инвестиционный рывок в агрохимии.

Таким образом, конференция «Минеральные удобрения: торговля и логистика» станет площадкой, где практические вопросы логистики — от переориентации маршрутов и обеспечения тоннажа до страхования рисков и соответствия регуляторным требованиям — будут рассмотрены на конкретных примерах, включая уже реализованный опыт перевозок через северные порты и Северный морской путь. Участники смогут обсудить, как масштабировать эти решения и встроить их в стратегию экспорта, в том числе с учетом перспектив возобновления масштабных поставок на западные рынки.

По вопросам участия обращайтесь к «ВИВА КОНСАЛТ», тел. многоканальный: +7(958)19-77-503 (при наборе не меняйте "+7" на "8"), info@vivaconsult.ru

Подробнее о мероприятии на официальном сайте.

Автор: А. Гладкина Читать полностью

Виндхук, 9 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. QatarEnergy заключила соглашение о приобретении доли участия в геологоразведочном блоке на континентальном шельфе Намибии у Chevron Namibia Exploration II Limited, дочерней структуры американской корпорации Chevron.
Об этом сообщает пресс-служба компании.

Согласно условиям сделки, которая подлежит стандартному одобрению регулирующими органами, QatarEnergy получит 25% в лицензии на разведку нефти и газа № 0082 (PEL82). После завершения сделки доля участия Chevron (оператора проекта) составит 55%, а компании Namcor E&P и Custos Energy будут владеть по 10% каждая.

Лицензия PEL 82 охватывает блоки 2112B и 2212A общей площадью около 11 444 км² в бассейне Уолфиш (Walvis Basin). Участок недр расположен примерно в 72–300 км от побережья, где глубина моря варьируется от 350 до 2 300 м. Геологоразведочная изученность блока включает около 3,5 тыс. км данных 2D-сейсморазведки и 9,5 тыс. км² 3D-сейсмики, охватывающих порядка 70% его территории.

Геологическая перспективность блока подтверждается результатами бурения двух разведочных скважин в 2013 г. Участники проекта подтвердили наличие нефтематеринских пород баррем-аптского возраста:

• при бурении скважины Wingat-1 были получена легкая нефть плотностью 38–41° по шкале API,
• а Murombe-1 вскрыла песчаники формации Baobab с пористостью около 20%.

По результатам последующих геофизических исследований были выделены перспективные объекты, включая Gemsbok, на котором планируется проведение дальнейших разведочных работ.

В 2024 г. Chevron приобрела 80% участия в лицензии и стала оператором проекта. Следующим ключевым этапом станет бурение разведочной скважины на объекте Gemsbok, запланированное на 2027 г. Экологическое разрешение на проведение буровых работ уже получено. При этом коммерческие запасы углеводородов на PEL 82 пока не подтверждены.

С 2020 г. у побережья Намибии были сделаны крупные нефтяные открытия, благодаря которым страну окрестили «новой Гайаной». Основные открытия связаны с бассейном Orange Basin, расположенным южнее PEL 82. Начало промышленной добычи нефти в стране ожидается к концу текущего десятилетия.

Катарский игрок уже сотрудничает с американской компанией в рамках лицензии на разведку нефти (PEL) 90 в бассейне Orange, где возлагаются большие надежды на вторую разведочную скважину, бурение которой на месторождении Nabba должно начаться в ближайшее время после того, как первая разведочная скважина на блоке не дала результатов.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 9 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Добыча на газовом месторождении Хор-Мор (Khor Mor) в иракском Курдистане была остановлена после предполагаемой атаки беспилотного летательного аппарата (БПЛА), сообщила оператор месторождения - эмиратская Dana Gas.

По данным компании, после атаки беспилотника на объекте возник пожар. Его удалось потушить, сейчас специалисты оценивают ущерб. Сотрудники месторождения не пострадали.

По информации министерств электроэнергетики и природных ресурсов Курдистанского региона, инцидент был квалифицирован как «террористическая атака». Власти заявили, что принимают меры для минимизации последствий.

Удар по газовой инфраструктуре

Два источника в министерстве электроэнергетики региона сообщили Reuters, что беспилотник поразил резервуар для хранения сжиженного углеводородного газа (СУГ), после чего начался пожар. По данным источников в службах безопасности, над месторождением поднимался дым. После атаки сотрудников объекта эвакуировали в укрытия на территории предприятия.

Ответственность за нападение пока никто на себя не взял.

Месторождение Khor Mor обеспечивает газом региональную электроэнергетику. По оценке властей Курдистана, в результате остановки объекта из строя временно вышло около 2,8 ГВт генерирующих мощностей.

Месторождение уже подвергалось угрозам

Работа Khor Mor неоднократно нарушалась из-за атак, в которых курдские власти обвиняли вооруженные формирования, связанные с Ираном.

В июле 2026 г. Dana Gas уже приостанавливала работу основных производственных мощностей месторождения, сославшись на достоверные угрозы безопасности и рост региональной напряженности. Позднее добыча была возобновлена.

Месторождение Хор-Мор

Хор-Мор является одним из крупнейших газовых месторождений в Ираке.

Владеет лицензией на добычу и управляет газовым промыслом консорциум Pearl Petroleum, контрольный пакет акций которого принадлежит компании Dana Gas из Абу-Даби и ее дочерней компании Crescent Petroleum. Организации заключили соглашение с региональным правительством Курдистана об исключительных правах на разработку и коммерциализацию месторождений Хор-Мор и Химчемал в апреле 2007 г.

Доли участия в консорциуме распределены следующим образом

• Dana Gas владеет 35% акций;
• Crescent Petroleum – 35%;
• OMV – 10%;
• MOL – 10%;
• RWE – 10%.

Добыча на месторождении началась в октябре 2008 г., через 15 месяцев после начала строительства. Проект позволяет добывать 250 млн фут³/сутки (7,1 млн м³/сутки).

В ноябре 2025 г. генеральный директор Crescent Petroleum М. Джафар заявил, что компания в рамках проекта Khor Mor 250 (KM250) нарастила мощности по добыче природного газа в Курдистане на 50%, на более чем 700 млн фут³/сутки (19,8 млн м³/сутки).

Подпишитесь

Читать полностью