Сеул, 10 сен – ИА Нефтегаз.РУ. На верфи Geoje компании Hanwha Ocean Co., Ltd. в Южной Корее состоялась церемония имянаречения первого в мире танкера-газовоза, оснащенного системой телескопических жестких парусов Wind Challenger.
Об этом сообщает пресс-служба японской Mitsui O.S.K. Lines (MOL).

Судну официально присвоено название FUJIN SAILOR. Церемонию наречения провела М. Т. Легелер, президент подразделения Supply & Trading американской компании Chevron. В конце сентября 2026 г. танкер будет передан Chevron в долгосрочную аренду.

Технические характеристики FUJIN SAILOR:

• длина – 294,9 м;
• ширина – 46,4 м;
• грузовместимость – 174 000 м³;
• тип танков – мембранный;
• главный двигатель – двухтопливный MAN Energy Solutions (ME-GA, ныне Everllence);
• энергосберегающие и экологические системы:
• две установки Wind Challenger,
• система воздушной смазки корпуса (Air Lubrication System),
• валогенератор (Shaft Generator);
• судостроитель – Hanwha Ocean Co.;
• управляющая компания – MOL Global Ship Management Pte. Led. (100% дочернее предпрриятие MOL).

В рамках стратегии «MOL Group Environmental Vision -BLUE ACTION 2035 Phase2» компания поставила цель достичь нулевого уровня выбросов парниковых газов к 2050 г. Одним из ключевых направлений для достижения этой цели является «внедрение дополнительных энергосберегающих технологий». Группа планирует оснастить системой Wind Challenger 25 судов к 2030 г. и увеличить их количество до 80 к 2035 г.

FUJIN SAILOR является первым в мире СПГ-танкером, оснащенным ветродвигательной системой (WAPS, Wind Assisted Propulsion System), а также первым в мире судном, оснащенным двумя установками Wind Challenger. Также оно стало четвертым из общего числа 11 судов группы MOL, которые уже оснащены или будут оснащены системой Wind Challenger.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Сингапур, 10 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Независимые нефтеперерабатывающие предприятия Китая в последние недели активизировали закупки нефти из Западной Африки, Канады и Южной Америки. На фоне сокращения поставок из Ирана и России это поддержало спотовые премии на нефть на максимальных за несколько месяцев уровнях. Об этом сообщило агентство Reuters со ссылкой на трейдеров и аналитиков.

Закупки могут привести к дальнейшему ужесточению ситуации на физическом рынке нефти. Эскалация конфликта между США и Ираном привела к сокращению экспорта нефти из стран Персидского залива через Ормузский пролив, в результате чего цена Brent превысила 100 долл. США/барр.

По оценкам двух трейдеров, за последние несколько недель независимые китайские нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) приобрели более 20 млн барр. нефти из Западной Африки, Канады и Колумбии.

Объем закупок может увеличиться. По данным нескольких источников в торговых компаниях, почти 10 независимых китайских НПЗ направили своих трейдеров на ежегодную отраслевую встречу в Сингапуре для поиска доступных поставок и обсуждения сделок.

«Обычно трейдеры независимых НПЗ посещают мероприятие APPEC для налаживания контактов, однако на этот раз команды были более многочисленными, а их работа была менее связана с неформальным общением и больше ориентирована на поиск нефти», - сообщил один из трейдеров. Источники отказались назвать свои имена, поскольку не уполномочены общаться со СМИ.

Независимые НПЗ Китая, известные как teapots, обеспечивают около 20% импорта нефти в страну. В последние годы они в значительной степени полагались на более дешевую нефть из стран, находящихся под санкциями.

Однако блокада Ирана ВМС США ограничила экспорт страны, тогда как крупные китайские НПЗ Sinopec и Yulong Petrochemical, по словам источников, закупают большую часть российской нефти сорта ESPO Blend, экспортируемой из дальневосточного порта Козьмино. В результате независимые НПЗ вынуждены искать замену российским и иранским поставкам на спотовом рынке.

По данным на июль, доля Индии в экспорте российской нефти ESPO из Козьмино выросла до 16% с 12% годом ранее, тогда как доля Китая сократилась с 88% до 83%. Общий экспорт ESPO из порта за семь месяцев увеличился на 6%, до 28,2 млн т.

Рост спроса и цен

По словам источников, на этой неделе были заключены сделки как минимум по двум партиям конголезской нефти сорта Djeno и одной партии ангольской нефти Plutonio. Продавцами выступили, в частности, трейдер Trafigura и компания TotalEnergies.

Тяжелая малосернистая нефть Djeno продавалась с премией около 22 долл. США/барр. к фьючерсам ICE Brent с поставкой в ноябре. Один из источников связал высокий уровень премии в том числе с ростом стоимости фрахта. В июне этот сорт торговался с дисконтом.

Кроме того, некоторые независимые НПЗ ведут переговоры о закупке небольших объемов нефти внутренней добычи в северо-западном регионе Синьцзян с поставкой в конце сентября или в следующем месяце.

Независимые НПЗ также приобрели по меньшей мере четыре партии тяжелой канадской нефти, экспортируемой по нефтепроводу Trans Mountain, с отгрузкой на танкерах типоразмера Aframax, сообщил один из источников. По его словам, одна из сделок была заключена по цене на 3,70 долл. США/барр. выше ICE Brent при поставке в октябре-ноябре.

Дефицит российской нефти ESPO

Премия на российскую нефть сорта ESPO Blend, остающуюся одним из немногих надежных вариантов с коротким сроком доставки, в последней известной сделке составила 12 долл. США/барр. к ICE Brent для поставки в ноябре, сообщили два трейдера.

По их оценкам, цены на декабрьские партии могут вырасти на фоне дальнейшего сокращения поставок из стран Ближнего Востока после атак на танкеры в Персидском заливе на этой неделе.

Трейдеры ожидают, что независимые НПЗ увеличат объемы переработки нефти для удовлетворения спроса на топливо со стороны государственных нефтеперерабатывающих предприятий. Кроме того, государственные НПЗ пополняют внутренние запасы до установленных правительством уровней, что является условием для сохранения высоких объемов экспорта топлива, приносящего значительную прибыль.

Дополнительным фактором спроса является необходимость использовать выделенные импортные квоты до конца года.

Старший аналитик Kpler по рынку нефти М. Сюй ожидает, что активные закупки на спотовом рынке приведут к увеличению морского импорта нефти в Китай до 8,5–9 млн барр./сутки против 7 млн барр./сутки в июле. При этом показатель останется значительно ниже уровня до начала конфликта - около 10 млн барр./сутки. Читать полностью

Москва, 10 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Мировой спрос на уголь в 2026 г. вырастет на 1,2% и достигнет рекордных 8,94 млрд т, прогнозирует Международное энергетическое агентство (МЭА) в докладе Global coal demand set to increase this year amid Middle East conflict. Ранее агентство ожидало небольшого снижения потребления.

Основным фактором пересмотра прогноза стал резкий рост цен на природный газ на фоне перебоев с поставками СПГ через Ормузский пролив. Это стимулирует увеличение выработки электроэнергии на угольных ТЭС в странах, где имеются соответствующие мощности. Более высокий спрос, чем ожидалось ранее, МЭА отмечает в Европе, Японии, Южной Корее, Китае и других регионах.

Дополнительным фактором станет погодная ситуация. МЭА ожидает в 2026 г. особенно сильный Эль‑Ниньо (исп. El Niño - «мальчик») - климатическое явление, при котором в экваториальной части Тихого океана заметно повышается температура поверхностных вод. Оно может повысить потребность в электроэнергии для охлаждения и одновременно сократить выработку ГЭС в Индии и Вьетнаме.

В Китае высокие цены на нефть также способствуют увеличению использования угля в производстве химической продукции.

При этом мировая добыча угля в 2026 г., напротив, сократится после рекордного уровня 2025 г., хотя останется выше 9 млрд т 3-й год подряд. Основной причиной станет снижение добычи в Китае после аварии на шахте в мае и последовавших проверок безопасности. Сокращение разрыва между производством и потреблением должно привести к уменьшению накопленных мировых запасов угля.

На международном рынке сочетание более высокого импортного спроса со стороны Японии и Южной Кореи, снижения внутренней добычи в Китае и ограниченного предложения уже создает предпосылки для роста мировых цен на уголь.

Перспективы на 2027 г. во многом будут зависеть от ситуации в Ормузском проливе. Если транзит СПГ восстановится, а цены на газ вернутся к довоенным уровням, спрос на уголь может снова снизиться. При сохранении ограничений на поставки СПГ угольное потребление, напротив, может вырасти еще сильнее. Читать полностью

Москва, 10 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Норильскгазпром (дочка Норникеля) впервые за 10 лет пробурил и ввел в эксплуатацию пять новых добывающих скважин на главном газовом активе Таймыра – Пеляткинском газоконденсатном месторождении (ГКМ).
Об этом сообщает пресс-служба Норникеля.

С запуском новых скважин эксплуатационный фонд месторождения увеличился с 41 до 46 единиц. Суммарная производительность месторождения выросла на 2 млн м³/сутки газа.

«Пять новых скважин позволят нам обеспечить необходимыми объемами газа как растущие производственные мощности металлургии, так и новые проекты по развитию горного производства и строительство третьего пускового комплекса на Талнахской обогатительной фабрике», – поделился первый вице-президент – операционный директор Норникеля Е. Федоров.

Подробнее о пяти новых скважинах

Первые три скважины Норильскгазпром пробурил в 2024 г., еще две – в первом полугодии 2025 г.
В текущем году все пять скважин подключили к действующей инфраструктуре месторождения: выполнена обвязка, построены эстакады и площадки обслуживания, проложены трубопроводы до точки врезки в существующий коллектор. Проект обошелся компании в 10 млрд руб.

Общая протяженность проходки бурения всех пяти скважин превысила 15 км. Две скважины – наклонно-направленные с горизонтальным окончанием ствола – имеют горизонтальные участки протяженностью более 600 м. Как уточняют в Норникеле, это рекордный показатель для Пеляткинского месторождения, позволяющий достичь максимальных притоков газа.

Бурение велось при помощи отечественной установки на колесном шасси, сопоставимой по высоте с 20-этажным домом, весом 1,2 тыс. т. Ранее сообщалось, что буровой подрядчик проекта – компания Газпром шельфпроект.

Пеляткинское ГКМ

• расположено в 170 км к северо-западу от Дудинки на территории Таймырского Долгано-Ненецкого района Красноярского края;
• на него приходится 80% природного газа, добываемого на Таймыре;
• плотность газового конденсата 746-767 кг/м;
• содержание конденсата в газе 104,9 г/м³;
• утвержденные запасы газа составляют 260 млрд м³;
• газ, добытый на Пеляткинском месторождении, поставляется в Норильск по магистральному газопроводу (МГП) протяженностью 300 км.

Нефтегаз.РУ напоминает, в августе 2017 г. Норильскгазпром и Таймыргаз завершили проект по строительству 12 эксплуатационных скважин на Пеляткинском ГКМ.

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Луанда, 10 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Shell, QatarEnergy и ангольская государственная нефтяная компания Sonangol E&P договорились с Национальным агентством нефти, газа и биотоплива Анголы (ANPG) об условиях освоения двух перспективных блоков – №8 и №22 в бассейне Kwanza.
Об этом сообщает пресс-служба регулятора.

Соглашение о принципах (Heads of Terms) было подписано 9 сентября 2026 г. в Луанде на полях конференции Angola Oil & Gas 2026. Документ определяет рамочные условия для проведения геологоразведочных работ, оценки открытий, а в случае подтверждения коммерческих запасов – их разработки и добычи. В соглашении также зафиксированы минимальные обязательства по объему работ, сроки разведочного периода, бонусы, платежи, штрафные санкции и применимые фискальные и контрактные условия.

В консорциуме Shell будет оператором с долей участия 50%, QatarEnergy получит 30%, Sonangol E&P – 20%.

Кванза становится одним из главных направлений новой разведки

Бассейн Кванза приобретает все большее значение для долгосрочной стратегии Анголы. Причина заключается в необходимости компенсировать естественное снижение добычи на зрелых месторождениях и сформировать новый портфель проектов, способных поддержать производство в следующем десятилетии.

По оценке EIA, доказанные запасы нефти страны составляли около 2,6 млрд барр. на начало 2025 г. При этом Ангола в 2024 г. была вторым по объему производства жидких углеводородов государством Африки к югу от Сахары после Нигерии. Доказанные запасы газа страны составляли около 4,6 трлн фт³ на начало 2025 г.

Ангола пытается развернуть тренд снижения добычи

Нефтяная отрасль остается фундаментом экономики Анголы, однако последние годы характеризуются сокращением добычи из-за истощения зрелых месторождений и недостаточного объема новых инвестиций.

Выход страны из ОПЕК с 1 января 2024 г. стал одним из элементов новой политики правительства. Луанда получила больше свободы в формировании производственной стратегии и одновременно усилила работу по привлечению инвестиций. EIA отмечает, что выход из организации потенциально позволяет Анголе активнее стимулировать разработку новых ресурсов на фоне снижения добычи на зрелых активах.

В последние года признаки активизации отрасли стали особенно заметны. Так. в ноябре 2025 г. ANPG заключило с консорциумом во главе с Shell соглашение о принципах, предусматривающее последующее предоставление 17 глубоководных и сверхглубоководных блоков в бассейнах Кванза и Нижнего Конго. В проекте участвуют Shell, Equinor и Sonangol E&P.

TotalEnergies ранее объявила о планах инвестировать около 10 млрд долл. США в Анголу в течение ближайших пяти лет. Французская компания рассчитывает поддерживать добычу на действующих активах и развивать новые проекты. Одним из ключевых является Kaminho в бассейне Кванза – глубоководный проект примерно в 100 км от побережья, запуск которого ожидается в 2028 г.

Одновременно в сентябре 2026 г. TotalEnergies сообщила о новом нефтяном открытии Acacia-5 в блоке 17, а ExxonMobil и ее партнеры объявили об открытии Vicango Este-01 в блоке 15. Эти результаты демонстрируют, что ангольский шельф по-прежнему обладает существенным разведочным потенциалом.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 10 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Третий энергоблок атомной электростанции (АЭС) Олкилуото (OL3) в Финляндии автоматически отключился от энергосистемы из-за технической неисправности за несколько часов до плановой остановки на техническое обслуживание. Об этом сообщила компания Teollisuuden Voima (TVO), оператор станции.

По данным компании, неисправность была выявлена в парогенераторе. На момент отключения энергоблок №3 работал на низкой мощности в рамках подготовки к плановому техническому обслуживанию.

В TVO отметили, что системы станции функционировали в штатном режиме, а произошедшее не повлияло на ядерную безопасность.

Третий энергоблок Олкилуото был введен в эксплуатацию в апреле 2023 г. 10 сентября на нем должно начаться плановое техническое обслуживание продолжительностью около 50 дней. В ходе работ запланированы перегрузка ядерного топлива (ЯТ), проверки и ремонт главных циркуляционных насосов, а также очистка и инспекция парогенераторов.

Ограничения мощности OL2

В июле 2026 г. на станцию прибыл восстановленный запасной ротор генератора второго энергоблока. Однако TVO решила сохранить мощность OL2 на уровне 735 МВт до установки нового технически усовершенствованного ротора, поставка которого ожидается в конце 2027 г.

Проблема возникла после того, как весной 2025 г. энергоблок №2 пришлось остановить из-за повышенной влажности в генераторе машинного зала. Тогда был использован последний запасной ротор, и на складе АЭС возник дефицит критически важного оборудования

АЭС Олкилуото

Находится на западе Финляндии, на побережье Ботнического залива Балтийского моря, на острове Олкилуото.

В составе станции три энергоблока:

• два энергоблока с реакторами BWR-2500 (построены в 1970-1980^х гг., мощность после модернизации - 890 МВт),
• третий энергоблок с реактором EPR (мощность 1600 МВт, строительство заняло 24 года).

Первоначально проект предполагал пуск энергоблока в 2009 г. и ввод в промышленную эксплуатацию в 2010 г., но по факту энергоблок Олкилуото-3 впервые вышел на полную мощность 29 сентября 2022 г., а регулярное производство электроэнергии энергоблок начал 16 апреля 2023 г. С тех пор энергоблок многократно останавливался из-за проблем на турбинном острове, за который отвечала Siemens (прекратила ядерную деятельность в 2011 г.)

Читать полностью

Москва, 10 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Гонконгская компания Sea Legend Line запустила регулярный арктический контейнерный маршрут.
Об этом свидетельствуют данные Sea Legend и сервисов отслеживания судов.

Dubai Tower в Тиспорте

Первый из 8 запланированных на 2026 г. арктических рейсов в рамках проекта Китайско-европейский арктический экспресс (China-Europe Arctic Express, CAX) совершил контейнеровоз Dubai Tower (IMO 9433066, флаг Либерии, вместимость 1,74 тыс. TEU).
Хронология перехода Dubai Tower:

• контейнеровоз вышел из порта Нинбо-Чжоушань на восточном побережье Китая 15 августа 2026 г.,
• после чего контейнеровоз заходил в Шанхай, Тайцан и Циндао,
• 19 августа Dubai Tower отправился из Циндао в Тиспорт на северо-востоке Великобритании через Северный морской путь (СМП),
• 9 сентября 2026 г. судно прибыло в Тиспорт.

Примечательно, что изначально основным британским портом в европейском расписании компании Sea Legend Line был указан Феликстоу, где контейнеровоз ждали 5-7 сентября. В маршрут также входили Роттердам, Гамбург и порты Польши. Тиспорт первоначально в расписании Dubai Tower не значился.

На борту Dubai Tower находилось 1,37 тыс. TEU грузов, включая оборудование для систем накопления энергии (СНЭ), аккумуляторы и др. промышленная продукция.

Продолжительность первого регулярного рейса CAX составила около 25 дней.

Sea Legend планирует выполнить 8 рейсов по маршруту CAX в период арктической навигации до начала октября 2026 г.

Арктический маршрут в деле

Тестирование CAX Sea Legend провела в сентябре-октябре 2025 г. Тогда контейнеровоз Istanbul Bridge вместимостью 4,89 тыс. TEU прошел из порта Нинбо-Чжоушань в Феликстоу в Великобритании через трассу СМП. Рейс рассматривался как практическая проверка возможности использования арктического маршрута для регулярных контейнерных перевозок между Азией и Европой.

Тест прошел успешно, рейс занял около 20 дней, что сейчас позволило запустить регулярное сообщение по маршруту CAX в текущее навигационное окно в объеме 8 рейсов.

CAX – не единственный арктический маршрут, реализуемый китайскими компаниями. Так, NewNew Line Shipping (NNLS) является оператором логистического проекта «Арктический экспресс №1», который с 2024 г. связывает порты Нинбо и Архангельск.

В августе 2026 г. NNLS начала тестировать отдельную морскую и железнодорожную логистическую схему через порт Мурманск. Контейнеровоз Xin Xin Hai 1 (IMO 9623609, флаг Китая) выгрузил в Мурманском морском торговом порту 502 контейнера с автокомпонентами для дальнейшей отправки по ж/д в Центральную Россию, а затем погрузил 26,4 тыс. т калийных удобрений на Мурманском балкерном терминале. 7 сентября судно отбыло из порта Мурманск, пунктом назначения назван порт Гресик в Индонезии с датой прибытия 14 октября.

В ближайшие месяцы NNLS планирует пополнить флот 6 контейнеровозами вместимостью 4,8 тыс. TEU для перевозок по СМП, а к летней навигации 2027 г. сможет перевозить по маршруту до 1,2 млн т/год грузов.

Глава Минвостокразвития РФ А. Чекунков ранее напомнил о задаче, поставленной перед китайскими судоходными компаниями председателем КНР Си Цзиньпином, по наращиванию грузопотока по СМП до 20 млн т/год к 2030 г.

Востребованность СМП растет на фоне кризиса на Ближнем Востоке и рисков судоходства по традиционному маршруту через Суэцкий канал и Красное море, предоставляя более короткий маршрут по сравнению с другой альтернативой вокруг южной оконечности Африки.

Вслед за Китаем к СМП с транзитными целями присматривается Южная Корея, которая выходит на арену арктических грузоперевозок, чтобы сделать Пусан и южное побережье Южной Кореи глобальным морским транспортным узлом за счет использования более коротких северных маршрутов между Азией и Европой.

Ранее глава Росатома (выступает оператором СМП) А. Лихачев прогнозировал, что грузопоток по СМП по итогам 2026 г. может достичь рекордных 40 млн т. За 8 месяцев 2026 г. показатель вырос на 15% по сравнению с аналогичным периодом 2025 г. и составил 24,2 млн т.
Читать полностью

Москва, 10 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Китайская CNPC планирует увеличить добычу нефти на месторождениях Тосон-Уул и Тамсаг в Монголии до 0,8–1 млн т/год. Для этого компания намерена расширить бурение, провести переоценку запасов и внедрить новые технологии, сообщают монгольские СМИ со ссылкой на министра промышленности и минеральных ресурсов страны Г. Дамдинняма.

В инвестиционную программу CNPC до 2030 г. также включено проведение геологоразведочных работ (ГРР). Монгольские власти предложили компании в ближайшее время провести предварительную геолого-экономическую оценку как минимум одного-двух новых месторождений.

Параллельно Монголия и CNPC планируют создать техническую группу для разработки механизма долгосрочных и бесперебойных поставок нефти с Тосон-Уула и Тамсага на строящийся первый в стране нефтеперерабатывающий завод (НПЗ).

CNPC через дочернюю PetroChina Daqing Tamsag обеспечивает около 95% добычи нефти в Монголии. Текущий объем добычи компания не раскрывает. По данным открытых источников, в 2024 г. на месторождениях было добыто около 400 тыс. т нефти - значительно меньше показателей предыдущих лет.

Строящийся НПЗ рассчитан на переработку 1,5 млн т/год нефти. Проект реализуется при участии Индии: Экспортно-импортный банк страны выделил на него 1,7 млрд долл. США, строительство ведет Engineers India Ltd. Завершение работ, первоначально запланированное на 2027 г., перенесено на 2028 г. Готовность объекта в начале августа оценивалась в 60%.

Выход НПЗ на проектную мощность позволит производить более 300 тыс. т/год бензина и около 800 тыс. т дизельного топлива. По оценке монгольских властей, это позволит сократить расходы на импорт топлива примерно на 50%.

Для бесперебойной поставки сырья на НПЗ строится 530-км нефтепровод, который свяжет месторождения Дорнод с площадкой завода в Алтанширээ. Проектная пропускная способность - до 6,5 тыс. т/сутки (2,4 млн т/год). Генподрядчик - китайская Norinco.

Кроме нефтяного направления, Монголия и CNPC намерены расширять сотрудничество в области углехимии. В числе возможных проектов - добыча метана из угольных пластов, производство синтез-газа и жидкого топлива из угля, а также глубокая переработка угольного сырья.

Сколько нефти у Монголии?

Нефти у Монголии немного: в 2024 г. добыча составила около 13,7 тыс. барр./сут. (примерно 400 тыс. т/год). Вся добываемая нефть идет на экспорт в Китай для переработки, а сама Монголия почти полностью зависит от импорта нефтепродуктов.

Нефтеразведка на территории Монголии началась в 1940 г. при содействии СССР. Первая добыча - в 1949 г. на месторождениях Зуунбаян и Цагаан-Эльс в аймаке Дорноговь (Восточно-Гобийская провинция). В 1950 г. советской стороной был построен нефтеперегонный завод в Зуунбаяне, который работал на смеси местной нефти и западносибирской нефти, поставлявшейся по железной дороге, и покрывал более 20% потребностей страны. В 1969 г. завод был остановлен как экономически нецелесообразный, и Монголия перешла на импорт нефтепродуктов из СССР.

Современный этап добычи начался в 1996 г., после заключения соглашений о разделе продукции (СРП) с иностранными инвесторами. С 1996 по 2025 гг. в общей сложности было добыто около 12 млн т нефти, что принесло госбюджету порядка 3 трлн тугриков.

Доказанные запасы нефти Министерство промышленности и минеральных ресурсов Монголии оценивает в 332 млн т; из них подтвержденных (пригодных к извлечению) - около 43 млн т. Запасы сосредоточены в 2-х нефтеносных провинциях - Восточно-Гобийской (аймак Дорноговь) и Тамсагбулакской (аймак Дорнод, восток страны).

Компании, которые работают в Монголии:

1. PetroChina Daqing Tamsag (дочка CNPC) - обеспечивает около 95% всей добычи нефти в стране. Экспортирует сырую нефть автотранспортом через погранпереход Баянхошуу на НПЗ в Китае.
2. Dongsheng Petroleum Mongol (дочка Sinopec) - оперирует месторождениями Зуунбаян и Цагаан-Эльс, на долю приходится около 5% добычи.
3. Petro Matad (монгольская компания, зарегистрирована на острове Мэн) - в 2021 г. получила 25-летнюю лицензию на разработку Блока XX, в 2024–2025 гг. начала добычу на скважинах Heron-1 и Gazelle-1, увеличив общий объем добычи в стране почти на 2%. В январе 2025 г. подписала новое СРП по Блоку VII (41 тыс. км² на юге страны).
4. Татнефть - открыла представительство в Улан-Баторе и проводит геологоразведочные работы.

Добыча нефти в Монголии пережила пик в 2015–2016 гг. (около 23 тыс. барр./сутки), после чего начала снижаться. В 2018 г. было добыто 0,87 млн т (–16% к 2017 г.). Основные причины снижения - истощение легкоизвлекаемых запасов на разрабатываемых месторождениях, рост доли трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ), а также недостаточные инвестиции в разведку.

Читать полностью

Луанда, 10 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Французская TotalEnergies открыла новое месторождение Acacia-5 на блоке №17 в Анголе.
Об этом сообщила пресс-служба компании.

Открытие Acacia-5 стало второй успешной разведочной кампанией TotalEnergies в Анголе с начала 2026 г. Ранее компания сообщила об открытии на блоке №0 в пределах высокоперспективного бассейна Нижнее Конго (где TotalEnergies владеет долей 10% совместно с оператором проекта – американской Chevron).

Разработка месторождения будет осуществлена в ускоренном режиме – спустя 3 месяца после открытия в июне 2026 г. Проект предполагает использование свободных мощностей FPSO Pazflor. По оценке компании, Acacia-5 позволит увеличить добычу на блоке №17 примерно на 6 тыс. барр./сутки.

TotalEnergies также заключила соглашения с Национальным агентством нефти, газа и биотоплива Анголы (ANPG) о вхождении в разведочные блоки №17/25 и №32/21. Компания получит 40%-ную долю с функцией оператора в каждом из блоков. Партнерами выступят ExxonMobil с долей участия 40% и Sonangol E&P с долей участия 20%.

Блоки расположены в бассейне Lower Congo, вблизи действующих активов TotalEnergies – блоков №17 и №32. По данным компании, на новых участках недр уже имеется значительный объем 3D-сейсмических данных, а близость к существующей инфраструктуре и шести действующим FPSO создает возможности для реализации будущих проектов по схеме tie-back с использованием имеющихся производственных мощностей.

В феврале 2026 г. TotalEnergies подписала с ANPG и ExxonMobil соглашение о намерениях (Head of Agreement) по приобретению 35%-ной доли участия в разведочных блоках №40, 41, 42 и 58, расположенных в бассейне Benguela.

TotalEnergies работает в Анголе с 1953 г. В 2025 г. компания добывала в стране около 156 тыс. баррелей нефтяного эквивалента в сутки, что делает Анголу одним из ключевых источников углеводородной добычи группы.

В блоке №17 TotalEnergies принадлежит 38% и права оператора. Equinor владеет 22,16%, ExxonMobil – 19%, Azule Energy – 15,84%, Sonangol E&P – 5%. В блоках №17/25 и №32/21 TotalEnergies и ExxonMobil получат по 40%, Sonangol E&P – 20%. В блоке №0 TotalEnergies владеет 10%, а оператором выступает Chevron с долей участия 39,2%. Sonangol E&P принадлежит 41%, Azule Energy – 9,8%.

Компания отмечает, что ее деятельность в Анголе включает не только глубоководную добычу, но и розничный топливный бизнес, реализуемый в партнерстве с Sonangol, а также проекты в сфере возобновляемой энергетики.

Пик нефтедобычи в Анголе пришелся на 2008 г., когда страна добывала около 1,9 млн барр./сутки. После этого началось постепенное снижение производства из-за истощения зрелых глубоководных месторождений, сокращения инвестиций в период низких цен на нефть в 2014–2020 гг. и ухода ряда международных компаний.

Власти рассчитывают, что реализация новых проектов позволит стабилизировать и в дальнейшем восстановить национальную добычу углеводородов, которая в настоящее время держится на уровне около 1 млн барр./сутки. Нефтегазовый сектор играет ключевую роль в экономике Анголы, обеспечивая значительную часть ВВП страны и основную долю экспортных доходов. Основные объемы добычи сосредоточены на шельфе, прежде всего в бассейнах Кванза-Камерун и Намиб.

Для восстановления добычи ангольские власти проводят экономические реформы, совершенствуют условия недропользования и организуют новые лицензионные раунды. Правительство рассчитывает за счет этих мер привлечь дополнительные инвестиции, активизировать геологоразведку и остановить многолетнее снижение нефтедобычи.

Автор: А. Гончаренко

Подпишитесь

Читать полностью