Вашингтон, 17 июл - ИА Neftegaz.RU. Американская энергетическая компания Duke Energy приняла решение об увеличении размера ежеквартальных дивидендных выплат по обыкновенным акциям на 1,9%.
Об этом сообщила пресс-служба.

Сумма на одну ценную бумагу вырастет с 1,065 до 1,085 долл. США. Зафиксированные в реестре по состоянию на 14 августа акционеры получат средства 16 сентября.

Исходя из текущих биржевых котировок, годовая дивидендная доходность составит порядка 3,4%.

С начала 2026 г. капитализация Duke Energy увеличилась на 7,4%, достигнув 96,9 млрд долл. США. За этот же период фондовый индекс S&P 500 прибавил 10,5%.


Автор: А. Шевченко Читать полностью

Москва, 17 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Биржевые цены на бензин по итогам торговой недели выросли, наиболее заметно подорожал АИ-95. Стоимость дизельного топлива также увеличилась, но более умеренными темпами. Это следует из данных Петербургской биржи.

По итогам прошлой недели биржевые цены на бензин и дизельное топливо снизились менее чем на 1%.

По информации Петербургской биржи:

• бензин АИ-92 на торгах 17 июля слегка вырос в цене - на 0,02% - до 71,79 тыс. руб./т, а за неделю его стоимость прибавила 0,92%;
• цена АИ-95 по территориальному индексу европейской части России прибавила за день 0,02% и составила 76,377 тыс. руб./т, увеличившись на 3,76% за неделю;
• стоимость летнего дизельного топлива выросла в пятницу на 0,34%, до 74,714 тыс. руб./т (+0,87% за неделю);
• топочный мазут подешевел за неделю на 21,15% - до 19,497 тыс. руб./т, а за день потерял 4,81%;
• цена сжиженных углеводородных газов (СУГ) упала на торгах 17 июля на 1,98%, достигнув 43,626 тыс. руб./т (-2,94% за неделю).

После резкого скачка цен на СУГ на Петербургской бирже с 9 июля ужесточили предельные границы колебания цен, ограничив рост до 0,01%.

Ситуация на рынке топлива

8 июля 2026 г. президент РФ В. Путин заявил, что возникшие на топливном рынке сложности носят временный характер, а российская энергетическая отрасль располагает достаточным запасом прочности.

По словам вице-премьера РФ А. Новака, выпуск нефтепродуктов частично сократился из-за атак на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ), однако ситуация постепенно стабилизируется. Для обеспечения внутреннего рынка власти ввели временный запрет на экспорт бензина и дизельного топлива, а также организовали импортные поставки нефтепродуктов. Крупные нефтяные компании получили приоритетную задачу по снабжению регионов, где работают независимые операторы АЗС.

Ранее А. Новак отмечал, что в стране сформированы достаточные запасы топлива для удовлетворения внутреннего спроса. Вместе с тем ажиотажный спрос привел к увеличению потребления на 20-30%, а перестройка логистики для перераспределения объемов требует времени.

Биржевые ограничения

В настоящее время на Петербургской бирже действуют ограничения на изменение цен по ряду нефтепродуктов. Для бензинов АИ-92 и АИ-95, а также летнего и межсезонного дизельного топлива установлен ценовой коридор: рост котировок ограничен 0,01%, снижение - 5%.

Кроме того, с 1 июля по 30 сентября 2026 г. правительство РФ снизило норматив обязательных продаж бензина на бирже с 15% до 10% от объема производства. Позднее в Минэнерго РФ сообщили о планах аналогичным образом сократить норматив реализации дизельного топлива - с 16% до 10%. Вице-премьер РФ А. Новак поручил Федеральной антимонопольной службе (ФАС) РФ проработать этот вопрос.

Рост биржевых цен продолжает оказывать давление на независимые АЗС. При увеличении стоимости топлива на бирже возможности повышения розничных цен остаются ограниченными действующими механизмами регулирования, что негативно сказывается на рентабельности независимых операторов. На этом фоне, по данным СМИ, владельцы ряда АЗС стали чаще выставлять станции на продажу.

Независимые АЗС наиболее чувствительны к росту биржевых цен, поскольку закупают топливо на рыночных условиях и, в отличие от вертикально интегрированных нефтяных компаний (ВИНК), не располагают собственной добычей и переработкой нефти. Читать полностью

Москва, 17 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Американская ConocoPhillips готовится к приобретению 42% акций в BP Energy Company of Kirkuk Limited (BP ECKL) британской bp. Компании согласовали условия сделки. ConocoPhillips войдет в проект по восстановлению четырех нефтяных месторождений в Киркуке, на севере Ирака.
Об этом сообщает пресс-служба bp.

Сейчас сделка требует одобрения регуляторов.

Отметим, что компания BP ECKL выступает подрядчиком по договору о разработке и добыче, заключенному с иракскими North Oil Company (NOC) и North Gas Company (NGC). Ожидается, что bp и ConocoPhillips подпишут соглашение во время официального визита премьер-министра Ирака Али аль-Заиди в Вашингтон.

Сделка предполагает освоение четырех месторождений:

• Киркук (Kirkuk) – Баба (Baba) и Авана (Avanah),
• Бай-Хасан (Bai Hassan),
• Джамбур (Jambur),
• Хаббаз (Khabbaz).

На начальном этапе объем добычи нефти и природного газа, как ожидается, превысит 3 млрд бнэ.
Сейчас перечисленные месторождения эксплуатируются компанией Northern Oil Company (NOC). Контрактная территория также включает дополнительный разведочный потенциал.

Уточняется, что после закрытия сделки компания bp останется мажоритарным акционером BP ECKL и ключевым участником группы подрядчиков.

Этапы согласования проекта

• в июле 2024 г. bp и Ирак подписали Меморандум о взаимопонимании;
• в декабре 2024 г. bp и Ирак согласовали технические условия разработки нефтяных месторождений в провинции Киркук;
• в январе 2025 г. были согласованы основные коммерческие условия;
• в конце февраля 2025 г. стороны согласовали условия контракта перед одобрением правительством.

Окончательное разрешение на реконструкцию нефтяных месторождений в провинции Киркук bp получила в марте прошлого года.

Миннефти Ирака активировало соглашение с bp в октябре прошлого года. Первоначальный план по добыче оценивался в 328 тыс. барр./сутки. При этом проект предполагает наращивание объемов добычи до 420 тыс. барр./сутки.

Детали проекта

При условии получения разрешений регулирующих органов сделку планируется закрыть к концу текущего года, датой вступления в силу будет считаться 1 июля 2026 г.

Предстоящая сделка не меняет рамок договора:

• NOC и NGC останутся операторами активов,
• по-прежнему запланирован переход операторских функций к организации, состоящей преимущественно из сотрудников этих двух компаний.

После закрытия сделки BP ECKL будет работать в качестве совместного предприятия и учитываться как дочерняя компания с долевым участием и, как ожидается, не потребует значительных капиталовложений со стороны ConocoPhillips и bp. Вознаграждение будет зависеть от пропорциональной доли дополнительных объемов добычи и затрат.

bp в Ираке

bp была членом консорциума нефтяных компаний, которые обнаружили залежи нефти в Киркуке еще в 1920-х гг.
С 2013 г. по 2019 г. bp сотрудничала с Министерством нефти и NOC в рамках технических исследований, направленных на повторное освоение месторождения в Киркуке.

По оценкам bp, на месторождении Киркук содержится около 9 млрд барр. извлекаемой нефти.

Компания предоставляет технические консультации и оказывает поддержку ведущему подрядчику в Румайле – Basra Energy Company Limited, – который сотрудничает с Rumaila Operating Organization (ROO), оператором Rumaila, крупнейшего в Ираке эксплуатируемого нефтяного месторождения.

Ирак обладает вторыми по величине запасами сырой нефти в мире, уступая лишь Саудовской Аравии.
Для страны, где добыча нефти и природного газа долгое время стагнировала из-за многолетней войны, коррупции и межконфессиональной напряженности, сделка с bp стала прорывом.

Напомним, что Ирак является членом ОПЕК и ОПЕК+. Согласно данным за июнь 2026 г., Ирак восстановил добычу, увеличив показатель на 446 тыс. барр./сутки, до 1,97 млн барр./сутки, однако добыча оставалась ниже квоты на 2,382 млн барр./сутки.


Автор: А. Игнатьева Читать полностью

Москва, 17 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Казахстан не планирует поставки нефти в Германию по магистральному нефтепроводу (МНП) Дружба в июле и августе 2026 г. Об этом сообщило агентство Интерфакс-Казахстан со ссылкой на министерство энергетики республики.

По информации ведомства, поставки казахстанской нефти по маршруту Атырау – Самара – МНП Дружба в направлении Германии временно приостановлены из-за технических ограничений инфраструктурного характера на стороне транзита. В связи с этим экспорт казахстанской нефти в Германию в июле и августе 2026 г. не планируется.

В Минэнерго Казахстана подчеркнули, что рассматривают сложившуюся ситуацию как временную и сохраняют курс на диверсификацию маршрутов поставок нефти на европейские рынки.

Напомним, с мая 2026 г. Россия прекратила транзит казахстанской нефти по системе МНП Дружба в направлении Германии. Как сообщал вице-премьер РФ А. Новак, решение связано с техническими возможностями инфраструктуры. По его словам, объемы казахстанской нефти, ранее направлявшиеся по этому маршруту, были переориентированы на другие доступные логистические направления.

Изначально Казахстан планировал экспортировать в Германию по МНП Дружба около 3 млн т нефти в 2026 г. Однако за январь-апрель было поставлено лишь 1,02 млн т. Для сравнения, по итогам 2025 г. поставки казахстанской нефти в Германию по этому маршруту составили 2,1 млн т. В Минэнерго Казахстана тогда заявляли, что часть объемов будет перераспределена на альтернативные экспортные маршруты, включая нефтетерминал Усть-Луга и систему Каспийского трубопроводного консорциума (КТК).

В ведомстве также подчеркивали, что приостановка поставок по МНП Дружба не влияет на выполнение годового плана добычи и экспорта нефти. Основным экспортным маршрутом для Казахстана остается система КТК, через которую проходит около 80% поставок казахстанской нефти на мировой рынок.

Поставки казахстанской нефти в Германию по северной ветке МНП Дружба осуществляются с февраля 2023 г. Маршрут проходит через территорию России, Белоруссии и Польши до нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) PCK Raffinerie в Шведте. Сырье поставляется под брендом KEBCO с месторождений Карачаганак, Кашаган и Тенгиз.

Организация поставок стала возможной после введения санкций ЕС против российской нефти. Германия отказалась от российских поставок по северной нитке МНП Дружба, однако транзит нефти другого происхождения, в том числе казахстанской, был сохранен. Для Казахстана это стало одним из направлений диверсификации экспортных маршрутов.
Читать полностью

Абуджа, 17 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Власти Нигерии предоставили Shell и ее партнерам беспрецедентные налоговые льготы для реализации глубоководного нефтяного проекта Bonga Southwest Aparo, который в течение многих лет оставался замороженным.
Об этом сообщает Bloomberg со ссылкой на источники.

По данным издания, президент Нигерии Бола Тинубу одобрил налоговый вычет в размере 11,5 долл. США за каждый добытый баррель нефти. Таким образом, участники проекта смогут уменьшать налоговые выплаты на указанную сумму с каждого барреля, добытого на месторождении Bonga Southwest Aparo. Решение, как отмечается, отражает курс правительства на восстановление инвестиционной привлекательности нефтегазового сектора и увеличение добычи углеводородов.

Размер льготы более чем вдвое превышает стандартные налоговые стимулы, ранее применявшиеся в стране, и призван повысить экономическую эффективность одного из крупнейших нефтяных проектов Нигерии.

После длительных переговоров

Налоговый механизм был одобрен еще в марте 2026 г. после нескольких месяцев консультаций с участием государственной компании NNPC Ltd., Федеральной налоговой службы Нигерии, советника президента по энергетике Олу Верхейена и Shell. При этом размер налогового вычета до настоящего времени не раскрывался.

Проект Bonga Southwest Aparo считается одним из крупнейших неразработанных глубоководных месторождений страны. По оценкам NNPC Ltd., объем инвестиций в его освоение составит около 20 млрд долл. США, а максимальная добыча может достичь 150 тыс. барр./сутки.

По данным Argus Media, реализация проекта неоднократно откладывалась из-за высокой стоимости глубоководной разработки, неопределенности налогового режима и более привлекательных условий инвестирования в других странах Африки.

Новые стимулы получит весь глубоководный сектор

Аналогичный налоговый вычет смогут получить и другие международные нефтегазовые компании, реализующие новые глубоководные проекты в Нигерии. Предполагается, что механизм будет действовать как минимум до 2029 г.

Мера входит в пакет реформ, реализуемых администрацией президента Болы Тинубу с 2023 г. и направленных на восстановление доверия инвесторов после нескольких лет снижения активности в нефтяной отрасли.

Одновременно Shell добивается публикации соответствующего указа в официальном правительственном вестнике. Это должно обеспечить более надежную правовую защиту налоговых льгот, поскольку президентские указы могут быть пересмотрены или оспорены в судебном порядке. По данным Bloomberg, процедура официальной публикации уже началась.

Добыча нефти в стране продолжает расти

Решение о предоставлении дополнительных налоговых стимулов принято на фоне восстановления нефтедобычи в стране. Согласно данным Нигерийской комиссии по регулированию добычи нефти (NUPRC), в июне 2026 г. добыча нефти достигла 1,56 млн барр./сутки, что стало максимальным показателем с апреля 2020 г.

Рост обеспечен усилением защиты нефтяной инфраструктуры, увеличением инвестиций в разведку и добычу, а также реформированием отраслевого регулирования.

Правительство Нигерии рассчитывает увеличить добычу до 2 млн барр./сутки к 2027 г. и 3 млн барр./сутки к 2030 г. По словам государственного министра нефтяных ресурсов Хайнекена Локпобири, ключевую роль в достижении этих показателей должны сыграть именно шельфовые проекты.

Помимо Bonga Southwest Aparo, в стране продолжается подготовка к реализации других крупных морских проектов. В частности, в апреле 2026 г. было одобрено освоение месторождения Zabazaba-Etan компании Eni стоимостью 10,3 млрд долл. США.

Ранее стало известно, что американская ExxonMobil и ее партнеры инвестируют 1 млрд долл. США в проект Usan Infill на континентальном шельфе Нигерии. Проект подразумевает бурение новых скважин. Ожидается, что его реализация позволит нарастить добычу нефти в стране на 40 тыс. барр./сутки. Дочерняя структура ExxonMobil – Esso Exploration and Production Nigeria – не вела буровых работ в Нигерии с 2016 г.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Баку, 17 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Азербайджан в январе–июне 2026 г. добыл 13,3 млн т нефти с газовым конденсатом, что на 2,9% меньше, чем за аналогичный период 2025 г., следует из оперативных данных Министерства энергетики страны.

В 1-м полугодии 2025 г. добыча составляла 13,7 млн т.

Основной объем добычи обеспечили:

• блок месторождений Азери – Чыраг – Гюнешли (АЧГ) - 7,9 млн т;
• газоконденсатное месторождение (ГКМ) Шах-Дениз - 1,7 млн т конденсата;
• месторождение Абшерон - 0,3 млн т.

На долю государственной нефтяной компании SOCAR пришлось 3,4 млн т нефти и конденсата против 3,5 млн т годом ранее.

Экспорт нефти за 6 мес. 2026 г. составил 10,5 млн т, сократившись на 9,5% по сравнению с аналогичным периодом 2025 г., когда он достигал 11,6 млн т.

Добыча газа выросла

При этом добыча природного газа в Азербайджане по итогам 1-го полугодия увеличилась на 0,8% - до 25,4 млрд м³.

Из общего объема добычи:

• 13,7 млрд м³ пришлось на месторождение Шах-Дениз;
• 7,3 млрд м³ - на блок АЧГ;
• 0,8 млрд м³ - на месторождение Абшерон;
• 3,6 млрд м³ обеспечила SOCAR.

Экспорт природного газа вырос на 5% - до 12,7 млрд м³ против 12,1 млрд м³ годом ранее.

Согласно данным Минэнерго, с момента ввода в эксплуатацию месторождений АЧГ и Шах-Дениз по состоянию на 1 июля 2026 г. совокупная добыча составила 679,8 млн т нефти и конденсата и 529,6 млрд м³ газа. Из них:

• на АЧГ пришлось 625,6 млн т нефти и 251,1 млрд м³ газа,
• на Шах-Дениз - 54,2 млн т конденсата и 278,5 млрд м³ газа.

В прошлом году добыча нефти с газовым конденсатом в Азербайджане составила 27,68 млн т (падение на 4,7% к предыдущему году). Добыча газа повысилась на 1%, до 50,92 млрд м³, в т.ч. товарного - на 0,7%, до 38,88 млрд м³. Правительство Азербайджана прогнозирует добычу нефти в 2026 г. на уровне 27,6 млн т, газа - 48,44 млрд м³.

Читать полностью

Москва, 17 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Премьер-министр Индии Н. Моди дал старт первому в стране водородному поезду.
Об этом индийский политик сообщил в социальной сети X.

«Я горжусь тем, что дал старт первому в стране водородному поезду в городе Джинд, штат Харьяна. Это крупное достижение на пути к созданию чистой, экологичной и самодостаточной Индии», – поделился Н. Моди.

О водородном поезде

По данным издания The Times of India, поезд состоит из 10 пассажирских вагонов и может перевозить около 2,6 тыс. пассажиров. По данным Индийских железных дорог, в мировой практике водородные поезда насчитывают всего 2–3 пассажирских вагона, что делает индийский поезд самым длинным.

Поезд включает два водородных моторных вагона и восемь прицепных вагонов.
В каждом моторном вагоне установлены:

• водородные топливные элементы,
• литий-железо-фосфатные аккумуляторы,
• баллоны для хранения водорода.

Проектная скорость поезда составляет 110 км/ч, но на участке Джинд – Сонипат, выбранном в качестве пилотного маршрута, он будет передвигаться с максимальной скоростью 75 км/ч. Поезд работает на водородных топливных элементах мощностью 1200 кВт.

Как это работает?

Технология водородных топливных элементов основана на принципе получения электроэнергии в результате электрохимического процесса с участием водорода. В качестве побочного продукта водородный поезд в атмосферу выделяет только водяной пар и тепло. Это делает проект экологически чистой альтернативой его предшественникам, работающим на ископаемом топливе.

Водород, хранящийся в баллонах, вступает в реакцию с кислородом, поступающим из окружающего воздуха, внутри топливного элемента, вырабатывая электричество. Это электричество питает тяговые двигатели, обеспечивающие движение колес. Использование водорода в качестве топлива исключает сгорание топлива, дым и выбросы углекислого газа.

Инфраструктура для обслуживания поезда

Для обеспечения работы нового поезда в Джинд открыли собственную установку для хранения и заправки водородом. Организация по безопасности в нефтяной и взрывной промышленности (PESO) выдала необходимую лицензию на хранение и выдачу сжатого водорода на этой установке.

Инфраструктура заправки включает в себя систему сжатия водорода, запасные компоненты для обеспечения надежной и безотказной работы.

С запуском водородного поезда Индия пополнила список стран-пионеров, тоже внедряющих экологичный вид транспорта. Она встала в один ряд с Германией, Японией, Китаем и США. Запуск поезда на водородном топливе – часть плана Индии по переходу на более экологичные виды транспорта и энергоресурсов. В рамках этой инициативы страна также электрифицировала около 70 тыс. км путей.

Напомним, в июне прошлого года индийская компания Adani New Industries Limited (ANIL) запустила установку по производству зеленого водорода мощностью 5 МВт.

Несмотря на стремление развивать экологически чистую энергетику, Индия остается одним из главных потребителей угля в мире. В частности, страна выступает одним из крупнейших покупателей российского угля. С января по май 2026 г. Индия получила 3,7 млн т сырья из РФ и заняла четвертое место среди других экспортеров. Ранее отмечалось, что Индия располагает значительными запасами угля, которых, по оценкам властей, хватит примерно на 200 лет. Уточнялось, что угольные запасы страны достигают около 401 млрд т.

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 17 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Нефтеналивной танкер Nordic Zenith (IMO 9588469, флаг Либерии), зафрахтованный ExxonMobil для погрузки нефти на морском терминале Каспийского трубопроводного консорциума (КТК) в районе Новороссийска, получил повреждения в результате ночной атаки беспилотных летательных аппаратов (БПЛА).
Об этом сообщает Bloomberg со ссылкой на осведомленные источники

После двух ночных атак на борту судна возник пожар. Экипажу удалось ликвидировать возгорание, однако заход танкера под погрузку был отменен.

Информацию о происшествии подтвердили и в пресс-службе КТК. По данным консорциума, Nordic Zenith должен был начать погрузку утром 17 июля, однако после атаки судно оказалось непригодным для проведения грузовых операций.

Во время инцидента экипаж передал сигнал бедствия SOS. Силами КТК с танкера были эвакуированы 13 человек, еще 9 членов экипажа приняли решение остаться на борту.

Это уже не первый подобный инцидент в районе терминала за последние дни. Ранее украинский беспилотник атаковал нефтеналивной танкер Yasa Polaris, находившийся неподалеку от объектов КТК. Судно было зафрахтовано американской Chevron.

Предыдущие атаки на суда в Черном море

28 мая стало известно об атаке на 3 танкера типоразмера Suezmax у северного побережья Турции, которые ранее были зафиксированы в порту Новороссийск:

• James II – IMO 9253909, флаг Палау, дедвейт 149 995 т, внесен в санкционные списки Великобритании,
• Velora – IMO 9290373, флаг Сьерра-Леоне, дедвейт 163 750 т, внесен в санкционные списки ЕС и Великобритании,
• Altura – IMO 9292199, флаг Сьерра-Леоне, дедвейт 163 750 т (однотипное судно с Velora), внесен в санкционные списки ЕС и Великобритании.

Также серия атак БПЛА и БЭК на танкеры в Черном море фиксировалась в ноябре 2025 г. – январе 2026 г., тогда пострадали 4 судна:

• 28 ноября 2025 г. танкер Kairos получил повреждения в водах Турции, на борту судна начался пожар,
• 28 и 29 ноября в ИЭЗ Турции в Черном море был дважды атакован нефтеналивной танкер Virat, обе атаки были осуществлены БЭК,
• 2 декабря 2025 г. в ИЭЗ Турции в Черном море БПЛА атаковал танкер-продуктовоз/химовоз Midvolga-2, следовавший из России в Грузию с грузом подсолнечного масла,
• 8 января 2026 г. нефтеналивной танкер Elbus (Эльбрус) подвергся атаке БЭК и БПЛА в Черном море у берегов Турции.

Помимо танкеров, от действий БЭК в Черном море в ноябре-декабре 2025 г. и в начале 2026 г. страдал Морской терминал КТК. В результате атаки в конце ноября 2025 г. выносное причальное устройство №2 (ВПУ-2) получило значительные повреждения, его дальнейшая эксплуатация невозможна. В январе 2026 г. БПЛА атаковали 4 танкера вблизи терминала КТК.

Каспийский трубопроводный консорциум

• международный нефтетранспортный проект с участием России, Казахстана, а также ведущих мировых добывающих компаний;
• создан для строительства и эксплуатации МНП протяженностью более 1,5 тыс. км и мощностью 67 млн т/год нефти;
• соединяет нефтяные месторождения запада Казахстана (Тенгиз, Карачаганак и Кашаган) и российские месторождения на шельфе Каспия с морским нефтетерминалом в Новороссийске.

Акционеры КТК:

• федеральное агентство по управлению государственным имуществом в лице Транснефти (доверительное управление) - 24%,
• КТК Компани - 7%,
• КазМунайГаз (КМГ) - 19%,
• Kazakhstan Pipeline Ventures LLC - 1,75%,
• Chevron Caspian Pipeline Consortium Company - 15%,
• LUKARCO B.V. - 12,5%,
• Mobil Caspian Pipeline Company - 7,5%,
• Rosneft-Shell Caspian Ventures Limited - 7,5%,
• BG Overseas Holdings Limited - 2%,
• Eni International N.A. N.V. S.ar.l. - 2%,
• Oryx Caspian Pipeline LLC - 1,75%.

По итогам 1-го квартала 2026 г. КТК снизил объем транспортировки нефти на 24,8% по сравнению с аналогичным периодом 2025 г. - до 13,415 млн т. Для сравнения, в январе-марте 2025 г. по системе КТК было прокачано 17,849 млн т нефти. Одним из факторов снижения объемов транспортировки остается ограниченная работа морского терминала КТК под Новороссийском. Читать полностью

Москва, 17 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Дисконты на российскую нефть сорта Urals в первой половине июля 2026 г. увеличились по сравнению с июнем на фоне сохраняющейся волатильности мирового нефтяного рынка, вызванной развитием ситуации на Ближнем Востоке. Об этом сообщил Интерфакс со ссылкой на данные агентства Argus.

По данным агентства, дисконт Urals с отгрузкой в российских портах в среднем увеличился примерно на 3 долл. США/барр. по сравнению с июнем. На азиатском направлении рост дисконтов оказался еще более заметным: дисконт Urals с поставкой на западное побережье Индии увеличился на 6,7 долл. США/барр., достигнув 11,16 долл. США/барр. В Китае скидка на российскую нефть к ICE Brent выросла на 4,2 долл. США/барр., до 5 долл. США/барр.

Аналитики связывают текущую ценовую конъюнктуру с ситуацией в Персидском заливе. После договоренностей США и Ирана о деэскалации и возобновлении судоходства через Ормузский пролив в конце июня предложение нефти на мировом рынке увеличилось, что оказало давление на стоимость российской нефти. Несмотря на возобновление конфликта на прошлой неделе, котировки Urals отреагировали сдержанно, прибавив лишь около 0,5 долл. США/барр.

По данным Argus:

• дисконт Urals FOB Primorsk к North Sea Dated (NSD) в июле составил 27,04 долл. США/барр. против 24,03 долл. США/барр. в июне;
• дисконт Urals Med Aframax FOB Novorossiysk вырос до 27,59 долл. США/барр. с 24,49 долл. США/барр. месяцем ранее;
• дисконт Urals Med Suezmax FOB Novorossiysk достиг 26,41 долл. США/барр.;
• дисконт сорта ESPO, отгружаемого через порт Козьмино, к сорту Dubai, напротив, сократился на 3,1 долл. США/барр., до 8,1 долл. США/барр.

При этом североморский эталон NSD в июле подешевел примерно на 11 долл. США/барр. по сравнению с июнем - до 74,1 долл. США/барр. После очередного обострения ситуации на Ближнем Востоке с 14 июля котировки NSD вновь поднялись выше 80 долл. США/барр., а стоимость Urals превысила 50 долл. США/барр., тогда как большую часть месяца находилась в диапазоне 40-47 долл. США/барр.

По расчетам Интерфакса, средняя цена российской нефти, используемая для расчета НДПИ, в июле пока складывается на уровне 50,41 долл. США/барр. Для сравнения, в июне она составляла 63,52 долл. США/барр., тогда как цена отсечения в рамках бюджетного правила на 2026 г. установлена на уровне 59 долл. США/барр.

Напомним, с января 2025 г. стоимость российской нефти для определения налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) вычисляется по новой формуле: как сумма средней величины котировок Urals FOB Primorsk и Urals Med Aframax FOB Novorossiysk, умноженной на коэффициент 0,78, и котировки ESPO blend FOB Kozmino, умноженной на коэффициент 0,22.

20 марта 2026 г. стало известно, что Минфин РФ предлагает сохранить использование котировок Argus для расчета нефтяных налогов. Соответствующий законопроект уже рассматривается в правительстве.

Подпишитесь

Читать полностью