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).

Читать полностью

Москва, 9 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Цены на нефть снижаются после обвала по итогам прошлой недели.

Нефтегазовые котировки

6 ноября 2026 г. стоимость фьючерсов на нефть сорта Brent на январь на лондонской бирже ICE Futures выросла на 0,03%, до 98,32 долл. США/барр. Фьючерсы на нефть сорта WTI на декабрь на электронных торгах Нью-йоркской товарной биржи (NYMEX) подорожали на 0,34%, до 90,83 долл. США/барр.

7 ноября 2026 г. нефть дешевеет. К 11:30 мск стоимость январских фьючерсов на Brent на электронных торгах ICE Futures упала на 1,83%, до 96,52 долл. США/барр. На электронных торгах NYMEX фьючерсы на WTI на декабрь подешевели на 1,23%, до 89,71 долл. США/барр.

Котировки природного газа в США держатся на уровне 3 долл. США/млн БТЕ (107,4 долл. США/1000 м³). 6 ноября 2026 г. фьючерсы на природный газ на декабрь на электронных торгах NYMEX выросли на 1,73% и составили 2,998 долл. США/млн БТЕ. К 11:30 мск 9 ноября котировки увеличились еще на 0,67% и составили 3,018 долл. США/млн БТЕ.

Газовые котировки в Европе установились ниже 1040 долл. США/1000 м³. Декабрьские фьючерсы на газ на хабе TTF (Нидерланды) на бирже ICE Futures к 11:30 мск 9 ноября торговались на уровне 85,58 евро/МВт·ч (1038,78 долл. США за 1000 м³), по сравнению с расчетной ценой предыдущего дня показатель вырос на 2,35%.

На рынке нефти сегодня

Цены на нефть умеренно снижаются после резкого падения по итогам предыдущей недели. Brent за неделю потеряла 16%, показав худшую недельную динамику с 2020 г. В денежном выражении снижение стало самым значительным как минимум с 1988 г. Стоимость WTI опустилась на 13%.

Давление на рынок оказали результаты промежуточных выборов в Конгресс США, на которых победу одержала Демократическая партия. Участники рынка полагают, что это снижает вероятность возобновления американских военных ударов по Ирану.

Президент США Д. Трамп в интервью CNN заявил, что Вашингтону, вероятно, не придется возобновлять удары по Ирану. По его словам, Тегеран находится в сложном положении и заинтересован в заключении соглашения.

При этом американский президент подчеркнул, что США готовы вновь применить военную силу, если возникнет такая необходимость. Трамп также сообщил, что военные уже подготовили план возможных ударов по объектам иранской инфраструктуры.

В последние дни СМИ сообщали о разногласиях в администрации США по вопросу возобновления военной кампании против Ирана. Сторонники силового сценария считают, что операцию желательно провести до начала января, когда приступит к работе Конгресс нового созыва, в котором республиканцы лишатся большинства.

Несмотря на ожидания дипломатического урегулирования, геополитические риски остаются высокими. Глава SS WealthStreet С. Сачдева отметила, что рынок рассчитывает на деэскалацию, хотя соглашение между Вашингтоном и Тегераном пока не достигнуто. По ее оценке, вероятность нового витка военного противостояния исключать нельзя.

Статистика Baker Hughes о буровой активности в США не показала значимых изменений. Согласно опубликованным данным, за неделю по 6 ноября 2026 г. число действующих буровых установок нефтегазовых буровых установок в США выросло на 1 ед. к предыдущей неделе и составило 604 ед.:

• число действующих нефтяных буровых установок выросло на 1 ед. и составило 463 ед.,
• число действующих газовых буровых установок увеличилось на 1 ед. и составило 131 ед.

Фондовые рынки

Фондовые индексы США завершили торги 6 ноября без единой динамики:

• Dow Jones Industrial Average упал на 0,46%, до 51285,73 п.,
• Standard & Poor's 500 прибавил 0,31% и составил 7376,86 п.,
• Nasdaq Composite увеличился на 1,09%, до 24579,42 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 9 ноября упал на 0,41% и составил 101,760 п. Евро вырос к доллару США на 0,43%, до 1,1188 долл. США/евро.

Bitcoin снижается. 9 ноября 2026 г. к 11:30 мск Bitcoin упал на 2,29% и составил 74,205 тыс. долл. США/bitcoin.

Автор: А. Хасанова Читать полностью

Москва, 8 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Поставки российского трубопроводного газа в Европу осуществляются по магистральному газопроводу (МГП) «Турецкий поток», тогда как транзит через газотранспортную систему (ГТС) Украины прекращен с 1 января 2025 г. В Европе похолодало, и 28 октября страны ЕС приступили к отбору газа из подземных хранилищ.

Маршруты поставок

Загрузка второй нитки МГП «Турецкий поток», ориентированной на рынок Юго-Восточной Европы, опустилась ниже 53 млн м³.

По данным платформы ENTSOG по газоизмерительной станции (ГИС) «Странджа-2/Малкочлар» на границе Турции и Болгарии, физический объем газа за газовые сутки 8 ноября 2026 г. составил 52,68 млн м³. Согласно данным о реноминациях на 9 ноября, прокачка составит 52,76 млн м³.

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.

С начала 2026 г. поставки газа по этому маршруту на 0,85% превышают показатели аналогичного периода 2025 г., объем прокачки достиг 14,88 млрд м³ газа.

Погода, запасы и котировки газа в Европе

В Европе усиливается холод. В Польше, Чехии, Словакии и Венгрии температура опустилась ниже 0 °C. В Скандинавии значения опустились до -5 °C. На юге – на побережье Португалии, Испании и Италии – пока сохраняется около 10 °C.

На платформе Meteoalarm опубликованы предупреждения о снегопаде желтого уровня для Норвегии, Финляндии и Словакии.

В ближайшие дни на севере Швеции и Норвегии холод усилится. Ожидается, что с 11 ноября температура там опустится ниже -10 °C. В то же время на западе Европы потеплеет – в Португалии, Испании, а также во Франции установится более 10 °C.

Сервис WindEurope из-за технического обслуживания временно недоступен, поэтому новых данных о выработке электроэнергии ветряными электростанциями (ВЭС) в Европе с этой платформы по-прежнему нет. Однако согласно информации проекта energy-charts.info от Fraunhofer ISE, 9 ноября на долю энергии, полученной на ВЭС, пришлось обеспечение 16,4% спроса на электроэнергию в ЕС. Днем ранее показатель достигал 13,1%.

По данным Gas Infrastructure Europe (GIE) на 8 ноября 2026 г., подземные хранилища газа (ПХГ) в ЕС были заполнены на 72,65%, в них находилось 77,61 млрд м³ газа. За сутки уровень заполненности ПХГ упал на 0,33 п.п., днем ранее – на 0,4 п. п. Отбор газа ведут все страны, кроме Бельгии (вела закачку), Швеции, Испании, Португалии, Латвии и Дании (зафиксирована нулевая динамика). В Германии ПХГ заполнены на 59,21%, во Франции – на 81,51%, в Австрии – на 64,58%, в Италии – на 89,16% (ранее это были крупнейшие рынки сбыта Газпрома в Европе).

Европейцы перешли к отбору газа из ПХГ 28 октября. Страны ЕС вошли в новый сезон отбора с ПХГ, заполненными на 74,96%, в них находилось 80,1 млрд м³ газа. К тому моменту с начала сезона закачки запасы к отопительному сезону достигли 50,46 млрд м³ газа. В рамках подготовки к зиме странам ЕС так и не удалось выйти на целевые 90%. Ранее сообщалось, что ЕК готова снизить требуемый уровень заполнения ПХГ до 75% к 1 ноября, но даже этот уровень остался недостигнутым.

С начала нового сезона европейцы отобрали из ПХГ уже 2,49 млрд м³ газа. Текущие темпы можно назвать довольно высокими – особенно с учетом того, что зима и самые низкие температуры еще впереди. Среднесуточный отбор сейчас составляет около 208 млн м³/сутки.

Как отмечает Газпром, продолжающий следить за европейскими газовыми хранилищами, 6 ноября 2026 г. из ПХГ ЕС было поднято 430 млн м³ газа. При этом предыдущий максимум на аналогичную дату был зафиксирован в 2024 г. и составлял 360 млн м³.

Газовые котировки в Европе установились ниже 1040 долл. США/1000 м³. Декабрьские фьючерсы на газ на хабе TTF (Нидерланды) на бирже ICE Futures к 11:30 мск 6 ноября торговались на уровне 85,58 евро/МВт·ч (1038,78 долл. США за 1000 м³), по сравнению с расчетной ценой предыдущего дня показатель вырос на 2,35%.

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 9 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Совет директоров Роснефти рекомендовал выплатить промежуточные дивиденды по итогам 9 месяцев 2026 г. в размере 9,44 руб./обыкновенную акцию.
Решение принято 6 ноября 2026 г., публикация в центре раскрытия корпоративной информации Роснефти последовала 9 ноября.

100 млрд руб. на дивиденды

Совет директоров Роснефти рекомендовал направить на выплату дивидендов по итогам 9 месяцев 2026 г. 50% консолидированной прибыли по МСФО, относящейся к акционерам Роснефти, по итогам 1-го полугодия 2026 г.

Размер дивидендов составит 9,44 руб./акцию, на их выплату компания направит 99,945 млрд руб.

Внеочередное общее собрание акционеров (ВОСА) Роснефти, на котором предстоит рассмотреть рекомендацию совета директоров по выплате промежуточных дивидендов, пройдет в заочной форме, последний день приема бюллетеней – 23 декабря 2026 г. Право участия в голосовании получат акционеры, включенные в список по состоянию на 29 ноября.

Список акционеров, имеющих право на получение дивидендов, рекомендовано зафиксировать на 12 января 2027 г. Номинальным держателям акций и доверительным управляющим, зарегистрированным в реестре акционеров, выплаты должны быть произведены не позднее 26 января 2027 г. Для остальных зарегистрированных акционеров установлен срок до 16 февраля 2027 г.

Дивиденды Роснефти

Роснефть выплачивает дивиденды дважды за год - промежуточные и итоговые. С 2017 по 2021 гг. Роснефть платила, наряду с годовыми, дивиденды по результатам 1-го полугодия (за исключением 2020 г., когда промежуточные дивиденды не выплачивались, т.к. компания зафиксировала убыток). С 2022 г. Роснефть промежуточные дивиденды выплачивает формально по результатам 9 месяцев, но исходя из прибыли по МСФО за 1-е полугодие.

По итогам 2025 г. Роснефть заплатила акционерам в виде дивидендов 13,83 руб./акцию на общую сумму 146,573 млрд руб. по сравнению с 51,15 руб./акция в 2024 г.

• промежуточные дивиденды в 2025 г. составили 11,56 руб./акцию, общая сумма – 122,515 млрд руб.,
• итоговые дивиденды – 2,27 руб./акцию, общая сумма – 24,058 млрд руб.

В 2026 г. промежуточные дивиденды, в случае одобрения ВОСА, будут на 18,4% ниже, чем годом ранее. Снижение обусловлено динамикой чистой прибыли – в 1-м полугодии 2026 г. чистая прибыль Роснефти по МСФО, относящаяся к акционерам, сократилась на 18,4%, до 200 млрд руб. Снижение прибыли Роснефть объяснила рядом неденежных и разовых факторов, включая курсовые разницы и обесценение активов.

Напомним, что крупнейшими акционерами Роснефти являются государство через Роснефтегаз (40,4%), BP Russian Investments Limited (19,75%), катарская QH Oil Investments LLC (18,46%), РН-НефтьКапиталИнвест (9,6%), РН-Капитал (0,76%). Несмотря на громкое заявление BP о прекращении участия в Роснефти и СП с ней, но по факту этого не произошло.

Подпишитесь

Читать полностью