Милан, 14 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Италия намерена сохранить за отечественными компаниями контракты на эксплуатацию гидроэлектростанций (ГЭС) на фоне роста внимания правительства к энергетической безопасности из-за конфликта между США и Ираном. Об этом заявил министр энергетики Италии Д. Пикетто-Фратин.

«Сегодня мы понимаем, что должны также защищать право национальной собственности на гидроэлектростанции», - сказал министр на полях конференции в Милане.

По его словам, итальянское правительство ведет переговоры с Еврокомиссией (ЕК), чтобы пересмотреть ранее принятое обязательство выставлять истекающие концессии на эксплуатацию ГЭС на открытые конкурсы, в которых могли бы участвовать как итальянские, так и иностранные операторы.

Гидроэнергетика является крупнейшим источником возобновляемой энергии в Италии. Контракты на эксплуатацию ГЭС в основном находятся у итальянских энергетических компаний, включая Enel, Edison и A2A, на основании долгосрочных концессий.

На фоне роста цен на газ стоимость электроэнергии в Италии в понедельник увеличилась примерно до 225 евро/МВт·ч. При этом около 40% электроэнергии в стране вырабатывается на газовых электростанциях, а оптовые цены на газ в Европе достигли максимальных внутридневных значений с конца 2022 г.

Италия наращивает внутреннюю добычу

На прошлой неделе Италия также приняла меры для увеличения внутренней добычи нефти и газа, в том числе за счет упрощения процедур выдачи разрешений на добычу.

В рамках новых мер власти намерены ускорить выдачу разрешений на проекты в нефтегазовой отрасли. В частности, предполагается назначать специальных уполномоченных в случаях, когда местные органы власти не принимают решения по заявкам на получение разрешений в установленные сроки.

По официальным данным, Италия ежегодно добывает около 29 млн барр. нефти, главным образом в южном регионе Базиликата, а также порядка 3 млрд м³ природного газа. Эти объемы покрывают лишь небольшую часть внутреннего спроса на углеводороды..

При этом Италия остается одной из наиболее зависимых от природного газа стран Евросоюза. Газ используется примерно для половины выработки электроэнергии в стране - это максимальная доля среди государств ЕС.

По оценке итальянской ассоциации нефтепереработчиков и нефтетрейдеров UNEM, расходы Италии на импорт энергоносителей в 2026 г. могут достичь почти 60 млрд евро, увеличившись на 8–9 млрд евро по сравнению с 2025 г. Читать полностью

Москва, 14 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Президент США Д. Трамп заявил, что Россия и Украина договорились прекратить удары по объектам энергетической инфраструктуры друг друга.


При этом Москва и Киев официально не подтверждали достижение такой договоренности.

Д. Трамп также ранее связал рост мировых цен на дизельное топливо преимущественно с конфликтом между Россией и Украиной, а не с военными действиями США против Ирана.

Накануне американский президент заявил, что украинские удары по российским нефтеперерабатывающим заводам способствуют росту цен на топливо. По словам Д. Трампа, именно поэтому он призвал президента Украины В. Зеленского прекратить атаки на российские нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ).

В Кремле ранее положительно оценили этот призыв. Пресс-секретарь президента РФ Д. Песков заявил, что Москва может приветствовать любой призыв к Киеву прекратить удары по мирной экономической инфраструктуре. При этом о каких-либо аналогичных обязательствах России Д. Песков не сообщал.

Кстати, нынешние заявления Д. Трампа прозвучали на фоне резкого роста цен на дизельное топливо в США. По данным The Wall Street Journal со ссылкой на Dow Jones Energy, 11 сентября 2026 г. средняя цена дизтоплива достигла 6,069 долл. США/ам. галлон, впервые превысив отметку 6 долл. США. За месяц стоимость дизельного топлива в США увеличилась примерно на 14%, а за год – более чем на 60%.

Также стоит напомнить, что в последние годы цены на АЗС стали весомым внутриполитическим фактором в США, их рост Д. Трамп пытается гасить за счет вывода нефти из хранилищ стратегического резерва (SPR), запасы в котором упали ниже 40-летнего минимума, а также словесными интервенциями, к которым можно отнести его многочисленные заявления о контроле США над Ормузским проливом (что отрицается иранской стороной), а также нынешние слова о договоренностях с В. Зеленским. Читать полностью

Москва, 14 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Не было времени смотреть ленту? Тогда читайте наш краткий топ-10 новостей этого понедельника.

В подборку вошли наиболее заметные события дня:

1. Приостановка работы нефтепровода Saudi East-West может сократить мировые поставки нефти на 4%. Запасов нефти в Янбу, согласно оценке Reuters, достаточно для покрытия экспортного спроса примерно на 5–7 дней.
2. Стоимость перевозки российской нефти из Новороссийска в Китай и Индию бьет рекорды. Повышение ставок фрахта танкеров фиксируется и в портах Балтийского моря, причем во всех направлениях.
3. Руководство японской компании Chubu Electric Power уйдет в отставку после фальсификации данных по АЭС Хамаока. Chubu Electric Power ранее отозвала заявку на перезапуск АЭС Хамаока после выявления нарушений.
4. Поставки российского газа в Армению приостановят с 15 по 25 сентября. При этом газоснабжение потребителей Армении будет обеспечиваться без ограничений.
5. China Gas заключила 20-летний контракт на поставку СПГ из США. Контракт заключен накануне ожидаемого визита председателя КНР Си Цзиньпина в Вашингтон.
6. Французская Orano рассчитывает начать промышленную добычу урана в Монголии к концу десятилетия. Зоовч-Овоо (Zoovch Ovoo) может войти в число крупнейших урановых рудников мира.
7. КТК запустил новое выносное причальное устройство на Морском терминале в августе. Устройство заменило ВПУ-2, выведенное из строя в конце ноября прошлого года после атаки безэкипажных катеров.
8. Американская Chevron намерена расширить СПГ-портфель за счет проектов в Аргентине и Восточном Средиземноморье. Президент подразделения Global Gas Ф. Шахин заявил, что американская компания планирует расширить возможности для удовлетворения растущего спроса, вызванного кризисом на Ближнем Востоке.
9. США готовятся отменить федеральные стандарты выбросов для угольных и газовых ТЭС. Отмена стандартов для электростанций могла бы сократить расходы отрасли примерно на 19 млрд долл. США за 20 лет.
10. Цены на коксующийся уголь растут на фоне дефицита в Азии. Стоимость коксующегося угля марки Ж на Дальнем Востоке в начале сентября достигла 176 долл. США/т, увеличившись на 32,3% с начала года.

О главных событиях пятницы — читайте здесь.
Читать полностью

Москва, 14 сен – ИА Нефтегаз.РУ. В августе на Морском терминале Каспийского Трубопроводного Консорциума (КТК) ввели в эксплуатацию новое выносное причальное устройство – ВПУ-2.

«В августе 2026 года на Морском терминале КТК завершился монтаж нового ВПУ-2. Оборудование прошло успешные гидроиспытания и было введено в эксплуатацию», – говорится в материале.

Генеральный директор КТК Н. Горбань отметил, что все работы реализованы российскими специалистами, без участия иностранцев.

«До этого ни разу отечественные компании не реализовывали монтаж, наладку и запуск в работу выносных причальных устройств», – подчеркнул глава консорциума.

Как отмечают в КТК, после запуска танкер Aegean Dream (грузоотправитель – ТОО «Тенгизшевройл») уже принял с ВПУ-2 127 тыс. т нефти сорта CPC blend. КТК вновь располагает тремя работоспособными ВПУ и при необходимости может задействовать их одновременно.

Нефтегаз.РУ напоминает, что прежнее ВПУ-2 было повреждено в конце ноября прошлого года. В результате атаки безэкипажных катеров (БЭК) устройство получило большую пробоину, его вывели из эксплуатации. На тот момент ВПУ-3 находилось на плановом техническом обслуживании, поэтому из трех ВПУ КТК мог использовать только один.

ВПУ-2 прибыло в южные морские ворота России в марте. С верфи устройство доставили на грузовом судне Святая София. При изготовлении, транспортировке и установке нового ВПУ были учтены требования всех акционеров КТК: компаний Шеврон (Chevron), Эксон (Exxon), Транснефть, ЛУКОЙЛ, Роснефть.

По данным компании, проект по монтажу ВПУ-2 стартовал в 2025 г. после установки на дне моря якорей-кессонов. Операция по установке двенадцати якорей-кессонов заняла менее трех недель и проходила с 28 сентября по 17 октября 2025 г. В текущем году работы по монтажу ВПУ-2 продолжились.

КТК планировал в текущем году заменить ВПУ КТК-1 и ВПУ КТК-2 на новые. Производителем прежних ВПУ является IMODCO из Монако. Устройства были введены в эксплуатацию в 2001 г. В ноябре текущего года консорциум назвал производителя двух новых ВПУ. Им оказался судоремонтный завод Drydocks World Dubai в ОАЭ.

Отличительные черты нового ВПУ

На ранее эксплуатируемых ВПУ для удержания подводных шлангов в заданной конфигурации использовались танки плавучести – полые цилиндры, наполненные воздухом. В новых устройствах вместо танков используются специальные поплавки, которые монтируются прямо на шланг. За счет их подъемной силы поддерживается правильный профиль подводной линии.

Также теперь на раме подводного манифольда установили океанографическую станцию – специализированный сонар, работающий на аккумуляторных батареях. Прибор в режиме реального времени может передавать данные о силе волн и скорости течений в акватории Морского терминала. Так, у диспетчеров будет больше информации об обстановке возле устройства.

Еще одной особенностью нового ВПУ является закрытое исполнение поворотного механизма. Эта особенность повышает безопасность эксплуатации устройства.

О Морском терминале КТК

Объект расположен в поселке Южная Озереевка (г. Новороссийск). На терминале осуществляется отгрузка нефти, поступающей по нефтепроводной системе КТК.

Перевалка нефти на танкеры на морском терминале происходит через выносные причальные устройства (ВПУ) турельного типа:

• в составе объектов морского терминала КТК с 2002 г. находятся в эксплуатации три выносных причальных устройства ВПУ-1 и ВПУ-2, а с 2014 г. – ВПУ-3;
• они расположены в 5 км от берега;
• конструкция ВПУ позволяет осуществлять перевалку при неблагоприятных погодных условиях, когда традиционные береговые системы отгрузки нефти останавливают операционную деятельность.

Каспийский трубопроводный консорциум

• международный нефтетранспортный проект с участием России, Казахстана, а также ведущих мировых добывающих компаний;
• создан для строительства и эксплуатации магистрального трубопровода (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.

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 14 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Вице-премьер РФ А. Новак провел совещание по ситуации на внутреннем рынке топлива. Участники обсудили баланс производства и потребления нефтепродуктов, загрузку производственной инфраструктуры и текущие запасы топлива.

Минэнерго России доложило об исполнении ранее данных поручений:

• на ряде нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) уже введены в эксплуатацию дополнительные установки, что позволило увеличить производство нефтепродуктов;
• продолжается работа над соглашениями между независимыми НПЗ и АЗС, с одной стороны, и Минэнерго и ФАС - с другой. Они направлены на поддержание приемлемого уровня розничных цен;
• все необходимые объемы нефтепродуктов для северного завоза, по данным ведомства, поступают в регионы в установленные сроки и без перебоев.

ФАС продолжает пресекать нарушения антимонопольного законодательства. На сегодняшний день служба возбудила 55 дел и выдала 83 предупреждения, из которых 51 исполнено. При этом вертикально интегрированные нефтяные компании (ВИНКи) удерживают розничные цены на топливо в рамках ранее согласованных параметров, близких к уровню инфляции.

Отдельное внимание на совещании уделили регионам, где сохраняются локальные перебои с поставками. В ручном режиме организовано обеспечение топливом:

• Екатеринбургской агломерации,
• Челябинской, Архангельской, Тверской и Белгородской областей,
• Пермского и Краснодарского краев.

Также рассмотрена ситуация в Санкт-Петербурге и Ленинградской области.

А. Новак поручил профильным ведомствам продолжить постоянный мониторинг внутреннего топливного рынка. В частности, необходимо более точно оценивать баланс производства и потребления нефтепродуктов в каждом регионе и своевременно предлагать конкретные меры для устранения возникающих проблем.

Напомним, что на предыдущем совещании А. Новак обозначил также указывал на необходимость повышения качества прогнозирования ситуации на топливном рынке, чтобы обеспечить возможность превентивного реагирования на изменения спроса и предложения. В частности, объемы необходимого импорта должны определяться заранее.


Читать полностью

Москва, 14 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Добыча нефти в Казахстане в январе-августе 2026 г. снизилась на 8,4% по сравнению с аналогичным периодом прошлого года, до 61,7 млн т. Об этом сообщила пресс-служба правительства страны.

«Индекс физического объема (в нефтедобыче - прим. ред.) за восемь месяцев составил 91,6%, добыто 61,7 млн т нефти, против 91,1% и 53,2 млн т по итогам января-июля 2026 г.», - следует из сообщения.

При этом в правительстве отмечают постепенное восстановление объемов добычи нефти. Скорректированный прогноз на 2026 г. составляет 96 млн т, что соответствует ИФО 91,6%.

Минэнерго Казахстана несколько раз пересматривало прогноз нефтедобычи на текущий год. Изначально показатель был установлен на уровне 100,5 млн т, затем снижен до 98 млн т из-за атак на инфраструктуру Каспийского трубопроводного консорциума (КТК) в январе и приостановки добычи на месторождении Тенгиз после возгорания трансформаторов на электростанции. Полностью восстановить добычу на Тенгизе удалось только в марте.

В конце августа министр энергетики Казахстана Е. Аккенженов сообщил о новом снижении прогноза до 96 млн т. Причиной стали продолжавшиеся в течение года атаки беспилотных летательных аппаратов (БПЛА) на объекты КТК.

В 2025 г. в Казахстане было добыто 99,6 млн т нефти.

Ожидания по нефтедобыче в 2027 году

По данным отчета Национального банка Казахстана, в 2027 г. страна ожидает снижения нефтедобычи из-за переноса сроков планового ремонта на месторождении Тенгиз с 2026 на 2027 г.

Глава Нацбанка Казахстана Т. Сулейменов заявил, что в 2027 г. более слабая динамика нефтедобычи частично нивелирует эффект от усиления фискального стимулирования. По его словам, это связано с переносом ремонта ТШО с 2026 на 2027 г.

Для сохранения уровня добычи в 2026 г. Казахстан ранее перенес на 2027 г. сроки проведения планово-предупредительных работ (ППР) на месторождениях Тенгиз и Кашаган. Необходимость такого решения была связана с тем, что одновременная остановка двух крупнейших месторождений страны на ремонт могла привести к значительному сокращению нефтяного экспорта.

На фоне этого ожидаемое снижение добычи в 2027 г. будет связано в том числе с проведением перенесенных ремонтных работ. Читать полностью

Москва, 14 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Американская Chevron планирует расширить газовый портфель за счет проектов в Аргентине, Восточном Средиземноморье, Австралии и Африке. Компания намерена нарастить добычу природного газа и увеличить поставки сжиженного природного газа (СПГ) для удовлетворения спроса, растущего на фоне ближневосточного кризиса.
Об этом заявил президент подразделения Global Gas Ф. Шахин, его слова передает Reuters.

Мировые газовые рынки переживали потрясения уже дважды за четыре года: после начала российской спецоперации на Украине в 2022 г., а также после развертывания вооруженного конфликта между США, Израилем и Ираном в феврале текущего года. Кроме того, страны, зависимые от газового импорта, лишились поставок из России и Катара.

«Этот кризис лишь подтверждает необходимость диверсификации — диверсификации источников поставок и различных договорных структур», – отметил Ф. Шахин.

Также глава Global Gas добавил, что не стоит полагаться на спотовый рынок, поскольку он не такой ликвидный, как рынок нефти и нефтепродуктов.

Chevron будет располагать мощностями по поставке СПГ в объеме около 20 млн т/год, включая 16 млн т чистой добычи газа в рамках собственных проектов и 4 млн т, закупаемых по контракту на побережье Мексиканского залива в США, поставки по которому начались в феврале этого года и будут наращиваться в течение следующих нескольких лет в соответствии с соглашениями.

Ф. Шахин подчеркнул, что в Chevron Австралию и Восточное Средиземноморье рассматривают как интересные регионы для наращивания добычи и увеличения поставок газа. Кроме того, он заявил о перспективности проектов в Австралии и Африке, но не уточнил регионы, которые позволят достичь поставленные цели.

Также Ф. Шахин заявил, что Chevron заинтересована в сделке с Индией. По его словам, страна продолжает развиваться, и со временем там появятся хорошие возможности.

О деятельности Chevron в потенциально перспективных странах

В Австралии Chevron уже активно реализует два крупнейших в стране проекта по добыче и переработке природного газа – Gorgon и Wheatstone.

Эти проекты обеспечивают газом не только внутренний рынок, но и другие страны Азиатско-Тихоокеанского региона. Большая часть австралийских поставок идет в Японию.

О проекте Gorgon

• месторождение Gorgon считается одним из крупнейших в мире газовых проектов;
• находится на континентальном шельфе Западной Австралии;
• по состоянию на 2009 г. общие ресурсы оценивались более чем в 1,1 трлн м³ газа;
• по данным на 2021 г., оставшиеся извлекаемые запасы достигали около 407 млрд м³ газа;
• месторождение входит в кластер Greater Gorgon наравне с Jansz‑Io, Chrysaor, Dionysus, Spar, Geryon и Eurytion.

Для переработки газа на острове Барроу, примерно в 60 км от северо-западного побережья Западной Австралии, построен крупный завод по производству СПГ. По данным Chevron Australia, проект Gorgon LNG включает в себя три линии по производству СПГ мощностью 15,6 млн т/год и внутренний газовый завод с производительностью 300 ТДж газа/сутки. К производству СПГ и газового конденсата на проекте Gorgon Chevron приступила в марте 2016 г.

Оператор проекта Gorgon – компания Chevron Australia. СПГ-завод Gorgon является совместным предприятием австралийских дочерних компаний Chevron (47,3%), ExxonMobil (25 %), Shell (25%), Osaka Gas (1,25%), MidOcean Energy (1%) и JERA (0,417%).

Проект Wheatstone

• включает ресурсную базу и завод по переработке газа;
• компания Chevron Australia обнаружила морское месторождение в 2004 г. примерно в 200 км к северу от Онслоу в регионе Пилбара в Западной Австралии;
• по данным на 2013 г., начальные извлекаемые запасы объекта оценивались примерно в 254 млрд м³ газа;
• по состоянию на 2021 г. оставшиеся ресурсы составляли порядка 226 млрд м³ газа.

Также отметим, что несмотря на отсутствие конкретики по проектам в Восточном Средиземноморье, ранее сообщалось, что Chevron активно развивает греческие проекты. В июне Греция одобрила участие компании в разработке морского газового блока 10 в южной части Ионического моря. В рамках соглашения, Chevron получит долю участия 70% в проекте и возьмет на себя роль оператора, тогда как греческая энергетическая компания HELLENiQ ENERGY сохранит оставшиеся 30% акций.

Проект станет уже пятым шельфовым активом Chevron в Греции, реализуемым совместно с HELLENiQ ENERGY. Ранее компании получили права на разработку четырех участков недр к югу от Крита и Пелопоннеса – South Crete 1, South Crete 2, South of Peloponnese и Block A2. Их совокупная площадь составляет около 47 тыс. км², что существенно расширяет портфель геологоразведочных проектов компаний в регионе.

Работа в Африке

Нефтегаз.РУ напоминает, что в начале текущего месяца Chevron и Shell подписали с правительством Ганы и национальной нефтегазовой корпорацией GNPC необязывающий меморандум о взаимопонимании по приобретению прав на разведку и добычу на нефтегазовом блоке South Deepwater Tano Cape Three Points.

В августе Chevron открыла месторождение нефти и газового конденсата на континентальном шельфе Анголы. Это стало частью масштабной геологоразведочной кампании Chevron в странах Африки к югу от Сахары.

В июле компания стала самым заметным победителем посленего раунда лицензирования в Нигерии. Американская Chevron получила лицензию PPL210 на хорошо известный ей блок в глубоководной части дельты Нигера. Глубина воды в этом районе варьируется от 200 до 700 м.

Автор: А. Игнатьева Читать полностью

Москва, 14 сен - ИА Neftegaz.RU. Объединенная двигателестроительная корпорация (ОДК, структура Госкорпорации Ростех) разрабатывает газотурбинный двигатель (ГТД) нового поколения ГТД-8СМ мощностью 8 МВт.
Об этом сообщила пресс-служба ОДК-Инжиниринг.

Он предназначен для привода электрогенераторов в составе энергетических установок, обеспечивающих электроэнергией центры обработки данных (ЦОД), промышленные предприятия и другие объекты распределенной энергетики. Первый опытный образец планируется изготовить в 2028 г.

ГТД-8СМ создается на базе газогенератора двигателя АЛ-31СТ. При разработке используются современные системы управления и цифрового сопровождения. Одной из ключевых особенностей станет цифровой двойник, который позволит:

• отслеживать техническое состояние конкретного двигателя в эксплуатации,
• заранее выявлять признаки износа,
• определять оптимальные сроки технического обслуживания.

Еще одним преимуществом двигателя станет модульная конструкция. Компрессорный модуль, камера сгорания, силовая турбина и привод вспомогательных агрегатов будут выполнены как функционально самостоятельные блоки. Это позволит заменять отдельные компоненты без демонтажа соседних узлов и использования специализированного цехового оборудования непосредственно на объекте.

По расчетам разработчиков, такой подход должен сократить продолжительность ремонта и простои энергетического оборудования. Предварительный расчетный КПД ГТД-8СМ превысит 30%.


Расчетный межремонтный ресурс двигателя составит 30 тыс. часов, назначенный ресурс - не менее 120 тыс. часов. ГТД-8СМ будет рассчитан на эксплуатацию при температуре наружного воздуха от –60 до +40 °C. Окончательные характеристики подтвердят по итогам испытаний.

Разработку двигателя ведет предприятие ОДК-Салют, комплексными поставками энергетического оборудования на базе двигателей ОДК занимается ОДК Инжиниринг.

Перспективный ГТД-8СМ ориентирован на применение в распределенной энергетике, в том числе для энергообеспечения объектов нефтегазовой отрасли и цифровой инфраструктуры. Для таких объектов возможность локальной генерации и сокращения времени восстановления оборудования имеет особое значение.

Напомним характеристики АЛ-31СТ:

• номинальная мощность на выходном валу силовой турбины в стационарных условиях – 16 МВт,
• эффективный КПД двигателя на номинальном режиме в станционных условиях – 35,5%+0,5%,
• частота вращения выходного вала силовой турбины на номинальном режиме – 5300 об/мин,
• массовый расход воздуха через компрессор ГТД на номинальном режиме – 64,5 кг/с,
• топливо – транспортируемый природный газ,
• расход топливного газа на номинальном режиме – 0,902 кг/с,
• температура продуктов сгорания топливной смеси на выходе из силовой турбины, 490°C.

Читать полностью

Москва, 14 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Цены на коксующийся уголь на азиатских рынках растут на фоне дефицита предложения, что поддерживает стоимость российского сырья. Об этом сообщил Ъ со ссылкой на данные NEFT Research.

В первую неделю сентября цена коксующегося угля марки Ж на условиях FOB Дальний Восток достигла 176 долл. США/т, увеличившись на 2,9% за неделю и на 32,3% с начала года.

Ситуация на азиатском рынке коксующегося угля остается напряженной из-за сокращения предложения. В Китае добыча снижается на фоне проверок на угольных предприятиях, тогда как поставки из Монголии восстанавливаются медленно.

Монголия остается одним из ключевых поставщиков коксующегося угля в Китай. В январе–июле 2026 г. КНР увеличила импорт коксующегося угля на 28,8% в годовом выражении, до 80,5 млн т, из которых 40,6 млн т пришлось на Монголию.

Китайские покупатели увеличивают закупки российского сырья. В частности, была заключена сделка на поставку 40 тыс. т российского угля марки К по 267 долл. США/т на условиях CFR Китай с отгрузкой в октябре.

Индийские покупатели при этом сохраняют осторожность, рассчитывая на временный характер роста цен.

На европейском рынке спрос на коксующийся уголь остается сдержанным из-за сезонного спада и слабой активности в строительном секторе. При этом рост затрат на энергоносители и логистику ограничивает возможности производителей по снижению цен.

По данным NEFT Research на 6 сентября, стоимость коксующегося угля марки Ж на условиях FOB Финский залив составила 151,1 долл. США/т, увеличившись на 7,2% за неделю и на 27,9% с начала года. На условиях FOB Азово-Черноморский бассейн цена выросла на 7,7% за неделю и на 25,7% с начала года, до 157,1 долл. США/т.

Перспективы рынка

По оценке партнера NEFT Research А. Котова, текущий рост цен на коксующийся уголь может продолжиться до конца первого квартала 2027 г. Поддержку рынку оказывают снижение добычи в Китае, высокий спрос со стороны Индии и проблемы с производством в Австралии. В период дождливого сезона в Австралии с ноября по февраль также возможны перебои с поставками.

По словам старшего аналитика Т-Инвестиций А. Алиева, значительная часть шахт в провинции Шаньси остается остановленной. Их совокупная мощность составляет около 45 млн т/год. При этом сроки восстановления поставок монгольского угля остаются неопределенными.

Вместе с тем участники рынка считают текущий дефицит временным. Восстановление добычи в Китае и нормализация поставок из Монголии могут привести к изменению баланса рынка и ограничить потенциал дальнейшего роста цен.

По оценке руководителя дирекции инвестиционного анализа Альфа-банка Б. Красноженова, коррекция котировок возможна уже в четвертом квартале и будет зависеть от погодных условий и логистических ограничений.

Подпишитесь

Читать полностью