Москва, 16 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Федеральная антимонопольная служба (ФАС России) возбудила дело о нарушении антимонопольного законодательства в отношении 3 нефтетрейдеров.
Об этом ФАС сообщила 16 июня 2026 г.

Есть признаки сговора

ФАС возбудила дело о нарушении антимонопольного законодательства в отношении нефтетрейдеров Солид-товарные рынки, Агроторг ЮГ и Хансел.

Ведомство посчитало, что действия нефтетрейдеров могли повлиять на изменение стоимости топлива на бирже:

• при проведении внеплановых выездных проверок выявлены факты, подтверждающие координацию организаций при заключении сделок на биржевых торгах,
• в действиях компаний обнаружены признаки антиконкурентного соглашения с целью получения дохода в особо крупном размере в результате регулярной перепродажи бензина и дизтоплива по завышенным ценам,
• компании систематически совершали действия на биржевых торгах, которые приводили к выкупу всего объема топлива, запланированного для реализации на бирже, что ограничивало возможность покупки нефтепродуктов добросовестными участниками рынка.

В случае установления вины участникам соглашения грозят административные штрафы по ст. 14.32 КоАП РФ. Речь может идти о штрафах в размере от 0,03% до 0,15% от суммы выручки от реализации товара, на рынке которого совершено правонарушение, но не менее 100 тыс. руб.

Сумма штрафа может быть существенной, однако перспективы взыскания в случае признания наличия картельного сговора неоднозначны. ФАС в 2018 г. признала Солид-товарные рынки вместе с другим трейдером А-Ойл нарушившими антимонопольное законодательство и назначила им совокупный штраф, превышающий 1 млрд руб. Однако данное решение оспаривалось в судах на протяжении долгого времени, а суд кассационной инстанции признал решение ФАС недействительным.

С того момента к Солиду у регуляторов накопились новые претензии. Петербургская биржа с 21 января 2026 г. прекратила допуск трейдера к торгам в секции «Нефтепродукты» из-за регулярных нарушений (непредоставление в срок необходимых документов и отчетности, несоблюдение требований законодательства и внутренних правил биржи, а также препятствование контролю своих программно-технических средств для удаленного доступа). ФАС, в свою очередь, с февраля 2026 г. изучает деятельность трейдеров, в т.ч. и Солида до его отстранения.

ФАС следит

О том, что ФАС завершила внеплановые проверки крупных нефтетрейдеров на предмет ценового сговора на торгах глава ведомства М. Шаскольский доложил на заседании правительства РФ 11 июня 2026 г.

М. Шаскольский сообщил, что ФАС на постоянной основе ведет работу по проверке экономической обоснованности составляющих стоимости нефтепродуктов – транспортировки, хранения, сбыта. В случае выявления нарушений служба принимает меры реагирования – сейчас на рассмотрении находятся 11 антимонопольных дел в отношении участников рынка нефтепродуктов.

Сейчас ФАС назвала первых потенциальных нарушителей, работающих на оптовом рынке. Помимо проверки деятельности трейдеров на оптовом рынке, ФАС следит за розничным сегментом. Так, в октябре 2025 г. ФАС возбудила антимонопольное дело в отношении независимых участников розничного рынка топлива. Служба тогда выявила признаки картельного сговора, поскольку компании согласовывали между собой цены и координировали действия на розничном рынке. В конце 2025 г. территориальные управления ФАС выдавали предупреждения сетям АЗС в Тверской, Тюменской и Новосибирской областях, в основном, в связи с необоснованным завышением цен на отдельных заправках.

Также ФАС работает с производителями. В мае 2026 г., на фоне роста цен на внешних рынках направила нефтяным компаниям письма с предупреждением о недопустимости необоснованного роста цен на бензин и дизтопливо, в т.ч. путем применения в ценообразовании зарубежных ценовых индикаторов. Служба призвала следовать принципам ответственного ценообразования на нефтепродукты и напомнила, что необоснованное повышение цен компаниями, занимающими доминирующее положение, является нарушением антимонопольного законодательства.

Напомним, что для поддержания стабильности рынка топлива в России действует ряд мер:

• до 31 июля 2026 г. из России запрещен экспорт бензина для всех участников рынка, а для непроизводителей – вывоз дизтоплива,
• до 30 ноября ограничен экспорт авиационного керосина,
• де-факто действует новый механизм – соглашения с нефтяными компаниями о максимизации поставок топлива на внутренний рынок и сдерживания роста цен,
• обнулены ввозные таможенные пошлины и распространен демпфер на импортируемый бензин, увеличен импорт из Белоруссии,
• по данным Ъ, правительство РФ продлило разрешение для ряда НПЗ выпускать для внутреннего рынка бензин и дизельное топливо с отклонением от требований технического регламента ЕАЭС по содержанию серы и других показателей качества (снижение до уровня экологического класса Евро-3 – схожий стандарт в США, EPA Tier 2, был полностью выведен из оборота лишь в 2025 г.).

Читать полностью

Москва, 16 июн - ИА Нефтегаз.РУ. Турция в апреле 2026 г. импортировала суммарно 4,731 млрд м³ природного газа (по трубам и в виде СПГ), что на 16% больше, чем годом ранее. Об этом сообщил Совет по регулированию энергетического рынка страны (EPDK).

Потребление газа

По данным EPDK:

• общее потребление газа в стране в апреле выросло на 1%, до 5,78 млрд м³,
• спрос в энергетике составил 539 млн м³,
в промышленности - 1,186 млрд м³, в ЖКХ - 3,19 млрд м³.

С начала 2026 г. в Турции существенно выросла выработка электроэнергии на гидроэлектростанциях (ГЭС), что привело к заметному снижению потребления природного газа и импортного угля в электроэнергетике. Высокие показатели гидрогенерации сохранялись также в мае и июне. Рост выработки ГЭС позволяет Турции сокращать потребление импортируемых энергоносителей в период повышенной волатильности на мировых энергетических рынках. На фоне резкого роста цен на газ и другие виды топлива такая ситуация оказывает благоприятное влияние на энергетический баланс страны.

СПГ

Основным драйвером роста стал импорт сжиженного природного газа (СПГ). В апреле 2026 г. Турция увеличила закупки СПГ в два раза по сравнению с аналогичным периодом прошлого года, несмотря на рост цен на газ в Европе. Ключевым поставщиком дополнительных объемов выступили США. Рост импорта произошел на фоне роста цен на газ, вызванного напряженностью в Персидском заливе.

Средняя цена на европейском хабе TTF в апреле 2026 г. составила 547 долл. США /1000 м³, что на треть выше уровня апреля 2025 г. При этом по сравнению с мартом 2026 г. котировки снизились на 11%. В отличие от Турции, ряд крупнейших экономик мира на фоне высоких цен сокращает закупки СПГ.

Импорт СПГ в Турцию в апреле 2026 г. достиг 820 млн м³, или 630 тыс. т. При этом загрузка турецких терминалов по приему СПГ составила 22%. Поставки СПГ из США выросли в 4 раза и достигли 379 млн м³. Импорт из Алжира сохранился практически на уровне аналогичного периода прошлого года и составил 370 млн м³.

Кроме того, в отчетном месяце в Турцию поступила спотовая партия СПГ из Мавритании.

Трубопроводный газ

Импорт трубопроводного газа увеличился на 7% - до 3,911 млрд м³. Поставки российского газа увеличились на 8% и составили 1,969 млрд м³. Поставки из Азербайджана составили 997 млн м³, оставшись на уровне прошлого года. Импорт газа из Ирана достиг 945 млн м³, что стало одним из максимальных месячных показателей за всю историю наблюдений.

Ранее стало известно, что Россия по итогам января - апреля 2026 г. снизила трубопроводные поставки газа в Турцию на 6% по сравнению с аналогичным периодом 2025 г. Читать полностью

Осло, 16 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Equinor и ее партнеры пробурили сухую скважину на участке недр Heidrun Cellar SE в пределах месторождения Heidrun в Норвежском море.
Об этом сообщает Норвежский оффшорный директорат (Norwegian Offshore Directorate, NOD).

Разведочная скважина 6507/8-D-4 CH была пробурена в рамках лицензии на добычу PL124, в 240 км к западу от г. Саннесшеэн. Equinor является оператором PL124 с долей участия 39,80%, ConocoPhillips Skandinavia AS принадлежит 27,91%, Petoro AS – 22,29%, а Vår Energi ASA – 10%.

Подробности бурения сухой скважины

Скважина 6507/8-D-4 CH была пробурена на глубину 2910 м ниже уровня моря и достигла пласта Grey Beds позднетриасового возраста. Глубина моря в точке бурения составляла 357 м. Работы проводились с использованием полупогружной буровой установкой (ППБУ) Transocean Encourage.

Партнеры рассчитывали подтвердить наличие залежей углеводородов в более глубоких стратиграфических уровнях месторождения Heidrun, в породах-коллекторах раннеюрского возраста (формация Åre) и позднетриасового возраста (пласт Grey Beds).

Скважина вскрыла пласты песчаника общей мощностью около 161 м с хорошими и очень хорошими коллекторскими свойствами. Испытания пластов не проводились. Скважина классифицируется как сухая.

Нефтегазовое месторождение Heidrun

• открыто в 1985 г. компанией Conoco, а добыча ведется с 1995 г.;
• расположено примерно в 175 км от побережья Центральной Норвегии, в 30 километрах к северо-востоку от месторождения Åsgard;
• глубина моря здесь составляет около 350 м, а глубина залегания продуктивных пластов – 2300 м;
• инфраструктура месторождения включает в себя самую большую в мире плавучую бетонную платформу с натяжными опорами;
• объемы добычи нефти на месторождении уже превысили первоначальные ожидания относительно общего срока эксплуатации месторождения;
• Heidrun – это сложное месторождение, на котором возникают большие проблемы, связанные с пескопроявлениями, солеотложением и коррозийной агрессивностью;
• в настоящее время для поддержания давления в пласте и повышения нефтеотдачи пластов закачиваются как вода, так и газ, и использование того и другого постоянно оптимизируется.

Для поддержания добычи с платформы практически непрерывно бурятся новые скважины. Эффективные и недорогие дренажные системы необходимы для продления срока эксплуатации месторождения. Сейчас на месторождении пробурено более 100 скважин, и почти столько же будет пробурено до его закрытия.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 16 июн - ИА Нефтегаз.РУ. Международная промышленная выставка «ИННОПРОМ. Индия» впервые пройдет в Нью-Дели с 9 по 11 сентября 2026 года на площадке выставочного комплекса «Bharat Mandapam». Мероприятие состоится накануне 18-го саммита БРИКС. Новое направление ИННОПРОМ отражает последовательную стратегию расширения географии мероприятия и укрепления международного торгово-промышленного сотрудничества. Организаторами выступят Министерство промышленности и торговли России и Министерство торговли и промышленности Индии. Оператор – компания «Формика Ивент».

Индия выступала в качестве страны-партнера российского ИННОПРОМ в 2016 году с национальной экспозицией 3 700 кв. м и 115 экспонентами. В дальнейшем представители Индии принимали активное участие как в выставке, так и в деловой программе и других форматах. Так, в рамках ИННОПРОМ-2025 прошел круглый стол «Россия — Индия: на пути к 100 миллиардам товарооборота».

Выбор Индии в качестве новой площадки проведения ИННОПРОМ обусловлен стратегической значимостью двустороннего сотрудничества. Номинальный объем экономики страны превышает 4 трлн долларов США, а численность населения составляет порядка 1,5 млрд человек, что делает Индию одним из крупнейших мировых рынков для промышленной продукции, технологий и инвестиционных проектов. При этом Индия является одним из ключевых партнеров России: за последние пять лет объем взаимной торговли увеличился почти в 7 раз, а по итогам 2025 года товарооборот превысил 60 млрд долларов США. Проведение выставки направлено на дальнейшее укрепление сотрудничества, стимулирование совместных проектов и расширение торгово-промышленных связей.

Ожидается, что выставочная площадь составит около 10 000 квадратных метров. На экспозиции будут представлены продукты и технологии из таких отраслей, как машиностроение, добывающая промышленность, металлургия, химия, ИТ, фармацевтика, медицинские технологии и других. В рамках деловой программы будут обсуждать ключевые вопросы двустороннего торгово-промышленного сотрудничества России и Индии. Запланировано проведение деловых встреч, в том числе биржи контактов с участием как закупщиков, так и поставщиков из обеих стран.

Дополнительная информация доступна на официальном сайте мероприятия.

Автор: А. Гладкина Читать полностью

Триполи, 16 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Венгерская MOL Group, испанская Repsol и турецкая Türkiye Petrolleri A.O. (TPAO) заключили соглашение о разделе продукции (СРП) для разработки нефтегазового блока O7 на континентальном шельфе Ливии.
Об этом сообщила пресс-служба MOL Group.

Основные параметры проекта:

• расположение: Средиземное море, около 140 км к северо-западу от Бенгази;
• площадь блока: более 10 300 км²;
• глубина моря: свыше 1 500 метров

Соглашение было подписано после успешного получения лицензии консорциумом в начале 2026 г. Новый этап сотрудничества предусматривает проведение геологоразведочных работ на участке недр.

Минимальная программа ГРР включает:

• сбор сейсмических данных:
• 2D – около 1 500 км²,
• 3D – около 2 300 км²;
• бурение одной разведочной скважины

Участники проекта отмечают, что сложные глубоководные условия соответствуют их опыту разработки морских месторождений. Доли участия в проекте распределяются следующим образом: Repsol (оператор) – 40%, TPAO – 40% и MOL Group – 20%.

Выход MOL Group на ливийский рынок стал возможен благодаря соглашению о стратегическом сотрудничестве с Национальной нефтяной корпорацией (NOC), подписанному в январе 2026 г. Партнерство направлено на обмен опытом, развитие технологического сотрудничества и поиск новых возможностей в нефтегазовом секторе.

Ливия располагает крупнейшими в Африке запасами углеводородов. При этом около 70% всей территории страны и 65% ее территориальных вод остаются недостаточно изученными, что указывает на значительный потенциал геологоразведки, который в стране не проводился на протяжении более чем 17 лет.


По состоянию на начало 2020 г. объем доказанных запасов нефти оценивался в 48,4 млрд барр. Страна является членом ОПЕК, однако не участвует в действующих соглашениях ОПЕК+ по сокращению добычи нефти.

По данным APO Group, Ливия планирует увеличить добычу нефти до 1,6 млн барр./сутки к концу 2026 г. (по сравнению с примерно 1,4 млн барр./сутки в начале года). До свержения и убийства М. Каддафи в 2011 г., а также до развертывания гражданской войны Ливия занимала двенадцатое место в рейтинге мировых экспортеров нефти.


В долгосрочной перспективе страна намерена довести добычу до 1,8 млн барр./сутки к 2027 г. и 2 млн барр./сутки к 2030 г. Реализация этих планов предполагает инвестиции в объеме около 3–4 млрд долл. США в краткосрочной перспективе, которые будут направлены на восстановление устаревающей инфраструктуры, оптимизацию разработки зрелых месторождений, а также увеличение добычи на малодебитных скважинах.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 16 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Татнефть установила на всех своих АЗС в России временные лимиты на продажу бензина и дизельного топлива.
Об этом 16 июня 2026 г. передают Интерфакс, РБК и Ъ со ссылкой на сообщения горячей линии Татнефти.

Временные лимиты

Оператор горячей линии Татнефти на вопросы изданий сообщил, что компания ввела ограничения на продажу бензина и дизельного топлива на всей своей сети АЗС.

Лимиты по отпуску топлива установлены временно и по большей части АЗС и составляют:

• на бензин – 30 л в одни руки, дизельное топливо – 60 л,
• дизельное топливо для грузовых автомобилей – 300 л.

В ряде регионов лимиты ниже – в Воронежской области бензин и дизтопливо отпускается для легковых автомобилей в объеме 20 л и 40 л соответственно, для грузовых – 300 л.

Срок действия временных ограничений не уточняется.

Кроме того, на некоторых АЗС Татнефти наблюдаются временные технические ограничения в работе банковских терминалов и мобильного приложения.

Ограничения в сети Татнефти...

Сообщения об ограничениях в работе сети АЗС Татнефти начали распространяться в медиа 12 июня 2026 г. Так, канал Автосправочная сообщил о том, что в республике Татарстан часть АЗС Татнефти была закрыта.

Далее последовали сообщения о недостатке топлива на АЗС Татнефти в других регионах – в Москве и Санкт-Петербурге, Удмуртской и Чувашской республиках, Липецкой, Нижегородской, Самарской, Ульяновской, Оренбургской, Свердловской и Челябинской областях, в Кузбассе и др.

На некоторых АЗС сети размещены уведомления о том, что ограничения вызваны техническими причинами.

В качестве причин введения ограничений в медиа называются последствия массированной атаки беспилотных летательных аппаратов (БПЛА) на Закамский регион республики Татарстан в ночь на 12 июня 2026 г. Глава республики Татарстан Р. Минниханов подтвердил, что пострадали предприятия, ведется устранение последствий, производственные процессы не остановлены.

Однако, по данным Reuters, нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) Татнефти ТАНЕКО в г. Нижнекамск полностью прекратил переработку после атаки БПЛА 12 июня, остановлены обе установки первичной переработки АВТ-6 и АВТ-7. Получили ли установки серьезные повреждения или остановлены для проверки, не уточняется.

В этой ситуации возник риск ажиотажного скачка спроса, нивелировать который призваны введенные ограничения. Также это должно позволить компании правильно распределить топливо между АЗС и не создавать ажиотаж в каком-либо регионе.

...и в целом по России

В конце мая 2026 г. в некоторых российских регионах возникли проблемы с поставками топлива. Так, о дефиците топлива на заправках сообщали власти Крыма и Севастополя, напряжение начало ощущаться и в Краснодарском крае.

Ситуация на топливном рынке России держится властями на контроле. На совещании у вице-премьера РФ А. Новака 11 июня 2026 г. был представлен комплекс мер, направленных на обеспечение приоритетного насыщения внутреннего рынка нефтепродуктами.

Нефтяные компании доложили, что работают над обеспечением максимальной загрузки производственных мощностей в целях удовлетворения внутреннего спроса. А. Новак по итогам совещания поручил сформировать прогностическую модель развития ситуации на топливном рынке в региональном разрезе с максимальной детализацией всех возможных параметров, которая позволит повысить качество мониторинга, обеспечит своевременное выявление узких мест и даст возможность превентивно принимать необходимые решения.

Правительство РФ продолжает подбирать эффективные меры по стабилизации рынка в условиях сокращения предложения. Так, до 31 июля из России запрещен экспорт бензина для всех участников рынка, а для непроизводителей – вывоз дизтоплива. До 30 ноября ограничен экспорт авиационного керосина. Минэнерго РФ сообщило, что де-факто действует новый механизм – соглашения с нефтяными компаниями о максимизации поставок топлива на внутренний рынок и сдерживания роста цен.

Принят еще ряд мер – обнулены ввозные таможенные пошлины и распространен демпфер на импортируемый бензин, увеличен импорт из Белоруссии. По данным Ъ, правительство РФ продлило разрешение для ряда НПЗ выпускать для внутреннего рынка бензин и дизельное топливо с отклонением от требований технического регламента ЕАЭС по содержанию серы и других показателей качества (снижение до уровня экологического класса Евро-3 – схожий стандарт в США, EPA Tier 2, был полностью выведен из оборота лишь в 2025 г.) Читать полностью

Москва, 16 июн - ИА Нефтегаз.РУ. В Казахстане на месторождении Восточный Молдабек компании Эмбамунайгаз (ЭМГ) началось внедрение цифрового двойника с применением ИИ-технологий. Объект выбран в качестве пилотной площадки. В будущем цифровые двойники масштабируют на 12 крупнейших месторождениях КазМунайГаза (КМГ).
Об этом сообщает пресс-служба компании.

Цифровой двойник – виртуальная модель месторождения, которая объединяет в себе основные геологические сведения об объекте, включая параметры пласта, пластовое давление, данные о добыче и пр. Такая технология позволяет анализировать производственные процессы, а также прогнозировать объемы добычи и принимать эффективные решения. КМГ будет внедрять цифровые двойники на основе информационной системы ABAI.

Сейчас при участии компаний KMG Digital, КМГ Инжиниринг и технологического партнера идет изучение операционной модели блока Upstream, бизнес-процессов и ИТ-инфраструктуры.

Уточняется, что первый этап проекта охватывает корпоративный центр КМГ, КМГ Инжиниринг и ЭМГ. Однако уже в июле аналогичную работу развернуть в компаниях Озенмунайгаз и Казахтуркмунай.

Ожидается, что внедрение цифровых двойников улучшит разработку месторождений, систему промышленной безопасности и увеличит коэффициент нефтеотдачи.

Реализация проекта, в частности, связана с тем, что текущий год в Казахстане объявлен Годом цифровизации. Кроме того, развитие передовых технологий является системной работой КМГ.

О месторождении Восточный Молдабек

• находится в Кызылкогинском районе Атырауской области, на востоке Прикаспийской впадины;
• входит в структуру месторождения Кенбай;
• оператором месторождения выступает нефтегазодобывающее управление Кайнармунайгаз (входит в состав ЭМГ);
• в отчетах КМГ месторождение классифицируется как зрелое с высоковязкой нефтью в меловых коллекторах, высокой обводненностью и сложной выработанностью.

Отметим, что ранее на месторождении уже была внедрена система цифрового мониторинга, направленная на автоматизированное управление работой оборудования на объекте, а также нацеленная на сбор данных и оперативное реагирование на возможные сбои. Проект предполагал установку интеллектуальных станций, которые в онлайн-режиме фиксировали дебит каждой скважины и другие показатели.

В 2021 г. такой центр оперативного реагирования был внедрен в работу НГДУ Кайнармунайгаз.

Энергообеспечение цифровых проектов

Напомним, ранее президент Казахстана К.-Ж. Токаев заявлял, что цифровизация и внедрение ИИ должны стать связующими звеньями экономического развития. В то же время развитие подобных проектов требует надежной энергетической инфраструктуры и стабильной выработки электроэнергии.

В периоды высокого потребления, когда внутренние мощности не покрывают потребности страны, Казахстан компенсирует нехватку за счет импорта электроэнергии, преимущественно из РФ. В 2025 г. Казахстан импортировал 3,7 млрд кВт·ч.

Ситуацию с дефицитом усугубляет высокий уровень износа действующих генерирующих мощностей и электросетей.

За последние три года по программе «Tариф в обмен на инвестиции» в сферу энергетики было направлено свыше 1 трлн тенге. При этом свыше 900 млрд тенге было направлено на ремонт, и только 140 млрд тенге – на запуск новой генерации.

В правительстве убеждены, что до конца 2029 г. будут введены 13,3 ГВт новых мощностей, из которых 5,9 ГВт приходится на возобновляемые источники энергии (ВИЭ).

Власти также ожидают, что уже в 2027 г. будут покрыты все потребности экономики в электроэнергии с профицитом в 1,3 млрд кВт·ч.

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Дамаск, 16 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Американская ConocoPhillips планирует подписать с правительством Сирии соглашение о разработке газовых месторождений в стране.
Об этом сообщает Financial Times со ссылкой на источники.

Подписание соглашения ожидается на этой неделе, и оно может стать первым подобным документом между ConocoPhillips и новой администрацией Сирии. В рамках проекта компания будет сотрудничать с сирийской государственной Syrian Petroleum Company, а также с Novaterra Energy.

По данным источников, будущие партнеры планируют заниматься как разработкой действующих месторождений, так и геологоразведкой новых участков недр. Решение о сотрудничестве стало продолжением предварительного соглашения, подписанного в 2025 г. между ConocoPhillips и правительством Сирии. Тогда власти страны отмечали, что ожидают от сделки рост добычи природного газа на 4–5 млн м³/сутки. До 2011 г. Сирия добывала около 30 м³/сутки газа.

Э. Таблер, бывший советник по Сирии в первой администрации Д. Трампа в комментарии FT отметил, что происходящее может стать «переломным моментом» для энергетического сектора страны. По его словам, обсуждаемое смягчение санкционного режима создает условия, при которых компании стремятся занять выгодные позиции на рынке первыми.

Ранее консалтинговая компания Wood Mackenzie оценила разведанные запасы нефти и газа в Сирии минимум в 1,3 млрд баррелей нефтяного эквивалента (бнэ). При этом значительная часть территории страны остается недостаточно изученной, а морской сектор – полностью неосвоенным. На сегодняшний день на сирийском континентальном шельфе не пробурено ни одной разведочной скважины.

Нефтегазовая инфраструктура Сирии серьезно пострадала в результате многолетнего вооруженного конфликта, что существенно ограничило возможности добычи и переработки углеводородов. Восстановление отрасли предполагает комплекс мер, включая ремонт поврежденных объектов, внедрение технологий повышения нефте- и газоотдачи, бурение новых скважин и модернизацию перерабатывающих мощностей.

При этом значительная часть газовых месторождений страны остается недоразработанной и эксплуатируется ниже потенциального уровня из-за нехватки инвестиций, технологических ограничений и последствий конфликта. Основные запасы газа сосредоточены в центральной части Сирии, в районе Пальмиры, а также в восточных регионах.

Одним из крупнейших является месторождение Hayyan, открытое в 1990-х гг., однако его текущая загрузка остается существенно ниже проектной мощности из-за поврежденной инфраструктуры. Аналогичные проблемы характерны и для других значимых месторождений, включая Jihar и Al-Ward, которые также испытывают дефицит инвестиций и требуют восстановления.

В январе 2025 г. в стране была сформирована переходная администрация во главе с президентом А. аш-Шараа, чья группировка «Хайят Тахрир аш-Шам» возглавила восстание против прежних властей в конце 2024 г. Бывший президент Б. Асад покинул страну. Новые власти стремятся выстраивать более тесные отношения с государствами арабского мира, прежде всего с Саудовской Аравией, Катаром и ОАЭ. По данным Wood Mackenzie, после восстановления контроля над ключевыми нефтегазовыми районами в провинциях Дейр-эз-Зор и Ракка ожидается рост внутренней добычи.

На этом фоне усиливается интерес и международных энергетических компаний к проектам в Сирии. Так, 11 мая 2026 г. американская Chevron определила площадку для первого глубоководного нефтегазового проекта в стране, техническая реализация которого, как ожидается, начнется уже этим летом. В проекте также участвует катарская UCC Holding.

Согласно соглашениям, подписанным с правительством Сирии в последние месяцы, разработкой ресурсов будут заниматься не только ConocoPhillips и Chevron, но и TotalEnergies, Eni и QatarEnergy.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 16 июн – ИА Нефтегаз.РУ. В первой половине июня дисконты на российскую нефть сорта Urals по ряду экспортных направлений при отгрузке из российских портов сократились на 0,3-1 долл. США/барр. по сравнению с показателями по итогам мая. Об этом сообщил Интерфакс со ссылкой на данные агентства Argus.

При поставках в азиатские порты майские премии сменились дисконтами. Наиболее заметное снижение зафиксировано на индийском направлении.

В первой половине июня 2026 г. дисконт на нефть сорта ESPO, отгружаемую через порт Козьмино, к эталонному сорту Dubai сократился на 2,2 долл. США/барр., до 3,85 долл. США/барр. Средняя цена ESPO по итогам первых двух недель июня составила 81,87 долл. США/барр.

Для нефти сорта Urals на базисе FOB Приморск дисконт к североморскому бенчмарку North Sea Dated (NSD, отражает стоимость корзины из североморских сортов Brent, Forties, Oseberg, Ekofisk и Troll, а также WTI Midland), напротив, несколько расширился. По данным Argus, его среднее значение в первой половине июня достигло 23,5 долл. США/барр. против 22,5 долл. США/барр. по итогам мая.

Котировка NSD в первой половине июня в среднем составила 95,1 долл. США/барр. против 107,3 долл. США/барр. по итогам мая.

При этом дисконт по котировке Urals Med Aframax FOB Новороссийск в июне сложился на уровне 24,05 долл. США/барр. по сравнению с 23,8 долл. США/барр. месяцем ранее. Для Urals Med Suezmax FOB Новороссийск дисконт увеличился более заметно - на 0,8 долл. США/барр., до 23,05 долл. США/барр.

В то же время российская нефть Urals с поставкой в Индию и Китай демонстрирует более выраженное снижение цен. Если в конце мая котировка Urals DAP West Coast India предусматривала премию в размере 0,6 долл. США/барр., то в июне она сменилась дисконтом. По состоянию на 15 июня скидка достигла 4,1 долл. США/барр., а ее среднее значение за первую половину месяца составило 3,6 долл. США/барр. против премии в 1,5 долл. США/барр. в мае.

Нефть сорта Urals с поставкой в китайские порты в июне также торгуется с дисконтом к ICE Brent. По данным за неполный месяц, средняя скидка составляет 0,16 долл. США/барр., тогда как по итогам мая фиксировалась премия на уровне 2,6 долл. США/барр.

По расчетам Интерфакса, цена Urals, используемая для расчета НДПИ, в июне пока складывается на уровне 73,65 долл. США/барр. Для сравнения: в мае показатель составил 86,52 долл. США/барр., в апреле - 94,87 долл. США/барр., в марте - 77 долл. США/барр., в феврале - 44,59 долл. США/барр., в январе - 40,95 долл. США/барр.

Цена отсечения нефти 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 России предлагает сохранить использование котировок Argus для расчета нефтяных налогов. Соответствующий законопроект уже рассматривается в правительстве.

Подпишитесь

Читать полностью