Москва, 1 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Банк России ожидает, что ситуация на топливном рынке РФ станет более понятной и предсказуемой к октябрьскому опорному заседанию совета директоров регулятора.
Об этом заявил советник председателя Банка России К. Тремасов в кулуарах Восточного экономического форума (ВЭФ) 1 сентября 2026 г.

Рано делать выводы

Тезисы от К. Тремасова:

• нынешний рост цен на бензин – это во многом еще история, связанная с сезонностью, то, что мы наблюдаем в августе,
• в августе всегда сезонный пик спроса на бензин,
• к концу октября, когда у нас будет опорное заседание, ситуация на рынке топлива станет более понятной, более предсказуемой,
• сейчас тот момент, когда делать какие-то выводы просто преждевременно.

Ближайшее заседание совета директоров Банка России по ключевой ставке пройдет 11 сентября 2026 г., но оно не будет опорным, т.е. не будет сопровождаться публикацией среднесрочного макропрогноза, комментариев к нему и резюме обсуждения ставки. Опорное заседание назначено на 23 октября 2026 г.

На прошлом заседании, 24 июля, совет директоров Банка России решил снизить ставку с 14,25% до 14% годовых. При этом, как считает регулятор, пространство для снижения ставки все больше сужается, решения будут приниматься исходя из складывающейся ситуацией с целью вернуться к инфляции 4% в 2027 г. по сравнению с 6-7%, заложенными в базовый сценарий на 2026 г. По данным Росстата по итогам недели, завершившейся 24 августа 2026 г., индекс потребительских цен с начала года составил 104,68%.

При этом, по данным еженедельного мониторинга цен более чем на 1800 АЗС в 280 обследуемых Росстатом городах РФ (порядка 7% от общего числа АЗС в России), рост цен на топливо росли значительно обгоняет инфляцию – бензин с начала 2026 г. подорожал на 19,4%, дизтопливо – на 18,4%.

ЦБ РФ выводы делать не спешит. Зампред Банка России А. Заботкин 31 августа 2026 г. подчеркнул, что оценить, как отразилась ситуация на топливном рынке на инфляции, регулятор сможет только на опорном раунде в октябре. А. Заботкин отметил, что на инфляции сказались не только повышенные цены на топливо, но и перенос топливных издержек в цены других товаров.

Меры по стабилизации рынка топлива

К концу весны 2026 г. на российском топливном рынке начала нарастать напряженность, а к середине июня в отдельных регионах сформировался физический дефицит бензина и дизтоплива. Среди ключевых факторов – сезонный рост спроса, внеплановые ремонты ряда нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ), удары по объектам энергетической инфраструктуры, ограничения в железнодорожных перевозках и снижение объемов реализации топлива на бирже.

Нефтегаз.РУ напоминает, что правительством РФ принят комплекс мер для стабилизации топливного рынка. Среди них:

• загрузка действующих НПЗ выведена на максимально возможный уровень, планово-предупредительные ремонты (ППР) сдвинуты на более поздний срок, текущие ремонты ускорены;
• организован импорт нефтепродуктов и приняты стимулирующие меры, в т.ч. для поставок из дальнего зарубежья – топливный демпфер сначала был распространен на импортируемый бензин, а затем и на дизельное топливо;
• к обеспечению рынка подключены мощности средних и малых НПЗ, ранее преимущественно ориентированных на экспорт;
• наращивается выпуск топлива, в т.ч. за счет продукции с более низким экологическим классом и бензина, получаемого по упрощенной технологии (смешением прямогонного бензина с октаноповышающими присадками);
• запущены механизмы розничной реализации топлива К2-К5 на период до 1 июля 2027 г.;
• действуют экспортные ограничения – экспорт бензина для всех участников рынка запрещен до 31 января 2027 г., по дизельному топливу запрет на экспорт также продлен до 31 января 2027 г., но с 1 октября 2026 г. разрешается экспорт производителями (кроме того, до 30 ноября 2026 г. продолжает действовать запрет на экспорт авиакеросина);
• биржевые нормативы формально остаются на уровне 10% по бензину и 16% по дизелю, но в этом объеме могут учитываться адресные поставки стратегическим потребителям, в итоге на биржу должно поступать не менее 2% произведенного бензина и не менее 3% дизтоплива.

Сезон отпусков и период высокого спроса на бензин подходит к концу. В октябре спрос на бензин и летнее дизтопливо пойдет вниз, а принимаемые правительством меры можно будет оценить в комплексе. Это позволит ЦБ РФ до своего опорного заседания спокойно проанализировать ситуацию на рынке.
Читать полностью

Москва, 1 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Британская bp начала добычу природного газа на скважине Fayoum 4 в рамках газового проекта West Nile Delta (WND) в Египте на два года раньше запланированного срока. Это способствует притоку около 80 млн фут³/сутки газа в сеть страны.
Это следует из заявления Министерства нефти и минеральных ресурсов Египта, опубликованного 31 августа.

Добыча на скважине Fayoum 4 осуществляется в рамках стратегии египетского энергетического ведомства, направленной на увеличение внутреннего притока нефти и газа.

Глава bp Eqypt В. Шахин отметил, что начало добычи отражает поддержку компанией целей Министерства нефти и минеральных ресурсов, которые, в частности, предполагают: ускоренную разработку месторождений, максимальное привлечение существующей инфраструктуры и внедрение новых технологий для наращивания добычи газа в стране.

Также из заявления египетского ведомства следует, что скважина Fayoum 4 подключена к газоперерабатывающим мощностям через трубопровод Giza–Fayoum. Это позволило быстрее привлечь в сеть дополнительные объемы газа.

Нефтегаз.РУ напоминает, что в прошлом году bp подписала Меморандум о взаимопонимании (MoU) с правительством Египта для оценки возможностей реализации программы бурения пяти скважин на глубине от 300 до 1500 м в Средиземном море. К 2030 г. bp планирует увеличить добычу до 2,3–2,5 млн бнэ/сутки. В то же время до 2035 г. этот объем планируется наращивать дальше.

MoU последовал за успешной геологоразведочной кампанией bp, в ходе которой было сделано 10 открытий, два из которых – в Египте. Напомним, в марте прошлого года компания завершила бурение разведочной скважины Fayoum-5. Бурение El Fayoum-5 началось в феврале и проводилось при помощи бурового судна DS-12, принадлежащего компании Valaris.

Также в феврале 2025 г. bp объявила об успешном завершении бурения разведочной скважины El King-2 в пределах шельфовой концессии North King Mariout в рамках WND. Скважина, пробуренная 14 января 2025 г. с помощью того же бурового судна Valaris DS-12, обнаружила два перспективных пласта мессинского возраста на измеренной глубине около 2,4 тыс. м.

bp работает в Египте уже более 60 лет, и, как отмечается, благодаря стратегическому партнерству и постоянным инвестициям компания продолжает играть ключевую роль в разработке энергетических ресурсов страны. Сейчас около 60% добываемого в Египте газа приходится на долю bp и его партнеров в лице Pharaonic Petroleum Company (PhPC) и Petrobel.

О газовом проекте WND

• первый управляемый актив bp в Египте;
• считается одним из крупнейших газовых проектов в Средиземном море и предполагает освоение пяти газоконденсатных месторождений:
• Taurus ,
• Libra,
• Giza,
• Fayoum,
• Raven.

Проект реализуется в пределах концессий North Alexandria и West Mediterranean Deepwater:

• расположены в 65–85 км от побережья Александрии;
• открыты в период с 2000 по 2010 г.;
• включают в себя 25 добывающих скважин;
• первый газ поступил в 2017 г. с месторождений Taurus и Libra;
• в феврале 2019 г. началась добыча еще на месторождениях Giza и Fayoum;
• в 2021 г. началась добыча на самом крупном месторождении – Raven.

В прошлом году проект давал приток в 1 млрд фут³/сутки. Добытый в рамках WND газ поступает в национальную газовую сеть Египта. Объем инвестиций в проект достигает около 9 млрд долл. США.

Мажоритарным владельцем проекта выступает bp, она владеет 82,75% акций, оставшиеся 17,25% акций принадлежат Harbour Energy. Ранее доля участия принадлежала Wintershall ‎Dea, но в 2024 г. все активы компании выкупила Harbour.

Автор: А. Игнатьева Читать полностью

Москва, 1 сен - ИА Нефтегаз.РУ. Биржевая стоимость бензина АИ-92 на торгах 1 сентября выросла, обновив максимум с прошлого года и превысив 75 тыс. руб./т. При этом цена АИ-95 снизилась более чем на 5%. Это следует из данных Петербургской биржи.

По информации Петербургской биржи:

• бензин АИ-92 подорожал на бирже сразу на 4,36%, до 75,477 тыс. руб./т, обновив исторический максимум, установленный в 2025 г.;
• стоимость бензина АИ-95 по территориальному индексу европейской части России снизилась за день на 5,29%, до 75,926 тыс. руб./т после резкого повышения накануне;
• цена летнего дизельного топлива упала на 3,2%, до 71,221 тыс. руб./т;
• топочный мазут подорожал на 1,75%, до 20,628 тыс. руб./т;
• стоимость сжиженных углеводородных газов (СУГ) увеличилась на 2,66%, до 33,094 тыс. руб./т.

В понедельник бензин АИ-95 подорожал на 4,73% по итогам торгов, превысив 80 тыс. руб./т впервые с 4 августа. Бензин АИ-92 прибавил в цене 0,22%, до 72,326 тыс. руб./т.

30 июля правительство РФ ввело временный запрет на экспорт бензина, дизельного и других видов моторного топлива до 31 января 2027 г. Мера направлена на стабилизацию ситуации на внутреннем топливном рынке. Кроме того, кабмин приостановил до конца 2026 г. действие специальных правил определения цен на моторное топливо при государственных закупках. Отдельным постановлением также предусмотрены меры по обеспечению сельхозпроизводителей необходимыми объемами топлива.

29 августа стало известно, что правительство России продлило временный запрет на экспорт отдельных видов топлива непосредственными производителями. Соответствующее постановление предусматривает сохранение ограничений на вывоз дизельного и судового топлива, а также газойлей до 30 сентября 2026 г. включительно.

Ранее вице-премьер РФ А. Новак сообщал, что в стране сформированы достаточные запасы топлива для внутреннего рынка. При этом ажиотажный спрос привел к увеличению потребления примерно на 20–30%.

По словам А. Новака, принимаемые правительством меры уже дают результат: в ряде регионов снимаются ограничения на продажу топлива, увеличивается число работающих АЗС и сокращаются очереди.

Правительство РФ также рассматривает дополнительные меры контроля за ценообразованием на топливном рынке. В частности, планируется создать систему мониторинга поставок объемом от 1 т и разработать индикативные цены на нефтепродукты для отдельных регионов с учетом биржевых котировок. Читать полностью

Москва, 1 сен - ИА Нефтегаз.РУ. Цены на электроэнергию на свободном рынке РФ по итогам торгов 31 августа с поставкой на 1 сентября изменились разнонаправленно. В европейской части России и на Урале стоимость электроэнергии снизилась, тогда как в Сибири зафиксирован рост.
Об этом свидетельствуют данные организатора торгов - АТС.

В 1-й ценовой зоне, включающей европейскую часть РФ и Урал, индекс равновесной цены уменьшился на 3,94%, до 2 103,81 руб./МВт·ч. На Дальнем Востоке цена снизилась на 1,92%, до 3 138,84 руб./МВт·ч.

В Сибири, напротив, цена выросла на 2,84%, до 1 532,07 руб./МВт·ч.

При этом в годовом выражении электроэнергия подешевела во всех трех рассматриваемых регионах. По сравнению с 1 сентября 2025 г. индекс равновесной цены оказался ниже на 11,7% в 1-й ценовой зоне, на 31,5% в Сибири и на 8,7% на Дальнем Востоке.

Потребление практически не изменилось

Динамика цен происходит на фоне относительно стабильного энергопотребления:

• в европейской части России и на Урале потребление электроэнергии снизилось на 0,43%, до 2,06 млн МВт·ч;
• в Сибири показатель сократился на 0,08%, до 536,32 тыс. МВт·ч;
• на Дальнем Востоке вырос на 0,22%, до 111,93 тыс. МВт·ч.

Наиболее высокая внутрисуточная волатильность цен зафиксирована в 1-й ценовой зоне - 55,2%. В Сибири этот показатель составил 21,9%, а на Дальнем Востоке - 1,8%.

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, 1 сен - ИА Нефтегаз.РУ. Два супертанкера с саудовской нефтью были поражены неизвестными снарядами с разницей в несколько минут при выходе из Ормузского пролива. Инциденты произошли вечером 31 августа в районе побережья Омана.
Об этом сообщил Reuters со ссылкой на компании Marisks и Kpler, отслеживающие морские перевозки.

Под удар попал саудовский супертанкер Sidr, следовавший под флагом Саудовской Аравии. Судно было поражено примерно в 16,6 морской мили к северо-востоку от Хасабa в Омане около 19:52 UTC.

Через несколько минут примерно в 17 морских милях к востоку от Хасаба был поражен либерийский Senegal Prosperity. По данным Marisks, в судно попали три неизвестных снаряда. Все члены экипажа, как сообщается, находятся в безопасности.

Британская организация UK Maritime Trade Operations (UKMTO) также сообщила об инциденте с танкером в том же районе. По ее данным, три снаряда поразили судно, когда оно выходило из Ормузского пролива. Reuters отмечает, что речь, вероятно, идет об одном из зафиксированных эпизодов.

Операторы судов - саудовская Bahri и южнокорейская Sinokor - пока не прокомментировали сообщения об атаках.

Каждый танкер перевозил 2 млн барр. нефти

По данным Kpler, оба судна на прошлой неделе загрузили по 2 млн барр. саудовской нефти на терминале Джуайма (Juaymah). Это означает, что совокупный объем нефти на двух танкерах составлял около 4 млн барр.

Saudi Aramco в августе возобновила погрузку и продажи нефти из района внутри Ормузского пролива. Однако последние атаки демонстрируют сохраняющиеся риски для перевозок .

Судоходство через Ормуз остается ограниченным

Безопасность судоходства в проливе остается под угрозой на фоне продолжающегося противостояния Ирана и США. Блокада и ограничения движения резко сократили экспорт энергоресурсов из стран Персидского залива.

По данным Kpler, 31 августа 2026 г. через Ормузский пролив прошли только пять судов - четыре вошли в пролив и одно вышло из него. При этом среди них не было танкеров с жидкими грузами. Среднее значение за предыдущие 10 дней составляло около 14 судов в сутки.

Атаки на танкеры произошли на фоне нового витка напряженности между США и Ираном. Президент США Д. Трамп пригрозил Тегерану дальнейшими ударами после первых с конца июля обменов огнем между сторонами.

На этом фоне цены на нефть 1 сентября выросли примерно на 2%. Стоимость Brent достигала 92,14 долл. США/барр., WTI - 87,92 долл. США/барр.
Читать полностью

Москва, 1 сен – ИА Нефтегаз.РУ. СП Группы Полипластик и ЛУКОЙЛа по производству гибких полимерных армированных труб (ГПАТ) для нефтегазовой отрасли в г. Когалым планируется запустить в 4^м квартале 2026 г.
Об этом в интервью Интерфаксу сообщил председатель совета директоров Группы Полипластик Л. Гориловский.

Завод готов

Когалымский завод полимерных труб (КЗПТ) уже построен и находится на этапе пусконаладочных работ. Полноценный запуск производства намечен на 4^й квартал 2026 г.

О КЗПТ:

• проектная мощность завода составляет 500 км/год ГПАТ,
• планируется производство ГПАТ диаметром до 150 мм,
• объем инвестиций в проект оценивается в 4 млрд руб.

Ранее сообщалось, что около 1/3 финансирования планируется обеспечить за счет льготного кредитования при поддержке Фонда развития промышленности и Фонда развития Югры. В декабре 2025 г. Фонд развития Югры и КЗПТ заключили соглашение о предоставлении целевого займа по программе финансирования «Производство», за счет которого предприятие приобретет и смонтирует оборудование будущего завода.

Будет спрос?

По поводу спроса на продукцию Л. Гориловский ранее говорил, что спрос в этом сегменте отстает от предложения. Однако за последние 2 года большинство крупных компаний, в т.ч. Татнефть, Газпром нефть, Роснефть, Иркутская нефтяная компания (ИНК) и др. приступили к реализации пилотных проектов по применению полимерных труб.

В связи с этим Полипластик рассчитывает, что применение этой технологии станет более массовым, вплоть до потенциальной трансформации в новый стандарт для отрасли. Л. Гориловский отметил, что пока это не так и по-прежнему много металлических труб на этих диаметрах, которые будет выпускать КЗПТ. Тем не менее, Полипластик рассчитывает, что продукция предприятия будет пользоваться спросом, причем не только у ЛУКОЙЛа, но и у других нефтегазовых компаний, работающих в Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО) и ближайших регионах.

Нефтегаз.РУ напоминает, что ГПАТ могут использоваться в нефтегазовой отрасли в качестве альтернативы металлическим трубам. Применение ГПАТ позволяет сократить сроки и снизить затраты на строительство и эксплуатацию трубопроводов, а также минимизировать экологические риски. Полимерные трубы исключают коррозию трубопроводов, увеличивают срок их службы (до 50 лет) и повышают общую надежность нефтяной инфраструктуры.

КЗПТ

По данным сервиса проверки контрагентов Rusprofile, ООО Когалымский завод полимерных труб зарегистрировано 16 декабря 2024 г. в г. Когалым.

Доли участия в компании распределены между:

• ООО ЭКТО – 64,9%. Единственным учредителем компании указан Личный Фонд ЮВС (его единственный учредитель не раскрывается, прежним владельцем ООО ЭКТО СМИ называли Ю. Алекперова, сына основателя ЛУКОЙЛа В. Алекперова),
• ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь – 25,1%,
• Группа Полипластик – владеет 10% в проекте и обеспечивает технологическое сопровождение.

Группа Полипластик является производителем полимерных труб для инфраструктурных и промышленных систем. По итогам 2025 г. оборот группы составил 90,3 млрд руб., в состав компании входят 33 трубных завода в России, Белоруссии и Казахстане.

ГПАТ для нефтегазовой отрасли Полипластик производит по собственной технологии. В т.ч. в портфеле компании имеются высоконапорные ГПАТ Полифиброн с технологией армирования полимерными стеклолентами. Такие трубы могут применяться на трубопроводах с рабочим давлением до 21,0 МПа и на выкидных линиях, транспортирующих горячий (до 80°С) флюид под давлением до 6,3 МПа.

Линии по производству ГПАТ Полифиброн действуют на ключевых заводах Группы Полипластик – Сибгазаппарат (г. Тюмень) и Иркутском трубном заводе (г. Ангарск), мощность линий составляет до 550 км/год ГПАТ каждая. Читать полностью

Москва, 1 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Канадская Valeura Energy намерена ускорить реконструкцию нефтяного месторождения Wassana в Сиамском заливе на континентальном шельфе Таиланда. Работы предполагают замену устаревшей передвижной морской эксплуатационной установки (ПМЭУ) Ingenium на новую центральную технологическую платформу (ЦТП). Строительство объекта планируется завершить к октябрю 2026 г., на два месяца раньше первоначальных сроков.
Об этом сообщает пресс-служба компании.

Срок службы действующей установки истекает в конце 2027 г., это и вынудило Valeura Energy искать новую технологию для дальнейшей эксплуатации потенциально перспективного месторождения. Также использование ПМЭУ Ingenium ограничивает количество эксплуатационных скважин, которые можно пробурить, а ее мощности недостаточны для извлечения ожидаемых запасов в рамках лицензии G10/48.

Ранее в свете решения о реконструкции месторождения Wassana компания поручила Netherland, Sewell & Associates, Inc. (NSAI) оценить запасы объекта. NSAI учитывало данные только лицензионного участка недр G10/48, другие активы Valeura Energy не пересматривались. По результатам переоценки запасов Wassana, доказанные и вероятные запасы (2P) составляют 20,5 млн барр. По состоянию на 31 декабря 2024 г. запасы месторождения по категории 2P оценивались в 12,9 млн барр. нефти.

Ожидания от предстоящего запуска

Запуск новой платформы почти вдвое увеличит добычу на месторождении – с 3,7 до 7,5 тыс. барр./сутки.
По прогнозам Valeura Energy, ввод ЦТП в эксплуатацию на два месяца раньше графика позволит компании дополнительно получить 430 тыс. барр. в 2027 году относительно изначальных планов.

Реконструкция месторождения Wassana предполагает:

• продление срока эксплуатации месторождения до 2043 г.;
• инвестиции в размере 120 млн долл. США.

По словам главы Valeura доктора Ш. Геста, работы на новой платформе ведутся в соответствии с бюджетом и опережают график.

«Сейчас мы используем возможность установить объект раньше, чем планировалось изначально, что позволит получить первую нефть с нового месторождения примерно в начале второго квартала 2027 года», – отметил он.

В компании уточняют, что обратились к подрядчику по бурению для аренды с ноября 2026 г. буровой установки Shelf Enterprise для первоначального бурения скважин на месторождении Nong Yao, а затем – для раннего разведочного бурения на месторождении Wassana.

Новая ЦТП спроектирована с учетом будущих возможностей роста за счет подключения дополнительных месторождений, как к северу, так и к югу от Wassana:

• Valeura утверждает, что уже разведала залежи нефти к северу от Wassana на месторождении Nirami;
• кроме того, компания обработала данные 3D-сейсморазведки, которая была проведена к югу от Wassana, недалеко от месторождения Mayura, для будущего поисково-оценочного бурения;
• картографирование показало значительные дополнительные запасы нефти к югу от месторождения Wassana;
• сейчас компания рассматривает варианты разведочного бурения, чтобы полностью оценить этот потенциал.

Как утверждалось ранее, рассмотрев несколько различных сценариев развития Wassana, Valeura Energy выбрала проект с 24 эксплуатационными скважинами. Первый этап буровой кампании предполагает 16 эксплуатационных скважин и одну нагнетательную. Ориентировочная стоимость каждой составит примерно 4,8 млн долл. США.

Нефтегаз.РУ напоминает, что Valeura Energy приняла окончательное инвестиционное решение (FID) о реконструкции Wassana в мае прошлого года.

О месторождении Wassana

• расположено в бассейне Pattani в Сиамском заливе на глубине около 60 м;
• в 2014 г. было принято ОИР, а в 2015 г. началась добыча;
• изначально месторождением управляла нефтегазовая компания KrisEnergy, базирующаяся в Сингапуре;
• в июне 2020 г. KrisEnergy временно приостановила добычу на месторождении из-за экономических
• последствий пандемии COVID-19 и, как следствие, низких цен на нефть;
• в июне 2022 г. Valeura Energy приобрела долю участия 89% KrisEnergy в лицензии G10/48, а оставшиеся 11% – выкупила у Palang Sophon в апреле 2023 г.

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 1 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Импорт бензина из Белоруссии в Россию достиг уровня, близкого к максимальным возможностям белорусских нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ). Об этом сообщила газета Коммерсантъ со ссылкой на источник в отрасли.

По ее данным, за 28 дней августа продажи белорусского бензина на российской бирже снизились примерно в 4 раза по сравнению с июлем, а среднесуточные поставки из республики упали на 11,4%.

На фоне перебоев с поставками топлива доля белорусского бензина на рынке РФ выросла, однако точно оценить ее пока сложно. При этом, по данным источника, в январе–мае белорусские НПЗ поставили в Россию около 290 тыс. т бензина, тогда как с июня по 26 августа объем поставок превысил 570 тыс. т.

Дальнейшее увеличение поставок из Белоруссии вряд ли возможно, считает собеседник издания. Дополнительным ограничением может стать планово-предупредительный ремонт (ППР) Новополоцкого НПЗ в сентябре, который способен сократить экспортные возможности республики.

В случае необходимости дополнительный объем бензина для российского рынка может быть обеспечен за счет морских поставок из стран дальнего зарубежья, добавил собеседник Ъ.

Ситуация на рынке топлива

Ситуация с предложением топлива на российском рынке остается напряженной на фоне снижения производства на отдельных НПЗ и проведения плановых ремонтов. В сентябре ППР ожидаются на ряде крупных российских предприятий, в том числе на ТАИФ-НК.

Дополнительным фактором риска остаются атаки на российские НПЗ, последствия которых сложно прогнозировать. Совпадение внеплановых остановок с плановыми ремонтами может привести к дальнейшему сокращению предложения топлива в сентябре–октябре.

Часть дефицита на внутреннем рынке может компенсироваться за счет морского импорта. По данным Bloomberg, первые 60 тыс. т индийского бензина производства Nayara Energy прибыли в Мурманск в начале августа. По оценкам источников Reuters, общий объем ежемесячного импорта топлива в Россию может достигать 400 тыс. т.

При этом индийский бензин, вероятнее всего, будет поставляться преимущественно на АЗС вертикально интегрированных нефтяных компаний (ВИНК), минуя биржевой рынок.

Рост спроса и сокращение предложения уже отражаются на ценах. По данным ЦДУ ТЭК, с начала 2026 г. по 12 июля розничная стоимость АИ-92 и АИ-95 увеличилась на 7,4%, до 67,03 руб./л и 72,14 руб./л соответственно. Дизельное топливо подорожало на 12,1%, до 86,85 руб./л.

На Петербургской бирже цены также оставались высокими. В понедельник бензин АИ-95 подорожал на 4,73% по итогам торгов, превысив 80 тыс. руб./т впервые с 4 августа.

Сентябрь и октябрь традиционно характеризуются повышенным спросом на нефтепродукты из-за роста экономической активности. При этом, по оценке управляющего партнера трейдера Пролеум М. Дьяченко, плановые ремонты являются необходимой частью производственного цикла, поэтому задача регуляторов заключается в сохранении баланса рынка в период сокращения предложения. Читать полностью

Москва, 1 сен - ИА Нефтегаз.РУ. С 1 сентября 2026 г. крупные промышленные потребители газа в России получили возможность заключать с Газпромом долгосрочные договоры на условиях take-or-pay («бери или плати») с механизмом коммерческой балансировки через организованные торги.

Новая норма предусмотрена обновленными Правилами поставки газа в РФ, утвержденными постановлением правительства №1962 от 29 ноября 2025 г. Она позволяет Газпрому заключать договоры сроком более 5 лет с промышленными потребителями, которые используют не менее 10 млн м³/год природного газа.

Невыбранный газ можно будет перепродать

Ключевое изменение заключается в возможности коммерческой балансировки. Потребитель обязан оплачивать заявленный объем газа либо установленную договором его долю, даже если фактически выбрал меньше. При этом невыбранный объем получает возможность реализовать через биржу.

Если поставка осуществляется через точку, для которой предусмотрена коммерческая балансировка, соответствующее условие должно быть закреплено в договоре. После завершения расчетного месяца потребитель сможет купить или продать на организованных торгах объем газа, который отличается от предусмотренного договором.

Если соответствующий объем не будет реализован потребителем самостоятельно, его приобретет балансирующий покупатель.

Механизм предусматривает также ответственность поставщика: в случае недопоставки газа производитель должен компенсировать его стоимость в соответствии с условиями договора.

Газпром уже использует механизм балансировки

Механизм коммерческой балансировки не является принципиально новым для российского газового рынка. Он уже применяется в биржевом сегменте.

С мая 2022 г. при участии Газпрома и Газпром межрегионгаза действует система балансировки невыбранных объемов газа, реализованных на бирже. Балансирующим покупателем выступает Газпром, а Газпром межрегионгаз обеспечивает реализацию механизма от его имени.

По словам генерального директора Газпром межрегионгаза С. Густова, сейчас ведется работа над правилами коммерческой балансировки применительно к внебиржевым договорам. Компания участвует в разработке нормативной базы. При этом основное внимание уделяется соблюдению интересов как поставщиков, так и потребителей газа.

Биржа готова к запуску механизма

Петербургская биржа технологически готова к реализации новой нормы. Как сообщил управляющий директор по рынкам газа и электроэнергии С. Трофименко, в Правила организованных торгов и Правила клиринга внесены необходимые изменения, которые проходят процедуру утверждения.

Одновременно соответствующие технические изменения должны быть реализованы на стороне оператора товарных поставок Газпрома.

На 1-м этапе биржа планирует обеспечить балансировку невыборки газа по внебиржевым договорам в рамках требований обновленных Правил поставки газа. Дальнейшая конфигурация механизма будет обсуждаться с участниками рынка, отраслевыми ассоциациями и регуляторами.

ФАС ожидает роста биржевой ликвидности

Федеральная антимонопольная служба (ФАС) ранее положительно оценивала изменения правил поставки газа. В ведомстве считают, что появление возможности вторичной реализации невыбранных объемов должно повысить ликвидность биржевой торговли газом.

Для промышленных потребителей механизм создает дополнительную гибкость при работе с долгосрочными контрактами. Условия take-or-pay позволяют поставщику рассчитывать на гарантированный объем реализации, а покупателю - заключать долгосрочный договор, не опасаясь, что невыбранный газ будет полностью потерян.

Фактически новая схема сочетает долгосрочное контрактование и рыночный механизм корректировки фактических объемов потребления. Для крупных промышленных предприятий это особенно важно в условиях колебаний спроса и изменения производственных планов.

Подпишитесь

Читать полностью