Бразилиа, 10 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Petroleo Brasileiro SA (Petrobras) выкупила у Equinor Brasil 50% акций в проекте разработки блока Itaimbezinho, расположенного на континентальном шельфе Бразилии.
Об этом сообщает пресс-служба компании.

После закрытия сделки в состав консорциума войдут Equinor (оператор) с долей участия 50%, Petrobras с аналогичной долей участия и PPSA в качестве управляющего по соглашению о разделе продукции (СРП). Сумма сделки не разглашается.

Блок Itaimbezinho расположен в бассейне Campos, одном из ключевых нефтегазоносных регионов Бразилии с развитой инфраструктурой и значительным ресурсным потенциалом. Несмотря на зрелость бассейна, он остается привлекательным с точки зрения доразведки и вовлечения в разработку новых залежей, в том числе за счет применения современных технологий.

Для Equinor и Petrobras это не первый совместный проект в регионе. Компании уже сотрудничают в рамках проекта Raia, который реализуется совместно с Repsol Sinopec Brasil и считается крупнейшим газовым проектом страны. Кроме того, партнеры владеют лицензией на расположенный поблизости блок Jaspe, что формирует кластер активов и создает предпосылки для совместного развития инфраструктуры.

Таким образом, сделка по Itaimbezinho вписывается в стратегию обеих компаний по укреплению позиций в Бразилии. Как отмечается в сообщении Equinor, партнерство позволит повысить эффективность использования активов и инфраструктуры, а также раскрыть синергетический потенциал в бассейне Кампос. Речь идет прежде всего о совместном освоении близлежащих блоков, оптимизации затрат на разведку и возможной интеграции будущих проектов в единую производственную цепочку.

Сделка также отражает общий тренд на консолидацию активов и партнерство между международными и национальными нефтегазовыми компаниями в Бразилии, где государство сохраняет ключевую роль, но активно привлекает иностранных инвесторов для развития шельфовых проектов.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 10 июня – ИА Neftegaz.RU. Управление энергетической информации Минэнерго США (EIA) ожидает, что предложение на нефтяном рынке в 2026 г. упадет на 7,08 млн барр./сутки. Также EIA прогнозирует снижение спроса на 1,09 млн барр./сутки. Несмотря на попытку сгладить динамику, каждый месяц Минэнерго США дает показатели, которые свидетельствуют об увеличении дефицита предложения. Согласно прогнозу на 2026 г., спрос превысит предложение на 3,87 млн барр./сутки.
EIA представило новый доклад 9 июня 2026 г.

Спрос на нефть и ЖУВ

В июньском докладе EIA продолжило пересматривать прогнозы мирового спроса на нефть и жидкие углеводороды (ЖУВ) на 2026 г. и 2027 г. в сторону снижения на фоне сообщений об инициативах правительств по сокращению потребления топлива, его дефиците и ограничении экспорта нефтепродуктов:

• согласно прогнозу EIA, в 2026 г. глобальный спрос на нефть и ЖУВ упадет на 1,09 млн барр./сутки, до 102,86 млн барр./сутки, но в 2027 г. он, наоборот, вырастет на 2,46 млн барр./сутки, до 105,32 млн барр./сутки;
• по сравнению с майским докладом прогноз на 2026 г. по росту спроса снижен на 1,27 млн барр./сутки, на 2027 г. – повышен на 970 тыс. барр./сутки.

В EIA прогнозируют, что падение спроса в значимой степени станет следствием падения потребления в Азии, которая зависит от поставок нефти с Ближнего Востока. В то же время по-прежнему ожидается, что спрос, сниженный в 2026 г., за счет падения цен и возвращения довоенных объемов транспортируемой нефти восстановится в 2027 г.

Исходя из прогноза о падении спроса на нефть и ЖУВ в 2026-2027 гг., потребление сократится как в странах Организации экономического сотрудничества и развития (ОЭСР), так и в государствах, не входящих туда:

• страны вне ОЭСР в 2026 г. снизят спрос на нефть на 710 тыс. барр./сутки, до 57,34 млн барр./сутки, в 2027 г. он вырастет на 2,41 млн барр./сутки, до 59,75 млн барр./сутки:
• в Китае спрос на нефть и ЖУВ в 2026 г. упадет на 150 тыс. барр./сутки, до 16,43 млн барр./сутки, в 2027 г. он вырастет на 490 тыс. барр./сутки, до 16,92 млн барр./сутки;
• в Индии спрос вырастет на 90 тыс. барр./сутки, до 5,76 млн барр./сутки в 2026 г. и на 330 тыс. барр./сутки, до 6,09 млн барр./сутки в 2027 г.;
• в странах ОЭСР спрос в 2026 г. снизится на 380 тыс. барр./сутки, до 45,52 млн барр./сутки, в 2027 г. он вырастет на 50 тыс. барр./сутки, до 45,57 млн барр./сутки:
• в США в 2026 г. ожидается рост на 70 тыс. барр./сутки, до 20,68 млн барр./сутки, в 2027 г. – на 50 тыс. барр./сутки, до 20,73 млн барр./сутки;
• в европейских странах ОЭСР спрос в 2026 г. снизится на 140 тыс. барр./сутки, до 13,28 млн барр./сутки, а в 2027 г. – на 20 тыс. барр./сутки, до 13,26 млн барр./сутки.

Предложение и (дис)баланс

По прогнозу EIA, в 2026 г. предложение нефти и ЖУВ в мире упадет на 7,08 млн барр./сутки, до 98,99 млн барр./сутки, однако резко увеличится в 2027 г. на 10,33 млн барр./сутки, до 109,32 млн барр./сутки. Прогноз по росту добычи на 2026 г. снижен на 2,33 млн барр./сутки, на 2027 г. – повышен на 2,43 млн барр./сутки.

В частности, прогнозируется, что:

• страны вне ОПЕК в 2026 г. снизят добычу нефти и ЖУВ на 910 тыс. барр./сутки, до 75,9 млн барр./сутки, в 2027 г. – увеличат на 4,11 млн барр./сутки, до 80,01 млн барр./сутки;
• добыча нефти стран ОПЕК+ сократится в 2026 г. на 4,81 млн барр./сутки, до 28,51 млн барр./сутки, в 2027 г. – вырастет на 5,02 млн барр./сутки, до 33,53 млн барр./сутки;
• добыча нефти ОПЕК в 2026 г. упадет на 5,37 млн барр./сутки, до 19,26 млн барр./сутки, в 2027 г. – вырастет на 5,1 млн барр./сутки, до 24,36 млн барр./сутки.

EIA подчеркивает, что мировые нефтяные рынки по-прежнему переживают неопределенность в связи с фактическим закрытием Ормузского пролива, на долю которого до войны между США, Израилем и Ираном приходилось около 20% мирового экспорта энергоресурсов.

Напомним, 28 февраля 2026 г. США и Израиль нанесли удары по территории Ирана, включая Тегеран. В ответ на атаки Иран открыл огонь по израильской территории и военным объектам США на Ближнем Востоке. Обострение конфликта резко сократило судоходство через Ормузский пролив, который считается ключевым маршрутом поставок нефти, нефтепродуктов и СПГ из стран Персидского залива.

По данным EIA, в 2025 г. профицит предложения на мировом нефтяном рынке составил 2,12 млн барр./сутки. В 2026 г. он сменится дефицитом предложения в объеме 3,87 млн барр./сутки. Согласно прогнозам, в следующем году выпавшие объемы удастся вернуть на рынок, причем даже в большем объеме, – показатель может увеличиться до 4 млн барр./сутки, что на 140 тыс. барр./сутки выше уровня, отраженного в майском докладе.

EIA продолжает отодвигать ожидания по открытию Ормузского пролива и начала поставок. Если в апрельском докладе EIA предполагали, что конфликт не продлится дольше апреля, а в мае ориентировались на начало июня, то теперь возобновление поставок ожидается в июле. В то же время, согласно прогнозам, производство и торговля не смогут полностью восстановиться до доконфликтного уровня до начала 2027 г.

По оценкам EIA, в апреле добыча была остановлена в среднем на 10,5 млн барр./сутки, а в мае показатель достиг 11,3 млн барр./сутки (при прогнозе в 10,8 млн барр./сутки). В EIA считают, что во втором квартале 2026 г. показатель продолжит расти, особенно в Иране из-за продолжающейся блокировки Ормузского пролива.

Ожидается, что к декабрю 2026 г. объем запасов жидкого топлива в странах ОЭСР упадет почти до 2,3 млрд барр., достигнув самого низкого показателя с 2003 г., когда EIA стало вести статистику. Кроме того, такой объем превзойдет средний показатель за 2021–2025 гг. в 2,8 млрд барр.

Добыча нефти в США

Добыча нефти в США, по данным EIA, в 2025 г. в сравнении с показателем прошлого доклада не изменилась и осталась на уровне 13,59 млн барр./сутки. В 2026 г. ожидается рост на 130 тыс. барр./сутки, а в 2027 г. – на 430 тыс. барр./сутки, до 14,15 млн барр./сутки. В сравнении с майским докладом прогноз по добыче нефти в США в 2026 г. повышен на 70 тыс. барр./сутки, а в 2027 г. – на 50 тыс. барр./сутки.

По приросту в основных регионах добычи, включая крупнейшие сланцевые бассейны, EIA дает следующие прогнозы:

• на шельфе Мексиканского залива добыча в 2026 г. вырастет на 80 тыс. барр./сутки, до 1,98 млн барр./сутки, в 2027 г. – сократится на 120 тыс. барр./сутки, до 1,86 млн барр./сутки;
• в 48 континентальных штатах в 2026 г. добыча вырастет на 30 тыс. барр./сутки, до 11,3 млн барр./сутки, в 2027 г. – на 490 тыс. барр./сутки, до 11,79 млн барр./сутки, из них в крупнейших сланцевых бассейнах:
• Permian – в 2026 г. ожидается рост на 90 тыс. барр./сутки, до 6,67 млн барр./сутки, в 2027 г. – рост на 470 тыс. барр./сутки, до 7,14 млн барр./сутки,
• Bakken – в 2026 г. добыча снизится на 40 тыс. барр./сутки, до 1,17 млн барр./сутки, в 2027 г. показатель вырастет на 10 тыс. барр./сутки, до 1,18 млн барр./сутки,
• Eagle Ford – в 2026 г. добыча увеличится на 20 тыс. барр./сутки и составит 1,2 млн барр./сутки, в 2027 г. показатель увеличится на 40 тыс. барр./сутки, до 1,24 млн барр./сутки.

Цены на нефть

В мае спотовая цена на нефть марки Brent в среднем составляла 107 долл. США/барр., что на 10 долл. США/барр. ниже показателя за апрель. Это первое снижение средней цены за месяц с декабря прошлого года. Как объясняют в EIA, несмотря на сохраняющуюся высокую волатильность цен на нефть, падение связано с ожиданиями скорого заключения соглашения о продлении режима прекращения огня и возобновления поставок через Ормузский пролив между США и Ираном.

Ожидается, что во втором квартале 2026 г. мировые запасы нефти сократятся в среднем на 6,3 млн барр./сутки, за счет чего цены на нефть марки Brent установятся на уровне 105 долл. США/барр. в июне и июле. EIA сохраняет ожидания из майского доклада относительно дальнейшей динамики: по мере восстановления поставок через Ормузский пролив и роста добычи нефти цена на сырую нефть в четвертом квартале 2026 г. снизится в среднем до 89 долл. США/барр., а в 2027 г. – до 79 долл. США/барр.

Прогнозы по ценам на нефть в 2026 г. EIA постепенно увеличивает, объясняя это сохраняющейся ограниченностью мировых поставок нефти и сокращением запасов:

• прогноз по цене Brent на 2026 г. повышен с 94,85 долл. США/барр. до 95,39 долл. США/барр., на 2027 г. – сохранен на уровне 79,39 долл. США/барр.;
• по WTI прогноз на 2026 г. повышен с 85,68 долл. США/барр. до 88,32 долл. США/барр., на 2027 г. – сохранен на уровне 74,39 долл. США/барр.

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 10 июн - ИА Нефтегаз.РУ. Газпром получил первые в России серийные вертолеты морского назначения – Ми-171А3.
Об этом Газпром сообщил 10 июня 2026 г.

Машины на Сахалине

Холдинг Вертолеты России госкорпорации Ростех передал Газпрому первые серийные офшорные вертолеты Ми-171А3.

3 полностью российские машины изготовлены по заказу Газпрома на Улан-Удэнском авиационном заводе в рамках договора с Нацпромлизинг-Инвестом. Вертолеты выполнили перелет с предприятия на место постоянного базирования на острове Сахалин. Газпром будет использовать их для доставки пассажиров и грузов на морские платформы, работающие на месторождениях в Охотском море.


В 2021 г. свою потребность в вертолетах Ми-171А3 Газпром оценивал в 16 ед. до 2030 г.

Отечественные оффшорные вертолеты

В июле 2021 г. Газпром и Вертолеты России подписали соглашение о стратегическом сотрудничестве по поставке сертифицированных вертолетов морского назначения отечественного производства типа Ми-171А3.

Ми-171А3 успешно прошел летные испытания и проверки, подтвердив соответствие современным требованиям авиационных норм к вертолетам такого класса и возможность продолжительных перелетов над водной поверхностью.

Вертолет Ми-171А3 разработан с учетом рекомендаций Международной ассоциации производителей нефти и газа (International Association of Oil & Gas Producers, IOGP):

• для повышенной безопасности полетов над морем Ми-171А3 оснащен авариестойкой топливной системой, которая исключает утечку топлива и его возгорание,
• на случай вынужденной посадки на воду вертолет оборудован системой аварийного приводнения и спасательными плотами,
• современный навигационный комплекс вертолета позволяет выполнять полеты в сложных погодных условиях, включая туман и осадки, а цифровой автопилот – управлять вертолетом в автоматическом режиме.
• при необходимости вертолеты могут быть задействованы для поисково-спасательных операций: конструкция вертолета позволяет оперативно установить на борт лебедку, медицинский модуль, поисковый прожектор и другое оборудование,
• высокоточная оптико-электронная система и радиолокационная станция позволяют вести поиски в том числе в условиях плохой видимости или ночью.

Разработка вертолета начата в 2018 г. на базе многоцелевого вертолета Ми-171А2, но от нее оффшорный вертолет сильно отличается.

Технические характеристики Ми-171А3:

• максимальный взлетный вес 13 т,
• максимальная скорость – 280 км/ч, крейсерская – 250 км/ч,
• дальность полета – до 1000 км, практическая дальность с нагрузкой 2 т – 820 км,
• интегрированный пилотажно-навигационный комплекс,
• всепогодная эксплуатация в диапазоне температур от -50 до +50°С,
• авариестойкая топливная система и фюзеляж, система аварийного приводнения, наличие спасательных плотов,
• выпуск в 2 конфигурациях – грузопассажирской (до 24 пассажиров и грузов массой до 5 т) и поисково-спасательной (с дополнительным спецоборудованием, в т.ч. медицинским), с возможностью переоборудования силами эксплуатанта.

Читать полностью

Каир, 10 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Египет полностью погасил задолженность перед иностранными инвесторами в нефтегазовой отрасли.
Об этом заявил министр нефти и минеральных ресурсов Египта К. Бадави.

По его словам, погашение задолженности «восстанавливает доверие инвесторов и открывает путь к активизации геологоразведочных работ и ускорению реализации нефтегазовых проектов».

Задолженность перед иностранными нефтегазовыми компаниями образовалась в период экономического кризиса и дефицита иностранной валюты, обострившегося в начале 2022 г. На пике долговая нагрузка достигла 6,1 млрд долл. США, что подрывало доверие инвесторов и препятствовало развитию отрасли.

В частности, задолженность перед одной только итальянской Eni, оператором ключевого месторождения Zohr и одним из крупнейших инвесторов в нефтегазовый сектор страны, превышала 1,27 млрд долл. США. На Зохр приходилось 40% добычи газа в стране, но добыча упала до менее чем 20 млрд м³, что привело к энергетическому кризису. В результате Каир был вынужден возобновить импорт природного газа для удовлетворения внутреннего спроса.

Ситуация начала улучшаться в 2024 г. на фоне привлечения внешнего финансирования. Египет получил поддержку Международного валютного фонда (МВФ), а также значительные инвестиции из ОАЭ в проект Ras El Hekma – масштабное развитие курортной зоны на побережье Средиземного моря.

Это позволило стране нарастить валютные резервы до рекордного уровня к июню 2024 г. и приступить к активному погашению задолженности:

• к декабрю 2025 г. непогашенный остаток сократился до 1,3 млрд долл. США,
• к апрелю 2026 г. общий объем задолженности снизился до 770 млн долл. США,
• в мае 2026 г. долг опустился до 440 млн долл. США,
• а в июне задолженность достигла нуля.

Погашение задолженности снимает одно из ключевых ограничений для дальнейшего развития нефтегазового сектора Египта и может способствовать росту инвестиций в отрасль. Напомним, что власти Египта планируют существенно нарастить объемы разведочного бурения. В течение ближайших 5 лет предполагается пробурить около 480 скважин, направив на эти цели порядка 5,7 млрд долл. США. Только в 2026 г. в ключевых нефтегазоносных районах страны ожидается бурение более 100 новых скважин.

Читать полностью

Москва, 10 июн - ИА Нефтегаз.РУ. НОВАТЭК ведет переговоры о приобретении 10 танкеров-газовозов для перевозки сжиженного природного газа (СПГ) ледового класса Arc7.
Об этом 9 июня 2026 г. сообщило отраслевое издание TradeWinds со ссылкой на осведомленные источники.

Переговоры идут

По данным издания, Novatek Gas & Power Asia, зарегистрированная в Сингапуре структура НОВАТЭКа, ведет переговоры о покупке 10 танкеров-газовозов Arc7, находящихся под контролем японского судовладельца Mitsui O.S.K. Lines (MOL) и южнокорейской судостроительной компании Hanwha Ocean (ранее DSME).

Руководство Novatek Gas & Power Asia проводит встречи с представителями MOL и Hanwha в г. Пекин. Площадка выбрана не случайно – Китай остается одним из ключевых рынков для российского СПГ и важным партнером в вопросах арктической логистики. Переговоры продвигаются хорошо. Поставки судов могут начаться уже в 2026 г.

Отмечается, что потенциальная сделка рассматривается как часть подготовки России к ужесточению ограничений на импорт российского СПГ в Европе. Таким образом НОВАТЭК стремится заранее обеспечить достаточный тоннаж для перевозок в Азию, прежде всего в Китай, поскольку с 1 января 2027 г. в ЕС вступает в силу запрет на импорт российского СПГ.

О чем речь?

По данным TradeWinds, в пакет могут войти как строящиеся суда, так и уже готовые к эксплуатации танкеры.

Напомним, что ранее на верфях Hanwha Ocean строились 6 танкеров-газовозов Arc7:

• 3 из них – Лев Ландау (Lev Landau, IMO 9918016), Петр Капица (Pyotr Kapitsa, IMO 9918004) и Жорез Алферов (Zhores Alferov, IMO 9918028) – начали строиться по заказу Совкомфлота (СКФ), но после ряда пертубаций остались на руках у Hanwha Ocean,
• еще 3 – Илья Мечников (Ilya Mechnikov, IMO 9918030), Николай Семенов (Nikolay Semenov, IMO 9918054) и Николай Басов (Nikolay Basov, IMO 9918042) – строились для MOL для работы на проекте Арктик СПГ-2.

Все 6 из этих судов спущены на воду, достроены и уже прошли или сейчас проходят ходовые испытания (Николай Басов находится в процессе испытаний). В настоящее время все танкеры находятся в водах Южной Кореи.

Вокруг этих 6 судов сложилась очень сложная ситуация после того как проект Арктик СПГ-2, для которого они строились, попал под санкции США, вместе с танкерами-газовозами, как действующими, так и строящимися на ССК Звезда. Но суда, строящиеся на Hanwha Ocean, под санкции не попали.

В 2022 г. Hanwha Ocean разорвала контракт с СКФ, но он был переведен на кипрские компании Elixon Shipping, Azoria Shipping и Glorina Shipping. В феврале 2024 г. все 3 компании попали под санкции США, что заблокировало передачу судов. Попытка перерегистрации была – 1 февраля 2024 г. танкер Петр Капица пытались передать эмиратской New Transshipment FZE, но спустя 2 недели перерегистрацию отменили, причем произошло это за 9 дней до того, как США ввели блокирующие санкции против предыдущего владельца судна Elixon Shipping.

У MOL ситуация не проще – у нее на руках оказались 3 танкера-газовоза, «заточенные» под Арктик СПГ-2. Танкеры имеют высокий ледовый класс, но их эксплуатация на неарктических проектах экономически нецелесообразна. В Арктике реализованы только 3 СПГ-проекта (Ямал СПГ, Арктик СПГ-2 в России и Hammerfest LNG в Норвегии, но условия в Баренцевом море мягче, чем в Карском и восточном секторе Севморпути, а мощность завода гораздо ниже). Потенциально такие суда могут быть интересны для СПГ-заводов на Аляске (Alaska LNG, Polar LNG), о возможности строительства которых активно рассуждает президент США Д. Трамп, но все это пока остается на уровне планов. А MOL не знает куда пристроить 3 ледокольных танкера уже сейчас.

В случае успеха переговоров, в дополнение к 6 уже построенным танкерам может добавиться опцион еще на 4 судна. Перспективы строительства в стране, где уже были проблемы с передачей судов заказчику из-за санкций третьих стран, сомнительны, но НОВАТЭКу, вероятно танкеры нужны очень оперативно, а Hanwha Ocean смогла бы замять неприятную историю с зависшими танкерами. Читать полностью

Лондон, 10 июн – ИА Нефтегаз.РУ. С 1 июля британская bp переходит на новую модель управления: вместо 3-х направлений останутся 2 – «Добыча» (upstream) и «Переработка и сбыт» (downstream). Об этом сообщает пресс-служба компании.

Текущая структура, включающая сегменты «Производство и операционная деятельность» (production and operations), «Газ и низкоуглеродная энергетика» (as and low carbon energy, G&LCE), а также «Обслуживание клиентов и контроль продукции» (customers and products, C&P), уходит в прошлое. По словам главы компании М. О’Нил, цель реформы – упростить задачи и повысить эффективность работы.

Г. Биррелл назначен исполнительным вице-президентом по сегменту «Добыча», а Р. Хардинг – временным исполнительным вице-президентом по сегменту «Переработка и сбыт». Рынок отреагировал сдержанно: акции компании снизились примерно на 2%.

Новая структура напрямую отражает стратегический разворот компании обратно к своему основному нефтегазовому бизнесу, чтобы вернуть прибыль. Upstream объединит все нефтегазовые активы bp, включая разведку, разработку и добычу. В него также войдут совместные предприятия bp в сфере разведки и добычи, а также бизнес, ориентированный на возобновляемый природный газ (RNG) и технологии улавливания и хранения углерода (CCS).

Downstream будет включать переработку, терминалы, трубопроводную инфраструктуру, сегмент розничной реализации топлива и сопутствующего сервиса, биотопливо, авиационное топливо, водородные проекты, а также бренд Castrol. НАпомним, что в декабре 2025 г. bp продала контрольный пакет (65%) бизнеса Castrol американскому инвестфонду Stonepeak. Отмечалось, что все средства, вырученные от продажи акций, будут направлены на снижение долговой нагрузки BP. По состоянию на конец 3-го квартала 2025 г. чистый долг компании составлял 26,1 млрд долл. США.

Подразделение Supply, Trading & Shipping сохранит межсегментную роль и продолжит обеспечивать поставки, оптимизацию потоков и создание дополнительной стоимости в рамках интегрированной бизнес-модели. Проекты в области возобновляемых источников энергии, включая солнечную и морскую ветроэнергетику, будут консолидированы в блоке Technology. Такой подход соответствует стратегии bp по развитию этих направлений по капиталоемкости с упором на облегченную (capital-light) модель.

Реструктуризация проводится на фоне более широкого пересмотра операционной модели и приоритетов компании. Напомним, что bp попала в сложную ситуацию, потому что слишком рано и агрессивно начала переход на «зеленую» энергию, а эти проекты оказались малоприбыльными. К тому же на рынке упали цены на нефть. Теперь новый руководитель компании фактически признал этот путь ошибкой и усиливает фокус на традиционном нефтегазовом бизнесе Для этого она продает активы, резко сокращает расходы и «зеленые» инвестиции, направляя деньги на укрепление финансов. Этот откат от амбициозных климатических целей сейчас - общий тренд для всей нефтяной отрасли, столкнувшейся с финансовым давлением.


Параллельно компания повысила цель по сокращению структурных операционных расходов. Новый план предполагает их снижение на 5,5-6,5 млрд долл. США к концу 2027 г. Чистый убыток компании в 4-м квартале 2025 г. составил 3,42 млрд долл. США, что в 1,7 раза больше показателя за аналогичный период 2024 г., равного 1,96 млрд долл. США.

На фоне этих изменений усиливается давление со стороны инвесторов. Еще в апреле акционеры критиковали стратегию компании, в частности, за пересмотр курса в сторону сокращения вложений в ВИЭ. Дополнительный сигнал нестабильности – недавняя отставка председателя совета директоров А. Манифолда. Он покинул пост немедленно, а причиной стали вопросы к корпоративному управлению и стандартам контроля.

Читать полностью

Москва, 10 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Украинский Нафтогаз заключил первый в своей истории долгосрочный контракт на использование мощностей сжиженного природного газа (СПГ) в Литве. Речь идет о плавучем СПГ-терминале в Клайпеде, где компания забронировала объемы на 12 лет - с 2033 по 2044 г.
Об этом сообщил Нафтогаз в Telegram-канале.

Компания будет использовать терминал совместно с Equinor (Норвегия), Gasum (Финляндия), Ignitis (Литва) и Latvenergo (Латвия).

Данное соглашение - часть стратегии Украины по диверсификации газовых поставок после остановки транзита российского газа в 2025 г. Компания наращивает импорт из Польши, Венгрии, Словакии и планирует поставку 1 млрд м³ американского СПГ в текущем году, одновременно прорабатывая вопросы финансирования у западных партнеров.

Контракт в Клайпеде показывает, что страна постепенно переходит от краткосрочных закупок газа к долгосрочному резервированию импортной инфраструктуры в ЕС. 11 декабря 2025 г. Нафтогаз сообщал, что вынужден увеличивать объемы закупок природного газа за рубежом. В феврале стало известно, что компания приступила к импорту природного газа через территорию Германии.

СПГ‑терминал в Клайпеде

Плавучий регазификационный терминал (FSRU) Независимость (Independence) в Клайпеде был введен в эксплуатацию в декабре 2014 г. Его появление стало частью стратегии Литвы по снижению зависимости от российского газа.

Литва арендовала FSRU у норвежской компании Höegh LNG на 10 лет. Ключевые параметры сделки:

• плавучий регазификационный терминал;
• общая годовая распределенная мощность терминала СПГ-терминала – около 33 ТВт⋅ч.
• дедвейт: 170 тыс. м³ газа;
• стоимость аренды: 154 тыс. долл. США/сутки;
• срок контракта: 10 лет.

Высокая стоимость не стала препятствием для властей Литвы: в конце 2015 г. истекал долгосрочный контракт страны с Газпромом, и тогдашний президент Д. Грибаускайте пообещала отказаться от российского газа после запуска терминала.

Проект состоял из 3-х ключевых компонентов:

• плавучее хранилище СПГ, оснащенное судовой регазификационной установкой, построенное в Южной Корее;
• причал для швартовки - его созданием занималась латвийская компания BMGS;
• газопровод - построен компанией PPS Pipeline Systems.

Изначально мощность FSRU составляла 4 млрд м³/год, но загрузка была низкой. Благодаря поддержке США объемы использования терминала постепенно увеличились.

Сегодня терминал активно задействован не только литовскими компаниями, но и партнерами из соседних стран. Например, эстонская компания Eesti Gaas заключила соглашение о поставке 10 партий СПГ к осени 2026 г.

Ключевой итог проекта - приобретение Литвой уникального опыта управления плавучим регазификационным терминалом, который оказался востребован в Европе на фоне изменения энергетической политики. Компания, изначально отвечавшая за эксплуатацию терминала, прошла ребрендинг и теперь работает под названием KN Energies. Сегодня она не только управляет инфраструктурой в Клайпеде, но и участвует в эксплуатации СПГ‑терминалов в Германии, расширяя свое присутствие на европейском энергетическом рынке.

Читать полностью

Москва, 10 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Проектирование трансграничного водородного коридора, который соединит Финляндию и Германию через страны Балтии и Польшу, может завершиться в 2029–2030 гг.
Об этом заявил глава литовского оператора газотранспортной системы Amber Grid Н. Бикнюс.

По его словам, ключевым вызовом для реализации проекта станет координация между шестью странами-участницами. Несмотря на различия в экономических условиях и потенциале государств, работа ведется по согласованному графику.

Предполагается, что избыточная электроэнергия, прежде всего произведенная в Финляндии из возобновляемых источников (ВИЭ), будет использоваться для выпуска «зеленого» водорода. Затем водород планируется транспортировать через страны Балтии и Польшу в Германию - крупнейший потенциальный рынок потребления. К будущей инфраструктуре смогут подключаться производители водорода и из других государств региона.


Основными потребителями водорода, по его оценке, станут предприятия по производству синтетического топлива и минеральных удобрений. Глава Amber Grid также подчеркнул, что развитие водородной инфраструктуры позволит Европе укрепить энергетическую безопасность и снизить зависимость от внешних поставок энергоресурсов.

Согласно данным BNS, водородный коридор Северной Европы и стран Балтии планируется ввести в эксплуатацию ориентировочно в 2033 г. Общая протяженность трубопроводной системы составит около 2,5 тыс. км, а ее проектная мощность - до 2,7 млн т/год водорода.

Nordic-Baltic Hydrogen Corridor (NBHC)

Один из крупнейших планируемых водородных инфраструктурных проектов Европы. Его цель - создать магистральный трубопровод для транспортировки «зеленого» водорода из стран Северной Европы в крупнейшие промышленные центры Центральной Европы, прежде всего Германии.

Северная Европа активно наращивает мощности ветровой и другой возобновляемой генерации. В периоды избытка электроэнергии ее предполагается использовать для производства водорода методом электролиза.

В проекте участвуют шесть стран: Финляндия, Эстония, Латвия, Литва, Польша и Германия. Инициаторами проекта выступают операторы газотранспортных систем (ГТС): Gasgrid Finland, Elering, Conexus Baltic Grid, Amber Grid, GAZ-SYSTEM, ONTRAS.

Основные параметры проекта:

• длина коридора около 2 500 км;
• пропускная способность - до 2,7 млн т/год водорода;
• ввод в эксплуатацию ориентировочно в 2033 г.;
• завершение проектирования - 2029–2030 гг.

Проект включен в перечень приоритетных водородных инициатив Евросоюза и рассматривается как часть будущей европейской водородной сети (European Hydrogen Backbone).

Предполагается, что основными потребителями водорода станут:

• производители аммиака и удобрений;
• химическая промышленность;
• металлургия;
• производители синтетического авиационного и морского топлива;
• энергетические компании.

Для Германии проект особенно важен, поскольку страна прогнозирует значительный дефицит собственного производства водорода после 2030 г.

По оценке участников проекта, наиболее сложными вопросами остаются:

• согласование законодательства шести стран;
• экологические процедуры и получение разрешений;
• формирование достаточного спроса на водород;
• высокая стоимость строительства инфраструктуры;
• обеспечение конкурентоспособной цены водорода по сравнению с природным газом и СПГ.

Сомнительные перспективы

На текущий момент перспективы водородных проектов в Европе кажутся туманными. Недаром в сентябре 2024 г. Equinor отказалась от планов по производству голубого водорода и экспорта его в Германию по трубопроводу, посчитав проект слишком дорогим, а спрос - недостаточным. Проект предполагал производство голубого и зеленого водорода в Норвегии, который будет экспортироваться по трубопроводу в Германию (10 ГВт/год водорода к 2038 г.)

Кроме того, не слишком быстро продвигается в Европе проект H2Med, предусматривающий создание транснациональных водородных сетей на Пиренейском п-ве и соединение их с сетями Франции, Германии и всей Северо-Западной Европы с началом поставок возобновляемого водорода к 2030 г. Проект включает сухопутный трубопровод CelZa между Португалией и Испанией, а также морской трубопровод BarMar, который свяжет испанскую Барселону с французским Марселем.

В конце июля 2024 г. правительство Испании одобрило начало работ по проекту H2Med, однако выданное испанской Enagas разрешение является предварительным, конкретный перечень мер в нем не указан. В июне 2025 г. было создано совместное предприятие BarMar, в котором Enagás владеет 50% капитала, NaTran - 33,3%, а Teréga - 16,7%. В мае 2026 г. стартовал период общественных консультаций по проекту BarMar. И на этом пока всё, хотя ввод проекта в эксплуатацию запланирован на 2032 г.
Читать полностью

Москва, 10 июн – ИА Нефтегаз.РУ. В Краснодарском крае из более 1 тыс. заправочных станций топливо не отпускается на 15 АЗС.
Соответствующее сообщение Оперативный штаб Краснодарского края опубликовал в своих соцсетях 10 июня 2026 г.

Топливо доступно, но есть очереди

По информации министерства ТЭК и ЖКХ Краснодарского края на 10 июня:

• временно приостановили выдачу топлива 15 АЗС в г. Краснодар, Красноармейском, Кущевском, Славянском и Усть-Лабинском районах:
• в основном это небольшие частные автозаправочные станции,
• из-за увеличения потребительского спроса предприятия организовали дополнительные поставки топлива;
• на территориях 7 АЗС соседствующего с республикой Крым Темрюкского района отмечаются очереди – от 20 до 100 транспортных средств, однако топливо там в наличии, его отпускают в полном объеме.

Впервые тему доступности топлива в Краснодарском крае оперштаб прокомментировал 2 июня 2026 г. Тогда отмечалось, что автомобильное топливо на АЗС в регионе присутствует в полном объеме, перебоев с поставками нет, жалобы на отсутствие топлива или на спекулятивное поднятие цен не поступали.

В сообщении от 8 июня оперштаб подчеркнул, что топливо доступно на АЗС крупных сетевых операторов, а отдельные случаи недоступности бензина обусловлены резким ростом спроса, но графики поставки топлива уже корректируются с учетом выросшего спроса. Локальные дефициты топлива наблюдались на частных АЗС (примерно 50% от общего числа АЗС в регионе), что связано со сбоем мелкооптовых закупок у таких АЗС, обычно не имеющих долгосрочных контрактов и приобретающих бензин мелкооптовыми партиями.

В республике Крым и г. Севастополь ситуация сложнее. С конца мая на территории п-ва действуют ограничения на продажу топлива. Так, бензин АИ-95 отпускается в ограниченном объеме и преимущественно по талонам либо для социального и коммунального транспорта, а АИ-92 – не более 20 л на автомобиль, при этом заправка канистр запрещена. Глава республики Крым С. Аксенов в конце мая говорил, что нормализация сложившейся ситуации ожидается в течение 30 дней, т.е. к концу июня.

Сложности – временные

8 июня 2026 г. ситуацию с топливом в южных регионах РФ прокомментировало Минэнерго РФ.

Как отметило министерство, в последнее время предприятия ТЭК сталкиваются с ростом воздушных атак противника, что приводит к временным сложностям с поставками топлива в ряде южных регионов.

В Минэнерго РФ сформирован и на постоянной основе работает отраслевой Штаб, в который входят все крупнейшие компании российского ТЭК. Задачей штаба является обеспечение стабильной и эффективной работы всего топливно-энергетического комплекса страны.

Отдельно по ситуации в республике Крым Минэнерго ранее сообщало, что ситуация держится на контроле, прорабатываются дополнительные решения по поддержанию стабильных поставок бензина и обеспечению потребностей жителей и экономики в моторном топливе.

8 июня 2026 г. вице-премьер РФ А. Новак провел совещание по ситуации на рынке топлива с участием представителей Минэнерго, ФНС, ФАС, Минтранса, профильных департаментов правительства. По итогам совещания А. Новак отметил необходимость выработки конкретных действий, позволяющих в оперативном режиме отслеживать все происходящие в отрасли процессы и задействовать весь доступный набор инструментов для надежного снабжения потребителей нефтепродуктами.

Подпишитесь

Читать полностью