Москва, 12 июн - ИА Нефтегаз.РУ. Японская Sakhalin Oil and Gas Development Co. Ltd. (SODECO) обратилась к правительству страны с просьбой отменить потолок цен на российскую нефть для проекта Сахалин-1.
Об этом сообщил президент SODECO Х. Мурамацу, его слова 12 июня 2026 г. приводит ТАСС.

Нет выбора

SODECO в настоящее время находится в процессе переоформления принадлежащих ей 30% в проекте Сахалин-1 с прежнего оператора на нового оператора, находящегося в российской юрисдикции.

Для такого переоформления власти РФ ввели ряд дополнительных условий, включая усилия иностранного акционера по отмене санкций, негативно влияющих на работу оператора, в т.ч. потолка цен на перевозимую морем российскую нефть.

Тезисы от Х. Мурамацу:

• SODECO прилагает усилия к переоформлению доли участия в проекте Сахалин-1,
• мы просим правительство об отмене потолка цен, однако в силу сотрудничества со странами G7 правительство не может отменить потолок цен на данном этапе,
• SODECO может действовать лишь в соответствии с политикой правительства Японии, поэтому возобновить импорт нефти с Сахалина-1 на данном этапе сложно,
• учитывая внешнюю политику японского правительства и стран G7, а также нынешнюю нестабильную энергетическую ситуацию, мы оказались в ситуации, когда у нас нет иного выбора, кроме как реагировать в соответствии с политикой правительства,
• мы должны действовать в соответствии с политикой правительства, и на данном этапе сложно осуществлять поставки нефти с Сахалина-1 в Японию.

Напомним, что SODECO является консорциумом японских компаний Japex, Itochu, Marubeni, Inpex, созданным для участия в проектах разработки месторождений на шельфе о-ва Сахалин. Главным акционером консорциума выступает правительство Японии.

Япония не импортирует нефть с Сахалина-1, однако власти страны неоднократно подчеркивали важность проекта для энергобезопасности страны. Поставки нефти с проекта Сахалин-1 позволили бы смягчить последствия кризиса, спровоцированного блокировкой Ормузского пролива, последствия которого для своего рынка страна вынуждена гасить в рамках скоординированного Международным энергетическим агентством (МЭА) вывода нефти из стратегических резервов.

Однако возобновление поставок выглядит малореальным с учетом необходимости выполнения требований конвертации доли участия в проекте Сахалин-1.

Сахалин-1...

Проект Сахалин-1 реализуется на основании соглашения о разделе продукции (СРП), заключенного 30 июня 1995 г. Участниками проекта до 2022 г. являлись американская ExxonMobil (30% доли в проекте, оператором разработки и обладателем лицензии выступала ее дочка Exxon Neftegas Limited, зарегистрированная на Багамских о-вах), японская SODECO (30%), индийская ONGC Videsh (20%) и Роснефть (20%).

Проект включает 3 месторождения: Чайво, Одопту и Аркутун-Даги на северо-восточном шельфе о-ва Сахалин. Общие запасы месторождений проекта оцениваются в 307 млн т нефти и 485 млрд м³ природного газа. Нефть, добываемая на проекте Сахалин-1, экспортируется через терминал в Де-Кастри Хабаровского края и выделена в отдельный сорт Sokol – это премиальный легкий сорт с очень низким содержанием серы.

Полка добычи нефти по проекту Сахалин-1 была достигнута в 2019 г. на уровне 12,96 млн т/год, после чего показатели стали снижаться - до 12,44 млн т в 2020 г. и до 11,3 млн т в 2021 г (порядка 230 тыс. барр./сутки). Показатели за 2022 г. и последующие годы не раскрывались,.

2022 г. оказался для Сахалина-1 очень сложным, т.к. добыча была остановлена на 6 месяцев из-за действий ExxonMobil. Весной 2022 г. компания заявила о полном уходе из России, остановив при этом добычу на проекте и попытавшись передать права по СРП Сахалин-1 неназванной третьей стороне. Эта попытка была заблокирована российскими властями, а возобновить добычу удалось в ноябре 2022 г. без ExxonMobil.

Полностью восстановить добычу сумели к июлю 2023 г., но с экспортом возникали сложности, в т.ч. из-за премиальности сорта Sokol, который даже в периоды снижения цен все равно оказывался уровня потолка цен.

...и сложности операторства

7 октября 2022 г. президент РФ В. Путин подписал указ о переводе проекта Сахалин-1 в российскую юрисдикцию. Указ предусматривает создание российского оператора Сахалин-1, который получил все имущество проекта, а участники консорциума могли конвертировать свою долю участия из Exxon Neftegaz Limited в ООО Сахалин-1. Свое согласие дали все участники проекта, кроме ExxonMobil.

Согласно указу президента, доля участия в российском операторе проекта, невостребованная иностранной стороной консорциума, подлежит оценке правительством РФ и продаже российскому юрлицу, соответствующему определенным критериям. Денежные средства от продажи должны были быть зачислены на спецсчет типа С, заморожены и выплачены иностранному участнику после удержания размера ущерба.

Оценка доли участия ExxonMobil в проекте Сахалин-1 до сих пор не готова, лишь определены правила проведения оценки и продажи доли в уставном капитале ООО Сахалин-1. Срок реализации зависшей доли продлен до конца 2026 г.

SODECO и ONGC, несмотря на формальное согласие, особой активности и участия в судьбе нового оператора не принимали. Так ONGC Videsh в апреле 2023 г. получила свою долю с ликвидационного счета проекта Сахалин-1 (специальный банковский счет, куда зачисляются денежные средства компании, которая выходит из проекта, пока ее активы и доли участия не будут конвертированы из прежнего оператора в нового), но передать эти средства в ООО Сахалин-1 у индийской стороны все никак не получалось.

С японской стороны ситуация сложилась еще более занятная. Судьбой проекта Сахалин-1 Япония была озабочена гораздо меньше, чем Сахалином-2, для которого Япония не только сохранила доли участия своих компаний после перевода проекта в российскую юрисдикцию, но и добилась исключения из-под действия потолка цен. В отношении Сахалина-1 о подобной протекции Япония даже не думала, что в целом было ожидаемо. Сахалин-2 обеспечивает почти 9% потребления Японией сжиженного природного газа (СПГ), а покупка нефти зашита в тот же контракт, поэтому исключение из-под потолка цен и возможность транспортировки без всяких ограничений для Японии оказалось критически важным.

С Сахалина-1 Япония нефть не импортирует, поэтому никаких действий для получения исключений для проекта даже не стала пытаться предпринимать (опять-таки, понять можно т.к. скандалов с Сахалином-2 и так хватало). Максимум, что сделала Япония как страна G7 и участница коалиции, установившей потолок цен, – не присоединилась к инициированному ЕС снижению потолка цен с 60 долл. США/барр. до 47,6 долл. США/барр. с 3 сентября 2025 г. и до 44,1 долл. США/барр. с 1 февраля 2026 г.

В итоге 15 августа 2025 г. В. Путин внес изменения в свой указ от 7 октября 2022 г., выдвинув ряд условий, касающихся получения зарубежными компаниями долей участия в российском операторе проекта Сахалин-1. Если ранее для конвертации было достаточно желания иностранного участника проекта и одобрения от правительства РФ, то сейчас потребовалось одновременное выполнение 3 условий:

• зачисление на расчетный счет ООО Сахалин-1 денежных средств, ранее накопленных на ликвидационном счете,
• заключение договоров поставки необходимого для проекта оборудования иностранного производства и запчастей к нему, а также договоров о техническом сотрудничестве,
• совершение действий, которые привели к отмене санкций, негативно влияющих на работу оператора, включая при необходимости их судебное обжалование.

Читать полностью

Москва, 12 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Малайзийская PETRONAS и японская JERA подписали долгосрочное соглашение о поставках сжиженного природного газа (СПГ). Япония будет получать до 2 млн т/год СПГ в течение 20 лет, начиная с 2028 г.
Об этом сообщила пресс-служба PETRONAS.

PETRONAS будет экспортировать газ через дочернюю компанию – PETRONAS LNG Ltd. (PLL). Новая сделка укрепляет компанию в позиции основного поставщика в Японию, крупнейшего в мире импортера СПГ. Стоимость сделки не раскрывается.

Газ будет доставляться на судах нового поколения вместимостью 174 тыс. м³. Они спроектированы в соответствии с требованиями Международной морской организации (IMO) о снижении выбросов в атмосферу.

«JERA продолжит формировать сбалансированный портфель закупок СПГ, включая поставки из таких регионов, как Ближний Восток, Азиатско-Тихоокеанский регион и США, и диверсифицируя региональные риски, связанные с поставками», – говорится в заявлении японской компании.

Малайзия отправила первую партию СПГ в Японию в 1983 г. С тех пор страны развивают энергетическое партнерство в области сжиженного газа.

Япония в качестве импортера СПГ

О контрактах Jera

В декабре прошлого года JERA подписала первое долгосрочное соглашение купли-продажи (SPA) СПГ с индийской Torrent Power Limited. Согласно условиям сделки, рассчитанной на десять лет, JERA будет ежегодно поставлять четыре партии СПГ, примерно по 270 тыс. т/год, на условиях Delivered Ex-Ship (DES). Поставки должны начаться в 2027 г.

Также в октябре 2025 г. JERA заключила сделку по приобретению доли в газовом проекте South Mansfield на западе штата Луизиана. Текущий уровень добычи на месторождении составляет 500 млн фут³/сутки. Планируется, что этот показатель будет увеличен до 1 млрд фут³/сутки.

Новые вызовы для одного из крупнейших закупщиков СПГ

Напомним, в апреле из-за кризиса на Ближнем Востоке Япония сократила импорт СПГ до минимума почти за 17 лет, т. е. с мая 2009 г. – периода до аварии на атомной электростанции (АЭС) Фукусима-1. Согласно данным Министерства финансов страны, объем поставок СПГ в апреле составил 4,269 млн т, что на 21% ниже показателя аналогичного периода 2025 г.

Одним из поставщиков СПГ для Японии выступает Россия, но страна осуществляет отбор СПГ из РФ преимущественно в рамках долгосрочных контрактов. Поставки российского СПГ в Японию в апреле увеличились на 30%, до 456 тыс. т. При этом по итогам января–апреля импорт российского газа снизился на 4% и составил 2,07 млн т.

Основной объем поставок в Японию обеспечивают российские крупнотоннажные СПГ-проекты Сахалинской энергии (совладельцы – Газпром, Mitsui и Mitsubishi), а также Ямал СПГ (участники – НОВАТЭК, TotalEnergies, китайские CNPC и SRF), Газпром СПГ Портовая и Криогаз-Высоцк.


Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Оттава, 12 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Канадский магистральный нефтепровод (МНП) Trans Mountain впервые вышел на проектную мощность с момента завершения проекта по реконструкции, направленной на увеличение пропускной способности до 890 тыс. барр./сутки.
Об этом сообщает Reuters.

Проект расширения пропускной мощности МНП Trans Mountain с 300 тыс. барр./сутки до 890 тыс. барр./сутки был завершен 2 мая 2024 г. Trans Mountain прогнозировала, что с 2025 г. МНП будет использоваться на 96% ежегодно.

За первые 8 месяцев работы МНП Trans Mountain было отгружено всего 18,5 тыс. барр./сутки по сравнению с прогнозируемыми 30,6 тыс. барр./сутки. В 2024 г. общая загрузка МНП составила 77%, что значительно ниже прогнозируемых 83%.

Позднее прогнозы загрузки системы МНП Trans Mountain были обновлены:

• на 2025 г. – 84% (показатель был достигнут);
• 2026 г. – 88%;
• 2027 г. – 92%.

Ожидалось, что МНП не будет заполнен на 96% до 2028 г. Однако нестабильность на мировых рынках нефти и перебои в работе Ормузского пролива привели к росту спроса на канадскую нефть со стороны азиатских рынков. Trans Mountain – единственный действующий нефтепровод в Канаде, идущий с востока на запад, и единственный выход на рынки Азии и за пределами США.

На июнь 2026 г. распределение нефти по трубопроводу уже завершено. При этом, по словам, Д. Балаша, вице-президента по развитию бизнеса компании Trans Mountain, прогнозировать загруженность системы на долгосрочную перспективу сложно.

Вместе с тем Trans Mountain планирует несколько проектов по оптимизации, в том числе добавление антифрикционных присадок, снижающих сопротивление, и строительство новых насосных станций, которые, как ожидается, к концу 2028 г. увеличат пропускную способность системы МНП на 300 тыс. барр./сутки. Ранее генеральный директор компании М. Маки. Сообщал, что к 2029 г. пропускная способность Trans Mountain может достичь 1,2 млн барр./сутки.

Напомним, что параллельно Альберта, главная нефтедобывающая провинция Канады, изучает возможность строительства нового трубопровода мощностью 1 млн барр./сутки на северо-западном побережье Британской Колумбии для увеличения экспорта в Азию, но ни одна частная компания пока не взяла на себя такие обязательства.

Канада занимает 4-е место в мире по нефтедобыче, но ее ключевая нефтедобывающая провинция Альберта не имеет выхода к морю. Тяжелая нефть Альберты по составу схожа с венесуэльским бенчмарком.

МНП Trans Mountain

• был построен в 1953 г. и транспортирует нефть до сих пор;
• протяженность - 1150 км;
• это единственный нефтепровод, соединяющий месторождения тяжелой нефти в районе г. Эдмонтона в нефтеносной провинции Альберта с прибрежным г. Бернаби в провинции Британская Колумбия, на западном побережье страны;
• маршрут: округ Страткона (недалеко от г. Эдмонтона) - г. Бернаби.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 12 июн – ИА Нефтегаз.РУ. В январе–апреле 2026 г. внешняя торговля химической продукцией и каучуками России показала умеренный рост как по экспорту, так и по импорту, следует из данных Федеральной таможенной службы.

Экспорт химической продукции увеличился на 6,6% по сравнению с аналогичным периодом 2025 г. и составил 11,2 млрд долл. США. При этом в 1-м квартале поставки за рубеж достигли 8 млрд долл. США, что означает, что в апреле экспорт составил около 3,2 млрд долл. США.

Импорт продукции химической промышленности также вырос - на 5,3%, до 18,6 млрд долл. США. В апреле российские компании ввезли химтоваров на 5,1 млрд долл. США.

Речь идет о широком спектре продукции по кодам ТН ВЭД 28–40, включая:

• органические и неорганические химические вещества,
• фармацевтическую продукцию,
• минеральные удобрения,
• красители,
• моющие средства,
• пластмассы,
• каучук,
• различные химические изделия и материалы.

Стратегия развития химпрома до 2050 г.

В настоящее время Минпромторг РФ готовит новую стратегию развития химической промышленности России до 2050 г. Как сообщил М. Юрин, документ может быть внесен в правительство до конца 2026 г.

Ожидается, что стратегия определит:

• приоритетные направления импортозамещения;
• развитие глубокой переработки углеводородного сырья;
• локализацию критически важных химических производств;
• меры технологического суверенитета;
• развитие экспортного потенциала российского химпрома.

Химическая промышленность рассматривается как одна из ключевых отраслей для обеспечения технологической независимости РФ, включая производство полимеров, нефтехимии, минеральных удобрений, композитов, специальной химии и продукции для машиностроения, ТЭК и агросектора.

Ранее сообщалось, что по итогам 2025 г. экспорт химической продукции и каучуков из России вырос на 21,6% - до 33,6 млрд долл. США, а импорт увеличился на 3,8%, до 55,5 млрд долл. США. Читать полностью

Москва, 12 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Министр энергетики РФ С. Цивилев заявил, что топливно‑энергетический комплекс (ТЭК) страны готов перейти на отечественные цифровые решения - это необходимо для формирования новой архитектуры его технологической устойчивости.
Выступая на заседании комиссии Государственного совета по направлению «Энергетика», он обозначил ключевые направления развития отрасли.


По данным исследования, которое Минэнерго России провело совместно с АНО Цифровая экономика, технологии искусственного интеллекта уже внедрены более чем в 20 производственных и бизнес‑процессах ТЭК. Всего в отрасли насчитывается свыше 300 реализованных и текущих проектов в сфере ИИ. Эксперты прогнозируют, что к концу 2027 г. такие технологии будут использовать 70% крупных организаций ТЭК.

Еще одно важное решение закреплено в утвержденном Правительством РФ Стратегическом направлении цифровой трансформации ТЭК: к 2027 г. планируется создать отраслевой полигон для тестирования ИИ‑технологий и других цифровых решений.

Значительная часть обсуждения на заседании была посвящена защите объектов ТЭК от киберугроз. Участники рассмотрели, как продвигается пилотный проект «Контролируемые кибератаки в топливно‑энергетическом комплексе», а также обсудили планы по проведению кибериспытаний во всех регионах страны.

С. Цивилев подчеркнул, что Минэнерго ведет последовательную работу для стабильного обеспечения России энергоресурсами:


Кроме того, глава ведомства сообщил о планах запустить новые инвестиционные циклы в энергетике:


Министр добавил, что инициатива по запуску нового инвестиционного цикла в экономике была выдвинута Президентом РФ В. Путиным и председателем правительства РФ М. Мишустиным. Читать полностью

Вашингтон, 12 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Сырьевой трейдер Gunvor оказывает финансовую поддержку группе руководителей энергетического сектора, развивающих проект по консолидации добывающих газовых активов в крупнейших сланцевых бассейнах США.
Об этом сообщает Reuters со ссылкой на представителя компании.

Источник подтвердил участие в поддержке частной нефтегазовой компании Western Natural Resources из Оклахома-Сити, ранее работавшей над энергетическими проектами совместно с инвестиционной компанией KKR. Инвестиции направлены на увеличение доли участия Gunvor в сфере добычи природного газа на территории США и укрепление позиций компании на энергетическом рынке страны.

В Gunvor заявили, что США остаются «привлекательным направлением для инвестиций», отметив, что проект дополняет уже существующие вложения компании в американский энергетический сектор и способствует развитию внутреннего энергоснабжения.

Первая покупка

По данным источников, знакомых с ситуацией, Gunvor уже начала инвестировать в активы через Western Natural Resources. В частности, в мае компания предоставила капитал для сделки Western по приобретению газодобывающих активов в сланцевом бассейне Haynesville, расположенном в Техасе и Луизиане. Сумма сделки оценивается примерно в 300 млн долл. США.

Активы были выкуплены у Nadel and Gussman NV и Quantent Energy Partners, входящих в портфель частной инвестиционной компании Post Oak Capital. Post Oak подтвердила продажу части активов в мае, однако отказалась комментировать детали сделки и участие Gunvor.

Источники также отмечают, что Gunvor планирует продолжать поддержку Western Natural Resources в будущих сделках по приобретению газовых активов в США, включая проекты в Haynesville и других ключевых сланцевых бассейнах. Компания рассчитывает воспользоваться волной сделок по продаже активов на фоне реструктуризации энергетических портфелей крупных игроков отрасли.

Точный объем инвестиций Gunvor в Western на данный момент не раскрывается.

Ранее Reuters сообщал, что Gunvor ведет переговоры о поддержке новых частных компаний, приобретающих газодобывающие активы в США, от своего имени. В частности, один из источников агентства отмечал, что Gunvor была среди претендентов на активы Canadian Baytex Energy в сланцевом бассейне Eagle Ford, которые последняя продала в ноябре 2025 г. неназванному покупателю более чем за 2,3 млрд долл. США. Участие Gunvor в торгах заключалось в финансовой поддержке предложения техасской компании Percussion Petroleum, но это предложение не было принято продавцом.

В годовом отчете за 2024 г. Gunvor также заявляла о выходе на рынок добычи природного газа в США.

Бассейн Haynesville

• открыт в 2008 г. компанией Chesapeake;
• простирается через границу штатов Техас и Луизиана, охватывая 23 округа и примерно 23 300 км²;
• глубина залегания продуктивных пластов –3 000–4 300 м;
• ресурсы – по оценкам, в формации Haynesville содержится около 7,1 трлн м³ газа,
• эксперты считают, что каждая скважина способна дать примерно 184 млн м³ газа,
• для сравнения, типичная скважина в других регионах дает около 75 млн м³, что подчеркивает высокую продуктивность Haynesville;
• ключевая характеристика – аномально высокое пластовое давление, что обеспечивало высокие начальные дебиты скважин.

Число буровых установок в бассейне резко выросло и достигло пика в середине 2010 г.– 185 установок. На пике добыча составляла около 203 млн м³/сутки газа, что эквивалентно примерно 9,3% всей добычи природного газа в США. После раннего максимума последовал новый рост в 2017 г., который увеличил добычу до примерно 340 млн м³/сутки. В первой половине 2022 г. активность бурения выросла на 54% по сравнению с 2021 г. Добыча оставалась высокой до конца 2022 г.

В структуре добычи сланцевого газа США Haynesville занимает третье место после:

• Permian Basin;
• Marcellus Shale.

Читать полностью

Москва, 11 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Азербайджан направит в Армению очередную партию дизельного топлива в объеме около 1000 т,.
Об этом сообщили в компании Азербайджанские железные дороги.

По данным перевозчика, поставка включает 17 железнодорожных вагонов-цистерн с дизельным топливом.

После того, как в октябре 2025 г. Азербайджан снял ограничения на транзит грузов в Армению через свою территорию, это позволило выстроить регулярную логистическую схему железнодорожных перевозок через Грузию. В настоящее время поставки энергоресурсов продолжаются на регулярной основе. Помимо транзита, Азербайджан также осуществляет прямой экспорт нефтепродуктов в Армению.

По официальным данным, на текущий момент в рамках этих поставок уже экспортировано:

• более 10 тыс. т дизельного топлива,
• 979 т бензина АИ-92,
• 2955 т бензина АИ-95.

Напомним, что поставки нефтепродуктов из Азербайджана в Армению стартовали в декабре 2025 г. Тогда, по данным Госкомстата Азербайджана, было отгружено 1,2 тыс. т автомобильного бензина марки Premium Euro-95 на сумму 788,8 тыс. долл. США.

Читать полностью

Москва, 12 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Российские ученые разработали алгоритм искусственного интеллекта (ИИ), который способен с высокой точностью прогнозировать экстремальные погодные явления в Арктике и моделировать развитие штормов и мезомасштабных вихрей.
Об этом сообщает Центр научной коммуникации МФТИ.

Разработка основана на данных глобального погодного архива ERA5, где климатическая информация представлена с разрешением около 31 км. Алгоритм позволяет повышать детализацию прогнозов до примерно 6×6 км, фактически «достраивая» более точную картину погодных процессов.

По словам заведующего лабораторией машинного обучения в науках о Земле МФТИ М. Криницкого, модель корректно воспроизводит ключевые характеристики полярных мезоциклонов, включая их интенсивность и жизненный цикл, что важно для морской безопасности и энергетики.

После обучения на суперкомпьютерных данных нейросеть смогла за 17 часов освоить закономерности атмосферных процессов. В тестах ее результаты сопоставлялись с моделью WRF, считающейся эталонной для таких расчетов.

Главное преимущество - скорость. Расчет годичного ветрового поля, который в традиционной модели занимает около 10 часов, ИИ выполняет примерно за 10 минут. Особенно хорошо алгоритм справляется с прогнозированием шквалистых ветров и высоты волн в Баренцевом море.

Разработчики отмечают, что технология может применяться для навигации в Арктике, предупреждения штормов и поддержки проектов в ветроэнергетике.

Напомним, что в апреле 2026 г. стало известно, что специалисты Тольяттинского государственного университета и Саратовского государственного технического университета имени Ю. Гагарина разработали сорбенты, которые впитывают нефть при экстремально низких температурах и легко извлекаются после очистки благодаря магнитным свойствам. Читать полностью

Москва, 11 июн – ИА Нефтегаз.РУ. Китайская China Resources New Energy, подразделение China Resources Power в сфере возобновляемой энергетики (ВИЭ), планирует привлечь около 24,5 млрд юаней (3,62 млрд долл. США) в ходе первичного размещения акций на бирже в Шэньчжэне.

Как следует из документов, поданных регуляторам, компания разместит порядка 2,1 млрд акций, что соответствует примерно 16,2% акционерного капитала.

Структура размещения предполагает участие стратегических инвесторов, которые приобретут 50% выпуска, тогда как оставшийся объем будет распределен между институциональными и частными инвесторами в пропорции 70% и 30% соответственно.

Привлеченные средства планируется направить на развитие сети солнечных (СЭС) и ветровых (ВЭС) электростанций, что соответствует стратегии расширения бизнеса в секторе возобновляемой энергетики.

По оценке Bloomberg, размещение может стать одним из крупнейших в Китае за последние годы. С начала года по 9 июня в стране уже проведены IPO на общую сумму 28,3 млрд долл. США, что примерно вдвое превышает показатель аналогичного периода 2025 г.

Финансовые показатели компании за 1-й квартал 2026 г. демонстрируют снижение: чистая прибыль China Resources New Energy сократилась на 31,1% в годовом выражении - до 1,62 млрд юаней, выручка уменьшилась на 2,8%, до 6,21 млрд юаней.

Подпишитесь

Читать полностью