Варшава, 15 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Правительство Польши намерено повторно внести в парламент законопроект о введении налога на сверхприбыль нефтяных компаний. Полученные средства планируется направить на снижение цен на топливо.
Об этом заявил премьер-министр Польши Д. Туск.

Законопроект предусматривает налог в размере 60% на избыточную выручку нефтяных компаний, полученную в период с марта по декабрь 2026 г. По оценке правительства, мера может приносить бюджету около 4 млрд злотых (1,06 млрд долл. США) в год.

Ранее президент Польши К. Навроцкий отклонил законопроект и в июле направил его в Конституционный трибунал. Решение суда по документу пока не принято. Правительство планирует повторно одобрить законопроект и направить его на рассмотрение парламента.

Д. Туск заявил, что в случае подписания закона президентом власти немедленно введут дополнительные меры для снижения цен на топливо.

В марте правительство Польши ввело программу ограничения цен на топливо. Она действовала до июля и обошлась государственному бюджету примерно в 4,7 млрд злотых. Кроме того, в последние две недели августа в стране действовала пониженная ставка НДС на топливо.

Одним из основных бенефициаров повышения цен в Польше стала нефтяная компания Orlen. Согласно данным правительственного документа, во втором квартале ее выручка выросла почти на 26% в годовом выражении, а показатель LIFO EBITDA – более чем на 54%.

Одновременно рост цен на автозаправочных станциях (АЗС) увеличил расходы потребителей и транспортного сектора и оказал дополнительное давление на инфляцию.

Нефтегаз.РУ напоминает, что в августе 2026 г. шесть стран ЕС выступили с инициативой рассмотреть возможность введения специального налога для нефтяных компаний. Предложение поддержали Австрия, Германия, Испания, Польша и Португалия. Министры экономики и финансов этих стран направили соответствующее письмо главе Минфина Ирландии, председательствующей в Совете ЕС.

Инициатива появилась на фоне резкого роста цен на нефть после начала военного конфликта между США и Израилем с одной стороны и Ираном – с другой. Для европейского нефтеперерабатывающего сектора подорожание сырья и перебои с поставками увеличивают себестоимость продукции. Вместе с тем рост цен на нефтепродукты может поддерживать маржинальность отдельных компаний, что стало одним из аргументов в пользу введения специального налогообложения.

Читать полностью

Москва, 15 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Не было времени смотреть ленту? Тогда читайте наш краткий топ-10 новостей этого вторника.

В подборку вошли наиболее заметные события дня:

1. ExxonMobil остановила НПЗ в Иллинойсе мощностью 264 тыс. барр./сутки. Компания остановила работу предприятия после сбоя электроснабжения.
2. Академик Губкин принял вторую партию нефти с проекта Восток Ойл. Конечной точкой маршрута станет Мурманск, куда судно, согласно предварительным данным, должно прибыть 16 сентября.
3. Ирак заключил с Chevron соглашение в рамках развития проекта Западная Курна-2. Американская компания будет оказывать технические консультационные услуги в период переговоров с Багдадом о возможном переходе к операторству месторождения.
4. Остановка НПЗ ЛУКОЙЛа в Румынии ставит местные компании под угрозу банкротства. По словам главы национальной конфедерации профсоюзов Cartel Alfa Б. Хоссу, под ударом могут оказаться 460 компаний и 8 тыс. сотрудников.
5. Запасы нефти в стратегическом резерве США опустились до минимума с 1982 года. Объем нефти в SPR снизился до 285 млн барр. на фоне продолжающегося вывода запасов.
6. Маржа российских нефтекомпаний в третьем квартале может достичь максимума с начала года. Доходность переработки и увеличение демпфера обеспечат российским ВИНК пиковую маржинальность в третьем квартале.
7. Польская Orlen ищет альтернативу саудовской нефти. Компания объявила серию тендеров на закупку сырья после остановки саудовского нефтепровода East-West.
8. Япония рискует не достичь цели по доле АЭС в энергобалансе к 2040 году. Отказ от перезапуска двух энергоблоков АЭС Хамаока осложняет планы Японии довести долю атомной генерации до 20% к 2040 году.
9. Забастовка французских рабочих снижает пропускную способность терминала СПГ в Дюнкерке. Кроме того, забастовка привела к сокращению электроснабжения.
10. Итальянская Saipem продала бизнес по бурению на мелководье в Саудовской Аравии. ADES, новый владелец компании Saudi Arabian Saipem, приобрел пять новых буровых установок, расширив свой парк до 128 единиц.

О главных событиях понедельника — читайте здесь.
Читать полностью

Москва, 15 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Итальянская Saipem закрыла сделку по продаже компании Saudi Arabian Saipem Limited (SAS), специализирующейся на бурении в мелководье. Актив перешел во владение ADES Saudi Limited Company, косвенной дочки международного оператора ADES.
Об этом сообщает пресс-служба компании.

Как и планировалось, по завершении сделки Saipem и ADES заключили договор бербоут-чартер (фрахтование без экипажа – прим. ред.), который позволит Saipem продолжить текущую деятельность в Мексике с буровой установкой Perro Negro 10.

Ранее приводились следующие подробности о сделке:

• стоимость сделки – 285 млн долл. США;
• финансовым консультантом Saipem выступила компания Moelis & Company UK LLP, юридическую помощь оказывали Clifford Chance и AS&H Clifford Chance.

Saipem продолжит сосредотачивать свой портфель проектов в сегментах глубоководного бурения и работ в сложных условиях, характеризующихся более высокой сложностью и добавленной стоимостью.

О проектах Saipem

Saipem считается мировым лидером в области проектирования и строительства крупных объектов в энергетическом и инфраструктурном секторах, как на шельфе, так и на суше. Компания предлагает рынку услуги по нескольким бизнес-направлениям, включая управление активами, бурение и подводные работы, транспортировку энергоносителей, морскую ветроэнергетику, устойчивую инфраструктуру.

Компания располагает пятью производственными площадками и флотом из 17 собственных строительных судов и 12 буровых установок, 9 из которых принадлежат ей.

В июне Saipem отправила в Румынию опорный блок морской платформы для Neptun Deep, крупнейшего шельфового газового проекта в Евросоюзе. Контракт в рамках проекта Neptun Deep был присвоен компании в августе 2023 г. Он включает полный комплекс работ – от проектирования и закупок до строительства и монтажа морской платформы. Корпус платформы изготовлен в Италии, а верхние модули поступят с верфи компании в Каримуне (Индонезия).

В июле Saipem получила контракт на проектирование, закупку, строительство и монтаж (EPCI) плавучей установки для добычи, хранения и отгрузки нефти (FPSO) для проекта разработки месторождения Kutei North Hub, расположенного в бассейне Кутей на континентальном шельфе Индонезии. Компания будет реализовывать проект через дочернюю PT Saipem Indonesia в рамках совместного предприятия (СП) с PT Tripatra Engineers and Constructors. Стоимость проекта для доли Saipem оценивается в 2 млрд долл. США. Компания заключила контракт с Eni North Ganal, контролируемой Searah Ltd., компанией, созданной в результате слияния Eni и Petronas.

В августе Saipem выиграла контракт EPCI на разработку морских и подводных объектов на шельфвых месторождениях на Ближнем Востоке. Стоимость проекта оценивается в 1,8 млрд долл. США.


Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Париж, 15 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Забастовка работников энергетического сектора во Франции привела к сокращению пропускной способности крупнейшего в стране СПГ-терминала в Дюнкерке.

По данным оператора Fluxys, пропускная способность терминала в Дюнкерке может снизиться до 4 ГВт·ч в сутки против не менее 9,4 ГВт·ч в сутки в обычном режиме. Ограничения могут снизить объемы экспорта газа в Европу в период подготовки к зиме.

Забастовка проходит на фоне роста напряженности на европейском газовом рынке. Цены на газ находятся на максимальном уровне с конца 2022 г. на фоне перебоев с поставками с Ближнего Востока и низкой заполненности европейских газовых хранилищ.

При этом три других французских СПГ-терминала – два в Фосе на юге страны и терминал в Монтуаре на западе – работают в штатном режиме, сообщил оператор Elengy.

По оценке аналитика LSEG Д. Даугалевича, сбой, вероятнее всего, затронет главным образом отгрузку газа – около 476 ГВт·ч/сутки. Прибытие новых партий сжиженного природного газа в Дюнкерк не планировалось. Часть выпавших объемов может быть компенсирована за счет увеличения поставок через терминалы в Нидерландах и Бельгии, а также через французский терминал в Монтуаре, отметил аналитик.

К полудню 15 сентября 2026 г. забастовка привел к сокращению электроснабжения Франции примерно на 6.2 ГВт, свидетельствуют данные энергетической компании EDF. Это составляет около 13% от общего спроса на электроэнергию в полуденные часы. При этом Франция сохраняет статус нетто-экспортера, следует из данных оператора энергосистемы RTE.

Контекст

Профсоюзы объявили 24-часовую забастовку на объектах государственной EDF, бельгийской Fluxys и французской Elengy. Поводом стала рекомендация Счетной палаты Франции, опубликованная в июле, ограничить действующие льготы для работников энергетического сектора, включая доступ к электроэнергии по сниженным тарифам.

Работники и пенсионеры энергетических компаний во Франции пользуются льготными тарифами на газ и электроэнергию. Профсоюзы считают эти льготы частью системы оплаты труда.

По оценке Счетной палаты, в 2024 г. действующая система обошлась EDF более чем в 700 млн евро (807,7 млн долл. США).

Министр энергетики Франции М. Брежон заявила в эфире France 2, что Счетная палата также рекомендовала повысить налоговую ставку для льгот, предоставляемых сотрудникам энергетического сектора. Она намерена обсудить эту рекомендацию с профсоюзами.

По данным EDF, к полудню в забастовке участвовали 59% работников электроэнергетического и газового профсоюза – около 38 тыс. человек. Это максимальный показатель за последние десятилетия и больше, чем во время забастовки 2011 г., также связанной с возможным изменением системы льгот.

Характеристики СПГ-терминала в Дюнкерке

• расположение: Дюнкерк, север Франции;
• годовая мощность регазификации: около 13 млрд м³ природного газа;
• подключение: непосредственно к газотранспортным сетям Франции и Бельгии;
• ввод в коммерческую эксплуатацию: 1 января 2017 г.;
• статус: второй по мощности СПГ-терминал в континентальной Европе, согласно данным оператора;
• инфраструктура:
• 1 причал, рассчитанный на прием судов вместимостью от 5 тыс. до 265 тыс. м³ СПГ, включая крупнейшие танкеры класса Q-Max;
• три резервуара для хранения СПГ вместимостью по 200 тыс. м³ каждый;
• 10 испарителей с открытым контуром (Open Rack Vaporizer, ORV), которые снабжаются теплой водой с атомной электростанции (АЭС) Гравлин по подводному туннелю длиной 5 км.

Дюнкеркский терминал является единственным в Европе объектом такого типа, непосредственно подключенным к двум рынкам сбыта – французскому и бельгийскому. При номинальной годовой мощности регазификации 13 млрд м³ терминал способен обеспечивать объем газа, эквивалентный более чем 25% совокупного годового потребления природного газа во Франции и Бельгии.


Напомним, что в июне 2026 г. Франция заняла 2-е место по объему закупок российского газа. Страна импортировала только СПГ. В июне поставки сократились на 30% по сравнению с предыдущим месяцем, но в годовом выражении выросли на 42% - до 257,6 млн евро.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 15 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Планы Японии довести долю атомной энергетики в выработке электроэнергии до 20% к 2040 г. оказались под вопросом после отказа от перезапуска двух энергоблоков атомной электростанции (АЭС) Хамаока. Об этом сообщает агентство Kyodo.

Энергетическая компания Chubu Electric Power отозвала заявку на перезапуск двух реакторов станции после выявления фальсификации данных о ее сейсмоустойчивости. В январе компания признала, что передавала правительству неверные сведения о способности АЭС выдерживать сильные землетрясения.

В связи со скандалом президент и председатель совета директоров Chubu Electric Power объявили об отставке, а японский ядерный регулятор приостановил рассмотрение заявки на перезапуск энергоблоков.

В Японии также рассматриваются проекты строительства новых АЭС, однако под них пока не обеспечено гарантированное финансирование. Как отмечает Kyodo, стране может потребоваться вернуться к повторной проверке безопасности двух энергоблоков станции Хамаока, несмотря на выявленные нарушения.

По оценке агентства, без перезапуска этих энергоблоков Японии будет сложно достичь целевых показателей по атомной генерации. В таком случае, как указывает Kyodo, возрастет зависимость энергосистемы страны от тепловых электростанций (ТЭС) и импорта нефти и сжиженного природного газа (СПГ).

АЭС Хамаока

• расположена вблизи города Омаэдзаки на южном побережье острова Хонсю;
• в эксплуатацию введена в июле 1974 г.;
• электрическая мощность - 3617 МВт;
• в составе АЭС насчитываются 5 энергоблоков, из них 2 были остановлены еще до аварии на АЭС Фукусима-1.

Энергоблоки Хамаока-1 и Хамаока-2 с реакторами BWR (кипящий водо-водяной реактор) мощностью 540 и 840 МВт соответственно были остановлены в январе 2009 г., на них ведутся работы по выводу из эксплуатации.

После этого в эксплуатации оставались энергоблоки Хамаока-3 и Хамаока-4 с реакторами BWR мощностью 1100 и 1137 МВт соответственно, а также энергоблок Хамаока-5 с реактором ABWR (усовершенствованный реактор с кипящей водой) мощностью 1380 МВт.

Через 2 месяца после сильного землетрясения и цунами, вызвавших аварию на АЭС Фукусима-1, в мае 2011 г. АЭС Хамаока приостановила свою работу из соображений безопасности по просьбе тогдашнего премьер-министра Японии Н. Кана. Проведя масштабные работы по защите энергоблоков Хамаока-3 и Хамаока-4 от землетрясений и цунами, Chubu Electric Power Co. подала заявку на возобновление их работы.

До аварии на АЭС Фукусима-1 в 2011 г. в Японии эксплуатировались 54 реактора. Сейчас число реакторов, включая строящиеся, сократилось до 36, из которых ужесточенные тесты безопасности прошли только 15. К 2040 г. значительная часть действующих блоков достигнет предельного 60-летнего срока службы, тогда как дополнительные проверки на безопасность на данный момент прошли лишь три реактора.
Читать полностью

Варшава, 15 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Польская компания Orlen объявила не менее пяти тендеров на закупку нефти за последние два рабочих дня.
Об этом свидетельствуют документы, с которыми ознакомилось агентство Bloomberg.

По данным трейдеров, активность Orlen может быть связана с остановкой поставок по саудовскому магистральному нефтепроводу East-West (Запад-Восток) после атак на инфраструктуру Саудовской Аравии на прошлой неделе.

Orlen отказалась от комментариев агентству. Saudi Aramco также не стала комментировать возможные задержки поставок из-за перебоев в работе нефтепровода.

МНП East-West связывает месторождения восточной части королевства с портом Янбу на побережье Красного моря в западной части страны. Пропускная способность МНП составляет около 7 млн барр./сутки нефти. Он стал ключевым маршрутом экспорта нефти из Саудовской Аравии после прекращения поставок через Персидский залив.

Параметры нефтепровода:

• маршрут – установка подготовки нефти (УПН) на месторождении Абкайк (принимает нефть с месторождений Абкайк, Гавар, Хурайс и Шайба) порт Янбу на побережье Красного моря (МНП Восток – Запад также называют Абкаик – Янбу);
• протяженность – 1200 км;
• пропускная мощность – проектная 5 млн барр./сутки, осуществлено наращивание до 7 млн барр./сутки
• количество НПС – 11.

По данным Associated Press, нефтепровод может оставаться неработоспособным несколько недель. Остановка East-West создает риски прежде всего для европейских НПЗ, которые после 2022 г. увеличили закупки нефти из Саудовской Аравии.

Orlen является крупным покупателем нефти Saudi Aramco. Саудовская компания в свою очередь владеет долей участия в НПЗ Orlen в Гданьске и управляет нефтехранилищами в Польше.

Перебои с поставками происходят на фоне дефицита нефтепродуктов на европейском рынке. Фьючерсы на Brent торгуются вблизи 110 долл. США/барр., а фьючерсы на дизельное топливо – около 200 долл. США/барр., что поддерживает высокий спрос европейских НПЗ на сырье.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 15 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Маржа российских вертикально интегрированных нефтяных компаний (ВИНК) в третьем квартале 2026 г. может стать максимальной с начала года благодаря высокой доходности нефтепереработки. При этом по мере восстановления предложения топлива рентабельность сегмента, вероятно, начнет снижаться. Об этом сообщил Ъ со ссылкой на обзор Эйлер.

По расчетам аналитиков, EBITDA от реализации дизельного топлива на внутреннем рынке в третьем квартале вырастет на 67% относительно второго квартала, до 55 тыс. руб./т, бензина - на 71%, до 41 тыс. руб./т.

Крэк-спред на бензин в третьем квартале, как ожидается, увеличится на 16,8%, до 320 долл. США/т, на дизельное топливо - на 14,4%, до 460 долл. США/т. Последний показатель может стать максимальным с 2024 г. Дополнительную поддержку марже окажут высокий демпфер и рост рентабельности реализации мазута.

Маржа переработки растет

Во втором квартале маржа ВИНК по нефти сорта Urals, бензину и дизельному топливу также увеличилась относительно первого квартала. В июле-августе конъюнктура для нефтепереработки продолжила улучшаться.

Оптовые цены на бензин и дизельное топливо на внутреннем рынке выросли на 14,3% и 9,5% соответственно относительно средних значений второго квартала, до 72 тыс. руб./т и 69 тыс. руб./т. Ставка демпфера достигла 46 тыс. руб./т - максимального уровня с 2024 г.

В третьем квартале Эйлер ожидает дальнейшего роста оптовых цен на бензин и дизельное топливо - до 76 тыс. руб./т, а также увеличения ставки демпфера до 47 тыс. руб./т.

При этом рентабельность экспорта в июле снизилась. Снижение цены Brent и расширение дисконта Urals ухудшили маржу реализации российского сырья. В августе цены на Urals в портах, по данным Argus, выросли в среднем на 16% относительно июля, до 60,72–69,72 долл. США/барр. на условиях FOB, а дисконт сократился с 23–31 долл. США/барр. до 21–30 долл. США/барр.

Поддержку мировым ценам на нефть также оказывает остановка Саудовской Аравией прокачки по магистральному нефтепроводу (МНП) Восток-Запад (East – West pipeline) мощностью 7 млн барр./сутки. По оценке Reuters, перебои могут привести к сокращению мирового предложения примерно на 4%.

Управляющий партнер Kasatkin Consulting Д. Касаткин связывает рост рентабельности российских нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) с высокими мировыми ценами на нефтепродукты относительно нефти. Это повышает доходность потенциального экспорта и размер демпферных выплат при реализации топлива на внутреннем рынке.

В условиях экспортных ограничений демпфер в сочетании с обратным акцизом остается основным механизмом перераспределения высоких мировых цен в пользу российской нефтепереработки, считает эксперт.

При этом устойчивость текущего роста маржи остается под вопросом. Локальные дефициты топлива и перебои в работе НПЗ повышают маржу переработки, но одновременно ограничивают объемы производства и реализации. По мере восстановления предложения крэк-спреды, вероятно, начнут снижаться.

В правительстве РФ 14 сентября сообщили, что на ряде НПЗ введено несколько дополнительных установок, что позволило увеличить выпуск нефтепродуктов.

Маржа ВИНК может снизиться в 4^м квартале

В четвертом квартале Эйлер ожидает ухудшения рентабельности ВИНК. Крэк-спред на дизельное топливо, по оценкам аналитиков, может сократиться почти на 22%, до 360 долл. США/т, на бензин - на 16%, до 270 долл. США/т.

Оптовые цены на бензин и дизельное топливо, как ожидается, снизятся на 12% и 17% соответственно, до 67 тыс. руб./т и 63 тыс. руб./т.

При этом более слабые показатели четвертого квартала не должны нивелировать результаты первой половины года. По оценке Эйлера, маржа ВИНК по итогам второго полугодия увеличится относительно первого.

В первой половине 2026 г. EBITDA Роснефти, ЛУКОЙЛа, Газпром нефти и Татнефти выросла на 16–73% в зависимости от компании. Так, например, чистая прибыль, относящаяся к акционерам ЛУКОЙЛа, по итогам первого полугодия 2026 г. выросла в 1,5 раза по сравнению с первым полугодием 2025 г., и составила 430,907 млрд руб. Показатель EBITDA ЛУКОЙЛа по итогам первого полугодия 2026 г. вырос в 1,9 раза, до 815,342 млрд руб.

Основным риском для нефтяных компаний в 2027 г. аналитики Эйлера считают возможное возвращение мирового рынка нефти к профициту. Читать полностью

Москва, 15 сен – ИА Нефтегаз.РУ. В этом году на площадке 32-й Международной промышленной выставки «Металл-Экспо» масштабные экспозиции развернут более 600 компаний-участников — ключевые игроки черной и цветной металлургии, машиностроительные компании, производители металлоконструкций и металлоизделий.




Важной тематической частью форума станет экспозиция «МеталлургМаш’2026», посвященная металлообработке и машиностроению. Ведущие компании отрасли представят современное оборудование, технологии, машиностроительные решения и инжиниринговые услуги.

«Металл-Экспо» за свою более чем 30-летнюю историю во второй раз состоится в Санкт-Петербурге. Даты проведения главного форума металлургов — с 10 по 13 ноября 2026 г. Посещение бесплатное по регистрации.

Автор: А. Гладкина Читать полностью

Москва, 15 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Турция в июле 2026 г. импортировала 3,063 млрд м³ природного газа, что на 22% меньше показателя за аналогичный период 2025 г., следует из данных Совета по регулированию энергетического рынка страны (EPDK).

Снижение импорта происходит на фоне высокой выработки электроэнергии на гидроэлектростанциях (ГЭС) и умеренной летней погоды, которая позволила сократить потребление энергии на кондиционирование. В сентябре выработка ГЭС также остается высокой.

Трубопроводный газ

Основной объем поставок пришелся на трубопроводный газ - 2,87 млрд м³, на 21% меньше, чем в июле 2025 г.

Основные поставщики:

• российские поставки от Газпрома сократились на 47%, до 948 млн м³; за 7 мес. 2026 г. Турция получила из России 11,414 млрд м³ газа - на 10% меньше год к году;
• поставки из Азербайджана в июле составили около 1 млрд м³ и практически не изменились в годовом выражении; при этом с начала года импорт снизился на 4%, до 6,5 млрд м³;
• наиболее заметный рост показал Иран: в июле Турция получила 919 млн м³ иранского газа - на 8% больше, чем годом ранее; за 7 мес. 2026 г. импорт вырос на 29%, до 5,456 млрд м³.

СПГ

Импорт сжиженного природного газа (СПГ) в июле 2026 г. составил 194 млн м³, или около 149 тыс. т. После зимних максимумов турецкие терминалы по приему СПГ работали примерно с 5%-ной загрузкой. Единственным поставщиком СПГ оставался Алжир, тогда как американский СПГ не поставлялся второй месяц подряд.

На динамику внутреннего предложения также повлияли профилактические работы. Крупнейшее газовое месторождение Турции Сакарья было полностью остановлено на плановое техническое обслуживание (ППР) с 30 июня по 17 июля 2026 г. Кроме того, с 6 по 16 августа приостанавливались поставки азербайджанского газа из-за профилактики на месторождении Шах-Дениз.

Несмотря на снижение импорта в июле, за январь–июль 2026 г. Турция получила 33,752 млрд м³ газа - на 0,7% больше, чем за аналогичный период прошлого года.

Одновременно Турция наращивает экспорт газа в Сирию. После начала поставок в августе 2025 г. их объем в июле 2026 г. достиг 145 млн м³.

Подпишитесь

Читать полностью