Москва, 17 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Премьер-министр Индии Н. Моди дал старт первому в стране водородному поезду.
Об этом индийский политик сообщил в социальной сети X.

«Я горжусь тем, что дал старт первому в стране водородному поезду в городе Джинд, штат Харьяна. Это крупное достижение на пути к созданию чистой, экологичной и самодостаточной Индии», – поделился Н. Моди.

О водородном поезде

По данным издания The Times of India, поезд состоит из 10 пассажирских вагонов и может перевозить около 2,6 тыс. пассажиров. По данным Индийских железных дорог, в мировой практике водородные поезда насчитывают всего 2–3 пассажирских вагона, что делает индийский поезд самым длинным.

Поезд включает два водородных моторных вагона и восемь прицепных вагонов.
В каждом моторном вагоне установлены:

• водородные топливные элементы,
• литий-железо-фосфатные аккумуляторы,
• баллоны для хранения водорода.

Проектная скорость поезда составляет 110 км/ч, но на участке Джинд – Сонипат, выбранном в качестве пилотного маршрута, он будет передвигаться с максимальной скоростью 75 км/ч. Поезд работает на водородных топливных элементах мощностью 1200 кВт.

Как это работает?

Технология водородных топливных элементов основана на принципе получения электроэнергии в результате электрохимического процесса с участием водорода. В качестве побочного продукта водородный поезд в атмосферу выделяет только водяной пар и тепло. Это делает проект экологически чистой альтернативой его предшественникам, работающим на ископаемом топливе.

Водород, хранящийся в баллонах, вступает в реакцию с кислородом, поступающим из окружающего воздуха, внутри топливного элемента, вырабатывая электричество. Это электричество питает тяговые двигатели, обеспечивающие движение колес. Использование водорода в качестве топлива исключает сгорание топлива, дым и выбросы углекислого газа.

Инфраструктура для обслуживания поезда

Для обеспечения работы нового поезда в Джинд открыли собственную установку для хранения и заправки водородом. Организация по безопасности в нефтяной и взрывной промышленности (PESO) выдала необходимую лицензию на хранение и выдачу сжатого водорода на этой установке.

Инфраструктура заправки включает в себя систему сжатия водорода, запасные компоненты для обеспечения надежной и безотказной работы.

С запуском водородного поезда Индия пополнила список стран-пионеров, тоже внедряющих экологичный вид транспорта. Она встала в один ряд с Германией, Японией, Китаем и США. Запуск поезда на водородном топливе – часть плана Индии по переходу на более экологичные виды транспорта и энергоресурсов. В рамках этой инициативы страна также электрифицировала около 70 тыс. км путей.

Напомним, в июне прошлого года индийская компания Adani New Industries Limited (ANIL) запустила установку по производству зеленого водорода мощностью 5 МВт.

Несмотря на стремление развивать экологически чистую энергетику, Индия остается одним из главных потребителей угля в мире. В частности, страна выступает одним из крупнейших покупателей российского угля. С января по май 2026 г. Индия получила 3,7 млн т сырья из РФ и заняла четвертое место среди других экспортеров. Ранее отмечалось, что Индия располагает значительными запасами угля, которых, по оценкам властей, хватит примерно на 200 лет. Уточнялось, что угольные запасы страны достигают около 401 млрд т.

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 17 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Нефтеналивной танкер Nordic Zenith (IMO 9588469, флаг Либерии), зафрахтованный ExxonMobil для погрузки нефти на морском терминале Каспийского трубопроводного консорциума (КТК) в районе Новороссийска, получил повреждения в результате ночной атаки беспилотных летательных аппаратов (БПЛА).
Об этом сообщает Bloomberg со ссылкой на осведомленные источники

После двух ночных атак на борту судна возник пожар. Экипажу удалось ликвидировать возгорание, однако заход танкера под погрузку был отменен.

Информацию о происшествии подтвердили и в пресс-службе КТК. По данным консорциума, Nordic Zenith должен был начать погрузку утром 17 июля, однако после атаки судно оказалось непригодным для проведения грузовых операций.

Во время инцидента экипаж передал сигнал бедствия SOS. Силами КТК с танкера были эвакуированы 13 человек, еще 9 членов экипажа приняли решение остаться на борту.

Это уже не первый подобный инцидент в районе терминала за последние дни. Ранее украинский беспилотник атаковал нефтеналивной танкер Yasa Polaris, находившийся неподалеку от объектов КТК. Судно было зафрахтовано американской Chevron.

Предыдущие атаки на суда в Черном море

28 мая стало известно об атаке на 3 танкера типоразмера Suezmax у северного побережья Турции, которые ранее были зафиксированы в порту Новороссийск:

• James II – IMO 9253909, флаг Палау, дедвейт 149 995 т, внесен в санкционные списки Великобритании,
• Velora – IMO 9290373, флаг Сьерра-Леоне, дедвейт 163 750 т, внесен в санкционные списки ЕС и Великобритании,
• Altura – IMO 9292199, флаг Сьерра-Леоне, дедвейт 163 750 т (однотипное судно с Velora), внесен в санкционные списки ЕС и Великобритании.

Также серия атак БПЛА и БЭК на танкеры в Черном море фиксировалась в ноябре 2025 г. – январе 2026 г., тогда пострадали 4 судна:

• 28 ноября 2025 г. танкер Kairos получил повреждения в водах Турции, на борту судна начался пожар,
• 28 и 29 ноября в ИЭЗ Турции в Черном море был дважды атакован нефтеналивной танкер Virat, обе атаки были осуществлены БЭК,
• 2 декабря 2025 г. в ИЭЗ Турции в Черном море БПЛА атаковал танкер-продуктовоз/химовоз Midvolga-2, следовавший из России в Грузию с грузом подсолнечного масла,
• 8 января 2026 г. нефтеналивной танкер Elbus (Эльбрус) подвергся атаке БЭК и БПЛА в Черном море у берегов Турции.

Помимо танкеров, от действий БЭК в Черном море в ноябре-декабре 2025 г. и в начале 2026 г. страдал Морской терминал КТК. В результате атаки в конце ноября 2025 г. выносное причальное устройство №2 (ВПУ-2) получило значительные повреждения, его дальнейшая эксплуатация невозможна. В январе 2026 г. БПЛА атаковали 4 танкера вблизи терминала КТК.

Каспийский трубопроводный консорциум

• международный нефтетранспортный проект с участием России, Казахстана, а также ведущих мировых добывающих компаний;
• создан для строительства и эксплуатации МНП протяженностью более 1,5 тыс. км и мощностью 67 млн т/год нефти;
• соединяет нефтяные месторождения запада Казахстана (Тенгиз, Карачаганак и Кашаган) и российские месторождения на шельфе Каспия с морским нефтетерминалом в Новороссийске.

Акционеры КТК:

• федеральное агентство по управлению государственным имуществом в лице Транснефти (доверительное управление) - 24%,
• КТК Компани - 7%,
• КазМунайГаз (КМГ) - 19%,
• Kazakhstan Pipeline Ventures LLC - 1,75%,
• Chevron Caspian Pipeline Consortium Company - 15%,
• LUKARCO B.V. - 12,5%,
• Mobil Caspian Pipeline Company - 7,5%,
• Rosneft-Shell Caspian Ventures Limited - 7,5%,
• BG Overseas Holdings Limited - 2%,
• Eni International N.A. N.V. S.ar.l. - 2%,
• Oryx Caspian Pipeline LLC - 1,75%.

По итогам 1-го квартала 2026 г. КТК снизил объем транспортировки нефти на 24,8% по сравнению с аналогичным периодом 2025 г. - до 13,415 млн т. Для сравнения, в январе-марте 2025 г. по системе КТК было прокачано 17,849 млн т нефти. Одним из факторов снижения объемов транспортировки остается ограниченная работа морского терминала КТК под Новороссийском. Читать полностью

Москва, 17 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Дисконты на российскую нефть сорта Urals в первой половине июля 2026 г. увеличились по сравнению с июнем на фоне сохраняющейся волатильности мирового нефтяного рынка, вызванной развитием ситуации на Ближнем Востоке.. Об этом сообщил Интерфакс со ссылкой на данные агентства Argus.

По данным агентства, дисконт Urals с отгрузкой в российских портах в среднем увеличился примерно на 3 долл. США/барр. по сравнению с июнем. На азиатском направлении рост дисконтов оказался еще более заметным: дисконт Urals с поставкой на западное побережье Индии увеличился на 6,7 долл. США/барр., достигнув 11,16 долл. США/барр. В Китае скидка на российскую нефть к ICE Brent выросла на 4,2 долл. США/барр., до 5 долл. США/барр.

Аналитики связывают текущую ценовую конъюнктуру с ситуацией в Персидском заливе. После договоренностей США и Ирана о деэскалации и возобновлении судоходства через Ормузский пролив в конце июня предложение нефти на мировом рынке увеличилось, что оказало давление на стоимость российской нефти. Несмотря на возобновление конфликта на прошлой неделе, котировки Urals отреагировали сдержанно, прибавив лишь около 0,5 долл. США/барр.

По данным Argus:

• дисконт Urals FOB Primorsk к North Sea Dated (NSD) в июле составил 27,04 долл. США/барр. против 24,03 долл. США/барр. в июне;
• дисконт Urals Med Aframax FOB Novorossiysk вырос до 27,59 долл. США/барр. с 24,49 долл. США/барр. месяцем ранее;
• дисконт Urals Med Suezmax FOB Novorossiysk достиг 26,41 долл. США/барр.;
• дисконт сорта ESPO, отгружаемого через порт Козьмино, к сорту Dubai, напротив, сократился на 3,1 долл. США/барр., до 8,1 долл. США/барр.

При этом североморский эталон NSD в июле подешевел примерно на 11 долл. США/барр. по сравнению с июнем - до 74,1 долл. США/барр. После очередного обострения ситуации на Ближнем Востоке с 14 июля котировки NSD вновь поднялись выше 80 долл. США/барр., а стоимость Urals превысила 50 долл. США/барр., тогда как большую часть месяца находилась в диапазоне 40-47 долл. США/барр.

По расчетам Интерфакса, средняя цена российской нефти, используемая для расчета НДПИ, в июле пока складывается на уровне 50,41 долл. США/барр. Для сравнения, в июне она составляла 63,52 долл. США/барр., тогда как цена отсечения в рамках бюджетного правила на 2026 г. установлена на уровне 59 долл. США/барр.

Напомним, с января 2025 г. стоимость российской нефти для определения налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) вычисляется по новой формуле: как сумма средней величины котировок Urals FOB Primorsk и Urals Med Aframax FOB Novorossiysk, умноженной на коэффициент 0,78, и котировки ESPO blend FOB Kozmino, умноженной на коэффициент 0,22.

20 марта 2026 г. стало известно, что Минфин РФ предлагает сохранить использование котировок Argus для расчета нефтяных налогов. Соответствующий законопроект уже рассматривается в правительстве. Читать полностью

Исламабад, 17 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Пакистан готовится расширить закупки сжиженного природного газа (СПГ) на спотовом рынке, опасаясь дальнейших перебоев с поставками на фоне сохраняющейся напряженности вокруг Ирана и рисков для судоходства в Ормузском проливе.
Об этом сообщает Bloomberg со ссылкой на осведомленные источники.

По информации агентства, Исламабад уже приобрел 4 партии СПГ с поставкой в июле. Эта закупка стала самой дорогостоящей для страны с 2022 г. Власти также рассматривают возможность приобретения еще одной партии газа с поставкой до конца июля, а в августе планируют законтрактовать еще 6 партий.

Необходимость дополнительных закупок связана с ростом внутреннего спроса на электроэнергию. Аномально высокая температура воздуха привела к увеличению нагрузки на энергосистему, что вынудило власти активнее использовать газовую генерацию.

Одновременно возникли сложности с поставками катарского СПГ, традиционно проходящего через Ормузский пролив. На этом фоне в отдельных районах страны уже фиксировались веерные отключения электроэнергии.

По оценке Kpler, в 2025 г. страна импортировала из Катара около 6,64 млн т СПГ. Собственная добыча постепенно снижается, а в последние годы в стране не было открыто крупных новых месторождений. На этом фоне власти вынуждены все чаще обращаться к спотовому рынку, чтобы обеспечить стабильное энергоснабжение.

По оценке Bloomberg, решение Пакистана активнее выходить на спотовый рынок может свидетельствовать о том, что власти страны не рассчитывают на быстрое урегулирование конфликта вокруг Ирана и готовятся к сохранению нестабильной ситуации в регионе.

Ранее Пакистан выступал одним из посредников в контактах между Вашингтоном и Тегераном. Однако после очередного витка эскалации ситуация на Ближнем Востоке вновь обострилась.

Напомним, 8 июля вооруженные силы США впервые после подписания меморандума между Вашингтоном и Тегераном нанесли серию ударов по территории Ирана, заявив, что действия стали ответом на нападение на торговое судно в Ормузском проливе. В тот же день президент США Дональд Трамп объявил о прекращении действия перемирия. В ответ Иран начал наносить удары по американским объектам в Бахрейне, Кувейте, ОАЭ, Омане, Катаре и Иордании, что усилило опасения участников энергетического рынка относительно безопасности поставок через один из ключевых мировых маршрутов транспортировки нефти и СПГ.

Читать полностью

Москва, 17 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Госкорпорация Росатом рассчитывает по итогам 2026 г. обеспечить рекордный объем перевозок по Северному морскому пути (СМП) - 40 млн т грузов, одновременно сохранив одну из крупнейших в стране инвестиционных программ объемом более 900 млрд руб.
Об этом генеральный директор Росатома А. Лихачев заявил на отраслевом мероприятии «День директора».

Перевозки по СМП идут с опережением графика

По словам А. Лихачева, на середину июля по СМП уже перевезено 18,8 млн т грузов, что на 13,7% больше, чем за аналогичный период 2025 г. По итогам года Росатом рассчитывает установить новый исторический рекорд - 40 млн т грузов.

С 1 января 2026 г. госкорпорация стала единым морским оператором северного завоза. В текущем году доставка грузов уже осуществляется в Чукотский автономный округ, Якутию и Хабаровский край.

Дополнительный вклад в развитие арктической логистики внес атомный ледокол «Сибирь», который в феврале–марте обеспечивал проводку судов в Финском заливе в районе порта Приморск. За этот период было проведено 165 крупнотоннажных судов, а через порт вывезено свыше 8 млн т нефти. Кроме того, транспортная группа FESCO, входящая в контур Росатома, с начала года открыла новые международные морские сервисы в Саудовскую Аравию, Танзанию и Камбоджу.

Напомним, что по итогам 2024 г. грузопоток по СМП, по сообщению Росатома, составил:

• 37 893 531,9 т, что на 4,4% больше, чем в 2023 г. и является новым рекордом,
• также обновлен рекорд транзитных рейсов и грузов - 92 рейсов и более 3 млн т грузов, что почти в 1,5 раза больше, чем в 2023 г.

В 2025 г. Росатом оценивал показатель в пределах 36–38,5 млн. По оценке аналитического центра Gecon и СМИ объем перевозок грузов по СМП составил 37 млн ​​т, что примерно на 2,3% меньше, чем в 2024 г.

Выручка приближается к 3,4 трлн рублей

А. Лихачев сообщил, что по итогам 2026 г. Росатом ожидает получить почти 3,4 трлн руб. выручки в открытой части отчетности.

Выручка по новым продуктам, связанным с проектами технологического суверенитета, прогнозируется на уровне 1,6 трлн руб., при этом зарубежная выручка уже превышает целевые показатели текущего года.

К 2028 г. корпорация намерена увеличить:

• открытую выручку до 4 трлн руб.,
• выручку по новым продуктам - до 2,2 трлн руб.

Напомним, что в мае 2025 г., выступая в Совете Федерации, глава Росатома А. Лихачев привел динамику основных показателей деятельности Росатома за 5 лет.
Так, в 2024 г. по сравнению с 2019 г. зафиксирован рост по ряду ключевых показателей:

• выручка в открытой части - в 3 раза, до 3,236 трлн руб.,
• выручка по новым продуктам - в 6,5 раза, до 1,474 трлн руб,
• зарубежная выручка - в 2,5 раза, до 17,383 млн долл. США,
• EBITDA - в 1,9 раза, до 732 млрд руб.,
• инвестиции - в 4,4 раза, до 1,456 трлн руб.
• налоговые отчисления - в 2,9 раза, до 601 млрд руб.

Инвестпрограмма превысит 900 млрд рублей

Несмотря на сложную экономическую ситуацию, Росатом сохраняет масштабную инвестиционную программу.

По словам главы корпорации, ее объем в 2026 г. составит более 900 млрд руб., что делает ее одной из крупнейших в России. При этом часть проектов была перенесена на более поздние сроки или исключена из программы. Основным критерием отбора инвестиционных проектов стала их эффективность до 2030 г. - максимальная прибыль и выручка на каждый вложенный рубль при безусловном выполнении государственных задач.

Для повышения эффективности в Росатоме создан специальный комитет, утверждены трехлетние программы оптимизации затрат. Корпорация планирует:

• ежегодно повышать производительность труда на 12%;
• обеспечивать рост заработной платы примерно на 10% в год;
• увеличивать доходность бизнеса на 20% ежегодно;
• сократить затраты на 5% уже в 2026 г. и более чем на 10% к 2028 г. по сравнению с уровнем 2025 г.

Строительство новых АЭС

В рамках Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики Росатом уже приступил к реализации примерно половины запланированных проектов. Сейчас на 9 площадках реализуются проекты строительства 18 энергоблоков.

Особое внимание уделяется:

• Приморской атомной электростанции (АЭС), где ведутся инженерные изыскания и подготовка строительства энергоблоков с реакторами ВВЭР-1000;
• Кольской АЭС, где одновременно продлевается срок службы действующих блоков и готовится строительство четырех новых энергоблоков мощностью по 600 МВт каждый.

Главной задачей ближайшего периода Лихачев назвал подготовку к заливке первого бетона в 2027 г. сразу на трех объектах - Приморской АЭС, новом энергоблоке БН-1200 Белоярской АЭС и новом блоке Смоленской АЭС.

АЭС перевыполнят план по выработке электроэнергии

Глава Росатома также сообщил, что российские атомные электростанции работают с опережением государственного задания.

План на 2026 г. предусматривает выработку не менее 214 млрд кВт·ч, однако корпорация рассчитывает превысить этот показатель за счет ввода нового энергоблока Курской АЭС, сокращения сроков ремонтов и повышения эффективности эксплуатации действующих станций.

Читать полностью

Москва, 17 июл – ИА Нефтегаз.РУ. На теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) №3 в Новосибирске ввели в промышленную эксплуатацию турбоагрегат №13. Новое оборудование обладает мощностью 120 МВт и может вырабатывать 2880 МВт·ч электроэнергии в сутки.
Об этом 16 июля сообщила пресс-служба Сибирской генерирующей компании (СГК).

Про новое оборудование

Новый турбоагрегат заменил отработавшее оборудование 1974 г. Модернизация машины прошла с использованием отечественных решений:

• теплофикационная паровая турбина собрана на Уральском турбинном заводе,
• генератор поставил завод компании ЭЛСИБ.

Генератор в паре турбиной образуют турбоагрегат, который превращает механическую энергию, получаемую в ходе вращения вала турбины со скоростью в 3 тыс. оборотов в минуту, в электроэнергию.

Новый турбоагрегат оснащен автоматикой, которая следит за равномерной нагрузкой на все элементы генератора.

Отметим, что обновление теплогенерирующего оборудования на ТЭЦ-3 – первый проект в энергосистеме региона в рамках федеральной программы модернизации тепловой генерации (КОММод). Новосибирская ТЭЦ-3 прошла отбор по федеральной программе КОММод в 2021 г. Инициатива предусматривает реконструкцию либо замену основного оборудования на современное отечественное с более высокой эффективностью и надежностью.

Подготовка второго агрегата

Также КОММод предусматривает модернизацию турбоагрегата №11. Сейчас на нем ведут демонтажные работы.

Новый генератор с новосибирского завода ЭЛСИБ уже прибыл на ТЭЦ и установлен на временных опорах. Как уточняют в СГК, параллельно специалисты готовят площадку для установки нового трансформатора и монтажа турбины. Турбину изготовили в Екатеринбурге, поставка намечена на август–сентябрь.

«Комплексное обновление оборудования направлено на удовлетворение растущих потребностей мегаполиса, развитие новых жилых массивов и промышленности. Масштабный ввод новых теплогенерирующих мощностей станет первым в постсоветской истории Новосибирска», – подчеркнул мэр Новосибирска М. Кудрявцев в своем Telegram-канале.

Ожидается, что проект увеличит установленную мощность ТЭЦ-3 на 8%, а среднегодовую выработку – на 13%. По итогам реализации проекта установленная электрическая мощность станции вырастет с 496 до 536 МВт, прирост составит по 20 МВт на каждую турбину. Вложения СГК в обновление генерирующих мощностей превысят 12 млрд руб.

Новый инвестиционный проект

По словам генерального директора компании СГК-Новосибирск Д. Перязева, станция не ограничивает свои возможности текущими работами и строит амбициозные планы на будущее.

«Мы также прошли отбор для включения в федеральную программу КОММод на 2028-2029 годы по строительству 15-го котла, нового электрофильтра и трансформатора», – рассказал Д. Перязев.

На ТЭЦ-3 установят новый котел №15 производительностью 320 т/час пара. Это позволит увеличить тепловую мощность ТЭЦ-3 на 20% – с 945 до 1 137 Гкал/ч.

«СГК успешно защищает заявки по различным федеральным программам, и они позволяют привлечь дополнительно миллиардные инвестиции в оборудование. Это повышает надежность и дает дополнительную мощность по электроэнергии и теплу, что важно для такого растущего мегаполиса, как Новосибирск. Это создает возможности для жилищного, промышленного строительства, реализации многих других инвестпроектов», – отметил губернатор Новосибирской области А. Травников, посетивший станцию.

Сейчас на станции идет подготовка к строительству:

• выбраны генеральный проектировщик и генподрядчик,
• готовится доставка кранов и спецтехники,
• оснащается строительный городок.

Основные работы намечены на август 2026 г., установку планируется завершить в декабре 2029 г.

Общая стоимость проекта по федеральной программе КОММод достигнет почти 30 млрд руб. с учетом НДС. Также рассматривается вопрос о строительстве новой дымовой трубы высотой 250 м, окончательное решение по которому будет принято на стадии разработки технических решений.

О Новосибирской ТЭЦ-3

• станция обеспечивает теплом почти всю левобережную часть Новосибирска – Ленинский и Кировский районы;
• на ее долю приходится около 20% выработки электроэнергии в области;
• станция была запущена в 1942 г.

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 17 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Китай в июне 2026 г. сократил добычу нефти на 0,5% по сравнению с аналогичным месяцем 2025 г. - до 18,12 млн т.
Об этом свидетельствуют данные Государственного статистического управления КНР.

По итогам 1-го полугодия 2026 г. нефтедобыча, несмотря на июньское снижение, выросла на 0,9%, достигнув 109,43 млн т.

При этом объем переработки нефти в июне сократился сразу на 17,7% - до 51,24 млн т. Это самый низкий показатель с марта 2020 г. За январь–июнь китайские нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) переработали 343,87 млн т нефти, что на 4,9% меньше, чем годом ранее.

Добыча газа продолжила расти

Производство природного газа в июне увеличилось на 1,1% и составило 21,4 млрд м³. По итогам 1-го полугодия 2026 г. добыча выросла на 1,6% - до 133 млрд м³.

Добыча угля снизилась из-за усиления мер безопасности

Добыча угля в июне 2026 г. сократилось на 9,7% в годовом выражении - до 380,88 млн т. За первые 6 мес. добыча составила 2,37 млрд т, снизившись на 1,7%.

Одной из причин падения стали масштабные проверки безопасности после взрыва газа на шахте Liushenyu в провинции Шаньси в конце мая, где погибли 82 человека. Эта авария стала крупнейшей в угольной отрасли Китая с 2009 г. и привела к временной остановке ряда шахт в Шаньси - крупнейшем угледобывающем регионе страны.

При этом на фоне сокращения внутренней добычи Китай увеличил закупки угля за рубежом. В июне 2026 г. импорт вырос на 29% - до 42,78 млн т, а по итогам января–июня достиг 225,4 млн т, что на 1,7% больше показателя годичной давности.

Производство алюминия обновило исторический рекорд

Выпуск первичного алюминия в июне вырос на 4,7% - до 3,98 млн т, что стало новым историческим максимумом. Предыдущий рекорд - 3,89 млн т - был установлен месяцем ранее, в мае. За 1-е полугодие производство алюминия увеличилось на 3,8%, до 23,19 млн т.

В целом выпуск десяти основных цветных металлов (включая медь, алюминий, свинец, цинк, никель, олово, сурьму, ртуть, магний и титан) в июне вырос на 3,9%, до 7,19 млн т, а за январь–июнь - на 3,3%, до 41,51 млн т.

Контекст

Напомним, в прошлом году Китай увеличил нефтедобычу на 1,5%, до 216,05 млн т, газа – на 6,2%, до 261,9 млрд м³. Объем добычи угля вырос на 41,2% и достиг отметки в 4,83 млрд т.

ОПЕК прогнозирует, что в 2026 г. Китай увеличит спрос на нефть на 220 тыс. барр./сутки, до 17,11 млн барр./сутки, а в 2027 г. – на 240 тыс. барр./сутки, до 17,35 млн барр./сутки

В начале марта 2026 г. стало известно, что Китай планирует поддерживать добычу нефти на уровне около 200 млн т/год в течение следующего пятилетнего периода.

Согласно плану социально-экономического развития страны на период 15-й пятилетки (2026–2030 гг.), КНР также рассчитывает выйти на пик внутреннего потребления нефти к 2030 г. Отмечалось, что ключевым фактором станет ускоренная электрификация транспорта, прежде всего легковых автомобилей и грузовиков.

План также предусматривает устойчивый рост добычи газа на протяжении всей пятилетки, но конкретные целевые показатели не были раскрыты. Читать полностью

Москва, 17 июл – ИА Нефтегаз.РУ. В России владельцы автозаправочных станций (АЗС) стали все чаще размещать объявления об их продаже.
На эту тенденцию 17 июля 2026 г. обратили внимание Известия.

АЗС на продажу

Издание выяснило, что только за последний месяц на маркетплейсах, порталах с объявлениями о коммерческой недвижимости, а также корпоративных сайтах компаний опубликовано свыше 150 объявлений о продаже АЗС.

Проведенный анализ показал:

• АЗС выставляются на продажу в различных регионах – Брянской, Курской, Самарской, Ивановской, Тамбовской, Рязанской, Новосибирской, Владимирской, Оренбургской областях и др. регионах,
• стоимость объектов варьируется от 1 до 150 млн руб. в зависимости от места расположения, оборудования, а также срока работы станции и наличия франшизы.
• на продажу выставлены как независимые АЗС, так и АЗС крупных вертикально интегрированных нефтяных компаний (ВИНК), например, Газпрома и ЛУКОЙЛа.

Известия приводят ряд конкретных примеров. Так, в г. Уфа выставлена на продажу сеть из 13 заправок (бензин/ДТ/СУГ) за 350 млн руб.

На сайте Газпрома к реализации непрофильных активов отнесены АЗС в Астраханской, Ростовской, Тамбовской и Нижегородской областях (собственник – Газпром сеть АЗС), цена объектов составляет от 940 тыс. до 13,4 млн руб.

ЛУКОЙЛ на своем сайте объявил о продаже АЗС в Тверской, Тюменской, Челябинской, Калужской областях и Пермском крае, стоимость не указана. На Авито под франшизой компании также продается АЗС в г. Иваново стоимостью 51,5 млн руб.

Причины продаж

У Газпрома и ЛУКОЙЛа продажи АЗС могут быть связаны с внутрикорпоративными причинами. Так, Газпром с 2024 г. ведет масштабную ревизию активов с целью повышения эффективности, в т.ч. продавая непрофильную недвижимость и занимаясь оптимизаций заправочной сети. В 2025 г. появилась информация о том, что компания может частично или полностью продать сеть метановых заправок (АГНКС), на что Газпром газомоторное топливо пояснял, что речь идет об оптимизационных решениях в пользу повышения эффективности эксплуатации сети АГНКС, частичном реинжиниринге процессов, а также технологической модернизации. Сеть классических АЗС Газпрома также могла стать объектом оптимизации.

У ЛУКОЙЛа также могла возникнуть потребность в оптимизации сети АЗС после закрытия сделки по покупке российских downstream-активов Shell в мае 2022 г. Тогда к ЛУКОЙЛу перешли 411 АЗС, расположенных преимущественно в Центральном и Северо-Западном федеральных округах, которые затем были переведены под бренд Teboil. На данный момент АЗС Teboil действуют более чем в 30 регионах РФ, в т.ч. в Тверской и Калужской областях, а также в Пермском крае, где ЛУКОЙЛ продает свои АЗС.

У владельцев сетей независимых АЗС и отдельных станций свои причины продаж. Продавцы АЗС ссылаются на ухудшение финансового состояния, в т.ч. долги. Полученные средства они рассчитывают направить на их погашение, однако продолжать работу в этом бизнесе многие уже не планируют.

Текущие сложности усилили проблемы независимых АЗС, складывающиеся уже не первый год. По сути независимые АЗС оказались между двух огней:

• с одной стороны, резкие скачки биржевых цен в т.ч. на фоне внеплановых ремонтов на НПЗ, ведут к росту закупочных цен на топливо,
• с другой стороны, давление регуляторов, направленное на поддержание роста розничных цен вблизи инфляции, уводит маржинальность продаж, особенно бензина, в рознице в отрицательную зону.

Если АЗС вертикально интегрированных нефтяных компаний (ВИНК) в стандартной ситуации не имеют проблем с источниками поставок топлива и могут поддерживать свою работу за счет синергии от разных источников дохода, то независимые АЗС такой возможности не имеют, что приводит к уходу с рынка небольших сетей или отдельных АЗС. Причем продать бизнес удается далеко не всегда и брошенные АЗС вдоль автомобильных трасс – вполне системное явление.

Учитывая, что большинство АЗС в России являются именно независимыми (19,84 тыс. из 27,7 тыс. АЗС в России по состоянию на начало 2026 г., согласно приводимым Известиям данным), их проблемы осложнили ситуацию с топливообеспечением целых регионов. В частности, кризисные ситуации в Забайкальском крае и Иркутской области во многом были связаны с тем, что владельцы независимых АЗС не сумели закупить необходимые объемы на бирже. Сейчас независимые операторы переходят на прямые взаимоотношения с нефтяными компаниями и региональными операторами, что стабилизирует топливообеспечение регионов, где преобладают независимые АЗС.
Читать полностью

Москва, 17 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Государственная PetroVietnam в январе–июне 2026 г. увеличила добычу нефти на 14,2% по сравнению с аналогичным периодом 2025 г. - до 5,5 млн т.
Об этом сообщила компания.

В Petrovietnam отметили, что это первый рост добычи нефти по итогам 1-го полугодия с 2015 г. Увеличить производство удалось несмотря на то, что крупнейшие зрелые месторождения Вьетнама находятся на стадии естественного снижения добычи.

За отчетный период компания увеличила:

• прирост запасов нефти до 8,3 млн т,
• выпуск нефтепродуктов вырос на 5% - до 8,51 млн т.

Финансовые показатели:

• общая выручка группы за 1-е полугодие 2026 г. увеличилась на 49%, достигнув 734,7 трлн вьетнамских донгов (около 28 млрд долл. США);
• консолидированная выручка выросла на 39% - до 445,4 трлн донгов (около 17 млрд долл. США);
• доходы от международной деятельности увеличились наиболее значительно - на 65,5%, до 97,8 трлн донгов (около 3,7 млрд долл. США);
• инвестиции выросли более чем на 70%;
• объем капитальных вложений составил 27,5 трлн донгов (около 1 млрд долл. США), что более чем на 70% превышает показатель аналогичного периода 2025 г.

Компания связывает улучшение производственных и финансовых результатов с реализацией программ по повышению эффективности добычи, развитию переработки и активизацией международных проектов.

Напомним, что в июле 2025 г. Зарубежнефть и PetroVietnam получили первый промышленный приток нефти на месторождениях Kinh Ngu Trang - Kinh Ngu Trang Nam (KNT-KTN). Промышленные запасы нефти и газа этих месторождений составляют 28,3 млн т нефти и 10,2 млрд м³ газа.

Кроме того, в мае того же года PetroVietnam официально приступила к коммерческой добыче нефти в рамках 3-й фазы разработки месторождения Dai Hung (Большой медведь) на континентальном шельфе Вьетнама. По прогнозам, к 2034 г. общий доход от месторождения достигнет 160 трлн донгов (6,4 млрд долл. США), а накопленный объем добычи составит еще 76 млн барр.

В мае 2024 г. PetroVietnam также объявила о двух новых открытиях нефти и газа на шельфе - новой залежи на месторождении RồNg (Ронг, с вьетнамского Дракон) и месторождении Bunga Aster (Бунга Астер, с малайского Маргаритка).

Зарубежнефть и PetroVietnam получили первый промышленный приток нефти на месторождении KNT-KTN

Подпишитесь

Читать полностью