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

Читать полностью

Джакарта, 17 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Японская INPEX Corp. приступила к строительству завода по сжижению природного газа Abadi LNG блоке Masela в Индонезии.
Об этом сообщает пресс-служба компании.

Стоимость проекта оценивается в 21 млрд долл. США, а запуск производства СПГ ожидается в начале 2030-х гг.

Торжественная церемония закладки фундамента состоялась 16 июля и транслировалась в прямом эфире. В ней дистанционно принял участие президент Индонезии П. Субианто, который подчеркнул стратегическое значение проекта для обеспечения энергетической безопасности страны и выразил надежду на максимально быстрое завершение строительства.

Проект Abadi LNG предусматривает строительство берегового завода по производству 9,5 млн т/год СПГ, а также газопровода мощностью 150 млн куб. фт³/сутки газа. Одновременно будут вестись работы по бурению скважин и строительству сопутствующей инфраструктуры, включая терминалы и причалы.

Исполнительный директор INPEX Такаюки Уэда назвал Abadi «чрезвычайно важным проектом», который будет способствовать укреплению энергетической безопасности Японии и всего Индо-Тихоокеанского региона.

Газовое месторождение Abadi на блоке Masela было открыто Inpex еще в 2000 г., однако реализация проекта неоднократно откладывалась. Среди причин – требования прежнего правительства Индонезии пересмотреть концепцию разработки, пандемия COVID-19, а также включение в проект комплекса по улавливанию и хранению углерода (CCS).

Компания рассчитывает начать добычу газа в начале 2030-х гг., при этом власти Индонезии призывают ускорить сроки реализации. По словам министра энергетики Индонезии Бахлила Лахадалии, не менее 60% добываемого газа будет направляться на внутренний рынок страны.

Интерес к будущим поставкам уже проявили потенциальные покупатели. В частности, подразделение государственной энергетической компании PLN подписало предварительное соглашение о приобретении 37,5 млн т СПГ в течение 15 лет.

INPEX управляет проектом Abadi и владеет 65% его акций. Оставшиеся 35%, которые ранее принадлежали Shell, в 2023 г. перешли к индонезийской госкомпании Pertamina и малайзийской PETRONAS в соотношении 20% и 15%.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 17 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Правительством РФ принято решение о распространении механизма импортного демпфера на дизельное топливо.
Об этом Минэнерго РФ сообщило 17 июля 2026 г.

Демпфер для импортного дизеля

Отмечается, что решение о применении импортного демпфера к дизельному топливу позволит сформировать дополнительные экономические стимулы для поставляемого на внутренний рынок ввозимого топлива. Подчеркивается, что эта мера принимается превентивно, на случай возникновения необходимости в импорте дизтоплива.

Поправками в Налоговый кодекс, одобренными правительством, предлагается:

• установить импортный демпфер для дизельного топлива по аналогии с демпфером для автомобильного бензина.
• что демпфер будет выплачиваться, если в предыдущем месяце в России действовал запрет на экспорт дизельного топлива, керосина и средних дистиллятов.

Зачем дизелю импортный демпфер?

С апреля 2026 г. в России действует полный запрет (в т.ч. для производителей) на экспорт бензина (действует до 31 июля 2026 г.). С июня к нему добавился запрет на экспорт авиакеросина (действует до 30 ноября), а с 8 июля – полный запрет на экспорт дизельного топлива, судового топлива и прочих газойлей (действует до 31 июля).

По итогам совещания по ситуации на рынке топлива 15 июля 2026 г., вице-премьер РФ А. Новак отметил, что благодаря экспортному запрету внутренний рынок наполняется дизельным топливом и сейчас им уже обеспечен. В отношении предприятий АПК нефтяные компании подтвердили объемы поставок, топливо будет поставлено в регионы для того, чтобы обеспечить уборочные работы сельхозтоваропроизводителями.

Однако как дополнительная мера поддержания стабильности топливного рынка РФ правительство РФ решило распространить механизм импортного демпфера на дизельное топливо.

Ранее такая мера была введена для бензина. Напомним, что Россия в нормальной ситуации имеет 2-кратный профицит мощностей для производства дизельного топлива по отношению к внутреннему спросу, тогда как по бензину профицит составляет 10%. В ситуации внеплановых ремонтов нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) именно по бензину в первую очередь возникли сложности.

В числе мер стабилизации были приняты поправки в НК РФ, донастраивающие демпфер для уполномоченных организаций, реализующих на российском рынке бензин иностранного производства (организации из специального перечня, который утверждает правительство). Среди изменений:

• для бензина, произведенного в государствах Евразийского экономического союза (ЕАЭС) и ввезенного уполномоченными организациями, коэффициент К_{АБ_КОМП} (коэффициент компенсации на автобензины) повышается с 0,68 до 0,85 в 2026 г., но снижается до 0,33 в 2027 г.,
• вводится отдельный механизм для бензина, произведенного за пределами ЕАЭС – компенсация рассчитывается исходя из цены импортного паритета (индикативной цены АИ-92 на индийском рынке с учетом стоимости доставки из портов Индии в Россию), показатель будет определять ФАС.

Помимо экспортных запретов и донастройки демпфера для импорта бензина принят еще ряд мер для насыщения топливного рынка РФ:

• увеличена загрузка действующих НПЗ до максимального уровня, сокращены сроки текущих ремонтов, планово-предупредительные ремонты (ППР) перенесены,
• приняты меры по обеспечению внутреннего рынка топливом, произведенным по упрощенной схеме (на внутренний рынок допущены бензин и дизтопливо экологического класса Евро-3, а смешение прямогонного бензина с др. компонентами для получения высокооктанового бензина приравнено к производству как таковому),
• снижены нормативы биржевых продаж с 15% до 10% по автомобильному бензину на период с 1 июля по 30 сентября 2026 г., по дизтопливу готовится снижение с 16% до 10%, срок пока не определен,
• доработана система, исключающая перекупщиков на бирже, принимаются меры для перевода потребителей в т.ч. независимые АЗС на прямые контракты с вертикально интегрированными нефтяными компаниями (ВИНК).

Читать полностью

Москва, 17 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Цены на нефть растут после снижения по итогам предыдущей сессии.

Нефтегазовые котировки

16 июля 2026 г. стоимость фьючерсов на нефть сорта Brent на сентябрь на лондонской бирже ICE Futures упала на 0,85%, до 84,23 долл. США/барр. Фьючерсы на нефть сорта WTI на август на электронных торгах Нью-йоркской товарной биржи (NYMEX) подешевели на 0,82%, до 78,95 долл. США/барр.

17 июля 2026 г. нефть дорожает. К 11:30 мск стоимость сентябрьских фьючерсов на Brent на электронных торгах ICE Futures выросла на 0,38%, до 84,55 долл. США/барр. На электронных торгах NYMEX фьючерсы на нефть WTI на август подорожали на 0,76%, до 79,55 долл. США/барр.

Котировки природного газа в США снизились до 2,8 долл. США/млн БТЕ (100 долл. США/1000 м³). 16 июля 2026 г. фьючерсы на природный газ на август на электронных торгах NYMEX подешевели на 2,26% и составили 2,858 долл. США/млн БТЕ. К 11:30 мск 17 июля котировки выросли на 0,31%, до 2,867 долл. США/млн БТЕ.

Газовые котировки в Европе подскочили до 680 долл. США за 1000 м³. Августовские фьючерсы на газ на хабе TTF (Нидерланды) на бирже ICE Futures к 11:30 мск 17 июля торговались на уровне 55,97 евро/МВт·ч (679,12 доллара США за 1000 м³), рост по сравнению с расчетной ценой предыдущего дня составил 2,16%.

На рынке нефти сегодня

Цены на нефть повышаются в пятницу на фоне продолжающихся военных действий на Ближнем Востоке и завершают неделю резким ростом - Brent и WTI прибавили почти по 12%.

Нарушение режима прекращения огня между США и Ираном вновь ограничило поставки нефти через Ормузский пролив. Дополнительное давление на рынок оказало сообщение Reuters о том, что Тегеран запросил у йеменских хуситов готовность к блокировке маршрута поставок через Красное море и Баб-эль-Мандебский пролив. Такой сценарий рассматривается на случай, если США нанесут удары по иранской энергетической инфраструктуре.

Закрытие Баб-эль-Мандебского пролива создаст серьезную угрозу для поставок энергоносителей с Ближнего Востока. По данным Kpler, в июне 2026 г. ежедневные поставки нефти по этому маршруту составляли порядка 7,4 млн барр./сутки - около 7% мировой добычи.

Фондовые рынки

Фондовые индексы США завершили торги 16 июля 2026 г. в минусе:

• Dow Jones Industrial Average упал на 0,2%, до 52552,97 п.,
• Standard & Poor's 500 потерял 0,51% и составил 7533,77 п.,
• Nasdaq Composite уменьшился на 1,47%, до 25881,95 п.

Снижение котировок акций чипмейкеров потянуло вниз фондовые индексы, несмотря на позитивные статданные и успешный старт сезона корпоративной отчетности.

US Dollar Index, рассчитываемый ICE (отражает динамику доллара США относительно 6 валют – евро, швейцарский франк, иена, канадский доллар, фунт стерлингов и шведская крона), к 11:30 17 июля упал на 0,02% и составил 100,552 п. Евро подешевел к доллару США на 0,01%, до 1,1441 долл. США/евро.

Bitcoin снижается. 17 июля 2026 г. к 11:30 мск Bitcoin подешевел на 2,12% и составил 62,808 тыс. долл. США/bitcoin.

Автор: А. Хасанова

Подпишитесь

Читать полностью