Москва, 31 авг – ИА Нефтегаз.РУ. Временный президент Венесуэлы Д. Родригес сообщила о параметрах энергетического соглашения с США, рассчитанного на 25 лет. Документ предусматривает развитие 17 стратегических нефтяных месторождений и увеличение добычи более чем до 1,5 млн барр./сутки.
Об этом она заявила в эфире государственного телеканала VTV.

По словам Д. Родригес, показатель 1,5 млн барр./сутки является первоначальной целью именно двустороннего соглашения между Венесуэлой и США. В более широкие планы по расширению нефтяной отрасли также входит освоение восьми новых нефтяных блоков.

Доходы Венесуэлы могут достичь 209 млрд долл. США

Венесуэльские власти оценивают потенциальные доходы государства от реализации соглашения примерно в 209 млрд долл. США исходя из расчетной цены нефти 65 долл. США/барр. Д. Родригес подчеркнула, что фактические показатели будут зависеть от изменения мировых цен.

При это только около 19 долл. США с каждого добытого и реализованного в рамках соглашения барреля будет напрямую поступать Венесуэле.

Д. Родригес также заявила, что соглашение не предполагает отказа Венесуэлы от контроля над природными ресурсами. По ее словам, страна сохраняет право собственности и суверенитет над своими природными богатствами, одновременно привлекая иностранный капитал, технологии и операционную экспертизу для восстановления нефтяной отрасли.

Она назвала соглашение «историческим» и заявила, что оно должно способствовать восстановлению экономики и увеличению государственных доходов.

При этом договоренность уже вызывает политическую реакцию внутри Венесуэлы. В Каракасе прошли акции протеста против присутствия США в стране - десятки проправительственных организаций вышли на улицы столицы.

19 долл. США - это много или мало?

По мнению Нефтегаз.РУ, экономическая выгода соглашения для Венесуэлы будет зависеть прежде всего от того, кто и в каком объеме профинансирует восстановление нефтяной отрасли и какие расходы будут вычитаться из нефтяной выручки до распределения доходов. По предварительным оценкам, американские инвестиции могут составить около 100 млрд долл. США. При этом нефтяная отрасль Венесуэлы требует масштабного восстановления инфраструктуры, а экономика добычи на ряде месторождений остается относительно дорогой: Rystad Energy оценивает затраты на добычу значительной части действующей ресурсной базы примерно в 30–40 долл. США/барр.

На этом фоне заявленные Д. Родригес около 19 долл. США прямых поступлений Венесуэле с каждого барреля выглядят грабительскими, если именно американская сторона берет на себя основную часть капитальных затрат, технологические риски и расходы на восстановление производственной инфраструктуры. Однако окончательно оценить экономику соглашения пока невозможно: публично не раскрыты все финансовые и юридические условия, в том числе структура инвестиций, распределение рисков и фактический механизм расчета доходов государства.

Для Венесуэлы принципиальным преимуществом является возможность монетизировать огромные запасы, которые без внешнего капитала и технологий в ближайшие годы вряд ли удастся быстро вернуть в экономику. В то же время 1,5 млн барр./сутки не появятся на рынке сразу: значительная часть объектов требует восстановления инфраструктуры, оборудования и производственных мощностей. Поэтому реальная экономическая отдача соглашения будет зависеть не столько от заявленного срока в 25 лет, сколько от темпов инвестирования и восстановления добычи.

Что получают США?

Президент США Д. Трамп 28 августа объявил о планах по частичному контролю американских компаний над нефтяными ресурсами Венесуэлы. По его словам, США получили контрольный пакет в проектах, связанных более чем с 65 млрд барр. доказанных запасов нефти страны, через партнерство с частным бизнесом.

Венесуэла располагает крупнейшими в мире доказанными запасами нефти, однако ее фактическая добыча значительно ниже потенциальных возможностей. Сейчас страна производит около 1,25 млн барр./сутки.

Венесуэльские власти планируют уже на следующей неделе подписать соглашения, предусматривающие предоставление нескольким компаниям новых прав на разведку и добычу нефти. В числе потенциальных участников находятся американские компании.

В частности, Chevron может стать одной из компаний, которые первыми завершат переговоры о переводе действующих совместных предприятий в Венесуэле на новые условия работы. Компания рассчитывает увеличить добычу в стране примерно на 50% в течение 1,5 лет. Интерес к венесуэльским активам также проявляют ExxonMobil и ConocoPhillips, представители которых проводили встречи с властями и направляли в страну технические группы. Одновременно PDVSA расширяет сотрудничество с международными нефтесервисными компаниями.

Кроме того, ранее Bloomberg сообщил, что Венесуэла рассматривает возможность выхода из ОПЕК. По данным агентства, этот вопрос обсуждался в ходе встреч представителей Каракаса с американскими чиновниками, однако окончательное решение пока не принято. Выход из ОПЕК позволит Венесуэле наращивать добычу нефти без учета ограничений, установленных организацией.

Нефтяной потенциал Венесуэлы

Венесуэла обладает крупнейшими в мире доказанными запасами нефти. По данным ОПЕК, на страну приходится около 303,7 млрд барр. запасов, или 19,3% мирового объема.

При этом уровень нефтедобычи в Венесуэле остается значительно ниже исторических максимумов. Основными факторами, сдерживающими добычу, являются недофинансирование отрасли, износ инфраструктуры, технические сложности и высокая вязкость значительной части добываемой нефти.

Пик добычи в стране пришелся на конец 1990^х гг. В 1998 г. Венесуэла добывала около 3,4 млн барр./сутки нефти. В последующие годы добыча сокращалась на фоне внутренних проблем нефтяной отрасли, экономического кризиса и санкций США.

По данным вторичных источников ОПЕК, в 2025 г. среднесуточная добыча нефти в Венесуэле составляла около 937 тыс. барр. В январе 2026 г. показатель снизился до 823 тыс. барр./сутки, однако затем начал восстанавливаться: в апреле добыча превысила 1 млн барр./сутки, а в июле достигла 1,117 млн барр./сутки.

По оценке Rystad Energy, для поддержания добычи на уровне около 1,1 млн барр./сутки в течение следующих 15 лет Венесуэле потребуется порядка 53 млрд долл. США инвестиций в нефтегазовый сектор. При этом использование наиболее доступных месторождений может позволить увеличить добычу примерно на 300 тыс. барр./сутки в ближайшие 2–3 года.

Более масштабное восстановление отрасли потребует инвестиций порядка 8–9 млрд долл. США/год. В частности, для возвращения добычи к уровню около 3 млн барр./сутки к 2040 г. потребуется около 183 млрд долл. США. Читать полностью

Москва, 31 авг – ИА Нефтегаз.РУ. Объем грузоперевозок по Северному морскому пути (СМП) с начала 2026 г. увеличился на 15%, идет работа по его расширению до Трансарктического транспортного коридора (ТАТК, ТТК).
Об этом сообщил глава Министерства по развитию Дальнего Востока и Арктики (Минвостокразвития) А. Чекунков.

Рост после спада

В интервью РИА Новости в преддверии Восточного экономического форума (ВЭФ) А. Чекунков сообщил о росте грузопотока по СМП в 2026 г.

Тезисы от А. Чекункова:

• положительная динамика в этом году,
• +15% за почти 8 месяцев, уже перевезено 24,2 млн т грузов.

По данным Минвостокразвития, по итогам 2025 г. грузопоток по СМП составил 37,04 млн т, снизившись на 2,3% по сравнению с 2024 г., что обусловлено влиянием санкций, вызвавшим сдвиг вправо сроков реализации ряда проектов, таких как Восток Ойл Роснефти, Арктик СПГ-2 и Сырадаскайского месторождения угля на п-ве Таймыр. Этот фактор, среди прочего, сказался на том, что не был достигнут целевой показатель в 80 млн т/год грузопотока по СМП к 2024 г.

При этом в 2024 г. СМП показал рекордный показатель грузопотока – 37,894 млн т, что на 4,4% больше, чем в 2023 г. Также был обновлен рекорд транзитных рейсов и грузов – 92 рейса и более 3 млн т грузов, что почти в 1,5 раза больше, чем в 2023 г.

Ранее глава Росатома (выступает оператором СМП) А. Лихачев прогнозировал, что грузопоток по СМП по итогам 2026 г. могут достичь рекордных 40 млн т. Однако текущая динамика пока не позволяет утверждать, что этот показатель будет достигнут.

Основу перевозок по СМП формируют экспортные нефтяные грузы и сжиженный природный газ (СПГ). Так, в 2025 г. 86% перевезенных по СМП грузов составляли углеводороды (СПГ, нефть, нефтепродукты), 11% пришлось на контейнеры и генеральные грузы.

В последние годы отмечается последовательный рост объема перевозки транзитных контейнерных грузов – в 2025 г. показатель вырос в 2,6 раза, достигнув рекордных 400 тыс. т.

В интервью РБК накануне ВЭФ А. Чекунков, отметил, что положительная динамика 2026 г. подтверждает растущую роль СМП в транспортном освоении Арктики, интерес к маршруту повышается не только со стороны российских грузоотправителей, но и иностранных судоходных компаний. Одним из факторов является ухудшение условий работы на альтернативных маршрутах через Суэцкий канал и Красное море.

А. Чекунков напомнил о задаче, поставленной перед китайскими судоходными компаниями председателем КНР Си Цзинпином, по наращиванию грузопотока по СМП до 20 млн т/год к 2030 г.

В процесс уже включились Sea Legend, которая запустила первый в мире арктический контейнерный экспресс-маршрут КНР – Европа, и NewNew Line Shipping (NNLS), оператор логистического проекта «Арктический экспресс № 1», который с 2024 г. связывает порты Нинбо и Архангельск, а в августе 2026 г. судно компании впервые прибыло в Мурманск. NNLS в ближайшие месяцы планирует пополнить флот 6 контейнеровозами вместимостью 4,8 тыс. TEU (эквивалент 20-футового контейнера) для перевозок по СМП, а к летней навигации 2027 г. сможет перевозить по маршруту до 1,2 млн т/год грузов.

Вслед за Китаем к СМП с транзитными целями присматривается Южная Корея, которая выходит на арену арктических грузоперевозок, чтобы сделать Пусан и южное побережье Южной Кореи глобальным морским транспортным узлом за счет использования более коротких северных маршрутов между Азией и Европой.

СМП растет до ТТК

Параллельно Россия развивает Трансарктический транспортный коридор, который объединит СМП с железнодорожными и речными подходами к арктическим портам. По оценке Минвостокразвития, которую озвучил министр в интервью РБК, объем инвестиций в транспортную инфраструктуру ТТК может превысить 5 трлн руб.

Тезисы от А. Чекункова:

• общий объем инвестиций в минерально-сырьевые проекты российской Арктики превысит 30 трлн руб.,
• коэффициент инфраструктурных инвестиций, если зажмуриться, ненаучным способом, по практике – это 15% от этой суммы,
• тогда это подъемно для инвесторов, тогда экономика этих проектов будет работать,
• в этом случае объем инфраструктурных инвестиций для этих проектов будет превышать 5 трлн руб.,
• для развития транспортной инфраструктуры ТТК нужны механизмы государственно-частного партнерства, также необходимо всерьез задуматься о внешних финансовых рынках,
• развитие проектов северной логистики сегодня волнует не только нас, но и весь мир,
• думаю, крупные зарубежные инвесторы, в т.ч. китайские и ближневосточные фонды, с интересом к этой возможности отнесутся.

Концепцию ТАТК президент РФ В. Путин озвучил в марте 2025 г. в ходе рабочей поездки в г. Мурманск. Трансарктический транспортный коридор, ключевым участком которого станет СМП, пройдет от Санкт-Петербурга через Мурманск и Архангельск до Владивостока, соединив мировые промышленные, сельскохозяйственные, энергетические центры и потребительские рынки коротким и экономически выгодным маршрутом.

В мае 2025 г. президент назначил правительство РФ и Росатом ответственными за разработку и финансово-экономическую и организационную модель формирования ТТК. В т.ч. нужно было обеспечить снижение издержек на всех этапах создания инфраструктуры и функционирования коридора в целях достижения его конкурентоспособности на глобальном рынке, в т.ч. при доставке российских экспортных грузов.
Читать полностью

Москва, 31 авг – ИА Нефтегаз.РУ. В январе–июле 2026 г. Узбекистан экспортировал энергоресурсы на сумму 931,5 млн долл. США. В сравнении с аналогичным периодом прошлого года показатель вырос на 5,4%.
Это следует из данных Национального комитета по статистике.

Про экспорт

За семь месяцев Узбекистан экспортировал нефть, нефтепродукты и аналогичные материалы на сумму 515,9 млн долл. США, что на 51,2% больше, чем годом ранее (или в 1,5 раза больше). Экспорт газа принес республике 279,7 млн долл. США, что на 36,2% ниже показателя за январь–июль 2025 г.

Также Узбекистан экспортировал:

• электроэнергию на 134 млн долл. США, что на 30,3% больше прошлогоднего уровня;
• уголь, кокс и брикеты на 2 млн долл. США, что на 26,7% больше показателя 2025 г.

Из отчета Национального комитета по статистике следует, что основными партнерами Узбекистана по экспорту товаров и услуг во внешнеторговом обороте в январе–июле стали:

• Россия (14,2 %),
• Китай (8,5 %),
• Афганистан (5,5 %),
• Казахстан (4,4 %),
• Франция (4,3 %),
• Гонконг (3,6 %), т
• Турция (3,0 %),
• Кыргызская Республика (2,9 %),
• Таджикистан (2,2 %),
• Объединенные Арабские Эмираты (2,1 %).

Более половины общего экспортного объема Узбекистана пришлось на долю перечисленных стран.

Об импорте Узбекистана

Также Национальный комитет по статистике поделился данными по импортным товарам. С января по июль Узбекистан импортировал минеральное топливо, смазочные материалы и аналогичные материалы на 2,51 млрд долл. США, что на 10,7% больше, чем в прошлом году.

Показатель включает поставки следующих товаров:

• нефти и нефтепродуктов на 1,335 млрд долл. США, что на 15,1% больше уровня прошлого года;
• при этом импорт смазочных материалов обошелся в 921,5 млн долл. США (рост на 0,4%): бензина – на 426 млн долл. США (рост на 60,8%), дизтоплива – на 163,3 млн долл. США (рост на 1,1%);
• газа на 1,01 млрд долл. США, что на 8,2% больше показателя прошлого года;
• при этом на долю сжиженного природного газа (СПГ) пришлось 105,4 млн долл. США (рост в 3,6 раза);
• угля, кокса и брикетов на 108,4 млн долл. США, что на 3,6% больше уровня 2025 г.;
  
• электроэнергии на 55,8 млн долл. США, что на 17,9% ниже уровня прошлого года.

По итогам января–июля 2026 г. в Узбекистан были импортированы товары и услуги из более 160 стран. Главными поставщиками товаров и услуг для республики стали:

• Китай (32,3 %),
• Россия (17,9 %),
• Казахстан (8,1 %),
• Турция (3,5 %),
• Республика Корея (3,5 %),
• Туркменистан (2,2 %),
• Германия (2,2 %).

Более 65 % импорта Узбекистана приходится на эти страны.

В первом полугодии Узбекистан импортировал нефть и нефтепродукты на 1,11 млрд долл. США, что на 8,1% больше по сравнению с аналогичным периодом 2025 г. Одновременно с этим республика увеличила экспорт нефти и нефтепродуктов на 54,3%, до 422,2 млн долл. США. По данным Национального комитета по статистике, за январь–июнь 2026 г. добыча нефти в Узбекистане снизилась на 3,1%, до 313,8 тыс. т.

Нефтегаз.РУ напоминает, что ранее сообщалось о возможном участии Узбекистана в строительстве нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) в Азербайджане.

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 31 авг – ИА Нефтегаз.РУ. Супертанкер (VLCC), попытавшийся пройти через южную часть Ормузского пролива, подорвался на морских минах.
Об этом Корпус стражей исламской революции (КСИР) сообщил в своем Telegram-канале 31 августа 2026 г.

Незаконный маршрут

По заявлению ВМС КСИР:

• супертанкер, пытавшийся пройти по незаконному маршруту в южной части Ормузского пролива, загорелся и полностью остановился после попадания на 2 морские мины,
• ВМС КСИР вновь предупреждают, что судьба судов, нарушающих правила безопасности Ормузского пролива, будет такой же,
• обязательно соблюдать правила, установленные ВМС КСИР для прохода и навигации,
• судоходные компании не должны поддаваться провокациям США и не должны без необходимости подвергать имущество и жизни экипажей своих судов опасности.

Название пострадавшего супертанкера, его маршрут и масштаб последствий подрыва не уточняются.

От др. структур, осуществляющих мониторинг морских инцидентов, в частности от Управления морских торговых операций Соединенного Королевства (United Kingdom Maritime Trade Operations, UKMTO), информации по происшествию с супертанкером 31 августа не поступало.

Нефтегаз.РУ напоминает, что Ормузский пролив соединяет Персидский и Оманский заливы в Аравийском море. Ширина пролива в самом узком месте составляет 54 км, северный берег контролируется Ираном, южный – Оманом. В нормальном режиме судоходство в Ормузском проливе осуществлялось по 2 судоходным каналам шириной 3 км для судов, следующих в противоположных направлениях, между которыми находится буферная зона той же ширины.

После начала конфликта на Ближнем Востоке 28 февраля 2026 г. Иран заблокировал судоходство по традиционному маршруту, а затем открыл для коммерческих судов северный судоходный маршрут, проходящий через иранские воды вокруг о-ва Ларак. Судоходство по этому маршруту осуществляется под контролем и по согласованию с КСИР.

Параллельно Иран и Оман прорабатывают новую систему судоходства в Ормузском проливе, в рамках которой в т.ч. предусматривается взимание платы за предоставление услуг по обеспечению безопасного прохождения пролива. Доступен только северный, иранский маршрут, а южный коридор вдоль своих берегов Оман согласился закрыть. Южный маршрут США пытались использовать в мае 2026 г. в рамках операции Свобода. Тогда США заявили об успешном выводе американских торговых судов из Персидского залива вдоль побережья Омана, в свою очередь, КСИР утверждал, что суда оказались заблокированы в каменистой южной части Ормузского пролива.

Новый виток эскалации

Своим заявлением КСИР демонстрирует сохраняющийся контроль Ирана над Ормузским проливом. В свою очередь, США сохраняют морскую блокаду Ирана, задерживая суда, заходившие в иранские порты или проходившие через Ормузский пролив по введенным Ираном правилам.

Последний месяц напряжение вокруг Ормузского пролива начало спадать, появились сообщения о том, что в Ормузском проливе успешно работает схема транспортировки нефти танкерами-челноками, курсирующими между якорными стоянками у берегов ОАЭ к западу и востоку от пролива. 28 августа 2026 г. Bloomberg со ссылкой на данные банка Goldman Sachs сообщил, что экспорт нефти из стран Персидского залива восстановился до 2/3 доконфликтного уровня – примерно до 15-16 млн барр./сутки – благодаря увеличению количества проходов через Ормузский пролив. До полного восстановления нефтяного экспорта через пролив требуется увеличить количество перевозок на 6-8 млн барр./сутки.

Другие данные указывают, что трафик в Ормузском проливе остается сниженным – Reuters со ссылкой на данные Kpler писал, что 27 августа через Ормуз прошли 7 судов с сырьевыми товарами, что ниже среднего показателя за 10 дней, а 31 августа число проходов сократилось до 5 за сутки.

Снижение трафика в Ормузском проливе 31 августа ожидаемо, поскольку США и Иран накануне после месячной паузы обменялись серией ударов. США атаковали о-в Ларак, поразив 2 ракетных комплекса, которые, как пишет Reuters, принадлежали КСИР и готовились к запуску ракет с морскими минами. Иран нанес ответный удар, сосредоточившись на военных объектах США в Иордании. КСИР заявил о том, что его ВКС провели комбинированную ракетно-беспилотную операцию, атаковав техническую инфраструктуру, объекты обслуживания и места базирования истребителей на авиабазах Кинг Хусейн и Аль-Азрак в Иордании.

Президент США Д. Трамп 31 августа 2026 г. опубликовал пост в TruthSocial с заявлением о том, что о-в Харг (Харк), где расположен основной экспортный нефтеналивной терминал Ирана, разнесен вдребезги. Этот пост Д. Трамп сопроводил сгенерированным ИИ видео с ракетным ударом по условному нефтяному терминалу, который с Kharg Oil Terminal соотнести сложно.

Спутниковые сервисы серьезных термических аномалий на о-ве не фиксируют, а глава NIOC Х. Борд заявил агентству Fars, что отгрузка нефти на терминале продолжается, как и работы по восстановлению пострадавшей инфраструктуры, а также по дальнейшему развитию терминала. Читать полностью

Москва, 31 авг – ИА Нефтегаз.РУ. Уругвайские власти одобрили участие итальянской Eni в геологоразведке OFF-5 на континентальном шельфе Уругвая. Компания подписала соглашение о входе в разведочный блок с MIWEN, полностью контролируемой аргентинской YPF, и уругвайской нефтяной ANCAP.
Об этом сообщает пресс-служба Eni.

Eni теперь является оператором блока OFF-5 с долей 50%, оставшаяся доля в 50% принадлежит MIWEN. Стоимость сделки не раскрывается.

Блок OFF-5 в настоящее время находится на первом этапе разведки. Сейчас там ведутся исследования, направленные на раскрытие углеводородного потенциала этого участка. В пресс-службе отмечают, что Eni будет применять свои запатентованные технологии, чтобы ускорить и повысить эффективность проекта.

Выход Eni на рынок Уругвая вместе с MIWEN еще больше укрепляет сотрудничество с YPF, партнером по интегрированному проекту по добыче и переработке газа в Аргентине (ARGLNG), а также присутствие Eni в Южной Америке.

Также недавно итальянская компания недавно заключила соглашение о приобретении 40% акций соседнего блока AREA OFF-6, разрабатываемого корпорацией APA.

Нефтегаз.РУ напоминает, что Eni объявила о том, что собирается войти в проект на шельфе Уругвая еще в ноябре прошлого года. Тогда же компания заключила соглашение о покупке 50% акций блока OFF-5, но реализация договоренностей зависела от получения одобрения от уругвайских властей.

Ранее в морской зоне страны активизировалась небольшая компания Challenger Energy. В сентябре прошлого года фирма объявила о поиске партнера для совместного освоения блоке AREA OFF-3.

Блок OFF-5

• расположен примерно в 200 км от побережья Уругвая;
• охватывает площадь 17 тыс. км² на глубине от 800 м до 4100 м;
• находится на первом этапе освоения;
• относится к неисследованной части атлантической окраины, имеющей схожие геологические особенности с известными нефтегазоносными бассейнами, включая Orange Basin в Намибии.

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 31 авг – ИА Нефтегаз.РУ. Цены на нефть растут после снижения по итогам прошлой недели.

Нефтегазовые котировки

28 августа 2026 г. стоимость фьючерсов на нефть сорта Brent на декабрь на лондонской бирже ICE Futures упала на 0,25%, до 86,12 долл. США/барр. Фьючерсы на нефть сорта WTI на октябрь на электронных торгах Нью-йоркской товарной биржи (NYMEX) подешевели на 0,16%, до 83,40 долл. США/барр. По итогам прошлой недели Brent подешевела 4,93%, WTI - на 4,20%.

31 августа 2026 г. нефть дорожает. К 11:30 мск стоимость ноябрьских фьючерсов на Brent на электронных торгах ICE Futures выросла на 5,25%, до 90,64 долл. США/барр. На электронных торгах NYMEX фьючерсы на нефть WTI на октябрь подорожали на 2,84%, до 85,77 долл. США/барр.

Котировки природного газа в США держатся вблизи 2,9 долл. США/млн БТЕ (103,8 долл. США/1000 м³). 28 августа 2026 г. фьючерсы на природный газ на октябрь на электронных торгах NYMEX подешевели на 0,89% и составили 2,888 долл. США/млн БТЕ. К 11:30 мск 31 августа котировки упали на 1,00% и составили 2,859 долл. США/млн БТЕ.

Газовые котировки в Европе держатся выше 855 долл. США за 1000 м³. Октябрьские фьючерсы на газ на хабе TTF (Нидерланды) на бирже ICE Futures к 11:30 мск 31 августа торговались на уровне 69,86 евро/МВт·ч (858,9 доллара США за 1000 м³), рост по сравнению с расчетной ценой предыдущего дня составил 4,30%.

На рынке нефти сегодня

Цены на нефть растут на фоне возобновления боевых действий на Ближнем Востоке.

США и Иран впервые примерно за месяц обменялись ударами. Американские вооруженные силы атаковали военные объекты Ирана на острове Ларк, чтобы предотвратить возможное минирование Ормузского пролива, сообщило Центральное командование ВС США на Ближнем Востоке (CENTCOM).

По данным CENTCOM, удары были нанесены по двум иранским пусковым установкам после того, как американские военные зафиксировали подготовку сил Корпуса стражей исламской революции (КСИР) к запуску ракет с морскими минами в Ормузский пролив.

В ответ Иран нанес удары по американским военным базам в Иордании.

Президент США Д. Трамп в воскресенье заявил в социальной сети Truth Social, что иранский остров Ларк, являющийся одним из ключевых пунктов экспорта нефти страны, подвергается масштабным ударам.

Кроме того, в выходные Д. Трамп сообщил о заключении нефтяной сделки с Венесуэлой, которая, по его словам, обеспечивает США контроль над более чем 65 млрд барр. доказанных запасов нефти страны. Венесуэльская нефть, как заявил президент США, будет направлена на пополнение стратегических нефтяных резервов США.

Помимо этого, инвесторы оценивают статистику Baker Hughes о буровой активности в США, которая указывает, что число действующих буровых установок осталось на прежнем уровне. За неделю, завершившуюся 28 августа 2026 г., количество действующих нефтегазовых буровых установок не изменилось к предыдущей неделе и составило 588 ед.:

• число действующих нефтяных буровых установок упало на 5 ед. и составило 447 ед.,
• число действующих газовых буровых установок выросла на 5 ед. и составило 132 ед.,
• число многофункциональных буровых не изменилось и составило 9 ед.

Фондовые рынки

Фондовые индексы США завершили торги 27 августа 2026 г. в плюсе:

• Dow Jones Industrial Average вырос на 0,20%, до 53369,44 п.,
• Standard & Poor's 500 прибавил 0,72% и составил 7730,99 п.,
• Nasdaq Composite увеличился на 1,57%, до 26541,35 п.

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 31 августа упал на 0,16% и составил 99,498 п. Евро подорожал к доллару США на 0,14%, до 1,1599 долл. США/евро. 1,1599+0,0016(+0,14%)

Bitcoin стабилен. 31 августа 2026 г. к 11:30 мск Bitcoin подорожал на 0,18% и составил 78,226 тыс. долл. США/bitcoin.

Автор: А. Хасанова Читать полностью

Москва, 31 авг – ИА Нефтегаз.РУ. Поставки российского трубопроводного газа в Европу осуществляются только по магистральному газопроводу (МГП) «Турецкий поток», транспортировка транзитом по газотранспортной системе (ГТС) Украины и другим маршрутам остановлена.

Маршруты поставок

Загрузка второй нитки МГП «Турецкий поток», ориентированной на рынок Юго-Восточной Европы, держится на уровне 49 млн м³/сутки.

По данным платформы ENTSOG по газоизмерительной станции (ГИС) «Странджа-2/Малкочлар» на границе Турции и Болгарии, физический объем газа за газовые сутки 30 августа 2026 года составил 48,9 млн м³. Согласно данным о реноминациях на 31 августа, прокачка составит 49,39 млн м³.

С начала 2026 года поставки газа по этому маршруту на 3,35% превышают показатели аналогичного периода 2025 года, объем прокачки достиг 11,52 млрд м³ газа.

МГП «Турецкий поток» и его сухопутная часть на данный момент являются единственным маршрутом поставок российского трубопроводного газа в Европу, остальные маршруты остановлены:

• транзит газа по ГТС Украины через ГИС «Сохрановка» (точка входа на Украину магистрального газопровода «Союз») заблокирован украинской стороной 11 мая 2022 г.;
• через ГИС «Суджа» (точка входа на Украину из России магистрального газопровода «Уренгой – Помары – Ужгород») прокачка прекращена с 1 января 2025 г. после истечения срока действия транзитного контракта;
• польский участок газопровода «Ямал – Европа» с 11 мая 2022 г. стал недоступен для «Газпрома» в связи с введением российских контрсанкций;
• газопровод «Северный поток -1» остановлен 31 августа 2022 г., а 26 сентября 2022 г. обе его нитки и одна из ниток не введенного в эксплуатацию газопровода «Северный поток-2» были повреждены в результате взрывов в Балтийском море.

Погода, запасы и котировки газа в Европе

В Европе сохраняется тепло. В Испании, Италии, а также на Балканах столбики термометра держатся на уровне 30–35 °C. В Скандинавии фиксируется более контрастная погода: в Норвегии и Швеции температура установилась рядом с отметкой в 20 °C, в то время как в Исландии сохраняется 10 °C. В Центральной Европе установилось около 20–25 °C.

В сервисе Meteoalarm предупреждения об аномально высокой температуре желтого уровня опубликованы для Испании, Венгрии, Словении, Румынии, Боснии и Герцеговины, Северной Македонии, оранжевого – для Сербии, Словакии, Черногории, Северной Македонии, красного – для Италии.

В ближайшие дни ожидается повышение температуры во Франции, в Германии и Польше. К концу недели в Португалии и Испании установится аномальная жара – более 35 °C.

Выработка электроэнергии ветряными электростанциями (ВЭС) в Европе к концу прошлой недели начала расти. Согласно сервису WindEurope, 27 августа 2026 года на долю энергии, полученной на ВЭС, пришлось обеспечение 17,4% спроса на электроэнергию в Европе, днем ранее показатель достигал 13,3%. Обновленных данных о выработке европейских ВЭС на платформе нет.

По данным Gas Infrastructure Europe (GIE) на 30 августа 2026 года, подземные хранилища газа (ПХГ) в ЕС были заполнены на 64,73%, в них находилось 69,03 млрд м³ газа. За сутки уровень заполненности ПХГ вырос на 0,36 п.п., днем ранее– на 0,29 п.п. Закачку газа вели все страны ЕС, кроме Швеции, Испании и Латвии (нулевая динамика). В Германии ПХГ заполнены на 52,63%, во Франции – на 70,08%, в Австрии – на 66,35%, в Италии – на 82,69% (ранее это были крупнейшие рынки сбыта «Газпрома» в Европе).

Сезон отбора газа из ПХГ в ЕС завершился 31 марта 2026 года. На тот момент подземные хранилища были заполнены на 27,66%, в них находилось 29,64 млрд м³ газа. За период отбора из европейских ПХГ было извлечено 58,19 млрд м³ газа. Сейчас в европейские ПХГ закачано 39,38 млрд м³ газа. Для достижения целевого уровня к ноябрю европейцам необходимо запасти 26,94 млрд м³.

Текущий темп закачки газа в ПХГ ЕС по-прежнему отстает от прошлогоднего. На аналогичную дату в 2025 году подземные хранилища были заполнены на 77,3%, в них находилось 82,87 млрд м³ газа, с начала сезона закачки было запасено уже 46,49 млрд м³ газа. Разница по общему объему запасов с текущим показателем достигает 13,84 млрд м³ газа, закачка в текущем сезоне отстает на 7,11 млрд м³.

Газовые котировки в Европе держатся на уровне 850 долл. США за 1000 м³. Октябрьские фьючерсы на газ на хабе TTF (Нидерланды) на бирже ICE Futures к 11:30 мск 31 августа торговались на уровне 69,28 евро/МВт·ч (851,72 доллара США за 1000 м³), рост по сравнению с расчетной ценой предыдущего дня составил 3,44%.

Конфликт между США и Ираном продолжается, что по-прежнему держит энергетический рынок в неопределенности. Накануне страны обменялись ударами после паузы, продлившейся полтора месяца. США атаковали два ракетных комплекса на о-ве Ларак в Ормузском проливе. Иран по обычной схеме нанес ответный удар, сосредоточившись на военных объектах США в Иордании.

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 31 авг – ИА Нефтегаз.РУ. Канцлер Германии Ф. Мерц заявил, что высокие цены на электроэнергию в стране отчасти стали следствием поспешного отказа от атомной генерации (АЭС). По его словам, Германия начала закрывать атомные электростанции до того, как были созданы достаточные альтернативные источники электроэнергии.


При этом канцлер подчеркнул, что нынешняя энергетическая ситуация является результатом комплекса факторов. Помимо последствий отказа от атомной генерации, на цены влияют ситуация на газовом рынке и последствия конфликта вокруг Ирана.

Германия рассчитывает на газовую генерацию

В качестве одного из решений проблемы энергоснабжения канцлер вновь назвал строительство новых газовых электростанций (ГТЭС). По словам Ф. Мерца, тендеры на проектирование и строительство таких объектов уже запущены. Решение о развитии газовой генерации было согласовано внутри правящей коалиции и получило одобрение Еврокомиссии.

Речь идет о создании управляемой и гибкой генерации, которая должна обеспечивать энергосистему электроэнергией в периоды недостаточной выработки ветровых (ВЭС) и солнечных электростанций (СЭС).

Ранее правительство Германии указывало, что новые резервные мощности должны быть рассчитаны на последующий переход на водород. Первые аукционы предусматривают строительство суммарно 9 ГВт новых мощностей - примерно 20 электростанций. Еще 2 ГВт должны быть выставлены на аукцион в 2027 г.

Самые высокие цены в G20

Высокая стоимость электроэнергии остается одной из проблем немецкой экономики и домохозяйств. Согласно данным портала сравнения тарифов Verivox, во 2-м квартале 2026 г. Германия заняла 1-е место среди стран G20 по стоимости электроэнергии для населения.

Средняя цена киловатт-часа для немецких домохозяйств составила 35,6 евроцента, тогда как средний показатель по странам G20 находился примерно на уровне 16,3 евроцента. Таким образом, немецкая электроэнергия обходилась домохозяйствам более чем в два раза дороже среднего уровня крупнейших экономик.

При этом основным фактором высокой стоимости электроэнергии в Германии Verivox называет не столько собственно генерацию, сколько значительную нагрузку в виде налогов и сборов.

Ф. Мерц также отверг возможность постоянно компенсировать рост мировых цен за счет государственного бюджета. По его словам, Германия уже предпринимала меры для снижения энергетической нагрузки, однако возможности дальнейшего субсидирования ограничены.


При этом Ф. Мерц не поддержал предложения пересмотреть установленный срок отказа Германии от угольной генерации. Канцлер заявил, что 2038 г. остается установленной законом датой завершения угольного этапа, и сейчас нет необходимости обсуждать ее перенос. По его словам, до этого времени Германия располагает 12 годами, чтобы создать замещающие мощности.

В Берлине такде признают, что одной только генерации из возобновляемых источников пока недостаточно для обеспечения стабильной и конкурентоспособной энергосистемы. Правительство ФРГ делает ставку на сочетание ВИЭ, сетевой инфраструктуры, накопителей (ESS) и управляемой генерации.

Атомная энергетика Германии

Германия долгое время была одной из крупнейших ядерных держав Европы. Первые коммерческие АЭС появились в стране в 1960-х годах, а к концу XX века атомная энергетика обеспечивала около 25–30% всей выработки электроэнергии в стране.

В разные годы в Германии работало 17 энергетических реакторов. Наиболее известные станции:

• АЭС Изар (Isar);
• АЭС Неккарвестхайм (Neckarwestheim);
• АЭС Эмсланд (Emsland);
• АЭС Филиппсбург;
• АЭС Гундремминген;
• АЭС Брокдорф.

Последними действующими реакторами были:

• Isar 2;
• Neckarwestheim 2;
• Emsland.

Они были окончательно остановлены 15 апреля 2023 г.

Политика отказа от атомной энергетики получила название Atomausstieg («выход из атомной энергетики»). В 2011 г. правительство канцлера А. Меркель резко ускорило отказ от АЭС. Восемь старых реакторов были закрыты почти сразу, а остальные должны были остановить к 2022 г.

Основными причинами назывались:

• сильное антиядерное движение в обществе с 1970-х гг.;
• опасения после аварии на Чернобыльской АЭС и АЭС Фукусима-1;
• политическое влияние партии «Зелёных»;
• политический курс ЕС на развитие возобновляемой энергетики.

Но нужно заметить, что А. Меркель отказалась от АЭС в Германии лишь после того, как были созданы условия поставок российского природного газа. Эксплуатация МГП Северный поток 2 до сих пор бы обеспечивала рентабельность немецкой газохимии.

После 2022 г. Германия стала одним из мировых лидеров по ветровой и солнечной генерации. В 2023 г. ВИЭ обеспечивали около 60% производства электроэнергии в стране. Канцлер О. Шольц в 2023 г. заявлял, что возврата к атомной энергетике не будет.

В настоящее время:

• официальной программы массового возвращения к атомной энергетике нет;
• многие станции уже находятся в стадии демонтажа;
• общественная и политическая дискуссия о возможном возвращении атомной энергетики продолжается.

Читать полностью

Москва, 31 авг – ИА Нефтегаз.РУ. Нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) в порту Кулеви (Kulevi Oil Refinery) в Грузии начал переработку нефти исключительно нероссийского происхождения.
Об этом сообщило грузинское издание Business Media Georgia (BMG, bm.ge).

Ливия и Казахстан вместо России

По информации BMG, с 24 августа 2026 г. Black Sea Petroleum (BSP), владеющая НПЗ Кулеви, начала переработку нефти исключительно нероссийского происхождения.

BSP завершила процесс замены сырой нефти российского происхождения на альтернативное сырье, и теперь Кулевский НПЗ работает исключительно на сырой нефти нероссийского происхождения.

Процесс диверсификации сырья на Кулевском НПЗ проходил в течение последних месяцев:

• альтернативные источники поставок нефти BSP прорабатывала с весны 2026 г., достигнув договоренности с нефтетрейдером Trafigura и саудовской Saudi Aramco,
• в начале июля 2026 г. НПЗ Кулеви с отставанием от плановых сроков, но все-таки приступил к переработке казахстанской нефти, за июль 2026 г. объем импорта казахстанской нефти в Грузию составил 5,5 тыс. т,
• 3 июля 2026 г. BSP заключила соглашение о поставках ливийской нефти с международной трейдинговой компанией (идет ли речь о Trafigura или др. трейдере, тогда не уточнялось), доставка была намечена на конец августа, а сам контракт рассчитан до конца 2027 г. с возможностью продления;
• 28 августа 2026 года нефтеналивной танкер Kriti Legend разгрузил первую партию ливийской нефти в порту Кулеви.

По другим планировавшимся источникам поставок прогресса нет. Так, поставки нефти из Туркменистана танкерами и далее по ж/д забуксовали. Не нашел свободных объемов для НПЗ Кулеви и Азербайджан, сосредоточенный на обеспечении загрузки НПЗ им. Г. Алиева в г. Баку, но транзит казахстанской нефти в Грузию обеспечил.

НПЗ Кулеви и санкции

НПЗ Кулеви – первый в Грузии полноценный НПЗ, ориентированный на обеспечение внутреннего рынка и экспорт. Проект с инвестициями в размере 600 млн долл. США реализуется в 2 очереди:

• 1^я очередь НПЗ мощностью 1,2 млн т/год стоимостью 150 млн долл. США начала работу в конце 2025 г. На данном этапе НПЗ производит нафту, мазут и высокосернистое дизельное топливо (реализуется как компонент дизельного топлива для дальнейшей переработки другими компаниями);
• 2^я очередь предполагает строительство установок вакуумного технологического цикла, что позволит производить бензин стандарта Евро-5, авиационное топливо, евродизель, битум. Запуск 2^й очереди в начале 2027 г. увеличит мощность НПЗ до 4,5 млн т/год.

1^я очередь НПЗ запускалась на российской нефти – в октябре 2025 г. Reuters фиксировал поставку нефти от РуссНефти на НПЗ Кулеви. Однако далее последовали санкции ЕС против российской нефти, сделавшие для НПЗ Кулеви путь отказа от поставок из России безальтернативным:

• в 18^м пакете антироссийских санкций ЕС ввел запрет на импорт из третьих стран продуктов нефтепереработки, полученных из российской нефти. Этот запрет вступил в силу с 21 января 2026 г., что при продолжении поставок российской нефти закрывало бы для НПЗ Кулеви рынок сбыта в странах ЕС;
• в 21^м пакете санкций ЕС применил к Кулевскому НПЗ новый механизм – превентивные санкции. Компаниям из стран ЕС запрещено прямо или косвенно участвовать в каких-либо сделках с НПЗ с 25 января 2027 г., но к 25 октября 2026 г. ЕК должна представить Совету ЕС свою оценку того, следует ли сохранить предприятие в списке превентивных санкций. По сообщению представителей ЕК, BSP поддерживает постоянный диалог с европейскими регуляторами по вопросу диверсификации поставок нефти, эта работа идет по графику.

МИД Грузии в июле 2026 года растерянно выразил обеспокоенность по поводу включения Кулевийского НПЗ в 21-й пакет санкций ЕС против России, утверждая, что это решение не имеет фактических или правовых оснований. Но, спорить было бесполезно. И BSP заявила о планах заменить нефть российского происхождения на нероссийскую нефть начиная с августа-сентября для выхода к рынкам с более высокой маржой. А МИД Грузии деликатно выразил надежду, что институты ЕС пересмотрят это решение в течение шестимесячного периода и продолжат диалог с грузинскими властями.

Между тем на Кулевском НПЗ идут подготовительные работы по 2^й очереди. В начале 2026 г. BSP подписала лицензионное соглашение с американской Honeywell, которая предоставит компании инженерно-технические возможности для оснащения современной линии нефтепереработки, что позволит производить авиационный керосин, бензин, дизельное топливо и судовое топливо международного стандарта.

Ведутся переговоры с Экспортно-импортным банком США о финансировании поставок технологий Honeywell в Грузию. Но дело это непростое.
Когда американский технологический мейджор, такой как Honeywell, заключает сделку при поддержке EXIM Bank для международного покупателя, переговоры проходят следующие структурные этапы:

• Письмо о заинтересованности (LOI) и предварительное обязательство: Переговоры часто начинаются с того, что EXIM выпускает необязывающее письмо о заинтересованности. Это сигнализирует грузинским покупателям и синдицированным кредиторам о готовности правительства США поддержать сделку, снижая воспринимаемый финансовый риск проекта;
• Переговоры сосредоточены на том, предоставит ли EXIM прямой кредит грузинскому заемщику или гарантию по кредиту коммерческим банкам, финансирующим сделку. Гарантии по кредитам более распространены и покрывают до 85% стоимости контракта на экспорт из США с гибкими сроками погашения до 10–12 лет (или до 18 лет для проектов в области возобновляемой энергетики/экологической инфраструктуры);
• Ключевым моментом переговоров является доказательство того, что поставляемые технологии соответствуют строгим правилам EXIM в отношении содержания американских компонентов. EXIM финансирует только ту часть контракта, которая напрямую связана с производством в США, услугами по проектированию, компонентами и катализаторами, производимыми компанией Honeywell на территории Соединенных Штатов;
• В рамках двусторонних соглашений, таких как Соглашение о стимулировании проектов (PIA) между EXIM и правительством Грузии, в ходе переговоров определяется, будет ли долг обеспечен государственной гарантией Министерства финансов Грузии или структурирован посредством защищенного частного проектного финансирования.

Подпишитесь

Читать полностью