Москва, 11 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Нефтеналивной танкер Venus 14 затонул в Сиамском заливе у побережья провинции Чонбури на востоке Таиланда. Шесть членов экипажа числятся пропавшими без вести.
Об этом сообщает The Nation со ссылкой на ВМС Таиланда.

По данным военно-морских сил, сигнал о происшествии поступил 11 ноября 2026 г. около 09:00 по местному времени. Судно находилось примерно в 27 морских милях (около 50 км) от входа в навигационный канал военно-морской базы Саттахип.

Venus 14 использовался для снабжения топливом рыболовных траулеров. Причины затопления пока не установлены. Не сообщается также, поступал ли с судна сигнал бедствия непосредственно перед аварией.

ВМС направили катер и самолет

Для поисково-спасательной операции в район происшествия направлены патрульный катер T.113 и самолет Do 228. Военные обследуют акваторию в поисках шестерых членов экипажа, а также пытаются установить точное местонахождение затонувшего судна.

Проходящие в районе суда предупредили об опасности для навигации.

Власти проверяют акваторию на утечку топлива

Одновременно специалисты проверяют акваторию на наличие следов нефтепродуктов. Объем топлива, находившегося на борту Venus 14, пока не установлен.

В случае обнаружения разлива ВМС Таиланда подготовили силы и средства для ликвидации загрязнения. В готовность приведены буксир HTMS Panyi, вертолет, персонал и оборудование для проведения аварийных работ.

Военные координируют действия с Морским департаментом Таиланда. Основное внимание сейчас сосредоточено на поиске пропавших моряков и оценке экологических последствий аварии. Читать полностью

Москва, 11 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Греческие судовладельцы в октябре 2026 г. сократили перевозки российской нефти более чем вдвое по сравнению с сентябрем - до 8,3 млн барр. Это минимальный показатель с декабря 2024 г.
Об этом сообщил Ъ со ссылкой на S&P Global Commodities at Sea (CAS) и Maritime Intelligence Risk Suite (MIRS).

В сентябре 2026 г. греческие операторы перевезли 17,3 млн барр. российской нефти. Снижение в октябре произошло на фоне:

• роста доходности танкерных перевозок на других направлениях;
• повышения рисков работы в Черном море.

По оценке CAS, 4 греческих танкера типоразмера Aframax и четыре Suezmax перешли с перевозок российской нефти на другие коммерческие маршруты. Высокие ставки на мировом рынке поддерживались в том числе:

• спросом на более крупные суда для перевозки нефти к востоку от Ормузского пролива;
• повышенными премиями за военные риски на фоне конфликта США и Ирана.

Перевозки из России стали менее выгодными

В октябре 2026 г. средняя доходность перевозки российской нефти танкером Suezmax из Балтийского моря в порты западного побережья Индии была на 46,3 тыс. долл. США/сутки ниже глобального индекса для судов этого типа. В сентябре разница составляла 23,2 тыс. долл. США/сутки. Таким образом, работа на российских маршрутах стала заметно менее привлекательной для части судовладельцев на фоне роста ставок на альтернативных направлениях.

Дополнительным фактором стали риски в Черном море. В октябре только один греческий танкер загружал российскую нефть в Черноморском регионе, тогда как в других направлениях таких судов было 11. По оценке Platts, дополнительная премия за военный риск при экспорте нефти из Черного моря 6 ноября достигла 5 долл. США/барр. - максимального уровня с начала соответствующего мониторинга в октябре 2022 г.

Доля западного флота снизилась

В целом объем российской нефти, перевезенной танкерами, связанными со странами G7 и их союзниками, в октябре составил около 906 тыс. барр./сутки, или 24,2% морского экспорта. В сентябре показатель составлял 1,2 млн барр./сутки, или 29,2%. Таким образом, доля западного флота снизилась до минимума за 7 месяцев.

При этом танкеры, не связанные со странами G7, в октябре перевозили около 2,8 млн барр./сутки российской нефти. В S&P Global отмечают, что значительная часть таких судов относится к так называемому теневому флоту, используемому для обхода западных ограничений.

По данным CAS, суда операторов из Гонконга в октябре перевезли 27,7 млн барр. российской нефти, российских компаний - 22,5 млн барр., компаний из ОАЭ - 15,6 млн барр.

При этом отток греческих судов может оказаться временным. Аналитики указывают, что на отдельных европейских направлениях сохраняется избыток тоннажа, тогда как более высокая доходность на ближневосточных маршрутах сейчас стимулирует судовладельцев переводить туда свободные суда.

По данным S&P Global, в 2026 г. уже 42 танкера перешли из потенциально нелегальных перевозок российской, венесуэльской и иранской нефти на обычные коммерческие маршруты. При этом, согласно CAS, ни одно из этих судов на момент оценки официально не было включено в американские санкционные списки.

Читать полностью

Москва, 11 ноя – ИА Neftegaz.RU. Управление энергетической информации Минэнерго США (EIA) продолжает сокращать прогнозы по спросу в 2026 г. В сравнении с октябрьским докладом ожидания по потреблению снижены на 50 тыс. барр./сутки, до 102,38 млн барр./сутки. Одновременно с корректировкой спроса меняются ожидания по дефициту, который фиксируется в докладах EIA еще с апреля 2026 г. Согласно новому прогнозу, в 2026 г. потребление превысит предложение на 690 тыс. барр./сутки.
EIA представило новый доклад 10 ноября 2026 г.

Спрос на нефть и ЖУВ

В ноябрьском докладе EIA продолжило снижать прогноз мирового спроса на нефть и жидкие углеводороды (ЖУВ) на 2026 г.:

• согласно прогнозу EIA, в 2026 г. глобальный спрос на нефть и ЖУВ упадет на 2,03 млн барр./сутки, до 102,38 млн барр./сутки, но в 2027 г. он вырастет на 1,97 млн барр./сутки, до 104,35 млн барр./сутки;
• рост спроса в следующем году в EIA связывают с ожидаемым увеличением объемов поставок нефти и снижением цен;
• в сравнении с октябрьским докладом EIA пересмотрело динамику спроса, снизив ожидания на 60 тыс. барр./сутки в 2026 г. и на 240 тыс. барр./сутки в 2027 г.

Согласно прогнозу, потребление нефти и ЖУВ в 2026 г. сократится как в странах Организации экономического сотрудничества и развития (ОЭСР), так и в государствах, не входящих туда:

• страны вне ОЭСР в 2026 г. снизят спрос на нефть на 1,39 млн барр./сутки, до 56,88 млн барр./сутки, в 2027 г. он вырастет на 1,49 млн барр./сутки, до 58,19 млн барр./сутки:
• прогноз относительно спроса на нефть и ЖУВ в Китае в сравнении с октябрьским докладом не изменился: в 2026 г. показатель упадет на 560 тыс. барр./сутки, до 16,02 млн барр./сутки, в 2027 г. он вырастет на 270 тыс. барр./сутки, до 16,29 млн барр./сутки;
• в Индии спрос снизится на 40 тыс. барр./сутки, до 5,63 млн барр./сутки в 2026 г., но вырастет на 220 тыс. барр./сутки, до 5,85 млн барр./сутки в 2027 г.;
• также EIA не изменило ожиданий по спросу в странах ОЭСР: в 2026 г. он снизится на 650 тыс. барр./сутки, до 45,68 млн барр./сутки, а в 2027 г. показатель вырастет на 490 тыс. барр./сутки, до 46,17 млн барр./сутки:
• в США в 2026 г. ожидается падение на 140 тыс. барр./сутки, до 20,6 млн барр./сутки, в 2027 г. – рост на 290 тыс. барр./сутки, до 20,89 млн барр./сутки;
• в европейских странах ОЭСР спрос в 2026 г. снизится на 160 тыс. барр./сутки, до 13,35 млн барр./сутки, а в 2027 г. он вырастет на 80 тыс. барр./сутки, до 13,43 млн барр./сутки.

Как отмечают в EIA, в период длительного сбоя в поставках нефти спрос на топливо значительно сократился. Наиболее заметен спад в потреблении Китая. Также EIA обращает внимание на снижение спроса на Ближнем Востоке. Это связывают с сокращением авиаперевозок и падением экономической активности.

Предложение и баланс

EIA снова скорректировало общие ожидания по мировой добыче. В сравнении с предыдущими докладами Минэнерго США постепенно занижает прогноз по предложению в 2027 г.

По оценкам EIA, в третьем квартале 2026 г. мировые запасы нефти в среднем сократились на 1,2 млн барр./сутки, но в четвертом квартале 2026 г. они восстановятся.

Согласно прогнозу, в 2026 г. в сравнении с 2025 г. предложение нефти и ЖУВ в мире упадет на 4,6 млн барр./сутки, до 101,69 млн барр./сутки. В то же время EIA ожидает, что в 2027 г. мировая добыча вырастет на 6,71 млн барр./сутки и достигнет 108,4 млн барр./сутки. Отметим, что в сравнении с октябрьским докладом ожидания по предложению в следующем году снижены на 1,15 млн барр./сутки (в прошлом докладе предполагалось, что в 2027 г. предложение будет достигать 109,55 млн барр./сутки).

Прогноз ожиданий по добыче на 2026 г., т. е. сравнение разницы от года к году в нескольких докладах, в сравнении с октябрьским отчетом увеличен на 600 тыс. барр./сутки, на 2027 г. – снижен на 1,75 млн барр./сутки.

В частности, прогнозируется, что:

• страны вне ОПЕК в 2026 г. повысят добычу нефти и ЖУВ на 230 тыс. барр./сутки, до 77,19 млн барр./сутки, в 2027 г. – на 2,86 млн барр./сутки, до 80,05 млн барр./сутки;
• добыча нефти стран ОПЕК+ упадет в 2026 г. на 3,25 млн барр./сутки, до 30,08 млн барр./сутки, в 2027 г. – вырастет на 3,53 млн барр./сутки, до 33,61 млн барр./сутки;
• добыча нефти ОПЕК в 2026 г. сократится на 3,58 млн барр./сутки, до 21,05 млн барр./сутки, в 2027 г. – вырастет на 3,02 млн барр./сутки, до 24,07 млн барр./сутки.

По данным EIA, в 2025 г. профицит предложения на мировом нефтяном рынке составил 1,88 млн барр./сутки. В 2026 г. он сменится дефицитом предложения в объеме 690 тыс. барр./сутки. Отметим, что EIA улучшило прогноз в сравнении с прошлым докладом, поскольку ранее оно ожидало дефицит в 2026 г. на уровне 1,34 млн барр./сутки.

В Минэнерго США по-прежнему убеждены, что в следующем году выпавшие объемы удастся вернуть на рынок, причем даже в большем объеме. Ожидается, что в 2027 г. профицит предложения достигнет 4,05 млн барр./сутки. Нефтегаз.РУ отмечает, что EIA в ноябре снизило октябрьские ожидания, связанные с профицитом в 2027 г., на 860 тыс. барр./сутки (было 4,91 млн барр./сутки).

EIA в новом докладе уточняет, что прогноз ограничивается данными, полученными до 5 ноября 2026 г.

Неопределенность на рынке нефтепродуктов сохраняется в связи с продолжающимися атаками на танкеры с нефтью. Инциденты происходят на фоне общей напряженности на Ближнем Востоке после начала конфликта между США и Ираном в феврале 2026 г.

В частности, Нефтегаз.РУ напоминает, что в конце октября в Ормузском проливе произошел подрыв на морской мине танкера типоразмера VLCC, на борту которого находилось более 2 млн барр. нефти.

До этого КСИР информировал о двух нефтеналивных танкерах, которые также пытались идти неразрешенным курсом и встали в южной части Ормузского пролива. Известно, что 29 октября танкер VLCC MT ARZANAH под флагом Либерии, а 30 октября танкер MT LOUISE 1 под флагом Панамы подверглись ракетным обстрелам в Ормузском проливе.

Как уточнялось ранее, по данным Вашингтонского института ближневосточной политики, в Ормузском проливе и прилегающих акваториях 1–10 ноября 2026 г. произошло 10 инцидентов с судами. Плотность атак при этом все-таки немного снижается после рекордного по числу нападений октября (тогда было зафиксировано 37 инцидентов по сравнению с 14 в сентябре).

Добыча нефти в США

Добыча нефти в США, по данным EIA, в 2025 г. в сравнении с показателем прошлого доклада осталась на уровне 13,66 млн барр./сутки. В 2026 г. ожидается рост на 200 тыс. барр./сутки, а в 2027 г. – на 440 тыс. барр./сутки, до 14,3 млн барр./сутки. В сравнении с октябрьским докладом в ноябре прогноз по добыче нефти в США в 2026 г. снижен на 10 тыс. барр./сутки, а в 2027 г. оставлен без изменений.

По приросту в основных регионах добычи, включая крупнейшие сланцевые бассейны, EIA дает следующие прогнозы:

• на шельфе Мексиканского залива добыча в 2026 г. вырастет на 80 тыс. барр./сутки, до 2,02 млн барр./сутки, в 2027 г. – сократится на 100 тыс. барр./сутки, до 1,92 млн барр./сутки;
• в 48 континентальных штатах в 2026 г. добыча вырастет на 100 тыс. барр./сутки, до 11,4 млн барр./сутки, в 2027 г. – на 470 тыс. барр./сутки, до 11,87 млн барр./сутки, из них в крупнейших сланцевых бассейнах:
• Permian – в 2026 г. ожидается рост на 220 тыс. барр./сутки, до 6,8 млн барр./сутки, в 2027 г. – рост на 340 тыс. барр./сутки, до 7,14 млн барр./сутки;
• Bakken – в 2026 г. добыча снизится на 30 тыс. барр./сутки, до 1,2 млн барр./сутки, в 2027 г. – на 10 тыс. барр./сутки, до 1,19 млн барр./сутки;
• Eagle Ford – в 2026 г. добыча снизится на 50 тыс. барр./сутки и составит 1,11 млн барр./сутки, в 2027 г. показатель увеличится на 90 тыс. барр./сутки, до 1,2 млн барр./сутки.

Цены на нефть

В октябре спотовая цена на нефть марки Brent выросла в среднем до 124 долл. США/барр., что на 10 долл. США/барр. выше сентябрьского показателя. Рост котировок сохраняется третий месяц подряд, что в EIA связывают с продолжающимся истощением мировых запасов нефти, а также с атаками на нефтяные танкеры на Ближнем Востоке и в Черном море.

EIA ожидает, что к середине следующего года добыча на Ближнем Востоке за пределами Ирана вернется к доконфликтным показателям. Кроме того, ожидается, что по мере истощения мировых запасов нефти в течение 2027 г. спотовая цена на нефть марки Brent снизится в среднем до 77 долл. США/барр.

По оценкам EIA, средняя цена на нефть марки Brent в ноябре и декабре составит около 100 долл. США/барр., что на 5 долл. США/барр. ниже, чем в предыдущем отчете.

На фоне сохраняющейся нестабильности нефтяных потоков EIA продолжает повышать прогнозы по ценам на нефть:

• прогноз по цене Brent на 2026 г. повышен с 96,32 долл. США/барр. до 97,44 долл. США/барр., на 2027 г. увеличен с 83,74 долл. США/барр. до 85,78 долл. США/барр.;
• по WTI прогноз на 2026 г. тоже повышен с 88,21 долл. США/барр. до 88,29 долл. США/барр., на 2027 г. увеличен с 79,74 долл. США/барр. до 80,54 долл. США/барр.

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Абуджа, 11 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Комиссия по регулированию нефтегазовой отрасли Нигерии (NUPRC) с начала 2026 г. одобрила 595 операций по расконсервации скважин, 145 проектов бурения новых скважин и 39 планов разработки месторождений.
Об этом сообщает пресс-служба регулятора.

Данные 10 ноября на 44-й международной конференции и выставке Нигерийской ассоциации геологов-нефтяников (NAPE) в Лагосе представила глава NUPRC О. Эйсан. По ее словам, ускорение рассмотрения заявок позволило сократить сроки согласования проектов и связанные с ожиданием регуляторных решений издержки операторов. Эти меры, как отмечается, направлены на увеличение объемов добычи нефти, привлечение инвестиций и крепление энергетической безопасности страны.

О. Эйсан также сообщила, что количество буровых установок в стране превышает 100, из которых 46 в настоящее время задействованы в проектах. По сравнению с 2021 г. число активно работающих установок увеличилось более чем на 300%.

Глава регулятора связала рост инвестиционной активности с повышением предсказуемости регулирования после принятия Закона о нефтяной промышленности (Petroleum Industry Act, PIA). По ее данным, за три года после вступления закона в силу компании, предоставляющие услуги по сбору сейсмических данных, инвестировали в местные проекты более 100 млн долл. США. Ожидается, что эти инвестиции:

• позволят лучше изучить геологическое строение осадочных бассейнов Нигерии,
• предоставят более качественную информацию для принятия решений о геологоразведочных работах,
• ​​будут способствовать открытию новых месторождений углеводородов.

Отдельно О. Эйсан отметила меры по повышению безопасности нефтегазовой инфраструктуры. Среди них – программа предварительного декларирования грузов Advanced Cargo Declaration, а также координация наблюдения и охраны объектов с участием государственной нефтяной компании NNPC, частных охранных структур, включая Tantita Security Services, и военно-морских сил Нигерии.

По словам главы NUPRC, задача регулятора заключается не только в пресечении нарушений и борьбе с хищениями нефти, но и в создании условий, при которых легальная добыча становится экономически более привлекательной, чем незаконный оборот углеводородов.

Нефтегаз.РУ напоминает, что многие нефтегазовые мейджоры отказались от разработки месторождений на суше Нигерии, отдав предпочтение шельфовым активам. Решение было связано с тем, что в прибрежных районах дельты Нигера (ключевой нефтеносный район Нигерии) работать опасно и неприбыльно. Местные граждане частенько выводят из строя нефтепроводы и промысловое оборудование. Им это выгодно, их в первую очередь берут на работу для ремонта испорченной инфраструктуры.

Нигерия считается лидером по добыче нефти в Африке и входит в ОПЕК. Около 20% нефти, которую импортируют США, приходится на эту страну. К 2030 г. местные власти планируют нарастить объемы внутренней добычи нефти до 4 млн барр./сутки. При этом ключевую роль в достижении этих показателей должны сыграть именно шельфовые проекты.

Кроме того, Нигерия обладает крупнейшими в Африке запасами природного газа – более 200 трлн фт³ (5,7 трлн м³) и является крупнейшим африканским экспортером сжиженного природного газа (СПГ).

В октябре NUPRC объявила о запуске нового раунда лицензирования нефтегазовых участков недр, в рамках которого инвесторам предложили 40 блоков расположенных на суше, мелководье и глубоководье. Регулятор планирует восстановить более 788 тыс. барр./сутки простаивающей добычи, выявленной у 63 операторов на остановленных скважинах, а также добиться принятия окончательных инвестиционных решений по морским проектам общей стоимостью 30–50 млрд долл. США.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 11 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Российские экспортеры энергетического угля нарастили поставки в Индию и увеличили свою долю на этом рынке вдвое с начала 2026 г. Рост отгрузок из РФ компенсировал сокращение импорта из Индонезии и ЮАР. По оценкам аналитиков, по итогам года экспорт энергетического угля из России может вырасти на 15–17%. Об этом сообщил Ъ.

Россия нарастила поставки угля в Индию

По итогам января–октября 2026 г. доля России в индийском импорте энергетического угля увеличилась вдвое, до 8,2%, подсчитали в BigMint. Объем поставок вырос на 63% год к году, до 10,4 млн т. По этому показателю Россия заняла четвертое место среди крупнейших поставщиков после Индонезии, ЮАР и США.

Наиболее заметный рост российских отгрузок пришелся на май–август, когда ежемесячные объемы составляли 1,6–1,8 млн т. В октябре Индия импортировала из РФ 0,9 млн т энергетического угля.

Увеличение поставок из России частично компенсировало снижение импорта из других крупных стран-экспортеров. За десять месяцев отгрузки из Индонезии сократились на 14%, до 71,4 млн т, а доля страны на индийском рынке уменьшилась примерно с 60,2% до 56,5%. Поставки из ЮАР снизились на 12%, до 24,3 млн т. В то же время импорт из США вырос на 11%, до 12,3 млн т.

В октябре общий импорт энергетического угля Индией увеличился на 34% относительно сентября и на 19% в годовом выражении, до 14,5 млн т. Это максимальный месячный показатель с начала 2026 г. Однако за январь–октябрь закупки сократились на 8,5% год к году, до 126,3 млн т.

Индия и страны Азии поддержат российский экспорт

Индия остается одним из основных покупателей российского угля наряду с Китаем. По оценкам Центра ценовых индексов (ЦЦИ), доля страны в видимом экспорте энергетического угля из РФ составляет 14–15%. В 2026 г. этот показатель, как ожидают аналитики, существенно не изменится.

Партнер NEFT Research по консалтингу А. Котов допускает, что доля Индии в российском экспорте энергетического угля может увеличиться до 15–20%. Общий объем поставок из РФ, по его оценке, с учетом текущей динамики отгрузок вырастет на 15–17%, до 185–190 млн т.

Дополнительный спрос на российский уголь могут обеспечить страны Азии, включая Южную Корею, Тайвань и Таиланд, а также Египет. Эти рынки преимущественно потребляют энергетический уголь, отмечает А. Котов. При этом существенно увеличить поставки в Турцию будет сложно из-за приостановки судоходства в акватории Черного моря.

В ЦЦИ прогнозируют, что по итогам 2026 г. поставки энергетического угля из России в Турцию и Южную Корею могут вырасти на 2% и 3% соответственно. Доля каждого из этих направлений в российском экспорте может составить 13–14%.

Аналитики объясняют рост поставок повышенным спросом на уголь на этих рынках, где значительную часть электроэнергии вырабатывают на более дорогом газовом топливе. Дополнительными факторами выступают конкурентоспособные цены российского угля и сокращение предложения из Индонезии, что повышает интерес к российскому углю со стороны стран Юго-Восточной Азии.

Директор по корпоративным рейтингам агентства Эксперт РА О. Емельченков считает, что в 2027 г. одним из ключевых растущих рынков для российских поставщиков наряду с Индией останется Вьетнам. Внутренний дефицит генерирующих мощностей поддерживает потребность страны в импорте угля. Конкурентным преимуществом России эксперт называет короткое морское расстояние от портов Дальнего Востока, однако российским компаниям предстоит конкурировать за снабжение вьетнамских ТЭС с экспортерами из Индонезии и Австралии.

Возможности для экспорта ограничены

В то же время возможности дальнейшего увеличения поставок в конце 2026 г. ограничены. Согласно обзору SXcoal, российские экспортеры уже реализовали основную часть объемов энергетического угля, запланированных на этот год. Ресурсы, доступные для погрузки в ноябре и декабре, остаются крайне ограниченными.

Дополнительным ограничением для российского экспорта остается рост логистических расходов. В октябре 2026 г. тарифы на перевалку угля в портах Северо-Запада увеличились до 15–25 долл. США/т, а средняя стоимость услуги на Балтике выросла на 65% относительно сентября и достигла максимума с апреля 2024 г. Рост ставок связан с перенаправлением грузопотоков из Азово-Черноморского бассейна и конкуренцией экспортеров за портовые мощности. По оценкам аналитиков, удорожание перевозки и перевалки уже снижает рентабельность отдельных экспортных поставок и может привести к сокращению отгрузок через Балтику.

Аналитики также указывают на высокие затраты на добычу и логистику российского угля. Дополнительным сдерживающим фактором становится сезонный рост спроса на отопление перед зимой, который сокращает объемы, доступные для экспорта. Читать полностью

Канберра, 11 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Комитет Сената Австралии поддержал планы лейбористского правительства по внедрению общенациональной системы резервирования газа, которая обяжет экспортеров сжиженного природного газа (СПГ) направлять до 20% своей продукции на внутренний рынок.
Об этом сообщает Reuters.

Механизм призван обеспечить формирование так небольшого профицита предложения газа и повысить доступность топлива для австралийских потребителей. Восточное побережье страны на протяжении почти 10 лет сталкивается с высокими ценами и риском дефицита газа.

Параметры нового механизма

В сентябре правительство Австралии пересмотрело первоначальную концепцию резервирования газа. Если ранее предполагалось обязать экспортеров сохранять за внутренним рынком фиксированные 20% экспортного объема, то теперь компании должны будут резервировать до 20% газа. Конкретную долю для каждого экспортера определит Австралийский энергетический регулятор (AER) с учетом ситуации на региональном рынке.

Правительство также скорректировало сроки введения механизма. Его запуск перенесен на 1 января 2028 г. — на 6 месяцев позже первоначально запланированного срока. Действующие экспортные контракты пересматривать не будут.

Новый механизм должен обеспечить предложение газа на уровне 110% прогнозируемого спроса на восточном побережье Австралии. Необходимость дополнительных поставок связана, в частности, со снижением добычи на шельфе штата Виктория. При этом отдельные СПГ-проекты вынуждены закупать газ на внутреннем рынке для выполнения экспортных обязательств.

В докладе, опубликованном в среду, двухпартийный комитет Сената, в состав которого вошли представители Лейбористской партии, Зеленых, Национальной и Либеральной партий, выразил поддержку правительству в продвижении реформы.

Теперь законопроект предстоит рассмотреть Сенату. Ранее, в прошлом месяце, его одобрила Палата представителей.

При этом отдельные положения инициативы вызывают возражения как у Зеленых, так и у консервативной Коалиции.

Недовольство участников рынка

Против нового механизма выступают как экспортно-ориентированные предприятия, так и газовые компании, работающие преимущественно на внутреннем рынке. По их мнению, увеличение предложения может привести к избытку газа и снижению цен до уровня, при котором разработка новых месторождений станет экономически невыгодной.

Наиболее существенно новые требования могут затронуть 3 крупных СПГ-проекта на восточном побережье Австралии, которыми управляют Origin Energy, Shell и Santos.

В частности, проект Gladstone LNG (GLNG), участниками которого являются Santos, Petronas, TotalEnergies и Korea Gas, не располагает избыточными объемами газа и не поставляет топливо на внутренний рынок. Более того, для обеспечения работы завода по производству СПГ ему периодически приходится закупать газ у сторонних поставщиков.

«Принуждение экспортеров к увеличению поставок на внутренний рынок подрывает позиции тех компаний, которые традиционно снабжали этот рынок. По сути, это наносит удар по сектору внутреннего газоснабжения», – заявил 11 ноября на ежегодном общем собрании акционеров председатель совета директоров Beach Energy Р. Стоукс. Beach Energy является одним из крупнейших поставщиков газа для внутреннего рынка Австралии.

Отраслевое объединение Australian Energy Producers (AEP) ранее поддержало пересмотр механизма, однако также предупредило о рисках избыточного предложения и сокращения инвестиционных стимулов для разработки новых месторождений.

Для разных регионов Австралии предусмотрены отдельные условия

В Западной Австралии сохранится действующее требование резервировать 15% добываемого газа для внутреннего рынка. Эта мера действует с августа 2025 г. Газовая система штата не соединена с восточным побережьем, поэтому региональный механизм резервирования функционирует отдельно.

Для Северной территории предусмотрено исключение из новых требований: обязательное резервирование 20% газа признано избыточным с учетом сравнительно небольших потребностей региона. Кроме того, Северная территория связана с восточной частью страны только одним трубопроводом ограниченной пропускной способности.

Австралия на мировом рынке СПГ

Нефтегаз.РУ напоминает, что Австралия входит в число крупнейших мировых поставщиков СПГ наряду с Катаром и США. Основные мощности по сжижению газа расположены в Западной Австралии, Квинсленде и на Северной территории. Значительная часть экспортных поставок направляется в страны Азиатско-Тихоокеанского региона.

По имеющимся данным, Австралия направляет на экспорт около 74% добываемого в стране газа. Введение механизма резервирования должно изменить распределение сырья между внутренним рынком и экспортными направлениями, сохранив при этом возможность выполнения действующих контрактных обязательств.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 11 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Выплаты нефтяным компаниям по топливному демпферу за октябрь 2026 г. могут составить около 370 млрд руб., что на 11% меньше сентябрьского показателя.
Такую оценку компании Эйлер 11 ноября 2026 г. приводит Ъ.

Экспортная альтернатива подешевела...

Снижение выплат нефтяным компаниям из бюджета в ноябре (за октябрь) обусловлено снижением стоимости экспортной альтернативы.
Из данных ФАС следует, что в октябре 2026 г. относительно сентября:

• стоимость экспортной альтернативы бензина АИ-92 в портах Северо-Запада снизилась на 9,7%, до 114,42 тыс. руб./т,
• показать по дизельному топливу уменьшился на 4,3%, до 140,99 тыс. руб./т.

Это первое снижение обоих показателей с июня.

Данные ФАС используются при расчете топливного демпфера – механизма бюджетной компенсации нефтяным компаниям, который призван стимулировать поставки топлива на внутренний рынок. Размер выплат зависит от соотношения экспортной альтернативы и внутренних цен (индикативная цена бензина на внутреннем рынке на 2026 г. для расчета демпфера составляет 67 300 руб./т, дизтоплива – 58 950 руб./т).

По оценке Эйлера, основное влияние на снижение октябрьских выплат оказало уменьшение удельных ставок демпфера: с 515 до 427 долл. США/т для бензина и с 675 до 642 долл. США/т для дизельного топлива. Дополнительным фактором стало укрепление рубля – средний курс снизился с 85 до 83 руб./долл. США.

...импортная – подорожала

С июля 2026 г. выплаты по демпферу начали распространяться на импортируемое в Россию топливо. Сначала импортный демпфер начал распространяться на импортируемый бензин, а затем и на ввозимое дизтопливо. При расчете импортной альтернативы учитываются средняя стоимость топлива в Индии и расходы на его доставку с западного побережья страны в порты Балтики.

Стоимость импортной альтернативы бензина АИ-92 и дизельного топлива в октябре 2026 г. достигли максимальных значений с начала расчета показателя.
В октябре 2026 г. относительно сентября:

• котировка бензина АИ-92 выросла на 14,5%, до 123,71 тыс. руб./т,
• дизтоплива – на 8,6%, до 132,34 тыс. руб./т.

Снижение с риском обнуления

Минфин РФ ранее сообщал, что выплаты нефтяным компаниям из бюджета в рамках демпфирующего механизма в октябре 2026 г. (за сентябрь) составили рекордные 415,0 млрд руб., что в 1,4 раза больше в месячном сравнении и в 9,5 раза – в годовом. За 10 месяцев 2026 г. выплаты подскочили в 2,2 раза, до 1,6363 трлн руб., еще в сентябре превысив показатель всего 2025 г.

По прогнозу Эйлера, в ноябре объем компенсаций может снизиться на 11% к октябрю, до 370 млрд руб. из-за падения мировых цен на топливо на фоне увеличения экспорта из стран Ближнего Востока.

Одновременно на фоне последней серии атак на российские нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) возникают предпосылки для обнуления демпфера. Обнуление происходит при превышении установленных порогов роста оптовых цен (более чем на 10% по бензину и 20% по дизельному топливу). Порог обнуления на 2026 г. – 74,76 тыс. руб./т для АИ-92 и 76,63 тыс. руб./т для дизтоплива.

По данным ФАС, в октябре 2026 г. средняя оптовая цена реализации бензина АИ-92 класса Евро-5 снизилась на 1,8%, до 68,9 тыс. руб./т, дизельное топливо, напротив, подорожало на 5,8%, до 71,7 тыс. руб./т. Дальнейшая динамика внутренних оптовых цен остается неопределенной. По данным источника Ъ, цены на нефтебазах Москвы снизились до 80-85 тыс. руб./т, запасы топлива сохраняются, но все будет зависеть от объема доступного предложения.

Вице-премьер РФ А. Новак ранее сообщал, что правительство рассматривает возможность введения моратория на обнуление демпфера. Такой механизм действовал с октября 2025 г. по май 2026 г., однако нового решения пока не принято.
Читать полностью

Ханой, 11 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. Совместное вьетнамо-российское предприятие Vietsovpetro получило первую нефть с новой устьевой платформы BK-26 на шельфовом месторождении Bach Ho (блок 09-1) во Вьетнаме.
Об этом сообщает пресс-служба компании.

Первый приток был зафиксирован 9 ноября 2026 г. – на 36 дней раньше срока, утвержденного Межправительственным советом. Изначально запуск добычи планировался на 15 декабря 2026 г.

Это достижение было приурочено к празднованию 45-летия со дня основания Вьетсовпетро (19 ноября 1981 г.) и 65-летия со дня образования нефтегазовой отрасли Вьетнама (Petrovietnam) (27 ноября 1961 г.).

Ввод платформы в эксплуатацию позволит увеличить добычу нефти Vietsovpetro и поддержать выполнение производственных и финансовых показателей компании и государственной нефтегазовой корпорации Petrovietnam на 2026 г. Проект также направлен на оптимизацию разработки месторождения в условиях естественного снижения добычи на действующих активах и продление периода их экономически эффективной эксплуатации.

Проектирование и закупки начались в январе 2025 г., а 29 декабря 2025 г.стартовало строительство. Монтаж опорного основания в море был завершен 17 мая 2026 г., а установка надводных сооружений и завершение морских работ – 15 сентября. 3 ноября приемочная комиссия Vietsovpetro провела комплексную приемку проекта BK-26. 5 ноября было принято решение о вводе объекта в эксплуатацию после оценки степени его готовности и проверки соответствия требованиям промышленной безопасности.

Проект BK-26 включает строительство новой эксплуатационной платформы, ее соединение с платформой MSP-8, модернизацию MSP-8 для приема и подготовки продукции с BK-26, а также перенос подводной силовой кабельной линии MSP-8–MSP-4.

В Petrovietnam отметили, что досрочный запуск платформы имеет особое значение на фоне естественного падения добычи на традиционных месторождениях Vietsovpetro. Реализация проекта также подтвердила возможности предприятия в области проектирования, строительства, управления и эксплуатации морских нефтегазовых объектов.

В компании подчеркнули, что успешный запуск стал результатом координации всех подразделений, участвовавших в реализации проекта, несмотря на сложные погодные условия при проведении морских строительных работ.

Месторождение Bach Ho (Белый Тигр)

• крупнейшее нефтяное месторождение Вьетнама;
• расположено континентальном шельфе южной части страны в пределах бассейна г (Cuu Long), в блоке 09-1;
• открыто в 1975 г., а первая нефть добыта в 1986 г.;
• главная геологическая особенность месторождения – залежи нефти находятся в трещиноватых коллекторах кристаллического фундамента;
• опыт разработки Bach Ho позволил открыть и освоить другие месторождения схожие по геологическому строению, в том числе Rong, Rang Dong и Su Tu Den.

По данным исследования специалистов Vietsovpetro, на 1 октября 2021 г. накопленная добыча нефти из кристаллического фундамента Bach Ho достигла 235 млн м³ (около 195 млн тонн). Это составляло 86% совокупной добычи нефти Vietsovpetro на тот момент.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Москва, 11 ноя – ИА Нефтегаз.РУ. С танкерами в районе Ормузского пролива 10-11 ноября произошла серия инцидентов на фоне противоречивых сигналов из США по поводу урегулирования.
О новых инцидентах сообщают Управление морских торговых операций Великобритании (United Kingdom Maritime Trade Operations, UKMTO) и Корпус стражей исламской революции (КСИР).

Новая серия инцидентов с танкерами

‏КСИР 10 ноября 2026 г. сообщил о подрывах на морских минах 3 танкеров, следовавших по несанкционированному Ираном маршруту в Ормузском проливе (южная часть пролива вдоль побережья Омана, по поводу северного коридора вдоль побережья Ирана КСИР называет подконтрольным и разрешает его прохождение по согласованию с ВМС КСИР).

Все подорвавшиеся танкеры загорелись. По поводу первых 2 танкеров уточнений по месту инцидента нет, по 3-му судну сообщается, что оно находилось в восточной части несанкционированной Ираном зоны Ормузского пролива.

Исходя из названного места происшествия, последний инцидент мог получить подтверждение от UKMTO. Согласно уведомлению управления, 10 ноября 2026 г. капитан танкера передал сообщение о том, что в его судно, находившееся в 19 морских милях к северо-востоку от Лимы (Оман) попал неизвестный боеприпас. Экипаж в безопасности, сообщений о воздействии на окружающую среду не поступало.

10 ноября компания ADNOC Logistics & Services подтвердила повреждение одного из своих судов в результате атаки в территориальных водах ОАЭ. Компания не раскрыла название судна и подробности происшествия, связано ли оно с инцидентом, о котором сообщил UKMTO, неизвестно.

11 ноября 2026 г. КСИР сообщил, что еще 1 танкер-нарушитель загорелся после подрыва на морской мине в запретной зоне к востоку от Ормузского пролива.

UKMTO 11 ноября опубликовало сообщение об инциденте с участием танкера в Ормузском проливе. Подтверждения даты и времени инцидента на момент публикации не было. Также отсутствовала информация о состоянии экипажа, оценке повреждений судна и воздействии на окружающую среду.

КСИР заявил, что его ВМС ведут наблюдение за акваторией к востоку от Ормузского пролива и полностью контролируют ситуацию. По заявлению корпуса, после уничтожения радиолокационных систем и систем навигационной поддержки, используемых США, танкеры подвергают себя большой опасности, пытаясь использовать южный маршрут. Судовладельцам было вновь сделано предупреждение, что для безопасного прохода через Ормузский пролив необходимо согласовывать свои действия с КСИР и соблюдать правила морского судоходства.

Согласно данным Вашингтонского института ближневосточной политики, в Ормузском проливе и прилегающих акваториях 1-10 ноября 2026 г. произошло 10 инцидентов с судами. Плотность атак при этом все-таки немного снижается после рекордного по числу нападений октября (тогда было зафиксировано 37 инцидентов по сравнению с 14 в сентябре).

По данным Международной морской организации (IMO), с начала конфликта в регионе зарегистрировано 133 подтвержденных инцидента с судами, большинство из которых связаны с атаками.

Урегулирование и обострение?

На фоне инцидентов с судами обостряется противостояние Вашингтона и Тегерана вокруг контроля над Ормузским проливом и блокады иранских портов.

10 ноября глава Госдепа США М. Рубио заявил, что Вашингтон намерен продолжать экономическое давление на Иран. Выступая в Париже после встречи глав МИД стран G7, он сообщил, что санкции и морская блокада ограничивают возможности Тегерана экспортировать энергоносители и финансировать деятельность союзных ему сил в регионе. По словам М. Рубио, экономические потери Ирана будут увеличиваться в ближайшие месяцы.

Также М. Рубио заявил, что США не обязательно возобновлять масштабные военные операции против Ирана, если поставленные цели удается достигать экономическими мерами.

Смягчил риторику и президент США Д. Трамп. После встречи в Белом доме с премьер-министром Катара шейхом М. бин А. Аль Тани Д. Трамп заявил, что военные действия против Ирана пока не выглядят необходимыми, а переговоры продолжаются, добавив, что есть хорошие шансы завершить конфликт.

Иран наличие переговоров с США опроверг. Секретарь Высшего совета национальной безопасности Ирана М. Резаи в интервью телеканалу Al Mayadeen 10 ноября назвал ложными сообщения о переговорах. По его словам, заявления американской стороны о продолжении переговорного процесса направлены на ослабление экономического давления и снижение мировых цен на нефть. Иранская сторона настаивает на выполнении своих условий для возобновления переговоров и нормализации судоходства через Ормузский пролив.

Подпишитесь

Читать полностью