Почему Титаны делают то, что делают, и как на этом зарабатывают?

Рынок 7–8 мая 2026 года — это момент, когда геополитика, логистика и регуляторика столкнулись в одной точке.

Мирные инициативы США обрушили «военную премию» в бумажных кривых, но физический хаос в Персидском заливе, рекордные логистические издержки и рукотворные регуляторные искажения вроде US RVO создали уникальное окно возможностей.

Vitol, Glencore, Trafigura, BP и Shell не гадают на кофейной гуще. Они действуют как логистические операторы и финансовые инженеры: вытаскивают прибыль из разрывов между регионами, продуктами и временными горизонтами.

Здесь важнее другое: почему игроки совершают именно эти движения, зачем они им нужны и где рынок оставляет деньги на столе.

Весь клубок событий 7–8 мая вращается вокруг попытки США дипломатически развязать Ормузский узел.

Одностраничное предложение о прекращении огня, переданное через Пакистан, спровоцировало резкое ослабление нефтяных фьючерсов: трейдеры начали закладывать в цены возвращение иранской и саудовской нефти на рынок.

Но физический рынок быстро показал, что всё не так просто.

Иран назвал часть условий «нереалистичными», а Пентагон продолжил выводить из строя иранские танкеры. В ночь на 8 мая иранский флот захватил в Оманском заливе китайский танкер Ocean Koi / Jin Li, ранее внесённый в санкционные списки OFAC. В ответ трафик через Ормузский пролив впервые с начала войны упал до нуля.

Параллельно французский авианосец Charles de Gaulle вошёл в Суэцкий канал, а администрация Трампа предупредила: если Иран не согласится на предложение, бомбардировки возобновятся «с гораздо большей интенсивностью».

Почему это важно для рынка?

Ормузский пролив в нормальные времена пропускает около 20% мирового морского экспорта сырой нефти и около 16% производства авиакеросина. Полная блокада означает, что ближневосточные баррели физически заперты, а западным и азиатским покупателям приходится искать альтернативные источники.

В краткосрочной перспективе это создаёт жёсткий дефицит одних сортов и переизбыток других. И всё это моментально отражается в спредах.

Кто и зачем действует на рынке нефти?

В окне MOC по Brent BFOE Mercuria агрессивно продавал июльские части спота. Зачем? Потому что Mercuria, как и другие трейдеры, накапливал длинные позиции в предыдущие недели, когда бэквордация была рекордной. Теперь, когда кривая ослабевает, эти позиции надо закрывать и фиксировать прибыль.

Одновременно продажа частей снижает риск для собственного портфеля в случае дальнейшего падения рынка.

Главный вывод простой: бумага начала торговать мир, а физспот продолжил торговать войну и ожидания.

Сырая нефть: почему SPR топит Европу

Европейский рынок физически переполнен. Администрация США продолжает агрессивно распродавать Стратегический нефтяной резерв, чтобы сбить внутренние цены на бензин перед выборами.

Эти баррели — Mars, Southern Green Canyon, WTI Midland — идут в Европу, потому что азиатские НПЗ сократили закупки. Фрахт VLCC до Китая взлетел до $17.25 млн, и перевозка через океан стала экономически бессмысленной.

В результате партии Southern Green Canyon, Mars и WTI Midland приходят в CIF Rotterdam и CIF Augusta с премиями всего $1.50–3.00/b к Dated Brent. Ещё в середине апреля премии доходили до $10+.

WTI Midland CIF Rotterdam рухнул до +$1.50/b к Dated Brent — минимум с середины марта. Phillips 66 продал Shell партию 26–30 мая именно по этому уровню. Затем Mitsui продал Vitol end-May WTI Midland по той же цене.

Зачем продавали?

Phillips 66 и Mitsui, вероятно, хеджировали поставки или избавлялись от избыточного объёма, пока ликвидность ещё есть.

Зачем покупали Shell и Vitol?

Потому что у них есть мощности переработки, складская гибкость и возможность подождать восстановления дифференциалов.

Johan Sverdrup FOB Mongstad обвалился с +$16.75/b 15 апреля до +$2.75/b 8 мая. Трейдеры комментируют: «Johan Sverdrup ещё не нащупал дно».

Почему это происходит?

Сорт стал жертвой замещения. Ближневосточные sour-баррели заперты в Персидском заливе, но их место занял американский SPR, который хлынул именно в сегмент средних и тяжёлых сернистых сортов.

Для европейских НПЗ это подарок: маржа переработки для заводов, ориентированных на средние и тяжёлые сернистые сорта, резко выросла. Для производителей вроде Equinor — потеря экспортной выручки.

Azeri Light CIF Augusta держится на +$5.35/b. На июнь в Ceyhan запланировано 23 карго общим объёмом 15.78 млн баррелей, из которых 17 держит Socar. Это даёт Socar рыночную власть, но и риск: если премия продолжит падать, экспортная выручка сожмётся.

Отдельный удар — Ливия. Завод Zawiya остановлен из-за атаки, танкеры эвакуированы. Это выбивает с рынка лёгкую сладкую нефть, которую особенно ценят НПЗ Средиземноморья. Дефицит может локально поддержать Azeri Light и другие лёгкие сорта.

Shell также отчитался, что добыча в Катаре под угрозой: Train 2 Pearl GTL может восстанавливаться год, а ремонт обойдётся «значительно ниже полумиллиарда долларов». Это сигнал, что даже при открытии Ормуза поставки качественного GTL-дизеля и базовых масел из Катара будут ограничены ещё долго.

CIF NWE ULSD премия к майскому ICE LSGO упала до +$6.75/mt — минимум с начала марта.

А CIF Med ULSD восстановил премию до +$56.50/mt.

Причина — классический «качельный» арбитраж.

В апреле MR-суда массово ушли из NWE в Средиземноморье, где маржа была выше. Но затем в NWE хлынул американский продукт, который не нашёл покупателей в Азии. В итоге NWE насытился местным продуктом и импортом, а Med остался в дефиците.

Потоки из США в апреле в Средиземноморье составили 285 тыс. т, из Саудовской Аравии — 440 тыс. т. Но логистика была перекошена: часть тоннажа уже ушла туда, где раньше была премия, и NWE получил временный избыток.

Что делают трейдеры?

Они покупают CIF NWE и продают CIF Med. После перевозки остаётся около $40/mt чистой маржи.

В MOC Trafigura покупала через Brest и UK, набирая дешёвые баржи и длинную позицию. BP продавал на разных базисах, Vitol предлагал объём на FOB ARA.
BP и Vitol выступали основными продавцами, Trafigura — главным покупателем.

Зачем Trafigura скупает ULSD?

Вариантов несколько.

Первый: компания ждёт, что дефицит вернётся в NWE после того, как схлынет американский приток.

Второй: Trafigura планирует перебросить эти объёмы морем в более дорогой Med.

Третий: у Trafigura уже есть экспортные обязательства перед азиатскими или африканскими покупателями, и сейчас она закрывает их по выгодным ценам.

До 40% европейского импорта авиакеросина обычно шло из Персидского залива. После закрытия Ормуза эти объёмы исчезли.

Дыру начали закрывать Нигерия и США.

CIF NWE премия по Jet A-1 составила +$79.25/mt, сжавшись на $18.25 за день. Запасы ARA выросли на 1% неделя к неделе до 558 тыс. т, но всё ещё оставались на 27% ниже прошлого года.

Почему так много продукта пришло из США?

Американские НПЗ, освобождённые от RIN-налога на jet, гонят его на экспорт и занимают долю, которую раньше держал Персидский залив.

Регуляторный шок пришёл 8 мая: Еврокомиссия разрешила использовать американский Jet A в Европе как самостоятельное топливо. Раньше он шёл только как блендинговый компонент из-за температуры замерзания –40°C против –47°C у Jet A-1.

Зачем это сделано?

Чтобы снизить зависимость от исчезнувших ближневосточных поставок и предотвратить авиаколлапс.

Это открывает шлюзы для USGC Jet. Трейдеры, у которых уже законтрактованы танкеры под американский Jet A, получают немедленную переоценку позиций.

В MOC BP продал Total партию CIF Le Havre с поставкой 27–31 мая по COD +$5.00/mt. По сути, закрывал короткую потребность Total, пока рынок не улетел выше.

В Средиземноморье — затишье: FOB Med котировался с нетбэком от CIF NWE.

FOB AR Eurobob crack взлетел до $31.40/b — максимума с июля 2022 года.

Абсолютная цена снизилась вслед за нефтью, но нефть падала быстрее. Поэтому крек вырос.

Почему?

Рынок закладывает сильный летний спрос в Европе и одновременно видит сокращение импорта из США. Трансатлантический арбитраж RBOB–EBOB — 26.84 цента/галлон — всё ещё открыт, но уже перегружен.

Средиземноморский бензин FOB Med подскочил до +$32.50/mt к Eurobob против +$21.00/mt днём ранее.

В MOC Trafigura поставила bid на 25 тыс. т FOB Med по $1,136/mt, но сделка не прошла. Продавец ждал более высокой цены.

HSFO 3.5% FOB Rotterdam barge — $636.25/mt, восстановление на $13.25 за день, но структура остаётся в бэквордации.

Hi-lo spread между 1% и 3.5% держался около –$33/mt. Трейдеры активно даунгрейдили 1% мазут в бункерное HSFO, потому что VLSFO blending становится нерентабельным.

Почему?

Низкосернистые компоненты — LSSR, VGO — уходят в feedstock из-за высоких крек-спредов. Это оставляет VLSFO-блендинг-пул пустым.

VLSFO 0.5% в Роттердаме — $723.25/mt, снижение на $15.25/mt.
В MOC ExxonMobil, Shell, Vitol и BP перебрасывались 2-тысячетонными слотами вокруг $706–740/mt, фиксируя короткие позиции.

Нафта — отдельная история.

Физическая премия CIF NWE нафты взлетела до +$47.50/mt к свопам.
В MOC Vitol продал BP 28 тыс. т CIF NWE по балансу месяца +$6.00/mt и ещё
32 тыс. т по фиксированной цене. Trafigura пытался покупать со скидкой.

Зачем Vitol продаёт такие объёмы?

Он сокращает запасы перед возможным открытием Ормуза. Если ближневосточная нафта снова пойдёт на рынок, премия может быстро обвалиться. Лучше фиксировать сейчас.

Trafigura, наоборот, пытается забрать объём со скидкой. Возможно, у него есть арбитражное окно в Азию, где нафта стоит ещё дороже.

Крекинг-маржа пропан-нафта достигла рекордного дисконта –$266.75/mt. Нефтехимия активно переключается на пропан, высвобождая нафту для бензинового блендинга.

Сырая нефть: SPR-наводнение и рекордный фрахт

WTI Midland CIF Rotterdam торгуется с премией всего +$1.50/b к Dated Brent, а FOB WTI Midland на побережье Мексиканского залива — около +$3.80/b к WTI CMA.

SPR продолжает заливать рынок. Трейдеры говорят о «новой волне продаж», из-за чего европейские sour-дифференциалы провалились.

Почему фрахт такой дорогой?

Суда перенаправлены на более длинные маршруты вокруг мыса Доброй Надежды, а конкуренция за тоннаж резко обострилась.

Цена D6 RIN достигла $2.00/RIN, а совокупная стоимость RVO — 31.86 цента/галлон для бензина и дизеля.

Jet fuel и heating oil освобождены.

Зачем это вообще вводилось? Формально — чтобы стимулировать использование возобновляемого топлива. На практике получился гигантский регуляторный перекос.

Американские НПЗ максимизируют производство jet fuel, даже для экспорта, потому что он не облагается RIN-налогом. Бензин и дизель, наоборот, дорожают для конечного потребителя.

Это объясняет сразу несколько аномалий:

• USGC jet fuel против ULSD торгуется с аномально узким дисконтом –27.75 цента/галлон;
• Midwest premium gasoline 91 RON подскочил на 85 центов/галлон за сутки из-за отсутствия поставок;
• НПЗ максимизируют jet yield, ограничивая бензин и дизель, что поддерживает трансатлантические спреды.

Cтратегия здесь понятная: покупка Jet, продажа ULSD на NYMEX с целью расширения спреда до +10–15 центов/галлон.

Зачем трейдеру это нужно?

Это чистый регуляторный арбитраж. RIN-налог искусственно поддерживает перекос, и пока EPA не вмешается, позиция остаётся одной из самых понятных на рынке.

USGC Colonial Pipeline ULSD, цикл 28: –3.8 цента/галлон к NYMEX June ULSD. Экспортный ULSD торговался с премией +11 центов/галлон к трубе.

USGC Jet, цикл 29: –27.75 цента/галлон к июньскому ULSD.

MOC показал активные продажи от Chevron, Gunvor и BP против покупателей PCHINA, CCMTLP, ATATRD.

Что это значит?

Азиатские трейдеры, включая PCHINA, скупают дешёвый американский jet. Возможно, для поставок в Европу, возможно, под собственные потребности, возможно, под будущий спред после европейского допуска US Jet A.

На Восточном побережье США локальная картина жёстче: USAC New York Harbor ULSD barge вырос до +9.50 цента/галлон, цены на Buckeye Pipeline подскочили.

USGC CBOB A2 9 RVP торговался по –15.25 цента/галлон к NYMEX June RBOB. RBOB F1 — +2.00 цента/галлон.

Разрыв объясняется разными требованиями к RVP и октану.

USAC New York Harbor RBOB barge вырос до +22.05 цента/галлон, плюс 5.7 цента за день. Спрос подогревается ожиданием дальнейшего импорта из Европы.

Запасы бензина на Восточном побережье выросли на 1.24 млн баррелей за неделю, но всё ещё остаются на 2.3 млн баррелей ниже прошлого года.

VLGC freight USGC–Japan достиг $285/mt — абсолютный исторический максимум.

Бутан Enterprise Mt Belvieu подскочил до 124.625 цента/галлон на фоне экспортного ажиотажа: больше 700 тыс. б/с в конце апреля.

Почему?

Перенаправление ближневосточных поставок LPG через мыс Доброй Надежды и рост конкуренции за тоннаж взвинтили ставки.

Трейдеры, успевшие законтрактовать суда по старым ставкам, получают колоссальную маржу, перевозя бутан в Азию. Остальные ждут нормализации, чтобы снова войти в спред пропан-бутан.

Сырая нефть, почему Dubai рухнул, а Brent/Dubai EFS взлетел до небес ?

Cash Dubai vs Dubai futures сжался до +$7.65/b, хотя в марте средняя премия была +$37.66/b.

При этом Brent/Dubai EFS, июнь оставался выше $110/b — абсолютный экстремум.

Почему так?

Азиатские НПЗ, столкнувшись с дефицитом ближневосточной нефти, были вынуждены покупать дорогие Brent-связанные сорта: WTI, Forties и прочие альтернативные баррели. Но затем они насытились, а Saudi Aramco снизила OSP всего на $4/b. Покупатели ожидали снижения на $5–13/b и сохранили низкие номинации.

Зачем Vitol и Gunvor покупают частички Dubai?

Чтобы зафиксировать низкую цену на физический баррель в расчёте на то, что нормализация логистики рано или поздно вернёт премию.

Trafigura, возможно, рассчитывает на дальнейшее снижение официальных цен Саудовской Аравии.

Потоки из Красного моря выросли: два саудовских танкера с Arab Light прошли Баб-эль-Мандеб 17 апреля и 3 мая, направляясь в Южную Корею. Всего за апрель–май три южнокорейских VLCC прошли этот маршрут.

Иранский плавучий флот в ЮВА составил 31.3 млн баррелей из 44 млн. Китайские независимые НПЗ импортировали иранскую нефть рекордными темпами — 1.81 млн б/с в апреле, несмотря на блокаду.

Сингапур впервые с 2022 года импортировал алжирскую
Saharan Blend — 97,540 т. Также пришёл египетский газойль — 110,242 т.

Почему?

При закрытом Ормузе средиземноморские и африканские баррели стали дешевле для Азии, чем Brent-связанные альтернативы. Как только спред между Med и Singapore превысил фрахт, физический арбитраж открылся.

Дизельная часть тоже изменилась.

Запасы средних дистиллятов в Сингапуре снизились на 7.7% до 10.08 млн баррелей, хотя уже четыре недели держатся выше 10 млн.

FOB Singapore Jet A-1 / Kerosene cash diff рухнул до +$0.55/b — пятимесячный минимум, почти довоенный уровень.

SK Energy и S-Oil продавали авиакеросин со скидками до –$2/b к MOPS на
FOB Onsan. Причина — избыток предложения в Корее после того, как заводы накопили продукт в предыдущие недели.

В бензине тоже разворот.

FOB Singapore 92 RON crack vs Brent — около $24.60/b.

Спред 95–92 RON рухнул до $1.06/b, минимума с января. Основная причина — обвал MTBE на $106.40/mt, до $921.81/mt.

В MOC:

Продавцы стремились сбросить объём до дальнейшего падения рынка.

Запасы лёгких дистиллятов в Сингапуре снизились на 4% до 14.88 млн баррелей. Импорт нафты рухнул из-за прекращения поставок из России на –90.67% и роста поставок из Китая на +95.66%.

VLSFO cash diff FOB Singapore взлетел до +$31.51/mt — четырёхнедельный максимум. Баланс May/June ослаб до $39/mt.

Shell устроила «обратный шорт-сквиз»: сначала выставила агрессивные биды на +$29 и +$33, затем внезапно отозвала их и купила у Gunvor 40 тыс. т Balance May по +$20/mt.

Зачем Shell это делает?

Чтобы получить лучшую цену, создав ощущение высокого спроса. После сделки Shell убрала все биды — и рынок понял, что Shell, вероятно, закрыл позицию. Премия после этого может упасть ещё.

HSFO 380 CST: баланс May/June скатился до $34.75/mt.
Chimbusco лидировал по предложению с плавучих хранилищ SA Crystal, Horizon, Jewel по MOPS +$23–25/mt.

Продажи бункерного топлива в Сингапуре за апрель оценивались в 4.34 млн т, минус 0.6% год к году и минус 8% месяц к месяцу. Это минимум с февраля 2025 года.

Количество бункеровочных операций сократилось до 8,856 против 9,355 в марте.

Запасы тяжёлых дистиллятов в Сингапуре незначительно выросли до 19.9 млн баррелей.

CFR Japan физическая нафта, H1 July торговалась по $934.75/mt.

Glencore продал BP 25 тыс. т H1 July по $930/mt. Vitol агрессивно предлагал дальние партии.

Южнокорейский YNCC получил от правительства экстренный пакет помощи $350 млн на открытие аккредитивов для импорта нафты.

Почему это важно?

YNCC — standalone крекинг-установка без собственного НПЗ. При взлёте цен на нафту завод оказался на грани ликвидного кризиса. Ему нужно сырьё, но рынок стал слишком дорогим.

Трейдеры, способные доставить нафту в Корею, получают сверхпремию $30–40/mt к обычным спредам.

Японский Eneos сообщил о плановом ремонте на Kashima,
мощность 175 тыс. б/с, с середины мая до начала августа.
Это может дополнительно стянуть предложение.

Китай в мае 2026 года действует как «тихий» прагматик.

Пока западные трейдеры мечутся в поисках альтернативных баррелей, Пекин планомерно наращивает импорт иранской нефти, пользуясь моментом, когда внимание США отвлечено на военные действия.

Одновременно Китай становится главным полигоном для «серого» и «чёрного» флотов, перевалочным хабом для экзотических сортов и ключевым покупателем российского сырья.

Именно здесь сходятся все нити глобального передела энергопотоков.

Несмотря на официальную морскую блокаду США с 13 апреля, китайские независимые НПЗ — «самовары» — нарастили импорт иранской нефти до 1.81 млн баррелей в день в апреле.

Это восьмимесячный максимум и на 6.7% выше марта.

В провинции Шаньдун Iranian Light торгуется с дисконтом всего $2–3/b к ICE Brent на DES basis. Российская ESPO Blend идёт с премией до $9–10/b.

Для китайского покупателя иранский баррель оказывается на $6–8 дешевле российского при сопоставимом качестве.

Экономика решает: зачем платить больше, если можно взять иранскую нефть с санкционного танкера в Малаккском проливе?

Ключевой момент — плавучие запасы.

Иранский плавучий флот в Юго-Восточной Азии раздут до 44 млн баррелей, из которых 31.3 млн — иранская нефть. Эти объёмы физически уже вывезены из Персидского залива и находятся на рейде в Сингапурском проливе, ожидая перевалки на теневые танкеры и последующей доставки в Шаньдун.

Аналитики Vortexa оценивают, что при текущих темпах Иран может поддерживать поставки в Китай ещё около двух месяцев только за счёт плавучих запасов.

8 мая иранские военные захватили танкер Ocean Koi, он же Jin Li, управляемый шанхайской компанией и с февраля 2025 года находящийся под санкциями OFAC за транспортировку иранского мазута и конденсата.

Это первый в текущем конфликте случай ареста именно китайского судна.

Тегеран демонстрирует: даже главный покупатель не застрахован от силового давления, если не проявляет лояльность.

Инцидент мгновенно увеличил риск-премию для всех теневых перевозок, особенно для судов с китайским бенефициаром.

В ближайшие недели это может привести к удорожанию фрахта на маршрутах Персидский залив — Малакка — Китай и к расширению санкционного дисконта на иранскую нефть.

Пока иранские поставки растут, импорт российской нефти китайскими независимыми НПЗ сократился на 31.5% к марту — до 1.03 млн баррелей в день. Это минимум за пять месяцев.

Причина — временная санкционная waiver от США, позволявшая покупку уже загруженных российских баррелей до 16 мая, и переориентация индийских покупателей на более дешёвую российскую нафту.

Тем не менее ESPO Blend сохраняет премию до $10/b из-за короткого транспортного плеча и высокого качества.

Российские поставки в Китай остаются критически важными, но конкуренция с иранскими баррелями обостряется.

Закрытие Ормуза породило уникальные торговые потоки.

Сингапур впервые с 2022 года принял алжирскую Saharan Blend, 97,540 т, а также египетский газойль, 110,242 т.

Бразильская нефть Tupi также активно поступает в Китай, конкурируя с российскими и иранскими баррелями.

Эти потоки — прямой результат ценовых аномалий. Спред между средиземноморскими и азиатскими бенчмарками превысил стоимость фрахта, открыв окно для физического арбитража.

Трейдеры, способные организовать такие перевозки, снимают сливки.

США ввели новые санкции против терминала Qingdao Haiye Oil Terminal, через который в 2025 году прошли десятки миллионов баррелей иранской нефти, а также против трёх портовых компаний в Дуньине, Дунцзякоу и Жичжао.

Но практика показывает: это не останавливает приём иранских танкеров. Разгрузка просто смещается на менее заметные причалы под контролем местных властей.

Китайские портовики уже имеют опыт обхода американских ограничений.

В долгосрочной перспективе Китай ускоренно строит нефте и газопроводы. PipeChina реализует 40 крупных проектов общей длиной свыше 9,000 км. Параллельно расширяются мощности по хранению и приёму СПГ.

Цель — снизить критическую зависимость от морских поставок через Ормуз.

Но в краткосрочной перспективе именно серый импорт из Ирана, России и Венесуэлы остаётся главным козырем энергетической безопасности.

Пока мир воюет за проливы, Китай методично заливает в свои НПЗ самые дешёвые баррели на планете.

Для трейдеров, готовых работать с санкционными рисками, открываются два направления.

Российский рынок нефтепродуктов оказался под двойным давлением.

С одной стороны — удары украинских БПЛА по НПЗ.

С другой — необходимость поддерживать экспортные потоки в условиях санкций и глобальной перестройки логистики.

За неделю 7–8 мая российские НПЗ подверглись новым атакам беспилотников.

Пермский НПЗ ЛУКОЙЛа, мощность 13.1 млн т/год или 262 тыс. баррелей в день, был поражён в ночь на 7 мая. Возник пожар на установке изомеризации и на первичной переработке АВТ-2.

Ярославский НПЗ, ЯНОС, Славнефть, мощность 15 млн т/год, был атакован 8 мая. Пожар возник на промышленной площадке.

Ранее в апреле удары наносились по Уфимскому, Туапсинскому, Орскому и Новокуйбышевскому заводам.

Последствия понятны: внутреннее производство бензина АИ-95 сократилось, цены на бирже поползли вверх.

Трейдеры, имеющие доступ к российской нефти и продуктам, столкнулись с нестабильностью поставок. Но одновременно они получили экспортное окно: продукт, не находящий сбыта внутри страны или требующий обходных маршрутов, уходит на внешние рынки с большим дисконтом.

Внутренний рынок испытывает острую нехватку высокооктанового бензина из-за остановки мощностей изомеризации и риформинга.

В то же время экспортёры, особенно по нафте, вынуждены демпинговать.

Причина?

Индийские и китайские покупатели, основные потребители российской нефти и продуктов после санкций, переориентируются на самые дешёвые баррели. Конкуренция выросла, и российские поставщики вынуждены давать дополнительные скидки, чтобы удержать долю рынка.

По данным Platts, импорт нафты в Индию из России вырос, а из других источников сократился на 90%.

Санкционный дисконт: российская нафта FOB Black Sea / Baltic торгуется со скидкой $50–100/mt к CIF NWE.

Для трейдеров, способных организовать чистый тоннаж, страховку и платёжный коридор, это колоссальная маржа. Они закупают дёшево в российском порту, везут в Индию или Китай и продают с привязкой к местным бенчмаркам, которые сейчас взлетели из-за дефицита сырья.

После закрытия Ормуза Россия нарастила производство сжиженных углеводородных газов на 30.8% год к году и
на 32% месяц к месяцу — до 1.4 млн т в марте.

Зачем?

Чтобы компенсировать потерю импорта из Персидского залива.

Индийские заводы активно используют российский LPG как сырьё для нефтехимии, высвобождая нафту для экспорта.

Это ещё один арбитраж для трейдеров: покупка российского пропан-бутана по низкой цене и продажа на азиатских рынках, где LPG котируется с премией.

Россия остаётся крупным поставщиком мазута, особенно в Западную Африку и на Ближний Восток.

Но в условиях закрытого Ормуза российские баррели начали активнее конкурировать с ближневосточными и нигерийскими.

Это усилило давление на европейский Hi-lo spread: 1% мазут даунгрейдится в HSFO, а компоненты для VLSFO-блендинга уходят в feedstock.

Российские поставки усугубляют переизбыток HSFO, делая европейский рынок всё более зависимым от экспортных потоков из РФ.

Ключевые российские кейсы для трейдеров:

Сырая нефть, запертые баррели и рекордные свопы

Saudi Aramco снизила июньские OSP для Азии на $4/b.
Arab Light теперь стоит +$15.50/b к Oman/Dubai.

Но покупатели ожидали снижения на $5–13/b и продолжили низкие номинации.

Объём торгов фьючерсами IFAD Murban упал на 58.7% месяц к месяцу в апреле — до 171,825 лотов. Открытый интерес сократился до 47,401 лотов.

Одновременно объём торгов Oman crude futures на GME взлетел на 285% месяц к месяцу до 152,722 лотов — девятилетний максимум. Но открытый интерес упал на 29%.

Почему такой диссонанс?

Трейдеры использовали Oman для краткосрочного хеджирования, но не наращивали структурные позиции.

Трафик через Ормуз 6–7 мая упал до нуля. По данным CAS, 181 млн баррелей сырой нефти оставались в Персидском заливе, из них около 60 млн баррелей иранской и 42 млн баррелей саудовской.

Красное море стало единственным легальным выходом для части саудовских баррелей. Поток саудовской нефти из Yanbu вырос до 3.9 млн б/с в апреле.

Два южнокорейских танкера с Arab Light прошли Баб-эль-Мандеб 17 апреля и 3 мая, направляясь в Йосу.

FOB Arab Gulf нафта котировалась с нетбэком к CFR Japan, фрахт около $90/mt. Премии снижались вслед за мировыми.

FOB Arab Gulf jet/kerosene: премия упала до +$12.00/b к MOPS, отражая слабеющий спрос в Азии и избыток продукта в Корее.

FOB Arab Gulf 10 ppm gasoil: премия около +$8.50/b.
500 ppm — +$6.98/b.

Потоки из региона оставались ограниченными из-за закрытия Ормуза.

HSFO 380 CST FOB Arab Gulf котировался с нетбэком к FOB Singapore 380 CST минус фрахт, около $30/mt. Chimbusco предлагал значительные объёмы с FSU, усиливая давление на рынок.

VLSFO 0.5% FOB Fujairah: $830.09/mt, снижение на $5.1/mt.

Запасы нефтепродуктов в Fujairah упали до 6.501 млн баррелей — минус 6.9% неделя к неделе и минус 69% с начала войны. Это исторический минимум пятую неделю подряд.

Бункерный рынок Fujairah и Jebel Ali практически встал: сделки единичные, запросы на бункеровку резко упали.

В Salalah спрос слабый, но отдельные трейдеры фиксируют восстановление: Marafi и O Bunkering объединились.

Иракский бункерный рынок тоже пострадал: объёмы VLSFO в Басре упали с 15 тыс. т в марте до 7 тыс. т в апреле.

Саудовская S-Oil продавала Jet A-1 в Онсане со скидкой до –$2/b к MOPS, оказывая давление на Arab Gulf benchmarks.

Vitol

Glencore

Trafigura

BP и Shell

Mercuria

1. VLSFO carry trade, Сингапур

Prompt около +$31/mt, форвард около +$20/mt.

Доходность — $10–15/mt в месяц при доступе к хранению и физическому продукту.

Риск — крупный игрок вроде Shell закрывает позицию и убирает биды, после чего премия быстро ослабевает.

2. Med–NWE дизель

Покупка CIF NWE около +$6.75/mt, перевозка в Med примерно за $8/mt и продажа CIF Med около +$56.50/mt.

Маржа — около $40/mt.

Это чистая логистика: продукт есть не там, где он нужен.

3. RIN-арбитраж Jet vs ULSD, США

Покупка Jet, продажа ULSD на NYMEX с целью расширения спреда до +10–15 центов/галлон.

Почему работает?

RIN-налог искажает стимулы НПЗ. Jet fuel освобождён, бензин и дизель — нет.

Главный риск — вмешательство EPA.

4. Brent/Dubai EFS normalisation

Продажа Brent, покупка Dubai-linked при EFS выше $110/b.

Цель — $5–10/b на нормализации.

Почему работает?

EFS экстремально расширен, потому что Азия была вынуждена покупать Brent-связанные баррели вместо ближневосточных. Если логистика Ормуза начнёт восстанавливаться, Dubai должен вернуть часть премии.

5. Российская нафта

Покупка FOB Black Sea / Baltic, перевозка в Индию или Китай, продажа с премией к местным бенчмаркам.

Маржа — $50–100/mt.

Главные ограничения: комплаенс, чистый тоннаж, страховка и платёжный коридор.

Май 2026 года — это не просто рынок, а поле битвы логистик, санкций и регуляторик.

Фьючерсы уже торгуют надежду на мир, но физический рынок всё ещё живёт в войне.