Platts Weekly: цена ждёт переговоров, физический рынок проверяет доставку

Внешнее ослабление военной надбавки не восстановило единство рынка: биржевая цена снижалась на ожиданиях переговоров, тогда как риск доставки остался внутри маршрутов, страхования, санкций и конкретных партий.

Неделя 9–10 июля снова показала разрыв между биржевой ценой и физическим рынком. Внешне нефть выглядела спокойнее, чем в момент резкого обострения вокруг Ирана. После внутридневного подъёма Brent выше 80 долларов за баррель участники рынка начали закладывать в цену возможность продолжения переговоров и отсутствие немедленного закрытия Ормузского пролива. Но это спокойствие было неполным: военная надбавка снизилась, а риск доставки остался внутри маршрутов, страхования, санкций, портов и конкретных партий.

9 июля сентябрьский Brent снизился на 1,72 доллара и закрылся около 76,30 доллара, августовский WTI потерял 1,44 доллара и оказался около 72,08 доллара. На следующий день снижение продолжилось мягче: Brent закрылся около 76,01 доллара, WTI — около 71,41 доллара. Рынок не перешёл в фазу полного устранения риска, а лишь переоценивал вероятность немедленных перебоев против перспективы продолжения переговоров.

10 июля США объявили о дополнительных ограничениях в отношении обменных структур, связанных с движением средств в пользу подсанкционных банков.
Это переводит проблему в иную плоскость: даже если танкер физически проходит маршрут, партия может получить другую цену из-за происхождения, способа расчётов и готовности конечного покупателя принять груз без дополнительной скидки или задержки.

Для физического рынка важна не только возможность пройти Ормузский пролив, но и готовность судовладельца, страховщика, покупателя и банка обслуживать такую поставку. 9 июля Platts зафиксировал сокращение движения через пролив на 15%: 8 июля было 41 прохождение против 48 днём ранее. Сам факт сохранения судоходства не отменял риска, а лишь указывал на его выборочный характер.

Основной прирост обеспечили ближневосточные производители, однако Platts прямо указывал, что добыча оставалась ниже довоенных уровней. Физические потоки восстанавливались медленнее, чем менялась цена, и каждая партия из региона по-прежнему требовала отдельной оценки маршрута.

9 июля августовский RBOB снизился на 6,47 цента, а ULSD — на 8,59 цента за галлон; 10 июля снижение продолжилось. Но это ослабление срочных контрактов не означало одинакового смягчения всех физических продуктов. В Европе дизельный рынок зависел от российского фактора, низкой воды на Рейне и американских поставок, бензин — от компонентов смешения и запасов ARA,
а судовое топливо — от доступности готового продукта и содержания серы.

Именно между этими двумя линиями проходит основная структура недели.
Азия и Персидский залив не дали единой картины: дизель и керосин могли снижаться по абсолютной цене, но сохранять физические надбавки,
судовое топливо с содержанием серы до 0,5% получало поддержку отдельно от высокосернистого мазута, а бензин внутри Сингапура расходился по октановым числам. Каждый продукт имел собственную связь с фрахтом, маршрутом, качеством и конечным направлением поставки.

Сырьевой рынок 9–10 июля разрывался между возвращением геополитического риска после срыва перемирия и ростом физического предложения, которое усилило конкуренцию сортов в Европе, Средиземноморье и Атлантическом бассейне.

Биржевые ориентиры демонстрировали относительное спокойствие: Brent не удержался выше 80 долл./барр. и к 10 июля опустился в район 76 долл./барр. Но физический рынок не подтверждал полной нормализации. Срочные контракты реагировали на ожидания переговоров и отсутствие немедленного закрытия Ормуза, тогда как реальные партии сталкивались с избытком предложения, необходимостью скидок и слабым спросом на отдельных направлениях.

Совокупный выпуск группы вырос на 1,57 млн барр./сут. относительно мая, причём основной вклад внесли страны OPEC, нарастившие добычу до 18,11 млн барр./сут. Кувейт, Ирак и Саудовская Аравия восстанавливали объёмы после временного ослабления атак на инфраструктуру, связанного с предварительным соглашением США и Ирана. Однако участники с квотами всё ещё производили на 8,05 млн барр./сут. меньше целевых уровней. Одновременно союзники вне OPEC сократили выпуск на 150 тыс. барр./сут., до 14,23 млн барр./сут., что было связано с сохраняющимися техническими и конфликтными ограничениями в России и Казахстане. Таким образом, прирост предложения носил выборочный характер и не превращал рынок в полностью восстановленную систему.

Такое движение не объясняется обычным циклом спроса и предложения.
Оно демонстрирует, с какой скоростью рынок сначала устраняет военную надбавку, а затем возвращает её при появлении новой угрозы нарушения маршрутов, страхования и экспортной дисциплины. При этом физические потоки перестраиваются значительно медленнее, и расхождение между биржевой ценой и стоимостью конкретных партий продолжало определять структуру рынка.

Johan Sverdrup 9 июля оценивался FOB Mongstad с надбавкой всего 69 центов за баррель к Dated Brent, потеряв за неделю 1,275 долл./барр. Для сорта, который в конце июня ещё обсуждался выше 3 долл./барр., такое падение стало прямым следствием расширения выбора у покупателей. Предложение BP по партии первой декады августа осталось без сделки на уровне 40 центов к Dated Brent, что указывало на неготовность рынка платить даже скромную премию. В регион активно поступали Basrah Medium, Upper Zakum, Murban, саудовские и кувейтские объёмы, вынуждая локальные сорта конкурировать ценой.

Августовская программа Azeri Light через Джейхан была запланирована на уровне 445 161 барр./сут., что более чем на 2 млн барр. меньше июльского объёма. Обычно такое сокращение предложения способствует укреплению сорта, однако ценовые различия достигли самых слабых уровней с марта. Причина заключалась в конкуренции со стороны Западной Африки, Латинской Америки и ближневосточных потоков, которые заняли место в средиземноморской переработке, снижая необходимость платить премию за Azeri Light.

Для азиатских покупателей Basrah Heavy был опущен на 7 долл./барр.,
до минус 8,80 долл./барр. Европейские котировки Kirkuk ушли к скидке
3,85 долл./барр. Снижение по всем ключевым направлениям было глубже обычной технической коррекции и отражало осознание продавцом того,
что избыток альтернативных партий требует ценовых уступок. В Америке корректировка оказалась мягче: Basrah Medium сохранил надбавку
7,10 долл./барр. к ASCI, что подтверждало дифференцированный подход SOMO
к регионам с разной структурой спроса.

Сужение разрыва между лёгкими и средними сернистыми сортами показывало, что рынок точнее разделяет качество и доступность, не предоставляя автоматической защиты даже более качественным маркам. В оценочном процессе 10 июля прошло девять частичных сделок по Dubai, где продавцами выступали Vitol, Mercuria и Shenghong, а покупателями — Mitsui, Trafigura и PetroChina, но до объявления полноценной физической партии дело не дошло.
Это подчёркивало осторожность участников, готовых торговать небольшими объёмами, но не фиксировать крупные позиции в условиях неопределённости.

Предложения по Qua Iboe для раннее августовских погрузок доходили до скидки 50 центов за баррель без подтверждённого покупателя. Forcados, традиционно торгующийся с заметной премией, сохранил надбавку лишь в 45 центов, сократив её более чем на 4 долл./барр. за месяц. Такая динамика отражала слабость спроса со стороны Китая и насыщение европейского рынка альтернативными партиями, вынуждая западноафриканских продавцов быстро адаптировать ценовые различия к новой реальности.

Поставки в Нидерланды упали до 440 тыс. барр./сут. против 705 тыс. барр./сут.
в мае, а Италия, Сингапур и Германия резко сократили закупки. Одновременно вырос экспорт в Южную Корею до 894 тыс. барр./сут. и возобновились небольшие поставки в Китай. Такое перераспределение указывало на то,
что американский баррель не исчезал из мировой торговли, но его маршруты становились более избирательными. WTI Houston, уходивший 25 июня в скидку
70 центов за баррель к WTI, к 10 июля восстановился до надбавки 15 центов, однако оставался далеко от апрельского максимума в 7,75 долл./барр.
Mars 6 июля оценивался со скидкой 5,50 долл./барр. к WTI — самым слабым уровнем с декабря 2020 года.

С 6 по 8 июля экспорт из Персидского залива оценивался в 12,76 млн барр./сут., из которых через пролив прошло около 10,81 млн барр./сут.,
включая 2,86 млн барр./сут. через челночные перегрузки и почти 3 млн барр./сут. на крупных танкерах, ранее остававшихся внутри залива. Часть судов меняла курс или задерживала проход, что подтверждало избирательный характер судоходства. В таких условиях цена сорта всё сильнее определялась не только его качеством и привязкой к эталону, но и вероятностью своевременного выхода партии из зоны риска.

Vitol, Mercuria, Trafigura, PetroChina, Mitsui и другие участники присутствовали в оценочном процессе, но активность не всегда приводила к объявлению физической партии. В Европе продавцы сернистых сортов сталкивались с необходимостью защищать цену скидкой, покупатели же получили возможность сравнивать западноафриканские, бразильские, ближневосточные и локальные партии. В Атлантическом бассейне западноафриканские и латиноамериканские объёмы искали конечный спрос. На 9–10 июля нефтяной рынок представлял собой не единую систему восстановления, а совокупность сегментов,
где возврат добычи сочетался с сохраняющимся недоверием к маршрутам и растущей конкуренцией за покупателя.

Американский рынок 10 июля демонстрировал расхождение между продуктами: бензин снижался вслед за срочным контрактом, тогда как дизельное топливо получало поддержку от сокращения запасов, экспортного спроса и российского фактора.

Главная особенность США в этот день — отсутствие единого сигнала. Автомобильное топливо, средние дистилляты, авиационный керосин и тяжёлые продукты двигались по разным траекториям, определяемым собственной физической структурой, а не только динамикой нефтяных котировок.

Unleaded 87 в Нью-Йоркской гавани опустился до 303,21 цента, CBOB — до 307,21 цента, RBOB — до 311,46 цента. На побережье Мексиканского залива
CBOB 87 octane A-grade для 41-го цикла Colonial Pipeline был оценён в
2,78210 долл./галл. Движение носило общий характер и отражало давление срочного рынка, а не локальное ухудшение физического спроса.

Стабильность дифференциала при падении абсолютной цены указывает,
что рынок не закладывал дополнительного физического ослабления конкретного сорта. Одновременно укрепление маржи создавало стимул для НПЗ поддерживать выпуск даже при снижении конечных котировок, что ограничивало потенциал для формирования дефицита.

Участники рынка учитывали возможность деэскалации, однако локальные риски, включая переработку и импорт, не позволяли региону полностью расслабиться. Поставки около 1,1 млн барр. южнокорейского бензина на Западное побережье частично снимали напряжение, но не устраняли структурной зависимости Калифорнии от собственного выпуска и ограниченной взаимозаменяемости сортов.

Снижение абсолютных цен не сопровождалось ухудшением дифференциалов, что говорило о сохранении базового баланса в регионе.

Там запасы упали на 2,92 млн барр., до 32,78 млн барр., минимального уровня с первой декады мая. Экспорт ULSD вырос на 352 тыс. барр./сут., до 1,679 млн барр./сут. — максимума за девять недель. Внутреннее потребление, рассчитанное через поставки, поднялось на 693 тыс. барр./сут.,
до 4,3 млн барр./сут., достигнув шестнадцатинедельного максимума. Производство при этом оставалось стабильным — около 4,95 млн барр./сут. Сочетание падающих запасов, растущего экспорта и увеличивающегося внутреннего спроса при неизменном выпуске формировало основу для более крепкой физической структуры дизельного топлива.

Platts приводил оценку JP Morgan, согласно которой Россия обеспечивает около 12% мирового экспорта дизельного топлива. Сужение этого потока повышало привлекательность американских поставок, что отразилось в росте экспортных цен ULSD.

Абсолютная цена jet в Нью-Йоркской гавани выросла до 305,58 цента за галлон, однако глубокий дисконт указывал, что рынок оценивает продукт значительно ниже дизельного топлива, несмотря на почти рекордное производство реактивного топлива — 2,155 млн барр./сут. Запасы снизились на 433 тыс. барр. за неделю, но оставались на 3,334 млн барр. выше уровня прошлого года, ограничивая возможности для укрепления физической надбавки.

HSFO на побережье Мексиканского залива прибавил лишь 3 цента за баррель,
до 64,52 долл./барр., причём в оценочном процессе Platts физические позиции отсутствовали. Июльский балансовый своп USGC HSFO находился на уровне 64,65 долл./барр., августовский — 63,65 долл./барр. Судовое топливо 0,5%
на побережье Мексиканского залива оценивалось в 579,50 долл./т,
также опираясь на направление производных оценок. Разрыв между VLSFO и HSFO по июльскому свопу составлял 26,30 долл./барр., подчёркивая различную покупательскую базу низкосернистого и высокосернистого продукта.

Снижение абсолютных котировок 10 июля не отражало равномерного ослабления физической структуры: бензин сохранял жёсткую премию за ближайшую поставку, тогда как средние дистилляты испытывали давление разнонаправленных факторов — от российского эмбарго до падения уровня Рейна.

На первый взгляд, рынок выглядел как повсеместное снижение:
Eurobob в Роттердаме опустился до 961,75 долл./т, дизель
10 ppm ARA — до 1 034,50 долл./т, а нафта CIF NWE — до 681,50 долл./т.
Однако агрегированные цифры скрывали глубокое расслоение, при котором бензиновый сегмент удерживал структурное напряжение, а дизельный баланс определялся не столько текущим спросом, сколько логистическими и регуляторными рисками.

Снижение Eurobob до 961,75 долл./т было синхронизировано с ослаблением нефтяного фона, но не являлось признаком разрушения спроса. Конкурентные заявки на физические партии сохранялись по всему региону: в Средиземноморье груз с отгрузкой 27 июля прошёл по 962,42 долл./т, а в Северо-Западной Европе баржа с поставкой 17 июля была видна на уровне 968 долл./т. Устойчивость ближнего конца кривой при падении абсолютных значений подтверждала,
что рынок продолжает платить значительную премию за немедленную доступность продукта на пике летнего сезона.

Плоское ценовое различие между Средиземноморьем и Северо-Западной Европой делало межрегиональные поставки экономически неоправданными, лишая южный бассейн возможности быстро компенсировать дефицит за счёт избытка ARA. Таким образом, продукт физически присутствовал в европейской системе, но не мог быть эффективно перераспределён в зону наиболее острого спроса.

Высокая загрузка европейских заводов не могла полностью компенсировать отсутствие ключевых добавок. В 2026 году Европа импортировала 379 тыс. тонн китайского MTBE, однако отсутствие июньских отгрузок создало временной разрыв, который поддерживал исключительно высокую стоимость компонента и, как следствие, ограничивал потенциал для ослабления бензиновых цен.

После заявлений о срыве перемирия между США и Ираном азиатские оценки нафты укрепились относительно европейских, поскольку рынок закладывал риск нехватки регионального предложения. В Европе спрос на нафту для смешения оставался устойчивым, а форвардная структура с надбавкой ближайшего месяца в 29,50 долл./т указывала на сохраняющуюся плотность физического рынка.

При уровне воды 72 см и прогнозе дальнейшего снижения участники рынка сообщали о крайне высоких фрахтовых ставках и незначительных объёмах перевозок. Район ARA сохранял номинальную доступность продукта, однако для внутренних рынков Германии и Швейцарии речная логистика становилась барьером, сопоставимым по значимости с абсолютной ценой. Железнодорожные цистерны не могли полностью заменить речной транспорт, что создавало риск локальных дисбалансов, особенно в сегменте отопительного газойля.

Российские загрузки дизеля и газойля упали до многолетнего минимума, включая сокращение потоков в Турцию, Египет и Бразилию. Ожидаемые 772 тыс. тонн с побережья Мексиканского залива, 488 тыс. тонн из Саудовской Аравии и 243 тыс. тонн из Индии должны были заместить выпадающие объёмы, однако каждая такая партия имела более длинный транспортный цикл и иную структуру затрат, что ограничивало способность рынка к мгновенной адаптации.

Абсолютная цена CIF NWE оставалась выше 1 051 долл./т, однако относительно дизельного ориентира продукт выглядел слабым. С начала июля Европа получила значительные объёмы из Нигерии, США и Индии, но после всплеска импортной активности последовал резкий спад. При этом месячный объём ожидаемых поставок в 1,5 млн тонн оставался существенно ниже прошлогоднего уровня,
что создавало неопределённость во второй половине месяца.

После периода отрицательной экономики поставок в июне, июльское открытие окна делало европейский рынок керосина чувствительным к загрузке НПЗ на побережье Мексиканского залива и доступности танкерного тоннажа. Устойчивое авиационное топливо оставалось обособленным сегментом: котировки SAF H-S превышали 2 700 долл./т, а ценообразование определялось регуляторными мандатами и доступностью сертифицированного сырья, а не текущим балансом ископаемого топлива.

Индекс Bunkerworld Marine Fuel 0.5% за неделю вырос на 23 долл./т, отражая сохранение плотной структуры VLSFO на фоне предыдущего вывоза партий из региона и ограниченного предложения малосернистых смешивающих компонентов. Одновременно DMA MGO 0,1% FOB ARA котировался около 988,75 долл./т, занимая отдельную нишу, слабо связанную с динамикой высокосернистого мазута и VLSFO. Такое расслоение исключало возможность описания европейского тяжёлого рынка через единый индикатор.

Азиатско-ближневосточный рынок 9–10 июля не имел единой траектории: бензиновая корзина расслоилась по октановым числам, нафта колебалась между смешением и нефтехимией, дизель и керосин теряли абсолютную цену, но усиливали физические надбавки, а в судовом топливе грузовые и бункеровочные оценки двигались в противоположных направлениях.

Регион демонстрировал множественные расхождения, которые делали невозможным сведение его состояния к одному сингапурскому ориентиру. Каждый продукт находился под влиянием собственного баланса, логистических ограничений и внешних факторов — от российского эмбарго до американского бензинового спроса.

9 июля Platts зафиксировал укрепление азиатского бензина вслед за американским рынком: запасы в США снизились вторую неделю подряд до 212,062 млн барр., а значительные объёмы южнокорейского бензина были законтрактованы на июль и август. В Сингапуре денежная надбавка 97-го бензина к нафте достигала 21,17 долл./барр., 95-го — 19,55 долл./барр.,
92-го — 16,97 долл./барр. К 10 июля разрыв усилился: 97-й поднялся
до 100,85 долл./барр. с надбавкой 24,19 долл./барр., 95-й — до 98,89 долл./барр.
с надбавкой 22,23 долл./барр., тогда как 92-й почти не изменился на уровне
94,60 долл./барр. Такая структура указывала на избирательный спрос, ориентированный на качество, а не на общий дефицит бензина.

Сингапурская статистика подтверждала сложность баланса: экспорт бензина рухнул на 93,17% за неделю к 8 июля, до 788 595 тонн, импорт сократился на 26,79%, однако город-государство остался чистым экспортёром. Резкое снижение отгрузок при одновременном падении входящих потоков не позволяло однозначно трактовать рынок как слабый; скорее, он адаптировался к перераспределению региональных поставок в пользу американского направления. Остановка НПЗ Dalian Petrochemical мощностью 200 тыс. барр./сут. компании PetroChina также ограничивала предложение в северо-восточной части региона.

9 июля сингапурская нафта поднялась до 80 долл./барр., CFR-нафта — до
84,39 долл./барр., а FOB Arab Gulf — до 649,325 долл./т. На следующий день плоские цены снизились: сингапурская нафта опустилась до 79,08 долл./барр.,
арабо-заливская — до 639,85 долл./т. Однако денежная надбавка FOB Arab Gulf
к ориентиру выросла с 17,50 до 25 долл./т. Это расхождение указывало на то,
что продавцы не были вынуждены агрессивно дисконтировать ближайшие партии, несмотря на снижение нефтяных котировок.
Высокий бензиново-нафтовый разрыв, превышавший 230 долл./т,
продолжал направлять часть нафтовых объёмов в смешение, в то время как слабый спрос на каучук и давление на нефтехимические цепочки ограничивали самостоятельное укрепление продукта.

Экспортная маржа бензина на 8 июля составляла 13,80 долл./барр.,
что существенно ниже июньского среднего уровня в 21,19 долл./барр., тогда как дизельная маржа держалась выше — около 31,75 долл./барр. Это ограничивало экономическую привлекательность немедленного наращивания бензинового экспорта, смещая потенциальный прирост предложения в пользу средних дистиллятов.

9 июля сингапурский дизель 10 ppm оценивался в 127,10 долл./барр. с надбавкой 1,61 долл./барр., на следующий день плоская цена опустилась до
125,58 долл./барр., но надбавка поднялась до 2,04 долл./барр. Разрыв между первым и двенадцатым месяцем FOB Singapore составлял около 27,71 долл./барр., подтверждая сильную ближайшую структуру. Platts связывал это с геополитическим риском и российским запретом, которые повышали ценность немедленно доступного продукта. В Персидском заливе дизель 10 ppm FOB Arab Gulf 10 июля снизился до 118,86 долл./барр., но надбавка к ориентиру выросла до 8 долл./барр. Внутри Ормузского пролива сохранялась устойчивая скидка около 11 долл./барр. для партий с содержанием серы 0,005%, дифференцируя стоимость груза в зависимости от его местоположения относительно зоны риска.

Сингапурская статистика по газойлю подтверждала активность хаба: экспорт вырос на 52,4% за неделю к 8 июля, до 304 353 тонн, с основными направлениями в Малайзию, Индонезию и Нидерланды. Импорт увеличился на 75,94%, до 196 012 тонн, главным образом из Малайзии, Индонезии, Индии,
ОАЭ и Омана. Одновременный рост входящих и исходящих потоков при сохранении статуса чистого экспортёра указывал на то, что Сингапур выполнял функцию перераспределительного узла, усиливающего ближайшие надбавки за счёт внешнего спроса со стороны Европы.

9 июля керосин FOB Singapore поднялся до 124,37 долл./барр. с надбавкой
1,50 долл./барр., 10 июля плоская цена опустилась до 122,73 долл./барр.,
а надбавка увеличилась до 1,96 долл./барр. В Персидском заливе надбавка выросла до 9,50 долл./барр., тогда как внутри Ормуза скидка расширилась до 1,50 долл./барр. Импорт керосина в Сингапур за неделю к 8 июля рухнул на 99,92% — до 18 тонн, минимального уровня с марта, в то время как экспорт увеличился на 27,58% до 40 716 тонн, преимущественно в Австралию,
Фиджи и Малайзию. Ожидаемое возобновление китайского экспорта после снятия ограничений могло увеличить предложение во второй половине месяца, однако до появления этих объёмов ближайший рынок оставался зажатым между минимальными складскими поступлениями и стабильным вывозом.

9 июля FOB Singapore marine fuel 0.5% оценивался в 610,02 долл./т с надбавкой 16,46 долл./т, 10 июля цена поднялась до 614,53 долл./т, а надбавка
до 19,85 долл./т. При этом средняя премия delivered Singapore 0.5% к грузовой оценке за 6–9 июля составила 77,32 долл./т против 115,97 долл./т неделей ранее, а пиковое значение 25 июня достигало 134,49 долл./т. Снижение бункеровочной премии при росте грузовой цены свидетельствовало о том, что узкое место сместилось: ранее дефицит готового низкосернистого топлива задирал стоимость поставки на судно, теперь же улучшение предложения позволяло бункеровщикам снижать наценку, даже при укреплении базовых котировок.

HSFO 380 CST 10 июля поднялся до 443,22 долл./т, а денежная скидка к ориентиру сократилась до 2,67 долл./т. Бункеровочная премия delivered 380 CST к FOB Singapore cargo за неделю к 9 июля выросла до 28,46 долл./т. Спотовое предложение сократилось, а рост Brent в середине недели стимулировал преждевременные закупки. В Сингапуре коммерческие запасы тяжёлых дистиллятов снизились на 2,4% за неделю к 8 июля, до 19,2 млн барр.,
оставшись на 22,4% ниже уровня 2025 года. Импорт мазутной группы вырос на 41%, при этом поставки из Саудовской Аравии составили 129 910 тонн,
а российские партии отсутствовали. Экспорт увеличился на 61,2% за счёт возобновления отгрузок в Китай и Гонконг.

В Фуджейре, напротив, запасы тяжёлых дистиллятов и остатков выросли
до 7,315 млн барр., что ограничивало потенциал для укрепления местных котировок. Спрос на бункерное топливо в портах Ближнего Востока оставался сдержанным: контейнерное судоходство ещё не восстановилось, а страховые компании не всегда одобряли проход. В результате доставленная премия VLSFO в Фуджейре к сингапурской грузовой оценке 9 июля упала на 58% относительно предыдущей недели, до 74,98 долл./т. Трейдеры оценивали дневной спрос всего в 2–3 тыс. тонн, а июньские объёмы отдельных участников составляли лишь
10–15% от обычного месячного уровня. Хотя движение танкеров через Ормуз улучшилось, возвращение судов к прежней маршрутной логике происходило медленно, и обильное предложение вынуждало поставщиков агрессивно снижать цены.

Российский запрет на экспорт дизельного топлива с 9 июля до конца месяца стал наиболее значимым административным решением недели, немедленно изменившим структуру глобальных потоков и заставившим покупателей от Бразилии до Европы искать альтернативные источники поставок.

Ограничение было введено на фоне перебоев с внутренним топливным обеспечением, повреждений перерабатывающей инфраструктуры и сезонного роста потребления. Россия обеспечивает около 12% мирового экспорта дизельного топлива, и временное прекращение вывоза немедленно усилило конкуренцию за американские, индийские и ближневосточные партии.
Уже к неделе, завершившейся 5 июля, российские погрузки дизеля и газойля упали до многолетнего минимума, включая сокращение поставок в Турцию, Египет и Бразилию. Пожар на Ильском НПЗ 10 июля, вызванный падением обломков беспилотного аппарата, добавил физический риск к административным ограничениям, затрудняя планирование выпуска даже на предприятиях, формально не остановленных.

По предварительным данным S&P Global Commodities at Sea, в июле страна должна получить около 1,28 млн куб. м ультрамалосернистого дизеля.
Только на первую половину месяца приходилось порядка 998 тыс. куб. м. Petrobras перенесла часть июльских поставок на конец июня, готовясь к плановым ремонтам и росту спроса при перевозке урожая. При этом северо-восточные регионы описывались как лучше обеспеченные, тогда как южные и юго-восточные районы оставались чувствительными к нехватке разовых партий, с надбавками покупателей до 1 000 реалов за кубометр к ценам Petrobras при предложениях продавцов около 1 350 реалов. Рост добычи нефти внутри страны не устранял структурной зависимости от импорта дизеля, что делало Бразилию одним из главных бенефициаров индийского и американского экспортного наращивания.

Около 696 тыс. тонн пришлось на дизельное топливо и газойль,
а 105 тыс. тонн — на авиационный керосин, причём основная загрузка шла из Сикки. В Северо-Западную Европу за неделю было направлено около
220 тыс. тонн индийского дизеля — максимум с октября 2025 года.
Австралия получила 95 тыс. тонн, Малайзия — 87 тыс. тонн,
Сингапур — 79 тыс. тонн, а в более широком июльском расписании значилась Кения. Однако российский запрет способен перенаправить часть индийских потоков в Латинскую Америку и Западную Африку, где сжатие предложения ощущается острее, усиливая конкуренцию между европейскими и неевропейскими покупателями за одни и те же партии.

При внутреннем потреблении около 38–40 млн килолитров в год на импорт ранее приходилось 3–4 млн килолитров. Замещение этого объёма потребует
16,7–18 млн килолитров биодизеля и около 15,2–16,3 млн тонн сырого пальмового масла, что неизбежно отразится на балансе растительных масел и экспортных возможностях страны. Программа прошла шестимесячные испытания на различных видах транспорта и энергетическом оборудовании,
и власти утверждали, что B50 продемонстрировал приемлемые технические характеристики. Для азиатского рынка это означает структурное снижение импортного спроса на дизельное топливо, особенно в сингапурском и малайзийском направлениях. Параллельно Pertamina и Boeing подписали соглашение о развитии производства устойчивого авиационного топлива с целевой долей 1% к 2027 году.

В июне поток по линии составлял около 203 тыс. барр./сут. — максимум с начала года, хотя это лишь часть исторического уровня в 450 тыс. барр./сут.
при пропускной способности до 1,5 млн барр./сут. Турция заявляла о намерении приблизить загрузку к полной мощности и обсуждала возможность продления трубопровода к Басре, что в перспективе могло бы создать сухопутный коридор для значительной части иракского экспорта. Дополнительным предметом переговоров остаётся использование линии для транспортировки около
80 тыс. барр./сут. с месторождений Gabar турецкой TPAO.
Параллельно государственная North Oil Company заключила контракт с американской HKN Energy на разработку месторождения Hamrin с максимальной добычей 140 тыс. барр./сут.

К 7 июля погрузки в Ras Tanura достигли около 2,25 млн барр./сут.,
что составляло лишь 37% довоенного уровня, тогда как Янбу в июне отгружал рекордные 4,1 млн барр./сут. Экспорт в Китай сократился до 537,6 тыс. барр./сут. против 1,5 млн барр./сут. в феврале, но поставки в Японию и Южную Корею выросли до 900 тыс. барр./сут. в каждом направлении. Возобновление потоков
в египетский Ain Sukhna с последующим реэкспортом через трубопровод Sumed
к средиземноморскому терминалу Sidi Kerir позволило обслуживать европейский рынок, не проводя весь объём через Ормуз. Однако Красное море также не является нейтральным маршрутом, что оставляет элемент логистического риска.

На 8 июля расчётная экспортная маржа бензина составляла около
13,80 долл./барр. против июньского среднего уровня 21,19 долл./барр.,
тогда как дизельная маржа достигала 31,75 долл./барр. Это смещало потенциальный прирост экспорта в пользу средних дистиллятов. Возобновление отгрузок способно усилить давление на сингапурские и юго-восточноазиатские рынки, однако внутренний спрос и геополитическая напряжённость вокруг Ирана продолжали сдерживать быстрый рост переработки и вывоза.

После официального уведомления Конгресса у США есть 45 дней для рассмотрения решения. Снятие ограничения открывает доступ к финансированию ремонта месторождений, трубопроводов и перерабатывающих мощностей, интерес к которым уже проявили TotalEnergies, Chevron и независимые компании. Syrian Light плотностью 36–38° API и Syrian Heavy около 22–26° API могут частично заместить ближневосточные и российские поставки в Средиземноморье, хотя восстановление добычи до довоенных 380 тыс. барр./сут. остаётся долгосрочной задачей.

Успешное тестовое использование Erha подтвердило способность предприятия диверсифицировать закупки, снижая зависимость от традиционных ближневосточных поставщиков. Вместе с НПЗ Nghi Son заводы покрывают около 70% внутреннего спроса на нефтепродукты, что уменьшает потребность страны в импорте и одновременно делает её более устойчивой к колебаниям региональных рынков.

В ближневосточном оценочном процессе 10 июля серия частичных сделок с сентябрьским Dubai сконцентрировала торговую активность вокруг Mitsui, Trafigura и Mercuria, зафиксировав узкий ценовой диапазон и подтвердив функциональное разделение участников.

За несколько минут было проведено девять операций по 25 тыс. баррелей, совокупный номинальный объём достиг 225 тыс. баррелей. Mitsui приобрела шесть частичных объёмов у Vitol и Mercuria, сформировав доминирующую покупательскую позицию в 150 тыс. баррелей. Trafigura купила два объёма у Mercuria, PetroChina — один у Shenghong. Цены последовательно двигались от 69,40 до 69,60 долл./барр., а Platts использовал сделку по 69,50 долл. для расчёта сентябрьского наличного Dubai. Основное предложение обеспечили Mercuria и Vitol, в то время как заявки на покупку от BP, Phillips 66, Shell и ExxonMobil находились на 40–70 центов ниже, не привлекая продавцов.
Такая конфигурация указывает, что крупные торговые дома контролировали предложение, а азиатские покупатели были готовы платить более высокую цену за немедленную ликвидность. Отсутствие объявления физической партии по совокупности частичных сделок подчёркивает, что оценочный процесс фиксировал ценовые ориентиры, а не завершённую товарную поставку.

Закупка продолжает перестройку японских закупочных программ после перебоев в Ормузском проливе. Американские сорта не зависят от маршрута через Персидский залив, что позволяет снизить концентрацию ближневосточного риска. Надбавка к Dated Brent включает не только качественные характеристики WTI Midland и West Texas Light, но и полную стоимость морской транспортировки, продолжительность рейса и премию за альтернативный маршрут. В том же сегменте TotalEnergies продала австралийской Ampol партию конденсата Ichthys
с погрузкой 16–20 августа по цене около 3 долл./барр. надбавки к Dated Brent на условиях FOB, что демонстрирует перераспределение регионального сырья внутри Азиатско-Тихоокеанского бассейна без необходимости выхода на дальние рынки.

Проект Usan Infill на блоке OML 138, где ExxonMobil является оператором,
а партнёрами выступают Chevron, TotalEnergies и Nexen, предполагает начало работ в августе и получение первой нефти примерно через полгода. В июне месторождение давало около 33,4 тыс. барр./сут. среднесернистой нефти,
что значительно ниже уровня 2017 года, превышавшего 80 тыс. барр./сут. Дополнительное бурение направлено на восстановление производительности зрелого актива с использованием существующей морской инфраструктуры.
Для нигерийского рынка дополнительные объёмы появятся в период,
когда атлантический бассейн перенасыщен предложением, а надбавки Bonny Light, Forcados и Qua Iboe сократились до минимальных значений.
Коммерческий успех проекта будет зависеть от способности Usan конкурировать с американскими, бразильскими и ближневосточными сортами, а не только от технического запуска.

Добываемый газ планируется использовать в энергетике, что для Ирака является критически важным элементом контракта, учитывая хронический дефицит топлива для электростанций. HKN Energy последовательно наращивает активы в регионе: в мае 2025 года компания заключила соглашение по газовому месторождению Miran в Курдистане, а в июне 2026 года начала работу на сирийских месторождениях Rmeilan. Целевой уровень добычи Hamrin сопоставим с мощностью крупного НПЗ и может существенно повлиять на североиракский баланс. Коммерческая реализация зависит от маршрута вывоза нефти внутренняя переработка, южная экспортная система или трубопровод
Киркук Джейхан, соглашение о продлении которого было достигнуто почти одновременно с объявлением контракта.

Суда будут построены на комплексе HD Hyundai Heavy Industries в Ульсане и переданы заказчику до середины 2029 года. Контракт основан на пятилетнем фрахтовом соглашении, что исключает спекулятивный характер заказа.
Оман, находящийся за пределами Ормуза, нарастил поставки нафты в Южную Корею за первые пять месяцев 2026 года на 42% год к году, войдя в пятёрку крупнейших поставщиков этого сырья. Новый флот может обслуживать не только корейское направление, но и маршруты в Японию, Юго-Восточную Азию,
Индию и Европу. Для судостроительной группы KSOE этот заказ стал частью портфеля из 139 судов общей стоимостью 16,03 млрд долл., что подтверждает долгосрочный характер инвестиций в логистику, вызванных перестройкой глобальных торговых потоков.

Завод в Питео на севере Швеции способен перерабатывать около 400 тыс. тонн таллового масла в год — побочного продукта целлюлозно-бумажного производства. После первичной переработки компоненты направляются на выпуск возобновляемого дизельного и устойчивого авиационного топлива на предприятиях группы. В условиях растущей конкуренции за использованное пищевое масло, животные жиры и талловое масло владение действующим переработчиком снижает зависимость от разовых закупок на открытом рынке и обеспечивает стабильный поток сырья. Sunpine является работающим промышленным активом с существующей технологией и связью со скандинавской лесной промышленностью, что отличает сделку от проектов, основанных на будущих производственных обещаниях.

Терминал Pinkenba модернизирован для хранения, смешения и обращения с SAF совместно с обычным авиационным керосином при поддержке Австралийского агентства по возобновляемой энергетике. EcoCeres опирается на завод
в Tanjung Langsat мощностью 420 тыс. тонн в год, недавно возобновивший работу после временной остановки. Объёмы, цена и продолжительность соглашения не раскрыты, поэтому его следует рассматривать как создание логистического канала, а не как гарантированный долгосрочный контракт на фиксированный тоннаж. При цене HEFA-SPK FOB Straits на уровне 2 461 долл./т и надбавке
к сингапурскому керосину в 1 507 долл./т коммерческая жизнеспособность поставок будет определяться обязательствами авиакомпаний и регуляторной поддержкой.

Индонезия планирует довести долю SAF до 1% к 2027 году, что потребует около 60 тыс. килолитров топлива на основе гидрообработанных масел и жиров. Pertamina уже выпускала небольшие объёмы на НПЗ Cilacap и намерена расширить производство на Dumai и Balongan во втором полугодии 2026 года. Boeing предоставляет авиационную и техническую экспертизу,
Pertamina — переработку и связь с государственным регулированием.
Однако одновременный запуск обязательной программы B50 с 50-процентной долей биодизеля увеличивает внутренний спрос на пальмовое масло,
и производство SAF будет конкурировать за то же сырьё, которое необходимо для автомобильного топлива. Без механизма приоритетного распределения ресурсов достижение заявленных целей по SAF останется под вопросом.