Опять в заголовках сказки пишут: "Urals дороже Brent." - Только российские нефтяники этих $120 не получают, погнали разбираться !

Под одним из последних постов на Smart-Lab мне прилетел комментарий примерно такого смысла: «Артём, ты всё время показываешь дисконт Urals к Brent и говоришь, что он режет маржу наших экспортёров. А сколько они вообще реально зарабатывают на барреле? Может, ты сам этот дисконт немного раздуваешь?»

Нормальная претензия. Сказать «Urals идёт с дисконтом $20» и ответить на вопрос «сколько из цены барреля в итоге остаётся Роснефти или ЛУКОЙЛу» — вообще не одно и то же.

Я как раз отметил себе, что надо это нормально посчитать. И тут сегодня мелькает новость: Urals с поставкой в Индию уже около $120 за баррель, да ещё и «дороже Brent». Я реально подумал: Артём, ну это уже знак :)

Лучшего кейса не придумать. Давайте разберём баррель по доллару: кто получает эти $120, сколько съедает доставка, что забирают налоги и сколько из всей этой красивой цены вообще может превратиться в деньги нефтяной компании.

Сразу поправка: это не «впервые с 2022 года». 17 марта 2026 года Platts впервые с начала своей серии DAP India в 2023 году оценил Urals с доставкой в Индию выше сопоставимого Forward Dated Brent. Сначала примерно на $1,7 за баррель, а 19 марта премия доходила примерно до $6.

Сейчас премия вернулась. 14 сентября Platts оценивал Urals DAP West Coast India уже на $1,05 выше Forward Dated Brent. Reuters для отдельных октябрьских грузов в Индию писал о премии примерно до $8 к Dated Brent.

$1,05 и $8 нельзя просто поставить рядом и сказать «премия выросла ещё на семь долларов». Это разные дни и немного разные Brent-базы. Но само событие реальное: привычный дисконт Urals для индийского покупателя в моменте исчез и сменился премией.

Теперь те самые $120.

Сегодня в публичных котировках можно было одновременно увидеть Urals в районе $120-121 и ноябрьский Brent futures примерно по $104-105. Сравнить $121 с $104 очень хочется. Получается идеальный заголовок: «Российская Urals дороже Brent почти на $17».

Только это две разные линейки. Brent futures — биржевой контракт на Brent с поставкой в будущем месяце. А публичная цифра Urals $120+ сама по себе вообще не доказывает, что конкретный танкер физической Urals продали именно по $120. Например, Trading Economics прямо пишет, что его серия Urals основана на сторонних OTC/CFD-инструментах и носит справочный характер.

Поэтому сами $120 я бы воспринимал как рыночный индикатор, а не как invoice конкретного танкера.

Гораздо чище посмотреть на физическую нефть. 14 сентября один и тот же Platts показывал:

• Urals FOB Primorsk: дисконт $21,65 к Dated Brent.
• Urals DAP West Coast India: премия $1,05 к Forward Dated Brent.

И это тоже нельзя механически вычитать друг из друга: отличаются точка поставки и Brent-база. Но смысл виден отлично. Один сорт нефти может в российском порту стоить сильно дешевле Brent, а уже после доставки в Индию торговаться с премией.

FOB Primorsk — нефть погрузили на танкер в российском порту. DAP India — продавец организовал доставку до согласованной точки в Индии. Грубо: цена товара на складе и цена того же товара уже с доставкой к покупателю.

Потому что дефицит сейчас не просто нефти. Дефицит конкретной нефти.

Urals относится к medium sour grades: нефть средней плотности с относительно высоким содержанием серы. И это важно, потому что нефть — не одинаковая чёрная жидкость, которую можно без последствий переливать из одной бочки в другую.

Многие сложные НПЗ в Индии, Китае и Европе исторически построены под medium/heavy sour нефть из Персидского залива. Лёгкую малосернистую нефть из США использовать можно, но меняются загрузка установок, технологический режим и выход дизеля, бензина, мазута и других продуктов.

Грубо: пекарне нужна определённая мука. Другую взять можно. Но тот же хлеб в том же количестве и по той же себестоимости уже не гарантирован.

А предложение именно таких sour-баррелей рухнуло. По данным S&P Global, экспорт sour crude из Middle East Gulf во II квартале 2026 года составил 5,88 млн баррелей в сутки против 16,88 млн годом ранее. Минус 65%.

Вот откуда вся история. Urals внезапно перестала быть баррелем, который Индия покупает только потому, что «русские дадут скидку». Ей нужен именно такой физический баррель.

Контрольный пример — норвежская Johan Sverdrup. 15 сентября её премия дошла до рекордных $19,55 к Dated Brent. Норвежская нефть, никаких российских санкций. Просто Johan Sverdrup тоже medium sour, а европейским НПЗ тоже понадобилось подходящее сырьё.

Рынок сейчас платит премию не за флаг на бочке. Он платит за физические свойства дефицитного барреля.

Санкции при этом никуда не исчезли. Логистика Urals всё ещё сложная, риски остались. Просто дефицит нужного сорта оказался настолько сильным, что в точке доставки в Индию перекрыл привычный дисконт.

15 сентября индикативный фрахт Aframax на 100 тыс. тонн по маршруту Baltic — West Coast India оценивался примерно в $90 за тонну. Для Urals Platts использует коэффициент около 7,23 барреля в тонне.

$90 / 7,23 = примерно $12,45 фрахта на баррель.

То есть одна только морская доставка может стоить порядка $12. И тут очень хочется написать:

$120 — $12,45 = $107,55 получает Роснефть.

Вот этого я делать не буду. $90 за тонну — индикативная оценка конкретного маршрута, судна и размера партии, а не счёт по конкретному танкеру. Есть ещё страхование, финансирование, демередж, рисковые премии, трейдинг и условия самого контракта.

Но порядок величины можно проверить независимо. 16 сентября Reuters оценивал Urals в Приморске и Новороссийске примерно в $110 за баррель FOB и отдельно писал, что высокий фрахт ограничивает выгоду российских продавцов.

То есть условные $110 у российского порта и около $120 уже у покупателя в Индии спокойно могут существовать одновременно. Между Приморском и индийским НПЗ просто стоит дорогое путешествие через полмира.

$120 в Индии — это не $120 выручки нефтяника с добытого барреля.

Часть этой цены принадлежит доставке и инфраструктуре сделки. При этом я не утверждаю, что вся эта экономика обязательно уходит иностранцам: судно, трейдинг или часть логистики могут быть связаны с российской цепочкой. Но публичных данных недостаточно, чтобы записать эти деньги в EBITDA Роснефти или ЛУКОЙЛа.

Urals стоит $120. Добывать нефть в России относительно дёшево. Значит нефтяник печатает почти $120 минус несколько долларов себестоимости.

Нет.

Официальная средняя цена Urals, использованная для расчёта нефтяных налогов за август, составляла $67,11 за баррель. Нефтяные налоги не считаются по красивой котировке одного дня, используется средняя цена за налоговый период.

Цена Urals прямо входит в коэффициент Кц для НДПИ. По-человечески: Urals растёт, ценовая часть налоговой нагрузки тоже растёт.

Дальше идут коэффициенты конкретного месторождения, льготы, вычеты. А часть месторождений работает по НДД, где механика другая. Поэтому универсальной цифры «при Urals $110 государство забирает ровно $X с барреля» не существует.

Но главное понятно: если Urals выросла на $10, нефтяник не кладёт все $10 себе в карман.

Вот тут и ломается идея одной «маржи барреля». Это вертикально интегрированные компании: они добывают нефть, отправляют часть на собственные НПЗ, продают нефтепродукты, работают на внутреннем рынке, экспортируют разные сорта и имеют разные налоги, долги и валютные позиции.

• Роснефть, I полугодие 2026: выручка 4,289 трлн руб., EBITDA 1,296 трлн руб., маржа EBITDA около 30%, чистая прибыль 200 млрд руб., свободный денежный поток 194 млрд руб., добыча жидких углеводородов 89,8 млн тонн.
• ЛУКОЙЛ: выручка около 2,06 трлн руб., EBITDA 815,3 млрд руб., чистая прибыль 430,9 млрд руб., маржа EBITDA около 39,6%.
• Газпром нефть: выручка около 1,88 трлн руб., скорректированная EBITDA 727,5 млрд руб., чистая прибыль около 286 млрд руб., маржа EBITDA около 38,7%.
• Татнефть: операционная прибыль 222 млрд руб. при выручке 881,65 млрд руб., то есть около 25,2% операционной маржи. Это другая метрика, напрямую сравнивать её с EBITDA-margin остальных нельзя.

Для добычи дорогая нефть прекрасна. А для НПЗ дорогой входящий баррель сам по себе не подарок. НПЗ зарабатывает на разнице между стоимостью нефти и ценой получившихся нефтепродуктов, то есть на crack spread.

Сургутнефтегаз хорошо показывает ещё одну проблему. По РСБУ компания получила в 2025 году 251,2 млрд руб. убытка после 923,3 млрд руб. прибыли годом ранее. Владимир Богданов связывал результат в том числе с сильным укреплением рубля при большом объёме экспортных продаж.

То есть можно правильно угадать нефть и всё равно неправильно угадать прибыль нефтяной компании.

Netback по-человечески — сколько экономической цены барреля остаётся ближе к точке экспорта после отделения стоимости доставки до покупателя.

Берём 1 млн тонн Urals. Это примерно 7,23 млн баррелей.

Каждый +$1 устойчивого netback = $7,23 млн дополнительной валовой выручки на 1 млн тонн.

При долларе по 85 руб. это примерно 615 млн руб. Тогда +$10 netback = около +6,15 млрд руб. валовой выручки на каждый 1 млн тонн.

• 10 млн тонн: около +61 млрд руб.
• 20 млн тонн: около +123 млрд руб.
• 30 млн тонн: около +184 млрд руб.

Это ещё не прибыль. Но уже видно, почему исчезновение дисконта всего на несколько долларов для крупнейших экспортёров может стоить десятки и потенциально сотни миллиардов рублей выручки.

Для масштаба можно сделать специально нереалистичный потолок. Роснефть добыла за полугодие 89,8 млн тонн жидких углеводородов. Представим невозможное: будто каждая эта тонна получила +$10 netback.

89,8 млн т x 7,23 x $10 = около $6,49 млрд.
При 85 руб./$ это примерно 552 млрд руб. дополнительной валовой выручки.

Это около 42,6% фактической полугодовой EBITDA Роснефти. Но это НЕ прогноз: далеко не вся добыча является Urals, не всё экспортируется, часть нефти идёт на НПЗ, есть внутренний рынок, налоги, контрактные лаги и логистика.

Расчёт нужен только для одного: показать масштаб чувствительности бизнеса к нескольким долларам экспортного netback.

Мировой рынок потерял огромный объём medium/heavy sour нефти. Индийским, китайским и европейским НПЗ понадобилась замена именно по качеству, и они начали конкурировать за Urals, Johan Sverdrup и другие подходящие сорта.

Поэтому у российских экспортёров сейчас сложилось очень приятное сочетание: дорогой мировой физический рынок нефти плюс резко меньший дисконт Urals на азиатском рынке, местами сменившийся премией уже в точке доставки.

Вот это действительно меняет экономику. А не сама по себе красивая надпись «Urals по $120».

Для денег российских нефтяников я бы смотрел на четыре числа:

1. FOB Urals в российском порту.
2. Дисконт или премию Urals к сопоставимому физическому Brent на одинаковом базисе.
3. Фрахт до Азии.
4. Рубль и налоговую базу.

16 сентября Reuters давал ориентир примерно $110 FOB в Приморске и Новороссийске. Вот эти $110 уже намного ближе к экономике российского экспортёра.

А условные $120 в Индии — это баррель, который уже доехал до покупателя.

Короче, когда в следующий раз увидите «Urals стала дороже Brent», сначала спросите: какая Urals, какой Brent, где и на какую дату?

Без этого можно получить очень красивую цифру. И совершенно неправильную прибыль нефтяника.

Не ИИР.

Источники: S&P Global Commodity Insights / Platts, Reuters, CommodityScope, Argus, ФНС и Налоговый кодекс РФ, отчётности Роснефти, ЛУКОЙЛа, Газпром нефти и Татнефти, Интерфакс.

Я дальше буду смотреть именно на FOB Urals, премию/дисконт в Индии, фрахт и рубль. Если конструкция начнёт разворачиваться, короткое обновление быстрее всего появится в Telegram СинАппс !