Министерство энергетики России предложило ряд мер по донастройке налогового режима для нефтяной отрасли, а также рынка топлива. Об этом в интервью журналу «Эксперт» сообщил министр энергетики Сергей Цивилев.

«Необходима донастройка налогового режима. Минэнерго совместно с Минфином сейчас активно работают над тем, чтобы найти сбалансированное решение по стимулированию разработки отдельных категорий запасов», сказал он.

По его словам, это может помочь отрасли решить один из ключевых вызовов для отрасли — вовлечение трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ), доля которых оценивается примерно в 60%. «Именно здесь важна роль налоговых стимулов и общей фискальной нагрузки на отрасль», — отметил Цивилев.

Министр добавил, что Энергостратегия России до 2050 года предусматривает, что к 2030 году добыча нефти достигнет 540 млн тонн в год, что потребует вовлечения в разработку значительных объемов ТРИЗ.

«В этом плане высокую эффективность показала система НДД. Поэтому важно продолжить работу как по донастройке НДД, так и по поиску новых мер налоговой и неналоговой поддержки нефтекомпаний», — сказал он.

К 2042 году конечная цена электроэнергии в России может удвоиться — с нынешних 6,4 до 12,8 руб. за 1 кВт⋅ч, прогнозируется в генсхеме размещения объектов электроэнергетики. В структуре тарифа основное давление окажут капитальные затраты, кредиты и налоги: их вклад составит 58% цены на оптовом рынке (32%, 11% и 15% соответственно).

Вице-президент «Роснефти» Василий Никонов заявил, что без оптимизации к 2042 году электроэнергия в России может стать дороже, чем в США, Канаде и Индии. Для промышленных предприятий это грозит ростом доли затрат на электроэнергию в себестоимости продукции до 5,1% против 3,6% в 2024 году.

Компания предложила комплекс мер для сдерживания цен:

• льготное кредитование и использование механизмов бюджетного финансирования (инфраструктурные облигации, фабрика проектного финансирования, промипотека);

• налоговые льготы и преференции для генерации;

• снижение CAPEX за счет типовых технологических решений и упрощения доступа к площадкам для ТЭС;

«Роснефть» и Китай подписали соглашение о дополнительных поставках 2,5 млн т нефти в год через Казахстан, заявил глава Минэнерго РФ Сергей Цивилев в интервью «России-24» на ВЭФ.

«Также было подписано соглашение „Роснефтью“ с китайскими партнерами о дополнительной поставке 2,5 млн т нефти через Казахстан», — сказал он.

Ранее правительство РФ одобрило проект протокола о внесении изменений в межправсоглашение с Китаем, которое предполагает возможность увеличения поставок российской нефти в КНР на 2,5 млн тонн.


Источник: tass.ru/ekonomika/24955245

В августе 2025 года выплаты из федерального бюджета нефтеперерабатывающим заводам (НПЗ) по демпфирующему механизму достигли 75,5 млрд руб., что стало максимальным показателем с марта. Месячный рост составил +8% по сравнению с июлем, однако годовой показатель оказался в 2,2 раза ниже уровня августа 2024 года.

Причины динамики:

• Месячный рост: увеличение поставок топлива на внутренний рынок и рост экспортных цен на дизель (примерно +9% к июлю).

• Годовое снижение: падение экспортных цен с марта и укрепление рубля к доллару.

С января по август 2025 года общий объём выплат по демпферу составил 681,1 млрд руб., почти в двое меньше, чем за тот же период 2024 года. Министерство финансов ранее прогнозировало выплаты за весь 2025 год на уровне 2,6 трлн руб.

Нефтегазовые доходы бюджета после учёта демпфера в августе составили 550,8 млрд руб., что на 30% меньше июля и на 29% меньше августа 2024 г… При этом доходы от НДПИ на нефть выросли в месячном выражении на 11% до 605 млрд руб., но снизились на 31% в годовом.

Правительство РФ решило закрепить квоту в 5 ГВт для проектов модернизации старых ТЭС с использованием российских газовых турбин. Планируется, что новые энергоблоки будут введены в эксплуатацию в 2029–2031 годах, а проведение отбора проектов перенесено с 1 на 31 октября 2025 года. Также рассматривается продление механизма экономии ресурса иностранных турбин до конца 2026 года.

Проекты модернизации ТЭС окупаются за счет надбавки к цене мощности на оптовом рынке электроэнергии. При этом в проекте постановления предлагается снять контроль за предельным CAPEX для турбин с локализованным оборудованием и разрешить ввод модернизированных объектов раньше заявленных сроков. Для турбин, купленных до 2019 года, предельные капитальные затраты увеличены с 87,4 млн до 131 млн руб. за 1 МВт, при этом требования по локализации к ним не применяются.

Механизм экономии ресурса иностранных газовых турбин, действовавший с октября 2022 года, позволял компаниям снижать нагрузку на установки, находившиеся в резерве, на 300–500 МВт в месяц. Его продление обеспечит поддержку надежности энергосистемы при ограниченном объеме доступных иностранных турбин.

Ставки фрахта судов для перевозки российского угля на экспорт в июне–июле 2025 года выросли в среднем на 20% в месяц и достигли максимумов с начала года, сообщает агентство Argus. Например, доставка из порта Тамань в турецкий Искендерун подорожала на 25%, до 15 $/т, а из Усть-Луги — на 26%, до 22 $/т. Перевозка в Индию из Усть-Луги теперь стоит 40 $/т (+25%), из Тамани — 32 $/т (+10%). На дальневосточном направлении ставки выросли до 10,5 $/т в Китай и 8,5 $/т в Южную Корею.

Рост цен связан с высоким глобальным спросом на балкеры Panamax, особенно на фоне увеличения экспорта сои и кукурузы из Бразилии. Дополнительное давление оказывает введение новых требований по безопасности: с июля все прибывающие суда обязаны получать разрешение ФСБ и начальника порта, что усложняет логистику.

На фоне высокой стоимости доставки российские компании сосредоточились на поставках в Турцию — за первое полугодие туда было экспортировано 8,4 млн т угля, что на 4% больше, чем годом ранее. Однако, по оценке Neft Research, рост фрахта может сократить экспорт через южные и западные порты РФ на 5–10% в 2025 году.

С 27 июня по 28 июля 2025 года экспортная цена на российский коксующийся уголь на базисе FOB Дальний Восток выросла на 24%, достигнув $119 за тонну, по данным Центра ценовых индексов (ЦЦИ). Основной рост пришелся на последнюю неделю — плюс 16%. Это первое значительное восстановление цены после длительного снижения с 2024 года.

Причины.
Главным фактором стал дефицит предложения на китайском рынке. Власти КНР усилили контроль за добычей, стремясь сбалансировать рынок из-за роста запасов. В июле начались проверки в восьми провинциях. Одновременно на 11% упала добыча угля в Монголии, ключевого экспортера в Китай, а экспорт в КНР снизился на 16% в годовом выражении.

Влияние на российский экспорт.
Несмотря на локальный рост цен, общий экспорт российского угля в Китай в январе–июне сократился на 4,5% до 43,6 млн т. В июне падение составило 17%. Однако общий экспорт угля из России в январе–май увеличился на 1% — до 81,3 млн т.

Прогнозы.
По мнению Минэнерго, поддержку цен оказывает растущий спрос в Индии. Тем не менее министерство ожидает, что к концу года котировки вернутся к уровню I квартала — $110/т. Аналитики ЦЦИ и частные эксперты считают нынешний рост краткосрочным: Китай снижает выплавку стали, накоплены запасы, а спрос внутри страны слабый.

Поставки российского угля в Китай в январе–июне 2025 года сократились на 4,5% по сравнению с аналогичным периодом 2024-го, составив 43,6 млн т. Об этом свидетельствуют данные Главного таможенного управления КНР. В июне падение оказалось особенно резким — минус 17% в годовом выражении (8 млн т). По отношению к маю 2025-го поставки снизились на 3%.

В денежном выражении экспорт за полугодие сократился на 7%, до $4,1 млрд. В июне выручка упала на 39% год к году, до $647,2 млн.

Позитивная динамика наблюдалась лишь в I квартале, когда объём поставок составил 20 млн т (+8,5% к январю–марту 2024 г.). С апреля началось снижение: в апреле — минус 13%, в мае — минус 9%. По итогам января–мая объём экспорта составил 35,6 млн т (-1%), а по итогам шести месяцев — 43,6 млн т.

Снижение обусловлено совокупностью факторов: падением мировых цен, ростом логистических издержек и введением пошлин на импорт угля в КНР с января 2024 года. Для энергетического угля она составляет 6%, для антрацита, коксующегося и бурого — 3%.

Минэнерго предложило утвердить капитальные затраты на строительство Южно-Якутской парогазовой ТЭС мощностью 313 МВт на уровне 128,8 млрд руб. без учёта расходов на технологическое присоединение. Дополнительно потребуются 4,9 млрд руб. на газопровод от «Силы Сибири» и 14,8 млрд руб. — на подключение к электросетям. Это более чем на 70% превышает нормативы капитальных затрат на аналогичные проекты.

Проект реализуется «Газпром энергохолдингом» по поручению правительства для электрификации Восточного полигона и устранения энергодефицита в регионе. Работы стартовали в июне 2024 года, запуск первой очереди из двух газотурбин планируется на сентябрь 2026 года, а ввод паровой турбины — к осени 2027 года. В проекте будут использоваться китайские турбины AGT-110, прототипом которых считается украинская ГТД-110.

По расчётам эксперта ВШЭ Сергея Сасима, капзатраты составят 411 млн руб. на 1 МВт, что заметно выше утверждённого лимита в 183 млн руб. на 1 МВт для проектов на локализованном оборудовании. Несмотря на это, правительственная комиссия нарушений в расчётах не выявила, что может свидетельствовать о заниженной изначально оценке объёма потребного финансирования.