«Интер РАО» рассматривает запуск собственного производства газовых турбин в течение пяти лет. Об этом сообщил гендиректор компании Сергей Дрегваль на ПМЭФ-2025. Речь идет как о турбинах средней, так и большой мощности. Окончательное решение примут после проработки технической и инвестиционной части.

Компания уже активно развивает направление энергомашиностроения. В 2024 году портфель заказов в этом сегменте превысил 150 млрд рублей. Среди недавних активов — доля 65% в бывшем СП Siemens и «Силовых машин» (СТГТ), а также Уральский турбинный завод.

Согласно планам Минэнерго, до 2042 года в России потребуется 258 газовых турбин на 31 ГВт. Из них 75 — в период до 2031 года. Производство ГТЭ-65 и ГТЭ-170.2 пока в стадии разработки. В 2024 году в России произведено 74 газовые турбины, но выпуск агрегатов большой мощности до сих пор остается сложной задачей.

По оценкам аналитиков, инвестиции в разработку одного типа турбины могут составить 10–30 млрд рублей. Эксперты называют производство ГТБМ стратегическим приоритетом на фоне дефицита оборудования и ухода иностранных поставщиков.

Министерство энергетики России рассчитывает сохранить добычу угля в этом году на уровне 2024 года, в том числе за счет стимулирующих мер. Об этом журналистам сказал министр энергетики России Сергей Цивилев в кулуарах ПМЭФ.

«Наша цель на этот год — сохранить объем добычи на уровне прошлого года. Много факторов воздействия, будем подводить итоги позже», — сказал он.

Вице-премьер РФ Александр Новак в статье для журнала «Энергетическая политика» писал, что добыча угля в России в 2024 году составила порядка 443,5 млн тонн, а экспорт — 196,2 млн тонн.

Источник: tass.ru/ekonomika/24270431

Обсуждаемое в правительстве РФ введение сезонного коэффициента 1,1 к цене газа (де-факто — двойная индексация на 10%) для промышленных потребителей, по оценке Минэнерго, может привести к росту цен на электроэнергию на 2,8–3%, а на тепло — до 1,2% в год. Это даст дополнительную нагрузку в 40–45 млрд руб. ежегодно на потребителей электроэнергии.

Однако реальные последствия могут оказаться гораздо масштабнее. По оценкам Совета производителей энергии, в отопительный сезон потребляется более 60% годового объема газа, и рост цен потребует дополнительной индексации тарифов на тепло на 20% с 2026 года, особенно в регионах с высокой долей газа в топливном балансе.

Газпром объясняет необходимость меры потерей доходов от экспорта и затратами на содержание подземных хранилищ. Минэнерго поддерживает эту позицию, но промышленность и эксперты указывают, что внутренний потенциал сокращения затрат у Газпрома далек от исчерпания. Рост внутренних цен, считают в ассоциации крупных потребителей энергии, подрывает конкурентоспособность российской промышленности, особенно энергоемких производств.

Кабмин готов профинансировать скидку 12,8% на железнодорожный тариф для угольщиков, вывозящих продукцию на экспорт через порты Северо-Запада и Юга, в объеме 6 млрд руб. Однако эксперты указывают: эта сумма составляет только треть от необходимой для вывода экспорта в нулевую рентабельность, которую Минэнерго оценивает в 17 млрд руб.

Южное направление вряд ли получит выгоду: инфраструктура ограничена, и дополнительных объемов вывезти просто физически невозможно. В лучшем случае, как говорят аналитики, скидка улучшит экономику уже планируемых поставок.

Что касается Северо-Запада, то здесь меры могут оживить экспорт: оценки эффективности разнятся — от 3 до 25 млн тонн угля, в зависимости от методологии расчета.

Дополнительно власти обсуждают жесткий механизм «вези или плати» для Хакасии на восточном направлении. Компании обязаны будут либо реально отгружать заявленные объемы, либо платить штраф. Причина — участившиеся отказы от экспорта даже по гарантированным квотам: в мае не предъявлено к погрузке 5,8 млн тонн угля, в том числе 3 млн тонн на восток.

Электросетевая компания «Россети» претендует на введение инфраструктурной инвестиционной составляющей (ИИС) на оптовом энергорынке для финансирования строительства ЛЭП на 1,064 трлн руб. по Генсхеме до 2042 года. Механизм предполагает аналогию с договорами предоставления мощности (ДПМ) — с 15-летней окупаемостью и доходностью до 15%.

Компания указывает, что действующий тариф не позволяет реализовать инвестпрограмму в полном объеме — долговая нагрузка близка к пределу, а дивиденды урезаны. Новая модель позволит обойти жесткие тарифные ограничения за счет платежей участников рынка, рассчитываемых по пропускной способности ЛЭП и трансформаторов.

Минэнерго инициативу поддерживает. Вариант с оплатой через компенсацию потерь также обсуждается. Однако «Совет рынка» и потребители считают предложение попыткой обойти регулирование и создать новый платеж, усложняющий систему расчетов. Производители энергии предлагают доработать существующие тарифные механизмы.

Ограничение на выплату дивидендов угольными компаниями для получения господдержки будет нести временный характер, заявил журналистам директор департамента Минэнерго Петр Бобылев на международной выставке «Уголь России и майнинг».

«На сегодня вопрос о дивидендах это один из факторов, которые предлагаются как неотъемлемая часть процесса для получения той или иной меры поддержки для предприятия. Но, конечно, это будет носить временный характер», - сказал он. 

Угольные компании для получения адресной поддержки должны соответствовать ряду критериев, среди которых уровень доказанной убыточности, долга и EBITDA, заявил журналистам директор департамента Минэнерго Петр Бобылев на международной выставке «Уголь России и майнинг».

«Сегодня эти критерии (индивидуальных мер поддержки — прим. ТАСС) обсуждаются. Министерство энергетики понимает и всегда выступало за то, что крайне важны и общесистемные меры… И поэтому первый критерий, который мы для себя видим, это доказанная убыточность. А вот объем убыточности обсуждается на тонну добычи. Это экономические показатели, такие как долг к EBITDA и EBITDA», — сказал он.


Источник: tass.ru/ekonomika/24120293

Минэнерго предлагает снять ограничения на выдачу электроэнергии в сеть от промышленных блок-станций. Это позволит предприятиям с собственной генерацией подключать мощности к энергосистеме по команде «Системного оператора» (СО) — без риска утраты статуса розничной генерации, что ранее ограничивало такую возможность.

Сегодня станции до 25 МВт могут продавать энергию напрямую или использовать её для собственных нужд, не участвуя в оптовом рынке. Выдача в сеть выше этой мощности требует соблюдения жёстких правил, включая обязательства по поставке и оплате на оптовом рынке, что неудобно для промышленных игроков.

Предлагаемые изменения особенно актуальны для энергодефицитных регионов, таких как ОЭС Юга и Московский регион. По оценке СО, новые правила позволят задействовать дополнительно до 100 МВт мощности от частных блок-станций, что может существенно снизить риски отключений в периоды пиковых нагрузок.

Однако крупные промышленные потребители указывают на необходимость доработки проекта: он не покрывает постоянные затраты генерации, работающей по вызову. Минэнерго пока не прояснило, как будет устроен механизм компенсаций.

В апреле 2025 года объем добычи газа в России составил 55,9 млрд куб. м, что на 2% больше по сравнению с аналогичным месяцем прошлого года. Это первое положительное изменение после трёх месяцев подряд снижения. Рост обеспечен увеличением закачки в ПХГ и экспортом по «Силе Сибири».

Добыча природного газа выросла на 4% до 47,4 млрд куб. м, тогда как попутного нефтяного газа (ПНГ) снизилась на 5% до 8,5 млрд куб. м. Однако в январе–апреле совокупный объём добычи газа снизился на 4% до 236,6 млрд куб. м. Производство СПГ за тот же период сократилось на 5% — до 11,4 млн т.

Снижение объясняется прекращением транзита газа через Украину с 1 января 2025 года, падением внутреннего спроса из-за теплой зимы, уменьшением поставок в Среднюю Азию и санкциями против российских СПГ-заводов. Объёмы прокачки газа через «Турецкий поток» выросли на 13% до 5,8 млрд куб. м, но это лишь частично компенсировало потери — экспорт в Европу упал почти вдвое.

По итогам 2024 года добыча росла (+7%), но в 2025-м восстановительный эффект исчерпан. Прогноз добычи на весь 2025 год — 680–681 млрд куб. м, что на 0,4–0,6% ниже уровня прошлого года.

Минэнерго разрабатывает новый налоговый манёвр для нефтяной отрасли, предполагающий снижение фискальной нагрузки и удвоение инвестиций в нефтедобычу. Это, по замыслу ведомства, обеспечит мультипликативный эффект и повысит поступления в бюджет за счёт смежных отраслей.

Снижение налогов может быть достигнуто через расширение применения налога на дополнительный доход (НДД) или предоставление льгот по налогу на добычу полезных ископаемых (НДПИ). Для геологоразведки рассматриваются налоговые вычеты и иные инструменты.

Работа ведётся совместно с Минфином и будет зафиксирована в плане мероприятий по реализации Энергостратегии-2050. По словам представителей Минэнерго, это «работа не на один год».

Эксперты отмечают, что удержание объёмов добычи на уровне 540 млн т в год возможно даже при эксплуатации старых месторождений Западной Сибири, но требует всё больших затрат. Сегодня более 30% добычи приходится на трудноизвлекаемые запасы, а естественное падение добычи оценивается в 4–6% в год, что требует наращивания бурения и увеличивает себестоимость.