Москва, 17 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Казахстан не планирует поставки нефти в Германию по магистральному нефтепроводу (МНП) Дружба в июле и августе 2026 г. Об этом сообщило агентство Интерфакс-Казахстан со ссылкой на министерство энергетики республики.

По информации ведомства, поставки казахстанской нефти по маршруту Атырау – Самара – МНП Дружба в направлении Германии временно приостановлены из-за технических ограничений инфраструктурного характера на стороне транзита. В связи с этим экспорт казахстанской нефти в Германию в июле и августе 2026 г. не планируется.

В Минэнерго Казахстана подчеркнули, что рассматривают сложившуюся ситуацию как временную и сохраняют курс на диверсификацию маршрутов поставок нефти на европейские рынки.

Напомним, с мая 2026 г. Россия прекратила транзит казахстанской нефти по системе МНП Дружба в направлении Германии. Как сообщал вице-премьер РФ А. Новак, решение связано с техническими возможностями инфраструктуры. По его словам, объемы казахстанской нефти, ранее направлявшиеся по этому маршруту, были переориентированы на другие доступные логистические направления.

Изначально Казахстан планировал экспортировать в Германию по МНП Дружба около 3 млн т нефти в 2026 г. Однако за январь-апрель было поставлено лишь 1,02 млн т. Для сравнения, по итогам 2025 г. поставки казахстанской нефти в Германию по этому маршруту составили 2,1 млн т. В Минэнерго Казахстана тогда заявляли, что часть объемов будет перераспределена на альтернативные экспортные маршруты, включая нефтетерминал Усть-Луга и систему Каспийского трубопроводного консорциума (КТК).

В ведомстве также подчеркивали, что приостановка поставок по МНП Дружба не влияет на выполнение годового плана добычи и экспорта нефти. Основным экспортным маршрутом для Казахстана остается система КТК, через которую проходит около 80% поставок казахстанской нефти на мировой рынок.

Поставки казахстанской нефти в Германию по северной ветке МНП Дружба осуществляются с февраля 2023 г. Маршрут проходит через территорию России, Белоруссии и Польши до нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) PCK Raffinerie в Шведте. Сырье поставляется под брендом KEBCO с месторождений Карачаганак, Кашаган и Тенгиз.

Организация поставок стала возможной после введения санкций ЕС против российской нефти. Германия отказалась от российских поставок по северной нитке МНП Дружба, однако транзит нефти другого происхождения, в том числе казахстанской, был сохранен. Для Казахстана это стало одним из направлений диверсификации экспортных маршрутов.
Читать полностью

Абуджа, 17 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Власти Нигерии предоставили Shell и ее партнерам беспрецедентные налоговые льготы для реализации глубоководного нефтяного проекта Bonga Southwest Aparo, который в течение многих лет оставался замороженным.
Об этом сообщает Bloomberg со ссылкой на источники.

По данным издания, президент Нигерии Бола Тинубу одобрил налоговый вычет в размере 11,5 долл. США за каждый добытый баррель нефти. Таким образом, участники проекта смогут уменьшать налоговые выплаты на указанную сумму с каждого барреля, добытого на месторождении Bonga Southwest Aparo. Решение, как отмечается, отражает курс правительства на восстановление инвестиционной привлекательности нефтегазового сектора и увеличение добычи углеводородов.

Размер льготы более чем вдвое превышает стандартные налоговые стимулы, ранее применявшиеся в стране, и призван повысить экономическую эффективность одного из крупнейших нефтяных проектов Нигерии.

После длительных переговоров

Налоговый механизм был одобрен еще в марте 2026 г. после нескольких месяцев консультаций с участием государственной компании NNPC Ltd., Федеральной налоговой службы Нигерии, советника президента по энергетике Олу Верхейена и Shell. При этом размер налогового вычета до настоящего времени не раскрывался.

Проект Bonga Southwest Aparo считается одним из крупнейших неразработанных глубоководных месторождений страны. По оценкам NNPC Ltd., объем инвестиций в его освоение составит около 20 млрд долл. США, а максимальная добыча может достичь 150 тыс. барр./сутки.

По данным Argus Media, реализация проекта неоднократно откладывалась из-за высокой стоимости глубоководной разработки, неопределенности налогового режима и более привлекательных условий инвестирования в других странах Африки.

Новые стимулы получит весь глубоководный сектор

Аналогичный налоговый вычет смогут получить и другие международные нефтегазовые компании, реализующие новые глубоководные проекты в Нигерии. Предполагается, что механизм будет действовать как минимум до 2029 г.

Мера входит в пакет реформ, реализуемых администрацией президента Болы Тинубу с 2023 г. и направленных на восстановление доверия инвесторов после нескольких лет снижения активности в нефтяной отрасли.

Одновременно Shell добивается публикации соответствующего указа в официальном правительственном вестнике. Это должно обеспечить более надежную правовую защиту налоговых льгот, поскольку президентские указы могут быть пересмотрены или оспорены в судебном порядке. По данным Bloomberg, процедура официальной публикации уже началась.

Добыча нефти в стране продолжает расти

Решение о предоставлении дополнительных налоговых стимулов принято на фоне восстановления нефтедобычи в стране. Согласно данным Нигерийской комиссии по регулированию добычи нефти (NUPRC), в июне 2026 г. добыча нефти достигла 1,56 млн барр./сутки, что стало максимальным показателем с апреля 2020 г.

Рост обеспечен усилением защиты нефтяной инфраструктуры, увеличением инвестиций в разведку и добычу, а также реформированием отраслевого регулирования.

Правительство Нигерии рассчитывает увеличить добычу до 2 млн барр./сутки к 2027 г. и 3 млн барр./сутки к 2030 г. По словам государственного министра нефтяных ресурсов Хайнекена Локпобири, ключевую роль в достижении этих показателей должны сыграть именно шельфовые проекты.

Помимо Bonga Southwest Aparo, в стране продолжается подготовка к реализации других крупных морских проектов. В частности, в апреле 2026 г. было одобрено освоение месторождения Zabazaba-Etan компании Eni стоимостью 10,3 млрд долл. США.

Ранее стало известно, что американская ExxonMobil и ее партнеры инвестируют 1 млрд долл. США в проект Usan Infill на континентальном шельфе Нигерии. Проект подразумевает бурение новых скважин. Ожидается, что его реализация позволит нарастить добычу нефти в стране на 40 тыс. барр./сутки. Дочерняя структура ExxonMobil – Esso Exploration and Production Nigeria – не вела буровых работ в Нигерии с 2016 г.

Автор: А. Гончаренко Читать полностью

Баку, 17 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Азербайджан в январе–июне 2026 г. добыл 13,3 млн т нефти с газовым конденсатом, что на 2,9% меньше, чем за аналогичный период 2025 г., следует из оперативных данных Министерства энергетики страны.

В 1-м полугодии 2025 г. добыча составляла 13,7 млн т.

Основной объем добычи обеспечили:

• блок месторождений Азери – Чыраг – Гюнешли (АЧГ) - 7,9 млн т;
• газоконденсатное месторождение (ГКМ) Шах-Дениз - 1,7 млн т конденсата;
• месторождение Абшерон - 0,3 млн т.

На долю государственной нефтяной компании SOCAR пришлось 3,4 млн т нефти и конденсата против 3,5 млн т годом ранее.

Экспорт нефти за 6 мес. 2026 г. составил 10,5 млн т, сократившись на 9,5% по сравнению с аналогичным периодом 2025 г., когда он достигал 11,6 млн т.

Добыча газа выросла

При этом добыча природного газа в Азербайджане по итогам 1-го полугодия увеличилась на 0,8% - до 25,4 млрд м³.

Из общего объема добычи:

• 13,7 млрд м³ пришлось на месторождение Шах-Дениз;
• 7,3 млрд м³ - на блок АЧГ;
• 0,8 млрд м³ - на месторождение Абшерон;
• 3,6 млрд м³ обеспечила SOCAR.

Экспорт природного газа вырос на 5% - до 12,7 млрд м³ против 12,1 млрд м³ годом ранее.

Согласно данным Минэнерго, с момента ввода в эксплуатацию месторождений АЧГ и Шах-Дениз по состоянию на 1 июля 2026 г. совокупная добыча составила 679,8 млн т нефти и конденсата и 529,6 млрд м³ газа. Из них:

• на АЧГ пришлось 625,6 млн т нефти и 251,1 млрд м³ газа,
• на Шах-Дениз - 54,2 млн т конденсата и 278,5 млрд м³ газа.

В прошлом году добыча нефти с газовым конденсатом в Азербайджане составила 27,68 млн т (падение на 4,7% к предыдущему году). Добыча газа повысилась на 1%, до 50,92 млрд м³, в т.ч. товарного - на 0,7%, до 38,88 млрд м³. Правительство Азербайджана прогнозирует добычу нефти в 2026 г. на уровне 27,6 млн т, газа - 48,44 млрд м³.

Читать полностью

Москва, 17 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Премьер-министр Индии Н. Моди дал старт первому в стране водородному поезду.
Об этом индийский политик сообщил в социальной сети X.

«Я горжусь тем, что дал старт первому в стране водородному поезду в городе Джинд, штат Харьяна. Это крупное достижение на пути к созданию чистой, экологичной и самодостаточной Индии», – поделился Н. Моди.

О водородном поезде

По данным издания The Times of India, поезд состоит из 10 пассажирских вагонов и может перевозить около 2,6 тыс. пассажиров. По данным Индийских железных дорог, в мировой практике водородные поезда насчитывают всего 2–3 пассажирских вагона, что делает индийский поезд самым длинным.

Поезд включает два водородных моторных вагона и восемь прицепных вагонов.
В каждом моторном вагоне установлены:

• водородные топливные элементы,
• литий-железо-фосфатные аккумуляторы,
• баллоны для хранения водорода.

Проектная скорость поезда составляет 110 км/ч, но на участке Джинд – Сонипат, выбранном в качестве пилотного маршрута, он будет передвигаться с максимальной скоростью 75 км/ч. Поезд работает на водородных топливных элементах мощностью 1200 кВт.

Как это работает?

Технология водородных топливных элементов основана на принципе получения электроэнергии в результате электрохимического процесса с участием водорода. В качестве побочного продукта водородный поезд в атмосферу выделяет только водяной пар и тепло. Это делает проект экологически чистой альтернативой его предшественникам, работающим на ископаемом топливе.

Водород, хранящийся в баллонах, вступает в реакцию с кислородом, поступающим из окружающего воздуха, внутри топливного элемента, вырабатывая электричество. Это электричество питает тяговые двигатели, обеспечивающие движение колес. Использование водорода в качестве топлива исключает сгорание топлива, дым и выбросы углекислого газа.

Инфраструктура для обслуживания поезда

Для обеспечения работы нового поезда в Джинд открыли собственную установку для хранения и заправки водородом. Организация по безопасности в нефтяной и взрывной промышленности (PESO) выдала необходимую лицензию на хранение и выдачу сжатого водорода на этой установке.

Инфраструктура заправки включает в себя систему сжатия водорода, запасные компоненты для обеспечения надежной и безотказной работы.

С запуском водородного поезда Индия пополнила список стран-пионеров, тоже внедряющих экологичный вид транспорта. Она встала в один ряд с Германией, Японией, Китаем и США. Запуск поезда на водородном топливе – часть плана Индии по переходу на более экологичные виды транспорта и энергоресурсов. В рамках этой инициативы страна также электрифицировала около 70 тыс. км путей.

Напомним, в июне прошлого года индийская компания Adani New Industries Limited (ANIL) запустила установку по производству зеленого водорода мощностью 5 МВт.

Несмотря на стремление развивать экологически чистую энергетику, Индия остается одним из главных потребителей угля в мире. В частности, страна выступает одним из крупнейших покупателей российского угля. С января по май 2026 г. Индия получила 3,7 млн т сырья из РФ и заняла четвертое место среди других экспортеров. Ранее отмечалось, что Индия располагает значительными запасами угля, которых, по оценкам властей, хватит примерно на 200 лет. Уточнялось, что угольные запасы страны достигают около 401 млрд т.

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 17 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Нефтеналивной танкер Nordic Zenith (IMO 9588469, флаг Либерии), зафрахтованный ExxonMobil для погрузки нефти на морском терминале Каспийского трубопроводного консорциума (КТК) в районе Новороссийска, получил повреждения в результате ночной атаки беспилотных летательных аппаратов (БПЛА).
Об этом сообщает Bloomberg со ссылкой на осведомленные источники

После двух ночных атак на борту судна возник пожар. Экипажу удалось ликвидировать возгорание, однако заход танкера под погрузку был отменен.

Информацию о происшествии подтвердили и в пресс-службе КТК. По данным консорциума, Nordic Zenith должен был начать погрузку утром 17 июля, однако после атаки судно оказалось непригодным для проведения грузовых операций.

Во время инцидента экипаж передал сигнал бедствия SOS. Силами КТК с танкера были эвакуированы 13 человек, еще 9 членов экипажа приняли решение остаться на борту.

Это уже не первый подобный инцидент в районе терминала за последние дни. Ранее украинский беспилотник атаковал нефтеналивной танкер Yasa Polaris, находившийся неподалеку от объектов КТК. Судно было зафрахтовано американской Chevron.

Предыдущие атаки на суда в Черном море

28 мая стало известно об атаке на 3 танкера типоразмера Suezmax у северного побережья Турции, которые ранее были зафиксированы в порту Новороссийск:

• James II – IMO 9253909, флаг Палау, дедвейт 149 995 т, внесен в санкционные списки Великобритании,
• Velora – IMO 9290373, флаг Сьерра-Леоне, дедвейт 163 750 т, внесен в санкционные списки ЕС и Великобритании,
• Altura – IMO 9292199, флаг Сьерра-Леоне, дедвейт 163 750 т (однотипное судно с Velora), внесен в санкционные списки ЕС и Великобритании.

Также серия атак БПЛА и БЭК на танкеры в Черном море фиксировалась в ноябре 2025 г. – январе 2026 г., тогда пострадали 4 судна:

• 28 ноября 2025 г. танкер Kairos получил повреждения в водах Турции, на борту судна начался пожар,
• 28 и 29 ноября в ИЭЗ Турции в Черном море был дважды атакован нефтеналивной танкер Virat, обе атаки были осуществлены БЭК,
• 2 декабря 2025 г. в ИЭЗ Турции в Черном море БПЛА атаковал танкер-продуктовоз/химовоз Midvolga-2, следовавший из России в Грузию с грузом подсолнечного масла,
• 8 января 2026 г. нефтеналивной танкер Elbus (Эльбрус) подвергся атаке БЭК и БПЛА в Черном море у берегов Турции.

Помимо танкеров, от действий БЭК в Черном море в ноябре-декабре 2025 г. и в начале 2026 г. страдал Морской терминал КТК. В результате атаки в конце ноября 2025 г. выносное причальное устройство №2 (ВПУ-2) получило значительные повреждения, его дальнейшая эксплуатация невозможна. В январе 2026 г. БПЛА атаковали 4 танкера вблизи терминала КТК.

Каспийский трубопроводный консорциум

• международный нефтетранспортный проект с участием России, Казахстана, а также ведущих мировых добывающих компаний;
• создан для строительства и эксплуатации МНП протяженностью более 1,5 тыс. км и мощностью 67 млн т/год нефти;
• соединяет нефтяные месторождения запада Казахстана (Тенгиз, Карачаганак и Кашаган) и российские месторождения на шельфе Каспия с морским нефтетерминалом в Новороссийске.

Акционеры КТК:

• федеральное агентство по управлению государственным имуществом в лице Транснефти (доверительное управление) - 24%,
• КТК Компани - 7%,
• КазМунайГаз (КМГ) - 19%,
• Kazakhstan Pipeline Ventures LLC - 1,75%,
• Chevron Caspian Pipeline Consortium Company - 15%,
• LUKARCO B.V. - 12,5%,
• Mobil Caspian Pipeline Company - 7,5%,
• Rosneft-Shell Caspian Ventures Limited - 7,5%,
• BG Overseas Holdings Limited - 2%,
• Eni International N.A. N.V. S.ar.l. - 2%,
• Oryx Caspian Pipeline LLC - 1,75%.

По итогам 1-го квартала 2026 г. КТК снизил объем транспортировки нефти на 24,8% по сравнению с аналогичным периодом 2025 г. - до 13,415 млн т. Для сравнения, в январе-марте 2025 г. по системе КТК было прокачано 17,849 млн т нефти. Одним из факторов снижения объемов транспортировки остается ограниченная работа морского терминала КТК под Новороссийском. Читать полностью

Москва, 17 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Дисконты на российскую нефть сорта Urals в первой половине июля 2026 г. увеличились по сравнению с июнем на фоне сохраняющейся волатильности мирового нефтяного рынка, вызванной развитием ситуации на Ближнем Востоке.. Об этом сообщил Интерфакс со ссылкой на данные агентства Argus.

По данным агентства, дисконт Urals с отгрузкой в российских портах в среднем увеличился примерно на 3 долл. США/барр. по сравнению с июнем. На азиатском направлении рост дисконтов оказался еще более заметным: дисконт Urals с поставкой на западное побережье Индии увеличился на 6,7 долл. США/барр., достигнув 11,16 долл. США/барр. В Китае скидка на российскую нефть к ICE Brent выросла на 4,2 долл. США/барр., до 5 долл. США/барр.

Аналитики связывают текущую ценовую конъюнктуру с ситуацией в Персидском заливе. После договоренностей США и Ирана о деэскалации и возобновлении судоходства через Ормузский пролив в конце июня предложение нефти на мировом рынке увеличилось, что оказало давление на стоимость российской нефти. Несмотря на возобновление конфликта на прошлой неделе, котировки Urals отреагировали сдержанно, прибавив лишь около 0,5 долл. США/барр.

По данным Argus:

• дисконт Urals FOB Primorsk к North Sea Dated (NSD) в июле составил 27,04 долл. США/барр. против 24,03 долл. США/барр. в июне;
• дисконт Urals Med Aframax FOB Novorossiysk вырос до 27,59 долл. США/барр. с 24,49 долл. США/барр. месяцем ранее;
• дисконт Urals Med Suezmax FOB Novorossiysk достиг 26,41 долл. США/барр.;
• дисконт сорта ESPO, отгружаемого через порт Козьмино, к сорту Dubai, напротив, сократился на 3,1 долл. США/барр., до 8,1 долл. США/барр.

При этом североморский эталон NSD в июле подешевел примерно на 11 долл. США/барр. по сравнению с июнем - до 74,1 долл. США/барр. После очередного обострения ситуации на Ближнем Востоке с 14 июля котировки NSD вновь поднялись выше 80 долл. США/барр., а стоимость Urals превысила 50 долл. США/барр., тогда как большую часть месяца находилась в диапазоне 40-47 долл. США/барр.

По расчетам Интерфакса, средняя цена российской нефти, используемая для расчета НДПИ, в июле пока складывается на уровне 50,41 долл. США/барр. Для сравнения, в июне она составляла 63,52 долл. США/барр., тогда как цена отсечения в рамках бюджетного правила на 2026 г. установлена на уровне 59 долл. США/барр.

Напомним, с января 2025 г. стоимость российской нефти для определения налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ) вычисляется по новой формуле: как сумма средней величины котировок Urals FOB Primorsk и Urals Med Aframax FOB Novorossiysk, умноженной на коэффициент 0,78, и котировки ESPO blend FOB Kozmino, умноженной на коэффициент 0,22.

20 марта 2026 г. стало известно, что Минфин РФ предлагает сохранить использование котировок Argus для расчета нефтяных налогов. Соответствующий законопроект уже рассматривается в правительстве. Читать полностью

Исламабад, 17 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Пакистан готовится расширить закупки сжиженного природного газа (СПГ) на спотовом рынке, опасаясь дальнейших перебоев с поставками на фоне сохраняющейся напряженности вокруг Ирана и рисков для судоходства в Ормузском проливе.
Об этом сообщает Bloomberg со ссылкой на осведомленные источники.

По информации агентства, Исламабад уже приобрел 4 партии СПГ с поставкой в июле. Эта закупка стала самой дорогостоящей для страны с 2022 г. Власти также рассматривают возможность приобретения еще одной партии газа с поставкой до конца июля, а в августе планируют законтрактовать еще 6 партий.

Необходимость дополнительных закупок связана с ростом внутреннего спроса на электроэнергию. Аномально высокая температура воздуха привела к увеличению нагрузки на энергосистему, что вынудило власти активнее использовать газовую генерацию.

Одновременно возникли сложности с поставками катарского СПГ, традиционно проходящего через Ормузский пролив. На этом фоне в отдельных районах страны уже фиксировались веерные отключения электроэнергии.

По оценке Kpler, в 2025 г. страна импортировала из Катара около 6,64 млн т СПГ. Собственная добыча постепенно снижается, а в последние годы в стране не было открыто крупных новых месторождений. На этом фоне власти вынуждены все чаще обращаться к спотовому рынку, чтобы обеспечить стабильное энергоснабжение.

По оценке Bloomberg, решение Пакистана активнее выходить на спотовый рынок может свидетельствовать о том, что власти страны не рассчитывают на быстрое урегулирование конфликта вокруг Ирана и готовятся к сохранению нестабильной ситуации в регионе.

Ранее Пакистан выступал одним из посредников в контактах между Вашингтоном и Тегераном. Однако после очередного витка эскалации ситуация на Ближнем Востоке вновь обострилась.

Напомним, 8 июля вооруженные силы США впервые после подписания меморандума между Вашингтоном и Тегераном нанесли серию ударов по территории Ирана, заявив, что действия стали ответом на нападение на торговое судно в Ормузском проливе. В тот же день президент США Дональд Трамп объявил о прекращении действия перемирия. В ответ Иран начал наносить удары по американским объектам в Бахрейне, Кувейте, ОАЭ, Омане, Катаре и Иордании, что усилило опасения участников энергетического рынка относительно безопасности поставок через один из ключевых мировых маршрутов транспортировки нефти и СПГ.

Читать полностью

Москва, 17 июл – ИА Нефтегаз.РУ. Госкорпорация Росатом рассчитывает по итогам 2026 г. обеспечить рекордный объем перевозок по Северному морскому пути (СМП) - 40 млн т грузов, одновременно сохранив одну из крупнейших в стране инвестиционных программ объемом более 900 млрд руб.
Об этом генеральный директор Росатома А. Лихачев заявил на отраслевом мероприятии «День директора».

Перевозки по СМП идут с опережением графика

По словам А. Лихачева, на середину июля по СМП уже перевезено 18,8 млн т грузов, что на 13,7% больше, чем за аналогичный период 2025 г. По итогам года Росатом рассчитывает установить новый исторический рекорд - 40 млн т грузов.

С 1 января 2026 г. госкорпорация стала единым морским оператором северного завоза. В текущем году доставка грузов уже осуществляется в Чукотский автономный округ, Якутию и Хабаровский край.

Дополнительный вклад в развитие арктической логистики внес атомный ледокол «Сибирь», который в феврале–марте обеспечивал проводку судов в Финском заливе в районе порта Приморск. За этот период было проведено 165 крупнотоннажных судов, а через порт вывезено свыше 8 млн т нефти. Кроме того, транспортная группа FESCO, входящая в контур Росатома, с начала года открыла новые международные морские сервисы в Саудовскую Аравию, Танзанию и Камбоджу.

Напомним, что по итогам 2024 г. грузопоток по СМП, по сообщению Росатома, составил:

• 37 893 531,9 т, что на 4,4% больше, чем в 2023 г. и является новым рекордом,
• также обновлен рекорд транзитных рейсов и грузов - 92 рейсов и более 3 млн т грузов, что почти в 1,5 раза больше, чем в 2023 г.

В 2025 г. Росатом оценивал показатель в пределах 36–38,5 млн. По оценке аналитического центра Gecon и СМИ объем перевозок грузов по СМП составил 37 млн ​​т, что примерно на 2,3% меньше, чем в 2024 г.

Выручка приближается к 3,4 трлн рублей

А. Лихачев сообщил, что по итогам 2026 г. Росатом ожидает получить почти 3,4 трлн руб. выручки в открытой части отчетности.

Выручка по новым продуктам, связанным с проектами технологического суверенитета, прогнозируется на уровне 1,6 трлн руб., при этом зарубежная выручка уже превышает целевые показатели текущего года.

К 2028 г. корпорация намерена увеличить:

• открытую выручку до 4 трлн руб.,
• выручку по новым продуктам - до 2,2 трлн руб.

Напомним, что в мае 2025 г., выступая в Совете Федерации, глава Росатома А. Лихачев привел динамику основных показателей деятельности Росатома за 5 лет.
Так, в 2024 г. по сравнению с 2019 г. зафиксирован рост по ряду ключевых показателей:

• выручка в открытой части - в 3 раза, до 3,236 трлн руб.,
• выручка по новым продуктам - в 6,5 раза, до 1,474 трлн руб,
• зарубежная выручка - в 2,5 раза, до 17,383 млн долл. США,
• EBITDA - в 1,9 раза, до 732 млрд руб.,
• инвестиции - в 4,4 раза, до 1,456 трлн руб.
• налоговые отчисления - в 2,9 раза, до 601 млрд руб.

Инвестпрограмма превысит 900 млрд рублей

Несмотря на сложную экономическую ситуацию, Росатом сохраняет масштабную инвестиционную программу.

По словам главы корпорации, ее объем в 2026 г. составит более 900 млрд руб., что делает ее одной из крупнейших в России. При этом часть проектов была перенесена на более поздние сроки или исключена из программы. Основным критерием отбора инвестиционных проектов стала их эффективность до 2030 г. - максимальная прибыль и выручка на каждый вложенный рубль при безусловном выполнении государственных задач.

Для повышения эффективности в Росатоме создан специальный комитет, утверждены трехлетние программы оптимизации затрат. Корпорация планирует:

• ежегодно повышать производительность труда на 12%;
• обеспечивать рост заработной платы примерно на 10% в год;
• увеличивать доходность бизнеса на 20% ежегодно;
• сократить затраты на 5% уже в 2026 г. и более чем на 10% к 2028 г. по сравнению с уровнем 2025 г.

Строительство новых АЭС

В рамках Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики Росатом уже приступил к реализации примерно половины запланированных проектов. Сейчас на 9 площадках реализуются проекты строительства 18 энергоблоков.

Особое внимание уделяется:

• Приморской атомной электростанции (АЭС), где ведутся инженерные изыскания и подготовка строительства энергоблоков с реакторами ВВЭР-1000;
• Кольской АЭС, где одновременно продлевается срок службы действующих блоков и готовится строительство четырех новых энергоблоков мощностью по 600 МВт каждый.

Главной задачей ближайшего периода Лихачев назвал подготовку к заливке первого бетона в 2027 г. сразу на трех объектах - Приморской АЭС, новом энергоблоке БН-1200 Белоярской АЭС и новом блоке Смоленской АЭС.

АЭС перевыполнят план по выработке электроэнергии

Глава Росатома также сообщил, что российские атомные электростанции работают с опережением государственного задания.

План на 2026 г. предусматривает выработку не менее 214 млрд кВт·ч, однако корпорация рассчитывает превысить этот показатель за счет ввода нового энергоблока Курской АЭС, сокращения сроков ремонтов и повышения эффективности эксплуатации действующих станций.

Читать полностью

Москва, 17 июл – ИА Нефтегаз.РУ. На теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) №3 в Новосибирске ввели в промышленную эксплуатацию турбоагрегат №13. Новое оборудование обладает мощностью 120 МВт и может вырабатывать 2880 МВт·ч электроэнергии в сутки.
Об этом 16 июля сообщила пресс-служба Сибирской генерирующей компании (СГК).

Про новое оборудование

Новый турбоагрегат заменил отработавшее оборудование 1974 г. Модернизация машины прошла с использованием отечественных решений:

• теплофикационная паровая турбина собрана на Уральском турбинном заводе,
• генератор поставил завод компании ЭЛСИБ.

Генератор в паре турбиной образуют турбоагрегат, который превращает механическую энергию, получаемую в ходе вращения вала турбины со скоростью в 3 тыс. оборотов в минуту, в электроэнергию.

Новый турбоагрегат оснащен автоматикой, которая следит за равномерной нагрузкой на все элементы генератора.

Отметим, что обновление теплогенерирующего оборудования на ТЭЦ-3 – первый проект в энергосистеме региона в рамках федеральной программы модернизации тепловой генерации (КОММод). Новосибирская ТЭЦ-3 прошла отбор по федеральной программе КОММод в 2021 г. Инициатива предусматривает реконструкцию либо замену основного оборудования на современное отечественное с более высокой эффективностью и надежностью.

Подготовка второго агрегата

Также КОММод предусматривает модернизацию турбоагрегата №11. Сейчас на нем ведут демонтажные работы.

Новый генератор с новосибирского завода ЭЛСИБ уже прибыл на ТЭЦ и установлен на временных опорах. Как уточняют в СГК, параллельно специалисты готовят площадку для установки нового трансформатора и монтажа турбины. Турбину изготовили в Екатеринбурге, поставка намечена на август–сентябрь.

«Комплексное обновление оборудования направлено на удовлетворение растущих потребностей мегаполиса, развитие новых жилых массивов и промышленности. Масштабный ввод новых теплогенерирующих мощностей станет первым в постсоветской истории Новосибирска», – подчеркнул мэр Новосибирска М. Кудрявцев в своем Telegram-канале.

Ожидается, что проект увеличит установленную мощность ТЭЦ-3 на 8%, а среднегодовую выработку – на 13%. По итогам реализации проекта установленная электрическая мощность станции вырастет с 496 до 536 МВт, прирост составит по 20 МВт на каждую турбину. Вложения СГК в обновление генерирующих мощностей превысят 12 млрд руб.

Новый инвестиционный проект

По словам генерального директора компании СГК-Новосибирск Д. Перязева, станция не ограничивает свои возможности текущими работами и строит амбициозные планы на будущее.

«Мы также прошли отбор для включения в федеральную программу КОММод на 2028-2029 годы по строительству 15-го котла, нового электрофильтра и трансформатора», – рассказал Д. Перязев.

На ТЭЦ-3 установят новый котел №15 производительностью 320 т/час пара. Это позволит увеличить тепловую мощность ТЭЦ-3 на 20% – с 945 до 1 137 Гкал/ч.

«СГК успешно защищает заявки по различным федеральным программам, и они позволяют привлечь дополнительно миллиардные инвестиции в оборудование. Это повышает надежность и дает дополнительную мощность по электроэнергии и теплу, что важно для такого растущего мегаполиса, как Новосибирск. Это создает возможности для жилищного, промышленного строительства, реализации многих других инвестпроектов», – отметил губернатор Новосибирской области А. Травников, посетивший станцию.

Сейчас на станции идет подготовка к строительству:

• выбраны генеральный проектировщик и генподрядчик,
• готовится доставка кранов и спецтехники,
• оснащается строительный городок.

Основные работы намечены на август 2026 г., установку планируется завершить в декабре 2029 г.

Общая стоимость проекта по федеральной программе КОММод достигнет почти 30 млрд руб. с учетом НДС. Также рассматривается вопрос о строительстве новой дымовой трубы высотой 250 м, окончательное решение по которому будет принято на стадии разработки технических решений.

О Новосибирской ТЭЦ-3

• станция обеспечивает теплом почти всю левобережную часть Новосибирска – Ленинский и Кировский районы;
• на ее долю приходится около 20% выработки электроэнергии в области;
• станция была запущена в 1942 г.

Автор: К. Кожемяченко

Подпишитесь

Читать полностью