Москва, 1 сен - ИА Нефтегаз.РУ. Цены на электроэнергию на свободном рынке РФ по итогам торгов 31 августа с поставкой на 1 сентября изменились разнонаправленно. В европейской части России и на Урале стоимость электроэнергии снизилась, тогда как в Сибири зафиксирован рост.
Об этом свидетельствуют данные организатора торгов - АТС.

В 1-й ценовой зоне, включающей европейскую часть РФ и Урал, индекс равновесной цены уменьшился на 3,94%, до 2 103,81 руб./МВт·ч. На Дальнем Востоке цена снизилась на 1,92%, до 3 138,84 руб./МВт·ч.

В Сибири, напротив, цена выросла на 2,84%, до 1 532,07 руб./МВт·ч.

При этом в годовом выражении электроэнергия подешевела во всех трех рассматриваемых регионах. По сравнению с 1 сентября 2025 г. индекс равновесной цены оказался ниже на 11,7% в 1-й ценовой зоне, на 31,5% в Сибири и на 8,7% на Дальнем Востоке.

Потребление практически не изменилось

Динамика цен происходит на фоне относительно стабильного энергопотребления:

• в европейской части России и на Урале потребление электроэнергии снизилось на 0,43%, до 2,06 млн МВт·ч;
• в Сибири показатель сократился на 0,08%, до 536,32 тыс. МВт·ч;
• на Дальнем Востоке вырос на 0,22%, до 111,93 тыс. МВт·ч.

Наиболее высокая внутрисуточная волатильность цен зафиксирована в 1-й ценовой зоне - 55,2%. В Сибири этот показатель составил 21,9%, а на Дальнем Востоке - 1,8%.

Напомним, что к 1-й ценовой зоне с 1 января 2025 г. присоединились территории Коми и Архангельской области, а к 2-й ценовой зоне - Дальний Восток. На сайте АТС цены по Сибири и Дальнему Востоку выделены отдельно, так как ОЭС Сибири и ОЭС Востока относятся к разным синхронным зонам ЕЭС.

Основной объем электроэнергии в РФ продается и покупается на рынке на сутки вперед, также на балансирующем рынке в режиме реального времени расторговываются отклонения потребления. Читать полностью

Москва, 1 сен - ИА Нефтегаз.РУ. Два супертанкера с саудовской нефтью были поражены неизвестными снарядами с разницей в несколько минут при выходе из Ормузского пролива. Инциденты произошли вечером 31 августа в районе побережья Омана.
Об этом сообщил Reuters со ссылкой на компании Marisks и Kpler, отслеживающие морские перевозки.

Под удар попал саудовский супертанкер Sidr, следовавший под флагом Саудовской Аравии. Судно было поражено примерно в 16,6 морской мили к северо-востоку от Хасабa в Омане около 19:52 UTC.

Через несколько минут примерно в 17 морских милях к востоку от Хасаба был поражен либерийский Senegal Prosperity. По данным Marisks, в судно попали три неизвестных снаряда. Все члены экипажа, как сообщается, находятся в безопасности.

Британская организация UK Maritime Trade Operations (UKMTO) также сообщила об инциденте с танкером в том же районе. По ее данным, три снаряда поразили судно, когда оно выходило из Ормузского пролива. Reuters отмечает, что речь, вероятно, идет об одном из зафиксированных эпизодов.

Операторы судов - саудовская Bahri и южнокорейская Sinokor - пока не прокомментировали сообщения об атаках.

Каждый танкер перевозил 2 млн барр. нефти

По данным Kpler, оба судна на прошлой неделе загрузили по 2 млн барр. саудовской нефти на терминале Джуайма (Juaymah). Это означает, что совокупный объем нефти на двух танкерах составлял около 4 млн барр.

Saudi Aramco в августе возобновила погрузку и продажи нефти из района внутри Ормузского пролива. Однако последние атаки демонстрируют сохраняющиеся риски для перевозок .

Судоходство через Ормуз остается ограниченным

Безопасность судоходства в проливе остается под угрозой на фоне продолжающегося противостояния Ирана и США. Блокада и ограничения движения резко сократили экспорт энергоресурсов из стран Персидского залива.

По данным Kpler, 31 августа 2026 г. через Ормузский пролив прошли только пять судов - четыре вошли в пролив и одно вышло из него. При этом среди них не было танкеров с жидкими грузами. Среднее значение за предыдущие 10 дней составляло около 14 судов в сутки.

Атаки на танкеры произошли на фоне нового витка напряженности между США и Ираном. Президент США Д. Трамп пригрозил Тегерану дальнейшими ударами после первых с конца июля обменов огнем между сторонами.

На этом фоне цены на нефть 1 сентября выросли примерно на 2%. Стоимость Brent достигала 92,14 долл. США/барр., WTI - 87,92 долл. США/барр.
Читать полностью

Москва, 1 сен – ИА Нефтегаз.РУ. СП Группы Полипластик и ЛУКОЙЛа по производству гибких полимерных армированных труб (ГПАТ) для нефтегазовой отрасли в г. Когалым планируется запустить в 4^м квартале 2026 г.
Об этом в интервью Интерфаксу сообщил председатель совета директоров Группы Полипластик Л. Гориловский.

Завод готов

Когалымский завод полимерных труб (КЗПТ) уже построен и находится на этапе пусконаладочных работ. Полноценный запуск производства намечен на 4^й квартал 2026 г.

О КЗПТ:

• проектная мощность завода составляет 500 км/год ГПАТ,
• планируется производство ГПАТ диаметром до 150 мм,
• объем инвестиций в проект оценивается в 4 млрд руб.

Ранее сообщалось, что около 1/3 финансирования планируется обеспечить за счет льготного кредитования при поддержке Фонда развития промышленности и Фонда развития Югры. В декабре 2025 г. Фонд развития Югры и КЗПТ заключили соглашение о предоставлении целевого займа по программе финансирования «Производство», за счет которого предприятие приобретет и смонтирует оборудование будущего завода.

Будет спрос?

По поводу спроса на продукцию Л. Гориловский ранее говорил, что спрос в этом сегменте отстает от предложения. Однако за последние 2 года большинство крупных компаний, в т.ч. Татнефть, Газпром нефть, Роснефть, Иркутская нефтяная компания (ИНК) и др. приступили к реализации пилотных проектов по применению полимерных труб.

В связи с этим Полипластик рассчитывает, что применение этой технологии станет более массовым, вплоть до потенциальной трансформации в новый стандарт для отрасли. Л. Гориловский отметил, что пока это не так и по-прежнему много металлических труб на этих диаметрах, которые будет выпускать КЗПТ. Тем не менее, Полипластик рассчитывает, что продукция предприятия будет пользоваться спросом, причем не только у ЛУКОЙЛа, но и у других нефтегазовых компаний, работающих в Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО) и ближайших регионах.

Нефтегаз.РУ напоминает, что ГПАТ могут использоваться в нефтегазовой отрасли в качестве альтернативы металлическим трубам. Применение ГПАТ позволяет сократить сроки и снизить затраты на строительство и эксплуатацию трубопроводов, а также минимизировать экологические риски. Полимерные трубы исключают коррозию трубопроводов, увеличивают срок их службы (до 50 лет) и повышают общую надежность нефтяной инфраструктуры.

КЗПТ

По данным сервиса проверки контрагентов Rusprofile, ООО Когалымский завод полимерных труб зарегистрировано 16 декабря 2024 г. в г. Когалым.

Доли участия в компании распределены между:

• ООО ЭКТО – 64,9%. Единственным учредителем компании указан Личный Фонд ЮВС (его единственный учредитель не раскрывается, прежним владельцем ООО ЭКТО СМИ называли Ю. Алекперова, сына основателя ЛУКОЙЛа В. Алекперова),
• ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь – 25,1%,
• Группа Полипластик – владеет 10% в проекте и обеспечивает технологическое сопровождение.

Группа Полипластик является производителем полимерных труб для инфраструктурных и промышленных систем. По итогам 2025 г. оборот группы составил 90,3 млрд руб., в состав компании входят 33 трубных завода в России, Белоруссии и Казахстане.

ГПАТ для нефтегазовой отрасли Полипластик производит по собственной технологии. В т.ч. в портфеле компании имеются высоконапорные ГПАТ Полифиброн с технологией армирования полимерными стеклолентами. Такие трубы могут применяться на трубопроводах с рабочим давлением до 21,0 МПа и на выкидных линиях, транспортирующих горячий (до 80°С) флюид под давлением до 6,3 МПа.

Линии по производству ГПАТ Полифиброн действуют на ключевых заводах Группы Полипластик – Сибгазаппарат (г. Тюмень) и Иркутском трубном заводе (г. Ангарск), мощность линий составляет до 550 км/год ГПАТ каждая. Читать полностью

Москва, 1 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Канадская Valeura Energy намерена ускорить реконструкцию нефтяного месторождения Wassana в Сиамском заливе на континентальном шельфе Таиланда. Работы предполагают замену устаревшей передвижной морской эксплуатационной установки (ПМЭУ) Ingenium на новую центральную технологическую платформу (ЦТП). Строительство объекта планируется завершить к октябрю 2026 г., на два месяца раньше первоначальных сроков.
Об этом сообщает пресс-служба компании.

Срок службы действующей установки истекает в конце 2027 г., это и вынудило Valeura Energy искать новую технологию для дальнейшей эксплуатации потенциально перспективного месторождения. Также использование ПМЭУ Ingenium ограничивает количество эксплуатационных скважин, которые можно пробурить, а ее мощности недостаточны для извлечения ожидаемых запасов в рамках лицензии G10/48.

Ранее в свете решения о реконструкции месторождения Wassana компания поручила Netherland, Sewell & Associates, Inc. (NSAI) оценить запасы объекта. NSAI учитывало данные только лицензионного участка недр G10/48, другие активы Valeura Energy не пересматривались. По результатам переоценки запасов Wassana, доказанные и вероятные запасы (2P) составляют 20,5 млн барр. По состоянию на 31 декабря 2024 г. запасы месторождения по категории 2P оценивались в 12,9 млн барр. нефти.

Ожидания от предстоящего запуска

Запуск новой платформы почти вдвое увеличит добычу на месторождении – с 3,7 до 7,5 тыс. барр./сутки.
По прогнозам Valeura Energy, ввод ЦТП в эксплуатацию на два месяца раньше графика позволит компании дополнительно получить 430 тыс. барр. в 2027 году относительно изначальных планов.

Реконструкция месторождения Wassana предполагает:

• продление срока эксплуатации месторождения до 2043 г.;
• инвестиции в размере 120 млн долл. США.

По словам главы Valeura доктора Ш. Геста, работы на новой платформе ведутся в соответствии с бюджетом и опережают график.

«Сейчас мы используем возможность установить объект раньше, чем планировалось изначально, что позволит получить первую нефть с нового месторождения примерно в начале второго квартала 2027 года», – отметил он.

В компании уточняют, что обратились к подрядчику по бурению для аренды с ноября 2026 г. буровой установки Shelf Enterprise для первоначального бурения скважин на месторождении Nong Yao, а затем – для раннего разведочного бурения на месторождении Wassana.

Новая ЦТП спроектирована с учетом будущих возможностей роста за счет подключения дополнительных месторождений, как к северу, так и к югу от Wassana:

• Valeura утверждает, что уже разведала залежи нефти к северу от Wassana на месторождении Nirami;
• кроме того, компания обработала данные 3D-сейсморазведки, которая была проведена к югу от Wassana, недалеко от месторождения Mayura, для будущего поисково-оценочного бурения;
• картографирование показало значительные дополнительные запасы нефти к югу от месторождения Wassana;
• сейчас компания рассматривает варианты разведочного бурения, чтобы полностью оценить этот потенциал.

Как утверждалось ранее, рассмотрев несколько различных сценариев развития Wassana, Valeura Energy выбрала проект с 24 эксплуатационными скважинами. Первый этап буровой кампании предполагает 16 эксплуатационных скважин и одну нагнетательную. Ориентировочная стоимость каждой составит примерно 4,8 млн долл. США.

Нефтегаз.РУ напоминает, что Valeura Energy приняла окончательное инвестиционное решение (FID) о реконструкции Wassana в мае прошлого года.

О месторождении Wassana

• расположено в бассейне Pattani в Сиамском заливе на глубине около 60 м;
• в 2014 г. было принято ОИР, а в 2015 г. началась добыча;
• изначально месторождением управляла нефтегазовая компания KrisEnergy, базирующаяся в Сингапуре;
• в июне 2020 г. KrisEnergy временно приостановила добычу на месторождении из-за экономических
• последствий пандемии COVID-19 и, как следствие, низких цен на нефть;
• в июне 2022 г. Valeura Energy приобрела долю участия 89% KrisEnergy в лицензии G10/48, а оставшиеся 11% – выкупила у Palang Sophon в апреле 2023 г.

Автор: К. Кожемяченко Читать полностью

Москва, 1 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Импорт бензина из Белоруссии в Россию достиг уровня, близкого к максимальным возможностям белорусских нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ). Об этом сообщила газета Коммерсантъ со ссылкой на источник в отрасли.

По ее данным, за 28 дней августа продажи белорусского бензина на российской бирже снизились примерно в 4 раза по сравнению с июлем, а среднесуточные поставки из республики упали на 11,4%.

На фоне перебоев с поставками топлива доля белорусского бензина на рынке РФ выросла, однако точно оценить ее пока сложно. При этом, по данным источника, в январе–мае белорусские НПЗ поставили в Россию около 290 тыс. т бензина, тогда как с июня по 26 августа объем поставок превысил 570 тыс. т.

Дальнейшее увеличение поставок из Белоруссии вряд ли возможно, считает собеседник издания. Дополнительным ограничением может стать планово-предупредительный ремонт (ППР) Новополоцкого НПЗ в сентябре, который способен сократить экспортные возможности республики.

В случае необходимости дополнительный объем бензина для российского рынка может быть обеспечен за счет морских поставок из стран дальнего зарубежья, добавил собеседник Ъ.

Ситуация на рынке топлива

Ситуация с предложением топлива на российском рынке остается напряженной на фоне снижения производства на отдельных НПЗ и проведения плановых ремонтов. В сентябре ППР ожидаются на ряде крупных российских предприятий, в том числе на ТАИФ-НК.

Дополнительным фактором риска остаются атаки на российские НПЗ, последствия которых сложно прогнозировать. Совпадение внеплановых остановок с плановыми ремонтами может привести к дальнейшему сокращению предложения топлива в сентябре–октябре.

Часть дефицита на внутреннем рынке может компенсироваться за счет морского импорта. По данным Bloomberg, первые 60 тыс. т индийского бензина производства Nayara Energy прибыли в Мурманск в начале августа. По оценкам источников Reuters, общий объем ежемесячного импорта топлива в Россию может достигать 400 тыс. т.

При этом индийский бензин, вероятнее всего, будет поставляться преимущественно на АЗС вертикально интегрированных нефтяных компаний (ВИНК), минуя биржевой рынок.

Рост спроса и сокращение предложения уже отражаются на ценах. По данным ЦДУ ТЭК, с начала 2026 г. по 12 июля розничная стоимость АИ-92 и АИ-95 увеличилась на 7,4%, до 67,03 руб./л и 72,14 руб./л соответственно. Дизельное топливо подорожало на 12,1%, до 86,85 руб./л.

На Петербургской бирже цены также оставались высокими. В понедельник бензин АИ-95 подорожал на 4,73% по итогам торгов, превысив 80 тыс. руб./т впервые с 4 августа.

Сентябрь и октябрь традиционно характеризуются повышенным спросом на нефтепродукты из-за роста экономической активности. При этом, по оценке управляющего партнера трейдера Пролеум М. Дьяченко, плановые ремонты являются необходимой частью производственного цикла, поэтому задача регуляторов заключается в сохранении баланса рынка в период сокращения предложения. Читать полностью

Москва, 1 сен - ИА Нефтегаз.РУ. С 1 сентября 2026 г. крупные промышленные потребители газа в России получили возможность заключать с Газпромом долгосрочные договоры на условиях take-or-pay («бери или плати») с механизмом коммерческой балансировки через организованные торги.

Новая норма предусмотрена обновленными Правилами поставки газа в РФ, утвержденными постановлением правительства №1962 от 29 ноября 2025 г. Она позволяет Газпрому заключать договоры сроком более 5 лет с промышленными потребителями, которые используют не менее 10 млн м³/год природного газа.

Невыбранный газ можно будет перепродать

Ключевое изменение заключается в возможности коммерческой балансировки. Потребитель обязан оплачивать заявленный объем газа либо установленную договором его долю, даже если фактически выбрал меньше. При этом невыбранный объем получает возможность реализовать через биржу.

Если поставка осуществляется через точку, для которой предусмотрена коммерческая балансировка, соответствующее условие должно быть закреплено в договоре. После завершения расчетного месяца потребитель сможет купить или продать на организованных торгах объем газа, который отличается от предусмотренного договором.

Если соответствующий объем не будет реализован потребителем самостоятельно, его приобретет балансирующий покупатель.

Механизм предусматривает также ответственность поставщика: в случае недопоставки газа производитель должен компенсировать его стоимость в соответствии с условиями договора.

Газпром уже использует механизм балансировки

Механизм коммерческой балансировки не является принципиально новым для российского газового рынка. Он уже применяется в биржевом сегменте.

С мая 2022 г. при участии Газпрома и Газпром межрегионгаза действует система балансировки невыбранных объемов газа, реализованных на бирже. Балансирующим покупателем выступает Газпром, а Газпром межрегионгаз обеспечивает реализацию механизма от его имени.

По словам генерального директора Газпром межрегионгаза С. Густова, сейчас ведется работа над правилами коммерческой балансировки применительно к внебиржевым договорам. Компания участвует в разработке нормативной базы. При этом основное внимание уделяется соблюдению интересов как поставщиков, так и потребителей газа.

Биржа готова к запуску механизма

Петербургская биржа технологически готова к реализации новой нормы. Как сообщил управляющий директор по рынкам газа и электроэнергии С. Трофименко, в Правила организованных торгов и Правила клиринга внесены необходимые изменения, которые проходят процедуру утверждения.

Одновременно соответствующие технические изменения должны быть реализованы на стороне оператора товарных поставок Газпрома.

На 1-м этапе биржа планирует обеспечить балансировку невыборки газа по внебиржевым договорам в рамках требований обновленных Правил поставки газа. Дальнейшая конфигурация механизма будет обсуждаться с участниками рынка, отраслевыми ассоциациями и регуляторами.

ФАС ожидает роста биржевой ликвидности

Федеральная антимонопольная служба (ФАС) ранее положительно оценивала изменения правил поставки газа. В ведомстве считают, что появление возможности вторичной реализации невыбранных объемов должно повысить ликвидность биржевой торговли газом.

Для промышленных потребителей механизм создает дополнительную гибкость при работе с долгосрочными контрактами. Условия take-or-pay позволяют поставщику рассчитывать на гарантированный объем реализации, а покупателю - заключать долгосрочный договор, не опасаясь, что невыбранный газ будет полностью потерян.

Фактически новая схема сочетает долгосрочное контрактование и рыночный механизм корректировки фактических объемов потребления. Для крупных промышленных предприятий это особенно важно в условиях колебаний спроса и изменения производственных планов.

Читать полностью

Москва, 1 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Запуск Амурского газохимического комплекса (ГХК) отложен.
Об этом на полях Восточного экономического форума (ВЭФ) сообщил губернатор Амурской области В. Орлов, его слова приводит ТАСС.

Запуск отложен

Запуск Амурского ГХК (АГХК) планировалось осуществить в рамках ВЭФ, который проходит в г. Владивосток 1-4 сентября 2026 г. Однако срок запуска сдвинут из-за увеличения сроков пусконаладочных работ.

Тезисы от В. Орлова:

• по газохимическому комплексу сроки немного сдвинулись из-за пусконаладочных работ,
• коллеги профессионалы, они делают все возможное, чтобы максимально снизить последствия, сократить сроки, потому что объект должен был вводиться вот сейчас на форуме.

Ориентировочные сроки запуска АГХК губернатор не обозначил.

В. Орлов добавил, что сейчас происходит разбирательство по факту пожара.

О происшествии

Возгорание на строительной площадке Амурского ГХК возникло утром 25 августа 2026 г. на вспомогательном технологическом участке установки пиролиза. АГХК подчеркнул, что основное оборудование комплекса не пострадало.

Вечером того же дня АГХК сообщил, что очаг возгорания локализован, рисков дальнейшего распространения огня нет. К 14:00 по местному времени (08:00 мск) 26 августа 2026 г. очаги возгорания были ликвидированы, шло контролируемое выжигание остаточных объемов технологических газов.

27 августа по согласованию с оперативными службами МЧС России АГХК приступил к аварийно-восстановительным мероприятиям. На объектах, не затронутых происшествием, строительно-монтажные и пусконаладочные работы были продолжены в штатном режиме.

В результате происшествия погибли 15 человек, в т.ч. 1 гражданин РФ и 14 иностранных граждан (КНР), все погибшие – сотрудники подрядных организаций. Еще 152 человека пострадали, 39 из них госпитализированы.

На предприятии создана комиссия для расследования причин происшествия. Следственными органами Следственного комитета РФ по Амурской области начато расследование уголовного дела по ч. 1 ст. 217 УК РФ (нарушение требований промышленной безопасности опасных производственных объектов). Прокуратура Амурской области поставила на контроль установление обстоятельств возгорания, а также ход расследования уголовного дела.

Амурский ГХК

Амурский ГХК, СП СИБУРа и Sinopec, строится в Свободненском районе Амурской области с 2020 г., рядом с технологически связанным с ним Амурским газоперерабатывающим заводом (ГПЗ) Газпрома. Сырьем для Амурского ГХК станет этановая фракция и сжиженные углеводородные газы (СУГ), которые будут поступать с Амурского ГПЗ.

Проектные характеристики Амурского ГХК:

• мощность по сырью – 3,45 млн т/год;
• проектная мощность установки пиролиза – 2,7 млн т/год;
• мощность производства полиэтилена – 2,3 млн т/год, полипропилена – 400 тыс. т/год;
• 5 полимерных линий – 1 для производства полипропилена, 4 для производства полиэтилена высокой плотности (3 – газофазным методом, 1 – суспензионным методом).

В мае 2026 г. готовность АГХК к запуску достигла 100% – необходимые тесты оборудования пройдены, предприятие приняло углеводородное сырье в парковое хозяйство и начало подготовку к приему на установку пиролиза и установку полиэтилена.

К моменту намеченного на начало сентября 2026 г. запуска АГХК планировалось получить конечный продукт в виде гранул полиэтилена. На 2027 г. намечено начало выпуска полипропилена, а на 2028 г. – выход АГХК на проектную мощность. Читать полностью

Москва, 1 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Установленная мощность солнечной генерации в Китае впервые превысила аналогичный показатель угольных электростанций. По данным Государственного управления по делам энергетики КНР, к концу июля 2026 г. мощность фотоэлектрических установок достигла 1,286 млрд кВт (1,286 ГВт) против 1,285 млрд кВт у угольной генерации.

Таким образом, солнечная энергетика стала крупнейшим источником электроэнергии в Китае по установленной мощности. На ее долю приходится более 30% совокупной мощности электростанций страны. Всего к концу июля установленная мощность энергосистемы Китая составляла около 4,08 млрд кВт.

При этом новый показатель не означает, что солнечная энергетика уже производит больше электроэнергии, чем угольные ТЭС. Фотоэлектрическая генерация зависит от времени суток и погодных условий, а ее часы использования существенно ниже, чем у угольных электростанций. Поэтому уголь в ближайшей перспективе продолжит выполнять роль базовой и резервной генерации, обеспечивающей устойчивость энергосистемы.

Более 40% новых мощностей приходится на солнце

Темпы расширения солнечной энергетики остаются высокими. За январь-июль 2026 г. в Китае было введено 85,65 ГВт новых солнечных мощностей. Это на 62% меньше, чем за аналогичный период 2025 г., однако снижение связано прежде всего с исключительно высокой базой прошлого года.

В июле прирост оказался значительно более динамичным: было подключено 13,73 ГВт солнечных мощностей, что на 43% больше, чем годом ранее. При этом на солнечную энергетику пришлось более 40% всех новых энергетических мощностей, введенных в стране за первые семь месяцев года.

Всего в январе-июле Китай ввел около 193,97 ГВт новых энергетических мощностей.

Солнечная генерация растет быстрее спроса

За первые 7 месяцев 2026 г. китайские солнечные электростанции выработали 802,4 млрд кВт·ч, увеличив показатель на 15,5% год к году. Это превышает темпы роста общего потребления электроэнергии примерно на 10,8 п.п.

На солнечную генерацию пришлось около 13% общего потребления электроэнергии в стране. По сравнению с уровнем всего 2025 г. этот показатель вырос примерно на 1,7 п.п

Цели на 2030 год

Китай намерен продолжать масштабное расширение возобновляемой энергетики (ВИЭ) в рамках планов на 2026–2030 гг. К 2030 г. страна рассчитывает довести ежегодную выработку электроэнергии из ВИЭ примерно до 6 трлн кВт·ч.

При этом совокупная выработка солнечной и ветровой энергетики должна превысить 4 трлн кВт·ч/год. В числе приоритетов:

• повышение прогнозируемости и управляемости солнечной генерации,
• развитие накопителей и комбинированных энергетических систем.

К концу марта 2026 г. установленная мощность ВИЭ достигла около 2,395 млрд кВт, или 60,4% всей установленной мощности энергосистемы страны. За январь-март ВИЭ произвели около 882,9 млрд кВт·ч, обеспечив примерно 37% всей выработки электроэнергии.

Читать полностью

Москва, 1 сен – ИА Нефтегаз.РУ. Погрузка нефти и нефтепродуктов на сети Российских железных дорог (РЖД) в январе–августе 2026 г. в сравнении с аналогичным периодом прошлого года (YoY) упала на 7,4%, до 122,3 млн т.
Об этом сообщает пресс-служба компании.

Снижение погрузки нефти и нефтепродуктов прослеживается на протяжении нескольких месяцев. Однако с каждым разом падение ускоряется: с января по апрель показатель упал на 1,4%, с января по май – на 2,9%, с января по июнь – на 5,3%, с января по июль – на 6,8%.

Напомним, что вице-премьер РФ А. Новак регулярно проводит совещания по топливообеспечению внутреннего рынка. Последнее из них прошло накануне. В рамках заседания штаба по ситуации на рынке нефтепродуктов Минэнерго и ФАС поручено усилить контроль за ценообразованием на независимых автозаправочных станциях (АЗС).

По данным РЖД, за восемь месяцев 2026 г. погрузка снизилась на 0,6%, до 734,1 млн т. Грузооборот вырос на 0,6%, до 1 трлн 661,3 млрд тарифных тонно-км. С учетом порожнего пробега показатель снизился на 0,2%, до 2 трлн 044,1 млрд тонно-км.

В январе–августе железными дорогами погружено и отправлено в вагонах:

• каменного угля – 220 млн т (+2,9% к аналогичному периоду 2025 г.);
• кокса – 6,1 млн т (-9,2%);
• руды железной и марганцевой – 70,9 млн т (-0,8%);
• черных металлов – 31,3 млн т (-9,7%);
• лома черных металлов – 5 млн т (+0,2%);
• химических и минеральных удобрений – 46,2 млн т (-1,5%);
• цемента – 13,5 млн т (-4,1%);
• лесных грузов – 16,4 млн т (-4,4%);
• зерна – 20,9 млн т (+48,7%);
• строительных грузов – 63,7 млн т (-3,6%);
• руды цветной и серного сырья – 12,2 млн т (+5,1%);
• химикатов и соды – 12,6 млн т (-7%);
• промышленного сырья и формовочных материалов – 16,7 млн т (-7,6%);
• остальных, включая грузы в контейнерах – 76,3 млн т (+3,8%).

В августе на сети РЖД было погружено 93 млн т, что на 0,9% больше, чем в прошлом году. Показатель небольшими темпами растет пятый месяц подряд:

• в апреле – на 1,9%,
• в мае – на 0,5%,
• в июне – на 1%,
• в июле – на 0,1%.

Грузооборот за август 2026 г. вырос по сравнению с аналогичным периодом прошлого года на 2,4% и составил 207,5 млрд тарифных тонно-км. С учетом пробега вагонов в порожнем состоянии за это же время показатель увеличился на 0,5%, 253,2 млрд тонно-км.

Экспортные перевозки грузов в восточном направлении в августе увеличились на 4,5%, до 14,5 млн т, в т. ч. нефтеналива (+6,5%), удобрений (+5,9%), железной руды (+14,6%), зерна (в 4,5 раза), угля (+6,1%), а также химикатов (в 2,1 раза).

Как уточняют в РЖД, одним из ключевых драйверов роста в прошлом месяце стало увеличение погрузки угля. Показатель вырос на 5,2% к августу 2025 г. Также на общее увеличение оказала влияние перевозка зерна (+26,8%).

По итогам первого полугодия 2026 г. погрузка угля на сети РЖД выросла на 1,8%, до 166 млн т.

Нефтегаз.РУ напоминает, что целевой показатель железнодорожной компании по погрузке на текущий год достигает 1,132 млрд т. Власти настаивают на достижении этого объема. В прошлом году план не был достигнут. Фактически по итогам 2025 г. погрузка составила 1,116 млрд т. Этот объем на 5,6% ниже показателя 2024 г. (YoY) и на 1,4% ниже плана на текущий год.

Автор: К. Кожемяченко

Подпишитесь

Читать полностью