ИРТТЭК - Институт развития технологий ТЭК

Алжир введет 2,44 гигаватта солнечных мощностей в 2027 году. Это часть национальной программы возобновляемой энергетики с целью довести установленную мощность до 15 гигаватт к 2035 году. Механика простая. Алжир сжигает собственный газ на тепловых станциях, покрывая почти весь внутренний спрос на электричество. Каждый киловатт-час, полученный от солнца, высвобождает газ, который раньше шел на внутренний рынок. Этот газ уходит на экспорт по трубопроводам Medgaz в Испанию и TransMed в Италию, а также в виде СПГ. Алжир остается одним из крупных поставщиков газа в Южную Европу после того, как ЕС сократил закупки трубопроводного газа из России. Дополнительные объемы на экспорт означают больше предложения на том же европейском рынке, за который конкурируют российские СПГ-проекты вроде Ямал СПГ. Солнечная генерация в Алжире работает не на декарбонизацию, а на экспортную выручку: каждый мегаватт ВИЭ освобождает газ для продажи в Европу и добавляет конкурента российскому СПГ на одном рынке сбыта.

500 МВт и 3600 МВт·ч для Московского региона, 100 МВт и 600 МВт·ч для Крыма. Такие параметры систем накопления энергии рассчитал аналитический отдел «Норд Энерджи» 23 октября 2026 года. Расчет сделан на фоне инициативы Минэнерго по развитию накопителей в энергосистеме. Выбор регионов не случаен. Москва – зона максимального роста спроса: ЦОД, промышленность и новое жилье тянут пиковую нагрузку вверх, а строить генерацию внутри плотной городской застройки дорого и долго из-за земли и экологических норм. Накопитель занимает в разы меньше площади, чем газовая турбина сопоставимой мощности, и может работать как пиковый резерв без топлива. Крым – другой случай: изолированная энергосистема, зависимая от перетоков через энергомост и кабельные линии. Для нее накопитель – не экономия площади, а страховка от разрыва баланса при скачке нагрузки или ограничении перетока. Экономика пока не считается в деньгах: это предварительная техническая оценка, не инвестпрограмма и не отбор мощности. Вопрос, кто оплатит стройку – тариф, системный оператор или частный инвестор через механизм возврата капзатрат, остается открытым. Пока это цифры на бумаге аналитиков одной компании. Решение о финансировании и правилах окупаемости накопителей зависит от Минэнерго, и без него оценка так и останется расчетом.

«Русснефть» получила рассрочку на уплату налоговой задолженности в 10 млрд рублей. Условия раскрыты 23 октября 2026 года: платить долг компания будет поэтапно, срок растянут до 12 октября 2028 года. Рассрочка по налогам – не льгота, а форма переговорной уступки бюджета компании, у которой нет денег заплатить сразу. Для получения такого режима нужно доказать ФНС временные финансовые трудности и предоставить график погашения. «Русснефть» работает под санкциями, часть ее добычи приходится на сложные трудноизвлекаемые запасы с низкой маржой, а экспортная выручка зависит от дисконтов на нефть и курса рубля. Два года отсрочки не списывают долг, а переносят кассовый разрыв бюджета на потом. Для компании это передышка без публичного признания дефолта, для регионального бюджета – недополученные сейчас 10 млрд рублей растянутые на три года без процентной компенсации. Рассрочка такого масштаба обычно сигнализирует о системных проблемах с ликвидностью компании, а не о разовом кассовом сбое.

31,3 млрд рублей чистой прибыли за девять месяцев 2026 года против 95,7 млрд годом ранее. «Фосагро» отчиталась по МСФО: прибыль акционеров упала в три раза, выручка при этом почти не изменилась, составив 446 млрд рублей. Расхождение между выручкой и прибылью указывает на разрыв между ценой продукта и ценой денег. Компания продает удобрения примерно по тем же объемам и ценам, что год назад, но съедает прибыль другое: курсовая переоценка валютного долга при укрепившемся рубле, возросшая долговая нагрузка и экспортные пошлины, привязанные к курсу и мировым котировкам. Фосфорные удобрения торгуются на бирже в долларах, а издержки и налоги компания несет в рублях. Когда рубль крепнет, экспортная выручка в рублевом пересчете снижается быстрее, чем падают физические объемы поставок. Для отрасли это сигнал: экспортеры минеральных удобрений теряют маржу не из-за рынка сбыта, а из-за курса и фискальной нагрузки, привязанной к старым ценовым ориентирам. Крепкий рубль обнуляет эффект от стабильного спроса на удобрения: прибыль экспортера зависит теперь больше от курсовой динамики, чем от цены на фосфаты.

Росатом строит 28 из 34 энергоблоков, которые сейчас возводятся за рубежом. Это больше 80 процентов мирового рынка экспортного атомного строительства. Гендиректор госкорпорации Алексей Лихачев сообщил 21 октября 2026 года: в 2027 году из этих 28 строящихся блоков четыре перейдут в эксплуатацию, а компания рассчитывает начать строительство еще не менее четырех новых экспортных блоков. Цифра держится на портфеле контрактов, который копился десятилетиями: Турция, Египет, Индия, Бангладеш, Китай. Конкуренты – Westinghouse и китайская CNNC – за это время почти не нарастили зарубежный портфель, увязнув в собственных стройках и сертификации. Но доля в 80 процентов не равна выручке. Контракты на АЭС растягиваются на 10-15 лет, платежи идут траншами, а часть проектов финансируется связанными кредитами самой России через Росатом или ВЭБ.РФ. Санкционное давление на компоненты и логистику удорожает каждую стройку, и эта наценка закладывается в смету, которую в итоге оплачивает заказчик или российский бюджет через гарантии. Монополия на экспортное строительство реакторов – это не прибыль здесь и сейчас, а многолетний денежный поток и геополитический рычаг, который нужно обслуживать десятилетиями вперед.

80-85 процентов. Такой уровень локализации в российской электроэнергетике назвал вице-премьер Александр Новак 20 октября на совещании в Силовых машинах. Цель на ближайшие годы ­­- 90-95 процентов. Разрыв в 10-15 пунктов приходится на самые сложные и дорогие позиции: газовые турбины большой мощности, силовую электронику, подшипники качения для генераторов, часть систем АСУ ТП. Это не крепеж и не корпуса, которые заместили первыми, а узлы с долгим циклом разработки и испытаний. Силовые машины выбраны площадкой не случайно: компания делает турбины для замены выбывающих мощностей и де-факто становится точкой сборки компетенций взамен ушедших Siemens и GE. Два года назад о локализации говорили в терминах процентов деталей. Сейчас счет идет на годы испытаний готовых агрегатов на реальных станциях, и это другой порядок сложности. Сроки и источники финансирования программы на совещании не называли. Пока это целевой ориентир правительства, а не утвержденный план с бюджетом. Последние проценты локализации обычно стоят дороже первых восьмидесяти и требуют не субсидий, а времени на наработку ресурса оборудования.

Совет директоров Газпрома 20 октября утвердил бюджет на 2026 год: инвестпрограмма сокращена до 1,096 трлн рублей. В компании заявляют, что темпы работ по ключевым проектам сохранены, несмотря на урезанный капекс. В тот же день суд Амстердама запретил банку ING закрывать счет Gazprom International Projects B.V. – оператора зарубежных проектов Газпрома. Два решения разного масштаба описывают одну стратегию. Внутри страны компания экономит на капитальных затратах. Снаружи судится за каждый канал доступа к западной финансовой системе. Счет в Нидерландах нужен не для символики: через него идут расчеты по зарубежным активам, которые нельзя провести через российские банки из-за санкций. Если ING выиграет апелляцию, обслуживание заграничных проектов подорожает и усложнится.

ФАС за два дня выдвинула две идеи, которые меняют логику тарифного регулирования в энергетике. Обе уходят от единого федерального тарифа к гибкой настройке под нагрузку и регион. 20 октября служба предложила рассмотреть передачу регионам тарифов на газ. Сейчас эти тарифы устанавливает федеральный центр, регионы влияют только на сбытовые надбавки. Передача полномочий означает разброс цен на газ для конечного потребителя в зависимости от региональной политики. 19 октября ФАС предложила другой механизм: специальные тарифы для потребителей, которые подключают свои устройства к недозагруженным центрам питания. Идея в том, чтобы стимулировать спрос именно там, где сети уже построены, но простаивают, а не плодить новые стройки в дефицитных узлах. Оба предложения пока без утвержденных методик и сроков: это постановка задачи, а не готовый тариф. Если обе идеи пройдут, цена энергии перестанет быть единой по стране и начнет зависеть от региона и от того, к какой подстанции подключен потребитель.

Сто компаний с сентября 2026 года регистрируют в Минэнерго внебиржевые сделки с нефтепродуктами объемом до 60 тонн. 19 октября ведомство объяснило, зачем нужен этот реестр: данные о мелкооптовых сделках позволяют строить более точные ценовые индикаторы для рынка нефтепродуктов. Биржевые торги показывают цену крупных партий, а мелкий опт долго оставался непрозрачным сегментом. Реестр закрывает этот пробел: в индикатор теперь попадают сделки небольших объемов, которые раньше нигде не фиксировались и не влияли на расчет среднерыночной цены. Для независимых АЗС, небольших трейдеров и нефтебаз это означает более точный ориентир цены при закупках топлива вне биржи, где раньше условия диктовал только крупный поставщик. Прозрачность мелкого опта меняет переговорную позицию небольших покупателей топлива: цена становится проверяемой, а не договорной.

Совет директоров Россети Сибирь 16 октября рекомендовал акционерам присоединить три региональные сетевые компании. Под одну крышу сводят Россети Томск, Тываэнерго и Региональные электрические сети. Механизм простой: материнская компания проводит допэмиссию обыкновенных акций на 4,12 млрд рублей, акционеры поглощаемых структур получают бумаги взамен своих долей. Схема типовая для сетевого холдинга: три отдельных юрлица с тремя балансами, тремя советами директоров и тремя инвестпрограммами сливаются в единую операционную единицу. Экономия идет на управленческом аппарате и на согласовании тарифных решений с региональными РЭК: вместо трех заявок подается одна консолидированная. Цена вопроса для миноритариев Томска, Тываэнерго и РЭС ‒ коэффициент конвертации акций, который определит итоговую долю в объединенной компании. Решение выносится на общее собрание акционеров, дата которого пока не названа. Для Россетей как холдинга это шаг к единой операционной модели в Сибири: меньше юрлиц ‒ меньше издержек на раскрытие информации и корпоративные процедуры, но и меньше самостоятельности у региональных советов директоров. Допэмиссия на 4,12 млрд рублей ‒ не инвестиция в сети, а техническая цена слияния. Экономический эффект консолидации появится не раньше следующего тарифного периода.

52 млн тонн металлургического угля Россия может поставить за рубеж к 2030 году, подсчитали аналитики 18 октября 2026 года. Основной покупатель - Индия. Спрос там растет вместе с собственной металлургией, которая наращивает выплавку стали и нуждается в коксующемся угле для доменных печей. Механика простая: у российских поставщиков два преимущества перед Австралией и Канадой. Логистика на восточном направлении стала короче и дешевле после переориентации грузопотоков, а цена угля из Кузбасса и Якутии ниже австралийской из-за разницы в плече доставки до Индии. Узкое место - южные порты. Пропускная способность терминалов на юге ограничивает объем отгрузок именно в сторону Индии и Юго-Восточной Азии, тогда как восточное направление через Дальний Восток и так загружено другими грузами. Без расшивки портовых мощностей на юге потолок в 52 млн тонн останется на бумаге, а конкуренты из Австралии сохранят долю на индийском рынке. Выигрывают угольные компании с доступом к южной логистике, платит за инфраструктуру государство через программы развития портов.

Системный оператор назвал регионы, где можно подключать ЦОДы без строительства новой генерации. Глава СО Федор Опадчий 16 октября на Российской энергетической неделе сообщил: на Северо-Западе и Средней Волге есть избыток мощности, достаточный для новых дата-центров без строек. Механика простая. Генерация в этих зонах строилась под промышленность прошлых десятилетий, спрос с тех пор не догнал мощность. Резерв копился годами, а крупных потребителей вроде ЦОД там пока немного. В других энергоузлах обратная ситуация. В Москве и области, где нагрузка растет быстрее ввода новых блоков, обязательный резерв мощности подняли в октябре с 12% до 15% – запас решили создавать нормативом, раз его нет от избытка генерации. Для инвестора в дата-центр это готовая карта размещения. Площадка в профицитном узле экономит годы на согласовании техприсоединения и миллиарды на строительстве генерации под нагрузку. Географию ЦОД в России будет определять не близость к рынкам сбыта, а карта энергетических профицитов и дефицитов, составленная Системным оператором.

Минэнерго и Минфин готовят поправки по налогам для трудноизвлекаемых запасов нефти. Об этом 16 октября на Российской энергетической неделе сообщил министр энергетики Сергей Цивилев. Доля ТРИЗ в российской нефтедобыче по итогам 2025 года превысила 30 процентов, оценивает Минэнерго. Это баженовская свита, ачимовские отложения и другие пласты с низкой проницаемостью. Льготный коэффициент по НДПИ снижает ставку для таких месторождений, но при текущих ценах на нефть и росте затрат на бурение рентабельность многих проектов проседает. Ведомства обсуждают новую формулу вычета: привязку льготы к фактической себестоимости добычи на конкретном пласте вместо единого понижающего коэффициента. Решение затронет доходы бюджета и инвестиционные планы компаний, которые закладывали действующую льготу в экономику новых скважин. Текста поправок и срока внесения в Думу пока нет. Цивилев обозначил только направление работы. Для нефтяников это вопрос рентабельности уже запущенных проектов по ТРИЗ, для бюджета - риск выпадающих доходов при любом расширении льготы.

135 млрд рублей потратят Россети на ремонт сетей в 2026 году. Глава компании Андрей Рюмин сообщил об этом на Российской энергетической неделе 16 октября. Рост к 2025 году превышает 12%. Деньги идут на замену изношенного оборудования: трансформаторы, линии, подстанции. Износ сетевого хозяйства в стране оценивают выше 40%, и каждый процент роста ремонтного бюджета компенсирует лишь часть накопленного отставания. Финансирует программу сама компания через тариф на передачу электроэнергии: рост ремонтных расходов закладывается в котловой тариф следующего периода. Платит в итоге потребитель, подключенный к сетям Россетей, а не федеральный бюджет. Решение показывает, куда смещается приоритет монополии: не новое строительство, а латание действующей инфраструктуры. Для подключения новых потребителей, включая ЦОД, это означает ставку на то, что старые сети выдержат нагрузку еще один цикл. Рост ремонтного бюджета на 12% звучит внушительно, но относительно базы в десятки тысяч подстанций это точечная донастройка, а не системное обновление сетей. Счет за эту донастройку в итоге получит потребитель через тариф.

Росатом и индонезийская PT Pembangkit Listrik Nuklir подписали соглашение о поставке двух плавучих энергоблоков ПЭБ-100 общей мощностью 200 МВт. Документ подписан 16 октября на полях Российской энергетической недели. Блоки должны обеспечить электричеством потребителей Северного Малуку на востоке Индонезии. Это соглашение, а не контракт: сроков поставки, стоимости проекта и источника финансирования стороны не называют. ПЭБ-100 – следующее поколение после «Академика Ломоносова», где стояли реакторы КЛТ-40С по 35 МВт. Серийного образца новой линейки пока не существует, площадка для производства в России не названа. Модель знакомая: плавучий блок закрывает энергодефицит удаленного региона без материковых сетей, как раньше Певек. Для Индонезии с ее тысячами островов и дорогим дизельным завозом логика понятна, но решает задачу только готовый серийный блок, а не меморандум. Экспортная ценность ПЭБ-100 для Росатома напрямую зависит от того, успеет ли компания довести технологию до серии раньше, чем Индонезия найдет альтернативу.

Минэнерго 15 и 16 октября 2026 года выдало сразу четыре сигнала рынку: от налога на новый гигаватт генерации до запрета на экспорт сжиженных газов. Ведомство раскрыло методику расчета налоговой отдачи с каждого нового гигаватта мощности: бюджет получает поступления с первого года работы станции, а не после выхода на полную загрузку. Минэнерго и Минфин прорабатывают донастройку налогов на добычу нефти и газа. Конкретные ставки и сроки пока не названы, решение готовят к следующему бюджетному циклу. Замглавы Минэнерго Дмитрий Исламов допустил небольшое снижение мировых цен на уголь в 2027 году. При этом Россия планирует сохранить или немного нарастить добычу. Вице-премьер Александр Новак подтвердил: запрет экспорта СУГ для непроизводителей обсуждается как временная мера до конца 2026 года. Замминистра Евгений Грабчак представил законопроект об инфраструктурном развитии электроэнергетики. Он должен снизить стоимость строительства генерации и сетей, но цифра экономии в документе не названа. Четыре инициативы одного дня складываются в одну логику: бюджет ищет новые источники доходов от ТЭК и одновременно пытается сдержать издержки на вводе мощностей. Платить за донастройку налогов и ограничения экспорта придется нефтегазовым компаниям и трейдерам СУГ.

Силовые машины обсуждают с заказчиками новую газовую турбину на 300 МВт. Генеральный директор компании Алексей Подколзин заявил 15 октября, что проект находится на стадии эскизного проектирования, серийного образца нет. ОДК в тот же день объявила о готовности создать двигатель для энергетики мощностью до 45 МВт на базе платформы АЛ-41СТ-25. Установку позиционируют как замену выбывающих мощностей ТЭС и основу для распределенной генерации. Оба сюжета об одном узком месте. После ухода Siemens и GE Россия не производит серийно газовые турбины большой мощности, а парк ТЭС стареет быстрее, чем обновляется. Эскизный проект и заявление о готовности это не контракт и не испытанный образец: нет ни сроков серии, ни заказчиков с именами, ни цены киловатта установленной мощности. Между объявлением турбины и ее работой на станции обычно проходит несколько лет испытаний. Пока это декларация о планах закрыть дефицит крупного энергомашиностроения, а не готовое решение.

Правительство готовит сразу два ограничения для энергетического бизнеса: новый налог на сверхдоходы и запрет экспорта СУГ. РСПП 14 октября раскритиковал проект поправок ко второму чтению бюджетного пакета. Объединение возражает против налога на сверхдоход для отдельных отраслей и просит растягивать переход на полную шкалу НДФЛ 13-22% для пассивных доходов постепенно, а не разом. Параллельно власти рассматривают запрет экспорта сжиженного углеводородного газа для непроизводителей до конца 2026 года. Об этом 14 октября сообщили источники, знакомые с обсуждением. Оба решения снижают предсказуемость правил для нефтегазохимии и трейдеров СУГ: налоговая нагрузка растет, а экспортный канал для непроизводителей закрывается без переходного периода. Бюджетный дефицит закрывают точечными изъятиями, а не системной реформой, и правила меняются быстрее, чем компании успевают перестроить контракты и логистику.

ФАС предложила поднять тариф «Транснефти» на прокачку нефти на 4,99%. Проект приказа опубликован 14 октября 2026 года. Индексация касается всех магистральных нефтепроводов монополии, по которым идет экспортная и внутренняя нефть. Тариф за прокачку – фиксированная статья расходов нефтяных компаний, не зависящая от цены на баррель. Его платит грузоотправитель на входе в трубу, и рост закладывается в себестоимость нефти на выходе, независимо от того, по какой цене она потом продается. Индексация приходится на период, когда доходность экспорта и так сжимается: дисконт на Urals в балтийских портах расширяется из-за растущих поставок ближневосточной нефти в Азию, вытесняющих российские объемы. Рост тарифа при падающей экспортной премии бьет по марже добывающих компаний сильнее, чем при высоких ценах: переложить издержки на покупателя сейчас сложнее.

Мировой экспорт дизельного топлива в сентябре упал до 4,7 млн баррелей в сутки. Год назад было 5,4 млн. Падение на 700 тысяч баррелей, или 13%, сообщило Международное энергетическое агентство. Дизель не бензин: его покупают заводы, грузовики, сельхозтехника и генераторы. Он держит на себе реальный сектор, а не личные поездки. Механика проста. Экспортеры сокращают поставки сразу по нескольким причинам: Россия ограничивает вывоз в пользу внутреннего рынка, ближневосточные НПЗ переключаются на собственный рост спроса, часть мощностей в Европе и Азии встает на плановые и внеплановые ремонты. Одновременно спрос в Азии не падает: индийская и китайская промышленность продолжают жечь топливо. Результат виден в цене. Крэк-спред на дизель, то есть разница между ценой нефти и готового топлива, расширяется. Это выгодно НПЗ с хорошей глубиной переработки и больно бьет по странам-импортерам, которые платят больше за тот же объем. Для России это окно возможностей и одновременно ловушка. Пока мировой дефицит держит маржу высокой, выгоднее продавать за рубеж. Но именно это толкает власти к квотам на экспорт, чтобы не разогнать внутренние цены на солярку перед посевной и уборочной. Дефицит дизеля на мировом рынке делает экспортную выручку выше, но одновременно повышает цену политического маневра внутри страны: баланс между заводом и экспортером каждый раз приходится настраивать вручную.