Какие реакторы будут использоваться на АЭС в Казахстане?
Октябрьский референдум о строительстве АЭС в Казахстане приблизил завершение предынвестиционной стадии проекта: регуляторам осталось выбрать поставщика технологий, который после инженерных изысканий должен будет подготовить проектную документацию. Последняя, в свою очередь, будет вынесена на общественные слушания, по завершении которых Правительство Казахстана опубликует официальный документ о начале строительства АЭС.
Еще в прошлом году Минэнерго Казахстана опубликовало шорт-лист поставщиков, в который вошли:
✔️Китайская CNNC с реактором HPR-1000, который, в частности, используется на третьем и четвертом энергоблоках АЭС «Фанчэнган» на побережье Южно-Китайского моря на юге КНР – энергоблоки были подключены к сети в 2023 и 2024 гг. соответственно;
✔️Французская EDF с реактором EPR-1200, являющийся уменьшенной вариацией реактора EPR, который был установлен на третьем энергоблоке финской АЭС «Олкилуото» (введен в промышленную эксплуатацию в 2023 г.);
✔️Южнокорейская KHNP c реактором APR-1400, который был установлен на всех четырех энергоблоках АЭС «Барака» – первой атомной электростанции ОАЭ, которая может обеспечивать до четверти потребностей страны в электроэнергии;
✔️«Росатом» с реакторами ВВЭР-1000 (используется на четырех из восьми реакторах Тяньваньской АЭС на берегу Желтого моря на востоке КНР) и ВВЭР-1200 (которым будут оснащены все четыре строящихся энергоблока АЭС «Аккую» в Турции).
Власти Казахстана заявляли о том, что атомную электростанцию должен строить международный консорциум. Де-факто, это подтверждает, что проект строительства АЭС во многом носит имиджевый характер, в противном случае решить проблему энергодефицита на юге страны можно было бы за счет ввода более дешевых газовых ТЭС, сырьем для которых мог бы стать очищенный попутный нефтяной газ (ПНГ) с месторождений Прикаспийской нефтегазоносной провинции. Такое решение могло бы решить проблему утилизации ПНГ: в 2023 г. в объем сжигания ПНГ в Казахстане достиг 1 млрд куб. м.
В этой связи одним из вероятных сценариев является создание консорциума в составе «Росатома» и CNNC, тем более у сторон есть опыт совместных проектов: оператором упомянутой Тяньваньской АЭС является Jiangsu Nuclear Power Corporation, в состав акционеров которой входит CNNC.
Октябрьский референдум о строительстве АЭС в Казахстане приблизил завершение предынвестиционной стадии проекта: регуляторам осталось выбрать поставщика технологий, который после инженерных изысканий должен будет подготовить проектную документацию. Последняя, в свою очередь, будет вынесена на общественные слушания, по завершении которых Правительство Казахстана опубликует официальный документ о начале строительства АЭС.
Еще в прошлом году Минэнерго Казахстана опубликовало шорт-лист поставщиков, в который вошли:
✔️Китайская CNNC с реактором HPR-1000, который, в частности, используется на третьем и четвертом энергоблоках АЭС «Фанчэнган» на побережье Южно-Китайского моря на юге КНР – энергоблоки были подключены к сети в 2023 и 2024 гг. соответственно;
✔️Французская EDF с реактором EPR-1200, являющийся уменьшенной вариацией реактора EPR, который был установлен на третьем энергоблоке финской АЭС «Олкилуото» (введен в промышленную эксплуатацию в 2023 г.);
✔️Южнокорейская KHNP c реактором APR-1400, который был установлен на всех четырех энергоблоках АЭС «Барака» – первой атомной электростанции ОАЭ, которая может обеспечивать до четверти потребностей страны в электроэнергии;
✔️«Росатом» с реакторами ВВЭР-1000 (используется на четырех из восьми реакторах Тяньваньской АЭС на берегу Желтого моря на востоке КНР) и ВВЭР-1200 (которым будут оснащены все четыре строящихся энергоблока АЭС «Аккую» в Турции).
Власти Казахстана заявляли о том, что атомную электростанцию должен строить международный консорциум. Де-факто, это подтверждает, что проект строительства АЭС во многом носит имиджевый характер, в противном случае решить проблему энергодефицита на юге страны можно было бы за счет ввода более дешевых газовых ТЭС, сырьем для которых мог бы стать очищенный попутный нефтяной газ (ПНГ) с месторождений Прикаспийской нефтегазоносной провинции. Такое решение могло бы решить проблему утилизации ПНГ: в 2023 г. в объем сжигания ПНГ в Казахстане достиг 1 млрд куб. м.
В этой связи одним из вероятных сценариев является создание консорциума в составе «Росатома» и CNNC, тем более у сторон есть опыт совместных проектов: оператором упомянутой Тяньваньской АЭС является Jiangsu Nuclear Power Corporation, в состав акционеров которой входит CNNC.
– Скажи что-нибудь на советском.
– Плановые отгрузки мазута топочного валового и топлива судового маловязкого с нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) на предприятия нефтепродуктообеспечения.
– Плановые отгрузки мазута топочного валового и топлива судового маловязкого с нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) на предприятия нефтепродуктообеспечения.
Итоги первого полугодия 2024 г. подтвердили тренд на сокращение российского экспорта энергетического угля: по данным ЦДУ ТЭК, за первую половину года объем поставок снизился на 12% (год к году) достигнув 76,5 млн т. Для сравнения: в первой половине 2020 г., ставшего одним из самых тяжелых для российской и мировой угольной отрасли, экспорт энергетического угля из РФ составил 80,5 млн т.
На фоне сокращения экспорта всё чаше можно услышать вопрос, может ли российская электроэнергетика компенсировать «проседание» внешнего спроса. И здесь показательным является тот факт, что внутренний спрос практически не изменился за более чем 10 лет.
По данным ЦДУ ТЭК, поставки российских производителей энергетического угля на электростанции в РФ в первой половине 2024 г. достигли 49 млн т – это лишь немногим больше, чем в первой половине 2011 г. (47,1 млн т). Еще более красноречивым является сравнение с первой половиной 2000 г., когда объем поставок российских компаний на электростанции в РФ достиг 52,3 млн т.
Темпы закрытия угольных электростанций в последние десятилетия опережают темпы ввода новых мощностей. В период с 2000 г. по первую половину 2024 г. в России было введено в строй 6,6 гигаватта (ГВт) угольных ТЭС, тогда как выведено из эксплуатации – 10,0 ГВт, согласно данным Global Energy Monitor. Это и объясняет стагнацию на внутреннем рынке, где единственной незанятой нишей является замещение поставок энергетического угля из Казахстана, объем которых составляет около 20 млн т в год.
Вдобавок, на российском рынке усиливается межтопливная конкуренция: «Газпрому» нужно будет компенсировать сокращение поставок на российский рынок, а у «Росатома» есть амбициозные планы по вводу новых АЭС за Уралом, где расположено большинство действующих угольных ТЭС. Как следствие, российская электроэнергетика не будет предъявлять на уголь дополнительный спрос.
На фоне сокращения экспорта всё чаше можно услышать вопрос, может ли российская электроэнергетика компенсировать «проседание» внешнего спроса. И здесь показательным является тот факт, что внутренний спрос практически не изменился за более чем 10 лет.
По данным ЦДУ ТЭК, поставки российских производителей энергетического угля на электростанции в РФ в первой половине 2024 г. достигли 49 млн т – это лишь немногим больше, чем в первой половине 2011 г. (47,1 млн т). Еще более красноречивым является сравнение с первой половиной 2000 г., когда объем поставок российских компаний на электростанции в РФ достиг 52,3 млн т.
Темпы закрытия угольных электростанций в последние десятилетия опережают темпы ввода новых мощностей. В период с 2000 г. по первую половину 2024 г. в России было введено в строй 6,6 гигаватта (ГВт) угольных ТЭС, тогда как выведено из эксплуатации – 10,0 ГВт, согласно данным Global Energy Monitor. Это и объясняет стагнацию на внутреннем рынке, где единственной незанятой нишей является замещение поставок энергетического угля из Казахстана, объем которых составляет около 20 млн т в год.
Вдобавок, на российском рынке усиливается межтопливная конкуренция: «Газпрому» нужно будет компенсировать сокращение поставок на российский рынок, а у «Росатома» есть амбициозные планы по вводу новых АЭС за Уралом, где расположено большинство действующих угольных ТЭС. Как следствие, российская электроэнергетика не будет предъявлять на уголь дополнительный спрос.
Сегодняшние инфоповоды в угольной отрасли связывают с непрозрачной схемой закрытия угольных шахт. О том, почему России стоит отказаться от подземной угледобычи, я писал ровно год назад:
«В целом, без низких тарифов на перевозку угля и льготного доступа к ж/д-инфраструктуре ряд производителей энергетического угля в Кузбассе будут вынуждены сворачивать добычу. Поэтому отказ от добычи угля подземным способом будет иметь экономическую целесообразность.
Однако нельзя забывать и о самой безопасности. После каждой крупной аварии раздаются голоса регуляторов и региональных властей о необходимости жесткого мониторинга уровня метана на шахтах, после чего следует волна показательных проверок, которые, впрочем, не предотвращают новых трагедий. Поэтому вместо «имитации» надзора проще и надежнее полностью отказаться от подземной угледобычи. Для этого потребуется компромисс, который бы предполагал закрытие шахт в обмен на денежную компенсацию их владельцам (в размере суммарной чистой прибыли за последние пять полных лет, за исключением кризисного 2020 г.), а также помощь высвобождаемым шахтерам в переезде и переобучении.
С технической точки зрения такая реформа точно не будет более сложной, чем реструктуризация угольной отрасли в 1990-е и первой половине 2000-х, когда было закрыто почти 190 угольных шахт, а численность работников в отрасли сократилась более чем на 500 тыс. человек. Тем более что к сегодняшнему дню угольная промышленность насчитывает лишь чуть более 140 тыс. человек, из которых 37 тыс. — это горняки шахт. Обеспечить жильем и новой работой почти четыре десятка тысяч человек — вполне посильная задача для федерального бюджета, даже с учетом фискального дефицита, достигшего максимума с середины 1990-х».
Полный текст – на сайте издания «Нефть и Капитал»
«В целом, без низких тарифов на перевозку угля и льготного доступа к ж/д-инфраструктуре ряд производителей энергетического угля в Кузбассе будут вынуждены сворачивать добычу. Поэтому отказ от добычи угля подземным способом будет иметь экономическую целесообразность.
Однако нельзя забывать и о самой безопасности. После каждой крупной аварии раздаются голоса регуляторов и региональных властей о необходимости жесткого мониторинга уровня метана на шахтах, после чего следует волна показательных проверок, которые, впрочем, не предотвращают новых трагедий. Поэтому вместо «имитации» надзора проще и надежнее полностью отказаться от подземной угледобычи. Для этого потребуется компромисс, который бы предполагал закрытие шахт в обмен на денежную компенсацию их владельцам (в размере суммарной чистой прибыли за последние пять полных лет, за исключением кризисного 2020 г.), а также помощь высвобождаемым шахтерам в переезде и переобучении.
С технической точки зрения такая реформа точно не будет более сложной, чем реструктуризация угольной отрасли в 1990-е и первой половине 2000-х, когда было закрыто почти 190 угольных шахт, а численность работников в отрасли сократилась более чем на 500 тыс. человек. Тем более что к сегодняшнему дню угольная промышленность насчитывает лишь чуть более 140 тыс. человек, из которых 37 тыс. — это горняки шахт. Обеспечить жильем и новой работой почти четыре десятка тысяч человек — вполне посильная задача для федерального бюджета, даже с учетом фискального дефицита, достигшего максимума с середины 1990-х».
Полный текст – на сайте издания «Нефть и Капитал»
oilcapital.ru
Разрезы вместо шахт: почему России нужно отказаться от подземной угледобычи
Угольные шахты обеспечивают лишь четверть российской угледобычи и при этом зависят от косвенных субсидий на перевозку сырья, спрос на которое будет сжиматься даже в странах АТР. Поэтому отказ от подземной добычи будет эк... Новости о нефти и газе в России…
Розничные цены на автомобильный бензин и дизельное топливо (ДТ) на неделе с 15 по 21 октября 2024 г. выросли на 0,2%, следует из данных Росстата. Тем самым, прирост цен на бензин превысил отметку в 0,1% впервые за пять недель, а на ДТ – и вовсе за одиннадцать.
На рынке бензина главным очагом роста остается сегмент АИ-98: если цены на бензин АИ-92 и АИ-95 за неделю с 15 по 21 октября 2024 г. выросли на 0,1%, то в сегменте АИ-98 прирост цен достиг 0,6% (против 0,4% неделей ранее). Возможно, сказывается дефицит высокооктанового топлива, однако достоверно ответить на этот вопрос невозможно из-за отсутствия данных по выпуску топлива.
Главным же событием недели стало принятие Госдумой в третьем чтении пакета поправок в Налоговый кодекс, согласно которым акциз на автобензин 5 класса в 2025 г. будет повышен на 14% (до 17088 руб. за тонну), а акциз на дизельное топливо – на 16% (до 12120 руб. за тонну). Двузначная индексация – вместо привычного повышения акцизов на 4-5% – станет хорошим поводом для повышения оптовых цен, что будет транслироваться в розничную стоимость топлива.
Многое будет зависеть и от судьбы запрета на экспорт бензина, который будет действовать до конца 2024 г. Нефтяникам нужно сдерживать рост цен, чтобы добиться снятия запрета. Однако в случае его отмены нефтяники на время «могут уйти в отрыв», что также будет играть на всплеск цен в начале 2025 г. Поэтому, несмотря на зимние холода, январь и февраль 2025 г. будут весьма «горячими» для топливного рынка.
На рынке бензина главным очагом роста остается сегмент АИ-98: если цены на бензин АИ-92 и АИ-95 за неделю с 15 по 21 октября 2024 г. выросли на 0,1%, то в сегменте АИ-98 прирост цен достиг 0,6% (против 0,4% неделей ранее). Возможно, сказывается дефицит высокооктанового топлива, однако достоверно ответить на этот вопрос невозможно из-за отсутствия данных по выпуску топлива.
Главным же событием недели стало принятие Госдумой в третьем чтении пакета поправок в Налоговый кодекс, согласно которым акциз на автобензин 5 класса в 2025 г. будет повышен на 14% (до 17088 руб. за тонну), а акциз на дизельное топливо – на 16% (до 12120 руб. за тонну). Двузначная индексация – вместо привычного повышения акцизов на 4-5% – станет хорошим поводом для повышения оптовых цен, что будет транслироваться в розничную стоимость топлива.
Многое будет зависеть и от судьбы запрета на экспорт бензина, который будет действовать до конца 2024 г. Нефтяникам нужно сдерживать рост цен, чтобы добиться снятия запрета. Однако в случае его отмены нефтяники на время «могут уйти в отрыв», что также будет играть на всплеск цен в начале 2025 г. Поэтому, несмотря на зимние холода, январь и февраль 2025 г. будут весьма «горячими» для топливного рынка.
Не макроэкономист, но сегодняшнего решения по ключевой ставке жду примерно так же, как весной 2020-го – новых минимумов по Urals, который тогда на спотовом рынке опускался до уровня 1998 года.
Фьючерс по WTI тогда вообще ушел на минус 40 (на экспирации майских контрактов).
Фьючерс по WTI тогда вообще ушел на минус 40 (на экспирации майских контрактов).
Впереди – четвертая волна демократизации?
Ключевой поинт нашего доклада сводится к тому, что около 2025 г. интенсивность региональных конфликтов пойдет на спад, а ключевые сдвиги переместятся в область внутренней политики: в ряде развитых и развивающихся стран начнутся реформы, масштаб которых будет сопоставим с реформами Рейгана и Тэтчер, преобразованиями в послевоенной Европе и реформами в странах бывшего социалистического лагеря в начале 1990-х. При этом география реформ будет еще более широкой, чем в первые годы после падения Берлинской стены.
Чем ближе 2025 г., тем более отчетливым становится грядущий перелом. С одной стороны, это постепенное исчерпание региональных конфликтов, у участников которых заканчиваются ресурсы для дальнейшего противостояния. С другой стороны, это электоральные успехи политиков, которые считаются умеренными (Масуд Пезешкиан в Иране) или более радикальными реформаторами (Хавьер Милей в Аргентине).
Еще один признак – кризис авторитарных режимов, которые в ряде стран подошли к исчерпанию ресурсов легитимности: сюда относится и Палестина, где президент Махмуд Аббас в следующем году отметит 90-летие; и Венесуэла, где режим Мадуро сохранился в 2024 г. во многом из-за временного спада международного интереса к венесуэльским президентским выборам; и Турция, где прошлогоднее поражение противников Эрдогана было не в последнюю очередь связано с неудачным выбором кандидата для президентских выборов (Кемаля Кылычдароглу); и Куба, где еще до октябрьского блэкаута властям из-за протестов приходилось ограничивать мобильный интернет; и упомянутый Иран, где в случае смерти 85-летнего аятоллы Хаменеи перемены будут неизбежны.
Согласно нашей прогностической модели, эпоха реформ будет состоять из двух основных этапов:
✔️2025-2029 гг. – стабилизация мирового порядка, электоральные и политические сдвиги, которые становятся прологом к началу реформ;
✔️2029-2033 гг. – пик преобразований, который затронет, в том числе, Россию.
Переход к эпохе реформ может выражаться в начале волны демократизации, которая по своим масштабам будет сравнима с Третьей волной (по Хантингтону), начавшейся в Португалии, Греции и Испании и завершившейся крахом социалистического лагеря. Новая – четвертая – волна демократизации, по всей видимости, будет охватывать:
• Латинскую Америку: Кубу и Венесуэлу, где действующие авторитарные режимы не могут побороть хронический экономический кризис;
• Республики бывшего СССР, в том числе Россию, Белоруссию и Казахстан;
• Восточную Европу, в частности, Венгрию, где может произойти перезапуск демократических институтов;
• Ближний Восток, том числе Турцию, Палестину и (возможно) Иран;
• Восточную Азию: Китай, где может произойти мягкая политическая либерализация в случае провала возможной атаки на Тайвань, и Северную Корею (если КНДР решится на полномасштабные действия в отношении Южной Кореи) .
При этом преобразования должны будут затронуть и развитые страны: в частности, США, где серьезные изменения могут произойти в случае избрания Дональда Трампа, и Францию, где текущее переформатирование политического поля делает всё более реальным переход к Шестой республике.
На днях обсуждал эти сюжеты со Шклюдовым, который фактически был научным редактором доклада «Эпоха реформ и потрясений: Россия и мир в период до 2040 года». Из этого доклада можно узнать, почему приближающийся 2025 г. станет переломным для России и мира.
Ключевой поинт нашего доклада сводится к тому, что около 2025 г. интенсивность региональных конфликтов пойдет на спад, а ключевые сдвиги переместятся в область внутренней политики: в ряде развитых и развивающихся стран начнутся реформы, масштаб которых будет сопоставим с реформами Рейгана и Тэтчер, преобразованиями в послевоенной Европе и реформами в странах бывшего социалистического лагеря в начале 1990-х. При этом география реформ будет еще более широкой, чем в первые годы после падения Берлинской стены.
Чем ближе 2025 г., тем более отчетливым становится грядущий перелом. С одной стороны, это постепенное исчерпание региональных конфликтов, у участников которых заканчиваются ресурсы для дальнейшего противостояния. С другой стороны, это электоральные успехи политиков, которые считаются умеренными (Масуд Пезешкиан в Иране) или более радикальными реформаторами (Хавьер Милей в Аргентине).
Еще один признак – кризис авторитарных режимов, которые в ряде стран подошли к исчерпанию ресурсов легитимности: сюда относится и Палестина, где президент Махмуд Аббас в следующем году отметит 90-летие; и Венесуэла, где режим Мадуро сохранился в 2024 г. во многом из-за временного спада международного интереса к венесуэльским президентским выборам; и Турция, где прошлогоднее поражение противников Эрдогана было не в последнюю очередь связано с неудачным выбором кандидата для президентских выборов (Кемаля Кылычдароглу); и Куба, где еще до октябрьского блэкаута властям из-за протестов приходилось ограничивать мобильный интернет; и упомянутый Иран, где в случае смерти 85-летнего аятоллы Хаменеи перемены будут неизбежны.
Согласно нашей прогностической модели, эпоха реформ будет состоять из двух основных этапов:
✔️2025-2029 гг. – стабилизация мирового порядка, электоральные и политические сдвиги, которые становятся прологом к началу реформ;
✔️2029-2033 гг. – пик преобразований, который затронет, в том числе, Россию.
Переход к эпохе реформ может выражаться в начале волны демократизации, которая по своим масштабам будет сравнима с Третьей волной (по Хантингтону), начавшейся в Португалии, Греции и Испании и завершившейся крахом социалистического лагеря. Новая – четвертая – волна демократизации, по всей видимости, будет охватывать:
• Латинскую Америку: Кубу и Венесуэлу, где действующие авторитарные режимы не могут побороть хронический экономический кризис;
• Республики бывшего СССР, в том числе Россию, Белоруссию и Казахстан;
• Восточную Европу, в частности, Венгрию, где может произойти перезапуск демократических институтов;
• Ближний Восток, том числе Турцию, Палестину и (возможно) Иран;
• Восточную Азию: Китай, где может произойти мягкая политическая либерализация в случае провала возможной атаки на Тайвань, и Северную Корею (если КНДР решится на полномасштабные действия в отношении Южной Кореи) .
При этом преобразования должны будут затронуть и развитые страны: в частности, США, где серьезные изменения могут произойти в случае избрания Дональда Трампа, и Францию, где текущее переформатирование политического поля делает всё более реальным переход к Шестой республике.
На днях обсуждал эти сюжеты со Шклюдовым, который фактически был научным редактором доклада «Эпоха реформ и потрясений: Россия и мир в период до 2040 года». Из этого доклада можно узнать, почему приближающийся 2025 г. станет переломным для России и мира.
MediaFire
Эпоха реформ и потрясений Россия и мир в период до 2040 года Пантин Родионов
MediaFire is a simple to use free service that lets you put all your photos, documents, music, and video in a single place so you can access them anywhere and share them everywhere.
Forwarded from Деньги и песец
Ключевые события и тренды из мира энергетики – в недельном обзоре Кирилла @kirillrodionov Родионова
✔️Главным событием недели на топливном рынке стало принятие Госдумой в третьем чтении пакета поправок в Налоговый кодекс, согласно которым акциз на автобензин 5 класса в 2025 г. будет повышен на 14% (до 17088 руб. за тонну), а акциз на дизельное топливо – на 16% (до 12120 руб. за тонну). Двузначная индексация – вместо привычного повышения акцизов на 4-5% – станет хорошим поводом для повышения оптовых цен, что будет транслироваться в розничную стоимость топлива.
✔️Непрозрачность закрытия угольных шахт – с которым связывают громкие инфоповоды недели – является одной из наиболее обсуждаемых проблем угольной отрасли. После каждой крупной аварии раздаются голоса регуляторов и региональных властей о необходимости жесткого мониторинга уровня метана на шахтах, после чего следует волна показательных проверок, которые, впрочем, не предотвращают новых трагедий. Поэтому вместо «имитации» надзора проще и надежнее полностью отказаться от подземной угледобычи. Тем более что без низких тарифов на перевозку угля и льготного доступа к ж/д-инфраструктуре ряд производителей энергетического угля в Кузбассе будут сворачивать добычу.
✔️Октябрьский референдум о строительстве АЭС в Казахстане приблизил завершение предынвестиционной стадии проекта: регуляторам осталось выбрать поставщика технологий, который после инженерных изысканий должен будет подготовить проектную документацию. Ранее власти Казахстана заявляли о том, что строить АЭС должен строить международный консорциум. Де-факто, это подтверждает, что проект во многом носит имиджевый характер, в противном случае решить проблему энергодефицита на юге страны можно было бы за счет ввода более дешевых газовых ТЭС, сырьем для которых мог бы стать очищенный попутный нефтяной газ (ПНГ) с месторождений Прикаспийской нефтегазоносной провинции. В этой связи одним из вероятных сценариев является создание консорциума в составе «Росатома» и CNNC, тем более у сторон есть опыт совместных проектов.
✔️Отказ от АЭС и сворачивание инфраструктуры угольной генерации создавали предпосылки для серьезного увеличения спроса на газ в электроэнергетике Германии, однако из-за жесткой ценовой политики «Газпрома» в начале 2010-х, масштабного ввода ВИЭ и аварий на «Северных потоках» фактический прирост спроса оказался весьма и весьма скромным. В ближайшие годы еще одним важным фактором станет внедрение накопителей, позволяющих балансировать ВИЭ без использования АЭС. Чем дольше экспорт «Газпрома» в Европу остается на многолетнем минимуме, тем ниже будет потенциал восстановления поставок в будущем.
✔️Дискуссия об энергопереходе зачастую сводится к тезисам о незаменимости углеводородов, прерывистости работы возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и недостатках электромобилей, из-за чего на второй план уходит суть – превращение низкоуглеродных технологий в новый драйвер развития мировой энергетики и транспорта. Глобальные инвестиции в ВИЭ в период с 2015 по 2023 г. выросли более чем вдвое – с $343 млрд до $735 млрд в постоянных ценах, а их доля в структуре капзатрат в развитие мировой энергетики – с 14 до 25%. Инвестиции в добычу нефти и газа за тот же период, по данным Международного энергетического агентства (МЭА), сократились на 27% – с 736 млрд до $538 млрд, а их доля – с 29 до 18%. Подробнее – в колонке для «Ведомостей».
Выпуск от 26 октября 2024 г. Специально для @moneyandpolarfox
✔️Главным событием недели на топливном рынке стало принятие Госдумой в третьем чтении пакета поправок в Налоговый кодекс, согласно которым акциз на автобензин 5 класса в 2025 г. будет повышен на 14% (до 17088 руб. за тонну), а акциз на дизельное топливо – на 16% (до 12120 руб. за тонну). Двузначная индексация – вместо привычного повышения акцизов на 4-5% – станет хорошим поводом для повышения оптовых цен, что будет транслироваться в розничную стоимость топлива.
✔️Непрозрачность закрытия угольных шахт – с которым связывают громкие инфоповоды недели – является одной из наиболее обсуждаемых проблем угольной отрасли. После каждой крупной аварии раздаются голоса регуляторов и региональных властей о необходимости жесткого мониторинга уровня метана на шахтах, после чего следует волна показательных проверок, которые, впрочем, не предотвращают новых трагедий. Поэтому вместо «имитации» надзора проще и надежнее полностью отказаться от подземной угледобычи. Тем более что без низких тарифов на перевозку угля и льготного доступа к ж/д-инфраструктуре ряд производителей энергетического угля в Кузбассе будут сворачивать добычу.
✔️Октябрьский референдум о строительстве АЭС в Казахстане приблизил завершение предынвестиционной стадии проекта: регуляторам осталось выбрать поставщика технологий, который после инженерных изысканий должен будет подготовить проектную документацию. Ранее власти Казахстана заявляли о том, что строить АЭС должен строить международный консорциум. Де-факто, это подтверждает, что проект во многом носит имиджевый характер, в противном случае решить проблему энергодефицита на юге страны можно было бы за счет ввода более дешевых газовых ТЭС, сырьем для которых мог бы стать очищенный попутный нефтяной газ (ПНГ) с месторождений Прикаспийской нефтегазоносной провинции. В этой связи одним из вероятных сценариев является создание консорциума в составе «Росатома» и CNNC, тем более у сторон есть опыт совместных проектов.
✔️Отказ от АЭС и сворачивание инфраструктуры угольной генерации создавали предпосылки для серьезного увеличения спроса на газ в электроэнергетике Германии, однако из-за жесткой ценовой политики «Газпрома» в начале 2010-х, масштабного ввода ВИЭ и аварий на «Северных потоках» фактический прирост спроса оказался весьма и весьма скромным. В ближайшие годы еще одним важным фактором станет внедрение накопителей, позволяющих балансировать ВИЭ без использования АЭС. Чем дольше экспорт «Газпрома» в Европу остается на многолетнем минимуме, тем ниже будет потенциал восстановления поставок в будущем.
✔️Дискуссия об энергопереходе зачастую сводится к тезисам о незаменимости углеводородов, прерывистости работы возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и недостатках электромобилей, из-за чего на второй план уходит суть – превращение низкоуглеродных технологий в новый драйвер развития мировой энергетики и транспорта. Глобальные инвестиции в ВИЭ в период с 2015 по 2023 г. выросли более чем вдвое – с $343 млрд до $735 млрд в постоянных ценах, а их доля в структуре капзатрат в развитие мировой энергетики – с 14 до 25%. Инвестиции в добычу нефти и газа за тот же период, по данным Международного энергетического агентства (МЭА), сократились на 27% – с 736 млрд до $538 млрд, а их доля – с 29 до 18%. Подробнее – в колонке для «Ведомостей».
Выпуск от 26 октября 2024 г. Специально для @moneyandpolarfox
А теперь - о важном
Если в метро вы хотите уступить место старушке, но не хотите долго уговаривать её присесть, то вы просто встаёте и идёте в другой конец вагона, экономя время на дополнительные вежливости.
Не благодарите
Если в метро вы хотите уступить место старушке, но не хотите долго уговаривать её присесть, то вы просто встаёте и идёте в другой конец вагона, экономя время на дополнительные вежливости.
Не благодарите
Что из себя представляет электроэнергетика Кубы?
К сентябрю 2024 г. на Кубе и насчитывалось 44 объекта электрогенерации общей мощностью 3,9 гигаватта (ГВт). По данным Global Energy Monitor, в стране действовало шесть типов электростанций:
✔️24 энергоблока мазутных ТЭС общей мощностью 3,14 ГВт: из них 16 энергоблоков на 1,91 ГВт были введены в строй в период с 1969 по 1991 гг.; 2 энергоблока на 480 мегаватт (МВт) – в 1996 и 2000 гг.; еще 6 энергоблоков на 747 МВт – в период с 2008 по 2023 гг.;
✔️2 энергоблока газовых ТЭС на 486 МВт, введенных в строй в 2003 и 2015 гг. соответственно;
✔️1 дизельная ТЭС на 84 МВт, введенная в эксплуатацию в 2018 г.;
✔️1 биомассовая электростанция на 60 МВт, введенная в строй в 2021 г.;
✔️3 ветроэлектростанции на 11,2 МВт, введенные в строй в 2007-2010 гг.;
✔️13 солнечных электростанций на 121 МВт, введенных в эксплуатацию в 2018-2023 гг.
Как видно, почти половина установленной мощности приходится на мазутные электростанции, введенные в строй до распада СССР. В их числе – электростанция Antonio Guiteras на 330 МВт, введенная в эксплуатацию в 1989 г. и являющаяся крупнейшей на Кубе; выход из строя именно этой электростанции стал триггером блэкаута 18 октября 2024 г.
Впрочем, на долю Antonio Guiteras приходится лишь 8% установленной мощности кубинских электростанций; а значит, ключевую роль могла сыграть ветхость электросетевой инфраструктуры, модернизация которой, по всей видимости, не поспевала за вводом новых генерирующих мощностей.
По данным Global Energy Monitor, после распада СССР установленная мощность кубинских электростанций увеличилась вдвое – с 1,9 ГВт в 1991 г. до 3,9 ГВт. Основной прирост приходился на всё те же мазутные ТЭС (1,2 ГВт), которые, как известно по опыту стран бывшего соцлагеря, используются для централизованного электроснабжения.
К факторам риска относится и дефицит сырья для мазутных ТЭС, и здесь негативную роль играет как сокращение нефтедобычи в Венесуэле (c 1,64 млн баррелей в сутки в 2018 г. до 853 тыс. б/с в 2023 г.), так и торговые ограничения, препятствующие поставкам нефти на Кубу из России, Мексики и всё той же Венесуэлы.
*Данные Global Energy Monitor по установленной мощности электростанций Кубы отличаются от оценок Ember
К сентябрю 2024 г. на Кубе и насчитывалось 44 объекта электрогенерации общей мощностью 3,9 гигаватта (ГВт). По данным Global Energy Monitor, в стране действовало шесть типов электростанций:
✔️24 энергоблока мазутных ТЭС общей мощностью 3,14 ГВт: из них 16 энергоблоков на 1,91 ГВт были введены в строй в период с 1969 по 1991 гг.; 2 энергоблока на 480 мегаватт (МВт) – в 1996 и 2000 гг.; еще 6 энергоблоков на 747 МВт – в период с 2008 по 2023 гг.;
✔️2 энергоблока газовых ТЭС на 486 МВт, введенных в строй в 2003 и 2015 гг. соответственно;
✔️1 дизельная ТЭС на 84 МВт, введенная в эксплуатацию в 2018 г.;
✔️1 биомассовая электростанция на 60 МВт, введенная в строй в 2021 г.;
✔️3 ветроэлектростанции на 11,2 МВт, введенные в строй в 2007-2010 гг.;
✔️13 солнечных электростанций на 121 МВт, введенных в эксплуатацию в 2018-2023 гг.
Как видно, почти половина установленной мощности приходится на мазутные электростанции, введенные в строй до распада СССР. В их числе – электростанция Antonio Guiteras на 330 МВт, введенная в эксплуатацию в 1989 г. и являющаяся крупнейшей на Кубе; выход из строя именно этой электростанции стал триггером блэкаута 18 октября 2024 г.
Впрочем, на долю Antonio Guiteras приходится лишь 8% установленной мощности кубинских электростанций; а значит, ключевую роль могла сыграть ветхость электросетевой инфраструктуры, модернизация которой, по всей видимости, не поспевала за вводом новых генерирующих мощностей.
По данным Global Energy Monitor, после распада СССР установленная мощность кубинских электростанций увеличилась вдвое – с 1,9 ГВт в 1991 г. до 3,9 ГВт. Основной прирост приходился на всё те же мазутные ТЭС (1,2 ГВт), которые, как известно по опыту стран бывшего соцлагеря, используются для централизованного электроснабжения.
К факторам риска относится и дефицит сырья для мазутных ТЭС, и здесь негативную роль играет как сокращение нефтедобычи в Венесуэле (c 1,64 млн баррелей в сутки в 2018 г. до 853 тыс. б/с в 2023 г.), так и торговые ограничения, препятствующие поставкам нефти на Кубу из России, Мексики и всё той же Венесуэлы.
*Данные Global Energy Monitor по установленной мощности электростанций Кубы отличаются от оценок Ember
Forwarded from Родионов
Что из себя представляет электроэнергетика Кубы?
К сентябрю 2024 г. на Кубе и насчитывалось 44 объекта электрогенерации общей мощностью 3,9 гигаватта (ГВт). По данным Global Energy Monitor, в стране действовало шесть типов электростанций:
✔️24 энергоблока мазутных ТЭС общей мощностью 3,14 ГВт: из них 16 энергоблоков на 1,91 ГВт были введены в строй в период с 1969 по 1991 гг.; 2 энергоблока на 480 мегаватт (МВт) – в 1996 и 2000 гг.; еще 6 энергоблоков на 747 МВт – в период с 2008 по 2023 гг.;
✔️2 энергоблока газовых ТЭС на 486 МВт, введенных в строй в 2003 и 2015 гг. соответственно;
✔️1 дизельная ТЭС на 84 МВт, введенная в эксплуатацию в 2018 г.;
✔️1 биомассовая электростанция на 60 МВт, введенная в строй в 2021 г.;
✔️3 ветроэлектростанции на 11,2 МВт, введенные в строй в 2007-2010 гг.;
✔️13 солнечных электростанций на 121 МВт, введенных в эксплуатацию в 2018-2023 гг.
Как видно, почти половина установленной мощности приходится на мазутные электростанции, введенные в строй до распада СССР. В их числе – электростанция Antonio Guiteras на 330 МВт, введенная в эксплуатацию в 1989 г. и являющаяся крупнейшей на Кубе; выход из строя именно этой электростанции стал триггером блэкаута 18 октября 2024 г.
Впрочем, на долю Antonio Guiteras приходится лишь 8% установленной мощности кубинских электростанций; а значит, ключевую роль могла сыграть ветхость электросетевой инфраструктуры, модернизация которой, по всей видимости, не поспевала за вводом новых генерирующих мощностей.
По данным Global Energy Monitor, после распада СССР установленная мощность кубинских электростанций увеличилась вдвое – с 1,9 ГВт в 1991 г. до 3,9 ГВт. Основной прирост приходился на всё те же мазутные ТЭС (1,2 ГВт), которые, как известно по опыту стран бывшего соцлагеря, используются для централизованного электроснабжения.
К факторам риска относится и дефицит сырья для мазутных ТЭС, и здесь негативную роль играет как сокращение нефтедобычи в Венесуэле (c 1,64 млн баррелей в сутки в 2018 г. до 853 тыс. б/с в 2023 г.), так и торговые ограничения, препятствующие поставкам нефти на Кубу из России, Мексики и всё той же Венесуэлы.
*Данные Global Energy Monitor по установленной мощности электростанций Кубы отличаются от оценок Ember
К сентябрю 2024 г. на Кубе и насчитывалось 44 объекта электрогенерации общей мощностью 3,9 гигаватта (ГВт). По данным Global Energy Monitor, в стране действовало шесть типов электростанций:
✔️24 энергоблока мазутных ТЭС общей мощностью 3,14 ГВт: из них 16 энергоблоков на 1,91 ГВт были введены в строй в период с 1969 по 1991 гг.; 2 энергоблока на 480 мегаватт (МВт) – в 1996 и 2000 гг.; еще 6 энергоблоков на 747 МВт – в период с 2008 по 2023 гг.;
✔️2 энергоблока газовых ТЭС на 486 МВт, введенных в строй в 2003 и 2015 гг. соответственно;
✔️1 дизельная ТЭС на 84 МВт, введенная в эксплуатацию в 2018 г.;
✔️1 биомассовая электростанция на 60 МВт, введенная в строй в 2021 г.;
✔️3 ветроэлектростанции на 11,2 МВт, введенные в строй в 2007-2010 гг.;
✔️13 солнечных электростанций на 121 МВт, введенных в эксплуатацию в 2018-2023 гг.
Как видно, почти половина установленной мощности приходится на мазутные электростанции, введенные в строй до распада СССР. В их числе – электростанция Antonio Guiteras на 330 МВт, введенная в эксплуатацию в 1989 г. и являющаяся крупнейшей на Кубе; выход из строя именно этой электростанции стал триггером блэкаута 18 октября 2024 г.
Впрочем, на долю Antonio Guiteras приходится лишь 8% установленной мощности кубинских электростанций; а значит, ключевую роль могла сыграть ветхость электросетевой инфраструктуры, модернизация которой, по всей видимости, не поспевала за вводом новых генерирующих мощностей.
По данным Global Energy Monitor, после распада СССР установленная мощность кубинских электростанций увеличилась вдвое – с 1,9 ГВт в 1991 г. до 3,9 ГВт. Основной прирост приходился на всё те же мазутные ТЭС (1,2 ГВт), которые, как известно по опыту стран бывшего соцлагеря, используются для централизованного электроснабжения.
К факторам риска относится и дефицит сырья для мазутных ТЭС, и здесь негативную роль играет как сокращение нефтедобычи в Венесуэле (c 1,64 млн баррелей в сутки в 2018 г. до 853 тыс. б/с в 2023 г.), так и торговые ограничения, препятствующие поставкам нефти на Кубу из России, Мексики и всё той же Венесуэлы.
*Данные Global Energy Monitor по установленной мощности электростанций Кубы отличаются от оценок Ember
Forwarded from Экономика долгого времени
Я обратил внимание, что когда читаю материалы по анализу динамики БРИК / БРИКС+, то каждый раз мысленно задаю себе вопрос: «Вот здесь написано, что такая-то величина выросла на столько-то процентов или составляет столько-то долларов. Что из этого Китай, а что все остальное?». Дело в том, что в силу размера экономики Китая всегда есть подозрение, что динамика любой из версий этого коммьюнити — это процентов на 60-80 Китай. И тогда не только проще, но и более аккуратно писать «Китай вырос на столько-то процентов или составляет столько-то долларов». Или давать цифру по всем, а в скобках цифру именно по Китаю — для сравнения. Если не все Китай — то это интересно. А то со стороны ситуация выглядит так, как будто «Коля, Вася, Петя и Бэтмен этой ночью победили преступность». Как бы да, но как бы нет.
Forwarded from Шулика
Умерла мама Егора Гайдара Ариадна Павловна. Доктор исторических наук, дочь уральского сказочника Павла Бажова, жена сына Аркадия Гайдара, который еще приходился и сильно дальним родственником Лермонтову. Мать российского премьера. Прожила 99 лет. Умерла из-за перелома шейки бедра.
Прирост добычи газа в Китае эквивалентен мощности «Силы Сибири»
Добыча газа в КНР по итогам первых восьми месяцев 2024 г. выросла на 7,1%, до 163,8 млрд куб. м – это на 39,8 млрд куб. м больше, чем за январь-август 2020 г., согласно данным Форума стран-экспортеров газа (ФСЭГ).
Для сравнения: проектная мощность газопровода «Сила Сибири», по которому «Газпром» осуществляет поставки в Китай, составляет 38 млрд куб. м в год.
С учетом того, что потребление газа в КНР по итогам первых восьми месяцев 2024 г. достигло 283 млрд куб. м, на долю собственной добычи в Китае приходится уже свыше половины внутреннего спроса.
Наряду со стабилизацией цен в Азии и Европе и грядущим масштабным вводом СПГ-мощностей в Северной Америке, это объясняет промедление переговоров по западной ветке «Силы Сибири».
Инфографика – из последнего месячного отчета ФСЭГ.
Добыча газа в КНР по итогам первых восьми месяцев 2024 г. выросла на 7,1%, до 163,8 млрд куб. м – это на 39,8 млрд куб. м больше, чем за январь-август 2020 г., согласно данным Форума стран-экспортеров газа (ФСЭГ).
Для сравнения: проектная мощность газопровода «Сила Сибири», по которому «Газпром» осуществляет поставки в Китай, составляет 38 млрд куб. м в год.
С учетом того, что потребление газа в КНР по итогам первых восьми месяцев 2024 г. достигло 283 млрд куб. м, на долю собственной добычи в Китае приходится уже свыше половины внутреннего спроса.
Наряду со стабилизацией цен в Азии и Европе и грядущим масштабным вводом СПГ-мощностей в Северной Америке, это объясняет промедление переговоров по западной ветке «Силы Сибири».
Инфографика – из последнего месячного отчета ФСЭГ.
Цены на газ для промышленности в США сравнялись с ценами в России – с поправкой на валютный курс
«Газпром» не прошел мимо первого за, как минимум, четверть века сокращения сланцевой газодобычи в США. Компания, переставшая публиковать данные по поставкам газа в Европу, выпустила по этому поводу специальный пресс-релиз.
Однако «Газпром» вряд ли выпустит релиз о том, что цены на газ для промышленности практически сравнялись в США и России – с поправкой на валютный курс.
По данным Управления энергетической информации (EIA), средняя цена на газ для промышленности в США в июле 2024 г. составила $125 за тыс. куб. м.
Для сравнения: средняя цена на газ для промышленности в России в июле 2024 г. составила $82 за тыс. куб. м – с учетом фактического среднемесячного валютного курса ($87,5 руб. за долл. США). Если бы валютный курс составлял 60 руб. за долл. США – а это вполне реалистичный сценарий при спокойном геополитическом фоне – средняя цена на газ для промышленности в РФ составляла бы $120 руб. за тыс. куб. м.
По данным Energy Institute, Россия почти втрое превосходит США по доле в мировых запасах природного газа (19,9% VS 6,7%), но существенно уступает по доле в мировой газодобыче (14,4% VS 25,5% в 2023 г.). И в этом – вся разница между конкурентной и олигопольной моделями газового рынка.
✔️Цены на газ для российской промышленности взяты из сводки Росстата «Средние цены на приобретенные организациями отдельные виды товаров».
✔️Цены на газ для промышленности США – по сводке United States Natural Gas Industrial Price от Управления энергетической информации (EIA).
✔️Курс рубля – по официальной сводке ЦБ.
«Газпром» не прошел мимо первого за, как минимум, четверть века сокращения сланцевой газодобычи в США. Компания, переставшая публиковать данные по поставкам газа в Европу, выпустила по этому поводу специальный пресс-релиз.
Однако «Газпром» вряд ли выпустит релиз о том, что цены на газ для промышленности практически сравнялись в США и России – с поправкой на валютный курс.
По данным Управления энергетической информации (EIA), средняя цена на газ для промышленности в США в июле 2024 г. составила $125 за тыс. куб. м.
Для сравнения: средняя цена на газ для промышленности в России в июле 2024 г. составила $82 за тыс. куб. м – с учетом фактического среднемесячного валютного курса ($87,5 руб. за долл. США). Если бы валютный курс составлял 60 руб. за долл. США – а это вполне реалистичный сценарий при спокойном геополитическом фоне – средняя цена на газ для промышленности в РФ составляла бы $120 руб. за тыс. куб. м.
По данным Energy Institute, Россия почти втрое превосходит США по доле в мировых запасах природного газа (19,9% VS 6,7%), но существенно уступает по доле в мировой газодобыче (14,4% VS 25,5% в 2023 г.). И в этом – вся разница между конкурентной и олигопольной моделями газового рынка.
✔️Цены на газ для российской промышленности взяты из сводки Росстата «Средние цены на приобретенные организациями отдельные виды товаров».
✔️Цены на газ для промышленности США – по сводке United States Natural Gas Industrial Price от Управления энергетической информации (EIA).
✔️Курс рубля – по официальной сводке ЦБ.
Forwarded from Родионов
Цены на газ для промышленности в США сравнялись с ценами в России – с поправкой на валютный курс
«Газпром» не прошел мимо первого за, как минимум, четверть века сокращения сланцевой газодобычи в США. Компания, переставшая публиковать данные по поставкам газа в Европу, выпустила по этому поводу специальный пресс-релиз.
Однако «Газпром» вряд ли выпустит релиз о том, что цены на газ для промышленности практически сравнялись в США и России – с поправкой на валютный курс.
По данным Управления энергетической информации (EIA), средняя цена на газ для промышленности в США в июле 2024 г. составила $125 за тыс. куб. м.
Для сравнения: средняя цена на газ для промышленности в России в июле 2024 г. составила $82 за тыс. куб. м – с учетом фактического среднемесячного валютного курса ($87,5 руб. за долл. США). Если бы валютный курс составлял 60 руб. за долл. США – а это вполне реалистичный сценарий при спокойном геополитическом фоне – средняя цена на газ для промышленности в РФ составляла бы $120 руб. за тыс. куб. м.
По данным Energy Institute, Россия почти втрое превосходит США по доле в мировых запасах природного газа (19,9% VS 6,7%), но существенно уступает по доле в мировой газодобыче (14,4% VS 25,5% в 2023 г.). И в этом – вся разница между конкурентной и олигопольной моделями газового рынка.
✔️Цены на газ для российской промышленности взяты из сводки Росстата «Средние цены на приобретенные организациями отдельные виды товаров».
✔️Цены на газ для промышленности США – по сводке United States Natural Gas Industrial Price от Управления энергетической информации (EIA).
✔️Курс рубля – по официальной сводке ЦБ.
«Газпром» не прошел мимо первого за, как минимум, четверть века сокращения сланцевой газодобычи в США. Компания, переставшая публиковать данные по поставкам газа в Европу, выпустила по этому поводу специальный пресс-релиз.
Однако «Газпром» вряд ли выпустит релиз о том, что цены на газ для промышленности практически сравнялись в США и России – с поправкой на валютный курс.
По данным Управления энергетической информации (EIA), средняя цена на газ для промышленности в США в июле 2024 г. составила $125 за тыс. куб. м.
Для сравнения: средняя цена на газ для промышленности в России в июле 2024 г. составила $82 за тыс. куб. м – с учетом фактического среднемесячного валютного курса ($87,5 руб. за долл. США). Если бы валютный курс составлял 60 руб. за долл. США – а это вполне реалистичный сценарий при спокойном геополитическом фоне – средняя цена на газ для промышленности в РФ составляла бы $120 руб. за тыс. куб. м.
По данным Energy Institute, Россия почти втрое превосходит США по доле в мировых запасах природного газа (19,9% VS 6,7%), но существенно уступает по доле в мировой газодобыче (14,4% VS 25,5% в 2023 г.). И в этом – вся разница между конкурентной и олигопольной моделями газового рынка.
✔️Цены на газ для российской промышленности взяты из сводки Росстата «Средние цены на приобретенные организациями отдельные виды товаров».
✔️Цены на газ для промышленности США – по сводке United States Natural Gas Industrial Price от Управления энергетической информации (EIA).
✔️Курс рубля – по официальной сводке ЦБ.
Минфин опасается бюджетных потерь при использовании внебиржевых индексов СПбМТСБ для определения обязательств по НДПИ на уголь, хотя угольная отрасль существенно менее значима для доходов бюджета, чем нефтегазовый сектор.
Например, в 2023 г. общие поступления по НДПИ составили 9881 млрд руб., из них лишь 69 млрд руб. (0,7%) приходилось на НДПИ на уголь, тогда как поступления по НДПИ на нефть достигли 7787 млрд руб., по НДПИ на газ – 1219 млрд руб., а по НДПИ на газовый конденсат – 459 млрд руб. (еще 347 млрд руб. приходилось на поступления по НДПИ на все прочие виды полезных ископаемых).
Плановый дефицит федерального бюджета на 2024 г. составляет 3,30 трлн руб., что на две трети эквивалентно ликвидной части Фонда национального благосостояния (ФНБ). Поэтому Минфин будет закручивать гайки по всем фронтам.
Например, в 2023 г. общие поступления по НДПИ составили 9881 млрд руб., из них лишь 69 млрд руб. (0,7%) приходилось на НДПИ на уголь, тогда как поступления по НДПИ на нефть достигли 7787 млрд руб., по НДПИ на газ – 1219 млрд руб., а по НДПИ на газовый конденсат – 459 млрд руб. (еще 347 млрд руб. приходилось на поступления по НДПИ на все прочие виды полезных ископаемых).
Плановый дефицит федерального бюджета на 2024 г. составляет 3,30 трлн руб., что на две трети эквивалентно ликвидной части Фонда национального благосостояния (ФНБ). Поэтому Минфин будет закручивать гайки по всем фронтам.
Ведомости
Минфин хочет использовать данные Argus для расчета налога на добычу угля
Это может создать риск переплаты в условиях антироссийских санкций