Қазақстан Республикасының газ саласын дамытудың 2004-2010 жылдарға арналған бағдарламасын бекiту туралы

Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2004 жылғы 18 маусымдағы N 669 қаулысы. Күші жойылды - Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2010 жылғы 14 сәуірдегі № 302 Қаулысымен

      Ескерту. Күші жойылды - ҚР Үкіметінің 2010.04.14 № 302 Қаулысымен.

      Қазақстан Республикасы Үкiметiнiң 2002 жылғы 11 қаңтардағы N 25 қаулысымен мақұлданған Қазақстан Республикасының газ саласын 2015 жылға дейiн дамытудың тұжырымдамасының негiзгi бағыттары мен ережелерiн тиiмдi iске асыруды қамтамасыз ету мақсатында Қазақстан Республикасының Үкiметi қаулы етеді:

      1. Қоса беріліп отырған Қазақстан Республикасының газ саласын дамытудың 2004-2010 жылдарға арналған бағдарламасы (бұдан әрi -  Бағдарлама) бекiтiлсiн.

      2. Қазақстан Республикасының орталық және жергiлiктi атқарушы органдары мен мүдделi ұйымдары Бағдарламада көзделген iс-шаралардың орындалуын қамтамасыз етсiн.

      3. Қазақстан Республикасының Энергетика және минералдық ресурстар министрлігі жыл сайын жарты жылдық пен жылдың қорытындылары бойынша Бағдарламаның iске асырылу барысы туралы ақпаратты Қазақстан Республикасының Үкiметiне ұсынсын.

      4. Бағдарламаның орындалуын қамтамасыз ету жөніндегі бақылау Қазақстан Республикасының Энергетика және минералдық ресурстар министрi В.С.Школьникке жүктелсiн.

      5. Осы қаулы қол қойылған күнінен бастап күшiне енедi.

      Қазақстан Республикасының
      Премьер-Министрі

Қазақстан Республикасы   
Үкіметінің         
2004 жылғы 18 маусымдағы 
N 669 қаулысымен     
бекітілген       

  Қазақстан Республикасының газ саласын
дамытудың 2004-2010 жылдарға арналған
Бағдарламасы

  Бағдарламаның паспорты

Бағдарламаның           Қазақстан Республикасының газ саласын
атауы                   дамытудың 2004-2010 жылдарға арналған
                        бағдарламасы (бұдан әрі - Бағдарлама).

Бағдарламаны әзiрлеу    Қазақстан Республикасының Энергетика және
үшiн негіздеме          минералдық ресурстар министрлігі әзiрлеген
                        және Қазақстан Республикасы Үкiметiнiң 2002
                        жылғы 11 қаңтардағы N 25  қаулысымен
                        бекiтiлген Қазақстан Республикасының газ
                        саласын дамытудың 2015 жылға дейiнгi
                        тұжырымдамасы;
                        Қазақстан Республикасы Үкiметiнiң 2003
                        жылғы 5 қыркүйектегi N 903  қаулысымен
                        бекiткен Қазақстан Республикасы Үкiметiнiң
                        2003-2006 жылдарға арналған бағдарламасын
                        iске асыру жөнiндегi iс-шаралар жоспарының
                        2.1.1-тармағы.

Негiзгi әзiрлеушiлер    Қазақстан Республикасының Энергетика және
                        минералдық ресурстар министрлігі

Iске асыру мерзiмi      2004-2010 жылдар:
                        I кезең - 2004-2006 жылдар
                        II кезең - 2007-2010 жылдар

Бағдарламаның мақсаты   Газ жөнiнде iшкi рыноктың сұранымдарын
                        анағұрлым толық қамтамасыз ету үшiн iлеспе
                        газды тасымалдау мен өңдеу жөнiндегі
                        қуаттылықтарды дамыту есебiнен халықаралық
                        транзиттің көлемiн ұлғайтудан және газдың
                        ішкі ресурстарын үнемдi пайдаланудан
                        әлеуметтiк-экономикалық тиiмдiлiктi арттыру
                        және энергетикалық тәуелсiздiкке қол
                        жеткiзу, табиғи және сұйытылған газды,
                        сондай-ақ олардан өңделген өнiмдерiн сатудан
                        экспорттың әлеуетті өсiру.

Бағдарламаның           Газ қорлары бойынша ресурстық әлеуеттi өсiру
мiндеттерi              және iлеспе газды кәдеге жарату жөнiндегi
                        iс-шараларды енгiзе отырып, жаңа газ және
                        мұнай-газ кен орындарын өңдеумен оны өндiру
                        бойынша қуаттылықтарды дамыту.
                        Импорт алмастыру бағдарламасының
                        шеңберінде сұйытылған газ шығару және
                        мұнай-химия өнiмдерiнiң көлемiн арттырумен
                        өндiрiлетiн газды өңдеу және кәдеге жарату
                        бойынша жұмыс iстеп тұрғандарын қайта
                        жаңарту және жаңа қуаттылықтар жасау.
                        Жаңа аумақтарды газдандырудың және
                        коммуналдық шаруашылықта, электр
                        энергетикасында, автокөлiктерде және т.б.
                        газды пайдалану аясын кеңейтудің өңiрлiк
                        бағдарламасын әзірлеу және іске асыру.
                        Олардың пайдаланылуы кезiндегі техникалық
                        және экологиялық қауiпсіздіктi қамтамасыз
                        ету үшiн газ-көлік жүйесi объектiлерiн
                        техникалық қайта жаңарту жөнiндегi
                        шараларды iске асыру, сондай-ақ жаңа газ
                        құбырларын салу және табиғи газды сыртқы
                        рыноктарға тасымалдау жөнiндегi экспорттық
                        бағыттарды пысықтау.
                        Газ саласының нормативтiк базасын қайта
                        қарау, газ-көлiк жүйесi субъектiлерiнiң
                        ұйымдастыру құрылымын оңтайландыру және
                        табиғи газды тасымалдау кезiндегi тариф
                        құрау жүйесiн жетiлдiру.

Күтiлетiн нәтижелер      Табиғи және сұйытылған газды тұтынуды
                        2010 жылға 2 еседен астамға ұлғайту және
                        табиғи газ абоненттерiнiң санын 1,4 eceгe
                        кеңейту.
                         Саланың экспорттық әлеуетін 2010 жылға
                        таман осы кезеңге табиғи газдың халықаралық
                        транзитi көлемдерiн 1,5 есеге және
                        қазақстандық табиғи газ экспорты өсiмiн
                        2 еседен артыққа және сұйытылған газды
                        3,4 есеге дерлік өсiру есебiнен 110,6 млрд.
                        теңге дейiн қосымша арттыру.
                        Газды өндiру, қайта өңдеу және тасымалдау
                        жөнiнде жұмыс iстеп тұрған өндiрiстерді
                        қайта жаңартуға және жаңа қуаттылықтарды
                        дамытуға 2004-2010 жылдарғы кезең үшiн
                        инвестицияның көлемiн 1 трлн. теңге дейiн
                        ұлғайту.
                         Жаңа объектiлердi пайдалануға енгізу және
                        алдыңғы қатарлы технологияны дамыту
                        көрсетiлген кезең үшiн 3,7 мың адам үшiн
                        қосымша жұмыс орындарын құрумен жобалық
                        және басқа да сервистiк орталықтардың
                        жұмыстарын ынталандыру.
                         Өндiрiлетiн газды толық кәдеге жарату
                        және көлiктiк қуаттарды мейлiнше толығырақ
                        техникалық жарақтау есебiнен газ жүйесi
                        объектiлерiнiң жұмысынан болатын
                        экологиялық жүктеменi төмендету.

Қажеттi ресурстар және  Бағдарламаны қамтамасыз ету мен iс-
қаржыландыру көздерi    шараларды жүзеге асырудың негiзгi көздерi
                        мен қаржылық ресурстары мыналар болып
                        табылады:
                        - сыртқы инвестициялар, жер қойнауын
                        пайдаланушылардың қаражаты, гранттар;
                        - республикалық және жергiлiктi
                        бюджеттерден қаржыландыру;
                        - жеке компаниялардың қаржылары арқылы
                        iшкi инвестициялар, банк несиелерi.
                        Газ жобаларын қаржыландыру қажеттiлiктерi
                        кезеңдер бойынша 2004 жылы - 179,8; 2005
                        жылы - 221,3; 2006 жылы - 110,6 және
                        2007-2010 жылдарғы кезеңде - 497,9 млрд.
                        теңге құрайды деп болжанады. Соның iшiнде
                        Бағдарламаның iс-шараларын iске асыруға
                        2004 жылға арналған республикалық бюджеттен
                        қаржыландыру 3000,0 млн. теңгенi құрайды.
                        Келесi жылдарға арналған бюджеттiк
                        қаржыландыру мен доллардың бағамы тиiстi
                        қаржылық жылға "Республикалық бюджет
                        туралы" Заңға сәйкес анықталатын болады.
                        Бұл жағдайда АҚШ долларымен көрсетiлген
                        сомалар доллардың 2004 жылғы бағамы бойынша
                        алынды (138,3 теңге).

  Кіріспе

      Соңғы жылдары дүниежүзiлiк мұнай-газ рыногының талдауы энергия тасымалдаушылардың басқа түрлерiн өндiру мен тұтынуға қатысты газ өнеркәсiбiнiң озыңқы дамуын көрсетiп отыр. Дүниежүзiлiк энергия балансындағы көмiрсутектi газ тәрiздес отынның үлесi XXI ғасырдың орта тұсына қарай 30% -дейiндi құрауы мүмкiн деп болжанады. Осының нәтижесiнде энергетиканың дамуындағы алдағы кезең сарапшылар "метан" дәуiрi деп сипатталып отыр.
      Қазақстан үшiн, сондай-ақ энергия тасымалдаушы табиғи газ мейлiнше перспективалы болып келедi, оның барланған және (Каспий қайраңындағы ашылған жаңа кен орындарын ескерумен) бағаланған қоры 3,3 трлн. текше метрдi құрайды, ал ықтимал ресурстары тағы 6-8 трлн. текше метрге жетедi.
      Бұл ретте, республикада барланған газ қорының ерекшелiгi, iс жүзiнде барлық кен орындарында және әсiресе жаңадан әзiрленiп жатқан аса iрi кен орындарында газды өндiру мұнай мен конденсатты өндiрумен iлесе жүргiзiлетiндiгi болып табылады. Сондықтан осы кен орындарын белсендi игеру және мұнай өндiру көлемiнiң күрт өсiп кетуi соңғы жылдары қалыптасқан үрдiсi өндiрiлуi одан сайын арта түсетiн iлеспе газдың көлемдерiн кәдеге жарату қажеттiлiгiн туындатып отыр.
      Соңғы жылдары газ саласын қайта қалыптастыру жөнiндегi қабылданылған iс-шаралар, сондай-ақ халықаралық транзиттiң және табиғи газды iшкi тұтынудың көлемдерiнiң өсуi, газ-көлiк компанияларының қатысты қаржылық тұрақтылыққа қол жеткiзуiне, магистральды және жергiлiктi газ құбыры жүйелерiн техникалық қайта жаңарту жөнiндегi жұмыс көлемдерiнiң ұлғаюына қол жеткiзуге мүмкiндiк бердi.
      Бiрақ, мұнайгаз кешенiнiң газдық құрамдаушысы салалық жүйеге қарағанда көбiне жекелеген буындардың технологиялық және аймақтық бытыраңқы жиынтығы болып қала беруде. Нәтижесiнде өндiрiлетiн газды өңдеу толық шамада жүзеге асырылмайды, елдiң қажеттерiн өз ресурстары есебiнен өтеу үшiн табиғи газды оның өндiру орнынан негiзгi тұтыну аймақтарына қайта бөлу мүмкiндiгi болмай отыр.
      Осының барлығы өндiрiлетiн iлеспе газды кәдеге жаратудың жаңа жолдарын iздеумен, газ өңдеу мен тасымалдау жөнiндегi жаңа қуаттылықтарды енгiзумен, сондай-ақ сатудың дәстүрлi рыногын кеңейтумен байланысты бiрқатар мiндеттердi шешу қажеттiлiгiмен шарттасады.
      Бағдарламаның шеңберiнде жүзеге асырылуы мемлекеттiк органдар мен шаруашылық субъектiлерi деңгейiнде тiкелей инвестициялар мен iшкi қаржыландыруды тартумен газ саласының базалық жобаларын iске асыру үшiн жағдай жасауға мүмкiндiк беретiн аймақтық бағдарламалар әзiрленетiн болады деп күтiлуде.

  1. Газ саласының қазіргі жай-күйін талдау

      Саланы дамытудың негiзгi бағыттарын түсiну және қойылған мақсаттарға қол жеткiзудiң тетiктерiн жасау үшiн, газ-көлiк кәсiпорындарының жұмысында орын алып отырған проблемалар мен кедергi келтiретiн факторларды егжей-тегжейлi талдау, сондай-ақ саланы дамытудың серпiнiн анықтау қажет болады. Соңғы уақытта, әсiресе Тұжырымдама Қазақстан Республикасы Үкiметiнiң тарапынан мақұлданғаннан кейiн қалай да табиғи және сұйытылған газды өндiру, өңдеу және сатумен байланысты бiрқатар жобаларды түзетумен, тұтастай алғанда саланың қызметiн көп көрiм жақсартқан, ұйымдастыру шаралары қабылданған болатын.
      Мысалы, газ саласын қалыптастыру үшiн Теңiз кен орындарында мұнай-газ кешенiнiң екiншi буынын дамыту жөнiнде қабылданған шешiм маңызды болып табылады. Қарашығанақ газ өңдеу зауытының (бұдан әрi - ГӨЗ) техникалық-экономикалық негiздемесiн әзiрлеуден бастап iс жүзiнде осы кен орнында "Газ жобасын" iске асыру басталды. 2002 жылғы қазанда "Қашаған" теңiз кен орнының бағаланған запасы қабылданды, бұл газ ресурстарын 1,5 есеге дейiн дерлiк өсiрдi.
      2002 жылы республикалық бюджеттiң қолдауы кезiнде, оңтүстiк аймақты газбен қамтамасыз етудi тұрақтандыру үшiн маңызды әлеуметтiк мәнi бар Амангелдi газ кен орнын тәжiрибелiк-өнеркәсiптiк игеру жөнiндегi жұмыстар басталды. Сондай-ақ, мемлекеттiк қаржыландыруды қатыстырумен Оңтүстiк Торғай ойысындағы кен орындарында iлеспе газды кәдеге жарату жөнiндегi жобаны iске асыру басталды. Жобамен кен орындарында және Қызылорда қаласында электр энергиясын өндiру жөнiндегi қуаттылықтарды енгiзу, сондай-ақ қаланы iшiнара газдандыру көзделедi.
      Табиғи газдың экспорты мәселелерiн шешу үшiн көршi елдердiң үкiметтерiмен Газ альянсын құру жөнiндегi және атап айтқанда, Ресей Федерациясы Үкiметiмен газдың экспорттық жеткiзiлiмiн жүзеге асыру үшiн "ҚазРосГаз" бiрлескен компаниясын құру жөнiндегi ынтымақтастық туралы принциптi уағдаластықтар маңызды болды.
      Жергiлiктi газ құбырлары операторларының кәсiпорындарын дағдарыстық жағдайдан алып шығу үшiн, оған аймақтық газ-көлiк жүйесiн берумен, жаңа "Аймақтық газ-көлiк жүйесi" (АГЖ) акционерлiк қоғамы құрылды. Газ жүйесi қызметiн одан әрi тәртiпке келтiруге Қазақстан Республикасы Үкiметiнiң 1997 жылғы 14 маусымдағы Газ-көлiк жүйесiне концессия шартының шектерiнде цеденттер болып табылатын газ жүйесiнiң бұрынғы құрылымдарын банкроттау туралы қабылдаған шешiмi, сондай-ақ Қарашығанақ кен орны бойынша Өнiмдердi бөлу туралы келiсiмнiң шеңберiнде мемлекеттiк мүлiктi басқару үшiн "КапиталМұнайГаз" ЖАҚ-ын құруы ықпал ететiн болады.
      Саланың нормативтiк базасын жетiлдiру, атап айтқанда Табиғи газды тасымалдау жөнiндегi ережелерді бекіту жөнiндегi қабылданған шараларға қарамастан көп жағдайда жаңадан қалыптасып келе жатқан рыноктық жағдайларға газ саласының совет көздерiнен қолданыста келе жатқан құқықтық базаларының сәйкеспеуі мәселесі мейлiнше өткiр күйінде қалуда. Сонымен iс жүзінде табиғи газ шығарылатын және тұтынылатын барлық елдерде газбен жабдықтау мәселелерi арнайы заңдармен және басқа да заңға тәуелдi актiлермен реттеледi. Мәселен, Ұлыбританияда "Бритш Газ" компаниясының монополиялық қызметi 1986 жылдан бастап, "Бритш Газ" газ-көлiк жүйесiне кіруге қол жеткiзу тәртiбi анықталған, газбен жабдықтау жүйесiндегi компанияның өкiлеттiлiгi, газға бағаны реттеудегi мемлекеттік органдардың ролi белгіленген мен газ тасымалдау тарифтерi белгіленген "Газ туралы" заңға сәйкес анықталған және реттеледі.
      АҚШ-та газбен жабдықтаудың әрбiр секторында мемлекеттiк реттеудi жүзеге асыру бойынша Жоғарғы соттың бiрқатар арнайы заңнамалық актiлерi мен шешiмдерi қабылданған. Анағұрлым маңызды заңдардың қатарына 1938 жылы қабылданған "Табиғи газ туралы" заң жатады. Заңмен штат аралық газ-көлiк компанияларының табиғи газдың экспорты мен импортын, көлiктiк тарифтерді бақылауды, осы компаниялардың негізгі қорларының құндық бағалауын қоса алғанда, газ құбырларын салуға рұқсат беруді қызметiн реттеу тәртiбi көзделедi.
      Мұндай заңдар Норвегия мен Францияда да қолданылады және барлау мен өндiру саласында да, сол сияқты газды тұрба құбырлары бойынша тасымалдаудағы операторлардың қызметiн де реттейдi. Ресейде магистралды газ құбырын пайдаланушы шаруашылық субъектiлердiң көптеген мәселелерiн реттейтiн "Мұнай және газ туралы" қолданыстағы заңға қосымша 1999 жылы "Ресей Федерациясындағы газбен жабдықтау туралы" Федералдық заң қабылданды.

       1.1. Жұмыс істеп тұрған және перспективалы газ кен орындары

      Газ саласын 2015 жылға дейiн дамыту тұжырымдамасында ескерілген барланған газдың көлемдері 1.8 трлн. шаршы м. құраған болатын. Бiрақ жаңартылған деректердiң және Каспий теңiзiнiң қазақстандық секторының кен орындары бойынша газдың бағаланған қорын ескерумен 2002 жылғы 1 қаңтардағы жай-күйi бойынша пайдалы қазбалардың мемлекеттік теңгерiмiнiң негіздерiнде жиынтық қорлар 3,3 трлн. текше м. құрайды. Мысалы, тек "Қашаған" кен орны бойынша ғана Қорлар жөнiндегi мемлекеттiк Комиссияның 2002 жылғы 20 қазандағы қорлар жөнiндегi отырысының хаттамасына сәйкес газ қорлары 969.0 млрд. текше м. құрады. Бұл ретте газдың перспективалы және болжамдық ресурстары 6.0-8.0 трлн. текше м. дейінгі деңгейде бағаланады, бұл негiзiнен, Каспий теңiзi ресурстарын игерумен байланысты (1.1-сурет).
      Газдың саланы дамыту үшiн негiздiк мәнi бар болжамдалатын ресурстарының басты ерекшелiгi iс жүзiнде газдың барлық осы қорлары аса тереңдiгінен (5 мың метрден астам), көп құрамдылығынан және ең бастысы күкiртсутек қосылыстарының жоғарылығынан алудың қиындығымен сипатталатын Каспий маңы ойпатының қабаттарындағы тұзасты түзiлiмдерде орналасқандығы болып табылады. Сонымен бiр уақытта тереңдiгi аса үлкен емес және құрамында күкiрттi қосылыстар жоқ кен орындарында жергiлiктi аймақтарды газдандыру үшін, мысалы Қызылорда, Жамбыл, Оңтүстiк Қазақстан жергілiктi маңызы үлкен бар газдың қоры онша көп емес.
      Халықаралық сарапшылардың соңғы бағалары бойынша табиғи газдың дәлелденген әлемдік қорының 37,6% (147,5 трлн. текше м.) бұрынғы Советтер Одағының аумағында шоғырланған. Бұл ретте Қазақстан табиғи газдың барланған қоры мен болжамдық ресурстары бойынша Тәуелсiз Елдер Достастығының жетекшi төрт елiнiң қатарында тұр.

1.1-сурет - Қазақстан бойынша газдың болжамдық
ресурстары мен қорлары (трлн. текше м)
(қағаз мәтінінен қараңыз)

      Қазiргі уақытта кен орындарының барлық санаттары бойынша шамамен газдың әзiрленiп жатқан және алдын ала бағаланған қорымен 130-дай кен орны тiркелген, оның: 21-газдық, 9-газконденсатты, 23-мұнай-газконденсатты, 31-мұнай-газды және құрамында аз-мұз газы бар тағы басқалары. Бұл ретте құрамында алынатын 80% астам көмiрсутек газ қорлары бар 44 кен орны әзiрлену үстiнде (1.2-кесте және 1.2-cурет).

1.2-сурет. Негiзгi көмiрсутек кен орындары
қабатындағы табиғи газ қорлары млрд. текше м.
(қағаз мәтінінен қараңыз)

      Іс жүзiнде Қазақстан Республикасының барлық әзiрлену үстiндегi iрi мұнай кен орындарында өндiрiлетiн мұнайдың құрамында күкiртсутегi мен басқа да күкiрттi қосылыстарда жоғары ерiтiлген газ бар. Мысалы Жаңажол-Өрiктау кен орындары тобы бойынша осы улы газдың құрамы 2 ден 6% дейiн, Қарашығанақ кен орнында - 3-тен 5% дейiн ауытқиды, ал Теңiз кен орнында күкiртсутегiнiң концентраты 19% дейiн жетедi.
      Сондықтан газ саласын одан әрi дамытудың басты бiр проблемасы өндiрiлетiн мұнай мен газды күкiрттi одан алынған күкiрттi одан әрi пайдаға жаратумен, қайта өңделген осы өнiмдi тауарлық күйге жеткiзу және оны сыртқы рынокқа сатуға қосылыстардан тазарту болып табылады. Осы мәселенi шешудiң бiр нұсқасы қабаттық қысымды ұстап тұру және көмiрсутегiнiң сұйық компонентiн алудың тиiмдiлiгiн көтеру үшiн кен орындарының өнiмдi қабатына күкiрттi газды керi айдау шараларын жүзеге асыру болып табылады.

                  1.2-кесте. Кен орындарын табиғи газ
                     қорының деңгейi бойынша бөлу 1
___________________________________________________________________
   |Қорлардың ша.|Кен орын.|   Кен орындары   |Газдың теңгерімдiк
   |масы бойынша |дарының  |                  |қорлары А+В+СІ
   |кен орындары |  саны   |                  |--------------------
   | топтарының  |         |                  |Барлығы: |ҚР бойынша
   | сипаттамасы |         |                  |дәлел.   |  қор %
   |             |         |                  |денгендер|
___________________________________________________________________
    Қазақстан
    Республикасы   130                          3011      100
1.  Алыптары         3     Қарашығанақ-МГК      1370      45,5
    (300 млрд.м 3            Теңiз-М               569      18,9
    астам)                 Қашаған-М             227       7,5

2.  Аса iрiлерi      2     Жаңажол-МГК           133       4,4
    (100,1-300             Имашев-ГК             129       4,3
    млрд.м 3 )

3.  Ірiлер (30,1-    4     Жетібай-МГК            99       3,3
    100 млрд.м 3 )           Теңге-МГК              45       1,5
                           Өзен-ГК                43       1,4
                           Ұрықтау-ГМК            40       1,3

4.  Орташасы         8     Прорва-МГК             28       0,9
    (10,1-30               Қаламқас-ГМ            27       0,9
    млрд.м 3 )               Амангелді-Г            25       0,8
                           Тепловск-
                           Токаревск-Гм           25       0,8
                           Оңтүстiк
                           Жетiбай-МГК            23       0,8
                           Шағырлы-Шөміштi-Г      20       0,7
                           Шынарлы-МГК            17       0,6
                           Королевское-М          16       0,5
                           Тасболат-мГк           13       0,4

5.  Шағындары       17                            99       3,3
    3,1-10
    млрд.м 3 )                Көмiрсутек.
6.  Ұсақтары        25      терiнiң фазалық       44       1,5
    (1-3                    тұрпаттары
    млрд.м 3 )                бойынша 113 кен
7.  Өте ұсақтары    71      орындары              20       0,7
    (1 дейін
    млрд.м 3 )
___________________________________________________________________

      Ескерту: МГК-мұнай-газ конденсаты, ГМК-газ-мұнай конденсаты, М-мұнайлы, Г-газды, ГМ-газ-мұнайлы

      Құрамында газ бар кен орындарының ұсынылып отырған талдауы Қазақстан Республикасының газ ресурстарын - қолда бар қорлар өндiру көлемдерi және оларды алу пайдалылығы бойынша шартты түрде үш топқа бөлуге мүмкiндiк бередi:
      - күрделi коллекторлық қасиетiмен және әдеттегiдей құрамында күкiртсутек қосылыстары жоғары болып келетiн табиғи газдың стратегиялық қорлары аса iрi мұнай-газды кен орындарындағы Каспий ойпаты қабаттарының түзiлiмiнде тереңде орналасқан;
      - шығару тереңдiгі аса үлкен емес және күкiртсутегi қосылыстары жоқ өнiм сатысындағы газы орташа қорлы болып келетiн кен орындарының өндiрiлiмi кему сатысында;
      - құрамындағы табиғи газдары еркiн болып келетiн кен орындары негiзiнен ұсақ санаттарға жатады, жиынтық қорлары газдың жалпы қорларынан 1,5% аспайтын таза газ кен орындары, бұл осы кен орындарының әзiрленiмiн iс жүзiнде пайдасыз етедi.

       1.2. Газ өндiру бойынша жұмыс iстеп тұрған өңдеу қуаттары

      Республикада табиғи газдың едәуiр дәлелденген қоры барына қарамастан, республикада газ өндiру әлi де болса мұнайгаз компанияларының iлеспелi қызметi болып қалуда. Қалыптасқан тәжірибе бойынша мұнаймен iлесе өндiрiлетiн газ әдеттегідей кен орындарында жағылады немесе тәуiр деген жағдайда алдын ала дайындықтан кейiн меншiктi қажеттерге қолданылады. Мәселен, 2002 жылдың қорытындысы бойынша 2 млрд. текше м. астамы жағылды, меншiктi қажеттерге 1,7 млрд. текше м. пайдаланылды және технологиялық жоғалтулар шамамен 0,7 млрд. текше м. құрады.
      "Теңiз" және "Королевское" мұнай кәсiпшiлiгiнде Қазақстан Республикасының Қоршаған ортаны қорғау министрлiгiнiң жүргiзген кешендi тексеруi барысында 127 зиянды шығарындылары бар көздер табылған болатын және зиянды заттарды ауаға нақты шығарындыларын талдаудың толық емес деректері бойынша 2003 жылғы 8 айда ғана кен орындарында 600 млн. текше м., соның iшiнде қауiптiлiгi жоғары сыныпты 6 млн. текше м. жуық күкiртті қосылыстары алдын ала тазаланбаған газды тiкелей жағуға жол берiлген. Алдын ала есептеулер осы кезеңде атмосфераға 27 млн. шартты тонна зиянды заттар тасталуы мүмкiн екендiгiн көрсеттi.
      Талдау мұндай жағдайлардың нормативтiк құжаттарда кен орындарында әсiресе құрамында зиянды компоненттерi бар газды жағу мәселелерi толық шамада реттелмегеннен орын алып отырғанын көрсетедi. Мысалы "Қазақстан Республикасының мұнайлы және газды кен орындарын әзiрлеудiң бiрыңғай ережесiндегi" 6.2.26-тармағы жағу кезiндегi шектеулер күкiрттiсутектерi бар қабатты өнiмдi (газды) олардың халық қоныстанған немесе халық шаруашылық объектiлерiндегi әуенiң жер үстi қабаттарындағы концентраты санитарлық нормалардан аспайтын шарттар қамтамасыз етiледi". Сайып келгенде, осы мәселеде мейлiнше анық регламенттеудiң болмауы, "Петро Қазақстан Құмкөл Мұнай" және Қызылорда облысының басқа да жер қойнауын пайдаланушыларының ұзақ уақыт бойы iлеспе газды үлкен көлемде жағуына мүмкiндiк бередi.
      Газды өндiруге одан әрi шектеу қою мұнай өндiрудi арттыруды тым кедергiлейтiн фактор болатындықтан, осының бәрi өндiрiлетiн газды кәдеге жарату мәселесiн жылдамырақ құқықтық реттеудi талап етедi. Бұл газ өңдеу қуаттылықтарын кеңейту және жаңа газ өңдеу қуаттылықтарын салу жөнiндегi шараларды қабылдау қажеттігін негіздейдi.
      Қазiргi уақытта республикада, жылына 6,85 млрд. текше м. дейiн жалпы жобалық газ өңдеу қуаттылығымен үш газ өңдеу зауыттары (ГӨЗ) жұмыс iстейдi (1.3-кесте).

            1.3-кесте. ҚР жұмыс iстеп тұрған газ өңдеу
                  зауыттарының сипаттамасы
___________________________________________________________________
ГӨЗ атауы|Пайдалануға|жобалық қуаты |  2002 жылы   |Қайта құрыл.
         |енгізілген |              |  іс жүзiнде  |ғаннан кейiн
         |    жылы   |              |  өндірілгені |2010 жылға күті.
         |           |              |              |летiн қуаттар
         |           |--------------|--------------|----------------
         |           |Таби. |Сұйы.  |Таби. |Сұйы.  |Таби. |Сұйытыл.
         |           |ғи газ|тылған |ғи газ|тылған |ғи газ|ған газ
         |           |бойын.|газ    |бойын.|газ    |бойын.|бойынша,
         |           |ша,   |бойын. |ша,   |бойын. |ша,   |мың тонна
         |           |млн.  |ша, мың|млн.  |ша, мың|млн.  |
         |           |м 3     |тонна  |м 3     |тонна  |м 3     |
___________________________________________________________________
Қазақ ГӨЗ 1973 жыл -  2900    80     940    77,3   Өңдеу қуаттарын
          1-кезек                                  кеңейтпей зауытты
          1997 жыл -                               технологиялық
          2-кезек                                  жаңғырту
                                                   көзделедi

Теңiз ГӨЗ 1995-1999   2550  1 желiде 2550   684    6439    1330
          кезең-            90 про.         про.   дейiн   пропан,
          кезеңмен          пан,            пан,           бутан
          үш техноло.       бутан           бутан
          гиялық
          желiлер
          (КТЛ)

Жаңажол   2003 жыл    1400    60     920      -    4400    150
ГӨЗ
___________________________________________________________________

      Жаңаөзен қаласында орналасқан Қазақ газ өңдеу зауыты (ҚазГӨЗ) 1973 жылы (бiрiншi кезең) салынған. Зауыт жергiлiктi жақын маңдағы, Өзен шоғы (Шығыс Өзен, Батыс Теңге, Қарамыңдыбас), Жетiбай шоғы (Оңтүстiк Жетiбай, Тасболат, Ақтас, Шығыс Нормаул) деп аталатын қайта өңдеу қуаттылығы 2,9 млрд. текше м. мұнай кен орындарының iлеспе газдарын қайта өңдеуге арналған. 1979 жылы Ақтау қаласындағы этан тасымалдау үшiн труба құбырларын салумен полиэтилен өндiрiсi үшiн мұнайхимия зауытын шикiзатпен қамтамасыз ету мақсатында зауыт жаңғыртылған болатын. Бiрақ өндiрiлетiн газдың құрамында этан аз болғандықтан және химиялық кешенде апатқа жол берiлгендiктен бұл труба құбыры сол күйiнше пайдалануға берiлмей қалды.
      "Теңiз" мұнай газ кен ауданында орналасқан Теңiз газ өңдеу зауыты (Теңiз ГӨЗ) жылына 2,5 млрд. текше м. тазаланған газ өндiрудiң жылдық өнiмдiлiгiне қол жеткiздi. Келесi жылдары мұнай өндiру көлемiнiң артуы және соның салдары ретiнде алынатын газ көлемiнiң өсуi зауыттың екiншi кезегiн салуды талап етедi. Теңiз кен орнынан алынатын iлеспе газ құрамында бутан-пропан фракциясы қор болуымен сипатталады және әсiресе құрамында күкiртсутектiң жоғары болуымен, сондай-ақ құрамында тазалау мен қайта өңдеудi талап ететін көмiрқышқыл газы мен iлеспе құрамдары болуымен айрықшаланады.
      Жаңажол газ өңдеу зауыты (ЖГӨЗ) әуел баста жылына 710,0 млн. текше м. өңдеуге есептелген болатын. "CNPC - Ақтөбемұнайгаз" компаниясы қайта жаңартқаннан кейiн зауыттың қуаттылығы жылына 800,0 млн. текше метрге жеттi. Бiрақ тазаланудан кейiн алынатын газ, құрамында күкiрттi қосындылары болуы бойынша стандарттық талапқа сәйкес келмейдi және МемСТ бойынша 0,036 г/ текше м. талап етiлетiн деңгейден 5-8 есе жоғары. Қытай мамандарының пiкiрi бойынша ГӨЗ-ын одан әрi қайта жаңарту зауыттың жұмысын жақсарта алмайды.
      2003 жылдың қыркүйегiнде қуаты жылына 1,4 млрд. текше м. табиғи газ өңдейтiн екiншi Жаңажол ГӨЗ қатарға қосылды және 2004 жылы үшiншi зауыттың оны пайдалануға 2005 жылы енгiзумен құрылысын бастау белгiленiп отыр. Бұл iлеспе газ өндiрудiң барған сайын өсiп келе жатқан көлемiн оны кейiн экспортқа жеткiзумен бірге толық кәдеге жаратуды қамтамасыз етедi. Соңғы жылдары өндiрiлетiн газ негiзінен "CNPC - Ақтөбемұнайгаз" компаниясының меншiктi мұқтаждықтарына электр энергиясын өндiру үшiн және тек iшiнара 360,0 млн. текше м. көлемiнде төмендетiлген баға бойынша (оның стандарттық талаптарға сәйкес келмеуiнен) газ Ақтөбе облысының тұрғындарына сатылды.
      Сайып келгенде, үш газ өңдеушi зауыттың қуаттылығы елде өндiрiлетiн газдың толық өңделуiн көпе-көрнеу қамтамасыз ете алмайды. Теңіз кен орнының дамуы келешекте 8-10 млрд. текше м. дейiн өңдеуді талап етiлдi, Қарашаған - өндiрiлетiн көлемге қосымша 10 млрд. текше м. дейiн және Қашаған кен орындарын игеру кемiнде жылына 5-6 млрд. текше м. газды қайта өңдеудi талап етедi. Осының бәрi келешекте газ өңдеу зауыттарының жұмыс iстеп тұрғандарын кеңейтудi және сонымен бiр мезгiлде шағын мұнайгаз кен орындарының әзiрленiмi кезiнде газ тазалау жөнiнде арнайы қондырғыларды салуды талап етедi.

       1.3. Қазақстан Республикасында табиғи және сұйытылған газды тұтынудың талдауы

      Газ жүйесiн дамыту жөнiндегi нақты жобаларды iске асыру, сондай-ақ газ саласын реформалау жөнiндегi шараларды қарастыру үшiн негiзгi проблемалар мен бәсеке рынок жағдайындағы энергия ресурстарының басқа түрлерi бойынша қалыптасатын табиғи және сұйытылған газды жеткiзу мен тұтынуды ұйымдастырудың қарама-қайшы үрдiстерiн түсiну қажет.
      Мұндай қарама-қайшылықтарға отынның басқа түрлерiмен салыстырғанда совет кезеңiнен кейiн күрт түсiп кеткен және осы уақытқа дейiн сақталып отырған табиғи және сұйытылған газды тұтынудың төмен деңгейiн жатқызуға болады. Бұл ретте әлемдiк үрдiс тiптi газдың меншiк ресурсы жоқ елдердiң өзiнде энергия тасымалдаудың осы түрлерін тұтынудың өсуi байқалатынында.
      Елдiң газ тарату жүйесiнiң деңгейiнде газды ұжымдық тарату принципi (әсiресе газ жеткiзу кезiнде) қолданылуы жалғасуда, жеткiзiлген газ үшiн есеп жүргiзу мен төлем төлеу проблемасы шешiмiн тапқан жоқ. Дебиторлық берешектiң өсуi жалғасуының нәтижесiнде тұтынушыларды тобымен газ жеткiзуден айыру жиi болып тұрады. Осының бәрi газ жеткiзуде тұрақсыздықты тудырады, қорытындысында табиғи газ рыногының одан әрi тарылуына және бұрынғы абоненттердiң отынның басқа түрiне көшуiне соқтырады.
      Егер 1990 жылдың басында энергия ресурстарының басқа түрлерiмен салыстыра қарағанда табиғи газды тұтыну үлесi (отынның шартты бiрлiктеріне аударғанда) 14,5% құрады, ал сұйық газ 1,0% болса, кейiнгi жылдары бұл көрсеткiштер сәйкесiнше 7,3 және 0,4%-ға, екi есеге түсiп кеттi. Бiрiншi кезекте бұл республикадағы тұтастай алғанда газды тұтыну саласындағы абсолюттiк көрсеткiштердiң төмендеуiнен болды, мәселен, табиғи газ бойынша 1991 жылы 13,0 млрд. текше метр деңгейiнен 2002 жыл қорытындылары бойынша 1991 жылы 5,7 млрд. текше м. дейiн.
      Қалыптасқан жағдайдың бiр себебi, ауыспалы экономика мен дағдарыс құбылыстары кезеңiнде аралас нысанды меншiктегi жергiлiктi газ тарату ұйымдары iс жүзiнде жалпы газ тасымалдау жүйесiнен шығарылып тасталды.
      Бұның бәрi жергiлiктi газ таратушы компаниялардың қаржылық жай-күйiнiң күрт нашарлауына, көп ретте олардың банкроттығына алып келдi. Жекешелендiру бойынша қабылданған шаралар жағдайды айтарлықтай түзете алмады, соның салдарынан, өңiрлерде жаңа газ құбырларының құрылысы тоқтап қалды. Өз кезегiнде жергiлiктi органдар да бұрынғы жылдарғы тәжiрибемен салыстырғанда, жекелеген елдi мекендерге газ берудiң коммерциялық емес жобаларын қаржыландырудағы өз белсендiлiктерiн төмендеттi. Сол мезгiлде облыстарда бұрынғы қабылданған газдандыру бағдарламалары шектерiнде жалпы ұзындығы 3800 шақырымдай жергiлiктi газ құбырлары құрылысының жобалық-сметалық құжаттамасы жинақталып қалды. Бұл ретте республиканың тек үш облысында ғана (Батыс Қазақстан, Ақтөбе және Атырау) облыстарды газдандыру бағдарламалары әзiрленiп, сондай-ақ, жыл сайын жаңа газ құбырларын iске қосу жүзеге асырылуда.
      Соңғы жылдары газ өндiрудiң жыл сайынғы өсуi 10-12% кезiнде республика бойынша газдың тұтынылуы көлемiнiң орташа өсуi бойынша 3%-тен аспай отыр. Осыдан келiп экспорттық бағыттардың iс жүзiнде болмауынан өндiрiлген газдың артылған көлемдерiн сату проблемасы шиеленiсе түседi.
      Газды өңдеуде оны одан әрi коммерциялық сатып өткiзу үшiн ынталандырудың болмауы газ өңдеу қуаттарын дамытуды кiдiртiп тұр. Осындай жағдай көп ретте өндiрiлген iлеспе газдың жартысын амалсыздан жағып жіберудiң себебi болып, ол мұнай мен газ өндiру өңiрлерiндегi экологиялық проблеманы одан әрi шиеленiстiредi. Республикадағы соңғы жылдары жағылған газдың үлесi жылына 3 млрд. текше метрге жетiп отыр және де оның көп үлесi Теңiз кен орнына тиедi. Осымен бiр мезгiлде, Қарашығанақ кен орнындағы өндiрiлiп 5 млрд. текше м. астам газ Орынбор МӨЗ-на Батыс Қазақстан облысының тұтынушыларына жеткiзiлетiн сол газ 1.5-2 есе төмен бағамен қайта өңдеу үшiн өткiзiледi.
      Осылайша, шығарылатын газдың өткiзу шектеулiгi, сондай-ақ бүгiнде оның пайдаланылуының өте тиiмсiздiгi газ саласын дамытуды ынталандырмайды, және де, оның үстiне мұнайды өндiрудiң одан әрi өсуiн, яғни сайып келгенде, Қазақстан Республикасының барлық мұнай-газ кешендерiнiң дамытылуын кiдiртедi.
      Сонымен бiрге Қазақстандағы сұйытылған газдың өндiрiсi дағдарыс жағдайынан шығып келе жатыр, сөйтiп, республика көптеген жылдардан соң алғаш рет өз өндiрiсi есебінен қалыптасқан тұтыну рыногын жабу мүмкiндiгiне ие болып отыр. Айталық, егер 2001 жылы 941,7 мың тонна сұйытылған газ шығарылса, тұтынуының нақты көлемi өткен жылдың қорытындысы бойынша 430 мың тоннадай деңгейiнде болғанда онда 2003 жылы - 1040,5 мың тонна сұйытылған газ өндiрiлдi.
      Осы кезеңде сұйытылған газды шығарудың негiзгі өсуi газ конденсатын анағұрлым терең өңдеудi көздейтiн сұйытылған газ өңдейтiн жаңа қондырғыны iске қосумен Теңiз кен орнының өңдеу жүргізiлген қайта құру есебiнен қол жеткізiлді. Тек соның есебiнен сұйытылған газдың өндiрiсi 2001 жылы 6,6 eceгe ұлғайтылған болатын. Мұнайдың iшкi жеткiзiлiмдерi тұрақтануымен бiрге барлық дерлік мұнай және газ өңдеу заводтарында сұйытылған газды шығару көлемдерiнiң артуы байқалуда.
      Сұйытылған газ энергия көздерiнiң iшiнде ең бiр қымбаты болып табылатыны сөзсiз (құны тұтынушыға жеткiзудi қоса есептегенде тоннасы 280-300 АҚШ долларына дейін жетедi), бiрақ, көбiне көп тұрмыста, әсiресе, табиғи газдың жеткiзiлiмi жоқ өңiрлерде табиғи отынмен салыстырғанда бұл отын түрiнiң тасымалдау мен пайдаланудағы артықшылығын ескере отырып, сұйытылған газдың өндiрiсi мен рыногын реттеу мәселесi барлық газ саласының дамуындағы маңызды бағытты құрайды.
      Бәсекешiл ортаға икемделген газ саласының осы секторының қызмет ету ерекшелiгiн және сұйытылған газдың экспортқа шығарыла бастауымен iшкi бағалардың халықаралық бағалармен теңесуін ескере отырып, сұйытылған газдың бағасының тұрақтануын және ел iшiнде энергия көзiнiң осы түрiнiң жеткiзiлу көлемдерінің одан әрi артуын болжамдауға болар еді.
      Оның үстiне жұмыс iстеп тұрған зауыттардың жоспарланған жаңғыртылуы және жаңаларының құрылысы мен сұйық газды шығаратын қондырғыларды салу есебiнен оның өндiрiс көлемдерiнiң күтiлетiн ұлғаюын ескере отырып республикада сұйытылған газдың бағасын төмендету үшін жағдайлар жасалады. Бұның бәрi сұйытылған газды халықаралық рынокқа жеткiзудiң экспорттық әлеуетiн ұлғайту үшiн жаңа мүмкiндiктер жасауға және сұйытылған газдың бұрынғы тұтыну деңгейiн қалпына келтiруге мүмкiншiлiк бередi.

       1.4. Магистралды және таратушы газ құбырларының техникалық жай-күйi

      Табиғи газдың тасымалдау Қазақстанның сегiз облысының аумағымен өтетін магистралды газ құбырларының жүйесi бойынша жүзеге асырылады. Қазақстан аумағындағы әкетушi және әкелушi газ құбырларын есептегенде магистралды газ құбырларының жалпы ұзындығы 10 мың шақырымды құрайды. Қазақстанның магистралды газ құбырлар жүйесi бұрын жалпы одақтық газ тасымалдау жүйесiнiң бөлiгi ретiнде құрылды және сондықтан, оның қызметi табиғи газды Орта Азиядан Ресейдiң солтүстiк облыстарына, Украина және Закавказье республикаларына жеткiзуге бағытталған. Газ құбырлары қала өнеркәсiбi мен халықтың сұранысын тек транзит газ құбырларының трассаларына жапсарлас қалалар мен елдi мекендердi қамтамасыз ететіндей етiп жоспарланған.
      Бұл ретте, Қазақстан Республикасы аумағы арқылы өтетiн магистралды газ құбырларының бiрде бiрiнiң республика аумағында өзара жалғаныстары жоқ, сол себептi мысалы, батыс өңiрiнде өндiрiлетiн арзан газды елдiң оңтүстiк және солтүстiк облыстарына жеткiзу секiлдi, артық мөлшердегі газды өңiрлер арасында қайта бөлу мақсатында газ құбырларын пайдалану мүмкiндiгiн бермейдi. Бұл оңтүстiк облыстар мен Алматы қаласының табиғи газды тұтынушылары үшiн аса зәру проблема. Батыс облыстардағы газдың бағасынан 2-3 есе асып түсетiн өзбек газының жеткiзiлiмiне қатаң тәуелдiлiк осы өңiрдегi газ рыногының тарылуына әкелiп соқты. Қостанай облысының тұтынушылары Ресей газ импортына аз тәуелдi болып отырған жоқ.
      Газдың халықаралық транзитi жүзеге асырылатын iрi магистралды газ құбырлары:
      Түркiменстан және Солтүстiк Кавказға қосымша тармақталған - газ құбырларымен Өзбекстан шекарасынан Ресей Федерациясының шекарасына "Александров Гай" КС-не дейiнгi газ құбырының төрт, бес тармағынан тұратын базалық "Орта Азия - Орталық" газ магистралы. Осы газ магистралы бойынша бастапқы жобалық қуаттылығы 60 млрд. текше м. болған кезде жылына 35-40 млрд. текше м. дейiн газ тасымалданады;
      соңғы жылдары нақтылы транзитi 26-29 млрд. текше.м. көлемiнде болған жылына 42 млрд. текше м. газ транзиттелiнген техникалық параметрлерi бар Батыс Қазақстан облысы аумағы бойынша Орынбор ГӨЗ- ден "Александров Гай" КС-не дейiн өтетiн екi КС бар - "Союз" және "Орынбор - Жаңа Псков" газ құбыры;
      бұрын Өзбекстан және Түркiменстаннан Ресейдiң өнеркәсiп аудандарына газ тасымалдауға арналған, ал қазiр көбiне Ақтөбе облысына газ жеткiзу үшiн пайдаланылатын қос тармақты "Бұқара - Орал" газ құбыры;
      "Қазалы-Шымкент-Бiшкек-Алматы", "Қарталы -Қостанай" және "Өзен - Ақтау" газ құбырлары табиғи газды Қазақстан Республикасының iшкi рыногына оңтүстiк облыстарына және Маңғыстау мен Қостанай облыстарына тасымалдау үшiн пайдаланылады. Бұл ретте "Қазалы - Бiшкек газ құбыры бойынша қосымша 0,5-тен 1,0 млрд. текше м. дейiн көлемде Қырғызстан тұтынушылары үшін газ транзитi жүзеге асырылады.
      2002 жылы Қазақстанның магистралды газ құбырларының жүйесi бойынша транзит режимiнде 97,5 млрд. текше м. табиғи газ айдалды, ал 2003 жылы оның көлемi 105,7 млрд. текше м. табиғи газды құрауы мүмкiн. Сонымен бiрге, анықсыздық және тәуелдiлiктен, әсiресе өткен кезеңде үшiншi елдерге, мәселен, Түркiменстанның Ресеймен немесе Украина, Өзбекстан, Қырғызстанмен және т.т. келiсiмдерi бойынша негiзгi транзиттiк магистралды газ құбырларының жүктемелерi газ тасымалдау жұмыстарының көлемiнде шұғыл ауытқуларға ие болды. Мысалы 1997-1998 жылдары түркiмен газы транзитiнiң толықтай дерлiк жоқтығы "Орта Азия - Орталық" басты газ магистралының жұмыс iстеуiн пайдалануға жарамсыз шегiне қойса, ендi таяу жылдардағы күтiлетiн жылына 50-80 млрд. текше м. газ транзитiн ескерумен жүйенiң толық қайта құрылымдауды жүргiзудi және газ құбырының қосымша тармағының құрылысын салуды талап етiп отыр.
      Қолданыстағы нормативтер бойынша магистралды газ құбырларының амортизациялық мерзiмi шамамен 30 жылды құрайды. Алайда, Қазақстан Республикасының аумағында газ құбырларын пайдалану ерекшелiгі сол - құбырлар олардың ерекше қатал, сорлы жерлермен өтуi нәтижесiнде әсiре жарамсыздыққа ұшырағандығы болып табылады. Осыған байланысты, жұмыс iстеу мерзiмi бойынша газ құбырлары құрылымын талдау көрсеткендей, 30 жылға дейiн қызмет ету мерзiмi бар 30-дан астам газ құбырларының үлес салмағы 30,4-ке жетедi, ал газ құбырларының 51%-ы 20 жылдан 30 жылға дейiн пайдаланылады.
      Алдағы жұмыстардың көлемiн елестету үшiн 2001-2002 жылдардағы кезеңдер бойынша газ тасымалы жүйесiнiң апатсыз қызмет етуiне кепiлдiк беруге мүмкiндiк жасамаған елдiң магистралды газ құбырларының техникалық жай-күйiн ескеру қажет (1.4-кесте).

        1.4-кесте. Қазақстан Республикасының жұмыс iстеп
         тұрған магистралды газ құбырларының техникалық
                      жай-күйiнiң сипаттамасы
___________________________________________________________________
Р/с|Газ құбыры|Iске қосу|Тармақтар|Диа. |  КС  | Нақты және |Тозу
N |  атауы   |басталған|  саны,  |метрi| саны |жобалық қуат|норма.
   |          |  жылы   |ұзындығы |     |      |            |тивi
   |          |         |---------|-----|------|------------|------
   |          |         |    км   |  мм |Бiрлiк| млрд. м 3    |  %
___________________________________________________________________
1  Орта Азия -
   Орталық               5 тармақ
   OAO-1       1966        279     1020                       90
   OAO-2       1969        406     1220                       88
   OAO-3       1972        821     1220    7    50,0/60,0     70
   OAO-4       1972        821     1420                       70
   OAO-5       1985        821     1420                       25

2  Мақат -     1987        371     1420    3    17,0/25,5     30
   Солтүстiк
   Кавказ

3  Орынбор-    1976        380     1220    2     10,0/14,0    65
   Новопсков

4  Орынбор-    1978        380     1420    2     20,0/28,0    57
   Батыс
   Шекара
   (Союз)

5  Бұқара -    1965| 1күрд.   639     1020    5    7,2/15,0     100
   Орал              жөнд     639     1020    5
   1-тармақ    1965| 1977-79ж
   2-тармақ

6  БГР-ТФА     1964      2 тармақ   530-   2    6,0/13,0     60-90
                            684     1020

7  Ғазлы-      1988         314     1220   1    14,4/26,0     30
   Шымкент

8  Қарталы-    1963         238     530-   -    2,0/5,4       90
   Қостанай                         720

9  Окарем-     1967         398     1220   2    1,0/5,4       70
   Бейнеу

10 Өзен-Ақтау  1968-1972 3 тармақ    530-  -    1,8/3,6       70
                            150      820
___________________________________________________________________

      Газ магистралдары мен таратушы газ құбырларының жұмыс режимiн, әсiресе, шұғыл континенталдық ауа райлы өңiрлерде ұстап тұру үшiн газ құбырлары жүйесiндегі мiндеттi элементтер жер асты газ қоймалары (ЖАҚ) болып табылады. Бiрақ, Қазақстан Республикасының газ-көлiк жүйесi шектерiнде қызмет жасайтын үш ЖГҚ өзара байланыспаған және бұрын бұрынғы Одақ жүйесiндегi бiрыңғай газ-көлiк жүйесiндегi қызметке арналған.
      Мысалы 3,5 млрд. текше м. бiр жолғы газ сақтау қуаттылығымен "Бұхара-Орал" газ құбырларын бойлай орналасқан "Базой" ЖГҚ бұрын, (осы өңiрде газды кен орындары ашылғанға дейiн) маусымдық ауытқулар кезiнде Батыс Сiбiр тұтынушылары үшiн газ жеткiзу режимiн қолдау үшiн пайдаланылған болатын. "Ташкент-Шымкент" және "Газли-Шымкент-Бiшкек-Алматы" газ құбырларымен технологиялық байланысты "Ақыртөбе" ЖГҚ (0,2 млрд. текше м.) және "Полторацкое" ЖГҚ (0,2 млрд. текше м.) бұрын Ташкент қаласы мен Қырғызстан тұтынушыларын газбен тұрақты жабдықтауды көбiне қолдау үшiн пайдаланылды.
      Сонымен бiр уақытта газ өндiрiлетiн батыс аймақта жазғы кезеңде үлестес өндiрiлетiн газдың артық көлемi жиналады, бұл кен орындарында оны амалсыз өртеуге әкеп соқтырады. Сондықтан "Орта Азия-Орталық" газ құбыры бойына ЖГҚ салу мәселесi одан да өткiр қойылып отыр. Сондай-ақ қысқы кезеңде газбен тұрақты жабдықтау мақсатында Алматы қаласы ауданында ЖГҚ салу көкейкестi болып отыр.
      Газ тасымалы жүйесi жұмысының маңызды қыры компрессорлар жұмысы кезiндегi атмосфераға зиянды шығарындылар әсерiн төмендету және газ құбырларының жұмысының техникалық және экологиялық қауiпсiздiгiн қамтамасыз ету болып табылады. Газ жүйесi объектiлерiн пайдалану процесiндегі зиянды заттардың негiзгi көздерi компрессорлық станциялардағы (КС) газ айдаушы агрегаттардан, газды суыту станцияларынан, түрлi қазандық және алау қондырғыларынан атмосфераға шығарындылары болып табылады. Атмосфераға шығарындылардың саны жүзеге асырылатын транзиттiң техникалық жай-күйi мен көлемiне тәуелдi.
      Соңғы жылдары газ құбырларының техникалық жай-күйiнiң нашарлауынан шығарындылар үшiн жыл сайынғы төлемдер, мысалы 1998 жылы 6,4 млн. теңгеден 2000 жылы 42,7 млн. теңгеге дейiн шұғыл өсiп кеттi. Сондықтан газ тасымалы жүйесiн газ айдаушы агрегаттарды, тығындауыш құрал-жабдықтарды және газ құбырларының жекелеген учаскелерiн алмастыру арқылы техникалық қайта жаңарту қоршаған ортаға зиянды әсердi азайтудың қажеттi шарасы болып табылады. Мысалы үшiн, ГТ - 750-6 ескiрген агрегатын жетiлдiрiлген ГПА-Ц-63 м. ауыстыру шығарындыларды 6 eceгe дерлiк азайтады (50 млн. текше м. дейiн).
       Газ таратушы газ құбырлардың техникалық жай-күйi. Газ құбыры жүйесiнiң технологиялық құрамдас бөлiгі оның басты қызметi ең аз шығыстармен тұтынушыға газды жеткiзу және өткiзiлетiн газдың қатаң есепке алынуын қамтамасыз ететiн, орта және төмен қысымдағы деп аталатын газ құбырларының өңiрлiк таратушы жүйелерi болып табылады. Алайда, газ таратушы құбырлардың ағымдағы техникалық жай-күйi негізгі құралдар мен жабдықтардың тым тозуымен сипатталады.
      Мысалы, "Өңiрлiк газ тасымалы жүйесi" ЖАҚ ("ӨГЖ" ЖАҚ) құрылымдық бөлiмшелерi пайдаланатын газ таратушы тораптар бойынша газ құбырларының шамамен 40%-ы апат алдындағы жағдайда, бұл ретте құрал-жабдықтар мен тұрба құбырларының 26%-дан астамы болат тұрбаларды пайдалануының нормативтiк мерзiмдерi 25 жыл болған кезде 35 жылдан астам уақыт пайдаланылуда. Оның үстiне газ құбырларының шамамен 40% ұзындығы бойына электр химия қорғанышы жүйесiнсiз пайдаланылғандықтан газ құбырларының шапшаң тозады. Газ тарату станцияларының (ГТС) жартысы дерлiк және шкафты тарату пункттерiнiң (ШТП) үштен бiрi жөндеудi немесе ауыстыруды талап етедi.
      Газ тарату жүйесiндегi газды жоғалтулардың талдауы көрсеткендей газ сату көлемiнiң 3-5% аспайтын шаманы құрайтын нормативтiк шығыстардан едәуiр асып кететiнiн көрсетедi. Бiрқатар газ тарату компанияларында, мысалы, Оңтүстiк Қазақстан облысында өз қажеттілiктерiне және шығындар деп аталатын газ шығыны (СНиП) жеткiзiлетiн газдың көлемiнiң 30%-на дейiн жеттi. Оның үстiне Жамбыл облысында газ құбырларының әбден тозуынан газ құбырлары трассасы бойында тұтану қаупiн төндiретiн газдың әуеге шығу оқиғалары бiрнеше рет тiркелдi.
      Газ тарату құбырларын пайдалану байқау және апаттық өтiнiштердi қанағаттандыру жиiлiгiн арттыру есебiнен қосымша шығыстарды талап етедi. Жердегi жұмыстардың көлемi көбейедi, бұл қосымша құрылыс техникасын сатып алу қажеттілiгі техникалық персонал штатының кеңеюi, апаттық қосалқы тұрбалар мен тығындауыш арматураны сатып алумен iлесе жүргізiледi. Газ құбырларының бұзылуы, әсiресе, жер сiлкiну қаупi бар аудандар мен таттану белсендiлiгі жоғары топырақты жерлерде жаппай сипатталуы мүмкiн. Газ құбырларының апаттық iстен шығуы газ шығынымен және қосарлы коммуникацияларда, үйлердiң подвалдарында, құдықтарда және т.б. жарылыс қауiптi қоспаларды жасаумен байланысты. Газ құбырларында жүргізiлетін күрделi жөндеулер тұтастай алғанда газ таратушы тораптардың пайдалану мерзiмiн ұзартудың кепiлдiгiн қамтамасыз етпейдi.
      Таратушы тораптардың техникалық қайта құрылымдау қажеттiлiгi сонымен бiрге, совет кезеңiнде салынған қалалар мен елдi мекендердi жабдықтаудың қолданыстағы схемалары газ шығынын есептеу құралдарынсыз теңгермелiк әдiспен үздiксiз газ жабдықтауға есептелген және жекелеген тұтынушыларды жедел айыруды бақылау схемалары, әдетте сақиналық схемамен орындауға есептелмегендiгінде. Бұдан басқа өндiрiлген жаңа материалдар мен газды тасымалдау технологияларын сыннан өткiзу үлкен диаметрлi, төмен қысымды газ құбырларын бұрынғы қауiпсiздiк деңгейiн сақтай отырып, кiшi диаметрлi орташа қысымды газ құбырларымен алмастыруды жүзеге асыруға мүмкiндiк бередi, ол өз кезегiнде тұрбаларды, реттеушi және бақылау-өлшеу жабдықтарын сатып алу шығындарын азайтуға жеткiзедi.
      Сайып келгенде, газ құбырлары мен олардың құрылғыларының жай-күйiн қысқаша талдау олардың жұмыс iстеуi кезінде техникалық сенiмдiлігі мен экологиялық қауiпсiздігін көтеру, жоғарғы нормативтi технологиялық рәсуаларды азайту және газ құбырларының жобалық қуаттарын қалпына келтiру үшін, өңiрлiк газ тарату тораптарын қоса алғанда, газ тасымалдаудың барлық газ-көлiктiк жүйесiн қайта жаңарту мен жаңғырту жөнiндегi кешендi бағдарламаны iске асыру қажеттiгін көрсетедi.

       1.5. Табиғи және сұйытылған газдың халықаралық рыногы

      Табиғи газдың әлемдiк қорлары 146 трлн. текше м. деп бағаланады. Алайда, табиғи газдың дәлелденген негiзгi қорлары негізiнен екi өңiрде шоғырланған: ТМД (38,4 %) және Таяу Шығыс елдерiнде (33,6 %). Батыс Еуропаның елдерiне әлемдiк қордың небәрi 3 %-ы ғана тиесiлi, оның көп бөлiгi Норвегияның құрлықтық айлағына тиедi.
      Евразия құрлығында, Қазақстан газын жеткiзуде мүдделерi бар өңiрлерге газды жеткiзушiлер және негiзгi өндiрушiлер Ресей, Түркiменстан, Өзбекстан, Таяу Шығыс елдерi, Алжир және Норвегия болып табылады. Тұтыну рыногының, бiрiншi кезекте табиғи газдың дамуымен бiр мезгілде, Еуропа Одағы мен Азия-Тынық мұхит өңiрiнiң елдерi газ тұрба құбырларымен тасымалдауда шартты дамушы болып қалып отыр.
      Еуропаның газ рыногы елеулi құрылымдық өзгерiстердi бастан кешiрiп отыр. Еуропалық Одақ соңғы жылдары нәтижесiнде жеткiзушiлер мен еуропалық тұтынушыларға құбыр өткiзгіш көлiкке қол жеткiзуге және газ жеткiзiлiмiне келiсiм-шарттар жасауға тең мүмкiндiктер беруi тиіс газ рыногын ырықтандыруға дәйектi бағыт ұстады. Мәселен, 1998 жылғы 11 мамырда ЕО энергетикасы министрлерiнiң кеңесi Табиғи газдың iшкi рыноктағы бiрегей ережесiн енгізу туралы директивасын (EO "газ директивасын") бекiттi. Қазiргi уақытта Еуропаның газ импортына сұранысы 162 млрд. текше м. деңгейiнде қалыптасып отыр, 2010 жылға бұл көрсеткiштiң өсуi 427 млрд. текше м. дейiн болады деп болжанады.
      Еуропалық Одақтың аумағында табиғи газ рыногы 10 жыл iшiнде толығымен ырықтандырылады және 2008 жылға таман еуропалық газ рыногының 43% бәсекелестiк үшiн ашық болады деп болжануда. Табиғи газбен бiрге СТГ сұранысы өсе түскендiгi байқалғанын атап өткен жөн. Егер 1995 жылы 26 млн. тонна СТГ тұтынылса, онда 2000 жылы бұл тұтыну 28,5 млн. тоннаны құрады, ал 2005 жылы сұранымның артуы жылына 33 млн. тонна болады деп күтiлуде.
      Мұнай мен газды тасымалдаудың көптеген жобаларының белсендi қатысушысы Түркия болып табылады. Қазiргi кезде Түркияға табиғи газды жеткiзу Ресейден Трансбалкан газ құбыры және "Көгiлдiр ағын" газ құбыры арқылы жылдық көлемi сәйкесінше 6 және 8 млрд. текше м. жүзеге асырылады. Бұдан басқа, келешекте Ираннан - 10 млрд. текше м. газ, Алжирден - 4 млрд. текше м. дейiн сұйытылған табиғи газ және Нигериядан 1,2 млрд. текше м. дейiн газ жеткiзудi көбейту жоспарланып отыр.
      2002 жылы Түркияның газды тұтынуы 17,6 млрд.текше м. құрады, оның 11,6 млрд. Ресейден жеткiзiлдi. Түркиядағы газды негiзгi тұтынушылар электр энергиясын шығаратын компаниялар болып табылады, олардың үлесiне 2002 жылы елдегi жалпы газды тұтынудың 66%-ы тиесiлi болды. Болжам бойынша жалпы сұраным 2005 жылы 32 млрд. текше м. құраса, бұл көрсеткiш 2010 жылы - 55 және 2020 жылы 80 млрд. текше м. дейiн өсуi мүмкiн.
      Бiрақ та, егер қазiргi уақытта алынатын газ көлемi iшкi сұранысты қанағаттандыруға арналса, жақын арада Түркия газды еуропаға жеткiзушi "көлiктiк" коридор болуға үмiт артады, соған орай бiр қатар газ тасымалдау жобаларымен жұмыстар белсендi жүргiзiлуде. Қазақстан Түркия үшiн газ жеткiзу үшiн де және Қазақстаннан Түркияға 20 млрд. текше м. газ жеткiзiлуi мүмкiндiгi шартталған "Баку-Джейхан" мұнай құбыры жобасына қатысушы елдер арасындағы Анкара декларациясын есепке алғанда, үшiншi елдерге газ транзитi үшiн де тартымды.
       Қытай. Қытайдың өзiндiк өндiруi қазiргi уақытта 22 млрд. текше м. құрайды. Бiрақ, орташа алғанда 8% IYӨ жыл сайынғы өсiмiн ескергенде Қытай экономикасын дамыту мемлекеттiк бағдарламасы табиғи газды тұтынудың көбеюiн қазiргi уақыттағы 25 млрд. текше м. 2005 жылы 50 млрд. текше м., ал 2010 жылы - 100 млрд. текше м. дейiн көбейтудi көздеп отыр. Осы көлемнiң 40 % шамасындайы электр станцияларына жеткiзiледi деп күтiлуде. Көмiрсутектерiнiң өсiп келе жатқан зәрулiгiн ескерiп, Қытай Таяу Шығыстан тәуелдiлiгiн азайта отырып, импорттық жеткiзiлімдердi әртараптандыруға тырысуда. Географиялық орналасуы тұрғысынан көмiрсутектi экспортқа шығарушы елдер арасынан Қытай үшiн басты орынды Қазақстан мен Ресей алып отыр.
      Мәселен, 2005 жылы ҚХР-да Ресей мен Орталық Азияның болашақ экспорттық тұрба құбырларына 2006-2010 жылдары қосу мүмкiндiгiн есепке алатын төрт магистралды газ құбыры iске қосылатын болады. Атап айтқанда, "Батыс-Шығыс" газ құбыры жобасын iске асыру Қытайды газбен жабдықтаудың бiртұтас жүйесiн қалыптастырудың негiзi болады, ол Ресей мен Қазақстан үшiн ҚХР энергетикалық рыногын игерудiң және тұтастай алғанда азиат-тынықмұхит аймағына табиғи және сұйытылған газ жеткiзiлiмдерiнiң жаңа мүмкіндіктерін ашады.
       Ресей әлемдегi iрi газ қорының иегерi. Ресей газының үлесiне Батыс Еуропада газ тұтынудың жалпы көлемiнiң 28% тиедi. Кейбiр елдерде бұл үлес 60-70%-ке дейiн жетедi, мысалы, Австрияда, Польшада, Германиядағы секiлдi стратегия Еуропада рыноктарды кеңейту мен дамытуға және көлiктiк тiзбектердiң негiзгi буындарын бақылауға негiзделген.
      2002 жылы Ресейде газ өндiру 595,3 млрд. текше м. құрады, оның 51,9%-ы өз өндiруiнiң 90% артығын Батыс Сiбiрде жүргiзетiн "ГАЗПРОМ" ААҚ-на тиесiлi. "Газпром" ААҚ 17,3 трлн. текше м. барланған қоры бар 69 кен орындарын әзiрлейдi. Тек Батыс Сiбiрдегi 10 кен орнында 14,0 трлн. текше м. (78%) газ қоры бар. Алайда, Еуропаға газ экспорты мүмкiндiгiнiң өсуi фонында Ресейдегi газ өндiру қарқынының өсуiнiң кейбiр артта қалулары, Түркiменстанмен қатар Қазақстанның да құрылу үстіндегі газ альянстары негiзiнде Еуропаға газ экспорттаудың бiрлескен жобаларына қатынасуына мүмкiндiк жасайды.
      Сонымен бiр уақытта Ресейде сұйытылған газдың өндiрiсiне мүдделiлiк арта түсуде. Мәселен, Сахалинде жылына 9 млн. тонна қуаты бар СТГ өндiрiсi бойынша зауыттың жобасы iске асырыла бастады және Корсаков мұз қатпайтын портында СТГ экспорттық терминалының құрылысы басталды.
       Түркiменстан ТМД елдерiнiң арасында алынатын қорлар мен газ өндiрудің деңгейi бойынша екiншi орынды иеленедi және негізгi 100 газ газконденсаттық кен орындарында шоғырланған құрлықтағы 3 трлн. текше метрден астам жалпы қорға ие. Республика бұдан басқа Каспий теңiзi қайраңы бойынша шамамен 5,5 трлн.текше м. бағаланған қорға ие. Салыстыру бойынша iшкi тұтынудың төмен жағдайында мұндай газ ресурсы республикаға газ экспортының 60-70 млрд. текше м. деңгейiнде әлеуеттiк мүмкiндiк бередi.
      Газдың артық қорларының болуы Түркiменстанға түрiк-еуропалық та, шығыс-азиаттық бағытта да Пәкiстан, Үндiстан және Қытай секiлдi елдердiң рыногына шығуымен, газдың экспорттық газ құбырларының жаңа бағыттарын зерттеу бойынша бiрқатар халықаралық жобаларға қатысуға мүмкiндiк бередi.
      Түркiменстан мен Қазақстанның газды кен орындарының географиялық орналасуы және газды өткiзу рыногындағы мүдделердiң тоқайласуы Түркiменстанмен бiрге экспорттық бағыттарды әзiрлеу үшiн Қазақстанның қатынасуына алғышарттар жасайды.
       Өзбекстан 52 әзiрленетiн кен орындарында шамамен 3 трлн.текше м. құрайтын барланған газ қорлары бойынша ТМД-да үшiншi орынды иеленедi. Бұл ретте осы қорлардың шамамен 90% Бұхара-Хиуа аумағында шоғырланған. 2002 жылдың басына дәлелденген қорлар 1,87 трлн.текше м. құрады. Соңғы он жылдықта газ өндiру 1,4 есеге артты және 1999 жылы 55,6 млрд. текше м. жеттi. Сарапшылар өзбек газын тек жұмыс iстеп тұрған "Орта Азия-Орталық" магистралды құбыр өткiзгiш жүйесi арқылы экспорттау мүмкiндiгi қарастыруда. Сондай-ақ, Өзбекстан аумағының басым бөлiгi, атап айтқанда Арал маңы аймағының әлі жеткіліксіз барланғаны секілді дәйекті де ескерген жөн.
      Сайып келгенде, қазақстандық газдың экспорттық мүмкіндіктері стратегиясын әзірлеу кезінде мына бағыттар: ресей-еуропа, түркімен-түрік және қытай-азиат бағыттары басым ретінде қарастырылуы мүмкін.

  2. Бағдарламаның мақсаттары мен міндеттері

      Елiмiздiң 2030 жылға дейінгі ұзақ мерзiмдi даму Стратегиясына және Қазақстан Республикасының 2004-2006 жылдарға арналған әлеуметтiк экономикалық дамуының индикативтiк жоспарына сәйкес, сондай-ақ, Қазақстан Республикасының Үкiметi мақұлдаған Қазақстан Республикасының газ саласын 2015 жылға дейiн дамыту тұжырымдамасында елдiң қолда бар газ ресурстарын пайдалану мәселелерiне көзқарасты сапалық өзгерту көзделген. Мұнайды өндiрудiң одан әрi өсуiн, өндiру саласын кiдiртушi фактор ретiнде өндiрiлетiн iлеспе газды кәдеге жарату проблемасын шешумен байланысты газды өндiру, өңдеу және сату ел экономикасының негiзгi базалық саласының бiрi болуы тиiс.
      Сондықтан Қазақстан Республикасындағы газ саласын дамыту Бағдарламасын iске асырудың негiзгi мақсаты газдың iшкi ресурстарын өндiрудi ұлғайту және ұтымды пайдаланудан әлеуметтiк-экономикалық тиiмдiлiктi, сондай-ақ, iшкi рыноктың сұраныстарын мейлiнше толық қамтамасыз ету мүддесiнде газ-көлiктiк жүйесiнiң транзиттiк мүмкiндiктерiн еселеп арттыру және елдiң экспорттық әлеуетiн мына бағыттар бойынша одан әрi ұлғайту болып табылады:
      Кен орындарындағы iлеспе өндiрiлетiн газдың барынша кәдеге жаратылуын қамтамасыз ету және қажеттi экологиялық талаптарды қамтамасыз ете отырып, мұнай мен газ конденсатын өндiру бойынша қуаттылықтарды одан әрi арттыру мүмкiндiгiн жасау;
      Электр энергиясын, табиғи және сұйытылған газ жеткiзiлiмдерi бойынша елдiң энергетикалық тәуелсiздiгіне қол жеткiзу, сондай-ақ мұнайхимия өнiмдерiнiң жекелеген түрлерi бойынша импорт алмастыру бағдарламасын iске асыру;
      Республика халқын және өнеркәсiп кәсiпорындарын табиғи газдың бұрынғы қалыптасқан тұтыну деңгейлерiн қайта қалпына келтiре және жаңа өңiрлердi газдандыру есебiнен газ рыногын одан әрi дамыта отырып табиғи газбен апатсыз және үздiксiз жабдықтауды қамтамасыз ету;
      Табиғи газдың халықаралық транзитiнiң өсiп келе жатқан көлемдерiн қамтамасыз ету және тұрба құбырлары жүйесiнiң жұмыс iстеп тұрған активтерiн тиiмдiрек пайдалану үшiн республиканың газ көліктiк магистралдарының транзиттiк қуаттарын дамыту;
      Табиғи және сұйытылған газ, сондай-ақ өндiрiлген газдың iлеспе компоненттерi мен газды тереңдете өңдеу өнiмдерiнiң жеткiзiлiмдерi бойынша елдiң экспорттық әлеуетiн арттыру;
      Халықты еңбекпен қамтуды арттыру және газ саласын бiлiктi кадрлар персоналымен қамтамасыз ету.
      Жоғарыда көрсетiлген мақсаттарға қол жеткiзу үшiн Бағдарлама аясында мынадай мiндеттердi шешудi көздейтiн бiрқатар нақты ұйымдастырушылық-техникалық iс-шаралар мен инвестициялық жобаларды iске асыру болжанып отыр:
      Газ запасы бойынша ресурстық әлеуеттi өсiру және iлеспе газды кәдеге жарату жөнiндегi iс-шараларды енгiзумен жаңа газ және мұнай-газ кен орындарын әзiрлеумен оны өндiру бойынша қуаттылықтарды дамыту;
      Импорт алмастыру бағдарламасының шеңберiнде сұйытылған газ шығару және мұнай химия өнiмдерiнiң көлемiн арттырумен өндiрiлетiн газды өңдеу және кәдеге жарату бойынша жұмыс iстеп тұрғандарын қайта жаңарту және жаңа қуаттылықтар жасау;
      Жаңа аумақтарды газдандырудың өңiрлiк бағдарламаларын әзiрлеу мен iске асыру және коммуналдық шаруашылықта, электр энергетикасында, автокөлiктерде және т.б. газды пайдалану аясын кеңейтудiң;
      Олардың пайдаланылуы кезiндегi техникалық және экологиялық қауiпсiздiктi қамтамасыз ету үшiн газ-көлiк жүйесi объектiлерiн техникалық қайта құрылымдау жөнiндегi шараларды iске асыру, сондай-ақ жаңа газ жаңарту құбырларын салу және табиғи газды сыртқы рыноктарға тасымалдау жөнiндегi экспорттық бағыттарды пысықтау;
      Газ саласының нормативтiк базасын қайта қарау, газ-көлiк жүйесi субъектiлерiнiң ұйымдастырушылық құрылымын оңтайландыру және табиғи газды тасымалдау кезiндегi тариф құрау жүйесiн жетiлдiру.
      Салаға мамандар тарту үшiн оқыту, қайта оқыту және жағдай жасау.

  3. Бағдарламаны іске асырудың негізгі
бағыттары мен оны іске асыру тетігі

       3.1. Газды өндiру мен өңдеу жөнiндегi қуаттылықтарды
                              дамыту

       3.1.1. Газ саласының ресурстық әлеуетiн дамыту

      Соңғы жылдары жыл сайын газ өндiрудiң 6-8% орташа өсуi кезiнде 2002 жылдың қорытындысы бойынша өндiру көлемiнiң артуы 24,17% құрады бұл 1995 жылғы газ өндiру деңгейiнен екi еседен астам жоғары. Бұл бiрiншi кезекте Қарашығанақ, Теңiз және Жаңажол-Қожасай кен орындары тобында көмiрсутек шикiзатын өндiру көлемiнiң артуымен байланысты (3.1-кесте).
      Бұл ретте кейбiр дәстүрлi мұнайлы өңiрлерде, мысалы, Маңғыстау облысында ескi кен орындарында газ өндiру бiртiндеп төмендеп келе жатқанын ескеру қажет. Бiрақ мұнай кен орындарын дамыту бағдарламасын талдаудың негiзiнде және дәлелденген қорларға сәйкес 2010 жылға арналған iлеспе газ өндiру серпiнi бойынша болжам негiзiнен бiрқатар базалық кен орындарын бұдан әрi игеру есебiнен ұсынылды.
      "Теңiзшевройл" БК 2005 жылы кейiн газ өңдеу көлемiн арттырумен шикi газды қабат коллекторына керi айдау жөнiндегi жобаны iске асыруға кiрiседi деп жоспарлануда. Бұл жоба, бастапқы кезеңде тазаланған газды айдау бойынша объектi салумен екi кезеңмен iске асырылады деп көзделуде. Оң нәтиже берген жағдайда екiншi кезеңде айдауға күкiртсутегiн алдын ала тазалаусыз шикi газды пайдалану болжамдалып отыр.
      2002 жылдың ортасында Каспий теңiзiнiң қазақстандық секторында 1.0 трлн. текше м. жалпы қорымен Қашаған кен орны коммерциялық табылым деп танылған болатын. Кен орнының тәжiрибелiк-өнеркәсiптiк әзiрленiмнiң жобасы үш кезеңдi қамтиды деп болжануда, оның бiрiншiсi - тiкелей тәжiрибелiк өнеркәсiптiк әзiрленiмдi, екiншiсi мен үшiншiсi - кен орнының толық ауқымды әзiрленiмiн қарастырады.
      Тұтастай алғанда игерудiң бiрiншi кезеңiнде мұнаймен үлестес осы кен орнын игеруде 6 млрд. текше м. газ алынатын болады, ал өндiру процесi және мұнай мен iлеспе газды бөлу жолға қойылғаннан, сондай-ақ газды тасымалдау мәселесi шешiлгеннен кейiн газ өндiру деңгейi 24 млрд. текше м. жететiн болады. Кен орнынан мұнай қорын шығару едәуiр шамада газды керi айдау деңгейiне байланысты болады. Пайдаланудың бiрiншi кезегiнде өндiрiлген газдың 80%-ы қабатқа керi айдалады деп болжануда. Газды қабатқа айдаудың оңтайлы нұсқасы ретiнде газдың жылына шамамен 3-4 млрд. текше м. көлемi болжамдалады.

        3.1.-кесте. ҚР кен орындары бойынша шикi газ
       өндiру және тауарлық газды шығару көлемдерiнiң
       2004-2010 жылдарға арналған болжамдық теңгерімi

                                                         (млрд. м 3 )
___________________________________________________________________
                  |                                         |Болжам
Кен орындарының  |-----------------------------------------|
    атаулары      | 2003 |2004 |2005 |2006 |2007 |2008 |2009| 2010
                  |(нақ. |     |     |     |     |     |    |
                  | ты)  |     |     |     |     |     |    |
___________________________________________________________________
1. Теңiз - жалпы
өндiру:             6,83  6,85  6,86  8,31  12,73 12,82 12,63 14,16
1.1. Шикi газды
қабатқа айдау       0,00  0,00  1,20  1,30   2,20  2,20  2,20  2,90
 
  1.2. Тауарлық 
газды шығару        4,48  4,60  4,70  5,00   7,40  7,50  6,80  6,40
 
  2. "Өзенмұнайгаз"
ААҚ-барлық өндіру   1,16 1,10  1,10  1,00   1,00  0,90  0,90  0,80
Тауарлық газды
шығару (ҚазГӨЗ)     0,94  0,94  0,94  0,85   0,85  0,77  0,77  0,68
 
  3. "Қашаған" барлық
өндiру:             0,00  0,00  0,00  0,00   0,00  1,80  7,00 11,50
3.1 Ш.г. қабатқа ай.
далуы мүмкін көлемi 0,00  0,00  0,00  0,00   0,00  1,00  2,40  6,10
 
  3.2 Тауарлық газдың
мүмкін көлемі       0,00  0,00  0,00  0,00   0,00  0,47  3,16  4,09
 
  4. "Теңге", барлық
өндiру:             0,06  0,06  0,06  0,06   0,08  0,10  0,15  0,20
4.1. Тауарлық газды
шығару              0,06  0,05  0,05  0,05   0,07  0,09  0,13  0,17
 
  5. "Қарашығанақ",
барлық өндіру:      5,78 11,80 13,90 13,90  14,80 18,00 19,30 20,50
5.1. Шикі газды
қабатқа айдау       0,18  4,20  6,60  6,60   6,60  7,60  7,80  8,60
 
  5.2. Тауарлық газ   5,10  7,20  6,50  6,30   7,20  9,40 10,50 10,90
 
  6. Толқын           0,50  0,73  0,73  0,73   0,73  0,73  0,69  0,61
6.1. Тауарлық газ
шығару              0,50  0,72  0,72  0,72   0,72  0,72  0,68  0,60
 
  7. "Чинаревск" және
"Тепл.-Токаревск.",
барлық өндіру       0,00  0,10  0,10  0,20   0,30  0,50  1,00  1,50
7.1. Тауарлық газды
шығару              0,00  0,00  0,00  0,00   0,00  0,40  0,80  1,20
 
  8. Жаңажол, бар.
лық жалпы өндіру:   1,41  1,20  1,40  1,70   2,30  2,50  3,00  3,40
8.1. Тауарлық газды
шығару              0,92  0,60  1,00  1,20   1,30  1,40  1,30  1,30
 
  9. Әлібекмола,
Қожасай және
Өріктау, барлығы
өндіру:             0,00  0,13  0,60  0,60   0,60  0,64  2,30  2,60
9.1. Шикі газды
қабатқа айдау*      0,00  0,13  0,60  0,60   0,60  0,64  0,60  0,60
 
  9.2. Тауарлық газды
шығару              0,00  0,00  0,00  0,00   0,00  0,00  1,7   2,00
 
  10. Амангелді,
барлық өндіру:      0,02  0,30  0,50  0,70   0,70  0,70  0,70  0,70
10.1. Тауарлық газ  0,02  0,30  0,43  0,60   0,60  0,60  0,60  0,60
 
  11. Оңтүстік Торғай
ойпаты кен орны     0,87  0,90  1,10  1,00   0,85  0,75  0,65  0,60
11.1. Қызылордаға
тауарлы газ         0,00  0,00  0,15  0,30   0,30  0,25  0,22  0,20
 
  12. Басқа кен орын.
дары (ҚнжЕ, жағу)   0,57  0,60  0,65  0,70   0,75  0,80  0,85  0,90
 
  Шикі газ көлемінің
барлығы            17,20 23,77 27,00 28,90  34,84 40,24 49,17 57,47
 
  Тауарлық газ көле.
мінің барлығы      12,02 14,41 14,48 15,02  18,43 21,58 26,65 28,14
 
  Технологиялық
қажеттіліктер мен
жоғалтулар**        5,00  5,43  5,82  6,38   8,01  8,22 10,52 12,13
___________________________________________________________________
* Қожасай кен орындарында қайтадан айдау көзделеді.
** Өндірілетін газдың тәуелділігінен 15-тен 25%-ке дейін ҚнжЕ өңдеудегі газ көлемі.

      Оңтүстiк аймақты газ ресурстарымен қамтамасыз ету бойынша өңiрлiк бағдарламаның iшiнара шешiмi Жамбыл тобының газ кен орындарының бiрiншi жобасын Амангелдi газ кен орнынан жылына жоспарлы 700 млрд. текше м. өндiрумен 2003 жылы iске асыру болып табылады. Табылған қорларды ескерумен (дәйектелген геологиялық қорлар - 25 млрд. текше м. астам газ) кен орнының таяу арадағы 20 жыл iшiнде газ өндiру өсiмiнiң жылына 1 млрд. текше м. болатын келешегi бар.
      Осы жобаның табысты iске асырылуы Қазақстан Республикасының оңтүстік өңiрiндегi газ тұтынудың 30% дейiн қалыптасқан теңгерiмiн жабуға мүмкiндiк бередi және республиканың өзбек газының импортына тәуелдiлiгiн әжептәуiр азайтады. Барлық жалпы сметалық құны 30 млн. АҚШ доллары шамасында болатын үлкен әлеуметтiк мәнi бар жоба мемлекеттiң қаржылық қолдауымен iске асырылады. 2
      Табиғи газ жөнiнде Қазақстан Республикасының оңтүстiк облыстарында толық энергетикалық тәуелсiздiкке қол жеткiзу мүддесiне қол жеткiзуде экспорттық бағалау бойынша еркiн газдың перспективалық ресурсы 300 млрд. текше м. астамды жыл сайын 4 млрд. текше м. өндiру мүмкiндiгiмен құрауы мүмкiн болатын Солтүстiк Арал маңы аумағын барлау жөніндегі жұмыстарды аяқтау стратегиялық мәнге ие бола алады.
      Арысқұм иiнiндегi Оңтүстiк Торғай ойпатының әзiрленiп жатқан кен орындары бойынша iлеспе және еркiн газдың алынатын қалдық қорларының ресурсы 15,6 млрд. текше м. құрайды, ал барлау және пайдалануға дайындық сатысында тұрған перспективалы кен орындары бойынша (Арысқұм, Қоныс, Бектас) 18,7 млрд. текше м. құрайды. Қызылорда облысы өңiрi үшiн осы кен орындарынан алынатын iлеспе газды кәдеге жарату жөніндегі жобаны iске асыру маңызды әлеуметтiк-экономикалық мәнге ие болатын болады. Кен орындарынан 250-300 млн. текше м. көлемiндегi тазаланған iлеспе газды, жергiлiктi ЖЭО-да оны қайта жаңартқаннан кейiн электр энергиясын өндiру үшiн, сондай-ақ облыс орталығын iшiнара газбен қамтамасыз ету үшiн, Қызылорда қаласына жеткiзiлетiн болады. 3 Бұдан басқа тiкелей кен орнында меншiк мұқтаждықтары үшiн электр энергиясын өндiруге 150 млн. текше м. дейiн бағыттау болжамдануда.
      Таяу келешекте бүкiл Ақтөбе облысының табиғи газға деген сұранымын, ең алдымен Жаңажол мұнайгаз конденсатты кен орнынан мұнай бойынша - 96,3 млн. тонна, конденсат бойынша - 26,5 млн. тонна және ерiтiлген газ бойынша - 132,6 млрд. текше м. алынатын қорымен мұнай, демек газды да өндiрудi арттыру есебiнен қамтамасыз ету жөнiнде шынайы мүмкiндiктер бар. "CNPC - Ақтөбемұнайгаз" кен орны Операторы 2005 жылға дейiн газ өндiру көлемiн 2002 жылғы жылына 800 млрд. текше м. деңгейiнен 3.0 млрд. текше м астамға арттыруды жобалап отыр.
      Әзiрлену үстiндегі Жаңажол кен орнына жақын орналасқан "Өрiктау" газмұнайконденсатты кен орны көбiне құрамында газы көп кен орны болып табылады және 40.0 млрд. текше м. жуық еркiн газ қоры бар. Кен орнын әзiрлеу жөнiндегi жоба жалпы құны шамамен 250 млн. АҚШ долларын құрайтын инвестициялық қаражатты тартуды қарастырады.
      Әлiбекмола және Қожасай мұнайгаз конденсатты кен орындары. "ҚазМұнайГаз" ЖАҚ және "НельсонРесурсн компаниясы- "Қазақойл-Ақтөбе" АҚ бiрлескен кәсiпорынымен әзiрленедi. Бұл кен орындары бойынша газдың қоры тиiсiнше 5,9 және 6,8 млрд. текше м. құрайды. Кен орнын әзiрлеудiң жалпы бағасы 500 млн. АҚШ долларды құрайды.
      "Жайықмұнай" АҚ әзірлейтiн Шынар кен орны Қазақстан Республикасының Батыс Қазақстан облысы аумағында орналасқан, оның дәлелденген қоры 17,7 млрд. текше м. бағаланып отыр. 24,9 млрд. текше м. дәлелденген қорының жалпы сомасымен Тепловско-Токаревское газконденсатты және газмұнайконденсатты кен орындарын "Степной Леопарт БК" бiрлескен кәсiпорыны әзiрлейдi.

            3.1. Сурет. 2010 жылға дейін оны өз қажетiне
        пайдаланумен және тауарлық газды өндiрумен iлеспе
                газдың өндiрiлу серпіні (млрд. м 3 ).
                   (қағаз мәтінінен қараңыз)

      Қарағанды көмiр бассейнi жергiлiктi тұтынушыларды метан газымен қамтамасыз ету үшiн басқа елдерде газбен қаныққан көмiр қабаттарынан метан алу тәжiрибесiнен шыға отырып мүдде бiлдiредi. Осы бассейн бойынша метанның өнеркәсiптiк қоры бар деп болжануда. Бұл ретте Көмiрлi кен орындарын әзiрлеу кезiнде метанды газсыздандыру мен кәдеге жарату мәселесiн шешу бiрiншi кезекте жұмыстың қауiпсiздiгiн және экологиялық талаптарды қамтамасыз ету шарасы болып табылады. Сонымен, егер 1992 жылы метанның атмосфераға жайылуы шамамен бiр млрд. текше м. құрайтын болса, онда "Испат-Кармет" ААҚ даярлаған Метанды кәдеге жарату мен газсыздандырудың мақсатты бағдарламасына сәйкес осы шығарындыларды 2008 жылы 200 млн. текше м. дейiн қысқарту болжамдалады, оның үстiне 440 мың АҚШ долларына жуық жылдық экономикалық тиiмдiлiкке жетуге болады деп күтiлуде 4 .
      Ғалымдар мен геологтардың бағалауы бойынша Орталық Қазақстанның көмiрлi кен орындарындағы метанның ресурсы 1,1 және 1,4 текше метрдi, соның iшiнде Қарағанды бассейнi 550 млрд. текше метр шамасындағыны құрайды. Оны кәдеге асырудың перспективалық бағыттары электр энергиясын өндiру болып табылады. Жалпы құны 170 млн. доллар шамасында АҚШ доллары тұратын шахталық метанды өнеркәсiптiк игерудi iске асыру жобасы екi кезеңмен жүзеге асырылуы мүмкiн.
      Осылайша, газ өндіру бойынша жоғарыда көрсетiлген жобаларды іске асыру елдiң энергетикалық тәуелсiздiгiн қамтамасыз ету және газға деген iшкi сұранымын тауарлық газдың өндiрiлетiн және шығарылатын меншік ресурстары есебiнен жабу үшін елдiң экспорттық әлеуетiн көбейтуге нақты мүмкiндiктер бередi, сондай-ақ табиғи газ жеткiзiлiмдерi бойынша елдiң экспорттық әлеуетiн анағұрлым арттырады (3.1-сурет).

       3.1.2. Газ өңдеушi қуаттарды дамыту

      Газ саласының одан әрi дамуы ең алдымен iлесе өндiрiлген газдың өнеркәсiптiк көлемдерiнiң өсу қарқыны аясында газ өңдеу қуаттылықтарының дамуымен байланысты. Бұл ретте екi бiрдей мiндет шешiледi, атап айтқанда: бiр жағынан, тауарлық газды шығару көлемін арттыру есебiнен барынша экономикалық пайда алу болса, екiншi жағынан еркiн жағылатын газды толықтай кәдеге жарату есебiнен қоршаған ортаға экологиялық жүктеменiң төмендеуi. Бұл мақсаттарда Бағдарлама кен орындарындағы өндiрiлген газды қайта өңдеудi ұйымдастыру және одан әрi сату үшiн магистралдық газ құбырларына тауарлық газды беру, сондай-ақ iлеспе газды дайындау және тазалау бойынша шағын қондырғылар ұйымдастыру жөнiндегi бiрқатар жобаларды көздейдi.
      2010 жылы газ өңдеу объектiлерiн қайта жаңарту және жаңаларын салу есебiнен газды өңдеу қуаттылықтарының жалпы ұлғаюы жылына шамамен 28 млрд. текше м. құрайды деп болжануда. Өз кезегiнде бұл тек соңғы жылдарда қалыптасқан жылына 3 млрд. текше м. газдың алауларда еркiн жағылуының өсу үрдiсiнiң алдын алып қана қоймайды, сонымен бiрге бiрiншi кезекте ондаған мың улы заттардың тасталуын қысқартатын Батыс Қазақстан кен орындарындағы күкiрттi қосындылары бар iлеспе газды жағуды жоюға мүмкiндiк бередi.

       Қарашығанақ кен орнындағы Газ жобасын iске асыру
      Конденсатты өңдеу бойынша Қарашығанақ өңдеу кешенiн (КПК) пайдалануға беру және "Қарашығанақ-Атырау" мұнай құбырын iске қосылуымен газконденсат өндiру көлемдерiнiң одан әрi ұлғаюы iлеспе газдың да өндiрiлуiнiң ұлғаюына әкеледi. Бұның бәрi кен орыны операторымен Өнiмдi бөлу туралы келiсiмнiң (ӨБК) келесi кезеңiн iске асыру қажеттiгiн анықтайды. "Газ жобасы" деп аталатын келесi кезеңде Қарашығанақ газ өңдеу зауытын (КГӨЗ) салу көзделедi. ҚГӨЗ құрылысын салу екi кезеңде, жылына шикi газды өңдеу қуаттылығын 5,0 дейiн және содан кейiн 10,0 млрд. текше м. дейiн өсірумен және тазартылған газды газ құбырына дейін тасымалдау үшiн экспорттық газ құбырын салуды көздейді.
      Бұл арада қазақстан тарабы "Газ жобасының" іске асырылуын жеделдету мақсатында, жобаның инвестициялық тартымдылығын бағалау үшiн, КГӨЗ жобасының техникалық-экономикалық негiздемесiн әзiрлеудi жүргiзедi. Мәселе қолданыстағы Келiсiмнiң ережелерi бойынша кен орнының инвесторлары жобаның барлық бағалық құны шамамен бір млрд. АҚШ долларын құрағанда, қаржыландыру жөнiнде өздерiне тек "Газ жобасының" күтілiп отырған құнының 40% дейiн ғана мiндеттеме қабылдайды (3.2.-кесте).

       3.2.-кесте. 2010 жылға дейiнгi келешекте ГӨЗ жұмыс
   iстеп тұрғандарын кеңейту және жаңаларын салу және газды
     кешендi пайдалану жөнiндегi қондырғыларды (ГКПҚ) салу

___________________________________________________________________
       Газ өңдеу       |Пайдалану|Жылына өндірiм бойынша қуаттылық
   кешенінiң атауы     |енгiзудiң|---------------------------------
                       |күтiлетін| Табиғи  |Сұйытыл. |Басқа ілеспе
                       | мерзiмі |газ млрд.|ған газ  |    өнім
                       |         |   м 3     |мың тонна|
___________________________________________________________________
Әлiбекмола, Қожасай
және Өрiктау кен
орындарында газ
өңдеу мүмкiндiгiмен
N ЖГӨЗ салу               2005     4.0       100,0     Күкiрт

Теңiз ГӨЗ
(екiншi буын)             2005     14,1      1170      жоқ

Қарашығанақ ГӨЗ (Газ     2007-     5,0       300,0     Конденсат-
жобасы 2-кезең)          1-кезең                       50,0 т.т
                         2010-                         Күкірт
                         2-кезең

Қашаған ГӨЗ               2008     3,0       500,0     Конденсат-
(бiрiншi кезек)                                        100,0 т.т
                                                       Күкiрт

Амангелдi кен             2005     0,7       20,0 (2-  Конденсат -
орнында ГКПҚ                                 кезеңде)  20

Құмкөл, Ақшабұлақ         2004     Құмкөл.   50,0      Конденсат-
кен орындарында ГКПҚ               де 0,2,             40 т.т
                                   Ақшабұ.
                                   лақта 0,2

Шынарлы кен орыны         2008     0,2       20,0      Конденсат-
үшiн ГКПҚ                                              1 т.т
                                                       Күкiрт -
                                                       0,6 т.т.

Теплово-Токаревское кен
орынының ОПЭ үшiн ГКПҚ    2008     0,6       40        Күкiрт

Барлығы                 2010 жылға  28       2200      Конденсат -
                          дейiн                        211,0
___________________________________________________________________

       Жаңажол газ өңдеу зауытын кеңейту
      "CNPC - Ақтөбемұнайгаз" ААҚ 2003 жылы 2-МӨЗ-дi iске қосты. Зауыттың жылсайынғы қуаттылығы 2 млн. тонна мұнай, 1.4 млрд. текше м. табиғи газды, сондай-ақ жылына 48 мың тонна күкiрт алуды құрайды, ол өндiрiлетiн iлеспе газдың кәдеге жарату деңгейiн 80%-ке дейiн арттыруға мүмкiндiк бередi. Қосымша қондырғылардың арқасында жыл сайын 60 мың тоннаға дейiн сұйытылған газ алуға мүмкiндiк туды. Тiптi ЖМӨЗ кейiн газдың бiр бөлiгi ГТУ-де электр энергиясын шығаруға және меншiк мұқтаждықтарға (барлығы жылына 500 млрд. текше м.) жұмсалатынын ескергеннiң өзiнде, қалған көлем iс жүзiнде табиғи газға деген өңiрлiк сұранымды жабады.
      Кен орнында газдың да өндiру көлемiн 2.4 млрд. текше м. артуын тудыратын мұнай өндiру көлемдерiн одан әрi аттыру үшiн, 2004 жылы 2.0 млрд. текше м. өңдеу қуаттылығымен N 3 МӨЗ және "Бұқара-Орал" газ магистралiне дейiн жалғаушы газ құбырын (160 км) салу жоспарланып отыр, ол өндiрiлетiн газдың толық кәдеге жаратылуын қамтамасыз етедi. Жобаның бұлайша дамуы келешекте, газдың жиынтық өндiрiсi жылына 3,8 млрд.текше м. құрауы мүмкiн, Әлiбекмола, Қожасай және Өрiктау сияқты ең жақын кен орындарынан газды өңдеуге жеткiзудi жүзеге асыруға мүмкiндiк бередi.

       Табиғи газды сұйыту жөнiндегi жобаларды дамыту
      Ақтөбе облысында қазiргi уақытта Ақтөбенiң табиғи газын - метанды тазалау мен сұйыту пунктiн (АСГТП) пайдаланып отырған "KazTrasGas LHG" компаниясы ұсынған сұйытылған газ өндiрiсiн ұлғайту жобасы келешектi болып көрiнедi. Газдың қарсы ағынындағы құйынға негiзделген "Ранка-Хилш тиiмдiлігін" қолданумен газды фракциялар бойынша бөлудiң жаңа технологиясы жинақы жабдықта артық қысымның энергиясын қолданумен аз шығынмен метан сұйылтуда жоғары тиімділікке қол жеткiзуге мүмкiндiк бередi.
      Сұйытылған метанның бiрiншi легi алынғанына қарамастан сақтау мен тасымалдаудың инфрақұрылымы болмағандықтан жобаны одан әрi iске асыру iркiлiп тұр. Алайда, соңғы он жылдықта СПГ алу мен тасымалдау технологиясын әзiрлеуде қол жеткен техникалық прогресс оның алыну құнын 1980 жылдардағы бiр тонна үшiн 350 АҚШ долларынан қазiргi уақыттағы 200 АҚШ долларына дейiн төмендетуге, сондай-ақ метан тасушы-танкерлер өндiрудiң шығынын 1,7 есе азайтуға мүмкiндiк тудырды.
      Сонымен бiр уақытта жоғарыда көрсетiлген қондырғы ГӨЗ-да бiрiншi тазалаудан өткен және сату үшiн газ құбырларына берiлетiн газ ағынынан пропан-бутан фракциясын қосымша алу үшiн, сондай-ақ газды күкiрттi қосындылардан тазалауға тиiмдi болып табылады.

Теңiз ГӨЗ қуаттарын кеңейту
      "Теңiзшевройл" БК-не 2005 жылы кен орнында 13-тен 20-23 млн. тоннаға дейiн мұнай өндiрудi арттыру мақсатында жаңа жобаларды iске асыруға кiрiсудi көздеп отыр, бұл өзiнен кейiн 2010 жылға таман 14 млрд. текше м. дейiн iлеспе газ өндiрудiң өсуiн туындатады. Екiншi буынның объектiлерiн, атап айтқанда мұнайгаз өңдеу зауытын, қуаттылығы жылына 2 млрд. текше м. газды керi айдау бойынша қондырғыны және "Орта Азия-Орталық" магистральды газ құбырына дейiн жалғастыратын жаңа газ құбырын қосымша қаржыландыру шамамен 3 млрд. АҚШ долларын құрайды.

Қашаған ГӨЗ салу
      Каспий қайраңының Қашаған құрылымында барлау жұмыстарын жүргiзушi "Аджип ККO" халықаралық концорсиумы 2008 жылдан бастап осы кен орындарында көмiрсутектерiн өндiрудi жоспарлап отыр, бұл МӨЗ салуды бастау қажеттiгiн болжамдайды. Бұл ретте зауыт жыл сайын 3,0 млрд. текше м дейiн iлеспе газды, 500 мың тоннаға дейiн сұйытылған газ өңдейдi деп болжамдануда.

Теплово-Рокиревское және Шынар кен орындарында Газ өңдеу бойынша Қондырғы салу
      Батыс Қазақстан облысында шағын және орта мұнайгазконденсатты кен орнын интенсивтi қарқынды әзiрлеу жүргiзумен байланысты, өндiрiлетiн iлеспе газды кешендi өңдеу жөнiндегi, атап айтқанда жоғарыда көрсетiлген кен орындарында қондырғы салынады деп болжамдануда. Бұл ретте ресейлiк және украиндық институттардың жаңа әзiрленiмдерiн пайдалану осы қондырғыларда аз еседе күрделi қаржы жұмсалымы кезiнде тәжiрибелiк-өндiрiстiк пайдалану кезеңiнде-ақ жылына күкiрттi қосылыстардан газды тазалауды жүргізуге мүмкiндiк тудырады. Осы кен орындарын әзiрлеу 2010 жылы 20 мың тоннаға дейiн сұйытылған газды өңдеумен жылына 1,2 млрд. текше м тауарлық газ алуға мүмкіндік тудырады, бұл газға барлық жергiлiктi қажеттiлiктердi Қарашаған кен орнынан газ бермей-ақ толығымен жабады.

Оңтүстiк Торғай мұнайлы ойпатының кен орнында Газ өңдеу бойынша қондырғы салу
      2004 жылы "ПетроҚазақстан Құмкөл Ресорсиз" ААҚ Құмкөл кен орнының операторы газды кешендi дайындау бойынша қондырғының және iлеспе газды кәдеге жарату жобасы шектерiнде қуаттылығы 55 мВт Газтурбиналы қондырғының құрылысын аяқтауды жоспарлап отыр. Жобаны iске асыру өндiрiлетiн электр энергиясының көп бөлiгiн сыртқы тұтынушыларға сатумен компанияның электр энергиясына деген меншiк мұқтаждығын жабуға және сұйытылған газ алуға мүмкiндiк бередi. Осыған ұқсас қондырғыны "Ақшабұлақ" кен орнында "Қазгермұнай" компаниясы 2004 жылы пайдалануға енгiзедi деп жоспарлануда.
      Сайып келгенде, газ өңдеу қуаттарын кеңейту табиғи газға деген республиканың өңiрлiк қажеттiлiктерiнiң едәуiр бөлiгінiң қажеттiлiктерiн жабуға ғана емес, сонымен бiрге 2010 жылға таман Қазақстан Республикасында жаңа қуаттарды енгiзудi ескерумен сұйытылған газ өңдеудiң жыл сайынғы деңгейiн 3,6 млн. тонна деңгейге дейiн жеткiзуге мүмкiндiк бередi (3.3-кесте).

         3.3-кесте. 2010 жылға дейiнгi сұйытылған газды
         өндiру мен тұтынудың, экспорты мен импортының
                  перспективалық теңгерімi (мың т.)
___________________________________________________________________
  Сұйытылған газдың  | Нақты теңгерiм |          Болжам
      өнiмдiлігі     |----------------|----------------------------
                     |  1995 |  2003  |  2004 | 2006 | 2008 | 2010
___________________________________________________________________
ҚР өндiру барлығы       403     1040,5   1150   2370   3280   3620
1. Жұмыс iстеп тұрған
қуаттылықтар            403     1040,5   1100   1200   1250   1290
1.1 Атырау МӨЗ*         13      3        20     100    120    160
1.2 Павлодар МӨЗ        130     115,6    120    100    130    130
1.3 Шымкент МӨЗ*        60      136,4    140    140    140    140
1.4 Қазақ МӨЗ           130     77,3     80     90     80     80
1.5 Теңiз МӨЗ           70      708,2    720    720    720    720
1.6 Ақтөбе ПОСГ         -         -      20     50     60     60
2. Жаңа қуаттар**       -         -      50     1170   2030   2330
Импорт                  133,2   90       90     80     70     60
Ішкi тұтыну             534,4   430      450    1250   1250   1280
Экспорт                 1,8     700,5    790    1200   2100   2400
___________________________________________________________________
* - осы зуыттарда өндiрiстi ұлғайту олардың толық жіктелуi және жаңғырту есебiнен деп күтiлуде
** - 3.2-кестенi қараңыз
___________________________________________________________________

      Сонымен бiр уақытта бұрыннан барларды қайта жаңарту бойынша болжанатын шараларды iске асыру нәтижесiнде және жаңа газ өңдеу кешендерiн iске қосуды енгiзумен кен орындарында iлеспе газды бос жағу көлемi республика бойынша 2003 жылғы 21,9 млрд. текше м-ден 2010 жылы 5,0 пайызға дейiн төмендейдi.

       3.2. Табиғи және сұйытылған газдың iшкi рыногының перспективалары

       3.2.1. Газдандырудың өңiрлiк бағдарламалары және газды тұтынудың iшкi рыногын дамыту

      Табиғи газды тасымалдау және жеткiзу жүйесiн орталықтандырылған басқару Қазақстан Республикасында қалыптасқан газбен жабдықтау схемасы үшiн тән және өзектi болып табылады. Алайда, табиғи және сонымен бiрге сұйытылған газ ретiнде iшкi рынокты одан әрi дамыту көбiнесе газ өндiрушi және газ тасымалдау ұйымдарының, сондай-ақ өңiрлiк деңгейдегi жергiлiктi органдардың үйлестiрілген бiрлескен әрекеттерiне тәуелдi болады (3.4-кесте).

            3.4-кесте. ҚР облыстары бойынша газбен
     жабдықтауды дамыту жөнiндегi көрсеткіштер (табиғи газ)
___________________________________________________________________
  Облыстар  |Жұмыс  |Газбен жабдықтауды |Газбен жаб. |Қаржыландыру.
            |істеп  |дамытудың болжам.  |дықтауды да.|дың мүмкiн
            |тұрған |дық көрсеткіштері  |мытуға бол. |көздерi
            |өңiрлiк|-------------------|жамдық қар. |(млн. теңге)
            |газ құ.|Газ құбырла.|Жаңа  |жыландыру   |--------------
            |бырлары|рының құры. |тұты. |(млн. теңге)|бюд.  |Шаруа.
            |торап. |  лысы (км) |нушы. |------------|жеттік|шылық
            |тарының|------------|лардың|2004-|2007- |      |етуші
            |ұзынды.|2004- |2007-|саны  |2006 |2010  |      |субъек.
            |ғы (км)|2006  |2010 |------|     |      |      |тілер
            |       |      |     |2010  |     |      |      |
            |       |      |     |жылға |     |      |      | 
            |       |      |     |таман |     |      |      |
___________________________________________________________________
Ақтөбе       14089   191    411   50800  1803   6227  8030     -
Алматы       23206   30     129   15890  283    523   70     736
Атырау       1186    578    1380  4900   5500   14500 19786  214
Жамбыл       2425    Қайта құру     -    597      -     -    597
Батыс
Қазақстан    2000    180    920   42600  1235   3705  2560   2380
Қостанай     2025    43     350   3000   172    753   40     885
Қызылорда    400     401     -      -    7161    -    5301   1860
Маңғыстау    1574    82     212   5350   302    196   497     -
Солтүстік
Қазақстан    80       -      -     -      -      -      -     -
Оңтүстік
Қазақстан    3086    102    Қайта 356000 544     96   401     239
                            құру
Алматы қ.    25434    -     147   1200   218     545     -    764
Барлығы      75505   1608   3549  480337 17218   26545 37282  7078
___________________________________________________________________
      Ескерту: Кесте облыс әкімдіктерінің бастапқы және болжамдық деректері негізінде жасалынды.

      Соңғы жылдары газ көлiктiк жүйесiнде экономиканың және құрылымдық қайта құрылулардың дағдарыстық жай-күй жағдайларында газдандыруды дамыту және бұрыннан бар өңiрлiк газ тарату тораптарында жаңарту бойынша жұмыстар iс жүзiнде жүргiзiлген жоқ. Облыстарда бюджеттiк қаржыларға жобалық-сметалық құжаттаманы негізiнен әзiрленген ұзындығы 5 мың км-нан артық жаңа газ құбырының бұрынғы директивалық жоспарлары iске асырылмай қалды.
      Жергілiктi бюджеттiң қатысуымен және инвесторларды тартумен газ құбыры тараптарын кеңейту, табиғи газды жаңа тұтынушыларға қосу жүргiзiлетiн, сұйытылған газдың жанармай құю станцияларының саны ұлғаятын республиканың батыс облыстарында осы бағытта неғұрлым белсендi жұмыс жүргiзiледi. Әдеттегідей, бұл жұмыс газдандырудың әзiрленген бағдарламалары мен өңiрлердi газбен жабдықтауды жақсарту негізiнде жүргізiледi. Осы тақiлеттес, мысалға Ресей Федерациясында кеңiнен қолданылатын бағдарламалар, әдеттегідей, мынадай нақты мiндеттердi шешумен өңiрлiк саясаттың мынадай негiзгі бағыттарын қамтиды:
      жағылатын iлеспе газды кәдеге жаратумен газ ресурстары аумағында барларын әзiрлеу мен жеделдетiп игеруге жәрдемдесу, шағын газ өңдейтiн қуаттылықтар мен газ электр энергетикасын дамыту;
      елдi бекеттердi газдандырумен жергiлiктi газ құбырлары тораптарын дамыту, жұмыс iстеп тұрған газ құбырларын қайта құру үшiн жаңа технологиялар мен материалдарды қолдану;
      бұрыннан бар газ құбыр-бұрғыштарының транзиттiк жүктемесi, табиғи және сұйытылған газ жеткiзiлiмдерiнде олардың автокөлiкте, коммуналдық-тұрмыс секторында пайдалануын ұлғайтумен тұрғындардың қажеттiлігін неғұрлым толық қанағаттандыру;
      қаржыландырудың мүмкiн көздерiн жұмылдыру, шаруашылық етушi субъектiлердiң мүдделерiн және жергiлiктi органдардың, жер қойнауын пайдаланушылардың және магистралды газ құбырлары операторының iс-әрекеттерiн үйлестiру.
      Үйлестiрiлген әрекеттер үшiн мүмкiндiктерге ие бола отырып, iс жүзiнде республиканың оңтүстiгiнде және басқа облыстарында газ сатудың 2002 жылғы нәтижелер бойынша 2,2 млрд. текше м қарсы 2003 жылы 2,9 млрд. текше м дейінгі күтiлетiн көлемiмен табиғи газдың жоғалтылған рыногын қалпына келтiретiн "КазТрансГаз" ЖАҚ-ның еншiлес компаниясы "КазТрансГаз Дистрибьюшн" ЖАҚ көтерме газ жеткiзiлiмi бойынша неғұрлым айқын рөл атқарады. Мұның барлығы табиғи монополия жағдайында күш салулардың бiрiгуiнде жүйелер мемлекеттiк қолдау кезiнде бiрегей мақсаттарға және газ тұтынудың iшкi рыногын дамыту бойынша реттеуге табысты қол жеткiзуге мүмкiндiк беретiн магистралды газ құбырлары операторының тарапынан қолдау болған жағдайда iрi газ тарату компаниясы жүйесiнде жұмыстың тиiмдiлiгiн дәлелдейдi.
      Алайда, осы уақытқа дейiн, "КазТрансГаз Дистрибьюшн" ЖАҚ тарапынан төлемдердi жақсарту мақсатында жұмыстың жаңа әдiстерiн енгiзу жөнiндегi шаралардың қабылданғандығына қарамастан, бұл проблема шешiлмей қалуда, бұл газ рыногының одан әрi дамуын тежейдi. Бұл мәселенi шешу тек газ жеткiзушiнiң, оның жеткiзушiсiнiң және жергiлiктi органдардың бiрлескен iс-қимылдарымен ғана қамтамасыз етiлуi мүмкiн. Мысалға, 2002 жыл нәтижелерi бойынша жеткiзiлген газ үшiн және газ транзитi бойынша көрсетілетiн қызметтер үшiн республиканың тек отын-энергетикалық компанияларының дебиторлық берешегі 2,6 млрд. теңгеден асып кеттi.
      Сайып келгенде, газ көлiк жүйесiнiң жұмыс iстеу ерекшелiктерi және оның даму перспективалары табиғи және сұйытылған газ өндiру, өңiрлердi одан әрi газдандыру, газ жүйесiнiң барлық субъектiлерi мен жергiлiктi органдар тарапынан экономикалық, ұйымдастырушылық және құқықтық жағдайларды құру негізiнде ресурстық базаны дамыту жөнiндегi шаралар кешенiн өткiзудiң қажеттiлiгін болжайды.

Батыс Қазақстан облысын газбен жабдықтау
      Облыс аумағында газ өндiрудiң жылдық көлемi - 5,8 млрд. текше м қол жеткен аса iрi Қарашығанақ мұнайгазконденсатты кен орны (МГКК) бар. 2004 жылға таман Шынар және Тепловско-Токаревской газконденсатты кен орындары топтарын кен орындарын өнеркәсiптiк пайдалануға енгізумен, сондай-ақ газ өңдеу жөнiндегi (Қарашығанақ МӨЗ) жаңа қуаттарды салумен газ өндiру көлемi 2010 жылға таман облыста жылына 20,0 млрд. текше м дейiнгi деңгейге өседi. Газды керi айдаумен және газды өз қажеттеріне пайдаланумен тауарлық газ көлемi бұл жылдары 10,0 млрд. текше м артық болуы мүмкiн. Облыс аумағы бойынша өтетiн "Opтa Азия-Орталық", "Союз" және "Орынбор-Новопсков" транзиттік магистральды газ құбырлары (МГ) оның облысты газбен жабдықтауды дамыту бойынша қолайлы жағдай тудырады. Нәтижесiнде облыс бүгiнде неғұрлым газдандырылғандардың (42%) бiрi болып табылады. Көтерме газ жеткiзiлiмiне арналған бағалардың сақталуы (1 мың текше м үшiн 18-21$) экономикада дағдарыс құбылыстарының құлдырау кезеңiнде облыста басқа өңiрлерде болған газ тұтынудың шұғыл түсiп кетуiн ұстап тұруға мүмкiндiк бердi.
      Облыста әзiрленген Газбен жабдықтау бағдарламасына сәйкес 2010 жылға дейiнгi кезеңде өнеркәсiп тарапынан газға деген сұранымның артуы және оны электр станцияларында негiзгi отын ретінде пайдалану есебiнен (электр энергиясының 90% дейiнгi Ресейден жеткiзiлiмi жүзеге асырылады) болжанады. Осыны және қазандықтар мен көлiктерде газ пайдаланудың күтiлетiн ұлғаюын ескерумен облыста газ тұтыну жылына 1000 млн. текше м. өседі деп болжанады.

Атырау және Маңғыстау облыстарын газбен жабдықтау
      Өңiрдiң газ өнеркәсiбiн iлеспе газ өндiретiн "Теңiзшевройл" ЖШС, "Маңғыстаумұнайгаз", "Өзенмұнайгаз", "Қазақойл-Ембi" АҚ сияқты ірі компанияларды білдiреді. Әзiрше компаниялар өңiрдегi 84 газ кен орындарының жартысынан астамын ғана әзiрлеу үстiнде. Олардың iшiнде тек белгiлi кен орындары - Теңiз, Королевское, Имашевское (Атырау облысы); Өзен, Жетiбай, Қаламқас (Маңғыстау облысы).
      Облыстарды энергиямен жабдықтау табиғи және сұйытылған газдарды пайдалануға басымдықпен негiзделедi, мұнда сондай-ақ белгiлi себептер бойынша өткен кезеңде газ тұтынудың төмендеуi бiлiндi. Мысалы, талдау Атырау облысы үшiн тәуелдiлiктiң тән екенін: тарифтер 10% ұлғаюының газ тұтынуды орта есеппен 3,6% төмендетуге әкеп соққанын көрсеттi. Сондықтан соңғы жылдары газға бағаны төмендету саясаты мен "Теңiзшевройл" БК тарапынан оны өзiндiк құны бойынша 12 АҚШ доллары бағасымен жеткiзу газ тұтынуды тұрақтандыруға және өсiруге алып келді. Маңғыстау облысындағы негiзгi газ жеткiзушi "Өзенмұнайгаз" АҚ-ы газ жеткiзiлiмi бағасын 1 мың текше м үшiн 30 АҚШ доллары көлемiнде жүзеге асыру мүмкiндiгi бар, бұл елдiң оңтүстiк және солтүстік облыстарына қарағанда едәуiр арзан.
      Осы екі облыстың аумақтарын газдандыру үшiн олардың аумақтары арқылы өтетiн "Opтa Азия-Орталық" және "Мақат-Солтүстiк Қазақстан" iрi магистральды газ құбырларының болуы қолайлы жағдай болып табылғанмен, облыстар бойынша газ құбырлары тораптары әлсiз дамыған және тек магистральды газ құбырларына тiкелей жақын орналасқан кенттер ғана газдандырылған. Мысалға, Атырау облысы бойынша облыс халқының 50% құрайтын елдi мекендер газдандырылған. 2003 - 2010 жылдар кезеңiне қабылданған газдандыру жоспарында ұзындығы 2,0 мың км жаңа газ құбырларының құрылысына 20,0 млрд. теңге бөлудi көздейдi. Газ құбырларының 300 км жуығын Маңғыстау облысында салу болжанып отыр. Каспий қайраңы кен орындарын игерудiң басталуымен облыстарды газдандыру бағдарламасын аяқтау үшiн неғұрлым қолайлы жағдайлар жасалуда.
      Сайып келгенде, егер, 2003 жылдың нәтижелерi бойынша газ тұтыну Атырау облысында шамамен 638,1 млн. текше м, ал Маңғыстау облысында жылына - 1289,0 млн. текше м құраса, онда Атырау ЖЭО қуатының 70 МВт кеңейтiлуi күтiлетiнiн ескерумен, өңiрдiң мұнайхимия кешендерiнiң және өнеркәсiптiң дамуын қалпына келтiрiлумен, сондай-ақ өңiрлердi газдандыру жөнiнде белсендi жүргiзiліп жатқан жұмыстарға байланысты 2010 жылға таман газды тұтыну Атырау облысында 2,0 млрд. текше м деңгейiнде, ал Маңғыстау облысында - 6.0 млрд. текше м шамасында болады деп болжануда (Анықтама үшiн: облыстар бойынша 1992 жылы газды тұтыну сәйкесiнше 0,4 және 2,2 млрд. текше м құрады).

Ақтөбе облысын газбен жабдықтау
      Қолда бар минералдық-шикiзаттық базасы негiзiнде Облысты газдандыру бағдарламасының жобасы әзiрлендi. Қазiргi уақытта облыстың газға деген сұранымының жартысына жуығы дерлiгi Жаңажол кен орнынан ("СНПС-Ақтөбемұнайгаз" мұнайгаз компаниясы) жеткiзiлiмi есебiнен жабылады. Алайда, таяу жылдарда "Қазақойл-Ақтөбе" компаниясы (Әлiбекмола және Қожасай кен орындары) iрi газ жеткiзушi болуы мүмкiн және өңiр газ экспортерi болған кездегi маңызды кезең Ұрықтау газконденсатты кен орнын әзiрлеу болып табылады.
      Жылына 1,4 млрд. текше м дейiнгi қуаттылықтағы екiншi кезегiн Жаңажол ГӨЗ пайдалануға қосумен және жаңа Жаңажол ГӨЗ, сондай-ақ "Әлiбекмола" және "Қожасай" кен орындарында зауыт салумен, бағасы 40-42 АҚШ доллары тұратын өзбек газының импортынан бас тартып өңiрдiң тұтынуын меншiктi ресурстармен қамтамасыз ету проблемасы толығымен шешiлетiн болады.
      Жұмыс iстеп тұрған газ магистралдарының торабы мысалы, "Бұқара-Орал", "Жаңажол-Ақтөбе" қазiрдiң өзiнде, жалпы саны шамамен 380 мың адам (облыс халқының жалпы санының 58%) 38 елдi мекендер мен қалаларды газдандыруға мүмкiндiк туғызды. Облысты газдандыру жоспары бойынша келешекте тағы да инвестициялаудың жалпы көлемi 5,5 млрд. теңге сомамен жоғары қысымды төрт газ құбырларын салу көзделiнедi: "Ақтөбе-Мартөк" (17 елдi мекенге газ беретiн 72 км), "Ақтөбе - Байғанин" (70 км), "Ақтөбе-Новоалексеевка" (110 км).
      Ақтөбе облысы, қажеттiлiгiнiң 25% Ресейден жеткiзiлiм есебінен жабылатын, электрге тапшы өңiр болып табылады. Электр энергиясына аймақтың қажетсiнуiнiң одан әрi өсуi фонында жаңа генерирлеушi қуаттардың жұмыс iстеп тұрғандарын кеңейту және жаңаларын салу, мысалы, "Жаңажол" кен орнында қуаттылығы 48 МВт электр станциясын салу. Сонымен қатар Ақтөбе қаласында 570 МВт қуатпен TЭC салу жобасы пысықталуда.
      Тұтастай алғанда газдандыру жөніндегі қабылданған шаралар фонында облыстың, өнеркәсiптiк өндiрiстiң және орташа жалақы республикалық орташа деңгейден 18,7% артық болатын облыстың жергілiктi бюджетiне түсiмнiң оң серпiнi газ тұтыну көлемдерін арттырудың жоғары әлеуетiне ие болып отыр.
      Сайып келгенде, халықтың ақшалай кiрiстерiнiң жыл сайын 4% астамға өсуi және облыс бойынша газ тұтынудың 3-7% өсу үрдiсi қалыптасқан кезде өнеркәсiптiң дамуымен 2010 жылға таман облыста газды 1.8 млрд. текше м. деңгейiнде тұтыну көлемiнiң ұлғаюын күтуге болады.

Республиканың Оңтүстiк аймақтарын газбен жабдықтау
      Ағымдағы кезеңде республикадағы өзектi проблемалардың бiрi дәстүрлi түрде Өзбекстаннан газ жеткiзiлiмдерi жүзеге асырылатын оңтүстiк облыстарды газбен тұрақты қамтамасыз ету болып қалады. Оңтүстiк өңiрдiң қалыптасқан тәуелдiлiгi алдын ала төлеумен жағдайларында 40 және одан көп АҚШ доллары бағасымен импортталатын газ жеткiзiлiмi шарттарында, сондай-ақ өтпелi экономика кезеңiнде жоғары бағаның (80-84 АҚШ доллары) жай-күйi. Жекешелендiру кезеңiнде газ шаруашылықтарында құрылымдық қайта құрулар шығындары да өзiнiң жағымсыз әсерлерiн тигiздi. Мұның барлығы оңтүстiк өңiрде газдың тұтыну деңгейiн 1992 жылғы 5,3-тен 2003 жылы 1,7 млрд. текше м дейiн қысқартуға әкеп соқты.
      Соңғы екi жылда тұтыну деңгейiнiң шамалы көтерiлуi газ тұтынудың бұрынғы көлемiн қайта қалпына келтiру проблемасын шеше алмайды. Бұған өңiр халқы кiрiстерiнiң салыстырмалы түрдегі төмен болуы кезiнде импортталатын өзбек газына сақталып отырған жеткiлiктi жоғары бағалар ықпал ете алмайды.
      Сондықтан, газ шаруашылығын қайта құру жөніндегі жүргiзiлетiн жұмыстармен қатар ("ҚазТрансГаз" ЖАҚ өзiнiң еншiлес компаниясы арқылы осы мақсаттарға Оңтүстiк Қазақстан облысына, оның iшiнде Қайнар поселкесiнен Бадам станциясына дейiн - 12 км газ құбырын салуға 5 млн. АҚШ долларын инвестицияланды). Оңтүстiк облыстарға табиғи газды жеткiзудi ұлғайтудың принциптi шешiмi жеткiзiлетiн газ бағасының төмендету және газбен жабдықтаудың баламалы нұсқаларын пысықтау болуы тиiс. Сондықтан, Қазақстан Республикасы Үкiметiнiң шешiмiне сәйкес Жамбыл облысындағы Амангелдi газ кен орнын пайдалануға енгізу оңтүстiк ауданда газбен жабдықтаудағы маңызды кезең болып табылады. Бұл өңiрдiң қажеттiлiгiн меншiк ресурстары есебiнен 30% дерлiк (600 млн. текше м. газ шамасында) қамтамасыз етуге мүмкiндiк бередi.
      Оңтүстік облыстардың газ проблемасын шешудiң екiншi перспективалы бағыты Қазақстан Республикасының FA Геология институты мен геофизикалық компаниялар сарапшыларының бағалауы бойынша еркiн газдың болжамдық қорлары 300,0 млрд. текше м дейiнгiнi құрайтын Солтүстiк Аралдың перспективалық аумақтарында барлауды аяқтау болуы мүмкiн. "Бұқара - Орал" МГ-нан "Шымкент-Алматы" МГ-на дейiн жалғастырушы магистралды газ құбырын салу Қызылорданың тоқырауға ұшыраған аудандарын газдандыруға, сондай-ақ республиканың бiрыңғай газ-көлiк жүйесiмен жоспарланып отырған "Құмкөл-Қызылорда" газ құбырын қосуға мүмкiндiк бередi.
      Сондықтан оңтүстiк өңiрдi газбен жабдықтаудың баламалы жобасын iске асырудың негiзгi мәселелерi:
      Амангелдi кен орнын игерудi жеделдету және Жамбыл мен Оңтүстiк Қазақстан облыстарының аумақтарында газдың басқа кен орындарын әзiрлеу жөнiндегi техникалық-экономикалық негіздеменi жүргiзу;
      Солтүстiк Арал маңы аумақтарындағы геологиялық барлауды және Қытайға газ жеткiзудi ескерумен "Шалқар-Шымкент" газ құбырын салу жобасын қайта қарауды аяқтау;
      ауыстыру схемасын пайдаланумен көршi елдердiң газ компанияларымен оңтүстiк өңiрге газ жеткiзу жөнiнде пысықтаулар болып қалуды.
      Қазақстан Республикасының оңтүстiк облыстарын газбен жабдықтауды тұрақтандыру бойынша кешендi шаралар қабылдау бiрiншi кезекте газ тұтынудың бұрынғы деңгейлерiне жақындатуға, атап айтқанда Оңтүстiк Қазақстан облысы бойынша 800 млн. текше м, Жамбыл - 1000 млн. текше м, Алматы қаласы мен Алматы облысы бойынша - 950 млн. текше м деңгейге дейiн бағытталуы тиiс.

Қызылорда облысын газбен жабдықтау
      Қызылорда облысы Оңтүстiк-Торғай ойпатының кен орындарында жолай өндiрiлетiн газдың жеткiлiктi ресурстарына ие бола отырып, тұрғындар үшiн сұйытылған газды басқа өңiрлерден жоғары бағаға сатып алады және облыс тұтынушыларын энергия ресурстарымен қамтамасыз етуде өткiр тапшылықты өткерiп отыр. Қазақстан Республикасы Үкiметiнiң қабылдаған шешiмдерiне сәйкес осы мәселелердi кешендi шешу, алауларда жыл сайын өңiрдiң экологиясына залал келтiрумен 700 млн. текше м дейiн iлеспе газ жағылатын жұмыс iстеп тұрған мұнайгаз кен орындарынан алынатын iлеспе газдарды неғұрлым толығымен кәдеге жарату есебiнен осы проблеманы шешу болжанып отыр.
      "ПетроҚазақстан Құмкөл Ресорсиз" ААҚ "Торғай-Петролеум" ЖАҚ компаниялары және "Қазгермұнай" БК 2004 жылдың аяғына дейiн газ өңдеу жөнiндегi кешендi қондырғыларды және жылына 250 млн. текше м газға дейiнгi транзиттiк қуаттылығымен Қызылорда қаласына дейiн газ құбырын салуды аяқтау. "Қуатамлонмұнай" БК-ның басқа кәсiпорындары, "КОР" ЖАҚ және "Aй Дан" ЖШС сол сияқты iлеспе газ қоры бар кен орындарында геологиялық барлау жұмыстарын жүргiзедi. Жоғарыда көрсетiлген кен орындары бойынша газ қорларының жиынтығы шамамен 15 млрд. текше м құрайды, ал барлау кезеңiнде тұрған перспективалық кен орындарын ескерумен осы өңiрдегi газ қоры шамамен 40 млрд. текше м құрайды.
      Оңтүстiк-Торғай ойпатының мұнай кен орындарында iлеспе газды кәдеге жарату мен пайдалану жобасы 5 :
      iлеспе газды өндiру осы газды жинақтау жүйесi және жылына 50 мың тонна дейiнгi көлемде құрғақ және сұйытылған газ өндiру жөнiндегi қондырғыларды монтаждау жүргiзiлетiн әрбiр кен орындарында құрылыс салуды;
      2004 жылдан бастап 150 млн. текше м көлемде берумен 2006 жылға таман 300 млн. текше м дейiн ұлғайту мүмкiндiгiмен тазартылған газды ең алдымен қаланы жылумен жабдықтау қажеттерi үшiн жеткiзу үшiн, ұзындығы 124 км Ақшабұлақ-Қызылорда магистралды газ құбырын салуды;
      "ПетроҚазақстан Құмкөл Ресорсиз" ААҚ-ның (қазiргi кезде пайдалануға енгiзiлген) қаржыландыруымен Оңтүстiк Құмкөл кен орнында қуаттылығы 55 МВт және құны 30,3 млн. АҚШ доллар тұратын газтурбиналық қондырғыны (ГТҚ) салуды;
      Қызылорда қаласының тұрғын-үй секторын iшiнара газдандырумен арзан электр және жылу энергиясын өндiру үшiн ЖЭО мен қалалық қазандықтарды табиғи газды жағуға қайта құрылымдау және көшiрудi болжамдайды.
      Облыстың өнеркәсiптiк өнiмi жалпы көлемiнiң 95%, 2000-дай адам еңбек ететiн, мұнай өндiрушi кәсiпорындардың үлесiне тиесiлiгiн ескере отырып, Iлеспе газды кәдеге асыру жобасын iске асыру маңызды әлеуметтiк салдарларға ие болмақ. Атап айтқанда: коммуналдық қызметтер көрсету тарифiн 2-3 есе төмендетуге, салық түсiмiн газды сату мүмкiндiгiне қарай жылына 280 млн. теңгеге ұлғайтуға мүмкiндiк бередi. Көрсетiлген тарифтердi төмендету бюджеттiк қаржыларды 180-200 млн. теңге сомасына үнемдеуге және оларды облыс тұрғындарына атаулы әлеуметтiк көмек көрсетуге жолдауға мүмкiндiк тудырады.
      Бұл ретте соңғы бiрнеше жылдарда сақталып келе жатқан алауларда iлеспе газдарды бос жағудың экологиялық проблемасының шешiлетiндiгi өте маңызды. Мәселен, Энергопром ҒЗЖИ институтының бағалаулары бойынша әрбiр 100 млн. текше м iлеспе құмкөл газын кәдеге жаратудан ластанған заттардың тастауларын 40,0 мың тоннаға дейiн азайту әсерiне қол жеткiзiлетiн болады.

Қостанай облысын газбен жабдықтау
      Облыстың отын-энергетикалық балансында көмiрдiң үлесi 26%, ал табиғи газдың үлесi 13% құрайды. Облыс аумағы бойынша жалпы ұзындығы 238 км "Қарталы-Қостанай" газ құбыры өтедi. Соңғы жылдары өнеркәсiптiк өндiрiстi қалпына келтiрумен импортталатын табиғи газды тұтынудың артуы байқалады. Мәселен, тек соңғы жылда ғана облыста тұтыну 2003 жылдың қорытындысы бойынша 800 млн. текше м табиғи газды деңгейiне дейiн өстi.
      Облыста таяу жылдарға газ тұтыну болжамын анықтайтын негiзгi газ тұтынушылар, бұрын жылына ЖЭО жұмысын есептеумен 1 млрд. текше м. дейiн тұтынған Соколов-Сарыбай КБК сияқты энергетика және өнеркәсiптiк кәсiпорындар болып табылады. Бұдан басқа, жаңа объектiлердi пайдалануды iске қосу, мысалы, 2004-2009 жылдары Лисаковск қаласында шыны ыдыстарын өндiру және елдi мекендердi одан әрi газдандыру күтiледi. Жергiлiктi органдар 2010 жылға дейiн 3,0 мың абоненттердi қосумен және жергiлiктi қазандықтарды табиғи газға көшiрумен 400 км жаңа газ құбырын салу жоспарлануда. Осы жұмыстарды қаржыландырудың болжанып отырған жалпы көлемi 2010 жылға дейiн бiр млрд. теңгеге дейiндi құрауы мүмкiн.
      Барлық болжамданып отырған шараларды ескерумен болжам негiзiнде осы облыстар бойынша табиғи газды тұтынудың деңгейi 2010 жылдарға таман 1300 млн. текше м жуық газды құрауы мүмкiн деп күтiлуде (3.5-кестенi қараңыз).

             3.5-кесте. ҚР табиғи газды 2004 жылдан
                 2010 жылға дейiн тұтыну болжамы
___________________________________________________________________
    Облыстардың   | Факт  |      Болжам (млн.м 3 ) 
       атауы      | 2003  |----------------------------------------
                  |       |2004 |2005 |2006 |2007 |2008 |2009 |2010
___________________________________________________________________
Алматы, Алматы қ.  720,3   790   820   850   880   910   930   950
Жамбыл             368,9   400   500   610   700   800   900   1000
Оңтүстiк Қазақстан 177,3   300   400   500   600   650   700   800
Барлығы: Оңтүстiк
       аймақ       1266,5  1490  1720  1960  2180  2360  2530  2750
Ақтөбе             1138,4  1300  1400  1500  1560  1600  1700  1860
Батыс Қазақстан     570,5  580   600   710   760   880   950   1000
Атырау              638,1  700   700   840   900   1000  1100  200
Маңғыстау          1289    1390  1480  1630  1690  1820  1930  2000
Батыс өңiр бо-ша
барлығы:           3636    3970  4180  4680  4910  5300  5680  6060
      Қостанай     788     900   1000  1040  1140  1200  1250  1300
      Қызылорда    0       30    150   300   300   250   220   200
ҚР бойынша
Барлығы            5690,5  6390  7050  7980  9110  220   9680  10310
___________________________________________________________________

Солтүстiк Қазақстан. Ақмола облыстарын және Астана қаласын газбен жабдықтаудың перспективалық мәселелерi
      Қазақстан Республикасының солтүстiк облыстарын газдандыру жобасы бiрнеше рет және тәуелсiз Қазақстан құрылғаннан кейiн әсiресе белсендi түрде қаралды. Бұрынғы "Петропавловск - Астана" мұнай өнiмi құбырын қайта бейiмдеумен Есiл қаласынан Петропавл қаласына дейiн 530 мм диаметрмен және 5,3 МПа қысыммен ұзындығы 156 км жаңа газ құбырын салуды көздейтiн жобалық шешiм бар болатын.
      Бұл бiрiншi кезекте транзит көлемiн жылына 550 млн. текше м дейiн жеткiзумен Астанаға газ жеткiзiлiмiн 300 млн. текше м дейінгі көлемде (қосымша КС салудан кейiн) қамтамасыз етуге мүмкiндiк берген болар едi. Бұл ретте Солтүстiк Қазақстан және Ақмола облыстарына газ жеткiзу жылына тиiсiнше 300 және 200 млн. текше м газды құрай алар едi. Жобаны iске асыру құны 115 млн. AҚШ доллар шамасында бағаланған.
      Бұдан басқа, жергiліктi бюджет қаржыларына екi қаланы - Астана және Көкшетау қалаларын газбен жабдықтаудың бас схемалары әзiрленген болатын. Мысалы, Астана қаласы бойынша 400,0 млн. текше м газға дейiн қажеттiлiктiң есеп айырысуы кезiнде 28,5 млн. АҚШ доллары сомасына құрылыс-монтаж жұмыстарын орындау көзделедi. Сондай-ақ Көкшетау қаласын және Ақмола облысының iшiнара елдi мекендерiн газбен жабдықтау схемасы бойынша бiрiншi кезеңде жұмыстардың жалпы құны 8 млн. AҚШ доллары тұратын екi жүйе құраушы газ құбырын салумен жылына 255 млн. текше м газ жеткiзу жобаланады.
      Алайда, бiрлескен қазақстандық-ресейлiк "ҚазРосГаз" ЖАҚ кәсiпорнының құрылуымен газды Қытайға экспорттауды ескерумен Астана қаласына берудiң жаңа алғышарттары жасалып отырғанмен, Ресейден газ жеткiзiлiмiнiң белгiсiздiгiнен жоба тоқтатылған болатын.

Қазақстан Республикасының сұйытылған газға қажеттiлiгiн қамтамасыз eту перспективасы
      Қазақстанда сұйытылған газ өндiру бойынша жаңа қуаттарды енгiзу ұзақ мерзiмдi перспективада (3.2-кесте) iшкi қажеттiлiктердi қамтамасыз (қандай да болсын шектеусiз) етуге мүмкiндiк бередi. Сұйытылған газ өндiрiсiнiң қол жеткен көлемi қазiрдiң өзiнде-ақ экспортты ұлғайтуға және оның импортын қысқартуға мүмкiндiк бердi.
      Сұйытылған газ тұтыну мүмкiндiгiнiң рыногын зерттеу таяу келешекте республикада қалыптасқан бағалардың деңгейi (1 тонна үшiн 250-300 AҚШ доллары) энергия тасымалдаушылардың осы түрiне арналған әлемдiк бағалардың (сыртқы рынокқа дейінгі көлiк шығындарын ескерумен) деңгейiне қазiрдiң өзiнде сәйкес келедi. Сайып келгенде, сұйытылған газдың iшкi рыногы бағаның кезеңдiк көтерiлуiн басынан өткере отырып, бағалық өлшемдер бойынша халықаралық рынокқа бейiмделдi. Бүгінгi күнi сұйытылған газ саласында бизнеспен айналысатын көптеген жеке кәсiпорындардың нарықтық қатынастарда табысты жұмыс iстеп жатқан фактiлерi осы рынокта бағалардың тұрақтануын болжауға мүмкiндiк тудырады.
      Сонымен бiрге, әдеттегiдей монополияға қарсы заңнама шеңберiнде тұтынушылар тобына газ жеткiзудiң үзiлiсiн болдырмау немесе жекелеген кезеңдерге бағалардың негізсiз артуына ұшырамас үшiн өңiрлiк деңгейде сұйытылған газ жеткiзу рыногында басым орын алатын субъектiлердiң қызметiн реттеудi жетілдiру мәселелерi қалып отыр.
      Сұйытылған газды тұтынудың қол жеткен деңгейi кезiндегi сұйытылған газды тұтынудың қалыптасқан өсу үрдiсi (90-жылдардың басында шамамен жылына 700-800 мың тоннаны құрады) сұйытылған газдың iс жүзiнде Қазақстанның барлық аумағында және әсiресе табиғи газ жеткiзiлiмi мүмкiн емес облыстарда маңызды энергия тасымалдаушы болып қалатындығын куәландырады. Сұйытылған газ сол сияқты республиканың дамушы мұнай-химия өнеркәсiбi үшiн аса маңызды шикiзат болып табылады және көбiнесе мотор отыны ретiнде пайдаланылады.
      Эксперименталды түрде қозғалтқыштарды бензиннен сұйытылған газға аудару көмiртек тотықтары тастауларының көлемiн бес есе және жанбаған көмiрсутектерiн екi есе төмендетедi. Сұйытылған газдарда қорғасын жоқ, күкiрттiң басқа металдардың, хош иiстi көмiрсутектердiң және т.б. тотықтарының құрамы өте төмен. Газ отындарының жанған өнiмдерiнде iс жүзiнде қозғалтқыштың тоқайласқан бөлшектерiнiң қосымша тозуын тудыратын қатты көмiртек бөлiктерi болмайды.
      Мотор отыны ретiнде СПГ көшудiң әлемдiк үрдiсi тұрақты. Таяу болашақта сұйытылған газды пайдаланатын СПГ көлiк құралдарының саны 1,2-ден 6,5 млн. бiрлiкке жетедi деп күтiлуде. Көптеген шетелдiк зерттеулерде қозғалтқыштарда СПГ қолдану парниктiк тастаулардың 20% қысқартуға мүмкiндiк беретiндiгi туралы қорытынды жасалды. Көптеген еуропа елдерi қозғалтқыштардың бензинмен жұмысы кезiнде жану өнiмдерiнiң тастауларын шектейтiн едәуiр қатаң ережелердi енгiздi. Сұйытылған пропан мен бутан бензинмен салыстырғанда едәуiр жоғары октандық санға ие болады, демек пропанда жұмыс iстейтiн қозғалтқыштар анағұрлым жоғары сығылуға және КПД қарағанда анағұрлым жоғары бензиндiк қозғалтқышқа ие болады. Көлiк құралдары қозғалтқыштарының шығарған газдарының улылық нормалары СПГ бүгiннiң өзiнде қозғалтқыштар үшiн "Eвpo-4" экологиялық нормаларына сәйкестiктi қамтамасыз ете алғанда барынша қатаң болып отыр. Жоғары пайдалану сапаларымен қатар газ отындары 1,5-2 есе төменiрек құнға ие болады.
      Қазiргi уақытта республикада толық емес деректер бойынша 30-40 мың тоннаға жуық сұйытылған (есеп берулер бойынша 23,7 мың тонна) және табиғи газды (сұйытылған газға қайта есептегенде) әлеуеттi пайдалана алатын 17,5 мыңға жуық автомобильдер қайта жабдықталған. Алайда, қайта жабдықталған автомобильдер санының тым бiркелкi еместiгi (мысалы, Батыс Қазақстан және Маңғыстау облыстарында 6 мың автомобиль қайта жабдықталған, ал Павлодар, Ақтөбе және бiрқатар басқа облыстарда мұндай автомобильдер саны өте аз) автомобиль отыны ретiнде сұйытылған және табиғи газдарда пайдалануды кеңейтудегi үлкен резервтер туралы куәландырады.
      Газ отынының құрамында іс жүзiнде бейтараптандырғыштар үшiн католикалық улар болып табылатын (күкiрттер, қорғасындар және т.б.) заттар жоқ. Табиғи газды пайдалану кезiнде ластаушы заттардың пайыздық қатысты құрамы төмендейдi, мысалы Nox бойынша 40%, Со бойынша 10% және күйе 5%. Қалыптасып отырған қайта жабдықталған автомобильдердiң өсу қарқыны сұйытылған газды тұтынудың өсуiн 2010 жылға таман жылына 200 мың тоннаға дейінгі деңгейге болжамдау мүмкiндiгiн бередi.
      Демек, мотор отыны ретiнде сұйытылған газдарды пайдалану жөнiндегi инфрақұрылымды дамытудың жан-жақты ынталандырылуы осы ресурстардың Қазақстан Республикасы үшiн молдығын ескерумен мотор отыны ретiнде сұйытылған және сығымдалған газды практикаға кеңiнен енгiзумен айналысатын кәсiпорындарды қолдау жөнiндегi мақсатты шараларды қабылдауды талап ететiн өзектi мiндет болып табылады.
      Нәтижесiнде 2010 жылға таман Қазақстан Республикасында сұйытылған газ өнiмiнiң жыл сайынғы деңгейi жаңа қуаттарды (3.2-кесте) енгiзудi ескерумен, 3,2 млн. тоннаға жуықты құрауы мүмкiн (3.3-кесте) деп күтiлуде. Мұның барлығы 2,4 млн. тоннаға дейiн бос ресурстарға ие болып отырған республикаға 200 млн. АҚШ доллар жалпы сомаға энергия тасымалдаушының батыс рыногында жоғары сұраныспен пайдаланатын нақты экспорттаушы болуына мүмкiндiк тудырады. (3.2-кесте).

3.2-сурет. 2010 жылға дейiнгi болжамдық көрсеткiштердi ескерумен сұйытылған газды өндiру мен тұтыну серпiнi
(қағаз мәтінінен қараңыз)

       3.2.2. Энергетикада және мұнай-химиясында газды пайдалануды кеңейту

Электр энергетикасында табиғи газды пайдалану
      Табиғи газды пайдаланумен электр энергиясын өндiру, тiпті iрi меншiк газ қорлары мен басқа ресурстары жоқ елдердiң өзiнде де барған сайын көп таралып отыр. Табиғи газды электр энергетикасында пайдаланудың негiзгi басымдықтары жеткiзудiң қолайлылығы мен отынның осы түрiн жұмыс режимдерi өзгерген кезде пайдалану, өндіру құнының анағұрлым төмендiгi болып табылады. 35% дейін жеке газ ресурстары бар дамыған елдердің өзiнде электр энергетикалық ресурстардың табиғи газды пайдаланумен өндiрiлетiнi кездейсоқ емес.
      Қазақстанда көршiлес республикалардан жеткiзiлiмдердi ескерумен электр энергиясын тұтынудың шырқау биiгi 1990 жылға келедi және станциялардың меншiктi тұтынуын және шығындарды қоса алғанда, шамамен 100 млрд. кВ-сағ. құрайды. Электр энергиясын тұтынудың кейiнгi төмендеуi электр энергиясын тұтынудың жалпы көлемдегi үлесi шамамен 75% құраған, өнеркәсiптiк өндiрiсте құлдырауы есебiнен болды.
      Қазақстан Республикасының бiрыңғай электр энергетикалық жүйесiн 2015 жылға дейiнгi перспективасымен 2010 жылғы кезеңге дейiн мен Отын энергетикалық кешенiн жаңа қуаттарды енгiзумен 2015 жылға дейiн дамыту дамыту бағдарламасына сәйкес электр энергиясын өндiру 2010 жылға таман 80 млрд. кВ.с. асуы мүмкiн (3.6-кесте).
      Солтүстiк және оңтүстiк аймақтарды электр энергиясы арттыру негiзiнен энергия блокты электр станцияларында (КЭС), батыс аймақта - газ турбиналы электр станцияларында (ГТЭС) күтiледi.

             3.6-кесте. Қазақстан Республикасында электр
                   энергиясын өндiру және тұтыну
                                                 млрд.к.В.с.
___________________________________________________________________
                      |  1990  |  1995  |  2000  |  2005  |  2010
___________________________________________________________________
Өндірiс                  83,0     63,2      51,4    67,1    80,36
Тұтыну                  100,4     70,6      54,4    65,6    78,0
-импорт/+экспорт        -17,4     -7,4      -3,0    +1,50   +2,36
___________________________________________________________________

      Батыс Қазақстанның облыстары үшiн импорт бойынша электр энергиясының жеткiзiлiмiне тәуелдi және осы облыстар газ-энергетикалық қуаттарын дамыту үшiн iлеспе газдың артық арзан ресурстарына ие болса энергетикалық қуаттарды дамыту проблемасы ерекше өзектi болып қалмақшы. Осылайша, жеке ресурстарды пайдаланудың экономикалық тиiмдiлiгiн қамтамасыз ету және осы өңiрдiң энергетикалық тәуелсiздiгiн қамтамасыз ету мәселесi тұр. Тұтастай алғанда, электр станцияларында электр энергиясы мен жылу өндiру үшiн газды пайдаланудың 2010 жылға таман үш еседен артық өсетiндігін, өз кезегiнде тұтынатын отында газ үлесiн 13,4%-дан 21% деңгейге дейiн ұлғаюын күтуге болады.
      Артық газ қорларына ие болып отырған, оның сыртқы рыноктарға тасымалдауының шектеулi мүмкiндiктерi кезiнде Қазақстанның жағдайы үшiн газ энергетикасын дамытудың тағы бiр бағыты "құбырлар бойынша" газ экспортының, яғни арзан табиғи газдан өндiрілген электр энергиясының экспортының перспективасы болып табылады. Бұл ретте, Қазақстанның дамыған елдер рыногынан қашықтығынан 1000 км дейiнгi қашықтықта электр энергиясы транзитiнiң тиiмдi болуы мүмкiн екендiгiн ескере отырып, электр энергиясын жеткiзу бойынша алмастыру схемасын, мысалы ресей энергия жүйесімен жұмыста қолдануға болады.
      Сондықтан мұнайгаз инфрақұрылымының жаңа объектiлерiн жұмысқа енгізу шеңберiнде, негізінен Батыс Қазақстанда электр генерирлеушi қуаттарды салудың нақты жобалары әзiрленуде. Мысалы:
      2005-2010 жылдары генерирлеушi қуаттарды кезеңмен енгiзумен кен орнының операторы жүзеге асыратын қуаттылығы 120 МВт Қарашығанақ кен орнында БТЭС салудың 2-кезеңi;
      Орал қаласындағы екi жоба: TЭH-iн "Индепендент Пауэр Корпорейшн" компаниясы орындайтын қуаттылығы 140 МВт ГТЭС және 27 МВт-ға арналған ГТУ - жобасын парниктiк газдардың бөлiнуiн төмендетуге байланысты Киот келiсiмi шеңберiнде жапон энергетикалық компаниясы жүзеге асырады;
      2008-2010 жылдары iске қосу мерзiмiмен 70 МВт дейiнгi қуатпен Атырау ЖЭО-дағы ГТҚ;
      56 МВт қуатымен Жаңажол кен орнындағы ГТҚ, 2004-2005 жылдары iске қосумен "СНПС - Ақтөбемұнайгаз" жүзеге асырады;
      үш ГТҚ блоктарымен 40 МВт бойынша және 2008 жылы iске қосумен Теңiз кен орнындағы ГТЭС;
      280 МВт қуатымен 2007 жылы кезеңді iске қосумен Қашаған МӨЗ жанындағы ГТЭС;
      55,5 МВт бойынша 2004 жылдың соңында iске қосумен қуатымен Құмкөл кен орнындағы ГТҚ.
      Жаңадан енгiзiлген ГТҚ және ГТЭС жиынтық қуаты 900 МВт астам болуы мүмкiн екендiгін ескере отырып, 2010 жылға таман осы Қондырғылардың жұмысын қамтамасыз ету үшiн ғана 2,2 млрд. текше м астам газ талап етiледi. Салыстыру үшiн қазiргі уақытта электр энергиясын өндiруге барлығы 0,6 млрд. текше м. жуық газ пайдаланылады.
      Бұдан басқа, бұрыннан бар және жаңадан енгізiлетiн энергетикалық қуаттардың жылу энергетикасында газды пайдалануды ұлғайту газда өндiрiлген әрбiр кВт.с. көмiрдi пайдаланумен салыстыруда атмосфераға тастауларды СО 2 бойынша (парниктiк әсердi тудыратын) 0,5 кг-ға төмендетедi, электр энергиясын өндiру кезiнде көмiрдi газға алмастыру кезiнде тастаулардың жалпы төмендеуi шамамен 3,8 млн. тоннаны құрайды. Одан басқа, оттегінiң артық құрамы болатын арнайыландырылған жылу пештерiнде және газтурбиналарда жағу арқылы табиғи газды кәдеге жарату кезiнде оттегінiң артық құрамы жасалатын метан мен iлеспе компоненттерiнiң толық жану пәрмендiлігіне қол жеткiзiледi, бұл бiр мезгілде iс жүзiнде көмiртек тотығының (СО) залалды заттарының тастауларын жояды және газда кездесетiн күкiртсутек қосылыстарын бейтараптандырады.

Мұнайхимия өнеркәсiбiнде газды пайдалану
      Отын энергетикалық ресурстардың жалпы құрылысында химия және мұнай-химия өндiрiсiнде пайдаланылатын газ шикiзатының үлестiк салмағы 2001 жылдың қорытындысы бойынша не бәрi 7% құрайды. Дүниежүзiнiң көптеген елдерiнде, әсiресе тегі мұнай болып келетiн газ (iлеспе газ) мұнай-химиялық өндiрiстерде кеңiнен пайдаланылады. Мысалы АҚШ-да мұнай көмiрсутектерi мен iлеспе газдан 80% астам каучук, 75% жоғары аммиак, 75% этил спиртi және басқа да синтетикалық өнiмдер өндiрiледi. Қазақстанның iлеспе газының ерекшелiгi мұнаймен қоса өндiрiлетiн газ бағалы химиялық шикiзат болып келедi.
      Қазiргі уақытта мұнайхимия өнеркәсiбiндегi негiзгі өнiмдер мыналар болып табылады: пластмассалар және түрлi полимерлер, синтетикалық каучук және ауылшаруашылығы үшiн тыңайтқыштар, жоғары сапалы жанар-жағар материалдар, хош иiстi көмiрсутектерiнiң түрлi кешендерi және т.б.
      Республикада шикiзатқа өте зәру мынадай өндiрiстер жұмыс iстеуде немесе қалпына келтiру сатысында тұр:
      1. "Пластмассалық массалар зауыты" ЖШС, Ақтау қаласы;
      2. "Полипропилен зауыты" ЖШС, Атырау қаласы;
      3. "Сараньрезинотехника" ААҚ, Сарань қаласы, Қарағанды облысы;
      4. "Қарағандырезинотехника" ЖШС, Сарань қаласы, Қарағанды облысы;
      5. "ИнтерКомШина" AAҚ, Шымкент қаласы.
      Ақтау "Пластикалық массалар зауыты" (АКПО) технологиялық жабдықтармен этан мен пропаннан 100 мың тонна этилен, 300 мың тонна этилбензол, 300 мың тонна стирол, 54 мың тонна соққыға төзiмдi және полистирол, 100 мың тонна көпiрмелi полистирол өндiру үшiн жабдықталған болатын.
      Атырау "Полипропилен зауыты" жылына 30 мың тонна пропилен шығаруға есептелген едi. Қазiргi уақытта зауыт ресей инвесторының қатысуымен қалпына келтiру кезеңiнен өтуде және қайта құрудан кейiн оның қуаттылығы жылына 60 мың тоннаға дейiн ұлғаятын болады. Алайда бiрiншi кезеңде қуаттарды iске қосу ресей шикiзатының жеткiзiлiмдерiнде жүргiзу болжамдалады.
      "Қарағандырезинотехника" ЖШС және "Сараньрезинотехника" ААҚ жасанды каучук шығара отырып "Карбит" ЖШС өндiретiн шикiзатпен жұмыс iстедi. Қазiргi уақытта "Карбит" ЖШС банкротқа ұшырауына байланысты шикізат Ресейден жеткiзiледi.
      2004-2010 жылдарғы кезеңдерге арналған Қазақстанның мұнай-химия кәсiпорындары үшiн дәстүрлi өнеркәсiптi жаңарту және жаңа шикiзат базасын құру Қашаған және Каспий қайраңының басқа да кен орындарының өнеркәсiптiк аймағына жақын маңнан алынатын iлеспе газды тереңдетiп өңдеу бойынша мұнай-газ-химия кешенiн салу жөнiндегi шаралар кешенiн пысықтауды талап етедi. Бұл кешен этилен, пропилен, ацетилен, бензол, ксилол және т.б. бастапқы мұнай-химия өнiмдерiн алу үшiн шикi газды өңдегеннен кейiн этан, пропан, бутан және басқа қажеттi фракцияларды жеткiзушi болуы тиiс.
      Осы тұрғыдан алғанда, "Қазмұнайхим" ЖШС әзiрлеген, келешекте өндiрiстiк инфрақұрылымға қажеттi қайта өңдеу кешенiнiң орнына иелiк ететiн Ақтөбе облысының Жем қаласында полиэтилен мен полипропилендi (жыл сайын 600 мың тоннаға дейiнгi көлемде) өндiрудi ұйымдастыру жобасы перспективалы болып көрiнедi.

       Полиэтилен тұрбалары мен пластмассадан жасалған басқа материалдар өндiру перспективасы
      Соңғы жылдары сарапшылардың бағалауы бойынша пластикалық массадан жасалған түрлi бұйымдарды тұтынудың жылдық орташа өсуi шамамен 7% құрайды және болжам бойынша жуық жылдарда оларға деген тұрақты сұраным сақталады. Бұл peттe (өндiрiстiң дүниежүзiлiк деңгейi жылына 100 млн. тоннаға жақындаған) анағұрлым массалы полимерлерге полиэтилендер, полипропилендер, полистирол, фенопластар және карбит полимерi жатады.
      Республикада барлық полистирол өнiмдерiнiң өндiрiстерi импортталатын шикiзатқа негiздегендiгiн ескере отырып, мұнай-химиясын дамытудың маңызды бағыты этанол мен полиэтилен алу үшiн (теңiз газының құрамында жеткiлiктi шамада - 11% дейiн болатын) өндiрiсiн ұйымдастыру болып табылады. Полиэтилен өнiмiн негiзгi тұтынушы, соңғы жылдары орта және төмен қысымды газ құбырлары үшiн полиэтилен тұрбалары мейлiнше кең қолданылатындықтан, бiрiншi кезекте осы газ саласының өзi болады, ал Қазақстан Республикасының тұрба құбырларының 80% жуығы айырбастауға жатады.
      Мысалы Атырау облысында агрессивтi топырақты орта жағдайында полиэтилен тұрбалары анағұрлым тиiмдi болып шықты. Қызылорда қаласын газдандыру жобасы да полиэтилен тұрбаларын қолданумен орындалған. Қолда бар аймақтық бағдарламалар мен жергiлiктi органдардың қолда бар өңiрлiк бағдарламалары бойынша республика бойынша орташа алғанда жылына ұзындығы 5000 км газ құбырлары ауыстыру және жаңаларын салу қажет. Қазақстан Республикасының Ұлттық агенттiктiң деректерi бойынша тек соңғы жыл үшiн ғана 1999-2001 кезең үшiн полиэтилен тұрбаларының импорты 15,6 млн. АҚШ доллары жалпы сомасына алты мың тоннадайды құрады, ал пластмасса тұрбалар мен бұйымдар шығару үшiн бастапқы нұсқадағы полиэтилен 16 млн. АҚШ доллары сомасына 18,3 мың тоннаны құрайды.
      Полиэтилен тұрбаларының басымдығы тiптi шикiзат болмай қалған және импортқа баға жоғары болған жағдайдың өзiнде қазақстан компанияларының соңғы жылдары iс жүзiнде барлық қалаларда полиэтилен өнiмдерін өндiру үшiн жаңа өндiрiстiк қуаттар салу сұранымына ие болуымен расталады. Соның куәсi ретiнде Атырауда полиэтилен тұрбаларын өндiру жөнiндегi "Теңiзшевройл" БК зауытының пайдалануға енгiзiлуi болып табылады.
      Мұның барлығы полиэтилен бұйымдарын, атап айтқанда: гранула түрiндегі жоғары және төмен қысымды полиэтилен шығару үшiн бастапқы шикiзатты өндiрiсiн ұйымдастыру қажеттiгi туралы мәселенi алға тартады. Осыған байланысты, жобаланып отырған Қашаған немесе Теңiз МӨЗ жақын жерден этан, этилен және пропилен алу жөнiндегi зауыт салуды көздейтiн, "Қазақ Ресей инвестициондық бағдарламасы" (ҚРИБ) инвесторларының қатысуымен инвестициялық бағдарлама анағұрлым келешектi болып көрiнедi.
      Импорт алмастыру бағдарламасының шектерiнде республиканың iшкi сұранымын қамтамасыз ету үшiн полимердiң негiзiнде полимер тұрбалары мен бұйымдардың меншiк қуаттарын дамыту көкейкестi және экономикалық негiзделген мiндет болып табылады. Оның үстiне барлық осы өнiмдер әлемдiк рынокта маңызды сұранымға ие болып отыр. Сайып келгенде осы жобаларды iске асыру кезiнде мемлекеттiк сатып алулар жөнiндегi конкурс өткiзу кезiндегi басымдылық отандық өндiрушiлерге берiлуi қажет.
       Кәдiмгi күкiрт және минералдық тыңайтқыштар өндiру. Қазiргi уақытта табиғи газ тыңайтқыштар өндiру кезiнде отын ретiнде пайдаланылады. 2001 жылдың қорытындысы бойынша осы мақсаттарға 147,3 млн. текше м табиғи газ және барлығы 32 тонна сұйытылған газ тұтынылған болатын. Сонымен бiрге республика күкiрт қышқылын алу мен минералдық және азоттық тыңайтқыштар жасау үшiн кәдiмгi күкiрт пен азот жеткiзуге iс жүзiнде шектеусiз мүмкiндiкке ие болып отыр. Кәдiмгi күкiрт алынатын газдың iлеспе элементi ретiнде Батыс қазақстанның барлық кен орындарында болады. Азот сондай-ақ Жамбыл кен орындары тобының iлеспе элементi бола отырып азоттық тыңайтқыштарды өнеркәсiптiк жолға қою үшiн алынуы мүмкiн.
      Күкiрттi iске жарату мәселесi ерекше назар бөлудi талап етедi. Мысалы тек Теңiз кен орындарында ғана ашық аспанның астында қоймаланған күйде 8,0 млн. тоннадан астам қоршаған ортаға маңызды қауiп туғызатын техникалық күкiрт жатыр. Сондықтан газ өндiру орындарында мiндеттi түрде күкiртсутектi газдан тазартуға талапты күшейту және күкiрттi түйiршектеу технологиясын енгізу толығымен ақталған шара болып табылады. 2002 жылы жылына 150 мың тонна қуаттылығымен жоғары сапалы қабыршақты күкiрт өндiру жөнiндегi Қондырғыны iске қосумен жағдай бiр шама өзгерiп келедi және 2003 жылы түйiршектелген күкiрттi өндiрiсiнiң басталуымен принциптi түрде күкiрттi пайдаға асыру проблемасы шешiлген болатын.
       Метанол өндiру. Қазақстанда технология жағынан табиғи газдың негізiнде жасалатын метанол (метил спиртi) өндiрудi ұйымдастыру бүгінгі күнi ең бiр көкейкестi мәселе болып көрiнедi. Ең бастысы осы химиялық өнiмдi негізгi тұтынушы мұнайгаз өнеркәсiбi кәсiпорындары болып табылады. Бұл ретте статистика, осы өнiмнiң жоғары улылығынан тасымалдауды ұйымдастыру мен кедендiк рәсiмдердi орындаудың аса қиын екенiне қарамастан, метанол импортының жыл сайын өсіп келе жатқанын көрсетедi.
      Сайып келгенде, 2001 жылдың қорытындысы бойынша Ресей мен Өзбекстаннан 3,0 млн. АҚШ доллары жалпы сомасына 10.0 мың тоннадай метанол импортталды. Қазiргi уақытта анағұрлым оңайлатылған технологияның негізiнде метанол алуда жаңа әзiрленiмдер бар. Мысалы Украинада табиғи газ бен ауадан метанол алу қондырғысының пилоттық жобасы жұмыс iстейдi. Мұндай пысықтауларды Жаңажол кен орындарында Донецкiнiң жобалау институтымен ынтымақтастықта "СНПС -  Ақтөбемұнайгаз" ААҚ жүргізуде.

       3.2.3. Табиғи газды өндiрудің, тұтынудың, экспорты мен импортының перспективалы балансы

      Табиғи газ алу мен өндiру және салалар мен өңiрлер бойынша оның мүмкiн болатын тұтынылуының талдауы перспективасынан шыға отырып, республикада энергия ресурсының осы түрi жеткiлiктi деген қорытынды жасауға болады. Табиғи газды өндiру мен тұтыну балансынан көрiнiп тұрғанындай республика өзiнiң меншiк ресурстары есебiнен табиғи газға деген ағымдық сұранымды жабуға қабілетті (3.7-кесте). 2010 жылға таман тiптi газ тұтынудың бұрынғы деңгейiн қалпына келтiрудi есепке алумен республика 12,7 млрд. шаршы метрге дейінгі көлемде экспорттық ресурсқа ие бола алады.

          3.7-кесте. Қазақстан Республикасында табиғи
       газды өндiрудiң тұтынудың, экспорты мен импортының
                    перспективалық балансы
                                                      (млрд. м 3 )
___________________________________________________________________
      Газ ресурстарының   |    Факт*    |           Болжам
     көздерi және тарату  |-------------|--------------------------
                          | 1995 | 2003 | 2004 | 2006 | 2008 | 2010
___________________________________________________________________
І. Барлық ресурстар:        15,0    14,7   17,2   17,7   24,6  31,8
1.Тауарлық газ өндiру
көлемi                       5,9    12,0   14,4   15,0   21,6  28,1
2. Табиғи газ импортының
көлемi                       9,1     2,7    2,8    2,7    3,0   3,7
Соның iшiнде Ресейден        1,8     1,4    1,6    1,3    1,3   1,6
Түркiменстаннан              3,9     0,0    0,0    0,0    0,0   0,0
Өзбекстаннан**               3,9     1,3    1,2    1,4    1,7   2,1
II. Газ тарату көлемдерi    12,5     8,7   10,0   10,2   14,8  19,1
1. ҚР тұтынушыларына
жеткiзiлiм                   7,3     5,7    7,0    7,2   11,3  15,6
2. Технологиялық
мұқтаждықтарға               5,2     3,0    3,0    3,0    3,5   3,5
3. Экспорт көлемi            2,5     6,0    7,2    7,5    9,8  12,7
___________________________________________________________________
* - ҚР Статистика жөніндегі деректерінің негізiнде
** - Өзара жеткiзiлiм туралы келiсiмге қол қою кезiнде газ импортына қажеттiлiк болмайды
___________________________________________________________________

      Осы жағдайда ескере отырып Газ саласын дамыту бағдарламасын iске асырудағы басымдықты бағыт қымбат тұратын ресей және өзбек газының импортын азайту және өндiрiлетiн газды барынша өңдеу есебiнен экспорттық ресурстарды өсiру мен оны өңдеу мен тасымалдау кезiнде технологиялық ысырапты төмендеттi болып табылады.
      Қарашығанақ және Теңiз кен орындарында газ өндiрудiң өсiп отырған көлемi республиканың батыс облыстарының қажеттерiн қанағаттандыруға мүмкiндiк бередi. "ҚазТрансГаз" ЖАҚ атынан газ тасымалдау жүйесiнде ұлттық оператор пайда болуымен және ресей тарапымен бiрлесумен "ҚазРосГаз" ЖАҚ кәсiпорнының құрылуымен ресей және өзбек компанияларымен 1992-1997 жылдардағы практикада қалыптасқан өзара ынтымақтастықта газ жеткiзiлiмдерi туралы өзара тиiмдi келiсiмге қол жеткiзудiң мүмкiндiгi пайда болады. Бұл Қазақстан Республикасының тұтынушыларына неғұрлым арзан iшкi газ ресурстарының жеткiзiлiмiн ұйымдастырумен ресей және өзбек газының импортын толығымен болдырмауға мүмкiндiк бередi.
      Бiрiншi кезекте газ жүйесiнде қалыптасқан технологиялық өзара тәуелдiгiн ескере отырып, әзiрше Ресей мен Өзбекстаннан iшiнара газ импортымен газбен қамтамасыз етудiң аралас нұсқасы мүмкiн болып көрiнедi. Ең соңында табиғи газ импортының көлемi ел iшiнде және көршi елдердiң жеткiзушiлерiнде қалыптасқан бағалары деңгейiнiң ара қатынасына, сондай-ақ газ жүйелерi операторлары мен мемлекеттiк органдарының уағдаластықтарының болуына байланысты болмақ.

       3.3. Магистралды газ құбырлары жүйесiн жаңғырту
                       және дамыту

      Қазақстанның бұрынғы бiрыңғай бүкiл одақтық газ көлiк жүйесiнiң құрамдас бөлiгі ретiнде жұмыс iстеген қазiргi бар газ құбырлары схемасы негізiнен Орта Азиядан Ресейдiң Еуропа бөлiгiне, Украинаға және Закавказия мемлекеттерiне табиғи газдың транзиттiк ағымына қызмет көрсетедi. Негiзгi газ магистралдарының арасындағы қосылыстардың болмауы газдың артық көлемiн қайта бөлу үшiн республика өңiрлерi арасындағы газдың қажетті қайта ағымын қамтамасыз етуге мүмкiндiк бермейдi.
      Сондықтан газдың iшкi ресурстарын қайта бөлу үшiн орнын ауыстыру (айырбастау) жолымен газдың ағымы немесе оны жеткiзу жөнiндегi барлық операциялар іс жүзiнде тек ТМД елдерiмен шектес барлық газ жүйесi операторларымен арнайы келiсiмдер мен шарттардың негізiнде ғана орындалуы мүмкiн. Сонымен бiрге мұндай схемаларды iске асыру кезiнде осындай уағдаластықтардың тұрақсыздығын ескере отырып, мысалы мүмкiн болатын технологиялық себептермен немесе тараптар мүдделiлiгiнiң қайшылығымен байланысты негізгi газ магистралдары арасында жалғаушы газ құбырларын салумен қазiргі бар газ-көлiк жүйесiн қайта құрылымдау бойынша қажеттiлiк туады.

       3.1.1. Жаңа газ құбырларын қайта құрылымдау және салу

       Жұмыс iстеп тұрған газ-көлiк жүйесiн қайта құрылымдау және салу
      Қойылған мiндеттердi iске асыру мақсатында Қазақстан Республикасының газ-көлiк жүйесiнiң операторы (концессияда магистралды газ құбырларының 98% бар) - "Интергаз Орталық Азия" ЖАҚ (ИОА) осы жоспардың iске асырылуына 2010 жылға дейiн 1,5 млрд. АҚШ долларымен жалпы қаржыландыру көзделiп отырған, газ-көлiк жүйесiн қайта құрылымдау жоспарының жобасын әзiрледi.
      Магистралды газ құбырлары бойынша газдың халықаралық транзитi жалпы көлiктiк жұмыстардың 90% астамын құрайтынын және компанияның алатын кiрiстерiн ескере отырып "ҚазТрансГаз" ЖАҚ-ның еншiлес кәсiпорыны "ИОА" қызметiнiң негiзгi бағыты қазiргi магистралды газ көлiк жүйесiн түбегейлi қайта құрылымдау және қосымша газ құбырлары мен компрессорлық станциялар (КС) салу болады. Бұл ретте елдiң геосаяси сонымен бiрге коммерциялық саяси маңызы бар негiзгi газ-көлiк магистралi "Интергаз Орталық Азия" ЖАҚ ("ИОА") болып табылады (3.8-кесте).

                3.8-кесте. "САЦ" МГ бойынша газ
               тасымалдаудың болжамдық көлемдерi
                                                          млрд.м
___________________________________________________________________
        Республикалардың және кен    | 2005 жылға | 2010 жылға
          орындарының атаулары       |            |
___________________________________________________________________
Түркiменстаннан                           50,0       70.0
Өзбекстаннан                               3,0        5,1

      Қазақстаннан,                        4.4       13.1
      газды, соның iшiнде:
      Қашаған                              1,2        8,3
      Теңiз                                3,2        4,8

      Барлығы:                             57,4       88,2
___________________________________________________________________

      Қазақстан Республикасының аумағында "ИОА" ЖАҚ магистралды газ құбырының өткiзгiштiк қабiлетi мен сенiмдiлiгiн арттыруды ұлғайту мақсатында алдын ала:
      1. Газ құбырларын қалпына келтiру және оларды қатты тотығып тозған тұрбалардың жекелеген бөлiктерiн ауыстырумен пайдалануға жарамды техникалық жағдайға келтiру, сондай-ақ электрлiк химиялық қорғаныш жүйесiн және трасса бойындағы электр беру желiлерiн (ЭБЖ) және т.б. қалпына келтiру жөнiндегi бiрiншi кезектегi шаралар кешенiн жүзеге асыру;
      2. Магистралды газ құбырларын және iлеспе инфрақұрылымды жаңғырту жөнiндегi инвестицияны негiздеу үшiн дефектоскопияның қазiргi әдiстерiн қолданумен егжей-тегжейлi техникалық зерттеудi орындау;
      3. Магистралды газ құбырларының өткiзгiштiк қабiлетiн, сенiмдiлiгiн және қауiпсiз пайдалануын ұлғайту мақсатында ИОА газ құбырларында жалпы ұзындығы 500 км астам қосымша газ құбырларын (лупингтер) салуды жүзеге асыру жоспарланады;
      4. Газ айдау және жаңа қолда бар жабдықтарды ең болмағанда iшiнара реновациялауды жүргiзу және газ-көлiк жүйесiнде автоматтандырылған басқару жүйесiн енгiзу жөнiндегi iс-шараларды орындау жөнiндегi қуаттарды ұлғайту мақсатымен "OAO" МГ бес жаңа компрессорлық цехтарды салу. 
      Осы газ құбыр желiсiнiң ауданында Теңiз және Қашаған кен орындарында айтарлықтай көлемде iлеспе газ өндiру күтiлуде, онда газды тұтынудың маусымдық деңгейiне қарамастан үзiлiссiз және тұрақты газ өндiру процесi қолдау табуға тиiс.
      Мұның барлығы "OAO" МГ тек газ құбыры бойынша ғана бiр млрд. АҚШ долларын құрайтын маңызды капитал салуды талап етедi.

      3.9 кесте. "Орта Азия Орталық" (ОАО) магистралды газ
    құбыры бойынша 2010 жылға дейін күрделі қаржылар жоспары
___________________________________________________________________
  |Жұмыстар атауы|Бағдар.|     |     |     |     |     |     |
  |              | лылық |2004 |2005 |2006 |2007 |2008 |2009 |2010
  |              |барлығы|     |     |     |     |     |     |
___________________________________________________________________
1   "OAO" газ
    құбыр желісi
    бойынша
    барлығы       1145,9 149,5 166,2 170,4 179,4 204,6 127,7 148,1
2   күрделi
    құрылыс        806,2  78    96,4 126,3 132,6 172,1 108,9  91,9
2.1 ОАО-4 және
    ОАО-2 мг
    құрылыс
    учаскелерi:    439,4  51,4  51,0  62,0  91,0 105,0  40,0  39,0
2.2 Алты компрес.
    сор цехының
    құрылысы       244,0   1,6  25,0  45,4  24,0  58,0  48,0  42,0
2.3 Автоматтанды.
    рылған басқару
    жүйесiн енгізу 122,8  25,0  20,4  18,9  17,6   9,1  20,9  10,9
3   Техникалық қай.
    та жаңғырту:   326,1  68,7  67,3  42,2  45,2  30,8  18,2  53,7
3.1 OAO газ құбыр
    желiсiнiң
    линиялық
    бөлiктерi       96,0  22,0  22,0  10,0  10,0  10,0   0,0  22,0
3.2 компрессор цех.
    тарын жөндеу:  215,0  43,4  42    30,9  33,9  19,5  16,9  28,4
3.3 жабдықтарды
    жөндеу және
    сатып алу        6,0   2,0   2,0   0,0   0,0   0,0   0,0   2,0
3.4 Электрохимия.
    лық қорғау
    құралдарын
    жөндеу           9,1   1,3   1,3   1,3   1,3   1,3   1,3   1,3
4   Диагностикалық 
    және іскеқосу
    жұмыстары,      
    экология
    Барлығы:        13,6   2,8   2,5   1,9   1,6   1,7   0,6   2,5
___________________________________________________________________

      "Орта Азия-Орталық" (OAO) магистралды газ құбыры бойынша капитал салудың осы жоспары 2010 жылға дейiн алдын-ала болып табылады. Қазақстан Республикасының табиғи монополия туралы заңнамасына сәйкес инвестициялық бағдарламалар табиғи монополиялар субъектiлерi Қазақстан Республикасының Табиғи монополияны реттеу агенттiгімен келiсiлуi тиiс.

       Елдi газбен iшкi жабдықтау газ құбырлары тораптарын кеңейту
      Республика тұтынушыларын газбен жабдықтауды дамыту жөнiндегi мiндет пен газдың меншiк ресурстарын жеткiзудегі энергетикалық тәуелсiздiктi қамтамасыз ету iшкi магистралды газ құбырлары торабын жеткiзушi және жалғастырушы газ құбырларын салу арқылы одан әрi дамыту қажеттілiгін болжайды. Нәтижесiнде республика ішiнде газ ағыны мүмкiндiгін алу үшiн газ жүйесiнiң технологиялық бiртұтастығы қамтамасыз етiлуi тиiс.
      Мәселенiң мәнiсi, республика елдiң барлық өңiрлерiн Қарашығанақ және Теңiз кен орындарының газымен қамтамасыз етуге толық мүмкiндiкке ие екендiгiнде. Алайда, ең басты проблема бұл кен орындарының Оңтүстiк және Солтүстiк өңiрлердiң табиғи газды тұтынушыларынан айтарлықтай географиялық қашықтығы болып қалып отыр ал жаңа газ құбырларының жобасы мол капиталды қажетсiнедi және 20 жылдан астам ұзақ мерзiмде ғана өзiн ақтауды талап етедi.
      Қазiргi уақытта пайдаланылмайтын бөлiгі бойынша газ құбырларын түгендеу және консервациялаудан кейін таратушы торап бөлiгінде қолданыстағы барлық өңiрлiк газ құбырлары мен ондағы құрылыстарды қалпына келтiру және жаңғырту жөніндегі инвестициялық жобаларды iске асыру көзделедi. Аталған жобалар мыналарды көздеуi тиiс:
      таратушы газ құбырларындағы болат тұрбаларды полиэтилендiге ауыстыру;
      әрбiр тұтынушыға есептеу құралдарының жаңа буындарын енгізу;
      қысымды қажет деңгейге дейiн төмендету үшiн төменгі қысым тұрбаларынан тұтыну орынында ШГРП-мен жабдықталған орта қысымды тұрбаларға көшу;
      газ тұрбаларының орналасу схемаларын өзгерту (сақиналау);
      жаңа (полиэтилен) тұрба құбырларды пайдалану жөнiндегi нормативтік және техникалық құжаттаманы әзiрлеу.
      Iшкi рынокты дамыту және өңiрлердi болашақ газдандыру бағдарламасын iске асыру үшiн магистралды және таратушы газ құбыр желiлерiн тиiмдi дамыту мен жетілдiру жөніндегі барлық шаралар кешенiн үйлестiру қажет етiледi. Бұл үшiн бастапқы кезеңде "ҚазТрансГаз" ЖАҚ атынан магистралды және таратушы газ құбыр желiлерiн басқару жөнiндегi бiрыңғай оператордың болуы қажет.
      Қазiргi кезеңде әр уақытта алдын ала пысықтаудан өткен бiрқатар келешектi жобалар бар.
       Ескерту. 3.3.1. тарауға өзгерту енгізілді - ҚР Үкіметінің 2006.02.22. N  114 қаулысымен. 

       "Ишим-Петропавл-Көкшетау Астана" газ құбыры желiсiн салу
      Астана қаласына және республиканың солтүстiк облыстарына табиғи газ жеткiзу нұсқаларын пысықтау 1998-2000 жылдары халықаралық "ВSI Industries" гранты мен "Гипрогазорталық" AAҚ тартумен жүргізiлдi. Бұл ретте Қазақстан Республикасының астанасы Астана қаласына газ берудiң үш ықтимал нұсқасы қаралған болатын, атап айтқанда:
      Ишим қ. Петропавл қ. дейiн бiрiншi нұсқа тақылеттес жаңа газ құбыр желісін салу және одан кейін Қазақстан Республикасының аумағында бар, жұмысы тоқтатылмаған, диаметрi 300 мм "Петропавл-Астана" мұнай өнiмдерi желiсiн газ құбыр желiсi етiп қайта өзгерту;
      Ресей Федерациясының аумағында жұмысы тоқтатылып тұрған, диаметрi 500 мм "Омбы-Петропавл" мұнай құбыр желiсiн оны Ресей Федерациясының магистралды газ құбыр желiсiне қосумен және сондай-ақ "Омбы-Петропавл" мұнай құбыр желiсiн қайта өзгертумен қайта бейiмдеу нұсқалары қаралды.
      Қаралған нұсқаларды талдау 440 млн. дейiн AҚШ доллары құрылыс салу құнымен бiрiншi нұсқа газды өңiрде дамыту мен тұтыну перспективасын ескерумен неғұрлым мақсатқа сай болатынын көрсеттi. Алайда, Ресей аумағында газқұбырын қосуды келiсудi талап етуi мүмкiн болатын жобаның әлсiз жақтарын ескере отырып нұсқалардың бiр газды қазақстан аумағынан "Қарталы-Рудный" газқұбырынан беру болуы мүмкін. Кез келген жағдайда бұл жобаны iске асырудың мақсаттылығы көбіне газды Қытайға беруге байланысты болады.

       Шалқар-Ленинск-Қызылорда-Шымкент газ құбыр желiсiн салу
      Қазақстанның оңтүстiк өңiрiн қамтамасыз ету және газды солтүстiк облыстарға беру мақсатында ресейдiң "ВНИИгаздобыча" институтымен жобаланған "Шалқар-Шымкент" газ құбыры нұсқасы қаралған болатын. Газ құбыры желiсiнiң ұзындығы "Қазалы-Алматы" газ құбырына қосылғанға дейiн Ленинск және Қызылорда қаласы арқылы өтетiн 750-1000 мм диаметрiмен 1216 км құрайды. Жылдық айдау көлемi жобаның сметалық құны 850,0 млн. жуық АҚШ долларын құрайтын 5,0 млрд. текше м. газға есептелген болатын.
      Алайда, жоба құнының жоғарылығын ескере отырып оның өмiршеңдiгi Ақтөбе өңiрiнде өсiп келе жатқан өндiру көлемiнен шыға отырып және Солтүстiк Арал маңындағы кен орнындағы болжамды запастар расталған жағдайда, сондай-ақ газды Түркiменстанмен және Өзбекстанмен бiрлесе отырып Қытайға жеткiзу перспективасын ескерумен одан әрi зерттеуге байланысты болады.

       Қырғызстан аумағын айналып өтетін айналма газ құбырын салу
      Айналма газ құбырын салу Қырғызстан аумағы бойынша өтетiн оңтүстiк газ құбырының проблемалы участогын пайдалануға, жергiлiктi газ компанияларының газды жыл сайын рұқсатсыз алуына байланысты. "ҚазТрансГаз" ЖАҚ "БГP - Ташкент - Бiшкек - Алматы" газ құбыр желiсiнiң сенiмдiлiгін арттыру үшiн газ құбыр желiсiнiң көрсетiлген учаскесiн бiрлесiп пайдалану жөнiндегi бiрлескен қазақстандық-қырғыз кәсiпорнын құру жөнiндегi ұсыныс пысықталды.
      Қырғыз тарапынан ұсынылып отырған БК құрудағы негiзсiз жоғары талаптарға байланысты уағдаластыққа қол жеткiзу мүмкiн болмаған жағдайда және сонымен бiр уақытта Қырғызстан аумағын айналып өтетiн магистралды газ құбырын салу нұсқасы қаралады. Ұзындығы 142 км бұл газ құбырының құны 90 млн. АҚШ долларындай тұрады.
      Газ құбырларын салу бағдарламасын iске асыру қарыз қаражаттарының және газ құбыры операторының iшкi ресурстарының есебiнен жүргiзiлетiн болады.

Қарағанды бассейні кен орындарында газ құбырының жобасы және көмір метанын өндіру
      Соңғы жылдары Қызылорда облысының Оңтүстiк Торғай иiнiнiң мұнай-газ кен орындары аудандарында жылсайын өсiп келе жатқан iлеспе газды жағудан экологиялық жағдай шиеленiсе түстi. Тек әзiрленген кен орындары бойынша ескерiлген газ тастауларының көлемi 2003 жыл үшiн шамамен 700 млн. текше метрдi құрады. Сондықтан 2004 жылы мемлекеттiк органдардың бақылауы кезiнде және "ПетроҚазақстан Құмкөл Ресорсис" ААҚ "Торғай Петролиум" және "ҚазГерМұнай" сияқты негiзгi жер қойнауын пайдаланушылар iске асыратын iлеспе газды кәдеге жарату жобасы аяқталу фазасына ендi.
      Жоғарыда көрсетiлген жобаның шектерiнде газ әзiрлеу жөнiндегi қондырғы құрылысы мен орнында кәдеге жарату жөнiндегi энергетикалық қондырғылардан (ТТҚ) басқа жобаның маңызды бөлiгі бiрiншi кезек бойынша "Ақшабұлақ" кен орнынан Қызылорда қаласының тұтынушыларына дейiн газ тасымалдау қуаты 300 млн. текше м/жыл көлемiмен магистралды газ құбырын салу болып табылады.
      Жобаның шеңберiнде жергiлiктi ЖЭС газ тұтынуға көшiрудi және Қызылорда қаласында жалпы сомасы 5 млрд. теңге газ тарату торабын салуды көздейтiн "Қызылорда қаласының жылу энергия көздерi мен жеке тұрғын секторын Оңтүстiк-Торғай иiнiнiң кен орындарынан түсетiн газды пайдалануға көшiру" жобасының ТЭН әзiрлендi.

Каспий шельф - OAO газ құбырын салу жобасы
      Аджип ККO консорциумының жоспарларына сәйкес 2008 жылдан бастап Қашаған кен орнында мұнайды өнеркәсiптiк өндiрудiң басталуы туралы және көмiрсутегiнiң үлкен запасы туралы болжамдық деректерге сәйкес қазiргi уақытта осы көлемдердi халықаралық рынокқа және iшкi тұтынушыларға тасымалдау проблемасы қойылады. Осы мәселенi шешу үшiн жылына шамамен 9 млрд. текше м. босату қабілетiмен болжанып отырған Қашаған газ өңдеу зауытынан "OAO" газ құбырына дейiн газ құбыры салынатын болады.
      Осы газ құбырының құрылысы iлеспе газды кәдеге жарату проблемасын, өңiрдiң экологиялық қауiпсiздігін шешуге мүмкiндiк бередi және табиғи газды тасымалдаудан кiріс алуға мүмкiндiк бередi.

       3.3.2 Қазақстандық газдың перспективалы экспорттық бағыттары

      Географиялық жақын өңірлерде табиғи газ өндiру мен тұтынудың қалыптасқан талдауы мен перспективалы теңгерiмiн басшылыққа ала отырып қазақстандық газды экспортқа тасымалдаудың төрт негiзi бағыттарын бөлiп көрсетуге болады.

       Батыс бағыты. Оны Еуропа елдерiне жеткiзумен газ экспорты екі бағыт бойынша iске асырылуы мүмкiн, атап айтқанда Ресей аумағы арқылы өтетiн жұмыс iстеп тұрған магистралды газ құбырларын пайдаланумен солтүстiк батыс бағытында немесе жаңа газ құбырларын салумен оңтүстік-батыс бағыты. Бұл газ құбырларының бағыттары Каспий теңiзiнің акваторийі немесе Каспий теңiзiнiң оңтүстiк жағалауын бойлай Иран мен Түркия арқылы өтуі мүмкін.
      Болжамдарға сәйкес 2010 жылы Еуропалық Одақ 30% - меншік, 30% - ресейлiк, газбен қамтамасыз етiлетiн болады газ сұранымының 40% өзге жеткiзушiлер есебінен жабылады. Қазақстан газының экспортын арттыру үшiн солтүстiк-батыс бағытта "Орталық Азия-Орталығы" магистралды газ құбырының қуатын кеңейту және "Оренбург - Новопсков" және "Союз" газ құбырларының Қарашығанақ газымен жүктелуiн арттыру қажет.
      Оңтүстiк-Батыс бағытында құбыр желiсi көлiгiн дамыту көбiне-көп TRACECA ("Еуропа-Кавказ-Азия көлiк дәлiзi") халықаралық бағдарламасымен ынталандырылады. Бір мезгiлде, ЕС елдерi Орталық Азия мен Каспий елдері бассейнiнен мұнай мен газды Еуропаға жеткiзудiң экспорттық бағыттарын дамытуды қолдайтын INORATE ("Мұнай мен газды Еуропаға халықаралық тасымалдау") бағдарламасының демеушiлерi болып табылады. Батыс бағыты бойынша газ тасымалдаудың бiрнеше перспективалық нұсқалары қарастырылуда.
      Транскаспий газ құбыр желiсi (ТКЖ) Шығыс Түркiменстаннан Каспий түбiне қарай 200-300 м. тереңдiкте, одан әрi Әзiрбайжан мен Грузия аумағы бойынша Эрзерумге (Түркия) дейiн 2000 км. газ құбыр желiсiн салуды көздейдi. Жобаның құны 2,5-3 млрд. АҚШ доллары. Жылдық өткізу қабілетi бiрiншi кезеңде - 10 млрд. АҚШ доллары, екiншiде - 20 млрд. АҚШ доллары, үшiншiде - 30 млрд. АҚШ доллары. Алайда, күрделi проблемалар кешенiнiң болуы осы өңiрлiк жобаны iске асыруға бөгет жасайды.
      Түркіменстан - Иран - Түркия - Еуропа жобасы. Газ құбыр желiсiнiң TЭH-iн 1997 жылы Sorregaz (Франция) компаниясы орындады. Газ құбыр желiсiнiң негiзгi сипаттамалары мыналар болып табылады: ұзындығы 3900 км, жеткiзудiң жоспарланған көлемі 2010 жылы 30 млрд. текше м. дейiн, күрделі қаржылары - 7,6 млрд. АҚШ доллары. Газ құбыр желiсi Шығыс Түркiменстан - Шатлық iрi кен орнынан бастау алады және одан әрi Каспий теңiзi бойымен Солтүстiк Иран аумағы бойынша Түркияның шекарасына дейiн салынатын болады деп болжанады.

       Шығыс бағыты. Болжамдарға сәйкес Азия елдері өңiрiнде газға сұраныс үнемi өсiп отыратын болады. Атап айтқанда, Қытайда 10-бесжылдыққа арналған жоспарларда газды тұтыну көрсеткiштерiн 2005 жылы - екi есе арттыру оны 24 млрд. текше метрден 50 млрд. текше м. дейiн ұлғайту, ал 2010 жылы 100 млрд. текше м. дейiн ұлғайту көзделген.
      Жапон компанияларының консорциумымен соңғы 10 жыл iшiнде газды "Шығыс Түркіменстан - Өзбекстан - Қазақстан - Қытай - Оңтүстiк Корея - Жапония" бағыттар бойынша Қазақстан аумағы арқылы Азия - Тынық мұхит өңiрiне экспорттау жобасы зерделенуде. Бағыттың ұзындығы жылына 28 млрд. текше м. өткiзу қабiлетiмен және сметалық құны 12 млрд. жуық АҚШ доллары тұратын жобамен алты мыңнан астам км. құрайды.
      Осы құбыр желiсiне қазақстандық газды жеткiзу үшiн "ОАО" газ магистралiнен "Бұқара-Орал" газ құбырына дейiн, одан әрі "Шалқар-Шымкент" газ құбырын, сондай-ақ "Шымкент-Алматы" оңтүстiк газ құбырын қайта жаңғыртумен жаңа газ құбыр-тұйықтау желiсiн салу қажет етiледi. Осы жобаны iске асырудағы маңызды кезең Түркiменстанмен және Өзбекстанмен уағдаластықтарға мүдделiлiк пен қол жеткiзу болып табылады.

       Оңтүстiк бағыт. Ауғанстан немесе Иран аумағы бойынша газ транзитiн Пәкстанға немесе Yндiстанға газ жеткiзудi көздейді.
      "Түркiменстан-Ауғанстан-Пәкiстан" газ құбыры. Құбыр желісi түркiмен Довлетабад/Денмез кен орнынан өтiп, ауғандық Герат және Қандағар қалаларына дейiн, одан Мултан қаласы арқылы Пәкстанның арабтық жағалауларына Гвадар айлағына жеткiзiледi, содан сұйытылған күйiнде әлемдiк рыноктарға экспортталатын болады. Бағыттың ұзындығы 1650 км. құрайды және газ құбыр желiсiнiң өткiзу қабiлетiн жылына (бiрiншi кезеңде газ құбыр желiсiнiң өткiзу қабiлетi 15 млрд. текше м. көлемінде белгіленген) жылына 60 млрд. текше м. газ көлеміне жеткізу жоспарлануда.
      Алайда, жоғарыда көрсетiлген газ тасымалдау бағыттарын іске асыру мен жаңа газ құбырларын салу ең алдымен газды негізгi жеткiзушi Түркiменстанның саясатына, азия өңiрi елдерiндегi саяси тұрақтылыққа байланысты болады. Сондықтан газ экспортының бұл бағыттары Қазақстан үшiн каспий газының өсiп келе жатқан көлемдерiн экспорты жөніндегі түпкiлiктi шешiм қабылдау кезiнде көбiне-көп ақпараттық болжамдық сипатта болады.

       3.3.3. Табиғи газды тасымалдау кезiнде тариф құрауды жетiлдiру

      Магистралды және (немесе) тарату құбыр желiлерi бойынша табиғи газ тасымалдау жөніндегі қызметтер табиғи монополиялар саласына жатады.
      Осы салада қызмет көрсететiн табиғи монополиялар субъектiлерiнiң қызметi " Табиғи монополиялар туралы " және " Бәсекелестiк және монополиялық қызметтi шектеу туралы" Қазақстан Республикасының заңдарымен, сондай-ақ көрсетiлген заңдарды дамытуда қабылданған түрлi нормативтiк құқықтық актiлермен реттеледi.
      Мәселен, Қазақстан Республикасының Әдiлет министрлігінде:
      Табиғи монополиялар субъектiлерiнiң қызметiне (тауарларына, жұмыстарына) тарифтердi (бағаларды, алымдар ставкаларын) белгiлеу кезiнде қолданылатын шығындарды қалыптастырудың ерекше тәртiбi туралы ережелер;
      Табиғи монополиялар субъектiлерiнiң өндiрiсi мен қызметiне (тауарларына, жұмыстарына) тарифтердi (бағаларды, алымдар ставкаларын) бекiту жөніндегі Нұсқаулық;
      Табиғи монополиялар субъектiлерiнiң шығындары өздерi көрсететiн қызметтерге және басқаларына тарифтердi (бағаларды, алымдар ставкаларын) қалыптастыру кезiнде ескерiлетiн материалдық, қаржы ресурстары мен қызметтерiн сатып алу ережелерi бекiтiлдi және тiркелдi.
      "Табиғи монополиялар туралы" Қазақстан Республикасы  Заңының 15-1-бабының 1-тармағына сәйкес "уәкiлеттi органмен бекiтiлетiн табиғи монополиялар субъектiнiң қызметтерiне тарифтер (бағалар, алым ставкалары) қызметтер (тауарлар өндiру, жұмыстар) көрсету үшiн қажеттi шығындардан төмен болмауға тиiс және табиғи монополиялар субъектiнiң тиiмдi жұмыс iстеуiн қамтамасыз ететiндей пайда алу мүмкiндiгiн ескеруi тиiс".

          3.10-кесте. Газ жеткiзушiлердiң бағалары мен
     газ-көлiк кәсiпорындарының облыстар бойынша 2002 жылғы
      1 қазандағы жай-күйi бойынша тарифтерiнiң деңгейлерi
                                                            (теңге)
___________________________________________________________________
    Облысы    |Кәсiпорындардың атауы|  Газды  |Тарату  |ҚҚС-мен***
              |---------------------|сатып алу|торап.  |орташа
              |Жергілікті|Газ сату. |  бағасы |тарын.  |босату
              |тораптар  |мен айна. |         |дағы    |тарифі
              |бойынша   |лысатын   |         |тарифтер|
              |газ тасы. |          |         |        |
              |малдаушы  |          |         |        |
___________________________________________________________________
Алматы        "Алматы газ  "Алматы   6000-6700  1759     14144
              тораптары"   интаргаз"
              ЖАҚ          ААҚ
                           "Узтранс.
                           газ" АҚ

Ақтөбе        "РГС" ЖАҚ    "КТГД" ЖАҚ

Импортталатын                         5951      450      8795

Жаңажол газ                           2357      450      3378

Оңтүстiк
Қазақстан     "РГС" ЖАҚ    "КТГД" ЖАҚ 6854      176      10504

Жамбыл        "РГС" ЖАҚ    "КТГД" ЖАҚ 6588      900      9800

Қостанай      "Қостанай.   "Қостанай. 5012      470      8800
              газ" ГӨЗ     газ" ГӨЗ
              "РГС"-пен    "КТГД"
              жалдау       ЖАҚ-нан
              жөнінде

Батыс         "Уральс.     "КазРос.   3151,13   443      4656
Қазақстан     коблгаз"     Газ"
                           ЖАҚ-нан                       5954

Атырау        "Атырау.     "ТШО"      1800      677      3644
              облгаз"      ЖШС-нен
              "Атыраугаз.             1800      195      3537
              инвест"
              "Құлсарыгаз"            1800      588      3226

Маңғыстау     "Ақтаугаз"   Қазақ ГӨЗ  2000      145      2649
              ЖАҚ
              "Маңғыстау.  "Узень.    2470      344,7    3463
              облгаз"      мұнайгаз"
              "Бейнеугаз"  Тенгизский 2778      545      4053
              ЖШС          ГӨЗ
              "Газ-Сервис" "ТШО" ЖШС  1500      150      1914
              ЖШС
              "Ақшұқыргаз.            2000      900      3525
              сервис"
              "Ауылгаз" ЖШС           2000      650      3403
              "Жылу и К" ЖШС          2000      468      2863
___________________________________________________________________

      Алайда, тариф құрудың қолда бар әдiстемесi шығындық қағидаттан шығады және табиғи монополия субъектiлерiн шығынды азайтуға және қолда бар активтердi тиiмдi пайдалануға ынталандырмайды. Табиғи монополия субъектiлерi тиiмдi немесе тиiмсiз қалай жұмыс iстеп жатқанынан тәуелсiз белгiленген тәртiпке сәйкес барлық шығындар тариф құру кезiнде ескерiлдi (3.10-кесте).
      Сондықтан маңызды мiндеттер:
      табиғи монополия субъектiлерiнiң қызметiн реттейтiн нормативтiк құқықтық базаны;
      табиғи монополия субъектiлерi қызметiне тарифтердi қалыптастыруға әдiснамалық көзқарастарды жетiлдiру болып табылады. Қазақстан Республикасы Үкiметiнiң 2002 жылғы 15 қазандағы N 1126  қаулысымен бекiтiлген 2002 - 2004 жылдарға арналған табиғи монополия субъектiлерiнiң тарифтiк саясатын жетiлдiру бағдарламасы" бекiтiлдi, онда табиғи монополия саласында өндiрушiлердiң, тұтынушылар мен мемлекеттiң экономикалық мүдделерiнiң тепе-теңдігін қамтамасыз етудiң негiзгi принципiн сақтаумен мемлекеттiк реттеудi жетiлдiру көзделген.
      Жоғарыда көрсетiлген бағдарламаны iске асыру шеңберiнде табиғи монополия саласына инвестициялар тартуды ынталандыратын жаңа тариф құру әдiстерi әзiрлендi.
      Қысқамерзiмдi кезеңге тұрақты тарифтер енгiзу соның шегiнде табиғи монополиялар өз қызметiн жүзеге асыратын тарифтiк шеңберлер белгiлеудi көздейдi. Табиғи монополиялар субъектiлерiнiң өндiрiс тиiмдiлiгiн арттырудан түскен кiрiстерге өз бетiмен иелiк ету мүмкiндiгiн алуы маңызды болып табылады.
      Қысқамерзiмдi кезеңге тарифтердi ұсынудың шарты табиғи монополия субъектiсiнiң кәсiпорын бойынша қысқамерзiмдi кезеңге бекiтiлген инвестициялық бағдарламаны iске асыру жөнiнде мiндеттемелер қабылдауы болып табылады. Бұдан басқа, тарифтердiң "шектi" деңгейiнде есеп айырысу кезiнде iске қосылған активтердiң реттелетiн базасына есептелген кiрiсi ескерiледi.
      Бұдан басқа, 2004 жылдың басында магистралды құбыр желiлерi бойынша және табиғи газды тарату құбыр желiлерi бойынша тасымалдау қызметiне тарифтердiң есебi бойынша және табиғи газды тасымалдау қызметтерiне тарифтер есебi бойынша әдiстеме әзiрленетiн болады. 2004 жылы қосымша:
      табиғи газды сақтау жөнiндегi қызметтерге тарифтердiң қосымша әдiстемесiн;
      магистралды газ құбырлары бойынша кiрiстi, шығыстар мен iске қосылған активтердi есепке алуды бөлек жүргiзу ережесi;
      таратушы газ жүйелерi бойынша кiрiстi, магистралды газ құбырлары бойынша шығыстар мен iске қосылған активтердi есепке алуды бөлек жүргiзу ережесiн әзiрлеу жорамалданады.

   3.4. Саланы ұйымдастырушылық және нормативтiк қамтамасыз ету

       3.4.1. Газ көлiк жүйесiнiң ұйымдастыру құрылымын оңтайландыру

      Газ көлiк саласы субъектiлерiнiң қолданыстағы құрылымы мен жұмыс iстеу схемасы ұлттық экономиканың қалыптасуының алғашқы жылдарында бiрнеше рет құрылымдық реформалау барысында қалыптасты. Одақтық мемлекет кезеңiнде экономиканы бөлудiң бастапқы сатысында республика аумағынан магистралдық маңызды газ құбырлары өтетiнiне қарамастан заңды түрде республикада қандай да болсын газ көлiк құрылымы болмаған. Оның сыртында, сол кезеңге республикада iс жүзiнде (алынған газ өңiрдiң iшiнде тұтынылған Өзен кен орны мен Қазақ МӨЗ-нан басқа) газды өнеркәсiптiк өңдеу және бастапқы өңдеу болған жоқ. Іс жүзiнде барлық тұтынылатын табиғи газ жеткiзiлiмi көршi Ресей, Түрiкменстан және Өзбекстан республикаларынан ҚР аумағы бойынша өтетiн транзиттi магистралды газ құбырларымен жүзеге асырылды. Осыдан келiп, барлық газ шаруашылығына басшылық республикада көршiлес республикалардың республикалық орталықтарынан Газ өнеркәсiбi министрлiгiнiң, ал кейiн "ГАЗПРОМ" ААҚ-ның құрылымдық бөлiмшелерiмен жүзеге асырылды.
      Сондықтан да ұлттық мұнайгаз саласының қалыптасу кезеңiнде магистралдық және газ тарату құбырлары жүйелерiн басқару құрылымы бiрнеше мәрте қайта құруға ұшырады. Егер, бастапқы кезеңде магистралды газ құбырлары "Қазақгаз" Мемлекеттік холдинг ұлттық компаниясының бiр құрылымының басқаруында болса, ал кейiннен басқаруды екi оператор "Қазақгаз" МХК (Орал қ.) және "Алаугаз" (Алматы қ.) жүзеге асырды. Алғашқы жылдары магистралды және айырушы газ құбырлары жүйесi өзi жеке жұмыс iстедi, кейiннен облыстық газ шаруашылықтары магистралды газ құбырларының екi операторының басқаруына берiлдi.
      Магистралды газ құбырлары жүйесiн "Трактабель С.А." компаниясына концессияға берумен, газ құбырларының бiр бөлiгi мемлекеттiк меншiкте қалғанда өңiрлiк өнеркәсiптер жекешелендiрiлдi. Сондықтан әлі күнге дейiн, және магистралды газ құбырлары мен өңiрлiк газ құбырлары жұмысын үйлестiру жөнiндегi мемлекеттік компания құру жүйесiндегi мемлекеттiк реттеу үшiн "Қазтрансгаз" ЖАҚ ұлттық операторы құрылғаннан кейiн, газ-көлiк жүйесiн басқару құрылымы қалыптасқан проблемаларды тиiмдi шешуге және саланың дамуын қамтамасыз етуге мүмкiндiк бермейдi.
      Газдың халықаралық транзитiн, тасымалдауды және iшкi тұтынушылардың табиғи газға деген қажеттiлiгін қамтамасыз етудi үйлестiру жөнiндегi негізгi құрылым "ҚазМұнайГаз" ҰК ЖАҚ болып табылады, ол өз кезегiнде бұл жұмысты "ҚазТрансГаз" ЖАҚ компаниясының тобы арқылы жүргiзедi. Тiкелей табиғи газ тасымалдауды "Трактабель С.А." компаниясымен бұрын 1997 жылы қол қойылған, формальды қолданыстағы магистралды газ құбырларының концессиясының шартына сәйкес оған берiлген Магистралды газ құбырларының операторы болып табылатын "Интергаз Орталық Азия" ЖАҚ жүзеге асырады.
      Газ секторында сыртқы экономикалық қызметке қатысушы ретiнде (Қазақстан Республикасының Yкiметi мен Ресей Федерациясының Yкiметi арасында газ саласындағы ынтымақтастық туралы 2001 жылғы 28 қарашадағы Келiсiмге сәйкес "ҚазМұнайГаз" ҰК" ЖАҚ және "Газпром" ААҚ арасында тепе-теңдік негізде құрылған) "КазРосГаз" ЖАҚ бiрлескен кәсiпорны өкiлдiк етедi. "КазРосГаз" ЖАҚ-ның негiзгi функциясы сатып алу, маркетинг және қазақстандық артық табиғи газ ресурстарын экспортқа жеткiзу болып табылады.
      "ҚазТрансГаз" ЖАҚ-ның iшкi газбен жабдықтау секторында жергілiктi көлiк компаниялары арқылы жеткiзушi ретiнде бола отырып, негізiнен импорттық газ жеткiзудi жүзеге асыратын сегіз облыстың бесеуiне ұзақ мерзiмдi шарттар бойынша табиғи газ жеткiзудi қамтамасыз ететiн "ҚазТрансГаз Дистрибьюшн" компаниясы ұсынады.
      Газ саласын 90 жылдары қайта құрылымдау нәтижесінде әр түрлi қаржылық, техникалық және ұйымдастыруға және газтарату жүйесi операторларының жұмыс iстеу жағдайларына, жергілiктi және атқарушы органдардың қабылдаған түрлi тәсiлдерiне байланысты бiрқатар өңiрлерде газбен жабдықтауда, қаржылық мiндеттемелерде, газды есепке алуда, өндірiстiк активтердiң техникалық жай-күйiнде сындарлы жағдай қалыптасты. Газтарату ұйымдарының бiрыңғай жүйесi меншiк нысанының өзгеруiне байланысты бұзылды. Сөйтiп қазiргi уақытта түрлi өңiрлерде таратушы газ құбырлары немесе олардың участоктары:
      - республикалық меншiкте,
      - коммуналдық меншiкте,
      - жеке меншiкте (соның iшiнде "РГC" ЖАҚ меншiгiнде).
      Жекелеген газ құбырларына меншiк нысаны белгiленбеген және олар бойынша газ тасымалдауды сол сияқты әр түрлi нысандағы операторлар жүзеге асырады.
      Қалыптасқан жағдайдан шығу мақсатында Қазақстан Республикасының 16.08.1999 жылғы N 1166  Қаулысымен "ЭЦ ECK" PMК балансына Ақтөбе және Жамбыл облыстарының таратушы газ құбырларын беру туралы шешiм қабылданды. Қазақстан Республикасының Мемлекеттiк мүлiк және жекешелендiру комитетi Қазақстан Республикасының Әдiлет министрлiгiмен бiрлесе отырып Алматы қаласының, Оңтүстік-Қазақстан, Маңғыстау, Батыс-Қазақстан облыстарының және Маңғыстау облысындағы "Өзен-Ақтау" тарату газ құбырын республикалық меншiктен иелiктен шығарудың негiздiлiгiнiң талдауын жүргізу тапсырылды.
      Газ тасымалдау жүйесiндегi басымдықты мiндеттер барлық газ-көлiк жүйелерi жұмысының тиiмдiлігін көтеру, қайта құрылымдауға қаржы тарту және газ тасымалдауға айқын тариф қалыптастыруға жағдай жасау болып табылады. Газ-көлiк, газ тарату жүйелерiнiң дамытудағы мемлекеттiк мүдденi ескерумен және ішкі газ рыногын үйлестiру үшiн мынадай iс-шараларды жүргiзу қажет:
      болуы мүмкiн апаттың алдын алу үшiн оларды жүргiзудiң уақытлығын ескерумен газ тарату жүйелерiн қалпына келтiруде, жаңғыртуда және техникалық қайта жарақтауда объективтi, дұрыс және негізделген бағалауды алу үшiн меншiк нысанына тәуелсiз барлық өңiрлерде газ тарату жүйелерiнiң өндiрiстiк объектiлерiнiң жай-күйiне техникалық сараптама жүргiзу;
      жүргізiлген техникалық сараптаманың негiзiнде барлық өңiрлер бойынша Газ тарату жүйелерiн қалпына келтiру, жаңғырту және техникалық қайта жарақтау бағдарламасын әзiрлеу;
      операторға да, сол сияқты тұтынушы үшiн де әдiлеттi тариф белгiлеу мақсатында тариф құру әдiстемесiн жетiлдiру.
      Қазақстан Республикасының Премьер-Министрi Д.К.Ахметовтың 16.02.2004 жылғы N 38  Өкiмiмен жұмыс тобы құрылды, оған Қазақстан Республикасының өңiрлерiнде газ-көлiк жүйесiн дамыту және газбен жабдықтау бойынша ұсыныстар енгiзу тапсырылды. Жұмыс тобында ақпаратты талқылау бүгiнгi күнi өңiрлердегi газ-көлiк жүйелерiнiң 70% жеке меншiк құрылымдарға және коммуналдық шаруашылықтарға жататынын көрсеттi, осыған байланысты өңiрлерде газ тасымалдау жүйесiнiң тұрақты жұмысын қамтамасыз ету үшiн таратушы газ құбырының әрбiр иесi оған жататын таратушы газ-көлiк жүйесiнiң участоктарын қайта құрылымдау мен жаңғыртуды қаржыландыруды жүзеге асыру талап етiледi.
      Газ тарату жүйелерiн қалпына келтiруде, жаңғыртуда және техникалық қайта жарақтауға "ӨГТ" ЖАҚ-на республикалық бюджеттен қаржыландыру қабылданбағандықтан қазiргi сәтте "ӨГТ" ЖАҚ үшiн қарыз қаражаттарын тарту оңтайлы нұсқа болып табылады.
       Ескерту. 3.4.1. тарауға өзгерту енгізілді - ҚР Үкіметінің 2006.02.22. N  114 қаулысымен.

       3.4.2. Газ саласын кадрлық қамтамасыз ету

      Елiмiздiң газ жүйесi кәсiпорындарында 10 мың адам еңбек етедi, оның iшiнде 2/3-i техникалық персоналды құрайды. Алайда, ертеректе осы саладағы кадрларды даярлау негiзiнен Ресей мен Украинада жүргiзiлгендiктен, кәсiпорындарда соңғы жылдары жоғарғы және орта бiлiмдi бiлiктi кадрлардың өткiр жетiспеушiлiгi сезiлуде.
      Сонымен бiрге көптеген кәсiптiк-техникалық училищелердiң жабылуы және маман жұмысшылардың құрметтi демалысқа шығуына байланысты кәсiпорындарында бiлiктi кадрлармен қамту мәселесi одан әрi өткiр сезiлуде. Оның үстiне соңғы 4-5 жыл iшiнде арнаулы оқу орталықтарында немесе жоғарғы және орта арнаулы оқу орындары жанындағы курстарда бiлiктiлiктi көтеру жөнiндегi жұмыстар жүргiзiлген жоқ.
      Қазiргi уақытта әлемде жұмысшыларды, инженер-техникалық пен орта және жоғары буын басшыларын даярлау, оқыту және бiлiктiлiгiн арттыруды компанияның Оқыту орталығы базасында да, сондай-ақ басқа ұйымдарды тартумен де мұнайгаз компанияларының өздерi жүзеге асырады.
      Республикада мұнайгаз iсi мамандарын даярлау бiрқатар жоғарғы оқу орындары базасында жүргiзiледi, мәселен, Алматы қ. Сәтпаев атындағы ҚазҰТУ-да, Қазақстан Республикасының Үкiметiнiң шешiмiмен "ҚазМұнайГаз" ҰК" ЖАҚ құрамына берiлген Қазақстан-Британ техникалық университетi. Қарашығанақ кен орынындағы жергілiктi кадрларды оқыту негiзiнен Ақсай қ. Оқу орталығы базасында жүргiзiледi. Мамандықтар бойынша жергiлiктi жұмысшылардың бiлiктiлiгін арттыру шетелдегi "Бритиш газ" және "Аджип" бас компанияларында, оқу орталықтары мен магистрлық және менеджерлiк халықаралық бағдарламалар бойынша оқыту жолымен жүргiзiледi. Бұдан басқа соңғы жылдары саланың беделiнiң артуына байланысты мамандарды даярлау бiрқатар облыстар мен ұлттық мұнайгаз компаниялар жанындағы жаңадан құрылған орталықтарда қайтадан басталды, мысалы, Ақтау қ. "КазТрансОйл" ЖАҚ жанындағы Оқу Орталығы, "Ембiмұнайгаз" АҚ жанындағы мұнай колледжi мен оқу-курс комбинаты және т.б.
      Сала үшiн сапалы кадрлық әлеует қалыптастыру қажеттiлiгiнен шыға отырып әлемдiк тәжiрибенi, республикадағы бар бiлiм базасын және саланың мамандарға деген бiрiншi кезектегi сұраныстарын ескере отырып кадрларды даярлау және қайта даярлау жөнiндегi шаралар кешенiн әзiрлеу қажет.

       3.4.3. Газ саласының нормативтiк базасының нарықтық жағдайларға бейiмделуi

      Газ саласында бұрын қолданылып келген нормаларды қайта қараумен, кейiннен "Газ және газбен жабдықтау туралы" заң қабылдай отырып, жаңа нұсқамалық құжаттар әзiрлеумен нормативтiк базаны жетiлдiру мәселесi принциптi болып табылады. Осы тақылеттес заңдар iс жүзiнде барлық елдерде, тiптi өзiнiң газ өндiрiсi жоқ мемлекеттерде де бар.
      Әзiрленiм мақсатқа сай болған және "Газ және газбен жабдықтау туралы" Заң жобалары қызметiнiң мәселелерi жөнiндегi ведомствоаралық комиссиямен келiсiлетiн болады.
      Сонымен бiр мезгiлде тиiсiнше бұрын қабылданған, бекiту мен тiркеу рәсiмiнсiз газ-көлiк кәсiпорындары пайдалануды жалғастырып келе жатқан 20-ғa жуық ведомстволық нормативтiк құжаттарды қайта қарауға тура келедi.
      Бұдан басқа Қазақстан Республикасы Үкiметiнiң 2003 жылғы 11 маусымда қабылдаған "Табиғи газды жеткiзу, тасымалдау және сату Ережесiн бекiту туралы" N 568  қаулысын және "Сұйытылған көмiрсутектi газдарды жеткiзу, тасымалдау және пайдалану ережелерiн" дамыту үшiн сол сияқты нарықтық экономика мүдделерiне жауап беретiн және мемлекет тарапынан газ-көлiк жүйесiнде табиғи бәсекелестiк субъектiлерi қызметiн реттеу мәселелерiн жетiлдiру жөнiндегi жүргiзiлетiн жұмыспен сай келетiн жаңа ережелер мен нормативтер әзiрлеген жөн.
      Сондай-ақ газ жүйесiндегi қоршаған ортаны қорғау саласындағы бiрқатар нормативтiк құқықтық актiлердi қайта қараған жөн. Тәуелсiздiк жылдарында Қазақстан Республикасында бұл салада негiз қалаушы заңдар қабылданған болатын. Сонымен бiрге Қазақстан Республикасының қолданылатын нормативтiк және техникалық құжаттамасы экология жөнiнде жобалау жұмыстарын атқару кезiнде сол немесе өзге де нормаларды неғұрлым дәлелдi пайдалануға, сондай-ақ, атап айтқанда, iлеспе газды бос жағу кезiнде зиянды заттар шығарындыларының дұрыс мониторингiн қамтамасыз етуге мүмкiндiк бермейдi.
      Газ объектiлерiнiң жұмысынан қоршаған ортаға шығарындыларды нормалау мен мониторингi мәселелерiн ретке келтiру үшiн мынадай нұсқамалық және нормативтiк құжаттарды әзiрлеуге және бекiтуге тура келедi:
      компрессорлық станциялар үшiн ластаушы заттарды сейiлтудi есептеу әдiстемесi және кәдеге жаратушылармен ГПА шығарындылары параметрлерiн есептеу әдiстемесi;
      прогрессивтi көрсеткiштер белгілеу үшiн, кәсiпорындардың қызметiнде қайта азайтуды ынталандыру үшiн газды өндiру, тасымалдау, бастапқы өңдеу және сақтау кезiнде табиғи газдың үлестiк шығынының нормативтерi;
      зиянды заттардың атмосферада орташа жылдық шоғырлануы бойынша газ саласы объектiлерi үшiн ластаушы заттардың жалпы шығарындыларын нормалау әдiстемесi;
      сала объектiлерiнен (үлестiк көрсеткiштер негізiнде) ластаушы заттарды есептеу әдiстемесi және өндiрiлген өнiм бiрлігіне және т.б. зиянды заттар шығарындыларының үлестiк нормативтерi.

  4. Қажетті ресурстар және қаржыландыру көздері

      Газ саласын дамытудың бағыттарын ресурстық қамтамасыз етудiң негiзгi көздерi мұнайгаз кен орындарының жер қойнауын пайдаланушылар мен осы салада жұмыс iстейтiн ұлттық компаниялар мен шаруашылық етушi субъектiлердiң инвестициялық қаражаттары, сондай-ақ республикалық және жергілiктi бюджет қаражаттары болып табылады.
      Бағдарлама олардың әрқайсысы бойынша нақты нәтиже алуға мүмкiндiк тудыратын жобалардың жиынтығын бiлдiредi. Бұл ретте 2010 жылға дейiн газды қайта өңдеу жөнiндегi қуаттылықтар салуға, газды энергия мен өнiмдердiң басқа да түрлерiн өндiру үшiн пайдалануға, сондай-ақ газды тасымалдау объектiлерiне байланысты жобаларды iске асыруға 1009,6 млрд. теңгенi және соның iшiнде іс-шаралар жоспарын iске асыру кезеңiне 511,7 млрд. теңге инвестицияланады деп болжанады. Бағдарламаны 2004 жылы iске асыруды бюджеттiк қаржыландыру 3000,0 млн. теңгенi құрайды. Бұл ретте келесi жылдарға бюджеттен жыл сайынғы қаржыландыру көлемi тиiстi қаржылық жылға "Республикалық бюджет туралы" Қазақстан Республикасының заңына сәйкес анықталатын болады.
      Өңiрлер үшiн әлеуметтiк-экономикалық маңызы бар немесе елдiң энергетикалық қауiпсiздігі мүдделерiне жауап беретiн газ жобаларын iске асыруға мемлекет барған сайын неғұрлым белсендi қатысады деп күтiлуде. Негiзiнен коммерциялық мүдделердi көздейтiн жеке инвесторларға қарағанда мемлекеттiк қаражаттар Амангелдi газ кен орны әзiрленiмi немесе Қызылорда облысының iлеспе газды кәдеге жарату жобасын iске асыру, Қарашығанақ ГӨЗ техника-экономикалық негiздемесiн әзiрлеу және т.б. секiлдi жаңа зерттеулерге және әлеуметтiк маңызды жобаларға бағытталатын болады.
      Ақтөбе, Жамбыл және Оңтүстiк Қазақстан облыстарында таратқыш газ құбырларын қалпына келтiру және жетiлдiру жобаларын iске асыру, оларды iске асырудың соңында 2015 жылы қордың ең төменгi берiктiгi 35 жылды қамтамасыз ететiн болжамды есептерi бойынша шамамен 29,0 млрд. АҚШ долларын қажет етедi.
      "Өңiрлiк газ-көлiк жүйесiн ЖАҚ жұмыстарын қаржыландыру кезiнде күрделi қаржының көрсетiлген көлемдерiн тарту есебiнен, тарифтер инвестицияларды қайтаруды қамтамасыз ететiн аспап ретiнде қызмет етуi тиiс болатын, инвестициялық стратегияны ұстану керек болады. Бұл жеңiлдiктi несиелiк ставкалармен несиенi ұзақ мерзiмге тартқанда мүмкiн болады.
      Басқа облыстар бойынша жергiлiктi газ таратушы тораптарды қайта құрылымдау мен салу қажеттігін ескере отырып барлық қаржыландыруға қажеттi сома 44,0 млрд. теңгенi құрайды. Сонымен бiрге Бағдарламаның iске асырылуына және сол немесе өзге де жобалардың мақсатқа сай келетiндігін анықтау шамасына қарай жекелеген жобалар бойынша қаржыландыру көлемдерi түзетiлетiн болады. Сол сияқты жекелеген стратегиялық зерттеулер немесе жекелеген жобаларды пысықтауды жүргізу үшін демеуші компаниялардың тартылатын мақсатты қаржылары мен қарыз қаражаттарын тарту жорамалданады.

  5. Күтілетін нәтижелер

      2004-2010 жылдарға арналған газ саласын дамыту бағдарламасын iске асыру нәтижесiнде Қазақстан Республикасы әлемде дәлелденген iрi табиғи газ қорына ие болатын елдердiң қатарына енедi деп және ТМД елдерiнiң аумағындағы табиғи және сұйытылған газды негізгі үш iрi өндiрушiлердiң бiрi болады деп күтiлуде.
      Бұл ретте шикi газды өндiрудiң болжамдық көлемдерi 2010 жылы үш еседен аса өседi және жылына шамамен 52,5 млрд. текше метрдi құрайды деп күтiледi. Жылдар бойынша өндiрудiң бұл деңгейлерi бiрiншi кезеңде: 2004 жылы 24,1 текше метрдi; 2005 жылы - 26,1 млрд. текше метрдi; 2006 жылы 28,8 млрд. текше метрдi құрауы мүмкiн, бұл кезде газ өндiрудiң орташа жылды көлемдерi 12%-ке жуықты құрайды. Осының бәрi өз кезегiнде тауарлық газ өндiрудi мынадай көлемдерде ұлғайтуға мүмкiндiк бередi: 2004 ж. - 13,7 млрд. текше метр, 2005 ж. - 15,0 млрд. текше метр, 2006 ж. - 15,7 млрд. текше метр және 2007 - 2010 жылдары: тиiсiнше 18,2; 19,4; 21,8; 22,7 млрд. текше метр.
      Бiр мезгiлде тауарлық газ өндiру мен сату көлемдерiнiң өсуi, сондай-ақ табиғи газдың халықаралық транзитiнiң күтiлетiн ұлғайтылуы, мысалы, "Opтa Азия - Орталық" негiзгi магистралдық газ құбыры желiсiнiң өткiзу қабiлетiн 2005 жылға таман 60 млрд. текше метр және 2010 жылға таман 90 млрд. текше метрге дейiн кеңейтумен газ құбыры жүйесiн жаңғырту жөнiндегi шаралар қабылдауды жеделдетуге мүмкiндiк бередi.
      Саланың өнеркәсiптiк дамуының ең басты нәтижелерiнiң бiрi табиғи және сұйытылған газдың өз ресурстары есебiнен халықтың, әлеуметтiк саланы және елдiң басқа да салаларының қажеттiлiктерiн неғұрлым толық қамтамасыз ету болады. Қазақстан Республикасының әлеуметтiк-экономикалық дамуының 2004 - 2006 жылдарға арналған индикативтiк жоспарына сәйкес, халықтың осы жылдардағы нақты кiрiстерiнiң күтiлетiн 15-25%-ке шынайы өсуi және IЖӨ жыл сайынғы өсiмi 8-9%-ке аясында, өңiрлерде табиғи және сұйытылған газды тұтынудың жыл сайынғы өсiмi 7 - 8% құрайды және 2010 жылы бұл деңгей табиғи және сұйытылған газ бойынша тиiсiнше 10,3 млрд. текше метрдi және 1280 мың тоннаны құрауы мүмкiн деп болжанады. Бұл ретте тек қана газдандыру бағдарламасын iске асыру есебiнен табиғи газды тұтынушылардың өсiмi 2010 жылы 480 мың абонент құрайтын болады.
      Жергiлiктi проблемаларды шешу үшiн бiрқатар энергия қамтамасыз ету жөнiндегi жобалар iске асырылатын болады. Мысалы, Жамбыл және Қызылорда облыстарында табиғи және сұйытылған газды жеткiзу жөнiнде, Батыс Қазақстан облысында электр энергиясымен қамтамасыз ету жөнiнде және т.б. Саланы дамыту жөнiндегi бағдарламаны iске асырудан күтiлетiн негiзгi нақты нәтижелер мыналар болуы мүмкiн:
      газ экспортының 13,0 млрд. текше м. дейiнгi көлемiне қол жеткiзумен табиғи газ экспортын 3,4 еседен астамға ұлғайту;
      оны экспортқа сату көлемiн 1,7 млн. тоннаға өсiрумен сұйытылған газ экспортын 4 есеге дерлiк ұлғайту;
      жаңадан қатарға қосылған газ кешендерiнде 3,7 мыңға дейiн, соның iшiнде жылдар бойынша: 2004 жылы 300 адамға; 2005 жылы 470 адамға; 2006 жылы 460 адамға; 2007 жылы 500 адамға; 2008 жылы 720 адамға; 2009 жылы 600 адамға; 2010 жылы 660 адамға арналған жұмыс орындарын құру.
      Жоғарыда аталған факторлардан тек табиғи және сұйытылған газ көлемдерiнiң экспортын, сондай-ақ халықаралық транзит көлемдерiн ұлғайтудан ғана күтiлетiн әлеуметтiк тиiмдiлiктен басқа жылдық экспорттық әлеуеттiң 2010 жылға таман 110,6 млрд. теңге артық сомаға өсуi мүмкiн.
      Икемдi тарифтiк реттеу әдiстерiне көшу өңiрлiк газбен қамтамасыз ету саласына ең алдымен жергiлiктi газ тарату тораптарын жаңғыртуға арналған инвестициялар тартуға қолайлы жағдайлар жасауды, жаңа pecypc үнемдеушi ғылымды кеп қажетсiнетiн технологиялар енгізудi қамтамасыз етуi тиiс деп күтiлуде.
      Бұдан басқа газ саласын дамыту бағдарламасын іске асырудың маңызды қыры газды энергия тасымалдаушы ретiнде және газ саласы кәсiпорындарының экологиясына зиянды әсерiн төмендетуге пайдаланудан қоршаған орта үшiн оң әсердi қамтамасыз ету болып табылады. Бағдарламада көзделген шаралардың нәтижесiнде мыналар күтiледi:
      жаңа өңдеу кешендерiн қатарға қосу және Теңiз, Құмкөл, Жаңажол және басқа кен орындарындағы шырақтарда көмiртек тотығы, күкiрттi қосындылар мен көмiрсутектерi қалдықтар түрiндегi және басқа да iлеспе газды тiкелей жағуды азайту есебiнен зиянды шығарындыларды 800 мың тоннаға дерлiк кемiту;
      2,2 млрд. кВт/сағ. дейiнгi көлемде электр энергиясын өндiру үшiн, егер электр энергиясының осы көлемiн өндiру үшiн көмiр пайдаланылуымен салыстырғанда табиғи газды пайдаланудан жорамалданатын зиянды шығарындыларды 3,8 млн. тоннаға дейiн азайтудан шартты тиiмдiлiк алу.

  6. 2004-2006 жылдарға арналған Қазақстан Республикасының
газ саласын дамыту бағдарламасын iске асыру жөнiндегi iс-шаралар жоспары

       Ескерту. 6-бөлімге өзгерту енгізілді - ҚР Үкіметінің 2006.02.22. N  114 қаулысымен.
___________________________________________________________________
Р/с|    Iс-шаралар    |Аяқталу|Орындауға |Орындалу|Болжамды|Қаржы.
N |                  |нысаны |(iске     |(іске   |шығыстар|ландыру
   |                  |       |асыруға)  |асыру)  |(млн.   |көзi
   |                  |       |жауаптылар|мерзiмi |теңге)  |
___________________________________________________________________
         I. Сала жұмысының тиiмдiлігін арттыруға бағытталған
     нормативтік-құқықтық базаны жетілдіру жөнiндегi iс-шаралар
___________________________________________________________________
1.  Магистралды және   Бұйрық  ЭМРМ,      2004 ж.   талап
    таратушы газ құ.           ТМРБҚА,    4-тоқсан  етiл.
    бырлары бойынша            "КМГ" ЖАҚ,           мейді
    газ тасымалдау             "КТГ" ЖАҚ,
    кезiндегi шығын.           "ИЦА" ЖАҚ,
    дар мен жеке мұқ.          "ӨГЖ" ЖАҚ
    таждықтарына пай.
    далану нормаларын
    есептеудiң әдiс.
    темесiн әзiрлеу
 
  2.  ҚР заңнамаларының  Норма.  ЭМРМ, ӘМ,  Тұрақты   4,5    "КТГ"
    талаптарына келтi. тивтiк  ҚОҚМ, СIМ, түрде            ЖАҚ,
    рiлген газ саласы. актi.   "КИНГ"                      "ӨГЖ"
    ның базалық норма. лердiң  ЖАҚ,                        ЖАҚ
    тивтiк-техникалық  жобасы  "КМГ" ЖАҚ,
    құжаттарын әзiрлеу         "КТГ" ЖАҚ,
                               "ӨГЖ" ЖАҚ
 
  3.  Газ саласының ша.  Норма.  СIМ, ЭМРМ, Тұрақты   Шарт.  Мемле.
    руашылық етушi     тивтiк  ҚОҚМ       түрде     тарға  кеттiк
    субъектiлерiнiң    актi.                        сәйкес лицен.
    қызметіне ИСО ха.  лердiң                              зияны
    лықаралық эколо.   жобасы                              пайдала.
    гиялық стандарт.                                       нушылар
    тарын енгiзу жө.
    нiндегi шаралар
    кешенiн әзiрлеу

3-1 Қазақстан        Қазақстан     ЭМРМ,   2006 ж.  Талап   Жоқ
    Республикасы-    Республикасы- мүдделi 4-тоқсан етiл-
    ның газ саласын  ның Үкiметi   мемле-           мейдi
    дамытудың        қаулысының    кеттiк
    2007-2010        жобасы        органдар
    жылдардағы                     мен ком-
    кезеңге                        паниялар
    арналған                       (келiсiм
    (екiншi кезеңi)                бойынша)
    бағдарламасын
    iске асыру
    жөнiндегi iс-
    шаралар жоспарын
    әзiрлеу      
___________________________________________________________________
  ІІ. Газды iшкi тұтыну көлемдерiн арттыруға және энергетикалық
      қауiпсіздiктi қамтамасыз етуге байланысты iс-шаралар
___________________________________________________________________
4.  Кешендi газданды.  Норма.  Облыстар.  2004-     Әрбiр  Жергі.
    рудың өңiрлiк бағ. тивтiк  дың, Аста. 2006 ж.ж. бағ.   ліктi
    дарламасын әзiрлеу құқық.  на және              дарла. бюджеттер
                       тық ак. Алматы               маға
                       тiлер.  қалалары.            5,0-
                       дiң     ның әкiм.            ден
                       жобасы  дерi, ЭМРМ           10,0-ге
                                                    дейiн
 
  5.  Арысқұм иiнiндегi  Қазақ.  Қызылорда  2005 жыл. 2004   Респу.
    "Оңтүстiк-Торғай   стан    облысының  дың жел.  ж. -   бликалық
    ойпатындағы кен    Респу.  әкiмi,     тоқсаны   2000,0 бюджет
    орындарының iлеспе блика.  ЭMPM,                2005   Жер қой.
    газдарын кешендi   сының   "ПҚҚР"               ж. -   науын
    және тиiмдi пайда. Үкiме.  ААҚ,                3506,0* пайдала.
    лану" жобасын iске тiне    "ҚазГер.            4050,0  нушылар
    асыруды жандандыру есеп    Мұнай",
                               "Торғай-
                               Петролиум"
 
  6.  Амангелдi газ кен  Қазақ.  ЭMPM,      2004 ж.  1000,0  Респу.
    орынын игерудiң    стан    "ҚМГ" ЖАҚ, жел.     500,0** бликалық
    екiншi кезеңiн     Респу.  "Капитал.  тоқсан           бюджет
    аяқтау             блика.  нефте газ"                  "ҚМГ"
                       сының                               ЖАҚ,
                       Үкiме.                              қарыз
                       тiне                                қара.
                       есеп                                жаттары
 
  7.  "Газ жобасы" шең.  Жоба.   ЭМРМ "Мұ.  2004      Талап 
    берiнде Қарашыға.  ның ТЭН найгазкон. жылдың    етіл.
    нақ ГӨЗ құрылысын          салтинг"   2-тоқсаны мейдi
    құруға TЭH әзір.           ЖАҚ       
    леуді аяктау
 
  8.  Қарағанды облысы.  Жобаның ЭMPM Қара. 2004 ж.   Есеп.  Шаруа.
    ның көмiрлi кен    ТЭН     ғанды об.  желтоқсан тердің шылық
    орындарынан метан          лысының              негi.  субъек.
    өндiру жобасының           әкiмi, ТЖА           зiнде  тiлердiң
    TЭH әзiрлеу                                            қаражат.
                                                           тары,
                                                           Қарыз
                                                           қара.
                                                           жаттары
 
  9.  Елдің оңтүстiк     Жобаның ЭMPM,      2005 ж.   2,3
    өңiрiнде жаңа жер  алдын-  "КМГ" ЖАҚ, желтоқсан
    асты қоймаларын    ала
    салу және бұрын.   ТЭН
    ғыларын кеңейтудiң
    алдын-ала ТЭН
    әзiрлеу
___________________________________________________________________
        III. Газ рыногы саласының субъектiлерiн құрылымдық
                 оңтайландыруға байланысты іс-шаралар
___________________________________________________________________
10. Қазақстан Респу.   Қазақ.  ГжЖҚК,     2004 ж.   Талап
    бликасының өңірлік стан    ҚМ, ЭМРМ,  4-тоқсан  етiлмейдi
    газ көлік жүйесін  Респу.  "КМГ" ЖАҚ, 
    "КТГ" ЖАҚ базасын. блика.  "КТГ" ЖАҚ, 
    да орталықтандыру  сының   Облыстар.
    бойынша құрылымдық Үкiме.  дың, Аста.
    қайта ұйымдастыру. тiне    на және 
    ды жүргiзу туралы  есеп    Алматы қа.
    мәселе қарау               лаларының
                               әкiмдерi
___________________________________________________________________
  IV. ҚР транзиттiк инфрақұрылымын одан әрi дамыту және қазақстан
    газының экспортын өсiру үшiн жүзеге асырылатын iс-шаралар
___________________________________________________________________
11. ҚР газ саласын     Қазақ.  ЭMPM,      2004 ж.   Талап  Еххоn
    дамытудың пробле.  стан    "КМГ" ЖАҚ, 3-тоқсан  етіл.  KGV ком.
    малық мәселелерi   Респу.  "КИНГ" ЖАҚ           мейдi  пания.
    мен жергiлiктi жо. блика.                              сымен
    баларына кешендi   сының                               келi.
    мақсатты зерттеу   Үкiме.                              сiмдер
    жүргiзу            тіне                                шеңбе.
                       есеп                                рiнде
 
  12. Табиғи газды өндi. Норма.  ЭМРМ, СIМ  2004 жыл  Талап    -
    рушi - ТМД елдерi. тивтiк             бойы      етiл.
    мен Халықаралық    құқық.                       мейдi
    Газ Альянсын құру  тық ак.
    жөнiндегі жұмыс.   тiлер.
    тарды Қазақстан    дiң
    Республикасының    жобасы
    CIM-мен бiрлесе
    отырып жүргiзу
 
  13. ҚР Үкiметi мен РФ  Қазақ.  ЭMPM,      тұрақты   талап      -
    Үкiметi арасындағы стан    "ҚМГ" ЖАҚ  түрде     етiл.
    Газ саласындағы    Респу.                       мейдi
    ынтымақтастық ту.  блика.
    ралы 2001 жылғы    сының
    28 қарашадағы ке.  Үкiме.
    лiсiмдi iске асыру тiне
    жөнiндегi шаралар. есеп
    ды қабылдау
 
  14. ҚР магистралды газ Қазақ.  "ҚМГ" AAҚ, 2004-2006 80000** "ИЦА"
    құбыр жүйесiн жаң. стан    "ҚТГ" ЖАҚ,   жж.             ЖАҚ
    ғырту жөнiндегi    Респу.  "ИЦА" ЖАҚ
    шараларды жүзеге   блика.
    асыру              сының
                       Энер.
                       гетика
                       және
                       минерал.
                       дық ре.
                       сурстар
                       министр.
                       лігіне
                       есеп
 
  15. "Қазақстан Қытай"  Қазақ.  ЭМРМ,      2005 ж.   Келi.  "КМГ"
    газқұбыры жобасын  стан    "ҚМГ" ЖАҚ  I-тоқсан  сiм    ЖАҚ,
    iске асыру мүмкiн. Респу.                       шеңбе. Қытай
    дiктерiн алдын-ала блика.                       рiнде  ұлттық
    зерттеудi жүргiзу  сының                               мұнай-газ
                       Үкiме.                              корпо.
                       тiне                                рациясы
                       есеп
___________________________________________________________________

      Ескерту: 1. 2004 жылы iске асырылатын Iс-шараларға арналған қаржыландыру тиiстi шешiмдермен расталған.
      2. (*) Қаржыландыратын iс-шаралар бойынша кейiнгi жалдарға арналған өкiлеттi органның бастамасы бойынша бюджеттiк комиссияда жыл сайын қаралатын бюджеттiк қаржының сомасы көрсетiлген.
      3. (**) Болжамдалған шығыстар тиiстi есептеулердiң негiзiнде анықталатын болады.

Қабылданған белгілеулер:

ТМРА - ҚР Табиғи монополияларды реттеу агенттiгi
"ӨГКЖ" ЖАҚ - "Өңірлік газ көлік жүйесі" ЖАҚ
ЭМРМ ГжЖҚК - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрлігінің Геология және жер қойнауын қорғау комитеті
ТЖМ - ҚР Төтенше жағдайлар министрлiгi
"ПҚҚР" ААҚ - "ПетроҚазақстан ҚұмКөл Ресорсиз" ААҚ
"ҚМГ" ЖАҚ - "ҚазМұнайГаз" ЖАҚ
"КТГ" ЖАҚ - "ҚазТрансГаз" ЖАҚ
ДБЖК - Дәрменсіз борышкерлермен жұмыс жөніндегі комитет
ҚМ ММжЖК - ҚР Қаржы министрлігінің Мемлекеттік мүлік және жекешелендіру комитеті
СМжСК - ҚР Стандарттау, сертификаттау және метрология комитеті
ИСМ - Индустрия және сауда министрлігі
СІМ - Сытрқы істер министрлігі
ЕХӘҚМ - Еңбек және халықты әлеуметтік қорғау министрлігі
ЭБЖМ - Экономика және бюджеттік жоспарлау министрлігі
ЭМРМ - Энергетика және минералдық ресурстар министрлігі
ДМ - Денсаулық министрлігі
ҚМ - Қаржы министрлігі
ҚОҚМ - Қоршаған ортаны қорғау министрлігі
ӘМ - Әділет министрлігі
"Exxon KGV"  - "Exxon Kazakhstan Gaz Ventures ltd." компаниясы
ТӨП - Тәжірибелік өнеркәсіптік пайдалану
ТЭО - Техникалық-экономикалық негіздеме
       Ескерту. Ескертуге өзгеріс енгізілді - ҚР Үкіметінің 2006.02.22. N  114 қаулысымен.

Об утверждении Программы развития газовой отрасли Республики Казахстан на 2004-2010 годы

Постановление Правительства Республики Казахстан от 18 июня 2004 года N 669. Утратило силу постановлением Правительства Республики Казахстан от 14 апреля 2010 года N 302

      Сноска. Утратило силу постановлением Правительства РК от 14.04.2010 № 302.

      В целях обеспечения эффективной реализации основных направлений и положений Концепции развития газовой отрасли Республики Казахстан до 2015 года, одобренной  постановлением  Правительства Республики Казахстан от 11 января 2002 года N 25, Правительство Республики Казахстан постановляет:

      1. Утвердить прилагаемую Программу развития газовой отрасли Республики Казахстан на 2004-2010 годы (далее - Программа).

      2. Центральным и местным исполнительным органам Республики Казахстан и заинтересованным организациям обеспечить выполнение мероприятий, предусмотренных Программой.

      3. Министерству энергетики и минеральных ресурсов Республики Казахстан ежегодно по итогам полугодия и года представлять в Правительство Республики Казахстан информацию о ходе реализации Программы.

      4. Контроль по обеспечению выполнения Программы возложить на Министра энергетики и минеральных ресурсов Республики Казахстан Школьника B.C.

      5. Настоящее постановление вступает в силу со дня подписания.

      Премьер-Министр
      Республики Казахстан

Утверждена         
постановлением Правительства 
Республики Казахстан    
от 18 июня 2004 года N 669 

  Программа развития газовой отрасли
Республики Казахстан
на 2004-2010 годы

  Паспорт Программы

Наименование         Программа развития газовой отрасли Республики
Программы          Казахстан на 2004-2010 годы (далее - Программа).

Основание для        Концепция развития газовой отрасли Республики
разработки         Казахстан до 2015 года, разработанная
Программы          Министерством энергетики и минеральных
                   ресурсов Республики Казахстан
                   и утвержденная  постановлением  Правительства
                   Республики Казахстан N 25 от 11 января 2002 года;
                     Пункт 2.1.1 Плана мероприятий по реализации 
                   Программы Правительства Республики Казахстан на
                   2003-2006 годы, утвержденного  постановлением                    
                   Правительства Республики Казахстан от 5 сентября
                   2003 года N 903.

Основные             Министерство энергетики и минеральных ресурсов
разработчики       Республики Казахстан

Срок реализации      2004-2010 годы:
                     I этап - 2004-2006 годы
                     II этап - 2007-2010 годы

Цель Программы       Повышение социально-экономического эффекта от
                   увеличения объемов международного транзита и
                   рационального использования внутренних ресурсов
                   газа за счет развития мощностей по
                   транспортировке и переработке попутного газа для
                   более полного обеспечения потребностей
                   внутреннего рынка по газу и достижения
                   энергетической независимости, наращивания
                   экспортного потенциала от реализации природного
                   и сжиженного газа, а также продуктов их
                   переработки.

Задачи               Наращивание ресурсного потенциала по запасам
Программы          газа и развитие мощностей по его добыче с
                   разработкой новых газовых и нефтегазовых
                   месторождений с внедрением мероприятий по
                   утилизации попутных газов.
                     Реконструкция существующих и создание новых
                   мощностей по переработке и утилизации
                   добываемого газа с увеличением объемов выработки
                   сжиженного газа и другой продукции нефтехимии в
                   рамках программы импортозамещения.
                     Разработка и реализация региональных программ
                   газификации новых территорий и расширения сферы
                   использования газа в коммунальном хозяйстве, в
                   электроэнергетике, в автотранспорте и
                   т.д.
                     Реализация мер по технической реконструкции
                   объектов газотранспортной системы для
                   обеспечения технической и экологической
                   безопасности при их эксплуатации, а также
                   строительство новых газопроводов и отработка
                   экспортных маршрутов по транспортировке
                   природного газа на внешние рынки.
                     Пересмотр нормативной базы газовой отрасли,
                   оптимизация организационной структуры субъектов
                   газотранспортной системы и совершенствование
                   системы тарифообразования при транспортировке
                   природного газа.

Ожидаемые            Увеличение потребления природного и сжиженного
результаты         газа к 2010 году более чем в 2 раза и расширение
                   числа абонентов природного газа в 1,4 раза.
                     Дополнительное увеличение экспортного
                   потенциала отрасли к 2010 году до 110,6 млрд.
                   тенге в год за счет возрастания к этому периоду
                   в 1,5 раза объемов международного транзита
                   природного газа и роста экспорта казахстанского
                   природного газа более чем в 2 раза и сжиженного
                   газа в 3,4 раза.
                     Увеличение объема инвестиций за период
                   2004-2010 годы до 1 трлн. тенге в реконструкцию
                   существующих производств и на развитие новых
                   мощностей по добыче, переработке и
                   транспортировке газа.
                     Введение в эксплуатацию новых объектов и
                   развитие передовых технологий, стимулирование
                   работы проектных и других сервисных центров с
                   созданием дополнительных рабочих мест за
                   указанный период для 3,7 тысяч человек.
                     Снижение экологической нагрузки от работы
                   объектов газовой системы за счет более полной
                   утилизации добываемого газа и технического
                   переоснащения транспортных мощностей.

Необходимые          Основными источниками и финансовыми ресурсами
ресурсы и          обеспечения реализации мероприятий Программы
источники          являются:
финансирования       внешние инвестиции, средства недропользователей, 
                   гранты;
                     финансирование из республиканского и местных
                   бюджетов;
                     внутренние инвестиции через средства частных
                   компаний, кредиты банков.
                     Предполагается, что потребность в
                   финансировании газовых проектов по периодам
                   составят: в 2004 году - 179,8; в 2005 году -
                   221,3; в 2006 году - 110,6 и в период 2007-2010
                   годы - 497,9 млрд. тенге. В том числе,
                   финансирование из республиканского бюджета на
                   2004 год на реализацию мероприятий Программы
                   составит 3000,0 млн. тенге. Бюджетное
                   финансирование и курс доллара на последующие
                   годы будут уточняться в соответствии с Законом
                   "О республиканском бюджете" на соответствующий
                   финансовый год. В данном случае указанные суммы
                   рассчитаны по курсу доллара 2004 года (138,3
                   тенге).

  Введение

      В последние годы анализ мирового нефтегазового рынка показывает опережающее развитие газовой промышленности по отношению к производству и потреблению других видов энергоносителей. Предполагается, что доля углеводородного газообразного топлива в мировом энергобалансе к середине XXI века может составить до 30 %. Вследствие чего предстоящий период в развитии энергетики характеризуется экспертами как эпоха "метана".
      Для Казахстана также все более перспективным энергоносителем становится природный газ, разведанные и оценочные запасы которого (с учетом открытых новых месторождений на Каспийском шельфе) составляют около 3,3 трлн. куб. м, а потенциальные ресурсы достигают 6-8 трлн. куб. м.
      При этом особенностью разведанных запасов газа в республике является то, что практически на всех месторождениях и, особенно, на вновь разрабатываемых крупнейших месторождениях добыча газа ведется попутно с добычей нефти и конденсата. Поэтому активное освоение этих месторождений и резкий рост объемов добычи нефти в последние годы диктуют необходимость утилизации все увеличивающихся объемов добываемого попутного газа.
      Предпринятые в последние годы мероприятия по реформированию газовой отрасли, а также рост объемов международного транзита и внутреннего потребления природного газа, позволили добиться относительной финансовой стабилизации газотранспортных компаний, увеличения объемов работ по технической реконструкции магистральных и местных газопроводных систем.
      Однако газовая составляющая нефтегазового комплекса представляет собой больше технологически и территориально разобщенную совокупность отдельных звеньев, чем отраслевую систему. В результате, не в полной мере осуществляется переработка добываемого газа, отсутствует возможность перераспределения природного газа с мест его добычи в регионы основного его потребления для покрытия потребностей страны за счет собственных ресурсов.
      Все это обуславливает необходимость решения ряда задач, связанных с поиском новых путей утилизации добываемого попутного газа, введением новых мощностей по переработке и транспортировке газа, а также расширением традиционных рынков сбыта.
      Ожидается, что в рамках Программы будут разработаны региональные программы, осуществление которых позволит на уровне государственных органов и хозяйствующих субъектов создать условия для реализации базовых проектов газовой отрасли, с привлечением необходимых прямых инвестиций и внутреннего финансирования.

  1. Анализ современного состояния
газовой отрасли

      Для понимания основных направлений развития отрасли и выработки механизма достижения поставленных целей необходим подробный анализ существующих проблем и сдерживающих факторов в работе газотранспортных предприятий, а также выявление динамики развития отрасли. В последнее время, особенно после одобрения Концепции со стороны Правительства Республики Казахстан, были предприняты организационные меры с корректировкой ряда проектов, связанных так или иначе с добычей, переработкой и реализацией природного и сжиженного газа, что заметно улучшило функционирование отрасли в целом.
      К примеру, важными для формирования газовой отрасли являются решения, принятые по второму поколению развития нефтегазового комплекса на Тенгизском месторождении. С началом разработки технико-экономического обоснования Карачаганакского газоперерабатывающего завода (далее - ГПЗ) практически началась реализация "Газового проекта" на данном месторождении. В октябре 2002 года приняты оценочные запасы морского месторождения "Кашаган", что почти в 1,5 раза увеличило газовые ресурсы.
      В 2002 году, при поддержке республиканского бюджета, началась работа по опытно-промышленному освоению Амангельдинского газового месторождения, имеющего важное социально-экономическое значение для стабилизации газоснабжения южного региона. Также с участием государственного финансирования началась реализация Проекта по утилизации попутного газа на месторождениях Южно-Тургайского прогиба. Проектом предусматривается ввод мощностей по выработке электроэнергии на месторождениях и в городе Кызылорда, а также газификация города.
      Для решения вопросов экспорта природного газа важными стали договоренности с правительствами соседних стран о сотрудничестве по формированию Газового альянса и, в частности, с Правительством Российской Федерации о создании совместного предприятия ЗАО "КазРосГаз" для осуществления экспортных поставок газа.
      Для вывода из кризисного состояния предприятий операторов местных газопроводов образовано новое акционерное общество "Региональная газотранспортная система" (РГС) с передачей ему региональных газотранспортных систем. Дальнейшему упорядочению функционирования газовой системы будет способствовать принятое Правительством Республики Казахстан решение о банкротстве бывших структур газовой системы, являвшихся цедентами в рамках Договора концессий на газотранспортную систему от 14 июня 1997 года, а также образование ЗАО "КапиталНефтеГаз" для управления государственным имуществом в рамках Соглашения о разделе продукции по Карачаганакскому месторождению.
      Несмотря на принимаемые меры по совершенствованию нормативной базы отрасли, а именно, утверждение Правил по транспортировке природного газа, все более острой остается проблема несоответствия действующей правовой базы газовой отрасли складывающимся рыночным условиям. Так практически во всех странах, где производится добыча и потребление природного газа, вопросы газоснабжения регулируются специальными законами и другими подзаконными актами. Так в Великобритании монопольная деятельность компании "Бритиш Газ" определена и регулируется согласно Закону "О газе" с 1986 года, где определен порядок доступа к газотранспортной системе "Бритиш Газ", установлены полномочия компании в системе газоснабжения, роль государственных органов в регулировании цен на газ и тарифов на транспорт газа.
      В США принят ряд специальных законодательных актов и решений Верховного суда по осуществлению государственного регулирования в каждом из секторов газоснабжения. К числу наиболее значимых законов относится Закон "О природном газе", принятый в 1938 году. Законом предусматривается порядок регулирования деятельности межштатных газотранспортных компаний, включая контроль за экспортом и импортом природного газа, транспортных тарифов, оценка стоимости основных фондов этих компаний, выдача разрешений на сооружение газопроводов и т. д.
      Подобные законы действуют в Норвегии и Франции и регулируют деятельность операторов как в области разведки и добычи газа, так и транспортировки газа по трубопроводам. В России дополнительно к действующему Закону "О нефти и газе", который регулирует многие вопросы деятельности хозяйствующих субъектов, эксплуатирующих магистральные газопроводы, в 1999 году был принят Федеральный закон "О газоснабжении в Российской Федерации".

               1.1. Существующие и перспективные месторождения газа

      Объемы разведанных запасов природного газа, учтенные в Концепции развития газовой отрасли до 2015 года, составляли 1,8 трлн. куб. м. Однако на основании обновленных данных и Государственного баланса запасов полезных ископаемых по состоянию на 1 января 2002 года с учетом оцененных запасов газа по месторождениям казахстанского сектора Каспийского моря, суммарные запасы составляют около 3,3 трлн. куб. м. К примеру, только по месторождению "Кашаган", согласно протоколу заседания Государственной комиссии по запасам от 20 октября 2002 года, запасы газа составили 969,0 млрд. куб. м. При этом перспективные и прогнозные ресурсы газа оцениваются в 6,0-8,0 трлн. куб. м, что связано в основном с освоением ресурсов Каспийского моря (рисунок 1.1).
      Главной особенностью прогнозируемых ресурсов газа, имеющих базовое значение для развития отрасли, является то, что практически все эти запасы газа располагаются в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины, характеризующихся сложностью извлечения из-за больших глубин (более 5 тыс. метров), многокомпонентностью состава, и главное, повышенным содержанием сероводородных соединений. В то же время газовые месторождения с небольшими глубинами и без содержания сернистых соединений располагают сравнительно небольшими запасами газа, имеющими больше локальное значение для газификации местных территорий, к примеру, Кызылординской, Жамбылской, Южно-Казахстанской областей.
      По последним оценкам международных экспертов 37,6 % доказанных мировых запасов природного газа (147,5 трлн. куб. м) сосредоточено на территории бывшего Советского Союза. При этом Казахстан по разведанным запасам и прогнозным ресурсам природного газа находится в числе четырех ведущих стран Содружества Независимых Государств.

       
       Рисунок 1.1 
                 Прогнозные ресурсы и запасы газа по Казахстану 
                                 (трлн. куб. м)
                                  (См.бумажный вариант)

      В настоящее время по всем категориям месторождений зарегистрировано около 130 месторождений с разрабатываемыми и предварительно оцененными запасами газа, из них: 21-газовые, 9-газоконденсатные, 23-нефтегазоконденсатные, 31-нефтегазовые и прочие с малыми содержаниями газа. При этом, в разработке находятся 44 месторождения, содержащие более 80 % извлекаемых запасов углеводородных газов (рисунок 1.2 и таблица 1.2).
      
       Рисунок 1.2 
                 Запасы природного газа в разрезе основных
                  углеводородных месторождений, млрд. куб. м
                                  (См. бумажный вариант)

      Практически все крупные разрабатываемые нефтегазовые месторождения Республики Казахстан имеют в составе добываемой нефти растворенный газ с повышенным содержанием сероводорода и других сернистых соединений. К примеру, по Жанажол - Урихтауской группе месторождений содержание этого ядовитого газа колеблется от 2 до 6 %, на Карачаганакском месторождении - от 3 до 5 %, а на Тенгизском месторождении концентрация сероводорода достигает порядка 19 %.
      Поэтому, одной из главных проблем дальнейшего развития газовой отрасли является проблема очистки добываемой нефти и газа от сернистых соединений с последующей утилизацией получаемой серы, с доведением до товарного состояния и реализация на внешних рынках сбыта. Одним из вариантов решений этого вопроса является осуществление мер по обратной закачке газа в продуктивные горизонты месторождений для поддержания пластового давления и повышения эффективности извлечения жидких компонентов углеводородного сырья.

  Таблица 1.2 Распределение месторождений по объемам запасов
природного газа 1

____________________________________________________________________
   |Характери-    |         |              | Балансовые запасы газа
   |стика групп   |Коли-    |Месторождения |         А+В+С1
   |месторождений |чество   |              |________________________
   |по величине   |место-   |              | Всего      |В процентах
   |запасов       |рождений |              |доказанные, |от запасов
   |              |         |              | млрд.м 3     |по РК
____________________________________________________________________
   |Республика    |         |              |              |
   |Казахстан     | 130     |              | 3011         | 100
____________________________________________________________________
1.  Гигантские               Карачаганак-
    (более 300      3        НГК            1370            45,5
    млрд.м 3                   Тенгизское-Н    569            18,9
                             Кашаган-Н       227            7,5
--------------------------------------------------------------------
2.  Крупнейшие               Жанажол-НГК     133            4,4
    (100,1-300      2        Имашевское-ГК   129            4,3
    млрд.м 3
------------------------------------------------------------------------------------
3.  Крупные (30,1-  4        Жетыбай-НГК     99             3,3
    100 млрд.м 3 )             Тенге-НГК       45             1,5
                             Узень-ГН        43             1,4
                             Урихтау-ГНК     40             1,3
--------------------------------------------------------------------
                             Прорва-НГК      28             0,9
                             Каламкас-ГН     27             0,9
                             Амангельды-Г    25             0,8
    Средние (10,1-30         Тепловско-
4.  млрд.м 3 )        8        Токаревское-ГН  25             0,8
                             Жетыбай Южный-
                             НГК             23             0,8
                             Шагырлы-
                             Шомышты-Г       20             0,7
                             Чинаревское-НГК 17             0,6
                             Королевское-Н   16             0,5
                             Тасбулат-НГК    13             0,4
--------------------------------------------------------------------
    Малые (3,1-10
5.  млрд.м 3 )        17       113 месторожде- 99             3,3
                             ний, различных  
6.  Мелкие (1-               по фазовому
    3 млрд.м 3 )      25       типу            44             1,5
                             углеводородов
7.  Очень мелкие
    (до 1 млрд.м 3 )  71                       20             0,7
____________________________________________________________________

      Примечание: НГК - нефтегазоконденсатные, ГНК - газонефтеконденсатные, Н - нефтяные, Г - газовые, ГН - газонефтяное.
_____________________________________     

       1  Классификация запасов месторождений перспективных и прогнозных ресурсов нефти и природного газа (Утверждена приказом Министра энергетики и природных ресурсов РК от 13 августа 1997 г. N 99).

      Предложенный анализ газосодержащих месторождений позволяет условно разделить газовые ресурсы Республики Казахстан по трем категориям - наличию запасов, объемам добычи и рентабельностью их извлечения:
      - стратегические запасы природного газа расположены на больших глубинах подсолевого отложения Прикаспийской впадины со сложными коллекторными свойствами и повышенным содержанием сероводородных соединений;
      - месторождения со средними запасами газа, имеющие небольшие глубины добычи и не содержащие сернистых соединений, находятся в стадии падающей добычи;
      - месторождения со свободным содержанием природного газа в основном относятся к категории мелких, где суммарные запасы не превышают 1,5 % от общих запасов газа, что делает разработку данных месторождений практически нерентабельным.

         1.2. Действующие перерабатывающие мощности по производству газа

      Несмотря на то, что в республике имеются значительные подтвержденные запасы природного газа, добыча газа в республике все еще остается сопутствующей деятельностью нефтедобывающих компаний. По сложившейся практике, добываемый попутно с нефтью газ, как правило, сжигается на месторождениях или, в лучшем случае, после предварительной подготовки используется на собственные нужды. Так по итогам 2003 года на факелах месторождений сожжено газа свыше 2 млрд. куб. м, на собственные нужды использовано 1,7 млрд. куб. м и технологические потери составили около 0,7 млрд. куб. м.
      На нефтепромыслах "Тенгиз" и "Королевское", в ходе проведенной комплексной проверки в 2003 году со стороны Министерства охраны окружающей среды Республики Казахстан, было выявлено 127 источников вредных выбросов и при анализе фактических выбросов в атмосферу вредных веществ установлено, что только за 2003 год на месторождениях было допущено прямое сжигание более 600 млн. куб. м газа, в том числе около 6 млн. куб. м без предварительной очистки от сернистых соединений, имеющих повышенный класс опасности. Предварительные расчеты показывают, что за этот период в атмосферу могло быть выброшено около 27 млн. условных тонн вредных веществ.
      Анализ показывает, что подобная ситуация происходит и из-за того, что в нормативных документах вопрос сжигания газа на месторождениях, особенно содержащих вредные компоненты, остается не отрегулированным. К примеру, в "Единых правилах разработки нефтяных и газовых месторождений Республики Казахстан" пункт 6.2.26 ограничивающих сжигание "При необходимости сжигания пластовой продукции (газа) с наличием сероводорода обеспечиваются условия, при которых концентрация их в приземном слое атмосферы населенных пунктов или объектов народного хозяйства не превышает санитарных норм". Таким образом, отсутствие более четкой регламентации в этом вопросе позволяет ОАО "Петро Казахстан Кумколь Ресорсиз", СП "Казгермунай" и другим недропользователям Кызылординской области, в течение продолжительного времени сжигать попутный газ на факелах в значительных объемах.
      Всe это требует скорейшего правового урегулирования вопросов утилизации добываемого газа, так как дальнейшее ограничение добычи газа становится все более сдерживающим фактором для увеличения добычи нефти.
      Это обосновывает необходимость принятия мер по расширению и строительству новых газоперерабатывающих мощностей.
      В настоящее время в республике действуют три газоперерабатывающих завода (ГПЗ) общей проектной мощностью переработки 6,85 млрд. куб. м газа в год (таблица 1.3).

       Таблица 1.3 Характеристика действующих газоперерабатывающих
                                  заводов РК
__________________________________________________________________
Наиме-   |Год ввода |Проектная    |Фактически   |Ожидаемая мощн.
нование  |в эксплуа-|мощность     |выработано   |после реконструк-
 ГПЗ     |  тацию   |             |в 2002 году  |ции к 2010 году
         |          |-------------|-------------|-----------------
         |          |По при-|По   |При- |Сжижен.|По при-|По сжи-
         |          |род.   |сжи. |родн.|газа   |род.   |жен. газу
         |          |газу   |жен. |газа |тыс. т |газу   |тыс.т
         |          |млн. м 3 |газу |млн. |       |млн. м 3 |
         |          |       |тыс.т|м 3    |       |       |
__________________________________________________________________
Казахский 1973 год -                             Предусматривается
  ГПЗ       1-я      2900    80    940   77,3    технологическая
          очередь                                модернизация завода
          1997 год-                              без расширения
            2-я                                  мощности
          очередь                                переработки

Тенгиз-   1995-1999
ский ГПЗ  годы
          поэтапно   2550    90 на 2550  684     до 6439  1330
          3 техно-           1 ли-       про-             пропан,
          логич.             нии         пан,             бутан
          линии              про-        бутан 
          (КТЛ)              пан,
                             бутан

Жанажол-
ский ГПЗ  2003 год   1400    60    920   -       4400     150
__________________________________________________________________

      Казахский газоперерабатывающий завод (КазГПЗ), расположенный в городе Жанаозень, построен в 1973 году (первая очередь). Завод предназначался для переработки попутного газа с местных прилегающих нефтяных месторождений, так называемого Узеньского куста (Узень Восточный, Тенге Западное и т. д.) и Жетыбайского куста (Жетыбай Южный, Тасбулат, Актас, Нормаул Восточный) с мощностью переработки 2,9 млрд. куб. м газа в год. В 1979 году завод был модернизирован с целью обеспечения сырьем нефтехимического завода для производства полиэтилена в городе Актау со строительством трубопровода для транспортировки этана.
      Тенгизский газоперерабатывающий завод (Тенгизский ГПЗ), расположенный в районе нефтегазового месторождения "Тенгиз", достиг годовой производительности по получению в год до 2,5 млрд. куб. м очищенного газа. В последующие годы увеличение объемов добычи нефти и, как следствие, рост объемов добываемого газа требует строительства второй очереди завода. Попутный газ с Тенгизского месторождения характеризуется большим содержанием пропан-бутановой фракции и отличается особенно высоким содержанием сероводорода, а также наличием углекислого газа и сопутствующих компонентов, требующих очистки и переработки.
      Жанажольский газоперерабатывающий завод (ЖГПЗ) был первоначально рассчитан на переработку 710,0 млн. куб. м в год. Мощность завода после реконструкции компанией "CNPC - Актобемунайгаз" достигла 800,0 млн. куб. м. в год. Однако, получаемый после очистки газ не соответствует требуемым стандартам по содержанию сернистых соединений и превышает установленный по ГОСТу уровень 0,036 г/куб. м в 5-8 раз. Дальнейшая реконструкция ГПЗ, по мнению китайских специалистов, не улучшит работу завода.
      В сентябре 2003 года был введен в строй второй Жанажольский ГПЗ с мощностью выработки до 1,4 млрд. куб. м природного газа в год, и в 2004 году намечено начать строительство третьего завода с вводом его в эксплуатацию в 2005 году. Это обеспечит полную утилизацию все возрастающих объемов добычи попутного газа с последующей поставкой его на экспорт. Вырабатываемый в последнее время газ использовался в основном на собственные нужды компании "CNPC - Актобемунайгаз" для выработки электроэнергии и, только частично, газ в объеме до 360 млн. куб. м в год по сниженным ценам (из-за не соответствия его стандартным требованиям), продавался потребителям Актюбинской области.
      Таким образом, мощности трех газоперерабатывающих заводов явно не обеспечивают полной переработки добываемого в стране газа. Развитие Тенгизского месторождения в перспективе потребует переработки до 8-10 млрд. куб. м, Карачаганакского - дополнительно к добывающим объемам до 10 млрд. куб. м и освоение Кашаганского месторождения потребует переработки не менее 5-6 млрд. куб. м газа в год. Все это в перспективе требует расширения действующих и строительства новых газоперерабатывающих заводов с одновременным сооружением специальных установок по очистке газа при разработке малых нефтегазовых месторождений.

                1.3 Анализ потребления природного и сжиженного газа 
                             в Республике Казахстан

      Для реализации конкретных проектов по развитию газовой системы, а также выработки мер по реформированию газовой отрасли необходимо понимание основных проблем и складывающихся противоречивых тенденций в организации доставки и потребления природного и сжиженного газа в условиях конкурентного рынка по другим видам энергоресурсов.
      К таким противоречиям можно отнести резкое падение в постсоветский период и сохраняющийся до настоящего времени, низкий уровень потребления природного и сжиженного газа, по сравнению с другими видами топлива. При этом мировая тенденция заключается в том, что даже в странах, где отсутствуют собственные ресурсы газа, наблюдается рост объемов потребления этих видов энергоносителей.
      На уровне газораспределительных систем страны продолжает действовать принцип коллективного распределения газа (особенно при поставках природного газа), остается нерешенной проблема учета и полноты платежей за поставленный газ. В результате продолжающего роста дебиторской задолженности нередки случаи группового отключения потребителей от поставок газа. Все это создает нестабильность в поставках газа, что в итоге ведет к еще большему сужению рынка природного газа и переходу бывших абонентов на другие виды топлива.
      Так, если в начале 1990 годов доля потребления природного газа в республике по сравнению с другими видами энергоресурсов (в переводе на условные единицы топлива) составляла 14,5 %, а сжиженного - 1,0 %, то в последние годы эти показатели упали вдвое, соответственно до уровней 7,3 и 0,4 %. В первую очередь, это произошло из-за снижения в целом по республике абсолютных показателей в сфере потребления газа, к примеру, по природному газу с уровня 13,0 млрд. куб. м в 1991 году до 5,7 млрд. куб. м по итогам 2003 году.
      Одной из причин сложившегося положения является и то, что в условиях переходной экономики и кризисных явлений местные газораспределительные организации со смешанной формой собственности практически оказались исключенными из общей газотранспортной системы.
      Все это привело к резкому ухудшению финансового состояния местных газораспределительных компаний, а зачастую и к их банкротству. Принятые меры по приватизации не дали заметного улучшения ситуации и, как следствие, в регионах практически приостановилось строительство новых газопроводов. В свою очередь и местные органы в отличие от практики прошлых лет, снизили свою активность, в финансировании некоммерческих проектов по подаче газа в отдельные населенные пункты. В тоже время, в областях в рамках ранее принятых программ газификации накопилась проектно-сметная документация на строительство локальных газопроводов общей протяженностью около 3800 км. При этом только в трех областях республики (Западно-Казахстанской, Актюбинской и Атырауской) ведется разработка программ газификации областей, а также осуществляется ежегодный ввод новых газопроводов.
      В последние годы при ежегодном росте объемов добычи газа на 10-12 %, средний рост объемов потребления газа по республике не превышает 3 %. Отсюда все более обостряется проблема реализации избыточных объемов добываемого газа в условиях практического отсутствия экспортных маршрутов.
      Отсутствие стимула в переработке газа для последующего его коммерческого сбыта сдерживает и развитие газоперерабатывающих мощностей. Это же обстоятельство является во многом причиной вынужденного частичного сжигания добываемого попутного газа, что еще более обостряет экологическую проблему в регионах добычи нефти и газа. В последние годы по республике объем сжигаемого газа достигает 3 млрд. куб. м в год, причем большая доля приходится на Тенгизское месторождение. Одновременно, более 5 млрд. куб. м добываемого на Карачаганакском месторождении газа поставляется для переработки на Оренбургский ГПЗ по цене в 1,5-2 раза ниже стоимости того же, но уже переработанного газа, поставляемого потребителям Западно-Казахстанской области.
      Таким образом, ограниченность сбыта вырабатываемого газа, а также крайняя неэффективность его использования на сегодня не стимулирует развитие газовой отрасли и, более того, сдерживает дальнейший рост добычи нефти, а значит, и развитие всего нефтегазового комплекса Республики Казахстан.
      Вместе с тем производство сжиженного газа в Казахстане выходит из кризисного состояния, и впервые за многие годы республика располагает возможностью покрытия сложившегося рынка его потребления за счет собственного производства. Так, если в 2002 году было выработано 941,7 тыс. тонн сжиженного газа, то в 2003 году - 1040,5 тыс. тонн сжиженного газа, при фактическом объеме его потребления по итогам прошедшего года на уровне 430 тыс. тонн.
      Основной прирост производства сжиженного газа на данном этапе достигнут за счет проведенной реконструкции на перерабатывающем комплексе Тенгизского месторождения с введением в действие новой установки по выработке сжиженного газа, предусматривающей более глубокую переработку газоконденсата. Только за счет этого, производство сжиженного газа в 2001 году было увеличено в 6,6 раза. Одновременно, со стабилизацией внутренних поставок нефти отмечается увеличение объемов выработки сжиженного газа практически на всех нефте- и газоперерабатывающих заводах.
      Безусловно, сжиженный газ является одним из дорогостоящих энергоносителей (цена которого достигает с доставкой до потребителя 280-300 долларов США за одну тонну), но, учитывая имеющиеся преимущества этого вида топлива в сравнении с природным, связанные с удобством транспортировки и использования его, особенно в быту, тем более в регионах, где отсутствуют поставки природного газа, делает вопросы производства и регулирования рынка сжиженного газа важным направлением развития газовой отрасли.
      Исходя из особенностей функционирования данного сектора газовой сферы, которая больше адаптирована к конкурентной среде и, учитывая, что с началом экспорта сжиженного газа произошло выравнивание внутренних цен с международными, можно прогнозировать стабилизацию цены на сжиженный газ и дальнейшее увеличение объемов поставок этого вида энергоносителя внутри страны.
      Более того, в республике будут созданы и условия для возможного снижения цен на сжиженный газ с учетом предполагаемого увеличения объема его производства за счет планируемой модернизации существующих и строительства новых заводов и установок по выработке сжиженного газа. Все это позволит восстановить прежние уровни потребления сжиженного газа и создать новые возможности для увеличения экспортного потенциала по поставкам сжиженного газа на мировые рынки.

               1.4. Техническое состояние магистральных 
                 и распределительных газопроводов

      Транспортировка природного газа осуществляется по системе магистральных газопроводов, которые проходят по территории восьми областей Казахстана. Общая протяженность магистральных газопроводов с учетом отводящих и подводящих газопроводов на территории Казахстана составляет около 10 тыс. км. Система магистральных газопроводов Казахстана создавалась ранее как часть общесоюзной газотранспортной системы и потому была функционально ориентирована на поставки природного газа из Средней Азии в северные области России, на Украину и в республики Закавказья. Газопроводы были спроектированы таким образом, что потребности промышленности и населения Казахстана в природном газе обеспечивались только в городах и населенных пунктах примыкающих к трассе транзитных газопроводов.
      При этом, магистральные газопроводы, проложенные на территории республики, технологически не связаны между собой, что не позволяет использовать газопроводы для перекачки добываемого дешевого газа в западном регионе в южные и северные области страны. Особенно актуальна эта проблема для потребителей природного газа южных областей и города Алматы. Жесткая зависимость от поставок узбекского газа, в 2-3 раза превышающего стоимость газа западных областей, привела к значительному сужению газового рынка в этом регионе. Не в меньшей зависимости от импорта российского газа находятся потребители Костанайской области.
      Наиболее крупными магистральными газопроводами, по которым осуществляется международный транзит газа, являются:
      базовая газомагистраль "Средняя Азия - Центр", состоящая из пяти ниток газопроводов и проходящая от границ Узбекистана до границы Российской Федерации до КС "Александров Гай" с дополнительными ответвлениями - газопроводами в Туркменистан и на Северный Кавказ. По данной газомагистрали транспортируется до 35-40 млрд. куб. м газа в год при первоначальной проектной мощности около 60 млрд. куб. м;
      газопроводы "Союз" и "Оренбург-Новопсков" с двумя компрессорными станциями, проходящие по территории Западно-Казахстанской области от Оренбургского ГПЗ до КС "Александров Гай", имеющие технические параметры транзита газа до 42 млрд. куб. м в год при фактических объемах транзита 26-29 млрд. куб. м в последние годы;
      двухниточный газопровод "Бухара-Урал", ранее предназначенный для транспортировки газа из Узбекистана и Туркменистана в промышленные области России, а в настоящее время больше используемый для поставок газа в Актюбинскую область;
      газопроводы "Газли-Шымкент-Бишкек-Алматы", "Карталы-Костанай" и "Узень-Актау" используются для транспортировки природного газа на внутренний рынок в южные области Республики Казахстан, Мангистаускую и Костанайскую области. При этом по газопроводу "Газли - Бишкек" дополнительно в объеме от 0,5 до 1,0 млрд. куб. м осуществляется транзит газа для потребителей Кыргызстана.
      В 2002 году по системе магистральных газопроводов Казахстана в режиме транзита было прокачано 97,5 млрд. куб. м природного газа, а в 2003 году объем транзита составил 105,7 млрд. куб. м. Вместе с тем, из-за неопределенности и зависимости, особенно в прошлый период, загрузки основных транзитных магистральных газопроводов от договоренностей на поставку газа третьих стран, к примеру, Туркменистана с Россией или Украиной, Узбекистана с Кыргызстаном и т.д. имеют место резкие колебания объемов газотранспортной работы. К примеру, если практически полное отсутствие транзита туркменского газа в 1997-1998 годах поставило на грань эксплуатационной непригодности главную газовую магистраль "Средняя Азия - Центр", то с учетом ожидаемого транзита газа в ближайшие годы до 50-80 млрд. куб. м в год требуется проведение полной реконструкции системы и строительство дополнительной нитки газопровода.
      По действующим нормативам срок амортизации магистральных газопроводов составляет около 30 лет. Однако особенностью эксплуатации газопроводов на территории Республики Казахстан является то, что трубопроводы подвержены повышенному износу в результате прохождения их по особо агрессивным, солончаковым грунтам. И с учетом этого, анализ структуры газопроводов по сроку эксплуатации показывает, что удельный вес трубопроводов со сроком службы более 30 лет составляет до 30,4 %, а от 20 до 30 лет порядка 51 %.
      Для представления объема предстоящих работ необходимо учитывать техническое состояние магистральных газопроводов страны, которое по состоянию на период 2001-2002 года не позволяло гарантировать безаварийное функционирование газотранспортной системы (таблица 1.4).
      

       Таблица 1.4 Характеристика технического состояния 
                существующих магистральных газопроводов
                         Республики Казахстан
____________________________________________________________________
 N ! Наименование !Год     !Кол-во  !Диаметр!Кол-во!Фактич.  !Норма-
п/п! газопроводов !начала  !ниток,  !       !КС    !и проект-!тивн.
   !              !эксплуа-!протя-  !       !      !ная мощ- !износ
   !              !тации   !женность!       !      !ности    !
   !              !        !----------------------------------------
   !              !        !   км   !   мм  !  ед. ! млрд.м 3  !  %
--------------------------------------------------------------------
 1  Средняя Азия
     - Центр                5 ниток
     САЦ-1          1966      279      1020                     90
     САЦ-2          1969      406      1220     7   50,0/60,0   88
     САЦ-3          1972      821      1220                     70
     САЦ-4          1972      821      1420                     70
     САЦ-5          1985      821      1420                     25
 
 2   Макат -
     Северный       1987      371      1420     3   17,0/25,5   30
     Кавказ
 
 3   Оренбург -
     Новопсков      1976      380      1220     2   10,0/14,0   65
 
 4   Оренбург -
     Запад. Граница 1978      380      1420     2   20,0/28,0   57
     (Союз)
 
 5   Бухара - Урал
     1. нитка       1965/     639      1020     5    7,2/15,0  100
                    1 кап.рем.
     2. нитка       1965/
                    1977-79гг. 639     1020     5
      
 6   БГР-ТФА        1964      2 нитки  
                              684     530-1020  2    6,0/13,0  60-90

 7   Газли-Шымкент  1988      314      1220     1   14,4/26,0   30

 8   Карталы-
     Кустанай       1963      238     530-720   -    2,0/5,4    90
 
 9   Окарем-Бейнеу  1967      398      1220     2    1,0/5,4    70

10   Узень-Актау   1968-1972  3 нитки 530-820   -    1,8/3,6    70
                              150
--------------------------------------------------------------------

      Обязательными элементами в работе газопроводной системы для поддержания режима работы газовых магистралей и распределительных газопроводов, особенно в регионах с резко континентальным климатом, являются подземные хранилища газа (ПХГ). Однако функционирующие в рамках газотранспортной системы Республики Казахстан три ПХГ, которые технологически не связаны между собой и ранее предназначались для работы в единой газотранспортной системе бывшего Союза.
      К примеру, ПХГ "Базой", расположенное вдоль газопровода "Бухара-Урал" с мощностью единовременного хранения газа до 3,5 млрд. куб. м, ранее использовалось для поддержания режима поставок газа при сезонных колебаниях для потребителей Западной Сибири (до открытия газовых месторождений в этом регионе). ПХГ "Акыртюбинское" (0,2 млрд. куб. м) и ПХГ "Полторацкое" (0,4 млрд. куб. м), технологически увязанные с режимом работы газопроводов "Ташкент-Шымкент" и "Газли-Шымкент-Бишкек-Алматы", ранее использовались больше для поддержания стабильного газоснабжения города Ташкента и потребителей Кыргызстана.
      В то же время, в западном газодобывающем регионе образуются избыточные объемы газа в летний период, что ведет к вынужденному его сжиганию на месторождениях. Поэтому все более острым становится вопрос о создании ПХГ вдоль газопровода "Средняя Азия - Центр". Также в целях стабильного газоснабжения в зимний период все более актуальным становится необходимость строительства ПХГ в районе города Алматы.
      Важным аспектом в работе газотранспортной системы является снижение влияния вредных выбросов в атмосферу при работе компрессоров и обеспечение технической и экологической безопасности работы газопроводов. В процессе эксплуатации объектов газовой системы основными источниками загрязняющих веществ являются выбросы в атмосферу от газоперекачивающих агрегатов на компрессорных станциях (КС), станциях охлаждения газа, различные местные котельные и факельные установки. Количество выбросов в атмосферу зависит от технического состояния и объема осуществляемого транзита.
      В последние годы из-за ухудшения технического состояния газопроводов ежегодные платежи за выбросы резко возросли, к примеру, с 6,4 млн. тенге в 1998 году до 42,7 млн. тенге - в 2000 году. Поэтому техническая реконструкция газотранспортной системы с заменой газоперекачивающих агрегатов, запорного оборудования и отдельных участков газопроводов является необходимой мерой по снижению вредного воздействия на окружающую среду. Так, замена устаревшего агрегата ГТ-750-6 на усовершенствованный - ГПА-Ц-6,3 снижает выбросы почти в 6 раз (до 50 мг/куб. м).
       Техническое состояние газораспределительных газопроводов.  Технологически составной частью газопроводной системы являются распределительные региональные системы газопроводов, так называемые среднего и низкого давления, главной функцией которых является доставка газа до конечного потребителя с минимальными потерями и обеспечением строгого учета реализуемого газа. Однако, текущее техническое состояние распределительных газопроводов характеризуется крайне высокой изношенностью основных средств и оборудования.
      К примеру, по газораспределительным сетям, которые эксплуатируются подразделениями ЗАО "Региональная газотранспортная система" (ЗАО "РГС") около 40 % газопроводов находятся в предаварийном состоянии. При этом, более 26 % оборудования и трубопроводов эксплуатируются более 35 лет при нормативных сроках эксплуатации стальных труб 25 лет. Более того, ускоренный износ газопроводов происходит из-за того, что около 40 % протяженности газопроводов эксплуатируются без системы электрохимзащиты. Требует ремонта или замены почти половина газорегуляторных пунктов (ГРП) и треть шкафных распределительных пунктов (ШРП).
      Анализ потерь газа в газораспределительной системе показывает значительное превышение нормативных потерь, составляющих не более 3-5 % от объемов реализации газа. По ряду газораспределительных компаний, к примеру, по Южно-Казахстанской области, так называемый, расход газа на собственные нужды и потери (СНиП) доходил до 30 % от объема поставляемого газа. Более того, в Жамбылской области из-за крайней ветхости газопроводов вдоль трасс газопроводов не раз фиксировались случаи выхода газа в атмосферу, создавая угрозу возгорания.
      Эксплуатация распределительных газопроводов требует дополнительных затрат за счет увеличение частоты обходов и ликвидации аварийных заявок. Увеличивается объем земляных работ, что сопровождается необходимостью приобретения дополнительной строительной техники, расширения штата технического персонала, приобретения аварийного запаса труб и запорной арматуры. Разрушения газопроводов могут принять массовый характер особенно в сейсмоопасных районах и в грунтах с повышенной коррозионной активностью. Аварийные выходы из строя газопроводов связаны с потерями газа и созданием взрывоопасных смесей на смежных коммуникациях, в подвалах домов, колодцах и т.д. Капитальные ремонты, проводимые на газопроводах, не обеспечивают гарантированного увеличения срока эксплуатации газораспределительных сетей в целом.
      Необходимость технической реконструкции распределительных сетей обосновывается еще и тем, что существующие схемы газоснабжения городов и населенных пунктов, построенные в советский период и рассчитанные на бесперебойное газоснабжение по уравнительному методу без приборов учета за расходом газа и оперативного отключения контроля отдельных потребителей выполнены, как правило, по кольцевым схемам. Кроме этого, производимые новые материалы и апробированные технологии транспортировки газа позволяют осуществить замену газопроводов низкого давления, имеющих большие диаметры, газопроводами среднего давления с меньшими диаметрами с обеспечением прежнего уровня безопасности, что в свою очередь приведет к сокращению затрат на приобретение труб, регулирующего и контрольно-замерного оборудования.
      Таким образом, краткий анализ состояния газопроводов и сооружений на них, указывает на необходимость реализации комплексных мер по реконструкции и модернизации всей газотранспортной системы, включая региональные газораспределительные сети, для повышения технической надежности и экологической безопасности при их эксплуатации, снижения сверхнормативных технологических потерь и восстановления проектных мощностей газопроводов.

  1.5. Международный рынок природного и сжиженного газа

       Мировые запасы природного газа оцениваются в 146 трлн.куб.м. Однако крупнейшие доказанные запасы природного газа сосредоточены в основном в двух регионах: в странах СНГ (38,4 %) и Ближнего Востока (33,6 %). На западноевропейские страны приходится всего 3 % мировых запасов, большая часть из которых приходится на континентальный шельф Норвегии.
      Основными производителями и поставщиками природного газа на Евразийском континенте, в регионах возможных интересов по поставкам казахстанского газа, являются Россия, Туркменистан, Узбекистан, страны Ближнего Востока, Алжир и Норвегия. Одновременно развивающимися рынками потребления, в первую очередь по природному газу, обуславливающими развитие трубопроводного транспорта газа, продолжают оставаться страны Европейского Союза и Азиатско-Тихоокеанского региона.
      Газовый рынок  Европы  претерпевает существенные структурные изменения. Европейский Союз в последние годы проводит последовательный курс на либерализацию рынка, что в итоге должно создать равные возможности участникам газового рынка для доступа к трубопроводам и заключения контрактов на поставку газа. Так, 11 мая 1998 года Совет министров энергетики ЕС утвердил Директиву о введении единых правил на внутреннем рынке природного газа ("газовая директива" ЕС). В настоящее время потребность в импорте газа в Европе сложилась на уровне 162 млрд. куб. м, к 2010 году прогнозируется рост этого показателя до 427 млрд. куб. м газа.
      Предполагается, что в течение 10 лет на территории Европейского Союза будет проведена полная либерализация рынка природного газа и к 2008 году до 43 % европейского газового рынка будет открыто для конкуренции. Следует отметить, что наряду с природным газом наблюдается тенденция к росту спроса на сжиженный природный газ (далее - СПГ). Так, если в 1995 году потреблялось 26 млн. тонн СПГ, то в 2000 году это потребление составило 28,5 млн. тонн, а к 2005 году ожидается увеличение спроса до 33 млн. тонн в год.
      Активным участником многих проектов транспортировки нефти и газа является Турция. В настоящее время поставки природного газа в Турцию осуществляются из России по Трансбалканскому газопроводу и газопроводу "Голубой поток", с годовыми объемами 6 и 8 млрд. куб. м соответственно. Кроме этого, в перспективе планируется увеличение поставок газа из Ирана - до 10 млрд. куб. м газа, сжиженного природного газа из Алжира - до 4 млрд. куб. м. и из Нигерии - до 1,2 млрд. куб. м.
      В 2002 году общее потребление газа в Турции составило 17,6 млрд. куб. м., из которых 11,6 млрд. было поставлено из России. Основным потребителем газа в Турции являются компании, вырабатывающие электроэнергию, на долю которых в 2002 году пришлось порядка 66 % от общего потребления в стране. По прогнозу общий спрос на газ в 2005 году составит порядка 32 млрд. куб. м, в 2010 году - 55 и в 2020 году этот показатель может вырасти до 80 млрд. куб. м. газа.
      Но если в настоящее время получаемые объемы газа, предназначены для удовлетворения внутреннего спроса, то вскоре Турция рассчитывает стать "транспортным коридором" по поставкам газа в Европу, в связи с чем ведется активная работа по проработке ряда газотранспортных проектов. Для Казахстана Турция привлекательна как для поставок газа, так и транзита газа в третьи страны с учетом подписанной Анкаринской декларации между странами участниками проекта нефтепровода "Баку-Джейхан", где обусловлена возможность поставки в Турцию до 20 млрд. куб. м. газа из Казахстана.
       Китай . Собственная добыча Китая в настоящее время составляет 22 млрд. куб. м. Но с учетом ежегодного роста ВВП в среднем на 8 % государственная программа развития экономики Китая предусматривает увеличение годового потребления природного газа с 25 млрд. куб. м в настоящее время до 50 млрд. куб. м в 2005 году, а к 2010 году - до 100 млрд. куб. м. Ожидается, что примерно 40% этого объема будет поставляться на электростанции. Учитывая растущий дефицит углеводородов, Китай стремится диверсифицировать импортные поставки, уменьшая зависимость от Ближнего Востока. Приоритетное место, исходя из географического расположения, среди стран-экспортеров углеводородов для Китая занимают Казахстан и Россия.
      Так, к 2005 году в КНР будут введены в эксплуатацию четыре магистральных газопровода, с расчетом на возможность подключения в 2006-2010 годах к будущим экспортным трубопроводам из России и Центральной Азии. В частности, реализация проекта газопровода "Запад-Восток", станет основой формирования единой системы газоснабжения Китая, что открывает для России и Казахстана новые возможности по освоению энергетического рынка КНР и поставок природного и сжиженного газа с выходом в целом на азиатско-тихоокеанский регион.
       Россия  обладает одними из крупнейших в мире запасов газа. На долю российского газа приходится 28 % общего объема потребления газа в Западной Европе. В некоторых странах эта доля достигает до 60-70 % как в Австрии, Польше, Германии стратегия основана на расширении и развитии рынков в Европе и контроле ключевых звеньев транспортной цепи.
      В 2002 году добыча газа в России составила 595,3 млрд. куб. м, из них 51,9 % приходилось на ОАО "ГАЗПРОМ", который в свою очередь более 90 % своей добычи ведет в Западной Сибири. ОАО "Газпром" разрабатывает 69 месторождений с разведанными запасами 17,3 трлн. куб. м. Только 10 месторождений Западной Сибири содержат запасы газа до 14,0 трлн. куб. м (78 %). Однако, некоторое отставание темпов роста добычи газа в России на фоне возрастающих возможностей экспорта газа в Европу, создает возможность участия наравне с Туркменистаном и Казахстану на основе создаваемых газовых альянсов участвовать в совместных проектах по экспорту газа в Европу.
      Одновременно в России усиливается интерес к производству сжиженного газа. Так, на Сахалине начал реализовываться проект завода по производству СПГ мощностью 9 млн. тонн в год и строительство экспортного терминала СПГ в незамерзающем порту Корсаков.
       Туркменистан  среди стран СНГ занимает второе место по уровню извлекаемых запасов и добыче газа и обладает общими запасами на суше более 3 трлн. куб. м, сконцентрированных в основном в 100 основных газоконденсатных месторождениях. Кроме этого, республика имеет оценочные запасы по шельфу Каспийского моря около 5,5 трлн. куб. м. Такой ресурс газа при сравнительно невысоком внутреннем потреблении дает республике потенциальную возможность экспорта газа на уровне 60-70 млрд. куб. м в год.
      Наличие избыточных запасов газа позволяет Туркменистану участвовать в ряде международных проектов по исследованию новых маршрутов экспортных газопроводов газа, как в турецко-европейском, так и в восточно-азиатском направлениях с выходом на рынки таких стран как Пакистан, Индия и Китай. Географическое расположение газосодержащих месторождений Туркменистана и Казахстана и совпадение интересов в рынках сбыта газа создает предпосылки для участия Казахстана в разработке совместных с Туркменистаном экспортных маршрутов.
       Узбекистан  занимает третье место в СНГ по разведанным ресурсам газа, которые составляют около 3 трлн. куб. м на 52-х разрабатываемых месторождениях. При этом, около 90 % этих запасов сосредоточено на Бухаро-Хивинской территории. Доказанные запасы на начало 2002 года составили 1,87 трлн. куб. м. За последнее десятилетие добыча газа возросла в 1,4 раза и достигла в 1999 году 55,6 млрд. куб. м. Экспертами рассматриваются возможности экспорта узбекского газа только через уже существующую систему магистральных трубопроводов "Средняя Азия-Центр". Также необходимо учитывать и тот факт, что большая часть территории Узбекистана еще недостаточно разведана, в частности это касается Приаральского региона.
      Таким образом, при разработке стратегии возможных экспортных маршрутов казахстанского газа как приоритетные могут рассматриваться следующие направления: российско-европейские, туркменско-турецкие и китайско-азиатские маршруты.

  2. Цели и задачи Программы

      В соответствии с долгосрочной Стратегией развития страны до 2030 года и Индикативным планом социально-экономического развития Республики Казахстан на 2004-2006 годы, а также, одобренной Правительством Республики Казахстан, Концепцией развития газовой отрасли Республики Казахстан до 2015 года предусматривается качественное изменение подходов к вопросам использования имеющихся газовых ресурсов страны. С решением проблем утилизации добываемого попутного газа, как сдерживающего фактора дальнейшего роста добычи нефти, сфера добычи, переработки и реализации газа должна стать одной из основных базовых отраслей развития экономики страны.
      Поэтому главной целью реализации Программы развития газовой отрасли в Республики Казахстан является кратное повышение социально-экономического эффекта от увеличения добычи и рационального использования внутренних ресурсов газа, а также транзитных возможностей газотранспортной системы в интересах более полного обеспечения потребностей внутреннего рынка и дальнейшего увеличения экспортного потенциала страны, что предполагает работу по следующим направлениям:
      Обеспечение максимальной утилизации попутно добываемого газа на месторождениях и создание возможностей для дальнейшего наращивания мощностей по добычи нефти и газового конденсата с обеспечением необходимых экологических требований.
      Достижение энергетической независимости страны по поставкам электроэнергии, природного и сжиженного газа, а также реализация программы импортозамещения по отдельным видам продукции нефтехимии.
      Обеспечение безаварийного и бесперебойного снабжения населения и промышленных предприятий республики природным газом на уровне распределительных сетей с восстановлением ранее сложившихся объемов потребления природного газа и дальнейшего развития рынка газа за счет газификации новых регионов.
      Развитие транзитных мощностей газотранспортных магистралей республики для обеспечения возрастающих объемов международного транзита природного газа и более эффективное использование имеющихся активов трубопроводной системы.
      Увеличение экспортного потенциала страны по поставкам природного и сжиженного газа, а также сопутствующих компонентов добываемого газа и продуктов глубокой переработки газа.
      Увеличение занятости населения и обеспечение газовой отрасли квалифицированным кадровым персоналом.
      Для достижения вышеуказанной цели в рамках Программы предполагается реализация ряда конкретных организационно-технических мероприятий и инвестиционных проектов, предусматривающих решение следующих задач:
      Наращивание ресурсного потенциала по запасам газа и развитие мощностей по его добыче с разработкой новых газовых и нефтегазовых месторождений с внедрением мероприятий по утилизации попутных газов.
      Реконструкция существующих и создание новых мощностей по переработке и утилизации добываемого газа с увеличением объемов выработки сжиженного газа и другой продукции нефтехимии в рамках программы импортозамещения.
      Разработка и реализация региональных программ газификации новых территорий и расширение сферы использования газа в коммунальном хозяйстве, в электроэнергетике, в автотранспорте и т.д.
      Реализация мер по технической реконструкции объектов газотранспортной системы для обеспечения технической и экологической безопасности при их эксплуатации, а также строительство новых газопроводов и отработка экспортных маршрутов по транспортировке природного газа на внешние рынки.
      Пересмотр нормативной базы газовой отрасли, оптимизация организационной структуры субъектов газотранспортной системы и совершенствование системы тарифообразования при транспортировке природного газа.
      Обучение, переобучение и создание условий для привлечения специалистов в отрасль.

        3. Основные направления и механизм реализации Программы

       3.1. Развитие мощностей по добыче и переработке газа

       3.1.1. Развитие ресурсного потенциала газовой отрасли

      В последние годы при среднем росте добычи газа на 6-8 % ежегодно, по итогам 2003 года увеличение объема добычи составило 24,1 % с достижением общего объема добычи до 14,0 млрд. куб. м, что более чем в два раза превысило уровень добычи газа в 1995 году. Это связано в первую очередь с увеличением объемов добычи углеводородного сырья на Карачаганакском, Тенгизском и Жанажольском месторождениях (таблица 3.1).
      При этом необходимо учесть, что в некоторых традиционно нефтяных регионах, например, в Мангистауской области, добыча газа на старых месторождениях постепенно снижается. Однако, на основе анализа программ развития нефтегазовых месторождений и в соответствии с подтвержденными запасами, прогноз по динамике добычи попутного газа на период до 2010 года представлен в основном за счет дальнейшего освоения ряда базовых месторождений.
      Планируется, что СП "Тенгизшевройл" в 2005 году приступит к реализации проекта по обратной закачке сырого газа в пластовый коллектор с последующим увеличением объемов газопереработки. Предусматривается, что данный проект будет реализовываться в два этапа со строительством объектов на начальном этапе по закачке очищенного газа. В случае положительных результатов предполагается на втором этапе использовать на закачку сырой газ без предварительной очистки сероводорода.
      В середине 2002 года было признано коммерческим открытие в казахстанском секторе Каспийского моря месторождения Кашаган с общими извлекаемыми запасами около 1 трлн. куб. м. Предполагается, что проект опытно-промышленной разработки месторождения будет включать три этапа, первый из которых предусматривает непосредственно опытно-промышленную разработку, второй и третий - полномасштабную разработку месторождения.
      В целом, на первом этапе освоения этого месторождения попутно с нефтью будет добываться до 6 млрд. куб. м газа, а после отладки процесса добычи, разделения нефти и попутного газа, а также решения вопроса транспортировки газа, уровень добычи газа достигнет порядка 24 млрд. куб. м. Извлекаемые запасы нефти на месторождении в значительной мере зависят от уровня обратной закачки газа. Предполагается, что на первом этапе эксплуатации 80 % добываемого газа будет закачиваться обратно в пласт. В качестве оптимального варианта закачки газа в пласт предполагается объем около 3-4 млрд. куб. м. газа в год.

        Таблица 3.1 Прогнозный баланс объемов добычи сырого
         и выработки товарного газа по месторождениям РК
                         на 2004-2010 годы

                                                  (млрд. м 3 )
____________________________________________________________________
             ! 2003 ! 2004 ! 2005 ! 2006 !2007 ! 2008 ! 2009 ! 2010
             !(факт)!      !      !      !     !      !      !
--------------------------------------------------------------------
1. Тенгиз:
валовая добыча:6,83   6,85   6,86   8,31  12,73  12,82  12,63 14,16
1.1. Закачка
в пласт сырого
газа           0,00   0,00   1,20   1,30   2,20   2,20   2,20  2,90
1.2. Выработка
тов. газа      4,48   4,60   4,70   5,00   7,40   7,50   6,80  6,40
2. ОАО
"Узеньмунайгаз"
Всего добыча:  1,16   1,10   1,10   1,00   1,00   0,90   0,90  0,80
2.1. Выработка
товарного газа
(КазГПЗ)       0,94   0,94   0,94   0,85   0,85   0,77   0,77  0,68
3. "Кашаган"
всего добыча   0,00   0,00   0,00   0,00   0,00   1,80   7,00 11,50
3.1. Возможный 0,00   0,00   0,00   0,00   0,00   1,00   2,40  6,10
объем закачки
в пласт с.г.
3.2. Возможный
объем товарного
газа           0,00   0,00   0,00   0,00   0,00   0,47   3,16  4,09
4. "Тенге",
всего добыча:  0,06   0,06   0,06   0,06   0,08   0,10   0,15  0,20
4.1. Выработка
товарного газа 0,06   0,05   0,05   0,05   0,07   0,09   0,13  0,17
5."Карачаганак",
всего добыча:  5,78  11,80  13,90  13,90  14,80  18,00  19,30 20,50
5.1. закачка
в пласт сырого
газа           0,18   4,20   6,60   6,60   6,60   7,60   7,80  8,60
5.2. товарный
газ            5,10   7,20   6,50   6,30   7,20   9,40  10,50 10,90
6. Толкын      0,50   0,73   0,73   0,73   0,73   0,73   0,69  0,61
6.1. выработка
товарного газа 0,50   0,72   0,72   0,72   0,72   0,72   0,68  0,60
7. "Чинаревск."
и "Тепл.-
Токаревск.",
всего добыча   0,00   0,10   0,10   0,20   0,30   0,50   1,00  1,50
7.1. выработка
товарного газа 0,00   0,00   0,00   0,00   0,00   0,40   0,80  1,20
8. Жанажол,
всего валовая
добыча:        1,41   1,20   1,40   1,70   2,30   2,50   3,00  3,40
8.1. Выработка
товарного газа 0,92   0,60   1,00   1,20   1,30   1,40   1,30  1,30
9. Алибекмола-
Кожасай и
Урихтау,
всего добыча:  0,00   0,13   0,60   0,60   0,60   0,64   2,30  2,60
9.1. Закачка
в пласт
сырого газа*   0,00   0,13   0,60   0,60   0,60   0,64   0,60  0,60
9.2. Выработка
товарного газа 0,00   0,00   0,00   0,00   0,00   0,00   1,70  2,00 

10. Амангельды,
всего валовая
добыча:        0,02   0,30   0,50   0,70   0,70   0,70   0,70  0,70
10.1. Товарный
газ            0,02   0,30   0,43   0,60   0,60   0,60   0,60  0,60 

11. Место-
рождения Южно-
Тургайской
впадины        0,87   0,90   1,10   1,00   0,85   0,75   0,65  0,60
11.1. Товарный
газ
в Кызылорду    0,00   0,00   0,15   0,30   0,30   0,25   0,22  0,20
12. Прочие
месторождения
(СНиП и
сжигание)      0,57   0,60   0,65   0,70   0,75   0,80   0,85  0,90
Итого объем
сырого газа   17,20  23,77  27,00  28,90  34,84  40,24  49,17 57,47
Итого
выработка
товарного
газа          12,02  14,41  14,48  15,02  18,43  21,58  26,65 28,14
Итого
технологи-
ческие нужды
и потери**     5,00   5,43   5,82   6,38   8,01   8,22  10,52 12,13
------------------------------------------------------------------- 

      * - Предусматривается обратная закачка на месторождении Кожасай.
      ** - Объем газа на СНиП переработке колеблется от 15 до 25% в зависимости от состава добываемого газа.

      Частичным решением региональной программы по обеспечению ресурсами газа в южном регионе является реализация в 2003 году проекта разработки первого из Жамбылской группы газовых месторождений Амангельдинского газового месторождения, с плановой годовой добычей около 700 млн. куб. м. С учетом выявленных запасов (утвержденные геологические запасы - более 25 млрд. куб. м газа) месторождение имеет перспективы роста объемов газодобычи в ближайшие 20 лет до 1 млрд. куб. м в год.
      Успешная реализация этого проекта позволит покрыть до 30% сложившегося баланса потребления газа в южном регионе Республики Казахстан и значительно снизить зависимость республики от импорта узбекского газа. Проект, с общей сметной стоимостью порядка 146 млн. долларов США, имеющий больше социальную значимость, реализуется при финансовой поддержке государства. 2
      В интересах достижения полной энергетической независимости южных областей Республики Казахстан по природному газу, стратегическое значение может иметь завершение работ по разведке территорий Северного Приаралья, где по экспертной оценке перспективные ресурсы свободного газа могут составить более 300 млрд. куб. м. с возможной ежегодной добычей до 4 млрд. куб. м.
      Остаточные извлекаемые запасы попутных и свободных газов по разрабатываемым месторождениям Южно-Тургайской впадины Арыскумского прогиба составляют 15,6 млрд. куб. м, а по перспективным месторождениям (Арыскум, Коныс и Бектас), находящимся на стадии разведки и подготовки к эксплуатации, составляют 18,7 млрд. куб. м. Реализация проекта по утилизации добываемого попутного газа с этих месторождений будет иметь важное социально-экономическое значение для региона Кызылординской области. Предполагается, что очищенный попутный газ с месторождений будет поставляться в г. Кызылорду в объеме до 250-300 млн. куб. м для выработки электроэнергии на местной ТЭЦ после ее реконструкции, а также для частичного газоснабжения областного центра. 3  Кроме этого, предполагается направлять на выработку электроэнергии непосредственно на месторождениях для собственных нужд до 150 млн. куб. м газа.
      В ближайшей перспективе имеются реальные возможности по обеспечению потребности в природном газе всей Актюбинской области за счет увеличения добычи нефти, а значит и газа, прежде всего, на нефтегазоконденсатном месторождении Жанажол с извлекаемыми запасами по нефти - 96,3 млн. тонн, по конденсату - 26,5 млн. тонн и растворенного газа - 132,6 млрд. куб. м. Оператор месторождения "CNPC-Актобемунайгаз" планирует к 2005 году увеличить объем газодобычи до уровня более чем 3 млрд. куб. м.
      Газонефтеконденсатное месторождение Урихтау, расположенное в непосредственной близости от разрабатываемого месторождения Жанажол, является более газосодержащим месторождением и имеет запасы свободного газа около 40,0 млрд. куб. м. Общая стоимость проекта по разработке месторождения предполагает привлечение инвестиционных средств, что может составить около 250 млн. долларов США.
------------------------------------------------------------------
       2  План развития ЗАО "Национальная компания "КазМунайГаз" на 2003-2005 годы, утвержден решением Правления ЗАО "КазМунайГаз", протокол N 29 от 12.09.2002 г.
       3  Проект утилизации попутного газа месторождений Южно-Тургайской впадины.
-------------------------------------------------------------------

      Нефтегазоконденсатные месторождения Алибекмола и Кожасай разрабатываются совместным предприятием, образованным ЗАО "КазМунайГаз" и компанией "Нельсон Ресурс" - АО "Казахойл-Актобе". Запасы газа по этим месторождениям составляют соответственно 5,9 и 6,8 млрд. куб. м. Общая стоимость разработки месторождений составляет около 500 млн. долларов США.
      Чинаревское месторождение, разрабатываемое АО "Жаикмунай", расположено на территории Западно-Казахстанской области Республики Казахстан, его доказанные запасы оцениваются в 17,7 млрд. куб. м. Тепловско-Токаревская группа газоконденсатных и нефтегазокондесатных месторождений с общей суммой доказанных запасов 24,9 млрд. куб. м, разрабатывается совместным предприятием ТОО "СП Степной Леопард".

      Рисунок 3.1 Динамика добычи попутного газа с его использованием 
          на собственные нужды и выработкой товарного газа до 2010 года 
                             (См. бумажный вариант)
 
      Карагандинский угольный бассейн также представляет интерес, исходя из опыта добычи метана из газонасыщенных угольных пластов в других странах, для обеспечения местных потребителей газом метаном. Предполагается, что по данному бассейну имеются промышленные запасы метана. При этом, решение вопросов дегазации и утилизации метана при разработке угольных месторождений в первую очередь является мерой по обеспечению безопасности работ и выполнению экологических требований. Так, если в 1992 году эмиссия метана в атмосферу составила около одного млрд. куб. м, то согласно целевой Программы утилизации и дегазации метана, подготовленной ОАО "Испат-Кармет", предполагается сократить эти выбросы к 2008 году до 200 млн.куб.м и, более того, получить годовой экономический эффект около 440 тыс. долларов США. 4
      По оценкам ученых и геологов, ресурсы метана угольных месторождений в Центральном Казахстане составляют 1,1-1,4 трлн. куб. метров, в том числе Карагандинского бассейна около 550 млрд. куб. метров. Перспективным направлением его утилизации является производство электроэнергии. Проект реализации промышленного освоения шахтного метана может быть осуществлен в два этапа с общей стоимостью около 170 млн. долл. США.
      Таким образом, реализация вышеуказанных проектов позволит создать реальные возможности для обеспечения энергетической независимости и покрытия внутренних потребностей страны в газе за счет собственных ресурсов добываемого и вырабатываемого товарного газа, а также значительно увеличить экспортный потенциал страны по поставкам природного газа (рисунок 3.1.)

      ------------------------------------------------------------------
       4 РГП Национальный центр по комплексной переработке минерального сыры РК "Отходы: пути оптимизации и предотвращения". (Материалы семинара). - А., 2002 г.

       3.1.2. Развитие газоперерабатывающих мощностей

      Дальнейшее развитие газовой отрасли связано, прежде всего, с развитием газоперерабатывающих мощностей на фоне все более возрастающих промышленных объемов попутно добываемого газа. При этом решается двуединая задача, а именно: максимальное получение экономических выгод за счет увеличения объемов выработки товарного газа с одной стороны и с другой снижение экологической нагрузки на окружающую среду за счет более полной утилизации свободно сжигаемого газа. В этих целях Программой предусматривается реализация ряда проектов по организации переработки добываемого газа на месторождениях и подачи товарного газа в магистральные газопроводы для последующей реализации, а также строительство компактных установок по подготовке и очистке попутного газа.
      Предполагается, что к 2010 году общее увеличение мощности переработки газа за счет реконструкций и нового строительства объектов переработки газа составит около 28 млрд. куб.м в год. В свою очередь это позволит не только предотвратить сложившую в последние годы тенденцию роста свободного сжигания газа на факелах до 3 млрд. куб. м в год, но в первую очередь, ликвидировать сжигание попутного газа, содержащего сернистые соединения на месторождениях Западного Казахстана, тем самым, сокращая выбросы десятков тысяч тонн ядовитых веществ.

         Реализация Газового проекта на Карачаганакском месторождении

      Дальнейшее увеличение объемов добычи газоконденсата с вводом в эксплуатацию Карачаганакского перерабатывающего комплекса по переработке конденсата (КПК) и вводом нефтепровода "Карачаганак-Атырау" влечет за собой и увеличение добычи попутного газа. Все это предопределяет необходимость реализации следующего этапа Соглашения о разделе продукции (СРП) с оператором месторождения. Следующим этапом так называемого "Газового проекта", предусматривается строительство Карачаганакского газоперерабатывающего завода (КГПЗ). Строительство КГПЗ планируется в два этапа с наращиванием мощности переработки до 5,0 и затем до 10,0 млрд. куб.м переработки сырого газа в год и строительством экспортного газопровода для транспортировки очищенного газа.
      При этом, казахстанская сторона, в целях ускорения реализации "Газового проекта", ведет разработку технико-экономического обоснования КГПЗ для оценки инвестиционной привлекательности проекта. Дело в том, что по условиям действующего Соглашения инвесторы месторождения принимают на себя обязательство по финансированию только до 40 % от требуемой стоимости "Газового проекта", тогда как оценочная стоимость всего проекта составляет более одного млрд. долларов США (таблица 3.2).

       Таблица 3.2 Расширение существующих и строительство новых ГПЗ 
                  и Установок по комплексной подготовке газа (УКПГ) 
                  в перспективе до 2010 года 
____________________________________________________________________
  Наименование   ! Ожидаемый  ! Мощности по переработке в год
  Газоперера-    ! срок ввода !-------------------------------------
  батывающего    ! в эксплуа- !Природного! Сжижен.газа!Другая
  комплекса      ! тацию      !  газа    ! тыс.тонн   !сопутствующая
                 !            ! Млрд. м 3  !            !продукция
--------------------------------------------------------------------
Строительство
ЖГПЗ N 3 с
возможн. перераб.
газа с месторожд.
Алибекмола,
Кожасай, Урихтау      2005         4,0        100,0       Сера
 
Тенгизский ГПЗ
(Второе поколение)    2005        14,1         1170       нет
 
Карачаганский ГПЗ                                       Конденсат-
(Газовый проект     2007 - 1 этап                       50,0 т.т 
в 2 этапа)          2010 - 1 этап  5,0        300,0     Сера

Кашаганский ГПЗ                                         Конденсат-
(первая очередь)    2008           3,0        500,0     100,0 т.т
                                                        Сера

УКПГ на место-                                 20,0
рождении                                    (на 2-ом    Конденсат-  
Амангельды          2005           0,7        этапе)    20 т.т.

УКПГ на место-                   0,2 на
рождениях                        Кумколе
Кумколь и                        0,2 на                 Конденсат -
Акшабулак           2004         Акшабулак     50,0     40 т.т.

УКПГ для                                                Конденсат -
Чинаревского                                            1 т.т.
месторождения       2008           0,2         20,0     Сера -
                                                        0,6 т.т.

УКПГ для ОПЭ
Теплово-
Токаревского
месторождения       2008           0,6          40      Сера
--------------------------------------------------------------------      
      Итого:   до 2010 года         28        2200  Конденсат-211,0
____________________________________________________________________

       Расширение Жанажольского газоперерабатываюшего завода

      В 2003 году ОАО "СНПС-Актобемунайгаз" осуществил пуск 2-го ГПЗ. Ежегодная мощность завода составляет 2 млн. тонн нефти и 1,4 млрд. куб. м природного газа, а также получения 48 тыс. тонн серы в год, что позволит увеличить уровень утилизации добываемого попутного газа до 80 %. Благодаря дополнительным установкам появилась возможность ежегодно получать до 60 тыс. тонн сжиженного газа. Даже с учетом того, что часть газа после ЖГПЗ будет использоваться для выработки электроэнергии на ГТУ и на собственные нужды (всего около 500 млн. куб. м в год), оставшийся объем практически покрывает региональные потребности в природном газе.
      Для дальнейшего увеличения объемов добычи нефти на месторождении, что повлечет также и увеличение добычи газа в объеме до 2,4 млрд. куб. м, в 2004 году планируется начать строительство ГПЗ N 3 с мощностью переработки до 2,0 млрд. куб. м и соединительного газопровода (160 км) до газомагистрали "Бухара-Урал", что обеспечит полную утилизацию добываемого газа. Такое развитие проекта позволяет в перспективе при разрешении взаимных интересов осуществить поставку на переработку газа с близлежащих месторождений Алибекмола, Кожасай и Урихтау, где суммарная добыча газа может составить к 2010 году до 1,2 млрд. куб. м в год.

       Развитие проектов по сжижению природного газа

      Представляется перспективным проект увеличения производства сжиженного газа в Актюбинской области, предложенный компанией ЗАО "KazTransGas LNG", которая в настоящее время эксплуатирует Актюбинский пункт очистки и сжижения природного газа - метана (АПОСГ). Новая технология разделения газа по фракциям с применением "Эффекта Ранка-Хилша", основанная на принципе встречных вихревых потоков газа, позволяет на компактном оборудовании с использованием энергии избыточного давления добиться сжижения метана при сравнительно малых затратах.
      Несмотря на получение первой партии сжиженного метана, отсутствие инфраструктуры для хранения и транспортировки пока сдерживает дальнейшее развитие проекта. Однако, достигнутый за последнее десятилетие технический прогресс в разработке технологии получения и транспорта СПГ уже позволил снизить себестоимость его получения с 350 долларов США за одну тонну в 1980-х годах до 200 долларов США в настоящее время, а также уменьшить затраты на производство танкеров-метановозов в 1,7 раза.
      Одновременно вышеуказанная установка является эффективной для дополнительного извлечения пропан-бутановой фракции из потока газа, прошедшего первичную очистку на ГПЗ, а также производить доочистку газа от сернистых соединений.

       Расширение мощностей Тенгизского ГПЗ

      СП "Тенгизшевройл" с 2005 года предусматривает реализацию новых проектов для увеличения добычи нефти на месторождении с 13 до 20-23 млн. тонн, что повлечет за собой и рост добычи попутного газа к 2010 году до 14 млрд. куб. метров в год. Дополнительное финансирование строительства объектов второго поколения, а именно: нефтегазоперерабатывающего завода, установок по обратной закачке газа мощностью до 2 млрд. куб. м. в год и нового соединительного газопровода до магистрального газопровода "Средняя Азия - Центр" составит около 3 млрд. долл. США.

       Строительство Кашаганского ГПЗ

      Международный консорциум "Аджип ККО", ведущий разведочные работы на Каспийском шельфе на структуре Кашаган, планирует с 2008 года начать добычу углеводородов на этом месторождении, что предполагает и необходимость начала строительства ГПЗ. При этом предполагается, что завод будет ежегодно перерабатывать до 3,0 млрд. куб. м попутного газа с выработкой до 500 тыс. тонн сжиженного газа.

       С троительство установок по переработке газа на Теплово-Токаревском и Чинаревском месторождениях

      В Западно-Казахстанской области, в связи с проводимой интенсивной разработкой малых и средних нефтегазоконденсатных месторождений предполагается строительство установок по комплексной подготовке добываемого попутного газа, в частности, на вышеуказанных месторождениях. При этом, использование новых разработок российских и украинских институтов позволяет при кратно меньших капитальных вложениях на данных установках уже на этапе опытно-промышленной эксплуатации производить очистку газа от сернистых соединений. Разработка этих месторождений позволит получить к 2010 году до 1,2 млрд. куб. м товарного газа в год с выработкой до 20 тыс. тонн сжиженного газа, что вполне покрывает все местные потребности в газе без подачи его с Карачаганакского месторождения.

       Строительство установок по переработке газа на месторождениях Южно-Тургайской нефтеносной впадины

      В 2004 году оператор Кумкольского месторождения ОАО "ПетроКазахстан Кумколь Ресорсиз" планирует завершить строительство установки по комплексной подготовке газа и газотурбинной установки мощностью 55 МВт в рамках проекта утилизации попутного газа. Реализация проекта позволит компании покрыть потребность в собственных нуждах в электроэнергии с реализацией большей части вырабатываемой электроэнергии внешним потребителям и получать сжиженный газ. Планируется, что аналогичная установка будет введена в эксплуатацию в 2004 году компанией "КазГерМунай" на месторождении "Акшабулак".
      Таким образом, расширение газоперерабатывающих мощностей позволит не только покрыть потребности значительной части региональных потребностей республики в природном газе, но и довести к 2010 году ежегодный уровень выработки сжиженного газа в Республике Казахстан с учетом ввода новых мощностей до уровня 3,6 млн. тонн (таблица 3.3).

       Таблица 3.3 Перспективный баланс производства и потребления, 
                  экспорта и импорта сжиженного газа до 2010 года

        
                                                            (тыс.т.)
____________________________________________________________________ 
 Производительность !Фактический баланс!     Прогноз
 сжиженного газа    !------------------!----------------------------
                    !  1995  !  2003   ! 2004 ! 2006 ! 2008 ! 2010
____________________________________________________________________

Производство в РК
всего                  403     1040,5    1150   2370   3280   3620
1. Существующие
мощности               403     1040,5    1100   1200   1250   1290
1.1 Атырауский НПЗ*     13        3       20     100    120    160

1.2 Павлодарский НПЗ*  130      115,6     120    100    130    130

1.3 Шымкенский НПЗ*     60      136,4     140    140    140    140

1.4 Казахский ГПЗ      130       77,3      80     90     80     80

1.5 Тенгизкий ГПЗ       70      708,2     720    720    720    720

1.6 Актюбинское ПОСГ*   -         -        20     50     60     60

 2. Новые мощности**    -         -        50   1170   2030   2330
 
    Импорт           133,2        90       90     80     70     60

    Внутреннее
    потребление      534,4        430     450   1250   1250   1280
 
    Экспорт            1,8      700,5     790   1200   2100   2400
-------------------------------------------------------------------
      * - увеличение производства на данных заводах ожидается за счет их полной и модернизации
      ** - См. таблицу 3.2

      Одновременно в результате реализации предполагаемых мер по реконструкции существующих и введением в действие новых газоперерабатывающих комплексов ожидается, что доля свободного сжигания попутного газа на месторождениях по республике снизятся с 21,9 в 2003 году до 5,0 процентов в 2010 году.

         3.2 Перспектива внутреннего рынка природного и сжиженного газа

       3.2.1. Региональные программы газификации и развитие внутреннего рынка потребления газа

      Для сложившейся в Республике Казахстан схемы газоснабжения характерно, и является актуальным, централизованное управление системой транспортировки и поставок природного газа. Однако дальнейшее развитие внутреннего рынка как природного, так и сжиженного газа во многом зависит от скоординированных совместных действий газодобывающих и газотранспортных организаций, а также местных органов на региональном уровне (таблица 3.4).

       Таблица 3.4. Показатели по развитию газоснабжения по областям РК
____________________________________________________________________
 Области !Протяжен-!Прогнозные показатели !Предполагае-!Возможные
         !ность су-!развития газоснабжения!мое финанси-!источники
         !ществую- !                      !рование на  !финансиро-
         !щих ре-  !                      !развитие    !вания
         !гиональ- !                      !газоснабже- !(млн.тенге)
         !ных газо-!                      !ния (млн.   !
         !проводных!                      !тенге)      !
         !сетей    !-----------------------------------------------
         !(км)     !Строитель- !Количество!2004- !2007-!Бюд-  !Хо-
         !         !ство газо- !новых пот-!2006  !2010 !жетных!зяй-
         !         !проводов   !ребителей !      !     !      !ст-
         !         !(км)       !          !      !     !      !вую-
         !         !-----------!----------!      !     !      !щих
         !         !2004-!2007-!к 2010году!      !     !      !субъ-
         !         !2006 !2010 !          !      !     !      !ек-
         !         !     !     !          !      !     !      !тов
-------------------------------------------------------------------
Актюбинская 14089    191   411    50800     1803   6227  8030   -
Алматинская 23206     30   129    15890      283    523    70  736
Атырауская   1186    578  1380     4900     5500  14500 19786  214
Жамбылская   2425   Реконструкция    -       597     -     -   597
Западно-
Казахстан-
ская         2000    180   920    42600     1235   3705  2560 2380
Костанайская 2025     43   350     3000      172    753    40  885
Кызыл-
Ординская     400    401    -        -      7161     -   5301 1860 
Мангистауская1574     82   212     5350      302    196   497   -
Северо-
Казахстанская  80     -     -        -        -      -     -    - 
Южно-
Казахстан-                 Рекон-
ская         3086    102   ция   356000      544     96   401  239

г. Алматы   25434     -    147     1200      218    545    -   764
-------------------------------------------------------------------
Итого       75505   1607  3549   480337    17218  26545 37282 7078
___________________________________________________________________

      Примечание: Таблица составлена на основе исходных и прогнозных данных от акиматов областей.

      В последние годы, в условиях кризисного состояния экономики и структурных преобразований в газотранспортной системе, работы по развитию газификации и обновлению существующих региональных газораспределительных сетей практически не производились. В областях остались не реализованными прошлые директивные планы строительства новых газопроводов протяженностью более 5 тыс. км с разработанной в основном на бюджетные средства проектно-сметной документацией.
      Более активная в этом направлении работа проводится в западных областях республики, где с участием местного бюджета и привлечением инвесторов ведется расширение сети газопроводов, подключение новых потребителей природного газа, увеличивается количество заправочных станций сжиженного газа. Как правило, эта работа ведется на основе разрабатываемых программ газификации и улучшения газоснабжения регионов. Подобные программы, которые, к примеру, широко практикуются в Российской Федерации, как правило, включают следующие основные направления региональной политики с решением следующих конкретных задач:
      содействие в разработке и ускоренном освоении имеющихся на территории газовых ресурсов с утилизацией сжигаемого попутного газа, развитие малых газоперерабатывающих мощностей и газовой электроэнергетики;
      развитие местных сетей газопроводов с газификацией населенных пунктов, применение новых технологий и материалов для реконструкции существующих газопроводов;
      транзитная загрузка существующих газопроводов-отводов, более полное удовлетворение потребностей населения в поставках природного и сжиженного газа с увеличением их использования в автотранспорте, в коммунально-бытовом секторе;
      мобилизация возможных источников финансирования, координация интересов хозяйствующих субъектов и действий местных органов, недропользователей и оператора магистральных газопроводов.
      Все более заметную роль играет дочерняя компания ЗАО "КазТрансГаз" по оптовой поставке газа ЗАО "КазТрансГаз Дистрибьюшн", которая, имея возможность для скоординированных действий, практически восстанавливает утерянный рынок природного газа на юге республики и в других областях с ожидаемым объемом продаж газа в 2003 году до 2,9 млрд. куб. м против 2,2 млрд. куб. м по итогам 2002 года. Все это доказывает эффективность работы в системе газораспределения крупной компании при условии поддержки со стороны оператора магистральных газопроводов, когда объединение усилий в условиях естественной монополии системы позволяет успешнее достигать единых целей при государственной поддержке и регулировании по развитию внутреннего рынка потребления газа.
      Однако до сих пор, несмотря на принимаемые со стороны ЗАО "КазТрансГаз Дистрибьюшн" меры по внедрению новых методов работы с целью улучшения платежей, эта проблема остается нерешенной, что сдерживает дальнейшее развитие рынка газа. Решение этого вопроса может быть обеспечено только совместными действиями поставщика газа, его транспортировщика и местных органов. К примеру, дебиторская задолженность лишь топливно-энергетических компаний республики за поставленный газ и за услуги по транзиту газа по итогам 2002 года превысила 2,6 млрд. тенге.
      Таким образом, особенности функционирования газотранспортной системы и перспективы ее развития предполагают необходимость проведения комплекса мер по развитию ресурсной базы для производства природного и сжиженного газа, дальнейшей газификации регионов, развития рынка природного и сжиженного газа на основе создания экономических, организационных и правовых условий со стороны всех субъектов газовой системы и местных органов.


       Газоснабжение Западно-Казахстанской области

      На территории области находится крупнейшее нефтегазоконденсатное Карачаганакское месторождение (НГКМ) с достигнутым годовым объемом добычи газа - 5,8 млрд. куб. м. С вводом к 2004 году в промышленную эксплуатацию газовых месторождений - Чинаревского и Тепловско-Токаревской группы газоконденсатных месторождений, а также строительством новых мощностей по переработке газа (Карачаганакского ГПЗ) объем добычи газа к 2010 году в области возрастет до 20,0 млрд. куб. м в год. С учетом обратной закачки газа и использования газа на собственные нужды объем товарного газа к 2010 году может составить около 11,0 млрд. куб. м.
      Проходящие по территории области транзитные магистральные газопроводы (МГ) "Средняя Азия - Центр", "Союз" и "Оренбург-Новопсков" создают благоприятную ситуацию по развитию газоснабжения области. В результате область на сегодня является одной из наиболее газифицированных (42 %). Сохранение цен на оптовые поставки газа (18-21 долларов США за 1 тыс. куб. м) в период спада и кризисных явлений в экономике позволило области сдержать резкое падение потребления газа, как это произошло в других регионах.
      Согласно разработанной в области Программе газоснабжения предполагается, что в период до 2010 года рост газопотребления будет происходить за счет увеличения спроса на газ со стороны промышленности и использования его в качестве базового топлива на электростанциях (до 90 % поставок электроэнергии осуществляется из России). С учетом этого и ожидаемого увеличения использования газа в котельных и на транспорте предполагается увеличение потребления газа в области до 1000 млн. куб. м в год.

         Газоснабжение Атырауской и Мангистауской областей

      Газовую промышленность региона представляют такие крупные компании, добывающие попутный газ, как ТОО "Тенгизшевройл", "Мангистаумунайгаз", АО "Узеньмунайгаз", "Эмбамунайгаз". В регионе из 84 нефтегазовых месторождений пока разрабатываются компаниями чуть больше половины. Среди них известные месторождения - Тенгизское, Королевское, Имашевское (Атырауская область); Узень, Жетыбай, Каламкас (Мангистауская область).
      Энергоснабжение областей преимущественно базируется на использовании природного и сжиженного газа, где также по известным причинам отмечалось падение потребления газа в прошлом периоде. К примеру, анализ показал, что для Атырауской области была свойственна зависимость, когда увеличение тарифов на 10 % приводило к снижению потребления на 3,6 %. Поэтому в последние годы политика снижения цен на газ и поставка его по себестоимости со стороны СП "Тенгизшевройл" по цене 12 долларов США привели к стабилизации и росту потребления газа. В Мангистауской области основной поставщик газа АО "Узеньмунайгаз" имеет возможность осуществлять поставку газа по цене 30 долларов США за 1 тыс. куб. м, что значительно ниже, чем в южных и северных областях страны.
      Хотя благоприятным условием для газификации территорий этих двух областей является наличие проходящих по их территориям крупных магистральных газопроводов "Средняя Азия - Центр" и "Макат - Северный Кавказ", сеть газопроводов по областям развита слабо и газифицированы только поселки, находящиеся в непосредственной близости от магистральных газопроводов. Так, по Атырауской области газифицированы населенные пункты с численностью составляющей 50 % ее населения. Принятые планы газификации на период 2003-2010 годы предусматривают выделение 20,0 млрд. тенге на строительство новых газопроводов с протяженностью около 2,0 тыс. км. Около 300 км газопроводов предполагается построить в Мангистауской области. С началом освоения месторождений Каспийского шельфа создаются более благоприятные условия для завершения газификации областей.
      Исходя из того, что если потребление газа по итогам 2003 года в Атырауской области составляло около 638,1 млн. куб. м, а в Мангистауской - 1289,0 млн. куб. м в год, то с учетом ожидаемого расширения мощности Атырауской ТЭЦ на 70 МВт, восстановлением работы нефтехимических комплексов и промышленного развития региона, а также в связи с активно проводимой работой по газификации регионов к 2010 году потребление газа прогнозируется в Атырауской области на уровне 2,0 млрд. куб. м, а в Мангистауской - около 6,0 млрд. куб. м. (Для справки: потребление газа в 1992 году по областям составляло соответственно - 0,4 и 2,2 млрд. куб. м).      

        Газоснабжение Актюбинской области

      На базе имеющихся значительных запасов минерально-сырьевой базы разработан проект Программы газификации области. В настоящее время почти половина потребности области в газе покрывается за счет поставок с Жанажольского месторождения (нефтегазовая компания "СНПС-Актобемунайгаз"). Однако, в ближайшие годы крупным поставщиком газа может стать компания "Казахойл-Актобе" (месторождения Алибекмола и Кожасай) и важным этапом, когда регион станет экспортером газа, явится разработка Урихтауского газоконденсатного месторождения.
      С вводом в эксплуатацию второй очереди Жанажольского ГПЗ мощностью до 1,4 млрд. куб.м в год и строительством нового Жанажольского ГПЗ, а также завода на месторождениях "Алибекмола" и "Кожасай" будет полностью решена проблема обеспечения потребностей региона собственными ресурсами с отказом от импорта узбекского газа с ценой 40-42 долларов США.
      Существующая сеть газовых магистралей, к примеру, газопровод "Бухара-Урал", "Жанажол-Актобе" уже позволила газифицировать 38 населенных пунктов и городов с общей численностью около 380 тыс. человек (58 % от общей численности населения области). В перспективе по плану газификации области предусматривается строительство еще четырех газопроводов высокого давления: "Актобе-Мартук" (72 км с подачей газа в 17 населенных пунктов), "Актобе-Байганин" (70 км), "Актобе-Новоалексеевка" (110 км) с общим объемом инвестиций в сумме до 5,5 млрд. тенге.
      Актюбинская область является электродефицитным регионом, где до 25 % потребности покрывается за счет поставок из России. На фоне дальнейшего повышения спроса в регионе на электрическую энергию планируется расширение существующих и строительство новых генерирующих мощностей на газе, к примеру, строительство электростанции на месторождении "Жанажол" мощностью 48 МВт. Также ведется проработка проекта строительства ТЭС в городе Актюбинске мощностью 570 МВт.
      В целом, область на фоне принимаемых мер по газификации, имея положительную динамику роста промышленного производства и поступлений налогов в местный бюджет, где среднемесячная зарплата превышает республиканский уровень на 18,7 %, обладает достаточным потенциалом для расширения рынка потребления газа.
      Таким образом, при ежегодном увеличении денежных доходов населения более чем на 4 % и развитием промышленности при складывающей тенденции роста потребления газа по области на 3-7 % к 2010 году можно ожидать увеличения объема потребления газа в области на уровне 1,8 млрд. куб. м.      

       Газоснабжение Южных областей республики

      Одной из актуальных проблем в республике на текущий период остается обеспечение стабильного газоснабжения южных областей, где поставки природного газа традиционно осуществляются из Узбекистана. Сложившаяся зависимость южного региона от условий поставок импортируемого газа с ценой 40 и более долларов США на условиях предоплаты, а также ситуация с высокими ценами в период переходной экономики (80-84 долларов США). Свое негативное влияние оказали и издержки со структурными реорганизациями в газовых хозяйствах в период приватизации. Все это привело к тому, что в южном регионе уровень потребления газа сократился с 5,3 в 1992 году до 1,7 млрд. куб. м в 2003 году.
      Незначительное повышение уровня потребления в последние два года не решает проблему восстановления прежнего объема потребления газа. Этому не способствуют и сохраняющиеся, достаточно высокие, цены на импортируемый узбекский газ при сравнительно низких доходах населения региона.
      Поэтому, наряду с проводимыми работами по реконструкции газового хозяйства, (ЗАО "КазТрансГаз" через свою дочернюю компанию инвестировал в Южно-Казахстанскую область на эти цели около 5 млн. долларов США, в том числе, на строительство газопровода от поселка Кайнар до станции Бадам - 12 км). Принципиальным решением для увеличения поставок природного газа в южные области должно стать снижение цен на поставляемый газ и проработка альтернативных вариантов газоснабжения. Поэтому согласно решения Правительства Республики Казахстан ввод в эксплуатацию Амангельдинского газового месторождения в Жамбылской области является важным этапом в стабилизации газоснабжения южных областей. Что позволит почти на 30 % обеспечить потребности региона (около 600 млн. куб. м газа) за счет собственных ресурсов.
      Вторым перспективным направлением решения проблемы газообеспечения южных областей может быть завершение разведки на перспективных территориях Северного Арала, где по оценке экспертов из Института геологии АН Республики Казахстан и геофизических компаний прогнозные запасы свободного газа составляют около 300,0 млрд. куб. метров. Строительство в перспективе соединительного магистрального газопровода от МГ "Бухара-Урал" до МГ "Шымкент-Алматы" позволит газифицировать депрессивные районы Кызылординской области, а также соединить с единой газотранспортной системой республики планируемый газопровод "Кумколь-Кызылорда".
      Поэтому главными вопросами в реализации проекта альтернативного газоснабжения южного региона остаются:
      ускоренное освоение Амангельдинского месторождения и проведение технико-экономического обоснования по разработке других месторождений газа на территории Жамбылской и Южно-Казахстанской областей;
      завершение геологоразведочных работ на территории Северного Приаралья и повторного рассмотрения проекта строительства внутреннего газопровода "Шалкар-Шымкент" с учетом исследований по поставкам газа в Китай;
      отработки с газовыми компаниями соседних стран по обеспечению поставок газа в южный регион с использованием схемы замещения.
      Принятие комплексных мер по стабилизации газоснабжения южных областей Республики Казахстан должно быть направлено, в первую очередь, на приближение к прежним уровням потребления газа, в частности, по Южно-Казахстанской области до уровня 800 млн. куб. м., Жамбылской - 1000 млн. куб. м, по г. Алматы и Алматинской области - 950 млн. куб. м.
      

       Газоснабжение Кызылординской области

      Кызылординская область, располагая достаточными ресурсами попутно добываемого газа на месторождениях Южно-Тургайского прогиба, в то же время, приобретает сжиженный газ для населения из других регионов по завышенным ценам, и испытывает острый дефицит в обеспечении энергоресурсами потребителей области. Комплексное решение этих вопросов, в соответствии с принятыми решениями Правительства Республики Казахстан, предполагается за счет более полной утилизации попутных газов, извлекаемых на действующих нефтегазовых месторождениях, где ежегодно в ущерб экологии региона сжигается на факелах до 700 млн. куб. метров попутного газа.
      Компании ОАО "ПетроКазахстан Кумколь Ресорсиз", "Тургай-Петролеум" и СП "КазГерМунай" до конца 2004 года должны завершить работы по строительству комплексных установок по переработке газа и газопровод до г. Кызылорды с мощностью транзита до 250 млн. куб. м газа в год. Другие предприятия СП "Куатамлонмунай", ЗАО "КОР" и ТОО "Ай Дан" также ведут геологоразведочные работы на месторождениях, имеющих запасы попутных газов. Суммарные запасы газа по вышеуказанным месторождениям составляют около 15 млрд. куб. м, а с учетом перспективных территорий, находящихся на стадии разведки, запасы газа по данному региону составляют около 40 млрд. куб. м.
      Проект утилизации и использования попутных газов нефтяных месторождений Южно-Тургайского прогиба предполагает: 5
      строительство на каждом из месторождений, где производится добыча попутного газа, системы сбора этого газа и монтаж установок по выработке сухого и сжиженного газа в объеме до 50 тыс. тонн в год;
      строительство магистрального газопровода Акшабулак-Кызылорда, протяженностью 124 км для поставки очищенного газа, прежде всего, для нужд теплоснабжения города, с подачей с 2004 года в объемах от 150 млн. куб. метров с увеличением до 300 млн. куб. м. к 2006 году;
      строительство газотурбинной установки (ГТУ) мощностью 55 МВт и стоимостью 30,3 млн. долларов США на месторождении Южный Кумколь при финансировании ОАО "ПетроКазахстан Кумколь Ресорсиз" (в настоящее время введена в эксплуатацию);
      реконструкция и перевод ТЭЦ и городских котельных на сжигание природного газа для выработки дешевой электрической и тепловой энергии с частичной газификацией жилого сектора г. Кызылорды.
--------------------------------------------------------------------
       5 . Генеральное соглашение "Комплексное использование попутных газов нефтяных и газовых месторождений Южно-Тургайского прогиба" от 26 сентября 2000 года и Постановление Правительства Республики Казахстан от 26 февраля 2001 года N 281 "О мерах по комплексному и эффективному использованию попутных и природных газов нефтяных и газовых месторождений Южно-Тургайской впадины Арыскумского прогиба"
 
        Учитывая, что до 95 % объема промышленной продукции области приходится на долю нефтедобывающих предприятий, где трудоустроено около 2000 человек, реализация Проекта утилизации попутного газа будет иметь важные социальные последствия. А именно: позволит снизить тарифы на коммунальные услуги в 2-3 раза, увеличить поступления налогов от реализации газа до 280 млн. тенге в год. Снижение указанных тарифов позволит сэкономить бюджетные средства на сумму 180-200 млн. тенге и направить их на оказание адресной социальной помощи населению области.
      Крайне важно, что при этом будет решена сохраняющаяся последние несколько лет экологическая проблема свободного сжигания попутного газа на факелах. Так, по оценкам института НИПИЭнергопром от утилизации каждых 100 млн. куб. м попутного кумкольского газа будет достигнут эффект снижения выбросов на 40,0 тыс. тонн загрязняющих веществ.

       Газоснабжение Костанайской области

      В топливно-энергетическом балансе области доля угля составляет 26 %, а природного газа - 13 %. По территории области проходит газопровод "Карталы-Костанай" общей протяженностью 238 км. В последние годы с восстановлением промышленного производства наблюдается и увеличение потребления природного импортируемого газа. Так, только за последние годы потребление в области возросло по итогам 2003 года до уровня 800 млн. куб. метров природного газа.
      Основными потребителями газа в области, определяющими прогноз потребления газа на ближайшие годы, являются энергетика и промышленные предприятия, такие как Соколовско-Сарыбайский ГОК, который ранее потреблял с учетом работы ТЭЦ до одного млрд. куб. метров газа в год. Кроме этого, ожидается ввод в эксплуатацию новых объектов, к примеру, производства стеклотары в г. Лисаковске в 2004-2005 годах и дальнейшая газификация населенных пунктов. Планируется местными органами проложить около 400 км новых газопроводов с подключением до 2010 года до 3,0 тыс. абонентов и переводом местных котельных на природный газ. Общий предполагаемый объем финансирования этих работ до 2010 года может составить до одного млрд. тенге.
      На основе прогноза с учетом реализации всех предполагаемых мер ожидается, что уровень потребления природного газа к 2010 году по данным областям может составить около 1300 млн. куб. м газа (см. таблицу 3.5).

       Таблица 3.5 Прогноз потребления природного газа в РК 
              от 2004 до 2010 года
___________________________________________________________________
 Наименование! Факт !     Прогноз (млн. м 3 )
 области     !-----------------------------------------------------
             ! 2003 ! 2004 ! 2005 ! 2006 ! 2007 ! 2008 ! 2009 !2010
--------------------------------------------------------------------
Алматинская,
г.Алматы       720,3   790    820    850    880    910    930   950
 
Жамбылская     368,9   400    500    610    700    800    900  1000
 
Южно-
Казахстанская  177,3   300    400    500    600    650    700   800

Итого
по южному
региону       1266,5  1490   1720   1960   2180   2360   2530  2750

Актюбинская   1138,4  1300   1400   1500   1560   1600   1700  1860

Западно-
Казахстанская  570,5   580    600    710    760    880    950  1000

Атырауская     638,1   700    700    840    900   1000   1100  1200

Мангистауская   1289  1390   1480   1630   1690   1820   1930  2000

Итого
по западному
региону         3636  3970   4180   4680   4910   5300   5680  6060

Костанайская     788   900   1000   1040   1140   1200   1250  1300

Кызылординская    0     30    150    300    300    250    220   200

Всего по РК   5690,5  6390   7050   7980   8530   9110   9680 10310
--------------------------------------------------------------------

       Перспективные вопросы газоснабжения Северо- Казахстанской, Акмолинской областей и г. Астаны

      Проект газификации северных областей Республики Казахстан рассматривался неоднократно и особенно активно после образования независимого Казахстана. Имелось проектное решение, предусматривающее строительство нового газопровода от города Ишима до города Петропавловска с диаметром 530 мм и протяженностью 156 км под давлением 5,3 Мпа с перепрофилированием бывшего нефтепродуктопровода "Петропавловск - Астана".
      Это позволило бы на первом этапе обеспечить поставку газа в Астану в объеме до 300 млн. куб. м с доведением (после строительства дополнительных КС) объема транзита до 550 млн. куб. м в год. При этом, поставки газа в Северно-Казахстанскую и Акмолинскую области могли бы составить соответственно около 300 и 200 млн. куб. м газа в год. Стоимость проекта оценивалась около 115 млн. долларов США.
      Кроме этого, на средства местных бюджетов были разработаны генеральные схемы газоснабжения двух городов Астаны и Кокшетау. К примеру, по городу Астане при расчетной потребности до 400,0 млн. куб. м газа предусматривается выполнение строительно-монтажных работ на сумму 28,5 млн. долларов США. Также по схеме газоснабжения города Кокшетау и частично населенных пунктов Акмолинской области предполагается на первом этапе поставка около 255 млн. куб. м газа в год со строительством двух системообразующих газопроводов с общей стоимостью работ до 8 млн. долларов США).
      Однако из-за неопределенности поставок газа из России, проект был приостановлен, хотя с образованием совместного казахстанско-российского предприятия ЗАО "КазРосГаз" создаются новые предпосылки дополнительного рассмотрения проекта подачи газа в город Астану с учетом перспективы экспорта газа в Китай.

       Перспектива обеспечения потребности Республики Казахстан сжиженным газом

      Введение новых мощностей по производству сжиженного газа в Казахстане позволяет обеспечить (без какого-либо ограничения) внутренние потребности в долгосрочной перспективе (таблица 3.2). Достигнутые объемы производства сжиженного газа уже позволили увеличить экспорт и сократить его импорт.
      Исследование рынка возможного потребления сжиженного газа на ближайшую перспективу показывает, что в республике сложившийся уровень цен (250-300 долларов США за 1 тонну) уже соответствует (с учетом затрат на транспортировку до внешнего рынка) уровню мировых цен на этот вид энергоносителей. Таким образом, внутренний рынок сжиженного газа, преодолев поэтапное повышение цен, адаптировался по ценовым параметрам с международным рынком. На сегодня, тот факт, что множество частных предприятий, занятых бизнесом в сфере сжиженного газа, успешно функционируют в рыночных условиях, позволяет прогнозировать стабилизацию цен на этом рынке.
      Вместе с тем, еще остаются вопросы совершенствования регулирования деятельности субъектов, как правило, занимающих доминирующее положение на рынке поставок сжиженного газа на региональном уровне во избежании случаев срыва поставок газа для группы потребителей или необоснованного повышения цен в отдельные периоды.
      Складывающаяся тенденция роста потребления при достигнутом уровне потребления сжиженного газа (в начале 90-х годов составлял порядка 700-800 тыс. тонн в год) свидетельствует о том, что сжиженный газ остается важным энергоносителем практически на всей территории Казахстана и особенно в областях, где невозможны поставки природного газа. Сжиженный газ также является важнейшим сырьем для развивающейся нефтехимической промышленности республики, и все более используется в качестве моторного топлива.
      Экспериментально выявлено, что перевод двигателей с бензина на сжиженный газ приводит к снижению количества выбросов окиси углерода в пять раз и несгоревших углеводородов в два раза. В сжиженных газах нет свинца, очень низкое содержание серы, окислов других металлов, ароматических углеводородов и др. В продуктах сгорания газовых топлив практически отсутствуют частицы твердого углерода, вызывающие дополнительный износ сопряженных деталей двигателя.
      Мировая тенденция к переходу на СПГ в качестве моторного топлива устойчива. Ожидается, что уже в ближайшем будущем количество транспортных средств, использующих сжиженный газ вырастет с 1,2 до 6,5 млн. единиц. В большинстве зарубежных исследований сделан вывод о том, что применение СПГ в двигателях позволяет сократить парниковые выбросы на 20 %. Многие европейские страны ввели достаточно строгие правила, ограничивающие выброс продуктов сгорания при работе двигателей на бензине. Сжиженный пропан и бутан имеют более высокое октановое число по сравнению с бензином, следовательно, двигатели, работающие на пропане, могут иметь более высокую степень сжатия и более высокий, чем у бензинового двигателя, КПД. Нормы токсичности отработавших газов двигателей транспортных средств, становятся все более жесткими, тогда как СПГ уже сегодня может обеспечить для двигателей соответствие экологическим нормам "Евро-4". Наряду с высокими эксплуатационными качествами газовые топлива имеют более низкую в 1,5-2 раза стоимость.
      В настоящее время в республике, по неполным данным, переоборудовано около 17,5 тыс. автомобилей, которые потенциально могут потреблять около 30-40 тыс. тонн (по отчетам 23,7 тыс. тонн) сжиженного и природного газа (в пересчете на сжиженный газ). Однако крайняя неравномерность числа переоборудованных автомобилей (к примеру, в Западно-Казахстанской и Мангистауской областях переоборудовано около 6 тыс. автомобилей, а в Павлодарской, Актюбинской и ряде других областей таких автомобилей незначительное количество) свидетельствует о больших резервах в расширении использования сжиженного и природного газов в качестве автомобильного топлива.
      Газовое топливо практически не содержит веществ, являющихся католическими ядами для нейтрализаторов (сера, свинец и т.д.). При использовании природного газа относительное процентное содержание загрязняющих веществ снижается, к примеру, по NOx на 40 %, по СО на 10 %, и сажи на 5 %. Сложившийся темп роста переоборудованных автомобилей дает возможность прогнозировать рост потребления сжиженного газа к 2010 году до уровня 200 тыс. тонн в год.
      Следовательно, всемерное стимулирование развития инфраструктуры по использованию сжиженных газов в качестве моторного топлива с учетом избыточности этих ресурсов для Республики Казахстан является актуальной задачей требующей принятия целевых мер по поддержке предприятий, занимающихся внедрением сжиженного и сжатого газа в широкую практику в качестве моторного топлива.
      В результате ожидается, что к 2010 году ежегодный уровень выработки сжиженного газа в Республике Казахстан с учетом ввода новых мощностей (таблица 3.2) может составить около 3,2 млн. тонн (таблица 3.3). Все это позволит республике, имея до 2,4 млн. тонн свободных ресурсов, стать реальным экспортером, пользующего повышенным спросом на западном рынке энергоносителя, на общую сумму более 200 млн. долларов США (рисунок 3.2). 

      Рисунок 3.2. 
                    Динамика производства и потребления сжиженного газа 
                      с учетом прогнозных показателей до 2010 года
                                 (См.бумажный вариант)

       3.2.2. Расширение использования газа в энергетике и нефтехимии

         Использование природного газа в электроэнергетике

      Производство электроэнергии с использованием природного газа получает все большее распространение даже в тех странах, в которых нет собственных крупных запасов газа и других ресурсов. Основным преимуществом использования природного газа в электроэнергетике является удобство доставки и использования этого вида топлива при изменении режимов работы, более низкая стоимость производства. Не случайно, в развитых странах, имеющих незначительные собственные ресурсы газа, до 35 % электроэнергетических ресурсов вырабатывается с использованием природного газа.
      В Казахстане пик потребления электроэнергии с учетом поставок из соседних республик пришелся на 1990 год и составил около 100 млрд. кВт/часов, включая собственное потребление станций и потери. Последующее снижение потребления электроэнергии произошло в основном за счет падения промышленного производства, доля которого в общем объеме потребления электроэнергии составляла около 75 %.
      Согласно Программе развития Единой электроэнергетической системы Республики Казахстан на период до 2010 года с перспективой до 2015 года и Стратегией развития отраслей топливно-энергетического комплекса до 2015 года с вводом новых мощностей, производство электроэнергии к 2010 году может превысить 80 млрд. кВт.ч. (таблица 3.6).
      Увеличение производства электроэнергии в северной и южной зонах ожидается в основном на энергоблочных электростанциях (КЭС), в западной зоне - на газотурбинных электростанциях (ГТЭС).

      Таблица 3.6  Производство и потребление электроэнергии 
                       в Республике Казахстан
      
                                                   млрд. кВт.ч.
___________________________________________________________________
                         ! 1990  ! 1995 ! 2000 ! 2005  ! 2010
-------------------------------------------------------------------
 Производство              83,0    63,2   51,4    67,1   80,36
 Потребление              100,4    70,6   54,4    65,6    78,0
 -импорт/+экспорт         -17,4    -7,4   -3,0   +1,50   +2,36
____________________________________________________________________

      Особенно актуальной остается проблема развития энергетических мощностей для областей Западного Казахстана, зависимых от поставок электроэнергии по импорту и это при том, что эти области имеют избыточные дешевые ресурсы попутного газа для развития газо- энергетических мощностей. Таким образом, стоит вопрос обеспечения экономической целесообразности использования собственных ресурсов и обеспечения энергетической независимости данного региона. В целом можно ожидать, что использование газа для выработки электроэнергии и тепла на электростанциях к 2010 году возрастет более чем в три раза, что приведет к увеличению доли газа в потребляемом топливе с 13,4 % до уровня 21 %.
      Еще одним направлением развития газоэнергетики для условий Казахстана, обладающего избыточными запасами газа при ограниченных возможностях его транспортировки на внешний рынок, является перспектива экспорта газа "по проводам", то есть экспорт электроэнергии, выработанной на дешевом природном газе. При этом, учитывая, что транзит электроэнергии может быть рентабелен на расстояниях до 1000 км из-за отдаленности Казахстана от рынка развитых стран, возможно применение схемы замещения по поставкам электроэнергии, в частности, с российскими энергетиками.
      Поэтому в рамках ввода в работу новых объектов нефтегазовой инфраструктуры, в основном в Западном Казахстане, разрабатываются конкретные проекты строительства электрогенерирующих мощностей. К примеру:
      2 этап строительства ГТЭС на месторождении Карачаганак, осуществляемый оператором месторождения с поэтапным вводом генерирующих мощностей в 2005-2010 годах;
      два проекта в г.Уральске: ГТЭС с мощностью от 50 до 100 МВт, компаниями "Корея Электрик Пауэр Корпорейшн" и "Индепендент Пауэр Корпорейшн", и ГТУ на 27 МВт - проект осуществляется Японской энергетической компанией в рамках Киотского соглашения, связанного со снижением выделения парниковых газов;
      ГТУ на Атырауской ТЭЦ мощностью до 70 МВт со сроком ввода в 2008-2010 годах;
      ГТУ на месторождении Жанажол мощностью 56 МВт осуществляет, "СНПС-Актобемунайгаз" с вводом в 2004-2005 годах;
      ГТЭС на месторождении Тенгиз с тремя блоками ГТУ по 40 МВт и вводом в 2008 году;
      ГТЭС на Кашаганском месторождении мощностью 280 МВт с поэтапным вводом к 2007году;
      ГТУ на Кумкольском месторождении мощностью 55,5 МВт с вводом до конца 2004 года.
      Учитывая, что суммарная мощность вновь введенных ГТУ и ГТЭС может составить более 900 МВт, к 2010 году только для обеспечения работы этих Установок потребуется дополнительные ресурсы, составляющие более 2,2 млрд. куб. м газа. Для сравнения, в настоящее время на выработку электроэнергии используется всего около 0,6 млрд. куб. м газа.
      Кроме этого, увеличение использования газа в теплоэнергетике на существующих и вводимых новых энергетических мощностях при том, что каждый кВт.ч, выработанный на газе в сравнении с использованием угля снижает выбросы в атмосферу по СО 2  (создающего парниковый эффект) почти на 0,5 кг, общее снижение выбросов при замене угля на газ при выработке электроэнергии составит около 3,8 млн. тонн. Более того, при утилизации природного газа через сжигание в специализированных тепловых печах и газотурбинах, где создается избыточное содержание кислорода, достигается эффект полного сгорания метана и сопутствующих компонентов, что одновременно практически ликвидирует выбросы вредного вещества окиси углерода (СО) и нейтрализует присутствующие в газе сероводородные соединения.       

       Использование газа в нефтехимической промышленности

      Удельный вес газового сырья в общей структуре топливно-энергетических ресурсов, используемых в производстве химической и нефтехимической продукции, составил по итогам 2001 года всего 7 %. Во многих странах мира газ, особенно нефтяного происхождения (попутный газ), широко используется в химическом производстве. Например, в США из углеводородов нефти и попутного газа вырабатывается более 80 % каучука, свыше 75 % аммиака, 75 % этилового спирта и других синтетических продуктов. Особенностью казахстанского попутного газа является то, что добываемый попутно с нефтью газ представляет собой ценное химическое сырье.
      Основными продуктами нефтехимической промышленности в настоящее время являются: пластмассы и различные полимеры, синтетический каучук и удобрения для сельского хозяйства, высококачественные горюче-смазочные материалы, различные комплексы ароматических углеводородов и др.
      В республике действуют или находятся на стадии восстановления производства, испытывающие острую нехватку сырья:
      1. ТОО "Завод пластических масс", г. Актау;
      2. ТОО "Завод Полипропилен", г. Атырау;
      3. ОАО "Сараньрезинотехника", г. Сарань, Карагандинская область;
      4. ТОО "Карагандарезинотехника", г. Сарань, Карагандинская область;
      5. ОАО "ИнтерКомШина", г. Шымкент.
      Актауский "Завод пластических масс" (АКПО) был оснащен технологическим оборудованием для производства 100 тыс.тонн этилена из этана и пропана, 300 тыс.тонн этилбензола, 300 тыс.тонн стирола, по 54 тыс.тонн ударопрочного полистирола и полистирола общего назначения и 100 тыс.тонн вспенивающегося полистирола.
      Атырауский "Завод Полипропилен" был рассчитан на мощность 30 тыс.тонн пропилена в год. В настоящее время завод при участии российского инвестора проходит стадию восстановления и после реконструкции его мощность будет увеличена до 60 тыс. тонн в год. Однако, запуск мощностей на первом этапе предполагается произвести на поставках российского сырья.
      ТОО "Карагандарезинотехника" и ОАО "Сараньрезинотехника" работали на сырье, производимом ТОО "Карбид", выпуская синтетический каучук. В настоящее время в связи с банкротством ТОО "Карбид", сырье поставляется из России.
      Возобновление традиционных производств и создание новой сырьевой базы для нефтехимических предприятий Казахстана на период 2004-2010 годы требует проработки комплекса мер по строительству нефтегазохимического комплекса по глубокой переработке попутного добываемого газа вблизи промышленной зоны Кашаганского и других месторождений Каспийского шельфа. Этот комплекс должен стать поставщиком этана, пропана, бутана и других необходимых фракций после переработки сырого газа, для получения таких первичных нефтехимических продуктов, как этилен, пропилен, ацетилен, бензол, ксилол и др.
      В этом плане представляется перспективным проект организации производства полиэтилена и полипропилена (в объеме до 600 тыс. тонн ежегодно) в городе Жем Актюбинской области, разработанный ТОО "Казнефтехим", которое на месте предполагаемого перерабатывающего комплекса располагает необходимой производственной инфраструктурой.
      

       Перспектива производства полиэтиленовых труб и других изделий из пластмасс
      
      В последние годы, по оценкам экспертов, среднегодовой прирост потребления различных изделий из пластических масс составляет около 7 % и по прогнозам в ближайшие годы на них сохранится устойчивый спрос. При этом, к наиболее массовым полимерам (мировой объем производства, которых приблизился к уровню 100 млн. тонн в год) относятся полиэтилены, полипропилены, полистирол, фенопласты и карбидные полимеры.
      Учитывая, что все производство полиэтиленовых изделий в республике основано на импортируемом сырье, важным направлением развития нефтехимии является организация производства этана (который, например, в достаточном количестве содержится в тенгизском газе - до 11 %) для получения этанола и полиэтилена. Основным потребителем полиэтиленовой продукции станет, в первую очередь, сама газовая отрасль, поскольку в последние годы для газопроводов среднего и низкого давления все более широко используются полиэтиленовые трубы, а около 80 % трубопроводной системы Республики Казахстан подлежат замене.
      К примеру, в Атырауской области в условиях агрессивной грунтовой среды полиэтиленовые трубы оказались наиболее рентабельны. Проект газификации города Кызылорды также выполнен с применением полиэтиленовых труб. По имеющимся региональным программам и планам местных органов в среднем по республике необходимо заменить и построить новые газопроводы протяженностью около 5000 км. Только в последние годы по данным Нацстатагентства Республики Казахстан, импорт полиэтиленовых труб за период 1999-2001 годы составил около шести тыс. тонн на общую сумму 15,6 млн. долларов США, а полиэтилена первичной формы, используемого для производства полиэтиленовых труб и изделий, составляет 18,3 тыс. тонн на сумму более 16 млн. долларов США.
      Преимущество полиэтиленовых труб подтверждается и тем, что даже в условиях отсутствия собственного производства сырья и высоких импортных цен на это сырье, спрос на внутреннем рынке в последние годы потребовал создания казахстанскими компаниями практически во всех городах новых производственных мощностей для производства изделий из полиэтилена. Подтверждением этому является пуск в эксплуатацию завода по производству полиэтиленовых труб в городе Атырау компанией СП "Тенгизшевройл".
      Все это ставит вопрос о необходимости организации отечественного производства сырья, а именно: полиэтилена высокого и низкого давления в гранулах. В этой связи представляет интерес программа "Казахско-Российская инвестиционная программа" (КРИП), предусматривающая строительство завода по получению этана, этилена и пропилена вблизи проектируемого Кашаганского или Тенгизского ГПЗ.
      Развитие собственных мощностей по производству полиэтиленовых труб и изделий на основе полимеров с целью первоочередного покрытия внутренних потребностей страны в рамках программы импортозамещения, является актуальной и экономически обоснованной задачей, тем более, что вся эта продукция имеет повышенный спрос на мировом рынке. Таким образом, при реализации данных проектов необходимо, чтобы приоритет во время проведения конкурса по государственным закупкам отдавался отечественным производителям.
       Производство элементарной серы и минеральных удобрений.  В настоящее время природный газ больше используется при производстве удобрений и в качестве топлива. По итогам 2001 года на эти цели было потреблено 147,3 млн. куб. м природного газа и всего 32 тонны сжиженного газа. В то же время, республика имеет практически неограниченные возможности в поставке элементарной серы и азота для получения серной кислоты и выработки минеральных и азотных удобрений. Элементарная сера, как сопутствующий элемент добываемого газа, присутствует практически на всех месторождениях Западного Казахстана. Азот, также являясь сопутствующим элементом Джамбульской группы месторождений, может быть извлечен и использован для промышленного получения азотных удобрений.
      Особого внимания требует вопрос утилизации серы. К примеру, только на территории Тенгизского месторождения под открытым небом в складированном состоянии находится более 8,0 млн. тонн, так называемой, технической серы, что представляет серьезную проблему для окружающей среды. Поэтому ужесточение требований по обязательной очистке на местах добычи газа от сероводородного газа и внедрение технологии гранулирования серы, является вполне оправданной мерой. Ситуация несколько меняется с пуском в 2002 году на Тенгизском месторождении установки по производству чешуйчатой серы высокого качества мощностью до 150 тыс. тонн в год. С началом производства гранулирования серы в 2003 году началась ее реализация на внешние рынки.
       Производство метанола.  Актуальнейшей задачей на сегодняшний день представляется организация производства в Казахстане метанола (метилового спирта), который технологически производится на основе природного газа. Тем более, что основным потребителем этого химического продукта являются предприятия нефтегазовой промышленности. При этом, статистика показывает ежегодный рост объемов импорта метанола, несмотря на крайнюю сложность организации перевозок и пересечения таможенных границ из-за высокой ядовитости этого продукта.
      Так, по итогам 2001 года было импортировано из России и Узбекистана почти 10,0 тыс. тонн метанола на общую сумму около 3,0 млн. долларов США. В настоящее время имеются новые разработки в получении метанола на основе более упрощенной технологии. К примеру, на Украине действует пилотный проект установки получения метанола из природного газа и воздуха. Подобные проработки ведутся ОАО "СНПС-Актобемунайгаз" на Жанажольском месторождении в сотрудничестве с Донецким проектным институтом.

      3.2.3 Перспективный баланс производства, потребления, экспорта и 
         импорта природного газа

      Исходя из перспективы добычи и производства природного газа и анализа возможного его потребления по отраслям и регионам можно сделать заключение, что республика самодостаточна по этому виду энергоресурса. Как видно из баланса производства и потребления природного газа республика способна покрыть текущую потребность в природном газе за счет собственных ресурсов (таблица 3.7). К 2010 году республика может иметь экспортный ресурс газа в объеме до 12,7 млрд. куб. м в год.

Таблица 3.7. Баланс производства и потребления, 
             экспорта и импорта природного газа 
             в Республике Казахстан

(млрд. м 3 )                               

____________________________________________________________________
  Источники ресурсов газа и |    Факт*   |         Прогноз
       распределение        |_______________________________________
                            | 1995 |2003 | 2004 |2006 |2008 |2010
____________________________________________________________________
  I. Всего ресурсов          15,0  14,7   17,2  17,7  24,6  31,8

  1. Объем производства
    товарного газа           5,9   12,0   14,4  15,0  21,6  28,1

  2. Объем импорта
     природного газа         9,1   2,7    2,8   2,7   3,0   3,7

  В т.ч. из: - России        1,8   1,4    1,6   1,3   1,3   1,6

             - Туркменистана 3,4   0,0    0,0   0,0   0,0   0,0

             - Узбекистана** 3,9   1,3    1,2   1,4   1,7   2,1

  II. Объемы распределения
      газа по РК             12,5  8,7    10,0  10,2  14,8  19,1

  1. Поставка потребителям   7,3   5,7    7,0   7,2   11,3  15,6

  2. На технологические
     нужды для транзита газа 5,2   3,0    3,0   3,0   3,5   3,5

  III. Объем экспорта        2,5   6,0    7,2   7,5   9,8   12,7
____________________________________________________________________
  * - На основе данных Агентства РК по статистике
  ** - При подписании соглашения о взаимопоставках отпадает необходимость 
       в импорте газа

      Учитывая это обстоятельство, приоритетным направлением в реализации Программы развития газовой отрасли является постепенное снижение объема импорта дорогого российского и узбекского газа и наращивание экспортных ресурсов за счет максимальной переработки добываемого газа и снижения технологических потерь газа при его переработке и транспортировке.
      Возрастающие объемы добычи газа на Карачаганакском и Тенгизском месторождениях позволяют удовлетворить потребность западных областей республики. С появлением национального оператора газотранспортной системы в лице ЗАО "КазТрансГаз" и с созданием совместного с российской стороной предприятия ЗАО "КазРосГаз" появляется возможность достижения взаимовыгодного соглашения о поставках газа по схеме взаимозамещения по сложившейся в 1992-1996 годах практике сотрудничества с российскими и узбекскими компаниями. Это позволило бы полностью исключить импорт российского и узбекского газа для организации поставок потребителям Республики Казахстан более дешевого газа из внутренних ресурсов.
      На первом этапе, с учетом сложившейся в газотранспортной системе технологической взаимозависимости, представляется возможным пока смешанный вариант обеспечения газа с частичным импортом газа из России и Узбекистана. В конечном итоге объемы импорта природного газа будут зависеть от соотношения уровня цен, складывающихся внутри страны и у поставщиков соседних стран, а также от наличия договоренностей операторов газовых систем и государственных органов.

        3.3 Модернизация и развитие системы магистральных газопроводов

      Существующая схема газопроводов Казахстана, функционировавшая как составная часть бывшей единой общесоюзной газотранспортной системы, в основном, обслуживает транзитные потоки природного газа из Средней Азии в Европейскую часть России, на Украину и в государства Закавказья. Отсутствие соединений между основными газовыми магистралями не позволяет обеспечить необходимые перетоки газа между регионами республики для перераспределения избыточных объемов газа, в частности, из западного региона в южные и северные области.
      Поэтому все операции по поставкам путем замещения (обмена) для перераспределения внутренних ресурсов газа могут быть выполнены лишь на основании специальных соглашений и договоров с операторами газовых систем практически всех граничащих стран СНГ. Вместе с тем, учитывая нестабильность подобных договоренностей при реализации таких схем, к примеру, в силу возможных технологических причин или противоречия интересов сторон, возникает необходимость принятия мер по реконструкции, существующей газотранспортной системы со строительством соединительных газопроводов между основными газовыми магистралями.


  3.3.1. Реконструкция и строительство новых газопроводов  <*>

      Сноска. В главу 3.3.1 внесены изменения постановлением Правительства РК от 22 февраля 2006 года N  114 .

   Реконструкция и модернизация действующей газотранспортной системы

      В целях реализации поставленных задач, ЗАО "Интергаз Центральная Азия" - (ИЦА) оператор газотранспортной системы Республики Казахстан (в концессии которого находится 98 % магистральных газопроводов предусматривает реконструкцию газотранспортной системы с объемом финансирования около 1,5 млрд. долларов США до 2010 года.
      Учитывая тот факт, что международный транзит газа по магистральным газопроводам составляет более 90 % общей транспортной работы и получаемых доходов компании, основное направление деятельности "ИЦА", дочернего предприятия ЗАО "КазТрансГаз", будет заключаться в коренной реконструкции существующих систем магистральных газопроводов и строительстве дополнительных газопроводов и компрессорных станций (КС). При этом, основной газотранспортной магистралью страны, имеющей как геополитическое, так и коммерческое значение является магистральный газопровод "Средняя Азия - Центр" ("САЦ") (таблица 3.8).

      Таблица 3.8. Прогнозные объемы транспортировки газа по МГ "САЦ"

(млрд.м 3 )                        

____________________________________________________________________
Наименование республик и месторождений    |к 2005 году | к 2010 году
____________________________________________________________________
      из Туркменистана                      50,0         70,0

      Из Узбекистана                        3,0          5,1

      Из Казахстана,                        4,4          13,1

 в том числе с месторождения:
        Кашаган                             1,2          8,3

        Тенгиз                              3,2          4,8

        Итого:                              57,4         88,2
____________________________________________________________________

      Предварительно на территории Республики Казахстан с целью увеличения пропускной способности и повышения надежности магистральных газопроводов, ЗАО "ИЦА" предполагается:
      1. Осуществить комплекс первоочередных мер по восстановлению газопроводов и приведению их в техническое состояние, пригодное к эксплуатации, с заменой отдельных участков труб с высоким коррозионным износом, а также восстановлению системы электрохимзащиты и реконструкции вдоль трассовых линий электропередач (ЛЭП) и т.д.;
      2. Выполнить детальное техническое обследование с применением современных методов дефектоскопии для обоснования инвестиций по модернизации магистральных газопроводов и сопутствующей инфраструктуры;
      3. Осуществить строительство дополнительных газопроводов (лупингов) на газопроводе САЦ с целью увеличения пропускной способности, надежности и безопасной эксплуатации магистральных газопроводов;
      4. Строительство одного и реконструкция пяти компрессорных цехов на МГ "САЦ" с целью увеличения мощностей по перекачке газа и проведение хотя бы частичной реновации существующего оборудования, а также выполнение мероприятий по введению системы автоматизированного управления в газотранспортной системе.
      В районе этого газопровода ожидается добыча значительных объемов попутного газа на месторождениях Тенгиз и Кашаган, где должен поддерживаться непрерывный и стабильный процесс добычи газа независимо от сезонного уровня потребления газа.
      Все это требует значительных капитальных вложений, что только по газопроводу "САЦ" составляет более одного млрд. долл. США (таблица 3.9).

      Таблица 3.9 План капитальных вложений по магистральному 
                газопроводу "Средняя Азия - Центр" (САЦ) до 2010 г.

(млн. долларов США)                        

____________________________________________________________________
    Наименование!Ориент.!
      работ     !ст-ть, !
                !Всего  !2004 !2005! 2006 ! 2007 !2008 !2009 ! 2010
--------------------------------------------------------------------
1   Всего по
    газопроводу
     "САЦ"       1145,9  149,5 166,2 170,4  179,4 204,6 127,7 148,1

2   Капитальное
    строи-
    тельство     806,2   78    96,4  126,3  132,6 172,1 108,9  91,9

2.1 Строи-
    тельство
    участков
    МГ САЦ-4 и
    САЦ-2:       439,4   51,4  51,0  62,0   91,0  105,0 40,0  39,0

2.2 Строи-
    тельство
    шести
    компрес-
    сорных
    цехов        244,0   1,6   25,0  45,4   24,0  58,0  48,0  42,0

2.3 Внедрение
    системы
    автомати-
    зированного
    управления   122,8   25,0  20,4  18,9   17,6  9,1   20,9  10,9

3   Техническая
    реконструк-
    ция:         326,1   68,7  67,3  42,2   45,2  30,8  18,2  53,7

3.1 Ремонт
    линейной
    части
    газопроводов
    САЦ          96,0    22,0  22,0  10,0   10,0  10,0  0,0   22,0

3.2 Ремонт
    компрессор-
    ных цехов:   215,0   43,4  42    30,9   33,9  19,5  16,9  28,4

3.3 Ремонт и
    приобретение
    оборудования 6,0     2,0   2,0   0,0    0,0   0,0   0,0   2,0

3.4 Ремонт
    средств
    электрохим-
    защиты       9,1     1,3   1,3   1,3    1,3   1,3   1,3   1,3

4   Диагнос-
    тические и
    пусконала-
    дочные
    работы,
    экология
    ВСЕГО:       13,6    2,8   2,5   1,9    1,6   1,7   0,6   2,5
____________________________________________________________________

      Данный план капитальных вложений по магистральному газопроводу "Средняя Азия - Центр" (САЦ) до 2010 года является предварительным. В соответствии с законодательством Республики Казахстан о естественных монополиях инвестиционные программы будут согласованы субъектом естественной монополии с Агентством Республики Казахстан по регулированию естественных монополий.
      

       Расширение сети газопроводов внутреннего газоснабжения страны

      Задача по развитию газоснабжения потребителей республики и обеспечения энергетической независимости в поставках собственных ресурсов газа предполагает необходимость дальнейшего развития сети внутренних магистральных газопроводов через строительство подводящих и соединительных газопроводов. В результате должна быть обеспечена технологическая целостность газовой системы для получения возможности перетока газа внутри республики.
      Дело в том, что республика имеет полную возможность обеспечения всех регионов страны природным газом от Карачаганакского и Тенгизского месторождений. Но главной проблемой остается значительная географическая удаленность этих месторождений от потребителей природного газа Южного и Северного регионов, а проекты новых газопроводов весьма капиталоемкие и требуют длительного срока окупаемости более 20 лет.
      В части распределительной сети после проведения мероприятий по инвентаризации газопроводов и консервации той их части, которая в настоящее время не эксплуатируется, предусматривается реализация инвестиционных проектов по восстановлению и модернизации всех существующих региональных газопроводов и сооружений на них. Данные проекты должны предусматривать:
      замену на распределительных газопроводах стальных труб на полиэтиленовые;
      внедрение приборов учета нового поколения у каждого потребителя;
      переход от труб низкого давления к трубам среднего давления с установкой оборудования для снижения давления газа до требуемого уровня;
      изменение (раскольцовывание) схемы расположения трубопроводов;
      разработку нормативной и технической документации по эксплуатации новых (полиэтиленовых) трубопроводов.
      Для реализации программы развития внутреннего рынка и будущей газификации регионов требуется координация всего комплекса мероприятий по эффективному развитию и модернизации магистральных и распределительных газопроводов. Для этого необходимо на начальном этапе наличие единого оператора по управлению магистральными газопроводами в лице ЗАО "КазТрансГаз".
      На данный период имеется ряд перспективных проектов, получивших в разное время предварительную проработку.

       Строительство газопровода "Ишим (Рудный)-Петропавловск-Кокшетау-Астана"

      Проработка вариантов поставки природного газа в г. Астану и северные области республики проводилась в 1998-2000 годах с привлечением международного гранта компанией "BSI Industries" и институтом ОАО "Гипрогазцентр". При этом были рассмотрены три возможных варианта подачи газа в столицу Республики Казахстана город Астану, а именно:
      новое строительство газопровода по направлению Петропавловск-Кокшетау- Астана-Караганда с "врезкой" в районе г. Ишим (Российская Федерация) в магистральный газопровод "Богандинка-Омск" в 20 км за КС "Карасульская";
      новое строительство газопровода на участке от г. Ишим до г. Петропавловска по аналогу первого варианта, а затем перепрофилирование существующего на территории Республики Казахстан, законсервированного нефтепродуктопровода "Петропавловск-Астана" с диаметром 300 мм под газопровод;
      перепрофилирование также законсервированного уже на территории Российской Федерации нефтепровода "Омск-Петропавловск" с диаметром 500 мм с "врезкой" его в систему магистральных газопроводов Российской Федерации и использованием нефтепродуктопровода "Петропавловск-Астана".
      Анализ рассмотренных вариантов показал, что наиболее приоритетным является вариант строительства нового газопровода по всему маршруту подачи газа до города Астаны со стоимостью около 440 млн. долларов США. Однако, принимая во внимание слабую сторону проекта, что может потребовать согласования подключения газопровода на территории России, одним из вариантов может быть подача газа от газопровода "Карталы-Рудный" с казахстанской территории. В любом случае целесообразность реализации этого проекта во многом будет зависеть от перспективы подачи газа в Китай.      

       Строительство газопровода Шалкар-Ленинск-Кызылорда-Шымкент

      В целях обеспечения южных регионов Казахстана и подачи газа в северные области рассматривался вариант, спроектированного российским институтом "ВНИИгаздобыча", газопровода "Шалкар-Шымкент". Протяженность газопровода составляет 1216 км с диаметром 750-1000 мм, который проходит через города Ленинск и Кызылорда до соединения с действующим газопроводом "Газли-Алматы". Годовой объем перекачки был рассчитан на 5,0 млрд. куб. м газа со сметной стоимостью около 850,0 млн. долларов США.
      Однако, учитывая высокую стоимость проекта, его жизнеспособность будет зависеть от дальнейших исследований исходя из возрастающих объемов добычи в Актюбинском регионе и подтверждения запасов на территории Северного Приаралья, а также с учетом перспективы поставок газа совместно с Туркменистаном и Узбекистаном в Китай.


       Строительство обводного газопровода в обход территории Кыргызстана

      Строительство обводного газопровода связано с проблемной эксплуатацией участка южного трубопровода, проходящего по территории Кыргызстана в связи с ежегодным несанкционированным отбором газаместными газовыми компаниями. Для повышения надежности газопровода "БГР - Ташкент - Бишкек - Алматы", ЗАО "КазТрансГаз" проработано предложение о создании совместного казахстанско-кыргызского предприятия по совместной эксплуатации указанного участка газопровода.
      В случае невозможности достижения договоренности в связи с имеющимися необоснованно высокими требованиями по созданию СП, выдвигаемыми кыргызской стороной, одновременно рассматривается вариант строительства магистрального газопровода - обвода территории Кыргызстана. Протяженность данного газопровода протяженностью 142 км составит порядка 90 млн. долл. США.
      Реализация программы строительства газопроводов будет проводиться за счет заемных средств и внутренних ресурсов оператора газопроводов.

       Проект газопровода и добычи угольного метана на месторождениях Карагандинского бассейна

      В связи с проводимой работой по оценке промышленного освоения добычи метана из угольных пластов Карагандинского бассейна, где по заключению экспертов ресурсы газа могут составить около 1,1-1,4 трлн.куб.м, и реализацией пилотного проекта с пробной добычей газа, возникает необходимость строительства внутреннего газопровода с компрессорным оборудованием для подачи газа потребителям региона.
      Важность подтверждения запасов газа в данном регионе и опытно-промышленное освоение угольных пластов с добычей метана объясняется тем, что этот проект может стать частью и дополнительным аргументом в реализации проекта по поставке газа в китайском направлении и газификации территории Казахстана в районе прохождения магистрального газопровода.

       Проект строительства магистрального газопровода "Акшабулак-Кызылорда"

      В последние годы крайне обострилась экологическая обстановка в районе нефтегазовых месторождений Южно-Тургайского прогиба в Кызылординской области из-за сжигания ежегодно все возрастающих объемов попутного газа. Только учтенный объем выбросов газа по разрабатываемым месторождениям за 2003 год составил около 700 млн. куб. м. Поэтому в 2004 году вступает в завершающую фазу проект утилизации попутных газов с крупных месторождений при контроле государственных органов и реализуемый основными недропользователями, такими как ОАО "ПетроКазахстан Кумколь Ресорсис", ОАО "Тургай Петролеум" и СП "КазГерМунай".
      В рамках вышеуказанного проекта кроме строительства установок по подготовке газа и энергетических установок по утилизации газа на месте (ГТУ) важной частью проекта является строительство магистрального газопровода по первой очереди от месторождения "Акшабулак" до потребителей города Кызылорды с мощностью транспортировки газа в объеме до 300 млн. куб. м/год. Ориентировочная стоимость проекта составляет 25 млн. долларов.
      В рамках проекта разработано ТЭО проекта "Перевода теплоэнергоисточников и индивидуального жилого сектора г. Кызылорды на использование газа, поступающего с месторождений Южно-Тургайской впадины", предусматривающего перевод местного ТЭЦ на потребление газа и строительство газораспределительных сетей в городе Кызылорде на общую сумму около 5 млрд. тенге.      

       Проект строительства газопровода "Каспийский шепьф-САЦ"
      
      В соответствии с планами консорциума Аджип ККО о начале промышленной добычи нефти на месторождении Кашаган с 2008 года и прогнозными данными о больших запасах углеводородного сырья, в настоящий момент встает вопрос транспортировки данных объемов на международные рынки и внутренним потребителям. Для решения данного вопроса будет построен газопровод с пропускной способностью порядка 9 млрд. м. куб в год от предполагаемого Кашаганского газоперерабатывающего завода до газопровода "САЦ".
      Строительство данного газопровода позволит решить проблему утилизации попутного газа, экологической безопасности региона и даст возможность получения дополнительных доходов от транспортировки природного газа.

       3.3.2 Перспективные экспортные направления казахстанского газа

      Исходя из анализа сложившегося и перспективного баланса производства и потребления природного газа в географически приближенных регионах можно выделить три основных маршрута транспортировки казахстанского газа на экспорт.
       Западное направление  экспорта газа с поставкой его в страны Европы может быть реализовано по двум маршрутам, а именно в северо-западном направлении, с использованием существующих магистральных газопроводов, проходящих через территорию России, или юго-западном направлении со строительством новых газопроводов. Маршруты этих газопроводов могут проходить через акваторий Каспийского моря, либо вдоль южного побережья Каспийского моря через Иран и Турцию.
      Согласно прогнозам, в 2010 году Европейский Союз будет обеспечиваться на 30 % собственным газом, на 30 % - российским, и 40 % потребности в газе покрывается за счет прочих поставщиков. Для увеличения экспорта казахстанского газа в северо-западном направлении необходимо расширение мощности магистрального газопровода "Средняя Азия - Центр" для подачи каспийского газа, и увеличение загрузки карачаганакским газом газопроводов "Оренбург - Новопсков" и "Союз".
      Развитие трубопроводного транспорта  в юго-западном направлении  во многом стимулируется международной программой TRACECA ("Транспортный коридор Европа-Кавказ-Азия"). Одновременно, страны ЕС являются спонсорами программы INOGATE ("Международная транспортировка нефти и газа в Европу"), поддерживающей развитие экспортных маршрутов поставок нефти и природного газа из Центральной Азии и стран Каспийского бассейна в Европу. По  Западному направлению  рассматривается несколько перспективных вариантов транспортировки газа.
       Транскаспийский газопровод  (ТКГ) предусматривает строительство 2000 км газопровода от Восточного Туркменистана по дну Каспия на глубине 200-300 м, далее по территории Азербайджан и Грузии до Эрзерума (Турция). Стоимость проекта 2,5-3 млрд. долл. США. Годовая пропускная способность на первом этапе - 10 млрд. куб. м, на втором - 20 млрд. куб. м, и на третьем - 30 млрд. куб. м. Однако наличие комплекса сложных проблем препятствует реализации этого регионального проекта.
       Проект Туркменистан - Иран - Турция - Европа.  ТЭО газопровода выполнено в 1997 году компанией "Sofregaz" (Франция). Основными характеристиками газопровода являются: протяженность 3900 км, планируемый объем поставок до 30 млрд. куб. м к 2010 году, капитальные вложения - 7,6 млрд. долларов США. Предполагается, что трубопровод возьмет начало с крупнейшего месторождения Восточного Туркменистана - Шатлыка и далее, вдоль Каспийского моря, будет проложен по территории Северного Ирана до границы Турции. Проект поддерживается группой европейских компаний.
       Восточное направление . Согласно прогнозам, спрос на газ в странах Азиатского региона будет постоянно увеличиваться. В частности, в Китае в планах намечено повысить показатели потребления газа к 2005 году вдвое, увеличив его с 24 млрд. куб. м до 50 млрд. куб. м, а в 2010 году - до 100 млрд. куб. м.
      Консорциумом японских компаний в течение последних 10 лет изучается проект экспорта газа в Азиатско-Тихоокеанский регион через территорию Казахстана по маршруту "Восточный Туркменистан - Узбекистан - Казахстан - Китай - Южная Корея - Япония". Протяженность маршрута составляет более шести тыс. км с пропускной способностью до 28 млрд. куб. м в год и сметной стоимостью проекта около 12 млрд. долларов США.
      Для поставок казахстанского газа в этот трубопровод потребуется строительство нового газопровода-перемычки от газовой магистрали "САЦ" до газопровода "Бухара-Урал" и далее газопровод "Шалкар-Шымкент", а также реконструкция южного газопровода "Шымкент-Алматы". Важным этапом в реализации этого проекта является заинтересованность и достижение договоренностей с Туркменистаном и Узбекистаном. В этом случае составной частью проекта станет строительство магистрального газопровода "Алматы - граница Китая" с протяженностью порядка 540 км и ориентировочной стоимостью 550 млн. долларов США, что станет продолжением существующего газопровода "Шымкент-Алматы".
       Южное направление  предполагает транзит газа по территориям Афганистана или Ирана с доставкой газа в Пакистан и Индию.
       Газопровод "Туркменистан-Афганистан-Пакистан" . Трубопровод пройдет от туркменского месторождения Довлетабад/Денмез до афганских городов Герат и Кандагар, затем через город Мултан на аравийское побережье Пакистана в порт Гвадар, откуда в сжиженном виде газ будет экспортироваться на мировые рынки. Протяженность маршрута составит 1650 км и пропускная способность трубопровода планируется на уровне 60 млрд. куб. м газа в год (на первом этапе пропускная способность газопровода определена в объеме 15 млрд. куб. м).
      Однако, реализация вышеуказанных маршрутов транспортировки газа и строительство новых газопроводов в первую очередь зависят от экспортной политики основного поставщика газа Туркменистана, политической стабильности в странах азиатского региона. Поэтому данные маршруты экспорта газа для Казахстана носят больше информационно прогнозный характер при принятии окончательного решения по экспорту возрастающих объемов каспийского газа.

       3.3.3 Совершенствование тарифообразования при транспортировке природного газа

      Услуги по транспортировке природного газа по магистральным и (или) распределительным трубопроводам относятся к сфере естественной монополии. Деятельность субъектов естественной монополии, оказывающих услуги в данной сфере, регулируется законами Республики Казахстан  "О естественных монополиях"  и  "О конкуренции и ограничении монополистической деятельности" , а также принятыми в развитие указанных законов нормативными правовыми актами. Так, утверждены и зарегистрированы в Министерстве юстиции Республики Казахстан:
      Правила об особом порядке формирования затрат, применяемом при утверждении тарифов (цен, ставок сборов) на услуги (товары, работы) субъектов естественной монополии;
      Инструкция по утверждению тарифов (цен, ставок сборов) на производство и предоставление услуг (товаров, работ) субъектами естественной монополии;
      Правила закупок субъектами естественных монополий материальных, финансовых ресурсов и услуг, затраты на которые учитываются при формировании тарифов (цен, ставок сборов) на оказываемые ими услуги и другие.
      В соответствии с пунктом 1 статьи 15-1 Закона Республики Казахстан "О естественных монополиях" "тарифы (цены, ставки сборов) на услуги субъекта естественной монополии, утверждаемые уполномоченным органом, должны быть не ниже стоимости затрат, необходимых для предоставления услуг (производства товаров, работ) и должны учитывать возможность получения прибыли, обеспечивающей эффективное функционирование субъекта естественной монополии".

      Таблица 3.10. Уровень цен поставщиков газа и тарифов 
                    газотранспортных предприятий по областям 
                    по состоянию на 1 октября 2002 года

(тенге)                             

____________________________________________________________________
  Область |    Наименование         | Закупочная|Тарифы в | Средний 
          |    предприятия          |цена на газ|распреде-|отпускной
          |_________________________|           |лительных| тариф с
          |Транспорти-|  занимающе- |           |сетях    |  НДС*** 
          |ровщика    |  гося реали-|           |         |
          |газа по    |  зацией газа|           |         |
          |местным    |             |           |         |
          |сетям      |             |           |         |
          |           |             |           |         |
____________________________________________________________________
   Алматы    ЗАО           ОАО "Алматы
           "Алматинские  интергаз" АО  6000-6700   1759      14144 
           газовые       "Узтрансгаз"
           сети"

Актюбин-
ская       ЗАО "РГС"     ЗАО "КТГД"

Импорти-
руемый                                 5951        450       8795

Жанажоль-
ский газ                               2357        450       3378

Южно-
Казах-
станская   ЗАО "РГС"     ЗАО "КТГД"    6854        1176     10504

Жамбылская ЗАО "РГС"     ЗАО "КТГД"*   6588        900       9800

Костанай-  ГКП"Костанай- ГКП"Костанай-
ская       газ" по       газ" от ЗАО
           аренде        "КТГД"
           с"РГС"                      5012        470       8800

Западно-   "Уральск-    от ЗАО
Казах-     облгаз"      "КазРосГаз"  3151        443       4656
станская                                                   5954

           "Атырауобл-
           газ"                      1800        677       3644
Атырауская              от ТОО "ТШО"
           "Атыраугаз-
           инвест"                   1800        195       3537
           "Кульсары-
           газ"                      1800        588       3226

           ЗАО "Актау-  Казахский
           газ"         ГПЗ          2000        145       2649
           "Мангистау-  Узеньмунай-
           облгаз"      газ"         2470        344,7     3463
           ТОО "Бейнеу- Тенгизский
           газ"         ГПЗ          2778        545       4053
Мангис-    ТОО "Газ-    
тауская    Сервис"      ТОО "ТШО"    1500        150       1914
           "Акшу-
           кургаз-
           сервис"                   2000        900       3525
           ТОО "Ауыл-
           газ"                      2000        650       3403
           ТОО "Жылу
           и К"                      2000        468       2863
____________________________________________________________________

      Однако существующая методология тарифообразования исходит из затратного принципа и не стимулирует субъектов естественных монополии к снижению затрат и эффективному использованию имеющихся активов. Независимо от того, как работают субъекты естественных монополий эффективно или неэффективно, все затраты, соответствующие установленному порядку учитывались при формировании тарифов (таблица 3.10).
      Поэтому важными задачами являются совершенствование:
      нормативной правовой базы, регламентирующей деятельность субъектов естественной монополии;
      методологических подходов формирования тарифов на услуги субъектов естественной монополии.
       Постановлением  Правительства Республики Казахстан от 15 октября 2002 года N 1126 утверждена "Программа совершенствования тарифной политики субъектов естественной монополии на 2002-2004 годы", где предусмотрено совершенствование государственного регулирования в сфере естественных монополий с соблюдением основного принципа обеспечения паритета экономических интересов производителей, потребителей и государства.
      В рамках реализации вышеуказанной программы разработаны новые методы тарифообразования, стимулирующие инвестиции в сферу естественной монополии.
      Введение стабильных тарифов на среднесрочный период предусматривает установление тарифных рамок, в пределах которых естественные монополии осуществляют свою деятельность. Важным является то, что субъекты естественной монополии получат возможность самостоятельно распоряжаться доходами от повышения эффективности производства.
      Условием предоставления тарифов на среднесрочный период является принятие субъектом естественной монополии обязательств по реализации, утвержденной инвестиционной программы по предприятию на среднесрочный период. Кроме того, при расчете "предельных" уровней тарифов учитывается прибыль, рассчитанная на регулируемую базу задействованных активов.
      Кроме того, к началу 2004 года будут разработаны методики по расчету тарифов на услуги по транспортировке природного газа по магистральным трубопроводам и по расчету тарифов на услуги транспортировки природного газа по распределительным трубопроводам. В 2004 году предполагается разработать дополнительно:
      методику расчета тарифов на услуги по хранению природного газа;
      правила ведения раздельного учета доходов, затрат и задействованных активов по магистральным газопроводам;
      правила ведения раздельного учета доходов, затрат и задействованных активов по распределительным газовым сетям.

             3.4 Организационное и нормативное обеспечение отрасли

      3.4.1. Оптимизация организационной структуры газотранспортной системы  <*>

      Сноска. В главу 3.4.1 внесены изменения постановлением Правительства РК от 22 февраля 2006 года N  114 .

      Действующая структура и схема функционирования субъектов газотранспортной отрасли сложилась в ходе структурных неоднократных реформирований в первые годы становления национальной экономики. Несмотря на то, что в период союзного государства по территории республики проходили магистральные газопроводы стратегического значения, юридически в республике не существовало какой-либо газотранспортной структуры.
      Более того, на тот период в республике практически отсутствовала промышленная добыча и переработка газа (кроме Узеньского месторождения и Казахского ГПЗ, где полученный газ потреблялся внутри региона). Практически вся поставка природного газа осуществлялась из соседних республик - России, Туркменистана и Узбекистана по транзитным магистральным газопроводам. Отсюда все руководство газовым хозяйством в республике осуществлялось из республиканских центров соседних республик структурными подразделениями Мингазпрома, а впоследствии ОАО "ГАЗПРОМ".
      Поэтому на стадии становления национальной нефтегазовой отрасли структура управления магистральными и газораспределительными трубопроводными системами неоднократно подвергалась преобразованиям. Если, на начальном этапе магистральные газопроводы были под управлением одной структуры государственной холдинговой компанией "Казахгаз", то впоследствии управление осуществлялось двумя операторами ГХК "Казахгаз" (г. Уральск) и "Алаугаз" (г. Алматы). В первые годы магистральные и распределительные газопроводы функционировали независимо, впоследствии областные газовые хозяйства были переданы под управление двух операторов магистральных газопроводов.
      С передачей системы магистральных газопроводов в концессию компании "Трактебель С.А." региональные газовые хозяйства были приватизированы, тогда как часть распределительных газопроводов осталась в государственной собственности. Поэтому до сих пор и после образования национального оператора ЗАО "КазТрансГаз" для государственного регулирования в системе магистральных газопроводов и образования государственной компании по координации работы региональными газопроводами, структура управления газотранспортной системой не позволяет эффективно решать сложившие проблемы и обеспечить развитие отрасли.
      Основной структурой по координации международного транзита газа, транспортировки и обеспечения потребностей в природном газе внутренних потребителей является ЗАО НК "КазМунайГаз", которое, в свою очередь, эту работу проводит через группу компаний ЗАО "КазТрансГаз". Непосредственно транспортировку природного газа осуществляет ЗАО "Интергаз Центральная Азия", являющееся оператором магистральных газопроводов по формально действующему Договору концессии на магистральные газопроводы, подписанному ранее в 1997 году с компанией "Трактебель С.А.".
      В качестве участника внешнеэкономической деятельности в газовом секторе выступает (созданное в соответствии с Соглашением между Правительством Республики Казахстан и Правительством Российской Федерации от 28 ноября 2001 года на паритетной основе между ЗАО "НК "КазМунайГаз" и ОАО "ГАЗПРОМ") совместное предприятие ЗАО "КазРосГаз". Основной функцией ЗАО "КазРосГаз" является закупка, маркетинг и поставка на экспорт избыточных ресурсов казахстанского природного газа.
      В секторе внутреннего газоснабжения ЗАО "КазТрансГаз" представлено компанией "КазТрансГаз Дистрибьюшн", которая, выступая в качестве поставщика газа через местные транспортные компании, обеспечивает поставку природного газа по долгосрочным договорам в пять из восьми областей, где в основном осуществляются импортные поставки газа.
      В результате реорганизаций в газовой отрасли в 90-х годах в силу различных финансовых, технических и организационных возможностей и условий функционирования операторов газораспределительных систем, различных подходов, применявшихся местными исполнительными органами, в ряде регионов сложилась критическая ситуация со снабжением газом, финансовыми обязательствами, учетом газа, техническим состоянием производственных активов. Единая система организации газораспределительной системы была нарушена в связи с изменением формы собственности. Так в настоящее время в различных регионах распределительные газопроводы или их участки находятся:
      - в республиканской собственности,
      - в коммунальной собственности,
      - в частной собственности (в т.ч. в собственности ЗАО "РГС").
      На отдельные газопроводы форма собственности не определена, и транспортировку газа по ним осуществляют операторы также с различной формой собственности.
       Постановлением  Правительства Республики Казахстан от 06.05.2002 г. N 498 РГП "ЭЦ ЕСК" преобразовано в ЗАО "Региональная газотранспортная система" (далее - ЗАО "РГС") с передачей его в ЗАО "НК "КазМунайГаз". Решением Совета директоров АО "НК "КазМунайГаз" от 19.04.2004 г. и приказом от 5.05 2004 г. N 9 стопроцентный пакет акций ЗАО "РГС" передан в уставный капитал ЗАО "КазТрансГаз". В настоящее время ЗАО "РГС" управляет газораспределительными сетями Актюбинской, Костанайской, Жамбылской, Южно-Казахстанской областей и газопроводом "Узень-Актау" в Мангистауской области.
      Приоритетными задачами в газораспределительной системе являются повышение эффективности работы всей газотранспортной системы, привлечение средств на реконструкцию и создание условий для формирования прозрачного тарифа на транспортировку газа. С учетом государственных интересов в развитии газотранспортной, газораспределительной систем и для координации внутреннего газового рынка необходимо проведение следующих мероприятий:
      проведение технической экспертизы состояния производственных объектов газораспределительных систем во всех регионах независимо от форм собственности для получения объективной, достоверной и обоснованной оценки потребностей в восстановлении, модернизации и техническом перевооружении газораспределительных систем с учетом своевременности их проведения для упреждения возможных аварий;
      на базе проведенной технической экспертизы разработка Программы восстановления, модернизации и технического перевооружения газораспределительных систем по всем регионам;
      усовершенствование методики тарифообразования с целью обеспечения установления справедливых тарифов как для оператора, так и для потребителя.
       Распоряжением  Премьер-Министра Республики Казахстан от 16.02.2004 г. N 38-р создана рабочая группа, которой поручено внести предложения по развитию газотранспортной системы и газоснабжению в регионах Республики Казахстан. Обсуждение информации в рабочей группе показало, что на сегодня 70 % газотранспортных систем в регионах принадлежат частным структурам и коммунальной собственности, в связи с чем, для обеспечения стабильной работы систем транспортировки газа в регионах требуется осуществить финансирование каждым владельцем распределительных газопроводов на реконструкцию и модернизацию, принадлежащих ему участков распределительных газотранспортных систем.
      Поскольку финансирование ЗАО "РГС" из республиканского на восстановление, модернизацию и техническое перевооружение газораспределительных сетей отклонено, на данный момент для ЗАО "РГС" оптимальным вариантом является привлечение заемных средств.      

       3.4.2. Кадровое обеспечение газовой отрасли

      На предприятиях газовой системы страны занято около 10 тыс. человек, из которых более 2/3 составляет технический персонал. Однако, в последние годы из-за того, что ранее подготовка кадров по данной отрасли в основном велась в России и на Украине, на предприятиях испытывается острая нехватка квалифицированных кадров с высшим и средне-специальным образованием.
      Одновременно с закрытием многих профессионально-технических училищ и выходом на заслуженный отдых кадровых рабочих все более остро испытывается проблема комплектования предприятий квалифицированными рабочими кадрами. Более того, в последние 4-5 лет практически не велась работа по повышению квалификации в специализированных учебных центрах или на курсах при высших и средних специальных учебных заведениях.
      В настоящее время в мире подготовка, обучение и повышение квалификации рабочих, инженерно-технических специалистов и руководителей среднего и высшего звена осуществляется самими нефтегазовыми компаниями, как на базе обучающих Центров компаний, так и с привлечением сторонних организаций.
      В республике подготовка специалистов нефтегазового дела ведется в ряде базовых высших учебных заведениях, к примеру, в КазНТУ им. К.И.Сатпаева, Казахстанско-Британском техническом университете, переданного постановлением Правительства Республики Казахстан в состав ЗАО "ПК "КазМунайГаз", КазГАСА в г. Алмате. Обучение местных кадров на Карачаганакском месторождении проводится в основном на базе Учебного центра в г. Аксае. Повышение квалификации местных работников по специальностям проводится в материнских компаниях "Бритиш Газ" и "Аджип", учебных центрах за рубежом и путем обучения по международным магистерским и менеджерским программам. Кроме этого, в последние годы с повышением престижа отрасли подготовка специалистов начата во вновь образованных учебных центрах в ряде областях и при нефтегазовых компаниях, к примеру, Учебный Центр при ЗАО "КазТрансОйл" в г. Актау, нефтяной колледж и учебно-курсовой комбинат при АО "Эмбамунайгазе" и др.
      Исходя из необходимости формирования качественного кадрового потенциала для отрасли, необходимо разработать комплекс мер по подготовке и переподготовке кадров с учетом мирового опыта, существующей в республике образовательной базы и первоочередных потребностей отрасли в специалистах.      

       3.4.3. Адаптация нормативной базы газовой отрасли к рыночным условиям

      Принципиальным значением является вопрос совершенствования нормативной базы газовой отрасли, с пересмотром всех ранее действовавших норм с разработкой новых инструктивных документов с последующим принятием Закона Республики Казахстан "О транспортировке газа и газоснабжении". Подобные законы имеются практически во всех странах, даже в тех государствах, где отсутствует собственная добыча газа.
      В случае целесообразности разработки Закона Республики Казахстан "О транспортировке газа и газоснабжении", данный вопрос будет согласован с Межведомственной комиссией по вопросам законопроектной деятельности.
      Одновременно предстоит пересмотреть около 20 наименований ранее принятых ведомственных нормативных документов, которыми без соответствующей процедуры утверждения и регистрации продолжают пользоваться газотранспортные предприятия.
      Кроме этого, в развитие принятого  постановления  Правительства Республики Казахстан от 11 июня 2003 года за N 568 "Об утверждении Правил поставки, транспортировки и реализации природного газа" и "Правил поставки, перевозки и пользования сжиженными углеводородными газами" также следует разработать новые правила и нормативы, которые отвечали бы интересам рыночной экономики и согласовывались с проводимой работой по совершенствованию вопросов регулирования деятельности субъектов естественной монополии в газотранспортной системе со стороны государства.
      Также следует пересмотреть ряд нормативных правовых актов в области охраны окружающей среды в газовой системе. За годы независимости в Республике Казахстан были приняты основополагающие законы в этой области. Вместе с тем, существующая нормативная и техническая документация Республики Казахстан не дает возможности более аргументированного использования тех или иных норм при выполнении проектных работ по экологии, а также обеспечить достоверный мониторинг выбросов вредных веществ, в частности, при свободном сжигании попутного газа.
      Для упорядочения в вопросах нормирования и мониторинга выбросов в окружающую среду от работы газовых объектов необходимо будет разработать и утвердить следующие инструктивные и нормативные документы:
      Методика расчета рассеивания загрязняющих веществ для компрессорных станций и методики расчета параметров выбросов ГПА с утилизатором;
      Нормативы удельных потерь природного газа при добыче, транспортировке, переработке и хранении газа для установления прогрессивных показателей, для стимулирования в деятельности предприятий по их сокращению;
      Методика нормирования валовых выбросов загрязняющих веществ для объектов газовой отрасли по среднегодовым концентрациям вредных веществ в атмосфере;
      Методика расчета загрязняющих веществ от объектов отрасли (на основе удельных показателей) и удельные нормативы выбросов вредных веществ на единицу произведенной продукции и т.д.

  4. Необходимые ресурсы и источники финансирования

      Основными источниками ресурсного обеспечения программных направлений развития газовой отрасли являются инвестиционные средства недропользователей нефтегазовых месторождений, национальных компаний и хозяйствующих субъектов, функционирующих в данной системе, а также республиканские и местные бюджетные средства.
      Программа представляет собой совокупность проектов, позволяющих получить конкретные результаты по каждому из них. При этом предполагается, что до 2010 года на реализации проектов, связанных со строительством мощностей по газопереработке, использованию газа для выработки других видов энергии и продукции, а также по объектам транспортировки газа, будет инвестировано около 1009,6 млрд. тенге и в том числе на период реализации I этапа Программы около 511,7 млрд. тенге. Из указанной суммы бюджетное финансирование реализации мероприятий Программы на 2004 год составит 3000,0 млн. тенге. При этом на последующие годы ежегодные объемы финансирования из республиканского бюджета будут уточняться в соответствии с Законом Республики Казахстан "О республиканском бюджете" на соответствующий финансовый год.
      Предполагается, что государство будет принимать все более активное участие в реализации газовых проектов, представляющих важное социально-экономическое значение для регионов или отвечающих интересам энергетической безопасности страны. В отличие от частных инвесторов, преследующих преимущественно коммерческие интересы, государственные средства будут ориентированы на новые исследования и социально важные проекты, такие как: разработка Амангельдинского газового месторождения, реализация проекта утилизации попутного газа в Кызылординской области, разработка технико-экономического обоснования Карачаганакского ГПЗ и т.д.
      По предварительным расчетам реализация проектов восстановления и модернизации распределительных газопроводов в Актюбинской, Жамбылской и Южно-Казахстанской областях, обеспечивающая к концу их реализации в 2015 году минимальный запас прочности 35 лет, потребует ориентировочно 29,0 млрд. тенге инвестиционных вложений.
      При финансировании работ ЗАО "Региональная газотранспортная система" за счет привлечения указанных объемов капиталовложений необходимо придерживаться инвестиционной стратегии, при которой тарифы должны служить инструментом обеспечения возвратности инвестиций. Это возможно в случае привлечения кредитов на длительный срок с льготными кредитными ставками.
      Всего с учетом необходимости привлечения инвестиций и по другим областям на реконструкцию и строительство местных газораспределительных сетей необходимая сумма финансирования составляет около 44,0 млрд. тенге. Вместе с тем предполагается, что по мере реализации Программы и выявления целесообразности тех или иных проектов, объемы финансирования по отдельным проектам будут корректироваться. Также предполагается, что для проведения отдельных стратегических исследований или проработки отдельных проектов будут использованы привлекаемые целевые средства компаний спонсоров и привлечение заемных средств.

  5. Ожидаемые результаты

      В результате реализации Программы развития газовой отрасли на 2004-2010 годы ожидается, что Республика Казахстан войдет в число стран, обладающих крупнейшими в мире доказанными запасами природного газа и станет одним из трех основных производителей и экспортеров природного и сжиженного газа на территории стран СНГ.
      При этом ожидается, что прогнозные объемы добычи сырого газа к 2010 году возрастут более чем в три раза и составят около 52,5 млрд. куб. м в год. По годам эти уровни добычи на первом этапе составят за 2004 год - 24,1; за 2005 год - 26,1 и за 2006 год - 28,8 млрд. куб. метров, при этом среднегодовой рост объемов добычи газа составит около 12 %. Все это в свою очередь позволит увеличить выработку товарного газа в следующих объемах: 2004 г. - 13,7 млрд. куб. м; 2005 г. - 15,0 млрд. куб. м; 2006 г. - 15,7 млрд. куб. м и в 2007-2010 годах: -18,2; 19,4; 21,8; 22,7 млрд. куб. метров соответственно.
      Одновременно рост объемов добычи и реализации товарного газа, а также ожидаемое увеличение международного транзита природного газа позволит ускорить принятие мер по модернизации газопроводной системы с расширением пропускной способности, к примеру, основного магистрального газопровода "Средняя Азия - Центр" до 60 млрд. куб. м к 2005 году и до 90 млрд. куб. м к 2010 году.
      Одним из главных результатов промышленного развития отрасли станет более полное обеспечение потребностей населения, социальной сферы и предприятий других отраслей страны за счет собственных ресурсов природного и сжиженного газа. В соответствии с Индикативным планом социально-экономического развития Республики Казахстан на 2004-2006 годы, на фоне ожидаемых увеличений реальных доходов населения за эти годы на 15-25 %, и ежегодного роста ВВП на 8-9% прогнозируется, что ежегодный рост потребления природного и сжиженного газа в регионах составит около 7-8% и к 2010 году этот уровень может достигнуть 10,3 млрд. куб. м и 1280 тыс. тонн по природному и сжиженному газу соответственно. При этом рост только потребителей природного газа за счет реализации программы газификации в регионах к 2010 году составит около 480 тыс. абонентов.
      Будет реализован ряд локальных проектов для решения местных проблем по обеспечению энергоносителями. К примеру, в Жамбылской и Кызылординской областях по поставке природного и сжиженного газа, в областях Западного Казахстана по обеспечению электроэнергией и т.д. Основными параметрами ожидаемых результатов от реализации Программы по развитию отрасли могут быть:
      увеличение экспорта природного газа более чем в 2,0 раза с достижением объема экспорта газа почти 13,0 млрд. куб. м. в год;
      увеличение экспорта сжиженного газа почти в 3,4 раза с ростом объема реализации его на экспорт на 1,7 млн. тонн;
      создание на вновь вводимых газовых комплексах до 3,7 тысяч рабочих мест, в том числе по годам: 2004 год - 300 чел.; 2005 год - 470 чел.; 2006 год - 460 чел.; 2007 год - 500 чел.; 2008 - 720 чел.; 2009 - 600 чел. и 2010 год - 660 чел.
      Кроме ожидаемого в большей мере социального эффекта от вышеназванных факторов только от увеличения объемов экспорта природного и сжиженного газа, а также объемов международного транзита газа к 2010 году годовой экспортный потенциал может возрасти на сумму около 110,6 млрд. тенге.
      Ожидается, что переход на методы гибкого тарифного регулирования должен обеспечить создание благоприятных условий для привлечения инвестиций в сферу регионального газоснабжения и прежде всего для модернизации местных газораспределительных сетей, внедрении новых ресурсосберегающих наукоемких технологий.
      Кроме этого важным аспектом в реализации программы развития газовой отрасли является обеспечение положительного эффекта для окружающей среды от использования газа как энергоносителя и снижения вредного воздействия на экологию предприятий газовой отрасли. В результате предполагаемых мер в Программе ожидается:
      снижение вредных выбросов за счет ввода новых перерабатывающих комплексов и уменьшения сжигания попутного газа на факелах на Тенгизском, Кумкольском, Жанажольском и других месторождениях в виде окиси углерода, сернистых соединений и остатков углеводородов почти на 800 тыс. тонн;
      получение условного эффекта уменьшения до 3,8 млн. тонн вредных выбросов от предполагаемого использования природного газа для выработки электроэнергии в объеме до 2,2 млрд. кВт/час в сравнении с тем, если бы для выработки этого объема электроэнергии использовался уголь.


         6. План мероприятий по реализации Программы 
          развития газовой отрасли Республики Казахстан 
                     на период с 2004-2006 гг.  <*>

      Сноска. В раздел 6 внесены изменения постановлением Правительства РК от 22 февраля 2006 года N  114 .

__________________________________________________________________________
 N !Мероприятия!   Форма  !Ответственные!   Срок  !Предполагаемые!Источник
п/п!           !завершения!за исполнение!исполне- !расходы (млн. !финанси-
   !           !          !(реализацию) !ния (реа-!тенге)        !рования
   !           !          !             !лизации) !              !
--------------------------------------------------------------------------
I. Мероприятия по совершенствованию нормативно-правовой базы, 
   направленные на повышение эффективности работы отрасли
--------------------------------------------------------------------------
1.  Разработать   Приказ   МЭМР, АРЕМ,   4 квартал Не требуется      -
    методику               ЗАО "КМГ",    2004 г.
    расчета                ЗАО "КТГ",
    норм потерь            ЗАО "ИЦА",
    и использо-            ЗАО "РГС"
    вания газа
    на собст-
    венные 
    нужды при
    транспорти-
    ровке газа
    по магист-
    ральным и
    распредели-
    тельным
    газопрово-
    дам
--------------------------------------------------------------------------
2.  Разработать Проект     МЭМР, МЮ,     Постоянно    4,5         ЗАО  
    базовые     норматив-  МООС, МИТ,                             "КТГ",
    нормативно- ного акта  ЗАО "КИНГ",                            ЗАО
    технические            ЗАО "КМГ",                             "РГС"
    документы в            ЗАО "КТГ",  
    газовой                ЗАО "РГС"
    отрасли,
    приведенные
    к требовани-
    ям законода-
    тельства РК
--------------------------------------------------------------------------
3.  Разработать  Проект    МИТ, МЭМР,    Постоянно Согласно       Пользо-
    комплекс мер норматив- МООС                    договоров      ватели
    по внедрению ного                                             государ-
    международ-  правового                                        ственной
    ных экологи- акта                                             лицен-
    ческих                                                        зией
    стандартов
    ISO в дея-
    тельности
    хозяйству-
    щих субъек-
    тов газовой
    системы
 
  3-1 Разработать  проект    МЭМР,         4 квартал  Не     Нет
    План меро-   поста-    заинтере-     2006 года  тре-
    приятий по   новле-    сованные                 бует-
    реализации   ния       государ-                 ся
    Программы    Прави-    ственные
    развития     тель-     органы и
    газовой      ства      компании
    отрасли      Рес-      (по сог-
    Республики   пуб-      ласова-
    Казахстан    лики      нию)
    на период    Казах-
    2007-2010    стан
    годы
    (второй
    этап)                                                 
--------------------------------------------------------------------------
II. Мероприятия, связанные с повышением объемов внутреннего 
     потребления газа и обеспечения энергетической безопасности
--------------------------------------------------------------------------
4.  Разработать  Проект    акимы        2004-2006  От 5,0 до 10,0 Местные
    региональные норматив- областей,       гг.     на каждую      бюджеты
    программы    ного      гг. Астаны              программу 
    комплексной  правового и Алматы,
    газификации  акта      МЭМР  
--------------------------------------------------------------------------
5.  Активизиро-  Отчет     Аким Кызыл-  Декабрь   2004г.- 2000,0  Респуб-
    вать реали-  Прави-    ординской    2005 г.                   ликанс-
    зацию        тельству  области,                               кий
    проекта      Респуб-   МЭМР,                  2005г.- 3506,0* бюджет
    "Комплекс-   лики      ОАО "ПККР",
    ное и эффек- Казахстан "КазГер-                 4050,0        Недро-
    тивное ис-             Мунай",                                пользо-
    пользование            "ТургайПет-                            ватели
    попутных               ролеум"
    газов
    месторожде-
    ния Южно-
    Тургайской
    впадины
    Арыскумско-
    го прогиба"
--------------------------------------------------------------------------
6.  Завершить    Отчет     МЭМР, ЗАО    Декабрь    1000,0         Респуб- 
    второй этап  Прави-    "КМГ",       2004 г.                   ликанс-
    освоения     тельству  ЗАО "КТГ"                              кий
    Амангель-    Респуб-                                          бюджет 
    динского     лики
    газового     Казахстан                         3200,0**       ЗАО 
    месторожде-                                                   "КТГ",
    ния                                                           заемные
                                                                  средства
--------------------------------------------------------------------------
7.  Завершить    ТЭО       МЭМР, ЗАО   2 квартал   Не требуется      -
    разработку   проекта   "Нефтекон-   2004 г.
    ТЭО строи-             салтинг"
    тельства
    Карачага-
    накского
    ГПЗ в рам-
    ках "Газо-
    вого
    проекта" 
--------------------------------------------------------------------------
8.  Разработать  ТЭО       МЭМР, Аким  4 квартал   На основе      Средства
    ТЭО проекта  проекта   Карагандин-  2004 г.    расчетов       хоз.
    добычи                 ской облас-                            субъек-
    метана из              ти, АЧС                                тов,
    угольных                                                      заемные
    месторожде-                                                   средства 
    ний Кара-
    гандинской
    области 
--------------------------------------------------------------------------
9.  Разработать  Предва-   МЭМР, ЗАО   Декабрь         2,3        ЗАО 
    предвари-    ритель-   "КМГ",      2005 г.                    "КТГ"
    тельное ТЭО  ное ТЭО   ЗАО "КТГ"
    проекта      проекта
    строитель-
    ства нового
    и расширения
    действующих
    подземных 
    хранилищ
    газа в 
    южном
    регионе
    страны
--------------------------------------------------------------------------
III.   Мероприятия, связанные со структурной оптимизацией субъектов
       газового рынка отрасли 
--------------------------------------------------------------------------
10. Рассмотреть  Отчет     КГИиП МФ,   4 квартал   Не требуется     -
    вопрос о     Прави-    МЭМР, ЗАО    2004 г.
    проведении   тельству  "КМГ", ЗАО
    структурной  Респуб-   "КТГ",
    реоргани-    лики      акимы
    зации по     Казахстан областей,
    централи-              гг. Астаны
    зации ре-              и Алматы
    гиональных
    газотранс-
    портных
    систем
    Республики
    Казахстан
    на базе
    ЗАО "КТГ"    
--------------------------------------------------------------------------
IV. Мероприятия, осуществляемые для дальнейшего развития транзитной 
    инфраструктуры РК и повышению экспорта казахстанского газа
--------------------------------------------------------------------------
11. Провести     Отчет     МЭМР, ЗАО   3 квартал   Не требуется  В рамках
    комплексное  Прави-    "КМГ", ЗАО    2004 г.                 соглаше-
    целевое      тельству  "КИНГ"                                ния с
    исследование Республи-                                       компанией
    проблемных   ки                                              Exxon KGV  
    вопросов     Казахстан
    и локальных
    проектов
    развития
    газовой 
    отрасли РК         
--------------------------------------------------------------------------
12. Провести     Проект    МЭМР, МИД   В течение   Не требуется     -
    работы       норматив-              2004 г. 
    совместно с  ного
    МИД Респуб-  правового
    лики Казах-  акта
    стан по
    созданию
    Международ-
    ного Газо-
    вого Альянса
    со странами
    СНГ - произ-
    водителями
    природного
    газа  
--------------------------------------------------------------------------
13. Принять      Отчеты     МЭМР, ЗАО  Постоянно   Не требуется     -
    меры по      Правитель- "КМГ"
    реализации   ству
    Соглашения   Респуб-
    между Пра-   лики
    вительством  Казахстан
    РК и Прави-
    тельством
    РФ о сотруд-
    ничестве в
    газовой
    отрасли от
    28 ноября 
    2001 года
--------------------------------------------------------------------------
14. Осуществлять Отчет      ЗАО "КМГ", 2004-2006    80000**     ЗАО "ИЦА"   
    меры по      Министер-  ЗАО "КТГ,    гг.
    модернизации ству       ЗАО "ИЦА"
    магистраль-  энергети-
    ной газо-    ки и ми-
    проводной    неральных
    системы РК   ресурсов
                 Республи-
                 ки Ка-
                 захстан
--------------------------------------------------------------------------
15. Проведение   Отчет      МЭМР, ЗАО  1 квартал   В рамках     ЗАО "КМГ",    
    предвари-    Правитель- "КМГ"      2005 г.     соглашения   Китайская
    тельного     ству Респуб-                                   националь-
    изучение     лики                                           ная неф-
    возможности  Казахстан                                      тегазовая
    реализации                                                  корпорация 
    проекта
    газопрово-
    да 
    "Казахстан-
    Китай"
__________________________________________________________________________
      

      Примечание: 1. Финансирование из бюджетных средств на Мероприятия, 
                     реализуемые в 2004 году подтверждены соответствующими 
                     решениями
                  2. (*) На последующие годы по финансируемым мероприятиям
                     из бюджетных средств указаны суммы, которые будут
                     рассматриваться по инициативе уполномоченных органов
                     на бюджетной комиссии
                  3. (**) Предполагаемые расходы будут уточняться на основе
                     соответствующих расчетов
      
                            Принятые обозначения:    
АРЕМ        - Агентство РК по регулированию естественных монополий 
ЗАО "РГС"   - ЗАО "Региональная газотранспортная система"            
КГиОН МЭМР  - Комитет геологии и охраны недр Министерства энергетики             
              и минеральных ресурсов                                                    
МЧС         - Министерство по чрезвычайным ситуациям
ОАО "ПККР"  - ОАО "ПетроКазахстан Кумколь Ресорсиз"                  
ЗАО "КМГ"   - ЗАО "КазМунайГаз"             
ЗАО "КТГ"   - ЗАО "КазТрансГаз"
КГИиП МФ    - Комитет по государственному имуществу и приватизации 
              Министерства финансов РК
КСМиС МИТ   - Комитет по стандартизации, метрологии и сертификации 
              Министерства индустрии и торговли
МИТ         - Министерство индустрии и торговли
МТСЗН       - Министерство труда и социальной защиты населения 
МЭБП        - Министерство экономики и бюджетного планирования 
МЭМР        - Министерство энергетики и минеральных ресурсов
МЗ          - Министерство здравоохранения
МЭМР        - Министерство энергетики и минеральных ресурсов
МФ          - Министерство финансов
МООС        - Министерство охраны  окружающей среды
МЮ          - Министерство юстиции
"Exxon KGV" - Компания "Exxon Kazakhstan Gas Ventures Ltd."
ОПЭ         - Опытная промышленная эксплуатация
ТЭО         - Технико-экономическое обоснование


                             Генеральная схема 
               существующих и перспективных газопроводов РК
                       (См. бумажный вариант)