Об утверждении Концепции развития топливно-энергетического комплекса Республики Казахстан на 2023 – 2029 годы

Постановление Правительства Республики Казахстан от 28 июня 2014 года № 724.

Сноска. Заголовок - в редакции постановления Правительства РК от 28.03.2023 № 260.

Правительство Республики Казахстан ПОСТАНОВЛЯЕТ:

1. Утвердить прилагаемую Концепцию развития топливно-энергетического комплекса Республики Казахстан на 2023 – 2029 годы (далее – Концепция).

Сноска. Пункт 1 - в редакции постановления Правительства РК от 28.03.2023 № 260.

2. Центральным государственным и местным исполнительным органам Республики Казахстан принять необходимые меры по реализации Концепции.

3. Признать утратившими силу:

1) постановление Правительства Республики Казахстан от 29 октября 2010 года № 1129 "Об утверждении Программы по развитию электроэнергетики в Республике Казахстан на 2010 – 2014 годы";

2) постановление Правительства Республики Казахстан от 31 декабря 2013 года № 1521 "О внесении изменений и дополнений в постановление Правительства Республики Казахстан от 29 октября 2010 года № 1129 "Об утверждении Программы по развитию электроэнергетики в Республике Казахстан на 2010 – 2014 годы".

4. Настоящее постановление вводится в действие со дня его подписания.

Премьер-Министр
Республики Казахстан	К. Масимов

Утверждена постановлением Правительства Республики Казахстан от 28 июня 2014 года № 724

Концепция развития топливно-энергетического комплекса Республики Казахстан на 2023 – 2029 годы

Сноска. Концепция развития - в редакции постановления Правительства РК от 28.03.2023 № 260.

Раздел 1. Паспорт

Наименование	Концепция развития топливно-энергетического комплекса Республики Казахстан на 2023 – 2029 годы
Основание для разработки	В рамках исполнения указа Президента Республики Казахстан от 26 ноября 2022 года № 2 "О мерах по реализации предвыборной программы Президента Республики Казахстан "Справедливый Казахстан – для всех и для каждого. Сейчас и навсегда", протокольных поручений Премьер-Министра Республики Казахстан от 29 ноября 2022 года № 43 п. 3.4.1 и от 17 января 2023 года п. 3.1.
Государственный орган, ответственный за разработку Концепции	Министерство энергетики Республики Казахстан
Государственные органы, ответственные за реализацию Концепции	Министерство энергетики Республики Казахстан, Министерство индустрии и инфраструктурного развития Республики Казахстан, Министерство национальной экономики Республики Казахстан, Министерство науки и высшего образования Республики Казахстан, Министерство экологии и природных ресурсов Республики Казахстан, Министерство финансов Республики Казахстан, Министерство цифрового развития, инноваций и аэрокосмической промышленности Республики Казахстан, Министерство торговли и интеграции Республики Казахстан, Министерство иностранных дел Республики Казахстан, местные исполнительные органы.
Сроки реализации	2023 – 2029 годы

Раздел 2. Анализ текущей ситуации

2.1. Электроэнергетическая отрасль

Электроэнергетическая отрасль Республики Казахстан является основой жизнеобеспечения страны, функционирования и развития экономики.

Отрасль включает основные сферы электроэнергетики и теплоэнергетики.

Электроэнергетика функционирует в условиях единой электроэнергетической системы Республики Казахстан (далее – ЕЭС РК), представляющей собой совокупность электрических станций, линий электропередачи и подстанций, обеспечивающих надежное и качественное электроснабжение потребителей республики.

ЕЭС РК условно разделена на три зоны – Северную, Южную и Западную.

Северная зона является основной зоной, где сосредоточено наибольшее количество генерирующих мощностей республики в объеме 16310 мегаватт (в 2022 году потребление составило 72,6 миллиарда киловатт-часов), и обеспечивает электроэнергией также и Южную зону.

Южная зона располагает мощностями генерации в объеме 4501 мегаватт (в 2022 году потребление составило 25,7 миллиарда киловатт-часов), а также наибольшим количеством объектов возобновляемой энергетики (80 объектов мощностью 1225 мегаватт).

Западная зона располагает источниками генерации на газе мощностью 3561 мегаватт (в 2022 году потребление составило 14,5 миллиарда киловатт-часов), однако функционирует изолированно от объединҰнных общими сетями Северной и Южной зон и не позволяет работать в единой системе ЕЭС РК.

В разрезе зон ЕЭС РК рост потребления в 2022 году зафиксирован в Южной зоне на 2,4 миллиарда киловатт-часов или 9,6 %, в Северной зоне на 2,1 миллиарда киловатт-часов или 2,9 % и Западной зоне на 1 миллиард киловатт-часов или 7 %.

В связи с растущей потребностью экономики страны и регионов необходимо обеспечить бесперебойное электроснабжение по сетям ЕЭС РК.

Вместе с тем, в Южной зоне отмечается слабая связь энергоузлов Кызылординской, Туркестанской и Жамбылской областей с ЕЭС РК, которая негативно влияет на снабжение южных регионов.

Теплоэнергетика функционирует как локальный рынок тепловой энергии каждого отдельного региона, представляющий собой систему централизованного теплоснабжения на базе теплоэлектроцентралей (далее – ТЭЦ) и (или) районных котельных, а также за счет автономных систем отопления. Связующую роль в системе централизованного теплоснабжения осуществляют тепловые сети.

В рамках стратегического развития отрасли наблюдается отсутствие согласованности и последовательности в развитии региональных систем электро- и теплоснабжения.

Производство электроэнергии

Производство электроэнергии в Казахстане на 1 января 2023 года осуществляет порядка 207 электрических станций национального, промышленного и регионального значения.

Общая располагаемая мощность электростанций Казахстана составляет 19024,3 мегаватт, с пиком нагрузки 15203 мегаватт в 2022 году.

В 2022 году потребление электроэнергии в Казахстане по сравнению с 2020 годом увеличилось на 5 % и составило 112,8 миллиарда киловатт-часов (2020 год – 107,3 миллиарда киловатт-часов, 2021 год – 113,9 миллиарда киловатт-часов).

Вместе с тем прогнозируется дефицит мощности электроэнергии в 2023 году в объеме 1,1 гигаватт, 2024 году – 0,8 гигаватт.

Доля вырабатываемой генерирующими источниками электроэнергии по видам топлива распределена следующим образом: на угле – 66,7 %, газе – 21,5 %, гидроэлектростанциях (далее – ГЭС) (без малых ГЭС) – 7,3 %, возобновляемых источниках энергии (далее – ВИЭ) (солнечные электростанции (далее – СЭС), ветровые электростанции (далее – ВЭС), малые ГЭС, биоэлектростанции (далее – БиоЭС) – 4,5 %.

На 1 января 2023 года износ основного оборудования электростанций составляет 57 %, при этом имеются случаи достижения показателя до 85 – 88 % (Уральская, Кентауская ТЭЦ).

В целом сектор производства характеризуется высоким износом, что негативно влияет на стабильность работы всей энергосистемы страны и надежность электро-, теплоснабжения населенных пунктов.

Вместе с тем в рамках внедренного в 2020 году рынка мощности в сектор генерации с 2020 по 2022 годы были привлечены инвестиции в размере 248,6 миллиарда тенге.

При этом необходимо отметить, что с учетом действующих лимитов на возврат вкладываемых средств объемы инвестирования в модернизацию и ремонт мощностей показали свою недостаточность для сдерживания негативной динамики износа мощностей.

Кроме того, активный ввод объектов возобновляемой энергетики сопровождается недостаточностью развития регулировочных электрических мощностей, так как работа ВИЭ относится к нестабильным источникам генерации и требует поддержки маневренными мощностями.

Передача электроэнергии

Роль системообразующей сети в ЕЭС РК выполняет национальная электрическая сеть (далее – НЭС), которая обеспечивает электрические связи между регионами республики и энергосистемами сопредельных государств (России, Кыргызской Республики (далее – Кыргызстан) и Республики Узбекистан (далее – Узбекистан).

В состав НЭС входит 323 линии электропередачи напряжением 35 – 1150 киловольт, общая протяженность которых по цепям составляет 26,8 тысяч километра, на балансе находится 80 электрических подстанций напряжением 35 – 1150 киловольт.

Управление НЭС осуществляет акционерное общество "Казахстанская компания по управлению электрическими сетями".

На региональном уровне передачу электроэнергии осуществляют 19 региональных энергетических компаний и 126 малых компаний, передающих электроэнергию по электрическим сетям 0,4 – 220 киловольт до розничных (конечных) потребителей.

Присутствие на региональном уровне большого количества частных мелких игроков оказывает значительное влияние на рост конечной цены для потребителей.

Кроме того, средний уровень износа электрических сетей Казахстана составляет 66 % и характеризуется значительными потерями электрической энергии при транспортировке (11 %), особенно в региональных сетях. Наибольший уровень износа в Костанайской области – 85,3 %, наименьший в городе Астане – 29,5 %.

Электрические сети Западного Казахстана остаются изолированными от ЕЭС РК и системообразующая сеть Западной зоны полностью загружена, в связи с чем наблюдается недостаточная пропускная способность транзитных потоков.

Электроснабжение и рынок электрической энергии

Сектор снабжения электрической энергией представлен энергопередающими (далее – ЭПО) и энергоснабжающими организациями (далее – ЭСО).

ЭСО осуществляют покупку электрической энергии у ЭПО и последующую продажу розничным потребителям. Часть ЭСО выполняет функции "гарантирующих поставщиков" электроэнергии.

Сектор электроснабжения характеризуется большим количеством ЭСО (более 120) и неконтролируемой их деятельностью. Несмотря на присутствие такого количества ЭСО на рынке, отмечается отсутствие конкуренции среди ЭСО и возможности у потребителей в их выборе.

Рынок электрической энергии разделяет деятельность на оптовую и розничную. В структуру оптового рынка электрической энергии входят рынок децентрализованной купли-продажи, рынок централизованной торговли, балансирующий рынок, рынок электрической мощности, рынок системных и вспомогательных услуг.

Вместе с тем большая часть производства и оптовой реализации осуществляется небольшим количеством предприятий – 6 основными игроками с долей рынка более 75 %, оставшаяся доля рынка (около 24 %) приходится на собственников, владеющих более 30 ЭПО, из которых почти половина приходится на государственную и коммунальную собственность.

Таким образом, наблюдается формальность создания конкурентного рынка, одной из причин которому послужило установление с 2019 года индивидуального ценового регулирования для ЭПО с практической минимизацией конкурентных условий. Некоторые ЭПО, имеющие низкие тарифы, ограничивают доступ потребителей к своей электроэнергии, реализовывая их через аффилированные ЭСО.

Поэтому 97 % всей электроэнергии реализуется в рамках двусторонних договоров между субъектами рынка, что создает ограничения доступа потребителей к электроэнергии. Таким образом, другие ЭСО и потребители вынужденно покупают электроэнергию у источников с более дорогими тарифами.

Производство тепловой энергии

В секторе производства тепловой энергии функционирует 37 ТЭЦ, в том числе 15 находится в государственной собственности (города Семей, Костанай, Кентау, Уральск, Аркалык, Шахтинск, Астана, Кызылорда, Тараз, Актау, Алматы), и порядка 2500 котельных разной мощности.

Общая располагаемая мощность тепловых источников Казахстана на 1 января 2023 года составляет 37566,7 гигакалорий в час.

При этом тепловые источники, использующие уголь в виде топлива, составляют основную долю – 80 % (природный газ – 15 %, мазут – 5 %).

Производство тепловой энергии в 2022 году по Казахстану составило 94 миллиона гигакалорий в час (2020 год – 91,2 миллионов гигакалорий в час, 2021 год – 93 миллиона гигакалорий в час).

По состоянию на 1 января 2023 года средний износ оборудования ТЭЦ составляет 66 % (2020 год – 60 %, 2021 год – 62 %). При этом в некоторых городах этот показатель превышает 80 %.

Из общего количества ТЭЦ с возрастом более 50 лет – 76 %, более 30 лет – 24 %. Средний возраст ТЭЦ составляет 61 год.

Количество аварийных остановок за 2022 год (1789) увеличилось на 23 % по сравнению с 2021 годом (1456).

Для обеспечения энергетической безопасности остро стоят вопросы модернизации, реконструкции, замены физически и морально устаревшего оборудования.

Передача и снабжение тепловой энергией

Общая протяженность тепловых сетей в двухтрубном исчислении по республике составляет порядка 12 тысяч километров. При этом около 30 % или 3,38 тысячи километров сетей требуют замены.

Сектор теплоснабжения характеризуется от производства до потребления тепловой энергией низким коэффициентом полезного действия (в среднем 75 % для котлов, 58 % – для всей системы), высокими выбросами и потерями тепла (18 – 42 % на этапе транспортировки и распределения тепла).

С активным ростом развития экономики, населения городов, а также вводом новых объектов нарастает проблема дефицита тепловой энергии в большинстве регионов, в том числе в городах Семей, Таразе, Павлодаре, Астане.

Основное количество теплоэнергетических организаций находится на балансе местных исполнительных органов и вследствие недостаточности тарифных средств даже на топливо предусмотрена возможность выделения субсидий из республиканского бюджета в целях обеспечения безопасного прохождения отопительного сезона.

Однако на местах существует проблема с отсутствием полной и достоверной информации о техническом состоянии и производительности централизованных систем автономного теплоснабжения, что не позволяет оценить состояние отрасли для качественного планирования и развития.

Кроме того, рынок характеризуется низкими тарифами на тепловую энергию, низкой инвестиционной привлекательностью, отсутствием квалифицированных кадров.

Таким образом, существуют институциональные проблемы, связанные с наличием правовых пробелов, в том числе отсутствием отраслевого законодательства, регулирующего отношения в сфере теплоэнергетики, а также вопросы теплоэнергетического контроля, которые отнесены к компетенции местных исполнительных органов и фактически не исполняются.

Возобновляемые источники энергии

Возобновляемая энергетика является динамично развивающейся отраслью страны. На 1 января 2023 года в Казахстане действует 130 объектов ВИЭ с общей установленной мощностью 2388 мегаватт, в том числе:

46 объектов ВЭС – 957,5 мегаватт;

44 объектов СЭС – 1149 мегаватт;

37 объектов ГЭС – 280 мегаватт;

3 объекта БиоЭС – 1,8 мегаватт.

По итогам 2022 года доля ВИЭ в общем объеме выработки электроэнергии страны составила 4,53 % (2020 год – 3,05 %, 2021 год – 3,67 %).

Важнейшими мерами поддержки государством использования ВИЭ являются продолжительный срок приобретения электроэнергии, заключаемый с единым закупщиком электроэнергии – товариществом с ограниченной ответственностью "Расчетно-финансовый центр по поддержке возобновляемых источников энергии", а также ежегодная индексация тарифов.

Механизмом реализации проектов ВИЭ являются аукционные международные торги, по итогам которых заключены контракты с 60 компаниями на 15 – 20 лет на суммарную мощность 1209 мегаватт.

Вместе с тем, ввиду нестабильного характера выработки электроэнергии объектами ВИЭ, их развитие сопровождается большими рисками негативного влияния на стабильность работы энергосистемы страны в целом.

Малая автономная и распределенная генерация ВИЭ

Одним из направлений развития ВИЭ является использование маломасштабных объектов ВИЭ домохозяйствами, малым и средним предпринимательством, в том числе для решения вопросов электроснабжения удаленных населенных пунктов от электросетевой инфраструктуры.

Законодательством предусмотрено предоставление адресной помощи в размере 50 % от стоимости установок по использованию ВИЭ мощностью не более 5 киловатт, а также норма, позволяющая владельцам объектов ВИЭ мощностью до 100 киловатт, продавать излишки от собственного потребления произведенной электроэнергии в сеть.

При этом уровень использования маломасштабных проектов ВИЭ в отдельных районах, домашних и фермерских хозяйствах достаточно низкий, что связано с недостаточной осведомленностью населения и малого и среднего бизнеса (далее – МСБ) в регионах.

Проблемы в электроэнергетической отрасли

отсутствие долгосрочных планов развития систем электро- и теплоснабжения регионов;

высокий уровень износа основного и вспомогательного оборудования энергопроизводящих организаций;

высокий уровень аварийности вследствие высокого износа электрических сетей;

изолированная работа Западной зоны ЕЭС;

влияние на конечный тариф на электроэнергию большого количества энергопередающих организаций;

ограниченные возможности розничных потребителей по реализации права на самостоятельный выбор поставщика электроэнергии;

низкий уровень конкуренции между субъектами рынка;

острый дефицит маневренных генерирующих мощностей;

негативное влияние на стабильность энергосистемы страны растущего объема электроэнергии ВИЭ;

слабая осведомленность населения и субъектов предпринимательства по действующим преференциям по использованию маломасштабных проектов ВИЭ в регионах.

Проблемы в секторе теплоснабжения

отсутствие систем мониторинга состояния объектов производства и передачи тепловой энергии;

отсутствие инвестиционной привлекательности в связи с убыточностью отрасли;

отсутствие необходимых полномочий государственного органа для осуществления контрольных функций в области теплоэнергетики;

отсутствие отраслевого законодательства;

отсутствие нормативно-правовой и нормативно-технической баз, позволяющих сформировать эффективную государственную политику в сфере теплоснабжения, урегулировать взаимоотношения субъектов рынка централизованного теплоснабжения;

нарастающий дефицит тепловой энергии;

недостаточный уровень оснащенности автоматикой и приборами учета тепловой энергии и теплоносителей на тепловых пунктах потребителей;

высокий уровень износа тепловых сетей;

преобладание открытой системы подключения потребителей горячего водоснабжения.

2.2. Атомная отрасль

Атомная промышленность

Атомная промышленность является одной из динамично развивающихся отраслей экономики Казахстана. За последние три года объем добычи урана вырос на 8% и составил 21,28 тысячи тонн в 2022 году.

Страна располагает вторыми по величине (14 % мировых запасов) достоверно подтвержденными разведанными запасами урана в мире, из которых 67 % пригодны для добычи самым низкозатратным методом подземного скважинного выщелачивания.

В Казахстане из 56 разведанных месторождений с балансовыми запасами урана 14 месторождений эксплуатируются, 42 месторождения находятся в резерве.

Национальным оператором по экспорту и импорту урана, ядерного топлива для атомных электростанций (далее – АЭС) является акционерное общество "Национальная атомная компания "Казатомпром".

За период 2020 – 2022 годы с учетом мировой конъюнктуры цен на уран наблюдается увеличение объемов его добычи в Казахстане. Так, по сравнению с 2020 годом в 2022 году увеличение объемов добычи урана составило порядка 9 % (2020 год – 19,5 тысячи тонн, 2021 год – 21,83 тысячи тонн, 2022 год – 21,28 тысячи тонн).

Вся продукция природного урана, добываемая в стране, отправляется на экспорт и является базовым компонентом для ядерного топлива любой комплектации для всех мировых АЭС.

Рынки сбыта казахстанской урановой продукции охватывают западные и азиатские рынки, в том числе Китайскую Народную Республику (далее – Китай) и Россию.

Основным транспортным маршрутом является порт города Санкт-Петербурга, а также незначительная часть транспортируется через Транскаспийский международный транспортный маршрут.

Республика имеет доступ к услугам по изотопному обогащению урана в объеме до 2,5 миллиона единиц разделительной работы в год (в России).

С целью диверсификации и развития производств урановой продукции, которые обеспечивают дополнительную добавленную стоимость выпускаемой продукции в 2021 году, введен в эксплуатацию завод по производству тепловыделяющих сборок для атомных электростанций Китая.

Вместе с тем в республике не развит гексафторид урана, являющийся одним из звеньев ядерного топливного цикла (далее – ЯТЦ).

Атомная энергетика

В Казахстане имеются все объективные предпосылки для создания и развития атомной энергетики, а именно наличие следующих возможностей:

значительное количество разведанных запасов урана;

динамично развивающаяся атомная (уранодобывающая и ураноперерабатывающая) промышленность;

развитие атомной науки;

развитие сферы ядерной медицины.

С учетом последних трендов в мировой атомной энергетике, поставленных задач по достижению углеродной нейтральности к 2060 году и необходимости диверсификации электроэнергетической генерации проводятся исследования по возможности развития атомной энергетики в Республике Казахстан.

Имеются следующие основные факторы для необходимости рассмотрения вопроса развития атомной энергетики:

отказ международных финансовых институтов в инвестирование строительства угольных электростанций;

ограниченные ресурсы газа не позволяют масштабный ввод газовой генерации;

объекты ВИЭ не способны выступать в качестве стабильного и базового источника генерации.

В условиях текущего уровня развития технологий, применяемых в энергетическом секторе, строительство АЭС является наиболее перспективным альтернативным решением в диверсификации электрогенерирующих мощностей и достижении углеродной нейтральности экономики.

Вопросы развития АЭС необходимо решать с учетом общественного мнения. В 2022 году по результатам исследований общественного мнения граждан около половины опрошенных респондентов выражают обеспокоенность по поводу строительства АЭС, что обусловлено исторической памятью (испытания ядерного оружия на Семипалатинском испытательном ядерном полигоне) и произошедшими авариями на АЭС Фукусимы и Чернобыля.

В целях повышения уровня осведомленности и формирования положительного мнения и доверия гражданского общества к развитию атомной энергетики имеется необходимость усиления информационной разъяснительной работы со стороны государства, экспертного и научного сообщества.

Также остро стоит вопрос подготовки квалифицированных кадров нового поколения и переквалификации имеющихся кадров для эксплуатации АЭС.

Проблемы в атомной отрасли

риск истощения эксплуатируемых месторождений;

слабая диверсификация транспортных маршрутов;

незавершенная стадия ЯТЦ;

присутствие радиофобии у населения страны и недоверие к атомной энергетике;

отсутствие квалифицированных кадров для эксплуатации АЭС.

2.3. Угольная промышленность

Угольная промышленность является одной из важнейших ресурсных отраслей Республики Казахстан. По запасам угля Казахстан входит в десятку стран-лидеров. Более 90 % разведанных запасов угля сосредоточено на севере и в центральной части Казахстана.

Казахстан обладает значительными запасами угля для обеспечения энергетической отрасли топливом. Балансовые запасы угля позволяют полностью обеспечить внутренние потребности и экспортировать значительные объемы угольной продукции.

В отрасли работает порядка 30 частных угледобывающих компаний. Рынок энергетического угля в Казахстане относительно фрагментирован крупнейшим игроком, обеспечивающим 40 % добычи энергетического угля, которым является компания "Богатырь Комир", вторым по объему добычи являются компании в составе "EurasianResourcesGroup" (разрез "Восточный"), далее идут "Казахмыс", "Ангренсор-Энерго" и прочие.

Согласно официальной статистике за 2022 год добыто 113,9 миллиона тонн угля (без учета угольного концентрата), что составляет 102 % по сравнению с 2021 годом (2020 год – 107,2 миллиона тонн, 2021 год – 111,7 миллиона тонн).

Сегодня угольная отрасль республики обеспечивает выработку в Казахстане порядка 66,7 % электроэнергии, 100 % загрузку коксохимического производства, полностью удовлетворяет потребности в топливе коммунально-бытового сектора и населения.

Дальнейшие перспективы развития угольной промышленности напрямую зависят от политики перехода к углеродной нейтральности, что требует пересмотра действующих правовых, нормативных и технических документов и разработку новых стандартов, гармонизированных с современными международными стандартами.

Проблемы в угольной промышленности

мировые тенденции по переходу к "зеленой экономике", которые влияют на объемы потребления угля;

неполное соответствие продукции международным стандартам и нормам, гарантиям качества, применяемым на международных рынках;

высокая концентрированность рынка реализации угля для энергопроизводящих предприятий и коммунально-бытового сектора.

2.4. Нефтяная промышленность

Нефтегазовая промышленность остается одним из основных драйверов развития экономики страны, обеспечивает значительную часть налоговых поступлений в бюджет страны и формирует 1/4 валового внутреннего продукта.

64 % общей экспортной выручки страны приходится на объемы поступления от экспорта углеводородного сырья.

Объемы запасов нефти и конденсата республики как на суше, так и на море, составляют порядка 2 % от мировых запасов, что позволяет Казахстану занимать по данному показателю 12 место в мире.

Добыча нефти

В Казахстане в настоящее время разрабатывается 295 месторождений 104 нефтегазодобывающими предприятиями.

По итогам 2022 года добыча нефти составила 84,2 миллиона тонн (2020 год – 85,65 миллиона тонн, 2021 год – 85,88 миллиона тонн).

Добыча углеводородов на трех крупных месторождениях страны – Тенгизе, Карачаганаке и Кашагане составляет 60 % от общей добычи по стране.

Большинство других месторождений, обеспечивающих до 40 % объема добычи нефти, находятся на 3-ей и 4-ой стадиях разработки с постепенным снижением уровня добычи нефти.

Одной из основных причин падения уровня добычи нефти, помимо естественного истощения основного фонда нефтяных месторождений страны, является недостаточное инвестирование в капитальные затраты и геологоразведку ввиду обязательств поставок нефти на внутренний рынок где цены в разы ниже экспортных (по данным Argus экспортная цена за 1 тонну нефти – 269 тысяч тенге, цена поставка на внутренний рынок за 1 тонну – 96 тысяч тенге).

Так, инвестиции недропользователей в геологоразведочные работы в период 2020-2022 годы по сравнению с 2017-2019 годами снизились на 25% (2017-2019 годы – 417,6 миллиардов тенге, 2020 – 2022 годы 314,4 миллиардов тенге). Таким образом, наблюдается отрицательная динамика инвестиций в дальнейшее развитие и повышение эффективности разработки месторождения.

Среднее значение текущего коэффициента извлечения нефти (далее – КИН) в целом по всем месторождениям республики составляет около 0,152, тогда как анализ мировой практики применения методов извлечения нефти говорит о возможности достичь по данному коэффициенту значения около 0,357.

В целом нефтедобывающая отрасль страны характеризуется высокой степенью истощения действующих месторождений, завершением эры легкой нефти и усложнением разработки потенциально новых участков недр, таких как морские и сложные месторождения на суше.

Транспортировка нефти

Развитие нефтетранспортной инфраструктуры и обеспечение стабильности поставок нефтяного сырья на внутренний рынок напрямую связано с вопросами энергетической безопасности страны.

Действующая система транспортировки страны обеспечивает транспортировку нефти на отечественные нефтеперерабатывающие заводы, экспорт, а также имеет транзитные возможности.

Порядка 80 % добываемой нефти в Казахстане отгружается на экспорт. По итогам 2022 года экспорт нефти составил 64,3 миллиона тонн (2020 год – 68,6 миллиона тонн, 2021 год – 67,6 миллиона тонн).

Экспорт казахстанской нефти производится по нефтепроводам Каспийского трубопроводного консорциума (далее – КТК), Атырау – Самара – в страны Европы, на терминалы Черного и Балтийского морей, по Казахстанско-Китайскому трубопроводу – на китайский рынок, а также через морской порт Актау.

КТК остается основным экспортным маршрутом казахстанской нефти, по которому транспортируется порядка 80 % всей экспортной нефти, что влечет за собой зависимость от одного направления.

Несмотря на разветвленность нефтетранспортной инфраструктуры страны, имеются сложности по увеличению объемов прокачки нефти на внутренний рынок ввиду наличия ограничений пропускной способности некоторых участков трубопроводов.

Так, по участкам Атырау – Кенкияк, Кенкияк – Кумколь не обеспечивается достаточная пропускная способность для увеличения объемов поставок нефти западных месторождений на Шымкентский и Павлодарский нефтеперерабатывающие заводы, а также расширения возможностей экспорта в направлении Китая.

Нефтепереработка, производство и потребление нефтепродуктов

Основной задачей нефтеперерабатывающей промышленности страны является обеспечение роста экономики и потребностей внутреннего рынка в горюче-смазочных материалах высокого качества (стандарты К4, К5).

Данную задачу выполняют 3 отечественных нефтеперерабатывающих завода (далее – НПЗ) (производство нефтепродуктов) и товарищество с ограниченной ответственностью "СП "Caspi Bitum" (производство битума) с общим объемом переработки до 18 миллионов тонн в год на внутренний рынок.

Кроме того, на рынке присутствуют другие участники – производители битума (2 завода на сырье российского гудрона) и порядка 30 мини-НПЗ (продукция которых не отвечает качеству К4, К5), деятельность которых подвержена различным факторам и отличается нестабильностью.

Внутренний рынок страны формируется исходя из потребностей в основных видах нефтепродуктов. Так, в структуре потребления светлых нефтепродуктов основную долю составляет дизельное топливо – около 50 %, автомобильный бензин – около 44 % и авиационное топливо – 6 %.

Производство светлых видов нефтепродуктов в соотношении с объемами потребления на внутреннем рынке следующее:

автобензинов (АИ 92, 95, 98) в 2022 году произведено 5,024 миллиона тонн, при потреблении – 5,025 миллиона тонн (2020 год – 4,5 миллиона тонн, 2021 год – 4,8 миллиона тонн);

дизельного топлива в 2022 году произведено 5,284 миллиона тонн, при потреблении – 5,610 миллиона тонн (2020 год – 4,679 миллиона тонн, 2021 год – 5,382 миллиона тонн);

авиатоплива в 2022 году произведено 0,666 миллиона тонн, при потреблении – 0,847 миллиона тонн (2020 год – 0,476 миллиона тонн, 2021 год – 0,702 миллиона тонн).

Несмотря на ежегодный рост производства основных видов нефтепродуктов, Казахстан продолжает импортировать дизельное топливо и авиатопливо.

Основными причинами необходимости импорта нефтепродуктов являются диспаритет цен на нефтепродукты с соседними странами, увеличивающийся объем транзитных грузопотоков, а также увеличение фактов неконтролируемых перетоков отечественных нефтепродуктов (бензины и дизельное топливо) в приграничные страны.

Так, розничные цены отечественных нефтепродуктов в 1,5 – 2 раза дешевле розничных цен приграничных стран (Россия, Кыргызстан и Узбекистан).

Нефтеперерабатывающая отрасль имеет социальную нагрузку по обеспечению сельхозтоваропроизводителей удешевленным дизельным топливом в полном объеме, что составляет порядка 1/3 части от производства дизельного топлива в весенне-осенний периоды. В данные периоды на внутреннем рынке наблюдается систематический дефицит дизельного топлива.

Поставки и распределение объемов удешевленного дизельного топлива в регионы не прозрачны, отсутствуют достоверные данные по адресности доставок в регионы для эффективного регулирования и предупреждения его дефицита.

В 2018 году была завершена модернизация трех казахстанских НПЗ, которая позволила увеличить глубину переработки, объемы производства и улучшить качество в соответствии с техническим регламентом Таможенного союза.

Вместе с тем в период 2020 – 2022 годы зафиксировано порядка 127 (2020 год – 36, 2021 год – 40, 2022 год – 51) фактов внепланового простоя установок на всех трех НПЗ из-за аварийных ситуаций, недостаточности мер по техническому обслуживанию и надзору оборудования.

Основной причиной послужило недофинансирование заводами на системной основе мер по техническому обслуживанию и надзору оборудования.

При этом анализ выявил проблемы в действующей системе поставок нефти на НПЗ, производства и распределения нефтепродуктов, в которой основными получателями выгод являются давальцы нефти (поставка нефти и отгрузка нефтепродуктов).

Деятельность НПЗ сосредоточена только на услугах переработки, так называемой процессинговой схеме, которая не позволяет НПЗ получать доходы от производства нефтепродуктов.

Соответственно процессинговая схема работы НПЗ не направлена на улучшение деятельности заводов, повышение рентабельности и в целом на возможность инвестирования в техническое развитие и внедрение высокотехнологичных решений.

Отход от неэффективной процессинговой схемы в нефтепереработке позволит расширить сырьевую базу для загрузки НПЗ и пересмотреть действующую систему, которая сегодня осуществляется только за счет "зрелых" месторождений с высокой себестоимостью добычи нефти.

Факт производства битума за 2022 год составил 924,8 тыс. тонн при плане 1102 тыс. тонн или 83,9 %. Низкие показатели по выполнению плана отмечаются у QazaqBitum. Причиной неисполнения плана производства QazaqBitum является отсутствие заявок от дорожно-строительных компаний в связи с высокими ценами на битум в сравнении с другими НПЗ, так как Qazaq Bitum производит его из импортного сырья (гудрон из Российской Федерации).

Вместе с тем выборка с заводов битума имеет сезонный характер, в зимне-весенний периоды заявки на производство битума минимальные, а повышенный спрос на битум в летний период времени во время проведения дорожно-строительных работ приводит к его дефициту.

Проблемы в добыче нефти

низкие цены на нефть на внутреннем рынке по сравнению с экспортной ценой;

обязательства по поставкам нефти на внутренний рынок для "зрелых" месторождений;

отсутствие механизма налогового стимулирования повышения КИН на "зрелых" месторождениях с большими объемами остаточных извлекаемых запасов;

отсутствие стимулирования разработки освоения морских и сложных месторождений на суше.

Проблемы в транспортировке нефти

недостаточная пропускная способность на некоторых участках нефтепроводов для поддержания равномерной нагрузки по поставкам нефти на внутренний рынок для недропользователей и на экспорт;

отсутствие диверсификации экспортных маршрутов транспортировки нефти.

Проблемы в переработке нефти

дисбаланс цен на нефтепродукты с соседними странами;

неконтролируемые перетоки нефтепродуктов;

сезонные дефициты нефтепродуктов;

рост внеплановых простоев установок НПЗ;

неэффективность процессинговой схемы переработки нефти;

недостаточность финансовых средств НПЗ в техническое обслуживание и развитие;

отсутствие учета оборота нефтепродуктов на нефтебазах.

2.5. Газовая промышленность

Роль газовой отрасли в экономике страны активно растет за счет проектов масштабной газификации, перехода экономики на низкоуглеродное развитие, увеличение количества автотранспорта и промышленных предприятий, использующих газ в качестве сырья и энергии.

По состоянию на 1 января 2022 года в Республике Казахстан государственным балансом запасов учтено 3,8 триллиона кубических метров газа.

По добыче газа Казахстан занимает 4 место среди стран Содружества Независимых Государств (после России, Республики Туркменистан (далее – Туркменистан) и Республики Азербайджан) и 16 место в мире.

Около 98 % всех разведанных запасов газа сосредоточено на западе Казахстана (3,3 триллиона кубических метров), при этом более 87 % в крупных нефтегазовых (Тенгиз, Кашаган, Королевское, Жанажол) и нефтегазоконденсатных (Карачаганак, Имашевское) месторождениях.

В условиях необходимости сдерживания цен на газ для населения и коммунально-бытовых потребителей для увеличения инвестиционной привлекательности газовой отрасли приняты следующие законодательные поправки:

предоставлены преференции для газовых проектов в рамках Улучшенного модельного контракта на недропользование;

разработана новая стимулирующая формула закупа газа для недропользователей;

увеличены оптовые и розничные цены на газ для крупных коммерческих потребителей и майнеров.

Добыча газа

Газ в Казахстане в основном является попутным нефтяным, то есть добывается вместе с нефтью, поэтому объем добычи газа напрямую зависит от объема добычи нефти.

Добыча попутного газа на трех крупных месторождениях страны – Тенгизе, Карачаганаке и Кашагане составляет 81 % от общей добычи по стране.

В период с 2020 по 2022 годы валовая добыча природного газа (включая объемы обратной закачки в пласт) составляла в 2020 году 55,1 миллиарда кубических метров, в 2021 году 53,8 миллиарда кубических метров, в 2022 году 53,3 миллиарда кубических метров. Наблюдаемое ежегодное снижение добычи обусловлено снижением добычи нефти (2020 год – 85,65 миллиона тонн, 2021 год – 85,88 миллиона тонн, 2022 год – 84,2 миллиона тонн).

Как было указано в разделе "Нефтяная промышленность" на других нефтегазовых месторождениях Казахстана (кроме 3-х крупных месторождений) наблюдается постепенное снижение уровня добычи нефти, обусловленное естественным истощением и недостаточным инвестированием в капитальные затраты и геологоразведку.

Также недропользователи не заинтересованы в увеличении добычи сырого газа и подготовке товарного газа по причине низкой цены закупаемого газа у недропользователей, что приводит к закачиванию добываемого газа обратно в пласт (от 31% в 2020 году до 35% в 2022 году).

Вместе с тем газовая отрасль характеризуется благоприятным потенциалом разведки и необходимо создавать условия для развития ресурсной базы газа.

Рынок товарного газа

В целях обеспечения энергетической безопасности и удовлетворения внутренних потребностей в товарном газе используется механизм преимущественного права на приобретение сырого и товарного газов у недропользователей через национального оператора в сфере газа и газоснабжения – акционерное общество "Национальная компания "QazaqGaz" (далее – национальный оператор).

Товарный газ приобретается национальным оператором и поставляется на внутренний рынок и экспорт. При этом национальный оператор субсидирует цены на внутреннем рынке за счет прибыли от экспорта.

На внутренний рынок товарный газ поставляется по доступной цене и с применением механизмов сдерживания роста цен (приобретение и поставка товарного газа по цене ниже себестоимости, ограничение роста тарифов не более 15 % в год).

Сравнительно низкие цены на внутреннем рынке стимулируют активный рост его потребления. Так, за период 2020 – 2022 годы объем потребления товарного газа вырос на 13,5 % (2020 год – 17 миллиардов кубических метров, 2021 год – 18,6 миллиарда кубических метров, 2022 год – 19,3 миллиарда кубических метров).

Вместе с тем отмечается ежегодное снижение объемов производства товарного газа на 3 %. Так, за указанный период снижение производства товарного газа составило 8,9 %: 2020 год – 30,5 миллиарда кубических метров, 2021 год – 29,4 миллиарда кубических метров, 2022 год – 27,8 миллиарда кубических метров.

Учитывая приоритет поставок газа на внутренний рынок, объемы экспорта товарного газа за 3-х летний период сократились в 2,3 раза (2020 год – 10,7 миллиарда кубических метров, 2021 год – 7,2 миллиарда кубических метров, 2022 год – 4,6 миллиарда кубических метров).

Снижение доходов от экспорта соответственно влияет на возможности субсидирования низкой цены внутреннего рынка.

Таким образом, эффект доходов от экспорта (источник субсидирования) имеет временный характер и дальнейшее сдерживание цен на внутреннем рынке несет риски спада развития газовой отрасли.

Согласно ежегодной динамике роста внутреннего потребления и снижения объемов производства уже к 2024 году имеются риски возникновения дефицита товарного газа.

Газотранспортная система

Газотранспортная система Казахстана имеет разветвленную инфраструктуру протяженностью более 19 тысяч километров с пропускной мощностью до 85 миллиардов кубических метров газа в год, обеспечивающую прокачку газа для населения западного, южного и центрального регионов страны, а также обладает перспективным транзитным потенциалом для транспортировки газа с Узбекистана и Туркменистана (для России и Китая).

Газотранспортная система представляет собой единую газотранспортную систему с основным магистральным газопроводом "Казахстан – Китай", соединяющим крупнейшие газовые магистрали, включая магистральные газопроводы "Средняя Азия – Центр", "Бухара – Урал", "Сарыарка", "Газли – Шымкент", "Бухарский газоносный район – Ташкент – Бишкек – Алматы", что позволяет эффективно управлять потоками газа.

По итогам 2022 года международный транзит газа составил 71,8 миллиарда кубических метров (2020 год – 62,7 миллиарда кубических метров, 2021 год – 79,3 миллиарда кубических метров), в том числе транзит среднеазиатского газа – 42,3 миллиарда кубических метров, российского – 29,5 миллиарда кубических метров.

Благодаря развитой газотранспортной системе, обеспечивается газификация населения согласно Генеральной схеме газификации Республики Казахстан на 2015 – 2030 годы. Согласно актуализоваранной Генеральной схеме газификации северные регионы будут обеспечены газом путем строительства 2,3 этапов магистрального газопровода "Сарыарка".

По состоянию на 1 января 2023 года уровень газификации населения страны достиг 59 % или 11,6 миллионов человек имеют доступ к природному газу (2020 год – 51,5 %, 2021 год – 57,67 %).

Вместе с тем активный рост потребления газа населением, а также реализация новых проектов по газовой генерации, переход на газ действующих предприятий и ТЭЦ создают предпосылки к дефициту мощностей действующих магистральных газопроводов.

Кроме того, в западных регионах возраст большинства газопроводов превышает 50 лет с износом, средний уровень которых превышает 75 %.

Поставка газа для южных и центральных регионов страны осуществляется через однониточный магистральный газопровод "Бейнеу-Бозой-Шымкент" загруженность которого в отопительный сезон составляет 106 %.

Также ввиду географического расположения, отдаленности от источников газа и отсутствия газотранспортной системы, газификацией не охвачены северные и восточные регионы страны.

При этом проведение модернизации, расширение и строительство новых объектов газотранспортной инфраструктуры требуют значительных инвестиций.

Рынок сжиженного газа

Государством ведется работа по регулированию цены на сжиженный нефтяной газ (далее – СНГ), что способствует расширению использования сжиженного нефтяного газа в качестве газомоторного топлива.

В соответствии с мировой практикой ценообразования, цена СНГ должна составлять 70 % от цены бензина марки АИ92, а в Казахстане цена сжиженного газа составляет 30 % от цены бензина аналогичной марки. Данный факт приводит к тому, что количество автомобилей, использующих его в качестве моторного топлива, стремительно растет.

С 2020 года количество автотранспорта, переведенного на СНГ, к 2022 году выросло практически в 2,3 раза: с 216,3 тысячи до 491 тысячи единиц и продолжает расти (2021 год – 313,4 тысячи).

За период с 2020 по 2022 годы объем производства СНГ, поставляемого на внутренний рынок, вырос на 29 % (2020 год – 1,4 миллиона тонн, 2021 год – 1,6 миллиона тонн, 2022 год – 1,8 миллиона тонн).

Динамика роста производства значительно уступает темпу роста потребления, что привело к его дефициту на внутреннем рынке. При производстве 150 тысяч тонн в месяц, потребность внутреннего рынка в СНГ составляет более 160 тысяч тонн в месяц.

Кроме того, утвержденная предельная оптовая цена на СНГ значительно ниже себестоимости производства.

Таким образом, у заводов-производителей отсутствует инвестиционная привлекательность для расширения производства СНГ.

Проблемы в газовой промышленности

непривлекательные условия для добычи и переработки газа;

отсутствие инвестиционной привлекательности цены на товарный и сжиженный газ, поставляемых на внутренний рынок;

рост затрат на субсидирование внутреннего рынка газа;

ожидаемый дефицит товарного и сжиженного газа на внутреннем рынке в пиковые периоды;

ограниченность пропускной способности газотранспортной системы;

критическая изношенность газотранспортной инфраструктуры.

2.6. Нефтегазохимическая промышленность

Нефтегазохимическая промышленность является перспективным направлением развития обрабатывающей отрасли страны и имеет высокий мультипликативный эффект, стимулирует развитие промышленного производства в смежных отраслях (строительство, автопром, медицина, жилищно-коммунальное хозяйство и другие).

Отечественная нефтегазохимия представлена рядом реализованных проектов, основные из которых: ТОО "Атырауский НПЗ" по производству ароматических углеводородов (бензол, параксилол), ТОО "KPI", ТОО "Компания Нефтехим ЛТД" – полипропилен, ТОО "Hill Corporation", ТОО "Лукойл Лубриканс Центральная Азия" – смазочные масла, ТОО "Шымкентская химическая компания" – присадки для бензина (метил-трет-бутиловый эфир) и другие, общая мощность производства которых составляет порядка 1350 тысяч тонн в год.

При этом по сравнению с 2020 годом в 2022 году отмечается сокращение объемов производства бензола и параксилола в 3 раза, а к 2021 году 4,8 раза (2020 год – 251 тысяч тонн, 2021 год – 52,2 тысяч тонн, 2022 год – 85,1 тысяч тонн). Причиной снижения является перевод на топливный режим ТОО "Атырауский НПЗ", что обусловлено дефицитом нефтепродуктов на внутреннем рынке.

Для комплексного развития нефтегазохимических производств действует специальная экономическая зона "Национальный индустриальный нефтехимический технопарк" (далее – СЭЗ "НИНТ"), предусмотрены налоговые и таможенные льготы и обеспечение готовой инфраструктурой (подъездная автомобильная дорога, путепровод, подъездная железная дорога, железнодорожная станция, водопровод, линия электропередачи и подстанция, установка водоподготовки).

Вместе с тем, мощности объектов инфраструктуры первой очереди СЭЗ "НИНТ" предназначены для бесперебойного функционирования интегрированного геохимического комплекса по производству полипропилена (ТОО "KPI").

Таким образом, действующие мощности инфраструктуры СЭЗ "НИНТ" недостаточны для будущих проектов, таких как полиэтилен, бутадиен и каучук, а также производств дальнейшего передела (для развития МСБ).

Одним из сдерживающих факторов развития отрасли является недостаточные объемы сырья (товарный и сжиженный нефтяной газ, ароматические углеводороды и другие).

Для монетизации переработки природного газа требуются значительные инвестиции. По итогам 2022 года доля потребления углеводородного сырья в мире для нужд нефтехимии составляет порядка 35 %, а к 2050 году составит почти половину, при этом в Казахстане данный показатель равен 0,2 %.

Отмечается низкое внутреннее потребление полимерной продукции, которое обусловлено двумя факторами: малой емкостью рынка ввиду низкой численности населения и низким уровнем потребления на душу населения. Ежегодное потребление полимеров на душу населения в Казахстане на примере полиэтилена в 2021 году составило порядка 5 кг против 26 кг в Европе.

Основные проблемы

недостаточность мощностей инфраструктуры СЭЗ для обеспечения энергоресурсами;

недостаточная сырьевая база для реализации нефтегазохимических проектов;

низкий уровень потребления нефтегазохимической продукции.

2.7. Энергосбережение и повышение энергоэффективности

Самыми важными и рентабельными направлениями в нынешних условиях мировой экономики являются энергосбережение и повышение энергоэффективности. С развитием экономики Казахстана потребность в энергоресурсах постоянно растет: развитие отраслей Казахстана идет по пути постоянного наращивания объҰмов производства, что приводит к естественному увеличению потребления электроэнергии.

Например, увеличение объемов производства промышленной продукции в 2020 году наблюдалось в 12 регионах республики, в то время как в 2019 году – в 10 регионах. Существенная доля промышленности в совокупном потреблении электроэнергии объясняется не только преобладанием тяжелой промышленности в экономике, но и высоким износом активов промышленных предприятий, использованием устаревших технологий.

По итогам 2021 года энергоемкость валового внутреннего продукта (далее – ВВП) Республики Казахстан составила 0,35 тонны нефтяного эквивалента на тысячу долларов в ценах 2015 года.

Согласно данным Международного энергетического агентства за 2019 год по уровню энергоемкости ВВП Казахстана значительно отстает от развитых стран – данный показатель выше в 3,2 раза стран Организации экономического сотрудничества и развития, а среднемирового уровня – в 2 раза.

Высокая энергоемкость ВВП обусловлена как внешними, так и внутренними факторами, такими как обширность территории, длительность отопительного сезона, существенный износ энергетических сетей и технологического оборудования предприятий, низкие тарифы.

Согласно результатам секторального анализа энергоэффективности, проведенного Всемирным Банком, за 2014 – 2020 годы достигнуто снижение энергоемкости промышленного сектора на 47 %, сектора добычи нефти, газа и угля и сельскохозяйственной отрасли – на 26 % и 25 % соответственно.

Показатели энергоэффективности по данным секторам улучшены за счет энергоаудитов и реализации пятилетних планов энергосбережения. Так, с 2012 года проведено более 2000 энергоаудитов, в том числе 200 энергоаудитов вторично. По итогам энергоаудитов реализованы мероприятия по энергоэффективности на сумму 323 миллиарда тенге, где экономия энергоресурсов составила 82 миллиарда тенге в год.

Напротив, за тот же период энергоемкость транспортного сектора выросла на 47 %, жилищного сектора – на 19 %. В электроэнергетике и теплоснабжении рост составил 5 %, в секторе коммерческих и государственных услуг изменений не наблюдалось.

По сравнению с 2014 годом конечное потребление жилищного сектора в 2021 году увеличилось на 51,3 %, что обусловлено ростом вводимой жилой площади в 2 раза, газификацией регионов и увеличением использования энергопотребляющих устройств.

Таким образом, в условиях текущей тенденции наряду с промышленностью необходимо отвести особую роль повышению энергоэффективности транспорта и зданий.

Как показывает практика, регионами не проводится соответствующая работа по вопросам энергосбережения, отделы энергосбережения функционируют только в Павлодарской и Костанайской областях. В регионах до 2022 года отсутствовали целевые показатели, достижение которых являлось бы их основной целью. Отсутствие показателей приводит к тому, что мероприятия по энергосбережению финансируются по остаточному принципу.

Однако мероприятия по энергосбережению являются экономически целесообразными вследствие постоянно растущей платы за энергоресурсы, а также ограниченности бюджетных средств, что создает предпосылки к применению инструментов энергосервиса.

Учитывая, что энергоемкость охватывает все отрасли экономической деятельности страны, необходимо принятие единого документа, отражающего все возможные условия и сценарии развития по снижению энергоҰмкости в стране, учитывающего солидарный характер ответственности за данную сферу каждого государственного органа. При более стратегическом подходе к энергоэффективности, прежде всего учитывающем ценность разносторонних выгод, которые она приносит обществу, политика в этой области приобретает более продуманный и долговременный характер.

Проблемы в энергосбережении и повышении энергоэффективности

отсутствие единого документа национального уровня в сфере энергосбережения и повышения энергоэффективности;

недостаточность инвестиций в сфере энергосбережения;

отсутствие стимулирующих мер энергоэффективности городской инфраструктуры, вместе с тем реализация проектов через механизм энергосервисных контрактов (далее – ЭСКО) не закреплена действующим бюджетным законодательством.

Раздел 3. Обзор международного опыта

3.1. Электроэнергетическая отрасль

Международный опыт регулирования электроэнергетической отрасли подтверждает практику предоставления возможности получения прибыли для энергопроизводящих организаций.

В России при утверждении тарифов в электроэнергетике предусматривается возможность ценообразования методом экономически обоснованных расходов и доходности.

В Китае тарифы на электроэнергию также находятся под контролем государства, которое осуществляет строгий контроль над оптовыми, трансмиссионными и розничными ценами продаж, используя подход "затраты плюс прибыль" с целью достичь доходности до 8 – 10 %.

В отношении создания конкурентных рынков электрической энергии в последние десятилетия основным направлением является разделение естественно-монопольных видов деятельности от конкурентных видов деятельности. Наиболее продолжительные и последовательные меры по развитию конкурентных рынков электроэнергии отмечаются в странах Европейского Союза (далее – ЕС).

Интеграция рынков электроэнергии предполагает создание общего рыночного пространства в электроэнергетике двух и более стран. Стимулами для интеграции рынков электроэнергии являются следующие его достоинства:

повышение эффективности рынков электроэнергии в результате более высокого уровня конкуренции и оптимального использования имеющихся генерирующих ресурсов;

повышение надежности энергосистем за счет совместного использования резервов и поддержки в экстренных ситуациях;

повышение инвестиционной привлекательности за счет положительного эффекта масштаба производства;

оптимизация использования первичных энергетических ресурсов.

В последние годы важными фактами интеграции энергосистем становятся объединение балансирующих ресурсов, улучшающих условия для интеграции в энергосистемы постоянно растущих объемов нестабильной генерации на основе ВИЭ, что также является актуальным и для Казахстана в условиях динамичного роста ВИЭ на фоне недостаточного роста балансирующей мощности.

Из зарубежной практики известно, что региональные рынки электроэнергии могут различаться в зависимости от модели рынка и правил торговли на нем.

В настоящее время имеются существенные различия в моделях функционирования рынков электрической энергии в государствах – членах Евразийского экономического союза (далее – ЕАЭС):

в Республике Армения (далее – Армения) – обязательный пул, в котором, с одной стороны, выступают самостоятельные производители и импортеры электроэнергии с регулируемыми тарифами на всех функциональных уровнях, кроме внешних торговых сделок, а с другой – единая распределительная компания;

в Республике Беларусь (далее – Беларусь) – вертикально-интегрированная монополия;

в Кыргызстане функционирует модель, базирующаяся на двусторонних договорах с разделением производства, передачи и распределения электроэнергии и доминированием одного производителя;

в России – централизованная модель конкурентного рынка с узловым ценообразованием с рынком мощности.

Южная Корея, Китай, Сингапур, Малайзия, ОбъединҰнные Арабские Эмираты (далее – ОАЭ), Италия, Португалия, Северная Ирландия, Узбекистан и так далее при становлении рынка электрической энергии успешно реализовали модель рынка электрической энергии с единым закупщиком, который может быть также применен в Казахстане.

В некоторых из этих стран дальнейший переход к конкурентному рынку электроэнергии происходил после достижения опережающего темпа роста генерации электроэнергии над темпом потребления экономики страны.

При этом в странах с минимальным государственным регулированием цены на электроэнергию сегодня в десять раз дороже, чем цены в Казахстане.

В Финляндии, Дании и Китае доминирующей формой теплоснабжения являются системы централизованного теплоснабжения; в США и Канаде – индивидуальные источники теплоснабжения. Опыт указанных стран необходим для выбора формы организации рынков тепловой энергии и поиска "целевой" модели рынка тепловой энергии на основе использования механизмов регулирования, применяемых в странах с централизованными системами теплоснабжения.

Узбекистан применяет концессионные договоры, позволяющие привлечь большой поток инвестиций и обеспечить эффективный контроль за системами теплоснабжения.

Украина применяет ЭСКО – механизм для увеличения энергоэффективности теплового хозяйства и обеспечивает возврат средств за счет достигнутой экономии.

Для Казахстана более привлекательной практикой может стать украинская модель с применением механизма энергосервисных контрактов, что позволяет инвестировать в модернизацию и реконструкцию теплоэлектроцентралей с установлением критериев качества работы субъектов теплоэнергетики.

Ввиду существенного удешевления технологий в сфере возобновляемой энергетики в последние десять лет все больше стран стремится полагаться на рыночные инструменты поддержки с целью сократить объем государственного субсидирования и сделать так, чтобы цены и прибыль в возобновляемой энергетике определялись рынком и конкуренцией. Таким образом, достигается возможность обеспечения установленных объемов ВИЭ по ценам, которые определяются на основании самых конкурентных заявок участников аукционов.

В настоящее время механизм проведения аукционных торгов действует в более чем 60 странах мира, включая Европу и ведущие страны Северной Америки и Азии.

3.2. Атомная отрасль

Атомная промышленность

Согласно данным Всемирной ядерной ассоциации в 2022 году в мире было добыто около 48,3 тысячи тонн урана в 20 странах.

На мировом рынке природного урана Казахстан продолжает сохранять лидирующие позиции по добыче и поставкам урана.

Наряду с Казахстаном лидерами по добыче урана являются Австралия, Намибия и Канада.

Международный опыт в данной сфере показывает, что такие страны, как Франция, Россия и другие имеют успешно завершенные этапы ЯТЦ (добыча, конверсия, обогащение, производство топлива, переработка радиоактивных отходов), что позволяет эффективно использовать урановые ресурсы.

Канада один из 3-х мировых лидеров по запасам урана, где успешно реализовано аффинажное производство для переработки добываемого урана и поставки на мировые рынки продукции добавленной стоимости.

Поэтому наиболее перспективным направлением развития для Казахстана представляется опыт Канады по созданию аффинажного производства.

Атомная энергетика

Атомная энергетика является одним из основных мировых источников энергии. В целом в мире прослеживается позитивный тренд развития атомной энергетики. Данная тенденция обусловлена прогнозируемым мировым энергетическим кризисом и глобальной задачей по переходу к углеродной нейтральности.

По данным Международного агентства по атомной энергии (далее – МАГАТЭ) по состоянию на январь 2022 года в 32 странах мира эксплуатировалось 422 атомных реакторов суммарной установленной мощностью 378,3 гигаватт электрической энергии и в 19 странах ведется сооружение 57 реакторов.

Странами, обладающими значительными атомными энергетическими мощностями, являются США, Франция, Китай, Япония, Россия и Южная Корея с более чем 25 гигаватт установленной мощности у каждой страны.

По состоянию на 2022 год на долю АЭС во Франции приходится около 69 % производства электроэнергии, в Южной Корее – 28 %, России и США около 20 %, Китае – 5 % и Японии 7,2 %.

Согласно оптимистическому прогнозу МАГАТЭ и Международного энергетического агентства мощности атомной генерации удвоятся до 792 гигаватт к 2050 году и могут обеспечить около 12 % общемировой генерации.

В мировой практике использования безопасных технологий для строительства АЭС преобладают технологии с легководным типом реакторов поколения III+. Главной особенностью реакторов нового поколения является уникальное сочетание системы активной и пассивной безопасности, что делает станцию максимально устойчивой к внешним и внутренним воздействиям.

Такие страны-"новички" атомной энергетики, как Турция, Бангладеш, ОАЭ, Беларусь строят свои первые АЭС на основе вышеуказанных технологий легководного типа реактора.

Так, с 2012 года в Беларуси ведется строительство первой в стране АЭС на базе легководных реакторов российского дизайна (ВВЭР-1200) с суммарной мощностью 2400 мегаватт.

Параллельно ведется строительство первой и единственной АЭС "Барака" в ОАЭ на базе легководных реакторов третьего поколения корейского дизайна (APR-1400) компании KHNP с суммарной мощностью 5600 мегаватт.

В Турции и Бангладеш сооружаются АЭС по российскому проекту, включающему в себя строительство и ввод в эксплуатацию энергоблоков с реакторами типа ВВЭР-1200.

Для Казахстана наиболее привлекательным является опыт стран, использующих технологии легководного типа реактора поколения III+.

3.3. Угольная промышленность

В мире запасы угля территориально широко распространены. При этом основные мировые извлекаемые запасы сконцентрированы в трех странах – США, России, Китае. Остальные запасы угля приходятся на следующие страны – Казахстан, Индию, Австралию, Южно-Африканскую Республику, Украину и другие.

За последние десятилетия в мире сложились различные тенденции в структуре топлива в электроэнергетике.

В Европе происходит довольно активное замещение угля газом, тогда как энергетическая политика азиатских стран существенно отличается от европейской. Здесь наблюдается противоположная тенденция – повсеместное увеличение добычи и потребления угля.

Китай занимает первое место в мире по добыче угля. Угольная промышленность играет значительную роль в индустриализации страны. Однако она менее эффективна по сравнению с этой отраслью в ведущих угледобывающих странах.

В последние годы в связи с постоянным ростом цен на нефть, сокращением ее запасов, высокими затратами на разведку новых месторождений во многих странах мира продолжают интенсивно проводиться работы по совершенствованию и улучшению показателей отдельных стадий процессов глубокой переработки угля.

Для Казахстана наиболее интересен опыт стран (Китай, США, Индия), где развиты технологии глубокой переработки угля за счет мер государственной поддержки. Поэтому необходимо совершенствовать национальное законодательство в части предоставления государственной поддержки таким технологиям.

3.4. Нефтяная промышленность

Добыча нефти

Ускорение технологического развития за последние 10 лет изменило правила игры и повысило конкуренцию на мировом энергетическом рынке, поэтому все ведущие нефтедобывающие страны начали снижать налоговую нагрузку для сохранения своей доли на рынке и стимулирования инвестиций:

США – ставка корпоративного налога на прибыль снижена с 35 % до 21 %;

Канада (Альберта) – введена новая система роялти, учитывающая изменение макросреды и технологическую сложность бурения;

Великобритания – ставка налога на прибыль сократилась с 62 % до 40 % (81 % для старых месторождений);

Саудовская Аравия – ставка налога на прибыль для нефтяной отрасли установлена на уровне 50 % вместо 85 %;

Китай – точка отсечения рентного налога повышена с 55 до 65 долларов за баррель.

Помимо специальных льгот, например, для низкодебитных скважин, в США действует мгновенный вычет нематериальных затрат на бурение (intangible drilling costs, IDC). В Великобритании также в один год списываются капитальные вложения. Норма амортизации в Канаде – 30 %, то есть списание происходит в течение 3-х с небольшим лет.

В России в качестве мер фискальной поддержки зрелых месторождений применяются понижающий коэффициент налога на добычу полезных ископаемых, а также переход на альтернативный налоговый режим.

Суть всех этих механизмов в одном – мгновенный возврат денежных средств для их реинвестирования в добычу углеводородов.

В результате экономическая активность в отрасли растет, что влияет не только на уровень налоговых поступлений, но и на развитие смежных отраслей, положительную динамику ВВП страны.

Поэтому для Казахстана важно учитывать опыт стран, оказывающих меры поддержки добывающей отрасли.

Нефтепереработка, производство и потребление нефтепродуктов

Прямое регулирование ценообразования на горюче-смазочные материалы (далее – ГСМ) в зарубежных странах не осуществляется и формируется исключительно на рыночных условиях.

При этом в России создан демпфирующий механизм для нефтяных компаний: если экспортная цена бензина и дизельного топлива выше чем на внутреннем рынке, то государство компенсирует компаниям часть этой разницы; если внутренние цены выше экспортных, тогда компании вносят в государственный бюджет часть сверхприбыли от продаж на внутреннем рынке.

Венесуэла – страна с крупнейшими запасами нефти в мире, где на протяжении более 15 лет правительство поддерживало государственное регулирование цен на нефтепродукты. По данным Global Petrol Prices стоимость бензина и дизельного топлива в Венесуэле является одной из самых низких – 0,022 доллара США за литр. Это привело к дефициту ГСМ на государственном рынке и предложению на частном рынке, а также перетокам в соседние страны с более высокой ценой на ГСМ.

В результате Венесуэла начала постепенный переход на рыночное ценообразование ГСМ, что позволяет привлекать средства на модернизацию нефтедобывающих и нефтеперерабатывающих предприятий.

Опыт Венесуэлы отражает текущую ситуацию в Казахстане и показывает негативные риски, вытекающие из ручного регулирования внутреннего рынка ГСМ.

В международной практике в качестве показателей операционной эффективности и оснащенности технологической схемы НПЗ используются степень или коэффициент конверсии (глубина переработки нефти), выход светлых фракций на нефть и индекс Нельсона.

Глубина переработки нефти и, соответственно, выход светлых фракций по итогам 2021 года составляет: в Казахстане – 82 – 85 % (Шымкентский НПЗ до 90 %), России – 75 %, Европе – 85 %, США – 95 – 96 %. Наиболее современные НПЗ США и Европы имеют индекс Нельсона свыше 15, казахстанские НПЗ – 8 – 13, при этом по информации зарубежных экспертов в рыночных условиях смогут выжить НПЗ с индексом Нельсона не ниже 10.

На указанных примерах международной практики у Казахстана источником финансирования могут быть средства НПЗ, полученные за счет их перехода на коммерческую комбинированную схему нефтепереработки.

3.5. Газовая промышленность

Газ занимает все более заметное место среди первичных источников энергии как наиболее чистый его вид. Мировое экспертное сообщество полагает, что уже к 2026 году газ станет "топливом № 1" на планете.

Наблюдается рост добычи газа в странах Ближнего Востока. Согласно данным BP Statistical Review of World Energy 2021 в мировой добыче газа в 2020 году доля Ирана составила 6,5 % (250,8 миллиарда кубических метров), доля Катара – 4,4 % (171,3 миллиарда кубических метров).

За последние 10 лет (с 2009 по 2020 годы) добыча природного газа в Иране выросла на 74,3 %, в Катаре – на 39,2 %.

По данным OPEC Annual Statistical Bulletin 2021 Казахстан по добыче природного газа занимает 25 место в мире среди 55 газодобывающих стран.

По данным BP Statistical Review of World Energy 2021 крупнейшим среди регионов по потреблению природного газа является Северная Америка (27 %).

На Европу приходится 14,2 % природного газа, на страны Содружества Независимых Государств – 14,1 %. В разрезе стран крупнейшим потребителем является США (21,8 % мирового спроса на природный газ). Стоит отметить, что потребление газа в Китае за последнее десятилетие выросло более чем в 2 раза: с 135,2 миллиарда кубических метров в 2011 году до 308,4 миллиарда кубических метров в 2020 году.

В целях развития добычи газа из нетрадиционных и альтернативных источников газа необходимо государственное стимулирование развития отрасли. Например, благодаря созданным законодательным и финансовым условиям в форме государственных преференций, льгот, грантов и субсидий, в США, Великобритании, Австралии, Германии, Китае и других странах успешно реализуются проекты по разведке и добыче.

Опыт зарубежных стран в части политики газовой отрасли показывает свою состоятельность. При этом регулирование ценообразования в данных странах не осуществляется и формируется исключительно на рыночных условиях. Регуляторные меры применяются исключительно в случаях крайней необходимости.

При этом цены в Казахстане на природный газ являются одними из низких в мире. К примеру, цена в Кыргызстане составляет 213 долларов США за тысячу кубических метров, в Армении – 293 доллара США за тысячу кубических метров, в Китае – 400 долларов США за тысячу кубических метров, тогда как в Казахстане – 50 долларов США за тысячу кубических метров.

3.6. Нефтегазохимическая промышленность

Странами-лидерами по производству нефтегазохимической продукции являются Северо-Восточная Азия (303 миллиона тонн в год), Северная Америка (110 миллионов тонн в год), Ближний Восток (87 миллионов тонн в год).

При этом страны Содружества Независимых Государств (Россия, Туркменистан, Казахстан), богатые природными (углеводородными) ресурсами, занимают всего 3,3 % в мировом нефтегазохимическом производстве (23 миллиона тонн в год).

Инвестиционная привлекательность в этих странах достигается за счет снижения цены на сырье, а также обеспечения отрасли производственными объектами и инфраструктурой.

Примером лучшей практики для Казахстана могут послужить существующие в мире свободные экономические зоны, химические парки и кластеры, которые имеют такие общие черты, как временное освобождение (на период окупаемости) от уплаты налогов, освобождение от таможенных пошлин импорта товаров, используемых в производстве на экспорт.

Сегодня лучшие практики инновационных кластеров имеются в США, ЕС, Китае и странах Юго-Восточной Азии.

Нефтехимический парк "Джуронг" является крупнейшим центром притока зарубежных инвестиций, благодаря таким факторам, как стратегическое расположение на крупнейшем морском торговом пути, наличие соответствующей инфраструктуры, политическая стабильность, благоприятствующий налоговый режим и сформировавшийся имидж "надежного партнера".

На начальном этапе возведение инфраструктуры финансировалось за счет государственного бюджета.

3.7. Энергосбережение и повышение энергоэффективности

Проведение сравнения со схожими по климату странами свидетельствует о том, что удельный расход тепловой энергии в Республике Казахстан на отопление зданий выше более чем в два раза.

Так, к примеру, в Канаде и Финляндии данный показатель равен 0,15 гигакалорий на квадратный метр и 0,14 гигакалорий на квадратный метр соответственно, в то время как в Северной зоне Казахстана удельный расход тепловой энергии на 1 квадратный метр составляет 0,31 гигакалорий.

В Канаде, Финляндии, Германии и других странах по сектору зданий и транспорта приняты законодательные требования, функционируют программы поддержки энергоэффективных мероприятий.

В Канаде применяются особые стандарты для климатических зон и субрегионов, что позволяет адаптировать области и территории к федеральной нормативной модели.

Меры в Канаде:

1. Федеральное правительство Канады в мае 2021 года запустило программу Greener Homes Grant на сумму 2,6 миллиарда долларов США со сроком реализации 7 лет, чтобы помочь домовладельцам повысить энергоэффективность своего дома. До 700000 грантов в размере до 5000 долларов США доступны для энергоэффективной модернизации, а также до 600 долларов США – для оценки энергопотребления дома EnerGuide.

2. Запущена программа беспроцентного кредитования для капитального ремонта дома со сроком погашения 10 лет на сумму от 5000 до 40000 долларов США.

3. Введено долгосрочное кредитование строительства зданий в городах по стандарту "Leed Silver Standart".

4. Стимулирование использования энергоэффективного оборудования путем предоставления скидок при покупке для отопления домов бытовой техники, закупки материалов для домашнего ремонта.

В Германии на здания приходится 40 % потребления конечной энергии.

Энергетической концепцией Федерального правительства Германии от 2010 года поставлены следующие цели:

сокращение потребления тепла в секторе зданий (по сравнению с 2008 годом) на 20 % к 2020 году;

сокращение потребления первичной энергии в секторе зданий (по сравнению с 2008 годом) на 80 % к 2050 году.

Меры в Германии:

законодательные требования к энергоэффективности жилых домов (согласно строительным нормам и правилам с 2020 года все новые здания Европы в год должны потреблять менее 45 киловатт-часов энергии на квадратный метр, с 2018 года это требование распространяется на все новые публичные здания);

программы поддержки обновления фонда зданий, строительства энергетически высокоэффективных зданий и использования в зданиях возобновляемых источников энергии (кредиты и гранты);

паспорта энергоэффективности зданий (с середины 2008 года это требование предъявлялось к зданиям, построенным до 1966 года, а полугодом позже распространилось и на более "молодую" недвижимость).

Доля потребления конечной энергии в транспортном секторе Германии составила в 2018 году около 30 %.

В данном секторе поставлена цель по снижению потребления конечной энергии (по сравнению с 2008 годом) на 10 % в 2020 году и на 40 % в 2050 году.

Для снижения потребления большегрузных автомобилей введены:

финансовая поддержка автотранспортных компаний с целью приобретения ими большегрузных транспортных средств с энергосберегающими технологиями;

содействие покупке грузовиков и полуприцепов-тягачей, работающих на природном газе (компримированный природный газ), сжиженном природном газе или с электрическим силовым приводом, предназначенных для автотранспортной перевозки грузов и имеющих полную массу транспортного средства не менее 7,5 тонны;

программы содействия внедрению энергоэффективных грузовых транспортных средств.

Приняты меры по эффективному содействию велосипедному движению в городе с целью уменьшения автомобильного движения.

Федеральное правительство Германии ежегодно направляет 25 миллионов евро федеральным землям для выделения ими федеральных средств.

Финляндия активно ведет работу по внедрению автоматизированных систем управления энергоресурсами зданий. В настоящее время более 1700 зданий в финской столице подключены к системе управления энергопотреблением и интеллектуальными зданиями.

На опыте стран (Финляндия) со схожими климатическими условиями наиболее привлекательным для Казахстана может послужить опыт по оптимизации отопления (прогнозирование и регулирование обогрева здания), основанный на искусственном интеллекте. Решения реализуются путем замены обычных термостатов их WiFi-аналогами, подключенными к облачному сервису через интернет.

Раздел 4. Видение развития топливно-энергетического комплекса Республики Казахстан на 2023 – 2029 годы

4.1. Электроэнергетическая отрасль

Развитие электроэнергетической отрасли будет осуществляться с учетом необходимости выполнения обязательств страны по сокращению выбросов парниковых газов в рамках Парижского соглашения.

Основными императивами развития электроэнергетики Республики Казахстан являются развитие источников электроэнергии и тепла, централизованных торгов электрической энергией и мощностью, технологий накопления и хранения энергии, внедрение элементов интеллектуальной энергосистемы.

Улучшение привлекательности сектора электроэнергетики позволит энергопредприятиям привлекать дополнительные инвестиции.

Прогнозная максимальная электрическая нагрузка в ЕЭС РК в 2029 году составит 22,9 гигаватт. Покрытие прогнозной потребности в электрической энергии обеспечит выработка электроэнергии в объеме 146 миллиардов киловатт-часов в 2029 году.

Распологаемая мощность энергоисточников за счет ввода новых мощностей в 2029 году составит 27,7 гигаватт.

Износ электросетей снизится до 47 % к 2029 году, повысится качество управления электроэнергетическими сетями с внедрением "умных" электросетей и систем хранения электроэнергии.

Доля выработки ВИЭ в общем объеме производства электроэнергии по республике увеличится до 12,5 % в 2029 году. Снизится негативное влияние растущих мощностей ВИЭ на энергосистему страны путем развития систем накопления и маневренных мощностей.

По итогам успешного решения задач в рамках концепции Единого закупщика будет рассмотрен вопрос дальнейшей либерализации рынка электрической энергии с исключением механизма Единого закупщика электрической энергии.

В секторе теплоэнергетики с учетом социального аспекта реализуется гибридная модель регулирования, стимулирующая привлечение инвестиций и обеспечивающая гарантии их возврата.

Безопасное и стабильное развитие электро-, теплоэнергетического комплекса страны основано на принципах долгосрочного планирования и сбалансированного развития.

Электроэнергетическая отрасль имеет важную роль в развитии экономики страны. Для эффективного функционирования электроэнергетики требуется расширенный подход к решению сложившихся проблем. Таким образом, развитие электроэнергетической отрасли предусмотрено в Концепции развития электроэнергетической отрасли Республики Казахстан на 2023 – 2029 годы.

Формирование общего электроэнергетического рынка Евразийского экономического союза

Договором о Евразийском экономическом союзе предусмотрено поэтапное формирование общего электроэнергетического рынка (далее – ОЭР ЕАЭС) путем утверждения концепции и программы, а также заключения международного договора о формировании ОЭР ЕАЭС.

Государства – члены ЕАЭС осуществляют работу по поэтапному формированию ОЭР ЕАЭС на основе параллельно работающих электроэнергетических систем с учетом приоритетного обеспечения электрической энергией внутренних потребителей государств-членов.

Концепция и программа (утвержденные решениями Высшего Евразийского экономического совета (далее – ВЕЭС) от 8 мая 2015 года № 12 и от 26 декабря 2016 года № 20 соответственно) закладывают основы формирования государствами – членами ОЭР ЕАЭС путем определения концептуального фундамента формирования системы отношений между субъектами внутренних оптовых электроэнергетических рынков государств – членов ЕАЭС.

Основной задачей в данной работе является соблюдение баланса экономических интересов производителей и потребителей электрической энергии, а также других субъектов ОЭР ЕАЭС.

Планируется, что ОЭР ЕАЭС будет состоять из трех субрынков, на которых между государствами-членами будут осуществляться:

взаимная торговля по свободным двусторонним договорам;

централизованная торговля электроэнергией по срочным контрактам;

централизованная торговля электроэнергией на сутки вперед.

В настоящее время продолжается разработка правил функционирования общего электроэнергетического рынка в целях обеспечения готовности субъектов национальных электроэнергетических рынков государств – членов ЕАЭС к участию в ОЭР, а также создания условий для его эффективного функционирования.

Внедрение цифровых технологий в электроэнергетическую отрасль

Цифровая трансформация электроэнергетики и построение интеллектуальной энергосистемы обеспечат эффективную, безопасную и надежную систему для всех типов генераторов и потребителей.

Данная цифровая трансформация энергетики будет реализована через отраслевую цифровую среду, которая обеспечит:

организацию автоматизированного сбора и обработки административных данных с уровня оборудования, с целью исключения человеческого фактора;

создание инфраструктуры передачи, хранения, защиты и обработки данных;

изменение моделей взаимодействия и управления;

создание системы управления и мониторинга надежности энергоснабжения;

развитие клиентских сервисов для потребителей.

Цифровизация затронет интеграционные процессы для обмена данными, а значит верификацию и уменьшение нагрузки на круг лиц, предоставляющих информацию.

4.2. Атомная отрасль

Атомная промышленность расширит присутствие в новых сегментах дореакторного ЯТЦ (следующий компонент цепочки добавленной стоимости).

В рамках дальнейшего международного сотрудничества расширятся каналы сбыта, увеличится количество партнҰров и клиентов.

В энергетическом балансе страны для обеспечения растущих потребностей экономики и решения вопросов энергетической безопасности страны заложены концептуальные подходы по строительству АЭС.

Атомная энергетика будет обеспечена высококвалифицированными кадрами.

Внедрение цифровых технологий в атомную промышленность

Дальнейшее успешное развитие атомной промышленности будет базироваться на применении цифровых технологий и автоматизации производственных бизнес-процессов уранодобывающих предприятий.

Так, с 2019 года реализуется Стратегия цифровизации акционерного общества "Национальная атомная компания "Казатомпром" до 2028 года, направленная на полную автоматизацию и оптимизацию производственных процессов. Основными целями данной Стратегии являются повышение оперативности адаптации основного бизнеса к факторам внешней среды и обеспечение гибкости посредством применения цифровых технологий.

Условием для начала разработки новых урановых месторождений и в целом для развития атомной промышленности и энергетики послужит применение оцифрованных технологических решений.

4.3. Угольная промышленность

В угольной промышленности с учетом цели Парижского соглашения и обязательства в рамках него увеличатся использование технологий максимального сокращения парниковых газов, в том числе технологий глубокой переработки угля (углехимия, обогащение), и использование экологически чистых технологий в угольной генерации.

Доля угольной генерации в общей электроэнергетической структуре постепенно снизится.

Угольная отрасль получит свое дальнейшее развитие в новой стратегии развития угольных компаний с постепенным переходом к новому направлению – углехимии.

Снизится монополия и концентрация рынка первичной оптовой реализации угля и стабилизируются цены на уголь для выработки тепловой и электрической энергии.

Внедрение цифровых технологий в угольной промышленности

Большая часть работ, выполняемых на угольных компаниях, автоматизирована. Основные технологические операции на разрезе осуществляются с помощью роторных и гидравлических экскаваторов, механических лопат, большегрузных автосамосвалов, дробильных установок, буровых станков.

На отдельных предприятиях применяются автоматизированные системы диспетчеризации, которые позволяют сформировать на разрезе единое информационное пространство "автосамосвал – водитель – диспетчерский пост – водитель".

Также ведется внедрение информационной системы "Цифровой рудник", что позволяет отслеживать все рабочие процессы горнодобывающей техники, обеспечивая ее рациональную загрузку и эффективность добычи твердого топлива.

Средние и малые добывающие компании не уделяют внимания цифровизации в силу бюджетных ограничений. В результате в фокусе цифровых технологий и ИТ остается только вспомогательная деятельность.

Все новые инициативы и мероприятия будут реализовываться за счет внебюджетных средств.

4.4. Нефтяная промышленность

Добыча нефти

В нефтегазовой отрасли реализация проектов расширения на месторождениях Тенгиз, Кашаган и Карачаганак постепенно увеличит объем добычи нефти к 2029 году до 97 миллионов тонн.

Казахстан совместно с зарубежными партнерами продолжит повышать эффективность крупных проектов для экономики страны.

Привлекательные регуляторные и фискальные преференции стимулируют освоение новых сложных проектов на море и на суше.

Зрелые месторождения перейдут к новому стимулирующему налоговому режиму.

Транспортировка нефти

В связи с предстоящим увеличением добычи нефти на месторождениях Тенгиз и Кашаган экспорт углеводородов в 2029 году увеличится до 76 миллионов тонн.

На основном экспортном маршруте транспортировки нефти – КТК реализуются проекты расширения для прокачки увеличенных объемов нефти.

Дополнительные экспортные маршруты расширят свои технические возможности, что будет способствовать их дальнейшему развитию.

Нефтепереработка, производство и потребление нефтепродуктов

В нефтепереработке будут достигнуты эффективность работы действующих НПЗ, прозрачность их деятельности и применение цифровых решений.

Мощности переработки вырастут и будут созданы дополнительные резервы по хранению нефтепродуктов, в том числе битума.

Цены на нефтепродукты будут формироваться через рыночные механизмы (в том числе биржевая торговля) с использованием инструментов сдерживания необоснованного роста цены.

Формирование общих рынков нефти и нефтепродуктов Евразийского экономического союза

В соответствии с Договором о ЕАЭС государства – члены ЕАЭС осуществляют поэтапное формирование общих рынков нефти и нефтепродуктов (далее – ОРНиНП ЕАЭС).

Международный договор о формировании общих рынков нефти и нефтепродуктов закладывает принцип приоритетности обеспечения внутренних потребителей государств-членов, в том числе в:

единых правилах доступа к системам транспортировки нефти и нефтепродуктов;

правилах торговли нефтью и нефтепродуктами на общих рынках нефти и нефтепродуктов ЕАЭС;

правилах проведения биржевых торгов нефтью и нефтепродуктами.

Предусмотрено соблюдение баланса экономических и национальных интересов государств-членов и их национального законодательства.

Формирование общих рынков обеспечит в пределах технических возможностей гарантированное осуществление долгосрочной транспортировки нефти и нефтепродуктов на территориях государств-членов.

Внедрение цифровых технологий в нефтяной промышленности

Этапы подготовки, переработки и транспортировки нефти оцифрованы информационной системой учета сырой нефти и газового конденсата (далее – ИСУН). К 2025 году учет оборота нефти по стране достигнет 100 %.

В сфере оборота нефтепродуктов функционирует система учета отдельных видов нефтепродуктов (далее – СУНП) с подключением нефтебаз. К 2026 году к СУНП будет подключено 55 нефтебаз (70 % оборота нефтепродуктов).

К 2026 году будет обеспечен мониторинг всей цепочки поставки нефтепродуктов до конечного пользователя, для этого будут интегрированы две системы: ИСУН и СУНП в единую базу и автоматизированы планы поставок нефти на НПЗ и нефтепродуктов на внутренний рынок.

Прозрачность регулирования потоков обеспечивают цифровая система контроля суточных лимитов отпуска нефтепродуктов на автозаправочных станциях (далее – АЗС) и цифровая база данных по поставкам и распределению топлива для сельхозтоваропроизводителей.

В сфере недропользования автоматизированы процессы предоставления права на недропользования.

4.5. Газовая промышленность

В целях обеспечения энергетической безопасности и устойчивого развития газовой отрасли необходимо увеличение ресурсной базы газа, что можно достичь путем предоставления недропользователям рентабельных цен закупа газа и фискальных преференций для освоения месторождений по добыче газа.

В результате реформирования ценообразования на газ ожидается увеличение ресурсной базы газа за счет введения в эксплуатацию месторождений Рожковское, Западная Прорва, Каламкас.

Также, будет начата работа по геологическому изучению недр участков Аккудук, Самтыр, Шоттыколь, Темир и Жалибек.

К 2029 году производство товарного газа вырастет до 30 миллиардов кубических метров в год.

Поэтапное достижение безубыточности поставок газа на внутреннем рынке позволит полностью обеспечить внутренний рынок товарным газом, включая новые инвестиционные, в том числе нефтегазохимические проекты.

Сокращение изношенности газовой инфраструктуры с 75 % до 25 % позволит обеспечить бесперебойное и безопасное газоснабжение потребителей страны.

С ростом газификации улучшаются уровень комфортности жизни граждан и экологическое состояние воздуха, стимулируется развитие предпринимательства. К 2029 году уровень газификации страны составит 63,4 %.

Ценообразование на сжиженный газ также поэтапно перейдет к рыночным механизмам. Планируется введение отдельных категорий цен для промышленных потребителей и населения, использующих сжиженный газ в качестве газомоторного топлива.

В качестве моторного топлива также будет развиваться рынок компримированного газа (метан), который будет направлен на обеспечение коммунального автопарка страны и транзитных потоков.

В целом для газовой отрасли необходимо реформирование цен на газ путем сдерживания цен для для социально уязвимых слоев населения и поэтапного увеличения для потребителей, способных платить за газ на рыночных условиях.

Формирование общего рынка газа Евразийского экономического союза

Основными целями формирования общего рынка газа ЕАЭС (далее – ОРГ ЕАЭС) являются:

повышение энергетической безопасности государств-членов;

повышение надежности, доступности и качества газоснабжения потребителей газа на территориях государств-членов;

повышение экономической эффективности использования газотранспортных систем, расположенных на территориях государств-членов.

Государства – члены ЕАЭС осуществляют поэтапное формирование ОРГ ЕАЭС, заключение международного договора о формировании ОРГ ЕАЭС и его вступление в силу не позднее 1 января 2025 года.

Поэтапное формирование ОРГ ЕАЭС осуществляется с учетом базовых принципов: первоочередного обеспечения внутренних потребностей в газе государств-членов; особенностей функционирования и развития газовых рынков государств-членов; национальных законодательств государств-членов; обязательств государств-членов, определяемых международными договорами; международного опыта формирования общих рынков газа.

Обеспечение взаимной торговли газом между участниками ОРГ ЕАЭС подчеркивает необходимость недискриминационного и прозрачного распределения свободных мощностей газотранспортных систем между участниками ОРГ ЕАЭС.

В целях учета национальных интересов закреплено сегментирование ОРГ ЕАЭС и внутренних рынков государств-членов с возможностью применения государством-членом регулятивных мер на внутреннем рынке газа в случае угрозы экономической и энергетической безопасности.

Внутренний рынок государства-члена характеризуется совокупностью торгово-экономических отношений хозяйствующих субъектов на территории государства-члена в сфере транспортировки и поставки газа, действующих на основании законодательства государства-члена.

Внедрение цифровых технологий в газовую промышленность

Расширится охват системы диспетчеризации автоматизированной системы сбора информации и учета газа.

В 2025 году все газовые месторождения начнут работать в системе ИСУН.

Переход к электронной выдаче технических условий и оказание всей цепочки услуг по подключению к газу на единой электронной площадке предусматривается достичь к 2024 году.

Также к 2025 году планируется поэтапный перевод всех потребителей газа на электронные приборы учета газа для автоматической передачи данных по объемам потребления и исключения возможности воровства газа.

Аналитическая геоинформационная система обеспечит учет работы основных объектов газотранспортной системы страны.

Постепенный переход рынка СНГ в цифровой формат обеспечит прозрачность оборота СНГ.

4.6. Нефтегазохимическая промышленность

Увеличение объемов переработки газа для получения необходимых фракций нефтегазохимической продукции.

Повышение спроса базовой нефтегазохимической продукции на внутреннем рынке путем развития предприятий по дальнейшему переделу.

Реализация "якорных" нефтегазохимических проектов, оказывающих наибольший эффект на экономику страны.

Рост объема производства нефтегазохимической продукции увеличится по сравнению с 2022 годом в 6,6 раз и составит 1,8 миллиона тонн к 2029 году.

Внедрение цифровых технологий в нефтегазохимическую промышленность

Нефтегазохимические производства являются высокотехнологичными и количество лицензиаров технологий по всему миру ограничено.

В реализуемых нефтегазохимических проектах применяются технологии от ведущих мировых лидеров, в том числе цифровые технологии.

4.7. Энергосбережение и повышение энергоэффективности

В сфере энергосбережения и повышения энергоэффективности для реновации транспортного и жилищного секторов внедрены механизмы стимулирования, такие как классы энергоэффективности, постпроектный анализ соответствия требованиям по энергоэффективности новых зданий, популяризации энергосберегающего образа жизни.

Созданы финансовые механизмы для стимулирования мер по повышению энергоэффективности промышленных, технологических процессов и жизнедеятельности предприятий.

Для оценки достижения показателей энергоэффективности служит Государственный энергетический реестр.

Внедрение цифровых технологий в энергосбережение и повышение энергоэффективности

Энергосберегающие технологии – инструменты развития энергетической политики. В стране развиваются системы наружного управления (умный город), уличного освещения, автоматизированных тепловых пунктов и другие.

Автоматизированные и цифровые технологии составлены и реализуются в проектах карты энергоэффективности Казахстана.

Раздел 5. Основные принципы и подходы развития

5.1. Электроэнергетическая отрасль

Основные принципы:

максимальное удовлетворение спроса потребителей энергии и защита прав участников рынка электрической и тепловой энергии;

обеспечение безопасного, надежного и стабильного функционирования электроэнергетического комплекса Республики Казахстан;

единство управления электроэнергетическим комплексом Республики Казахстан как особо важной системой жизнеобеспечения хозяйственно-экономического и социального комплексов страны;

развитие институциональной основы электроэнергетики в части выработки взвешенной и долгосрочной стратегии развития отрасли;

прозрачность отбора проектов ВИЭ для реализации.

Основные подходы:

В трансформации рынка электрической энергии будет реализован переход к новой целевой модели рынка, включающей централизацию покупки и продажи электрической энергии, а также внедрение балансирующего рынка электрической энергии в реальном режиме.

В целях снижения износа генерирующих мощностей для формирования тарифов будет реализован подход по увеличению лимитов на возврат вложенных инвестиций.

Прозрачность тарифообразования обеспечит установление обязательств энергопроизводящих организаций по размещению в открытом доступе информации по тарифам и сметам затрат на производство электроэнергии.

Будут внедрены показатели эффективности деятельности электросетевых компаний, стимулирующие снижение операционных расходов, сокращение удельных затрат электросетевого комплекса.

В национальных и региональных электрических сетях уровень нормативно-технических потерь электроэнергии будет снижен до 11,39 % в 2029 году.

Завершится формирование ЕЭС страны путем модернизации и строительства электрических сетей. Будут усилены электрические связи Южной и Западной зон с переходом на единый электросетевой комплекс.

На розничном рынке электроэнергии будут созданы механизмы защиты социально уязвимых категорий потребителей, в том числе адресное субсидирование оплаты за электроэнергию.

В секторе ВИЭ будут введены механизмы использования систем накопления электроэнергии и стимулирования их развития на крупных ГЭС.

По стране будет осуществлен ввод новых генерирующих мощностей в объеме порядка 4000 мегаватт (традиционных источников) и малой автономной генерации ВИЭ.

Будет проведена популяризация сектора малой автономной генерации ВИЭ среди населения и бизнеса.

В системе электроснабжения будут внедрены цифровые решения, в том числе проекты Smart metering, Smart Grid, а также цифровые карты генерации, системы управления рисками, передачи и распределения электрической энергии. Также будет проведена модернизация системы диспетчерского управления и сбора данных SCADA/EMS акционерное общество "Казахстанская компания по управлению электрическими сетями".

В целях обеспечения инвестиционной привлекательности будет пересмотрена тарифная политика.

Для обеспечения динамичного роста экономики будет разработан документ по долгосрочному планированию электро-, теплоэнергетической отрасли, в том числе с ежегодной актуализацией прогнозных балансов электрической энергии и мощности.

5.2. Атомная отрасль

Основные принципы:

рациональное и комплексное использование потенциала ресурсной базы урановых месторождений;

диверсификация и расширение номенклатуры урановой продукции;

развитие безопасной атомной энергетики.

Основные подходы

В Казахстане для дальнейшей разработки урановых ресурсов будут созданы условия для использования новых технологий по производству продукции с более высокой добавленной стоимостью путем наращивания международного сотрудничества с крупными игроками на урановом рынке.

В целях реализации следующего компонента цепочки добавленной стоимости ЯТЦ будет реализован проект по аффинажному производству.

Для обеспечения стабильных поставок урановой продукции на западные рынки будет проработан транспортный маршрут через порт Актау по направлению Азербайджан – Грузия – Турция.

Для исключения быстрого истощения запасов урана будет проводится расширение ресурсной базы урановых месторождений.

В Казахстане строительство АЭС будет основано на современных реакторных технологиях поколения III+ как одно из наиболее перспективных путей развития альтернативной электрогенерации.

Для обеспечения атомной отрасли высококвалифицированными кадрами будет проведена работа по выделению грантов на обучение по зарубежным программам, а также организовано прохождение практик и стажировок на действующих АЭС.

С целью повышения осведомленности населения о безопасности атомных технологий будет проведена информационно-разъяснительная работа в масштабе республики.

5.3. Угольная промышленность

Основные принципы:

повышение качества угля для увеличения конкурентоспособности казахстанского угля и получения продуктов из угля с высокой добавленной стоимостью.

Основные подходы:

Будет осуществлено внедрение технического регулирования и стандартизации, в том числе технического регламента, национального и межгосударственных стандартов, соответствующих международным стандартам.

На крупных угледобывающих производствах будут внедрены автоматизированные процессы (циклично-поточные технологии) и цифровые решения.

Будет разработана стратегия перехода угольных компаний к следующему переделу (углехимия).

Будут выполнены мероприятия по развитию конкуренции в рамках исполнения Указа Президента Республики Казахстан № 938 от 22 июня 2022 года "Об утверждении Концепции защиты и развития конкуренции, в части угольной промышленности.

5.4. Нефтяная промышленность

Основные принципы:

устойчивое развитие нефтедобывающей отрасли и обеспечение роста добычи;

обеспечение внутреннего рынка нефтью и нефтепродуктами;

устойчивое развитие нефтетранспортного потенциала страны;

эффективное функционирование нефтеперерабатывающих заводов страны с соблюдением единого технологического цикла (процесса).

Основные подходы:

Добыча нефти

В целях освоения новых сложных проектов на море и на суше будут представлены регуляторные и фискальные преференции в рамках Улучшенного модельного контракта на недропользование.

Для привлечения инвестиций в освоение новых месторождений будет применен принцип "единого окна", объединяющий процедуры по доступу инвесторов к геологической информации, участию в аукционах и получению права недропользования.

В перспективном казахстанском секторе Каспийского моря, в том числе в пределах Прикаспийского, Устюрт-Бузачинского и Мангышлакского осадочных бассейнов, получат развитие разведочные работы для открытия новых месторождений.

В реализацию поручения Президента совместно с зарубежными партнерами будет разработан Комплексный план развития крупнейших нефтегазовых проектов.

Будет закреплен механизм налоговых послаблений для зрелых месторождений с условием обязательного реинвестирования в развитие соответствующего месторождения.

Транспортировка нефти

Казахстан диверсифицирует экспортные маршруты транспортировки нефти. При этом в долгосрочной перспективе будут сохранены действующие направления поставок и получат развитие новые направления.

Будут увеличены мощности по поставкам нефти на внутренний рынок и транзитных объемов транспортировки нефти.

Нефтепереработка, производство и потребление нефтепродуктов

Казахстан продолжит развитие биржевого механизма ценообразования на нефтепродукты на внутреннем рынке и повысит прозрачность ценообразования на ГСМ.

Будут приняты меры по исключению непродуктивных посредников в системе поставок нефти и нефтепродуктов, а также сохранению баланса производства, потребления и запасов нефтепродуктов.

Процесс загрузки сырья до отгрузки продуктов на НПЗ будет представлять единый технологический цикл. Коммерческая деятельность НПЗ будет переведена на комбинированную схему нефтепереработки.

Будут рассмотрены возможности вовлечения крупных нефтегазовых проектов в поставки нефти на внутренний рынок с учетом проработки привлекательности внутренних цен на нефть и перехода НПЗ на новые условия переработки и производства.

Постепенное устранение дисбаланса цен на нефтепродукты с соседними странами будет достигнуто за счет дифференцированного подхода в регулировании цен.

Будет определен единый закупщик битума для полного обеспечения потребности битума в период высокого спроса.

Будет создана информационная система по поставкам и распределению топлива для сельхозтоваропроизводителей по территориальному принципу, достоверности и обоснованности данных.

В целях дифференцирования цен для транзитного транспорта будет внедрена информационная система учета на АЗС.

Будут усилены требования к мини-НПЗ по производству востребованных нефтепродуктов.

5.5. Газовая промышленность

Основные принципы:

приоритетное обеспечение газоснабжения внутреннего рынка;

формирование рыночного ценообразования на товарный и сжиженный газ;

рациональное и комплексное использование ресурсов;

бесперебойное снабжение внутреннего рынка товарным и сжиженным газом.

Основные подходы:

Для разработки перспективных ресурсов газа будет продолжена работа по созданию привлекательных условий для недропользователей с ежегодной актуализацией баланса газа на долгосрочный период.

Будут реализованы проекты модернизации, расширения и строительства новых объектов по подготовке и переработке сырого газа, развиты экономически выгодные газотранспортные маршруты транзита и экспорта.

Газификация северных регионов будет осуществлена путем строительства 2, 3 этапов магистрального газопровода "Сарыарка".

Будет осуществлен поэтапный переход от регулирования СНГ к рыночному механизму.

Для социально уязвимых слоев населения будут сдерживаться цены на товарный и сжиженный газ.

Развитие инфраструктуры газомоторного топлива активизирует грузоперевозки на трансконтинентальном маршруте "Западная Европа – Западный Китай".

5.6. Нефтегазохимическая промышленность

Основные принципы:

эффективность использования первичных ресурсов;

рост производительности и технологичности нефтегазохимии;

индивидуальный подход по мерам государственной поддержки.

Основные подходы:

Будут приняты меры государственной поддержки крупных проектов нефтегазохимии, в том числе за счет строительства производственных инфраструктурных объектов по извлечению необходимых фракций (этана, пропана и бутана).

Будет обеспечено строительство II очереди инфраструктуры СЭЗ "НИНТ".

Будет внедрен механизм специального соглашения об инвестициях для крупных нефтегазохимических комплексов по принципу "одного документа".

В отрасли будет реализован ряд крупных проектов по производству бутадиена и каучуков, полиэтилена, полипропилена, полиэтилентерефталата.

Развитие производств высоких переделов с целью повышения спроса на базовую нефтехимическую продукцию.

5.7. Энергосбережение и повышение энергоэффективности

Основные принципы:

реализация политики в области энергосбережения и повышения энергоэффективности, которая является одним из приоритетных инструментов модернизации в секторах экономики;

снижение нерационального энергопотребления и сокращение неэффективного использования топливно-энергетических ресурсов.

Основные подходы:

В сфере энергосбережения и повышения энергоэффективности будет действовать единый документ национального уровня.

Будут созданы устойчивые механизмы финансовой поддержки (с учетом согласия получателей на раскрытие банковской тайны органам государственного аудита) для энергоэффективных проектов путем привлечения грантовых/заемных средств.

Будут установлены индикаторы по снижению энергоемкости для каждой отрасли и предприятия.

Будет усилен государственный контроль в области энергосбережения и повышения энергоэффективности.

Будет принята Концепция развития сферы энергосбережения и повышения энергоэффективности и создан Государственный энергетический реестр.

Раздел 6. Целевые индикаторы и ожидаемые результаты

Целевой индикатор 1

Объем вводимых электрических мощностей, с накоплением – 11, 7 гигаватт к 2029 году.

Ожидаемый результат:

Покрытие потребности экономики и населения в электрической энергии на 100 %.

Целевой индикатор 2

Доля электроэнергии от возобновляемых источников энергии – 12,5 % в 2029 году от общего объема производства.

Ожидаемый результат:

Увеличение объема выработки электрической энергии от возобновляемых источников энергии по сравнению с 2022 годом в 2,8 раза.

Целевой индикатор 3

Добыча угля – 117 миллионов тонн к 2029 году.

Ожидаемый результат:

Покрытие потребности энергопроизводящих предприятий, бюджетных организаций и населения в угольной продукции на 100 %.

Целевой индикатор 4

Добыча нефти – 97 миллионов тонн к 2029 году.

Ожидаемый результат:

Обеспечение доли добычи сырой нефти и газового конденсата в структуре ВВП страны на уровне 12 %.

Целевой индикатор 5

Уровень газификации страны – 63,4 % к 2029 году.

Ожидаемый результат:

Обеспечение доступа населения к природному газу – 12,4 миллиона человек.

Целевой индикатор 6

Объем производства нефтегазохимической продукции – 1800 тысяч тонн к 2029 году.

Ожидаемый результат:

Увеличение доли продукции высоких переделов и рост несырьевого экспорта в 7 раз от уровня 2022 года.

Целевой индикатор 7

Снижение энергоемкости в энергетике от уровня 2021 года на 5 % к 2029 году.

Ожидаемый результат:

Объем потребления первичных энергетических ресурсов – 78,6 миллиона тонн нефтяного эквивалента.

Приложение к Концепции развития топливно-энергетического комплекса Республики Казахстан на 2023 – 2029 годы

План действий
по реализации Концепции развития топливно-энергетического комплекса Республики Казахстан на 2023 – 2029 годы

№ п/п	Наименование реформ /основных мероприятий	Форма завершения	Срок завершения	Ответственные исполнители
1	2	3	4	5
Направление 1: Электроэнергетическая отрасль Целевой индикатор 1. Объем вводимых электрических мощностей, с накоплением – 11,7 гигаватт к 2029 году: 2023 год – 0,5 гигаватт; 2024 год – 1,6 гигаватт; 2025 год – 3,5 гигаватт; 2026 год – 4,8 гигаватт; 2027 год – 6,8 гигаватт; 2028 год – 9,3 гигаватт.				МЭ, МИО, АО "ФНБ "Самрук-Қазына" (по согласованию), АО "KEGOC" (по согласованию), АО "НК "QazaqGaz" (по согласованию)
Целевой индикатор 2. Доля электроэнергии от возобновляемых источников энергии – 12,5 % от общего объема производства к 2029 году: 2023 год – 5 %; 2024 год – 5,5 %; 2025 год – 6 %; 2026 год – 7 %; 2027 год – 8 %; 2028 год – 10 %.				МЭ, МИО, АО "KEGOC" (по согласованию), АО "КОРЭМ" (по согласованию)
Реформа 1. Формирование энергетического комплекса, отвечающего требованиям устойчивого развития экономики
1.	Мероприятие 1: ежегодная актуализация прогнозных балансов электрической энергии и мощности	приказ МЭ	январь 2023 – 2029 годов	МЭ, МИИР, МИО, МНЭ, МЭПР, АО "KEGOC" (по согласованию), АО "КОРЭМ" (по согласованию)
2.	Мероприятие 2: определение оптимального маршрута воздушной линии электропередачи для присоединения электрических сетей Западного Казахстана к ЕЭС РК	ТЭО	декабрь 2023 года	МЭ, АО "KEGOC" (по согласованию)
3.	Мероприятие 3: модернизация энергетической инфраструктуры и строительство электрогенерирующих мощностей	информация в Правительство Республики Казахстан	ежегодно	МЭ, МНЭ, МЭПР, АО "Самрук Казына" (по согласованию), АО "KEGOC" (по согласованию), АО "НК "QazaqGaz" (по согласованию)
4.	Мероприятие 4: усиление функций Комитета атомного и энергетического надзора и контроля МЭ РК	проект Закона	2 квартал 2024 года	МЭ, МНЭ
5.	Мероприятие 5: разработка стандартов для технологии Smart metering (Умный учет энергоресурсов), систем коммуникаций	Приказ КТРМ	4 квартал 2025 года	МЭ, МЦРИАП, МТИ КТРМ, МИИР, АО "КОРЭМ" (по согласованию)
6.	Мероприятие 6: обеспечение инфраструктурой передачи данных для объектов энергопредприятий в рамках проекта Smart Grid (Умные сети электроснабжения) в соответствии с согласованным перечнем	акт ввода в эксплуатацию	4 квартал 2025 года	МЭ, МЦРИАП, МИИР, АО "КОРЭМ" (по согласованию)
7.	Мероприятие 7: создание модуля "Цифровая карта генерации" (для технического мониторинга электростанций)	информация в Правительство Республики Казахстан	4 квартал 2023 года	МЭ, АО "КОРЕМ" (по согласованию)
8.	Мероприятие 8: модернизация системы диспетчерского управления и сбора данных SCADA/EMS	акт ввода в эксплуатацию	4 квартал 2025 года	МЭ, МНЭ АО "KEGOC" (по согласованию), АО "Самрук Казына" (по согласованию)
9.	Мероприятие 9: создание модуля "Система управления рисками"	информация в Правительство Республики Казахстан	4 квартал 2023 года	МЭ, АО "КОРЕМ" (по согласованию), АО "НИТ" (по согласованию)
10.	Мероприятие 10: cоздание модуля "Передача и распределение электрической энергии", цифровой системы учета и мониторинга электрических сетей	акт ввода в эксплуатацию	4 квартал 2025 года	МЭ, АО "КОРЭМ" (по согласованию)
11.	Мероприятие 11: проведение ежегодных аукционных торгов по отбору проектов ВИЭ	заключение договоров	4 квартал ежегодно	МЭ, МИО, АО "KEGOC" (по согласованию), АО "КОРЭМ" (по согласованию)
12.	Мероприятие 12: реализация проектов ВИЭ общей мощностью 4000 мегаватт, в том числе с системами накопления электроэнергии	ввод в эксплуатацию	2023-2029 годы	МЭ, АО "KEGOC" (по согласованию), ТОО "РФЦ по ВИЭ" (по согласованию)
13.	Мероприятие 13: проведение семинаров- тренингов в части применения зеленых технологий, в том числе и маломасштабных ВИЭ, в секторах городского и сельского хозяйства	семинары, размещение пресс-релизов	ежегодно	МЭ, МЭПР, МФ, МНЭ, МИО, АО "KEGOC" (по согласованию), АО "КОРЭМ" (по согласованию), НПП "Атамекен" (по согласованию)
Реформа 2. Создание отрасли атомной энергетики
14.	Мероприятие 1: проведение опытно- промышленной добычи по участкам 6 и 7 месторождения Буденовское	отчет технико-экономического обоснования кондиций	4 квартал 2024 год	МЭ, АО "ФНБ "Самрук Қазына" (по согласованию), АО "НАК "Казатомпром"
15.	Мероприятие 2: подсчет запасов урана по участку 2 месторождения Инкай	протокол Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых с постановкой запасов категорий С1 и С2 на государственный баланс по участку	4 квартал 2024 года	МЭ, АО "ФНБ "Самрук Қазына" (по согласованию), АО "НАК "Казатомпром" (по согласованию)
16.	Мероприятие 3: диверсификация транспортных маршрутов для экспорта урановой продукции из Республики Казахстан	информация в Правительство Республики Казахстан	Декабрь 2023 года	МЭ, АО "ФНБ "Самрук Қазына" (по согласованию), АО "НАК "Казатомпром" (по согласованию)
17.	Мероприятие 4: расширение сотрудничества по экспорту урановой продукции	информация в Правительство Республики Казахстан	Декабрь 2025 года	МЭ, АО "ФНБ "Самрук Қазына" (по согласованию), АО "НАК "Казатомпром" (по согласованию)
18.	Мероприятие 5: строительство проекта по аффинажному производству АО "УМЗ"	акт ввода в эксплуатацию	4 квартал 2026 года	МЭ, АО "ФНБ "Самрук-Қазына" (по согласованию), АО "НАК "Казатомпром" (по согласованию)
19.	Мероприятие 6: решение о районе строительства атомной электрической станции	проект постановления Правительства Республики Казахстан	4 квартал 2023 года	МЭ, АО "ФНБ "Самрук-Қазына" (по согласованию),
20.	Мероприятие 7: выбор реакторных технологий	информация в Правительство Республики Казахстан	2 квартал 2024 года	МЭ, АО "ФНБ "Самрук-Қазына" (по согласованию)
21.	Мероприятие 8: разработка ТЭО по строительству атомной электрической станции	информация в Правительство Республики Казахстан	декабрь 2025 года	МЭ, АО "ФНБ "Самрук-Қазына" (по согласованию)
22.	Мероприятие 9: разработка ПСД по строительству атомной электрической станции	информация в Правительство Республики Казахстан	декабрь 2028 года	МЭ, АО "ФНБ "Самрук-Қазына" (по согласованию)
23.	Мероприятие 10: начало строительства атомной электрической станции	информация в Правительство Республики Казахстан	декабрь 2029 года	МЭ, АО "ФНБ "Самрук-Қазына" (по согласованию)
24.	Мероприятие 11: проведение информационно-разъяснительной работы среди населения о значении безопасной атомной энергетики	информация в Правительство Республики Казахстан	ежегодно	МЭ, МИОР, АО "ФНБ "Самрук-Қазына" (по согласованию)
25.	Мероприятие 12: подготовка квалифицированных кадров для эксплуатации АЭС	информация в Правительство Республики Казахстан	ежегодно с начала практической реализации проекта строительства АЭС	МНВО, МЭ, АО "ФНБ "Самрук-Қазына" (по согласованию)
Направление 2. Угольная промышленность Целевой индикатор 3. Добыча угля – 117 миллионов тонн к 2029 году: 2023 год – 112 миллионов тонн; 2024 год – 113 миллионов тонн; 2025 год – 114 миллионов тонн; 2026 год – 115 миллионов тонн; 2027 год – 115,5 миллионов тонн; 2028 год – 116,5 миллионов тонн.				МИИР, угледобывающие предприятия (по согласованию)
Реформа 3. Выпуск продукции, соответствующей международным стандартам и нормам
26.	Мероприятие 1: разработка стандартов по углю и продуктам его переработки	приказ председателя Комитета технологического регулирования и метрологии Министерства торговли и интеграции Республики Казахстан	ежегодно	МИИР, МТИ, МЭ, угледобывающие предприятия (по согласованию), АО "ФНБ "Самрук-Қазына" (по согласованию)
27.	Мероприятие 2: утверждение технического регламента Республики Казахстан "Требования к углям и продуктам их переработки"	приказ Министра индустрии и инфраструктурного развития Республики Казахстан	декабрь 2023 года	МИИР, МНЭ, МТИ, угледобывающие предприятия (по согласованию), АО "ФНБ "Самрук-Қазына" (по согласованию)
28.	Мероприятие 3: реализация проекта "Циклично-поточная технология добычи угля на разрезе "Богатырь"	ввод в эксплуатацию	3 квартал 2023 год	МИИР, МЭ, МИО, АО "ФНБ "Самрук-Қазына" (по согласованию)
Направление 3. Нефтяная промышленность Целевой индикатор 4. Добыча нефти – 97 миллионов тонн к 2029 году: 2023 год – 90,5 миллиона тонн; 2024 год – 95,4 миллиона тонн; 2025 год – 103,3 миллиона тонн; 2026 год – 99,4 миллиона тонн; 2027 год – 101 миллион тонн; 2028 год – 102 миллиона тонн.				МЭ, АО "НК "КазМунайГаз" (по согласованию), нефтедобывающие компании
Реформа 4. Завершение крупных проектов добычи нефти
29.	Мероприятие 1: реализация проекта будущего расширения/ проекта управления устьевым давлением на месторождении Тенгиз	ввод в эксплуатацию	3 квартал 2024 года	МЭ, ТОО "Тенгизшевройл" (по согласованию)
30.	Мероприятие 2: реализация проекта прироста добычи нефти на месторождении Кашаган	ввод в эксплуатацию	4 квартал 2028 год	МЭ, NСОС (по согласованию)
31.	Мероприятие 3: реализация проекта расширения Карачаганак-1А	ввод в эксплуатацию	4 квартал 2025 года	МЭ, Карачаганак Петролиум Оперейтинг б.в. (по согласованию)
32.	Мероприятие 4: реализация проекта расширения Карачаганак-1Б	ввод в эксплуатацию	4 квартал 2028 года	МЭ, Карачаганак Петролиум Оперейтинг б.в. (по согласованию)
33.	Мероприятие 5: предоставление преференций для поддержки и стимулирования зрелых месторождений	предложения в Правительство Республики Казахстан	июнь 2023 года	МНЭ, МЭ, МФ
34.	Мероприятие 6: разработка совместно с зарубежными партнерами Комплексного плана развития крупнейших нефтегазовых проектов	постановление Правительства Республики Казахстан	июль 2023 года	МЭ, МНЭ, МФ, АО "ФНБ "Самрук-Казына" (по согласованию), АО "НК "КазМунайГаз" (по согласованию), АО "НК "QazaqGaz" (по согласованию)
Реформа 5. Развитие дополнительных маршрутов экспорта казахстанской нефти
35.	Мероприятие 1: Подписание Протокола о внесении изменений в Соглашение между Правительством Республики Казахстан и Правительством Российской Федерации о сотрудничестве в области транспортировки российской нефти через территорию Республики Казахстан в Китайскую Народную Республикуот 24 декабря 2013 года	подписание Протокола	4 квартал 2023 год	МЭ, МНЭ, МФ, МИИР, МИД, АО "НК "КазМунайГаз" (по согласованию)
36.	Мероприятие 2: принятие мер по расширение нефтепровода "Кенкияк – Атырау" в режиме реверс до 12 миллионов тонн в год	информация в Правительство Республики Казахстан	3 квартал 2023 года	МЭ, АО "ФНБ "Самрук-Қазына" (по согласованию), АО "НК КазМунайГаз" (по согласованию), АО "КазТрансОйл" (по согласованию), АО "СНПС" (по согласованию)
37.	Мероприятие 3: реализация проекта устранения узких мест нефтепровода КТК	акт ввода в эксплуатацию	4 квартал 2023 года	МЭ, АО "НК "КазМунайГаз" (по согласованию)
38.	Мероприятие 4: развитие Транскаспийского транспортного международного маршрута	информация в Правительство Республики Казахстан	декабрь 2026 года	МЭ, МТИ, МИИР, АО "ФНБ "Самрук-Қазына" (по согласованию), АО "НК "КТЖ" (по согласованию), АО "НК "КазМунайГаз" (по согласованию), "Тенгизшевройл" (по согласованию), NСОС (по согласованию), Карачаганак Петролиум Оперейтинг б.в. (по согласованию), АО "Актауский морской торговый порт" (по согласованию)
39.	Мероприятие 5: развитие экспортного направления в Китайскую Народную Республику	информация в Правительство Республики Казахстан	декабрь 2026 года	МЭ, МИИР, АО "ФНБ "Самрук-Қазына" (по согласованию), АО "НК "КТЖ" (по согласованию), АО "НК "КазМунайГаз" (по согласованию), "Тенгизшевройл" (по согласованию), NСОС (по согласованию), Карачаганак Петролиум Оперейтинг б.в. (по согласованию), АО "Актауский морской торговый порт" (по согласованию)
Реформа 6. Реформирование системы производства и распределения горюче-смазочных материалов
40.	Мероприятие 1: принятие поправок в Закон Республики Казахстан "О государственном регулировании производства и оборота отдельных видов нефтепродуктов" по усилению требований к НПЗ (осуществлять производство востребованных нефтепродуктов в объеме не менее 45 % масс. от общего производства продукции)	проект Закона Республики Казахстан	4 квартал 2025 года	МЭ, МНЭ, АО "НК "КазМунайГаз" (по согласованию), ОЮЛ "KAZENERGY" (по согласованию),
41.	Мероприятие 3: обеспечение единого технологического цикла от загрузки сырья до отгрузки продуктов на всех крупных НПЗ	информация в Правительство Республики Казахстан	4 квартал 2023 года	МЭ, АО "ФНБ "Самрук-Қазына" (по согласованию), АО "НК "КазМунайГаз" (по согласованию)
42.	Мероприятие 4: маркетинговое исследование по прогнозу развития рынка нефтепродуктов, включая производство и потребление сжиженного нефтяного газа, рост потребления в соседних государствах и транзитного грузопотока до 2035 года	отчет по итогам исследований для принятия решений по строительству новых и расширению действующих НПЗ	1 квартал 2023 года	МЭ, АО "НК "КазМунайГаз"(по согласованию), ОЮЛ "KAZENERGY" (по согласованию)
43.	Мероприятие 5: обеспечение внутреннего рынка основными видами нефтепродуктов путем наращивания объемов переработки до 21 млн. тонн в год	ввод в эксплуатацию	4 квартал 2029 года	МЭ, АО "ФНБ "Самрук-Қазына" (по согласованию), АО "НК "КазМунайГаз" (по согласованию)
44.	Мероприятие 6: автоматизация плана поставки нефти и нефтепродуктов на базе СУНП	акт запуска модуля	4 квартал 2024 год	МЭ, АО "НИТ" (по согласованию)
Направление 4. Газовая промышленность Целевой индикатор 5. Уровень газификации страны – 63,4% к 2029 году: 2023 год – 59,9 %; 2024 год – 60,5 %; 2025 год – 61 %; 2026 год – 61,8 %; 2027 год – 62,2 %; 2028 год – 62,8 %.				МЭ, МИО
Реформа 7. Расширения ресурсной базы и модернизация газотранспортной системы
45.	Мероприятие 1: ввод в эксплуатацию газоперерабатывающего завода на основе сырья месторождения Кашаган мощностью 1,15 миллиард кубических метров в год	акт ввода в эксплуатацию	2 квартал 2025 года	МЭ, МИИР, МНЭ, МИД, МФ, МТСЗН, МТИ, АО "ФНБ "Самрук-Қазына" (по согласованию), АО "НК "QazaqGaz" (по согласованию), ТОО "PSA" (по согласованию), Норт Каспиан Оперейтинг Б.В. (по согласованию)
46.	Мероприятие 2: ввод в эксплуатацию газоперерабатывающего завода на основе сырья месторождения Кашаган мощностью 4 миллиарда кубических метров в год	акт ввода в эксплуатацию	декабрь 2028 года	МЭ, МИИР, МНЭ, МИД, МФ, МТСЗН, МТИ, АО "ФНБ "Самрук-Қазына" (по согласованию), АО "НК "КазМунайГаз" (по согласованию), АО "НК "QazaqGaz" (по согласованию), ТОО "PSA" (по согласованию), Норт Каспиан Оперейтинг Б.В. (по согласованию)
47.	Мероприятие 3: строительство комплекса по подготовке газа на месторождении. Карачаганак мощностью 4 миллиарда кубических метров в год	акт ввода в эксплуатацию	декабрь 2028 года	МЭ, "Самрук-Қазына" (по согласованию), АО "НК "КазМунайГаз" (по согласованию), АО "НК "QazaqGaz" (по согласованию), Карачананак Петролеум Оперейтинг (по согласованию), ТОО "PSA" (по согласованию)
48.	Мероприятие 4: строительство нового газоперерабатывающего завода на базе ТОО "Казахстанский газоперерабатывающий завод"	акт ввода в эксплуатацию	декабрь 2025 года	МЭ, акимат Мангистауской области, АО "ФНБ "Самрук-Қазына" (по согласованию), АО "НК "QazaqGaz" (по согласованию), ТОО "КазГПЗ" (по согласованию)
49.	Мероприятие 5: ввод новых газовых месторождений	ввод в эксплуатацию	ежегодно	МЭ, "Самрук-Қазына" (по согласованию), АО "НК "КазМунайГаз" (по согласованию), АО "НК "QazaqGaz" (по согласованию)
50.	Мероприятие 6: снижение износа газотранспортной системы до 25%, для стабильного газообеспечения	информация в Правительство Республики Казахстан	декабрь 2027 – 2029 годов	МЭ, МНЭ, МФ, АО "ФНБ "Самрук-Қазына" (по согласованию), АО "НК "QazaqGaz" (по согласованию)
51.	Мероприятие 7: строительство 2-ой нитки магистрального газопровода "Бейнеу-Бозой-Шымкент"	акт ввода в эксплуатацию	декабрь 2027 года	МЭ, МНЭ, МФ, АО "ФНБ "Самрук-Қазына" (по согласованию), АО "НК "QazaqGaz" (по согласованию)
52.	Мероприятие 8: строительство 2, 3 этапов магистрального газопровода "Сарыарка"	акт ввода в эксплуатацию	декабрь 2028 года	МЭ, МНЭ, МФ, АО "ФНБ "Самрук-Қазына" (по согласованию), АО "НК "QazaqGaz" (по согласованию)
53.	Мероприятие 9: разработка плана по развитию компримированного природного газа	проект постановления Правительства Республики Казахстан	2 квартал 2023 года	МЭ, МИИР, МНЭ, МФ, МИО "Самрук-Қазына" (по согласованию), АО "НК "КазМунайГаз" (по согласованию), АО "НК "QazaqGaz" (по согласованию
54.	Мероприятие 10: внедрение механизмов бережного потребления газа	внесение предложений в Правительство Республики Казахстан	3 квартал 2023 года	МЭ, МНЭ, МИИР, "Самрук-Қазына" (по согласованию), АО "НК "КазМунайГаз" (по согласованию), АО "НК "QazaqGaz" (по согласованию)
55.	Мероприятие 11: формирование баланса газа на долгосрочный период	информация на интернет-ресурсе Министерства энергетики Республики Казахстан	ежегодно	МЭ, МИИР, НПП "Атамекен" (по согласованию) Самрук-Қазына" (по согласованию), АО "НК "КазМунайГаз" (по согласованию), АО "НК "QazaqGaz" (по согласованию)
56.	Мероприятие 12: переход к рыночным механизмам реализации сжиженного нефтяного газа (товарные биржи)	информация в Правительство Республики Казахстан	январь 2025 года	МЭ, МНЭ, МТИ, НПП "Атамекен" (по согласованию), АО "НК "КазМунайГаз" (по согласованию)
57.	Мероприятие 13: подключение к ИСУН 20 газовых месторождений	информация в Правительство Республики Казахстан	4 квартал 2025 года	МЭ, АО "ИАЦНГ" (по согласованию), АО "НИТ" (по согласованию)
58.	Мероприятие 14: создание и внедрение аналитической геоинформационной системы по объектам газопроводов (AGIS) согласно утвержденному плану	акт ввода в эксплуатацию	4 квартал 2023 года	МЭ, АО "НК "QazaqGaz" (по согласованию)
Направление 5. Нефтегазохимическая промышленность Целевой индикатор 6. Объем производства нефтегазохимической продукции – 1800 тысяч тонн к 2029 году: 2023 год – 515,8 тысяч тонн; 2024 год – 628,3 тысяч тонн; 2025 год – 695 тысяч тонн; 2026 год – 913 тысяч тонн; 2027 год – 1 049 тысяч тонн; 2028 год – 1 500 тысяч тонн.				МЭ, МИИР, МНЭ, МИД, МФ, МТИ, МИО, АО "ФНБ "Самрук-Қазына" (по согласованию), АО "НК "КазМунайГаз" (по согласованию), АО "НК "QazaqGaz" (по согласованию), АО "УК "СЭЗ "НИНТ" (по согласованию)
Реформа 8. Переход от сырьевой направленности экономики страны к выпуску продукции с высокой добавленной стоимостью
59.	Мероприятие 1: обеспечение строительства инфраструктуры II очереди на территории СЭЗ "НИНТ"	акт ввода в эксплуатацию	4 квартал 2025 года	МНЭ, МФ, МЭ, МИИР, АО "ФНБ "Самрук-Қазына" (по согласованию), АО "Samruk-Kazyna Construction" (по согласованию), ТОО "Karabatan Utility Solutions" (по согласованию)
60.	Мероприятие 2: внедрение механизма оказания меры государственной поддержки для нефтегазохимических комплексов	проект Закона Республики Казахстан	4 квартал 2024 года	МЭ, МНЭ, МФ, МИИР, МЭПР, МИД, АО "ФНБ "Самрук-Қазына" (по согласованию), АО "НК "КазМунайГаз" (по согласованию), АО "НК "QazaqGaz" (по согласованию), АО "НК "KazakhInvest" (по согласованию), ОЮЛ "КAZENERGY" (по согласованию)
61.	Мероприятие 3: проработка вопроса строительства газосепарационной установки на Тенгизе мощностью 9,1 млрд м3 сухого газа в год	информация в Правительство Республики Казахстан	декабрь 2025 года	МЭ, АО "НК "КазМунайГаз" (по согласованию), ТОО "KLPE"
62.	Мероприятие 4: проработка вопроса строительства завода по производству полиэтилена	информация в Правительство Республики Казахстан	декабрь 2025 года	МЭ, МИИР, АО "НК "КазМунайГаз" (по согласованию), ТОО "Силлено"
63.	Мероприятие 5. проработка вопроса строительства завода по производству бутадиена	информация в Правительство Республики Казахстан	декабрь 2024 года	МЭ, МИИР, АО "ФНБ "Самрук-Қазына" (по согласованию), ТОО "Бутадиен" (по согласованию)
64.	Мероприятие 6. строительство завода по производству полипропилена	акт ввода в эксплуатацию	4 квартал 2029 года	МЭ, МИИР, ТОО "Almex Polymer" (по согласованию)
65.	Мероприятие 7. строительство завода по производству полиэтилентерефталата	акт ввода в эксплуатацию	4 квартал 2028 года	МЭ, МИИР, АО "НК "КазМунайГаз" (по согласованию). (по согласованию)
Направление 6. Энергосбережение и повышение энергоэффективности Целевой индикатор 7. Снижение энергоемкости в энергетике от уровня 2021 года на 5 % к 2029 году 2023 год – 0,7 %; 2024 год – 1,4 %; 2025 год – 2,1 %; 2026 год – 2,8 %; 2027 год – 3,5 %; 2028 год – 4,2 %.				МИИР, МЭ, МНЭ, МФ, МИО, АО "ФНБ "Самрук-Қазына" (по согласованию), АО "НК "КазМунайГаз" (по согласованию), АО "НАК "Казатомпром" (по согласованию), АО "KEGOC" (по согласованию), АО "НК "QazaqGaz" (по согласованию)
Реформа 9. Совершенствование системы энергосбережения
66.	Мероприятие 1: полный мониторинг энергопотребления бюджета	отчет государственного энергетического реестра	ежегодно	МИИР, ИРЭЭ (по согласованию)
67.	Мероприятие 2: повышение доли энергоэффективного оборудования в государственных закупках	отчет государственных закупок	ежегодно	МИИР
68.	Мероприятие 3: модернизация ТЭЦ	информация в Правительство Республики Казахстан	ежегодно	МЭ, МФ, МНЭ, МИО
69.	Мероприятие 4: снижение износа электрических сетей в регионах	информация в Правительство Республики Казахстан	ежегодно	МНЭ, МФ, МЭ, МИО, АО "ФНБ "Самрук-Қазына" (по согласованию), АО "НК "КазМунайГаз" (по согласованию), АО "НАК "Казатомпром" (по согласованию), АО "KEGOC" (по согласованию), АО "НК "QazaqGaz" (по согласованию)

Примечание: расшифровка аббревиатур:

МИОР – Министерство информационного и общественного развития Республики Казахстан;

МНВО – Министерство науки и высшего образования Республики Казахстан;

МТСЗН – Министерство труда и социальной защиты населения Республики Казахстан;

МИО – местные исполнительные органы;

ТОО "РФЦ по поддержке ВИЭ" – товарищество с ограниченной ответственностью "Расчетно-финансовый центр по поддержке возобновляемых источников энергии";

ТОО – товарищество с ограниченной ответственностью;

ОЮЛ – объединение юридических лиц;

МИИР – Министерство индустрии и инфраструктурного развития Республики Казахстан;

МФ – Министерство финансов Республики Казахстан;

АО "ИАЦНГ" – акционерное общество "Информационно-аналитический центр нефти и газа";

МТИ – Министерство торговли и интеграции Республики Казахстан;

КТРМ МТИ – Комитет технологического регулирования и метрологии Министерства торговли и интеграции Республики Казахстан;

МИД – Министерство иностранных дел Республики Казахстан;

ТЭО – технико-экономическое обоснование;

АО "УМЗ" – акционерное общество "Ульбинский металлургический завод";

НАК – национальная атомная компания;

АО "НИТ" – акционерное общество "Национальные информационные технологии";

ФНБ – Фонд национального благосостояния;

СЭЗ "НИНТ" – специальная экономическая зона "Национальный индустриальный нефтехимический технопарк";

НК – национальная компания;

НПП – Национальная палата предпринимателей;

МНЭ – Министерство национальной экономики Республики Казахстан;

МЭПР – Министерство экологии и природных ресурсов Республики Казахстан;

МЭ – Министерство энергетики Республики Казахстан;

АО "ИРЭЭ" – акционерное общество "Институт развития электроэнергетики и энергосбережения";

АО "КОРЭМ" – акционерное общество "Казахстанский оператор рынка электрической энергии и мощности";

АО "KEGOC" – акционерное общество "Казахстанская компания по управлению электрическими сетями" (Kazakhstan Electricity Grid Operating Company).

Қазақстан Республикасының отын-энергетикалық кешенін дамытудың 2023 – 2029 жылдарға арналған тұжырымдамасын бекіту туралы

Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2014 жылғы 28 маусымдағы № 724 қаулысы.

Ескерту. Қаулының тақырыбы жаңа редакцияда - ҚР Үкіметінің 28.03.2023 № 260 қаулысымен.

Қазақстан Республикасының Үкiметi ҚAУЛЫ ЕТЕДI:

1. Қоса беріліп отырған Қазақстан Республикасының отын-энергетикалық кешенін дамытудың 2023 – 2029 жылдарға арналған тұжырымдамасы (бұдан әрі – Тұжырымдама) бекітілсін.

Ескерту. 1-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Үкіметінің 28.03.2023 № 260 қаулысымен.

2. Қазақстан Республикасының орталық мемлекеттiк және жергiлiктi атқарушы органдары Тұжырымдаманы iске асыру жөнiндегi қажеттi шараларды қабылдасын.

3. Мыналардың күші жойылды деп танылсын:

1) "Қазақстан Республикасында электр энергетикасын дамыту жөніндегі 2010 - 2014 жылдарға арналған бағдарламаны бекіту туралы" Қазақстан Республикасы Үкiметiнiң 2010 жылғы 29 қазандағы № 1129 қаулысы;

2) "Қазақстан Республикасында электр энергетикасын дамыту жөнiндегi 2010 - 2014 жылдарға арналған бағдарламаны бекiту туралы" Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2010 жылғы 29 қазандағы № 1129 қаулысына өзгерістер мен толықтырулар енгізу туралы" Қазақстан Республикасы Үкiметiнiң 2013 жылғы 31 желтоқсандағы № 1521 қаулысы.

4. Осы қаулы қол қойылған күнiнен бастап қолданысқа енгiзiледi.

Қазақстан Республикасының
Премьер-Министрi	К. Мәсімов

Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2014 жылғы 28 маусымдағы № 724 қаулысымен бекітілген

Қазақстан Республикасының отын-энергетикалық кешенін дамытудың 2023 – 2029 жылдарға арналған тұжырымдамасы

Ескерту. Тұжырымдама жаңа редакцияда - ҚР Үкіметінің 28.03.2023 № 260 қаулысымен.

1-бөлім. Паспорт

Атауы	Қазақстан Республикасының отын-энергетикалық кешенін дамытудың 2023 – 2029 жылдарға арналған тұжырымдамасы
Әзірлеу негіздемесі	"Қазақстан Республикасы Президентінің "Әділетті Қазақстан: бәріміз және әрқайсымыз үшін. Қазір және әрдайым" сайлауалды бағдарламасын іске асыру жөніндегі шаралар туралы" Қазақстан Республикасы Президентінің 2022 жылғы 26 қарашадағы № 2 Жарлығын, Қазақстан Республикасы Премьер-Министрінің 2022 жылғы 29 қарашадағы № 43, 3.4.1-т. және 2023 жылғы 17 қаңтардағы 3.1-т. хаттамалық тапсырмаларын орындау шеңберінде
Тұжырымдаманы әзірлеуге жауапты мемлекеттік орган	Қазақстан Республикасының Энергетика министрлігі
Тұжырымдаманы іске асыруға жауапты мемлекеттік органдар	Қазақстан Республикасының Энергетика министрлігі, Қазақстан Республикасының Индустрия және инфрақұрылымдық даму министрлігі, Қазақстан Республикасының Ұлттық экономика министрлігі, Қазақстан Республикасының Ғылым және жоғары білім министрлігі, Қазақстан Республикасының Экология және табиғи ресурстар министрлігі, Қазақстан Республикасының Қаржы министрлігі, Қазақстан Республикасының Цифрлық даму, инновациялар және аэроғарыш өнеркәсібі министрлігі, Қазақстан Республикасының Сауда және интеграция министрлігі, Қазақстан Республикасының Сыртқы істер министрлігі, жергілікті атқарушы органдар.
Іске асыру мерзімдері	2023 – 2029 жылдар

2-бөлім. Ағымдағы жағдайды талдау

2.1. Электр энергетикасы саласы

Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласы елдің тыныс-тіршілігін қамтамасыз етудің, экономиканың жұмыс істеуі мен дамуының негізі болып табылады.

Сала электр энергетикасы мен жылу энергетикасының негізгі бөліктерін қамтиды.

Электр энергетикасы республиканың тұтынушыларын сенімді және сапалы электрмен жабдықтауды қамтамасыз ететін электр станциялары, электр беру желілері мен кіші станциялардың жиынтығын білдіретін Қазақстан Республикасының Біртұтас электр энергетикалық жүйесі (бұдан әрі – ҚР БЭЖ) жағдайында жұмыс істейді.

ҚР БЭЖ шартты түрде Солтүстік, Оңтүстік және Батыс болып үш аймаққа бөлінген.

Солтүстік аймақ республиканың генерациялайтын қуаттарының 16310 мегаватт (2022 жылы тұтыну 72,6 миллиард киловатт-сағат құрады) көлемінде ең көп мөлшері шоғырланған негізгі аймағы болып табылады және Оңтүстік аймақты да электр энергиясымен қамтамасыз етеді.

Оңтүстік аймақта 4501 мегаватт (2022 жылы тұтыну 25,7 миллиард киловатт-сағат құрады) көлемінде генерациялау қуаты, сондай-ақ жаңартылатын энергия объектілерінің ең көп саны (қуаты 1225 мегаватт құрайтын 80 объекті) бар.

Батыс аймақта қуаты 3561 мегаватт (2022 жылы тұтыну 14,5 миллиард киловатт-сағат құрады) газ генерациялау көздері бар, бірақ ол Солтүстік және Оңтүстік аймақтардың біріккен ортақ желілерінен оқшау жұмыс істейді және ҚР БЭЖ бірыңғай жүйесінде жұмыс істеуге мүмкіндік бермейді.

ҚР БЭЖ аймақтары бөлінісінде тұтынудың өсуі 2022 жылы Оңтүстік аймақта 2,4 миллиард киловатт-сағат немесе 9,6 %, Солтүстік аймақта 2,1 миллиард киловатт-сағат немесе 2,9 % және Батыс аймақта 1,0 миллиард киловатт-сағат немесе 7 % тіркелді.

Еліміз бен өңірлер экономикасындағы тұтынудың өсуімен байланысты ҚР БЭЖ желілері бойынша үздіксіз электрмен жабдықтауды қамтамасыз ету қажет.

Сонымен қатар Оңтүстік аймақта Қызылорда, Түркістан және Жамбыл облыстарының энергия тораптарының ҚР БЭЖ-імен байланысы нашар екені атап өтіледі, бұл оңтүстік өңірлерді жабдықтауға теріс әсер етеді.

Жылу энергетикасы жылу электр орталықтары (бұдан әрі – ЖЭО) және (немесе) аудандық қазандықтар базасында, сондай-ақ дербес жылыту жүйелері есебінен орталықтандырылған жылумен жабдықтау жүйелерін білдіретін әрбір жеке өңірдің жылу энергиясының жергілікті нарықтары ретінде жұмыс істейді. Орталықтандырылған жылумен жабдықтау жүйесіндегі байланыстырушы рөлді жылу желілері жүзеге асырады.

Саланы стратегиялық дамыту бөлігінде электр және жылумен жабдықтаудың өңірлік жүйелерін дамытуда келісімділік пен дәйектіліктің болмауы байқалады.

Электр энергиясын өндіру

Қазақстанда 2023 жылғы 1 қаңтарға ұлттық, өнеркәсіптік және өңірлік маңызы бар шамамен 207 электр станциясы электр энергиясын өндіруді жүзеге асырады.

Қазақстандағы электр станцияларының жалпы қолда бар қуаты 2022 жылғы 15203 мегаватт жоғары жүктемесімен 19024,3 мегаватты құрайды.

2022 жылы Қазақстанда электр энергиясын тұтыну 2020 жылмен салыстырғанда 5 %-ға ұлғайып, 112,8 миллиард киловатт-сағат (2020 жылы 107,3 миллиард киловатт-сағат, 2021 жылы 113,9 миллиард киловатт-сағат,) құрады.

Сонымен қатар 2023 жылы 1,1 гигаватт, 2024 жылы 0,8 гигаватт көлемінде электр энергиясы қуатының тапшылығы болжануда.

Отын түрлері бойынша генерациялайтын көздер өндіретін электр энергиясының үлесі: көмірмен 66,7 %, газбен 21,5 %, гидроэлектр станцияларында (бұдан әрі – ГЭС) (шағын ГЭС-терсіз) 7,3 %, жаңартылатын энергия көздерінде (бұдан әрі – ЖЭК) (күн электр станциялары (бұдан әрі – КЭС), жел электр станциялары (бұдан әрі – ЖЭС), шағын ГЭС, биогаз электр станциялары (бұдан әрі – БиоЭС) 4,5 % болып бөлінген.

2023 жылғы 1 қаңтарға электр станцияларының негізгі жабдықтарының тозуы 57 %-ды құрайды, бұл ретте 85 – 88 %-ға дейінгі көрсеткішке қол жеткізу жағдайлары бар (Орал, Кентау ЖЭО).

Тұтастай алғанда өндіріс секторы әбден тозған, бұл елдің бүкіл энергия жүйесі жұмысының тұрақтылығына және елді мекендерді электрмен, жылумен жабдықтаудың сенімділігіне теріс әсер етеді.

Сонымен қатар 2020 жылы енгізілген қуат нарығының шеңберінде генерациялау секторына 2020 жылдан бастап 2022 жылды қоса алғанда 248,6 миллиард теңге мөлшерінде инвестициялар тартылған болатын.

Бұл ретте қуаттарды жаңғыртуға және жөндеуге инвестициялау көлемі салынатын қаражатты қайтаруға арналған қолданыстағы лимиттерді ескере отырып, қуаттардың тозуының теріс серпінін тежеу үшін жеткіліксіз екенін атап өту қажет.

Бұдан басқа, жаңартылатын энергетика объектілерін белсенді енгізу реттеуші электр қуаттарының жеткіліксіздігімен қатар жүреді, өйткені ЖЭК жұмысы генерацияның тұрақсыз көздеріне жатады және маневрлік қуаттармен қолдауды талап етеді.

Электр энергиясын беру

ҚР БЭЖ-індегі жүйе құраушы желінің рөлін республиканың өңірлері мен шектес мемлекеттердің (Ресейдің, Қырғыз Республикасының (бұдан әрі – Қырғызстан) және Өзбекстан Республикасының (бұдан әрі – Өзбекстан) арасындағы электр байланыстарын қамтамасыз ететін ұлттық электр желісі (бұдан әрі – ҰЭЖ) орындайды.

ҰЭЖ құрамына кернеуі 35 – 1150 киловольт 323 электр беру желісі кіреді, олардың жалпы ұзындығы тізбектер бойынша 26,8 мың километрді құрайды, теңгерімде кернеуі 35 – 1150 киловольт 80 кіші электр станциясы бар.

ҰЭЖ-ді басқаруды "Электр желілерін басқару жөніндегі қазақстандық компания" акционерлік қоғамы жүзеге асырады.

Өңірлік деңгейде электр энергиясын беруді 19 өңірлік энергетикалық компания және бөлшек (түпкілікті) тұтынушыларға дейін 0,4 – 220 киловольт электр желілері арқылы электр энергиясын беретін 126 шағын компания жүзеге асырады.

Өңірлік деңгейде көптеген жеке шағын ойыншылардың болуы тұтынушылар үшін түпкілікті бағаның айтарлықтай өсуіне әсер етеді.

Бұдан басқа, Қазақстанның электр желілері тозуының орташа деңгейі 66 %-ды құрайды және тасымалдау кезінде, әсіресе өңірлік желілерде, электр энергиясының елеулі ысырабымен (11 %) сипатталады. Ең көп тозу деңгейі Қостанай облысында – 85,3 %, ең азы Астана қаласында – 29,5 %.

Батыс Қазақстанның электр желілері ҚР БЭЖ-інен оқшау қалады және Батыс аймақтың жүйе құраушы желісі толығымен жүктелген, осыған байланысты транзиттік ағындардың өткізу қабілетінің жеткіліксіздігі байқалады.

Электрмен жабдықтау және электр энергиясы нарығы

Электр энергиясымен жабдықтау секторы энергия беруші (бұдан әрі – ЭБҰ) және энергиямен жабдықтаушы ұйымдармен (бұдан әрі – ЭЖҰ) ұсынылған.

ЭЖҰ ЭБҰ-дан электр энергиясын сатып алуды және кейіннен бөлшек тұтынушыларға сатуды жүзеге асырады. ЭЖҰ-ның бір бөлігі электр энергиясын "кепілдік беріп жеткізушілер" функциясын орындайды.

Электрмен жабдықтау секторы ЭЖҰ-ның көптігімен (120-дан астам) және олардың бақыланбайтын қызметімен сипатталады. Нарықта ЭЖҰ-ның мұндай санының болғанына қарамастан, ЭЖҰ арасында бәсекелестіктің болмауы және тұтынушының оларды таңдаудағы мүмкіндіктері байқалады.

Электр энергиясының нарығы көтерме және бөлшек сауда қызметіне бөлінеді. Электр энергиясының көтерме сауда нарығының құрылымына: орталықтандырылмаған сатып алу-сату нарығы, орталықтандырылған сауда нарығы, теңгерімдеуші нарық, электр қуаты нарығы, жүйелік және қосалқы көрсетілетін қызметтер нарығы кіреді.

Сонымен қатар өндірудің және көтерме сатудың басым бөлігін нарық үлесі 75 %-дан астам 6 негізгі ойыншысы бар азғантай кәсіпорындар жүзеге асырады, нарықтың қалған көлемі (шамамен 24 %) 30-дан астам ЭБҰ бар меншік иелерінің үлесінде, олардың шамамен жартысы мемлекеттік және коммуналдық меншікке тиесілі.

Осылайша, бәсекелестік нарықты құрудың формальдылығы байқалады, мұның себептерінің бірі бәсекелестік жағдайды іс жүзінде төмендете отырып, 2019 жылдан бастап ЭБҰ үшін жеке бағалық реттеуді белгілеу болды. Тарифтері төмен кейбір ЭБҰ электр энергиясын үлестес ЭЖҰ арқылы сата отырып, өз электр энергиясына тұтынушылардың қол жеткізуін шектейді.

Сондықтан барлық электр энергиясының 97 %-ы нарық субъектілері арасындағы екіжақты шарттар шеңберінде өткізіледі, бұл тұтынушылардың электр энергиясына шектеулі қол жеткізуіне алып келеді. Осылайша, басқа ЭЖҰ және тұтынушылар электр энергиясын тарифі қымбаттау көздерден сатып алуға мәжбүр.

Жылу энергиясын өндіру

Жылу энергиясын өндіру секторында 37 ЖЭО жұмыс істейді, оның ішінде 15-і (Семей, Қостанай, Кентау, Орал, Арқалық, Шахтинск, Астана, Қызылорда, Тараз, Ақтау, Алматы) және қуаты әртүрлі шамамен 2500 қазандық мемлекеттік меншікте.

2023 жылғы 1 қаңтардағы жағдай бойынша Қазақстанның жылу көздерінің жалпы қолда бар қуаты – сағатына 37566,7 гигакалорияны құрайды.

Бұл ретте көмірді отын ретінде пайдаланатын жылу көздері негізгі үлесті – 80 % (табиғи газ – 15 %, мазут – 5 %) құрайды.

2022 жылы Қазақстан бойынша жылу энергиясын өндіру сағатына 94 миллион гигакалорияны (2020 жылы 91,2 миллион гигакалория, 2021 жылы 93 миллион гигакалория) құрады.

2023 жылғы 1 қаңтардағы жағдай бойынша ЖЭО жабдықтарының орташа тозуы 66 %-ды (2020 жылы – 60 %, 2021 жылы – 62 %) құрайды. Бұл ретте кейбір қалаларда бұл көрсеткіш 80 %-дан асады.

ЖЭО жалпы санынан 50 жылдан астам пайдаланылғаны – 76 %, 30 жылдан астам пайдаланылғаны – 24 %. ЖЭО-ның орташа пайдалану уақыты – 61 жыл.

2022 жылы (1789) авариялық іркіліс саны 2021 жылмен (1456) салыстырғанда 23 %-ға артты.

Энергетикалық қауіпсіздікті қамтамасыз ету үшін табиғи және моральдық жағынан ескірген жабдықтарды жаңғырту, реконструкциялау, ауыстыру мәселелері өткір тұр.

Жылу энергиясын беру және онымен жабдықтау

Республика бойынша екі құбырлы есептеудегі жылу желілерінің жалпы ұзындығы шамамен 12 мың километрді құрайды. Бұл ретте желілердің 30 %-ға жуығын немесе 3,38 мың километрін ауыстыру талап етіледі.

Жылумен жабдықтау секторы өндіруден тұтынуға дейін пайдалы әсер коэффициенті төмен (орташа алғанда қазандар үшін 75 %, барлық жүйе үшін 58 %) жылу энергиясымен, жоғары шығарынды және жылу ысырабымен (жылуды тасымалдау және бөлу кезеңінде 18 – 42 %) сипатталады.

Экономика дамуының, қала халқының белсенді өсуімен, сондай-ақ жаңа объектілердің енгізілуімен көптеген өңірлерде, оның ішінде Семей, Тараз, Павлодар, Астана қалаларында жылу энергиясы тапшылығының проблемасы өсуде.

Жылу энергетикалық ұйымдардың негізгі саны жергілікті атқарушы органдардың теңгерімінде, тіпті отынға арналған тарифтік қаражаттың жеткіліксіздігі салдарынан жылыту маусымының қауіпсіз өтуін қамтамасыз ету мақсатында республикалық бюджеттен субсидиялар бөлу мүмкіндігі көзделген.

Алайда жергілікті жерлерде автономды жылумен жабдықтаудың орталықтандырылған жүйесінің техникалық жай-күйі мен өнімділігі туралы толық және нақты ақпараттың болмауына байланысты проблема бар, бұл сапалы жоспарлау және дамыту үшін саланың жағдайын бағалауға мүмкіндік бермейді.

Бұдан басқа, нарық жылу энергиясы тарифтерінің төмендігімен, төмен инвестициялық тартымдылықпен, білікті кадрлардың болмауымен сипатталады.

Осылайша, құқықтық олқылықтардың болуына, оның ішінде жылу энергетикасы саласындағы қатынастарды, сондай-ақ жергілікті атқарушы органдардың құзыретіне жатқызылған және іс жүзінде орындалмайтын жылу-энергетикалық бақылау мәселелерін реттейтін салалық заңнаманың болмауына байланысты институционалдық проблемалар бар.

Жаңартылатын энергия көздері

Жаңартылатын энергетика еліміздің қарқынды дамып келе жатқан саласы болып табылады. 2023 жылғы 1 қаңтарға Қазақстанда жалпы белгіліленген қуаты 2388 мегаватт болатын 130 ЖЭК объектісі жұмыс істейді, оның ішінде:

ЖЭС 46 объектісі – 957,5 мегаватт;

КЭС 44 объектісі – 1149 мегаватт;

ГЭС 37 объектісі – 280 мегаватт;

БиоЭС 3 объектісі – 1,8 мегаватт.

2022 жылдың қорытындысы бойынша елдегі электр энергиясын өндірудің жалпы көлеміндегі ЖЭК үлесі 4,53 %-ды (2020 жылы 3,05 %, 2021 жылы 3,67 %) құрады.

ЖЭК пайдалануды мемлекеттік қолдаудың маңызды шаралары электр энергиясын бірыңғай сатып алушы – "Жаңартылатын энергия көздерін қолдау жөніндегі қаржы-есеп айырысу орталығы" жауапкершілігі шектеулі серіктестігімен жасалатын электр энергиясын сатып алудың ұзақ мерзімі, сондай-ақ тарифтерді жыл сайын индекстеу болып табылады.

Аукциондық халықаралық сауда-саттық ЖЭК жобаларын іске асыру тетігі болып табылады, олардың қорытындылары бойынша 15 – 20 жылға жиынтық қуаты 1209 мегаваттқа 60 компаниямен келісімшарттар жасалды.

Сонымен қатар ЖЭК объектілерінің электр энергиясын өндіру сипаты тұрақты болмағандықтан, олардың дамуы тұтастай алғанда елдің энергия жүйесі жұмысының тұрақтылығына теріс әсер ету тәуекелдеріне алып келеді.

ЖЭК шағын автономды және бөлінген генерациясы

ЖЭК дамыту бағыттарының бірі үй шаруашылықтарының, шағын және орта кәсіпкерліктің, оның ішінде электр желісі инфрақұрылымынан шалғай орналасқан елді мекендердің электрмен жабдықтау мәселелерін шешу үшін шағын ауқымды ЖЭК объектілерін пайдалану болып табылады.

Заңнамада жиынтық қуаты 5 киловаттан аспайтын ЖЭК пайдалану қондырғылары құнының 50 %-ы мөлшерінде атаулы көмек ұсыну, сондай-ақ қуаты 100 киловаттқа дейінгі ЖЭК объектілерінің иелеріне өндірілген электр энергиясының өз тұтынуынан артығын желіге сатуға мүмкіндік беретін норма көзделген.

Бұл ретте жекелеген аудандарда, үй және фермер қожалықтарында шағын ауқымды ЖЭК жобаларын пайдалану деңгейі айтарлықтай төмен, бұл өңірлердегі халықтың және шағын және орта бизнестің (бұдан әрі – ШОБ) хабардар болуының жеткіліксіздігіне байланысты.

Электр энергетикасы саласындағы проблемалар

өңірлерді электрмен және жылумен жабдықтау жүйелерін дамытудың ұзақ мерзімді жоспарларының болмауы;

энергия өндіруші ұйымдардың негізгі және қосалқы жабдықтарының әбден тозуы;

электр желілерінің әбден тозуы салдарынан апаттылықтың жоғары деңгейі;

БЭЖ Батыс аймағының оқшауланған жұмысы;

энергия беруші ұйым санының көп болуының электр энергиясына арналған түпкілікті тарифке әсері;

электр энергиясын жеткізушіні дербес таңдау құқығын іске асыру бойынша бөлшек тұтынушылардың шектеулі мүмкіндіктері;

нарық субъектілері арасындағы бәсекелестіктің төмен деңгейі;

маневрлік генерациялайтын қуаттардың өте тапшы болуы;

ЖЭК электр энергиясының өсіп келе жатқан көлемінің еліміздің энергия жүйесі тұрақтылығына теріс әсер етуі;

өңірлерде шағын ауқымды ЖЭК жобаларын пайдаланудың қолданыстағы преференциялары бойынша халықтың және кәсіпкерлік субъектілерінің нашар хабардар болуы.

Жылумен жабдықтау секторындағы проблемалар

жылу энергиясын өндіру және беру объектілерінің жай-күйін мониторингтеу жүйелерінің болмауы;

саланың шығындылығына байланысты инвестициялық тартымдылықтың болмауы;

жылу энергетикасы саласындағы бақылау функцияларын жүзеге асыру үшін мемлекеттік органның қажетті өкілеттіктерінің болмауы;

салалық заңнаманың болмауы;

жылумен жабдықтау саласындағы тиімді мемлекеттік саясатты қалыптастыруға, орталықтандырылған жылумен жабдықтау нарығы субъектілерінің өзара қарым-қатынастарын реттеуге мүмкіндік беретін нормативтік құқықтық және нормативтік-техникалық базалардың болмауы;

жылу энергиясының өсіп келе жатқан тапшылығы;

тұтынушылардың жылу пункттерінде жылу энергиясы мен жылу жеткізгішін есепке алу автоматикасымен және аспаптарымен жарақтандырудың жеткіліксіз деңгейі;

жылу желілерінің әбден тозуы;

ыстық сумен жабдықтау тұтынушыларын қосудың ашық жүйесінің басым болуы.

2.2. Атом саласы

Атом өнеркәсібі

Атом өнеркәсібі Қазақстан экономикасының серпінді дамып келе жатқан салаларының бірі болып табылады. Сонғы үш жылда уран өндіру көлемі 8%-ға өсіп, 2022 жылы 21,28 мың тоннаны құрады.

Еліміз әлемде дәлелденіп барланған уран қорларының көлемі бойынша екінші (әлемдік қорлардың 14 %) орында, олардың 67 %-ы ең аз шығынды жерасты ұңғымалық шаймалау әдісімен өндіру үшін жарамды.

Қазақстанда уранның теңгерімдік қоры бар барланған 56 кен орнының 14-і пайдаланылуда, 42-сі резервте тұр.

Атом электр станциялары (бұдан әрі – АЭС) үшін уранның, ядролық отынның экспорты мен импорты бойынша ұлттық оператор "Қазатомөнеркәсіп" ұлттық атом компаниясы" акционерлік қоғамы болып табылады.

2020 – 2022 жылдар кезеңінде уран бағасының әлемдік конъюнктурасын ескере отырып, Қазақстанда өндіру көлемінің артуы байқалады. Мәселен, 2020 жылмен салыстырғанда 2022 жылы уран өндіру көлемінің артуы шамамен 9 %-ды (2020 жылы – 19,5 мың тонна, 2021 жылы – 21,83 мың тонна, 2022 жылы – 21,28 мың тонна) құрады.

Елімізде өндірілетін табиғи уранның барлық өнімі экспортқа жіберіледі және барлық әлемдік АЭС-терге кез келген жиынтықтағы ядролық отын үшін базалық компонент болып табылады.

Қазақстандық уран өнімдерінің өткізу нарықтары батыс және Азия нарықтарын, оның ішінде Қытай Халық Республикасы (бұдан әрі – Қытай) мен Ресейді қамтиды.

Негізгі көлік бағыты Санкт-Петербург қаласының порты болып табылады, сондай-ақ оның аз бөлігі Транскаспий халықаралық көлік бағыты арқылы тасымалданады.

Республиканың жылына 2,5 миллион бірлікке дейінгі бөлу жұмысы көлемінде (Ресейде) уранды изотоптық байыту бойынша көрсетілетін қызметке қолжетімділігі бар.

Шығарылатын өнімнің қосымша қосылған құнын қамтамасыз ететін уран өнімі өндірісін әртараптандыру және дамыту мақсатында 2021 жылы Қытай атом электр станциялары үшін жылу бөлгіш құрастырмалар шығару зауыты пайдалануға берілді.

Сонымен қатар республикада ядролық отын циклі (бұдан әрі – ЯОЦ) буындарының бірі болып табылатын уран гексафториді дамымаған.

Атом энергетикасы

Қазақстанда атом энергетикасын құру және дамыту үшін барлық объективті алғышарттар, атап айтқанда мынадай мүмкіндіктер бар:

барланған уран қорларының едәуір мөлшері;

серпінді дамып келе жатқан атом (уран өндіру және уран өңдеу) өнеркәсібі;

атом ғылымының дамуы;

ядролық медицина саласын дамыту.

Әлемдік атом энергетикасындағы соңғы трендтерді, 2060 жылға қарай көміртегі бейтараптығына қол жеткізу бойынша қойылған міндеттерді және электр энергетикалық генерацияны әртараптандыру қажеттігін ескере отырып, Қазақстан Республикасында атом энергетикасын дамыту мүмкіндігі бойынша зерттеулер жүргізілуде.

Атом энергетикасын дамыту мәселесін қарау қажеттігі үшін мынадай негізгі факторлар бар:

халықаралық қаржы институттарының көмір электр станцияларының құрылысын инвестициялаудан бас тартуы;

шектеулі газ ресурстары газ генерациялауды ауқымды енгізуге мүмкіндік бермейді;

ЖЭК объектілері тұрақты және базалық генерациялау көзі ретінде әрекет ете алмайды.

Энергетикалық секторда қолданылатын технологияларды дамытудың қазіргі деңгейі жағдайында АЭС салу электр генерациялайтын қуаттарды әртараптандыруда және экономиканың көміртегі бейтараптығына қол жеткізуде неғұрлым перспективалы балама шешім болып табылады.

АЭС-ті дамыту мәселелерін қоғамның пікірін ескере отырып шешу қажет. 2022 жылы азаматтардың қоғамдық пікірін зерттеу нәтижелері бойынша сауалнамаға қатысқан респонденттердің жартысына жуығы АЭС салуға қатысты алаңдаушылық білдіреді, бұл тарихи жадыға (Семей ядролық сынақ полигонындағы ядролық қаруды сынау) және Фукусима мен Чернобыль АЭС-теріндегі аварияларға негізделеді.

Атом энергетикасын дамытуға азаматтық қоғамның хабардар болу деңгейін арттыру және оң пікірі мен сенімін қалыптастыру мақсатында мемлекет, сарапшылық және ғылыми қоғамдастық тарапынан ақпараттық түсіндіру жұмысын күшейту қажет.

Сонымен қатар жаңа буынның білікті кадрларын даярлау және АЭС пайдалану үшін қолда бар кадрларды қайта даярлау мәселесі өткір болып тұр.

Атом саласындағы проблемалар:

пайдаланылатын кен орындарының сарқылу тәуекелі;

көлік бағыттарын әртараптандырудың әлсіздігі;

ЯОЦ аяқталмаған кезеңі;

ел халқында радиофобияның болуы және атом энергетикасына деген сенімсіздік;

АЭС пайдалану үшін білікті кадрлардың болмауы.

2.3. Көмір өнеркәсібі

Көмір өнеркәсібі Қазақстан Республикасының аса маңызды ресурстық салаларының бірі болып табылады. Көмір қоры бойынша Қазақстан көшбасшы елдердің ондығына кіреді. Барланған көмір қорының 90 %-дан астамы Қазақстанның солтүстігінде және орталық бөлігінде шоғырланған.

Қазақстанда энергетика саласын отынмен қамтамасыз ету үшін көмірдің айтарлықтай қоры бар. Көмірдің теңгерімдік қорлары ішкі қажеттіліктерді толық қамтамасыз етуге және көмір өнімінің едәуір көлемін экспорттауға мүмкіндік береді.

Салада 30-ға жуық көмір өндіруші компания жұмыс істейді. Қазақстандағы энергетикалық көмір нарығы біршама фрагменттелген – энергетикалық көмір өндірудің 40 %-ын қамтамасыз ететін ең ірі ойыншы "Богатырь Көмір" компаниясы болып табылады, өндіру көлемі бойынша екінші ойыншы "Eurasian Resources Group" ("Восточный" разрезі) құрамындағы компаниялар болып табылады, одан әрі – "Қазақмыс", "Ангренсор-Энерго" және өзгелері.

Ресми статистикаға сәйкес 2022 жылы 113,9 миллион тонна көмір (көмір концентратын қоспағанда) өндірілді, бұл 2021 жылмен салыстырғанда 102 %-ды (2020 жылы – 107,2 миллион тонна, 2021 жылы – 111,7 миллион тонна) құрайды.

Бүгінде республиканың көмір саласы Қазақстанда электр энергиясының шамамен 66,7 %-ын өндіруді, кокс-химия өндірісін 100 % жүктеуді қамтамасыз етеді, коммуналдық-тұрмыстық сектор мен халықтың отынға деген сұранысын толық қанағаттандырады.

Көмір өнеркәсібін дамытудың алдағы перспективасы көміртегі бейтараптығына көшу саясатына тікелей байланысты, бұл қолданыстағы құқықтық, нормативтік және техникалық құжаттарды қайта қарауды және заманауи халықаралық стандарттармен үйлестірілген жаңа стандарттарды әзірлеуді қажет етеді.

Көмір өнеркәсібіндегі проблемалар

"жасыл экономикаға" көшу бойынша көмірді тұтыну көлеміне әсер ететін әлемдік үрдістер;

өнімнің халықаралық стандарттар мен нормаларға, халықаралық нарықтарда қолданылатын сапа кепілдіктеріне біршама сәйкес келмеуі;

энергия өндіруші кәсіпорындар мен коммуналдық-тұрмыстық сектор үшін көмірді өткізу нарығының жоғары шоғырлануы.

2.4. Мұнай өнеркәсібі

Мұнай-газ өнеркәсібі ел экономикасын дамытудың негізгі драйверлерінің бірі болып қала береді, ел бюджетіне салық түсімдерінің едәуір бөлігін қамтамасыз етеді және жалпы ішкі өнімнің 1/4 бөлігін қалыптастырады.

Елдің жалпы экспорттық түсімінің 64 %-ы көмірсутек шикізатын экспорттаудан түсетін түсімдер көлеміне тиесілі.

Құрлықта да, теңізде де республиканың мұнай және конденсат қорларының көлемі әлемдік қорлардың шамамен 2 %-ын құрайды, бұл Қазақстанға осы көрсеткіш бойынша әлемде 12-орынды иеленуге мүмкіндік береді.

Мұнай өндіру

Қазіргі уақытта Қазақстанда 104 мұнай-газ өндіретін кәсіпорын 295 кен орнын игеруде.

2022 жылдың қорытындысы бойынша мұнай өндіру 84,2 миллион тоннаны (2020 жыл – 85,65 миллион тонна, 2021 жыл – 85,88 миллион тонна) құрады.

Еліміздің үш ірі кен орны – Теңіз, Қарашығанақ және Қашағанда көмірсутектерді өндіру ел бойынша жалпы өндірудің 60 %-ын құрайды.

Мұнай өндіру көлемінің 40 %-ына дейін қамтамасыз ететін басқа кен орындарының көпшілігі игерудің 3 және 4-сатыларында, оларда мұнай өндіру деңгейі біртіндеп төмендейді.

Мұнай кен орындарының негізгі қорының табиғи сарқылуынан басқа, мұнай өндіру деңгейінің төмендеуінің негізгі себептерінің бірі бағалары экспорттық бағаға қарағанда бірнеше есе төмен ішкі нарыққа мұнай жеткізу міндеттемелері салдарынан (Argus деректері бойынша 1 тонна мұнай үшін экспорттық баға – 269 мың теңге, ішкі нарыққа жеткізу бағасы 1 тонна үшін 96 мың теңге) күрделі шығындар мен геологиялық барлауға жеткіліксіз инвестициялау болып табылады.

Мәселен, жер қойнауын пайдаланушылардың геологиялық барлау жұмыстарына инвестициялары 2017 – 2019 жылдармен салыстырғанда 2020 – 2022 жылдары 25 %-ға төмендеді (2017 – 2019 жылдары 417,6 миллиард теңге, 2020 – 2022 жылдары 314,4 миллиард теңге). Осылайша, кен орнын игеру тиімділігін одан әрі дамытуға және арттыруға инвестициялардың теріс серпіні байқалады.

Тұтастай алғанда республиканың барлық кен орындары бойынша ағымдағы мұнай алу коэффициентінің (бұдан әрі – МАК) орташа мәні шамамен 0,152 құрайды, ал мұнай алу әдістерін қолданудың әлемдік тәжірибесін талдау осы коэффициент бойынша шамамен 0,357 мәнге жету мүмкіндігін көрсетеді.

Жалпы елдің мұнай өндіру саласы жұмыс істеп тұрған кен орындарының жоғары деңгейде сарқылуымен, жеңіл мұнай дәуірінің аяқталуымен, теңіз және құрлықтағы күрделі кен орындары сияқты ықтимал жаңа жер қойнауы учаскелерін игерудің күрделенуімен сипатталады.

Мұнай тасымалдау

Мұнай тасымалдау инфрақұрылымын дамыту және ішкі нарыққа мұнай шикізатын жеткізу тұрақтылығын қамтамасыз ету елдің энергетикалық қауіпсіздігі мәселелерімен тікелей байланысты.

Елдің қолданыстағы тасымалдау жүйесі мұнайды отандық мұнай өңдеу зауыттарына тасымалдауды, экспортты қамтамасыз етеді, сондай-ақ оның транзиттік мүмкіндіктері бар.

Қазақстанда өндірілетін мұнайдың шамамен 80 %-ы экспортқа тиеп-жөнелтіледі. 2022 жылдың қорытындысы бойынша мұнай экспорты 64,3 миллион тоннаны (2020 жылы 68,6 миллион тонна, 2021 жылы 67,6 миллион тонна) құрады.

Қазақстандық мұнайдың экспорты Каспий құбыр консорциумы (бұдан әрі – КҚК) арқылы, Атырау – Самара мұнай құбырлары арқылы Еуропа елдеріне, Қара және Балтық теңіздерінің терминалдарына, Қазақстан – Қытай құбыры арқылы Қытай нарығына, сондай-ақ Ақтау теңіз порты арқылы жүргізіледі.

КҚК қазақстандық мұнайдың негізгі экспорттық бағыты болып қалуда, ол арқылы барлық экспорттық мұнайдың шамамен 80 %-ы тасымалданады, бұл бір бағытқа тәуелділікке әкеп соғады.

Елдің мұнай тасымалдау инфрақұрылымының тарамдалғанына қарамастан, құбырлардың кейбір учаскелерінің өткізу қабілетінде шектеулердің болуына байланысты ішкі нарыққа мұнай айдау көлемін ұлғайтуда қиындықтар бар.

Мәселен, батыс кен орындарының мұнайын Шымкент және Павлодар мұнай өңдеу зауыттарына жеткізу көлемін ұлғайту, сондай-ақ Қытай бағытындағы экспорт мүмкіндіктерін кеңейту үшін Атырау – Кеңқияқ, Кеңқияқ – Құмкөл учаскелері бойынша жеткілікті өткізу қабілеті қамтамасыз етілмейді.

Мұнай өңдеу, мұнай өнімдерін өндіру және тұтыну

Елдің мұнай өңдеу өнеркәсібінің негізгі міндеті экономиканың өсуін және ішкі нарықтың жоғары сапалы (К4, К5 стандарттары) жанар-жағармай материалдарына деген сұранысын қамтамасыз ету болып табылады.

Бұл міндетті ішкі нарыққа жалпы өндіру көлемі жылына 18 миллион тоннаға дейін 3 отандық мұнай өңдеу зауыты (бұдан әрі – МӨЗ) (мұнай өнімдерін өндіру) және "Caspi Bitum" БК" жауапкершілігі шектеулі серіктестігі (битум өндіру) орындайды.

Бұдан басқа, нарықта қызметі әртүрлі факторларға ұшыраған және тұрақсыздығымен ерекшеленетін басқа да қатысушылар – битум өндірушілер (2 зауыт – ресейлік гудрон шикізатымен) және шамамен 30 шағын МӨЗ (өнімдері К4, К5 сапасына сәйкес келмейді) бар.

Елдің ішкі нарығы мұнай өнімдерінің негізгі түрлеріне деген сұраныс негізге ала отырып қалыптастырылады. Мәселен, жеңіл мұнай өнімдерін тұтыну құрылымында негізгі үлесті – шамамен 50 %-ды дизель отыны, автомобиль бензині – шамамен 44 % және авиациялық отын 6 %-ды құрайды.

Ішкі нарықта тұтыну көлемдерімен арақатынаста жеңіл мұнай өнімдері түрлерін өндіру мынадай:

автобензин (АИ 92, 95, 98) 2022 жылы тұтыну 5,025 миллион тонна (2020 жылы – 4,5 миллион тонна, 2021 жылы – 4,8 миллион тонна) болған кезде, 5,024 миллион тонна өндірілді;

дизель отыны 2022 жылы тұтыну 5,610 миллион тонна (2020 жылы – 4,679 миллион тонна, 2021 жылы – 5,382 миллион тонна) болған кезде, 5,284 миллион тонна өндірілді;

авиаотын 2022 жылы тұтыну 0,847 миллион тонна (2020 жылы – 0,476 миллион тонна, 2021 жылы – 0,702 миллион тонна) болған кезде, 0,666 миллион тонна өндірілді.

Мұнай өнімдерінің негізгі түрлерін өндірудің өсуіне қарамастан, Қазақстан дизель отыны мен авиаотынды импорттауды жалғастыруда.

Мұнай өнімдерін импорттау қажеттігінің негізгі себептері көршілес елдермен мұнай өнімдері бағаларының диспаритеті, транзиттік жүк ағындары көлемінің ұлғаюы, сондай-ақ шекара маңындағы елдерге отандық мұнай өнімдерінің (бензиндер мен дизель отыны) бақылаусыз әкетілуі фактілерінің өсуі болып табылады.

Мәселен, отандық мұнай өнімдерінің бөлшек сауда бағасы шекара маңындағы елдердің (Ресей, Қырғызстан және Өзбекстан) бөлшек сауда бағасынан 1,5 – 2 есе арзан.

Мұнай өңдеу саласында ауыл шаруашылығы тауарын өндірушілерді арзандатылған дизель отынымен толық көлемде қамтамасыз ету бойынша әлеуметтік жүктеме бар, бұл көктемгі-күзгі кезеңдерде дизель отынын өндірудің шамамен 1/3 бөлігін құрайды. Осы кезеңдерде ішкі нарықта дизель отынының жүйелі тапшылығы байқалады.

Арзандатылған дизель отынының көлемдерін өңірлерге жеткізу және бөлу ашық емес, тиімді реттеу және оның тапшылығының алдын алу үшін өңірлерге нақты жеткізілуі жөнінде анық деректер жоқ.

2018 жылы қазақстандық үш МӨЗ-ді жаңғырту аяқталды, бұл өңдеу тереңдігін, өндіріс көлемін ұлғайтуға және Кеден одағының техникалық регламентіне сәйкес сапаны жақсартуға мүмкіндік берді.

Сонымен қатар 2020 – 2022 жылдар кезеңінде авариялық жағдайларға, жабдыққа техникалық қызмет көрсету және қадағалау шараларының жеткіліксіздігіне байланысты барлық үш МӨЗ-дің жоспардан тыс тоқтап қалуының шамамен 127 фактісі (2020 жыл – 36, 2021 жыл – 40, 2022 жыл – 51) тіркелді.

Зауыттардың жабдыққа техникалық қызмет көрсету және қадағалау жөніндегі шараларды жүйелі негізде толық қаржыландырмауы негізгі себеп болды.

Бұл ретте талдау МӨЗ-ге мұнай жеткізудің, мұнай өнімдерін өндіру мен бөлудің қолданыстағы жүйесіндегі проблемаларды анықтады, онда негізгі пайда алушылар мұнай берушілер (мұнай жеткізу және мұнай өнімдерін тиеп-жөнелту) болып табылады.

МӨЗ-дің қызметі қайта өңдеу бойынша процессингтік схема деп аталатын көрсетілетін қызметтерге ғана шоғырланған, бұл МӨЗ-ге мұнай өнімдерін өндіруден кіріс алуға мүмкіндік бермейді.

Тиісінше, МӨЗ жұмысының процессингтік схемасы зауыттардың қызметін жақсартуға, рентабельділікті арттыруға және тұтастай алғанда техникалық дамуға инвестициялау мүмкіндігіне және жоғары технологиялық шешімдерді енгізуге бағытталмайды.

Мұнай өңдеудегі тиімсіз процессингтік схемадан ауытқу МӨЗ-ді жүктеу үшін шикізат базасын кеңейтуге және қолданыстағы жүйені қайта қарауға мүмкіндік береді, ол бүгінде мұнай өндірудің өзіндік құны жоғары "жетілген" кен орындары есебінен ғана жүзеге асырылады.

2022 жылы битум өндіру жоспар бойынша 1102 мың тонна болған кезде іс жүзінде 924,8 мың тоннаны немесе 83,9 % құрады. Жоспарды орындау бойынша төмен көрсеткіштер QazaqBitum-да байқалады. QazaqBitum өндіру жоспарын орындамауының себебі – басқа МӨЗ-дермен салыстырғанда битум бағасының жоғары болуына байланысты жол-құрылыс компанияларынан өтінімдердің болмауы, өйткені QazaqBitum оны импорттық (Ресей Федерациясынан алынатын гудрон) шикізаттан өндіреді.

Сонымен қатар зауыттан битум алудың маусымдық сипаты бар, қысқы-көктемгі кезеңде битум өндіруге өтінім аз, ал жазғы уақытта жол-құрылыс жұмыстарын жүргізу кезінде битумға жоғары сұраныс оның тапшылығына алып келеді.

Мұнай өндірудегі проблемалар

экспорттық бағамен салыстырғанда ішкі нарықтағы мұнайдың төмен бағасы;

"жетілген" кен орындары үшін ішкі нарыққа мұнай жеткізу бойынша жүктеменің өсуі;

алынатын қалдық қорларының көлемі үлкен "жетілген" кен орындарында МАК-ты арттыруды салықтық ынталандыру тетігінің болмауы;

теңіз және құрлықтағы күрделі кен орындарын игеруде ынталандырудың болмауы.

Мұнай тасымалдаудағы проблемалар

ішкі нарыққа жер қойнауын пайдаланушыларға және экспортқа мұнай жеткізу бойынша біркелкі жүктемені ұстап тұру үшін мұнай құбырларының кейбір учаскелерінде өткізу қабілетінің жеткіліксіздігі;

мұнай тасымалдаудың экспорттық бағыттарын әртараптандырудың болмауы.

Мұнай өңдеудегі проблемалар

көрші елдермен мұнай өнімдері бағасының теңгерімсіздігі;

мұнай өнімдерінің бақыланбай әкетілуі;

мұнай өнімдерінің маусымдық тапшылығы;

МӨЗ-дің жоспардан тыс тоқтап қалуының өсуі;

мұнай өңдеудің процессингтік схемасының тиімсіздігі;

техникалық қызмет көрсетуге және дамытуға МӨЗ-дің қаржы қаражатының жеткіліксіздігі;

мұнай базаларында мұнай өнімдерінің айналымын есепке алудың болмауы.

2.5. Газ өнеркәсібі

Ел экономикасындағы газ саласының рөлі ауқымды газдандыру жобалары, экономиканың төмен көміртекті дамуға көшуі, газды шикізат және энергия ретінде пайдаланатын автокөлік пен өнеркәсіптік кәсіпорындар санының артуы есебінен белсенді өсуде.

2022 жылғы 1 қаңтардағы жағдай бойынша Қазақстан Республикасында қорлардың мемлекеттік теңгерімінде 3,8 триллион текше метр газ ескерілген.

Газ өндіру бойынша Қазақстан Тәуелсіз Мемлекеттер Достастығы елдері арасында (Ресейден, Түрікменстан Республикасынан (бұдан әрі – Түрікменстан) және Әзербайжан Республикасынан кейін) 4-ші және дүние жүзінде 16-ші орында.

Барлық зерттелген газ қорының шамамен 98 %-ы Қазақстанның батысында (3,3 триллион текше метр) шоғырланған, бұл ретте 87 %-дан астамы ірі мұнай-газ (Теңіз, Қашаған, Королев, Жаңажол) және мұнай-газ-конденсат (Қарашығанақ, Имашев) кен орындарына тиесілі.

Газ саласының инвестициялық тартымдылығын арттыру үшін тұрғындар мен коммуналдық-тұрмыстық тұтынушылар үшін газ бағасын ұстап тұру қажеттілігі жағдайында мынадай заңнамалық түзетулер қабылданды:

жер қойнауын пайдалануға арналған жақсартылған модельдік келісімшарт шеңберінде газ жобаларына преференциялер берілді;

жер қойнауын пайдаланушылар үшін газ сатып алудың жаңа ынталандырушы формуласы әзірленді;

ірі коммерциялық тұтынушылар мен майнерлер үшін газдың көтерме және бөлшек сауда бағасы көтерілді.

Газ өндіру

Қазақстандағы газ негізінен ілеспе мұнай газы болып табылады, яғни мұнаймен бірге өндіріледі, сондықтан газ өндіру көлемі мұнай өндіру көлеміне тікелей байланысты.

Елдің үш ірі кен орнында – Теңіз, Қарашығанақ және Қашағанда ілеспе газ өндіру ел бойынша жалпы өндірудің 81 %-ын құрайды.

2020 жылдан бастап 2022 жылды қоса алған кезеңде табиғи газдың жалпы өндірісі (қабатқа кері айдау көлемін қоса алғанда) 2020 жылы 55,1 миллиард текше метрді, 2021 жылы 53,8 миллиард текше метрді, 2022 жылы 53,3 миллиард текше метрді құрады. Байқалып отырған өндірудің жыл сайын төмендеуі мұнай өндірудің төмендеуіне (2020 жылы – 85,65 миллион тонна, 2021 жылы – 85,88 миллион тонна, 2022 жылы – 84,2 миллион тонна) байланысты.

"Мұнай өнеркәсібі" деген бөлімде көрсетілгендей, Қазақстанның басқа мұнай-газ кен орындарында (3 ірі кен орнынан басқасында) мұнай өндіру деңгейінің біртіндеп төмендеуі байқалады, бұл табиғи сарқылудан және күрделі шығындар мен геологиялық барлауға жеткіліксіз инвестициядан туындайды.

Сонымен қатар жер қойнауын пайдаланушылар шикі газ өндіруді ұлғайтуға және жер қойнауын пайдаланушылардан сатып алынатын газ бағасының төмен болуы себебінен тауарлық газды дайындауға мүдделі емес, бұл өндірілген газдың қайтадан қабатқа айдалуына (2020 жылы 31 %-дан 2022 жылы 35 %-ға дейін) әкеп соғады.

Сонымен бірге газ саласы барлаудың қолайлы әлеуетімен сипатталады және газдың ресурстық базасын дамыту үшін жағдай жасау қажет.

Тауарлық газ нарығы

Энергетикалық қауіпсіздікті қамтамасыз ету және тауарлық газға деген ішкі сұранысты қанағаттандыру мақсатында газ және газбен жабдықтау саласындағы ұлттық оператор – "QazaqGaz" ұлттық компаниясы" акционерлік қоғамы (бұдан әрі – ұлттық оператор) арқылы жер қойнауын пайдаланушылардан шикі және тауарлық газды сатып алуға басым құқық тетігі пайдаланылады.

Тауарлық газды ұлттық оператор сатып алып, ішкі нарыққа және экспортқа жеткізеді. Бұл ретте ұлттық оператор экспорттан түсетін пайданың есебінен ішкі нарықтағы бағаны субсидиялайды.

Ішкі нарыққа тауарлық газ қолжетімді баға бойынша және бағаның өсуін тежеу тетіктерін (тауарлық газды өзіндік құнынан төмен баға бойынша сатып алу және жеткізу, тарифтердің өсуін жылына 15 %-дан аспайтын мөлшерде шектеу) қолдана отырып жеткізіледі.

Ішкі нарықтағы салыстырмалы түрде төмен бағалар оны тұтынудың белсенді өсуін ынталандырады. Мәселен, 2020 – 2022 жылдар кезеңінде тауарлық газды тұтыну көлемі 13,5 %-ға (2020 жылы – 17 миллиард текше метр, 2021 жылы – 18,6 миллиард текше метр, 2022 жылы – 19,3 миллиард текше метр) өсті.

Сонымен қатар тауарлық газ өндіру көлемінің жыл сайын 3 %-ға төмендеуі байқалады. Мәселен, көрсетілген кезеңде тауарлық газ өндірісінің төмендеуі 8,9 %-ды құрады: 2020 жылы – 30,5 миллиард текше метр, 2021 жылы – 29,4 миллиард текше метр, 2022 жылы – 27,8 миллиард текше метр.

Ішкі нарыққа газ жеткізу басымдығын ескере отырып, тауарлық газ экспортының көлемі 3 жылдық кезеңде 2,3 есеге (2020 жылы – 10,7 миллиард текше метр, 2021 жылы – 7,2 миллиард текше метр, 2022 жылы – 4,6 миллиард текше метр) қысқарды.

Экспорттан түсетін кірістің төмендеуі тиісінше ішкі нарықтың төмен бағасын субсидиялау мүмкіндігіне әсер етеді.

Осылайша, экспорттан түсетін кірістер әсері (субсидиялау көзі) уақытша және ішкі нарықта бағаларды одан әрі тежеу газ саласын дамытудың төмендеуі тәуекеліне алып келеді.

Ішкі тұтынудың жыл сайынғы өсуі және өндіріс көлемінің төмендеуі серпініне сәйкес 2024 жылға қарай тауарлық газ тапшылығының туындау тәуекелі бар.

Газ тасымалдау жүйесі

Қазақстанның газ тасымалдау жүйесінің еліміздің батыс, оңтүстік және орталық өңірлерінің тұрғындары үшін газ айдауды қамтамасыз ететін, өткізу қуаты жылына 85 миллиард текше метрге дейін болатын, ұзындығы 19 мың километрден астам тармақталған инфрақұрылымы, сондай-ақ Өзбекстан мен Түрікменстаннан (Ресей мен Қытай үшін) газ тасымалдауға арналған перспективалы транзиттік әлеуеті бар.

Газ тасымалдау жүйесі "Орта Азия – Орталық", "Бұхара – Орал", "Сарыарқа", "Газли – Шымкент", "Бұхара газды ауданы – Ташкент – Бішкек – Алматы" магистральдық газ құбырларын қоса алғанда, ірі газ магистральдарын жалғастыратын "Қазақстан – Қытай" негізгі магистральдық газ құбыры бар бірыңғай газ тасымалдау жүйесін білдіреді, бұл газ ағындарын тиімді басқаруға мүмкіндік береді.

2022 жылдың қорытындысы бойынша халықаралық газ транзиті 71,8 миллиард текше метр (2020 жылы – 62,7 миллиард текше метр, 2021 жылы – 79,3 миллиард текше метр), оның ішінде Орта Азиялық газ транзиті – 42,3 миллиард текше метр, ресейлік транзит – 29,5 миллиард текше метр құрады.

Дамыған газ тасымалдау жүйесінің арқасында халықты газдандыру Қазақстан Республикасын газдандырудың 2015 – 2030 жылдарға арналған бас схемасына сәйкес қамтамасыз етіледі. Өзектілендірілген газдандырудың бас схемасына сәйкес солтүстік өңірлер "Сарыарқа" магистральдық газ құбырының 2,3-кезеңдерін салу жолымен газбен қамтамасыз етілетін болады.

2023 жылғы 1 қаңтардағы жағдай бойынша ел халқын газдандыру деңгейі 59 %-ға жетті немесе 11,6 миллион адам табиғи газға қол жеткізе алды (2020 жылы – 51,5 %, 2021 жылы – 57,67 %).

Сонымен бірге халықтың газ тұтынуының белсенді өсуі, сондай-ақ газ генерациясы бойынша жаңа жобаларды іске асыру, жұмыс істеп тұрған кәсіпорындар мен ЖЭО-ларды газға көшіру жұмыс істеп тұрған магистральдық газ құбырлары қуаттарының тапшылығына алғышарттар жасайды.

Бұдан басқа, батыс өңірлерде газ құбырларының көпшілігінің жасы 50 жылдан асады, олардың тозуының орташа деңгейі 75 %-дан асады.

Елдің оңтүстік және орталық өңірлері үшін газ жеткізу "Бейнеу – Бозой – Шымкент" біртізбекті магистральдық газ құбыры арқылы жүзеге асырылады, оның жылыту маусымында жүктемесі 106 %-ды құрайды.

Сонымен қатар географиялық орналасуына, газ көздерінен қашық болуына және газ тасымалдау жүйесінің болмауына байланысты еліміздің солтүстік және шығыс өңірлері газдандырумен қамтылмаған.

Бұл ретте газ тасымалдау инфрақұрылымы объектілерін жаңғырту, кеңейту және жаңаларын салу елеулі инвестицияларды талап етеді.

Сұйытылған газ нарығы

Мемлекет сұйытылған мұнай газының (бұдан әрі – СМГ) бағасын реттеу бойынша жұмыс жүргізуде, бұл сұйытылған мұнай газын газ моторлы отын ретінде пайдалануды кеңейтуге ықпал етеді.

Әлемдік баға белгілеу тәжірибесіне сәйкес СМГ бағасы АИ92 маркалы бензин бағасының 70 %-ын құрайды, ал Қазақстанда сұйытылған газдың бағасы ұқсас маркалы бензин бағасының 30 %-ын құрайды. Бұл факт оны мотор отыны ретінде пайдаланатын автомобильдер санының тез өсуіне әкеледі.

2020 жылдан бастап СМГ-ға ауыстырылған автокөлік саны 2022 жылға қарай іс жүзінде 2,3 есеге: 216,3 мыңнан 491 мың бірлікке дейін өсті және әлі де өсуде (2021 жылы – 313,4 мың).

2020 жылдан бастап 2022 жылды қоса алған кезеңде ішкі нарыққа жеткізілетін СМГ өндірісінің көлемі 29 %-ға (2020 жылы – 1,4 миллион тонна, 2021 жылы – 1,6 миллион тонна, 2022 жылы – 1,8 миллион тонна) өсті.

Өндірістің өсу серпіні тұтынудың өсу қарқынынан едәуір төмен, бұл оның ішкі нарықтағы тапшылығына әкелді. Айына 150 мың тонна өндірілсе, СМГ-ға деген ішкі нарықтың сұранысы – айына 160 мың тоннадан астам.

Бұдан басқа, СМГ-ға бекітілген шекті көтерме сауда бағасы өндіріс құнынан едәуір төмен.

Осылайша, өндіруші зауыттарда СМГ өндірісін кеңейту үшін инвестициялық тартымдылық жоқ.

Газ өнеркәсібіндегі проблемалар

газды өндіру және өңдеу үшін тартымсыз жағдайлар;

ішкі нарыққа жеткізілетін тауарлық және сұйытылған газ бағасының инвестициялық тартымдылығының болмауы;

ішкі газ нарығын субсидиялауға арналған шығындардың өсуі;

аса қауырт кезеңдерде ішкі нарықта тауарлық және сұйытылған газдың күтілетін тапшылығы;

газ тасымалдау жүйесінің өткізу қабілетінің шектеулілігі;

газ тасымалдау инфрақұрылымының шектен тыс тозуы.

2.6. Мұнай-газ-химия өнеркәсібі

Мұнай-газ-химия өнеркәсібі елдің өңдеуші саласын дамытудың перспективалы бағыты болып табылады және оның жоғары мультипликативтік әсері бар, аралас салаларда (құрылыс, автоөнеркәсіп, медицина, тұрғын үй-коммуналдық шаруашылық және тағы басқаларда) өнеркәсіптік өндірістің дамуын ынталандырады.

Отандық мұнай-газ-химия бірқатар іске асырылған жобалардан тұрады, олардың негізгілері: хош иісті көмірсутектер өндіру бойынша "Атырау МӨЗ" жауапкершілігі шектеулі серіктестігі (бензол, параксилол), "KPI" ЖШС, "Компания Нефтехим ЛТД" жауапкершілігі шектеулі серіктестігі – полипропилен, "Hill Corporation" жауапкершілігі шектеулі серіктестігі, "Лукойл Лубриканс Орталық Азия" жауапкершілігі шектеулі серіктестігі – майлау майлары, "Шымкент химия компаниясы" жауапкершілігі шектеулі серіктестігі – бензинге арналған қоспалар (метил-трет-бутил эфирі) және тағы басқалары, олардың жалпы өндіру қуаты жылына шамамен 1350 мың тоннаны құрайды.

Бұл ретте 2020 жылмен салыстырғанда 2022 жылы бензол мен параксилол өндірісінің көлемі 3 есеге, ал 2021 жылға қарай 4,8 есеге қысқарғаны байқалады (2020 жылы – 251 мың тонна, 2021 жылы – 52,2 мың тонна, 2022 жылы – 85,1 мың тонна). Төмендеу себебі ішкі нарықта мұнай өнімдерінің тапшылығына байланысты "Атырау МӨЗ" ЖШС-ны отын режиміне көшіру болып табылады.

Мұнай-газ-химия өндірістерін кешенді дамыту үшін "Ұлттық индустриялық мұнай-химия технопаркі" арнайы экономикалық аймағы (бұдан әрі – "ҰИМТ" АЭА) жұмыс істейді, салықтық және кедендік жеңілдіктер және дайын инфрақұрылыммен (кірме автомобиль жолы, жолөткел, кірме теміржолы, теміржол станциясы, су құбыры, электр беру желісі және кіші станция, су дайындау қондырғысы) қамтамасыз ету көзделген.

Сонымен қатар "ҰИМТ" АЭА бірінші кезегінің инфрақұрылым объектілерінің қуаты полипропилен өндірісі бойынша интеграцияланған геохимиялық кешеннің ("KPI" ЖШС) үздіксіз жұмыс істеуіне арналған.

Осылайша, "ҰИМТ" АЭА инфрақұрылымының жұмыс істеп тұрған қуаты полиэтилен, бутадиен және каучук сияқты болашақ жобалар, сондай-ақ одан әрі қайта бөлу (ШОБ дамыту үшін) өндірістері үшін жеткіліксіз.

Саланың дамуын тежейтін факторлардың бірі шикізат көлемінің (тауарлық және сұйытылған мұнай газы, хош иісті көмірсутектер және басқалар) жеткіліксіздігі болып табылады.

Табиғи газды қайта өңдеуді монетизациялау үшін айтарлықтай инвестиция қажет. 2022 жылдың қорытындысы бойынша мұнай-химия қажеттіліктері үшін әлемде көмірсутек шикізатын тұтыну үлесі шамамен 35 %, ал 2050 жылға қарай жартысына жуығын құрайды, бұл ретте Қазақстанда бұл көрсеткіш 0,2 % - ға тең.

Полимер өнімдерін ішкі тұтынудың төмендігі байқалады, бұл екі факторға: халық санының аздығына және жан басына шаққандағы тұтыну деңгейінің төмендігіне байланысты нарықтың төмен сыйымдылығына байланысты. 2021 жылы полиэтилен мысалында Қазақстанда жан басына шаққандағы полимерлерді жыл сайын тұтыну Еуропадағы 26 кг-ға қарағанда шамамен 5 кг құрады.

Негізгі проблемалар

энергия ресурстарымен қамтамасыз ету үшін АЭА инфрақұрылымы қуатының жеткіліксіздігі;

мұнай-газ-химия жобаларын іске асыру үшін шикізат базасының жеткіліксіздігі.

мұнай-газ-химия өнімдерін тұтынудың төмен деңгейі.

2.7. Энергия үнемдеу және энергия тиімділігін арттыру

Әлемдік экономиканың қазіргі жағдайындағы ең маңызды және рентабельді бағыт энергия үнемдеу және энергия тиімділігін арттыру болып табылады. Қазақстан экономикасының дамуымен энергия ресурстарына деген сұраныс үнемі өсіп келеді: Қазақстан салаларының дамуы өндіріс көлемін үнемі ұлғайтумен қатар жүреді, бұл электр энергиясын тұтынудың табиғи өсуіне әкеледі.

Мысалы, өнеркәсіптік өнімді өндіру көлемінің ұлғаюы 2020 жылы республиканың 12 өңірінде, ал 2019 жылы 10 өңірінде байқалды. Электр энергиясын жалпы тұтынудағы өнеркәсіптің елеулі үлесі экономикадағы ауыр өнеркәсіптің басым болуымен ғана емес, сонымен қатар ескірген технологияларды қолдана отырып, өнеркәсіптік кәсіпорындар активтерінің әбден тозуымен де түсіндіріледі.

2021 жылдың қорытындысы бойынша Қазақстан Республикасында жалпы ішкі өнімнің (бұдан әрі – ЖІӨ) энергия сыйымдылығы 2015 жылғы бағамен бір мың долларға 0,35 тонна мұнай баламасын құрады.

Халықаралық энергетика агенттігінің 2019 жылғы деректеріне сәйкес Қазақстанның ЖІӨ энергия сыйымдылығы деңгейі бойынша дамыған елдерден едәуір артта қалып отыр – бұл көрсеткіш Экономикалық ынтымақтастық және даму ұйымы елдерінен 3,2 есе, ал әлемдік орташа деңгейден 2 есе жоғары.

ЖІӨ-нің жоғары энергия сыйымдылығы аумақтың кеңдігі, жылыту маусымының ұзақтығы, энергетикалық желілер мен кәсіпорындардың технологиялық жабдықтарының айтарлықтай тозуы, тарифтердің төмендігі сияқты сыртқы және ішкі факторларға байланысты.

Дүниежүзілік банк жүргізген энергия тиімділігін секторалдық талдау нәтижелеріне сәйкес 2014 – 2020 жылдары өнеркәсіптік сектордың энергия сыйымдылығын – 47 %-ға, мұнай, газ және көмір өндіру секторының және ауыл шаруашылығы саласының энергия сыйымдылығын тиісінше 26 % және 25 %-ға төмендетуге қол жеткізілді.

Осы секторлар бойынша энергия тиімділігі көрсеткіштері энергия аудиттерінің және энергия үнемдеудің бес жылдық жоспарларын іске асыру есебінен жақсарды. Мәселен, 2012 жылдан бері 2000-нан астам энергия аудиті жүргізілді, оның ішінде 200 энергия аудиті қайта жүргізілді. Энергия аудиттерінің қорытындысы бойынша энергия тиімділігіне қатысты 323 миллиард теңге сомасына іс-шаралар іске асырылды, онда энергия ресурстарын үнемдеу жылына 82 миллиард теңгені құрады.

Керісінше, дәл сол кезеңде көлік секторының энергия сыйымдылығы 47 %-ға, тұрғын үй секторының энергия сыйымдылығы 19 %-ға өсті. Электр энергетикасы мен жылумен жабдықтауда өсім 5 %-ды құрады, коммерциялық және мемлекеттік көрсетілетін қызметтер секторында өзгерістер байқалмады.

2014 жылмен салыстырғанда 2021 жылы тұрғын үй секторының түпкілікті тұтынуы 51,3 %-ға ұлғайды, бұл енгізілетін тұрғын үй алаңының 2 есе өсуіне, өңірлердің газдандырылуына және энергия тұтынатын құрылғыларды пайдалана бастаудың ұлғаюына негізделеді.

Осылайша, ағымдағы үрдіс жағдайында өнеркәсіппен қатар көлік пен ғимараттардың энергия тиімділігін арттыруға ерекше рөл бөлу қажет.

Тәжірибе көрсеткендей, өңірлер энергия үнемдеу мәселелері бойынша тиісті жұмыс жүргізбейді, энергия үнемдеу бөлімдері тек Павлодар және Қостанай облыстарында ғана жұмыс істейді. 2022 жылға дейін өңірлерде қол жеткізу негізгі мақсат болып табылатын нысаналы көрсеткіштер болмады. Көрсеткіштердің болмауы энергияны үнемдеу шараларының қалдық қағидаты бойынша қаржыландырылуына әкеледі.

Алайда энергия үнемдеу жөніндегі іс-шаралар энергия ресурстары үшін төлемақының үнемі өсіп отыруының, сондай-ақ бюджет қаражатының шектеулі болуының салдарынан экономикалық тұрғыдан орынды болып табылады, бұл энергия сервисі құралдарын қолдануға алғышарттар жасайды.

Энергия сыйымдылығы елдің экономикалық қызметінің барлық салаларын қамтитынын ескере отырып, елдегі энергия сыйымдылықты төмендету бойынша дамудың барлық ықтимал шарттары мен сценарийлерін көрсететін және әрбір мемлекеттік органның осы сала үшін жауапкершілігінің ортақ сипатын ескеретін бірыңғай құжат қабылдау қажет. Энергия тиімділігіне, ең алдымен, қоғамға әкелетін жан-жақты пайда құндылығын ескеретін неғұрлым стратегиялық көзқарас болған кезде осы саладағы саясат ойластырылған және ұзақ мерзімді сипатта болады.

Энергия үнемдеу және энергия тиімділігін арттырудағы проблемалар

энергия үнемдеу және энергия тиімділігін арттыру саласында ұлттық деңгейдегі бірыңғай құжаттың болмауы;

энергия үнемдеу саласындағы инвестициялардың жеткіліксіздігі;

қалалық инфрақұрылымның энергия тиімділігін ынталандыру шараларының болмауы, сонымен бірге энергия-сервистік келісімшарттар (бұдан әрі – ЭСК) тетігі арқылы жобаларды іске асыру қолданыстағы бюджет заңнамасында бекітілмеген.

3-бөлім. Халықаралық тәжірибеге шолу

3.1. Электр энергетикасы саласы

Электр энергетикасы саласын реттеудің халықаралық тәжірибесі энергия өндіруші ұйымдар үшін пайда алу мүмкіндігін беру практикасын растайды.

Ресейде электр энергетикасындағы тарифтерді бекіту кезінде экономикалық негізделген шығындар мен кірістілік әдісімен баға белгілеу мүмкіндігі қарастырылған.

Қытайда электр энергиясының тарифтері мемлекеттің бақылауында, ол 8 – 10 % дейін кірістілікке қол жеткізу мақсатында "шығындар плюс пайда" тәсілін қолдана отырып, көтерме, трансмиссиялық және бөлшек сауда бағаларын қатаң бақылауды жүзеге асырады.

Табиғи монополиялық қызмет түрлерін бәсекелес қызмет түрлерінен бөлу соңғы онжылдықтарда электр энергиясының бәсекелес нарықтарын құруға қатысты негізгі бағыт болып табылады. Электр энергиясының бәсекелес нарықтарын дамыту жөніндегі неғұрлым ұзақ және дәйекті шаралар Еуропалық Одақ (бұдан әрі – ЕО) елдерінде байқалады.

Электр энергиясы нарықтарын интеграциялау екі және одан да көп елдің электр энергетикасында ортақ нарықтық кеңістік құруды көздейді. Электр энергиясы нарықтарының мынадай артықшылықтары:

бәсекелестіктің неғұрлым жоғары деңгейінің және қолда бар генерациялайтын ресурстарды оңтайлы пайдаланудың нәтижесінде электр энергиясы нарықтарының тиімділігін арттыру;

төтенше жағдайларда резервтерді бірлесіп пайдалану және қолдау есебінен энергия жүйелерінің сенімділігін арттыру;

өндіріс ауқымының оң әсері есебінен инвестициялық тартымдылықты арттыру;

бастапқы энергетикалық ресурстарды пайдалануды оңтайландыру оны интеграциялауға ынталандыру болып табылады.

Соңғы жылдары энергия жүйелерін интеграциялаудың маңызды фактісі ЖЭК негізінде тұрақсыз генерацияның үнемі өсіп келе жатқан көлемдерін энергия жүйелеріне интеграциялау үшін жағдайларды жақсартатын теңгерімдеуші ресурстарды біріктіру болып отыр, бұл теңгерімдеуші қуаттың жеткіліксіз өсуі аясында ЖЭК-тің динамикалық өсуі жағдайында Қазақстан үшін де өзекті болып табылады.

Нарық моделіне және ондағы сауда қағидаларына байланысты өңірлік электр энергиясы нарықтары ерекшеленуі мүмкін екендігі шетелдік тәжірибеден белгілі.

Қазіргі уақытта Еуразиялық экономикалық одаққа (бұдан әрі – ЕАЭО) мүше мемлекеттерде электр энергиясы нарықтарының жұмыс істеу модельдерінде елеулі айырмашылықтар бар:

Армения Республикасында (бұдан әрі – Армения) – міндетті пул, онда бір жағынан, сыртқы сауда мәмілелерінен басқа, барлық функционалдық деңгейлерде реттелетін тарифтері бар электр энергиясын дербес өндірушілер мен импорттаушылар, ал екінші жағынан – бірыңғай тарату компаниясы әрекет етеді;

Беларусь Республикасында (бұдан әрі – Беларусь) – тігінен интеграцияланған монополия;

Қырғызстанда электр энергиясын өндіруді, беруді және бөлуді бөле отырып, екі жақты шарттарға негізделген және бір өндірушінің үстемдігі бар модель жұмыс істейді;

Ресейде – қуат нарығымен түйіндік баға белгіленімі бар бәсекелестік нарықтың орталықтандырылған моделі.

Оңтүстік Корея, Қытай, Сингапур, Малайзия, Біріккен Араб Әмірліктері (бұдан әрі – БАӘ), Италия, Португалия, Солтүстік Ирландия, Өзбекстан және тағы басқалары электр энергиясы нарығын қалыптастыру кезінде Бірыңғай сатып алушысы бар электр энергиясы нарығы моделін сәтті іске асырды, оны Қазақстанда да қолдануға болады.

Осы елдердің кейбірінде электр энергиясы генерациясының өсу қарқыны ел экономикасының тұтынуынан асып түскен кезде электр энергиясының бәсекелес нарығына одан әрі өту мүмкін болды.

Бұл ретте мемлекеттік реттеу ең аз елдерде бүгінгі таңда электр энергиясының бағалары Қазақстандағы бағаларға қарағанда он есе қымбат.

Финляндияда, Данияда және Қытайда жылумен жабдықтаудың үстем нысаны – орталықтандырылған жылумен жабдықтау жүйелері; АҚШ пен Канадада – жылумен жабдықтаудың жеке көздері болып табылады. Көрсетілген елдердің тәжірибесі орталықтандырылған жылумен жабдықтау жүйелері бар елдерде қолданылатын реттеу тетіктерін пайдалану негізінде жылу энергиясы нарығын ұйымдастыру нысанын таңдау және жылу энергиясы нарығының "нысаналы" моделін іздеу үшін қажет.

Өзбекстан ауқымды инвестициялар ағымын тартуға және жылумен жабдықтау жүйелеріне тиімді бақылауды қамтамасыз етуге мүмкіндік беретін концессиялық шарттарды қолданады.

Украина жылу шаруашылығының энергия тиімділігін арттыруға арналған тетікті – ЭСК қолданады және қол жеткізілген үнемдеу есебінен қаражаттың қайтарылуын қамтамасыз етеді.

Қазақстан үшін энергия-сервистік келісімшарттар тетігі қолданылатын украиналық модель неғұрлым тартымды тәжірибе бола алады, бұл жылу энергетикасы субъектілерінің жұмыс сапасына өлшемшарттарды белгілей отырып, жылу электр орталықтарын жаңғыртуға және реконструкциялауға инвестиция салуға мүмкіндік береді.

Жаңартылатын энергетика саласындағы технологиялардың айтарлықтай арзандауына байланысты соңғы он жылда көптеген елдер мемлекеттік субсидиялау көлемін қысқарту және жаңартылатын энергетикадағы бағалар мен пайданы нарық пен бәсекелестік айкындайтын етіп жасау мақсатында қолдаудың нарықтық құралдарына сүйенуге ұмтылуда. Осылайша аукциондарға қатысушылардың ең бәсекеге қабілетті өтінімдері негізінде айқындалатын бағалар бойынша ЖЭК-тің белгіленген көлемін қамтамасыз ету мүмкідігіне қол жеткізіледі.

Қазіргі уақытта аукциондық сауда-саттықты өткізу тетігі әлемнің 60-тан астам елінде, соның ішінде Еуропа және Солтүстік Америка мен Азияның жетекші елдерінде жұмыс істейді.

3.2. Атом саласы

Атом өнеркәсібі

Дүниежүзілік ядролық қауымдастықтың деректеріне сәйкес әлемде 2022 жылы 20 елде шамамен 48,3 мың тонна уран өндірілді.

Табиғи уранның әлемдік нарығында Қазақстан уран өндіру және жеткізу бойынша көшбасшылық позицияны сақтап келеді.

Қазақстанмен қатар уран өндіру бойынша көшбасшы Аустралия, Намибия және Канада болып табылады.

Осы саладағы халықаралық тәжірибе Франция, Ресей сияқты және тағы басқа елдерде ЯОЦ (өндіру, конверсиялау, байыту, отын өндіру, радиоактивті қалдықтарды қайта өңдеу) табысты аяқталған кезеңдерінің бар екенін көрсетеді, бұл уран ресурстарын тиімді пайдалануға мүмкіндік береді.

Канада уран қорлары бойынша 3 әлемдік көшбасшының бірі, онда өндірілетін уранды қайта өңдеу және қосылған құн өнімдерін әлемдік нарықтарға жеткізу үшін аффинаждық өндіріс сәтті іске асырылды.

Сондықтан Канаданың аффинаждық өндіріс құру тәжірибесі Қазақстан үшін ең перспективалы даму бағыты болып табылады.

Атом энергетикасы

Атом энергетикасы негізгі әлемдік энергия көздерінің бірі болып табылады. Тұтастай алғанда, әлемде атом энергетикасын дамытудың оң тренді байқалады. Бұл үрдіс болжанып отырған әлемдік энергетикалық дағдарысқа және көміртегі бейтараптығына көшу жөніндегі жаһандық міндетке негізделген.

Атом энергиясы жөніндегі халықаралық агенттіктің (бұдан әрі – АЭХА) деректеріне сәйкес 2022 жылғы қаңтардағы жағдай бойынша әлемнің 32 елінде электр энергиясының жиынтық белгіленген қуаты 378,3 гигаватт 422 атом реакторы пайдаланылған және 19 елде 57 реактор салынуда.

Маңызды атом энергетикалық қуаттары бар елдер: АҚШ, Франция, Қытай, Жапония, Ресей және Оңтүстік Корея, әрбір елдің 25 гигаваттан астам белгіленген қуаты бар.

2022 жылғы жағдай бойынша Францияда электр энергиясын өндірудің шамамен 69 %-ы, Оңтүстік Кореяда – 28 %, Ресей мен АҚШ-та – шамамен 20 %-ы, Қытайда – 5 % және Жапонияда 7,2 % АЭС үлесіне тиесілі.

АЭХА мен Халықаралық энергетикалық агенттіктің оптимистік болжамына сәйкес атом генерациясының қуаты 2050 жылға қарай 792 гигаваттқа дейін екі еселеніп, жалпы әлемдік генерацияның шамамен 12 %-ын қамтамасыз етуі мүмкін.

АЭС салу үшін қауіпсіз технологияларды пайдаланудың әлемдік тәжірибесінде III+ буынды жеңіл су түріндегі реакторлар технологиялары басым. Жаңа буын реакторларының басты ерекшелігі белсенді және пассивті қауіпсіздік жүйесінің бірегей үйлесімі болып табылады, бұл станцияны сыртқы және ішкі әсерлерге барынша төзімді етеді.

Түркия, Бангладеш, БАӘ, Беларусь сияқты атом энергетикасындағы "жаңа" елдер өздерінің алғашқы АЭС-терін жоғарыда аталған жеңіл су түріндегі реактор технологиялары негізінде салуда.

Мәселен, 2012 жылдан бастап Беларусьтегі алғашқы АЭС құрылысы жиынтық қуаты 2400 мегаватт болатын ресейлік дизайндағы жеңіл су реакторлары (ВВЭР – 1200) базасында жүргізілуде.

Сонымен қатар БАӘ-де тұңғыш және жалғыз Барак АЭС құрылысы KHNP компаниясының жиынтық қуаты 5600 мегаватт болатын кореялық дизайндағы үшінші буын (APR – 1400) жеңіл су реакторлары негізінде жүргізілуде.

Түркия мен Бангладеште ВВЭР – 1200 типті реакторлары бар энергия блоктарын салуды және пайдалануға беруді қамтитын ресейлік жоба бойынша АЭС салынуда.

Қазақстан үшін III+ буынды жеңіл су түріндегі реакторлық технологияларды пайдаланатын елдердің тәжірибесі неғұрлым тартымды болып табылады.

3.3. Көмір өнеркәсібі

Әлемде көмір қоры аумағы бойынша кеңінен таралған. Бұл ретте негізгі әлемдік алынатын қорлар үш елде: АҚШ, Ресей, Қытайда шоғырланған. Көмірдің қалған қоры мына елдерге: Қазақстан, Үндістан, Аустралия, Оңтүстік Африка Республикасы, Украина және басқаларына тиесілі.

Соңғы онжылдықта әлемде электр энергетикасындағы отын құрылымында әртүрлі үрдістер қалыптасты.

Еуропада көмірді газбен алмастыру белсенді жүріп жатыр, ал Азия елдерінің энергетикалық саясаты еуропалықтан айтарлықтай ерекшеленеді. Мұнда қарама-қарсы үрдіс – көмір өндіру мен тұтынудың жаппай өсуі байқалады.

Қытай – көмір өндіру бойынша әлемде бірінші орында. Көмір өнеркәсібі елді индустрияландыруда маңызды рөл атқарады. Алайда бұл көмір өндіретін жетекші елдердегі осы саламен салыстырғанда тиімді емес.

Соңғы жылдары мұнай бағасының тұрақты өсуіне, оның қорларының қысқаруына, жаңа кен орындарын барлауға жұмсалатын жоғары шығындарға байланысты әлемнің көптеген елдерінде көмірді терең өңдеу процестерінің жекелеген сатыларының көрсеткіштерін жетілдіру және жақсарту жөніндегі жұмыстар қарқынды жүргізілуде.

Қазақстан үшін мемлекеттік қолдау шаралары есебінен көмірді терең өңдеу технологиялары дамыған елдердің (Қытай, АҚШ, Үндістан) тәжірибесі аса қызықты. Сондықтан мұндай технологияларға мемлекеттік қолдау көрсету бөлігінде ұлттық заңнаманы жетілдіру қажет.

3.4. Мұнай өнеркәсібі

Мұнай өндіру

Соңғы 10 жылдағы технологиялық дамудың жеделдеуі ойын қағидаларын өзгертіп, әлемдік энергетикалық нарықтағы бәсекелестікті арттырды, сондықтан барлық жетекші мұнай өндіруші елдер нарықтағы үлесін сақтау және инвестицияларды ынталандыру үшін салық жүктемесін төмендете бастады:

АҚШ – корпоративтік табыс салығының мөлшерлемесі 35 %-дан 21 %-ға дейін төмендеді;

Канада (Альберта) – макроортаның өзгеруін және бұрғылаудың технологиялық күрделілігін ескеретін роялтидің жаңа жүйесі енгізілді;

Ұлыбритания – пайдаға салынатын салық мөлшерлемесі 62 %-дан 40 %-ға дейін төмендеді (ескі кен орындары үшін 81 %);

Сауд Арабиясы – мұнай саласы үшін пайдаға салынатын салық мөлшерлемесі 85 %-дың орнына 50 % деңгейінде белгіленді;

Қытай – рента салығын шектеу нүктесі 1 баррель үшін 55 АҚШ долларынан 65 АҚШ долларына дейін көтерілді.

Арнайы жеңілдіктерден басқа, мысалы, дебиті аз ұңғымалар үшін, АҚШ-та бұрғылауға арналған материалдық емес шығындарды жедел шегеру (intangible drilling costs, IDC) бар. Ұлыбританияда да бір жылда күрделі салымдар есептен шығарылады. Канададағы амортизация деңгейі 30 %, яғни есептен шығару 3 жылдан аз уақыт ішінде жүреді.

Ресейде жетілген кен орындарын фискалдық қолдау шаралары ретінде пайдалы қазбаларды өндіруге салынатын салықты төмендету коэффициенті, сондай-ақ балама салық режиміне көшу қолданылады.

Барлық осы тетіктердің мәні біреу ғана – көмірсутектерді өндіруге қайта инвестициялау үшін ақшалай қаражатты жедел қайтару.

Нәтижесінде, саладағы экономикалық белсенділік артып келеді, бұл салық түсімдерінің деңгейіне ғана емес, сонымен қатар аралас салалардың дамуына, елдегі ЖІӨ-нің оң серпініне де әсер етеді.

Сондықтан Қазақстан үшін өндіруші салаға қолдау шараларын көрсететін елдердің тәжірибесін ескеру маңызды.

Мұнай өңдеу, мұнай өнімдерін өндіру және тұтыну

Шет елдерде жанар-жағармай материалдарына (бұдан әрі – ЖЖМ) бағаны белгілеуді тікелей реттеу жүзеге асырылмайды және тек нарықтық жағдайларда қалыптастырылады.

Бұл ретте Ресейде мұнай компаниялары үшін демпферлік тетік құрылды: егер бензин мен дизель отынының экспорттық бағасы ішкі нарыққа қарағанда жоғары болса, онда мемлекет компанияларға осы айырманың бір бөлігін өтейді; егер ішкі бағалар экспорттағыдан жоғары болса, онда компаниялар ішкі нарықта сатудан түскен үстеме пайданың бір бөлігін мемлекеттік бюджетке енгізеді.

Әлемдегі ең үлкен мұнай қоры бар ел – Венесуэла, онда 15 жылдан астам уақыт бойы үкімет мұнай өнімдерінің бағасын мемлекеттік реттеуді қолдады. Global Petrol Prices деректері бойынша Венесуэладағы бензин мен дизель отынының құны ең төмен болып табылады – бір литр үшін 0,022 АҚШ доллары. Бұл мемлекеттік нарықта ЖЖМ тапшылығына және жеке нарықтағы ұсынысқа, сондай-ақ ЖЖМ-ға бағасы неғұрлым жоғары көрші елдерге әкетілуіне әкеп соқты.

Нәтижесінде Венесуэла ЖЖМ-ға нарықтық баға белгілеуге біртіндеп көше бастады, бұл мұнай өндіруші және мұнай өңдеуші кәсіпорындарды жаңғырту үшін қаражат тартуға мүмкіндік береді.

Венесуэланың тәжірибесі Қазақстандағы қазіргі жағдайға ұқсас және ЖЖМ ішкі нарығын қолмен реттеуден туындайтын теріс тәуекелдерді көрсетіп отыр.

Халықаралық практикада МӨЗ-дің операциялық тиімділігі мен технологиялық схемасын жарақтандыру көрсеткіштері ретінде конверсия дәрежесі немесе коэффициенті (мұнай өңдеу тереңдігі), мұнайдың ашық түсті фракцияларының шығуы және Нельсон индексі пайдаланылады.

2021 жылдың қорытындысы бойынша мұнай өңдеу тереңдігі және тиісінше ашық түсті фракцияларды шығару: Қазақстанда – 82 – 85 % (Шымкент МӨЗ-і – 90 % дейін), Ресейде – 75 %, Еуропада – 85 %, АҚШ-та – 95 – 96 % құрайды. АҚШ пен Еуропаның ең заманауи МӨЗ-дерінде Нельсон индексі 15-тен жоғары, қазақстандық МӨЗ-дерде – 8 – 13, бұл ретте шетелдік сарапшылардың ақпараты бойынша, нарық жағдайында Нельсон индексі 10-нан төмен емес МӨЗ-дерді аман алып қалуға болады.

Көрсетілген халықаралық практика мысалдарына сүйенсек, Қазақстанда мұнай өңдеудің коммерциялық аралас схемасына көшу есебінен алынған МӨЗ қаражаты қаржыландыру көзі болуы мүмкін.

3.5. Газ өнеркәсібі

Газ бастапқы энергия көздерінің арасында ең таза түрі болғандықтан, уақыт өте келе ең маңызды орынды иеленіп келеді. Әлемдік сарапшылар қауымдастығы 2026 жылға қарай газ планетадағы "№ 1 отын" болады деп пайымдайды.

Таяу Шығыс елдерінде газ өндірудің өсуі байқалады. BP Statistical Review of World Energy 2021 деректеріне сәйкес 2020 жылы әлемдік газ өндіруде Иранның үлесі 6,5 % (250,8 миллиард текше метр), Қатардың үлесі – 4,4 % (171,3 миллиард текше метр) құрады.

Соңғы 10 жылда (2009 жылдан бастап 2020 жылды қоса алғанда) Иранда табиғи газ өндіру 74,3 %-ға, Қатарда 39,2 %-ға өсті.

OPEC Annual Statistical Bulletin 2021 деректері бойынша Қазақстан табиғи газ өндіру бойынша әлемде 55 газ өндіруші елдің ішінде 25-орында.

BP Statistical Review of World Energy 2021 деректері бойынша табиғи газды тұтыну бойынша өңірлер арасындағы ең ірісі – Солтүстік Америка (27 %).

Еуропаға 14,2 %, Тәуелсіз Мемлекеттер Достастығы елдеріне – 14,1 % тиесілі. Елдер бөлінісінде ең ірі тұтынушы АҚШ болып табылады (табиғи газға әлемдік сұраныстың 21,8 %-ы). Айта кету керек, соңғы онжылдықта Қытайда газ тұтыну 2 еседен асты – 2011 жылғы 135,2 миллиард текше метрден 2020 жылы 308,4 миллиард текше метрге дейін өсті.

Дәстүрлі емес және баламалы газ көздерінен газ өндіруді дамыту мақсатында саланы дамытуды мемлекеттік ынталандыру қажет. Мысалы, мемлекеттік преференциялар, жеңілдіктер, гранттар мен субсидиялар түрінде жасалған заңнамалық және қаржылық жағдайлардың арқасында АҚШ, Ұлыбритания, Аустралия, Германия, Қытай және басқа елдерде барлау және өндіру жобалары сәтті жүзеге асырылуда.

Шет елдердегі газ саласының саясаты бөлігіндегі тәжірибесі өзінің өміршеңдігін көрсетеді. Бұл ретте осы елдерде баға белгілеуді реттеу жүзеге асырылмайды және тек нарықтық шарттарда қалыптастырылады. Реттеушілік шаралар тек аса қажет болған жағдайларда ғана қолданылады.

Бұл ретте Қазақстанда табиғи газдың бағасы әлемдегі төмен бағалардың бірі болып табылады. Мысалы, Қырғызстанда баға бір мың текше метр үшін 213 АҚШ долларын, Арменияда – 293 АҚШ долларын, Қытайда – 400 АҚШ долларын, ал Қазақстанда – 50 АҚШ долларын құрайды.

3.6. Мұнай-газ-химия өнеркәсібі

Мұнай-газ-химия өнімдерін өндіру бойынша көшбасшы елдер Солтүстік Шығыс Азия (жылына 303 миллион тонна), Солтүстік Америка (жылына 110 миллион тонна), Таяу Шығыс (жылына 87 миллион тонна) болып табылады.

Бұл ретте табиғи (көмірсутекті) ресурстарға бай Тәуелсіз Мемлекеттер Достастығы елдеріне (Ресей, Түрікменстан, Қазақстан) әлемдік мұнай-газ-химия өндірісіндегі бар болғаны 3,3 % (жылына 23 миллион тонна) тиесілі.

Осы елдерде шикізат бағасын төмендету, сондай-ақ саланы өндірістік объектілермен және инфрақұрылыммен қамтамасыз ету есебінен инвестициялық тартымдылыққа қол жеткізіледі.

Салықтарды төлеуден уақытша босату (өтелу кезеңіне), өндірісте экспортқа пайдаланылатын тауарлар импортын кедендік баждардан босату сияқты ортақ белгілері бар әлемдегі еркін экономикалық аймақтар, химиялық парктер мен кластерлер Қазақстан үшін үздік тәжірибе үлгісі болуы мүмкін.

Бүгінгі таңда АҚШ, ЕО, Қытай және Оңтүстік Шығыс Азия елдерінде инновациялық кластерлердің үздік тәжірибелері бар.

"Джуронг" мұнай-химия паркі ірі теңіз сауда жолындағы стратегиялық орналасуы, тиісті инфрақұрылымның болуы, саяси тұрақтылық, қолайлы салық режимі және қалыптасқан "сенімді әріптес" имиджі сияқты факторлардың арқасында шетелдік инвестициялар ағынының ірі орталығы болып табылады.

Бастапқы кезеңде инфрақұрылымды салу мемлекеттік бюджет есебінен қаржыландырылды.

3.7. Энергия үнемдеу және энергия тиімділігін арттыру

Климаты ұқсас елдермен жүргізілген салыстыру Қазақстан Республикасында ғимараттарды жылытуға жұмсалатын жылу энергиясының үлестік шығыны екі еседен астам жоғары екенін растады.

Мәселен, Канада мен Финляндияда бұл көрсеткіш тиісінше бір шаршы метр үшін 0,15 гигакалорияға және 0,14 гигакалорияға тең, ал Қазақстанның Солтүстік аймағында жылу энергиясының үлестік шығыны бір шаршы метрге 0,31 гигакалорияны құрайды.

Канада, Финляндия, Германия және басқа елдерде ғимараттар мен көлік секторы бойынша заңнамалық талаптар қабылданды, энергия тиімді іс-шараларды қолдау бағдарламалары жұмыс істейді.

Канадада климаттық аймақтар мен субөңірлер үшін арнайы стандарттар қолданылады, бұл облыстар мен аумақтарды федералды нормативтік модельге бейімдеуге мүмкіндік береді.

Канададағы шаралар:

1. Канаданың Федералдық үкіметі 2021 жылғы мамыр айында үй иелеріне өз үйлерінің энергия тиімділігін арттыруға көмектесу үшін 7 жыл мерзімге 2,6 миллиард АҚШ доллары сомасына "Greener Homes Grant" бағдарламасын іске қосты. Энергия тиімділігін жаңғырту үшін 5000 АҚШ доллары көлемінде 700000 грантқа дейін, сондай-ақ EnerGuide үйінің қуат тұтынуын бағалау үшін 600 АҚШ долларына дейін қолжетімді.

2. Үйді күрделі жөндеуге 5000-нан 40000 АҚШ долларына дейінгі сомаға 10 жыл өтеу мерзімімен пайызсыз кредит беру бағдарламасы іске қосылды.

3. "Leed Silver Standart" стандарты бойынша қалаларда ғимараттар құрылысына ұзақ мерзімді кредит беру енгізілді.

4. Үйлерді жылыту үшін тұрмыстық техника, үйді жөндеу үшін материалдарды сатып алу кезінде жеңілдіктер беру арқылы энергия тиімді жабдықты пайдалануды ынталандыру.

Германияда ғимараттарға түпкілікті энергияны тұтынудың 40 %-ы тиесілі.

Германияның Федералдық үкіметінің 2010 жылғы энергетикалық тұжырымдамасында мынадай мақсаттар қойылды:

ғимараттар секторында жылу тұтынуды 2020 жылға қарай 20 %-ға (2008 жылмен салыстырғанда) қысқарту;

ғимараттар секторында бастапқы энергия тұтынуды 2050 жылға қарай 80 %-ға (2008 жылмен салыстырғанда) қысқарту.

Германиядағы шаралар:

тұрғын үйлердің энергия тиімділігіне қойылатын заңнамалық талаптар (құрылыс нормалары мен қағидаларына сәйкес 2020 жылдан бастап Еуропадағы барлық жаңа ғимараттар жылына бір шаршы метрге 45 киловаттан кем энергия тұтынуы тиіс, 2018 жылдан бастап бұл талап барлық жаңа қоғамдық ғимараттарға қолданылады);

ғимараттар қорын жаңартуды, энергия тиімділігі жоғары ғимараттар салуды және ғимараттарда жаңартылатын энергия көздерін пайдалануды қолдау бағдарламалары (кредиттер мен гранттар);

ғимараттардың энергия тиімділігі паспорттары (2008 жылдың ортасынан бастап бұл талап 1966 жылға дейін салынған ғимараттарға қойылды, ал жарты жылдан кейін ол "жас" жылжымайтын мүлікке де қолданыла бастады).

Германияның көлік секторында түпкілікті энергияны тұтыну үлесі 2018 жылы шамамен 30 %-ды құрады.

Осы секторда түпкілікті энергияны тұтынуды (2008 жылмен салыстырғанда) 2020 жылы 10 %-ға және 2050 жылы 40 %-ға төмендету бойынша мақсат қойылған.

Ауыр жүк автомобильдерінің тұтынуын азайту үшін:

энергия үнемдейтін технологиялары бар ауыр салмақты көлік құралдарын сатып алу мақсатында автокөлік компанияларын қаржылық қолдау;

табиғи газбен, сұйытылған табиғи газбен немесе электр күш жетегімен жұмыс істейтін, жүктерді автокөлікпен тасымалдауға арналған және көлік құралының толық массасы кемінде 7,5 тонна болатын жүк машиналары мен жартылай тіркеме-тартқыштарды сатып алуға жәрдемдесу;

энергия тиімді жүк көлік құралдарын енгізуге жәрдемдесу бағдарламалары енгізілді.

Автомобиль қозғалысын азайту мақсатында қаладағы велосипед қозғалысына тиімді жәрдемдесу жөніндегі шаралар қабылданды.

Германияның Федералды үкіметі федералды жерлердің федералды қаражат бөлуі үшін оларға жыл сайын 25 миллион еуро жібереді.

Финляндия ғимараттардың энергия ресурстарын басқарудың автоматтандырылған жүйелерін енгізу бойынша белсенді жұмыс жүргізуде. Қазіргі уақытта Финляндия астанасындағы 1700-ден астам ғимарат энергияны тұтыну және зияткерлік ғимараттарды басқару жүйесіне қосылған.

Климаттық жағдайлары ұқсас елдердің (Финляндия) тәжірибесі бойынша жасанды интеллектке негізделген жылытуды оңтайландыру (ғимаратты жылытуды болжау және реттеу) жөніндегі тәжірибе Қазақстан үшін барынша тартымды болуы мүмкін. Шешімдер қарапайым термостаттарды интернет арқылы бұлтты сервиске қосылған Wi-Fi аналогтарымен ауыстыру арқылы іске асырылады.

4-бөлім. Қазақстан Республикасының отын-энергетикалық кешенін дамытудың 2023 – 2029 жылдарға арналған пайымы

4.1. Электр энергетикасы саласы

Электр энергетикасы саласын дамыту Париж келісімі шеңберінде парниктік газдар шығарындыларын азайту жөніндегі елдің міндеттемелерін орындау қажеттігін ескере отырып жүзеге асырылатын болады.

Қазақстан Республикасының электр энергетикасын дамытудың негізгі императивтері электр энергиясы мен жылу көздерін, электр энергиясы және қуатының орталықтандырылған сауда-саттығын, энергияны жинақтау және сақтау технологияларын дамыту, зияткерлік энергия жүйесінің элементтерін енгізу болып табылады.

Электр энергетикасы секторының тартымдылығын жақсарту энергетикалық кәсіпорындарға қосымша инвестициялар тартуға мүмкіндік береді.

2029 жылы ҚР БЭЖ-де максималды электр жүктемесі болжамды тұтыну 22,9 гигаватты құрайтын болады. 2029 жылы 146 миллиард киловатт-сағат көлемінде электр энергиясын өндіру электр энергиясына деген болжамды қажеттілікті жабуды қамтамасыз етеді.

2029 жылы жаңа қуаттарды іске қосу есебінен энергия көздерінің қолда бар қуаты 27,7 гигаватты құрайтын болады.

Электр желілерінің тозуы 2029 жылға қарай 47 %-ға дейін төмендейді, "ақылды" электр желілері мен электр энергиясын сақтау жүйелерін енгізе отырып, электр энергетикалық желілерді басқару сапасы артады.

Республика бойынша электр энергиясын өндірудің жалпы көлеміндегі ЖЭК өндіру үлесі 2029 жылы 12,5 %-ға дейін ұлғаятын болады. Жинақтау жүйелері мен маневрлік қуаттарды дамыту арқылы ЖЭК-тің өсіп келе жатқан қуаттарының елдің энергия жүйесіне теріс әсері азаяды.

Бірыңғай сатып алушы тұжырымдамасы шеңберінде міндеттерді ұтымды шешу қорытындысы бойынша электр энергиясын бірыңғай сатып алушы тетігін алып тастай отырып, электр энергиясы нарығын одан әрі ырықтандыру мәселесі қаралатын болады.

Жылу энергетикасы секторында әлеуметтік аспектіні ескере отырып, инвестицияларды тартуды ынталандыратын және оларды қайтару кепілдігін қамтамасыз ететін реттеудің гибридті моделі іске асырылады.

Елдің электр, жылу энергетикалық кешенінің қауіпсіз және тұрақты дамуы ұзақ мерзімді жоспарлау және теңгерімді даму қағидаттарына негізделген.

Электр энергетикасы саласы ел экономикасын дамытуда маңызды рөл атқарады. Электр энергетикасының тиімді жұмыс істеуі үшін қазіргі мәселелерді шешуге кеңейтілген тәсіл қажет. Осылайша электр энергетикасы саласын дамыту Қазақстан Республикасының Электр энергетикасы саласын дамытудың 2023-2029 жылдарға арналған тұжырымдамасында көзделген.

Еуразиялық экономикалық одақтың ортақ электр энергетикалық нарығын қалыптастыру

Еуразиялық экономикалық одақ туралы шартта тұжырымдама мен бағдарламаны бекіту, сондай-ақ ЕАЭО ортақ электр энергетикалық нарығын (бұдан әрі – ЕАЭО ОЭН) қалыптастыру туралы халықаралық шарт жасасу арқылы ЕАЭО ОЭН-ді кезең-кезеңімен қалыптастыру көзделген.

Мүше мемлекеттердің ішкі тұтынушыларын электр энергиясымен басым қамтамасыз етуді ескере отырып, ЕАЭО-ға мүше мемлекеттер қатар жұмыс істейтін электр энергетикалық жүйелердің негізінде ЕАЭО ОЭН-ді кезең-кезеңімен қалыптастыру бойынша жұмысты жүзеге асырады.

Тұжырымдама мен бағдарлама (Жоғары Еуразиялық экономикалық кеңестің (бұдан әрі – ЖЕЭК) тиісінше 2015 жылғы 8 мамырдағы № 12 және 2016 жылғы 26 желтоқсандағы № 20 шешімдерімен бекітілген) ЕАЭО-ға мүше мемлекеттердің ішкі көтерме электр энергетикалық нарықтары субъектілері арасындағы қатынастар жүйесін қалыптастырудың тұжырымдамалық іргетасын айқындау арқылы ЕАЭО-ға мүше мемлекеттердің ОЭН-ін қалыптастыру негіздерін қалайды.

Осы жұмыстың негізгі міндеті электр энергиясын өндірушілер мен тұтынушылардың, сондай-ақ ЕАЭО ОЭН-нің басқа да субъектілерінің экономикалық мүдделерінің теңгерімін сақтау болып табылады.

ЕАЭО ОЭН-і мүше мемлекеттер арасында жүзеге асырылатын үш қосалқы нарықтан тұрады деп жоспарлануда:

екіжақты еркін шарттар бойынша өзара сауда;

шұғыл келісімшарттар бойынша электр энергиясының орталықтандырылған саудасы;

бір тәулік бұрын электр энергиясының орталықтандырылған саудасы.

Қазіргі уақытта ЕАЭО-ға мүше мемлекеттердің ұлттық электр энергетикалық нарықтары субъектілерінің ОЭН-ге қатысуға дайындығын қамтамасыз ету, сондай-ақ оның тиімді жұмыс істеуі үшін жағдайлар жасау мақсатында ортақ электр энергетикалық нарықтың жұмыс істеу қағидаларын әзірлеу жалғасуда.

Электр энергетикалық салаға цифрлық технологияларды енгізу

Электр энергетикасын цифрлық трансформациялау және зияткерлік энергия жүйесін құру генераторлар мен тұтынушылардың барлық түрлері үшін тиімді, қауіпсіз және сенімді жүйені қамтамасыз етеді.

Энергетиканың осы цифрлық трансформациясы салалық цифрлық орта арқылы іске асырылатын болады, бұл:

адами факторды болдырмау мақсатында жабдықтар деңгейінен әкімшілік деректерді автоматтандырылған жинауды және өңдеуді ұйымдастыру;

деректерді беру, сақтау, қорғау және өңдеу инфрақұрылымын құруды;

өзара іс-қимыл және басқару модельдерін өзгертуді;

энергиямен жабдықтау сенімділігін басқару және мониторинг жүйесін құруды;

тұтынушылар үшін клиенттік сервистерді дамытуды қамтамасыз етеді.

Цифрландыру деректермен алмасуға арналған интеграциялық процестерге, демек верификацияға және ақпарат ұсынатын адамдар тобының жүктемесін төмендетуге әсер етеді.

4.2. Атом саласы

Атом өнеркәсібі реакторға дейінгі ЯОЦ-ның жаңа сегменттерінде (қосылған құн тізбегінің келесі құрамдас бөлігі) қатысуын кеңейтеді.

Одан әрі халықаралық ынтымақтастық шеңберінде өткізу арналары кеңейтіліп, әріптестер мен клиенттер саны артады.

Елдің энергетикалық теңгерімінде экономиканың өсіп келе жатқан қажеттіліктерін қамтамасыз ету және елдің энергетикалық қауіпсіздігі мәселелерін шешу үшін АЭС салу бойынша тұжырымдамалық тәсілдер негізделді.

Атом энергетикасы жоғары білікті кадрлармен қамтамасыз етілетін болады.

Атом өнеркәсібіне цифрлық технологияларды енгізу

Атом өнеркәсібін одан әрі табысты дамыту цифрлық технологияларды қолдануға және уран өндіруші кәсіпорындардың өндірістік бизнес-процестерін автоматтандыруға негізделетін болады.

Мәселен, 2019 жылдан бастап өндірістік процестерді толық автоматтандыруға және оңтайландыруға бағытталған "Қазатомөнеркәсіп" ұлттық атом компаниясы" акционерлік қоғамын цифрландырудың 2028 жылға дейінгі стратегиясы іске асырылуда. Осы Стратегияның негізгі мақсаты негізгі бизнесті сыртқы орта факторларына бейімдеу жеделдігін арттыру және цифрлық технологияларды қолдану арқылы икемділікті қамтамасыз ету болып табылады.

Цифрландырылған технологиялық шешімдерді қолдану жаңа уран кен орындарын игеруді бастау және тұтастай атом өнеркәсібі мен энергетикасын дамытудың шарты болады.

4.3. Көмір өнеркәсібі

Көмір өнеркәсібінде Париж келісімінің мақсаты мен оның шеңберіндегі міндеттемелерді ескере отырып, парниктік газдарды барынша азайту технологияларын, оның ішінде көмірді терең өңдеу (көмір-химия, байыту) технологияларын пайдалану және көмір генерациясында экологиялық таза технологияларды пайдалану ұлғаяды.

Жалпы электр энергетикалық құрылымдағы көмір өндірісінің үлесі біртіндеп төмендейтін болады.

Көмір саласы көмір компанияларын дамытудың жаңа стратегиясында жаңа бағытқа – көмір-химияға біртіндеп көшу арқылы одан әрі дамитын болады.

Көмірді бастапқы көтерме саудада өткізу нарығының монополиясы мен шоғырлануы төмендейді және жылу және электр энергиясын өндіру үшін көмір бағасы тұрақтандырылады.

Көмір өнеркәсібіне цифрлық технологияларды енгізу

Көмір компанияларында орындалатын жұмыстардың басым бөлігі автоматтандырылған. Разрездегі негізгі технологиялық операциялар роторлы және гидравликалық экскаваторлардың, механикалық күректердің, ауыр салмақты автосамосвалдардың, уатқыш қондырғылардың, бұрғылау станоктарының көмегімен жүзеге асырылады.

Жекелеген кәсіпорындарда диспетчерлендірудің автоматтандырылған жүйелері қолданылады, олар разрезде "автосамосвал – жүргізуші – диспетчерлік пост – жүргізуші" бірыңғай ақпараттық кеңістігін қалыптастыруға мүмкіндік береді.

Сонымен қатар "Цифрлық кеніш" ақпараттық жүйесін енгізу жүргізілуде, бұл тау-кен техникасының ұтымды жүктелуін және қатты отын өндірудің тиімділігін қамтамасыз ете отырып, барлық жұмыс процестерін қадағалауға мүмкіндік береді.

Орта және шағын өндіруші компаниялар бюджеттік шектеулерге байланысты цифрландыруға назар аудармайды. Нәтижесінде, тек қосалқы қызмет цифрлық технологиялар мен АТ назарында болады.

Барлық жаңа бастамалар мен іс-шаралар бюджеттен тыс қаражат есебінен іске асырылатын болады.

4.4. Мұнай өнеркәсібі

Мұнай өндіру

Мұнай-газ саласында Теңіз, Қашаған және Қарашығанақ кен орындарында кеңейту жобаларын іске асыру 2029 жылға қарай мұнай өндіру көлемін біртіндеп 97 миллион тоннаға дейін ұлғайтады.

Қазақстан шетелдік әріптестермен бірлесіп ел экономикасы үшін ірі жобалардың тиімділігін арттыруды жалғастырады.

Тартымды реттеушілік және фискалдық преференциялар теңіздегі және құрлықтағы жаңа күрделі жобаларды игеруді ынталандырады.

Жетілген кен орындары жаңа ынталандырушы салық режиміне көшеді.

Мұнай тасымалдау

Теңіз және Қашаған кен орындарында мұнай өндірудің алдағы ұлғаюына байланысты көмірсутектер экспорты 2029 жылы 76 миллион тоннаға дейін ұлғаяды.

Мұнайды тасымалдаудың негізгі экспорттық бағыты – КҚК-да мұнайдың ұлғайған көлемін айдау үшін кеңейту жобалары іске асырылуда.

Қосымша экспорттық маршруттар өздерінің техникалық мүмкіндіктерін кеңейтеді, бұл олардың одан әрі дамуына ықпал етеді.

Мұнай өңдеу, мұнай өнімдерін өндіру және тұтыну

Мұнай өңдеуде жұмыс істеп тұрған МӨЗ жұмысының тиімділігіне, олардың қызметінің ашықтығына және цифрлық шешімдерді қолдануға қол жеткізілетін болады.

Қайта өңдеу қуаты артып, мұнай өнімдерін, оның ішінде битумды сақтау бойынша қосымша резервтер құрылатын болады.

Мұнай өнімдерінің бағасы бағаның негізсіз өсуін тежеу құралдарын пайдалана отырып, нарықтық тетік (оның ішінде биржалық сауда) арқылы қалыптастырылатын болады.

Еуразиялық экономикалық одақтың мұнай және мұнай өнімдерінің ортақ нарықтарын қалыптастыру

ЕАЭО туралы Шартқа сәйкес ЕАЭО-ға мүше мемлекеттер мұнай мен мұнай өнімдерінің ортақ нарықтарын (бұдан әрі – ЕАЭО МжМӨОН) кезең-кезеңімен қалыптастыруды жүзеге асыруда.

Мұнай мен мұнай өнімдерінің ортақ нарықтарын қалыптастыру туралы халықаралық шарт мүше мемлекеттердің ішкі тұтынушыларын, оның ішінде:

мұнай және мұнай өнімдерін тасымалдау жүйелеріне қол жеткізудің бірыңғай қағидаларында;

ЕАЭО мұнай және мұнай өнімдерінің ортақ нарықтарында мұнай және мұнай өнімдері саудасының қағидаларында;

мұнай және мұнай өнімдерімен биржалық сауда-саттықты өткізу қағидаларында қамтамасыз етудің басымдық қағидатына негіз салады.

Мүше мемлекеттердің экономикалық және ұлттық мүдделерінің теңгерімін және олардың ұлттық заңнамасын сақтау көзделген.

Ортақ нарықтарды қалыптастыру техникалық мүмкіндіктер шегінде мүше мемлекеттердің аумақтарында мұнай мен мұнай өнімдерін тасымалдауды ұзақ мерзімді кепілді жүзеге асыруды қамтамасыз етеді.

Мұнай өнеркәсібіне цифрлық технологияларды енгізу

Мұнайды дайындау, өңдеу және тасымалдау кезеңдері шикі мұнай мен газ конденсатын есепке алудың ақпараттық жүйесімен (бұдан әрі – МЕААЖ) цифрландырылған. 2025 жылға қарай ел бойынша мұнай айналымын есепке алу 100 %-ға жетеді.

Мұнай өнімдерінің айналымы саласында мұнай базаларын қоса отырып, мұнай өнімдерінің жекелеген түрлерін есепке алу жүйесі (бұдан әрі – МӨЕАЖ) жұмыс істейді. 2026 жылға қарай МӨЕАЖ-ге 55 мұнай базасы қосылатын болады (мұнай өнімдері айналымының 70 %-ы).

2026 жылға қарай мұнай өнімдерін түпкілікті пайдаланушыға дейін жеткізудің бүкіл тізбегінің мониторингі қамтамасыз етілетін болады, ол үшін екі жүйе: МЕААЖ және МӨЕАЖ бірыңғай базаға интеграцияланып, МӨЗ-ге мұнай және ішкі нарыққа мұнай өнімдерін жеткізу жоспарлары автоматтандырылатын болады.

Ағындарды реттеудің ашықтығын автожанармай құю станциясында (бұдан әрі – АЖҚС) мұнай өнімдерін жіберудің тәуліктік лимиттерін бақылаудың цифрлық жүйесі және ауыл шаруашылығы тауарын өндірушілер үшін отынды жеткізу және бөлу жөніндегі цифрлық дерекқор қамтамасыз етеді.

Жер қойнауын пайдалану саласында жер қойнауын пайдалану құқығын беру процестері автоматтандырылған.

4.5. Газ өнеркәсібі

Энергетикалық қауіпсіздікті қамтамасыз ету және газ саласын тұрақты дамыту мақсатында газдың ресурстық базасын ұлғайту қажет, бұған жер қойнауын пайдаланушыларға газды сатып алудың рентабельді бағаларын және газ өндіру кен орындарын игеру үшін фискалдық перференцияларды беру арқылы қол жеткізуге болады.

Газға баға белгілеуді реформалау нәтижесінде Рожков, Батыс Прорва, Қаламқас кен орындарын пайдалануға беру есебінен газдың ресурстық базасын ұлғайту күтілуде. Сондай-ақ Аққұдық, Самтыр, Шоттыкөл, Темір және Жалибек учаскелерінің жер қойнауын геологиялық зерттеу жұмыстары басталады.

2029 жылға қарай тауарлық газ өндірісі жылына 30 миллиард текше метрге дейін өседі.

Ішкі нарықта газ жеткізілімдерінің залалсыздығына кезең-кезеңімен қол жеткізу жаңа инвестициялық, оның ішінде мұнай-газ-химия жобаларын қоса алғанда, ішкі нарықты тауарлық газбен толық қамтамасыз етуге мүмкіндік береді.

Газ инфрақұрылымының тозуын 75 %-дан 25 %-ға дейін қысқарту ел тұтынушыларын үздіксіз және қауіпсіз газбен қамтамасыз етуге мүмкіндік береді.

Газдандырудың өсуімен азаматтардың өмір сүру жайлылығы және ауаның экологиялық жағдайы жақсарады, кәсіпкерліктің дамуы ынталандырылады. 2029 жылға қарай елді газдандыру деңгейі 63,4 % құрайды.

Сұйытылған газға баға белгілеу де кезең-кезеңімен нарықтық тетіктерге ауысады. Сұйытылған газды газ моторлы отын ретінде пайдаланатын өнеркәсіптік тұтынушылар мен тұрғындар үшін бағалардың жекелеген санаттарын енгізу жоспарлануда.

Сондай-ақ мотор отыны ретінде елдің коммуналдық автопаркі мен транзиттік ағындарды қамтамасыз етуге бағытталған сығылған газ (метан) нарығы дамитын болады.

Тұтастай алғанда газ саласы үшін халықтың әлеуметтік осал топтары үшін бағаны ұстап тұру және нарықтық жағдайда газ үшін төлеуге қабілетті тұтынушылар үшін кезең-кезеңімен ұлғайту арқылы газ бағасын реформалау қажет.

Еуразиялық экономикалық одақтың ортақ газ нарығын қалыптастыру

ЕАЭО ортақ газ нарығын (бұдан әрі – ЕАЭО ОГН) қалыптастырудың негізгі мақсаттары:

мүше мемлекеттердің энергетикалық қауіпсіздігін арттыру;

мүше мемлекеттердің аумақтарында газ тұтынушыларды газбен жабдықтаудың сенімділігін, қолжетімділігін және сапасын арттыру;

мүше мемлекеттердің аумақтарында орналасқан газ тасымалдау жүйелерін пайдаланудың экономикалық тиімділігін арттыру.

ЕАЭО-ға мүше мемлекеттердің ЕАЭО ОГН кезең-кезеңімен қалыптастыруды, ЕАЭО ОГН қалыптастыру туралы халықаралық шарт жасасуды және оның күшіне енуін 2025 жылғы 1 қаңтардан кешіктірмей жүзеге асыратын болады.

ЕАЭО ОГН кезең-кезеңімен қалыптастыру: бірінші кезекте мүше мемлекеттердің газға деген ішкі қажеттіліктерін қамтамасыз ету; мүше мемлекеттердің газ нарықтарының жұмыс істеу және даму ерекшеліктері; мүше мемлекеттердің ұлттық заңнамалары; халықаралық шарттарда айқындалатын мүше мемлекеттердің міндеттемелері; ортақ газ нарықтарын қалыптастырудың халықаралық тәжірибесі базалық қағидаттарын ескере отырып жүзеге асырылады.

ЕАЭО ОГН қатысушылары арасында газбен өзара сауданы қамтамасыз ету ЕАЭО ОГН қатысушылары арасында газ тасымалдау жүйелерінің бос қуаттарын кемсітусіз және ашық бөлу қажеттігін атап көрсетеді.

Ұлттық мүдделерді есепке алу мақсатында экономикалық және энергетикалық қауіпсіздікке қатер төнген жағдайда, мүше мемлекеттің ішкі газ нарығында реттеу шараларын қолдану мүмкіндігімен ЕАЭО ОГН мен мүше мемлекеттердің ішкі нарықтарын сегменттеу бекітілді.

Мүше мемлекеттің ішкі нарығы мүше мемлекеттің заңнамасы негізінде әрекет ететін газды тасымалдау және жеткізу саласындағы мүше мемлекеттің аумағындағы шаруашылық жүргізуші субъектілердің сауда-экономикалық қатынастарының жиынтығымен сипатталады.

Газ өнеркәсібіне цифрлық технологияларды енгізу

Ақпарат жинаудың және газды есепке алудың автоматтандырылған жүйесін диспетчерлеу жүйесін қамту кеңейтіледі.

2025 жылы барлық газ кен орындары МЕААЖ жүйесінде жұмыс істей бастайды.

Техникалық шарттарды электрондық беруге көшу және бірыңғай электрондық алаңда газға қосылу жөніндегі қызметтердің барлық тізбегін көрсетуге 2024 жылға қарай қол жеткізу көзделеді.

Сондай-ақ 2025 жылға қарай барлық газ тұтынушыларын тұтыну көлемі бойынша деректерді автоматты түрде беру және газ ұрлау мүмкіндігін болдырмау үшін газды есепке алудың электрондық аспаптарына кезең-кезеңімен ауыстыру жоспарлануда.

Талдамалық геоақпараттық жүйе елдің газ тасымалдау жүйесінің негізгі объектілерінің жұмысын есепке алуды қамтамасыз етеді.

СМГ нарығының цифрлық форматқа біртіндеп көшуі СМГ айналымының ашықтығын қамтамасыз етеді.

4.6. Мұнай-газ-химия өнеркәсібі

Мұнай-газ-химия өнімдерінің қажетті фракцияларын алу үшін газды қайта өңдеу көлемін ұлғайту.

Одан әрі қайта бөлу кәсіпорындарын дамыту арқылы ішкі нарықта базалық мұнай-газ-химия өнімдеріне деген сұранысты арттыру.

Ел экономикасына барынша әсер ететін "зәкірлік" мұнай-газ-химия жобаларын іске асыру.

Мұнай-газ-химия өнімдерін өндіру көлемінің өсімі 2022 жылмен салыстырғанда 6,6 есеге ұлғаяды және 2029 жылға қарай 1,8 миллион тоннаны құрайды.

Мұнай-газ-химия өнеркәсібіне цифрлық технологияларды енгізу

Мұнай-газ-химия өндірістері жоғары технологиялық болып табылады және бүкіл әлем бойынша технология лицензиарларының саны шектеулі.

Іске асырылып жатқан мұнай-газ-химия жобаларында жетекші әлемдік көшбасшылардың технологиялары, оның ішінде цифрлық технологиялар қолданылады.

4.7. Энергия үнемдеу және энергия тиімділігін арттыру

Энергия үнемдеу және энергия тиімділігін арттыру саласында көлік және тұрғын үй секторларын жаңарту үшін энергия тиімділігі сыныптары, жаңа ғимараттардың энергия тиімділігі жөніндегі талаптарға сәйкестігін жобадан кейінгі талдау, энергия үнемдейтін өмір салтын танымал ету сияқты ынталандыру тетіктері енгізілді.

Өнеркәсіптік, технологиялық процестердің және кәсіпорындардың тыныс-тіршілігінің энергия тиімділігін арттыру жөніндегі шараларды ынталандыру үшін қаржы тетіктері құрылды.

Энергия тиімділігі көрсеткіштеріне қол жеткізуді бағалау үшін Мемлекеттік энергетикалық тізілім іске қосылды.

Энергия үнемдеуге және энергия тиімділігін арттыруға цифрлық технологияларды енгізу

Энергия үнемдеу технологиялары – энергетикалық саясатты дамыту құралдары. Елімізде сыртқы бақылау (ақылды қала), көшені жарықтандыру, автоматтандырылған жылыту пункттері және тағы басқа жүйелер дамуда.

Автоматтандырылған және цифрлық технологиялар Қазақстанның энергия тиімділігі картасының жобасында бар және соған сәйкес іске асырылады.

5-бөлім. Дамытудың негізгі қағидаттары мен тәсілдері

5.1. Электр энергетикасы саласы

Негізгі қағидаттары:

энергия тұтынушыларының сұранысын барынша қанағаттандыру және электр және жылу энергиясы нарығына қатысушылардың құқықтарын қорғау;

Қазақстан Республикасы электр энергетикалық кешенінің қауіпсіз, сенімді және тұрақты жұмыс істеуін қамтамасыз ету;

Қазақстан Республикасының электр энергетикалық кешенін елдің шаруашылық-экономикалық және әлеуметтік кешендерінің тыныс-тіршілігін қамтамасыз етудің аса маңызды жүйесі ретінде басқарудың біртұтастығы;

саланың салмақты және ұзақ мерзімді даму стратегиясын әзірлеу бөлігінде электр энергетикасының институционалдық негізін дамыту;

іске асыру үшін ЖЭК жобаларын іріктеудің ашықтығы.

Негізгі тәсілдер:

Электр энергиясы нарығын трансформациялауда электр энергиясын сатып алу мен сатуды орталықтандыруды, сондай-ақ электр энергиясының теңгерімдеуші нарығын нақты режимде енгізуді қамтитын нарықтың жаңа нысаналы моделіне көшу іске асырылатын болады.

Тарифтерді қалыптастыру үшін генерациялайтын қуаттардың тозуын төмендету мақсатында салынған инвестицияларды қайтаруға арналған лимиттерді ұлғайту жөніндегі тәсіл іске асырылатын болады.

Тариф белгілеудің ашықтығы энергия өндіруші ұйымдардың электр энергиясын өндіруге арналған шығындардың тарифтері мен сметалары бойынша ақпаратты ашық қолжетімділікте орналастыру жөніндегі міндеттемелерін белгілеуді қамтамасыз етеді.

Операциялық шығыстардың төмендеуін, электр желілік кешеннің үлестік шығындарының қысқаруын ынталандыратын электр желілік компаниялар қызметінің тиімділік көрсеткіштері енгізілетін болады.

Ұлттық және өңірлік электр желілерінде электр энергиясының нормативтік-техникалық ысыраптарының деңгейі 2029 жылы 11,39 %-ға дейін төмендетілетін болады.

Электр желілерін жаңғырту және салу арқылы елдің БЭЖ-ін қалыптастыру аяқталады. Бірыңғай электр желілік кешенге көше отырып, Оңтүстік және Батыс аймақтардың электр байланыстары күшейтілетін болады.

Электр энергиясының бөлшек сауда нарығында тұтынушылардың әлеуметтік осал санаттарын қорғау тетіктері, оның ішінде электр энергиясы үшін төлемді атаулы субсидиялау құрылатын болады.

ЖЭК секторында электр энергиясын жинақтау жүйелерін пайдалану және оларды ірі ГЭС-те дамытуды ынталандыру тетіктері енгізілетін болады.

Еліміз бойынша шамамен 4000 мегаватт (дәстүрлі көздер) көлемінде жаңа өндіруші қуаттарды енгізу және ЖЭК шағын дербес генерациясын енгізу жүзеге асырылатын болады.

ЖЭК шағын дербес генерациялау секторын халық пен бизнес арасында танымал ету жүргізіледі.

Электрмен жабдықтау жүйесінде цифрлық шешімдер, оның ішінде Smart metering, Smart Grid жобалары, сондай-ақ цифрлық генерациялау карталары, тәуекелдерді басқару, электр энергиясын беру және тарату жүйелері енгізілетін болады. Сонымен қатар "Электр желілерін басқару жөніндегі Қазақстан компаниясы" акционерлік қоғамы SCADA/EMS диспетчерлік басқару және леректерді жинау жүйесін жаңғыртуды жүргізетін болады.

Инвестициялық тартымдылықты қамтамасыз ету мақсатында тарифтік саясат қайта қаралатын болады.

Экономиканың серпінді өсуін қамтамасыз ету үшін электр, жылу энергетикасы саласын, соның ішінде электр энергиясы мен қуатының болжамды теңгерімін жыл сайын өзектілендірумен ұзақ мерзімді жоспарлау жөніндегі құжат әзірленетін болады.

5.2. Атом саласы

Негізгі қағидаттары:

уран кен орындарының ресурстық базасының әлеуетін ұтымды және кешенді пайдалану;

уран өнімдерінің номенклатурасын әртараптандыру және кеңейту;

қауіпсіз атом энергетикасын дамыту.

Негізгі тәсілдер:

Қазақстанда уран ресурстарын одан әрі игеру үшін уран нарығындағы ірі ойыншылармен халықаралық ынтымақтастықты арттыру арқылы қосылған құны анағұрлым жоғары өнім өндіру бойынша жаңа технологияларды пайдалану үшін жағдайлар жасалатын болады.

ЯОЦ қосылған құны тізбегінің келесі компонентін іске асыру мақсатында аффинаждық өндіріс жөніндегі жоба іске асырылатын болады.

Уран өнімін батыс нарықтарына тұрақты жеткізуді қамтамасыз ету үшін Ақтау порты арқылы Әзербайжан – Грузия – Түркия бағыты бойынша көлік маршруты пысықталатын болады.

Уран қорларының тез сарқылуын болдырмау үшін уран кен орындарының ресурстық базасын кеңейту жүргізілетін болады.

Қазақстанда баламалы электр генерациясын дамытудың неғұрлым перспективалы жолдарының бірі ретінде АЭС құрылысы III+ буынды заманауи реакторлық технологияларына негізделетін болады.

Атом саласын жоғары білікті кадрлармен қамтамасыз ету үшін шетелдік бағдарламалар бойынша оқуға гранттар бөлу бойынша жұмыс жүргізілетін, сондай-ақ жұмыс істеп тұрған АЭС практикалар мен тағылымдамалардан өту ұйымдастырылатын болады.

Халықтың атом технологияларының қауіпсіздігі туралы хабардарлығын арттыру мақсатында Республика ауқымында ақпараттық-түсіндіру жұмыстары жүргізілетін болады.

5.3. Көмір өнеркәсібі

Негізгі қағидаттары:

қазақстандық көмірдің бәсекеге қабілеттілігін арттыру және көмірден қосылған құны жоғары өнімдер алу үшін көмір сапасын арттыру.

Негізгі тәсілдер:

Техникалық реттеу мен стандарттауды, оның ішінде халықаралық стандарттарға сәйкес келетін техникалық регламентті, ұлттық және мемлекетаралық стандарттарды енгізу жүзеге асырылатын болады.

Ірі көмір өндіру өндірістерінде автоматтандырылған процестер (циклдік-ағындық технологиялар) және цифрлық шешімдер енгізілетін болады.

Көмір компанияларының келесі қайта жасалатын өнімге (көмір-химия) көшу стратегиясы әзірленетін болады.

"Қазақстан Республикасында бәсекелестікті қорғау мен дамытудың тұжырымдамасын бекіту туралы" Қазақстан Республикасы Президентінің 2022 жылғы 22 маусымдағы № 938 Жарлығын орындау шеңберінде көмір өнеркәсібі бөлігінде бәсекелестікті дамыту жөніндегі іс- шаралар орындалатын болады.

5.4. Мұнай өнеркәсібі

Негізгі қағидаттары:

мұнай өндіру саласын тұрақты дамыту және өндірудің өсімін қамтамасыз ету;

ішкі нарықты мұнай және мұнай өнімдерімен қамтамасыз ету;

елдің мұнай тасымалдау әлеуетін тұрақты дамыту;

бірыңғай технологиялық циклды (процесті) сақтай отырып, елдің мұнай өңдеу зауыттарының тиімді жұмыс істеуі.

Негізгі тәсілдер:

Мұнай өндіру

Теңіздегі және құрлықтағы жаңа күрделі жобаларды игеру мақсатында жақсартылған модельдік келісімшарт шеңберінде реттеуші және фискалдық преференциялар ұсынылатын болады.

Жаңа кен орындарын игеруге инвестициялар тарту үшін инвесторлардың геологиялық ақпаратқа қол жеткізуі, аукциондарға қатысуы және жер қойнауын пайдалану құқығын алуы жөніндегі рәсімдерді біріктіретін "бірыңғай терезе" қағидаты қолданылатын болады.

Каспий теңізінің перспективалы қазақстандық секторында, оның ішінде Каспий маңы, Үстірт – Бозащы және Маңғышлақ шөгінді бассейндері шегінде жаңа кен орындарын ашу үшін барлау жұмыстары дамытылады.

Президенттің тапсырмасын іске асыру үшін шетелдік әріптестермен бірлесіп Ірі мұнай-газ жобаларын дамытудың кешенді жоспары әзірленетін болады.

Тиісті кен орнына міндетті түрде қайта инвестициялау шартымен жетілген кен орындары үшін салықтық жеңілдіктер тетігі бекітілетін болады.

Мұнай тасымалдау

Қазақстан мұнай тасымалдаудың экспорттық бағыттарын әртараптандыруда. Бұл ретте ұзақ мерзімді перспективада жеткізудің қолданыстағы бағыттары сақталып, жаңа бағыттар дамитын болады.

Мұнайды ішкі нарыққа жеткізу және мұнайды тасымалдаудың транзиттік көлемі бойынша қуат ұлғайтылатын болады.

Мұнай өңдеу, мұнай өнімдерін өндіру және тұтыну

Қазақстан ішкі нарықта мұнай өнімдеріне баға белгілеудің биржалық тетігін дамытуды жалғастырады және ЖЖМ-ге баға белгілеудің ашықтығын арттырады.

Мұнай және мұнай өнімдерін жеткізу жүйесіндегі өнімсіз делдалдарды жою, сондай-ақ мұнай өнімдерін өндіру, тұтыну және қорларының теңгерімін сақтау жөнінде шаралар қабылданатын болады.

Өнімдерді МӨЗ-ге тиеп-жөнелтуге дейін шикізатты тиеу процесі бірыңғай технологиялық циклды білдіретін болады. МӨЗ-дердің коммерциялық қызметі аралас мұнай өңдеу схемасына ауыстырылады.

Мұнайға ішкі бағалардың тартымдылығын пысықтауды және МӨЗ-дің қайта өңдеу мен өндірудің жаңа жағдайларына көшуін ескере отырып, мұнайды ішкі нарыққа жеткізуге ірі мұнай-газ жобаларын тарту мүмкіндіктері қаралатын болады.

Бағаны реттеудегі сараланған тәсіл есебінен көрші елдермен мұнай өнімдері бағасының теңгерімсіздігін біртіндеп жоюға қол жеткізілетін болады.

Жоғары сұраныс кезеңінде битумға деген қажеттілікті толық қамтамасыз ету үшін битумды бірыңғай сатып алушы айқындалатын болады.

Аумақтық қағидат, деректердің дұрыстығы мен негізділігі бойынша ауыл шаруашылығы тауарын өндірушілер үшін отынды жеткізу және бөлу жөніндегі ақпараттық жүйе құрылатын болады.

Транзиттік көлік үшін бағаларды саралау мақсатында АЖҚС-те есепке алудың ақпараттық жүйесі енгізілетін болады.

Сұранысқа ие мұнай өнімдерін өндіру бойынша шағын МӨЗ-дерге қойылатын талаптар күшейтілетін болады.

5.5. Газ өнеркәсібі

Негізгі қағидаттары:

ішкі нарықты газбен жабдықтауды басым қамтамасыз ету;

тауарлық және сұйытылған газға нарықтық баға белгілеуді қалыптастыру;

ресурстарды ұтымды және кешенді пайдалану;

ішкі нарықты тауарлық және сұйытылған газбен үздіксіз жабдықтау.

Негізгі тәсілдер:

Газдың перспективалы ресурстарын әзірлеу үшін ұзақ мерзімді кезеңге арналған газ теңгерімін жыл сайын өзектілендіре отырып, жер қойнауын пайдаланушылар үшін тартымды жағдайлар жасау бойынша жұмыс жалғастырылатын болады.

Шикі газды дайындау және қайта өңдеу бойынша объектілерді жаңғырту, кеңейту және жаңаларын салу жобалары іске асырылып, транзит пен экспорттың экономикалық тиімді газ тасымалдау маршруттары дамитын болады.

Солтүстік өңірлерді газдандыру "Сарыарқа" магистральдық газ құбырының 2, 3-кезеңдерін салу жолымен жүзеге асырылатын болады.

СМГ-ны реттеуден нарықтық тетікке кезең-кезеңімен көшу жүзеге асырылатын болады.

Халықтың әлеуметтік осал топтары үшін тауарлық және сұйытылған газдың бағасы тежелетін болады.

Газ-моторлы отын инфрақұрылымын дамыту "Батыс Еуропа – Батыс Қытай" трансконтиненталдық маршрутында жүк тасымалдауды жандандырады.

5.6. Мұнай-газ-химия өнеркәсібі

Негізгі қағидаттары:

бастапқы ресурстарды пайдалану тиімділігі;

мұнай-газ-химия өнімділігі мен технологиялылығының өсуі;

мемлекеттік қолдау шаралары бойынша жеке тәсіл.

Негізгі тәсілдер:

Ірі мұнай-газ-химия жобаларын, оның ішінде қажетті фракцияларды (этан, пропан және бутан) алу жөніндегі өндірістік инфрақұрылымдық объектілерді салу есебінен мемлекеттік қолдау шаралары қабылданатын болады.

"ҰИМТ" АЭА инфрақұрылымының II кезегін салу қамтамасыз етілетін болады.

"Бір құжат" қағидаты бойынша ірі мұнай-газ-химия кешендері үшін инвестициялар туралы арнайы келісім тетігі енгізілетін болады.

Салада бутадиен мен каучук, полиэтилен, полипропилен, полиэтилентерефталат өндіру бойынша бірқатар ірі жобалар іске асырылатын болады.

Базалық мұнай-химия өнімдеріне деген сұранысты арттыру мақсатында жоғары қайта бөлу өндірістерін дамыту.

5.7. Энергия үнемдеу және энергия тиімділігін арттыру

Негізгі қағидаттары:

экономика секторларында жаңғыртудың басым құралдарының бірі болып табылатын энергия үнемдеу және энергия тиімділігін арттыру саласындағы саясатты іске асыру;

тиімсіз энергия тұтынуды азайту және отын-энергетика ресурстарын тиімсіз пайдалануды қысқарту.

Негізгі тәсілдер:

Энергия үнемдеу және энергия тиімділігін арттыру саласында ұлттық деңгейдегі бірыңғай құжат қолданылатын болады.

Гранттық/қарыз қаражатын тарту жолымен энергия тиімді жобалар үшін қаржылық қолдаудың тұрақты тетіктері (алушылардың мемлекеттік аудит органдарына банк құпиясын ашуға келісімін ескере отырып) құрылатын болады.

Әрбір сала мен кәсіпорын үшін энергия сыйымдылығын төмендету жөніндегі индикаторлар белгіленетін болады.

Энергия үнемдеу және энергия тиімділігін арттыру саласындағы мемлекеттік бақылау күшейтілетін болады.

Энергия үнемдеу саласын дамыту және энергия тиімділігін арттыру тұжырымдамасы қабылданып, Мемлекеттік энергетикалық тізілім құрылатын болады.

6-бөлім. Нысаналы индикаторлар және күтілетін нәтижелер

1-нысаналы индикатор

2029 жылға қарай жинақтау арқылы енгізілетін электр қуаттарының көлемі – 11,7 гигаватт.

Күтілетін нәтиже:

Экономика мен халықтың электр энергиясына деген қажеттілігін 100 % жабу.

2-нысаналы индикатор

Жаңартылатын энергия көздерінен алынатын электр энергиясының үлесі – 2029 жылы жалпы өндіріс көлемінен 12,5 %.

Күтілетін нәтиже:

Жаңартылатын энергия көздерінен алынатын электр энергиясын өндіру көлемін 2022 жылмен салыстырғанда 2,8 есеге ұлғайту.

3-нысаналы индикатор

2029 жылға қарай көмір өндіру – 117 миллион тонна.

Күтілетін нәтиже:

Энергия өндіруші кәсіпорындардың, бюджеттік ұйымдардың және халықтың көмір өніміне деген қажеттілігін 100 % жабу.

4-нысаналы индикатор

2029 жылға қарай мұнай өндіру – 97 миллион тонна.

Күтілетін нәтиже:

Елдің ЖІӨ құрылымында шикі мұнай мен газ конденсатын өндіру үлесін 12 % деңгейінде қамтамасыз ету.

5-нысаналы индикатор

Елді газдандыру деңгейі – 2029 жылға қарай 63,4 %.

Күтілетін нәтиже:

Халықтың табиғи газға қол жеткізуін қамтамасыз ету – 12,4 миллион адам.

6-нысаналы индикатор

Мұнай-газ-химия өнімдерін өндіру көлемі – 2029 жылға қарай 1800 мың тонна.

Күтілетін нәтиже:

Қайта жасалған жоғары өнім үлесін ұлғайту және шикізаттық емес экспорттың 2022 жылғы деңгейден 7 есе өсуі.

7-нысаналы индикатор

Энергетикадағы энергия сыйымдылығының 2021 жылғы деңгейден 2029 жылға қарай 5 %-ға төмендеуі;

Күтілетін нәтиже:

Бастапқы энергетикалық ресурстарды тұтыну көлемі – 78,6 миллион тонна мұнай баламасы.

Қазақстан Республикасының отын-энергетикалық кешенін дамытудың 2023 – 2029 жылдарға арналған тұжырымдамасына қосымша

Қазақстан Республикасының отын-энергетикалық кешенін дамытудың 2023 – 2029 жылдарға арналған тұжырымдамасын іске асыру жөніндегі іс-қимыл жоспары

Р/с №	Реформалардың/ негізгі іс-шаралардың атауы	Аяқталу нысаны	Аяқталу мерзімі	Жауапты орындаушылар
1	2	3	4	5
1-бағыт: Электр энергетикасы саласы 1-нысаналы индикатор. 2029 жылға қарай жинақтау арқылы енгізілетін электр қуаттарының көлемі – 11,7 гигаватт; 2023 жыл – 0,5 гигаватт; 2024 жыл – 1,6 гигаватт; 2025 жыл – 3,5 гигаватт; 2026 жыл – 4,8 гигаватт; 2027 жыл – 6,8 гигаватт; 2028 жыл – 9,3 гигаватт.				ЭМ, ЖАО, "Самұрық-Қазына" ҰӘҚ" АҚ (келісу бойынша), "KEGOC" АҚ (келісу бойынша), "QazaqGaz" ҰК" АҚ (келісу бойынша)
2-нысаналы индикатор. 2029 жылға қарай жаңартылатын энергия көздерінен алынатын электр энергиясының үлесі – өндірудің жалпы көлемінен 12,5 %. 2023 жыл – 5 %; 2024 жыл – 5,5 %; 2025 жыл – 6 %; 2026 жыл – 7 %; 2027 жыл – 8 %; 2028 жыл – 10 %.				ЭМ, ЖАО, "KEGOC" АҚ (келісу бойынша) "ЭЭҚРҚО" АҚ (келісу бойынша)
1-реформа: Экономиканы тұрақты дамыту талаптарына сәйкес келетін энергетикалық кешенді қалыптастыру
1.	1-іс-шара: Электр энергиясы мен қуатының болжамды теңгерімін жыл сайынғы өзектілендіру	ЭМ бұйрығы	2023 – 2029 жылдардың қаңтары	ЭМ, ИИДМ, ЖАО, ҰЭМ, ЭТРМ, KEGOC" АҚ (келісу бойынша) "ЭЭҚРҚО" АҚ (келісу бойынша)
2.	2-іс-шара: Батыс Қазақстанның электр желілерін ҚР БЭЖ-іне қосу үшін әуе электр беру желісінің оңтайлы бағытын айқындау	ТЭН	2023 жылғы желтоқсан	ЭМ, "KEGOC" АҚ (келісу бойынша),
3.	3-іс-шара: Энергетикалық инфрақұрылымды жаңғырту және электр генерациялайтын қуаттарды салу	Қазақстан Республикасының Үкіметіне ақпарат	жыл сайын	ЭМ, ҰЭМ, ЭТРМ, "Самұрық-Қазына" ҰӘҚ" АҚ, "KEGOC" АҚ (келісу бойынша), "QazaqGaz" ҰК" АҚ (келісу бойынша)
4.	4-іс-шара: ҚР ЭМ Атомдық және энергетикалық қадағалау мен бақылау комитетінің функцияларын күшейту	Заң жобасы	2024 жылғы 2-тоқсан	ЭМ, ҰЭМ, Қаржымині
5.	5-іс-шара: Smart metering технологиясы (Энергия ресурстарын ақылды есепке алу), коммуникация жүйелері үшін стандарттар әзірлеу	ТРМК бұйрық	2025 жылғы 4-тоқсан	ЭМ, ЦДИАӨМ, СИМ ТРМК, ИИДМ, "ЭЭҚРҚО" АҚ (келісу бойынша)
6.	6-іс-шара: Келісілген тізбеге сәйкес Smart grid (Электрмен жабдықтаудың ақылды желілері) жобасы шеңберінде энергетикалық кәсіпорындар объектілерін деректерді беру инфрақұрылымымен қамтамасыз ету	іске қосу актісі	2025 жылғы 4-тоқсан	ЭМ, ЦДИАӨМ, ИИДМ, "ЭЭҚРҚО" АҚ (келісу бойынша)
7.	7-іс-шара: "Генерацияның цифрлық картасы" модулін құру (электр станцияларының техникалық мониторингі үшін)	Қазақстан Республикасының Үкіметіне ақпарат	2023 жылғы 4-тоқсан	ЭМ, "ЭЭҚРҚО" АҚ (келісу бойынша)
8.	8-іс-шара: SCADA/EMS диспетчерлік басқару және деректерді жинау жүйесін жаңғырту	іске қосу актісі	2025 жылғы 4-тоқсан	ЭМ, ҰЭМ, "KEGOC" АҚ (келісу бойынша), "Самұрық-Қазына" ҰӘҚ" АҚ (келісу бойынша)
9.	9-іс-шара: "Тәуекелдерді басқару жүйесі" модулін құру	Қазақстан Республикасының Үкіметіне ақпарат	2023 жылғы 4-тоқсан	ЭМ, "ЭЭҚРҚО" АҚ (келісу бойынша), "ҰАТ" АҚ (келісу бойынша)
10.	10-іс-шара: "Электр энергиясын беру және бөлу" модулін, электр желілерін есепке алу және мониторингтеудің цифрлық жүйесін құру	іске қосу актісі	2025 жылғы 4-тоқсан	ЭМ, "ЭЭҚРҚО" АҚ (келісу бойынша)
11.	11-іс-шара: ЖЭК жобаларын іріктеу бойынша жыл сайынғы аукциондық сауда-саттық өткізу	шарттар жасасу	жыл сайын 4-тоқсан	ЭМ, ЖАО, "KEGOC" АҚ (келісу бойынша), "ЭЭҚРҚО" АҚ (келісу бойынша)
12.	12-іс шара: Электр энергиясын жинақтау жүйелерімен жалпы қуаты 4000 мегаватт ЖЭК жобаларын іске асыру	пайдалануға беру	2023 – 2029 жылдар	ЭМ, "KEGOC" АҚ (келісу бойынша), "ЖЭК қолдау жөніндегі ҚЕАО" ЖШС (келісу бойынша)
13.	13- іс-шара: Жасыл технологияларды, оның ішінде қалалық және ауыл шаруашылығы секторларындағы шағын ауқымды ЖЭК-ті қолдану бөлігінде семинар-тренингтер өткізу	семинарлар, баспасөз хабарламаларын орналастыру	жыл сайын	ЭМ, ЭТРМ, Қаржымині, ҰЭМ, ЖАО, "KEGOC" АҚ (келісу бойынша), "ЭЭҚРҚО" АҚ (келісу бойынша), "Атамекен" ҰКП (келісу бойынша)
2-реформа. Атом энергетикасы саласын құру
14.	1-іс-шара: Буденов кен орнының 6 және 7-учаскелері бойынша тәжірибелік - өнеркәсіптік өндіру жүргізу	кондициялардың техникалық-экономикалық негіздеме есебі	2024 жылғы 4-тоқсан	ЭМ, "Самұрық-Қазына" ҰӘҚ" АҚ (келісу бойынша), "Қазатомөнеркәсіп" ҰАК" АҚ (келісу бойынша)
15.	2-іс-шара: Инкай кен орнының 2-учаскесі бойынша уран қорларын есептеу	С1 және С2 санаттардағы қорларды мемлекеттік теңгерімге қоя отырып, Пайдалы қазбалар қорлары жөніндегі мемлекеттік комиссия хаттамасы	2024 жылғы 4-тоқсан	ЭМ, "Самұрық-Қазына" ҰӘҚ" АҚ (келісу бойынша), "Қазатомөнеркәсіп" ҰАК" АҚ (келісу бойынша)
16.	3-іс-шара: Қазақстан Республикасынан уран өнімін экспорттау үшін көлік бағыттарын әртараптандыру	Қазақстан Республикасының Үкіметіне ақпарат	2023 жылғы желтоқсан	ЭМ, "Самұрық-Қазына" ҰӘҚ" АҚ (келісу бойынша), "Қазатомөнеркәсіп" ҰАК" АҚ (келісу бойынша)
17.	4-іс-шара: Уран өнімінің экспорты бойынша ынтымақтастықты кеңейту	Қазақстан Республикасының Үкіметіне ақпарат	2025 жылғы желтоқсан	ЭМ, "Самұрық-Қазына" ҰӘҚ" АҚ (келісу бойынша), "Қазатомөнеркәсіп" ҰАК" АҚ (келісу бойынша)
18.	5-іс-шара: "ҮМЗ" АҚ аффинаждық өндірісі бойынша жоба құрылысы	пайдалануға беру актісі	2026 жылғы 4-тоқсан	ЭМ, "Самұрық-Қазына" ҰӘҚ" АҚ (келісу бойынша) "Қазатомөнеркәсiп" ҰАК" АҚ (келісу бойынша),
19.	6-іс-шара: Атом электр станциясын салу ауданы туралы шешім	Қазақстан Республикасының Үкіметі қаулысының жобасы	2023 жылғы 4-тоқсан	ЭМ, "Самұрық-Қазына" ҰӘҚ" АҚ (келісу бойынша)
20.	7-іс-шара: Реакторлық технологияларды таңдау	Қазақстан Республикасының Үкіметіне ақпарат	2024 жыл 2-тоқсан	ЭМ, "Самұрық-Қазына" ҰӘҚ" АҚ (келісу бойынша)
21.	8-іс-шара: Атом электр станциясын салу бойынша ТЭН әзірлеу	Қазақстан Республикасының Үкіметіне ақпарат	2025 жылғы желтоқсан	ЭМ, "Самұрық-Қазына" ҰӘҚ" АҚ (келісу бойынша)
22.	9-іс-шара: Атом электр станциясын салу бойынша ЖСҚ әзірлеу	Қазақстан Республикасының Үкіметіне ақпарат	2028 жылғы желтоқсан	ЭМ, "Самұрық-Қазына" ҰӘҚ" АҚ (келісу бойынша)
23.	10-іс-шара: Атом электр станциясы құрылысының басталуы	Қазақстан Республикасының Үкіметіне ақпарат	2029 жылғы желтоқсан	ЭМ, "Самұрық-Қазына" ҰӘҚ" АҚ (келісу бойынша)
24.	11-іс-шара: Халық арасында қауіпсіз атом энергетикасының маңызы туралы ақпараттық-түсіндірмелік жұмыстар жүргізу	Қазақстан Республикасының Үкіметіне ақпарат	жыл сайын	ЭМ, АҚДМ, "Самұрық-Қазына" ҰӘҚ" АҚ (келісу бойынша)
25.	12-іс-шара: АЭС пайдалану үшін білікті кадрлар дайындау	Қазақстан Республикасының Үкіметіне ақпарат	АЭС салу жобасын нақты іске асыру басталған уақыттан жыл сайын	ҒЖБМ, ЭМ, "Самұрық-Қазына" ҰӘҚ" АҚ (келісу бойынша)
2-бағыт: Көмір өнеркәсібі 3-нысаналы индикатор. 2029 жылға қарай көмір өндіру – 117 миллион тонна. 2023 жыл – 112 миллион тонна; 2024 жыл – 113 миллион тонна; 2025 жыл – 114 миллион тонна; 2026 жыл – 115 миллион тонна; 2027 жыл – 115,5 миллион тонна; 2028 жыл – 116,5 миллион тонна.				ИИДМ, көмір өндіруші кәсіпорындар (келісу бойынша)
3-реформа: Халықаралық стандарттар мен нормаларға сәйкес келетін өнім шығару
26.	1-іс-шара: көмір және одан қайта өңделген өнімдер бойынша стандарттарды әзірлеу	Қазақстан Республикасы Сауда және интеграция министрлігі Техникалық реттеу және метрология комитеті төрағасының бұйрығы	жыл сайын	ИИДМ, СИМ, ЭМ, көмір өндіруші кәсіпорындар (келісу бойынша), "Самұрық-Қазына" ҰӘҚ" АҚ (келісу бойынша)
27.	2-іс-шара: "Көмірге және одан қайта өңделген өнімдерге қойылатын талаптар" Қазақстан Республикасының техникалық регламентін бекіту	Қазақстан Республикасы Индустрия және инфрақұрылымдық даму министрінің бұйрығы	2023 жылғы желтоқсан	ИИДМ, ҰЭМ, СИМ, көмір өндіруші кәсіпорындар (келісу бойынша), "Самұрық-Қазына" ҰӘҚ" АҚ (келісу бойынша)
28.	3-іс-шара: "Богатырь" разрезінде көмір өндірудің циклдық-ағындық технологиясы" жобасын іске асыру	пайдалануға беру	2023 жылғы 3-тоқсан	ИИДМ, ЭМ, ЖАО, "Самұрық-Қазына" ҰӘҚ" АҚ (келісу бойынша)
3-бағыт: Мұнай өнеркәсібі 4-нысаналы индикатор. 2029 жылға қарай мұнай өндіру – 97 миллион тонна 2023 жыл – 90,5 миллион тонна; 2024 жыл – 95,4 миллион тонна; 2025 жыл – 103,3 миллион тонна; 2026 жыл – 99,4 миллион тонна; 2027 жыл – 101 миллион тонна; 2028 жыл – 102 миллион тонна.				ЭМ, "Қазмұнайгаз" ҰК" АҚ (келісу бойынша), мұнай өндіруші компаниялар
4-реформа. Мұнай өндірудің ірі жобаларын аяқтау
29.	1-іс-шара: Теңіз кен орнында келешекте кеңейту жобасын/ Ұңғыма ернеуінің қысымын басқару жобасын іске асыру	пайдалануға беру	2024 жылғы 3-тоқсан	ЭМ, "Теңізшевройл" ЖШС (келісу бойынша)
30.	2-іс-шара: Қашаған кен орнында мұнай өндіруді ұлғайту жобасын іске асыру	пайдалануға беру	2028 жылғы 4-тоқсан	ЭМ, NСОС (келісу бойынша)
31.	3-іс-шара: Қарашығанақ-1А кеңейту жобасын іске асыру	пайдалануға беру	2025 жылғы 4-тоқсан	ЭМ, Қарашығанақ Петролиум Оперейтинг б.в. (келісу бойынша)
32.	4-іс-шара: Қарашығанақ-1Б кеңейту жобасын іске асыру	пайдалануға беру	2028 жылғы 4-тоқсан	ЭМ, Қарашығанақ Петролиум Оперейтинг б.в. (келісу бойынша)
33.	5-іс-шара: жетілген кен орындарын қолдау және ынталандыру үшін салықтық преференциялар беру	Қазақстан Республикасы Үкіметіне ұсыныстар	2023 жылғы маусым	ҰЭМ, ЭМ, Қаржымині
34.	6-іс-шара: шетелдік әріптестермен бірлесіп ірі мұнай-газ жобаларын дамытудың кешенді жоспарын әзірлеу	Қазақстан Республикасы Үкіметінің қаулысы	2023 жылғы шілде	ЭМ, ҰЭМ, Қаржымині, "Самұрық-Қазына" ҰӘҚ" АҚ (келісу бойынша), "ҚазМұнайГаз" ҰК АҚ (келісу бойынша) "QazaqGaz" ҰК" АҚ (келісу бойынша)
5-реформа: Қазақстандық мұнай экспортының қосымша бағыттарын дамыту
35.	1-іс-шара: 2013 жылғы 24 желтоқсандағы Қазақстан Республикасының Үкіметі мен Ресей Федерациясының Үкіметі арасындағы Қазақстан Республикасының аумағы арқылы Қытай Халық Республикасына ресейлік мұнайды тасымалдау саласындағы ынтымақтастық туралы келісімге өзгерістер енгізу туралы хаттамаға қол қою	Хаттамаға қол қою	2023 жылғы 4-тоқсан	ЭМ, ҰЭМ, Қаржымині, ИИДМ, СІМ, "Қазмұнайгаз" ҰК" АҚ (келісу бойынша)
36.	2-іс-шара: Жылына 12 миллион тоннаға дейін реверс режимінде "Кеңқияқ – Атырау" мұнай құбырын кеңейту жөнінде шаралар қабылдау	Қазақстан Республикасының Үкіметіне ақпарат	2023 жылғы 3-тоқсан	ЭМ, "Самұрық-Қазына" ҰӘҚ" АҚ (келісу бойынша), "ҚазМұнайГаз" ҰК АҚ (келісу бойынша) "ҚазТрансОйл" АҚ (келісу бойынша), "СНПС" АҚ (келісу бойынша)
37.	3-іс-шара: КҚК мұнай құбырының тар жерлерін жою жобасын іске асыру	іске қосу актісі	2023 жылғы 4-тоқсан	ЭМ, "Қазмұнайгаз" ҰК" АҚ (келісу бойынша)
38.	4-іс-шара: Транскаспий халықаралық көліктік маршрутын дамыту	Қазақстан Республикасының Үкіметіне ақпарат	2026 жылғы желтоқсан	ЭМ, СИМ, ИИДМ, "Самұрық-Қазына" ҰӘҚ" АҚ (келісу бойынша), "ҚТЖ" ҰК" АҚ (келісу бойынша), "ҚазМұнайГаз" ҰК АҚ (келісу бойынша), "Теңізшевройл" ЖШС (келісу бойынша), NСОС (келісу бойынша), Карачаганак Петролиум Оперейтинг б.в. (келісу бойынша), "Ақтау теңіз сауда порты" АҚ (келісу бойынша)
39.	5-іс-шара: Қытай Халық Республикасына экспорттық бағытты дамыту	Қазақстан Республикасының Үкіметіне ақпарат	2026 жылғы желтоқсан	ЭМ, ИИДМ, "Самұрық-Қазына" ҰӘҚ" АҚ (келісу бойынша), "ҚТЖ ҰК" АҚ (келісу бойынша)", "Қазмұнайгаз" ҰК" АҚ (келісу бойынша), "Теңізшевройл" ЖШС (келісу бойынша), NСОС (келісу бойынша), Карачаганак Петролиум Оперейтинг б.в. (келісу бойынша), "Ақтау теңіз сауда порты" АҚ (келісу бойынша)
6-реформа: Жанар-жағармай материалдарын өндіру және бөлу жүйесін реформалау
40.	1-іс-шара: МӨЗ-дерге қойылатын талапты күшейту бойынша "Мұнай өнiмдерiнiң жекелеген түрлерiн өндiрудi және олардың айналымын мемлекеттiк реттеу туралы" Қазақстан Республикасының Заңына түзетулер қабылдау (өнімнің жалпы өндірісінен 45 % масс. кем емес көлемде сұранысқа ие мұнай өнімдерінің өндірісін жүзеге асыру)	Қазақстан Республикасы Заңының жобасы	2025 жылғы 4-тоқсан	ЭМ, ҰЭМ, Әділетмині, "Қазмұнайгаз" ҰК" АҚ (келісу бойынша), "KAZENERGY" ЗТБ (келісу бойынша)
41.	2-іс-шара: Барлық ірі МӨЗ-дерде шикізатты жүктеуден өнімді тиеп-жөнелтуге дейін бірыңғай технологиялық циклды қамтамасыз ету	Қазақстан Республикасының Үкіметіне ақпарат	2023 жылғы 4-тоқсан	ЭМ, "Самұрық-Қазына" ҰӘҚ" АҚ (келісу бойынша), "Қазмұнайгаз" ҰК" АҚ (келісу бойынша)
42.	3-іс-шара: Сұйытылған мұнай газын өндіру мен тұтынуды, көрші мемлекеттерде тұтынудың және транзиттік жүк ағынының 2035 жылға дейін өсуін қоса алғанда, мұнай өнімдері нарығының даму болжамы бойынша маркетингтік зерттеу	жаңа МӨЗ салу және жұмыс істеп тұрған МӨЗ-дерді кеңейту бойынша шешімдер қабылдау үшін зерттеулер қорытындысы бойынша есеп	2023 жылғы 1-тоқсан	ЭМ, "Қазмұнайгаз" ҰК" АҚ (келісу бойынша), "KAZENERGY" ЗТБ (келісу бойынша)
43.	4-іс-шара: Өңдеу көлемін жылына 21 млн тоннаға дейін ұлғайту арқылы ішкі нарықты мұнай өнімдерінің негізгі түрлерімен қамтамасыз ету	пайдалануға беру	2029 жылғы 4-тоқсан	ЭМ, "Самұрық-Қазына" ҰӘҚ" АҚ (келісу бойынша), "Қазмұнайгаз" ҰК" АҚ (келісу бойынша)
44.	5-іс-шара: МӨЕАЖ базасында мұнай және мұнай өнімдерін жеткізу жоспарын автоматтандыру	модульді іске қосу актісі	2024 жылғы 4-тоқсан	ЭМ, "ҰАТ" АҚ (келісу бойынша)
4-бағыт: Газ өнеркәсібі 5-нысаналы индикатор. 2029 жылға қарай елді газдандыру деңгейі – 63,4 %. 2023 жыл – 59,9 %; 2024 жыл– 60,5 %; 2025 жыл – 61 %; 2026 жыл – 61,8 %; 2027 жыл – 62,2 %; 2028 жыл – 62,8 %.				ЭМ, ЖАО
7-реформа: Ресурстық базаны кеңейту және газ тасымалдау жүйесін жаңғырту
45.	1-іс-шара: Қашаған кен орнының шикізаты негізінде қуаты жылына 1,15 миллиард текше метр газ өңдеу зауытын пайдалануға беру	пайдалануға беру актісі	2025 жылғы 2-тоқсан	ЭМ, ИИДМ, ҰЭМ, СІМ, Қаржымині, Еңбекмині, СИМ, "Самұрық-Қазына" ҰӘҚ" АҚ (келісу бойынша), "QazaqGaz" ҰК" АҚ (келісу бойынша), "PSA" ЖШС (келісу бойынша), Норт каспиан Оперейтинг Б.В. (келісу бойынша)
46.	2-іс-шара: Қашаған кен орнының шикізаты негізінде қуаты жылына 4 миллиард текше метр газ өңдеу зауытын пайдалануға беру	пайдалануға беру актісі	2028 жылғы желтоқсан	ЭМ, ИИДМ, ҰЭМ, СІМ, Қаржымині, Еңбекмині, СИМ, "Самұрық-Қазына" ҰӘҚ" АҚ (келісу бойынша), "ҚазМұнайГаз" ҰК" АҚ (келісу бойынша), "QazaqGaz" ҰК" АҚ (келісу бойынша), "PSA" ЖШС (келісу бойынша), Норт каспиан Оперейтинг Б.В. (келісу бойынша)
47.	3-іс-шара: Қарашығанақ кен орнында қуаты жылына 4 миллиард текше метр газ дайындау кешенін салу	пайдалануға беру актісі	2028 жылғы желтоқсан	ЭМ, "Самұрық-Қазына" ҰӘҚ" АҚ (келісу бойынша), "ҚазМұнайГаз" ҰК" АҚ (келісу бойынша), "QazaqGaz" ҰК" АҚ (келісу бойынша), Қарашығанақ Петролеум Оперейтинг (келісу бойынша), "PSA" ЖШС (келісу бойынша)
48.	4-іс-шара: "Қазақстандық газ өңдеу зауыты" ЖШС базасында жаңа газ өңдеу зауытын салу	пайдалануға беру актісі	2025 жылғы желтоқсан	ЭМ, Маңғыстау облысының әкімдігі, "Самұрық-Қазына" ҰӘҚ" АҚ (келісу бойынша), "QazaqGaz" ҰК"АҚ (келісу бойынша) "ҚазГӨЗ" ЖШС (келісу бойынша)
49.	5-іс-шара: жаңа газ кен орындарын іске қосу	пайдалануға беру актісі	жыл сайын	ЭМ, "Самұрық-Қазына" ҰӘҚ" АҚ (келісу бойынша), "ҚазМұнайГаз" ҰК" АҚ (келісу бойынша), "QazaqGaz" ҰК"АҚ (келісу бойынша)
50.	6-іс-шара: тұрақты газбен қамтамасыз ету үшін газ тасымалдау жүйесінің тозуын 25 %-ға дейін төмендету	Қазақстан Республикасының Үкіметіне ақпарат	2027-2029 жылдардың желтоқсаны	ЭМ, ҰЭМ, Қаржымині, "Самұрық-Қазына" ҰӘҚ" АҚ (келісу бойынша), "QazaqGaz" ҰК" АҚ (келісу бойынша)
51.	7-іс-шара: "Бейнеу – Бозой – Шымкент" магистральдық газ құбырының екінші тізбегін салу	пайдалануға беру актісі	2027 жылғы желтоқсан	ЭМ, ҰЭМ, Қаржымині, "Самұрық-Қазына" ҰӘҚ" АҚ (келісу бойынша), "QazaqGaz" ҰК" АҚ (келісу бойынша)
52.	8-іс-шара: "Сарыарқа" магистральдық газ құбырының 2,3-кезеңдерін салу	пайдалануға беру актісі	2028 жылғы желтоқсан	ЭМ, ҰЭМ, Қаржымині, "Самұрық-Қазына" ҰӘҚ" АҚ (келісу бойынша), "QazaqGaz" ҰК" АҚ (келісу бойынша)
53.	9-іс-шара: сығымдалған табиғи газды дамыту жөніндегі жоспарды әзірлеу	Қазақстан Республикасының Үкіметі қаулысының жобасы	2023 жылғы 2-тоқсан	ЭМ. ИИДМ, ҰЭМ, Қаржымині, ЖАО, "Самұрық-Қазына" ҰӘҚ" АҚ (келісу бойынша), "ҚазМұнайГаз" ҰК" АҚ (келісу бойынша), "QazaqGaz" ҰК" АҚ (келісу бойынша)
54.	10-іс-шара: газды ұқыпты тұтыну тетіктерін енгізу	Қазақстан Республикасы Үкіметіне ұсыныстарды енгізу	2023 жылғы 3-тоқсан	ЭМ, ҰЭМ, ИИДМ, "Самұрық-Қазына" ҰӘҚ" АҚ (келісу бойынша), "ҚазМұнайГаз" ҰК" АҚ (келісу бойынша), "QazaqGaz" ҰК" АҚ (келісу бойынша)
55.	11-іс-шара: ұзақ мерзімді кезеңге арналған газ теңгерімін қалыптастыру	Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің интернет-ресурсына ақпарат	жыл сайын	ЭМ, ИИДМ, "Атамекен" ҰКП (келісу бойынша), "Самұрық-Қазына" ҰӘҚ" АҚ (келісу бойынша), "ҚазМұнайГаз" ҰК" АҚ (келісу бойынша), "QazaqGaz" ҰК" АҚ (келісу бойынша)
56.	12-іс-шара: сұйытылған мұнай газын өткізудің нарықтық тетіктеріне көшу (тауар биржалары)	Қазақстан Республикасының Үкіметіне ақпарат	2025 жылғы қаңтар	ЭМ, ҰЭМ, СИМ, "Атамекен" ҰКП (келісу бойынша), "ҚазМұнайГаз" ҰК" АҚ (келісу бойынша)
57.	13-іс-шара: 20 газ кен орнын МЕААЖ-ға қосу	Қазақстан Республикасының Үкіметіне ақпарат	2025 жылғы 4-тоқсан	ЭМ, "МГАТО" АҚ (келісу бойынша), "ҰАТ" АҚ (келісу бойынша)
58.	14-іс-шара: бекітілген жоспарға сәйкес газ құбырлары объектілері бойынша талдамалық геоақпараттық жүйені (AGIS) құру және енгізу	пайдалануға беру актісі	2023 жылғы 4-тоқсан	ЭМ, "QazaqGaz" ҰК" АҚ (келісу бойынша)
5-бағыт: Мұнай-газ-химия өнеркәсібі 6-нысаналы индикатор. 2029 жылға қарай мұнай-газ-химия өнімдерін өндіру көлемі – 1800 мың тонна: 2023 жыл – 515 мың тонна; 2024 жыл – 628,3 мың тонна; 2025 жыл – 695 мың тонна. 2026 жыл – 913 мың тонна; 2027 жыл – 1049 мың тонна; 2028 жыл – 1500 мың тонна;				ЭМ, ИИДМ, ҰЭМ, СІМ, Қаржымині, СИМ, ЖАО, "Самұрық-Қазына" ҰӘҚ" АҚ (келісу бойынша), "Қазмұнайгаз" ҰК" АҚ (келісу бойынша), "QazaqGaz" ҰҚ" АҚ (келісу бойынша), "ҰИМТ" АЭА" БК" АҚ (келісу бойынша)
8-реформа: Ел экономикасының шикізаттық бағыттылықтан қосылған құны жоғары өнім шығаруға көшуі
59.	1-іс-шара: "ҰИМТ"АЭА аумағында II кезектегі инфрақұрылым салуды қамтамасыз ету	пайдалануға беру актісі	2025 жылғы 4-тоқсан	ҰЭМ, Қаржымині, ЭМ, ИИДМ, "Самұрық-Қазына "ҰӘҚ" АҚ (келісу бойынша), "Samruk-Kazyna Construction" ақ (келісу бойынша), "Karabatan Utility Solutions" ЖШС (келісу бойынша)
60.	2-іс-шара: Мұнай-газ-химия кешендеріне мемлекеттік қолдау шараларын көрсету тетіктерін енгізу	Қазақстан Республикасы Заңының жобасы	2024 жылғы 4-тоқсан	ЭМ, ҰЭМ, Қаржымині, ИИДМ, ЭТРМ, СІМ, "Самұрық-Қазына" ҰӘҚ" АҚ (келісу бойынша), "ҚазМұнайГаз" ҰК" АҚ (келісу бойынша), "QazaqGaz" ҰК" АҚ (келісу бойынша), "KazakhInvest" ҰК" АҚ (келісу бойынша), "KAZENERGY" ЗТБ (келісу бойынша)
61.	3-іс-шара: Теңізде қуаты жылына 9,1 млрд м3 құрғақ газ шығаратын газ бөлу қондырғысын салу мәселесін пысықтау	Қазақстан Республикасының Үкіметіне ақпарат	2025 жылғы желтоқсан	ЭМ, "ҚазМұнайГаз "ҰК" АҚ (келісу бойынша), "KLPE" ЖШС
62.	4-іс-шара: Полиэтилен өндіру зауытын салу мәселесін пысықтау	Қазақстан Республикасының Үкіметіне ақпарат	2025 жылғы желтоқсан	ЭМ, ИИДМ, "ҚазМұнайГаз" ҰК" АҚ (келісу бойынша), "Силлено" ЖШС
63.	5-іс-шара: Бутадиен өндіру зауытын салу мәселесін пысықтау	Қазақстан Республикасының Үкіметіне ақпарат	2024 жылғы желтоқсан	ЭМ, ИИДМ, "Самұрық-Қазына" ҰӘҚ" АҚ (келісу бойынша), "Бутадиен" ЖШС (келісу бойынша)
64.	6-іс-шара: Полипропилен өндіру зауытын салу	пайдалануға беру актісі	2029 жылғы 4-тоқсан	ЭМ, ИИДМ, "Almex Polymer" ЖШС (келісу бойынша)
65.	7-іс-шара: Полиэтилентерефталат өндіру зауытын салу	пайдалануға беру актісі	2028 жылғы 4-тоқсан	ЭМ, ИИДМ, "ҚазМұнайГаз"ҰК" АҚ (келісу бойынша)
6-бағыт: Энергия үнемдеу және энергия тиімділігін арттыру 7-нысаналы индикатор. Энергетикадағы энергия сыйымдылығының 2021 жылғы деңгейден 2029 жылға қарай 5 % - ға төмендеуі 2023 жыл – 0,7 %; 2024 жыл – 1,4 %; 2025 жыл – 2,1 %; 2026 жыл – 2,8 % 2027 жыл – 3,5 % 2028 жыл – 4,2 %				ЭМ, ҰЭМ, Қаржымині, ИИДМ, ЖАО, "Самұрық-Қазына" ҰӘҚ" АҚ (келісу бойынша), "ҚазМұнайГаз" ҰК" АҚ (келісу бойынша), "Қазатомөнеркәсіп" ҰАК" АҚ (келісу бойынша), "KEGOC" АҚ (келісу бойынша), "QazaqGaz" ҰК" АҚ (келісу бойынша),
9-реформа: Энергия үнемдеу жүйесін жетілдіру
66.	1-іс-шара: Бюджеттің энергия тұтынуына толық мониторинг	мемлекеттік энергетикалық тізілім есебі	жыл сайын	ИИДМ, ЭЭДИ (келісу бойынша)
67.	2-іс-шара: Мемлекеттік сатып алудағы энергия тиімді жабдықтардың үлесін арттыру	мемлекеттік сатып алу есебі	жыл сайын	ИИДМ
68.	3-іс-шара: ЖЭО жаңғырту	Қазақстан Республикасының Үкіметіне ақпарат	жыл сайын	ЭМ, Қаржымині, ҰЭМ, ЖАО
69.	4-іс-шара: Өңірлерде электр желілерінің тозуын азайту	Қазақстан Республикасының Үкіметіне ақпарат	жыл сайын	ҰЭМ, Қаржымині, ЭМ, ЖАО, "Самұрық-Қазына" ҰӘҚ" АҚ (келісу бойынша), "ҚазМұнайГаз" ҰК" АҚ (келісу бойынша), "Қазатомөнеркәсіп" ҰАК" АҚ (келісу бойынша), "KEGOC" АҚ (келісу бойынша), "QazaqGaz" ҰК" АҚ (келісу бойынша)

Ескертпе: аббревиатуралардың толық жазылуы:

АҚДМ – Қазақстан Республикасының Ақпарат және қоғамдық даму министрлігі;

ҒЖБМ – Қазақстан Республикасының Ғылым және жоғары білім министрлігі

Еңбекмині – Қазақстан Республикасының Еңбек және халықты әлеуметтік қорғау министрлігі;

ЖАО – жергілікті атқарушы органдар;

"ЖЭК қолдау жөніндегі ҚЕАО" ЖШС – "Жаңартылатын энергия көздерін қолдау жөніндегі қаржы-есеп айырысу орталығы" ЖШС;

ЖШС – жауапкершілігі шектеулі серіктестік;

ЗТБ – заңды тұлғалар бірлестігі;

ИИДМ – Қазақстан Республикасының Индустрия және инфрақұрылымдық даму министрлігі;

Қаржымині – Қазақстан Республикасының Қаржы министрлігі;

"МГАТО" АҚ – "Мұнай және газ ақпараттық-талдау орталығы" акционерлік қоғамы

СИМ – Қазақстан Республикасының Сауда және интеграция министрлігі;

СИМ ТРМК – Қазақстан Республикасы Сауда және интеграция министрлігінің Техникалық реттеу және метрология комитеті;

СІМ – Қазақстан Республикасының Сыртқы істер министрлігі;

ТЭН – техникалық-экономикалық негіздеме;

"ҮМЗ" АҚ – "Үлбі металлургия зауыты" акционерлік қоғамы;

ҰАК – ұлттық атом компаниясы;

"ҰАТ" АҚ – "Ұлттық ақпараттық технологиялар" акционерлік қоғамы;

ҰӘҚ – Ұлттық әл-ауқат қоры;

ҰИМХТ АЭА – "Ұлттық индустриялық мұнай-химия технопаркі" арнайы экономикалық аймағы;

ҰК – ұлттық компания;

ҰКП – Ұлттық кәсіпкерлер палатасы;

ҰЭМ – Қазақстан Республикасының Ұлттық экономика министрлігі;

ЭТРМ – Қазақстан Республикасының Экология және табиғи ресурстар министрлігі;

ЭМ – Қазақстан Республикасының Энергетика министрлігі;

ЭЭДИ – Электр энергетикасын дамыту және энергия үнемдеу институты;

"ЭЭҚРҚО" АҚ – "Электр энергиясы мен қуаты нарығының казақстандық операторы" акционерлік қоғамы;

"KEGOC" АҚ – "Электр желілерін басқару жөніндегі Қазақстан компаниясы" акционерлік қоғамы (Kazakhstan Electricity Grid Operating Company).