О внесении изменений в постановления Правительства Республики Казахстан от 4 ноября 2014 года № 1171 "Об утверждении Генеральной схемы газификации Республики Казахстан на 2015 – 2030 годы"

Постановление Правительства Республики Казахстан от 31 декабря 2022 года № 1143. Утратило силу постановлением Правительства Республики Казахстан от 29 ноября 2023 года № 1055.

      Сноска. Утратило силу постановлением Правительства РК от 29.11.2023 № 1055.

      Правительство Республики Казахстан ПОСТАНОВЛЯЕТ:

      1. Внести в постановление Правительства Республики Казахстан от 4 ноября 2014 года № 1171 "Об утверждении Генеральной схемы газификации Республики Казахстан на 2015 - 2030 годы" следующие изменения:

      преамбулу изложить в следующей редакции:

      "В соответствии с подпунктом 4) статьи 5 Закона Республики Казахстан "О газе и газоснабжении" Правительство Республики Казахстан ПОСТАНОВЛЯЕТ:";

      Генеральную схему газификации Республики Казахстан на 2015 - 2030 годы изложить в новой редакции согласно приложению к настоящему постановлению.

      2. Настоящее постановление вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования.

      Премьер-Министр
Республики Казахстан
А. Смаилов

  Приложение
к постановлению Правительства
Республики Казахстан
от 31 декабря 2022 года № 1143
  Утверждена
постановлением Правительства
Республики Казахстан
от 4 ноября 2014 года № 1171

Генеральная схема газификации Республики Казахстан на 2015 – 2030 годы

Раздел 1. Введение

      1. Генеральная схема газификации Республики Казахстан на 2015 – 2030 годы (далее – Генеральная схема) является комплексным документом, предусматривающим стратегические направления приоритетности обеспечения внутренних потребностей Республики Казахстан в газе.

      2. В соответствии с Законом Республики Казахстан "О газе и газоснабжении" (далее – Закон) дальнейшая газификация страны включает достижение следующих основных задач:

      1) дальнейшее развитие газификации Республики Казахстан с охватом газификацией новых территорий и обеспечением надежности поставок газа на внутреннем рынке и учетом перспективы газоснабжения во всех регионах Республики Казахстан;

      2) модернизацию существующих и строительство новых объектов систем газификации с соединительными перемычками единой системы газоснабжения;

      3) поддержание и развитие положительного баланса газовых ресурсов, и выработку товарного газа с учетом растущих объемов потребления природного газа в структуре топливно-энергетического баланса Республики Казахстан и эффективного его использования в сфере нефтегазохимии и энергетики.

      Решения вышеперечисленных задач требуют принятия эффективных управленческих решений на долгосрочную перспективу с учетом темпов экономического развития Республики Казахстан.

      3. Предпринятые в последние годы мероприятия по развитию газовой отрасли позволили добиться относительной финансовой стабилизации газотранспортных организаций, увеличения объемов работ и технической реконструкции магистральных и местных газопроводных систем, что отразилось на росте внутреннего потребления газа.

      4. В настоящее время не в полной мере осуществляется переработка добываемого газа, на ряде месторождений отсутствует техническая возможность выделения и доставки природного газа с мест его добычи в систему транспортировки и регионы его потребления.

      5. Принятие Генеральной схемы направлено на объединение технологически и территориально отдельных звеньев газовой составляющей в нефтегазовом комплексе и создание единой отраслевой системы добычи, переработки, транспортировки и доставки до потребителей природного газа в сочетании с доставкой сжиженного природного и нефтяного газов.

      6. Актуализация Генеральной схемы направлена на создание условий для обеспечения внутренних потребностей Республики Казахстан в газе посредством не только широкомасштабного строительства новых газопроводов, но и внедрения цифровой технологии по цепочке транспортировки, доставки и учета подаваемого газа.

Раздел 2. Цели и задачи Генеральной схемы

      7. Цели – создание условий для устойчивого социально-экономического развития Республики Казахстан через поэтапное развитие транзитных мощностей магистральных газопроводов и их экспортного потенциала, а также увеличение охвата населения газоснабжением через создание единой газотранспортной системы для полного обеспечения потребности в газоснабжении за счет собственных ресурсов газа, как экологически чистого топлива.

      8. Основными задачами Генеральной схемы являются:

      1) формирование приоритетных направлений развития газификации страны и перспективных проектов строительства новых магистральных газопроводов для создания единой газотранспортной системы страны и покрытия возрастающих потребностей в регионах;

      2) определение перспективных схем транспортировки природного газа, размещение и модернизация объектов по подготовке, переработке и хранению товарного газа, а также доставке и реализации газа до потребителей в газообразном и (или) сжиженном виде;

      3) создание условий для увеличения доли потребления газа в структуре топливно-энергетического баланса Казахстана;

      4) разработка мер по государственной поддержке для разработки и введения в эксплуатацию новых газосодержащих месторождений при формировании долгосрочного баланса страны в природном газе;

      5) эффективное взаимодействие акционерного общества "Национальная компания "QazaqGaz" (далее – национальный оператор) и местных исполнительных органов при реализации проектов газификации, а также организации стабильного газоснабжения потребителей в регионах;

      6) реализация технической политики по реконструкции и модернизации объектов газотранспортной системы для обеспечения надежности и экологической безопасности работы на объектах транспортировки газа и газоснабжения на местах;

      7) осуществление мероприятий по достижению финансовой стабильности группы компаний национального оператора по поддержанию закупочных оптовых цен, стимулирующей увеличение ресурсов газа и поставок товарного газа на внутренний рынок, а также отработка новых схем и маршрутов экспортно-импортных поставок газа;

      8) отработка единой ценовой и тарифной политики на реализацию газа в разрезе категорий потребителей для стимулирования с учетом рыночных условий развития новых направлений эффективного использования товарного газа и поддержки справедливых цен для социальных объектов и населения.

      9. Главной целью реализации Генеральной схемы является обеспечение безопасного и бесперебойного газоснабжения возрастающих потребностей населения и экономики страны на базе максимального использования выгод от транзита природного газа, расширения ресурсной базы и эффективного ведения экспорта природного газа.

      При этом достижение этих целей предполагает увеличение ресурсов товарного газа с увеличением добычи газа на существующих и вовлечением новых месторождений с ростом выработки товарного газа чем от уровня 2021 года – 29,4 млрд м3/год до 42,1 млрд м3/год к 2030 году. Для обеспечения товарным газом внутреннего рынка и экспорта необходимо привлечение дополнительных инвестиций в новые проекты добычи и переработки газа с мерами по стимулированию инвесторов и предоставлению фискальных преференций на недропользование и обоснованных закупочных цен на товарный газ для добывающих компаний.

      10. На внутреннем рынке ставится задача увеличения уровня охвата газоснабжения населения Республики Казахстан с численностью 11 млн человек (57,67%) по итогам 2021 года до 13,5 млн человек (65%) к 2030 году. Данные расчеты построены на том, что будут использованы все возможные ресурсы газа и произойдет значительное увеличение потребления газа за счет энергетики и газохимии, что является оптимистичным сценарием развития газовой системы Республики Казахстан.

      11. При этом расчеты перспективного баланса добычи и потребления товарного газа указывает на возможный допустимый дефицит по ресурсам газа в пределах до 3 млрд м3 потребления газа.

      12. Транспортировка газа требует надежного и эффективного функционирования существующей газотранспортной системы, что предполагает выполнение мероприятий по модернизации и увеличению пропускной способности системы магистральных газопроводов.

      13. Расчеты показывают, что увеличение добычи сырого газа и производство товарного газа, активное развитие газификации южных и центральных районов Казахстана с переводом предприятий тепло-, электрогенерации на природный газ уже вызывают необходимость разработки технико-экономичного обоснования строительства второй нитки магистрального газопровода "Бейнеу – Бозой – Шымкент" с мощностью до 10 млрд м3/год на первом этапе и увеличением мощности транзита магистрального газопровода за счет строительства компрессорных станций до 15 млрд м3/год.

Раздел 3. Современное состояние газификации Республики Казахстан

      14. Особенностью добычи газа в Республике Казахстан является то, что практически на всех крупных месторождениях добываемый газ как попутный компонент извлекается из нефтегазовой смеси, что предопределяет зависимость объемов добычи газа от динамики добываемой нефти. По состоянию на 1 января 2020 года извлекаемые запасы газа составили 3,8 трлн м3, в том числе попутного (растворенного) газа – 2,2 трлн м3, и природного (свободного) газа – 1,6 трлн м3.

      Более 95% всех разведанных запасов газа сосредоточено в западных регионах Казахстана, при этом более 85% – в крупных нефтегазовых (Тенгиз, Кашаган, Королевское, Жанажол) и нефтегазоконденсатных (Карачаганак, Имашевское) месторождениях. При этом запасы крупнейших месторождений составляют, в частности, по месторождениям: Кашаган (1 353 млрд м3), Карачаганак (741 млрд м3), Тенгиз (510 млрд м3).

      15. Также предусмотрена разработка таких крупных месторождений как Имашевское и Хвалынское с суммарными запасами газа до 338,8 млрд м3.

      16. Обеспечение роста ресурсной базы газа планируется за счет проведения доразведки на новых территориях месторождений Имашевское (172 млрд м3), Хвалынское (166,7 млрд м3), Каламкас море (81 млрд м3), Каменско-Тепловско-Токаревская группа месторождений (41,8 млрд м3), Рожковское (28,8 млрд м3), Ансаган (22 млрд м3) и другие. Резервом для дальнейшего увеличения годовых объемов переработки и получения товарного газа является сохраняющаяся обратная закачка больших объемов добываемого газа в пласт.

      17. По итогам 2021 года этот объем обратной закачки газа составил порядка 32% от общей добычи и кроме этого 13% добываемого газа используется на собственные технологические нужды недропользователей.

Глава 1. Тенденция и прогноз развития добычи газа

Параграф 1. Прогноз добычи сырого газа

      18. В последние годы в газовой отрасли Республики Казахстан сохраняется тенденция динамичного роста объемов добычи сырого газа. К 2030 году добыча сырого газа в Казахстане ожидается на уровне 87 млрд м3. Однако из 87 млрд м3 добытого газа только 42,1 млрд м3 будет переработано в товарный газ (48%). Остальной газ будет использован на собственные нужды недропользователей или закачан обратно в пласт.

      Основными факторами сохранения этой тенденции являются подтвержденные запасы и имеющиеся мощности по добыче, первичной подготовке и переработке газа на основных месторождениях Казахстана: Тенгиз, Карачаганак и Кашаган, определенных инвестиционными обязательствами в большей степени недропользователями из числа иностранных инвесторов. Кроме этого, увеличению добычи газа способствует ввод в эксплуатацию новых месторождений с переводом их из стадии пробной эксплуатации в промышленную.

      19. Обратная закачка газа в пласт является одним из эффективных способов поддержания пластового давления, решение по выбору данного метода принимается с учетом геологических, технико-экономических факторов. На месторождениях Тенгиз и Карачаганак обратная закачка газа является апробированным методом поддержания пластового давления с выстроенной инфраструктурой, который подтверждается проектными документами.

      С учетом рассмотрения различных альтернативных вариантов поддержания пластового давления обратная закачка газа на этих месторождениях принята как базовое и оправданное решение для поддержания уровня добычи жидких углеводородов. Однако зависимость объемов закачки и влияния от этого коэффициента отдачи жидких компонентов углеводорода на более поздних этапах освоения месторождения требует постоянного изучения и корректировки для прогнозных объемов добычи и выработки товарного газа.

      20. На месторождениях Тенгиз и Карачаганак с учетом реализуемых проектов расширения принятие решений в пользу большей коммерциализации газа потребует дополнительного обоснования с учетом технологических особенностей и экономического эффекта от объемов обратной закачки газа.

      21. Добыча сырого газа за период с 2012 по 2021 годы выросла более чем в 1,8 раза, а на перспективу до 2030 года согласно прогнозам Министерства энергетики Республики Казахстан объемы добычи газа вырастут к 2025 году до 71,8 млрд м3 и к 2030 году до 87,1 млрд м3 в год или рост добычи газа к 2030 году составит в 1,6 раза. Динамика добычи газа по реалистичному сценарию приведена в приложении 1 к настоящей Генеральной схеме.

      Значительный удельный вес в общем объеме добычи газа по итогам 2021 года приходится на месторождения Атырауской области, доля добычи которых составляет порядка 44 % от объемов добычи по Республике Казахстан, а именно на месторождения Тенгиз, Кашаган, Королевское. Все большую долю добычи газа занимает месторождение Карачаганак в Западно-Казахстанской области до 37,8 %. И только 11 % от республиканских объемов добычи газа приходится на месторождения Актюбинской области Жанажол, Кожасай, Алибекмола, а в Мангистауской области (5,2 %) – Узень, Жетыбай и другие.

      22. При этом перспективное развитие газовой отрасли на долгосрочную перспективу будет связано с освоением месторождений казахстанского сектора Каспийского моря. По оценке Министерства энергетики Республики Казахстан ожидаемые объемы добычи газа по Кашагану составляют порядка 9 млрд м3/год.

      Из данного объема, согласно договору между национальным оператором и подрядными компаниями по Соглашению о разделе продукции по Северо-Каспийскому проекту от 18 ноября 1997 года, национальный оператор будет приобретать ежегодно порядка 2,5–3 млрд м3 Кашаганского газа до окончания срока действия Соглашения о разделе продукции по Северному Каспию, то есть до 2042 года.

      Для своевременной подготовки инфраструктуры ведется строительство газоперерабатывающего завода мощностью до 1 млрд м3 в районе поселка Ескене вблизи Установки комплексной подготовки нефти Болашак Атырауской области с оценочной стоимостью 387,85 млрд тенге с планируемым вводом в эксплуатацию в 2025 году. Предполагается, что на данном газоперерабатывающем заводе будет вырабатываться 750 млн м3/год товарного газа, 119 тысяча тонн/год сжиженного газа, 212 тысяч тонн/год серы и 35 тысяч тонн/год газового конденсата.

      23. Предполагаемое увеличение объемов газа, передаваемых для внутренних потребителей для выработки товарного газа с 2026 года в объеме 2 млрд м3/год с месторождения Кашаган и 3 млрд м3/год с месторождения Тенгиз, а в последующие периоды до 2030 года еще 6 млрд м3/год с месторождения Кашаган, потребует принятия решений в ближайшие годы о строительстве новых перерабатывающих мощностей на 5 – 6 млрд м3/год в районе указанных месторождений, в том числе возможной переработке до 2 млрд м3 карачаганакского газа на созданных мощностях Чинаревского месторождения.

Параграф 2. Производство товарного газа и его перспективные ресурсы

      24. В стране имеются четыре крупных газоперерабатывающих завода и несколько небольших заводов, а также действует важная договоренность по переработке газа с месторождения Карачаганак за пределами страны на Оренбургском газоперерабатывающем заводе в России. К четырем основным заводам относятся старый Казахский газоперерабатывающий завод, принадлежащий акционерному обществу "Национальная компания "КазМунайГаз" (далее – АО "НК "КазМунайГаз") в Мангистауской области, Тенгизский газоперерабатывающий завод (мощностью 7,9 млрд м3/год в Атырауской области), Жанажольский газоперерабатывающий завод (мощностью 7 млрд м3/год в Актюбинской области) и газоперерабатывающий завод "Болашак" (мощностью 6 млрд м3/год в Атырауской области).

      Текущая перерабатывающая мощность четырех газоперерабатывающих заводов с учетом ввода в эксплуатацию перерабатывающих мощностей проекта Кашаган (завода по комплексной подготовке нефти и газа "Болашак") составляет 23,8 млрд м3/год. Вместе с имеющимися в распоряжении мощностями на Оренбургском газоперерабатывающем заводе в России это представляется достаточным для переработки основной части объемов коммерческой добычи газа в стране, ожидаемых на протяжении примерно десяти ближайших лет.

      25. Также нефтегазодобывающие компании активно развивают установки по комплексной подготовке газа. С нарастающими перспективными объемами добычи углеводородного сырья предполагаются строительство новых (Кашаганский, Карачаганакский, и Чинаревский), а также модернизация и расширение существующих газоперерабатывающих (Жанажолский, Тенгизский) предприятий. Действующие мощности по переработке и очистке природного газа в Республике Казахстан приведены в таблице согласно приложению 2 к настоящей Генеральной схеме.

      26. Анализ таблицы 1, приведенной в приложении 2 к настоящей Генеральной схеме, показывает, что проектные объемы переработки газа уже не обеспечивают переработку добываемых объемов газа, в первую очередь, по месторождениям Тенгиз и Кашаган. Дальнейшее предполагаемое увеличение потребления товарного газа не покрывается мощностью переработки на существующих газоперерабатывающих заводов, поэтому вполне оправдано поэтапное строительство Кашаганского газоперерабатывающего завода на 1 млрд м3/год с дальнейшим расширением, что будет обеспечивать покрытие не только увеличения потребления товарного газа, но и падающих объемов выработки газа на малых месторождениях в Мангистауской и Кызылординской областях.

      Принятие мер по развитию новых мощностей по переработке и очистке газа позволит значительно увеличить объемы производства товарного газа с достижением уровня до 32 млрд м3/год, а с учетом переработки карачаганакского газа на Оренбургском газоперерабатывающем заводе мощности по производству товарного газа к 2030 году могут составить до 37,7 млрд м3.

      27. При этом следует учесть, поскольку специфика добычи жидких углеводородов предполагает применение технологии обратной закачки газа в пласты, то значительные объемы добываемого газа продолжают использоваться на эти цели. Но это одновременно позволяет регулировать более равномерный рост отбора товарного газа из добываемого сырого газа на имеющихся и строящихся газоперерабатывающих мощностях по переработке газа.

      Из прогнозного баланса газа Республики Казахстан (оптимистичный сценарий), приведенного в таблице согласно приложению 3 к настоящей Генеральной схеме, следует, что до 2030 года при сравнительно меньших объемах закачки газа в пласт месторождений против базового варианта Генеральной схемы на новый период сохраняется тенденция резкого роста объемов этой закачки сырого газа. Объемы закачиваемого газа являются резервом для последующего увеличения выработки товарного газа, поэтому на последующих этапах при отрицательном балансе товарного газа возможны переговоры с недропользователями на базе специальных исследований по вопросу оптимизации объемов обратной закачки газа с учетом эффективности извлечения жидких компонентов углеводородного сырья. Это связано с ожидаемым опережающим ростом потребления газа особенно при сезонных колебаниях, что потребует регулирования темпов закачки газа для покрытия потребности в газе за счет собственных ресурсов.

Параграф 3. Разработка новых месторождений газа

      28. Потенциал увеличения добычи сырого газа и производства товарного газа в настоящее время связан с перспективными месторождениями АО "НК "КазМунайГаз", такими как "Урихтау" и "Западная Прорва" и месторождениями национального оператора Анабай и Придорожное. Увеличение добычи сырого газа за счет этих проектов составит до 2,2 млрд м3 к 2030 году.

      Дополнительно существуют подтвержденные извлекаемые запасы газа на ряде месторождений, для добычи которых необходима оценка строительства объектов инфраструктуры по добыче, переработке и транспортировке товарного газа.

      29. Сдерживающим фактором для реализации новых проектов добычи и переработки газа является их недостаточная рентабельность, которая обусловлена:

      1) низкими закупочными ценами на газ у добывающих компаний из-за необходимости сдерживания розничных цен на газ на внутреннем рынке и имеющихся ограничений для экспортных поставок;

      2) высокими капитальными затратами на реализацию газовых проектов;

      3) отсутствием разведанных коммерческих обнаружений и малыми запасами газа на разведанных месторождениях.

      30. По поручению Президента Республики Казахстан К. К. Токаева ведется работа по принятию комплекса мер по повышению инвестиционной привлекательности для доразведки и разработки пока нерентабельных месторождений, в рамках совместной рабочей группы, состоящей из представителей Правительства Республики Казахстан, ассоциации "Казахстанский Совет иностранных инвесторов", АО "НК "КазМунайГаз" и национального оператора.

      31. В части увеличения добычи газа рассматриваются два основных механизма по повышению инвестиционной привлекательности газовых проектов:

      1) стимулирующая формула цены для закупа газа национальным оператором у недропользователей для новых проектов разведки, добычи и переработки газа;

      2) преференции для газовых проектов, в том числе фискальные, охватывающие этапы разведки, добычи, переработки газа и строительства подводящей газотранспортной инфраструктуры.

      32. Газ будет закупаться у недропользователей по формуле на комиссионной основе в рамках долгосрочных офтейк-контрактов с учетом предоставления равного беспрепятственного доступа к газотранспортной системе для всех недропользователей, инвестирующих в новые газовые проекты.

      Формула будет предложена в качестве оферты всем недропользователям и распространяться на новые объемы газа в разрезе месторождений. Министерством национальной экономики Республики Казахстан и Министерством финансов Республики Казахстан рассматриваются механизмы предоставления фискальных преференций, так как стимулирующей формулы недостаточно для обеспечения необходимой рентабельности газовых проектов.

      Применение стимулирующей формулы цены на газ и преференций, в том числе фискальных, для новых газовых проектов предполагается закрепить законодательно с учетом механизма улучшенного модельного контракта, который будет подписываться между уполномоченным органом в сфере газа и газоснабжения и инвестором.

Параграф 4. Вопросы геологоразведки на газосодержащих месторождениях

      33. На данный момент имеется ряд газоперспективных месторождений (Актоты, Каламкас-море, Орталык, Кайран, Лебяжий, Южное Придорожное, Кубасай, Пионерское, Ракушечное, Аса, Хазар, Махат, Нуржанов, Южный Урихтау, Каламкас суша, Хвалынское, Имашевское, Ростошинское), которые требуют доразведки и планирования проектов добычи газа.

      Также имеется ряд перспективных газоносных участков (Аскер, Северный, Южный, Карповский Южный, Карповский Северный, Федоровский блок, Кобыланды, Шырак), имеющих значительные ресурсы газа. Из-за отсутствия необходимости в увеличении ресурсов газа из-за невысокого уровня потребления газа и низких цен на газ в Республике Казахстан данные месторождения не вызывали интереса у инвесторов и национальных компаний.

      Данные месторождения и участки относятся к простаивающему фонду и не вовлечены в разведку и разработку, из-за их низкой рентабельности освоения в коммерческих целях не вызывают интереса у инвесторов на фоне усиления экологических ограничений и сдерживания закупочных цен ввиду социальной направленности добываемой продукции.

      34. Проведение геологоразведочных работ – это более долгосрочная работа и затратный процесс. Поэтому на первом этапе требуется работа по вовлечению для добычи ранее обнаруженных запасов газа и уже на последующих стадиях вести разведочные работы для восполнения запасов.

      Для этого предполагаются:

      1) проведение геологоразведочных работ на территориях с высоким потенциалом обнаружения газовых ресурсов в пределах основных осадочных бассейнов и повышение изученности в пределах малоизученных осадочных бассейнов;

      2) привлечение международных нефтегазовых компаний и других инвесторов к разведке углеводородов с учетом предоставления преференций на период разведки и добычи;

      3) продолжение исследований технико-экономической возможности коммерциализации газа на крупных нефтегазовых активах;

      4) разработка и реализация программы разведки углеводородов с учетом привлечения международных нефтегазовых компаний;

      5) увеличение добычи и производства товарного газа за счет уже имеющихся проектов в АО "НК "КазМунайГаз", готовых к разработке, в случае экономической целесообразности их разработки с учетом предоставления стимулирующих цен на газ и фискальных преференций;

      6) предоставление фискальных преференций для повышения инвестиционной привлекательности проектов разведки, добычи, переработки газа и строительства подводящей газовой инфраструктуры;

      7) разработка национальным оператором стимулирующей формулы цены на газ, предполагающей реализацию части объемов по цене "нетбэк от экспорта" на комиссионной основе по долгосрочным офтейк-контрактам с учетом беспрепятственного доступа к газотранспортным мощностям для всех недропользователей, инвестирующих в новые газовые проекты.

Глава 2. Динамика и структура потребления товарного газа

      35. Современное состояние газификации регионов Казахстана характеризуется высокой динамикой увеличения охвата газоснабжением. С разной степенью темпов газификации подача газа осуществляется в 18 регионов страны, включающих 15 областей с учетом трех вновь образовавшихся (Туркестанской области, областей Жетісу и Ұлытау), а также трех городов республиканского значения.

      Таким образом, за период реализации Генеральной схемы число территорий, куда удалось начать поставки газа, увеличилось на семь новых регионов, а именно, Карагандинская, Акмолинская, Восточно-Казахстанская области и город Астана, а также три вновь образованные области, как Туркестанская область, области Жетісу и Ұлытау.

      36. Более высокие уровни газификации сложились в западном регионе: Мангистауская – 98,4 %, Атырауская – 98,7 %, Западно-Казахстанская – 98,9 % и Актюбинская области – 92,7 %. Кроме этого, с вводом в эксплуатацию магистральных газопроводов "Бейнеу – Шымкент", "Алматы – Талдыкорган" активная газификация ведется в южных регионах, что обусловило устойчивый рост потребления газа на первом этапе реализации Генеральной схемы.

      В предстоящий период до 2030 года ожидается практически завершение газификации в областях западного региона и основные работы по газификации в связи с завершением строительства магистрального газопровода "Бейнеу – Шымкент" и газовой магистрали "Казахстан – Китай" будут вестись в Кызылординской, Туркестанской, Жамбылской, Алматинской областях и области Жетісу.

      37. В структуре потребления газа наибольшая доля приходится на предприятия топливно-энергетического комплекса (до 39 %) и промышленности (22 %). Структура потребителей товарного газа приведена в таблице согласно приложению 4 к настоящей Генеральной схеме.

      38. Кроме этого, большие возможности для расширения работ по газификации созданы в северных областях с завершением строительства первого этапа магистрального газопровода "Сарыарка" на участке "Кызылорда – Жезказган – Караганда – Астана" протяженностью более 1 тысячи км. В настоящее время в результате принятых Правительством Республики Казахстан мер по синхронизации строительства магистральных газопроводов и газораспределительных сетей в городах Жезказгане, Караганде, Темиртау введены в эксплуатацию первые пусковые комплексы с подачей газа для потребителей.

      Наиболее активно газификация проведена в столице страны, где уже построено и введено в эксплуатацию более 50 % от протяженности предполагаемых газопроводов с подачей газа в наиболее социально и экологически уязвимые микрорайоны города в районах Коктал-1,2, Железнодорожное с переводом на природный газ водогрейных котлов на энергоцентрах ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 и строящейся ТЭЦ-3. Кроме этого, подготовлена проектно-сметная документация практически по всем прилегающим к магистральному газопроводу "Сарыарка" районным центрам и населенным пунктам вышеуказанных областей.

      39. В Восточно-Казахстанской области из-за ограничения ресурсов газа на местном месторождении "Сарыбулак", ускоренных темпов экспорта газа дальнейшая газификация, в частности, восьми населенных пунктов, для которых уже построены подводящие газопроводы, будет решена с учетом подтверждения запасов газа на месторождении Сарыбулак, по меньшей мере для сохранения объемов газоснабжения.

      40. В рамках Генеральной схемы строительство объектов газификации и в первую очередь подводящих газопроводов в регионах ведется при финансировании до 80-90 % за счет средств республиканского бюджета, тогда как за счет местных бюджетов выполняются разработка проектно-сметной документации и софинансирование строительства внутрипоселковых газовых сетей.

      41. Также за счет средств национального оператора в 2022 году завершается программа по модернизации газораспределительных сетей в городах Шымкенте и Таразе, а также ведется системная работа по модернизации магистральных газопроводов в западном регионе. Большая работа проведена национальным оператором по газификации территорий Актюбинской, Мангистауской, Кызылординской и южных областей Республики Казахстан в рамках подписанных меморандумов с местными исполнительными органами по реализации проектов газификации населенных пунктов за счет инвестиционных тарифов.

      42. Кроме этого, за прошедший период в южных областях активно используется практика газификации за счет частных инвесторов через прямые инвестиции, а также на основе модели государственно-частного партнерства. К примеру, по схеме частных инвестиций в Алматинском регионе построены объекты подводящих магистральных газопроводов с установкой автоматизированных газораспределительных станций для газификации города Кунаева и районного центра Чунджа с газификацией прилегающих к газопроводам ряда населенных пунктов.

      43. В результате уровень газификации по стране по итогам 2021 года составил 57,67% с охватом газоснабжением 11 млн человек. При этом важно отметить, что за годы реализации Генеральной схемы наблюдался устойчивый рост потребления газа, в частности, только за последние 5 лет объем потребления вырос в 1,4 раза. Объемы потребления товарного газа в 2017-2021 годах приведены в графике согласно приложению 5 к настоящей Генеральной схеме.

      44. Для дальнейшего развития газотранспортной системы страны важное значение имеет выгодное географическое расположение территории Казахстана. Ранее существовавшие газовые магистральные сети, объединенные в единую газотранспортную систему за счет вновь построенных магистральных транзитных и экспортных газопроводов, обеспечили возможность транзита газа через территорию страны и экспорта казахстанского газа в направлении Российской Федерации и Китайской Народной Республики. Это создает дополнительные возможности для повышения экспортного потенциала национального оператора в условиях низкой рентабельности поставок газа потребителям на внутреннем рынке Республики Казахстан.

      45. Так, в 2009 году завершена первая очередь строительства двухниточного магистрального газопровода "Казахстан – Китай" (нитки "А", "В") с последующим вводом в эксплуатацию нитки "С", пролегающего по территории южных областей, протяженностью до 1300 км и производительностью до 55 млрд м3/год. Оператором магистральной системы выступает совместное казахстанско-китайское предприятие "Товарищество с ограниченной ответственностью "Азиатский газопровод".

      В развитие этого проекта в качестве второго участка транзитного магистрального газопровода "Казахстан – Китай" в 2013 году введен в эксплуатацию однониточный магистральный газопровод "Бейнеу – Бозой – Шымкент" производительностью 10 млрд м3/год с участием инвестиций китайской стороны. Эксплуатация и этого газопровода осуществляется казахстанско-китайским предприятием "Товарищество с ограниченной ответственностью "Газопровод Бейнеу – Бозой – Шымкент". В 2017-2020 годы по инициативе казахстанской стороны проектная мощность магистрального газопровода наращивалась с поэтапным вводом в эксплуатацию пяти компрессорных станций до 15 млрд м3/год при общей протяженности магистрального газопровода – 1450 км, диаметр – 1 067 мм и проектном давлении – 9,8 МПа.

      Строительство указанных газопроводов имеет стратегическое значение для газоснабжения Республики Казахстан, так как это позволило осуществлять транзит собственных ресурсов газа с западного региона в южные и северные области. Так, магистральный газопровод "Бейнеу – Бозой – Шымкент" соединил три ранее действующие газовые магистрали ("Средняя Азия – Центр" на западе, "Бухара – Урал" в центре и "Бухарский газоносный район – Ташкент – Бишкек- Алматы" на юге Республики Казахстан) в единую систему.

      46. Еще ранее магистральный газопровод "Средняя Азия – Центр" в районе компрессорной станции "Александров Гай" был присоединен перемычкой к северной группе магистрального газопровода "Оренбург – Новопсков" и магистрального газопровода "Союз", расположенных на территории Западно-Казахстанской области. Таким образом, в прошедшее десятилетие было завершено объединение разрозненных газопроводов в единую газотранспортную систему Республики Казахстан, что технически позволяет очищенный карачаганакский газ с Оренбургского газоперерабатывающего завода подать в южные и северные регионы Республики Казахстан.

      47. Все это позволило избежать ранее существовавшие перебои в поставках газа потребителям южного региона и особенно в зимний период. Более того, представилась возможность экспорта в 2021 году имевшихся свободных ресурсов газа с западных месторождений в объеме 7,2 млрд м3, в том числе в Китайскую Народную Республику – 5,9 млрд м3 в рамках контракта с китайской стороной в объеме до 10 млрд м3/год.

      48. Кроме этого, по итогам 2021 года международный транзит газа по магистральным газопроводам национального оператора составил – 79,3 млрд м3, в том числе: среднеазиатского газа – 48,5 млрд м3 и российского – 30,8 млрд м3.

Раздел 4. Экономически и социально обоснованные направления дальнейшего развития газовой отрасли для надежного газоснабжения потребителей Республики Казахстан.

      49. Генеральной схемой рассмотрены оптимистичный и реалистичный сценарии развития газификации, основанные в первую очередь на наличии перспективного баланса ресурсной базы добычи сырого газа, на фоне возрастающего спроса на газ на внутреннем рынке, активного развития системы магистральных газопроводов и газораспределительных сетей. При этом прогнозные сценарии развития газоснабжения и газопотребления регионов Республики Казахстан до 2030 года сформированы с учетом приоритетов осуществления газификации.

      50. Оптимистичный сценарий развития газификации базируется на базе опережающего роста объемов добычи сырого газа с выработкой товарного газа созданием новых мощностей по переработке газа и транспортировке газа до регионов к 2030 году, а именно:

      1) несмотря на снижение предполагаемого уровня добычи газа по Республике Казахстан до 87,1 млрд м3 к 2030 году против предполагаемых объемов добычи в базовом варианте Генеральной схемы, что составляло около 110 млрд м3/год, за счет оптимизации плановых объемов обратной закачки газа с 75,3 до 51,8 млрд м3/год будет выработано, превышающий объем товарного газа до 42,1 млрд м3 или в 1,8 раза больше к 2030 году;

      2) в результате остается – 33,5 млрд м3 товарного газа с учетом расхода газа на нужды недропользователей, который может быть реализован непосредственно потребителям Республики Казахстан в рамках Генеральной схемы;

      3) указанный объем товарного газа позволяет покрыть ожидаемую потребность в газе 32,4 млрд м3/год, а остаточный объем газа около 1,1 млрд м3 может быть использован для поставок на экспорт или покрытие неучтенных заявок при условии, что для покрытия пиковых потреблений в зимний период будут согласованы сезонные обменные операции с операторами транзитных газопроводов;

      4) важно отметить, что ожидаемый рост потребления газа в целом по Республике Казахстан на 13,3 млрд м3 к 2030 году против 2021 года до 70% или около 9,6 млрд м3 предполагается за счет создаваемой новой подотрасли – как газохимия и за счет масштабного перевода теплоэнергоцентров в городах Алматы, Шымкенте, Кызылорде и Астане, а также подачи газа на промпредприятия (акционерное общество "Арселлор Миттал Темиртау", акционерное общество "Жайремский горно-обогатительный комбинат") и другие.

      51. Таким образом, по оптимистичному сценарию развития газовой отрасли создаются новые возможности для расширения охвата населения газоснабжением и стимулирования развития новых отраслей по глубокой переработке газовых фракций добываемого сырого газа с переводом угольных станций на природный газ в рамках международных обязательств Республики Казахстан по вопросам глобальной экологии, в том числе по Парижскому соглашению к Рамочной конвенции Организации Объединенных Наций по изменению климата и Конвенции о трансграничном загрязнении воздуха на большие расстояния. При этом на последующих стадиях мониторинга реализации мероприятий по Генеральной схеме потребуется проведение анализа обеспеченности внутренними ресурсами газа на перспективу 20-30 лет в целях исключения рисков нехватки газа для создаваемых проектов по газохимии, связанных, в первую очередь, с переработкой этана, пропана и бутана, а также использованием метана для производства метанола.

      Крайне важно для обеспечения оптимистичного сценария развития газовой системы с учетом перевода действующих тепло-, энергокомплексов сбалансировать как ресурсы добычи и выработки товарного газа, так и обеспечение транзитными возможностями газовых магистралей со строительством новых газопроводов и отработать режим транспортировки.

      К примеру, в южный регион может потребоваться к 2028-2030 годам использование дополнительных мощностей транзита от магистрального газопровода "Казахстан – Китай" в среднем до 30 млн м3/сутки с кратковременным увеличением до 40 млн м3/сутки, что означает использование до 20% мощности указанного магистрального газопровода для внутренних нужд Республики Казахстан.

      52. Так действующие цены на природный газ в южных и северных регионах без специальных компенсационных мер могут отразиться на кратном повышении стоимости коммунальных услуг. Тем более, предлагаемая политика повышения цен на товарный газ до справедливых уровней, учитывая, что в Республике Казахстан в данный период самые низкие цены на газ, вызовет еще большие препятствия для перевода энергетики на природный газ.

      53. Кроме этого, предполагаемое увеличение объемов потребления газа в южном регионе за счет энергетики потребует, во-первых, строительства второй нитки магистрального газопровода "Бейнеу – Бозой – Шымкент" стоимостью около 1 триллиона тенге, а также решения вопроса по дополнительному транзиту в направлении Алматинского региона и в случае невозможности согласования дополнительных транзитных мощностей по магистральному газопроводу "Казахстан – Китай" потребуется решение вопроса по строительству второй нитки магистрального газопровода "Бейнеу – Бозой – Шымкент" в качестве обводного газопровода вокруг границы Республики Кыргызстан.

      54. С учетом стабильного роста потребления и ожидаемого высокого спроса на природный газ в ближайшие годы, а также принятых мер по созданию новых транзитных мощностей для доставки газа в регионы на втором этапе реализации Генеральной схемы до 2030 года достаточно рассмотрение реалистичного сценария развития отрасли без необходимости расчетов по пессимистичному сценарию из-за отсутствия на то оснований.

Глава 3. Обоснование реалистичного сценария развития газификации

      55. Исходя из возможных сценариев развития газификации и текущих тенденций в газовой отрасли с исключением возможных рисков выполнены расчеты по более реалистичному сценарию развитию газификации, что обусловлено следующими основными факторами:

      1) необходимостью поддержания бездефицитного баланса газа по годовому и сезонному режиму потребления газа с использованием мер сезонного регулирования заявленных объемов газа для промпредприятий и энергетики;

      2) наличием технической возможности и достижения соглашений с компаниями, осуществляющими транзит газа по территории Республики Казахстан, для покрытия недостающих объемов газа по режиму поставок в зимние пиковые периоды с использованием обменных операций;

      3) завершением второго и третьего этапов строительства магистрального газопровода "Сарыарка" до 2025 года до городов Кокшетау и Петропавловска, а также газификации городов, населенных пунктов области Ұлытау и Карагандинской, Акмолинской областей, города Астана в полном объеме и первого этапа газификации по Акмолинской области;

      4) ожидаемым значительным ростом потребления газа в южном регионе Республики Казахстан и возможным отбором газа до 25 млн м3/сутки по магистральному газопроводу "Сарыарка" для северных областей и необходимостью двухэтапного расширения транзита газа по магистральному газопроводу "Бейнеу – Бозой – Шымкент" еще на 45 млн м3/сутки на участке "Бейнеу – Бозой –компрессорная станция "Караозек" второй нитки газопровода до компрессорной станции "Караозек" (первый этап) и в последующем до 2030 года на участке "Компрессорная станция Караозек – Шымкент" (второй этап);

      5) достижением договоренностей с китайской стороной о предоставлении в зимние пиковые периоды потребления резервной мощности магистральных газопроводов "Бейнеу – Бозой – Шымкент" и "Казахстан – Китай" для транзита дополнительных объемов газа потребителям южного региона до перемычек (ТIР-2) в Жамбылской области и (ТIР-3) и проектируемой (ТIР-4) в районе Алматы суммарно до 30 – 40 млн м3/сутки связи с ожидаемым увеличением отбора на северные регионы через магистральный газопровод "Сарыарка". Это вызвано активной фазой газификации пригородной зоны Алматинского региона и населенных пунктов области Жетісу от магистрального газопровода "Алматы – Талдыкорган", переводом в южном регионе крупных объектов теплоэнергетики на природный газ с суммарно-суточным объемом потребления в пиковые периоды до 15 млн м3/сутки;

      6) завершением строительства газопроводов – отводов до крупных населенных пунктов от транзитных и магистральных газопроводов практически во всех областях южного, западного и северного регионов Республики Казахстан;

      7) проводимой работой уполномоченным органом в сфере газа и газоснабжения и местными исполнительными органами по отработке новых газопроводных маршрутов и альтернативных вариантов газификации областей восточного региона Республики Казахстан.

      8) модернизацией и строительством новых мощностей по переработке и очистке газа как нового газоперерабатывающего завода "Жанаозен", газоперерабатывающего завода на Кашагане, а также локальных комплексов на малых месторождениях с выработкой сжиженного газа.

      Таким образом, значительная часть требуемых инвестиций для развития объектов транспортировки и переработки газовой отрасли, финансируемых по линии национальных компаний, составляет около 2,4 трлн тенге и будет направлена на расширение транзитных мощностей, в том числе на расширение мощности магистрального газопровода "Бейнеу – Бозой – Шымкент" около 1 триллиона тенге. Учитывая высокую капиталоемкость данного проекта, потребуется всестороннее обоснование эффективности такого решения с учетом дополнительных инвестиций по переводу объектов энергетики и промышленности на природный газ в южных и северных областях.

      56. Для реалистичного сценария развития газоснабжения и поддержания бездефицитного баланса по товарному газу и объемам потребления требуется дополнительно рассмотреть варианты поэтапного перевода объектов энергетики и промышленности на природный газ при обязательном наличии второго вида топлива.

      В этом случае для реалистичного сценария снижаются риски по обеспечению ресурсов сырого газа за счет месторождений с невысокими дебетами и недостаточной рентабельностью газосодержащих месторождений.

      Это связано с тем, что в случае сохранения оптимистичного варианта расчетных объемов потребления газа по Генеральной схеме возможно возрастание дефицита в товарном газе до 4,8 млрд м3/год без учета значительного разрыва в режиме потребления газа в зимний период.

      57. Также важно учесть влияние действующих цен и тарифов природного газа на спрос и объемы потребления газа. Так, в последние годы возрастание цен на уголь с повышенной калорийностью, поставляемый для населения, проживающего в малоэтажных домах, в частности, в северных регионах, привело его к тому, что цены на газ в пересчете по теплотворной способности выровнялись с ценами на уголь. Учитывая, что разработка новых месторождений предполагает повышение цен и тарифов на природный газ, в этом случае преимущество угля по цене будет сдерживать охват населения газоснабжением.

      Поэтому пересмотр ценовой и тарифной политики в системе газоснабжения не должен приводиться только за счет повышения цен, но и путем частичного выравнивания цен по регионам. Это приведет к сдерживанию неэффективного использования газа только потому, что в ряде регионов природный газ оказался самым дешевым видом топлива, учитывая, что дешевый газ изначально по действующим нормам имеет приоритет для газоснабжения населения и социальной сферы.

      Однако на основе данных местных исполнительных органов и газоснабжающих служб развитие объемов потребления газа по регионам рассчитано на уровне оптимистичных прогнозов.

      Таким образом, реалистичный сценарий развития газификации по объему потребления газа к 2030 году может составить до 28 млрд м3/год, что в полном объеме покрывается собственными ресурсами газа в случае задержки разработки новых месторождений из категории нерентабельных по третьей и четвертой группам с оценочными объемами добычи до 5,3 млрд м3/год.

      58. В структуре инвестиционных затрат наибольшая доля затрат приходится на строительство внутрипоселковых и внутригородских распределительных газопроводов, где основным используемым материалом является полиэтиленовая труба.

      С пуском в эксплуатацию на территории специальной экономической зоны "Национальный индустриальный нефтехимический технопарк" в Атырауской области завода по производству полиэтилена представится возможность поддержания более стабильных цен на эту продукцию, а значит это позволит исключить регулярные корректировки проектов по сметной стоимости и простои заводов из-за отсутствия сырья, а также сделает стоимость строительства более стабильной и подключение населения к газоснабжению более доступным для населения в сравнении, если бы использовались импортируемые стальные трубы.

      59. При реализации мероприятий по газификации с учетом охвата населения Республики Казахстан возможно достижение охвата населения газификацией на уровне – 65% с подключением к газоснабжению городов Астаны, Караганды, Темиртау, Жезказгана и других населенных пунктов и предприятий, расположенных вдоль магистрального газопровода "Сарыарка", а также по другим регионам с охватом около 2,9 тысяч населенных пунктов по Республике Казахстан.

      60. Для реализации масштабных инвестиционных проектов необходимо предусмотреть механизм поэтапного повышения оптовых цен на газ на внутреннем рынке до уровня, обеспечивающего финансовую базу для развития и поддержания в техническом надлежащем состоянии системы магистральных газопроводов.

      С другой стороны, стоимость подаваемого газа и услуги по транспортировке не должны превышать сложившуюся долю расходов населения на коммунально-бытовые платежи по регионам.

      61. Согласно проведенным расчетам протяженность вновь построенных подводящих и распределительных газопроводов до 2030 года может составить – 39,6 тысяч км.

      62. Необходимой мерой для расширения газификации является опережающее обеспечение ресурсной базой с разработкой комплекса мер по стимулированию разработки имеющих запасов природного газа за счет преференций для национального оператора и его партнеров.

Глава 4. Сравнительный анализ использования альтернативных источников газоснабжения

      63. Оптимальное развитие систем топливо-энергоснабжения предусматривает максимальное использование наиболее прогрессивных и экологически чистых энергоресурсов. Таковыми являются сжиженный природный газ, природный газ и сжиженный нефтяной газ.

      По сравнению с другими видами органического не возобновляемого топлива они являются наиболее экологически чистыми и удобными в использовании, поэтому на ближайшие годы останутся основой внутреннего спроса на топливно-энергетические ресурсы при всех вариантах развития с учетом необходимых объемов материально-технических ресурсов.

      64. Сравнительный анализ цен на энергоносители в Республике Казахстан и действующих тарифов на природный газ показывает экономическую выгоду в сторону использования каменного угля. Однако это характерно для регионов, где традиционно в структуре потребления энергоресурсов наибольший удельный вес потребления приходится на каменный уголь, что обосновывается зависимой территориально-энергетической структурой потребления. Учитывая затраты времени, высокую трудоемкость по использованию каменного угля в коммунально-бытовом секторе и высокую нагрузку на экологию, экономическим эффектом в данном случае выступает сокращение затрат на экологические мероприятия.

Глава 5. Использование сжиженного природного газа при газификации восточного региона и удаленных населенных пунктов Республики Казахстан

      65. В целях создания рынка сетевого газа автономное энергоснабжение небольших промышленных предприятий и населенных пунктов с помощью сжиженного природного газа на территориях, ранее негазифицированных, является привлекательной сферой для инвестиций со сравнительно коротким сроком окупаемости капитальных вложений. Автономные объекты малой энергетики помогут ликвидировать проблему энергообеспечения отдаленных регионов.

      66. С учетом мировых трендов роста использования природного газа как моторного топлива, как фактор улучшения окружающей среды со снижением выброса парниковых газов, в том числе от автотранспорта, государственные меры все больше стимулируют использование компримированного природного газа в качестве моторного топлива для автотранспортных средств.

      Так, по итогам 2020 года в стране с учетом вновь строящихся имеется 20 автомобильных газонаполнительных компрессорных станций, а также 2 249 единиц автобусов, работающих на компримированном природном газе. Это позволило достигнуть большого прогресса в реализации компримированного природного газа за годы реализации Генеральной схемы.

      67. Для строительства подводящих и газораспределительных газопроводов требуется длительное время, около 10 лет. Поэтому на начальном этапе для создания спроса у потребителя при отсутствии газовой инфраструктуры первым этапом для подготовки газификации могут быть строительство газопроводов с доставкой сжиженного природного газа до пунктов регазификации и подача газа населению через газопроводы природного газа. Примером может служить опыт газификации природным газом в городе Астане, где крупные потребители параллельно газификации города продолжают получать сжиженный природный газ для нужд котельных социальных объектов.

      Далее по мере развития спроса происходят укрупнение сетей и хранилищ сжиженного природного газа, строительство автогазозаправочных станций при крупных объектах и соответствующих объектов для населения (регазификаторы в жилых микрорайонах). И уже после всего этого при соответствующей инфраструктуре и поддержке местных исполнительных органов дальнейшая газификация может быть продолжена сетевым природным газом. При этом мобильные сооружения по регазификации сжиженного природного газа, а также его хранению могут быть перемещены в другие районы для продолжения работ.

      68. Сжиженный природный газ позволяет создать спрос и соответствующую инфраструктуру на начальном этапе, достаточные для экономически привлекательного проведения газопровода на последующем этапе. Вариант использования сжиженного природного газа для газоснабжения регионов, отдаленных от ресурсов природного газа, к примеру, населенные пункты области Абай и Восточно-Казахстанской областей, может быть принят путем строительства завода по сжижению природного газа от магистрального газопровода "Сарыарка". Однако окончательное решение по развитию такого проекта возможно только после завершения проводимых переговоров с российской стороной по вопросу поставок природного газа по предложенной схеме строительства газопроводов в Генеральной схеме.

Глава 6. Использование сжиженного нефтяного газа и его перспективные ресурсы

      69. Государством ведется работа по стимулированию развития рынка сжиженного нефтяного газа, в том числе в части расширения использования сжиженного нефтяного газа в качестве газомоторного топлива. Если в 2017 году на автогазозаправочных станциях республики потреблялось 545 тысяч тонн сжиженного нефтяного газа, то уже в 2020 году это потребление выросло до 1 120 тысяч тонн, что в общем годовом объеме потребления этого вида топлива по стране составляет более 70%.

      70. В соответствии с пунктом 46 Общенационального плана мероприятий по реализации Послания Главы государства народу Казахстана от 1 сентября 2020 года принят Закон Республики Казахстан "О внесении изменений и дополнений в некоторые законодательные акты Республики Казахстан по вопросу реализации отдельных положений Послания Главы государства народу Казахстана от 1 сентября 2020 года "Казахстан в новой реальности: время действий", которым внесены соответствующие поправки о поэтапном переходе реализации сжиженного нефтяного газа через товарные биржи с 1 января 2023 года.

      Также, Законом Республики Казахстан от 30 декабря 2021 года № 96-VII "О внесении изменений и дополнений в некоторые законодательные акты Республики Казахстан по вопросам торговой деятельности, развития биржевой торговли и защиты персональных данных" внесены соответствующие поправки в Закон, предусматривающие переход к реализации сжиженного нефтяного газа через товарные биржи.

      Переход от действующего механизма к полной реализации сжиженного нефтяного газа через товарные биржи и отмена института аккредитации газосетевых организаций позволят обеспечить создание равных и недискриминационных условий приобретения объемов сжиженного нефтяного газа напрямую у производителей для всех участников рынка. Это будет способствовать развитию конкуренции, позволит сократить влияние на рынок непродуктивных посредников, создаст благоприятные условия для развития малого и среднего бизнеса.

      71. Производство сжиженного нефтяного газа в целом по Республике Казахстан составляет порядка 3 млн тонн в год.

      72. Разный уровень технологической характеристики заводов и качества перерабатываемого сырья определяет и уровень выхода продуктов его переработки. Наиболее высокий процент выхода сжиженного нефтяного газа отмечен у товарищества с ограниченной ответственностью "Тенгизшевройл".

      73. Реализуемая Генеральная схема в некоторой степени снизила объемы потребления сжиженного нефтяного газа за последние 5 лет. Тем не менее, с реализацией Генеральной схемы до 2030 года, предусматривающей мероприятия по полномасштабной газификации населения, предполагается и поставка сжиженного нефтяного газа в регионы, отдаленные от магистральных газопроводов. Согласно прогнозным расчетам Генеральной схемы перспективные потребности Республики Казахстан в сжиженном нефтяном газе (пропан-бутан) составят порядка 1 654 тысяч тонн в год.

      74. Снижение объемов потребления сжиженного нефтяного газа в прогнозируемом периоде обосновывается увеличением уровня газификации Республики Казахстан до 65 %.

Раздел 5. Основные мероприятия по реализации Генеральной схемы

      75. Обеспечение стабильного развития экономики Казахстана и выполнение международных обязательств напрямую зависят от способности газовой отрасли реализовывать инвестиционные проекты по развитию газификации и газоснабжению внутреннего рынка.

      76. Основными задачами для содействия инвестиционным процессам развития газификации и газоснабжения должны стать:

      1) стимулирование расширенного воспроизводства сырьевых (газовых, газоконденсатных) запасов;

      2) создание благоприятных условий и гарантий для реализации крупных инвестиционных проектов, способствующих значительному мультипликативному эффекту на долгосрочный период;

      3) стимулирование эффективного развития газификации и газоснабжения в новых регионах с учетом внедрения инновационных технологий и оборудования;

      4) совершенствование законодательства с принятием особого порядка по вопросам временного и постоянного отвода земель под строительство газопроводов по статусу под государственные нужды по примеру магистральных газопроводов, а также затрат на пуско-наладочные работы для включения в сводную сметную стоимость строительства;

      5) упрощение механизма передачи объектов газоснабжения, построенных за счет бюджетных средств, из коммунальной собственности местных исполнительных органов на баланс национальному оператору;

      6) пересмотр пункта в Законе, где не определены полномочия заказчиков проектов строительства магистральных и распределительных газопроводов по выдаче технических условий на подключение вновь строящихся газопроводов или потребителей газа до передачи газопроводов эксплуатирующей компании;

      7) определение механизма передачи функций местных исполнительных органов по строительству систем газоснабжения в ведение национального оператора для обеспечения качества строительства объектов газоснабжения и своевременной их передачи на баланс эксплуатирующим организациям.

      77. Предусматриваются меры и мероприятия по реализации последовательной государственной политики в области ценообразования и тарифообразования, газосбережения и энергосбережения, что позволит обеспечить наиболее эффективное использование инвестиционных средств, рациональное и комплексное расходование невосполнимого ископаемого ресурса – природного газа.

      78. Обеспечение стабильного развития экономики Республики Казахстан и выполнение международных обязательств напрямую зависят от способности газовой отрасли реализовывать инвестиционные проекты по развитию газификации внутреннего рынка.

      79. В рамках рассмотрения возможности газификации регионов посредством сжиженного природного газа необходима гармонизация нормативных правовых актов Республики Казахстан в области технического регулирования и стандартов с соответствующими международными стандартами в сфере использования сжиженного природного газа и газомоторного топлива.

      80. В рамках стимулирования и развития газификации регионов сжиженным природным газом необходимо предусмотреть меры стимулирования для транспортных средств, использующих газ в качестве моторного топлива.

      81. При реализации программ развития газификации необходимо предусматривать мероприятия по внедрению современных интегрированных систем учета газа, что позволит обеспечить действенный мониторинг за потреблением газа на внутреннем рынке. Широкомасштабное внедрение приборов учета на внутреннем рынке повысит эффективность использования газа населением.

Раздел 6. Перечень и техническая характеристика планируемых к строительству, модернизации и (или) реконструкции объектов систем газоснабжения

      82. При оценке объемов строительства газораспределительных систем учтены особенности современного состояния газификации регионов Республики Казахстан, в частности, реализованные мероприятия по строительству и планируемые инвестиционные проекты по модернизации и реконструкции существующих газораспределительных систем, а также требования по обеспечению эффективности строительства сетей газораспределения при соответствующем росте объема потребления газа. Более точная потребность в строительстве газораспределительных сетей может быть определена с учетом особенностей и технического состояния существующей системы газификации. Сроки реализации строительства предусмотрены с учетом развития и реконструкции объектов систем газификации в разрезе регионов (освоение ресурсов и строительство магистральных газопроводов от них).

      83. Присоединение строящихся газопроводов и газификация новых потребителей требуют увеличения пропускной способности распределительных систем. Эта работа будет проводиться в рамках распределения средств финансирования проектов по реалистичному сценарию и принятых в 2021 и 2022 годах комплексных планов социально-экономического развития областей.

      84. При технических расчетах протяженности газопроводов были приняты усредненные значения по основным показателям строительства внутрипоселковых (внутригородских) газопроводов:

      1) средняя протяженность внутрипоселковых газопроводов на одного абонента (малоэтажного строения) – 30 м;

      2) средняя протяженность внутриквартальных газопроводов на один многоэтажный дом принимается из расчета 150 м.

      85. В целом по вновь газифицированным территориям Республики Казахстан предполагаются внедрение оборудования с современными конструктивными решениями: оснащение газорегуляторного пункта средствами автоматизированного учета потребления газа и дистанционной передачи данных, телемеханизации диспетчерских пунктов и системами автоматизированного управления газораспределительной системы, а также использование цифровых технологий по закреплению трасс газопроводов для облегчения выявления мест утечек газа и поиска их расположения, другие.

Раздел 7. Необходимые финансовые ресурсы и их источники

      86. Согласно проведенным укрупненным расчетам по определению объемов необходимых инвестиций общий объем капитальных вложений в строительство объектов газификации по Республике Казахстан по оптимистичному сценарию составит порядка – 4,3 трлн тенге до 2030 года со строительством 42,6 тысяч км газопроводов различных категорий и 2 газоперерабатывающих заводов (в ценах 2022 года). Из них на долю национального оператора приходится 2,4 трлн тенге, а по проектам местных исполнительных органов будет построено 39,6 тысяч км газопроводов с расчетной суммой 1,9 трлн тенге. Данные суммы будут корректироваться по мере выделения средств из различных источников финансирования.

      Согласно Закону финансирование реализации Генеральной схемы осуществляется за счет доходов национального оператора, бюджетных средств и иных источников, не запрещенных законодательством Республики Казахстан. При этом проведенные в рамках региональных схем газификации укрупненные расчеты по инвестициям необходимы для предварительной оценки и планирования, но не являются окончательными. Детальный план финансирования будет осуществлен непосредственно на стадии составления проектных документов на газификацию.

      87. Решение по финансированию из средств национального оператора принимается в соответствии с корпоративными правилами рассмотрения инвестиционных проектов национального оператора. Оценка объемов финансирования газификации из средств национального оператора может быть рассчитана только на базе цены оптовой реализации товарного газа с учетом маржи национального оператора в размере 5 % с 2016 года по 2021 год и 10 % с 2022 года по 2030 год.

      88. Вместе с тем предполагается, что по мере реализации Генеральной схемы и выявления целесообразности тех или иных проектов, объемы финансирования по отдельным проектам будут корректироваться в режиме сопровождения реализации Генеральной схемы с уточнением основных показателей и изменением структуры проектных решений каждые 3 года.

Раздел 8. Схема размещения существующих и планируемых к строительству объектов систем газоснабжения

      89. Существующая схема газоснабжения городов и населенных пунктов технологически связана с магистральной газотранспортной системой, которая создавалась как часть общесоюзной газотранспортной системы, ориентированной на поставки природного газа из республик Средней Азии в Российскую Федерацию, Украину и республики Закавказья.

      В этой связи газоснабжение производилось только в городах и населенных пунктах, примыкающих к магистральным газопроводам. Созданная на данный период единая система перетоков и транспортировки товарного газа с западных месторождений газа на южные и северные регионы Республики Казахстан позволяет одновременно выполнять экспортные поставки собственных ресурсов природного газа практически во все направления соседних стран Республики Казахстан. Схема транзита, импорта и экспорта газа по газопроводным системам национального оператора приведена в приложении 6 к настоящей Генеральной схеме.

      90. С учетом экономической целесообразности и рентабельности строительства объектов газоснабжения в региональные схемы газификации включена большая часть предполагаемых для газоснабжения на базе существующих и планируемых к строительству объектов газоснабжения.

      91. В конечном итоге согласно Генеральной схеме, приведенной в приложении 7 к настоящей Генеральной схеме, предполагается создание единой замкнутой газотранспортной системы, обеспечивающей энергетическую независимость по добыче, переработке и транспортировке товарного газа.

Глава 7. Схема поставок газа в северный регион

      92. В 2019 году введен в эксплуатацию первый этап строительства магистрального газопровода "Сарыарка" по маршруту Кызылорда – Жезказган – Караганда – Астана с подключением к магистральному газопроводу "Бейнеу – Бозой – Шымкент" в районе города Кызылорды. Реализация данного проекта позволила начать газификацию Карагандинской, Акмолинской областей, области Ұлытау и города Астаны. А в перспективе после завершения второго и третьего этапов строительства магистрального газопровода "Сарыарка" газификацией будут охвачены Акмолинская, Северо-Казахстанская области, а также удаленные населенные пункты Костанайской области на границе Северо-Казахстанской области.

      93. В последующем с подключением этого газопровода к магистральному газопроводу "Бухара – Урал" через существующий газопровод-отвод "Карталы – Рудный" на территории Республики Казахстан в районе поселка Тобол, откуда можно методом замещения производить поставку газа с месторождения Карачаганак, будет обеспечена энергетическая безопасность северных областей и столицы Республики Казахстан от поставок газа извне и сезонных колебаний потребления газа.

      94. Реализация первого этапа строительства магистрального газопровода "Сарыарка" предусматривает планомерное увеличение транспортировки и потребления газа с выходом на полную проектную мощность до 25 млн м3/сутки в 2030 году, что равносильно годовой мощности до 10 млрд м3/год. Максимальная пропускная способность газопровода при условии реализации всех проектных решений со строительством двух компрессорных станций будет эквивалентна около 9-10 млрд м3/год.

      95. В целях расширения охвата газоснабжением Костанайской области и удовлетворения растущих объемов потребления газа города Астаны рассматривается возможность расширения газопровода-отвода "Карталы – Рудный" от магистрального газопровода "Бухара – Урал" с дальнейшей возможностью строительства магистрального газопровода по маршруту "Тобол – Атбасар – Астана" для закольцовки магистрального газопровода "Сарыарка" с газовой системой Костанайской области с целья повышения надежности и его производительности для обеспечения зимних пиковых потреблений по северным областям и городу Астане.

Глава 8. Схема поставок газа в восточный регион

      96. На территории Восточно-Казахстанской области реализован проект строительства магистрального газопровода "Сарыбулак – Зимунай" в направлении Китайской Народной Республики обшей протяженностью 92,5 км. Реализация проекта позволила газифицировать населенные пункты Зайсанского районов Восточно-Казахстанской области.

      97. Из-за отсутствия собственных ресурсов, обеспечивающих потребителей восточного региона газом, Генеральной схемой для газификации населенных пунктов области Абай и Восточно-Казахстанской, Павлодарской областей рассматривается вариант перспективной газификации с магистрального газопровода "Карталы – Зайсан" от газотранспортной системы "Бухара – Урал". Анализ вариантов строительства газопроводов из Российской Федерации в восточный регион страны определил оптимальный маршрут строительства газопровода от компрессорной станции "Карталы" на территории Российской Федерации по маршруту "Карталы – Тобол – Астана – Курчатов – Семей – Усть-Каменогорск – Зайсан" с отводами на населенные пункты: города Экибастуз, Аксу, Павлодар с прилегающими населенными пунктами Павлодарского, Шарбактинского и Успенского районов, город Семей и населенные пункты Бородулихинского и Аксуатского районов области Абай, города Усть-Каменогорск, Риддер и населенные пункты Шемонаихинского, Глубоковского, Уланского, Тарбагатайского и Зайсанского районов. Расчетный объем потребления товарного газа по восточному региону на первом этапе перспективного развития может составить порядка 1,8 млрд м3/год с газификацией до 215 населенных пунктов.

Раздел 9. Сроки реализации Генеральной схемы на перспективу

      98. Реализация Генеральной схемы будет осуществлена поэтапно с перспективой до 2030 года.

      99. Реализация Генеральной схемы по реалистичному сценарию развития предполагает достижение следующих прогнозных результатов:

      1) достижение бездефицитного баланса газа, что подразумевает оптимизацию прогнозируемых и заявленных объемов газа предприятиями промышленности и энергетики;

      2) уровень потребления газа на внутреннем рынке к 2030 году достигнет по реалистичному сценарию 28 млрд м3;

      3) будет газифицировано дополнительно 1 267 населенных пунктов, что позволит повысить уровень охвата газификацией до 65% газоснабжением всего по Республике Казахстан до 2,9 тысяч городов и населенных пунктов;

      4) общая протяженность строительства новых газопроводов составит порядка 42,6 тысяч км всех категорий газопроводов, из них 4,6 тысяч км приходится на магистральные газопроводы, в том числе 3 тысячи км будут построены национальным оператором, 1,6 тысяч км местными исполнительными органами;

      5) прогнозируемый объем инвестиций составит порядка – 4,3 трлн тенге (в ценах 2022 года) по проектам, реализуемым с участием национального оператора, АО "НК "КазМунайГаз" и 1,9 трлн тенге по линии местных исполнительных органов, частных инвесторов и договоров с населением.

      100. Кроме этого важным аспектом в реализации Генеральной схемы является обеспечение снижения вредного воздействия на окружающую среду особенно после реализации мероприятий по переводу на природный газ теплоэнергетических центров в городах Алматы, Шымкенте, Кызылорде и Астане.


  Приложение 1
к Генеральной схеме
газификации
Республики Казахстан
на 2015 – 2030 годы

Динамика добычи газа по реалистичному варианту*

     


      * Источник: по данным Министерства энергетики Республики Казахстан


  Приложение 2
к Генеральной схеме
газификации
Республики Казахстан
на 2015 – 2030 годы

Действующие мощности по переработке и очистке природного газа в Республике Казахстан

      таблица

Наименование газоперерабатывающих заводов и установок комплексной подготовки газа Проектная мощность Фактическая выработка за 2021 год
По производству товарного газа млрд м3 По производству сжиженного нефтяного газа, тысяча тонн Производство товарного газа, млрд м3 Производство сжиженного нефтяного газа, тысяча тонн

Комплексы по переработке сырого газа с поставкой товарного газа в газотранспортные системы

Тенгизский газоперерабатывающий завод

8,8

1 500

8.7

1 449,8

Оренбургский газоперерабатывающий завод по карачаганакскому газу

переработка на Оренбургском газоперерабатывающем заводе

-

6.9 – возврат очищенного газа

Коммерческая реализация

Карачаганакский перерабатывающий комплекс

1
(неочищенный газ)

-

0,8 – на внутреннее пользование

-

Газоперерабатывающий завод Болашак

4,4

900

4,6

-

Жанажолский газоперерабатывающий завод

7,5

1 000

4,1

527,8

Установка комплексной подготовки газа "КазГерМунай"

0,5

140

0,3

84,3

Установка комплексной подготовки газа "Амангельды Газ"

0,7

-

0,3

-

Установка комплексной подготовки газа "Чинаревская"

1,4

140

0,5

63,5

Казахский газоперерабатывающий завод

2,9

80

0,7

177

Установка комплексной подготовки газа "Кожасай"

0,3

40

0,3

41,3

Итого:

23,1

3660

25,7

2 343,7


  Приложение 3
к Генеральной схеме
газификации
Республики Казахстан
на 2015 – 2030 годы

Прогнозный баланс газа Республики Казахстан (оптимистичный сценарий), млрд м3 таблица

№ п/п Структура объемов добычи и переработки природного газа Факт Прогноз
2021 год,
млрд м3
2025 год, млрд м3 2030 год, млрд м3
оптимистичный реалистичный оптимистичный реалистичный

1

Добыча сырого газа на месторождениях

53,8

71,8

69,5

87,1

81,7

2

Закачка в пласт сырого газа

17,3

31,7

31,7

41

41

3

Технологические потери при переработке, неизбежное сжигание на факелах

6,6

7,0

6,7

3,9

3,65

4

Производство товарного газа (природный газ)

29,9

33,1

31,1

42,2

37,1

5

Расход товарного газа на внутренние нужды месторождений газотурбинные электростанции, котельные

3,9

7,1

5,1

8,7

6,7

6

Товарный газ на внутренний рынок

18,9

26,0

26,0

33,5

28,0

7

Экспорт/импорт товарного газа

7,1

-6,9

0,1

-4,1

2,4


  Приложение 4
к Генеральной схеме
газификации
Республики Казахстан
на 2015 – 2030 годы

Структура потребителей товарного газа таблица

№ п/п

Наименование сегментов

2021 год,
млрд м3

Доля в %

2030 год
млрд м3

Доля в %

1

Потребление товарного газа
по Республике Казахстан

18,96

100

33,5

100

2

Тепло-энерговырабатывающие комплексы

7,36

34,9

13,58

40,5

3

Промышленные предприятия

4,08

36,5

9,1

27,2

4

Население и коммунально-бытовые объекты

6,02

26,6

8,2

24,5

5

Прочие юридические лица

1,03

2

2,02

6

6

Потери

0,39

2,1

0,6

1,8

      Источник: по данным национального оператора.


  Приложение 5
к Генеральной схеме
газификации
Республики Казахстан
на 2015 – 2030 годы

Объемы потребления товарного газа в 2017 – 2021 годах

     



  Приложение 6
к Генеральной схеме
газификации
Республики Казахстан
на 2015 – 2030 годы

Схема транзита, импорта и экспорта газа по газопроводным системам национального оператора

     



  Приложение 7
к Генеральной схеме
газификации
Республики Казахстан
на 2015 – 2030 годы

Генеральная схема газификации Республики Казахстан до 2030 годы

     


Қазақстан Республикасы Үкіметінің "Қазақстан Республикасын газдандырудың 2015 – 2030 жылдарға арналған бас схемасын бекіту туралы" 2014 жылғы 4 қарашадағы № 1171 қаулысына өзгерістер енгізу туралы

Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2022 жылғы 31 желтоқсандағы № 1143 қаулысы. Күші жойылды - Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2023 жылғы 29 қарашадағы № 1055 қаулысымен

      Ескерту. Күші жойылды - ҚР Үкіметінің 29.11.2023 № 1055 қаулысымен.

      Қазақстан Республикасының Үкіметі ҚАУЛЫ ЕТЕДІ:

      1. "Қазақстан Республикасын газдандырудың 2015 – 2030 жылдарға арналған бас схемасын бекіту туралы" Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2014 жылғы 4 қарашадағы № 1171 қаулысына мынадай өзгерістер енгізілсін:

      кіріспе мынадай редакцияда жазылсын:

      "Газ және газбен жабдықтау туралы" Қазақстан Республикасының Заңы 5-бабының 4) тармақшасына сәйкес Қазақстан Республикасының Үкіметі ҚАУЛЫ ЕТЕДІ:";

      Қазақстан Республикасын газдандырудың 2015 – 2030 жылдарға арналған бас схемасы осы қаулыға қосымшаға сәйкес жаңа редакцияда жазылсын.

      2. Осы қаулы алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі.

      Қазақстан Республикасының
Премьер-Министрі
Ә. Смайылов

  Қазақстан Республикасы
Үкіметінің
2022 жылғы 31 желтоқсандағы
№ 1143 қаулысына
қосымша
  Қазақстан Республикасы
Үкіметінің
2014 жылғы 4 қарашадағы
№ 1171 қаулысымен
бекітілген

Қазақстан Республикасын газдандырудың 2015 – 2030 жылдарға арналған бас схемасы 1-бөлiм. Кіріспе

      1. Қазақстан Республикасын газдандырудың 2015 – 2030 жылдарға арналған бас схемасы (бұдан әрі – Бас схема) Қазақстан Республикасының газға деген ішкі қажеттіліктерін қамтамасыз ету басымдығының стратегиялық бағыттарын көздейтін кешенді құжат болып табылады.

      2. "Газ және газбен жабдықтау туралы" Қазақстан Республикасының Заңына (бұдан әрі – Заң) сәйкес елді одан әрі газдандыру мынадай негізгі міндеттерге:

      1) Қазақстан Республикасының барлық өңірлерін газбен жабдықтау перспективаларын ескере отырып, жаңа аумақтарды газдандырумен қамтып және ішкі нарыққа газ жеткізудің сенімділігін қамтамасыз етіп, Қазақстан Республикасын газдандыруды одан әрі дамытуға;

      2) газбен жабдықтаудың бірыңғай жүйесінің жалғастырушы өткелдері бар газдандыру жүйелерінің жұмыс істеп тұрған объектілерін жаңғыртуға және жаңа объектілерін салуға;

      3) Қазақстан Республикасының отын-энергетикалық теңгерімі құрылымында табиғи газды тұтынудың өсіп келе жатқан көлемін және оны мұнай-газ-химия мен энергетика саласында тиімді пайдалануды ескере отырып, газ ресурстарының және тауарлық газ өндірудің оң теңгерімін қолдауға және дамытуға қол жеткізуді қамтиды.

      Жоғарыда аталған міндеттерді шешу Қазақстан Республикасының экономикалық даму қарқынын ескере отырып, ұзақ мерзімді перспективаға тиімді басқарушылық шешімдер қабылдауды талап етеді.

      3. Газ саласын дамыту бойынша соңғы жылдары қабылданған іс-шаралар газ тасымалдау компанияларының салыстырмалы түрде қаржылық орнықтылығына, жұмыс көлемін ұлғайтуға әрі магистральдық және жергілікті газ құбыры жүйелерін техникалық реконструкциялауға қол жеткізуге мүмкіндік туғызды, бұл газды ішкі тұтынудың өсуіне әсер етті.

      4. Қазіргі уақытта шығарылатын газды өңдеу толық көлемде жүзеге асырылмайды, бірқатар кен орындарында табиғи газ өндіру орындарынан оны тасымалдау жүйесіне және оны тұтыну өңірлеріне бөлу мен жеткізудің техникалық мүмкіндігі жоқ.

      5. Бас схеманы қабылдау мұнай-газ кешеніндегі газ құрамдас бөліктерінің технологиялық және аумақтық жекелеген буындарын біріктіруге және сұйытылған табиғи және мұнай газдарын жеткізумен үйлестіре отырып, табиғи газды өндірудің, қайта өңдеудің, тасымалдаудың және тұтынушыларға дейін жеткізудің бірыңғай салалық жүйесін құруға бағытталған.

      6. Бас схеманы өзектілендіру жаңа газ құбырларын кең ауқымды салу арқылы ғана емес, сонымен қатар берілетін газды тасымалдау, жеткізу және есепке алу тізбегі бойынша цифрлық технологияны енгізу арқылы Қазақстан Республикасының газға деген ішкі қажеттіліктерін қамтамасыз ету үшін жағдай жасауға бағытталған.

2-бөлім. Бас схеманың мақсаттары мен міндеттері

      7. Мақсаттары – магистральдық газ құбырларының транзиттік қуаттарын және олардың экспорттық әлеуетін кезең-кезеңімен дамыту арқылы Қазақстан Республикасының орнықты әлеуметтік-экономикалық дамуы үшін жағдайлар жасау, сондай-ақ экологиялық таза отын ретінде газдың меншікті ресурстары есебінен газбен жабдықтауға қажеттілікті неғұрлым толық қамтамасыз ету үшін бірыңғай газ тасымалдау жүйесін құру арқылы халықты газбен қамтуды ұлғайту.

      8. Бас схеманың негізгі міндеттері:

      1) елдің бірыңғай газ тасымалдау жүйесін құру және өңірлерде өсіп келе жатқан қажеттілікті жабу үшін елді газдандыруды дамытудың басым бағыттарын және жаңа магистральдық газ құбырларын салудың перспективалы жобаларын қалыптастыру;

      2) табиғи газды тасымалдаудың, тауарлық газды дайындау, қайта өңдеу және сақтау жөніндегі объектілерді орналастыру мен жаңғыртудың, сондай-ақ газды газ тәрізді және (немесе) сұйытылған түрде тұтынушыларға дейін жеткізу мен өткізудің перспективалық схемаларын айқындау;

      3) Қазақстанның отын-энергетикалық теңгерімі құрылымында газ тұтыну үлесін ұлғайту үшін жағдайлар жасау;

      4) елдің табиғи газдағы ұзақ мерзімді теңгерімін қалыптастыру үшін құрамында газы бар жаңа кен орындарын игеру және пайдалануға беру мақсатында мемлекеттік қолдау шараларын әзірлеу;

      5) газдандыру жобаларын іске асыру, сондай-ақ өңірлерде тұтынушыларды тұрақты газбен жабдықтауды ұйымдастыру кезінде "QazaqGaz" ұлттық компаниясы" акционерлік қоғамы (бұдан әрі – ұлттық оператор) мен жергілікті атқарушы органдардың тиімді өзара іс-қимыл жасауы;

      6) жергілікті жерлерде газ тасымалдау және газбен жабдықтау объектілеріндегі жұмыстың сенімділігі мен экологиялық қауіпсіздігін қамтамасыз ету үшін газ тасымалдау жүйелері объектілерін реконструкциялау және жаңғырту жөніндегі техникалық саясатты іске асыру;

      7) газ ресурстарын ұлғайтуды және ішкі нарыққа тауарлық газды жеткізуді ынталандыратын көтерме сатып алу бағаларын ұстап тұру бойынша ұлттық оператор компаниялары тобының қаржылық орнықтылығына қол жеткізу жөніндегі іс-шараларды жүзеге асыру, сондай-ақ газды экспорттық-импорттық жеткізудің жаңа схемалары мен бағыттарын пысықтау;

      8) нарықтық жағдайларды ескере отырып тауарлық газды тиімді пайдаланудың жаңа бағыттарын дамытуды ынталандыру және әлеуметтік объектілер мен халық үшін әділ бағаларды қолдау үшін тұтынушылар санаттары бөлінісінде газды өткізуге арналған бірыңғай баға және тариф саясатын пысықтау болып табылады.

      9. Бас схеманы іске асырудың басты мақсаты табиғи газ транзитінен түсетін пайданы барынша пайдалану, ресурстық базаны кеңейту және табиғи газ экспортын тиімді жүргізу негізінде халық пен ел экономикасының өсіп келе жатқан қажеттіліктерін қауіпсіз және іркіліссіз газбен жабдықтауды қамтамасыз ету болып табылады.

      Бұл ретте осы мақсаттарға қол жеткізу кен орындарының жұмыс істеп тұрғандарында газ өндіруді ұлғайту және жаңаларын тарту арқылы тауарлық газ өндіруді 2021 жылғы жылына 29,4 млрд м3 деңгейінен 2030 жылға қарай жылына 42,1 млрд м3 дейін өсіре отырып, тауарлық газ ресурстарын ұлғайтуды көздейді. Ішкі нарықты және экспортты тауарлық газбен қамтамасыз ету үшін инвесторларды ынталандыру және жер қойнауын пайдалануға фискалдық преференциялар мен өндіруші компаниялар үшін тауарлық газға негізді сатып алу бағаларын беру шараларымен газ өндіру мен өңдеудің жаңа жобаларына қосымша инвестициялар тарту қажет.

      10. Ішкі нарықта Қазақстан Республикасының халқын газбен қамтудың 2021 жылдың қорытындысы бойынша саны 11 млн адам (57,67 %) болған деңгейін 2030 жылға қарай 13,5 млн адамға (65 %) дейін ұлғайту міндеті қойылып отыр. Бұл есеп-қисаптар газдың барлық ықтимал ресурстары пайдаланылатынына және энергетика мен газ-химия есебінен газ тұтынудың едәуір ұлғаятынына негізделген, бұл Қазақстан Республикасының газ жүйесін дамытудың оптимистік сценарийі болып табылады.

      11. Бұл ретте тауарлық газды өндіру мен тұтынудың перспективалық теңгерімінің есеп-қисабы газ ресурстары бойынша 3 млрд м3 дейінгі шекте жол берілетін ықтимал тапшылықты көрсетеді.

      12. Газ тасымалдау қазіргі газ тасымалдау жүйесінің сенімді және тиімді жұмыс істеуін талап етеді, бұл магистральдық газ құбырлары жүйесінің өткізу қабілетін жаңғырту және ұлғайту жөніндегі іс-шаралардың орындалуын көздейді.

      13.  Есеп-қисаптар шикі газ өндіруді ұлғайту және тауарлық газ өндіру, жылу, электр генерациясы кәсіпорындарын табиғи газға ауыстыра отырып, Қазақстанның оңтүстік және орталық аудандарын газдандыруды белсенді дамыту бірінші кезеңде қуаты жылына 10 млрд м3 дейінгі "Бейнеу – Бозой – Шымкент" магистральдық газ құбырының екінші тармағын салу және компрессорлық станцияларды салу есебінен магистральдық газ құбыры транзитінің қуатын жылына 15 млрд м3 дейін ұлғайту бойынша техникалық-экономикалық негіздемені әзірлеуді қажет ететінін көрсетіп отыр.

3-бөлім. Қазақстан Республикасын газдандырудың қазіргі жай-күйі

      14. Қазақстан Республикасында газ өндірудің ерекшелігі – барлық дерлік ірі кен орындарында өндірілетін газдың ілеспе компонент ретінде мұнай-газ қоспасынан алынатыны, бұл газ өндіру көлемінің өндірілетін мұнай серпініне тәуелділігін айқындап береді. 2020 жылғы 1 қаңтардағы жағдай бойынша алынатын газ қорлары 3,8 трлн м3 құрады, оның ішінде ілеспе (еріген) газ – 2,2 трлн м3 және табиғи (бос) газ – 1,6 трлн м3.

      Барлық барланған газ қорларының 95 %-дан астамы Қазақстанның батыс өңірлерінде, бұл ретте 85 %-дан астамы – ірі мұнай-газ (Теңіз, Қашаған, Королев, Жаңажол) және мұнай-газ конденсаты (Қарашығанақ, Имашев) кен орындарында шоғырланған. Бұл ретте аса ірі кен орындарының қорлары, атап айтқанда, мына: Қашаған (1 353 млрд м3), Қарашығанақ (741 млрд м3), Теңіз (510 млрд м3) кен орындары бойынша шоғырланған.

      15. Сонымен қатар жиынтық газ қоры 338,8 млрд м3 дейінгі Имашев және Хвалынск сияқты ірі кен орындарын игеру көзделген.

      16. Имашев (172 млрд м3), Хвалынск (166,7 млрд м3), Қаламқас теңіз (81 млрд м3), Каменск-Тепловск-Токаревск кен орындарының тобы (41,8 млрд м3), Рожковск (28,8 млрд м3), Аңсаған (22 млрд м3) және басқа да кен орындарының жаңа аумақтарында жете барлау жүргізу есебінен газдың ресурстық базасының өсуін қамтамасыз ету жоспарлануда. Өндірілетін газдың ауқымды көлемін қайта өңдеудің жылдық көлемін одан әрі ұлғайту және тауарлық газ алу үшін резерв қабатқа кері айдаудың сақталуы болып табылады.

      17. 2021 жылдың қорытындысы бойынша газды кері айдаудың бұл көлемі жалпы өндірудің шамамен 32 %-ын құрады және бұдан басқа өндірілетін газдың 13 %-ы жер қойнауын пайдаланушылардың жеке технологиялық қажеттіліктеріне пайдаланылады.

1-тарау. Газ өндіруді дамыту үрдісі мен болжамы.

1-параграф. Шикі газ өндіру болжамы

      18. Соңғы жылдары Қазақстан Республикасының газ саласында шикі газ өндіру көлемінің серпінді өсу үрдісі сақталып отыр. 2030 жылға қарай Қазақстанда шикі газ өндіру 87 млрд м3 деңгейінде күтілуде. Алайда өндірілген 87 млрд м3 газдың тек 42,1 млрд м3 ғана (48 %) тауарлық газға қайта өңделетін болады. Қалған газ жер қойнауын пайдаланушылардың өз қажеттіліктеріне пайдаланылады немесе қайтадан қабатқа айдалады.

      Расталған қорлар мен инвестициялық міндеттемелер көбіне шетелдік инвесторлар ішінен жер қойнауын пайдаланушылар айқындаған Қазақстанның негізгі кен орындарында: Теңіз, Қарашығанақ пен Қашағанда газды өндіру, бастапқы дайындау және өңдеу бойынша қолда бар қуаттар бұл үрдісті сақтаудың негізгі факторлары болып табылады. Бұдан басқа, газ өндірудің ұлғаюына жаңа кен орындарын сынамалы пайдалану сатысынан өнеркәсіптік сатыға ауыстыра отырып пайдалануға беру ықпал етеді.

      19. Газды қабатқа кері айдау қабаттағы қысымды ұстап тұрудың тиімді тәсілдерінің бірі болып табылады, осы әдісті таңдау жөніндегі шешім геологиялық, техникалық-экономикалық факторларды ескере отырып қабылданады. Теңіз және Қарашығанақ кен орындарында газды кері айдау қабаттағы қысымды ұстап тұрудың сынақтан өткен, инфрақұрылымы қалыптасқан әдісі болып табылады, ол жобалық құжаттармен расталады.

      Қабаттағы қысымды ұстап тұрудың әртүрлі баламалы нұсқаларын ескере отырып, осы кен орындарында газды кері айдау сұйық көмірсутектерді өндіру деңгейін ұстап тұру үшін базалық және негізделген шешім ретінде қабылданған. Алайда айдау мен әсер ету көлемінің кен орнын игерудің анағұрлым кейінгі кезеңдерінде көмірсутектің сұйық компоненттерінің осы қайтарым коэффициентіне тәуелділігі тауарлық газды өндіру мен игерудің болжамды көлемдері үшін үнемі зерделеу мен түзетуді талап етеді.

      20. Теңіз және Қарашығанақ кен орындарында іске асырылып жатқан кеңейту жобаларын ескерсек, газды коммерцияландыру пайдасына шешімдер қабылдау газды кері айдау көлемінің технологиялық және экономикалық әсері ескерілген қосымша негіздемені талап етеді.

      21. 2012 – 2021 жылдар аралығындағы кезеңде шикі газ өндіру 1,8 еседен асты, ал 2030 жылға дейінгі перспективада Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің болжамдарына сәйкес газ өндіру көлемі 2025 жылға қарай 71,8 млрд м3 дейін және 2030 жылға қарай жылына 87,1 млрд м3 дейін немесе газ өндіру 2030 жылға қарай газ 1,6 есе болады. Шынайы сценарий бойынша газ өндіру серпіні осы Бас схемаға 1-қосымшада келтірілген.

      2021 жылдың қорытындысы бойынша газ өндірудің жалпы көлеміндегі қомақты үлес салмақ Атырау облысының кен орындарына тиесілі, олардың өндіру үлесі, атап айтқанда, Теңіз, Қашаған, Королев кен орындарында Қазақстан Республикасы бойынша өндіру көлемінің шамамен 44 %-ын құрайды. Газ өндірудің 37,8 %-ға дейінгі қомақты үлесі Батыс Қазақстан облысындағы Қарашығанақ кен орнына тиесілі. Республика бойынша газ өндіру көлемінің 11 %-ы ғана Ақтөбе облысының Жаңажол, Қожасай, Әлібекмола кен орындарына, ал Маңғыстау облысында (5,2 %) Өзен, Жетібай және тағы басқа кен орындарына тиесілі.

      22. Бұл ретте ұзақ мерзімді перспективаға газ саласын перспективалы дамыту Каспий теңізінің қазақстандық секторының кен орындарын игерумен байланысты болады. Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің бағалауы бойынша Қашағанда газ өндірудің күтілетін көлемі жылына шамамен 9 млрд м3 газды құрайды.

      Ұлттық оператор мен 1997 жылғы 18 қарашадағы Солтүстік Каспий жобасы бойынша Өнімді бөлу туралы келісім бойынша мердігер компаниялар арасындағы шартқа сәйкес Солтүстік Каспий жобасы бойынша өнімді бөлу туралы келісімнің қолданылу мерзімі аяқталғанға дейін, яғни 2042 жылға дейін жыл сайын осы көлемнен ұлттық оператор шамамен 2,5 – 3 млрд м3 Қашаған газын сатып алатын болады.

      Инфрақұрылымды уақтылы дайындау үшін Атырау облысының Болашақ мұнайды кешенді дайындау қондырғысына таяу Ескене кенті ауданында бағалау құны 387,85 млрд теңгеге, 2025 жылы пайдалануға беру жоспарланған, қуаты 1 млрд м3 дейін болатын газ өңдеу зауытының құрылысы жүргізілуде. Осы газ өңдеу зауытында жылына 750 млн м3 тауарлық газ, 119 мың тонна сұйытылған газ, 212 мың тонна күкірт және 35 мың тонна газ конденсаты өндірілетін болады деп болжануда.

      23. Тауарлық газ өндіру үшін ішкі тұтынушыларға берілетін газ көлемінің 2026 жылдан бастап Қашаған кен орнынан жылына 2 млрд м3 және Теңіз кен орнынан жылына 3 млрд м3 көлемінде, ал кейінгі кезеңдерде 2030 жылға дейін Қашаған кен орнынан жылына тағы 6 млрд м3 көлемінде болжамды ұлғаюы таяудағы жылдары көрсетілген кен орындары ауданында жылына 5 – 6 млрд м3 қайта өңдеудің жаңа қуаттарын салу, оның ішінде Чинарев кен орнының құрылған қуаттарында 2 млрд м3 дейін Қарашығанақ газын ықтимал қайта өңдеу туралы шешім қабылдауды талап етеді.

2-параграф. Тауарлық газ өндіру және оның перспективалық ресурстары

      24. Елде төрт ірі газ өңдеу зауыты және бірнеше шағын зауыттар бар, сондай-ақ Қарашығанақ кен орнының газын елден тыс жерде – Ресейдегі Орынбор газ өңдеу зауытында өңдеу жөніндегі маңызды уағдаластық қолданылады. Негізгі төрт зауытқа Маңғыстау облысында "ҚазМұнайГаз" ұлттық компаниясы" акционерлік қоғамына (бұдан әрі – "Қазмұнайгаз" АҚ" АҚ) тиесілі ескі Қазақ газ өңдеу зауыты, Теңіз газ өңдеу зауыты (Атырау облысында қуаты жылына 7,9 млрд м3), Жаңажол газ өңдеу зауыты (Ақтөбе облысында қуаты жылына 7 млрд м3) және "Болашақ" газ өңдеу зауыты (Атырау облысында қуаты жылына 6 млрд м3) жатады.

      Қашаған жобасының ("Болашақ" мұнай мен газды кешенді дайындау зауытының) қайта өңдеу қуаттарының пайдалануға берілуін ескере отырып, төрт газ өңдеу зауытының ағымдағы қайта өңдеу қуаты жылына 23,8 млрд м3 құрайды. Ресейдегі Орынбор газ өңдеу зауытында бар қуаттармен бірге бұл шамамен он жыл ішінде күтілетін елдегі коммерциялық газ өндіру көлемінің негізгі бөлігін өңдеу үшін жеткілікті болып көрінеді.

      25. Сондай-ақ мұнай-газ өндіруші компаниялар газды кешенді дайындау қондырғыларын белсенді дамытуда. Көмірсутегі шикізатын өндірудің өсіп келе жатқан перспективалы көлемдерімен қатар жаңа (Қашаған, Қарашығанақ және Чинарев) кәсіпорындар салу, сондай-ақ жұмыс істеп тұрған газ өңдеу (Жаңажол, Теңіз) кәсіпорындарын жаңғырту және кеңейту болжанып отыр. Қазақстан Республикасында табиғи газды қайта өңдеу және тазарту бойынша жұмыс істеп тұрған қуаттар осы Бас схемаға 2-қосымшаға сәйкес кестеде келтірілген.

      26. Осы Бас схемаға 2-қосымшада келтірілген 1-кестені талдау газды қайта өңдеудің жобалық көлемдері өндірілетін газ көлемдерін, бірінші кезекте Теңіз және Қашаған кен орындары бойынша қайта өңдеуді қамтамасыз етпейтінін көрсетеді. Тауарлық газды тұтынудың алдағы болжамды ұлғаюы бұрыннан бар газ өңдеу зауыттарының қайта өңдеу қуатымен жабылмайды, сондықтан одан әрі кеңейте отырып, жылына 1 млрд м3-ге Қашаған газ өңдеу зауытын кезең-кезеңімен салу мейлінше орынды болып табылады, бұл тауарлық газды тұтынудың ұлғаюын ғана емес, Маңғыстау және Қызылорда облыстарының шағын кен орындарында газ өндіру көлемінің төмендеуін де жабуды қамтамасыз ететін болады.

      Газды қайта өңдеу және тазарту жөніндегі жаңа қуаттарды дамыту бойынша шаралар қабылдау тауарлық газ өндіру көлемін жылына 32 млрд м3 дейін жеткізу арқылы едәуір ұлғайтуға мүмкіндік береді, ал Қарашығанақ газының Орынбор газ өңдеу зауытында қайта өңделуін ескере отырып, тауарлық газ өндіру жөніндегі қуаттар 2030 жылға қарай 37,7 млрд м3 дейін құрауы мүмкін.

      27. Бұл ретте сұйық көмірсутектерді өндіру ерекшелігі газды қабаттарға кері айдау технологиясын қолдануды көздейтіндіктен, өндірілетін газдың едәуір көлемі осы мақсаттарға пайдаланыла беретінін ескерген жөн. Бірақ бұл сонымен бірге өндірілетін шикі газдан бұрыннан бар және салынып жатқан газ өңдеу қондырғыларындағы тауарлық газды іріктеудің біркелкі өсуін реттеуге мүмкіндік береді.

      Бас схеманың 2030 жылға дейін жаңа кезеңге арналған базалық нұсқасына қарағанда кен орындарының қабатына газ айдау көлемі салыстырмалы түрде аз болғанда осы шикі газды айдау көлемінің күрт өсу үрдісі сақталып отырғаны осы Бас схемаға 3-қосымшаға сәйкес кестеде келтірілген Қазақстан Республикасының болжамды теңгерімінен байқалады. Айдалатын газ көлемі тауарлық газ өндіруді одан әрі ұлғайту үшін резерв болып табылады, сондықтан келесі кезеңдерде тауарлық газ теңгерімі теріс болғанда көмірсутекті шикізаттың сұйық компоненттерін алу тиімділігін ескере отырып, газды кері айдау көлемдерін оңтайландыру мәселесі бойынша арнайы зерттеулер базасында жер қойнауын пайдаланушылармен келіссөздер жүргізуге болады. Бұл әсіресе маусымдық ауытқулар кезінде газ тұтынудың күтілетін озыңқы өсуіне байланысты, ол өз ресурстары есебінен газға деген қажеттілікті жабу үшін газ айдау қарқынын реттеуді талап етеді.

3-параграф. Жаңа газ кен орындарын игеру

      28. Шикі газ өндіруді ұлғайту және тауарлық газ өндіру әлеуеті қазіргі уақытта "ҚазМұнайГаз" ҰК" АҚ "Өріктау" және "Батыс Прорва" сияқты перспективалы кен орындарымен және ұлттық оператордың Анабай және Придорожное кен орындарымен байланысты. Осы жобалар есебінен шикі газ өндіруді ұлғайту 2030 жылға қарай 2,2 млрд м3 дейін құрайтын болады.

      Тауарлық газды өндіру, қайта өңдеу және тасымалдау бойынша инфрақұрылым объектілерінің құрылысын бағалау қажет болатын бірқатар кен орындарында қосымша расталған алынатын газ қорлары бар.

      29. Газды өндіру мен қайта өңдеудің жаңа жобаларын іске асыру үшін олардың жеткіліксіз рентабельділігі тежеуші фактор болып табылады, ол:

      1) ішкі нарықта газдың бөлшек сауда бағаларын ұстап тұру қажеттілігіне және экспорттық жеткізілімдер үшін қолда бар шектеулерге байланысты өндіруші компаниялардан газды сатып алудың төмен бағаларына;

      2) газ жобаларын іске асыруға жұмсалатын жоғары күрделі шығындарға;

      3) барланған коммерциялық табулардың және барланған кен орындарындағы газдың шағын қорларының болмауына негізделеді.

      30. Қазақстан Республикасының Президенті Қ.К. Тоқаевтың тапсырмасы бойынша әзірше рентабельді емес кен орындарын барлау және игеру үшін инвестициялық тартымдылықты арттыру жөнінде шаралар кешенін қабылдау бойынша Қазақстан Республикасы Үкіметінің, "Қазақстандық Шетелдік инвесторлар кеңесі" қауымдастығының, "ҚазМұнайГаз" ҰК" АҚ мен ұлттық оператордың өкілдерінен тұратын бірлескен жұмыс тобы шеңберінде жұмыс жүргізілуде.

      31. Газ өндіруді ұлғайту бөлігінде газ жобаларының инвестициялық тартымдылығын арттыру бойынша екі негізгі тетік қарастырылуда:

      1) газды барлаудың, өндірудің және қайта өңдеудің жаңа жобалары үшін жер қойнауын пайдаланушылардан ұлттық оператордың газ сатып алуына бағаның ынталандырушы формуласы;

      2) газ жобалары үшін газды барлау, өндіру, қайта өңдеу және газ тасымалдау инфрақұрылымын салу кезеңдерін қамтитын, оның ішінде фискалдық преференциялар.

      32. Газ жаңа газ жобаларына инвестиция салатын барлық жер қойнауын пайдаланушылар үшін газ тасымалдау жүйесіне кедергісіз тең қолжетімділік беру ескеріле отырып, ұзақ мерзімді офтейк-келісімшарттар шеңберінде комиссиялық негіздегі формула бойынша жер қойнауын пайдаланушылардан сатып алынатын болады.

      Формула барлық жер қойнауын пайдаланушыларға оферта ретінде ұсынылады және кен орындары бөлінісінде газдың жаңа көлеміне қолданылады. Қазақстан Республикасының Ұлттық экономика министрлігі мен Қазақстан Республикасының Қаржы министрлігі фискалдық преференциялар беру тетіктерін қарастыруда, өйткені газ жобаларының қажетті рентабельділігін қамтамасыз ету үшін ынталандырушы формула жеткіліксіз.

      Жаңа газ жобалары үшін газ бағасының ынталандырушы формуласын және преференцияларды, оның ішінде фискалдық преференцияларды қолдануды газ және газбен жабдықтау саласындағы уәкілетті орган мен инвестор арасында қол қойылатын жақсартылған модельдік келісімшарт тетігін ескере отырып заңнамалық түрде бекіту көзделіп отыр.

4-параграф. Құрамында газы бар кен орындарындағы геологиялық барлау мәселелері

      33. Қазіргі уақытта газ өндіру жобаларын жете барлауды және жоспарлауды талап ететін бірқатар газперспективалы (Ақтоты, Қаламқас теңіз, Орталық, Қайраң, Лебяжий, Оңтүстік Придорожное, Құбасай, Пионер, Ракушечное, Аса, Хазар, Махат, Нұржанов, Оңтүстік Өріктау, Қаламқас құрлық, Хвалынск, Имашев, Ростошин) кен орындары бар.

      Сондай-ақ айтарлықтай газ ресурстары бар бірқатар перспективалы (Әскер, Солтүстік, Оңтүстік, Оңтүстік Карпов, Солтүстік Карпов, Федоров блогы, Қобыланды, Шырақ) газ учаскелері бар. Қазақстан Республикасында газ тұтыну деңгейінің аз болуы және газ бағасының төмендігі салдарынан газ ресурстарын ұлғайтуға қажеттіліктің болмауына байланысты бұл кен орындары инвесторлардың және ұлттық компаниялардың қызығушылығын тудырмады.

      Аталған кен орындары мен учаскелер тоқтап тұрған қорға жатады және оларды коммерциялық мақсаттарда игеру рентабельділігінің төмен болуына байланысты барлау мен игеруге тартылмаған және экологиялық шектеулердің күшеюі және өндірілетін өнімнің әлеуметтік бағытта болуына байланысты сатып алу бағаларын тежеу аясында инвесторлардың қызығушылығын туғызбайды.

      34. Геологиялық барлау жұмыстарын жүргізу – бұл ұзақ мерзімді жұмыс және шығынды процесс. Сондықтан бірінші кезеңде бұрын табылған газ қорларын өндіру үшін тарту бойынша жұмыс және содан кейінгі кезеңдерде қорларды толықтыру үшін барлау жұмыстарын жүргізу талап етіледі.

      Ол үшін:

      1) негізгі шөгінді бассейндер шегінде газ ресурстарының табылу ықтималдығы жоғары аумақтарда геологиялық барлау жұмыстарын жүргізу және аз зерттелген шөгінді бассейндер шегіндегі зерделенуді арттыру;

      2) барлау және өндіру кезеңіне преференциялар беруді ескере отырып, халықаралық мұнай-газ компанияларын және басқа да инвесторларды көмірсутектерді барлауға тарту;

      3) ірі мұнай-газ активтеріндегі газды коммерцияландырудың техникалық-экономикалық мүмкіндігін зерттеуді жалғастыру;

      4) халықаралық мұнай-газ компанияларын тартуды ескере отырып, көмірсутектерді барлау бағдарламасын әзірлеу және іске асыру;

      5) газдың ынталандырушы бағаларын және фискалдық преференциялар ұсынуды ескере отырып, игеру экономикалық тұрғыдан орынды болған жағдайда "ҚазМұнайГаз" ҰК" АҚ игеруге әзір қолда бар жобалар есебінен тауарлық газ өндіруді және өндірісін ұлғайту;

      6) газды барлау, өндіру, қайта өңдеу және газ жеткізу инфрақұрылымын салу жобаларының инвестициялық тартымдылығын арттыру үшін фискалдық преференциялар ұсыну;

      7) жаңа газ жобаларына инвестиция салатын барлық жер қойнауын пайдаланушылар үшін газ тасымалдау қуаттарына кедергісіз қол жеткізуді ескере отырып, ұлттық оператордың ұзақ мерзімді офтейк-келісімшарттар бойынша комиссиялық негізде "экспорттан нетбэк" бағасы бойынша көлемдердің бір бөлігін өткізуді көздейтін газ бағасының ынталандырушы формуласын әзірлеуі көзделеді.

2-тарау. Тауарлық газды тұтыну серпіні мен құрылымы

      35. Қазақстан өңірлерін газдандырудың қазіргі жай-күйі газбен қамтуды ұлғайтудың жоғары серпінімен сипатталады. Газдандыру қарқынының әртүрлі дәрежесімен еліміздің 18 өңіріне газ беру жүзеге асырылады, оған жаңадан құрылған 3 облысты (Түркістан, Жетісу және Ұлытау облыстарын) ескергенде 15 облыс, сондай-ақ республикалық маңызы бар үш қала кіреді.

      Осылайша, Бас схема іске асырылған кезеңде газ жеткізуді бастауға қол жеткізілген аумақтар саны жеті жаңа өңірге ұлғайды, атап айтқанда, Қарағанды, Ақмола, Шығыс Қазақстан облыстары мен Астана қаласы, сондай-ақ Түркістан, Жетісу және Ұлытау облыстары сияқты жаңадан құрылған үш облыс.

      36. Газдандырудың неғұрлым жоғары деңгейі батыс өңірде қалыптасты: Маңғыстау – 98,4 %, Атырау – 98,7 %, Батыс Қазақстан – 98,9 % және Ақтөбе облыстары – 92,7 %. Бұдан басқа, "Бейнеу – Шымкент", "Алматы – Талдықорған" магистральдық газ құбырлары пайдалануға берілгеннен кейін оңтүстік өңірлерде белсенді газдандыру жүргізілуде, бұл Бас схеманы іске асырудың бірінші кезеңінде газ тұтынудың орнықты өсуіне әкелді.

      Алдағы кезеңде 2030 жылға дейін батыс өңірі облыстарында газдандыруды іс жүзінде аяқтау күтіледі және "Бейнеу – Шымкент" магистральдық газ құбыры мен "Қазақстан – Қытай" газ магистралі құрылысының аяқталуына байланысты газдандыру жөніндегі негізгі жұмыстар Қызылорда, Түркістан, Жамбыл, Алматы және Жетісу облыстарында жүргізілетін болады.

      37. Газ тұтыну құрылымындағы ең қомақты үлес отын-энергетикалық кешен (39 % дейін) және өнеркәсіп (22 %) кәсіпорындарына тиесілі. Тауарлық газ тұтынушылардың құрылымы осы Бас схемаға 4-қосымшаға сәйкес кестеде келтірілген.

      38. Бұдан басқа, "Қызылорда – Жезқазған – Қарағанды – Астана" учаскесінде ұзындығы 1 мың км астам "Сарыарқа" магистральдық газ құбырының бірінші кезеңін салу аяқталып, солтүстік облыстарда газдандыру жөніндегі жұмыстарды кеңейту үшін зор мүмкіндіктер жасалды. Қазіргі уақытта Жезқазған, Қарағанды, Теміртау қалаларында магистральдық газ құбырлары мен газ тарату желілерінің құрылысын үйлестіру бойынша Қазақстан Республикасының Үкіметі қабылдаған шаралардың нәтижесінде тұтынушыларға газ беретін алғашқы іске қосу кешендері пайдалануға берілді.

      Анағұрлым белсенді газдандыру еліміздің елордасында жүргізілді, мұнда ЖЭО-1, ЖЭО-2 және салынып жатқан ЖЭО-3 энергия орталықтарында су жылыту қазандықтары табиғи газға ауыстырылып, Көктал 1, 2, Железнодорожный аудандарында аз қабатты құрылыстары бар қаланың әлеуметтік және экологиялық жағынан неғұрлым осал шағын аудандарына газ беретін болжамды газ құбырлары ұзындығының 50 %-дан астамы салынып, пайдалануға берілді. Бұдан басқа, "Сарыарқа" магистральдық газ құбырына іргелес барлық дерлік аудан орталықтары мен жоғарыда аталған облыстардың елді мекендері бойынша жобалық-сметалық құжаттамалар әзірленді.

      39. Газ экспортының жылдамдатылған қарқынына байланысты жергілікті "Сарыбұлақ" кен орнындағы газ ресурстарының шектелуіне орай Шығыс Қазақстан облысында, атап айтқанда, газ тарту құбырлары салынып қойған сегіз елді мекенді одан әрі газдандыру, кем дегенде, газбен жабдықтау көлемін сақтау үшін Сарыбұлақ кен орнындағы газ қорларының расталуы ескеріле отырып шешілетін болады.

      40. Бас схема шеңберінде газдандыру объектілерін және бірінші кезекте өңірлерге газ тарту құбырларын салу республикалық бюджет қаражаты есебінен 80-90 %-ға дейін қаржыландырылған кезде жүргізіледі, бұл ретте жобалау-сметалық құжаттама әзірлеу және кентішілік газ желілерінің құрылысын бірлесіп қаржыландыру жергілікті бюджеттер есебінен орындалады.

      41. Сондай-ақ ұлттық оператордың қаражаты есебінен 2022 жылы Шымкент және Тараз қалаларында газ тарату желілерін жаңғырту жөніндегі бағдарлама аяқталады, сондай-ақ батыс өңірде магистральдық газ құбырларын жаңғырту бойынша жүйелі жұмыс жүргізілуде. Ұлттық оператор елді мекендерді инвестициялық тарифтер есебінен газдандыру жобаларын іске асыру бойынша жергілікті органдармен қол қойылған меморандумдар шеңберінде Қазақстан Республикасының Ақтөбе, Маңғыстау, Қызылорда және оңтүстік облыстарының аумақтарын газдандыру жөнінде ауқымды жұмыс жүргізді.

      42. Бұдан басқа, өткен кезеңде оңтүстік облыстарда тікелей инвестициялар арқылы, сондай-ақ мемлекеттік-жекешелік әріптестік моделі негізінде жеке инвесторлар есебінен газдандыру практикасы белсенді пайдаланылуда. Мысалы, жеке инвестициялар схемасы бойынша Алматы өңірінде Қонаев қаласын және Шонжы ауданының орталығын газдандыру үшін автоматтандырылған газ тарату станциялары орнатылып, магистральдық газ тарту құбырларының объектілері салынды, газ құбырларына іргелес бірқатар елді мекендер газдандырылды.

      43. Нәтижесінде 2021 жылдың қорытындысы бойынша елдегі газдандыру деңгейі 57,67 %-ды құрап, 11 млн адам газбен қамтылды. Бұл ретте Бас схема іске асырылған жылдары газ тұтынудың орнықты өсуі байқалғанын атап өту маңызды, атап айтқанда, тек соңғы 5 жылда тұтыну көлемі 1,4 есе өсті. 2017 – 2021 жылдары тауарлық газ тұтыну көлемі осы Бас схемаға 5-қосымшаға сәйкес графикте келтірілген.

      44. Қазақстан аумағының географиялық қолайлы орналасуының елдің газ тасымалдау жүйесін одан әрі дамыту үшін маңызы зор. Жаңадан салынған магистральдық транзиттік және экспорттық газ құбырлары есебінен бірыңғай газ тасымалдау жүйесіне біріктірілген бұрыннан бар магистральдық газ желілері ел аумағы арқылы газ транзитін және қазақстандық газды Ресей Федерациясы мен Қытай Халық Республикасы бағытына экспорттау мүмкіндігін қамтамасыз етті. Бұл Қазақстан Республикасының ішкі нарығындағы тұтынушыларға газ жеткізудің төмен рентабельділігі жағдайында ұлттық оператордың экспорттық әлеуетін арттыру үшін қосымша мүмкіндіктер туғызады.

      45. Мәселен, 2009 жылы қостармақты "Қазақстан – Қытай" ("А", "В" тармақтары) магистральдық газ құбыры құрылысының бірінші кезегі аяқталып, оңтүстік облыстардың аумағы арқылы өтетін ұзындығы 1300 км дейін және өнімділігі жылына 55 млрд м3 дейінгі "С" тармағы кейіннен пайдалануға берілді. Магистральдық жүйенің операторы бірлескен Қазақстан – Қытай кәсіпорны – "Азиялық газ құбыры" жауапкершілігі шектеулі серіктестігі болып табылады.

      Осы жобаны дамыту үшін "Қазақстан-Қытай" транзиттік магистральдық газ құбырының екінші учаскесі ретінде 2013 жылы Қытай тарапының инвестицияларының қатысуымен өнімділігі жылына 10 млрд м3 болатын бір тармақты "Бейнеу – Бозой – Шымкент" магистральдық газ құбыры пайдалануға берілді. Осы газ құбырын пайдалануды Қазақстан-Қытай кәсіпорны – "Бейнеу – Бозой – Шымкент" газ құбыры" жауапкершілігі шектеулі серіктестігі жүзеге асырады. 2017 – 2020 жылдары Қазақстан тарапының бастамасы бойынша магистральдық газ құбырының жобалық қуаты ұлғайтылып, магистральдық газ құбырының жалпы ұзындығы 1 450 км, диаметрі 1 067 мм және жобалық қысымы 9,8 МПа болатын жылына 15 млрд м3 дейін бес компрессорлық станциясы кезең-кезеңімен пайдалануға берілді.

      Көрсетілген газ құбырлары құрылысының Қазақстан Республикасын газбен жабдықтау үшін стратегиялық маңызы зор, өйткені бұл батыс өңірінен оңтүстік және солтүстік облыстарға меншікті газ ресурстарының транзитін жүзеге асыруға мүмкіндік берді. Мәселен, "Бейнеу – Бозой – Шымкент" магистральдық газ құбыры бұрыннан жұмыс істеп тұрған үш газ магистралін (Қазақстан Республикасының батысында "Орта Азия – Орталық", орталығында "Бұхара – Орал" және оңтүстігінде "Бұхара газ тасымалдау ауданы – Ташкент – Бішкек – Алматы") бірыңғай жүйеге біріктірді.

      46. Бұдан бұрын "Александров Гай" компрессорлық станциясы ауданындағы "Орта Азия – Орталық" магистральдық газ құбыры Батыс Қазақстан облысының аумағында орналасқан "Орынбор – Новопсков" магистральдық газ құбыры мен "Союз" магистральдық газ құбырының солтүстік тобына жалғастырғышпен қосылған болатын. Осылайша, өткен онжылдықта бытыраңқы газ құбырларын Қазақстан Республикасының бірыңғай газ тасымалдау жүйесіне біріктіру аяқталды, бұл Орынбор газ өңдеу зауытынан тазартылған Қарашығанақ газын Қазақстан Республикасының оңтүстік және солтүстік өңірлеріне беруге техникалық мүмкіндік береді.

      47. Мұның бәрі оңтүстік өңірдің тұтынушыларына газ жеткізудегі, әсіресе қысқы кезеңде бұрын болған үзілістерден аулақ болуға мүмкіндік берді. Бұдан басқа, 2021 жылы батыс кен орындарынан 7,2 млрд м3 көлеміндегі бос газ ресурстарын, оның ішінде Қытай тарапымен жылына 10 млрд м3 дейінгі келісімшарт шеңберінде Қытай Халық Республикасына 5,9 млрд м3 экспорттауға мүмкіндік туды.

      48. Бұдан басқа, 2021 жылдың қорытындысы бойынша ұлттық оператордың магистральдық газ құбырлары бойынша халықаралық газ транзиті 79,3 млрд м3 құрады, оның ішінде: ортаазиялық газ – 48,5 млрд м3 және ресейлік газ – 30,8 млрд м3.

4-бөлім. Қазақстан Республикасының тұтынушыларын газбен сенімді жабдықтау үшін газ саласын одан әрі дамытудың экономикалық және әлеуметтік негізделген бағыттары

      49. Бас схемада бірінші кезекте ішкі нарықта газға деген сұраныстың өсуі, магистральдық газ құбырлары мен газ тарату желілері жүйесінің белсенді дамуы аясында шикі газ өндіру жөніндегі ресурстық базаның перспективалық теңгерімінің болуына негізделген газдандыруды дамытудың оптимистік және шынайы сценарийі қаралды. Бұл ретте Қазақстан Республикасы өңірлерінің газбен жабдықталуы мен газ тұтынуын дамытудың 2030 жылға дейінгі болжамды сценарийлері газдандыруды жүзеге асыру басымдықтары ескеріле отырып қалыптастырылды.

      50. Газдандыруды дамытудың оптимистік сценарийі тауарлық газ өндірілетін шикі газ өндіру көлемінің озыңқы өсуінің 2030 жылға қарай газды қайта өңдеу және газды өңірлерге дейін тасымалдау бойынша жаңа қуаттар құру базасына негізделеді, атап айтқанда:

      1) Бас схеманың базалық нұсқасында өндірудің жылына 110 млрд м3 жуық құраған болжамды көлемінің орнына 2030 жылға қарай Қазақстан Республикасы бойынша газ өндірудің болжамды деңгейінің 87,1 млрд м3 дейін төмендеуіне қарамастан, газды кері айдаудың жоспарлы көлемдерін жылына 75,3 млрд м3-ден 51,8 млрд м3 дейін оңтайландыру есебінен 2030 жылға қарай 42,1 млрд м3 дейін немесе 1,8 есе артық тауарлық газ көлемі өндірілетін болады;

      2) нәтижесінде жер қойнауын пайдаланушылардың қажеттіліктеріне жұмсалатын газ шығысын ескере отырып, 33,5 млрд м3 тауарлық газ қалады, оны Бас схема шеңберінде Қазақстан Республикасының тұтынушыларына тікелей өткізуге болады;

      3) тауарлық газдың көрсетілген көлемі жылына 32,4 млрд м3 газға деген күтілетін қажеттілікті жабуға мүмкіндік береді, ал газдың 1,1 млрд м3 жуық қалдық көлемін қысқы кезеңде ең көп тұтынуды жабу үшін транзиттік газ құбырлары операторларымен маусымдық айырбастау операцияларының келісілуі шартымен экспортқа жөнелтуге немесе ескерілмеген өтінімдерді жабуға пайдалануға болады;

      4) жалпы Қазақстан Республикасы бойынша газ тұтынудың 2021 жылғы 70 %-ға дейін немесе шамамен 9,6 млрд м3 өсудің орнына 2030 жылға қарай күтілетін 13,3 млрд м3-ге өсімі газ-химия сияқты құрылатын кіші сала есебінен және Алматы, Шымкент, Қызылорда және Астана қалаларындағы жылу-энергия орталықтарын газға жаппай көшіру, сондай-ақ өнеркәсіп орындары ("Арселлор Миттал Теміртау" акционерлік қоғамы, "Жәйрем кен байыту комбинаты" акционерлік қоғамы) мен басқаларына газ беру есебінен болжанып отырғанын атап өту маңызды.

      51. Осылайша, газ саласын дамытудың оптимистік сценарийі бойынша халықтың газбен қамтылуын кеңейту және Қазақстан Республикасының жаһандық экология мәселелері бойынша халықаралық міндеттемелері, оның ішінде Біріккен Ұлттар Ұйымының климаттың өзгеруі жөніндегі Негіздемелік Конвенциясына Париж келісімі мен Ауаның алыс қашықтықта шекарааралық ластануы туралы конвенция бойынша міндеттемелері шеңберінде көмір станцияларын табиғи газға көшіре отырып, өндірілетін шикі газдың газ фракцияларын терең өңдеу жөніндегі жаңа салаларды дамытуды ынталандыру үшін жаңа мүмкіндіктер жасалуда. Бұл ретте Бас схема бойынша іс-шараларды іске асыру мониторингінің келесі сатыларында, бірінші кезекте, этан, пропан және бутанды қайта өңдеумен, сондай-ақ метанол өндіру үшін метанды пайдаланумен байланысты газ-химия бойынша құрылатын жобалар үшін газдың жетіспеу тәуекелдерін жоққа шығару үшін 20-30 жылдық перспективаға ішкі газ ресурстарымен қамтамасыз етілуге талдау жүргізу талап етіледі.

      Жұмыс істеп тұрған жылу, энергия кешендерінің ауысуын ескере отырып, газ жүйесін дамытудың оптимистік сценарийін қамтамасыз ету үшін тауарлық газды өндіру және шығару ресурстарын да, жаңа газ құбырларын салу арқылы газ магистральдарының транзиттік мүмкіндіктерін қамтамасыз ету ресурстарын да теңгерімдеп, тасымалдау режимін пысықтау өте маңызды.

      Мысалы, оңтүстік өңірге 2028 – 2030 жылдарға қарай "Қазақстан – Қытай" магистральдық газ құбырынан тәулігіне 40 млн м3 дейін қысқа мерзімді ұлғаятын тәулігіне орта есеппен 30 млн м3 дейін қосымша транзит қуаттарын пайдалану талап етілуі мүмкін, бұл Қазақстан Республикасының ішкі қажеттіліктері үшін көрсетілген магистральдық газ құбыры қуатының 20 %-ына дейін пайдаланылатынын білдіреді.

      52. Мәселен, арнайы өтемақы шаралары болмаса оңтүстік және солтүстік өңірлерде табиғи газдың қолданыстағы бағасы коммуналдық көрсетілетін қызметтер құнының еселеп өсуіне әсер етуі мүмкін. Оның үстіне, Қазақстан Республикасында осы кезеңде газдың бағасы ең төмен екенін ескерсек, ұсынылып отырған тауарлық газ бағасын әділ деңгейге дейін көтеру саясаты энергетиканы табиғи газға ауыстыру үшін одан да үлкен кедергілер тудырады.

      53. Бұдан басқа, энергетика есебінен оңтүстік өңірде газ тұтыну көлемінің болжамды ұлғаюы, біріншіден, құны 1 трлн теңгеге жуық "Бейнеу – Бозой – Шымкент" магистральдық газ құбырының екінші тармағын салуды, сондай-ақ Алматы өңірі бағытында қосымша транзит жөніндегі мәселені шешуді талап етеді және "Қазақстан – Қытай" магистральдық газ құбыры арқылы қосымша транзиттік қуаттарды келісу мүмкін болмаған жағдайда Қырғыз Республикасы шекарасының айналасындағы айналма газ құбыры ретінде "Бейнеу – Бозой – Шымкент" магистральдық газ құбырының екінші тармағын салу жөніндегі мәселені шешу талап етіледі.

      54. Тұтынудың орнықты өсуін және таяудағы жылдары табиғи газға деген күтілетін жоғары сұранысты, сондай-ақ өңірлерге газ жеткізу үшін жаңа транзиттік қуаттар құру бойынша қабылданған шараларды ескере отырып, Бас схеманы іске асырудың 2030 жылға дейінгі екінші кезеңінде пессимистік сценарийге негіздер болмағандықтан, ол бойынша есеп жасау қажеттігінсіз саланы дамытудың шынайы сценарийін қарау жеткілікті.

3-тарау. Газдандыруды дамытудың шынайы сценарийін негіздеу

      55. Газдандыруды дамытудың ықтимал сценарийлерін және ықтимал тәуекелдер жоққа шығарылған газ саласындағы ағымдағы үрдістерді негізге ала отырып, газдандыруды дамытудың неғұрлым шынайы сценарийі бойынша есеп-қисаптар жасалды, бұл мынадай негізгі факторларға:

      1) өнеркәсіп орындары мен энергетика үшін мәлімделген газ көлемдерін маусымдық реттеу шараларын пайдалана отырып, газ тұтынудың жылдық және маусымдық режимі бойынша газдың тапшылықсыз теңгерімін ұстап тұру қажеттілігіне;

      2) айырбастау операцияларын пайдалана отырып, қысқы қауырт кезеңдерде жеткізу режимі бойынша жетіспейтін газ көлемдерін жабу үшін техникалық мүмкіндіктің болуына және Қазақстан Республикасының аумағы бойынша газ транзитін жүзеге асыратын компаниялармен келісімдерге қол жеткізілуіне;

      3) "Сарыарқа" магистральдық газ құбыры құрылысының екінші және үшінші кезеңдерін 2025 жылға дейін Көкшетау және Петропавл қалаларына дейін аяқтауға, сондай-ақ Ұлытау, Қарағанды және Ақмола облыстарының қалаларын, елді мекендерін және Астана қаласын толық көлемде газдандыруға және Ақмола облысы бойынша газдандырудың бірінші кезеңін аяқтауға;

      4) Қазақстан Республикасының оңтүстік өңірінде газ тұтынудың айтарлықтай өсуінің күтілуіне және солтүстік облыстар үшін "Сарыарқа" магистральдық газ құбыры бойынша тәулігіне 25 млн м3 дейін газды іріктеп алу мүмкіндігіне және газ құбырының екінші тармағының "Бейнеу – Бозой – "Қараөзек" компрессорлық станциясы" учаскесінде "Қараөзек" компрессорлық станциясына (бірінші кезең) дейін тағы да тәулігіне 45 млн м3-ге және кейіннен 2030 жылға дейін "Қараөзек" компрессорлық станциясы – Шымкент" (екінші кезең) учаскесінде "Бейнеу – Бозой – Шымкент" магистральдық газ құбыры бойынша газ транзитін екі кезеңдік кеңейту қажеттігіне;

      5) тұтынудың қысқы қауырт кезеңдерінде солтүстік өңірлерге "Сарыарқа" магистральдық газ құбыры арқылы іріктеп алудың күтіліп отырған ұлғаюына байланысты (ТIР-2) Жамбыл облысындағы (ТIР-3) және оңтүстік өңірлерге Алматы ауданындағы жобаланатын (ТIР-4) өткелге дейін жиынтығында тәулігіне 30 – 40 млн м3 дейін транзит үшін резервтік қуатты ұсыну туралы Қытай тарапымен уағдаластықтарға қол жеткізуге (бұл "Алматы – Талдықорған" магистральдық газ құбырынан Алматы өңірінің қала маңы аймағын және Жетісу облысының елді мекендерін газдандырудың белсенді фазасынан, оңтүстік өңірде қауырт кезеңдерде тұтынудың жиынтық көлемі тәулігіне 15 млн м3 дейінгі ірі жылу энергетикасы объектілерін табиғи газға ауыстырудан туындады);

      6) Қазақстан Республикасының оңтүстік, батыс және солтүстік өңірлерінің барлық дерлік облыстарында транзиттік және магистральдық газ құбырларынан ірі елді мекендерге дейін газ бұру құбырлары құрылысының аяқталуына;

      7) жаңа газ құбыры маршруттарын және Қазақстан Республикасы шығыс өңірінің облыстарын газдандырудың баламалы нұсқаларын пысықтау бойынша газ және газбен жабдықтау саласындағы уәкілетті орган мен жергілікті органдар жүргізетін жұмысқа;

      8) "Жаңаөзен" жаңа газ өңдеу зауыты, Қашағандағы газ өңдеу зауыты сияқты газды қайта өңдеу және тазарту жөніндегі жаңа қуаттардың, сондай-ақ сұйытылған газ өндіретін шағын кен орындарындағы жергілікті кешендердің жаңғыртылуы мен салынуына негізделеді.

      Осылайша, ұлттық компаниялар желісі бойынша қаржыландырылатын газ саласының тасымалдау және қайта өңдеу объектілерін дамыту үшін талап етілетін инвестициялардың едәуір бөлігі шамамен 2,4 трлн теңгені құрайды және транзиттік қуаттарды кеңейтуге, оның ішінде "Бейнеу – Бозой – Шымкент" магистральдық газ құбырының қуатын кеңейтуге шамамен 1 трлн теңге жіберілетін болады. Осы жобаның капиталды көп қажет ететінін ескерсек, мұндай шешімнің тиімділігін оңтүстік және солтүстік облыстардағы энергетика мен өнеркәсіп объектілерін табиғи газға ауыстыру бойынша қосымша инвестицияларды ескере отырып жан-жақты негіздеу талап етіледі.

      56. Газбен жабдықтауды дамытудың шынайы сценарийі үшін тауарлық газ бен тұтыну көлемі бойынша тапшылықсыз теңгерімді ұстап тұру мақсатында отынның екінші түрінің міндетті түрде болуы шартымен энергетика және өнеркәсіп объектілерін табиғи газға кезең-кезеңімен ауыстыру нұсқаларын қосымша қарау талап етіледі.

      Бұл жағдайда шынайы сценарий үшін дебеті жоғары емес және рентабельділігі жеткіліксіз құрамында газы бар кен орындары есебінен шикі газ ресурстарын қамтамасыз ету жөніндегі тәуекелдер төмендейді.

      Бұл Бас схема бойынша газ тұтынуды есептеу көлемінің оптимистік нұсқасы сақталған жағдайда қысқы кезеңде газ тұтыну режиміндегі елеулі айырманы ескермегенде тауарлық газға деген тапшылықтың жылына 4,8 млрд м3 дейін өсуі мүмкін екендігіне байланысты.

      57. Сонымен қатар табиғи газдың қолданыстағы бағалары мен тарифтерінің газ тұтыну сұранысы мен көлеміне әсерін де ескеру маңызды. Мәселен, соңғы жылдары аз қабатты үйлерде, атап айтқанда, солтүстік өңірлерде тұратын тұрғындарға жеткізілетін калориясы жоғары көмір бағасының өсуі газ бағасының жылу өнімділігі бойынша көмір бағасымен теңесуіне әкелді. Жаңа кен орындарын игеру табиғи газ бағасы мен тарифтерін көтеруді көздейтінін ескерсек, бұл жағдайда баға жағынан көмірдің артықшылығы халықты газбен қамтуды тежейтін болады.

      Сондықтан газбен жабдықтау жүйесіндегі баға мен тариф саясатын қайта қарау бағаны көтеру есебінен ғана емес, өңірлер бойынша бағаны ішінара теңестіру жолымен де жүргізілуі тиіс. Бұл газдың тиімсіз пайдаланылуын тізгіндеуге алып келеді, өйткені арзан газ бастапқыдан-ақ қолданыстағы нормалар бойынша халық пен әлеуметтік саланы газбен жабдықтау үшін басым болғанын ескерсек, бірқатар өңірлерде табиғи газ отынның ең арзан түрі болып шықты.

      Алайда жергілікті атқарушы органдар мен газбен жабдықтау қызметтерінің деректері негізінде өңірлер бойынша газ тұтыну көлемдерінің дамуы оптимистік болжамдар деңгейінде есептелген.

      Осылайша, газ тұтыну көлемі бойынша газдандыруды дамытудың шынайы сценарийі 2030 жылға қарай жылына 28 млрд м3 дейін құрауы мүмкін, бұл өндірудің бағалау көлемі жылына 5,3 млрд м3 дейінгі үшінші және төртінші топтар бойынша рентабельді емес санаттағы жаңа кен орындарын игеру кешіктірілген жағдайда толық көлемде меншікті газ ресурстарымен жабылады.

      58. Инвестициялық шығындар құрылымында шығындардың ең қомақты үлесі негізгі материал ретінде полиэтилен құбыры пайдаланылатын кентішілік және қалаішілік газ тарату құбырларын салуға тиесілі.

      Атырау облысындағы "Ұлттық индустриялық мұнай-химия технопаркі" арнайы экономикалық аймағының аумағында полиэтилен шығаратын зауыттың пайдалануға берілуімен осы өнімнің неғұрлым тұрақты бағасын ұстап тұру мүмкіндігі пайда болады, демек жобаларды сметалық құны бойынша үнемі түзетіп тұруды және шикізаттың болмауынан зауыттардың тұрып қалуын жоққа шығаруға мүмкіндік береді. Бұл құрылыстың құнын анағұрлым тұрақтандырады және импортталатын болат құбырларды пайдаланумен салыстырғанда халықтың газбен жабдықтауға қосылуын халық үшін қолжетімді етеді.

      59. Газдандыру іс-шаралары Қазақстан Республикасының халқын қамту ескеріле отырып іске асырылатын болса, Астана, Қарағанды, Теміртау, Жезқазған қалаларын және "Сарыарқа" магистральдық газ құбырының бойында орналасқан басқа да елді мекендер мен кәсіпорындарды газбен жабдықтауға қосу, сондай-ақ Қазақстан Республикасының басқа да өңірлері бойынша 2,9 мыңға жуық елді мекенді қамту арқылы халықты газдандыру деңгейін 65 %-ға жеткізуге болады.

      60. Ауқымды инвестициялық жобаларды іске асыру үшін ішкі нарықтағы газдың көтерме сауда бағасын магистральдық газ құбырлары жүйесін дамыту және техникалық тиісті жай-күйде ұстау үшін қаржылық базаны қамтамасыз ететін деңгейге дейін кезең-кезеңімен арттыру тетігін көздеу қажет.

      Екінші жағынан, берілетін газдың және тасымалдау бойынша көрсетілетін қызметтердің құны өңірлер бойынша халықтың коммуналдық-тұрмыстық төлемдерге жұмсайтын шығыстарының қалыптасқан үлесінен асып кетпеуге тиіс.

      61. Жүргізілген есеп-қисаптарға сәйкес жаңадан салынған газ тарту және газ тарату құбырларының ұзындығы 2030 жылға дейін 39,6 мың км құрауы мүмкін.

      62. Ұлттық оператор мен оның әріптестері үшін преференциялар есебінен табиғи газдың бар қорларын игеруді ынталандыру жөніндегі шаралар кешенін әзірлей отырып, ресурстық базаны озыңқы қамтамасыз ету газдандыруды кеңейту үшін қажетті шаралар болып табылады. 

4-тарау. Газбен жабдықтаудың баламалы көздерінің пайдаланылуын салыстырмалы талдау

      63. Отын-энергиямен жабдықтау жүйелерін оңтайлы дамыту анағұрлым прогрессивті және экологиялық жағынан таза энергия ресурстарын барынша пайдалануды көздейді. Мұндайларға сұйытылған табиғи газ, табиғи газ және сұйытылған мұнай газы жатады.

      Органикалық тұрғыдан жаңартылмайтын отынның басқа түрлерімен салыстырғанда бұлар экологиялық жағынан анағұрлым таза және пайдалануға ыңғайлы болып табылады, сондықтан таяудағы жылдары материалдық-техникалық ресурстардың қажетті көлемі ескерілетін дамудың барлық нұсқаларында отын-энергетикалық ресурстарға ішкі сұраныстың негізі болып қала береді.

      64. Қазақстан Республикасында энергия тасығыштар бағасы мен табиғи газдың қолданыстағы тарифтерін салыстырмалы талдау тас көмірді пайдалану жағындағы экономикалық пайданы көрсетеді. Алайда бұл энергия ресурстарын тұтыну құрылымында тұтынудың үлес салмағы дәстүрлі түрде тас көмірге тиесілі өңірлерге қатысты, бұл тұтынудың тәуелді аумақтық-энергетикалық құрылымына негізделеді. Уақыт шығындарын, коммуналдық-тұрмыстық секторда тас көмірді пайдалану бойынша көп еңбектің қажет етілетінін және экологияға жоғары жүктеме түсетінін ескерсек, бұл жағдайдағы экономикалық әсер саланың экологиялық іс-шараларға жұмсалатын шығындарының қысқаруы болып табылады.

5-тарау. Қазақстан Республикасының шығыс өңірі мен шалғай елді мекендерін газдандыру кезінде сұйытылған табиғи газды пайдалану

      65. Желілік газ нарығын құру мақсатында бұрын газдандырылмаған аумақтарда шағын өнеркәсіп орындары мен елді мекендерді сұйытылған табиғи газ арқылы автономды түрде энергиямен жабдықтау капитал салымдарды салыстырмалы қысқа мерзімде өзін өзі ақтайтын инвестициялар үшін тартымды сала болып табылады. Шағын энергетиканың автономды объектілері шалғайдағы өңірлерді энергиямен қамтамасыз ету проблемасын жоюға көмектеседі.

      66. Табиғи газды мотор отыны ретінде парниктік газдар шығарындылары, оның ішінде автокөліктен болатын шығарындылар азаятын қоршаған ортаны жақсарту факторы ретінде пайдаланудың өсуінің әлемдік трендтерін ескерсек, мемлекеттік шаралар автокөлік құралдары үшін мотор отыны ретінде сығымдалған табиғи газды пайдалануды барған сайын ынталандырады.

      Мәселен, 2020 жылдың қорытындысы бойынша елімізде жаңадан салынып жатқан 20 автомобильдік газ толтыру компрессорлық станциясы, сондай-ақ сығымдалған табиғи газбен жұмыс істейтін 2249 бірлік автобус бар. Бұл Бас схема іске асырылған жылдары сығымдалған табиғи газды өткізуде үлкен прогреске қол жеткізуге мүмкіндік берді.

      67. Газ тарту және тарату құбырларын салу үшін ұзақ уақыт – шамамен 10 жыл қажет. Сондықтан бастапқы кезеңде газ инфрақұрылымы болмаған кезде тұтынушыда сұраныс туғызу үшін газдандыруға дайындықтың бірінші кезеңінде сұйытылған табиғи газды қайта газдандыру пункттеріне дейін жеткізе отырып, газ тарту құбырларын салу және табиғи газ құбырлары арқылы халыққа газ беру болуы мүмкін. Астана қаласын табиғи газбен газдандыру тәжірибесін мысалға келтіруге болады, мұнда қаланы газдандырумен қатар ірі тұтынушылар әлеуметтік объектілердің қазандықтарының қажеттіліктері үшін сұйытылған табиғи газ алуды жалғастыруда.

      Бұдан әрі сұраныстың өрбу шамасына қарай сұйытылған табиғи газ желілері мен қоймаларын ірілендіру, ірі объектілер жанынан автогазқұю станцияларын және тұрғындар үшін тиісті объектілерді (тұрғын шағын аудандарда қайта газдандыру) салу жүргізіледі. Осының барлығынан кейін ғана тиісті инфрақұрылым болса және жергілікті атқарушы органдар қолдаса, одан әрі газдандыру желілік табиғи газбен жалғастырылуы мүмкін. Бұл ретте сұйытылған табиғи газды қайта газдандыру бойынша мобильдік құрылыстар, сондай-ақ оның қоймалары жұмыстарды жалғастыру үшін басқа аудандарға ауыстырылуы мүмкін.

      68. Сұйытылған табиғи газ кейінгі кезеңде экономикалық жағынан тартымды газ құбырын өткізу үшін сұранысты және бастапқы кезеңдегі тиісті инфрақұрылымды жасауға мүмкіндік береді. Табиғи газ шалғайдағы өңірлерді, мысалы, Абай және Шығыс Қазақстан облыстарының елді мекендерін газбен жабдықтау үшін сұйытылған табиғи газды пайдалану нұсқасы "Сарыарқа" магистральдық газ құбырынан алынатын табиғи газды сұйылту зауытын салу арқылы қабылдануы мүмкін. Алайда Бас схемада газ құбырларын салудың ұсынылған схемасы бойынша табиғи газ жеткізу мәселесі жөнінде Ресей тарапымен жүргізілетін келіссөздер аяқталғаннан кейін ғана мұндай жобаны дамыту жөнінде түпкілікті шешім қабылданады.

6-тарау. Сұйытылған мұнай газын пайдалану және оның перспективалық ресурстары

      69. Мемлекет сұйытылған мұнай газы нарығын дамытуды ынталандыру бойынша, оның ішінде сұйытылған мұнай газын газ мотор отыны ретінде пайдалануды кеңейту бөлігінде жұмыс жүргізуде. Егер 2017 жылы республиканың автогазқұю станцияларында 545 мың тонна сұйытылған мұнай газы тұтынылса, 2020 жылдың өзінде бұл тұтыну 1120 мың тоннаға дейін өсті, бұл ел бойынша отынның осы түрін тұтынудың жалпы жылдық көлемінде 70 %-дан астам.

      70. Мемлекет басшысының 2020 жылғы 1 қыркүйектегі Қазақстан халқына Жолдауын іске асыру жөніндегі жалпыұлттық іс-шаралар жоспарының 46-тармағына сәйкес "Қазақстан Республикасының кейбір заңнамалық актілеріне Мемлекет басшысының 2020 жылғы 1 қыркүйектегі "Жаңа жағдайдағы Қазақстан: іс-қимыл кезеңі" атты Қазақстан халқына Жолдауының жекелеген ережелерін іске асыру мәселесі бойынша өзгерістер мен толықтырулар енгізу туралы" Қазақстан Республикасының Заңы қабылданды, онда 2023 жылғы 1 қаңтардан бастап сұйытылған мұнай газын тауар биржалары арқылы өткізуге кезең-кезеңімен көшу туралы тиісті түзетулер енгізілген.

      Сонымен қатар "Қазақстан Республикасының кейбір заңнамалық актілеріне сауда қызметі, биржалық сауданы дамыту және дербес деректерді қорғау мәселелері бойынша өзгерістер мен толықтырулар енгізу туралы" 2021 жылғы 30 желтоқсандағы Қазақстан Республикасының № 96-VII Заңымен Заңға сұйытылған мұнай газын тауар биржалары арқылы өткізуге көшуді көздейтін тиісті түзетулер енгізілді.

      Қолданыстағы тетіктен сұйытылған мұнай газын тауар биржалары арқылы өткізуге толық көшу және газ желісі ұйымдарын аккредиттеу институтын жою нарықтың барлық қатысушылары үшін сұйытылған мұнай газының көлемдерін өндірушілерден тікелей сатып алуға тең және кемсітпейтін жағдайлар жасауды қамтамасыз етуге мүмкіндік береді. Бұл бәсекелестікті дамытуға ықпал етеді, нарыққа өнімсіз делдалдардың ықпалын қысқартуға мүмкіндік береді, шағын және орта бизнесті дамыту үшін қолайлы жағдайлар жасайды.

      71. Тұтас Қазақстан Республикасы бойынша сұйытылған мұнай газын өндіру жылына шамамен 3 млн тоннаны құрайды.

      72. Зауыттардың технологиялық сипаттамаларының және өңделетін шикізат сапасының әртүрлі деңгейі оны қайта өңдеу өнімдерінің шығарылу деңгейін де айқындайды. Сұйытылған мұнай газының анағұрлым жоғары пайызы "Теңізшевройл" жауапкершілігі шектеулі серіктестігінде белгіленген.

      73. Іске асырылып жатқан Бас схема соңғы 5 жылда сұйытылған мұнай газын тұтыну көлемін біршама дәрежеде төмендетті. Дегенмен халықты толық ауқымда газдандыру жөніндегі іс-шараларды көздейтін 2030 жылға дейінгі Бас схеманы іске асыру арқылы магистральдық газ құбырларынан шалғай өңірлерге сұйытылған мұнай газын жеткізу де болжанады. Бас схеманың болжамды есеп-қисаптарына сәйкес Қазақстан Республикасының сұйытылған мұнай газына (пропан-бутан) деген болашақтағы қажеттіліктері шамамен жылына 1 654 мың тоннаны құрайтын болады.

      74. Болжанып отырған кезеңде сұйытылған мұнай газын тұтыну көлемдерінің төмендеуі Қазақстан Республикасын газдандыру деңгейінің 65 %-ға дейін артуына негізделеді.

5-бөлім. Бас схеманы іске асыру жөніндегі негізгі іс-шаралар

      75. Қазақстан экономикасының орнықты дамуын қамтамасыз ету және халықаралық міндеттемелерді орындау газ саласының ішкі нарықты газдандыруды және газбен жабдықтауды дамыту бойынша инвестициялық жобаларды іске асыру қабілетіне тікелей байланысты.

      76. Газдандыру мен газбен жабдықтауды дамытудың инвестициялық процестеріне жәрдемдесу үшін негізгі міндеттер:

      1) шикізат (газ, газ конденсаты) қорларын кеңінен қайта өндіруді ынталандыру;

      2) ұзақ мерзімді кезеңде айтарлықтай мультипликативтік әсерге ықпал ететін ірі инвестициялық жобаларды іске асыру үшін қолайлы жағдайлар және кепілдіктер жасау;

      3) инновациялық технологиялар мен жабдықтарды енгізуді есепке ала отырып, жаңа өңірлерде газдандыру мен газбен жабдықтауды тиімді дамытуды ынталандыру;

      4) магистральдық газ құбырларының үлгісі бойынша газ құбырларын салуға мемлекеттік мұқтаж деген мәртебемен уақытша және тұрақты жер бөлу, сондай-ақ құрылыстың жиынтық сметалық құнына енгізу үшін іске қосу-реттеу жұмыстарына арналған шығындар мәселелері жөнінде ерекше тәртіп қабылдау арқылы заңнаманы жетілдіру;

      5) бюджет қаражаты есебінен салынған газбен жабдықтау объектілерін жергілікті атқарушы органдардың коммуналдық меншігінен ұлттық оператордың теңгеріміне беру тетігін оңайлату;

      6) Заңда магистральдық және газ тарату құбырлары құрылысының жобаларына тапсырыс берушілердің газ құбырлары пайдаланушы компанияға берілгенге дейін жаңадан салынып жатқан газ құбырларын немесе газ тұтынушыларды қосуға техникалық шарттар беру жөніндегі өкілеттіктері айқындалмаған тармақты қайта қарау;

      7) газбен жабдықтау объектілерін салу сапасын қамтамасыз ету және оларды пайдаланушы ұйымдардың теңгеріміне уақтылы беру үшін жергілікті атқарушы органдардың газбен жабдықтау жүйелерін салу функциясын ұлттық оператордың қарамағына беру тетігін анықтау болуы тиіс.

      77. Баға және тариф белгілеу, газ және энергия үнемдеу саласындағы дәйекті мемлекеттік саясатты іске асыру жөніндегі шаралар мен іс-шаралар көзделеді, бұл инвестициялық қаражатты неғұрлым тиімді пайдалануды, орны толтырылмайтын қазба ресурсы – табиғи газды ұтымды және кешенді жұмсауды қамтамасыз етуге мүмкіндік береді.

      78. Қазақстан Республикасы экономикасының орнықты дамуын қамтамасыз ету және халықаралық міндеттемелерді орындау ішкі нарықты газдандыруды дамыту бойынша инвестициялық жобаларды газ саласының іске асыру қабілетіне тікелей байланысты.

      79. Сұйытылған табиғи газ арқылы өңірлерді газдандыру мүмкіндігін қарау шеңберінде Қазақстан Республикасының техникалық реттеу саласындағы нормативтік құқықтық актілері мен стандарттарын сұйытылған табиғи газ бен газ мотор отынын пайдалану саласындағы тиісті халықаралық стандарттармен үйлестіру қажет.

      80. Өңірлерді сұйытылған табиғи газбен газдандыруды ынталандыру және дамыту шеңберінде газды мотор отыны ретінде пайдаланатын көлік құралдарын ынталандыру шараларын көздеу қажет.

      81. Газдандыруды дамыту бағдарламаларын іске асыру кезінде газды есепке алудың қазіргі заманғы интеграцияланған жүйелерін енгізу бойынша іс-шараларды көздеу қажет, бұл ішкі нарықтағы газ тұтынудың пәрменді мониторингін қамтамасыз етуге мүмкіндік береді. Ішкі нарықта есепке алу аспаптарын кең ауқымды енгізу халықтың газды пайдалану тиімділігін арттырады.

6-бөлім. Салу, жаңғырту және (немесе) реконструкциялау жоспарланатын газбен жабдықтау жүйесі объектілерінің тізбесі және техникалық сипаттамасы

      82. Газ тарату жүйелерін салудың көлемін бағалау кезінде Қазақстан Республикасының өңірлерін газдандырудың қазіргі жай-күйінің ерекшеліктері, атап айтқанда, газ тарату жүйелерін салу бойынша іске асырылған іс-шаралар, олардың қолданыстағыларын жаңғырту және реконструкциялау бойынша жоспарланатын инвестициялық жобалар, сондай-ақ газ тұтыну көлемі тиісінше өскен кезде газ тарату желілерін салу тиімділігін қамтамасыз ету бойынша талаптар ескерілген. Газ тарату желілерін салудың неғұрлым дәл қажеттігін газдандырудың қолданыстағы жүйесінің ерекшеліктері мен техникалық жай-күйін ескере отырып анықтауға болады. Құрылысты іске асыру мерзімдері өңірлер бөлінісінде газдандыру жүйелері объектілерін дамытуды және реконструкциялауды (ресурстарды игеру және олардан магистральдық газ құбырын салу) ескере отырып көзделген.

      83. Салынып жатқан газ құбырларын қосу және жаңа тұтынушыларды газдандыру тарату жүйелерінің өткізу қабілетін ұлғайтуды талап етеді. Бұл жұмыс шынайы сценарий бойынша жобаларды қаржыландыру қаражатын бөлу және облыстардың әлеуметтік-экономикалық дамуының 2021 және 2022 жылдары қабылданған кешенді жоспарлары шеңберінде жүргізілетін болады.

      84. Газ құбырларының ұзындығын техникалық есептеген кезде кентішілік (қалаішілік) газ құбыры құрылысының негізгі көрсеткіштері бойынша орта есеппен алынған мәндер қабылданды:

      1) бір абонентке (аз қабатты құрылыс) кентішілік газ құбырының орташа ұзындығы – 30 м;

      2) көпқабатты бір үйге орамішілік газ құбырының орташа ұзындығы 150 м есебінен.

      85. Жалпы Қазақстан Республикасының жаңадан газдандырылған аумақтары бойынша қазіргі заманғы конструктивтік шешімдері бар жабдықтарды енгізу көзделеді: газ реттеу пунктін газ тұтынуды автоматтандырылған есепке алу, деректерді қашықтан беру, диспетчерлік пункттерді телемеханизациялау құралдарымен және газ тарату жүйесін автоматтандырылған басқару жүйелерімен жарақтандыру, сондай-ақ газдың кему орындарын анықтауды жеңілдету және олардың орналасуын іздеу үшін газ құбырларының трассаларын бекіту бойынша цифрлық технологияларды пайдалану және тағы басқалары.

7-бөлім. Қажетті қаржы ресурстары және олардың көздері

      86. Қажетті инвестициялардың көлемін айқындау бойынша жүргізілген ірілендірілген есеп-қисаптарға сәйкес Қазақстан Республикасы бойынша газдандыру объектілерінің құрылысына капитал салымдарының жалпы көлемі әртүрлі санаттағы 42,6 мың км газ құбырлары және 2 газ өңдеу зауыты салынатын оптимистік сценарий бойынша 2030 жылға дейін (2022 жылғы бағамен) шамамен 4,3 трлн теңге болады. Оның ішінде 2,4 трлн теңге ұлттық оператордың үлесіне тиесілі, ал жергілікті атқарушы органдардың жобалары бойынша есептік сомасы 1,9 трлн теңге болатын 39,6 мың км газ құбыры салынатын болады. Бұл сомалар әртүрлі қаржыландыру көздерінен қаражат бөлінуіне қарай түзетілуі мүмкін.

      Заңға сәйкес Бас схеманың іске асырылуын қаржыландыру ұлттық оператордың кірісі, бюджет қаражаты және Қазақстан Республикасының заңнамасымен тыйым салынбаған өзге де көздер есебінен жүзеге асырылады. Бұл ретте инвестициялар бойынша газдандырудың өңірлік схемалары шеңберінде жүргізілген ірілендірілген есеп-қисаптар алдын ала бағалау және жоспарлау үшін қажет, бірақ түпкілікті болып табылмайды. Қаржыландырудың егжей-тегжейлі жоспары газдандыруға жобалау құжаттарын жасау сатысында жүзеге асырылатын болады.

      87. Ұлттық оператордың қаражатынан қаржыландыру жөніндегі шешім ұлттық оператордың инвестициялық жобаларын қараудың корпоративтік қағидаларына сәйкес қабылданады. Ұлттық оператор қаражатынан газдандыруды қаржыландыру көлемін бағалау ұлттық оператордың 2016 жылдан бастап 2021 жылдың 5 % және 2022 жылдан бастап 2030 жылдың 10 % мөлшеріндегі маржасы да ескеріліп, тауарлық газды көтерме саудада өткізу бағасының маржасының негізінде ғана есептелуі мүмкін.

      88. Сонымен қатар Бас схеманы іске асыру және қандай да бір жобалардың орындылығының анықталу шамасына қарай жекелеген жобалар бойынша қаржыландыру көлемі негізгі көрсеткіштерді нақтылай және жобалық шешімдердің құрылымын өзгерте отырып, Бас схеманы іске асыруды сүйемелдеу режимінде әр 3 жыл сайын түзетілетін болады деп болжануда.

8-бөлім. Жұмыс істеп тұрған және салу жоспарланатын газбен жабдықтау жүйелері объектілерін орналастыру схемасы

      89. Қалалар мен елді мекендерді газбен жабдықтаудың қолданыстағы схемасы технологиялық жағынан Орта Азия республикаларынан табиғи газды Ресей Федерациясына, Украинаға және Кавказ өңірі республикаларына жеткізуге бағдарланған жалпыодақтық газ тасымалдау жүйесінің бір бөлігі ретінде құрылған магистральдық газ тасымалдау жүйесімен байланысты.

      Осыған байланысты газбен жабдықтау магистральдық газ құбырларына іргелес қалалар мен елді мекендерде ғана жүргізілді. Қазіргі кезеңде құрылған батыс газ кен орындарынан шығатын тауарлық газды Қазақстан Республикасының оңтүстік және солтүстік өңірлеріне айдау мен тасымалдаудың бірыңғай жүйесі табиғи газдың меншікті ресурстарын Қазақстан Республикасына көршілес елдердің барлық дерлік бағыттарына экспорттық жеткізуді қатар орындауға мүмкіндік береді. Ұлттық оператордың газ жеткізу жүйелері бойынша газ транзитінің, импортының және экспортының схемасы осы Бас схемаға 6-қосымшада келтірілген.

      90. Газбен жабдықтау объектілері құрылысының экономикалық орындылығы мен рентабельділігін ескере отырып газдандырудың өңірлік схемаларына жұмыс істеп тұрған және салу жоспарланатын газбен жабдықтау объектілері базасында газбен жабдықтау үшін болжанып отырған газ құбырларының басым бөлігі енгізілген.

      91. Сайып келгенде, осы Бас схемаға 7-қосымшада келтірілген Бас схемаға сәйкес тауарлық газды өндіру, өңдеу және тасымалдау бойынша энергетикалық тәуелсіздікті қамтамасыз ететін бірыңғай тұйық газ тасымалдау жүйесін құру көзделеді.

7-тарау. Солтүстік өңірге газ жеткізу схемасы

      92. 2019 жылы Қызылорда қаласы ауданындағы "Бейнеу – Бозой – Шымкент" магистральдық газ құбырына қосып, Қызылорда – Жезқазған – Қарағанды – Астана маршруты бойынша "Сарыарқа" магистральдық газ құбыры құрылысының 1-кезеңі пайдалануға берілді. Аталған жобаны іске асыру Ұлытау, Қарағанды, Ақмола облыстары мен Астана қаласын газдандыруды бастауға мүмкіндік берді. Ал перспективада "Сарыарқа" магистральдық газ құбыры құрылысының екінші және үшінші кезеңдері аяқталғаннан кейін Ақмола, Солтүстік Қазақстан облыстары, сондай-ақ Солтүстік Қазақстан облысымен шекарадағы Қостанай облысының шалғайдағы елді мекендері газдандырумен қамтылатын болады.

      93. Кейіннен осы газ құбырын Қарашығанақ кен орнынан газ жеткізуді алмастыру әдісімен жүргізуге болатын Қазақстан Республикасының аумағындағы Тобыл кенті ауданындағы қолданыстағы "Қарталы – Рудный" газ бұру құбыры арқылы "Бұхара – Орал" магистральдық газ құбырына қосу арқылы Қазақстан Республикасының солтүстік облыстары мен астанасының сырттан газ жеткізуден және газ тұтынудың маусымдық ауытқуының энергетикалық қауіпсіздігі қамтамасыз етіледі.

      94. "Сарыарқа" магистральдық газ құбыры құрылысының бірінші кезеңін іске асыру 2030 жылы тәулігіне 25 млн м3 дейін толық жобалық қуатқа шығып газ тасымалдау мен тұтынуды жоспарлы ұлғайтуды көздейді, бұл жылына 10 млрд м3 дейінгі жылдық қуатқа тең. Екі компрессорлық станция салу барлық жобалық шешімдерді іске асыру шартымен газ құбырының ең жоғары өткізу қабілеті жылына шамамен 9 – 10 млрд м3 балама болады.

      95. Қостанай облысын газбен жабдықтауды кеңейту және Астана қаласында газ тұтынудың өсіп келе жатқан көлемдерін қанағаттандыру мақсатында "Сарыарқа" магистральдық газ құбырын Қостанай облысының газ жүйесімен тоғыстыру үшін солтүстік облыстар мен Астана қаласы бойынша қысқы қауырт кезеңдерде тұтынуда оның сенімділігі мен өнімділігін арттыру мақсатында газ құбырын қосу үшін "Тобыл – Атбасар – Астана" бұрын пысықталған маршруты бойынша одан әрі магистральдық газ құбырын салу мүмкіндігімен "Бұхара – Орал" магистральдық газ құбырынан "Қарталы – Рудный" газ бұру құбырын кеңейту мүмкіндігі қарастырылуда.

8-тарау. Шығыс өңірге газ жеткізу схемасы

      96. Шығыс Қазақстан облысының аумағында Қытай Халық Республикасы бағытында жалпы ұзындығы 92,5 км "Сарыбұлақ – Зимунай" магистральдық газ құбырын салу жобасы іске асырылды. Жобаны іске асыру Шығыс Қазақстан облысы Зайсан ауданының елді мекендерін газдандыруға мүмкіндік береді.

      97. Шығыс өңірінің тұтынушыларын газбен қамтамасыз ететін меншікті ресурстардың болмауына байланысты Абай және Шығыс Қазақстан, Павлодар облыстарының елді мекендерін газдандыру үшін Бас схемада перспективада "Бұхара – Орал" газ тасымалдау жүйесінің "Қарталы – Зайсан" магистральдық газ құбырынан газдандыру нұсқасы қарастырылуда. Ресей Федерациясынан еліміздің шығыс өңіріне газ құбырларын салу нұсқаларын Ресей Федерациясының аумағындағы "Қарталы" компрессорлық станциясынан талдау "Қарталы – Тобыл – Астана – Курчатов – Семей – Өскемен – Зайсан" маршруты бойынша газ құбырын іргелес жатқан Павлодар, Шарбақты және Успен аудандарының, Семей қаласы, Абай облысының Бородулиха және Ақсуат аудандарының елді мекендеріне, Өскемен қаласы, Риддер қаласы, Шемонаиха, Глубоков, Ұлан, Тарбағатай және Зайсан аудандарының елді мекендерімен бірге Екібастұз, Ақсу, Павлодар қалаларының елді мекендеріне бұра отырып,салудың оңтайлы маршрутын айқындап берді. Перспективалы дамудың бірінші кезеңінде шығыс өңірі бойынша тауарлық газды тұтынудың есептік көлемі, жылына шамамен 1,8 млрд м3 құрауы мүмкін, 215 елді мекенге дейін газдандырылады.

9-бөлім. Перспективада Бас схеманы іске асыру мерзімдері

      98. Бас схеманы іске асыру 2030 жылға дейінгі перспективамен кезең-кезеңімен жүзеге асырылатын болады.

      99. Бас схеманы шынайы сценарий бойынша іске асыру мынадай болжамды нәтижелерге қол жеткізуді көздейді:

      1) газдың тапшылықсыз теңгеріміне қол жеткізу, бұл өнеркәсіп және энергетика кәсіпорындарының болжанатын және мәлімделген газ көлемдерін оңтайландыруды білдіреді;

      2) ішкі нарықта газ тұтыну деңгейі 2030 жылға қарай шынайы сценарий бойынша 28 млрд м3 жетеді;

      3) қосымша 1267 елді мекен газдандырылады, бұл Қазақстан Республикасы бойынша барлығы 2,9 мың қала мен елді мекенді газбен жабдықтаумен қамту деңгейін 65 %-ға дейін арттыруға мүмкіндік береді;

      4) жаңа газ құбырлары құрылысының жалпы ұзындығы газ құбырларының барлық санаттарының шамамен 42,6 мың км құрайды, оның ішінде 4,6 мың км магистральдық газ құбырларына тиесілі, олар ұлттық оператор желісі бойынша 3 мың км, ал жергілікті атқарушы органдар бойынша 1,6 мың км салынатын болады;

      5) инвестициялардың болжамды көлемі ұлттық оператордың, "ҚазМұнайГаз" ҰК" АҚ қатысуымен іске асырылатын жобалар бойынша шамамен 4,3 трлн теңгені және жергілікті органдар, жеке инвесторлар және халықпен шарттар желісі бойынша 1,9 млрд теңгені құрайтын болады (2022 жылғы бағалар).

      100. Бұдан басқа, қоршаған ортаға зиянды әсерді әсіресе, Алматы, Шымкент, Қызылорда және Астана қалаларындағы жылу-энергетикалық орталықтарды табиғи газға ауыстыру жөніндегі іс-шаралар іске асырылғаннан кейін төмендетуді қамтамасыз ету Бас схеманы іске асырудағы маңызды аспект болып табылады.


  Қазақстан Республикасын
газдандырудың 2015 – 2030
жылдарға арналған бас
схемасына 1-қосымша

Шынайы нұсқа бойынша газ өндіру серпіні*



      * Дереккөз: Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің деректері бойынша


  Қазақстан Республикасын
газдандырудың 2015 – 2030
жылдарға арналған бас
схемасына 2-қосымша

Қазақстан Республикасында табиғи газды қайта өңдеу және тазарту бойынша жұмыс істеп тұрған қуаттар

      кесте

Газ өңдеу зауыттарының және газды кешенді дайындау қондырғыларының атауы
 

Жобалық қуаты

2021 жылғы нақты өндіру

тауарлық газ өндірісі бойынша, млрд м3

сұйытылған мұнай газының өндірісі бойынша, мың тонна

тауарлық газ өндірісі, млрд м3

сұйытылған мұнай газының өндірісі, мың тонна

Газды кешенді дайындау қондырғыларына тауарлық газды жеткізе отырып, шикі газды қайта өңдеу кешендері

Теңіз газ өңдеу зауыты

8,8

1500

8.7

1 449,8

Қарашығанақ газы бойынша Орынбор газ өңдеу зауыты

Орынбор газ өңдеу зауытында қайта өңдеу

-

6.9 тазартылған газды қайтару

коммерциялық өткізу

Қарашығанақ қайта өңдеу кешені

1
(тазартылмаған газ)

-

0,8 – ішкі пайдаға

-

"Болашақ" газ өңдеу зауыты

4,4

900

4,6

-

Жаңажол газ өңдеу зауыты

7,5

1000

4,1

527,8

"ҚазГерМұнай" газды кешенді дайындау қондырғысы

0,5

140

0,3

84,3

"Амангелді Газ" газды кешенді дайындау қондырғысы

0,7

-

0,3

-

"Чинарев" газды кешенді дайындау қондырғысы

1,4

140

0,5

63,5

Қазақ газ өңдеу зауыты

2,9

80

0,7

177

"Қожасай" газды кешенді дайындау қондырғысы

0,3

40

0,3

41,3

Жиыны:

23,1

3 660

25,7

2 343,7


  Қазақстан Республикасын
газдандырудың 2015 – 2030
жылдарға арналған бас
схемасына 3-қосымша

Қазақстан Республикасы газының болжамды теңгерімі (оптимистік сценарий) млрд м3


Р/с

Табиғи газды өндіру және қайта өңдеу көлемдерінің құрылымы

Факт

Болжам

2021 жыл, млрд м3

2025 жыл, млрд м3

2030 жыл, млрд м3

оптимистік

шынайы

оптимистік

шынайы

1

Кен орындарында шикі газ өндіру

53,8

71,8

69,5

87,1

81,7

2

Шикі газды қабатқа айдау

17,3

31,7

31,7

41

41

3

Қайта өңдеу кезіндегі технологиялық ысырап, алауларда еріксіз жағу

6,6

7,0

6,7

3,9

3,65

4

Тауарлық газ (табиғи газ) өндіру

29,9

33,1

31,1

42,2

37,1

5

Кен орындарының ішкі қажеттіліктеріне тауарлық газ жұмсалуы, газтурбиналық электр станциялары, қазандықтар

3,9

7,1

5,1

8,7

6,7

6

Ішкі нарыққа арналған тауарлық газ

18,9

26,0

26,0

33,5

28,0

7

Тауарлық газды экспорттау/импорттау

7,1

-6,9

0,1

-4,1

2,4


  Қазақстан Республикасын
газдандырудың 2015 – 2030
жылдарға арналған бас
схемасына 4-қосымша

Тауарлық газды тұтынушылардың құрылымы

      кесте

Р/с

Сегменттердің атауы

2021 жыл, млрд м3

Үлес, %-бен

2030 жыл, млрд м3

Үлес, %-бен

1

Қазақстан Республикасы бойынша тауарлық газды тұтыну

18,96

100

33,5

100

2

Жылу-энергия өңдеу кешендері

7,36

34,9

13,58

40,5

3

Өнеркәсіп орындары

4,08

36,5

9,1

27,2

4

Тұрғындар және коммуналдық-тұрмыстық объектілері

6,02

26,6

8,2

24,5

5

Басқа заңды тұлғалар

1,03

2

2,02

6

6

Ысырап

0,39

2,1

0,6

1,8


      * Дереккөз: Ұлттық оператордың деректері бойынша.


  Қазақстан Республикасын
газдандырудың 2015 – 2030
жылдарға арналған бас
схемасына 5-қосымша

2017 – 2021 жылдары тауарлық газды тұтыну көлемі



  Қазақстан Республикасын
газдандырудың 2015 – 2030
жылдарға арналған бас
схемасына 6-қосымша

Ұлттық оператордың газ құбыры жүйелері бойынша газ транзитінің, импортының және экспортының схемасы



      Қазақстан Республикасын
газдандырудың 2015 – 2030
жылдарға арналған бас
схемасына 7-қосымша

Қазақстан Республикасын газдандырудың 2030 жылға дейінгі бас схемасы