ИПС "Әділет"

"Мемлекеттің артықшылықты құқығы шеңберінде ұлттық оператор сатып алатын шикі және тауарлық газдың бағасын айқындау қағидаларын бекіту туралы" Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2014 жылғы 13 қарашадағы № 121 бұйрығына өзгерістер енгізу туралы

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің м.а. 2018 жылғы 31 шiлдедегi № 297 бұйрығы. Қазақстан Республикасының Әділет министрлігінде 2018 жылғы 16 тамызда № 17293 болып тіркелді

БҰЙЫРАМЫН:

1. "Мемлекеттің артықшылықты құқығы шеңберінде ұлттық оператор сатып алатын шикі және тауарлық газдың бағасын айқындау қағидаларын бекіту туралы" Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2014 жылғы 13 қарашадағы № 121 (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 9958 болып тіркелген, "Әділет" ақпараттық-құқықтық жүйесінде 2015 жылғы 23 қаңтарда жарияланған) бұйрығына мынадай өзгерістер енгізілсін:

тақырыбы мынадай редакцияда жазылсын:

"Мемлекеттің артықшылықты құқығы шеңберінде ұлттық оператор сатып алатын шикі және тауарлық газдың шекті бағасын айқындау қағидаларын бекіту туралы";

1-тармақ мынадай редакцияда жазылсын:

"1. Қоса беріліп отырған Мемлекеттің артықшылықты құқығы шеңберінде ұлттық оператор сатып алатын шикі және тауарлық газдың шекті бағасын айқындау қағидалары бекітілсін.";

көрсетілген бұйрықпен бекітілген Мемлекеттің артықшылықты құқығы шеңберінде ұлттық оператор сатып алатын шикі және тауарлық газдың бағасын айқындау қағидалары осы бұйрыққа қосымшаға сәйкес жаңа редакцияда жазылсын.

2. Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің Газ өнеркәсібін дамыту департаменті Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен:

1) осы бұйрықты Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркеуді;

2) осы бұйрық мемлекеттік тіркелген күннен бастап күнтізбелік он күн ішінде оны ресми жариялау және Қазақстан Республикасы нормативтік құқықтық актілерінің эталондық бақылау банкіне енгізу үшін "Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінің Республикалық құқықтық ақпарат орталығы" шаруашылық жүргізу құқығындағы республикалық мемлекеттік кәсіпорнына жіберуді;

3) осы бұйрықты Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің интернет-ресурсында орналастыруды;

4) осы бұйрықты мемлекеттік тіркелгеннен кейін он жұмыс күні ішінде осы тармақтың 1), 2) және 3) тармақшаларында көзделген іс-шаралардың орындалуы туралы мәліметтерді Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің Заң қызметі департаментіне ұсынуды қамтамасыз етсін.

3. Осы бұйрықтың орындалуын бақылау жетекшілік ететін Қазақстан Республикасының энергетика вице-министріне жүктелсін.

4. Осы бұйрық алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі.

Қазақстан Республикасы
Энергетика министрінің
міндетін атқарушы

М. Досмұхамбетов

	Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің міндетін атқарушының 2018 жылы 31 шілдедегі № 297 бұйрығына қосымша
	Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2014 жылғы 13 қарашадағы № 121 бұйрығымен бекітілген

Мемлекеттің артықшылықты құқығы шеңберінде ұлттық оператор сатып алатын шикі және тауарлық газдың шекті бағасын айқындау қағидалары

1. Осы Мемлекеттің артықшылықты құқығы шеңберінде ұлттық оператор сатып алатын шикі және тауарлық газдың шекті бағасын айқындау қағидалары (бұдан әрі - Қағидалар) "Газ және газбен жабдықтау туралы" 2012 жылғы 9 қаңтардағы Қазақстан Республикасының Заңына (бұдан әрі - Заң) сәйкес әзірленген.

2. Осы Қағидаларда пайдаланылатын терминдер мен ұғымдар Заңға сәйкес қолданылады.

3. Мемлекеттің артықшылықты құқығы шеңберінде ұлттық оператор сатып алатын шикі газдың шекті бағасы осы Қағидаларға 1-қосымшаға сәйкес айқындалады және ол:

1) халықаралық қаржылық есептілік стандарттарына және Қазақстан Республикасының бухгалтерлік есеп және қаржылық есептілік туралы заңнамасының талаптарына сәйкес есептелетін шикі газ көлемінің бірлігін өндірудің өндірістік өзіндік құны негізінде айқындалатын шикі газды өндіруге жұмсалған шығыстарды;

2) ұлттық операторға шикі газды өткізетін жерге дейін оны тасымалдауға жұмсалатын шығыстарды;

3) он пайыздан аспайтын мөлшердегі рентабельділік деңгейін қамтиды.

4. Мемлекеттің артықшылықты құқығы шеңберінде ұлттық оператор сатып алатын тауарлық газдың шекті бағасы осы Қағидаларға 2-қосымшаға сәйкес айқындалады және ол:

2) шикі газдан тауарлық газды өндіруге жұмсалатын шығыстарды;

3) ұлттық операторға тауарлық газды өткізетін жерге дейін оны тасымалдауға жұмсалатын шығыстарды;

4) он пайыздан аспайтын мөлшердегі рентабельділік деңгейін қамтиды.

5. Жаңа кен орындары бойынша ұлттық оператор сатып алатын шикі және тауарлық газдың шекті бағасын есептеу үшін қажетті деректерді Мемлекеттік сараптамадан өткен жобаның Техникалық-экономикалық негіздемесіндегі болжамды есептеулер негізінде қабылдау керек.

6. Жоспарланған кезеңге ұлттық оператор мемлекеттің артықшылықты құқығы шеңберінде сатып алатын шикі және тауарлық газдың шекті бағасы ұлттық оператор алдыңғы күнтізбелік жылы сатып алған шикі және тауарлық газдың бағасынан он пайыздан аспайды.

Мемлекеттің артықшылықты
құқығы шеңберінде ұлттық
оператор сатып алатын шикі
және тауарлық газдың шекті
бағасын айқындау
қағидаларына
1-қосымша

Мемлекеттің артықшылықты құқығы шеңберінде ұлттық оператор сатып алатын шикі газдың шекті бағасын айқындау

Мемлекеттің артықшылықты құқығы шеңберінде ұлттық операторға шикі газ өткізілген жағдайда, оның шекті бағасын жер қойнауын пайдаланушы мынадай формула бойынша есептейді:

мұндағы,

Pс - мемлекеттің артықшылықты құқығы шеңберінде ұлттық оператор сатып алатын шикі газдың шекті бағасы, бір мың текше метрі үшін теңгемен;

CP - жер қойнауын пайдалануға арналған келісімшарт шеңберінде бір мың текше метрі үшін теңгемен шикі газ өндірудің өндірістік өзіндік құны, ол өткен күнтізбелік жыл үшін мынадай формула бойынша есептеледі:

мұнда,

CF - халықаралық қаржылық есептілік стандарттарына және Қазақстан Республикасының бухгалтерлік есеп пен қаржылық есептілік туралы заңнамасының талаптарына сәйкес аудиторлық есептермен расталған, жер қойнауын пайдаланушының аяқталған қаржы жылы үшін жылдық қаржылық есептілігі негізінде айқындалатын, пайдалы қазбаларды жер қойнауынан жер үстіне шығарумен және оларды бастапқы қайта өңдеумен (байытумен) тікелей байланысты өткен күнтізбелік жылы жер қойнауын пайдалануға арналған келісімшарт шеңберінде шикі мұнай мен шикі газ өндірудің өндірістік өзіндік құны, теңге;

GP - өткен күнтізбелік жылы жер қойнауын пайдалануға арналған келісімшарт шеңберінде шикі газды өндіру көлемі, бір мың текше метр;

OP - өткен күнтізбелік жылы жер қойнауын пайдалануға арналған келісімшарт шеңберінде шикі мұнай өндірудің көлемі, тонна;

0,857 - шикі газдың бір мың текше метрін тоннаға ауыстыру коэффициенті;

r - 0-ден 1-ге дейінгі диапазондағы құндық коэффициент, ол мынадай формула бойынша айқындалады:

мұндағы,

OP - өткен күнтізбелік жылы жер қойнауын пайдалануға арналған келісімшарт шеңберінде шикі мұнайды өндіру көлемі, тонна;

AEPG - тарифтердің негізінде айқындалатын, тауарлық газды жер қойнауын пайдаланушыдан Қазақстан Республикасының шекарасына дейін тасымалдау жөніндегі шығыстарды шегере отырып, Қазақстан Республикасы Ұлттық экономика министрлігінің Статистика комитеті жариялайтын кедендік статистика деректері бойынша есептелетін Қазақстан Республикасының шекарасындағы тауарлық газдың өткен күнтізбелік жылғы орташа өлшенген экспорттық бағасы, бір мың текше метрі үшін теңгеде;

AEPO - тарифтердің негізінде айқындалатын, шикі мұнайды жер қойнауын пайдаланушыдан Қазақстан Республикасының шекарасына дейін тасымалдау жөніндегі шығыстарды шегере отырып, Қазақстан Республикасы Ұлттық экономика министрлігінің Статистика комитеті жариялайтын кедендік статистика деректері бойынша есептелетін Қазақстан Республикасының шекарасындағы шикі мұнайдың өткен күнтізбелік жылғы орташа өлшенген экспорттық бағасы, бір тонна үшін теңгеде;

*Ескертпе: шикі мұнай өндірілмеген жағдайда, r құндық коэффициенті 1-ге тең;

TC - тарифтердің негізінде айқындалатын, шикі газды ұлттық операторға өткізудің жоспарланатын орнына дейін оны тасымалдауға арналған шығыстар, бір мың текше метрі үшін теңгеде;

R - ұлттық операторға N % мөлшерінде шикі газды өткізу кезінде жер қойнауын пайдаланушының рентабельділігі, ол мынадай формула бойынша есептеледі:

мұнда,

N - жер қойнауын пайдаланушы белгілейтін, бірақ 10 пайыздан аспайтын мән.

Мемлекеттің артықшылықты
құқығы шеңберінде ұлттық
оператор сатып алатын шикі
және тауарлық газдың шекті
бағасын айқындау
қағидаларына
2-қосымша

Мемлекеттің артықшылықты құқығы шеңберінде ұлттық оператор сатып алатын тауарлық газдың шекті бағасын айқындау

Мемлекеттің артықшылықты құқығы шеңберінде ұлттық операторға тауарлық газ өткізілген жағдайда, оның шекті бағасын жер қойнауын пайдаланушы мынадай формула бойынша есептейді:

мұндағы,

PC - мемлекеттің артықшылықты құқығы шеңберінде ұлттық оператор сатып алатын тауарлық газдың шекті бағасы, бір мың текше метр үшін теңге;

CP - жер қойнауын пайдалануға арналған келісімшарт шеңберінде бір мың текше метр үшін теңгемен шикі газ өндірудің өндірістік өзіндік құны, ол өткен күнтізбелік жыл үшін мынадай формула бойынша есептеледі:

мұндағы,

0,857 - шикі газдың бір мың текше метрін тоннаға ауыстыру коэффициенті;

r1 - 0-ден 1-ге дейінгі диапазондағы құндық коэффициент, ол мынадай формула бойынша айқындалады:

мұндағы,

Ескертпе: шикі мұнай өндірілмеген жағдайда, r1 құндық коэффициенті 1-ге тең;

CRE - өткен күнтізбелік жылы өндірілген шикі газдан тауарлық газды өндірудің өзіндік құны, ол мынадай формула бойынша айқындалады:

мұндағы,

CFG - халықаралық қаржылық есептілік стандарттарына және Қазақстан Республикасының бухгалтерлік есеп пен қаржылық есептілік туралы заңнамасының талаптарына сәйкес аудиторлық есептермен расталған, жер қойнауын пайдаланушының аяқталған қаржы жылы үшін жылдық қаржылық есептілігі негізінде айқындалатын, шикі газды қайта өңдеумен (байытумен) тікелей байланысты және мұнай мен шикі газды өндірудің өзіндік құнының құрамына кірмейтін өткен күнтізбелік жылы шикі газ өндірудің жалпы өзіндік құны, теңге;

QG - тауарлық газды өндіру көлемі, бір мың текше метр;

QCG - қайта өңдеуге жіберілген шикі газдың көлемі, бір мың текше метр;

TС - табиғи монополиялар және реттелетін нарықтар саласында басшылықты жүзеге асыратын уәкілетті орган бекіткен тарифтердің негізінде айқындалатын, тауарлық газды ұлттық операторға өткізудің жоспарланатын орнына дейін оны тасымалдауға арналған шығыстар, бір мың текше метр үшін теңге;

r2 - бірнеше көрсеткіштерді бейнелейтін коэффициент:

газды өндіру көлемі;

тауарлық газдың сапасы;

қосымша өндірілген өнімнің (сұйытылған мұнай газ) көлемі газды өндіру көлеміне қарай, мынадай формула бойынша есептеледі:

r2 = r2.1*r2.2* r2.3

мұндағы,

r2.1 - өткен күнтізбелік жылдағы газдың өндіру көлемінің коэффициенті мынадай диапазонда есептеп шығарылады:

газды өндіру көлемі 1000 млн.м3 дейін болған кезде коэффициент 0,7-ге тең;

газды өндіру көлемі 1000 млн.м3 бастап 2000 млн.м3 дейін болған кезде коэффициент 1-ге тең;

газды өндіру көлемі 2000 млн.м3 бастап 3000 млн.м3 тең дейін болған кезде коэффициент 2-ге тең;

газды өндіру көлемі 3000 млн.м3 бастап 4000 млн.м3 дейін болған кезде коэффициент 4,5-ке тең;

газды өндіру көлемі 4000 млн.м3 бастап болған кезде коэффициент 5,7-ге тең;

r2.2 - тауарлық газ сапасының коэффициенті мынадай формула бойынша есептеледі:

r2.2 = r2.2.1*r2.2.2*r2.2.3* r2.2.4*r2.2.5*r2.2.6*r2.2.7*r2.2.8

мұндағы,

Негізгі көрсеткіштер (ҚР СТ 1666-2007 нормаланады "Магистральдық газ құбыры бойынша жеткізілтетін және тасымалданатын табиғи жанғыш газдар. Техникалық шарттар"):

r2.2.1 - күкіртсутегі массасының коэффициенті, г/м3, мынадай диапазонда есептеледі:

0,007 нормадан асқан кезде коэффициент 0,7-ге тең, 0,007 норма шегінде коэффициент 1-ге тең;

r2.2.2 - меркаптанды күкірт массасының коэффициенті, г/м3, мынадай диапазонда есептеледі:

0,016 нормадан асқан кезде коэффициент 0,7-ге тең; 0,016 норма шегінде коэффициент 1-ге тең;

r 2.2.3 - мына диапазондарда есептелетін ылғалдағы шық нүктесінің С коэффициенті:

- 1 мамыр - 30 қыркүйек кезеңіндегі қоңыржай макроклиматтық аудан үшін минус 3 нормасынан асып түскен кезде коэффициент 0,7-ге тең, минус 3 норма шегінде коэффициент 1-ге тең;

- 1 қазан - 30 сәуір кезеңіндегі қоңыржай макроклиматтық аудан үшін минус 5 нормасынан асқан кезде коэффициент 0,7-ге тең, минус 5 норма шегінде коэффициент 1-ге тең;

- 1 мамыр - 30 қыркүйек кезеңіндегі салқын макроклиматтық аудан үшін минус 10 нормасынан асқан кезде коэффициент 0,7-ге тең, минус 10 норма шегінде коэффициент 1-ге тең;

- 1 қазан - 30 сәуір кезеңіндегі салқын макроклиматтық аудан үшін минус 20 нормасынан асқан кезде коэффициент 0,7-ге тең, минус 20 норма шегінде коэффициент 1-ге тең;

r2.2.4 - төменгі жану жылуы коэффициенті, МДж/м3, мынадай диапазонда есептеледі:

мәні 32,5-тен кем емес кезінде коэффициент 1-ге тең, мәні 32,5-тен кем болғанда коэффициент 0,7-ге тең;

Қосымша көрсеткіштер:

r2.2.5 - құрамындағы метан коэффициенті, моль %, мынадай диапазонда есептеледі:

92-ден кем болған кезде коэффициент 0,85-ке тең, 92-ден асқан кезде коэффициент 1-ге тең;

r2.2.6 - құрамындағы этан коэффициенті, моль %, мынадай диапазонда есептеледі:

6 нормасынан асқан кезде, коэффициент 0,85-ке тең, 6 норма шегінде коэффициент 1-ге тең;

r2.2.7 - құрамындағы пропан коэффициенті, моль %, мынадай диапазонда есептеледі:

3 нормасынан асқан кезде, коэффициент 0,85-ке тең, 3 норма шегінде коэффициент 1-ге тең;

r2.2.8 - құрамындағы азот коэффициенті, моль %, мынадай диапазонда есептеледі:

2 нормасынан асқан кезде коэффициент 0,85-ке тең, 2 норма шегінде коэффициент 1-ге тең;

r2.3 - өткен күнтізбелік жылдағы қосымша өнім бойынша коэффициент (сұйытылған газды өткізуден түскен кірістің газды өндіру көлеміне қатынасы), бір мың текше метр үшін теңгеде, мынадай диапазонда есептеледі:

мәні 5 000-нан асқан кезде коэффициент 0,7-ге тең, мәні 5 000-нан кем болған кезде коэффициент 1-ге тең;

R - ұлттық операторға N% мөлшерінде тауарлық газды өткізу кезінде жер қойнауын пайдаланушының рентабельділігі, ол мынадай формула бойынша есептеледі:

R=(Cp+CRE)хr1хN

мұндағы,

N - жер қойнауын пайдаланушы белгілейтін, бірақ 10 пайыздан аспайтын мән.

ПРИКАЗЫВАЮ:

1. Внести в приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 13 ноября 2014 года № 121 "Об утверждении Правил определения цены сырого и товарного газа, приобретаемого национальным оператором в рамках преимущественного права государства" (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 9958, опубликован в информационно-правовой системе "Әділет" 23 января 2015 года) следующие изменения:

заголовок изложить в следующей редакции:

"Об утверждении Правил определения предельной цены сырого и товарного газа, приобретаемого национальным оператором в рамках преимущественного права государства";

пункт 1 изложить в следующей редакции:

"1. Утвердить прилагаемые Правила определения предельной цены сырого и товарного газа, приобретаемого национальным оператором в рамках преимущественного права государства.";

Правила определения цены сырого и товарного газа, приобретаемого национальным оператором в рамках преимущественного права государства, утвержденные указанным приказом, изложить в новой редакции согласно приложению к настоящему приказу.

2. Департаменту развития газовой промышленности Министерства энергетики Республики Казахстан в установленном законодательством Республики Казахстан порядке обеспечить:

1) государственную регистрацию настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан;

2) в течение десяти календарных дней со дня государственной регистрации настоящего приказа направление его в Республиканское государственное предприятие на праве хозяйственного ведения "Республиканский центр правовой информации Министерства юстиции Республики Казахстан" для официального опубликования и включения в Эталонный контрольный банк нормативных правовых актов Республики Казахстан;

3) размещение настоящего приказа на интернет-ресурсе Министерства энергетики Республики Казахстан;

4) в течение десяти рабочих дней после государственной регистрации настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан представление в Департамент юридической службы Министерства энергетики Республики Казахстан сведений об исполнении мероприятий, предусмотренных подпунктами 1), 2) и 3) настоящего пункта.

3. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на курирующего вице-министра энергетики Республики Казахстан.

4. Настоящий приказ вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования.

Исполняющий обязанности
Министра энергетики
Республики Казахстан

М. Досмухамбетов

	Приложение к приказу И.о. Министра энергетики Республики Казахстан от 31 июля 2018 года № 297
	Утверждены приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 13 ноября 2014 года № 121

Правила определения предельной цены сырого и товарного газа, приобретаемого национальным оператором в рамках преимущественного права государства

1. Настоящие Правила определения предельной цены сырого и товарного газа, приобретаемого национальным оператором в рамках преимущественного права государства (далее - Правила) разработаны в соответствии с Законом Республики Казахстан от 9 января 2012 года "О газе и газоснабжении" (далее - Закон).

2. Термины и понятия, используемые в настоящих Правилах, применяются в соответствии с Законом.

3. Предельная цена сырого газа, приобретаемого национальным оператором в рамках преимущественного права государства, определяется согласно приложению 1 к настоящим Правилам и включает:

1) расходы на добычу сырого газа, определяемые на основании производственной себестоимости добычи единицы объема сырого газа, рассчитываемой в соответствии с международными стандартами финансовой отчетности и требованиями законодательства Республики Казахстан о бухгалтерском учете и финансовой отчетности;

2) расходы на транспортировку сырого газа до места его реализации национальному оператору;

3) уровень рентабельности в размере не более десяти процентов.

4. Предельная цена товарного газа, приобретаемого национальным оператором в рамках преимущественного права государства, определяется согласно приложению 2 к настоящим Правилам и включает:

2) расходы на производство товарного газа из сырого газа;

3) расходы на транспортировку товарного газа до места его реализации национальному оператору;

4) уровень рентабельности в размере не более десяти процентов.

5. По новым месторождениям необходимые данные для расчета предельной цены сырого и товарного газа, приобретаемого национальным оператором, следует принимать на основании прогнозных расчетов в Технико-экономическом обосновании проекта, прошедшем Государственную экспертизу.

6. Предельная цена сырого и товарного газа, приобретаемого национальным оператором в рамках преимущественного права государства на планируемый период, не может превышать более чем на десять процентов цену сырого и товарного газа, приобретенного национальным оператором в предыдущем календарном году.

Приложение 1
к Правилам определения
предельной цены
сырого и товарного газа,
приобретаемого национальным
оператором в рамках
преимущественного права
государства

Определение предельной цены сырого газа, приобретаемого национальным оператором в рамках преимущественного права государства

В случае реализации сырого газа национальному оператору в рамках преимущественного права государства, его предельная цена рассчитывается недропользователем по формуле:

где,

РС – предельная цена сырого газа, приобретаемого национальным оператором в рамках преимущественного права государства, в тенге за тысячу метров кубических;

Ср – производственная себестоимость добычи сырого газа в рамках контракта на недропользование, в тенге за тысячу метров кубических, которая рассчитывается за предыдущий календарный год по формуле:

где,

СF – производственная себестоимость добычи сырой нефти и сырого газа в рамках контракта на недропользование в предыдущем календарном году, определяемая на основе годовой финансовой отчетности недропользователя за завершенный финансовый год, подтвержденной аудиторскими отчетами, в соответствии с международными стандартами финансовой отчетности и требованиями законодательства Республики Казахстан о бухгалтерском учете и финансовой отчетности, непосредственно связанная с извлечением полезных ископаемых из недр на поверхность и их первичной переработкой (обогащением), тенге;

Gp– объем добычи сырого газа в рамках контракта на недропользование в предыдущем календарном году, тысяч метров кубических;

Op – объем добычи сырой нефти в рамках контракта на недропользование в предыдущем календарном году, тонн;

0,857 – коэффициент перевода тысячи кубических метров сырого газа в тонны;

r – стоимостной коэффициент в диапазоне от 0 до 1, определяемый по формуле:

где,

Gp – объем добычи сырого газа в рамках контракта на недропользование в предыдущем календарном году, тысяч метров кубических;

Op – объем добычи сырой нефти в рамках контракта на недропользование в предыдущем календарном году, тонн;

AEPG – средневзвешенная экспортная цена товарного газа на границе Республики Казахстан в предыдущем календарном году, рассчитываемая по данным таможенной статистики, публикуемым Комитетом по статистике Министерства национальной экономики Республики Казахстан, за вычетом расходов по транспортировке товарного газа от недропользователя до границы Республики Казахстан, определяемых на основании тарифов, в тенге за тысячу метров кубических;

AEPо – средневзвешенная экспортная цена сырой нефти на границе Республики Казахстан в предыдущем календарном году, рассчитываемая по данным таможенной статистики, публикуемым Комитетом по статистике Министерства национальной экономики Республики Казахстан, за вычетом расходов по транспортировке сырой нефти от недропользователя до границы Республики Казахстан, определяемых на основании тарифов, в тенге за тонну;

*Примечание: в случае отсутствия добычи сырой нефти, стоимостной коэффициент r равен 1;

ТС – расходы на транспортировку сырого газа до планируемого места его реализации национальному оператору, определяемые на основании тарифов, в тенге за тысячу метров кубических;

R – рентабельность недропользователя при реализации сырого газа национальному оператору в размере N %, которая рассчитывается по формуле:

где, N – значение, устанавливаемое недропользователем, но не более 10 процентов.

Приложение 2
к Правилам определения предельной цены
сырого и товарного газа,
приобретаемого национальным
оператором в рамках
преимущественного права
государства

Определение предельной цены товарного газа, приобретаемого национальным оператором в рамках преимущественного права государства

В случае реализации товарного газа национальному оператору в рамках преимущественного права государства, его предельная цена рассчитывается недропользователем по формуле:

где,

Рс – предельная цена товарного газа, приобретаемого национальным оператором в рамках преимущественного права государства, в тенге за тысячу метров кубических;

где,

Gp – объем добычи сырого газа в рамках контракта на недропользование в предыдущем календарном году, тысяч метров кубических;

Op – объем добычи сырой нефти в рамках контракта на недропользование в предыдущем календарном году, тонн;

0,857 – коэффициент перевода тысячи кубических метров сырого газа в тонны;

r1 – стоимостной коэффициент в диапазоне от 0 до 1, определяемый по формуле:

где,

Gp – объем добычи сырого газа в рамках контракта на недропользование в предыдущем календарном году, тысяч метров кубических;

Op – объем добычи сырой нефти в рамках контракта на недропользование в предыдущем календарном году, тонн;

AEPG – средневзвешенная экспортная цена товарного газа на границе Республики Казахстан в предыдущем календарном году, рассчитываемая по данным таможенной статистики, публикуемым Комитетом по статистике Министерства национальной экономики Республики Казахстан, за вычетом расходов по транспортировке товарного газа от недропользователя до границы Республики Казахстан, определяемых на основании тарифов, тенге за тысячу метров кубических;

AEPo – средневзвешенная экспортная цена сырой нефти на границе Республики Казахстан в предыдущем календарном году, рассчитываемая по данным таможенной статистики, публикуемым Комитетом по статистике Министерства национальной экономики Республики Казахстан, за вычетом расходов по транспортировке сырой нефти от недропользователя до границы Республики Казахстан, определяемых на основании тарифов, тенге за тонну;

*Примечание: в случае отсутствия добычи сырой нефти, стоимостной коэффициент r1 равен 1;

CRE – себестоимость производства товарного газа из добытого сырого газа в предыдущем календарном году, определяемая по следующей формуле

где,

СFG – общая себестоимость переработки сырого газа в предыдущем календарном году, определяемая на основе годовой финансовой отчетности недропользователя за завершенный финансовый год, подтвержденной аудиторскими отчетами, в соответствии с международными стандартами финансовой отчетности и требованиями законодательства Республики Казахстан о бухгалтерском учете и финансовой отчетности, непосредственно связанная с переработкой сырого газа и не входящая в состав себестоимости добычи нефти и сырого газа, тенге за тысячу метров кубических;

QG – объем производства товарного газа, тысяч метров кубических;

QCG – объем сырого газа, направленного на переработку, тысяч метров кубических;

ТС – расходы на транспортировку товарного газа до планируемого места его реализации национальному оператору, определяемые на основании тарифов, утвержденных уполномоченным органом, осуществляющим руководство в сферах естественных монополий и на регулируемых рынках, тенге за тысячу метров кубических;

r2 – коэффициент, отражающий несколько показателей:

объем добычи газа;

качество товарного газа;

объем производства дополнительной продукции (сжиженного нефтяного газа) к объему добычи газа, который рассчитывается по формуле:

r2 = r2.1*r2.2* r2.3

где,

r2.1 – коэффициент объема добычи газа в предыдущем календарном году, рассчитываемый в следующих диапазонах:

при объеме добычи газа до 1000 млн.м3 коэффициент равен 0,7;

при объеме добычи газа от 1000 млн.м3 до 2000 млн.м3 коэффициент равен 1;

при объеме добычи газа от 2000 млн.м3 до 3000 млн.м3 коэффициент равен 2;

при объеме добычи газа от 3000 млн.м3 до 4000 млн.м3 коэффициент равен 4,5;

при объеме добычи газа от 4000 млн.м3 коэффициент равен 5,7;

r2.2 – коэффициент качества товарного газа, который рассчитывается по формуле:

r2.2 = r2.2.1*r2.2.2*r2.2.3* r2.2.4*r2.2.5*r2.2.6*r2.2.7*r2.2.8

где,

Основные показатели (нормируются СТ РК 1666-2007 "Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам. Технические условия"):

r2.2.1 – коэффициент массы сероводорода, г/м3, рассчитываемый в следующих диапазонах:

при превышении нормы 0,007 коэффициент равен 0,7, в пределах нормы 0,007 коэффициент равен 1;

r2.2.2 – коэффициент массы меркаптановой серы, г/м3, рассчитываемый в следующих диапазонах:

при превышении нормы 0,016 коэффициент равен 0,7, в пределах нормы 0,016 коэффициент равен 1;

r2.2.3 – коэффициент точки росы по влаге, С, рассчитываемый в следующих диапазонах:

- для умеренного макроклиматического района в период с 1 мая по 30 сентября при превышении нормы минус 3 коэффициент равен 0,7, в пределах нормы минус 3 коэффициент равен 1;

- для умеренного макроклиматического района в период с 1 октября по 30 апреля при превышении нормы минус 5 коэффициент равен 0,7, в пределах нормы минус 5 коэффициент равен 1;

- для холодного макроклиматического района в период с 1 мая по 30 сентября при превышении нормы минус 10 коэффициент равен 0,7, в пределах нормы минус 10 коэффициент равен 1;

- для холодного макроклиматического района в период с 1 октября по 30 апреля при превышении нормы минус 20 коэффициент равен 0,7, в пределах нормы минус 20 коэффициент равен 1;

r2.2.4 – коэффициент теплоты сгорания низшей, МДж/м3., рассчитываемый в следующих диапазонах:

при значении не менее 32,5 коэффициент равен 1, при значении менее 32,5 коэффициент равен 0,7;

Вспомогательные показатели:

r2.2.5 – коэффициент содержания метана, моль %, рассчитываемый в следующих диапазонах:

при менее 92 коэффициент равен 0,85, при выше 92 коэффициент равен 1;

r2.2.6 – коэффициент содержания этана, моль %, рассчитываемый в следующих диапазонах:

при превышении нормы 6 коэффициент равен 0,85, в пределах нормы 6 коэффициент равен 1;

r2.2.7 – коэффициент содержания пропана, моль %, рассчитываемый в следующих диапазонах:

при превышении нормы 3 коэффициент равен 0,85, в пределах нормы 3 коэффициент равен 1;

r2.2.8 – коэффициент содержания азота, моль %, рассчитываемый в следующих диапазонах:

при превышении нормы 2 коэффициент равен 0,85, в пределах нормы 2 коэффициент равен 1;

r2.3 – коэффициент по дополнительной продукции в предыдущем календарном году (соотношение дохода от реализации сжиженного газа к объему добычи газа), тенге за тысячу метров кубических, рассчитываемый в следующих диапазонах:

при значении больше 5 000 коэффициент равен 0,7, при значении меньше 5 000 коэффициент равен 1;

R – рентабельность недропользователя при реализации товарного газа национальному оператору в размере N %, которая рассчитывается по формуле:

R=(Cp+CRE)хr1хN

где,

N – значение, устанавливаемое недропользователем, но не более 10 процентов.