Правительство Республики Казахстан ПОСТАНОВЛЯЕТ:
1. Внести в постановление Правительства Республики Казахстан от 14 февраля 2011 года № 134 «О Стратегическом плане Министерства нефти и газа Республики Казахстан на 2011 – 2015 годы» (САПП Республики Казахстан, 2011 г., № 20, ст. 243) следующие изменения и дополнения:
в Стратегическом плане Министерства нефти и газа Республики Казахстан на 2011 – 2015 годы, утвержденном указанным постановлением:
раздел 2. «Анализ текущей ситуации и тенденции развития соответствующих отраслей (сфер) деятельности» изложить в новой редакции согласно приложению 1 к настоящему постановлению;
раздел 3. «Стратегические направления, цели, задачи, целевые индикаторы, мероприятия и показатели результатов» изложить в новой редакции согласно приложению 2 к настоящему постановлению;
в разделе 7. «Бюджетные программы»:
в подразделе «Бюджетные программы»:
в бюджетной программе 001 «Услуги по координации деятельности в области нефтяной, газовой и нефтехимической промышленности»:
в графе «2012»:
в строке «Достижение уровня казахстанского содержания при проведении нефтяных операций, связанных с недропользованием: по товарам работам, услугам» цифры «82,4» заменить цифрами «67,5»;
в строке «Обеспечение функционирования министерства, комитета» цифры «507801» заменить цифрами «506556»;
в строке «объем бюджетных расходов бюджетной программы» цифры «848248» заменить цифрами «847003»;
в бюджетной программе 006 «Совершенствование нормативно-технической базы в нефтяной, газовой и нефтехимической промышленности»:
в графе «2012»:
в строке «3. Разработка межгосударственных стандартов к техническому регламенту Таможенного союза «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и мазуту» цифры «15000» заменить цифрами «5000»;
в строке «4. Разработка межгосударственных стандартов к техническому регламенту Таможенного союза «Требование к смазочным материалам, маслам и специальным жидкостям» цифры «27500» заменить цифрами «37500»;
в строке «Разработка межгосударственных стандартов к техническому регламенту Таможенного союза «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и мазуту» цифру «6» заменить цифрой «2»;
в строке «Разработка межгосударственных стандартов к техническому регламенту Таможенного союза «Требование к смазочным материалам, маслам и специальным жидкостям» цифры «11» заменить цифрами «15»;
в строке «автомобильный и авиационный бензин, дизельное и судовое топливо, топливо для реактивных двигателей и мазуту» цифры «46,2» заменить цифрами «22,2»;
в строке «смазочные материалы, масла и специальные жидкости» цифры «34,4» заменить цифрами «41,7»;
в бюджетной программе 022 «Обеспечение функционирования специальной экономической зоны «Национальный индустриальный нефтехимический технопарк»:
в графе «2012»:
в строке «2. Охрана участков СЭЗ» цифры «34080» заменить цифрами «32080»;
в строке «Охрана территории специальной экономической зоны» цифры «34080» заменить цифрами «32080»;
в строке «объем бюджетных расходов» цифры «55868» заменить цифрами «53868»;
в бюджетной программе 024 «Целевые трансферты на развитие областным бюджетам, бюджетам городов Астаны и Алматы на развитие газотранспортной системы»:
в графе «2012»:
в строке «Объем выполняемых работ по завершенным инвестиционным проектам» цифры «27,3» заменить цифрами «28,3»;
в строке «Объем выполняемых работ по продолжающимся инвестиционным проектам» цифры «72,7» заменить цифрами «71,7»;
в бюджетной программе 032 «Приобретение государством доли участия в Окончательном соглашении о разделе продукции подрядного участка Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения»:
в графе «2012»:
в строке «Приобретение государством 10% доли в Окончательном соглашении о разделе продукции подрядного участка Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения по курсу Национального банка Республики Казахстан на момент оплаты» цифры «300069925» заменить цифрами «298509562»;
в строке «Возврат в республиканский бюджет затрат на приобретение доли участия в ОСРП» цифры «300069925» заменить цифрами «298509562»;
в строке «Объем бюджетных расходов бюджетной программы» цифры «300069925» заменить цифрами «298509562»;
в бюджетной программе 064 «Строительство инфраструктуры и ограждений территорий специальной экономической зоны «Национальный индустриальный нефтехимический технопарк в Атырауской области»:
в мероприятиях бюджетной программы:
после строки:
«
6. Строительство инфраструктуры |
тыс. тенге |
2098362 |
1973803 |
»
дополнить строкой следующего содержания:
«
6-1. Погашение кредиторской задолженности согласно решению суда |
тыс. тенге |
3245 |
»;
в показателях прямого результата:
после строки:
«
Строительство объектов инфраструктуры специальной экономической зоны «Национальный индустриальный нефтехимический технопарк» |
ед. |
7 |
7 |
»;
дополнить строкой следующего содержания:
«
Погашение кредиторской задолженности согласно решению суда |
тыс. тенге |
3245 |
»;
в графе «2012»:
в строке «объем бюджетных расходов»:
цифру «0» заменить цифрами «3245»;
в подразделе «Свод бюджетных расходов»:
в графе «2012»:
в строке «Всего бюджетных расходов» цифры «314587241» заменить цифрами «313026878»;
в строке «Текущие бюджетные программы» цифры «1008793» заменить цифрами «1005548»;
в строке «001 «Услуги по координации деятельности в области нефтяной, газовой и нефтехимической промышленности» цифры «848248» заменить цифрами «847003»;
в строке «022 «Обеспечение функционирования специальной экономической зоны «Национальный индустриальный нефтехимический технопарк» цифры «55868» заменить цифрами «53868»;
в строке «Бюджетные программы развития» цифры «313578448» заменить цифрами «312021330»;
в строке «064 «Строительство инфраструктуры и ограждений территорий специальной экономической зоны "Национальный индустриальный нефтехимический технопарк в Атырауской области» цифру «0» заменить цифрами «3245»;
в строке «032 «Приобретение государством доли участия в Окончательном соглашении о разделе продукции подрядного участка Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения» цифры «300069925» заменить цифрами «298509562».
2. Настоящее постановление вводится в действие со дня подписания и подлежит официальному опубликованию.
Премьер-Министр
Республики Казахстан С. Ахметов
Приложение 1
к постановлению Правительства
Республики Казахстан
от 28 декабря 2012 года № 1706
2. Анализ текущей ситуации и тенденции развития соответствующих отраслей (сфер) деятельности
Стратегическое направление 1. Динамичное развитие нефтяной отрасли
Основные параметры развития регулируемой отрасли или сферы деятельности
Запасы углеводородного сырья
Общие прогнозные извлекаемые ресурсы углеводородного сырья в Республике Казахстан составляют 17 млрд. тонн, из них 8 млрд. тонн приходится на казахстанский сектор Каспийского моря (далее – КСКМ). По подтвержденным запасам нефти, Казахстан входит в число 15 ведущих стран мира и обладает 3,3 % мировых запасов углеводородного сырья.
Нефтегазоносные районы республики, на которых расположено 172 нефтяных и 42 конденсатных месторождения, занимают площадь около 62 % территории Казахстана. Основные запасы нефти в Казахстане (более 90 %) сконцентрированы в 15 крупнейших месторождениях – Тенгиз, Кашаган, Карачаганак, Узень, Жетыбай, Жанажол, Каламкас, Кенкияк, Каражанбас, Кумколь, Бузачи Северные, Алибекмола, Прорва Центральная и Восточная, Кенбай, Королевское.
Месторождения находятся на территории шести из четырнадцати областей Казахстана. Это Актюбинская, Атырауская, Западно-Казахстанская, Карагандинская, Кызылординская и Мангистауская области. При этом примерно 70 % запасов углеводородов сконцентрировано на западе Казахстана.
Наиболее разведанными запасами нефти обладает Атырауская область, на территории которой открыто более 75 месторождений с запасами промышленных категорий 930 млн. тонн.
Свыше 15 месторождений углеводородов находятся на территории Западно-Казахстанской области. Еще одним перспективным регионом с точки зрения нефтегазового потенциала является Актюбинская область. Здесь открыто около 25 месторождений. Основой нефтедобывающей отрасли Кызылординской и Карагандинской областей является Кумкольская группа месторождений – пятая по значимости нефтегазовая провинция Казахстана.
Дальнейшему наращиванию ресурсного потенциала нефтегазовой отрасли Казахстана будет способствовать проводимое республикой широкомасштабное изучение участков недр в акватории Каспийского и Аральского морей.
Открытие в 2000 году на севере Каспия Кашаганского месторождения названо самым значительным событием в мировой практике за последние 30 лет.
Перспективы поисков нефти и газа связываются и с неизученными глубокопогруженными структурами в Прикаспийской впадине, Приаралье, а также с выявленными результатами региональных сейсмических работ объектами в Северном, Центральном и Южном Казахстане.
В Казахстане существуют реальные перспективы увеличения запасов углеводородов, так как потенциал недр Казахстана остается по-прежнему высоким. Поэтому дальнейшее развитие нефтегазовой отрасли должно обеспечиваться приростом запасов за счет открытия новых месторождений.
Добыча нефти
Динамичное развитие нефтяной отрасли чрезвычайно важно для всей экономики Казахстана.
Нефтегазовый комплекс оказывает решающее воздействие на социально-экономическое развитие страны и ее отдельных регионов, по сути, является локомотивом для всей экономики государства, способствует развитию других отраслей экономики. С работой предприятий нефтегазового комплекса связано претворение в жизнь наиболее значимых социальных программ в масштабах регионов и всего государства.
Преобразования в нефтегазовом комплексе направлены на повышение эффективности функционирования, как самой отрасли, так и связанных отраслей промышленности, что должно способствовать укреплению энергетической безопасности страны, а так же обеспечить стабильный рост и диверсификацию экономики, сопровождаемых повышением конкурентоспособности предприятий, качества услуг и продукции.
В 2011 году добыча нефти и газового конденсата в республике составила 81 млн. тонн, увеличившись на 1,6 % по сравнению с 2010 годом. Экспорт нефти и газового конденсата – 72 млн. тонн.
На территории Республики Казахстан по итогам 2011 года основными нефтедобывающими компаниями являются товарищество с ограниченной ответственностью «Тенгизшевройл» (далее – ТШО) (25,8 млн. тонн), товарищество с ограниченной ответственностью «Карачаганак Петролеум Оперейтинг Б.В.» (далее – КПО б.в.) (12,1 млн. тонн), акционерное общество «Разведка Добыча «КазМунайГаз» (далее – РД КМГ) (7,9 млн. тонн), акционерное общество «Мангистаумунайгаз» (далее – ММГ) (5,8 млн. тонн) и акционерное общество «СНПС-Актобемунайгаз» (далее – «СНПС-Актобемунайгаз») (6,2 млн. тонн).
Большинство разрабатываемых на суше месторождений углеводородного сырья Республики Казахстан достигли стадии максимального уровня годовой добычи. Дальнейший рост добычи на суше, в первую очередь, связан с интенсификацией разработки месторождений Тенгиз и Карачаганак.
В конце 2012 года планируется начало реализации опытно-промышленной разработки месторождения Кашаган. При этом, в соответствии со Вторым Дополнительным Договором к Соглашению о разделе продукции, возможно продление начала Кашаганской Коммерческой Добычи до октября 2013 года.
В 2015 году ожидается рост объема добычи нефти и газового конденсата до 117,2 % по отношению к 2011 году (прирост добычи составит 14 млн. тонн), что отражено в диаграмме 1:
Диаграмма 1. Добыча нефти и газового конденсата за 2009 – 2011 годы и прогноз на 2012 – 2015 годы, в млн. тонн
Переработка нефти
В 2011 году на нефтеперерабатывающих заводах республики (далее – НПЗ) переработано 13,1 млн. тонн нефти или 95,6 % к уровню 2010 года. Произведено бензина 2757,628 тыс. тонн (95,3%), дизельного топлива – 4064,325 тыс. тонн (99,8 %), мазута – 3660,145 тыс. тонн (97,1 %), авиакеросина – 387,140 тыс. тонн (79,1%).
После модернизации действующих нефтеперерабатывающих мощностей республики планируется после 2014 года увеличить объемы переработки нефти на НПЗ до 17,5 млн. тонн в год и, соответственно, объемы производства нефтепродуктов. Объемы переработки нефти и динамика производства нефтепродуктов до 2015 года отражены в диаграммах 2 и 3.
Диаграмма 2. Переработка нефти за 2009 – 2011 годы и прогноз на 2012 – 2015 годы, в млн. тонн
Диаграмма 3. Производство основных видов нефтепродуктов за 2009 – 2011 годы и прогноз на 2012 – 2015 годы, в тыс.тонн
Решением Комиссии Таможенного союза от 18 октября 2011 года № 826 утвержден Технический регламент «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и мазуту» (далее – ТР ТС), который вступает в силу с 31 декабря 2012 года. Разработчик ТР ТС – казахстанская сторона в лице Министерства нефти и газа Республики Казахстан.
ТР ТС разработан с целью установления на единой таможенной территории Таможенного союза обязательных для применения и исполнения требований к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и мазуту (далее – топливо), выпускаемым в обращение на единую таможенную территорию Таможенного союза, также устанавливает требования к топливу в целях обеспечения защиты жизни и здоровья человека, имущества, охраны окружающей среды, предупреждения действий, вводящих в заблуждение потребителей относительно его назначения, безопасности и энергетической эффективности.
ТР ТС определены сроки перехода по выпуску в оборот (обращение) автомобильного бензина и дизельного топлива на более высокие экологические классы на единой таможенной территории Таможенного союза с учетом дифференцированного подхода по технологическим возможностям государств – членов Таможенного союза.
С ТР ТС утвержден Перечень межгосударственных стандартов, национальных (государственных) государств – членов Таможенного союза (до принятия межгосударственных стандартов), содержащих правила и методы исследований (испытаний) и измерений, в том числе правила отбора образцов, необходимых для применения и исполнения требований ТР ТС.
Для обеспечения улучшения качества производимой нефтепродукции согласно международным нормам, в том числе требованиям вышеуказанного ТР ТС, на отечественных НПЗ планируются мероприятия по реконструкции и модернизации действующих перерабатывающих мощностей.
Реконструкция и модернизация отечественных НПЗ предусматривает реализацию следующих инвестиционных проектов.
На Атырауском нефтеперерабатывающем заводе (далее – АНПЗ):
На АНПЗ завершена реконструкция вакуумного блока установки ЭЛОУ-АВТ-3 (декабрь 2010 года) и установки замедленного коксования (май 2011 года), доведения мощности вакуумного блока до 1800 тыс. тонн в год и установки замедленного коксования до 1000 тыс. тонн в год.
Начато строительство комплекса по производству ароматических углеводородов с производством бензола – 133 тыс. тонн в год, параксилола - 496 тыс. тонн в год и улучшения качества нефтепродуктов до экологического класса К3. Срок реализации проекта – 2010 – 2013 годы.
Строительство комплекса по глубокой переработке нефти с доведением переработки нефти до 5500 тыс. тонн в год и глубины переработки до 84 % с улучшением качества нефтепродуктов до экологического класса К4. Срок реализации проекта - 2011 – 2014 годы.
На товариществе с ограниченной ответственностью «Петро Казахстан Ойл Продактс» (далее – ПКОП):
Реконструкция и модернизация завода с доведением мощности по переработке нефти до 6000 тыс. тонн в год, увеличением глубины переработки нефти до 90 %, улучшение качества нефтепродуктов до экологического класса К4. Срок реализации проекта – 2011 – 2014 годы.
На Павлодарском нефтехимическом заводе (далее – ПНХЗ):
Реконструкция и модернизация с доведением мощности завода до 6000 тыс. тонн в год, увеличением глубины переработки нефти до 90 %, улучшение качества нефтепродуктов до экологического класса К4. Срок реализации проекта – 2011 – 2014 годы.
Завершение реконструкции и модернизации НПЗ позволит в 2015 году обеспечить потребителей республики качественными нефтепродуктами и нефтехимическими продуктами, соответствующими требованиям экологических классов К3 и К4, снизить вредное воздействие на окружающую среду, обеспечить потребности республики в автомобильном и авиационном топливе, довести суммарную мощность НПЗ по переработке нефти до 17,5 млн. тонн в год.
Развитие нефтетранспортной инфраструктуры
Увеличение объемов добычи углеводородов требует динамичного развития нефтетранспортной инфраструктуры.
В настоящее время основными действующими экспортными маршрутами казахстанской нефти являются трубопровод Атырау-Самара, трубопровод Каспийского Трубопроводного Консорциума (далее – КТК), трубопровод Атасу-Алашанькоу, порт Актау.
Наибольший объем нефти был экспортирован по нефтепроводам КТК - 28,1 млн. тонн и Атырау-Самара - 15,4 млн. тонн. В китайском направлении транспортировано - 10,7 млн. тонн. Экспорт через порт Актау составил порядка 8,0 млн.тонн, по железной дороге было отгружено 7,7 млн. тонн, на Оренбургский ГПЗ – 1,2 млн. тонн.
Развитие экспортного и транзитного потенциала Казахстана, является одним из главных направлений государственной политики. Актуальной является работа по созданию новых и расширению существующих экспортных систем.
С целью повышения эффективности использования нефтегазовых ресурсов Казахстан должен продолжить поиск и реализацию проектов по транспортировке казахстанских углеводородов на наиболее привлекательные рынки сбыта при условии минимизации транспортных издержек. Развитие мощностей и направлений экспорта нефти и газа должно соответствовать перспективным объемам добычи и внутреннего потребления, наличию долгосрочных договоренностей с транзитными странами, уровню спроса и ситуации на мировых рынках потребления.
С целью развития и диверсификации экспортных маршрутов транспортировки казахстанской нефти проводится работа по реализации следующих проектов: поэтапного расширения нефтепровода КТК и увеличение пропускной способности нефтепровода Казахстан-Китай.
С учетом проектов расширения нефтепроводов при сбалансированной добыче нефти и газового конденсата экспорт будет увеличиваться по основным направлениям: КТК и Казахстан-Китай.
Оценка основных внешних и внутренних факторов
Внешние риски:
возможные внешние риски – уменьшение, полное прекращение поставок российской нефти на НПЗ, либо поставки российской нефти на НПЗ с экспортными таможенными пошлинами;
возможные последствия в случае непринятия мер по управлению рисками – нехватка объемов нефти для переработки на ПНХЗ и ПКОП, вследствие чего возникают риски, связанные с обеспечением потребностей внутреннего рынка в нефтепродуктах;
мероприятия по управлению рисками – подписание двухстороннего соглашения между Республикой Казахстан и Российской Федерацией в области поставок нефти на НПЗ. Проведение работ по соответствующему реверсированию трубопроводов для поставок нефти с западно-казахстанских месторождений на ПНХЗ и ПКОП.
Стратегическое направление 2. Динамичное развитие газовой отрасли
Основные параметры развития регулируемой отрасли или сферы деятельности
Добыча газа
Динамичное развитие газовой отрасли чрезвычайно важно для всей экономики Казахстана.
Добыча природного и попутного газа в 2011 году составила 42,0 млрд. куб.м, рост по сравнению с 2010 годом – на 12,3%. Объем экспорта газа составил 9,2 млрд.куб.м.
На территории Республики Казахстан основными газодобывающими компаниями (по данным за 2011 год) являются КПО б.в. (16,9 млрд.куб.м), ТШО (13,5 млрд.куб.м), «СНПС-Актобемунайгаз» (3,4 млрд.куб.м), АО «МНК «КазМунайТениз» (0,8 млрд.куб.м), РД КМГ (0,4 млрд.куб.м).
Планируется в 2015 году рост объема добычи природного и попутного газа до 41,2% по отношению к 2011 году (прирост добычи составит 17,3 млрд.куб.м). Прогноз добычи газа до 2015 года представлен в диаграмме 4.
Диаграмма 4. Добыча газа за 2009 – 2011 годы и прогноз на 2012 – 2015 годы, в млрд. куб. м
Увеличение добычи газа обеспечивается путем развития новых и основных базовых месторождений углеводородов, таких как Карачаганак, Тенгиз, Жанажол, Толкын и ряда других месторождений, принадлежащих акционерному обществу «Национальная компания «КазМунайГаз» (далее – КМГ), а также месторождений Каспийского шельфа (Кашаган и другие).
Переработка газа
За 2011 год на газоперерабатывающих предприятиях произведено 2250 тыс. тонн сжиженного углеводородного газа.
Газ, добываемый нефтегазовым комплексом республики, в основном, является попутным, поэтому требуется его переработка на газоперерабатывающих заводах до выработки товарного газа. В республике действуют три газоперерабатывающих завода (далее – ГПЗ) общей мощностью переработки 18,9 млрд. куб. м газа в год:
Казахский газоперерабатывающий завод (далее – КазГПЗ);
Тенгизский газоперерабатывающий завод (далее – ТГПЗ);
Жанажольский газоперерабатывающий завод (далее – ЖГПЗ).
На месторождениях с меньшими объемами добычи газа подготовка газа до товарного состояния ведется на установках по комплексной подготовке газа (далее – УКПГ).
За период с 2006 по 2011 годы выполнение мероприятий по утилизации газа способствовало сокращению объемов сжигаемого газа с 3,1 до 1,2 млрд.куб.м, т.е. на 1,9 млрд.куб.м, при увеличении добычи нефти с 64,9 млн.тонн в 2006 году до 81 млн.тонн в 2011 году и газа с 27,0 до 42 млрд.куб.м соответственно. При этом объем утилизированного газа увеличился с 23,9 млрд.куб.м до 38,3 млрд.куб.м, т.е. на 14,4 млрд.куб.м. Осуществляется постоянный мониторинг за выполнением недропользователями республики утвержденных Программ по утилизации попутного газа.
Выполнение недропользователями мероприятий по утилизации газа способствовало созданию новой инфраструктуры по использованию утилизируемого газа, включающей 12 газотурбинных электростанций (далее – ГТЭС) мощностью более 256 МВт, 12 установок по комплексной утилизации газа и ГПЗ для переработки 8 млрд. куб. м газа и выработки более 350 тыс. тонн сжиженного газа в год.
В соответствии с исторически сложившейся системой магистральных и распределительных газопроводов природный газ поставляется в 9 из 14 областей Республики. Значительное внимание Правительством Республики Казахстан уделяется осуществлению мероприятий по газификации населенных пунктов Республики Казахстан. За 2006 – 2010 годы из республиканского бюджета на эти цели было выделено свыше 28 млрд. тенге. Принятые меры позволили газифицировать природным газом свыше 150 населенных пунктов Актюбинской, Атырауской, Костанайской, Западно-Казахстанской, Жамбылской, Южно-Казахстанской областей, а также 473 многоэтажных домов и 4,17 тысяч частных домов в городе Кызылорда.
По данным акиматов областей объем потребления газа в 2015 году составит 15,3 млрд.куб. м, что в 1,6 раза больше, чем в 2011 году.
Развитие газотранспортной инфраструктуры
Увеличение объемов добычи углеводородов требует динамичного развития газотранспортной инфраструктуры.
За 2011 год объем экспорта казахстанского газа составил 9,2 млрд. куб. м, объем международного транзита газа по территории республики составил 96,6 млрд. куб. м, в том числе российского – 61,9; туркменского – 26,5; узбекского – 8,2.
Транспортировка и транзит газа по территории республики осуществляется по основным магистральным газопроводам – «Средняя Азия - Центр» (среднеазиатский газ), «Бухарский газоносный регион – Ташкент – Бишкек – Алматы» (среднеазиатский газ), 1-ый участок газопровода «Казахстан – Китай» (среднеазиатский газ), «Оренбург – Новопсков» (российский газ), «Бухара – Урал» (российский газ).
Для обеспечения внутреннего рынка газом в 2006 году подписано Соглашение о встречных поставках газа между ОАО «Газпром», НХК «Узбекнефтегаз» и АО «НК «КазМунайГаз».
Строительство газопровода Бейнеу – Шымкент будет способствовать повышению энергетической безопасности Казахстана и позволит обеспечить перетоки газа из западных газодобывающих регионов страны в южные, и, тем самым, снизить зависимость от поставок узбекского газа.
Трасса газопровода будет проходить по Мангистауской, Актюбинской, Кызылординской и Южно-Казахстанской областям.
Газопровод Бейнеу – Шымкент соединит все основные магистральные газопроводы Средняя Азия – Центр, Бухара – Урал, Бухарский газоносный район – Ташкент – Бишкек – Алматы, Казахстан – Китай.
Реализация проекта даст положительный мультипликативный эффект, выражающийся в возможности продолжения газификации ранее негазифицированных территорий Кызылординской области, северных районов Южно-Казахстанской, Жамбылской и Алматинской областей с общей численностью населения до 2 млн. человек с охватом около 400 населенных пунктов. Это позволит повысить качественный уровень жизни сельского населения, даст толчок к развитию новых и модернизации существующих объектов промышленности и сельского хозяйства, развитию малого и среднего бизнеса, и, как следствие, созданию новых рабочих мест.
В целом, реализация проекта приведет к повышению социально-экономического положения регионов Республики Казахстан, расположенных вдоль трассы газопровода.
Основываясь на принципах многовекторности поставок углеводородов на внутренние и внешние рынки, Казахстан стремится развивать все экономически выгодные маршруты по транзиту и экспортным поставкам природного газа. Реализация проектов строительства газопровода Казахстан – Китай и Прикаспийского газопровода позволит повысить транзитный и экспортный потенциал страны, и, соответственно, будет способствовать развитию экономики Казахстана.
Проект газопровода Казахстан-Китай
18 августа 2007 года подписано Соглашение между Правительством Республики Казахстан и Правительством Китайской Народной Республики о сотрудничестве в строительстве и эксплуатации газопровода Казахстан-Китай. Газопровод предназначен для транспортировки газа туркменского и казахстанского происхождения.
В конце 2009 года введена в эксплуатацию 1-я нитка, в октябре 2010 года 2-я нитка первого участка газопровода Казахстан-Китай.
Доведение мощности 1-го участка газопровода Казахстан-Китай до 30 млрд. куб. м в год планируется до конца 2012 года, с последующим расширением до 40 млрд. куб. м в год.
Проект Прикаспийского газопровода
20 декабря 2007 года в Москве было подписано Соглашение между Правительствами Республики Казахстан, Российской Федерации и Туркменистана о сотрудничестве в строительстве Прикаспийского газопровода, ратифицировано Законом Республики Казахстан от 14 мая 2009 года.
Газопровод предназначен для транспортировки газа на внешние рынки в объеме до 20 млрд. куб. м ежегодно, в том числе до 10 млрд. куб. м казахстанского и до 10 млрд. куб. м туркменского газа.
Реализация проекта строительства Прикаспийского газопровода отложена на неопределенное время в связи с тем, что дальнейшее его развитие зависит от согласованных действий российской и туркменской сторон.
Проект третьего Жанажольского газоперерабатывающего завода (далее – ЖГПЗ-3) разработан Сычуанским проектно-изыскательным институтом (КНР). По проекту на третьем заводе будет трудиться более 300 человек.
По объекту «Строительство 2-ой очереди ЖГПЗ-3» проводится работа по анализу рынка реализации газа и стоимости продукта и корректировке первоначального проекта. До конца 2012 года планируется полностью завершить работы по корректировке. Ввод в эксплуатацию 2-ой очереди ЖГПЗ запланирован на 2013 – 2014 годы.
Внутренние риски:
возможные внутренние риски - ситуации ЧС на объектах переработки и транспортировки газа;
возможные последствия в случае непринятия мер по управлению рисками - прекращение поставок газа населению, предприятиям и ТЭК;
мероприятия по управлению рисками - планово предупредительный ремонт на объектах переработки, транспортировки и распределения газа.
Внешние риски:
возможные внешние риски – уменьшение поставок природного газа из Узбекистана и России;
возможные последствия в случае непринятия мер по управлению рисками - дефицит газа повлечет снижение поставок газа предприятиям и ТЭК, вследствие чего уменьшится выработка и поставка электроэнергии и тепла населению, коммунально-бытовым и промышленным предприятиям.
Мероприятия по управлению рисками - заключение контрактов на поставку газа в рамках Соглашения о встречных поставках газа между АО «НК «КазМунайГаз», НХК «Узбекнефтегаз» и ОАО «Газпром» от 27 декабря 2006 года, продолжение реализации проекта строительства МГ «Бейнеу – Шымкент».
Стратегическое направление 3. Обеспечение производства нефтехимической продукции
Основные параметры развития регулируемой отрасли или сферы деятельности
Несмотря на большие объемы добычи углеводородного сырья, на сегодняшний день в Казахстане отсутствует полный технологический цикл глубокой переработки углеводородного сырья с получением продукции с высокой добавленной стоимостью.
Переработка углеводородного сырья ограничивается сепарацией нефти и газа. В стране действуют 3 нефтеперерабатывающих и 3 газоперерабатывающих завода, построенные в советское время и не отвечающие современным стандартам.
Разработаны и начата реализация инвестиционных проектов создания нефтехимических производств мирового уровня, которые обеспечат создание гибкой, интегрированной и полной технологической схемы переработки углеводородного сырья (нефть/газ), соответствующей международному уровню, и позволит одновременно решить несколько важных задач:
производить в большом объеме и более высокого качества нефтепродукты;
получить базовые нефтехимические продукты, которые уже являются продукцией с высокой добавленной стоимостью и востребованы на международном рынке;
производить нефтехимическое сырье для последующих переделов и производства расширенного спектра нефтехимической продукции с высокой добавленной стоимостью (строительные, облицовочные и упаковочные материалы, товары промышленного и бытового назначения и т.д.);
обеспечить комплексную переработку углеводородного сырья;
уменьшить негативное воздействие на окружающую среду;
создать условия для развития малого и среднего бизнеса по производству из нефтехимического сырья конкретной потребительской продукции.
Инвестиционные проекты создания нефтехимических производств и модернизации и технологическому перевооружению НПЗ включены в Государственную программу по форсированному индустриально-инновационному развитию Республики Казахстан на 2010 – 2014 годы и Карту индустрилизации Казахстана на 2010 – 2014 годы, отраслевую программу по развитию нефтегазового сектора на 2010 – 2014 годы.
В Атырауской области будет построен интегрированный газохимический комплекс по производству базовой нефтехимической продукции – этилена, полиэтилена и полипропилена. Объем инвестиций в проект составляет порядка 945,0 млрд. тенге. Чтобы обеспечить успешную его реализацию, своевременное выделение и освоение заемных и акционерных средств проект будет реализован по фазам: 1 фаза проекта обеспечит производство полипропилена мощностью – 500 тыс.тонн/год, стоимость 1 фазы составляет около 300,0 млрд.тенге; 2 фаза – полиэтилена 800 тыс.тонн/год со стоимостью 645,0 млрд. тенге. Срок реализации проекта: 2010 – 2016 годы. Оператор проекта – ТОО «Kazakhstan Petrochemical Industries Inc.» (далее – KPI). Поставка газового сырья на газохимический комплекс будет осуществлена ТОО «Тенгизшевройл» на долгосрочный период (постановление Правительства Республики Казахстан от 15 февраля 2008 года № 142 дсп).
Генеральным подрядчиком проекта на конкурсной основе для осуществления строительных работ по первой фазе выбрана китайская компания «Sinopec Engineering». 19 марта 2010 года подписан контракт на строительство 1 фазы проекта «под ключ», которой в настоящее время начата разработка проектно-сметной документации.
В марте 2010 года подписаны лицензионные соглашения на технологии дегидрирования пропана и производство полипропилена с компанией CBI Lummus (США).
В целях гарантирования сбыта полипропилена компанией заключен договор на гарантированный сбыт готовой продукции (off-take agreement) с компанией «Sinopec Engineering».
Учитывая международный опыт строительства аналогичных комплексов и для обеспечения привлекательности для вложения значительных объемов инвестиций в нефтехимические производства, государство решило оказать поддержку проекту:
созданы благоприятные экономические и административные условия для реализации проекта – Указом Главы государства от 19 декабря 2007 года № 495 создана специальная экономическая зона (далее – СЭЗ) «Национальный индустриальный нефтехимический технопарк» в Атырауской области. С 2010 года начато строительство инфраструктуры территории СЭЗ (административного здания и ограждения территории СЭЗ);
разработка ПСД и строительство отдельных объектов инфраструктуры I фазы осуществлено за счет средств бюджетного кредита в объеме 14 млрд.тенге.
Строительство основных объектов I фазы, в том числе производственных установок, осуществляется за счет заемных средств кредитной линии Экспортно-Импортного Банка Китая в объеме 207 млрд. тенге. 23 марта 2011 года в Шанхае (КНР) была проведена встреча между CB&I Lummus, Sinopec Engineering и KPI, на которой CB&I Lummus официально передал Sinopec Engineering и KPI комплект проектной технологической документации на установку дегидрирования пропана, 24 марта 2011 года состоялась аналогичная встреча по передаче комплекта проектной технологической документации на установку производства полипропилена.
13 июня 2011 года в рамках визита Председателя КНР Ху Цзиньтао в Республику Казахстан ТОО «Объединенная химическая компания» и Экспортно-импортный Банк Китая заключили Рамочное соглашение о финансовом сотрудничестве (укрепление сотрудничества в обмене технологиями и финансовой информацией).
Проектирование объектов инфраструктуры завершено. По следующим объектам инфраструктуры имеются заключения Госэкспертизы: автодорога (завершается укладка асфальтобетона), ж/д путь (завершена укладка земляного полотна), линия электропередач (закуплены материалы, начато строительство), водопровод и топливный газопровод (ведется закуп материалов); по остальным - на стадии рассмотрения.
По Второй фазе (производство полиэтилена) в настоящее время Foster Wheeler (США) завершает обновление ТЭО Второй фазы Проекта. Стратегическим партнером по Второй фазе определена южнокорейская компания «LG CHEM», с которой в 2011 году подписано Соглашение о создании совместного предприятия с казахстанской компанией ТОО «Kazakhstan Petrochemical Industries Inc.», а также Меморандум о понимании относительно проектного финансирования и договор по реализации продукции.
На Атырауском НПЗ начато строительство комплекса по производству ароматических углеводородов мощностью – бензола в объеме 133 тыс. тонн/год, параксилола – 496 тыс. тонн/год. Стоимость проекта – 169,5 млрд. тенге.
В октябре 2009 года подписан ЕРС-контракт между АНПЗ и китайской компанией «Sinopec Engineering» на строительство «под ключ» комплекса. Подписано соглашение о намерениях купли-продажи параксилола с китайской компанией «GUPC». Финансирование Проекта будет осуществляться в рамках генерального кредитного соглашения между АО «Банк Развития Казахстана» и Эксимбанком (КНР). 30 июля т.г. между БРК и АНПЗ подписано генеральное кредитное соглашение на финансирование проекта, а 4 сентября 2010 года проведена церемония закладки «первого камня». Завершение работ по строительству комплекса на АНПЗ планируется до конца 2013 года.
В 2010 году начата реализация инвестиционного проекта «Строительство завода по производству дорожного битума на Актауском заводе пластических масс», который обеспечит глубокую переработку тяжелой Каражанбасской нефти с производством дорожного битума в объеме не менее 420 тыс. тонн/год, соответствующего климатическим условиям Казахстана. Общий бюджет Проекта – 43,5 млрд. тенге.
Для реализации проекта между китайской корпорацией «CITIC Group» и казахстанской компанией AO «Кazakstan Petrochemical Industries» – дочерней компанией АО «НК «КазМунайГаз» в 2009 году на паритетной основе было создано ТОО «Совместное предприятие «CASPI BITUM». ТОО «СП «CASPI BITUM» в сентябре 2010 года завершил оформление заемных средств с «Bank of China Grand Cayman Branch», создан консорциум между АО «НГСК «КазСтройСервис» и ТОО «CITIC Construction» с целью строительства объектов битумного завода. Вопросы сырьевого обеспечения, размещения заказов на основное и вспомогательное оборудование решены, начат этап строительства.
Все вышеназванные реализуемые проекты и планируемые производства в ближайшей перспективе обеспечат мультипликативный эффект роста смежных отраслей экономики. Помимо экспорта, рынок Казахстана будет обеспечен нефтехимическим сырьем различного качества, что должно активизировать интерес отечественного бизнеса для создания предприятий и производств малого среднего бизнеса по выпуску разнообразной продукции из пластмассы, строительных материалов, вспомогательного промышленного оборудования из облегченных материалов, товаров медицинского и бытового назначения.
Анализ основных проблем
Реализация инвестиционных проектов по созданию новых нефтехимических производств характеризуется большой капиталоемкостью и требует одномоментного привлечения значительных объемов инвестиций, в том числе с поиском стратегического партнера.
Обеспечение необходимых объемов сырья на долгосрочный период для их переработки и производства нефтехимической продукции при наличии привлекательных экспортных поставок сырья.
В настоящее время основной объем добываемого углеводородного сырья поставляется на экспорт и используется по топливному варианту, первичная переработка углеводородного сырья основана на сепарации нефти и газа без дальнейшего производства нефтехимического сырья.
Нефтехимические предприятия, основные производственные фонды которых были созданы 45 лет назад, выпускали товарную продукцию в ограниченных объемах (полистирол, полипропилен) или на завозном нефтехимическом сырье (Российская Федерация – синтетические каучуки, основные компоненты присадок и так далее).
Вместе с тем, для создания нефтехимических производств есть достаточные ресурсы сырья: природные и попутные газы при освоении месторождений в различных регионах Республики Казахстан, в которых фракция, содержащая этан, составляет от 13 до 16% и выше от общего объема газа, что является основным экономическим и технологическим преимуществом для производства этилена – базового нефтехимического продукта. Для производства битумов дорожных марок добывается нефть с месторождений Западного Казахстана.
Обеспечение конкурентоспособности казахстанской нефтехимической продукции с учетом значительной доли транспортной составляющей в конечной цене:
для завоевания казахстанской нефтехимической продукцией экономической ниши на международном рынке важно учесть территориальную отдаленность Казахстана от основных рынков сбыта и удорожание в конечной цене от транспортной составляющей;
дополнительные затраты на логистику во время транспортировки нефтехимической продукции на рынок могут привести к более высоким затратам на создание новых производств по глубокой переработке углеводородного сырья;
затраты на транспортировку нефтехимической продукции из Казахстана на основные целевые рынки в Европе и Китае будут значительно выше, чем у других крупных экспортеров.
Отсутствие подготовленных профессиональных кадров и технического персонала, специалистов - инженеров среднего и высшего звена для работы на нефтехимических производствах:
значимой причиной существования данной проблемы является отсутствие квалификационных требований, отражающих современный уровень развития техники и технологий, а также четко определенных видов ответственности работников;
для достижения целей по совершенствованию квалификационных требований необходима разработка профессиональных стандартов, представляющих собой подробно изложенные требования к квалификации и компетенциям работников по различным квалификационным уровням.
Оценка основных внешних и внутренних факторов
Внутренний риск – возможная отмена льготного налогообложения организациям, осуществляющим деятельность на территории специальной экономической зоны «Национальный индустриальный нефтехимический технопарк».
Возможные последствия в случае непринятия мер по управлению рисками – ухудшение экономики проектов и их рентабельности, себестоимость конечной нефтехимической продукции будет неконкурентоспособна, что осложнит обеспечение рынка сбыта, а также своевременное привлечение внешнего (заемного) финансирования.
Мероприятия по управлению рисками – сохранение условий СЭЗ для реализации капиталоемких инвестиционных нефтехимических проектов, как на этапе производства готовой продукции, так и на этапе строительства данных производств, своевременное выделение и освоение средств бюджетного кредита, привлечение и освоение внешнего финансирования.
Стратегическое направление 4. Улучшение регулирования отношений в сфере проведения операций по недропользованию
В настоящее время одной из наиболее важных задач является развитие местного содержания в закупках нефтегазовых компаний, которой уделяется особое внимание Главой государства и Правительством Республики Казахстан.
МНГ РК проведена большая работа по развитию местного содержания в компаниях нефтегазового сектора. В большинство контрактов на недропользование включены цифровые показатели по местному содержанию в товарах, работах и услугах, а также в кадрах. Также, включены требования по разработке программ местного содержания и штрафы за ненадлежащее исполнение указанных контрактных обязательств. Проводятся многочисленные форумы и семинары с недропользователями для разъяснения необходимости увеличения доли местного содержания, а также прямые переговоры с крупными недропользователями по увеличению доли местного содержания.
Вместе с тем, текущие показатели, характеризующие уровень местного содержания в закупках нефтегазовых компаний, являются низкими, поскольку объем производства и, соответственно, закупа отечественных товаров, работ и услуг казахстанского происхождения незначителен по сравнению с импортируемыми.
Данные факты вызваны следующими причинами.
Несмотря на то, что местные производители освоили строительно-монтажные работы и имеют заводы по металлоконструкциям, все оснащение промышленным оборудованием при строительстве под ключ осуществляется иностранными предприятиями, соответственно, и техническое сопровождение осуществляется из-за рубежа, в связи с проектированием на ранней стадии проекта иностранными компаниями.
Основная доля закупа приходится на работы и услуги. Поскольку доля стоимости товаров в стоимости работ составляет около 40% и в проектных документах недропользователей предусмотрен преимущественно закуп импортного оборудования, доля местного содержания в работах существенно сократится.
В настоящее время разведочные работы в Казахстанском секторе Каспийского моря вышли на активную фазу. Однако отсутствие казахстанских сервисных компаний в морских проектах не позволяют достичь высоких показателей в части местного содержания, между тем, доля закупа товаров, работ и услуг в морских проектах, занимает порядка 30% от общего объема закупа в нефтегазовой отрасли и будет расти по мере освоения морских проектов.
Более того, при переходе к следующим фазам и проектам трех крупнейших операторов NCOC, KPO и ТШО общий объем закупок которых, составляет почти половину всех закупок нефтегазового сектора, можно ожидать существенного увеличения объемов закупок. При этом доля местного содержания значительно сократится, поскольку данные компании продолжат закупки импортных товаров, работ и услуг.
Несмотря на изложенное, МНГ РК продолжает планомерную и систематическую работу по увеличению доли местного содержания в компаниях нефтегазового сектора.
Основные параметры развития регулируемой отрасли или сферы деятельности
Развитие системы государственного управления недропользованием на базе современных информационных технологий.
Современный этап развития общества ставит новые условия перед государственными органами Республики Казахстан. Основное требование сегодняшнего дня – это способность эффективно осуществлять свою деятельность в условиях непрерывно, стремительно изменяющихся внешних условий. Необходимость быстрой адаптации системы управления к изменяющимся условиям усугубляется требованием постоянного повышения эффективности и результативности деятельности государственных структур.
Управление в современном мире основано на использовании качественной информации и интеграции накопленных знаний. Способность анализировать, систематизировать, накапливать и представлять информацию является важнейшим управленческим навыком.
Информатизация государственных органов как процесс создания условий для управления информацией, возникающей и используемой в процессе деятельности государственных структур, является составной частью проводимых в Казахстане административных реформ.
В соответствии с Концепцией по внедрению системы государственного планирования, ориентированного на результаты, утвержденной постановлением Правительства Республики Казахстан от 26 декабря 2007 года № 1297, каждым государственным органом на этапе планирования должна быть разработана система сбалансированных показателей для планирования бюджета, ориентированного на результат, мониторинга и оценки степени достижения цели.
В целях повышения эффективности государственного управления недропользованием за счет улучшения качества его информационно-аналитического обеспечения путем внедрения современных информационных технологий, для повышения эффективности управления в сферах нефтегазовой, нефтехимической промышленности, транспортировки углеводородного сырья в 2008 году в рамках «электронного правительства» начаты работы по созданию Интегрированной информационной системы «Единая государственная система управления недропользованием Республики Казахстан» (далее – ИИС ЕГСУ НП РК).
Развитие информационной системы ИИС ЕГСУ НП РК даст возможность проследить всю информацию в сфере недропользования – начиная от конкурсных процедур и заканчивая информацией об объемах добычи, переработки, транспортировки и реализации полезных ископаемых. Это позволит прогнозировать экспортный потенциал страны в сфере нефтегазовой промышленности и своевременно учитывать изменение ситуации на мировом рынке сырья при принятии решений для повышения эффективности добывающих отраслей экономики.
Реализация ИИС ЕГСУ НП РК позволит автоматизировать государственные услуги, оказываемые физическим и юридическим лицам:
№ п/п |
Наименование услуги |
Форма предоставления |
Срок реализации |
1 |
Регистрация контрактов на недропользование, за исключением контракта на разведку, добычу или совмещенную разведку и добычу общераспространенных полезных ископаемых |
Частично автоматизированная услуга |
2014 – 2015 годы |
2 |
Регистрация договора залога права недропользования, за исключением контрактов на разведку, добычу и на совмещенную разведку и добычу общераспространенных полезных ископаемых |
Частично автоматизированная услуга |
2014 – 2015 годы |
В настоящее время ИИС ЕГСУ НП РК находится на стадии опытно-промышленной эксплуатации.
Одной из основных задач МНГ является обеспечение реализации компетенции Полномочного органа, вытекающей из соглашений о разделе продукции и, соответственно, возложена на МНГ функция реализации интересов полномочного органа в Соглашениях о разделе продукции.
В этой связи в установленном порядке МНГ реализует интересы полномочного органа в соглашениях о разделе продукции, в том числе осуществляет безвозмездное доверительное управление долями участия дочерней организации национальной компании.
В целях снижения административных барьеров на субъекты частного предпринимательства МНГ разработаны Критерии оценки степени риска субъектов предпринимательства в нефтегазовом комплексе. После утверждения совместным приказом Министерства экономического развития и торговли, МНГ указанных критериев, будет составлен годовой план проверок субъектов предпринимательства. В 2012 году планируется проведение 40 проверок субъектов предпринимтельства.
Анализ основных проблем
Основные проблемы и угрозы:
Предоставление отчетной информации об объемах добычи, переработки, транспортировки и реализации углеводородных полезных ископаемых, информация о выполнении недропользователями контрактных условий представляется в бумажном виде. Вследствие чего, взаимодействие государственных органов и недропользователей занимает продолжительное время и снижается эффективность управления в сфере недропользования.
Оценка основных внешних и внутренних факторов
К основным внешним факторам в сфере автоматизации взаимодействия государственных органов и недропользователей в сфере недропользования относится снижение прогнозируемых объемов работ в сфере недропользования, что может быть связано, в первую очередь, со снижением спроса на данные услуги в связи с падением цен на минеральные ресурсы. Вместе с тем снижение мировых цен на минеральные ресурсы в ближайшую перспективу не прогнозируется, и влияние этого фактора является небольшим.
К основным внутренним факторам относятся степень риска невостребованности проекта, технические риски проекта по созданию ИИС ЕГСУ НП РК и риски, связанные с масштабом проекта. Реализация проекта позволит повысить эффективность государственного управления в сфере недропользования. Учитывая, что вопросы недропользования входят в долгосрочные приоритеты (№ 3 и № 5) Стратегии развития Казахстан до 2030 года и являются актуальными на сегодняшний день, при внедрении системы повысится эффективность управления недропользованием Республики Казахстан. Степень риска невостребованности проекта является низкой. Риск недоиспользования проектных мощностей системы ИИС ЕГСУ НП РК также является минимальным.
К техническим рискам проекта относятся несоответствие созданного продукта и выбранной платформы целям и функциям МНГ, невозможность интеграции в «электронное правительство». Мероприятиями по управлению данными рисками являются:
1. строгий отбор проектной команды по квалификационным критериям. Обучение участников проекта технологии проектных работ, инструментальным средствам;
2. использование стандартов предприятия на проектные работы, разработка стандартов проекта;
3. вовлечение в проектную команду работников государственных и местных исполнительных государственных органов.
К рискам, связанным с масштабом проекта относятся уменьшение качества проекта и несоответствие целям и функциям МНГ. Для снижения риска проводится детальный анализ каждого этапа работ, взаимодействия участников, организации работ. А также применяется детально проработанная программа качества, отработанное управление конфигурацией проекта, специальные процедуры взаимодействия участников.
Приложение 2
к постановлению Правительства
Республики Казахстан
от 28 декабря 2012 года № 1706
3. Стратегические направления, цели, задачи, целевые индикаторы, мероприятия и показатели результатов
Стратегические направления, цели, задачи, целевые индикаторы, мероприятия и показатели результатов
Стратегическое направление 1. Динамичное развитие нефтяной отрасли
Цель 1.1. Освоение и использование нефтяных ресурсов
Код бюджетной программы, направленной на достижение данной цели 001
Целевой индикатор (с указанием окончательного срока (периода) достижения) |
Источник информации |
Ед. изм. |
Факт 2009 год |
Факт 2010 год |
В плановом периоде, год |
|||||||||||||||
2011 факт |
2012 |
2013 |
2014 |
2015 |
||||||||||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|||||||||||
1. Ежегодное увеличение объемов добычи сырой нефти, включая газовый конденсат |
отчет АО «ИАЦ НГ» |
млн. |
76,5 |
79,7 |
81,0 |
79,5 |
83,0 |
85,0 |
95,0 |
|||||||||||
ИФО добычи сырой нефти, включая газовый конденсат, % к предыдущему году |
отчет АО «ИАЦ НГ» |
% |
100 |
104,2 |
101,6 |
98,1 |
104,4 |
102,4 |
111,8 |
|||||||||||
Задача 1.1.1. Обеспечение потребностей экономики в нефти для внутреннего рынка страны |
||||||||||||||||||||
Показатели прямых результатов |
Источник информации |
Ед. изм. |
Факт 2009 год |
Факт 2010 год |
Плановый период, год |
|||||||||||||||
2011 факт |
2012 |
2013 |
2014 |
2015 |
||||||||||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|||||||||||
1. Уровень обеспеченности внутренних потребностей экономики страны в отечественных нефтепродуктах, в том числе: |
отчет АО «ИАЦ НГ» |
|||||||||||||||||||
бензин (производство вне зависимости от октанового числа) |
% |
75,9 |
82,0 |
78,8 |
75,3 |
72,2 |
77,3 |
136,1 |
||||||||||||
дизельное топливо |
% |
106,0 |
96,7 |
93,5 |
90,0 |
91,4 |
97,9 |
108,5 |
||||||||||||
авиакеросин |
% |
89,8 |
76,1 |
71,0 |
65,3 |
64,3 |
77,0 |
109,1 |
||||||||||||
мазут (производство утяжеленного фракционного состава) |
% |
258,5 |
160,2 |
160,2 |
160,2 |
106,4 |
96 |
25,7 |
||||||||||||
2. Производство продуктов нефтепереработки в разрезе трех НПЗ всего, в том числе: |
отчет АО «ИАЦ НГ» |
млн. тонн |
12,1 |
13,7 |
13,1 |
14,2 |
14,2 |
15,1 |
17,5 |
|||||||||||
Павлодарский нефтехимический завод |
млн. тонн |
4,1 |
4,8 |
4,6 |
5,0 |
4,9 |
5,1 |
6,0 |
||||||||||||
Атырауский нефтеперерабатывающий завод |
млн. тонн |
4,0 |
4,3 |
4,2 |
4,4 |
4,9 |
5,5 |
5,5 |
||||||||||||
Шымкентский нефтеперерабатывающий завод (Петро Казахстан Ойл Продактс) |
млн. тонн |
4,0 |
4,6 |
4,3 |
4,8 |
4,4 |
4,5 |
6,0 |
||||||||||||
3. ИФО производства продуктов нефтепереработки, % к предыдущему году: |
отчет АО «ИАЦ НГ» |
% |
98,4 |
113,2 |
95,6 |
108,4 |
100 |
106,3 |
115,8 |
|||||||||||
бензин |
104,0 |
111,8 |
100,0 |
100,0 |
100,2 |
111,9 |
184,1 |
|||||||||||||
дизельное топливо |
97,3 |
107,3 |
100,0 |
100,0 |
105,6 |
111,2 |
115,1 |
|||||||||||||
авиакеросин |
93,5 |
131,1 |
100,0 |
100,0 |
106,6 |
129,7 |
153,6 |
|||||||||||||
мазут |
103,2 |
116,5 |
100,0 |
100,0 |
66,4 |
90,2 |
26,8 |
|||||||||||||
4. Увеличение глубины переработки нефти на отечественных НПЗ |
отчет АО «ИАЦ НГ» |
% |
65,75 |
67,17 |
75,91 |
75,91 |
75,91 |
87,0 |
88,69 |
|||||||||||
Мероприятия для достижения показателей прямых результатов |
Срок реализации в плановом периоде, год |
|||||||||||||||||||
2011 |
2012 |
2013 |
2014 |
2015 |
||||||||||||||||
Оптимизация и модернизация производств по добыче нефти и переход месторождений из разведки в промышленную эксплуатацию |
х |
х |
х |
х |
х |
|||||||||||||||
Начало опытно-промышленной разработки месторождения Кашаган |
х |
х |
х |
|||||||||||||||||
Строительство объектов береговой инфраструктуры в соответствии с Перечнем приоритетных объектов береговой инфраструктуры в казахстанском секторе Каспийского моря |
х |
х |
х |
|||||||||||||||||
Строительство комплекса по глубокой переработке нефти (АНПЗ) |
х |
х |
х |
х |
х |
|||||||||||||||
Реконструкция и модернизация Павлодарского нефтехимического завода (ПНХЗ) |
х |
х |
х |
х |
х |
|||||||||||||||
Реконструкция и модернизация Шымкентского нефтеперерабатывающего завода (Петро Казахстан Ойл Продактс) |
х |
х |
х |
х |
х |
|||||||||||||||
Задача 1.1.2. Транспортировка нефти |
||||||||||||||||||||
Показатели прямых результатов |
Источник информации |
Ед. изм. |
Факт 2009 год |
Факт 2010 год |
Плановый период, год |
|||||||||||||||
2011 факт |
2012 |
2013 |
2014 |
2015 |
||||||||||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|||||||||||
1. Объем экспорта нефти |
отчет АО «ИАЦ НГ» |
млн. тонн |
68,1 |
71,2 |
72,0 |
70,0 |
74,0 |
70,0 |
84,0 |
|||||||||||
ИФО экспорта нефти, % к предыдущему году |
отчет АО «ИАЦ НГ» |
% |
100,0 |
104,5 |
101,1 |
97,2 |
105,7 |
94,6 |
120 |
|||||||||||
Мероприятия для достижения показателей прямых результатов |
Срок реализации в плановом периоде, год |
|||||||||||||||||||
2011 |
2012 |
2013 |
2014 |
2015 |
||||||||||||||||
Увеличение пропускной способности нефтепровода Казахстан-Китай |
х |
х |
х |
х |
х |
|||||||||||||||
Реализация Проекта расширения Каспийского Трубопроводного Консорциума: - 1 этап (2013 г., 40,6 млн. тонн в год, в том числе на казахстанском участке – 33,5 млн. тонн в год) - замена 88 км трубопровода на территории РК, модернизация пяти НПС (две в РК, три в РФ), строительство третьего ВПУ и трех резервуаров по 100 тыс. куб. м на морском терминале в г. Новороссийске. - 2 этап (2014 г., 61,2 млн. тонн в год, в том числе на казахстанском участке – 49,3 млн. тонн в год) – строительство пяти НПС (одна в РК, четыре в РФ). - 3 этап (2015 г., 67 млн. тонн в год, в том числе на казахстанском участке – 52,5 млн. тонн в год) - строительство пяти НПС (одна в РК, четыре в РФ) и трех резервуаров по 100 тыс. куб. м |
х |
х |
х |
х |
х |
|||||||||||||||
Реконструкция и модернизация существующей нефтетранспортной системы |
х |
х |
х |
х |
х |
|||||||||||||||
Стратегическое направление 2. Динамичное развитие газовой отрасли
Цель 2.1. Освоение и использование газовых ресурсов
Код бюджетной программы, направленной на достижение данной цели 002, 024
Целевой индикатор (с указанием окончательного срока (периода) достижения) |
Источник информации |
Ед. изм. |
Факт 2009 год |
Факт 2010 год |
В плановом периоде, год |
||||||||
2011 факт |
2012 |
2013 |
2014 |
2015 |
|||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
||||
1. Общие прогнозные извлекаемые ресурсы углеводородного сырья в Республике Казахстан |
данные Комитета геологии недропользования МИНТ РК |
млрд. тонн |
4,6 |
4,6 |
4,7 |
4,8 |
5,0 |
5,0 |
5,0 |
||||
2. Уровень обеспеченности внутренних потребностей областей Республики Казахстан газом |
данные акиматов областей и г.г. Астаны и Алматы |
% |
100 |
100 |
100 |
100 |
100 |
100 |
|||||
3. Транспортировка газа* |
отчет АО «ИАЦ НГ» |
млрд.куб.м. |
88,7 |
100,0 |
115,1 |
113,3 |
122,8 |
124,1 |
125,8 |
||||
Задача 2.1.1. Бесперебойное и стабильное обеспечение газом растущих потребностей внутреннего рынка Республики Казахстан |
|||||||||||||
Показатели прямых результатов |
Источник информации |
Ед. изм. |
Факт 2009 год |
Факт 2010 год |
Плановый период, год |
||||||||
2011 факт |
2012 |
2013 |
2014 |
2015 |
|||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
||||
1. Рост объема добычи природного и попутного газа |
отчет АО «ИАЦ НГ» |
млрд. куб.м. |
36,0 |
37,4 |
42,0 |
40,0 |
52,9 |
55,8 |
59,3 |
||||
2. ИФО добычи природного и попутного газа, % к предыдущему году |
отчет АО «ИАЦ НГ» |
% |
107,5 |
103,9 |
112,3 |
95,2 |
132,2 |
105,4 |
106,2 |
||||
3. Объем производства товарного (сухого) газа |
отчет АО «ИАЦ НГ» |
млрд. куб.м. |
19,7 |
21,3 |
22,3 |
22,6 |
32,1 |
31,6 |
30,7 |
||||
4. Объем производства сжиженного газа |
отчет АО «ИАЦ НГ» |
тыс. тонн |
1825 |
2245 |
2250 |
2250 |
2340 |
2360 |
2360 |
||||
5. Внутреннее потребление природного газа в республике в т.ч.: |
информация акиматов областей, г.г. Астаны, Алматы |
млрд. куб.м. |
8,6 |
9,0 |
9,2 |
10,4 |
12,8 |
14,2 |
15,2 |
||||
%, к предыдущему году |
100 |
104,6 |
102,2 |
113,0 |
123,0 |
110,9 |
107,0 |
||||||
Потребление природного газа в южных регионах |
информация акиматов областей, г.г. Астаны, Алматы |
млрд. куб. м/год |
2,8 |
2,8 |
3,0 |
3,7 |
4,0 |
4,7 |
5,6 |
||||
Потребление сжиженного газа в республике |
информация акиматов областей, г.г. Астаны, Алматы |
тыс. тонн |
520,0 |
695,0 |
700,0 |
690,0 |
700,0 |
700,0 |
700,0 |
||||
%, к предыдущему году |
100 |
133,6 |
100,7 |
98,6 |
101,4 |
100 |
100 |
||||||
6. Уровень газификации населения природным газом, в том числе**: |
информация акиматов областей, г.г. Астаны, Алматы |
% |
53,5 |
55,7 |
48,1 |
52,9 |
54,1 |
58,2 |
61,7 |
||||
Южных регионов |
информация акиматов областей, г. Алматы |
% |
34,0 |
36,0 |
37,0 |
38,5 |
40,0 |
41,0 |
43,0 |
||||
Западных регионов |
информация акиматов областей |
% |
73,0 |
75,5 |
78,0 |
80,0 |
82,0 |
83,0 |
85,0 |
||||
Костанайской области |
информация акимата области |
% |
48,0 |
51,8 |
52,0 |
54,0 |
56,0 |
58,0 |
60,0 |
||||
7. Обеспечение южных регионов по газопроводу Бейнеу-Шымкент газом в объеме до 10 млрд. куб.м. в 2015 году |
статистические данные |
млрд. куб. м/год |
до 5,0 |
до 5,0 |
до 10,0 |
||||||||
8. Протяженность построенных газопроводов 3422,8 км в 2015 году*** |
информация акиматов областей, г.г. Астаны, Алматы |
% |
16,3 |
22,7 |
51,1 |
64,9 |
72,1 |
100,0 |
|||||
Мероприятия для достижения показателей прямых результатов |
Срок реализации в плановом периоде, год |
||||||||||||
2011 |
2012 |
2013 |
2014 |
2015 |
|||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
||||||||
Строительство магистрального газопровода «Бейнеу-Шымкент», в том числе: |
х |
х |
х |
х |
х |
||||||||
1-ой очереди газопровода «Бейнеу-Шымкент» |
х |
х |
х |
||||||||||
2-ой очереди газопровода «Бейнеу-Шымкент» |
х |
х |
|||||||||||
Целевые трансферты на развитие областным бюджетам, бюджетам городов Астаны и Алматы на развитие газотранспортной системы |
х |
х |
х |
х |
х |
||||||||
Разработка Генеральной схемы газификации Республики Казахстан |
х |
х |
|||||||||||
Обеспечение ведения учета государственного имущества, право пользования которым подлежит передаче подрядчикам по нефтегазовым проектам |
х |
х |
х |
х |
х |
||||||||
* Транспортировка газа – транспорт газа на экспорт и поставки потребителям РК, а также международный транзит газа. |
|||||||||||||
** Примечание: уровень газификации 9 газифицированных областей и г. Алматы. |
|||||||||||||
*** Примечание: достижение данного показателя зависит от выделения необходимых финансовых средств из Республиканского бюджета на реализацию бюджетных инвестиционных проектов в рамках бюджетной программы 024 «Целевые трансферты на развитие областным бюджетам, бюджетам городов Астаны и Алматы на развитие газотранспортной системы». |
|||||||||||||
Задача 2.1.2. Экспорт и международный транзит газа |
|||||||||||||
Показатели прямых результатов |
Источник информации |
Ед.изм. |
Факт 2009 год |
Факт 2010 год |
Плановый период, год |
||||||||
2011 факт |
2012 |
2013 |
2014 |
2015 |
|||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
||||
1. Экспорт природного газа |
информация АО «ИЦА» |
млрд. куб.м. |
7,0 |
9,1 |
9,2 |
7,5 |
15,9 |
14,6 |
12,0 |
||||
2. Экспорт сжиженного газа |
информация АО «ИАЦ НГ» |
тыс. тонн |
1305 |
1550 |
1580 |
1560 |
1640 |
1660 |
1660 |
||||
3. Повышение объемов транзита газа через территорию республики* |
информация АО «ИЦА» |
млрд. куб. м/год |
73,1 |
81,9 |
88,7 |
94,6 |
101,8 |
102,1 |
102,2 |
||||
* Примечание: ежегодные объемы газа, возможно, будут корректироваться в связи с тем, что по газопроводу будут транспортироваться ресурсы сопредельных государств, на которые отсутствуют четкие обязательства |
|||||||||||||
Мероприятия для достижения показателей прямых результатов |
Срок реализации в плановом периоде, год |
||||||||||||
2011 |
2012 |
2013 |
2014 |
2015 |
|||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
||||||||
Подписание протокола сотрудничества, в рамках Соглашения о встречных поставках газа между АО «НК «КазМунайГаз», НХК «Узбекнефтегаз» и ОАО «Газпром» от 27 декабря 2006 года |
х |
х |
х |
х |
х |
||||||||
Строительство газопровода Казахстан-Китай мощностью 30 млрд. куб.м. в год с вводом в эксплуатацию в 2012 году, в том числе: |
х |
х |
|||||||||||
Строительство компрессорных станций (КС-1, КС-2, КС-3, КС-5, КС-6, КС-7) |
х |
х |
|||||||||||
Разработка и актуализация процедур приема-передачи государственных активов по окончательному соглашению о разделе продукции |
х |
х |
х |
||||||||||
Реконструкция и модернизация действующей газотранспортной системы |
х |
х |
х |
х |
х |
||||||||
Стратегическое направление 3. Обеспечение производства нефтехимической продукции
Цель 3.1. Развитие нефтехимических производств
Код бюджетной программы, направленной на достижение данной цели 022, 064
Целевой индикатор (с указанием окончательного срока (периода) достижения) |
Источник информации |
Ед.изм. |
Факт 2009 год |
Факт 2010 год |
В плановом периоде, год |
|||||||
2011 факт |
2012 |
2013 |
2014 |
2015 |
||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|||
Объем выпуска нефтехимической продукции: |
Ежегодный бюллетень Агентства РК по статистике «Баланс производственных мощностей», ежегодный бюллетень «О вводе объектов» |
тыс. тонн/год |
200 |
400 |
1049 |
|||||||
дорожный битум |
200 |
400 |
420 |
|||||||||
бензол |
133 |
|||||||||||
параксилол |
496 |
|||||||||||
Задача 3.1.1. Введение в эксплуатацию новых нефтехимических объектов |
||||||||||||
Показатели прямых результатов |
Источник информации |
Ед.изм. |
Факт 2009 год |
Факт 2010 год |
В плановом периоде, год |
|||||||
2011 факт |
2012 |
2013 |
2014 |
2015 |
||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|||
Новые нефтехимические объекты |
Ежегодный бюллетень Агентства РК по статистике «Баланс производственных мощностей», ежегодный бюллетень «О вводе объектов» |
объект |
1 |
1 |
||||||||
Мероприятия для достижения показателей прямых результатов |
Срок реализации в плановом периоде, год |
|||||||||||
2011 |
2012 |
2013 |
2014 |
2015 |
||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|||||||
Строительство 3 новых перерабатывающих мощностей по глубокой переработке углеводородного сырья и выпуску конкурентоспособной базовой нефтехимической и с высокой добавленной стоимостью продукции: |
||||||||||||
Производство дорожного битума на Актауском заводе пластических масс |
х |
х |
||||||||||
Комплекс по производству ароматических углеводородов (бензол, параксилол) на Атырауском НПЗ |
х |
х |
х |
|||||||||
Интегрированный газохимический комплекс в Атырауской области (полипропилен, полиэтилен) |
х |
х |
х |
х |
х |
|||||||
Строительство инфраструктуры специальной экономической зоны |
х |
х |
х |
|||||||||
Разработка (корректировка) ПСД |
х |
х |
||||||||||
Проведение строительно-монтажных работ по возведению ограждений территории специальной экономической зоны |
х |
х |
||||||||||
Проведение строительно-монтажных работ по возведению объектов инфраструктуры специальной экономической зоны |
х |
х |
||||||||||
Стратегическое направление 4. Улучшение регулирования отношений в сфере проведения операций по недропользованию
Цель 4.1. Повышение качественного уровня государственного управления в сфере недропользования
Код бюджетной программы, направленной на достижение данной цели 001, 006, 015, 032, 112
Целевой индикатор (с указанием окончательного срока (периода) достижения) |
Источник информации |
Ед.изм. |
Факт 2009 год |
Факт 2010 год |
В плановом периоде, год |
|||||||||||
2011 факт |
2012 |
2013 |
2014 |
2015 |
||||||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|||||||
1. Увеличение числа недропользователей, выполняющих контрактные обязательства |
аналитическая информация |
% |
- |
- |
50 |
70 |
70 |
70 |
- |
|||||||
2. Снижение операционных издержек, связанных с регистрацией и ведением бизнеса (получение разрешений, лицензий, сертификатов; аккредитация; получение консультаций), включая время и затраты на 30% к 2011 году и еще на 30% к 2015 году по сравнению с 2011 годом |
аналитическая информация |
% |
- |
30 |
- |
- |
- |
30 |
- |
|||||||
3. Позиция в ГИК «Прозрачность принимаемых решений» |
отчет ВЭФ |
место |
- |
75 |
53 |
46 |
46 |
46 |
46 |
|||||||
4. Повышение доли местного содержания в сфере недропользования (без KPO, NCOC и ТШО): |
аналитическая информация |
% |
||||||||||||||
по товарам |
% |
- |
5 |
8 |
11 |
13 |
16 |
- |
||||||||
по работам и услугам |
- |
79,7 |
81,1 |
67,5 |
83,7 |
85 |
- |
|||||||||
по кадрам, с разбивкой по трем категориям (без KPO, NCOC и ТШО): |
количество |
|||||||||||||||
руководящий состав |
- |
- |
81 |
84 |
85 |
87 |
- |
|||||||||
специалисты с высшим и средним образованием |
- |
- |
91 |
92 |
94 |
96 |
- |
|||||||||
квалифицированные рабочие |
- |
- |
98 |
98 |
98 |
98 |
- |
|||||||||
Задача 4.1.1. Повышение эффективности взаимодействия государственных органов и недропользователей в сфере недропользования |
||||||||||||||||
Показатели прямых результатов |
Источник информации |
Ед.изм. |
Факт 2009 год |
Факт 2010 год |
Плановый период, год |
|||||||||||
2011 факт |
2012 |
2013 |
2014 |
2015 |
||||||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|||||||
1. Количество участников сферы недропользования внедренных в единую государственную систему управления недропользованием |
отчет ИИС ЕГСУ НП РК |
участники |
153 |
- |
- |
- |
425 |
525 |
||||||||
2. Количество ИТ-услуг, переведенных на аутсорсинг в рамках «Новой модели информатизации» |
отчет ИИС ЕГСУ НП РК |
система |
- |
- |
- |
0 |
- |
1 |
2 |
|||||||
3. Уменьшение сроков проведения проверок субъектов государственного контроля, отнесенных к категориям незначительной и средней степени риска |
отчет КПС и СУ |
рабочих дней |
- |
- |
30 |
28 |
26 |
24 |
24 |
|||||||
4. Доля случаев предоставления услуги в установленный срок с момента сдачи документа |
отчет ИИС ЕГСУ НП РК |
% |
100 |
100 |
100 |
100 |
100 |
|||||||||
5. Охват государственных органов единой государственной системой управления недропользованием |
отчет ИИС ЕГСУ НП РК |
участник |
7 |
- |
- |
- |
9 |
9 |
||||||||
6. Охват местных исполнительных органов единой государственной системой управления недропользованием |
отчет ИИС ЕГСУ НП РК |
участник |
8 |
- |
- |
- |
16 |
16 |
||||||||
7. Охват недропользователей единой государственной системой управления недропользованием |
отчет ИИС ЕГСУ НП РК |
участник |
138 |
- |
- |
- |
400 |
500 |
||||||||
8. Охват контрактов недропользователей единой государственной системой управления недропользованием в целях повышения прозрачности действия |
отчет ИИС ЕГСУ НП РК |
контракт |
206 |
- |
- |
- |
600 |
800 |
||||||||
Мероприятия для достижения показателей прямых результатов |
Срок реализации в плановом периоде, год |
|||||||||||||||
2011 |
2012 |
2013 |
2014 |
2015 |
||||||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|||||||||||
Проведение прямых переговоров для заключения контрактов на добычу, при подаче заявок недропользователями по разведочным контрактам |
х |
х |
х |
х |
х |
|||||||||||
Заключение дополнительных соглашений к контракту, при подаче заявок на добычу недропользователями по контрактам на разведку и добычу |
х |
х |
х |
х |
х |
|||||||||||
Проведение экспертных комиссий по вопросам недропользования |
х |
х |
х |
х |
х |
|||||||||||
Проведение межведомственных комиссий по вопросам осуществления приоритетного права государства при приобретении (отказе от приобретения) государством отчуждаемого права недропользования (его части) и (или) объектов, связанных с правом недропользования в Республике Казахстан |
х |
х |
х |
х |
х |
|||||||||||
Ведение мониторинга и контроля казахстанского содержания в контрактах на недропользование |
х |
х |
х |
х |
х |
|||||||||||
Представление интересов Республики Казахстан в контрактах на проведение нефтяных операций в соответствии с полномочиями, установленными законодательством Республики Казахстан |
х |
х |
х |
х |
х |
|||||||||||
Регистрация контрактов на недропользование, за исключением контрактов на разведку, добычу и на совмещенную разведку и добычу общераспространенных полезных ископаемых |
х |
х |
х |
х |
х |
|||||||||||
Регистрация договора залога права недропользования, за исключением контрактов на разведку, добычу и на совмещенную разведку и добычу общераспространенных полезных ископаемых |
х |
х |
х |
х |
х |
|||||||||||
Разработка и внедрение ИИС ЕГСУ НП РК в государственных органах и у недропользователей |
х |
х |
х |
х |
х |
|||||||||||
Ведение базы всех контрактов недропользователей в ИИС ЕГСУ НП РК |
х |
х |
х |
х |
х |
|||||||||||
Проведение аналитической оценки и экспертные заключения по условиям проведения операций по недропользованию |
х |
х |
х |
х |
х |
|||||||||||
Внедрение системы оценки степени рисков субъектов предпринимательства в нефтегазовом комплексе |
х |
х |
х |
х |
х |
|||||||||||
Задача 4.1.2. Обеспечение соблюдения требований законодательства в сферах нефтегазовой, нефтехимической промышленности, транспортировки углеводородного сырья |
||||||||||||||||
Показатели прямых результатов |
Источник информации |
Ед.изм. |
Факт 2009 год |
Факт 2010 год |
Плановый период, год |
|||||||||||
2011 факт |
2012 |
2013 |
2014 |
2015 |
||||||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|||||||
1. Увеличение числа субъектов, соблюдающих требования законодательства в сферах нефтегазовой, нефтехимической промышленности, транспортировки углеводородного сырья |
информация КГИНГК |
% |
- |
- |
50 |
50 |
50 |
60 |
60 |
|||||||
2. Доля выполненных предписаний |
отчет КГИНГК |
% |
- |
- |
- |
100 |
100 |
100 |
100 |
|||||||
3. Снижение количества плановых проверок субъектов государственного контроля (согласно ежегодному плану) проведения проверок |
отчет КГИНГК |
количество |
- |
- |
- |
40 |
38 |
38 |
36 |
|||||||
Мероприятия для достижения показателей прямых результатов |
Срок реализации в плановом периоде, год |
|||||||||||||||
2011 |
2012 |
2013 |
2014 |
2015 |
||||||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|||||||||||
Проведение проверок за соблюдением требований законодательства в сферах нефтегазовой, нефтехимической промышленности, транспортировки углеводородного сырья |
х |
х |
х |
х |
х |
|||||||||||
Участие в отраслевых межведомственных комиссиях |
х |
х |
х |
х |
х |
|||||||||||
Задача 4.1.3. Повышение информированности общества о деятельности министерства |
||||||||||||||||
Показатели прямых результатов |
Источник информации |
Ед.изм. |
Факт 2009 год |
Факт 2010 год |
Плановый период, год |
|||||||||||
2011 факт |
2012 |
2013 |
2014 |
2015 |
||||||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|||||||
1. Количество выступлений в СМИ по разъяснению основных направлений отраслевой политики министерства |
отчет данных |
количество статей |
5 |
6 |
6 |
6 |
6 |
|||||||||
2. Количество конференций, форумов с участием представителей прессы |
отчет данных |
количество конференций |
3 |
4 |
4 |
4 |
4 |
|||||||||
Мероприятия для достижения показателей прямых результатов |
Срок реализации в плановом периоде, год |
|||||||||||||||
2011 |
2012 |
2013 |
2014 |
2015 |
||||||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|||||||||||
Размещение на сайте министерства: пресс-релизов о деятельности министерства на государственном и русском языках, а в случае необходимости и на иных языках |
х |
х |
х |
х |
х |
|||||||||||
полного перечня выдаваемых разрешительных документов, а также перечня документов по каждому разрешительному документу с комментариями |
х |
х |
х |
х |
х |
|||||||||||
детально расписанного механизма процедуры получения разрешительных документов |
х |
х |
х |
х |
х |
|||||||||||
ожидаемое изменение о предполагаемых изменениях в законодательстве, касательно разрешительных документов |
х |
х |
х |
х |
х |
|||||||||||
Публикация материалов в СМИ и выступление на телевидении: |
||||||||||||||||
о вопросах отраслевой политики министерства |
х |
х |
х |
х |
х |
|||||||||||
о НПА, разработанных министерством, изменениях к ним и комментарии |
х |
х |
х |
х |
х |
|||||||||||
проведение семинаров по разъяснению норм законодательства в части выдачи разрешительных документов |
х |
х |
х |
х |
х |
|||||||||||
Задача 4.1.4. Совершенствование нормативно-технической базы нефтяной, газовой и нефтехимической промышленности, в том числе для технических регламентов Таможенного союза. Код бюджетной программы, направленной на достижение данной цели 006 |
||||||||||||||||
Показатели прямых результатов |
Источник информации |
Ед.изм. |
Факт2009 год |
Факт 2010 год |
Плановый период, год |
|||||||||||
2011 факт |
2012 |
2013 |
2014 |
2015 |
||||||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|||||||
1. Количество разработанных межгосударственных стандартов к техническому регламенту Таможенного союза «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и мазуту» |
информация Межгоссовет по стандартизации |
количество |
2 |
4 |
3 |
|||||||||||
2. Количество разработанных межгосударственных стандартов к техническому регламентуТаможенного союза «Требование к смазочным материалам, маслам и специальным жидкостям» |
информация Межгоссовет по стандартизации |
количество |
15 |
11 |
10 |
|||||||||||
3. Введение в действие межгосударственных стандартов |
информация Межгоссовет по стандартизации |
количество |
17 |
15 |
13 |
|||||||||||
Мероприятия для достижения показателей прямых результатов |
Срок реализации в плановом периоде, год |
|||||||||||||||
2011 |
2012 |
2013 |
2014 |
2015 |
||||||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|||||||||||
Разработка межгосударственных стандартов |
х |
х |
х |
х |
х |
|||||||||||
Согласование межгосударственных стандартов с государственными органами и организациями |
х |
х |
х |
х |
х |
|||||||||||
Одобрение межгосударственных стандартов в уполномоченном органе по техническому регулированию и метрологии |
х |
х |
х |
х |
х |
|||||||||||
Внесение межгосударственных стандартов в Межгоссовет по стандартизации |
х |
х |
х |
х |
х |
|||||||||||
Задача 4.1.5. Урегулирование отношений по проекту Карачаганак |
||||||||||||||||
Показатели прямых результатов |
Источник информации |
Ед.изм. |
Факт 2009 год |
Факт 2010 год |
Плановый период, год |
|||||||||||
2011 факт |
2012 |
2013 |
2014 |
2015 |
||||||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|||||||
Приобретение государством доли участия в Окончательном соглашении о разделе продукции подрядного участка Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения (ОСРП) |
Договоры переуступки и принятия доли участия |
% |
10 |
|||||||||||||
Мероприятия для достижения показателей прямых результатов |
Срок реализации в плановом периоде, год |
|||||||||||||||
2011 |
2012 |
2013 |
2014 |
2015 |
||||||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|||||||||||
Подписание Договора переуступки и принятия доли участия |
х |
|||||||||||||||
