Об утверждении Концепции развития газового сектора Республики Казахстан до 2030 года

Постановление Правительства Республики Казахстан от 5 декабря 2014 года № 1275. Утратило силу постановлением Правительства Республики Казахстан от 21 ноября 2022 года № 931.

      Сноска. Утратило силу постановлением Правительства РК от 21.11.2022 № 931.

      Правительство Республики Казахстан ПОСТАНОВЛЯЕТ:

      1. Утвердить прилагаемую Концепцию развития газового сектора Республики Казахстан до 2030 года (далее – Концепция).

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

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

Премьер-Министр


Республики Казахстан

К. Масимов


  Утверждена
постановлением Правительства
Республики Казахстан
от 5 декабря 2014 года № 1275

Концепция развития газового сектора
Республики Казахстан до 2030 года

      Введение

      В условиях наблюдаемой в настоящее время высокой волатильности мировых рынков энергоносителей многие государства и крупные транснациональные нефтегазовые компании уделяют серьезное внимание глобальным сценариям развития потребности мировой экономики в углеводородных ресурсах для выработки ключевых ориентиров своего будущего развития.

      В Казахстане под руководством Главы государства была разработана и успешно реализуется стратегия долгосрочного развития страны "Стратегия "Казахстан – 2050": Новый политический курс состоявшегося государства", в которой в качестве одного из важных приоритетов устойчивого развития страны определен всеобъемлющий экономический прагматизм в развитии отраслей экономики на принципах прибыльности, возврата от инвестиций и конкурентоспособности, что, в том числе, подразумевает пересмотр текущей системы управления газовыми ресурсами страны и газовой отраслью в целом.

      Настоящая Концепция определяет видение и основные подходы к поэтапному реформированию и комплексному развитию газового сектора Республики Казахстан на период до 2030 года.

      1. Видение развития газового сектора

      1. Анализ текущей ситуации и тенденций развития газового сектора

      Ресурсная база

      Государственной комиссией Республики Казахстан по запасам утверждены извлекаемые запасы газа на уровне 3,9 трлн. м3, в том числе попутного газа – 2,6 трлн. м3, и природного (свободного) газа – 1,3 трлн. м3.

      Между тем, по данным одного из признанных мировых источников отраслевой информации – компании British Petroleum – запасы газа в Казахстане составляют 1,3 трлн. м3, что позволяет Республике Казахстан занимать по данному показателю 22 место в мире и 3 место среди стран Содружества Независимых Государств (далее – СНГ) после России и Туркменистана. Такое несоответствие показателей вызвано как высокой долей попутного нефтяного газа в газовых запасах Республики Казахстан, так и различиями в методиках подсчета запасов, по которым республика в скором времени планирует осуществить переход на международные стандарты.

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

      Рисунок 1. Распределение извлекаемых запасов газа по месторождениям, %



      Источник: Министерство энергетики Республики Казахстан

      Крупнейшие месторождения Республики Казахстан характеризуются сложностью извлечения углеводородов из-за больших глубин (более 5 тысяч метров), многокомпонентностью состава газа (сравнительно низкая доля метана) и повышенным содержанием сероводородных соединений. Имеющиеся газовые месторождения с небольшими глубинами залегания и незначительным содержанием сернистых соединений характеризуются небольшими запасами газа и имеют локальное значение для газификации местных территорий.

      За 2000 - 2012 годы прирост запасов газа по Казахстану составил 126,6 млрд. м3, в то время как накопленная добыча газа за указанный период составила 342,2 млрд. м3 (с учетом объемов сырого газа, закачанного обратно в пласт). Таким образом, восполнение минерально-сырьевой базы республики по газу находится на недостаточном уровне, не превышающем 38 %.

      Рисунок 2. Динамика соотношения добычи и прироста запасов газа, млрд. м3

     


      Источник: Министерство энергетики Республики Казахстан

      Являясь одним из старейших нефтегазодобывающих районов мира, Казахстан в то же время обладает значительными нереализованными прогнозными ресурсами углеводородов. Так, прогнозные ресурсы традиционного (природного и попутного) газа в республике оцениваются на уровне 6 – 8 трлн. м3. В первую очередь, это относится к казахстанскому сектору акватории Каспийского моря, в том числе его Прикаспийской, Бузачинской и Южно-Мангышлакской зонам.

      Высокая вероятность новых значительных открытий сохраняется в сухопутной части Прикаспийской впадины и акватории Аральского моря. Сохраняется также вероятность открытия новых месторождений нефти и газа в других осадочных бассейнах как с доказанной, так и недоказанной промышленной нефтегазоносностью. В совокупности с разведанными запасами эти прогнозные оценки свидетельствуют о значительном потенциале Казахстана, уже сегодня занимающего заметное место среди нефтегазодобывающих стран мира.

      Метан угольных пластов. Помимо традиционных ресурсов газа, в Казахстане имеется значительный потенциал в части разведки и добычи метана угольных пластов. Прогнозные ресурсы метана угольных месторождений Казахстана оцениваются на уровне до 7 трлн. м3, а ресурсы метана Карагандинского угольного бассейна только до глубины 1500 метров составляют 490,47 млрд. м3. При этом содержание метана в газе Карагандинского бассейна составляет от 80 до 98 %, что позволяет использовать его как полноценную альтернативу традиционному природному газу.

      В свою очередь, Экибастузский угольный бассейн недостаточно изучен на предмет запасов метана, однако является уникальным по концентрации углей и плотности ресурсов газа на единицу площади. По остальным месторождениям угля достаточная информация по запасам метана отсутствует.

      Следует отметить, что добыча метана угольных пластов является существенно более дорогостоящим процессом по сравнению с добычей на традиционных месторождениях и характеризуется меньшими показателями энергетической рентабельности1. Если газ, содержащийся в песчанике, свободно выходит на поверхность за счет пластового давления, то в залежах угля необходимо создать каналы для его движения посредством дорогостоящих технологий гидроразрыва пласта и последующей откачки воды. В этой связи добыча метана угольных пластов активно развивается, в первую очередь, в тех странах, где наблюдается нехватка либо истощение запасов традиционного газа.

      ___________________________

      1Энергетическая рентабельность(EROEI) - соотношение полученной энергии к затраченной.

      Вместе с тем, в условиях Казахстана технология добычи метана угольных пластов в ряде случаев (в первую очередь, для газификации северных регионов Республики Казахстан) может быть экономически привлекательной, что обуславливает необходимость проведения соответствующих исследований и реализации пилотного проекта по добыче в наиболее изученном Карагандинском угольном бассейне.

      Газификация угля. Казахстан входит в десятку стран с крупнейшими запасами угля, которые по данным British Petroleum составляют порядка 33,6 млрд. тонн2. При этом значительную их долю составляют высокозольные, высокосернистые угли, практически неиспользуемые в энергетике из-за низкого качества и высокого уровня воздействия на окружающую среду.

      _________________________

      2Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых Республики Казахстан утверждены запасы угля в объеме 34,5 млрд. тонн.

      В то же время, данные угли являются пригодными для использования методами подземной либо наземной газификации, основным продуктом которых является смесь угарного газа и водорода, называемая синтетическим (генераторным) газом. Данный газ может быть использован для выработки электрической и тепловой энергии, а также для последующего производства синтетических нефтепродуктов.

      Следует отметить, что обе технологии газификации углей характеризуются низкой экономической привлекательностью, особенно в случае использования газа для выработки электроэнергии. Вместе с тем, с учетом ожидаемого дальнейшего истощения месторождений углеводородного сырья, технологии газификации угля в перспективе могут стать экономически эффективными при реализации схемы последующего синтеза нефтепродуктов.

      В свою очередь, в период реализации настоящей Концепции Казахстану следует применять данные технологии для опытно-промышленной эксплуатации и в рамках проведения научных исследований.

      Сланцевый газ. По сланцевому газу в Казахстане специальных исследований не проводилось, в связи с чем данные о наличии геологических и извлекаемых запасов отсутствуют. Более того, даже после начала промышленной добычи сланцевого газа, информация по запасам соответствующего месторождения также не может быть определена достоверно.

      Добыча газа из сланцевых пород осуществляется посредством бурения многочисленных скважин и гидроразрывов пластов, а также характеризуется низкой рентабельностью и развивается при недостатке ресурсов традиционного газа. Таким образом, на данном этапе работы по сланцевому газу в Казахстане будут ограничены изучением перспектив его запасов.

      Биогаз. Основой производства биогаза является технология метанового сбраживания органических отходов животноводства и растениеводства, а также бытовых отходов. На сегодняшний день в Казахстане технология производства горючего газа и других химических соединений, в том числе удобрений, методом метанового сбраживания практически отсутствует.3

      _____________________________

      3Биогазовая установка в комплексе с мини-теплоэлектроцентрали электрической мощностью 360 кВт была запущена в эксплуатацию в 2011 году в Костанайской области.

      Между тем, республика обладает в данной сфере значительным потенциалом. Так, согласно Проекту Развития экспортного потенциала мяса крупного рогатого скота Республики Казахстан, в стране к 2020 году планируется на откорме иметь порядка 1,1 млн. голов скота, что может обеспечить производство биогаза на уровне 95 млн. м3 в год. Кроме того, в Казахстане накоплено более 22 млрд. тонн бытовых отходов, при утилизации которых возможно производство порядка 180 млн. м3 биогаза в год.

      Производство биогаза в текущих условиях является низкорентабельным, однако должно рассматриваться государством через призму снижения выбросов парниковых газов, утилизации отходов животноводства, улучшения экологии городов, предотвращения пожаров и задымлений на мусорных полигонах и других положительных результатов.

      Добыча и использование

      Добыча газа в Казахстане по итогам 2013 года составила 42,3 млрд. м3, что выше показателя предыдущего года на 5,4 %. Основными газодобывающими компаниями в Республике Казахстан являются:

      1) Карачаганак Петролеум Оперейтинг Б.В. – 17,5 млрд. м3;

      2) ТОО "Тенгизшевройл" – 14,6 млрд. м3;

      3) АО "СНПС-Актобемунайгаз" – 3,5 млрд. м3;

      4) ТОО "Жаикмунай" – 1,5 млрд. м3.

      Таким образом, всего лишь на две компании, а именно на "Карачаганак Петролеум Оперейтинг" и ТОО "Тенгизшевройл" приходится 76 % добываемого в стране газа.

      Рисунок 3. Распределение объемов добычи газа по недропользователям, %



      Источник: Министерство энергетики Республики Казахстан

      Как уже отмечалось, значительная часть добываемого в Казахстане газа является попутным и извлекается вместе с нефтью, что в случае его дальнейшей продажи накладывает обязательства по предварительной дорогостоящей переработке. Как следствие, около 44 % (18,8 млрд. м3) добываемого в республике газа используется недропользователями для обратной закачки в пласт с целью повышения пластового давления и коэффициента добычи нефти, на собственные нужды в виде подогрева нефти, производства электроэнергии и иные цели.

      Порядка 2 % (922 млн. м3) добытого в 2013 году газа было сожжено на факелах. Следует отметить, что после введения в Казахстане запрета на сжигание газа, ежегодные объемы сожженного газа были сокращены более чем в 3,5 раза и приближены к уровню технологически неизбежного сжигания.

      В итоге объем газа, направленного в 2013 году на переработку для последующей реализации на внутренний рынок и экспорт, составил

      22,6 млрд. м3 или 53 % от объема добычи.

      Наиболее значимым проблемным вопросом, стоящим сегодня в сфере регулирования сектора добычи и использования газа, является несовершенство существующей системы учета добычи и оборота нефтегазовых ресурсов. Текущий и прогнозный баланс добычи и использования газа формируется на основе данных, предоставляемых недропользователями, месторождения большинства из которых не оборудованы современными автоматизированными системами учета. В результате у государства отсутствуют эффективные механизмы выявления случаев нерационального использования углеводородных ресурсов, в том числе скрытого сжигания попутного газа на факелах.

      Прогноз добычи и использования. На основе текущего баланса добычи и использования газа, а также имеющихся планов по развитию нефтегазовых проектов в Республике Казахстан, были разработаны три сценария развития газодобывающего сектора до 2030 года с перспективой до 2050 года: экономный, форсированный и прагматичный.

      Рисунок 4. Сценарии среднегодового объема добычи газа в Казахстане до 2030 года с перспективой до 2050 года, млрд. м3

     


      Источник: Министерство энергетики Республики Казахстан

      "Экономный" сценарий основан на сдержанной политике нефте- и газодобычи с коридором прироста в 5 – 10 млрд. м3 в десятилетие. В результате его реализации к 2030 году уровень добычи газа в Казахстане составит 51,3 млрд. м3, а в 2050 году – около 66 млрд. м3.

      Реализация "экономного" сценария связана с ограниченным вводом в эксплуатацию новых месторождений газа, а также умеренным развитием трех крупных казахстанских месторождений (Кашаган, Карачаганак и Тенгиз) на уровне, позволяющем замещать снижение добычи на действующих средних и малых месторождениях. При данном сценарии республика сохранит значительный объем запасов газа, однако эффективность разработки казахстанских месторождений-гигантов и удовлетворение растущего внутреннего спроса на газ будут обеспечены не в должной мере.

      В рамках "форсированного" сценария рассматривается максимально быстрое наращивание объемов добычи газа, которые уже к 2030 году достигнут уровня порядка 100 млрд. м3 в год. Вместе с тем, такое активное развитие месторождений приведет к ускоренному истощению имеющихся в Казахстане запасов углеводородного сырья. Кроме того, эффективность данного сценария с точки зрения выработки товарного газа будет весьма ограниченной в связи с его акцентом на обратную закачку газа в пласт (далее – ОЗП) для увеличения нефтедобычи.

      "Прагматичный" сценарий предусматривает учет оптимальных параметров разработки казахстанских месторождений без их ускоренного истощения. При этом по аналогии с "форсированным" в рамках данного сценария вместе с ожидающимся значительным ростом объемов добычи газа, в перспективе до 2030 года также будут увеличиваться объемы газа, закачиваемого обратно в пласт. Как следствие, в данный период при росте добычи в полтора раза (с 42,3 до 59,8 млрд. м3 в год) свободные ресурсы товарного газа сохранятся на уровне 21-25 млрд. м3.

      Рисунок 5. Прогнозный баланс газа до 2030 года с перспективой до 2050 года (прагматичный сценарий), млрд. м3

     


      Источник: Министерство энергетики Республики Казахстан

      В свою очередь, после 2030 года добыча жидких углеводородов на Тенгизе и Карачаганаке начнет сокращаться, что приведет к снижению потребности в газе для обратной закачки. Начиная с этого периода, объемы производства товарного газа в Республике Казахстан значительно увеличатся и составят к 2050 году порядка 40 млрд. м3 в год.

      Задействование дополнительных ресурсов газа. Таким образом, во всех трех сценариях потенциал роста объемов переработки газа ограничен необходимостью его использования для обратной закачки. Это обуславливает значимость проведения дальнейшей работы по оптимизации схем разработки месторождений углеводородного сырья.

      Кроме того, существенный дополнительный ресурс товарного газа в рамках всех сценариев может появиться за счет переработки части сырого газа, используемого на ряде небольших и удаленных от газопроводов месторождений в полном объеме на подогрев нефти, производство электроэнергии и прочие виды расхода газа на собственные нужды и потери (далее – СНиП) либо осуществляющих сжигание газа на факелах.

      По таким месторождениям следует рассмотреть возможность оптимизации расходов газа на СНиП с применением новых технологий по переработке и транспортировке газа (газ в жидкости, сжиженный природный газ) либо строительством национальным оператором центров сбора и переработки сырого газа. По предварительным оценкам, потенциал данного направления оценивается на уровне до 3 – 5 млрд. м3 в год, однако определение фактических объемов данных ресурсов газа будет выполнено только с введением в республике единой системы учета добычи и использования углеводородных ресурсов.

      При достаточном развитии проектов добычи метана угольных пластов в Карагандинском угольном бассейне, ее объемы в обозримой перспективе могут составить от 1,3 до 4,5 млрд. м3 в год, что позволит полностью обеспечить газом северные и восточные регионы республики. В этой связи особую значимость приобретают разработка и принятие комплексного плана развития добычи газа из угольных пластов в Республике Казахстан, а также реализация пилотного проекта по добыче метана угольных пластов в Карагандинском угольном бассейне. В свою очередь, по остальным видам газа в период реализации настоящей Концепции достижение значимых объемов добычи (производства) газа в Казахстане не ожидается.

      Рисунок 6. Прогноз производства товарного газа из традиционных и альтернативных ресурсов до 2030 года с перспективой до 2050 года (прагматичный сценарий), млрд. м3

     


      Источник: Министерство энергетики Республики Казахстан

      Газотранспортные системы

      Магистральные газопроводы. Общая протяженность магистральных газопроводов Казахстана составляет 16042 км, в том числе по:

      1) АО "Интергаз Центральная Азия" – 11861 км;

      2) ТОО "Азиатский газопровод" – 2610 км;

      3) ТОО "Газопровод "Бейнеу-Шымкент" – 1143 км;

      4) АО "КазТрансГаз Аймак" – 432 км.

      Таблица 1. Основные магистральные газопроводы Казахстана

п\п

Газопровод

Протяженность в однониточном исполнении, км

Год ввода в эксплуатацию

Фактическая мощность, млн. м3 в год

1

Средняя Азия – Центр

4 163

1966 – 1975

60 200

2

Казахстан – Китай

2 610

2009 – 2013

30 000

3

Союз (с лупингом)

424

1976

25 185

4

Макат – Северный Кавказ

372

1987

21 900

5

Оренбург – Новопсков

382

1975

14 600

6

Бухара – Урал

1 577

1964

8 030

7

Окарем – Бейнеу (с лупингом)

547

1972 – 1974

7 300

8

Бухарский газоносный район – Ташкент – Бишкек – Алматы

1 639

1966 – 1999

5 840

9

Газли – Шымкент

309

1988

4 380

10

Бейнеу – Бозой – Шымкент

1 143

2013 – 2016

2 555


      Источник: Министерство энергетики Республики Казахстан

      Крупнейшие газопроводы республики строились в целях транзита среднеазиатского газа в направлении России и, впоследствии, Китая. Как следствие, доля транзита в общем объеме транспортировки газа в Республике Казахстан в настоящее время составляет более 80 %. Между тем, большинство из транзитных газопроводов также используются для поставки газа на внутренний рынок и экспорт.

      Развитие газотранспортной инфраструктуры имеет самостоятельное стратегическое значение для экономики республики и обеспечения энергетической безопасности страны. Так, ранее магистральные газопроводы, проложенные на территории республики, технологически не были связаны между собой, что не позволяло использовать газопроводы для перекачки добываемого в западных регионах газа в южные.

      Рисунок 7. Схема магистральных газопроводов Казахстана



      Источник: Министерство энергетики Республики Казахстан

      В целях решения данной проблемы, в настоящее время ведется строительство газопровода "Бейнеу – Бозой – Шымкент", линейная часть первого участка которого уже введена в эксплуатацию, а ввод второго участка намечен на 2016 год. Кроме того, в настоящее время ведется строительство третьей нитки магистрального газопровода (далее – МГ) "Казахстан – Китай" (1304 км).

      Газораспределительные системы. Общая протяженность распределительных газопроводов высокого, среднего и низкого давлений Казахстана составляет 28628 км. Основная доля сетей эксплуатируется дочерними организациями АО "КазТрансГаз" – АО "КазТрансГаз Аймак" и АО "КазТрансГаз – Алматы". Газораспределительные системы Республики Казахстан характеризуются высокой долей сетей, требующих ремонта (54 %).

      Таблица 2. Основные характеристики распределительных газопроводов Казахстана

№ п\п

Регион

Протяженность, км

СНиП, %

1

город Алматы и Алматинская область

3 690,00

4,4

2

Актюбинская область

2 110,03

1,2

3

Атырауская область

3 771,04

1,7

4

Жамбылская область

3 388,20

4,3

5

Западно-Казахстанская область

3 723,72

3,1

6

Кызылординская область

1 049,70

0,5

7

Костанайская область

1 970,59

1,7

8

Мангистауская область

2 477,22

3,8

9

Южно-Казахстанская область

5 928,68

5,5


      Источник: Министерство энергетики Республики Казахстан

      Подземные хранилища газа. В Казахстане функционируют три подземных хранилища газа с общей проектной емкостью 4,65 млрд. м3, в том числе:

      1) подземное хранилище газа "Бозой", расположенное вдоль газопровода "Бухара-Урал" с мощностью единовременного хранения газа до 4,0 млрд. м3, ранее использовалось для поддержания режима поставок газа при сезонных колебаниях для потребителей Западной Сибири (до открытия газовых месторождений в этом регионе);

      2) подземные хранилища газа "Акыр-Тобе" (0,3 млрд. м3) и "Полторацкое" (0,35 млрд. м3), технологически увязанные с режимом работы газопроводов "Газли – Шымкент" и "Бухарский газоносный район – Ташкент – Бишкек – Алматы" для хранения избыточных объемов газа, поступающих в летнее время. Ранее данные хранилища использовались в большей степени для поддержания стабильного газоснабжения Ташкента, а также потребителей Кыргызстана и юга Казахстана.

      Таблица 3. Основные характеристики подземных хранилищ газа Казахстана, млн. м3

№ п\п


"Полторацкое"

"Акыр-Тобе"

"Бозой"

1

Проектная мощность

350,0

300,0

4 000,0

2

Закачка в 2013 году

364,3

102,5

620,0

3

Отбор в 2013 году

429,8

103,3

338,0


      Источник: Министерство энергетики Республики Казахстан

      Альтернативные технологии газификации. Республика Казахстан характеризуется значительной площадью территории и низкой плотностью экономической активности регионов, что обуславливает крайне низкую инвестиционную привлекательность крупных инфраструктурных проектов, ориентированных на внутренний рынок. В этой связи большинство построенных в республике магистральных газопроводов были изначально ориентированы на транзит газа.

      Газификация новых регионов (северные и восточные регионы) Казахстана сетевым газом сталкивается как с длительными сроками строительства магистральных газопроводов (2 – 3 года) и распределительных сетей (до 10 лет), так и с отсутствием действующих потребителей товарного газа в регионе. В этой связи для создания рынков товарного газа в негазифицированных регионах целесообразно применять технологию сжижения природного газа.

      Для начала в соответствующем регионе определяются крупные (якорные) потребители газа (промышленные предприятия, коммунально-бытовые объекты и так далее), у которых устанавливаются хранилища и регазификаторы сжиженного природного газа. Далее по мере развития спроса происходит укрупнение сетей и хранилищ сжиженного природного газа, строительство при крупных объектах станций для заправки транспортных средств сжиженным и компримированным природным газом, а также строительство соответствующих объектов для газоснабжения населения (регазификаторы в коттеджных городках, жилых микрорайонах и т.д.).

      Впоследствии, при появлении необходимого спроса и развитии внутренних сетей, газификация сетевым природным газом становится экономически привлекательной, в результате чего принимается решение о подведении в регион магистрального газопровода. При этом объекты хранилища и регазификаторы сжиженного природного газа за счет их мобильности переводятся в другие регионы с целью проведения аналогичных мероприятий по газификации.

      Таким образом, сжиженный природный газ не является конкурентом сетевому газу и позволяет создавать спрос и соответствующую инфраструктуру на начальном этапе газификации. Именно такой подход будет апробирован при газификации северных и восточных регионов Республики Казахстан.

      Следует отметить, что в Казахстане имеется опыт эксплуатации новой технологии, использующей эффект сжижения газа в вихревом потоке (эффект Ранка-Хилша). В текущем году были проведены испытания данной технологии для переработки сырого газа месторождения Жанажол, продемонстрировавшие возможность низкой капиталоемкости и незначительных эксплуатационных расходов при переработке сырого газа и производстве сжиженного природного газа.

      Прогноз развития газотранспортных систем. В рамках подготовленной Министерством энергетики Республики Казахстан Генеральной схемы газификации Республики Казахстан до 2030 года запланирована реализация масштабных проектов модернизации и строительства газопроводов в регионах страны. В соответствии с базовым (реалистичным) сценарием развития газификации предусматривается достижение уровня газификации 56 %, для чего будет построено около 39 тыс. км распределительных газопроводов, а объем инвестиций в газификацию составит порядка 656 млрд. тенге в ценах 2012 года.

      Базовый сценарий газификации регионов Республики Казахстан предусматривает:

      1) завершение строительства магистральных газопроводов "Казахстан-Китай", "Бейнеу – Бозой – Шымкент";

      2) по западным регионам – дальнейшую реализацию мероприятий по полномасштабному охвату газификацией территорий;

      3) по южным регионам – газификацию населенных пунктов областей вдоль существующих и планируемых к строительству магистральных газопроводов, строительство газопроводов-отводов от транзитных магистральных газопроводов в Алматинской, Жамбылской, Южно-Казахстанской областях, а также реконструкцию и модернизацию газораспределительных сетей в Южно-Казахстанской и Жамбылской областях;

      4) по восточным регионам – начало газификации населенных пунктов Зайсанского района Восточно-Казахстанской области.

      В свою очередь, для обеспечения газом северных и восточных регионов республики на начальном этапе по отдельным категориям потребителей будет использована технология сжижения природного газа. На более позднем этапе, по мере развития газовых рынков, будут рассмотрены различные варианты поставки сетевого газа, в том числе строительство магистрального газопровода из Костанайской области и газификация за счет ресурсов метана угольных пластов Карагандинского бассейна.

      Альтернативным вариантом поставки сетевого газа в северные и восточные регионы Республики Казахстан может стать магистральный газопровод из Российской Федерации в Китай в случае его прохождения через территорию Казахстана.

      Внутреннее потребление товарного газа

      Потребление товарного газа в Казахстане в 2013 году составило 10,9 млрд. м3 (без учета товарного газа, потребляемого недропользователями на СНиП), что превысило показатель 2012 года на 4 %. Практически половина объема внутреннего потребления приходится на энергопроизводящие организации (45,2 %), промышленные предприятия – 25,5 %, население и коммунально-бытовые предприятия – в совокупности 29,3 %.

      Рисунок 8. Динамика потребления товарного газа в Республике Казахстан (без учета товарного газа, потребляемого недропользователями на СНиП), млрд. м3

     


      Источник: Министерство энергетики Республики Казахстан

      Как следствие, в разрезе регионов крупнейшими потребителями газа являются те области, где тепловая и электрическая энергия вырабатывается на газе. Лидером в региональном рейтинге потребления является Мангистауская область, в которой доля энергетического сектора составляет более 80 % (ТОО "МАЭК-Казатомпром" и другие).

      Энергетика. В Казахстане работают 25 электрических станций на газе. Общая установленная мощность таких станций составляет 4784 МВт, при этом располагаемая мощность – 4134 МВт. Газовые генерации Республики Казахстан по потреблению газа можно разделить на две категории:

      1) газовые станции месторождений, потребляющие сырой или товарный газ, относимый к расходам газа недропользователями на СНиП, вырабатывающие электроэнергию для собственных нужд недропользователей и практически не выдающие мощность во внешние сети. Как следствие, объемы потребления газа и выработки электроэнергии таких станций в настоящее время не в полной мере учитываются в общих балансах по стране;

      2) прочие станции, подключенные к национальной электрической сети и приобретающие товарный газ у производителей либо импортеров. Наиболее крупными из таких станций являются Жамбылская государственная районная электростанция (далее – Жамбылская ГРЭС) и теплоэлектроцентрали ТОО "МАЭК – Казатомпром".

      Таблица 4. Основные характеристики крупных газовых электростанций Казахстана

п\п

Наименование

Потребление газа в 2013 году, млн. м3

Установленная мощность, МВт

Выработка э/э

в 2013 году,

млн. кВт*ч

1

АО "Жамбылская государственная районная электростанция

им. Т.И. Батурова"

387

1 230

1 594,6

2

ТОО "МАЭК-Казатомпром"

1 851

630 и 625

6 412,8

3

АО "Атырауская теплоэлектроцентраль"

682

314

1 693,4

4

АО "Актобе ТЭЦ"

406

102

628,4

5

АО "3 – Энергоорталық"

324

160

741,7

6

АО "Алматинские Электрические Станции" (теплоэлектроцентраль № 1)

265

145

386,3


      Источник: Министерство энергетики Республики Казахстан

      Помимо этого, в Казахстане газ играет значимую роль в производстве тепловой энергии и является основным видом топлива для порядка 17 % котельных республики с установленной мощностью до 100 Гкал/час (921 котельных).

      Необходимо отметить, что все газовые станции Республики Казахстан работают в базовом режиме, при этом газопоршневые и газотурбинные электростанции оптимальны для работы в качестве маневренных источников для покрытия пиковых нагрузок сети. Кроме того, энергия отходящих дымовых газов на большинстве отечественных газотурбинных электростанций (далее – ГТЭС) не используется, в то время как установка дополнительного парового цикла (далее – ПГУ) позволяет повысить мощность и коэффициент полезного действия станций, экономя ресурсы газа.

      На сегодняшний день большинство из планируемых к строительству в Казахстане газовых электростанций проектируются как станции собственных нужд с большим запасом мощности. Работа таких станций характеризуется низкой нагрузкой, и, как следствие, высоким удельным расходом газа. Схожее положение наблюдается на действующих станциях собственных нужд, работающих при низкой нагрузке. В этой связи необходима разработка мер по вовлечению резервов мощности газовых электростанций собственных нужд в баланс мощности республики.

      Промышленность. Основными промышленными потребителями газа в Республике Казахстан являются предприятия нефтедобывающего, нефтегазотранспортного и газохимического секторов. При этом объемы потребления газа недропользователями на собственные нужды в настоящее время не учитываются в общем балансе по потреблению газа промышленными предприятиями республики, что обуславливает необходимость внедрения единой методики учета объемов потребления газа и отнесения предприятий к различным категориям потребителей.

      Таблица 5. Крупные промышленные потребители газа Республики Казахстан

№ п\п

Наименование

Потребление газа в 2013 году, млн. м3

1

АО "Соколовско-Сарбайское горно-обогатительное производственное объединение"

366

2

АО "КазТрансОйл"

143

3

ТОО "Казазот"

119

4

ТОО "Казфосфат"

103


      Источник: Министерство энергетики Республики Казахстан

      Население и коммунально-бытовые потребители. Потребление товарного газа населением и коммунально-бытовыми предприятиями по итогам 2013 года составило 3,2 млрд. м3. В связи со сложившейся на сегодняшний день газотранспортной инфраструктурой доступ к товарному газу имеют жители только 9 регионов страны, при этом в ряде газифицированных областей товарный газ поставляется только в областные центры и сравнительно крупные города.

      Наибольший уровень обеспеченности доступом населения и коммунально-бытовых предприятий к централизованному газоснабжению в Казахстане наблюдается в западных регионах страны – от 79,9 %

      в Актюбинской области до 96,4 % в Мангистауской области. В свою очередь, в южных регионах (за исключением города Алматы) наблюдается низкий и средний уровень газификации (от 19,1 % в Алматинской области до 63,4 % в Жамбылской области), в то время как северные (за исключением Костанайской области) и восточные регионы Казахстана остаются негазифицированными.

      Таким образом, на сегодняшний день наименьший уровень газификации наблюдается в регионах с наибольшей численностью населения, что говорит о весьма значительном потенциале роста числа бытовых и коммунально-бытовых потребителей в Республике Казахстан. Вместе с тем, необходимо отметить, что данная категория потребителей является наиболее капиталоемкой с точки зрения газификации и систем обслуживания потребителей и должна рассматриваться государством с точки зрения социальной значимости.

      Транспорт. Помимо выше обозначенных традиционных категорий потребителей, в Казахстане в последние годы получило развитие еще одно направление – использование товарного газа на транспорте. На данный момент в республике существуют 11 автогазонаполнительных компрессорных станций (далее – АГНКС), предназначенных для заправки автотранспорта компримированным природным газом. При этом три из них были построены в 80-е годы, в то время как остальные были введены в эксплуатацию с 2010 года в рамках проектов развития рынка газомоторного топлива.4

      _________________________________________

      4Газомоторное топливо - сжиженный нефтяной, сжиженный природный и компримированный природный газ.

      В результате в 2013 году объем потребления товарного газа на транспорте составил 11,3 млн. м3, а в текущем году, с вводом в эксплуатацию еще двух АГНКС, ожидается рост потребления до порядка 20 млн. м3. Количество автотранспорта, работающего на компримированном природном газе, в настоящее время составляет ориентировочно 1015 единиц, в том числе: автобусы – 520 единиц, грузовой автотранспорт – 83 единицы, легковой автотранспорт – 412 единицы.

      Учитывая имеющийся и прогнозируемый в республике дефицит отдельных видов нефтепродуктов, а также задачи по повышению экологичности и энергоэффективности транспорта, Казахстану следует в ближайшее время начать активное развитие рынка газомоторного топлива, для чего необходимо разработать и принять соответствующий комплексный план.

      Прогноз потребления. В Генеральной схеме газификации Республики Казахстан в перспективе до 2030 года рассмотрено три сценария потребления газа, рассчитанных исходя из сценариев газификации регионов Республики Казахстан. С учетом ранее обозначенных перспектив развития ресурсной базы товарного газа, предусматривающих ее расширение после 2030 года, указанные сценарии потребления могут быть рассмотрены в перспективе до 2050 года.

      Рисунок 9. Сценарии среднегодового объема потребления газа в Республике Казахстан до 2030 года с перспективой до 2050 года (без учета потребления газа недропользователями на СНиП), млрд. м3

     


      Источник: Министерство энергетики Республики Казахстан

      "Оптимистичный" сценарий потребления газа может стать результатом масштабного развития в Казахстане газохимической промышленности, реализации инициатив по ускоренному развитию газовых генераций в рамках перехода Республики Казахстан к "зеленой экономике", а также реализации планов по максимальному охвату газоснабжением населения и коммунально-бытовых потребителей Республики Казахстан. По данному сценарию, потребление товарного газа в республике составит 25,5 млрд. м3 к 2030 году и 34,4 млрд. м3 к 2050 году, увеличившись по сравнению с текущим уровнем в 2,3 и 3,1 раза соответственно.

      В рамках "пессимистичного" сценария рассмотрены варианты сохранения на текущем уровне охвата газификацией территории Республики Казахстан, доли газовых генераций в структуре генерирующих мощностей Республики Казахстан, а также ограниченного развития предприятий газохимии. В этих условиях, объем потребления в 2030 году не превысит 14,3 млрд. м3, а к 2050 году составит порядка 19,9 млрд. м3 в год.

      В качестве базового в Генеральной схеме газификации определен "реалистичный" сценарий потребления, согласно которому к 2020 году ожидаемые объемы потребления товарного газа в республике составят порядка 16,3 млрд. м3, а к 2030 году – около 18,1 млрд. м3, что выше текущих объемов потребления на 50 % и 66 % соответственно. При этом в случае сохранения учтенных в данном сценарии тенденций и после 2030 года, ожидается, что потребление газа к 2050 году достигнет уровня 29,6 млрд. м3 в год.

      Значительный рост потребления газа населением в рамках "реалистичного" сценария ожидается по всем категориям потребителей. Так, наиболее динамичное развитие в рассматриваемый период ожидается на рынке газомоторного топлива, что связано как с его текущей достаточно низкой емкостью, так и с запланированными масштабными мероприятиями по его развитию. В итоге к 2030 году ожидается более чем 40-кратный рост потребления товарного газа на транспорте, которое составит порядка 0,5 млрд. м3.

      В промышленности рост потребления газа будет связан с реализацией проектов строительства газохимических предприятий, в том числе введением в эксплуатацию интегрированного газохимического комплекса в Атырауской области, а также ряда иных крупных промышленных предприятий, таких как завод по производству минеральных удобрений в Жамбылской области. В результате потребление товарного газа промышленными потребителями к 2030 году ожидается на уровне 5,2 млрд. м3.

      Существенный рост потребления товарного газа также ожидается в секторе производства электрической и тепловой энергии, которое в базовом сценарии развития энергетики составит к 2030 году порядка 7,2 млрд. м3. В данный период будет осуществлен перевод Алматинской теплоэлектроцентрали № 2 на товарный газ5, введен в эксплуатацию ряд станций (Уральская ГТЭС, ГТЭС интегрированного газохимического комплекса в Атырауской области, Кандыгашская ГТЭС и другие), а также осуществлено техническое перевооружение мощностей ТОО "МАЭК-Казатомпром" с установкой ПГУ.

      ___________________________

      5Перевод на товарный газ Алматинской теплоэлектроцентрали № 2 позволит сократить выбросы на 5 тыс. тонн в год угольной золы и на 18 тыс. тонн в год оксидов серы.

      Кроме того, значительный ввод новых и расширение действующих газовых станций ожидается на нефтегазовых месторождениях (Кашаган, Тенгиз и другие) в основном для обеспечения собственных нужд. Однако, как отмечалось ранее, по данным категориям станций потребляемый газ учитывается по категории "собственные нужды и потери" и не участвует в балансе товарного газа. В итоге, в совокупности по всем видам газовой генерации установленная мощность станций возрастет к 2030 году с 4,8 ГВт до 7,2 ГВт.

      В свою очередь, рост потребления газа коммунально-бытовыми предприятиями и населением будет обусловлен реализацией комплекса мероприятий, предусмотренных Генеральной схемой газификации Республики Казахстан, по завершении которых к 2030 году в совокупности потребление газа данными категориями потребителей ожидается на уровне 5,1 млрд. м3 в год.

      Экспорт, импорт и транзит товарного газа

      Общий объем транспортировки товарного газа по системе магистральных газопроводов Казахстана составил по итогам 2013 года 121,2 млрд. м3, из которых на транзит пришлось порядка 99,2 млрд.м3.

      Рисунок 10. Распределение объемов транспортировки газа по направлениям, млн. м3

     


      Источник: Министерство энергетики Республики Казахстан

      Примечание: объемы экспорта указаны с учетом товарного газа, поставляемого в рамках обменных операций с ОАО "Газпром".

      В период с 2008 по 2013 годы структура транзита газа в Республике Казахстан претерпела значительные изменения. Так, в 2009 году был введен в эксплуатацию магистральный газопровод "Казахстан – Китай", объемы транзита газа по которому составили в 2013 году 23,5 млрд. м3. В то же время был увеличен транзит российского газа по МГ "Союз" на 7,5 млрд. м3. С другой стороны, объем транзита среднеазиатского газа в Россию по МГ "Средняя Азия – Центр" сократился в 2,6 раза, что было связано с переориентацией поставок туркменского газа на Китай.

      По имеющимся прогнозам, в обозримой перспективе добыча газа на российских месторождениях будет расти быстрее, чем спрос на внутреннем и внешних (в первую очередь, европейском) рынках. Дополнительным фактором является высокая неопределенность в объемах будущих поставок российского газа в Европу. Данные тенденции в перспективе могут привести к замещению российским газом приобретаемого ОАО "Газпром" среднеазиатского газа и, как следствие, дальнейшему сокращению объемов транзита по МГ "Средняя Азия – Центр".

      В то же время, ожидается, что после завершения строительства третьей нитки и 8 компрессорных станций мощность МГ "Казахстан – Китай" увеличится до 55 млрд. м3 в год, в связи с чем транзит среднеазиатского газа в Китай вырастет до 50 млрд. м3 в год. Кроме того, в случае частичной переориентации российского газа с европейского на китайский рынок, Казахстану в силу имеющихся географических преимуществ следует проработать с заинтересованными сторонами варианты транзита газа из России в Китай через территорию республики.

      В итоге совокупный объем транзита товарного газа в Казахстане

      к 2030 году может составить порядка 120 млрд. м3 в год (без учета возможного транзита российского газа в Китай), однако достижение данного показателя в большей степени зависит от ситуации на газовых рынках соседних стран.

      Рисунок 11. Прогноз транзита товарного газа, млрд. м3

     


      Источник: Министерство энергетики Республики Казахстан

      Экспорт товарного газа (с учетом поставляемого в рамках обменных операций с ОАО "Газпром") по итогам 2013 года составил 11,9 млрд. м3. Основными маршрутами экспорта газа являются МГ "Оренбург – Новопсков", МГ "Средняя Азия – Центр" и МГ "Бухара – Урал" в направлении России.

      Таблица 6. Экспорт товарного газа (с учетом обменных операций с ОАО "Газпром"), млрд. м3

№ п\п


2009 год

2010 год

2011 год

2012 год

2013 год

1

Всего

10,0

13,5

11,9

11,9

11,9

2

Россия

10,0

13,5

11,8

11,6

11,7

3

Кыргызстан

0

0

0,1

0,3

0,2


      Источник: Министерство энергетики Республики Казахстан

      Более половины объема (6,24 млрд. м3) приходится на товарный газ, выработанный на Оренбургском газоперерабатывающем заводе из сырого карачаганакского газа. Из них порядка 4,9 млрд. м3 газа поставлено на внутренний рынок Республики Казахстан посредством обменных операций с ОАО "Газпром" в южные регионы из Узбекистана и Туркменистана, а также в Костанайскую область из России. Таким образом, Казахстан является нетто-экспортером газа, а импорт вне рамок обменных операций отсутствует.

      Прогноз экспорта/импорта товарного газа. На основе показателей "прагматичного" сценария добычи и использования газа, а также приведенных сценариев развития внутреннего потребления могут быть рассмотрены соответствующие сценарии развития экспортно-импортных операций.

      Рисунок 12. Прогноз экспорта (+) / импорта (-) товарного газа (без учета обменных операций с ОАО "Газпром") по сценариям внутреннего потребления, млрд. м3

     


      Источник: Министерство энергетики Республики Казахстан

      В связи с ожидаемым во всех рассмотренных вариантах ростом внутреннего потребления газа, в перспективе до 2030 года общей для всех сценариев характеристикой станет перераспределение объемов поставки газа с экспорта в пользу внутреннего рынка.

      При этом по "реалистичному" сценарию потребления газа объем свободных для экспорта ресурсов составит к 2030 году не более 2,9 млрд. м3 в год, в то время как при "оптимистичном" сценарии развития потребления республика станет импортозависимой по газу в период с 2025 по 2036 год. В этих условиях государству уже сегодня необходимо начать проработку вопросов определения конкретных источников переориентируемого газа и вариантов компенсации соответствующего снижения доходности для экспортеров.

      Производство и сбыт сжиженного нефтяного газа

      В 2013 году в республике было произведено 2448,2 тыс. тонн сжиженного нефтяного (углеводородного) газа, что составило 110,6 % от показателей 2012 года. Указанный объем не включает 167,2 тыс. тонн сжиженного нефтяного газа, произведенных для ТОО "КазРосГаз" на Оренбургском газоперерабатывающем заводе из сырого карачаганакского газа.

      Производство сжиженного нефтяного газа в Казахстане осуществляется на трех нефтеперерабатывающих заводах, а также газоперерабатывающих заводах и установках комплексной подготовки газа недропользователей.

      Рисунок 13. Производство сжиженного нефтяного газа в Казахстане в 2013 году, тыс. тонн



      Источник: Министерство энергетики Республики Казахстан

      Тенгизский газоперерабатывающий завод является крупнейшим в республике производителем сжиженного нефтяного газа (около 70 % от общего производства в Республике Казахстан), объемы производства которого по итогам 2013 года составили 1353,3 тыс. тонн.

      Жанажолский газоперерабатывающий завод в 2013 году произвел сжиженный нефтяной газ в объеме 233,2 тыс. тонн, при этом после введения в эксплуатацию 3-й очереди завода суммарный объем производства достигнет 500 тыс. тонн в год. Производство сжиженного нефтяного газа на ТОО "Казахский газоперерабатывающий завод" по итогам 2013 года составило 152,9 тыс. тонн. Недозагруженность перерабатывающих мощностей данного завода связана с падением добычи газа на месторождениях Узень и Жетыбай.

      Из произведенного объема сжиженного нефтяного газа в 2013 году около 70 % (1725 тыс. тонн) было направлено на экспорт, в то время как объем внутреннего потребления составил 655 тыс. тонн.

      Рисунок 14. Баланс производства и использования сжиженного нефтяного газа в Республике Казахстан, тыс. тонн



      Источник: Министерство энергетики Республики Казахстан

      Более 48 % внутреннего потребления сжиженного нефтяного газа приходится на население и коммунально-бытовые предприятия, около 42 % - на промышленные предприятия, при этом на транспорт приходится порядка 9 %. Следует отметить, что сжиженный нефтяной газ, являясь ценным сырьем для газохимических производств, в Казахстане преимущественно используется в качестве топлива.

      Прогноз производства и сбыта сжиженного нефтяного газа. Поскольку сжиженный нефтяной газ является попутным продуктом нефте- и газопереработки, объемы его производства будут напрямую зависеть от показателей выработки товарного газа и нефтепродуктов. В части нефтепереработки в Казахстане к 2017 году ожидается завершение модернизации трех нефтеперерабатывающих заводов, в результате которой их проектная мощность вырастет до 18,5 млн. тонн в год, а производство сжиженного нефтяного газа увеличится в 2,8 раза, составив порядка 1 млн. тонн в год.

      Кроме того, в связи с ожидаемым в республике дальнейшим ростом спроса на нефтепродукты, в настоящее время прорабатывается вопрос расширения Шымкентского нефтеперерабатывающего завода, что в перспективе позволит увеличить производство объемов сжиженного нефтяного газа уже с 2025 – 2026 годов. В части газопереработки рост объемов производства сжиженного нефтяного газа в основном связан с началом коммерческой добычи на месторождении Кашаган.

      В секторе потребления сжиженного нефтяного газа Казахстана в обозримой перспективе будет наблюдаться ряд разнонаправленных тенденций. С одной стороны, в результате предусмотренных мероприятий по дальнейшей газификации территории Республики Казахстан, сжиженный нефтяной газ будет постепенно замещаться товарным газом, прежде всего по категориям "население" и "коммунально-бытовые предприятия".

      С другой стороны, в республике намечены к реализации ряд крупных газохимических проектов, одним из основных видов сырья для которых является сжиженный нефтяной газ. К примеру, только по интегрированному газохимическому комплексу в Атырауской области потребление сжиженного нефтяного газа планируется довести до порядка 0,93 млн. тонн в год.

      Рисунок 15. Прогноз производства и использования сжиженного нефтяного газа в Республике Казахстан до 2030 года, тыс. тонн



      Источник: Министерство энергетики Республики Казахстан

      Таким образом, совокупный объем производства сжиженного нефтяного газа в Республике Казахстан будет расти и стабилизируется в период 2020 – 2030 годов на уровне 3,4 – 3,6 млн. тонн в год. Аналогичная ситуация будет наблюдаться и в секторе потребления сжиженного нефтяного газа, которое составит в указанный период порядка 1,7 млн. тонн в год. В результате экспорт сжиженного нефтяного газа в период до 2030 года будет сохраняться практически на одном уровне – около 1,8 млн. тонн в год.

      Энергосбережение и энергоэффективность

      Одними из приоритетных задач развития промышленности Казахстана являются энергосбережение и повышение энергоэффективности. При этом Программой "Энергосбережение-2020", утвержденной постановлением Правительства Республики Казахстан от 29 августа 2013 года № 904, поставлены амбициозные цели по снижению энергоемкости валового внутреннего продукта республики на 40 % к 2020 году от уровня 2008 года.

      Снижение потребления топливно-энергетических ресурсов и величины потерь. Газовая отрасль является крупным потребителем энергетических ресурсов с долей до 2,2 % от общего потребления первичной энергии в Республике Казахстан, что накладывает определенные обязательства на ее субъектов в части повышения энергоэффективности.

      Общий объем потребления газа газотранспортными и газораспределительными компаниями на СНиП составил в 2013 году около 1,4 млрд. м3, при этом потребление электроэнергии составило порядка 113 млн. кВт*ч.

      Специфика газотранспортной системы республики определяет возможность значительного снижения потребления газа и электроэнергии, а также сокращения величины потерь, в том числе коммерческих потерь газа при его распределении. Казахстанская газотранспортная система по уровню потребления газа на СНиП при его транспортировке и распределении находится на сопоставимом уровне со странами СНГ.

      Таблица 7. Потребление газа на СНиП в странах СНГ, %

п\п

Страна

Магистральные газопроводы

Газораспределительные системы

1

Армения

3,5 %

2,0 %

2

Молдова

0,2 %

4,9 %

3

Узбекистан

2,1 %

2,4 %

4

Казахстан

1,0 %

2,3 %


      Источник: Технический секретариат INOGATE (ITS) и комплексная программа в поддержку Бакинской инициативы и энергетических целей Восточного партнерства.

      Между тем, система магистральных газопроводов, за исключением запущенного в последние годы МГ "Казахстан – Китай", характеризуется высокой долей износа основного оборудования (компрессорных агрегатов), его низким коэффициентом полезного действия и, как следствие, высоким удельным потреблением газа и электроэнергии.

      За последние годы в целом по отрасли наблюдается тенденция снижения потребления энергоресурсов и величины потерь. По электроэнергии наблюдается стабильное снижение ее потребления, в том числе за счет проводимых мероприятий по энергосбережению. Так, за период 2010 – 2013 годов удельное потребление электроэнергии в Республике Казахстан снизилось не менее чем на 9 %. В свою очередь, по газу снижение потребления на СНиП в газотранспортной системе Казахстана составило в указанный период 2 %.

      Достигнутые уровни снижения потребления электроэнергии и газа не являются предельными. В части потребления электроэнергии по газотранспортной системе имеются возможности его снижения на 10 %, прежде всего за счет внедрения энергоэффективного освещения, замены и модернизации части электроприемников (аппарат воздушного охлаждения газа на действующих компрессорных станциях, станции катодной защиты, насосы вспомогательных систем и так далее).

      В части потребления газа существует возможность снижения его использования на СНиП в системе магистральных газопроводах АО "Интергаз Центральная Азия" на 5 – 6 % за счет мероприятий по модернизации газоперекачивающих агрегатов, снижения объемов стравливаемого газа во время ремонтных работ и оптимизации работы компрессорных станций.

      В газораспределительных системах возможно достижение, как минимум, 10 % снижения потребления газа на СНиП, в том числе за счет мероприятий по оснащению части газорегуляторных пунктов системами учета технологических параметров и модернизации запорной и запорно-регулирующей арматуры (установка шаровых кранов).

      Помимо снижения расхода газа на СНиП в газораспределительных системах республики имеется значительный потенциал снижения коммерческих потерь газа. Так, отсутствие температурного учета потребления газа на части коммерческих приборов учета газа приводит к заниженным показаниям его потребления, а применение поправочных коэффициентов ограничено из-за отсутствия методики их расчета. В результате объемы недоучета газа могут составлять до 10 % от общего объема потребления газа на СНиП в распределительных газовых сетях.

      Использование энергии отходящих дымовых газов. Отдельным направлением повышения энергоэффективности в газовой отрасли является использование энергии отходящих дымовых газов от газотурбинных газоперекачивающих агрегатов. Основными вариантами использования тепла дымовых газов газоперекачивающих агрегатов являются:

      1) использование тепла дымовых газов для подогрева воздуха, поступающего в камеры сгорания;

      2) использование тепла дымовых газов для получения водяного пара либо горячей воды в котлах-утилизаторах.

      Подогрев воздуха осуществлялся на части действующих газоперекачивающих агрегатов АО "Интергаз Центральная Азия", но в настоящее время системы утилизации тепла отходящих дымовых газов для нужд отопления и горячего водоснабжения полностью демонтированы из газоходов выхлопного тракта газоперекачивающих агрегатов ввиду повышенного аэродинамического сопротивления труб системы утилизации и влияния его на снижение коэффициента полезного действия газоперекачивающих агрегатов. Между тем, данная проблема имеет технические решения, которые были реализованы на газоперекачивающих агрегатах магистрального газопровода "Казахстан – Китай". На компрессорных станциях газопровода "Казахстан – Китай" основной объем тепловой энергии на нужды отопления и горячего водоснабжения вырабатывается из энергии отходящих дымовых газов газоперекачивающих агрегатов. В этой связи необходимо по каждому магистральному газопроводу Республики Казахстан рассмотреть целесообразность применения данной технологии.

      Энергия сбросного давления на газораспределительных станциях. Во многих странах, имеющих протяженные системы магистральных газопроводов, в том числе в России, Узбекистане и Украине, энергия избыточного давления газа используется для производства электроэнергии на турбодетандерных установках. Процесс снижения давления в них обеспечивает получение максимальной величины механической энергии с коэффициентом полезного действия процесса 80 % и более.

      В Казахстане имеется порядка 33 газораспределительных станции, для которых может быть рассмотрено внедрение утилизационных турбодетандерных установок. При этом экономический потенциал использования энергии избыточного давления на крупных газораспределительных станциях равен 22,1 МВт, а ежегодная выработка электроэнергии может составить около 180 млн. кВт*ч.

      Между тем, практика внедрения турбодетандерных установок на газораспределительных станциях Казахстана не развивается, поскольку производство электроэнергии не является профильной деятельностью для субъектов естественных монополий в сфере транспортировки товарного газа, а энергетические потери учитываются в тарифах на транспортировку. В этой связи, в целях повышения энергоэффективности газотранспортным компаниям следует рассмотреть возможность установки утилизационных турбодетандерных установок для использования электроэнергии на собственные нужды и поставки сторонним потребителям.

      До середины 2015 года по всем компаниям отрасли, являющимся крупными потребителями топливно-энергетических ресурсов, в соответствии с требованиями Закона Республики Казахстан от 13 января 2012 года "Об энергосбережении и повышении энергоэффективности" должны быть проведены энергетические аудиты. По результатам энергетических аудитов будут утверждены планы по энергосбережению и энергоэффективности сроком на 5 лет, на основе которых будут сформированы долгосрочные инвестиционные программы по снижению потребления газа на СНиП.

      В целом по республике для 30 наиболее крупных промышленных потребителей газа по результатам энергетических аудитов должны быть определены долгосрочные планы по снижению удельного потребления газа и организована система государственного мониторинга за исполнением планов по снижению удельного потребления газа в промышленности.

      Законодательная база, модель регулирования и система ценообразования

      Вопросы добычи и утилизации газа в Казахстане регулируются Законом Республики Казахстан от 24 июня 2010 года "О недрах и недропользовании" (далее – Закон о недрах), а также рядом подзаконных нормативных правовых актов, принятых в его реализацию. Основными положениями данного Закона, непосредственно определяющими отдельные аспекты государственной политики в газовом секторе, являются:

      1. Запрет на сжигание газа в факелах (за исключением аварийных ситуаций, испытания скважин и технологически неизбежного сжигания).

      Как уже отмечалось, после введения запрета на сжигание газа, ежегодные объемы сожженного газа в Казахстане удалось сократить более чем в 3,5 раза при стабильно растущих объемах добычи газа. Данных показателей удалось достичь за счет планомерной реализации программ утилизации газа, которые были предусмотрены ранее действовавшим Законом Республики Казахстан от 28 июня 1995 года "О нефти".

      В период введения и апробации данного механизма имели место недостаточные системность политики и координирующая роль государства в процессе выбора вариантов утилизации газа, в результате чего по ряду месторождений были выбраны менее рациональные варианты использования углеводородного сырья. В этой связи, с принятием Закона о недрах, программы утилизации газа были заменены программами развития переработки.

      Между тем, вплоть до настоящего времени по некоторым месторождениям имеет место систематическое продление старых программ утилизации газа, что не позволяет говорить об их эффективной реализации со стороны таких недропользователей.

      2. Обязанность недропользователей по разработке и реализации программ развития переработки газа.

      Данный механизм, пришедший на смену программам утилизации газа, конкретизировал государственную политику в сфере рационального использования газа посредством фокусирования недропользователей на максимизации объемов переработки и реализации добываемого ими газа.

      Вместе с тем, на сегодняшний день остается нерешенным вопрос повышения энергоэффективности производственных процессов недропользователей, и, как следствие, сокращения использования сырого и товарного газа недропользователями на собственные нужды.

      3. Закрепление права собственности государства на попутный газ в случаях, если иное не установлено контрактом на недропользование.

      Следует отметить, что по всем контрактам на недропользование, заключенным до введения в действие Закона о недрах, право собственности на попутный газ принадлежит недропользователям. В свою очередь, по вновь заключаемым контрактам на данный момент отсутствует единая политика по закреплению права собственности за государством, что вызвано, в первую очередь, проблемами с реализацией данного права на практике.

      В Казахстане был принят Закон Республики Казахстан "О газе и газоснабжении" от 12 января 2012 года (далее – Закон о газе), который впервые в истории независимого Казахстана урегулировал на законодательном уровне вопросы транспортировки, распределения, потребления, а также оптовой и розничной реализации товарного, сжиженного нефтяного и сжиженного природного газа.

      При разработке Закона о газе было принято во внимание то обстоятельство, что для Казахстана, в связи с большой площадью территории и низкой плотностью экономической активности, характерна крайне низкая инвестиционная привлекательность масштабных инфраструктурных проектов, к которым, помимо прочего, относятся строительство и модернизация газотранспортных и газораспределительных сетей.

      Для решения данной проблемы Законом о газе был введен институт национального оператора в сфере газа и газоснабжения, основными задачами которого являются приобретение сырого и товарного газа у недропользователей с последующей его перепродажей на внутреннем рынке и на экспорт, а также финансирование на вырученные средства проектов модернизации и развития газотранспортных и газораспределительных сетей в рамках Генеральной схемы газификации Республики Казахстан.

      Вместе с тем, Законом было введено государственное регулирование цен закупа национальным оператором газа у недропользователей в рамках преимущественного права государства, а также цен оптовой реализации товарного и сжиженного нефтяного газа на внутреннем рынке, которые должны были обеспечивать необходимую доходность национального оператора. Однако на практике система ценообразования на газ сегодня не дает ожидавшихся при ее введении результатов, что вызвано следующими обстоятельствами.

      Во-первых, несмотря на то обстоятельство, что Правилами определения предельных цен оптовой реализации товарного и сжиженного нефтяного газа на внутреннем рынке, утвержденными постановлением Правительства Республики Казахстан от 29 июня 2012 года № 884, предусматривается необходимость включения норм рентабельности при установлении предельных цен, фактически оптовая реализация сегодня осуществляется без формирования необходимой доходности национального оператора. Во-вторых, существующий механизм государственного регулирования розничных цен на газ в рамках Закона Республики Казахстан "О естественных монополиях и регулируемых рынках" не позволяет оперативно изменять уровень цен на газ при соответствующих изменениях рыночной конъюнктуры, что приводит к ситуации убыточных продаж газа.

      Кроме того, существенным недостатком системы государственного регулирования ценообразования на газ в Республике Казахстан является отсутствие учета сезонных колебаний спроса и предложения газа, который позволил бы обеспечить стабильность поставок газа в зимний отопительный период, а также несколько сгладить неравномерность потребления газа. Все обозначенные обстоятельства обуславливают необходимость незамедлительного совершенствования системы ценообразования на газ в Республике Казахстан, а также проработки дополнительных вариантов финансового обеспечения деятельности национального оператора.

      Еще одним нововведением Закона о газе стал институт партнерства в сфере газа и газоснабжения (далее – ГЧП), который был призван решить проблему эффективного использования попутного газа, принадлежащего государству либо передаваемого недропользователем в собственность государства с целью исключения проблем, связанных с утилизацией такого газа.

      Однако на сегодняшний день данный механизм на практике фактически не применяется, поскольку по действующим месторождениям потенциал его применения ограничен случаями выявления скрытого сжигания газа, для которых законодательством Республики Казахстан не предусмотрено возможности неприменения соответствующих штрафных санкций при заключении ГЧП-соглашения. В этой связи, государству необходимо в ближайшее время найти пути выхода из сложившейся ситуации и обеспечить эффективное функционирование механизма ГЧП в сфере газа и газоснабжения.

      В части сжиженного нефтяного газа Законом о газе предусмотрен механизм прямого распределения уполномоченным органом объемов сжиженного нефтяного газа от производителей газосетевым организациям по "социальной" цене. Сохранение в среднесрочном периоде "низких" оптовых цен на сжиженный нефтяной газ является целесообразным и обусловлено, по аналогии с рынком товарного газа, низкой привлекательностью инвестиций в модернизацию и развитие инфраструктуры, вызванной малой емкостью рынка.

      В то же время, действующий механизм поставки "социального" газа на внутренний рынок обладает рядом существенных недостатков. Во-первых, такой газ распределяется всем аккредитованным газосетевым организациям вне зависимости от реализации ими проектов по модернизации и развитию инфраструктуры. В результате многие газосетевые организации не вкладывают дополнительно получаемые доходы в инфраструктуру.

      Во-вторых, для газосетевых организаций разрешен экспорт сжиженного нефтяного газа, за исключением "социального", однако на практике у уполномоченного органа отсутствуют эффективные механизмы, позволяющие предотвратить незаконный вывоз льготного сжиженного нефтяного газа. В-третьих, механизм распределения сжиженного нефтяного газа в рамках плана поставки на основании заявок газосетевых организаций характеризуется достаточно низкой транспарентностью и не позволяет оценивать реальную потребность соответствующего региона в сжиженном нефтяном газе.

      Следует отметить, что данный механизм представляется целесообразным в качестве временной меры для дефицитных рынков, в то время как казахстанский рынок сжиженного нефтяного газа является профицитным. В этой связи, в республике существует необходимость совершенствования системы его поставки на внутренний рынок.

      2. Обзор позитивного опыта мировой практики

      Обзор глобальных трендов. В настоящее время около 85 % объема потребляемых в мире энергоресурсов приходится на ископаемые виды топлива, при этом на газ приходится порядка 24 %, что соответствует около 3,35 трлн. м3 в год. В перспективе, согласно большинству имеющихся прогнозов, роль газа в мировом энергобалансе будет только усиливаться, что связано как с высокой экологичностью так и сравнительно большими запасами данного энергоносителя.

      Основными мировыми производителями товарного газа являются Соединенные Штаты Америки (далее – США) и Россия, на которых в сумме приходится порядка 1,3 трлн. м3 в год или более 38 % от мирового объема производства товарного газа.

      Рисунок 16. Мировые объемы производства товарного газа, млрд. м3

     


      Источник: Международное энергетическое агентство

      При этом в США наблюдается масштабное замещение выбывающих мощностей по производству традиционного газа активно разрабатываемыми месторождениями сланцевого газа. Особенностью таких месторождений является весьма низкая точность прогнозирования имеющихся ресурсов газа, а также значительное падение дебита скважин (до 80 %) в первые годы их эксплуатации, что обуславливает необходимость постоянного обновления фонда скважин и высокие риски нестабильности объемов добычи.

      Основным фактором, негативно отражающимся на долгосрочных мировых перспективах добычи газа и характерным для большинства ископаемых видов топлива, является снижение энергетической рентабельности добычи. С каждым годом высокорентабельных запасов газа становится все меньше, и на добычу каждой тонны условного топлива требуется расходовать все больший объем энергии. С этой точки зрения, задействование ресурсов сланцевого газа, характеризующихся весьма низкими показателями энергетической рентабельности, представляется еще одним шагом на пути к глобальному энергетическому дефициту.

      С другой стороны, несмотря на наблюдаемое замедление темпов роста численности населения Земли, сохраняются тенденции значительного увеличения мирового спроса на энергоносители, в том числе на газ.

      Рисунок 17. Прогноз мирового спроса на товарный газ по секторам экономики, млрд. м3

     


      Источник: Международное энергетическое агентство

      Согласно имеющимся прогнозам, наибольшая динамика роста спроса на газ ожидается в секторе производства электроэнергии, а основными двигателями роста мирового потребления газа называются страны Юго-Восточной Азии (в первую очередь Китай) и Ближнего Востока. В то же время, сохранение кризисных явлений в мировой экономике, а также постепенное снижение количества легкодоступных ресурсов газа в перспективе могут привести к необходимости пересмотра таких прогнозов в негативную сторону.

      Обзор внешних рынков сбыта казахстанского газа. Как уже было отмечено, в настоящее время единственными внешними рынками сбыта казахстанского товарного газа являются Россия и Кыргызстан. При этом если Кыргызская Республика импортирует казахстанский газ в незначительных объемах для внутреннего потребления, то Россия приобретает его для целей последующей перепродажи. Данная схема поставок сложилась исторически в рамках советской газотранспортной инфраструктуры и связана с существованием в Российской Федерации единого экспортного канала ОАО "Газпром".

      Между тем в настоящее время в рамках развития Евразийского экономического союза прорабатываются вопросы создания единых энергетических рынков, что в перспективе может открыть для Казахстана возможность выхода на европейские газовые рынки. Кроме того, после завершения строительства МГ "Бейнеу – Бозой – Шымкент" у республики появится возможность поставок газа из западных регионов Республики Казахстан в Китай по МГ "Казахстан – Китай".

      В этой связи, а также учитывая крайне низкую вероятность развития газотранспортной инфраструктуры по иным направлениям, актуальным для Казахстана является анализ перспектив дальнейшего развития рынков Европы6, России и Китая.

      ____________________________

      6Европейские страны, входящие в ОЭСР.

      Потребление товарного газа в Европе в последние два десятилетия докризисного периода росло в среднем на 2,4 % в год, что вызывало оптимистичные ожидания дальнейшего долгосрочного роста. Между тем, с началом мирового финансового кризиса в 2009 году спрос сократился на 5,6 %, отыграв при этом 7,4 % роста уже в 2010 году. На этот год пришелся пик европейского потребления газа, совокупный объем которого составил 560,4 млрд. м3.

      В дальнейшем европейские газовые рынки ожидало падение: уже по итогам 2013 года объем потребления оказался на уровне 503,2 млрд. м3. При этом данный тренд, по всей вероятности, имеет долгосрочный характер, и связан с медленным восстановлением экономики после кризиса, низким спросом на электроэнергию, ростом энергоэффективности, а также увеличением доли возобновляемых источников энергии и угольных генераций.

      Между тем, добыча газа в Европе достигла своего пика в 310 млрд. м3 в год еще в 2004 году, после чего наблюдалось стабильное снижение, составившее к 2011 году уже 30 %, в первую очередь, за счет падения добычи в Великобритании. По прогнозам Международного энергетического агентства в перспективе до 2020 года ожидается дальнейшее падение добычи газа в Европе еще на 40 млрд. м3, которое, однако может быть частично компенсировано за счет разработки новых морских месторождений.

      Основным импортером газа в Европу является Россия, доля которой на европейском газовом рынке составляет порядка 30 % (161,5 млрд. м3). Однако в целях достижения безопасности энергопоставок страны Европы проводят политику по диверсификации импорта газа, в том числе посредством наращивания поставок сжиженного природного газа из стран Ближнего Востока, Северной Африки и в перспективе Северной Америки. Следует отметить, что в среднесрочной перспективе значительное замещение российских поставок в Европу не представляется возможным, однако вполне вероятно частичное их сокращение на фоне падения европейского спроса на газ и стремления к диверсификации импорта.

      При этом в самой России, несмотря на наметившиеся тенденции падения добычи газа, в ближайшей перспективе она может быть увеличена до уровня, превышающего спрос на внутреннем и внешних рынках. По имеющимся оценкам, уже к 2017 году Россия сможет увеличить совокупный уровень добычи более чем на 26 %, что соответствует порядка 850 млрд. м3 в год. При этом объемы внутреннего потребления к обозначенному периоду, скорее всего, не превысят 460 млрд. м3. Таким образом, в России могут возникнуть значительные нераспределенные ресурсы газа, что способно привести к дальнейшему сокращению его импорта из среднеазиатских стран.

      В свою очередь, Китай сегодня заявляется большинством экспертов основным мировым "локомотивом" роста спроса на товарный газ в обозримой перспективе. Потребление газа в Китае в 2013 году составило около 170 млрд. м3. При этом власти Китая ожидают, что к 2020 году потребление газа вырастет как минимум до 420 млрд. м3 в год.

      Собственная добыча газа Китая по итогам 2013 года составила 120,9 млрд. м3, и тенденции ее роста в перспективе сохранятся, в первую очередь, за счет разработки месторождений в северо-восточных районах страны. Кроме того, Китай поставил цель добывать к 2020 году не менее 30 млрд. м3 сланцевого газа в год.

      Дополнительно в стране будут задействованы следующие источники импорта: трубопроводный газ из Туркменистана (до 80 млрд. м3), Мьянмы (до 12 млрд. м3), России (до 68 млрд. м3), а также поставки сжиженного природного газа с Ближнего Востока, Австралии, Индонезии и других стран (в совокупности до 120 млрд. м3). В результате ожидается, что совокупное предложение газа в Китае достигнет порядка 470 млрд. м3 и будет покрывать весь перспективный спрос на газ.

      В этих условиях Казахстану необходимо в первую очередь развивать внутреннее потребление товарного газа и делать собственный рынок привлекательным для поставок газа казахстанскими производителями. В свою очередь, избыточные объемы товарного газа ввиду их незначительности в сопоставлении с емкостью имеющихся рынков сбыта, могут быть экспортированы по наиболее выгодному на соответствующий период направлению.

      Обзор моделей регулирования отрасли. Регулирование газовой отрасли в зарубежных странах значительно различается в зависимости от уровня ее развития в каждом конкретном государстве, который определяется следующими факторами:

      1) уровень развития газотранспортной инфраструктуры;

      2) емкость рынка, удаленность от источников газа, концентрация потребления, наличие платежеспособного спроса;

      3) конкуренция с иными энергоносителями (уголь, мазут);

      4) политические и иные факторы.

      При этом для стран с развивающимся газовым рынком (Индонезия, Малайзия, Мексика, страны СНГ и другие) характерны следующие особенности:

      1) имеется государственная вертикально-интегрированная компания, которая оказывает существенное влияние на всю отрасль и занимает значительную долю рынка;

      2) государственная компания широко представлена в сегменте добычи газа и (или) осуществляет приобретение газа у независимых производителей;

      3) транспортировка и распределение газа зачастую находятся в монополии у государственной компании, наблюдаются различного рода ограничения доступа к услугам по транспортировке для третьих лиц;

      4) в рамках одной компании либо группы компаний допускается совмещение услуг по транспортировке газа с деятельностью по его реализации;

      5) имеет место высокая степень регулирования тарифообразования и ценообразования.

      В свою очередь, для стран с развитым газовым рынком (Германия, Великобритания, Япония и другие) характерны следующие признаки:

      1) в сегментах добычи и маркетинга газа развита конкуренция между различными производителями;

      2) монополия на транспортировку газа зачастую сохраняется, однако государство стремится установить недискриминационный доступ к газотранспортной системе;

      3) зачастую имеется запрет на совмещение деятельности по транспортировке газа с оптовой и розничной реализацией;

      4) система тарифообразования требует раскрытия информации и отсутствия дискриминации.

      Необходимо отметить, что практически во всех странах с развитыми газовыми рынками первоначальное развитие отрасли осуществлялось при поддержке государства монопольными компаниями, включающими в себя добычу, транспортировку и сбыт газа. Впоследствии, по мере развития газовой отрасли и увеличения рынка сбыта, происходила ее постепенная либерализация и сокращение влияния государственной вертикально-интегрированной компании.

      Таким образом, механизм государственной вертикально-интегрированной компании (национального оператора) представляется наиболее эффективным на начальных этапах развития газовой отрасли, что связано со значительными капитальными вложениями в инфраструктуру, длительными сроками окупаемости инвестиционных проектов и неразвитостью рынка газа. Данный подход нашел свое закономерное отражение в рамках принятого в Казахстане Закона Республики Казахстан "О газе и газоснабжении".

      Мировой рынок газомоторного топлива. Основными видами газомоторного топлива в мире являются сжиженный нефтяной и компримированный природный газ. При этом в 2010 году природный газ стал лидером рынка газомоторного топлива: спрос на компримированный природный газ составил 34,3 млн. тонн условного топлива, а на сжиженный нефтяной газ – 33,2 млн. тонн условного топлива. Вместе с тем, в последние годы набирает популярность использование в качестве топлива сжиженного природного газа на морском, железнодорожном и большегрузном автомобильном транспорте.

      Потребление товарного газа в качестве моторного топлива в мире за последнее десятилетие возросло более чем в 7 раз – с 5,4 млрд. м3 в 2003 году до 37 млрд. м3 в 2012 году. При этом парк газовых автомобилей вырос в 12 раз: в 2000 году в мире было миллион 400 тыс. автомобилей, а в 2012 году – уже 17,2 млн. единиц.

      На сегодняшний день многие мировые автопроизводители осуществляют серийный выпуск автомобилей, использующих данный вид топлива (Audi, BMW, Ford, Honda, Kia, Mercedes-Benz, Toyota, Volkswagen и другие). Согласно прогнозу Международного газового союза, мировой парк газобаллонного автотранспорта составит к 2020 году 50 млн. единиц, а к 2030 году – более 100 млн. единиц.

      Такая успешная динамика вызвана рядом факторов, среди которых можно отметить высокую экологичность газа, его конкурентоспособность по сравнению с традиционными горюче-смазочными материалами и высокую безопасность. В этой связи в большинстве стран с рынком газомоторного топлива (80 стран) действует эффективная система стимулирования применения газа на транспорте.

      К примеру, в Евросоюзе в 1,5 – 2 раза снижены налоги на газомоторный транспорт, в Риме транспорт на альтернативном топливе освобожден от уплаты налогов на 3 года. Во Франции действует запрет на использование нефтяного топлива на муниципальных автобусах и мусоросборных автомобилях, в Италии запрещено строительство автозаправочных станций без модуля для заправки компримированным газом, а в США установлено обязательное приобретение бюджетными организациями газобаллонных автомобилей при обновлении подвижного состава.

      3. Цели и задачи Концепции

      Целями настоящей Концепции являются:

      1. Обеспечение энергетической и экологической безопасности Республики Казахстан;

      2. Создание условий для бесперебойного и экономически эффективного обеспечения газом максимально широкого круга потребителей на территории Республики Казахстан и увеличения доли газа в топливно-энергетическом балансе республики;

      3. Создание условий для повышения эффективности использования газа и производства продукции газохимической промышленности с высокой добавленной стоимостью.

      Для достижения целей Концепции предусматривается решение следующих основных задач:

      1. Расширенное воспроизводство ресурсной базы посредством интенсификации и повышения эффективности геологоразведочных работ;

      2. Модернизация и расширение газоперерабатывающих мощностей, комплексное извлечение и использование всех ценных компонентов попутного и природного газа;

      3. Увеличение производства товарного газа и продукции газохимии для поставок на внутренний рынок и экспорт;

      4. Развитие газотранспортной инфраструктуры для повышения эффективности, диверсификации структуры и направлений поставок, в том числе с применением новых технологий транспортировки;

      5. Стимулирование внутреннего спроса на газ, в том числе по новым категориям потребителей;

      6. Ресурсосбережение, сокращение удельного потребления газа и потерь во всех секторах промышленности;

      7. Повышение инвестиционной привлекательности проектов в газовой отрасли.

      4. Период реализации и ожидаемые результаты

      Реализация Концепции планируется в 3 этапа.

      За первый этап (2015 – 2016 годы) будут завершены подготовительные мероприятия, включающие совершенствование нормативно-правовой базы газовой отрасли, разработку и принятие комплексных планов, посредством которых предполагается реализация Концепции, а также реализацию ряда пилотных проектов, по результатам которых будет определена эффективность сценариев газификации регионов Казахстана.

      В рамках второго (2017 – 2020 годы) и третьего (2021 – 2030 годы) этапов будет реализован весь комплекс мероприятий, предусмотренных настоящей Концепцией и программными документами, которые будут приняты в ее реализацию. По результатам данных этапов будут достигнуты следующие целевые показатели:

      1. Ресурсная база:

      1) обеспечение восполнения минерально-сырьевой базы (прирост запасов газа на уровне не менее 600 млрд. м3 в период 2015 – 2030 годов);

      2) реализация пилотного проекта по добыче метана в Карагандинском угольном бассейне.

      2. Добыча и использование газа:

      1) достижение уровня добычи газа не менее 59,8 млрд. м3 к 2030 году;

      2) достижение объема свободного к распределению товарного газа на уровне не менее 21 млрд. м3 к 2030 году;

      3) достижение объема производства сжиженного природного газа на уровне не менее 370 тыс. тонн к 2030 году;

      4) производство из газа метанола, синтетического газойля, керосина, нафты, парафинов и масел.

      3. Транспортировка газа:

      Достижение (при наличии благоприятных внешних факторов) к 2030 году объема транспортировки товарного газа по магистральным газопроводам на уровне не менее 140 млрд. м3 в год, в том числе транзита – не менее 120 млрд. м3 в год;

      По магистральным газопроводам АО "Интергаз Центральная Азия":

      1) снижение на 5 % доли потребления газа на СНиП к 2020 году от уровня 2013 года;

      2) снижение удельного потребления электроэнергии не менее 10 % к 2020 году от уровня 2013 года;

      По распределительным сетям:

      1) снижение на 10 % доли потребления газа на СНиП к 2020 году от уровня 2013 года;

      2) снижение удельного потребления электроэнергии не менее 10 % к 2020 году от уровня 2013 года;

      3) снижение величины коммерческих потерь газа не менее 50 %.

      4. Газификация и потребление газа:

      1) достижение к 2030 году уровня газификации Республики Казахстан не менее 56 % (с текущего уровня 32 %);

      2) достижение к 2030 году объема внутреннего потребления товарного газа на уровне 18,1 млрд. м3 в год, в том числе:

      топливно-энергетическим комплексом – 7,24 млрд. м3 в год;

      промышленными предприятиями – 5,23 млрд. м3 в год;

      населением и коммунально-бытовыми предприятиями – 5,11 млрд. м3 в год;

      3) автомобильным, железнодорожным и морским транспортом – 0,5 млрд. м3 в год.

      5. Газовая генерация:

      1) ввод новой газовой генерации (ГТЭС и ПГУ) в объеме не менее 1700 МВт к 2030 году;

      2) расширение газовых генераций на 980 МВт к 2030 году;

      3) техническое перевооружение газовых генераций на 947 МВт к 2030 году.

      6. Газохимия:

      1) обеспечение к 2030 году потребления газохимическими предприятиями товарного газа – не менее 2,4 млрд. м3 в год, пропана – не менее 650 тыс. тонн в год, бутанов – не менее 440 тыс. тонн в год;

      2) достижение к 2030 году объемов производства полипропилена 500 тыс. тонн в год и полиэтилена 800 тыс. тонн в год, а также выпуска иной газохимической продукции.

      7. Рынок газомоторного топлива:

      1) достижение к 2030 году уровня использования газа в качестве моторного топлива на общественном автотранспорте и транспорте дорожно-коммунальных служб:

      в городах Алматы и Астане – не менее 50 %;

      в областных центрах – не менее 30 %.

2. Основные принципы и общие
подходы развития газового сектора

      1. Основные принципы

      Настоящая Концепция базируется на следующих принципах, вытекающих из долгосрочной государственной политики развития страны:

      1) верховенство права, способствующее стабильному развитию государства;

      2) координирующая роль государства, заключающаяся в активном создании условий для устойчивого развития страны;

      3) последовательность государственной политики, обеспечивающая предсказуемость долгосрочного развития экономики страны и благоприятность инвестиционного климата;

      4) соответствие мировым трендам, обеспечивающее конкурентоспособность страны на мировых рынках.

      2. Общие подходы и мероприятия

      Достижение задач настоящей Концепции будет основано на реализации следующего комплекса мероприятий:

      1. Достижение задачи по расширенному воспроизводству ресурсной базы предполагается посредством реализации комплекса мероприятий по направлению "развитие минерально-сырьевой базы".

      Развитие минерально-сырьевой базы

      Во время первого этапа (2015 – 2016 годы) будет сформирована регуляторная и нормативно-правовая база для дальнейшего устойчивого развития сектора. В частности, будут решены вопросы:

      1) повышения инвестиционной привлекательности геологоразведки;

      2) государственной поддержки проектов разведки и добычи метана угольных пластов (принятие соответствующего комплексного плана);

      3) совершенствования института партнерства в сфере газа и газоснабжения.

      Кроме того, в рамках данного этапа планируется проработать вопрос увеличения объемов и повышения эффективности финансирования геологоразведочных работ. Среди мероприятий организационного характера следует выделить необходимость консолидации газовых активов группы компаний АО "НК "КазМунайГаз" на базе национального оператора в сфере газа и газоснабжения.

      Кроме того, в рамках данного этапа национальным оператором будет начата реализация пилотного проекта по разведке и добыче угольного метана в Карагандинском бассейне.

      В рамках второго этапа (2017 – 2020 годы) планируется активизация деятельности национального оператора в сфере поиска и разведки газовых месторождений, а также ресурсов метана угольных пластов.

      В рамках третьего этапа (2021 – 2030 годы) по результатам проведенных геологоразведочных работ на газ будет решен вопрос создания в Казахстане стратегических резервов новых газовых месторождений.

      2. Достижение нижеперечисленных задач:

      1) модернизация и расширение газоперерабатывающих мощностей, комплексное извлечение и использование всех ценных компонентов попутного и природного газа;

      2) увеличение производства товарного газа и продукции газохимии для поставок на внутренний рынок и экспорт;

      3) стимулирование внутреннего спроса на газ, в том числе по новым категориям потребителей, предполагается посредством реализации комплекса мероприятий по направлениям "развитие сектора добычи и переработки", "развитие газовой генерации и газохимической промышленности" и "развитие рынка газомоторного топлива".

      Развитие сектора добычи и переработки

      В рассматриваемый период в качестве целевого определен "прагматичный" сценарий развития добычи и переработки газа. Оптимальный характер "прагматичного" сценария обусловлен динамичным ростом параметров добычи газа, основанным на балансе соответствующих процессов нефтедобычи в стране, без ускоренного истощения ресурсной базы Казахстана. В период с 2020 по 2030 годы добыча газа будет стабилизирована на уровне порядка 60 млрд. м3 в год, а после 2030 года ожидается вхождение Казахстана в мировой топ-20 с уровнем добычи газа свыше 80 млрд. м3.

      В части использования добытого газа выбранный "прагматичный" сценарий предусматривает в период до 2030 года значительное его задействование в процессе повышения нефтеотдачи пластов посредством обратной закачки на тех месторождениях, где эффективность применения такого метода доказана. В свою очередь, после 2030 года, по мере снижения объемов добычи жидких углеводородов на крупных казахстанских месторождениях, доля газа, направляемого на переработку для целей последующей реализации, будет возрастать.

      Таким образом, в период 2020 – 2030 годов ресурсы казахстанского товарного газа будут ограничены на уровне порядка 21 – 25 млрд. м3 в год, однако после указанного периода ожидается значительный прирост объемов производства товарного газа до 30 – 40 млрд. м3 в год.

      Комплекс мероприятий по направлению "Развитие сектора добычи и переработки" предусматривает на первом этапе (2015 – 2016 годы):

      1) создание единой автоматизированной системы учета добычи и использования углеводородного сырья;

      2) проведение оценки обоснованности и целесообразности существующих и планируемых проектов обратной закачки газа;

      3) завершение практики продления программ утилизации газа;

      4) включение объемов сырого и товарного газа, потребляемого недропользователями, газоперерабатывающими, газотранспортными и газораспределительными организациями, в единый республиканский газовый баланс;

      5) повышение инвестиционной привлекательности переработки попутного газа;

      6) определение перечня месторождений, на которых целесообразно строительство заводов по производству сжиженного природного газа, синтетических нефтепродуктов, метанола либо их подключение к центрам сбора газа национального оператора;

      7) реализацию пилотного проекта по добыче метана угольных пластов в Карагандинском бассейне.

      Предметом второго этапа (2017 – 2020 годы) станет реализация на выбранных месторождениях пилотных проектов строительства заводов по производству сжиженного природного газа, синтетических нефтепродуктов, метанола либо их подключение к центрам сбора газа национального оператора, а также решение по результатам пилотного проекта вопроса по масштабной промышленной разработке запасов метана угольных пластов в Карагандинском бассейне.

      Кроме того, в рамках второго этапа будут реализовываться проекты по строительству заводов по производству сжиженного природного газа малой и средней мощности на газораспределительных станциях и АГНКС, а также проекты по транспортировке и регазификации сжиженного природного газа на АГНКС, удаленных от магистральных газопроводов.

      В рамках третьего этапа (2021 – 2030 годы) будут проработаны вопросы задействования новых газовых и газоконденсатных месторождений, а также проведены подготовительные мероприятия по увеличению переработки газа Карачаганакского и Тенгизского месторождений в рамках "прагматичного" сценария.

      Развитие газовой генерации и газохимической промышленности

      На первом этапе (2015 – 2016 годы) в рамках данного направления планируется разработка совместного топливно-энергетического баланса стран Евразийского экономического союза, оценка возможности и разработка мер по стимулированию подключения ГТЭС недропользователей к национальной электрической сети и их участия в покрытии пиковых нагрузок сети. Вместе с тем, в рамках данного этапа планируется проработка мер по стимулированию использования сбросного тепла на действующих ГТЭС (паровой цикл).

      На втором этапе (2017 – 2020 годы) планируется выстроить следующую систему работы газовых генераций:

      1) сохранение базового режима работы газовых теплоэлектроцентралей и ГТЭС месторождений, потребляющих попутный газ и неспособных в полной мере осуществлять балансировку сети;

      2) вовлечение в баланс мощности части газовых электростанций собственных нужд, имеющих значительный резерв мощности.

      В целом в рамках второго и третьего этапов планируется ввод новой газовой генерации (ГТЭС и ПГУ) в объеме не менее 1 700 МВт (преимущественно на месторождениях), в том числе:

      1) полный перевод угольных теплоэлектроцентралей города Алматы на газ;

      2) строительство пиковых газопоршневых электростанций для регулирования подключаемой мощности возобновляемых источников энергии и колебаний нагрузки.

      Кроме того, в указанный период ожидается расширение газовых генераций на 980 МВт, и техническое перевооружение – в объеме 947 МВт. Наиболее значимыми задачами являются увеличение загрузки Жамбылской ГРЭС и техническое перевооружение мощностей ТОО "МАЭК-Казатомпром" (ввод в эксплуатацию ПГУ).

      Дополнительно в период до 2030 года ожидается газификация части котельных населенных пунктов и тепловых электрических станций (замещение мазута) посредством технологии сжижения природного газа, развитие генерации на угольном метане и внедрение мини-ГТЭС в комплексе с биогазовыми установками.

      По завершении третьего этапа предстоит выбрать сценарий дальнейшего развития энергетики посредством перехода на атомно-газовую энергетику либо возобновляемую и газовую энергетику.

      В части газохимии в рамках второго этапа планируется ввод в эксплуатацию интегрированного газохимического комплекса в Атырауской области, а также завершение проекта строительства специальной экономической зоны "Химический парк "Тараз". Кроме того, в результате реализации проектов по производству метанола на удаленных месторождениях будет заложена основа для производства различных продуктов газохимии – олефинов, малотоннажной химии (вкусовые добавки, консерванты, антиоксиданты, красители, кинофотоматериалы и другие), ингибиторов коррозии, бактерицидов и другой продукции с высокой добавленной стоимостью.

      Развитие рынка газомоторного топлива

      Во время первого этапа (2015 – 2016 годы) будет подготовлен и принят комплексный план развития рынка газомоторного топлива, в рамках которого, помимо прочего, будут проработаны меры стимулирования перехода на использование газа в качестве моторного топлива на автомобильном, железнодорожном и морском транспорте.

      В рамках второго и третьего этапов планируются проведение масштабных работ по строительству в регионах Казахстана сети автозаправочных станций (модулей), предназначенных для заправки транспортных средств газомоторным топливом, а также реализация мер по стимулированию перевода:

      1) легкового транспорта на газомоторное топливо;

      2) общественного автотранспорта, транспорта дорожно-коммунальных служб, сельскохозяйственной и карьерной техники на сжиженный и компримированный природный газ;

      3) парка маневровых локомотивов на сжиженный природный газ;

      4) Каспийского флота Республики Казахстан на сжиженный природный газ.

      В результате при условии внедрения мер государственной поддержки, ожидается доведение к 2020 году уровня использования газомоторного топлива на общественном автотранспорте и транспорте дорожно-коммунальных служб:

      1) в городах Алматы и Астане – не менее 30 %;

      2) в областных центрах – не менее 10 %.

      Продолжение мероприятий второго этапа позволит к 2030 году довести уровень использования газомоторного топлива на общественном автотранспорте и транспорте дорожно-коммунальных служб:

      1) в городах Алматы и Астане – не менее 50 %;

      2) в областных центрах – не менее 30 %.

      3. Достижение задачи по развитию газотранспортной инфраструктуры для повышения эффективности, диверсификации структуры и направлений поставок, в том числе с применением новых технологий транспортировки, предполагается посредством реализации комплекса мероприятий по направлению "Развитие газотранспортной инфраструктуры и газификация регионов".

      Развитие газотранспортной инфраструктуры и газификация регионов

      Во время подготовительного этапа (2015 – 2016 годы) по данному направлению ожидается начало реализации Генеральной схемы газификации Республики Казахстан, эффективность которой напрямую зависит от решения следующих вопросов:

      1) совершенствования механизма бюджетного финансирования проектов газификации посредством консолидации ресурсов на базе национального оператора;

      2) совершенствования системы ценообразования на товарный газ;

      3) закрепления обязанности по предварительному согласованию всех проектов газификации на территории Республики Казахстан с уполномоченным органом в сфере газа и газоснабжения;

      4) внедрения единой методики учета объемов потребления газа.

      В рамках второго этапа (2017 – 2020 годы) рассматривается возможность газификации отдельных категорий потребителей (якорных потребителей) регионов страны, в первую очередь Акмолинской и Карагандинской областей, посредством технологии сжижения природного газа.

      Кроме того, в рамках второго этапа планируется доведение уровня газификации Актюбинской области до 96 %, Атырауской – до 98 %, Западно-Казахстанской – до 98 %, Мангистауской – до 99%, города Алматы – до 98 %, а также завершение газификации Зайсанского района Восточно-Казахстанской области.

      В рамках третьего этапа (2021 – 2030 годы) по результатам реализации пилотного проекта добычи метана в Карагандинском бассейне будет определена целесообразность и осуществлен выбор варианта газификации северных и восточных регионов Республики Казахстан сетевым газом посредством строительства магистрального газопровода из Костанайской области либо газификация за счет ресурсов метана угольных пластов Карагандинского бассейна. Альтернативным вариантом газификации северных и восточных регионов может стать прохождение газопровода из России в Китай через территорию Республики Казахстан.

      Также в рамках третьего этапа планируется доведение уровня газификации Алматинской области до 47 %, Жамбылской – до 74 %, Костанайской – до 61 %, Кызылординской – до 85 %, Южно-Казахстанской – до 67 %.

      4. Достижение задачи по ресурсосбережению, сокращению потерь во всех секторах газовой промышленности предполагается посредством реализации комплекса мероприятий по направлению "Энергосбережение и повышение энергоэффективности".

      Энергосбережение и повышение энергоэффективности

      Во время подготовительного этапа (2015 – 2016 годы) по данному направлению необходимо завершить проведение энергетических аудитов крупных потребителей газа (промышленность, газотранспортные системы, ТЭК, транспорт).

      Важным моментом в сфере повышения энергоэффективности газотранспортной системы является последовательная реализация мероприятий, определенных по результатам энергетических аудитов, а также разработка плана внедрения утилизационных энергетических турбодетандерных установок на крупных газораспределительных станциях страны.

      Кроме того, в рамках данного этапа следует разработать комплекс мероприятий, направленных на повышение энергоэффективности, в том числе по следующим направлениям:

      1) установка новых и модернизация существующих систем измерения расхода газа на объектах ГТС;

      2) оснащение газопроводов приборами коммерческого учета газа с системой автоматической температурной компенсации7;

      _______________________________

      7Температурная компенсация - коррекция измеряемого объема газа с привидением его к стандартным условиям по температуре +200С.

      3) использование газотранспортными и газораспределительными организациями вторичных энергетических ресурсов и/или выдача избыточной мощности (электрической/тепловой) сторонним потребителям;

      4) оптимизация системы проведения планово-предупредительных ремонтов с учетом технического состояния оборудования и фактической загрузки магистральных газопроводов;

      5) утверждение долгосрочных инвестиционных программ по снижению доли расхода газа на СНиП в распределительных и магистральных газопроводах, с включением расходов в соответствующие тарифы.

      По результатам подготовительного этапа в рамках второго и третьего этапов будет реализован комплекс мероприятий, направленных на повышение энергоэффективности предприятий, осуществляющих добычу, переработку, транспортировку, хранение, распределение и потребление газа, включающий, помимо прочего, пересмотр норм потребления топливно-энергетических ресурсов по отрасли.

      5. Достижение задачи по повышению инвестиционной привлекательности проектов в газовой отрасли предполагается посредством реализации комплекса мероприятий по направлению "Совершенствование модели регулирования и системы ценообразования".

      Совершенствование модели регулирования и системы ценообразования

      На первом этапе (2015 – 2016 годы) в рамках данного направления планируется:

      1) совершенствование механизма партнерства в сфере газа и газоснабжения;

      2) разработка долгосрочной политики в сфере ценообразования на товарный газ (в том числе на компримированный природный газ), предусматривающей:

      обеспечение баланса интересов всех субъектов газового сектора;

      возможность извлечения национальным оператором доходов, необходимых для финансирования мероприятий по модернизации и развитию газотранспортных сетей в рамках Генеральной схемы газификации Республики Казахстан;

      дифференциацию конечных цен по категориям потребителей, объемам и времени поставок товарного газа;

      3) введение механизма биржевой торговли для поставок сжиженного нефтяного газа на внутренний рынок Республики Казахстан с поэтапным переходом от регистрации сделок на бирже и льготных оптовых цен к режиму двойного встречного анонимного аукциона и рыночному ценообразованию. При этом в течение переходного периода доступ к "социальному" газу будет сохранен только для газосетевых организаций, принявших и реализующих программы модернизации и развития газовой инфраструктуры.

      В рамках второго и третьего этапов будет реализован комплекс мероприятий, разработанных в рамках подготовительного этапа.

3. Перечень нормативных правовых актов,
посредством которых будет реализована Концепция

      В период реализации настоящей Концепции:

      1. Достижение задачи по расширенному воспроизводству ресурсной базы предполагается посредством:

      1) Закона Республики Казахстан от 24 июня 2010 года "О недрах и недропользовании";

      2) Стратегического плана Министерства энергетики Республики Казахстан;

      3) принятия Комплексного плана развития добычи газа из угольных пластов в Республике Казахстан.

      2. Достижение нижеперечисленных задач:

      1) модернизация и расширение газоперерабатывающих мощностей, комплексное извлечение и использование всех ценных компонентов попутного и природного газа;

      2) увеличение производства товарного газа и продукции газохимии для поставок на внутренний рынок и экспорт;

      3) развитие газотранспортной инфраструктуры для повышения эффективности, диверсификации структуры и направлений поставок, в том числе с применением новых технологий транспортировки;

      4) повышение инвестиционной привлекательности проектов в газовой отрасли;

      5) стимулирование внутреннего спроса на газ, в том числе по новым категориям потребителей

      предполагается посредством:

      1) Закона Республики Казахстан от 9 июля 1998 года "О естественных монополиях и регулируемых рынках";

      2) Закона Республики Казахстан от 9 января 2012 года "О газе и газоснабжении";

      3) Закона Республики Казахстан от 9 января 2012 года

      "О государственной поддержке индустриально-инновационной деятельности";

      4) Стратегического плана Министерства энергетики Республики Казахстан;

      5) принятия Комплексного плана развития рынка газомоторного топлива Республики Казахстан до 2020 года.

      3. Достижение задачи по ресурсосбережению, сокращению потерь во всех секторах газовой промышленности предполагается посредством:

      1) Закона Республики Казахстан от 13 января 2012 года

      "Об энергосбережении и повышении энергоэффективности";

      2) Закона Республики Казахстан от 9 июля 1998 года "О естественных монополиях и регулируемых рынках";

      3) Программы "Энергосбережение – 2020", утвержденной постановлением Правительства Республики Казахстан от 29 августа 2013 года № 904;

      4) Стратегического плана Министерства энергетики Республики Казахстан.

      Примечание: расшифровка аббревиатур:

      АО – акционерное общество;

      ОАО – открытое акционерное общество;

      ТОО – товарищество с ограниченной ответственностью.

Қазақстан Республикасының газ секторын дамытудың 2030 жылға дейінгі тұжырымдамасын бекіту туралы

Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2014 жылғы 5 желтоқсандағы № 1275 қаулысы. Күші жойылды - Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2022 жылғы 21 қарашадағы № 931 қаулысымен

      Ескерту. Күші жойылды - ҚР Үкіметінің 21.11.2022 № 931 қаулысымен.

      Қазақстан Республикасының Үкіметі ҚАУЛЫ ЕТЕДІ:

      1. Қоса беріліп отырған Қазақстан Республикасының газ секторын дамытудың 2030 жылға дейiнгi тұжырымдамасы (бұдан әрi – Тұжырымдама) бекiтiлсiн.

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

      3. Осы қаулы қол қойылған күнiнен бастап қолданысқа енгiзiледi.

Қазақстан Республикасының


Премьер-Министрі

К. Мәсімов


  Қазақстан Республикасы
Үкіметінің
2014 жылғы 5 желтоқсандағы
№ 1275 қаулысымен
бекітілген

Қазақстан Республикасының газ секторын дамытудың 2030 жылға
дейінгі тұжырымдамасы
Кіріспе

      Қазіргі уақытта байқалып отырған әлемдік энергия жеткізгіштер нарығының құбылмалылығы жоғары жағдайларда көптеген мемлекеттер мен ірі трансұлттық мұнай-газ компаниялары өздерінің болашақ дамуының негізгі бағдарын жасау үшін әлемдік экономиканың көмірсутек ресурстарына қажеттіліктерінің жаһандық даму сценарийлеріне айтарлықтай көңіл бөлуде.

      Қазақстанда Мемлекет басшысының басшылығымен "Қазақстан – 2050" стратегиясы: қалыптасқан мемлекеттің жаңа саяси бағыты" атты елді дамытудың ұзақ мерзімді стратегиясы әзірленді және табысты іске асырылуда, онда елді орнықты дамытудың маңызды басымдығының бірі ретінде экономика салаларының табыстылық, инвестиция қайтарымы және бәсекеге қабілеттілік қағидаттарында дамуындағы түгел қамтитын экономикалық прагматизм айқындалған, оның ішінде елдің газ ресурстарын және тұтастай газ саласын басқарудың ағымдағы жүйесін қайта қарауды тұспалдайды.

      Осы Тұжырымдама 2030 жылға дейінгі кезеңге Қазақстан Республикасының газ секторын кезең-кезеңімен реформалау және кешенді дамыту пайымы мен негізгі тәсілдерін айқындайды.

1. Газ секторын дамыту пайымы

      1. Газ секторының ағымдағы жағдайын және даму үрдістерін талдау

      Ресурстық база

      Қазақстан Республикасының Қор жөніндегі мемлекеттік комиссиясы алынатын газ қорын – 3,9 трлн. м3, оның ішінде ілеспе газ – 2,6 трлн. м3және табиғи (бос) газ – 1,3 трлн. м3 деңгейінде бекіткен.

      Сонымен қатар салалық ақпараттың әлемдік танылған дереккөздерінің бірі – British Petroleum компаниясының деректері бойынша Қазақстандағы газ қоры 1,3 трлн. м3 құрайды, ол республикаға осы көрсеткіш бойынша әлемде 22-орынға және Тәуелсіз Мемлекеттер Достастығы (бұдан әрі - ТМД) елдері арасында Ресей мен Түрікменстаннан кейін 3-орынға ие болуға мүмкіндік береді. Көрсеткіштердің мұндай сәйкессіздігі Қазақстан Республикасының газ қорларындағы ілеспе мұнай газының жоғары үлесіне, республика жуық арада халықаралық стандарттарға ауыстыруды жүзеге асыруды жоспарлап отырған қорларды есептеу әдістемелеріндегі айырмашылықтарға да байланысты.

      Газдың бүкіл барланған қорының 98 % жуығы Қазақстанның батысында, бұл ретте 87 % – ірі мұнай-газ (Теңіз, Қашаған, Королевское, Жаңажол) және мұнай-газ конденсаты (Қарашығанақ, Имашев) кен орындарында шоғырланған.

      1-сурет. Кен орындары бойынша алынатын газ қорын бөлу, %



      Дереккөз: Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігі

      Қазақстан Республикасының ірі кен орындары көмірсетукті үлкен тереңдіктен (5 мың метрден астам) алудың күрделілігімен, газ құрамы көп құрамдауыштарының көп болуымен (салыстырмалы түрде метан үлесі аз) және құрамында күкірт сутекті қосылыстардың көп болуымен сипатталады. Кен тереңдігі үлкен емес және құрамындағы күкірт қосылыстары аз қолданыстағы газ кен орындары газ қорының көп болмауымен сипатталады және олардың жергілікті аумақты газдандыру үшін жергілікті маңызы бар.

      2000 – 2012 жылдар ішінде газ қорының өсімі Қазақстан бойынша 126,6 млрд. м3, ал көрсетілген кезең ішінде газды жинақтап өндіру 342,2 млрд. м3 (қабатқа қайта жіберілген шикі газдың көлемін ескере отырып) құрады. Осылайша, республиканың газ бойынша минералдық-шикізаттық базасының орнын толтыру 38 % аспайтын жеткіліксіз деңгейде.

      2-сурет. Газ өндіру және оның қорының өсімі арақатынасының серпіні, млрд. м3

     


      Дереккөз: Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігі

      Әлемнің бұрыннан келе жатқан мұнай-газ өндіруші аудандарының бірі болып табылатын, Қазақстанда көмірсутектің іске асырылмаған қомақты болжамды ресурстары да бар. Мысалы, республикадағы дәстүрлі (табиғи және ілеспе) газдың болжамды ресурстары 6 – 8 трлн. м3 деңгейінде бағаланады. Бірінші кезекте, бұл Каспий теңізі акваториясының, оның ішінде оның Каспий маңы, Бұзашы және Оңтүстік Маңғышлақ аймақтарының қазақстандық секторына жатады.

      Жаңа маңызды ашылымдардың жоғары ықтималдығы Каспий маңы ойысының құрлықтағы бөлігінде және Арал теңізінің айдынында сақталады. Сонымен қатар басқа тұнба бассейндерде дәлелденген де, дәлелденбеген де өнеркәсіптік мұнай-газы бар мұнай мен газдың жаңа кен орындарын ашу ықтималдығы да сақталады. Барланған қорлармен жиынтықта бұл болжамды бағалаулар бүгінгі күні әлемнің мұнай-газ өндіруші елдерінің арасында маңызды орын алатын Қазақстанның едәуір әлеуеті бар екендігін куәландырады.

      Көмір қабаттарының метаны. Газдың дәстүрлі ресурстарынан басқа, Қазақстанның көмір қабаты метанын барлау және өндіру бөлігінде едәуір әлеуеті бар. Қазақстанның көмір кен орындары метанының болжамды ресурстары 7 трлн. м3 дейін, ал Қарағанды көмір бассейнінің метан ресурстары тек 1500 метрге дейінгі тереңдігінің өзінде 490,47 млрд. м3 құрайды. Бұл ретте Қарағанды бассейні газының құрамындағы метан 80-нен 98 %-ға дейін құрайды, оны дәстүрлі табиғи газға толық балама ретінде пайдалануға болады.

      Өз кезегінде, Екібастұз көмір бассейні метан қоры тұрғысынан жеткіліксіз зерделеген, алайда аудан бірлігіне шаққанда көмірдің шоғырлану және газ ресурстарының тығыздығы бойынша бірегей болып табылады. Көмірдің қалған кен орындары бойынша метан қоры туралы жеткілікті ақпарат жоқ.

      Көмір қабатының метанын өндіру дәстүрлі кен орындарындағы өндірумен салыстырғанда едәуір қымбат процесс болып табылады және энергетикалық тиімділігі аз көрсеткіштермен сипатталады1. Егер құмдақтағы газ қабат қысымының есебінен жер бетіне еркін шығатын болса, көмір кендерінде қабатты гидрожарудың және кейіннен суды тартып алудың қымбат тұратын технологиялары арқылы оның жылжуы үшін арна жасау қажет. Осыған байланысты көмір қабатының метанын өндіру, бірінші кезекте, дәстүрлі газдың жетіспеушілігі немесе қорының сарқылуы байқалатын елдерде белсенді түрде дамуда.

      Сонымен қатар Қазақстан жағдайында көмір қабатының метанын өндіру технологиясы бірқатар жағдайларда (бірінші кезекте Қазақстан Республикасының солтүстік өңірлерін газдандыру үшін) экономикалық жағынан тартымды болуы мүмкін, ол тиісті зерттеулерді жүргізу қажеттігіне және анағұрлым зерделенген Қарағанды көмір бассейнінде өндіру бойынша пилоттық жобаны іске асыруға байланысты.

      Көмірді газдандыру. Қазақстан көмірдің ірі қоры бар елдердің ондығына кіреді, олар British Petroleum-нің деректері бойынша шамамен 33,6 млрд. тонна құрайды2. Бұл ретте олардың қомақты үлесін сапасының төмендігінен және қоршаған ортаға әсер ету деңгейінің жоғары болуынан энергетикада іс жүзінде пайдаланылмайтын күлі мен күкірті көп көмір құрайды.

      Сонымен қатар, аталған көмірлер негізгі өнімі синтетикалық (генераторлық) газ деп аталатын тұншықтырғыш газ бен сутектің қоспасы болып табылатын жерасты немесе жерүсті газдандыру әдістерін пайдалану үшін жарамды болып табылады. Бұл газды электр және жылу энергиясын өндіру үшін, сондай-ақ кейіннен синтетикалық мұнай өнімдерін шығару үшін пайдалануға болады.

      Көмірді газдандырудың екі технологиясы да, әсіресе, электр энергиясын өндіру үшін газды пайдалану жағдайында экономикалық жағынан тартымдылығының төмендігімен сипатталатынын атап өту керек. Сонымен қатар көмірсутегі шикізаты кен орындарының одан әрі сарқылуы күтілетінін ескерсек, көмірді газдандыру технологиясы болашақта мұнай өнімдерін кейіннен синтездеу схемасын іске асыру кезінде экономикалық жағынан тиімді болуы мүмкін.

      Өз кезегінде, осы Тұжырымдаманы іске асыру кезеңінде Қазақстан бұл технологияларды тәжірибелік-өнеркәсіптік пайдалану және ғылыми зерттеулер жүргізу шеңберінде қолдануы керек.

      ___________________

      1 Энергетикалық тиімділік (EROEI) - алынған энергияның жұмсалған энергияға арақатынасы.

      2 Қазақстан Республикасының пайдалы қазбалар қоры жөніндегі мемлекеттік комиссия көмір қорын 34,5 млрд. тонна көлемінде бекітті.

      Қатпарлы газ. Қазақстанда қатпарлы газ бойынша арнайы зерттеулер жүргізілмеген, осыған байланысты геологиялық және алынатын қорлардың болуы туралы деректер жоқ. Одан басқа, қатпарлы газды өнеркәсіптік өндіруді бастағаннан кейін де тиісті кен орнының қоры бойынша дәйекті ақпарат алу мүмкін емес.

      Қатпарлы тас жыныстардан газ өндіру көптеген ұңғымаларды бұрғылау және қабаттарды гидрожару арқылы жүзеге асырылады, сондай-ақ тиімділігінің төмендігімен сипатталады және дәстүрлі газ ресурсы жетіспегенде дамытылады. Осылайша, бұл кезеңде Қазақстанда қатпарлы газ бойынша жұмыстар оның қорының перспективасын зерделеумен шектеледі.

      Биогаз. Биогазды шығарудың негізі мал шаруашылығы мен өсімдік шаруашылығының органикалық қалдықтарын, сондай-ақ тұрмыстық қалдықтарды метандық ашыту технологиясы болып табылады. Бүгінгі күні Қазақстанда жанар газ бен басқа химиялық қосылыстарды, оның ішінде тыңайтқыштарды метандық ашыту әдісімен шығару технологиясы іс жүзінде жоқ3.

      Алайда, республиканың осы саладағы әлеуеті зор. Мысалы, Қазақстан Республикасында ірі қара мал етінің экспорттық әлеуетін дамыту жобасына сәйкес елде 2020 жылға қарай шамамен 1,1 млн. мал басын бордақылау жоспарлануда, ол жылына 95 млн. м3 деңгейінде биогаз шығаруды қамтамасыз ете алады. Одан басқа, Қазақстанда 22 тоннадан астам тұрмыстық қалдық жинақталған, оны кәдеге жаратқанда жылына шамамен 180 млн. м3 биогаз шығаруға болады.

      Ағымдағы жағдайларда биогазды шығарудың тиімділігі төмен, алайда мемлекет парниктік газдардың шығарындыларын азайту, мал шаруашылығы қалдықтарын кәдеге жарату, қалалардың экологиясын жақсарту, қоқыс полигондарында өрттер мен түтіндеудің жолын кесу мен басқа да оң нәтижелердің әсері арқылы қарастыруға тиіс.

      Өндіру және пайдалану

      Қазақстанда газ өндіру 2013 жылдың қорытындысы бойынша 42,3 млрд. м3 құрады, ол алдыңғы жылғы көрсеткіштен 5,4 % жоғары. Қазақстан Республикасында негізгі газ өндіретін компаниялар:

      1) Қарашығанақ Петролеум Оперейтинг Б.В. – 17,5 млрд. м3;

      2) "Теңізшевройл" ЖШС – 14,6 млрд. м3;

      3) "СНПС-Ақтөбемұнайгаз" АҚ – 3,5 млрд. м3;

      4) "Жайықмұнай" ЖШС – 1,5 млрд. м3 болып табылады.

      Осылайша, бар-жоғы екі компания, атап айтқанда, Қарашығанақ Петролеум Оперейтинг және "Теңізшевройл" ЖШС елде газдың 76 %-ын өндіреді.

      __________

      3 Электр қуаты 360 кВт шағын-жылу электр орталығы кешенінде биогаз қондырғысы Қостанай облысында 2011 жылы іске қосылды.

      3-сурет. Жер қойнауын пайдаланушылар бойынша газ өндіру көлемін бөлу, %



      Дереккөз: Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігі

      Мұның алдында атап өтілгендей, Қазақстанда өндірілетін газдың едәуір бөлігі ілеспе болып табылады және мұнаймен бірге алынады, ол оны одан әрі сату кезінде алдын ала қымбат бағалы қайта өңдеу бойынша міндеттеме жүктейді. Соның салдарынан республикада өндірілетін газдың 44 % (18,8 млрд. м3) жуығын жер қойнауын пайдаланушылар қабатты қысымды арттыру және мұнай өндіру коэффициенті мақсатында қабатқа қайта жіберу үшін мұнайды қыздыру түрінде өз қажеттіліктеріне, электр энергиясын шығаруға және басқа мақсаттарға пайдаланады.

      2013 жылы өндірілген газдың шамамен 2 % (922 млн. м3) алау етіп жағылды. Қазақстанда газ жағуға тыйым салынғаннан кейін жағылған газдың жыл сайынғы көлемі 3,5 еседен аса қысқарды және технологиялық тұрғыдан еріксіз жағу деңгейіне жақындағанын атап өту керек.

      Нәтижесінде, 2013 жылы кейіннен ішкі нарыққа және экспортқа өткізілетін газдың өңдеуге жіберілген көлемі 22,6 млрд. м3 немесе өндіру көлемінің 53% құрады.

      Бүгінгі күні газ өндіру және пайдалану секторын реттеу саласындағы анағұрлым маңызды проблемалық мәселе мұнай-газ ресурстарын өндіру және олардың айналымын есепке алудың қолданыстағы жүйесінің жетілмегендігі болып табылады. Газды өндірудің және пайдаланудың ағымдағы және болжамды теңгерімі жер қойнауын пайдаланушылар ұсынатын деректер негізінде қалыптастырылады, олардың көпшілігінің кен орындары қазіргі заманғы автоматтандырылған есепке алу жүйесімен жабдықталмаған. Нәтижесінде мемлекетте көмірсутек ресурстарын ұтымсыз пайдалану, оның ішінде ілеспе газды алау етіп жасырын жағу жағдайларын айқындаудың тиімді тетіктері жоқ.

      Өндіру және пайдалану болжамы. Қазақстан Республикасында газды өндірудің және пайдаланудың ағымдағы теңгерімі, сондай-ақ мұнай-газ жобаларын дамыту бойынша қолдағы бар жоспарлар негізінде 2050 жылға дейінгі перспективада 2030 жылға дейін газ өндіру секторын дамытудың үш: үнемді, үдемелі және прагматикалық сценарийі әзірленді.

      4-сурет. Қазақстанда 2050 жылға дейін газ өндірудің орташа жылдық көлемінің сценарийі, млрд. м3

     


      Дереккөз: Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігі

      "Үнемді" сценарий онжылдықта 5 – 10 млрд. м3 өсім шамасында мұнай және газ өндірудің ұстамды саясатына негізделген. Оны іске асыру нәтижесінде 2030 жылға қарай Қазақстанда газ өндіру деңгейі 51,3 млрд. м3, ал 2050 жылға қарай шамамен 66 млрд. м3 құрайды.

      "Үнемді" сценарийді іске асыру газдың жаңа кен орындарын пайдалануға шектеп берумен, сондай-ақ қолданыстағы орта және шағын кен орындарында өндіруді төмендетудің орнын толтыруға мүмкіндік беретін деңгейде үш ірі қазақстандық кен орнын (Қашаған, Қарашығанақ, Теңіз) бірқалыпты дамытумен байланысты. Бұл сценарийде республика газ қорының айрықша көлемін сақтап қалады, алайда қазақстандық алпауыт кен орындарын өндіру тиімділігі және газға артып келе жатқан ішкі сұранысты қанағаттандыру тиісті дәрежеде қамтамасыз етілмейді.

      "Үдемелі" сценарий шеңберінде 2030 жылға қарай жылына шамамен 100 млрд. м3 деңгейге жететін газ өндіру көлемін барынша тез арттыру қарастырылуда. Сонымен қатар кен орындарын мұндай белсенді дамыту Қазақстандағы көмірсутекті шикізаттың қолданыстағы қорларының жылдам сарқылуына алып келеді. Бұдан басқа, бұл сценарийдің тиімділігі тауарлық газды өндіру тұрғысынан мұнай өндіруді арттыру үшін газды қабатқа қайта жіберуге (бұдан әрі - ҚҚЖ) назар аударуына байланысты өте шектелген болады.

      "Прагматикалық" сценарий қазақстандық кен орындарын жылдам сарқылтпай өндірудің оңтайлы параметрлерін есепке алуды көздейді. Бұл ретте "үдемеліге" ұқсас осы сценарий аясында газ өндіру көлемінің едәуір өсімінің күтілуімен қатар 2030 жылға дейінгі перспективада жер қабатына кері айдалатын газ көлемі де артатын болады. Нәтижесінде аталған кезеңде өндіруді бір жарым есе (жылына 42,3-тен 59,8 млрд. м3 дейін) өсіре отырып тауарлық газдың бос ресурстары 21 – 25 млрд. м3 деңгейінде сақталатын болады.

      5-сурет. 2050 жылға дейінгі преспективада 2030 жылға дейін газдың болжамды теңгерімі (прагматикалық сценарий), млрд. м3

     


      Дереккөз: Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігі

      Өз кезегінде, 2030 жылдан кейін Теңізде және Қарашығанақта сұйық көмірсутегін өндіру қысқара бастайды, бұл газды қайта жіберу үшін газға деген сұраныстың азаюына алып келеді. Сол кезеңнен бастап Қазақстан Республикасында тауарлық газды шығару көлемі едәуір артады және 2050 жылға қарай жылына шамамен 40 млрд. м3 құрайды.

      Газдың қосымша ресурстарын іске қосу. Осылайша, барлық үш сценарийде газды қайта өңдеу көлемін арттыру әлеуеті оны кері айдау үшін пайдалану қажеттігімен шектелген. Бұл көмірсутегі шикізатының кеніштерін әзірлеу схемасын оңтайландыру бойынша одан әрі жұмыс жүргізудің маңыздылығымен байланысты.

      Бұған қоса, тауарлық газдың маңызды қосымша ресурсы барлық сценарийлер шегінде газ құбырларынан шалғай және бірқатар шағын кен орындарында мұнайды қыздыруға, электр энергиясын өндіруге және жеке қажеттіліктері мен шығынға (бұдан әрі – ЖҚжШ) кететін газ шығысының басқа да түрлеріне толық көлемде пайдаланылатын не болмаса газды алау етіп жағуды жүзеге асыратын шикі газдың бір бөлігін қайта өңдеу есебінен пайда болуы мүмкін.

      Мұндай кен орындары бойынша газды қайта өңдеу және тасымалдау бойынша жаңа технологияларды қолдана отырып, ЖҚжШ газ шығысын оңтайландыру не ұлттық оператордың Шикі газды (сұйықтықтағы газ, сұйытылған табиғи газ) жинау және қайта өңдеу орталықтарын салу мүмкіндігін қарастыру керек. Алдын ала бағалау бойынша осы бағыттың әлеуеті жылына шамамен 3 - 5 млрд. м3 дейінгі деңгейде бағаланады, алайда газдың аталған ресурстарының нақты көлемін айқындау республикада көмірсутек ресурстарын өндіруді және пайдалануды есепке алудың бірыңғай жүйесі енгізілгенде ғана орындалатын болады.

      Қарағанды көмір бассейнінде көмір қабаттарындағы метан өндіру жобаларын жеткілікті дамытқан кезде оның көлемі алдағы перспективада жылына 1,3-тен 4,5 млрд. м3 дейін құрауы мүмкін, бұл республиканың солтүстік және шығыс өңірлерін газбен толық қамтамасыз етуге мүмкіндік береді. Осыған байланысты Қазақстан Республикасында көмір қабаттарынан газ өндіруді дамытудың кешенді жоспарын әзірлеу және қабылдау, сондай-ақ Қарағанды көмір бассейнінде көмір қабаттарындағы метан өндіру бойынша пилоттық жобаны іске асыру ерекше маңызға ие. Өз кезегінде, осы Тұжырымдаманы іске асыру кезеңінде газдың қалған түрлері бойынша газ өндірудің (шығарудың) едәуір көлеміне қол жеткізу Қазақстанда күтілмейді.

      6-сурет. 2050 жылға дейін дәстүрлі және баламалы ресурстардан тауарлық газ өндірісінің болжамы (прагматикалық сценарий), млрд. м3

     


      Дереккөз: Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігі

      Газ тасымалдау жүйелері

      Магистральдық газ құбырлары. Қазақстанның магистральдық газ құбырларының жалпы ұзындығы 16042 км, оның ішінде:

      1) "Интергаз Орталық Азия" АҚ бойынша – 11861 км;

      2) "Азия газ құбыры" ЖШС бойынша – 2610 км;

      3) "Бейнеу-Шымкент" газ құбыры" ЖШС бойынша – 1143 км;

      4) "ҚазТрансГаз Аймақ" АҚ бойынша – 432 км құрайды.

      1-кесте. Қазақстанның негізгі магистральдық газ құбырлары

Р/с

Газ құбыры

Бір желілік орындаудағы ұзындығы, км

Пайдалануға енгізілген жылы

Нақты қуаты, млн. м3 жылына

1

Орта Азия - Орталық

4163

1966-1975

60 200

2

Қазақстан - Қытай

2610

2009-2013

30 000

3

Одақ (лупингпен)

424

1976

25 185

4

Мақат - Солтүстік Кавказ

372

1987

21 900

5

Орынбор - Новопсков

382

1975

14 600

6

Бұхара - Жайық

1577

1964

8 030

7

Окарем - Бейнеу (лупингпен)

547

1972-1974

7 300

8

Бұхара газды ауданы Ташкент – Бішкек - Алматы

1639

1966-1999

5 840

9

Газли - Шымкент

309

1988

4 380

10

Бейнеу – Бозой - Шымкент

1143

2013-2016

2 555


      Дереккөз: Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігі

      Республиканың аса ірі газ құбырлары Орталық Азия газын Ресей бағытында және кейіннен Қытай бағытында транзиттеу мақсатында салынған. Соның салдарынан Қазақстан Республикасында газ тасымалдаудың жалпы көлемінде транзиттің үлесі қазіргі уақытта 80 %-дан астам. Бұл орайда транзиттік газ құбырларының көпшілігі ішкі нарыққа және экспортқа газ жеткізу үшін де пайдаланылады.

      Газ тасымалдау инфрақұрылымын дамытудың республиканың экономикасы және елдің энергетикалық қауіпсіздігін қамтамасыз ету үшін дербес стратегиялық маңызы бар. Мысалы, бұрын республика аумағында салынған магистральдық газ құбырлары технологиялық жағынан өзара байланысты емес еді, ол газ құбырларын батыс өңірлерінде өндірілетін газды оңтүстікке қайта айдау үшін пайдалануға мүмкіндік бермейтін.

      7-сурет. Қазақстанның магистральдық газ құбырларының схемасы



      Дереккөз: Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігі

      Осы проблеманы шешу мақсатында қазіргі уақытта "Бейнеу-Бозой-Шымкент" газ құбырының құрылысы жүргізілуде, оның бірінші учаскесінің желілік бөлігі пайдалануға берілді, ал екіншісін беру 2016 жылға жоспарланған. Бұдан басқа, қазіргі уақытта "Қазақстан-Қытай" магистральдық газ құбырының (бұдан әрі – МГҚ) (1303 км) үшінші тармағын салу жүргізілуде.

      Газ бөлу жүйелері. Қазақстанның жоғары, орта және төмен қысымды бөлуші газ құбырларының жалпы ұзындығы 28628 км құрайды. Желінің негізгі үлесін "ҚазТрансГаз" АҚ-ның еншілес ұйымдары – "ҚазТрансГаз Аймақ" АҚ және "ҚазТрансГаз – Алматы" АҚ пайдаланады. Қазақстан Республикасының газ бөлу жүйелері жөндеуді талап ететін желілер үлесінің жоғары (54 %) болуымен сипатталады.

      2-кесте. Қазақстанның газ бөлу құбырларының негізгі сипаттамалары

Р/с №

Өңір

Ұзақтығы, км

ЖҚжШ, %

1

Алматы қаласы және Алматы облысы

3 690,00

4,4

2

Актөбе облысы

2 110,03

1,2

3

Атырау облысы

3 771,04

1,7

4

Жамбыл облысы

3 388,20

4,3

5

Батыс Қазақстан облысы

3 723,72

3,1

6

Қызылорда облысы

1 049,70

0,5

7

Қостанай облысы

1 970,59

1,7

8

Маңғыстау облысы

2 477,22

3,8

9

Оңтүстік Қазақстан облысы

5 928,68

5,5


      Дереккөз: Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігі

      Газдың жерасты қоймалары. Қазақстанда жалпы жобалық сыйымдылығы 4,65 млрд. м3 газдың үш жерасты қоймасы жұмыс істейді, оның ішінде:

      4,0 млрд. м3 дейін газды бір уақытта сақтау қуаты бар "Бұхара – Жайық" газ құбырын бойлай орналасқан "Бозой" жерасты газ қоймалары, бұрын Батыс Сібір (бұл өңірде газ кен орындарын ашқанға дейін) тұтынушылары үшін маусымдық ауытқулар кезінде газ жеткізу режимін қолдау үшін пайдаланылған;

      жазғы уақытта келетін газдың артық көлемін сақтау үшін "Газли – Шымкент" және "Бұхара газды ауданы – Ташкент – Бішкек – Алматы" газ құбырларының жұмыс режимімен технологиялық жағынан байланысты "Ақыр-Төбе" (0,3 млрд. м3) және "Полторацкое" (0,35 млрд. м3) жерасты газ қоймалары. Бұрын бұл қоймалар көбінесе Ташкенттің, сондай-ақ Қырғызстан мен Қазақстанның оңтүстігіндегі тұтынушыларды газбен тұрақты жабдықтауды қолдау үшін пайдаланылған.

      3-кесте. Қазақстанның жерасты газ қоймаларының негізгі сипаттамалары

Р/с №


"Полторацкое"

"Ақыр-Төбе"

"Бозой"

1

Жобалық қуаты

350,0

300,0

4 000,0

2

2013 жылы айдалуы

364,3

102,5

620,0

3

2013 жылы іріктеу

429,8

103,3

338,0


      Дереккөз: Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігі

      Газдандырудың баламалы технологиялары. Қазақстан Республикасы аумағының ауқымды болуымен және өңірлердің экономикалық жағынан белсенділігінің төмен тығыздығымен сипатталады, бұл ішкі нарыққа бағдарланған ірі инфрақұрылымдық жобалардың инвестициялық тартымдылығының өте төмен болуына байланысты. Осыған орай республикада салынған магистральдық газ құбырларының көпшілігі әу бастан-ақ газды транзиттеуге бағдарланған.

      Қазақстанның жаңа өңірлерін (солтүстік және шығыс өңірлері) желілік газбен газдандыру магистральдық газ құбырларын (2 – 3 жыл) және бөлу желілерін (10 жылға дейін) салудың ұзақ мерзімділігіне де, өңірде қолданыстағы газ тұтынушылардың болмауына да тап болады. Осыған байланысты газдандырылмаған өңірлерде тауарлық газ нарығын жасау үшін табиғи газды сұйыту технологиясын қолдану орынды.

      Алдымен тиісті өңірде сұйытылған табиғи газдың қоймалары мен регазификаторлары орнатылатын газдың ірі (зәкірлік) тұтынушылары (өнеркәсіптік кәсіпорындар, коммуналдық-тұрмыстық объектілер және тағы басқалар) айқындалады. Одан әрі сұраныстың даму шамасына қарай сұйытылған табиғи газ желілері мен қоймаларын ірілендіру, көлік құралдарына сұйытылған және сығылған табиғи газ құю үшін ірі объектілердің жанынан станциялар салу, сондай-ақ тұрғындарды газбен жабдықтау үшін тиісті объектілерді (коттедж қалашықтарында, тұрғын шағын аудандарында регазификаторлар) салу жүргізіледі.

      Кейіннен қажетті сұраныс пайда болғанда және ішкі желілер дамығанда желілік табиғи газбен газдандыру экономикалық жағынан тартымды болады, соның нәтижесінде, өңірге газ құбырын тарту туралы шешім қабылданады. Бұл ретте қойма объектілері мен сұйытылған табиғи газ регазификаторлары олардың ұтқырлығы есебінен газдандыру бойынша ұқсас іс-шараларды жүргізу мақсатында басқа өңірлерге ауыстырылады.

      Осылайша, сұйытылған табиғи газ желілік газға бәсекелес болып табылмайды және газдандырудың бастапқы кезеңінде сұраныс пен тиісті инфрақұрылымды жасауға мүмкіндік береді. Қазақстан Республикасының солтүстік және шығыс өңірлерін газдандыру кезінде газбен жабдықтаудың дәл осындай тәсілі қолданылатын болады.

      Қазақстанда газды құйын тәрізді ағында сұйылту әсерін (Ранка-Хилша әсері) пайдаланатын жаңа технологияларды пайдалану тәжірибесі бар екенін атап өткен жөн. Ағымдағы жылы Жаңажол кен орнының шикі газын қайта өңдеу үшін аталған технологияға сынақ жүргізілді, ол шикі газды қайта өңдеу және сұйытылған табиғи газды өндіру кезінде капиталды көп қажет етпеуі және пайдалану шығыстарының аз болу мүмкіндігін көрсетті.

      Газ тасымалдау жүйелерін дамыту болжамы. Қазақстан Республикасының Энергетика министрлігі дайындаған Қазақстан Республикасын 2030 жылға дейін газдандырудың бас схемасы шеңберінде ел өңірлерінде газ құбырларын жаңғыртудың және салудың ауқымды жобаларын іске асыру жоспарланған. Газдандыруды дамытудың базалық (реалистік) сценарийіне сәйкес 56 %-ға дейін газдандыру деңгейіне қол жеткізу көзделеді, ол үшін 39 мың км жуық бөлетін газ құбыры салынады, ал газдандыруға салынатын инвестициялардың көлемі 2012 жылғы бағамен шамамен 656 млрд. теңге құрайды.

      Қазақстан Республикасының өңірлерін газдандырудың базалық сценарийі:

      1) "Қазақстан – Қытай", "Бейнеу – Бозой – Шымкент" магистральдық газ құбырын салуды аяқтауды;

      2) батыс өңірлер бойынша – аумақты газдандырумен толық қөлемде қамту бойынша іс-шараларды одан әрі іске асыруды

      3) оңтүстік өңірлер бойынша – қолданыстағы және салынуы жоспарланған магистральдық газ құбырлары бойындағы облыстардың елді мекендерін газдандыруды, Алматы, Жамбыл, Оңтүстік Қазақстан облыстарында транзиттік магистральдық газ құбырларынан газ бұру құбырларын салуды, сондай-ақ Оңтүстік Қазақстан және Жамбыл облыстарында газ бөлетін желілерді реконструкциялауды және жаңғыртуды;

      4) шығыс өңір бойынша – Шығыс Қазақстан облысы Зайсан ауданының елді мекендерін газдандыруды бастауды көздейді.

      Өз кезегінде, республиканың солтүстік және шығыс өңірлерін газбен қамтамасыз ету үшін бастапқы кезеңде тұтынушылардың жекелеген санаттары бойынша табиғи газды сұйыту технологиясы пайдаланылатын болады. Кейінгі кезеңдерде газ нарығының даму шамасына қарай, желілік газды жеткізудің түрлі нұсқалары, оның ішінде Қостанай облысынан магистральдық газ құбырын салу және Қарағанды бассейнінің көмір қабаттары метанының ресурстары есебінен газдандыру қарастырылатын болады.

      Ресей Федерациясынан Қытайға магистральдық газ құбыры Қазақстан аумағы арқылы өткен жағдайда, желілік газды Қазақстан Республикасының солтүстік және шығыс өңірлеріне жеткізудің баламалы нұсқасы болуы мүмкін.

      Тауарлық газды ішкі тұтыну

      Қазақстанда тауарлық газды тұтыну 2013 жылы 10,9 млрд. м3 құрады м3 (жер қойнауын пайдаланушылардың ЖҚжШ-ға тұтынатын тауарлық газды есептемегенде), ол 2012 жылғы көрсеткіштен 4 %-ға асып түсті. Іс жүзінде ішкі тұтыну көлемінің жартысы дерлік энергия өндіретін ұйымдарға (45,2 %), өнеркәсіптік кәсіпорындарға - 25,5 %, халыққа және коммуналдық-тұрмыстық кәсіпорындарға барлығы 29,3 % тиесілі.

      8-сурет. Қазақстан Республикасында тауарлық газды тұтыну серпіні (жер қойнауын пайдаланушылардың ЖҚжШ-ға тұтынатын тауарлық газды есептемегенде), млн. м3

     


      Дереккөз: Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігі

      Нәтижесінде өңірлер бойынша жылу және электр энергиясын газдан өндіретін облыстар газдың ірі тұтынушылары болып табылады. Тұтынудың өңірлік рейтингінде Маңғыстау облысы көшбасшы болып табылады, оның энергетикалық секторының үлесі 80 %-дан астамды ("МАЭК-Қазатомөнеркәсіп" ЖШС және басқалар) құрайды.

      Энергетика. Қазақстанда 25 электр станциясы газбен жұмыс істейді. Мұндай станциялардың жалпы белгіленген қуаты 4784 МВт құрайды, ал қолданыстағы қуаты - 4134 МВт. Қазақстан Республикасының газ генерацияларын газды тұтынуы бойынша екі санатқа бөлуге болады:

      1) жер қойнауын пайдаланушылардың газ шығынын ЖҚжШ-ға жатқызатын шикі немесе тауарлық газды тұтынатын, жер қойнауын пайдаланушылардың жеке мұқтаждары үшін электр энергиясын шығаратын және іс жүзінде сыртқы желілерге қуат бермейтін кен орындарының газ станциялары. Соның салдарынан газ тұтыну көлемі және осындай станциялардың электр энергиясын өндіру көлемі қазіргі уақытта ел бойынша жалпы теңгерімде толық көлемде ескерілмейді;

      2) ұлттық электр желісіне қосылған және тауарлық газды өндірушілерден немесе импорттаушылардан сатып алатын басқа станциялар. Мұндай станциялардың неғұрлым ірілері Жамбыл мемлекеттік аудандық электр станциясы (бұдан әрі – Жамбыл МАЭС-і) және "МАЭК-Казатомөнеркәсіп" ЖШС-нің жылу электр орталықтары болып табылады.

      4-кесте. Қазақстанның ірі газ электр станцияларының негізгі сипаттамалары

Р/с

Атауы

2013 жылы газдың тұтынылуы, млн. м3

Белгіленген қуаты, МВт

2013 жылғы электр энергиясының өнімділігі, млн. кВт*сағ.

1

"Т.И. Батуров атындағы Жамбыл мемлекеттік аудандық электр станциясы" АҚ

387

1 230

1 594,6

2

"МАЭК-Қазатомөнеркәсіп" ЖШС

1 851

630 и 625

6 412,8

3

"Атырау жылу электр

орталығы" АҚ

682

314

1 693,4

4

"Ақтөбе ЖЭО" АҚ

406

102

628,4

5

"3 – Энергоорталық" АҚ

324

160

741,7

6

"Алматы электр станциясы" АҚ (ЖЭО-1 ғана)

265

145

386,3


      Дереккөз: Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігі

      Бұдан басқа, Қазақстанда жылу энергиясын шығаруда газ маңызды рөл атқарады және республика қазандықтарының белгіленген қуаты сағатына 100 Гкал дейін (921 қазандық) шамамен 17 %-ы үшін отынның негізгі түрі болып табылады.

      Қазақстан Республикасының барлық газ станциялары базалық режимде жұмыс істейді, мұндай жағдайда газ поршеньді және газтурбиналық электр станциялары желінің ең жоғары жүктемелерін жабу үшін маневрлі көздер ретінде жұмыс істеу үшін ұтымды екенін атап өту керек. Бұдан басқа, отандық газтурбиналық электр станцияларының (бұдан әрі – ГТЭС) көпшілігінде шығарылатын газ түтінінің энергиясы пайдаланылмайды, ал қосымша бу циклін (бұдан әрі – ҚБЦ) орнату станциялардың пайдалы әрекетінің коэффициенті қуатын және ПӘК-ні арттыруға әрі газ ресурстарын үнемдеуге мүмкіндік береді.

      Бүгінгі күні Қазақстанда салу жоспарланған газ электр станцияларының көпшілігі қуат қоры жоғары жеке мұқтаждықтар станциялары ретінде жобалануда. Мұндай станциялардың жұмысы төмен жүктемемен және салдары ретінде газдың үлестік шығынының жоғары болуымен сипатталады. Осыған ұқсас жағдай төмен жүктемемен жұмыс істейтін жеке қажеттіліктегі станцияларда байқалады. Осыған байланысты республиканың қуат теңгеріміне жеке қажеттіліктегі газ электр станцияларының қуат резервтерін тарту бойынша шаралар әзірлеу қажет.

      Өнеркәсіп. Қазақстан Республикасында газды негізгі өнеркәсіптік тұтынушылар мұнай өндіру, мұнай-газ тасымалдау және газ-химиялық секторлардың өнеркәсіптері болып табылады. Бұл ретте жер қойнауын пайдаланушылардың газды жеке қажеттіліктеріне тұтыну көлемі қазіргі уақытта республиканың өнеркәсіптік кәсіпорындарының газды тұтынуы бойынша жалпы теңгерімінде есепке алынбайды, ол газды тұтыну көлемін есепке алудың бірыңғай әдістемесін енгізу және кәсіпорындарды тұтынушылардың түрлі санаттарына жатқызу қажеттілігіне байланысты.

      5-кесте. Қазақстан Республикасының ірі өнеркәсіптік газ тұтынушылары

Р/с №

Атауы

2013 жылы газ тұтыну, млн. м3

1

"Соколов-Сарыбай кен-байыту өндірістік бірлестігі" АҚ

366

2

"ҚазТрансОйл" АҚ

143

3

"Қазазот" ЖШС

119

4

"Қазфосфат" ЖШС

103


      Дереккөз: Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігі

      Халық және коммуналдық-тұрмыстық тұтынушылар. Халық пен коммуналдық-тұрмыстық кәсіпорындардың тауарлық газды тұтынуы 2013 жылдың қорытындысы бойынша 3,2 млрд. м3 құрады. Бүгінгі күні қалыптасқан газ тасымалдау инфрақұрылымына байланысты тауарлық газға еліміздің 9 өңірінің тұрғындары ғана қол жеткізе алады, бұл ретте бірқатар газдандырылған облыстарда тауарлық газ тек облыс орталықтарына және салыстырмалы ірі қалаларына жеткізіледі.

      Қазақстанда халық пен коммуналдық-тұрмыстық кәсіпорындардың орталықтандырылған газбен жабдықтауға қолжетімділігін қамтамасыз етудің ең жоғары деңгейі еліміздің батыс өңірлерінде байқалады, Атырау облысында - 79,9 % бастап, Маңғыстау облысында 96,4 % дейін жетеді. Өз кезегінде, оңтүстік өңірлерде (Алматы қаласын қоспағанда) газдандырудың төмен және орташа деңгейі (Алматы облысында - 19,1 % бастап, Жамбыл облысында - 63,4 % дейін) байқалады, ал Қазақстанның солтүстік (Қостанай облысын қоспағанда) және шығыс өңірлері газдандырылмаған.

      Осылайша, бүгінгі күні газдандырудың ең төмен деңгейі халық саны көп өңірлерде байқалады, бұл Қазақстан Республикасында тұрмыстық және коммуналдық-тұрмыстық тұтынушылар саны өсуінің едәуір әлеуетін білдіреді. Сонымен қатар тұтынушылардың бұл санаты газдандыру және тұтынушыларға қызмет көрсету жүйелері тұрғысынан капиталды көп талап ететінін және мемелекеттің оны әлеуметтік маңыздылығы тұрғысынан қарауы керек екенін атап өткен жөн.

      Көлік. Тұтынушылардың жоғарыда белгіленген дәстүрлі санаттарынан басқа, Қазақстанда соңғы жылдары тағы бір бағыт – көлікте тауарлық газды пайдалану дамыды. Қазіргі кезде республикада 11 автогаз толтыру компрессорлық станциясы (бұдан әрі – АГТКС) бар, олар автокөлікке сығымдалған табиғи газ құюға арналған. Бұл ретте олардың үшеуі 80-ші жылдары салынған, ал қалғаны 2010 жылы газ-моторлық отын нарығын дамыту жобасы шеңберінде пайдалануға берілген.4

      Нәтижесінде, 2013 жылы тауарлық газды көлікте тұтыну көлемі 11,3 млн. м3 құрады, ал ағымдағы жылы тағы да екі АГТКС пайдалануға берілгеннен кейін тұтыну өсімі 20 млн. м3 дейін болады деп күтілуде. Сығымдалған табиғи газбен жұмыс істейтін автокөлік саны қазіргі кезде шамамен 1015 бірлікті құрайды, оның ішінде автобустар – 520 бірлік, жүк автокөлігі – 83 бірлік, жеңіл автокөлік – 412 бірлік.

      Республикада мұнай өнімдерінің жекелеген түрлерінің орын алған және болжанатын тапшылығын, сондай-ақ көліктің экологиялық тазалығын және энергия тиімділігін арттыру бойынша міндеттерді ескере отырып, Қазақстан жуық арада газ-моторлық отын нарығын белсенді түрде дамытуды бастауы керек, ол үшін тиісті кешенді жоспарды әзірлеу және қабылдау қажет.

      ___________

      4 Газ-моторлық отын - сығымдалған мұнай, сұйытылған табиғи және сығымдалған табиғи газ.

      Тұтыну болжамы. Қазақстан Республикасын газдандырудың бас схемасында перспективада 2030 жылға дейін Қазақстан Республикасының өңірлерін газдандыру сценарийі негізінде есептелген газ тұтынудың үш сценарийі қарастырылған. 2030 жылдан кейін тауарлық газдың ресурстық базасын кеңейтуді көздейтін оны дамытудың бұрын белгіленген перспективаларын ескергенде, тұтынудың көрсетілген сценарийлері

      2050 жылға дейінгі перспективада қарастырылуы мүмкін.

      9-сурет. Қазақстан Республикасында 2050 жылға дейінгі перспективамен 2030 жылға дейін газ тұтынудың орташа жылдық көлемінің сценарийі (жер қойнауын пайдаланушылардың ЖҚжШ газды тұтынуын есептемегенде), млрд. м3

     


      Дереккөз: Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігі

      Қазақстанда газ-химия өнеркәсібін дамыту, Қазақстан Республикасының "жасыл экономикаға" көшуі шеңберінде газ генерацияларын жылдам дамыту бойынша бастамаларды іске асыру, сондай-ақ Қазақстан Республикасының халқын және коммуналдық-тұрмыстық тұтынушыларды газбен жабдықтаумен барынша қамту бойынша жоспарды іске асыру нәтижесі газ тұтынудың "оптимистік" сценарий болуы мүмкін. Бұл сценарий бойынша республикада тауарлық газды тұтыну ағымдағы деңгеймен салыстырғанда тиісінше 2,3 және 3,1 есе арта отырып, 2030 жылға қарай 25,5 млрд. м3 және 2050 жылға қарай 34,4 млрд. м3 құрайды.

      "Пессимистік" сценарий шеңберінде Қазақстан Республикасының аумағын газдандырумен қамтуды ағымдағы деңгейінде сақтау, Қазақстан Республикасының генерациялайтын қуат құрылымында газ генерацияларының, сонымен қатар газ-химия кәсіпорындарының шектеулі дамуының үлесі нұсқалары қарастырылған. Бұл жағдайларда 2030 жылы тұтыну көлемі жылына 14,3 млрд. м3, ал 2050 жылға қарай шамамен 19,9 млрд. м3 құрайды.

      Газдандырудың бас схемасында базалық ретінде тұтынудың "реалистік" сценарийі айқындалған, оған сәйкес 2020 жылға қарай республикада тауарлық газды тұтынудың күтілетін көлемі шамамен 16,3 млрд. м3, ал 2030 жылға қарай 18,1 млрд. м3 құрайды, бұл тұтынудың ағымдағы көлемінен тиісінше 50 % және 66 % жоғары. Бұл ретте, осы сценарийде ескерілген үрдістер 2030 жылдан кейін де сақталған жағдайда, 2050 жылға қарай газды тұтыну жылына 29,6 млрд. м3 деңгейіне жетеді деп күтілуде.

      "Реалистік" сценарий шеңберінде халықтың газды тұтынуының едәуір өсуі тұтынушылардың барлық санаттары бойынша күтілуде. Мысалы, қарастырылатын кезеңде анағұрлым қарқынды даму газ-моторлық отын нарығында күтіледі, ол ағымдағы сыйымдылығының жеткілікті төмендігімен де, оны дамыту бойынша жоспарланған ауқымды іс-шаралармен де байланысты. Нәтижесінде 2030 жылға қарай тауарлық газды көлікте пайдаланудың шамамен 0,5 млрд. м3 құрайтын 40 есе өсімі күтіледі.

      Өнеркәсіпте газды тұтыну газ-химялық кәсіпорындарды салу жобаларын іске асырумен, оның ішінде Атырау облысында интеграцияланған газ-химиялық кешенін, сондай-ақ Жамбыл облысындағы минералды тыңайтқыштар өндіру бойынша зауыт сияқты бірқатар өзге де ірі өнеркәсіптік кәсіпорындарды пайдалануға берумен байланысты болады. Нәтижесінде өнеркәсіптік тұтынушылар тауарлық газды 2030 жылға қарай 5,2 млрд. м3 деңгейінде тұтынады деп күтілуде.

      Тауарлық газды тұтынудың елеулі өсімі электр және жылу энергиясын өндіру секторында да күтіледі, ол энергетиканы дамытудың базалық сценарийінде 2030 жылға қарай шамамен 7,2 млрд. м3 құрайды. Бұл кезеңде № 2 Алматы жылу электр станциясын тауарлық газға5 ауыстыру жүзеге асырылады, бірқатар станциялар (Орал ГТЭС, Атырау облысындағы ықпалдастырылған газ химия кешенінің, Қандыағаш ГТЭС және тағы басқалар) пайдалануға беріледі, сондай-ақ БГҚ орната отырып, "МАЭК-Қазатомөнеркәсіп" ЖШС-нің қуатын техникалық қайта жарақтандыру жүзеге асырылады.

      Бұдан басқа, негізінен жеке қажеттіліктерді қамтамасыз ету үшін мұнай-газ кен орындарында (Қашаған, Теңіз және тағы басқалар) жаңа газ станцияларын іске қосу және қолданыстағыларын кеңейту күтілуде. Алайда, бұрын айтылғандай, станциялардың бұл санаттары бойынша тұтынылатын газ "жеке қажеттіліктер және шығасылар" санаты бойынша есептеледі және тауарлық газдың теңгеріміне қатыспайды. Нәтижесінде, газ генерациясының барлық түрлері бойынша станциялардың белгіленген қуаты жиынтығында 2030 жылға қарай 4,8 ГВт-тан 7,2 ГВт дейін құрайды.

      Өз кезегінде, коммуналдық-тұрмыстық кәсіпорындар мен халықтың газды тұтынуының өсуі Қазақстан Республикасын газдандырудың бас схемасында көзделген іс-шаралар кешенін іске асырумен байланысты, олар аяқталғаннан кейін 2030 жылға қарай тұтынушылардың осы санатының газды тұтынуы жиынтығында жылына 5,1 млрд. м3 деңгейінде деп күтіледі.

      _________

      5 № 2 Алматы жылу электр орталығын табиғи газға ауыстыру көмір күлі шығарындыларын жылына 5 мың тоннаға және күкірт оксидтерін жылына 18 мың тоннаға қысқартуға мүмкіндік береді

      Тауарлық газдың экспорты, импорты және транзиті

      Қазақстанның магистральдық газ құбырлары жүйесі арқылы тауарлық газды тасымалдаудың жалпы көлемі 2013 жылдың қорытындысы бойынша 121,2 млрд. м3 құрады, оның ішінде транзит шамамен 99,2 млрд.м3.

      10-сурет. Бағыттар бойынша газ тасымалдау көлемін бөлу, млн. м3

     


      Дереккөз: Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігі

      2008 - 2013 жылдар аралығындағы кезеңде Қазақстан Республикасында газ транзитінің құрылымы едәуір өзгерістерге ұшырады. Мысалы, 2009 жылы "Қазақстан – Қытай" магистральдық газ құбыры пайдалануға берілді, оның газ транзитінің көлемі 2013 жылы 23,5 млрд. м3 құрады. Сонымен қатар "Союз" МГҚ арқылы ресейлік газ транзиті артты. Ал екінші жағынан, "Орталық Азия – Орталық" МГҚ арқылы ортаазиялық газдың Ресейге транзитінің көлемі 2,6 есе қысқарды, ол түрікмен газының Қытайға жеткізілуінің қайта бағдарлануына байланысты.

      Қолдағы болжам бойынша алдағы перспективада ресейлік кен орындарында ішкі және сыртқы (бірінші кезекте Еуропалық) нарықтардағы сұранысқа қарағанда, газ өндіру тезірек артатын болады. Қосымша фактор ресейлік газдың болашақта Еуропаға жеткізілу көлемінің белгісіздігі болып табылады. Аталған үрдістер келешекте "Газпром" ААҚ сатып алатын ортаазиялық газды ресейлік газбен ауыстыру қажеттілігіне, соның салдарынан "Орта Азия – Орталық" МГҚ арқылы транзит көлемінің одан әрі қысқартуына әкелуі мүмкін.

      Сонымен қатар үшінші тармақтың және 8 компрессорлық станцияның құрылысы аяқталғанда "Қазақстан – Қытай" МГҚ қуаты жылына 55 млрд. м3 дейін артатыны күтілуде, осыған байланысты ортаазиялық газдың Қытайға транзиті жылына 50 млрд. м3 дейін артады. Бұдан басқа, ресейлік газ еуропалық нарықтан қытайлық нарыққа ішінара қайта бағдарланған жағдайда, Қазақстан географиялық артықшылықтарына байланысты Ресейден Қытайға газ транзитінің жолдарын мүдделі тараптармен пысықтауы қажет.

      Нәтижесінде, тауарлық газ транзитінің жиынтық көлемі Қазақстанда 2030 жылға қарай жылына шамамен 130 млрд. м3 құрауы мүмкін (Ресей газын Қытайға ықтимал транзитті есепке алмағанда), алайда бұл көрсеткішке қол жеткізу көбіне көрші елдердің газ нарығындағы жағдайға байланысты.

      11-сурет. Тауарлық газ транзитінің болжамы, млрд. м3

     


      Дереккөз: Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігі

      2013 жылдың қорытындысы бойынша тауарлық газдың экспорты ("Газпром" ААҚ-мен айырбастау операциялары аясында жеткізілетінін ескере отырып) 11,9 млрд. м3 құрады. Газ экспортының негізгі бағдарлары Ресей бағытына қарай "Орынбор – Новопсков" МГҚ, "Орта Азия – Орталық" МГҚ және "Бұхара – Жайық" МҚ болып табылады.

      6-кесте. Тауарлық газдың экспорты ("Газпром" ААҚ-мен айырбастау операцияларын ескере отырып), млрд. м3

Р/с №


2009 жыл

2010 жыл

2011 жыл

2012 жыл

2013 жыл

1

Барлығы

10,0

13,5

11,9

11,9

11,9

2

Ресей

10,0

13,5

11,8

11,6

11,7

3

Қырғызстан

0

0

0,1

0,3

0,2


      Дереккөз: Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігі

      Көлемнің жартысынан көбі (6,24 млрд. м3) Орынбор газ өңдеу зауытында Қарашығанақ шикі газынан шығарылған тауарлық газ. Оның шамамен 4,9 млрд. м3 газы Қазақстан Республикасының ішкі нарығына "Газпром" ААҚ-мен айырбастау операциялары арқылы Өзбекстан мен Түрікменстаннан оңтүстік өңірлерге, сондай-ақ Ресейден Қостанай облысына жеткізілген. Осылайша, Қазақстан газдың нетто экспорттаушысы болып табылады, ал айырбастау операциялары шегінен тыс импорт жоқ.

      Тауарлық газдың экспорты/импорты болжамы. Газды өндіру және пайдаланудың "прагматикалық" сценарийінің көрсеткіштері, сондай-ақ ішкі тұтынуды дамытудың келтірілген сценарийлері негізінде экспорттық-импорттық операцияларды дамытудың тиісті сценарийлерін қарастыруға болады.

      12-сурет. Ішкі тұтыну сценарийлері бойынша тауарлық газдың экспорты (+) / импорты (-) болжамы, млрд. м3

     


      Дереккөз: Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігі

      Қарастырылған нұсқалардың бәрінде газды ішкі тұтынудың күтілетін өсіміне байланысты газ жеткізу көлемін экспорттан ішкі нарық пайдасына қайта бөлу 2030 жылға дейінгі перспективада барлық сценарийлер үшін ортақ сипаттама болып табылады.

      Бұл ретте газ тұтынудың "реалистік" сценарийі бойынша экспорт үшін бос ресурстардың көлемі 2030 жылға қарай жылына 2,9 млрд. м3 аспайды, ал тұтынуды дамытудың "оптимистік" сценарийі кезінде республика 2025 - 2036 жылдар аралығында импортқа тәуелді болады. Бұл жағдайда мемлекет бүгіннен бастап қайта бағдарланатын газдың нақты көздерін айқындау мәселелерін және экспорттаушылар үшін табыстың тиісінше кемуінің орнын толтыру жолдарын пысықтауды бастауы қажет.

      Сұйытылған мұнай газын өндіру және өткізу

      2013 жылы республикада сұйытылған мұнай (көмірсутек) газының 2448,2 мың тоннасы өндірілді, ол 2012 жылғы көрсеткіштен 110,6 % құрады. Көрсетілген көлем Орынбор газ өңдеу зауытында "ҚазРосГаз" ЖШС үшін Қарашығанақ шикі газынан өндірілген сұйытылған мұнай газының 167,2 мың тоннасын қамтымайды.

      Қазақстанда сұйытылған мұнай газын өндіру үш мұнай өңдеу зауытында, сондай-ақ газ өңдеу зауыттарында және жер қойнауын пайдаланушылардың газды кешенді дайындау қондырғыларында жүзеге асырылады.

      13-сурет. Қазақстанда 2013 жылы сұйытылған мұнай газын өндіру, мың тонна



      Дереккөз: Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігі

      Теңіз газ өңдеу зауыты республикада сұйытылған мұнай газының ірі өндірушісі (Қазақстан Республикасында сұйытылған мұнай газы жалпы өндірісінің 70 % жуығы) болып табылады, оның өндіріс көлемі 2013 жылдың қорытындысы бойынша 353,3 мың тонна құрады.

      Жаңажол газ өңдеу зауыты 2013 жылы сұйытылған мұнай газын 233,2 мың тонна көлемінде өндірді, бұл ретте зауыттың 3-кезегін пайдалануға бергеннен кейін өндірістің жиынтық көлемі жылына 500 мың тоннаға жетеді. "Қазақ газ өңдеу зауыты" ЖШС-да сұйытылған мұнай газын өндіру 2013 жылдың қорытындысы бойынша 152,9 мың тонна құрады. Бұл зауыттың өңдеу қуатының жете жүктелмеуі Өзен және Жетібай кен орындарында газ өндірудің төмендеуімен байланысты.

      2013 жылы өндірілген сұйытылған мұнай газы көлемінің 70 %-ға жуығы (1725 мың тонна) экспортқа шығарылды, ал ішкі тұтыну 655 мың тонна құрады.

      14-сурет. Қазақстан Республикасында сұйытылған мұнай газын өндіру және пайдалану теңгерімі, мың тонна



      Дереккөз: Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігі

      Сұйытылған мұнай газын ішкі тұтынудың 48 %-дан астамын - халық және коммуналдық-тұрмыстық кәсіпорындар, 42 %-ға жуығын – өнеркәсіптік кәсіпорындар тұтынады, бұл ретте көлік шамамен 9 %-ын тұтынады. Сұйытылған мұнай газы газ-химия өндірісі үшін бағалы шикізат болғанымен, Қазақстанда көбіне отын ретінде пайдаланылатынын атап өту керек.

      Сұйытылған мұнай газын өндіру және өткізу болжамы. Сұйытылған мұнай газы мұнай мен газды өңдеудің ілеспе өнімі болып табылатындықтан, оны өндіру көлемі тауарлық газ бен мұнай өнімдерін шығару көрсеткіштеріне тікелей байланысты. Қазақстанда мұнай өңдеу бөлігінде 2017 жылға қарай үш мұнай өндеу зауытын жаңғыртуды аяқтау күтілуде, соның нәтижесінде олардың жобалық қуаты жылына 18,5 млн. тоннаға дейін артады, ал сұйытылған мұнай газын өндіру жылына шамамен 1 млн. тонна құрай отырып, 2,8 есе өседі.

      Бұдан басқа, республикада күтілетін мұнай өнімдеріне сұраныстың одан әрі артуына байланысты Шымкент мұнай өңдеу зауытын кеңейту мәселесі пысықталуда, бұл перспективада 2025 – 2026 жылдардан бастап сұйытылған мұнай газының көлемін өндіруді арттыруға мүмкіндік береді. Газ өңдеу бөлігінде сұйытылған мұнай газын шығару көлемінің өсімі негізінен Қашаған кен орнында коммерциялық өндірудің басталуымен байланысты.

      Қазақстанның сұйытылған мұнай газын тұтыну секторында алдағы перспективада бірқатар жан-жаққа бағытталған үрдістер байқалады. Бір жағынан, Қазақстан Республикасының аумағын одан әрі газдандыру бойынша көзделген іс-шаралар нәтижесінде сұйытылған мұнай газы біртіндеп, ең алдымен, "халық" және "коммуналдық-тұрмыстық кәсіпорындар" санаты бойынша тауарлық газбен ауыстырылатын болады.

      Екінші жағынан, республикада іске асыру көзделген бірқатар газ-химиялық жобалар бар, олардың шикізатының негізгі түрінің бірі сұйытылған мұнай газ болып табылады. Мысалы, Атырау облысындағы интеграцияланған газ-химия кешені бойынша сұйытылған мұнай газын тұтынуды жылына 0,93 млн. тоннаға дейін жеткізу жоспарлануда.

      15-сурет. Қазақстан Республикасында 2030 жылға дейін сұйытылған мұнай газын өндіру және пайдалану болжамы, мың тонна



      Дереккөз: Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігі

      Осылайша, Қазақстан Республикасындағы сұйытылған мұнай газын өндірудің жиынтық көлемі өсетін болады және 2020 – 2030 жылдар кезеңінде жылына 3,4 – 3,6 млн. тонна деңгейінде тұрақтанады. Ұқсас жағдай сұйытылған мұнай газын пайдалану секторында да байқалатын болады, ол көрсетілген кезеңде жылына шамамен 1,7 млн. тоннаны құрайды. Нәтижесінде, сұйытылған мұнай газының экспорты 2030 жылға дейінгі кезеңде іс жүзінде бір деңгейде сақталатын болады – жылына шамамен 1,8 млн. тонна.

      Энергия үнемдеу және энергия тиімділігі

      Қазақстан өнеркәсібін дамытудың басым мақсаттарының бірі энергия үнемдеу және энергия тиімділігін арттыру болып табылады. Бұл ретте Қазақтан Республикасы Үкіметінің 2013 жылғы 29 тамыздағы № 904 қаулысымен бекітілген "Энергия үнемдеу-2020" бағдарламасында республиканың жалпы ішкі өнімінің энергия сыйымдылығын 2008 жылғы деңгейден 2020 жылға қарай 40 %-ға төмендету бойынша елеулі мақсаттар қойылған.

      Отын энергетикалық ресурстарды пайдалану және шығындар көлемін төмендету. Газ саласы Қазақстан Республикасында бастапқы энергияны жалпы пайдаланудың 2,2 %-ға дейінгі үлесі тиесілі энергетикалық ресурстардың ірі пайдаланушысы болып табылады, бұл оның субъектілеріне энергия тиімділігін арттыру бөлігінде белгілі бір міндеттемелер қояды.

      2013 жылы ЖҚжШ-да газ тасымалдаушы және газ таратушы компаниялардың газды пайдаланудың жалпы көлемі шамамен 1,4 млрд. м3 құрады, бұл ретте электр энергиясын пайдалану шамамен 113 млн. кВт*сағ. құрады.

      Республиканың газ көлік жүйесінің ерекшелігі газ бен электр энергиясын пайдалануды айтарлықтай төмендету, сондай-ақ шығындар, оның ішінде газды тарату кезінде коммерциялық шығындар көлемінің қысқару мүмкіндігін айқындайды. Қазақстандық газ тасымалдау жүйесі ЖҚжШ-да газды пайдалану деңгейі бойынша оны тасымалдау және тарату кезінде ТМД елдерімен салыстыратындай деңгейде.

      7-кесте.ТМД елдерінде ЖҚжШ-да газды пайдалану, %

Р/с

Ел

Магистральдық газ құбырлары

Газ тарату жүйелері

1

Армения

3,5 %

2,0 %

2

Молдова

0,2 %

4,9 %

3

Өзбекстан

2,1 %

2,4 %

4

Қазақстан

1,0 %

2,3 %


      Дереккөз: INOGATE (ITS) техникалық хатшылығы және Баку бастамасын және Шығыс әріптестігінің энергетикалық мақсаттарын қолдаудың кешенді бағдарламасы

      Дегенмен соңғы жылдары іске қосылған "Қазақстан – Қытай" МГҚ, қоспағанда, магистральдық газ құбыры жүйесі негізгі жабдықтың (компрессорлық агрегаттардың) айтарлықтай тозуымен, оның төмен пайдалы әрекетінің коэффициентімен және соның салдары ретінде газ бен электр энергиясын пайдаланудың жоғары үлесімен сипатталады.

      Соңғы жылдары жалпы сала бойынша энергия ресурстарын пайдалану мен шығындар көлемінің төмендеу үрдісі байқалады. Электр энергиясы бойынша оны пайдаланудың тұрақты төмендеуі, оның ішінде энергияны үнемдеу бойынша жүргізіліп жатқан іс-шаралар есебінен байқалады. Осылайша, 2010 – 2013 жылдар кезеңінде Қазақстан Республикасында электр энергиясын үлестік пайдалану кемінде 9 %-ға төмендеді. Өз кезегінде, газ бойынша Қазақстанда газ тасымалдау жүйесіндегі ЖҚжШ-да тұтынудың төмендеуі көрсетілген кезеңде 2 %-ды құрады.

      Электр энергиясы мен газды пайдаланудың қол жеткізілген төмендеу деңгейлері шекті болып табылады. Газ тасымалдау жүйесінде электр энергиясын пайдалану бөлігінде оны 10 %-ға дейін төмендету, бірінші кезекте, энергия тиімді жарықтандыруды енгізу, электр қабылдағыштардың (қолданыстағы компрессорлық станциялардағы газды әуеде салқындату аппараты, катодты қорғау станциялары, қосалқы жүйелер сорғыштары және тағы басқа) бір бөлігін ауыстыру және жаңғырту есебінен төмендету мүмкіндіктері бар.

      Газды пайдалану бөлігінде ЖҚжШ-да оны пайдалануды газ айдайтын агрегаттарды жаңғырту бойынша іс-шаралар, жөндеу жұмыстары кезіндегі улы газ көлемін төмендету және компрессорлық станциялар жұмысын оңтайландыру есебінен "Интергаз Орталық Азия" АҚ-ның магистральдық газ құбырлары жүйесінде 5 – 6 %-ға төмендету мүмкіндігі бар.

      Газ тарату жүйелерінде ЖҚжШ-да газ пайдалануды, кемінде 10 %-ға, оның ішінде газ реттегіш орындарының бір бөлігін технологиялық параметрлерді есепке алу жүйелерімен жарақтандыру және бекіту және бекіту-реттеу арматурасын жаңғырту (шар крандарын орнату) бойынша іс-шаралар есебінен төмендету мүмкіндігі бар.

      ЖҚжШ-ға газ шығысын төмендетуден басқа республиканың газ тарату жүйелерінде газдың коммерциялық шығындарды төмендетудің айтарлықтай әлеуеті бар. Айталық, газды есепке алудың коммерциялық құралдарының кейбіреулерінде оны пайдалануды температуралық есепке алудың болмауы оны тұтыну көрсеткіштерінің төмендетілуіне әкеп соғады, ал түзету коэффициенттерінің қолданылуы оларды есептеу әдістемесінің жоқ болуына байланысты шектеулі болып табылады. Нәтижесінде газды есепке алмау көлемі таратушы газ желілерінде ЖҚжШ-да газды пайдаланудың жалпы көлемінің 10 %-ын құрауы мүмкін.

      Қалдық түтін газдарының энергиясын пайдалану. Газ саласындағы энергия тиімділігін арттырудың жекелеген бағыты газтурбиналық газ айдайтын агрегаттардан шығатын қалдық түтін газдарының энергиясын пайдалану болып табылады. Газ айдайтын агрегаттардың түтін газдарының жылуын пайдалануының негізгі бағыттары:

      1) жану камераларына баратын ауаны жылыту үшін түтін газдарының жылуын пайдалану;

      2) кәдеге жарату қазандықтарында су буын не ыстық суды алу үшін түтін газдарының жылуын пайдалану болып табылады.

      Ауаны жылыту "Интергаз Орталық Азия" АҚ-ның қолданылып жатқан газ айдайтын агрегаттардың бір бөлігінде жүзеге асырылды, бірақ қазіргі уақытта жылыту және ыстық сумен жабдықтау мұқтаждықтары үшін қалдық түтін газдарының жылуын кәдеге жарату жүйелері толығымен кәдеге жарату жүйесі құбырларының жоғары аэродинамикалық кедергісі мен оның газ айдайтын агрегаттарының пайдалы әрекет коэффициентінің төмендеуіне тигізетін әсеріне байланысты газ айдайтын агрегаттардың түтін шығару жолының газ мұржасынан демонтаждалған. Сонымен бірге аталған мәселенің техникалық шешімі бар, олар "Қазақстан-Қытай" магистральдық газ құбырының газ айдайтын агрегаттарында іске асырылды. "Қазақстан – Қытай" газ құбырының компрессорлық станцияларында жылыту мұқтаждықтары үшін жылу энергиясы мен ыстық сумен жабдықтаудың негізгі көлемі газ айдайтын агрегаттардың қалдық түтін газдарының энергиясынан шығарылады. Осыған байланысты Қазақстан Республикасының әрбір магистральдық газ құбыры бойынша аталған технологияны пайдалану орындылығын қарастырған жөн.

      Газ тарататын станцияларда шығару қысымының энергиясы. Магистральдық газ құбырларының ұзын жүйелері бар көптеген елдерде, оның ішінде Ресейде, Өзбекстанда және Украинада газдың артық қысымының энергиясы турбодетандерлік құрылғыларда электр энергиясын өндіру үшін пайдаланылады. Олардағы қысымды төмендету процесі пайдалы әрекет коэффициенті 80 % және одан жоғары ең жоғары механикалық энергия көлемін алуды қамтамасыз етеді.

      Қазақстанда 33-ке жуық газ таратушы станция бар, олар үшін кәдеге жаратушы турбодетандерлік құрылғыларды енгізу нұсқасы қарастырылуы мүмкін. Мұндай жағдайда ірі газ тарататын станцияларда артық қысым энергиясын пайдаланудың экономикалық әлеуеті 22,1 МВт-ға тең, ал жыл сайын электр энергиясын өндіру шамамен 180 млн. кВт*сағ. құрауы мүмкін.

      Сонымен қатар, турбодетандерлік құрылғыларды енгізу тәжірибесі Қазақстанның газ таратушы станцияларында дамымай отыр, себебі электр энергиясын өндіру тауарлық газды тасымалдау саласындағы табиғи монополиялар субъектілері үшін бейінді қызмет болып табылмайды, ал энергетикалық шығындар тасымалдау тарифінде есепке алынады. Осыған байланысты энергия тиімділігін арттыру үшін газ тасымалдаушы компаниялар электр энергиясын жеке қажетіліктері үшін пайдалану және бөгде тұтынушыларға жеткізуге арналған қалдықтарды қайта өңдейтін турбодетандерлік қондырғыларды орнату мүмкіндігін қарастыруы керек.

      2015 жылдың ортасына дейін "Энергия үнемдеу және энергия тиімділігін арттыру туралы" 2012 жылғы 13 қаңтардағы Қазақстан Республикасы Заңының талаптарына сәйкес отын энергиясы ресурстарының ірі тұтынушылары болып табылатын салалық барлық компаниялар бойынша энергетикалық аудиттер жүргізілуге тиіс. Энергетикалық аудиттер нәтижелері бойынша 5 жыл мерзімге энергия үнемдеу және энергия тиімділігі бойынша жоспарлар бекітілетін болады, олардың негізінде ЖҚжШ-да газ тұтынуды төмендету бойынша ұзақ мерзімді инвестициялық бағдарламалар қалыптастырылатын болады.

      Тұтастай алғанда, республика бойынша энергетикалық аудит нәтижелері бойынша анағұрлым ірі 30 өнеркәсіптік газ тұтынушы үшін газды үлестік тұтынуды төмендету бойынша ұзақ мерзімді жоспарлар айқындалуы және өнеркәсіпте газды үлестік тұтынуды төмендету жөніндегі жоспарлардың орындалуын мемлекеттік мониторингтеу жүйесі ұйымдастырылуы тиіс.

      Заңнамалық база, реттеу моделі және баға белгілеу жүйесі

      Қазақстанда газды өндіру және кәдеге жарату мәселелері "Жер қойнауы және жер қойнауын пайдалану туралы" 2010 жылғы 24 маусымдағы Қазақстан Республикасының Заңымен (бұдан әрі – Жер қойнауы туралы заң), сондай-ақ оны іске асыру үшін қабылданған бірқатар заңға тәуелді нормативтік құқықтық актілермен реттеледі. Осы заңның газ секторындағы мемлекеттік саясаттың жекелеген аспектілерін тікелей айқындайтын негізгі ережелері мыналар болып табылады:

      1. Газды алау етіп жағуға қойылған шектеу (авариялық жағдайды, ұңғымалар сынауды және технологиялық еріксіз жағуды қоспағанда).

      Осыған дейін айтылғандай, газ жағуға шектеу енгізілгеннен кейін газ өндіру көлемі тұрақты өсіп келе жатқанына қарамастан Қазақстанда жыл сайынғы жағылған газ көлемін 3,5-тен артық есеге қысқарту мүмкіндігі туды. Аталған көрсеткіштерге бұған дейін қолданылған "Мұнай туралы" 1995 жылғы 28 маусымдағы Қазақстан Республикасының Заңында көздеген газды кәдеге жарату бағдарламаларын жоспарлы іске асыру есебінен қол жеткізілді.

      Аталған тетікті енгізу және сынаудан өткізу кезеңінде газды кәдеге жарату нұсқаларын таңдау процесінде саясаттың жүйесіздігі мен мемлекеттің үйлестіруші рөлінің жеткіліксіздігі орын алды, осының нәтижесінде кен орындарының бірқатары бойынша көмірсутекті шикізатты пайдаланудың оңтайлы нұсқалары таңдап алынды. Осыған байланысты, Жер қойнауы туралы заңның қабылдануымен газды кәдеге жарату бағдарламалары өңдеуді дамыту бағдарламаларымен алмастырылды.

      Сонымен бірге, қазіргі кезге дейін кейбір кен орындары бойынша газды кәдеге жаратудың ескі бағдарламаларын жүйелі түрде ұзарту орын алып отыр, бұл осындай жер қойнауын пайдаланушылардың тарапынан тиімді іске асыру туралы сөз қозғауға мүмкіндік бермейді.

      2. Жер қойнауын пайдаланушылардың газ өңдеуді дамыту бағдарламаларын әзірлеу және іске асыру бойынша міндеті.

      Газды кәдеге жарату бағдарламаларының орнына келген аталған тетік жер қойнауын пайдаланушылардың назарын олар өндіретін газды өңдеу мен сату көлемін жоғарылатуға шоғырландыру арқылы газды тиімді пайдалану саласындағы мемлекеттік саясатты нақтылады.

      Сонымен бірге, бүгінгі күні жер қойнауын пайдаланушылардың өндірістік процестерінің энергия тиімділігін арттыру және нәтижесінде жер қойнауын пайдаланушылардың өз қажеттіліктері үшін шикі және тауарлық газды пайдалануының қысқаруы мәселесі шешімін таппай отыр.

      3. Жер қойнауын пайдалану келісімшартында өзгеше белгіленбеген жағдайда, мемлекеттің ілеспе газға меншік құқығын бекіту.

      Жер қойнауы туралы заң қолданысқа енгізілгенге дейін жасалған жер қойнауын пайдалану жөніндегі барлық келісімшарттар бойынша ілеспе газға меншік құқығы жер қойнауын пайдаланушыларға тиесілі екенін атап кеткен жөн. Өз кезегінде, қазіргі кезде жаңадан жасалатын келісімшарттар бойынша мемлекетке меншік құқығын бекіту жөнінде бірыңғай саясат жоқ, бұл бірінші кезекте, аталған құқықты практикада іске асыру мәселелерімен байланысты.

      Қазақстанда 2012 жылғы 12 қаңтарда "Газ және газбен жабдықтау туралы" Қазақстан Республикасының Заңы (бұдан әрі – Газ туралы заң) қабылданды, онда тәуелсіз Қазақстан тарихында алғаш рет заңнамалық деңгейде тауарлық, сұйытылған мұнай және сұйытылған табиғи газды тасымалдау, тарату, тұтыну, сондай-ақ бөлшек және көтерме саудада сату мәселелері реттелді.

      Газ туралы заңды әзірлеу кезінде аумағының үлкен және экономикалық белсенділігі тығыздығының төмен болуына байланысты Қазақстан үшін көлемді инфрақұрылымдық жобалардың аса төмен инвестициялық тартымдылығы тән болатыны назарға алынды, оларға өзгелермен қатар газ тасымалдау және газ тарату желілерін салу мен жаңғырту да жатады.

      Аталған проблеманы шешу үшін Газ туралы заңмен газ және газбен жабдықтау саласындағы ұлттық оператор институты енгізілген болатын, оның негізгі мақсаты шикі және тауарлық газды ішкі нарықта және экспортқа қайта сату жолымен оны жер қойнауын пайдаланушылардан сатып алу, сондай-ақ сатудан түскен қаражатпен Қазақстан Республикасын газдандырудың бас схемасы шеңберінде газ тасымалдау және газ тарату желілерін жаңғырту мен дамыту жобаларын қаржыландыру болып табылады.

      Сонымен бірге, Заңмен ұлттық оператордың мемлекеттің айрықша құқығы шеңберінде жер қойнауын пайдаланушылардан газды сатып алу бағаларын, сондай-ақ ішкі нарықта тауарлық және сұйытылған газды көтерме саудада сату бағаларын мемлекеттік реттеу енгізілді, олар ұлттық операторды қажетті пайдамен қамтамасыз етуге тиіс болатын. Алайда практикада газға баға белгілеу жүйесі бүгінгі күні оны енгізу кезінде күтілген нәтиже берген жоқ, бұл мынадай жағдайларға байланысты.

      Біріншіден, Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2012 жылғы 29 шілдедегі № 884 қаулысымен бекітілген Ішкі нарықта тауарлық және сұйытылған мұнай газын көтерме саудада өткізудің шекті бағаларын айқындау қағидаларында шекті бағаларды белгілеу кезінде рентабельділік нормаларын енгізу қажеттігінің көзделуі мән-жайына қарамастан, бүгінгі күні іс жүзінде көтерме саудада сату ұлттық оператордың қажетті табыстылығын қалыптастырмай жүзеге асырылады. Екіншіден, "Табиғи монополиялар және реттелетін нарықтар туралы" Қазақстан Республикасының Заңы шеңберінде газға бөлшек сауда бағаларын мемлекеттік реттеудің қолданыстағы тетігі нарықтық конъюнктураның тиісті өзгеруі кезінде газ бағаларының деңгейін жедел өзгертуге мүмкіндік бермейді, бұл газды залалды сату жағдайына әкеп соғады.

      Бұдан басқа, Қазақстан Республикасында газға баға белгілеуді мемлекеттік реттеу жүйесінің маңызды кемшілігі газға деген сұраныс пен ұсыныстың маусымдық ауысуын есепке алудың жоқтығы болып табылады, ол қысқы от жағатын маусымда тұрақты газ жеткізуді қамтамасыз етуге, сондай-ақ газды пайдаланудың әркелкілігін тегістеуге мүмкіндік беретін еді. Барлық аталған мән-жайлар Қазақстан Республикасында газға баға белгілеу жүйесін тез арада жетілдірудің, сондай-ақ ұлттық оператордың қызметін қаржылық қамтамасыз етудің қосымша нұсқаларын әзірлеу қажеттігін көрсетеді.

      Газ туралы заңның тағы бір жаңалығы газ және газбен жабдықтау саласындағы әріптестік (бұдан әрі - МЖӘ) институты болды, ол мемлекетке тиесілі ілеспе газды не осындай газды кәдеге жаратуға байланысты проблемаларды жою мақсатында жер қойнауын пайдаланушылар мемлекет меншігіне беретін ілеспе газды тиімді пайдалану мәселесін шешуге міндетті.

      Алайда бүгінгі күні аталған тетік практикада іс жүзінде қолданылмайды, өйткені жұмыс істеп жатқан кен орындары бойынша оны қолдану әлеуеті газды жасырын жағуды анықтау жағдайларымен шектелген, олар үшін Қазақстан Республикасының заңнамасында МЖӘ-келісім жасасқан кезде тиісті айыппұл санкцияларын қолданбау мүмкіндігі көзделмеген. Осыған байланысты, мемлекет жақын арада қалыптасқан жағдайдан шығу жолдарын табуы және газ және газбен жабдықтау саласында МЖӘ тетігінің тиімді жұмыс істеуін қамтамасыз етуі қажет.

      Сұйытылған мұнай газы бөлігінде Газ туралы заңда уәкілетті органның сұйытылған мұнай газы көлемін өндірушілерден газ желілері ұйымдарына "әлеуметтік баға" бойынша тікелей тарату тетігі көзделген. Сұйытылған мұнай газына орта мерзімді кезеңде "төмен" көтерме сауда бағаларының сақталуы орынды болып табылады және тауарлық газ нарығымен ұқсастық бойынша нарықтың шағын болуы себебінен инфрақұрылымды жаңғырту мен дамытуға инвестициялардың төмен тартымдылығына байланысты.

      Сонымен қатар, ішкі нарыққа "әлеуметтік газды" жеткізудің қолданылып жүрген тетігінің бірқатар маңызды кемшіліктері бар. Біріншіден, осындай газ барлық аккредиттелген газ желісі ұйымдарына олардың инфрақұрылымды жаңғырту мен дамыту бойынша жобаларды іске асыруына қарамастан таратылады. Нәтижесінде көптеген газ желісі ұйымдары қосымша алатын табыстарын инфрақұрылымға жұмсамайды.

      Екіншіден, газ желісі ұйымдары үшін "әлеуметтік газды" қоспағанда, сұйытылған мұнай газының экспорты рұқсат етілген, алайда практикада уәкілетті органның жеңілдікті сұйытылған мұнай газын заңсыз шығаруды болдырмауға мүмкіндік беретін тиімді тетіктері жоқ. Үшіншіден, жеткізу жоспары шеңберінде сұйытылған мұнай газын тарату тетігі газ желісі ұйымдарының өтінімдері негізінде ашықтығының төмен болуымен сипатталады және тиісті өңірдің сұйытылған мұнай газына деген қажеттігін шынайы бағалауға мүмкіндік бермейді.

      Аталған тетік уақытша шара ретінде тапшы нарықтар үшін орынды болып табылады, алайда қазақстандық сұйытылған мұнай газы нарығы профицитті болып келеді. Осыған байланысты, республикада ішкі нарыққа сұйытылған мұнай газын жеткізу жүйесін жетілдіру қажеттігі бар.

2. Әлемдік практиканың оң тәжірибесін шолу

      Жаһандық трендтерге шолу. Қазіргі уақытта әлемде пайдаланылатын энергия ресурстарының шамамен 85 %-ы қазбалы отын түрлеріне келеді, бұл ретте газға шамамен 24 % келеді, бұл жылына шамамен 3,35 трлн.м3 сай келеді. Перспективада қолда бар болжамдардың басым бөлігіне сәйкес әлемдік энергия теңгеріміндегі газдың рөлі арта түсетін болады, бұл оның жоғары экологиялылығына да, осы энергия тасымалдауыш қорының салыстырмалы түрде көп болуына да байланысты.

      Тауарлық газды негізгі әлемдік өндірушілер Америка Құрама Штаттары ( бұдан әрі - АҚШ) және Ресей болып табылады, оларға жиынтығында жылына шамамен 1,3 трлн.м3 немесе тауарлық газдың жалпы әлемдік көлемінің 38 %-ынан астамы тиесілі.

      16-сурет. Тауарлық газды өндірудің әлемдік көлемдері, млрд. м3

     


      Дереккөз: Халықаралық энергетика агенттігі

      Бұл ретте, АҚШ-та дәстүрлі газ өндіру бойынша шығарылатын қуатты белсенді түрде өңделетін қатпарлы газдың кен орындарымен кең көлемді алмастыру байқалуда. Мұндай кен орындарының ерекшелігі қолда бар газ ресурстарын болжаудың өте төмен дәлдігі, сондай-ақ алғашқы пайдалану жылдарында ұңғымалар дебитінің айтарлықтай (80 %) төмендеуі болып табылады, бұл ұңғымалар қорын тұрақты жаңарту қажеттігі мен өндіру көлемі тұрақсыздығының жоғары тәуекелдерін тудырады.

      Әлемдік газ өндірудің ұзақ мерзімді перспективада теріс әсер ететін және көбінесе отынның қазып алынатын түрлеріне тән негізгі фактор өндірудің энергия тиімділігінің төмендеуі болып табылады. Әр жыл сайын газдың жоғары рентабельді қорлары азаюда, әр шартты отын тоннасын өндіруге энергияның көп мөлшерін жұмсау талап етілуде. Осы тұрғыдан алғанда, энергетикалық тиімділік көрсеткіштерінің өте төмендігімен сипатталатын қатпарлы газ қорын пайдалану жаһандық энергия тапшылығының тағы бір қадамы болып табылады.

      Екінші жағынан, Жердегі халық санының өсу қарқынының төмендеуіне қарамастан, энергия тасымалдауыштарға, оның ішінде газға деген әлемдік сұраныстың ұлғаю ағымы сақталып отыр.

      17-сурет. Экономика секторлары бойынша тауарлық газға әлемдік сұраныстың болжамы, млрд. м3

     


      Дереккөз: Халықаралық энергетика агенттігі

      Қолда бар болжамдарға сәйкес газға деген сұраныс өсуінің елеулі серпіні электр энергиясын өндіру секторында күтіледі, ал газды әлемдік пайдалану өсуінің негізгі қозғаушы күштері ретінде Оңтүстік Шығыс Азия (бірінші кезекте Қытай) және Таяу Шығыс елдері аталады. Сонымен қатар, әлемдік экономикадағы дағдарыс белгілерінің сақталуы, сондай-ақ қолжетімді газ қоры көлемінің бірте-бірте азаюы перспективада осындай болжамдарды теріс жағынан қайта қарау қажеттілігіне әкеп соғуы мүмкін.

      Қазақстандық газды өткізудің сыртқы нарықтарына шолу. Осыған дейін айтылғандай, қазіргі кезде қазақстандық газды өткізудің жалғыз сыртқы нарықтары Ресей мен Қырғызстан болып табылады. Бұл ретте Қырғыз Республикасы қазақстандық газды ішкі пайдалану үшін аз көлемде импорттаса, Ресей оны одан әрі сату мақсатында алады. Жеткізілімдердің аталған схемасы кеңестік газ тасымалдау инфрақұрылымы шеңберінде тарихи қалыптасқан және Ресей Федерациясында "Газпром" ААҚ-ның бірыңғай экспорт каналының болуымен байланысты.

      Сонымен қатар, қазіргі уақытта Еуразиялық экономикалық одақтың дамуы шеңберінде бірыңғай энергия нарықтарын құру мәселелері пысықталуда, бұл перспективада Қазақстан үшін еуропалық газ нарықтарына шығу мүмкіндігін ашуы мүмкін. Бұдан басқа, "Бейнеу – Бозой – Шымкент" МГҚ құрылысы аяқталғаннан кейін республиканың Қазақстан Республикасының батыс өңірлерінен "Қазақстан – Қытай" МГҚ арқылы Қытайға газ жеткізу мүмкіндігі пайда болады.

      Осыған байланысты, сондай-ақ өзге бағыттар бойынша газ тасымалдау инфрақұрылымы дамуының төмен ықтималдылығын есепке ала отырып, Қазақстан үшін Еуропа6, Ресей және Қытай нарықтарын одан әрі дамыту перспективаларын талдау өзекті болып табылады.

      Еуропада тауарлық газды пайдалану дағдарыс кезеңіне дейінгі соңғы екі онжылдықта жылына орташа есеппен 2,4 %-ға өсті, бұл оның одан әрі ұзақ мерзімді өсуін күттірді. Сонымен бірге, 2009 жылы әлемдік қаржы дағдарысының басталуымен сұраныс 5,6 %-ға, 2010 жылы - 7,4 %-ға қысқарды. Сол жылы еуропалық газ тұтынудың шыңы болды, оның жиынтық көлемі 560,4 млрд. м3 құрады.

      Одан әрі еуропалық газ нарықтарын тоқырау күтті: 2013 жылғы қорытындылар бойынша газ тұтыну көлемі 503,2 млрд. м3 деңгейінде болды. Бұл ретте аталған тренд ұзақ мерзімді сипатқа ие және дағдарыстан кейінгі экономиканың дамуының қалпына келуіне, электр энергиясына сұраныстың аздығына, энергия тиімділігінің өсуіне, сондай-ақ жаңартылатын энергия көздері мен көмір генерациялары үлесінің артуына байланысты.

      Сонымен қатар, Еуропада газ өндіру 2004 жылы шарықтау шегіне жетіп, жылына 310 млрд. м3 құрады, осыдан кейін тұрақты төмендеу байқалды, 2011 жылдың өзінде-ақ ол 30 %-ды құрады, бұл ең алдымен, Ұлыбританиядағы өндірудің төмендеуіне байланысты. Халықаралық энергетика агенттігінің болжамдары бойынша келешекте 2020 жылға дейін Еуропада газ өндірудің тағы 40 млрд. м3 төмендеуі күтілуде, алайда оның орны жаңа теңіз кен орындарының өндірілуімен ішінара толтырылуы мүмкін.

      Еуропаға газды негізгі импорттаушы Ресей болып табылады, оның үлесі еуропалық газ нарығында шамамен 30 %-ды құрайды (161,5 млрд. м3). Алайда энергия жеткізілімдерінің қауіпсіздігіне қол жеткізу мақсатында Еуропа елдері газ импортын әртараптандыру бойынша саясатты, соның ішінде Таяу Шығыс, Солтүстік Африка және перспективада Солтүстік Америка елдерінен сұйытылған табиғи газ жеткізілімдерін ұлғайту арқылы жүргізеді. Орта мерзімді перспективада Еуропаға ресейлік жеткізілімдердің айтарлықтай орнын ауыстыру мүмкін болмайды, алайда газға еуропалық сұраныстың төмендеуі мен импортты әртараптандыруға ұмтылыс аясында олар қысқаруы мүмкін.

      Бұл ретте, Ресейдің өзінде, газ өндірудің белгіленген төмендеу үрдістеріне қарамастан, таяу перспективада газды өндіру ішкі және сыртқы нарықтардағы газға деген сұраныстан асатын деңгейге дейін өсетін болады. Қолдағы бағалау бойынша 2017 жылға қарай Ресей өндірудің жиынтық деңгейін 26 %-ға өсіруі мүмкін, бұл жылына шамамен 850 млрд. м3 құрайтын болады. Бұл ретте ішкі пайдалану көлемі көрсетілген кезеңге қарай, ең дұрысы 460 млрд. м3 аспайтын болады. Осылайша, Ресейде газдың таратылмаған елеулі қорлары пайда болуы мүмкін, бұл оның ортаазиялық елдерден импортын одан әрі қысқартуға әкеп соғуы мүмкін.

      Өз кезегінде, бүгінгі күні сарапшылардың көпшілігі Қытайды алдағы болашақта тауарлық газға сұраныс өсімінің негізгі әлемдік "қозғаушы күші" ретінде болатынын мәлімдеді. 2013 жылы Қытайда газды тұтыну шамамен 170 млрд. м3 құрады. Бұл ретте Қытай билігі 2020 жылға қарай газ тұтыну жылына кемінде 420 млрд. м3 өсетінін күтуде.

      Қытайда 2013 жылдың қорытындылары бойынша газды жеке өндіру 120,9 млрд. м3 құрады және оның өсу үрдісі песпективада, бірінші кезекте, елдің солтүстік-шығыс аудандарының кен орындарын өндіру есебінен сақталады. Бұдан басқа, 2020 жылға қарай Қытай жылына 30 млрд. м3 қатпарлы газ өндіру мақсатын қойып отыр.

      Елде қосымша мынадай импорт көздері іске қосылатын болады: Түрікменстаннан (80 млрд. м3), Мьянмадан (12 млрд. м3), Ресейден (68 млрд. м3) құбырлық газ, сондай-ақ Таяу Шығыстан, Аустралиядан, Индонезиядан және басқа елдерден сұйытылған табиғи газ жеткізілімдері (120 млрд. м3). Нәтижесінде Қытайда газдың жиынтық ұсынысы 470 млрд. м3 жетеді және газға деген бүкіл перспективалық сұранысты жабатын болады.

      Бұл жағдайда, Қазақстан бірінші кезекте тауарлық газды ішкі пайдалануды дамыту және қазақстандық өндірушілердің газ жеткізуі үшін өз нарығын тартымды етуі қажет. Өз кезегінде, тауарлық газдың артық көлемі қолда бар өткізу нарықтарының сыйымдылығымен салыстырғандағы олардың елеусіздігіне байланысты тиісті кезеңде аса тиімді бағыт бойынша экспортталуы мүмкін.

      __________

      6 ЭЫДҰ-ға кіретін Еуропа елдері

      Саланы реттеу модельдерін шолу. Шет елдерде газ саласын реттеу оның әрбір нақты мемлекетте даму деңгейімен салыстырғанда айтарлықтай өзгешеленеді, ол мынадай факторлармен анықталатын болады:

      1) газ тасымалдау инфрақұрылымының даму деңгейі;

      2) нарық көлемі, газ көздерінен алшақтық, тұтынудың шоғырлануы, төлем қабілеті бар сұраныстың болуы;

      3) өзге энергия тасымалдағыштармен бәсекелестік (көмір, мазут);

      4) саяси және басқа да факторлар.

      Бұл ретте газ нарығы дамып келе жатқан елдерге (Индонезия, Малайзия, Мексика, ТМД елдері және басқаларына) мынадай ерекшеліктер тән:

      1) барлық салаға елеулі әсер ететін және нарықта қомақты үлес алатын мемлекеттік тігінен ықпалдастырылған компания бар;

      2) мемлекеттік компания газ өндіру сегментінде ауқымды және (немесе) тәуелсіз өндірушілерден газ сатып алуды жүзеге асырады;

      3) газды тасымалдау мен тарату көбінесе мемлекеттік компанияның монополиясында болады, үшінші тұлғалар үшін тасымалдау бойынша көрсетілетін қызметтерге қолжетімділікті шектеудің әрқилы түрлері байқалады;

      4) бір компания не компаниялар тобы шеңберінде газ тасымалдау бойынша көрсетілетін қызметтерді оны іске асыру қызметімен бірге көрсетуге рұқсат етіледі;

      5) тариф белгілеу мен баға белгілеуді реттеудің жоғары деңгейі байқалады.

      Өз кезегінде, газ нарығы дамыған елдерге (Германия, Ұлыбритания, Жапония және басқалары) мынадай ерекшеліктер тән:

      1) газды өндіру мен маркетингтеу сегментінде түрлі өндірушілер арасында бәсекелестік дамыған;

      2) газ тасымалдауға монополия көбінесе сақталады, алайда мемлекет газ тасымалдау жүйесіне кемсітпейтін қолжетімділікті белгілеуге ұмтылады;

      3) көбіне газ тасымалдау жөніндегі қызметті бөлшек және көтерме саудада өткізумен бірге атқаруға тыйым салынады;

      4) тариф белгілеу жүйесі ақпарат ашуды және кемсітушіліктің болмауын талап етеді.

      Іс жүзінде газ нарығы дамыған барлық елдерде саланың бастапқы дамуы мемлекетті газ өндіруді, тасымалдауды және өткізуді қамтитын монополиялық компаниялардың қолдауы арқылы жүзеге асырылғанын атап өту қажет. Кейіннен газ саласының дамуы шамасына және өткізу нарығының артуына қарай оны біртіндеп ырықтандыру және мемлекеттік тігінен ықпалдастырылған компания ықпалын қысқарту жүргізілді.

      Осылайша, мемлекеттік тігінен ықпалдастырылған компания (ұлттық оператор) тетігі газ саласын дамытудың бастапқы кезеңдерінде анағұрлым тиімді болып табылады, бұл бірінші кезекте, инфрақұрылымға күрделі капитал салымдарымен, инвестициялық жобалардың өтемділігінің ұзақ мерзімімен және газ нарығының дамымағандығымен байланысты. Бұл тәсіл Қазақстанда қабылданған "Газ және газбен жабдықтау туралы" Қазақстан Республикасы Заңының аясында өзінің заңды көрінісін тапты.

      Газ-моторлық отынның әлемдік нарығы. Әлемде газ-моторлық отынның негізгі түрі сұйытылған мұнай газы және сығылған табиғи газ болып табылады. Бұл ретте табиғи газ 2010 жылы газ-моторлық отын нарығының көшбасшысы болды: сығылған газға сұраныс 34,3 млн. тонна шартты отынды, ал сұйытылған мұнай газына – 33,2 млн. тонна шартты отынды құрады. Сонымен қатар, соңғы жылдары сұйытылған табиғи газ отын ретінде, бірінші кезекте, теңіз, теміржол және ауыр жүктерді тасымалдайтын автомобиль көлігінде кеңінен пайдаланылуда.

      Әлемде тауарлық газды моторлық отын ретінде тұтыну соңғы онжылдықта 7 еседен аса өсті – 2003 жылы 5,4 млрд. м3-ден 2012 жылы 37 млрд. м3-ге дейін. Бұл ретте газ автомобильдерінің паркі 12 есе өсті:

      2000 жылы әлемде 400 мың автомобиль болса, 2012 жылы – 17,2 млн. бірлік болды.

      Бүгінгі күні көптеген әлемдік автоөндірушілер отынның аталған түрін пайдаланатын автомобильдерді (Audi, BMW, Ford, Honda, Kia, Mercedes-Benz, Toyota, Volkswagen және басқалар) сериялы түрде шығаруды жүзеге асыруда. Халықаралық газ одағының болжамына сәйкес газ баллонын пайдаланатын автокөліктің әлемдік паркі 2020 жылға қарай 50 млн. бірлік болса, 2030 жылға қарай 100 млн. бірліктен көп болады.

      Мұндай табысты серпін бірқатар факторларға байланысты, олардың арасында газдың жоғары экологиялық тазалығын, оны дәстүрлі жанар-жағармай материалдарымен салыстырғанда бәсекеге қабілеттігін және жоғары қауіпсіздігін атауға болады. Осыған байланысты газ-моторлы отын нарығы бар көптеген елдерде (80 ел) газды көлікте қолдануды ынталандырудың тиімді жүйесі әрекет етеді.

      Мысалы, Еуроодақта газ моторлы көлікке салық 1,5-2 есе төмендетілген, Римде баламалы отынмен жүретін көлік 3 жыл салық төлеуден босатылған. Францияда муниципалдық автобустарда және қоқыс жинайтын автомобильдерде мұнай отынын пайдалануға тыйым салынған, ал Италияда сығылған газ құю үшін модулі жоқ автомай құю станцияларын салуға тыйым салынған, ал АҚШ-та жылжымалы құрамды жаңарту кезінде бюджеттік ұйымдардың газбаллон автомобильдерін міндетті түрде сатып алуы белгіленген.

3. Тұжырымдаманың мақсаты мен міндеттері

      Осы Тұжырымдаманың мақсаттары:

      1. Қазақстан Республикасының энергетикалық және экологиялық қауіпсіздігін қамтамасыз ету;

      2. Қазақстан Республикасының аумағында тұтынушылардың барынша қомақты бөлігін үздіксіз және экономикалық тиімді газбен қамтамасыз ету үшін жағдай жасау және республиканың отын-энергетикалық балансындағы газ үлесін ұлғайту;

      3. Газ пайдаланудың тиімділігін арттыру үшін жағдай жасау және қосылған құны жоғары газ-химиялық өнеркәсіп өнімдерін өндіру.

      Тұжырымдаманың мақсатына қол жеткізу үшін мынадай негізгі міндеттерді шешу көзделеді:

      1) Ресурстық базаны жылдамдату және геологиялық барлау жұмыстарының тиімділігін арттыру арқылы кеңінен өндіру;

      2) Газ өңдеу қуаттарын жаңғырту және кеңейту, ілеспе және табиғи газдың барлық бағалы құрамдастарын кешенді алу және пайдалану;

      3) Ішкі нарыққа және экспортқа шығару үшін Тауарлық газ бен газ химия өнімдерінің өндірісін ұлғайту;

      4) Газ тасымалдау инфрақұрылымының тиімділігін арттыру, жеткізудің құрылымы мен бағыттарын әртараптандыру үшін, оның ішінде тасымалдаудың жаңа технологиясын қолдана отырып дамыту;

      5) Газға ішкі сұранысты, оның ішінде тұтынушылардың жаңа санаттары бойынша ынталандыру;

      6) Ресурсты үнемдеу, газды үлестік тұтынуды және өнеркәсіптің барлық секторларында ысырапты қысқарту;

      7) Газ саласындағы жобалардың инвестициялық тартымдылығын артыру.

4. Іске асыру мерзімі және күтілетін нәтижелер

      Тұжырымдаманы іске асыру 3 кезеңге жоспарланады.

      Бірінші кезеңде (2015 – 2016 жылдар) дайындық іс-шаралары аяқталатын болады, газ саласының нормативтік құқықтық базасын жетілдіруді, Тұжырымдаманы іске асыру құрамдары болатын кешенді жоспарларды әзірлеуді және қабылдауды, сондай-ақ нәтижелері бойынша Қазақстанның өңірлерін газдандыру сценарийлерінің тиімділігі айқындалатын бірқатар пилоттық жобаларды іске асыруды қамтиды.

      Екінші (2017 – 2020 жылдар) және үшінші (2021 – 2030 жылдар) кезеңдер шеңберінде осы Тұжырымдамада және оны іске асыру үшін қабылданатын бағдарламалық құжаттарда көзделген барлық кешенді іс-шаралар іске асырылады. Осы кезеңдердің нәтижелері бойынша мынадай нысаналы көрсеткіштерге қол жеткізілетін болады:

      1. Ресурстық база:

      1) минералдық шикізат базасының орнын толтыруды қамтамасыз ету (газ қоры өсімінің деңгейі 2015 - 2030 жылдардағы кезеңде кемінде

      600 млрд. м3);

      2) Қарағанды көмір бассейнінде метан өндіру бойынша пилоттық жобаны іске асыру.

      2. Газ өндіру және пайдалану:

      1) газ өндіруді 2030 жылға қарай кемінде 59,8 млрд. м3 деңгейге жеткізу;

      2) тауарлық газды еркін тарату көлемін 2030 жылға кемінде

      21 млрд. м3 деңгейге жеткізу;

      3) сұйытылған табиғи газ өндірудің көлемін 2030 жылға қарай кемінде 370 мың тонна деңгейге жеткізу;

      4) газдан метанол, синтетикалық газойл, керосин, мұнай, парафин және майлар өндіру.

      3. Газды тасымалдау:

      2030 жылға қарай тауарлық газды магистральдық газ құбырлары арқылы тасымалдау көлемін жылына 140 млрд. м3, оның ішінде транзитті – жылына кемінде 120 млрд. м3 деңгейге (ішкі қолайлы факторлар болған жағдайда) жеткізу;

      "Интергаз Орталық Азия" АҚ магистральдық желісі арқылы:

      1) 2020 жылға ЖҚжШ-ға газды тұтынудың үлесін 2013 жылғы деңгейден 5 %-ға азайту;

      2) 2020 жылға қарай электр энергиясын үлестік тұтынуды 2013 жылғы деңгейден кемінде 10 %-ға азайту;

      Тарату желілері бойынша:

      1) 2020 жылға қарай ЖҚжШ-ға газды тұтынудың үлесін 2013 жылғы деңгейден 10 %-ға азайту;

      2) 2020 жылға қарай электр энергиясын үлестік тұтынуды кемінде 2013 жылғы деңгейден 10 %-ға азайту;

      3) газдың коммерциялық шығындар көлемін кемінде 50 %-ға азайту.

      4. Газдандыру және газды пайдалану:

      1) 2030 жылға қарай Қазақстан Республикасын газдандыру деңгейін кемінде 56 %-ға жеткізу (ағымдағы деңгейден 32 %);

      2) 2030 жылға қарай тауарлық газды ішкі пайдалану деңгейін жылына 18,1 млрд. м3 деңгейіне жеткізу, оның ішінде:

      жанармай-энергетикалық кешен – жылына 7,24 млрд. м3;

      өнеркәсіптік кәсіпорындар – жылына 5,23 млрд. м3;

      халық және коммуналдық-тұрмыстық кәсіпорындар – жылына 5,11 млрд. м3;

      3) халық пен коммуналдық-тұрмыс кәсіпорындары – жылына 0,5 млрд. м3.

      5. Газ шығару:

      1) 2030 жылға қарай кемінде 1700 МВт көлемде жаңа газ генерацияларын (ГТЭС және ҚБУ) енгізу;

      2) 2030 жылға қарай 980 МВт-ға газ шығаруды кеңейту;

      3) 2030 жылға қарай 947 МВт-ға газ шығаруды техникалық қайта жарақтау.

      6. Газ химиясы:

      1) 2030 жылға қарай газ-химия кәсіпорындарының тауарлық газды тұтынуын жылына кемінде 2,4 млрд. м3, пропанды – жылына кемінде 650 мың тонна, бутанды – жылына кемінде 440 мың тонна қамтамасыз ету;

      2) 2030 жылға қарай полипропиленді өндіру көлемін жылына 500 мың тоннаға дейін, полиэтиленді – жылына 800 мың тоннаға дейін жеткізу, сондай-ақ өзге газ-химия өнімін өндіруі.

      7. Газ-моторлық отын нарығы:

      1) 2030 жылы қоғамдық көлікте және жол-коммуналдық қызметтер көлігінде газды моторлық отын ретінде пайдалану деңгейін:

      Алматы және Астана қалаларында – кемінде 50 %-ға;

      облыс орталықтарда – кемінде 30 % -ға дейін жеткізу.

2. Газ секторын дамытудың негізгі қағидаттары мен жалпы тәсілдері

      1. Негізгі қағидаттар

      Осы Тұжырымдама елдің ұзақ мерзімді мемлекеттік даму саясатынан туындайтын мынадай қағидаттарға негізделеді:

      1) мемлекеттің тұрақты дамуына ықпал ететін құқық үстемдігі;

      2) елдің тұрақты дамуы үшін белсенді түрде жағдайлар жасаудан тұратын мемлекеттің үйлестіруші рөлі;

      3) ел экономикасының ұзақ мерзімді дамуын және инвестициялық ахуалдың қолайлылығын қамтамасыз ететін мелекеттік саясаттың дәйектілігі;

      4) елдің әлемдік нарықтарды бәсекеге қабілеттілігін қамтамасыз ететін әлемдік трендтерге сәйкестік.

      2. Жалпы тәсілдер мен іс-шаралар

      Осы Тұжырымдаманың міндеттеріне қол жеткізу мынадай іс-шаралар кешенін іске асыруға негізделетін болады.

      1. Ресурстық базаны кеңейтілген молайту бойынша міндеттерге қол жеткізу "минералдық-шикізат базасын дамыту" бағыты бойынша іс-шаралар кешенін іске асыру арқылы болжанады.

      Минералдық-шикізат базасын дамыту

      Бірінші кезеңде (2015 - 2016 жылдары) сектордың одан әрі тұрақты дамуы үшін реттеуші және нормативтік құқықтық база қалыптастырылатын болады. Атап айтқанда, мынадай мәселелер шешімін табады:

      1) геологиялық барлаудың инвестициялық тартымдылығын арттыру;

      2) көмір қабаттарының метанын барлау және өндіру жобаларын мемлекеттік қолдау (тиісті кешенді жоспарды қабылдау);

      3) газ және газбен жабдықтау саласындағы әріптестік институтын жетілдіру.

      Бұдан басқа, осы кезең аясында геологиялық барлау жұмыстарын қаржыландырудың көлемін және тиімділігін арттыру мәселесін пысықтау жоспарлануда. Ұйымдастырушылық сипатындағы іс-шаралар қатарынан ұлттық оператор базасында "ҚазМұнайГаз" ҰК" АҚ-ның газ және газбен жабдықтау саласындағы компаниялар тобының газ активтерін біріктіру қажеттігін атап өту керек.

      Бұған қоса, аталған кезең шеңберінде ұлттық оператор Қарағанды бассейнінде көмір метанын барлау және өндіру бойынша пилоттық жобаны іске асыруды бастайтын болады.

      Екінші кезең (2017 – 2020 жылдары) аясында газ кен орындарын, сондай-ақ көмір қабаттарындағы метан ресурстарын іздеу және барлау саласындағы ұлттық оператордың қызметін жандандыру жоспарлануда.

      Үшінші кезең (2021 – 2030 жылдары) аясында газға жасалған геологиялық барлау жұмыстарының нәтижелері бойынша Қазақстанда жаңа газ кен орындарының стратегиялық резервтерін құру мәселесі шешілетін болады.

      2. Төмендегі міндеттерге қол жеткізу:

      1) газ өңдеу қуаттарын жаңғырту және кеңейту, ілеспе және табиғи газдың барлық бағалы құрамдастарын кешенді алу және пайдалану;

      2) ішкі нарыққа және экспортқа шығару үшін тауарлық газ өндірісін және газ химия өнімін ұлғайту;

      3) газға, оның ішінде тұтынушылардың жаңа санаттары бойынша газға ішкі сұранысты ынталандыру міндеттеріне қол жеткізу "шығару және қайта өңдеу секторын дамыту", "газ генерациясын және газ химия өнеркәсібін дамыту" және "газ-моторлық отын нарығын дамыту" бағыттары бойынша іс-шаралар кешенін іске асыру арқылы болжанады.

      Өндіру және өңдеу секторын дамыту

      Қарастырылып отырған кезеңде газды өндіруді және өңдеуді дамытудың "прагматикалық" сценарийі нысаналы ретінде айқындалды. "Прагматикалық" сценарийдің оңтайлы сипаты Қазақстанның ресурстық қорының жылдам сарқылуынсыз елде мұнай өндірудің тиісті процесінің теңгеріміне негізделген газ өндіру параметрлерінің серпінді өсіміне байланысты. 2020 - 2030 жылдар аралығындағы кезеңде газ өндіру жылына шамамен 60 млрд. м3 деңгейінде тұрақталатын болады, ал 2030 жылдан кейін Қазақстанның газ өндіру деңгейі 80 млрд. м3 асатын әлемдік топ-20 құрамына енуі күтіледі.

      Өндірілген газды пайдалану бөлігінде таңдап алынған "прагматикалық" сценарий 2030 жылға дейінгі кезеңде осындай әдісті қолданудың тиімділігі дәлелденген кен орындарында кері айдау арқылы қабаттардың мұнай беруін арттыру процесінде айтарлықтай іске асырылуын көздейді. Өз кезегінде, 2030 жылдан кейін қазақстандық ірі кен орындарында сұйық көмірсутектерді өндіру көлемдерінің төмендеуіне қарай одан әрі өткізу мақсатында өңдеуге жіберілген газ үлесі артатын болады.

      Осылайша, 2020 - 2030 жылдар кезеңінде қазақстандық тауарлық газ ресурстары жылына шамамен 21-25 млрд. м3 деңгейінде шектелетін болады, алайда көрсетілген кезеңнен кейін тауарлық газ өндірісінің көлемі жылына 30-40 млрд. м3 дейін едәуір өседі деп күтіледі.

      "Өндіру және қайта өңдеу секторын дамыту" бағыты бойынша іс-шаралар кешені бірінші кезеңде (2015 - 2016 жылдары) мыналарды көздейді:

      1) көмірсутек шикізатын өндіруді және пайдалануды есепке алудың бірыңғай автоматтандырылған жүйесін құру;

      2) газды кері айдаудың қолданыстағы және жоспарланатын жобаларының негізделгендігіне және орындылығына бағалау жүргізу;

      3) газды кәдеге жарату бағдарламаларын ұзарту тәжірибесін аяқтау;

      4) жер қойнауын пайдаланушылар, газды қайта өңдеуші, газ-көлік және газ тарату ұйымдары тұтынатын шикі және тауарлық газ көлемін бірыңғай республикалық газ теңгеріміне қосу;

      5) ілеспе газ өңдеудің инвестициялық тартымдылығын арттыру;

      6) сұйытылған табиғи газ, синтетикалық мұнай өнімдері, метанол өндірісі бойынша зауыттар салу орынды болып табылатын кен орындарының тізбесін айқындау не оларды ұлттық оператордың газ жинау орталықтарына қосу;

      7) Қарағанды бассейнінде көмір қабаттарындағы метан өндіру бойынша пилоттық жобаны іске асыру.

      2-кезеңнің (2017 – 2020 жылдар) нысаналы іріктеп алынған кен орындарында сұйытылған табиғи газ, синтетикалық мұнай өнімдері, метанол өндірісі бойынша зауыттар салу орынды болып табылатын кен орындарының тізбесін айқындау немесе оларды ұлттық оператордың газ жинау орталықтарына қосу жобаларын іске асыру, сондай-ақ Қарағанды бассейнінде көмір қабаттарындағы метан қорларын ауқымды өнеркәсіптік әзірлеу мәселесінің пилоттық жобаларының нәтижелері бойынша шешім болып табылады.

      Бұдан басқа, екінші кезең аясында газ тарату станциялары мен АГТКС-да шағын және орташа қуатты сұйытылған табиғи газ өнідірісі бойынша зауыттардың құрылысы жөніндегі жобалар, сондай-ақ магистральдық газ құбырларынан алыс орналасқан АГТКС-те сұйытылған табиғи газ тасымалдау және қайта газдандыру жөніндегі жобалар іске асырылатын болады.

      Үшінші кезең (2021 – 2030 жылдары) аясында жаңа газ және газ конденсатының кен орындарын тарту мәселелерін, сондай-ақ "прагматикалық" сценарий аясында Қарашығанақ және Теңіз кен орындарының газ өңдеуді арттыру бойынша дайындық іс-шараларын пысықтау қажет болады.

      Газ генерациясын және газ-химия өнеркәсібін дамыту

      Аталған бағыттың бірінші кезеңінде (2015 – 2016 жылдары) Еуразиялық экономикалық одақ елдерінің бірлескен отын-энергетикалық теңгерімін әзірлеу, мүмкіндіктерді бағалау және ГТЭС жер қойнауын пайдаланушылардың ұлттық электр желілеріне қосылуын және олардың ең жоғары деңгейдегі жүктеме желілерінің орнын толтыруға қатысуын ынталандыру жөніндегі шараларды әзірлеу жоспарлануда. Бұған қоса, аталған кезең аясында қолданыстағы ГТЭС-дағы (бу циклі) шығарылған жылуды пайдалануды ынталандыру шараларын пысықтау жоспарлануда.

      Екінші кезеңде (2017 – 2020 жылдары) газ генерацияларының мынадай жұмыс жүйесін жасау жоспарлануда:

      1) ілеспе газды тұтынатын және желіні теңгерімдеуді толыққанды жүзеге асыра алмайтын газ жылу электр станциялары мен ГТЭС кен орындары жұмысының негізгі режимін сақтау;

      2) газ электр станциялары бөлігінің қуаты теңгеріміне қуаттың айрықша қорына ие жеке мұқтаждықтарды тарту.

      Тұтастай алғанда екінші және үшінші кезең аясында жаңа газ генерацияларын (ГТЭС және ҚБЦ) кемінде 1700 МВт дейінгі көлемде (тікелей кен орындарында) енгізу жоспарлануда, оның ішінде:

      1) Алматы қаласының көмір жылу электр станцияларын толығымен газға ауыстыру;

      2) қосылатын жаңартылатын энергия көздерінің қуатын және жүктеменің ауытқушылықтарын реттеу үшін ең жоғары деңгейдегі жүктемелі газ поршеньді электр станцияларын салу.

      Бұдан басқа, көрсетілген мерзімде газ генерацияларын 980 МВТ кеңейту, және 947 МВт көлемінде техникалық қайта жасақтау күтіледі. Жамбыл МАЭС-нің жүктемесін ұлғайту және "МАЭК-Қазатомөнеркәсіп" ЖШС-нің қуатын техникалық қайта жасақтау (ҚБЦ пайдалануға беру) анағұрлым маңызды болып табылады.

      Қосымша 2030 жылға дейін елді мекендердің және жылу электр станцияларының (мазутты алмастыру) қазандықтарының бір бөлігін табиғи газды сұйылту технологиясы арқылы газдандыру, көмір метанына генерацияны дамыту және биогаз қондырғыларымен бір кешенде шағын ГТЭС енгізу күтілуде.

      Үшінші кезең аяқталғаннан кейін атом-газ энергетикасына не жаңартылатын және газ энергетикасына көшу арқылы энергетиканы одан әрі дамыту сценарийін таңдау күтіп тұр.

      Газ-химия бөлігінде екінші кезең аясында Атырау облысындағы Интеграцияланған газ-химия кешенін пайдалануға беру, сондай-ақ "Тараз химия паркі" арнайы экономикалық аймағы құрылысының жобасын аяқтау жоспарланып отыр. Бұған қоса, алыс кен орындарында метанолды өндіру бойынша жобаларды іске асыру нәтижесінде олефиндерді, аз салмақты химия (дәмдеуіш қоспалар, консерванттар, антиоксиданттар, бояғыштар, кинофотоматериалдар және тағы басқалар), коррозия ингибиторлары, бектерицидтер – түрлі газ химия өнімдерін және жоғары қосылған құны бар басқа да өнімдерді өндіру үшін негіз қаланатын болады.

      Газ-моторлық отын нарығын дамыту

      Бірінші кезеңде (2015 – 2016 жылдары) газ-моторлық отын нарығын дамытудың кешенді жоспары дайындалып, қабылданады, оның шеңберінде өзгелермен қоса автомобиль, теміржол және теңіз көлігінде газды моторлық отын ретінде пайдалануға ауысуды ынталандыру шаралары пысықталатын болады:

      екінші және үшінші кезең аясында Қазақстан өңірлерінде газ-моторлық отынды көлік құралдарына құюға арналған көлікке май құю станциялары (модульдері) желілерінің құрылысы бойынша ауқымды жұмыстарды жүргізу жоспарланып отыр, сондай-ақ:

      1) жеңіл көлікті газ-моторлық отынға;

      2) қоғамдық көлікті, жол-коммуналдық қызметтерінің көліктерін, ауыл шаруашылығы және карьерлік техниканы сұйытылған және сығымдалған газға;

      3) маневрлік локомотивтер паркін сұйытылған табиғи газға;

      4) Қазақстан Республикасының Каспий флотын сұйытылған табиғи газға ауыстыруды ынталандыру шараларын іске асыру жоспарлануда.

      Нәтижесінде мемлекеттік қолдау шараларын енгізу кезінде газды қоғамдық көлікте және жол-коммуналдық қызметтер көліктерінде газ-моторлық отын ретінде пайдалану деңгейін 2020 жылға қарай:

      1) Алматы және Астана қалаларында – кемінде 30 %-ға;

      2) облыс орталықтарында – кемінде 10 %-ға жеткізу күтілуде.

      Екінші кезең іс-шараларын жалғастыру 2030 жылға қарай қоғамдық көлікте және жол-коммуналдық қызметтер көліктерінде газ моторлық отынды пайдалану деңгейін 2030 жылға қарай:

      1) Алматы және Астана қалаларында – кемінде 50 %-ға дейін;

      2) облыс орталықтарында кемінде 30 %-ға дейін жеткізуге мүмкіндік береді.

      3. Газ-көлік инфрақұрылымының тиімділігін арттыру, құрылымы мен жеткізу бағыттарын әртараптандырылуын, оның ішінде тасымалдаудың жаңа технологияларын қолдана отырып, дамыту бойынша міндетке қол жеткізу "Газ-көлік инфрақұрылымын дамыту және өңірлерді газдандыру" бағыты бойынша іс-шаралар кешенін іске асыру арқылы болжанады.

      Газ-көлік инфрақұрылымын дамыту және өңірлерді газдандыру

      Бұл бағыт бойынша дайындық кезеңінде (2015 – 2016 жылдары) тиімділігі мынадай:

      1) газдандыру жобаларын бюджеттік қаржыландыру тетігін ұлттық оператордың базасында ресурстарды шоғырландыру арқылы жетілдіру;

      2) тауарлық газға баға белгілену жүйесін жетілдіру;

      3) Қазақстан Республикасының аумағында барлық газдандыру жобаларын газ және газбен жабдықтау саласындағы уәкілетті органмен алдын ала келісу бойынша міндетті бекіту;

      4) газ тұтыну көлемін есепке алудың бірыңғай әдістемесін енгізу мәселелерін шешуге тікелей байланысты Қазақстан Республикасын газдандырудың бас схемасын іске асыруды бастау күтіледі.

      Екінші кезең (2017 – 2020 жылдары) аясында ел өңірлері, бірінші кезекте Ақмола және Қарағанды облыстары тұтынушыларының (зәкірлі тұтынушылардың) жекелеген санаттарын табиғи газды сұйыту технологиясы арқылы газдандыру мүмкіндігі қарастырылады.

      Бұдан басқа, екінші кезең аясында газдандыру деңгейін Ақтөбе облысында – 96 %-ға, Атырау облысында – 98 %-ға, Батыс Қазақстан облысында – 98 %-ға, Маңғыстау облысында – 99 %-ға, Алматы қаласында – 98 %-ға дейін жеткізу, сондай-ақ Шығыс Қазақстан облысының Зайсан ауданын газдандыруды аяқтау жоспарлануда.

      Үшінші кезең (2021 – 2030 жылдары) аясында Қарағанды бассейнінде метан өндіру пилоттық жобасын іске асыру нәтижелері бойынша Қазақстан Республикасының солтүстік және шығыс өңірлерін Қостанай облысынан магистральдық газ құбырын салу арқылы желілік газбен газдандыру не Қарағанды бассейнінің көмір қабаттарының метан ресурстары есебінен газдандыру орындылығы айқындалады және нұсқаларды таңдау жүзеге асырылады. Желілік газды Қазақстан Республикасының солтүстік және шығыс өңірлеріне жеткізудің баламалы нұсқасы Ресей Федерациясынан Қытайға Қазақстан арқылы өткен жағдайдағы газ құбыры болуы мүмкін.

      Сондай-ақ үшінші кезең аясында газдандыру деңгейін Алматы облысында – 47 %-ға, Жамбыл облысында – 74 %-ға, Қостанай облысында – 61 %-ға, Қызылорда облысында – 85 %-ға, Оңтүстік Қазақстан облысында – 67 %-ға дейін жеткізу жоспарлануда.

      4. Ресурсты үнемдеу, газ өнеркәсібінің барлық секторларында шығасыларды қысқарту бойынша міндетке қол жеткізу "Энергия үнемдеу және энергия тиімділігін арттыру" бағыты бойынша іс-шаралар кешенін іске асыру арқылы болжанады.

      Энергия үнемдеуді және энергия тиімділігін арттыру.

      Дайындық кезеңінде (2015 – 2016 жылдары) аталған бағыт бойынша ірі газ тұтынушыларға (өнеркәсіп, газ-көлік жүйелері, ЖЭК, көлік) энергетикалық аудит жүргізуді аяқтау қажет.

      Газ тасымалдау жүйесінің энергия тиімділігі саласындағы маңызды нәрсе энергетикалық аудит қорытындысы бойынша іс-шараларды дәйекті іске асыру, сондай-ақ елдің ірі газ тарату станцияларында кәдеге жаратылатын энергетикалық құбыр-детандерлік қондырғыларын енгізу жоспарын әзірлеу болып табылады.

      Бұдан басқа, осы кезең аясында энергия тиімділігін арттыруға бағытталған, оның ішінде мынадай бағыттар бойынша іс-шаралар кешенін әзірлеу қажет:

      1) ГТС объектілерінде газ шығындарын өлшеудің қолданыстағы жүйелерін жаңғырту және жаңасын орнату;

      2) газ құбырларын автоматты температуралық компенсация жүйесі бар газды коммерциялық есепке алу құралдарымен жарақтандыру7;

      3) қайталама энергетикалық ресурстарды пайдаланумен және/немесе басқа тұтынушыларға артық қуаттылық (электр/жылу) берумен байланысты қызметті жүзеге асыру жөніндегі табиғи монополиялар субъектілері үшін шектеуді алып тастау;

      4) жабдықтың техникалық жай-күйін және магистральдық газ құбырларының нақты жүктемесін ескере отырып, жоспарлы-алдын алу жөндеу жұмыстарын жүргізу жүйесін оңтайландыру;

      5) шығыстарды тиісті тарифтерге қоса отырып, тарату және магистральдық газ құбырларындағы ЖҚжШ газ шығысының үлесін төмендету бойынша ұзақ мерзімді инвестициялық бағдарламаларды бекіту.

      екінші және үшінші кезеңдер шеңберіндегі дайындық кезеңдерінің нәтижелері бойынша газ өндіруді, өңдеуді, тасымалдауды, сақтауды, тарату мен тұтынуды жүзеге асыратын кәсіпорындардың энергиялық тиімділігін арттыруға бағытталған, басқалармен бірге сала бойынша отын-энергетикалық ресурстарды тұтыну нормасын қайта қарауды қамтитын іс-шаралар кешені жүзеге асырылады.

      5. Газ саласындағы жобалардың инвестициялық тартымдылығын арттыру бойынша міндеттерге қол жеткізу "Реттеу үлгісін және баға белгілеу жүйесін жетілдіру" бағыты бойынша іс-шаралар кешенін іске асыру арқылы болжанады.

      __________

      7 Температуралық компенсация - газдың өлшенетін көлемін +20оС температурасы бойынша стандартты жағдайларға келтіріп, оны түзету

      Реттеу үлгісін және баға белгілеу жүйесін жетілдіру

      Аталған бағыт аясында бірінші кезеңде (2015 - 2016 жылдары) мыналар:

      1) газ және газбен жабдықтау саласында әріптестік тетіктерін жетілдіру;

      2) тауарлық газға (оның ішінде сығымдалған табиғи газға) баға белгілеу саласында ұзақ мерзімді саясатты әзірлеу:

      газ секторының барлық субъектілері мүдделерінің балансын қамтамасыз етуді;

      ұлттық оператордың Қазақстан Республикасын газдандырудың бас схемасы аясында газ тасымалдау желілерін жаңғырту және дамыту жөніндегі іс-шараларды қаржыландыру үшін қажет болатын табыстарды шығару мүмкіндігін;

      соңғы бағаларды тұтынушылар санаты тауарлық газды жеткізу көлемі және уақыты бойынша саралауды көздейтін;

      3) биржадағы мәмілелер мен жеңілдікті көтерме бағаларды тіркеуден екіжақты қарсы жасырын аукцион режимі мен нарықтық баға белгілеуге кезең-кезеңімен өту арқылы Қазақстан Республикасының ішкі нарығына сұйытылған мұнай газын жеткізу үшін биржалық сауда тетігін енгізу жоспарланады. Бұл ретте ауыспалы кезең ішінде "әлеуметтік" газға қолжетімділік газ инфрақұрылымын жаңғырту және дамыту бағдарламасын қабылдаған және іске асырып жатқан газ желісі ұйымдары үшін ғана сақталатын болады.

      екінші және үшінші кезеңдер аясында дайындық кезеңі аясында әзірленген іс-шаралар кешені іске асырылатын болады.

3. Тұжырымдама іске асырылатын нормативтік құқықтық актілер тізбесі

      Осы Тұжырымдаманы іске асыру кезеңінде:

      1. Ресурстық қорды кеңейтілген жаңғырту бойынша міндеттерге қол жеткізу мыналар арқылы көзделеді:

      1) "Жер қойнауы және жер қойнауын пайдаланушылар туралы" 2010 жылғы 24 маусымдағы Қазақстан Республикасының Заңы;

      2) Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің стратегиялық жоспары;

      3) Қазақстан Республикасында көмір қабаттарынан газ өндіруді дамытудың жаңа кешенді жоспарын қабылдау;

      2. Төменде келтірілген міндеттерге қол жеткізу:

      1) газды қайта өңдеу қуаттарын жаңғырту және кеңейту, ілеспе және табиғи газдың барлық құнды құрамдауыштарын кешенді өндіру және пайдалану;

      2) ішкі нарық пен экспортқа жеткізу үшін тауарлық газ бен газ-химия өнімдері өндірісін арттыру;

      3) тиімділікті арттыру, құрылымды және жеткізілімдер бағыттарын әртараптандыру үшін газ-көлік инфрақұрылымын, оның ішінде тасымалдаудың жаңа технологиясын қолдана отырып дамыту;

      4) газ саласындағы жобалардың инвестициялық тартымдылығын арттыру;

      5) газға ішкі, оның ішінде тұтынушылардың жаңа санаттары бойынша сұранысты мыналар арқылы ынталандыру болжанады:

      1) "Табиғи монополиялар мен рететлетін нарықтар туралы"

      1998 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасының Заңы;

      2) "Газ және газбен жабдықтау туралы" 2012 жылғы 9 қаңтардағы Қазақстан Республикасының Заңы;

      3) "Индустриялық-инновациялық қызметті мемлекеттік қолдау туралы" 2012 жылғы 9 қаңтардағы Қазақстан Республикасының Заңы;

      4) Қазақстан Республикасының Энергетика министрлігінің стратегиялық жоспары;

      5) 2020 жылға дейін Қазақстан Республикасының газ мотор отыны нарығын дамытудың жаңа кешенді жоспары арқылы болжанады.

      3. Газ өнеркәсібінің барлық секторларында ресурсты үнемдеу, шығындарды қысқарту бойынша міндеттерге мыналар арқылы қол жеткізу:

      1) "Энергия үнемдеу және энергия тиімділігін арттыру туралы" 2012 жылғы 13 қаңтардағы Қазақстан Республикасының Заңы;

      2) "Табиғи монополиялар мен реттелетін нарықтар туралы" 1998 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасы Заңы;

      3) Қазақтан Республикасы Үкіметінің 2013 жылғы 29 тамыздағы № 904 қаулысымен бекітілген "Энергия үнемдеу – 2020" бағдарламасы;

      4) Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің стратегиялық жоспары.

      Ескертпе: аббревиатуралардың толық жазылуы

      АҚ – акционерлік қоғам

      ААҚ - ашық акционерлік қоғам

      ЖШС – жауапкершілігі шектеулі серіктестік.