Правительство Республики Казахстан ПОСТАНОВЛЯЕТ:
1. Утвердить прилагаемый Комплексный план развития газовой отрасли Республики Казахстан на 2022 – 2026 годы (далее – Комплексный план).
2. Центральным и местным исполнительным органам, государственным органам, непосредственно подчиненным и подотчетным Президенту Республики Казахстан (по согласованию), а также иным организациям (по согласованию), ответственным за исполнение Комплексного плана:
1) обеспечить своевременную реализацию мероприятий, предусмотренных Комплексным планом;
2) ежеквартально до 5 числа месяца, следующего за отчетным кварталом, представлять информацию о ходе исполнения Комплексного плана в Министерство энергетики Республики Казахстан.
3. Министерству энергетики Республики Казахстан представлять два раза в год, к 15 июля и 15 января, сводную информацию о ходе исполнения Комплексного плана в Аппарат Правительства Республики Казахстан.
Сноска. Пункт 3 - в редакции постановления Правительства РК от 17.03.2023 № 236 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).4. Контроль и координацию за исполнением Комплексного плана возложить на Министерство энергетики Республики Казахстан.
5. Настоящее постановление вводится в действие со дня его подписания.
|
Премьер-Министр Республики Казахстан |
А. Смаилов |
| Утвержден постановлением Правительства Республики Казахстан от 18 июля 2022 года № 488 |
Комплексный план
развития газовой отрасли Республики Казахстан на 2022 – 2026 годы
Сноска. Коплексный план с изменением, внесенным постановлением Правительства РК от 17.03.2023 № 236 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).
Введение
В условиях развития "зеленой" энергетики, а именно перехода на альтернативные и возобновляемые источники энергии 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.
Природный газ занимает особое место в структуре мировой энергетики и международном топливном балансе.
В Казахстане по инициативе Первого Президента Республики Казахстан – Елбасы Назарбаева Н.А. и под руководством Главы государства Токаева К.К. 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, которая также подразумевает пересмотр текущей системы управления ресурсами газа страны и газовой отраслью в целом.
Газовая отрасль играет ключевую роль в экономическом и социальном благополучии Республики Казахстан. При этом существуют сдерживающие факторы для эффективного развития газовой отрасли, в том числе низкая инвестиционная привлекательность проектов расширения ресурсной базы газа, критическая изношенность газотранспортной инфраструктуры, недостижение безубыточного уровня ценообразования при поставках газа на внутреннем рынке.
В целях повышения энергетической и экономической безопасности страны в данном секторе требуются соответствующие реформы.
Комплексный план определяет видение и основные подходы к поэтапному реформированию и комплексному развитию газовой отрасли Республики Казахстан на период до 2030 года.
Данный документ содержит анализ сдерживающих факторов и необходимые инициативы для эффективного развития газовой отрасли по следующим направлениям:
увеличение ресурсов товарного газа за счет создания благоприятного инвестиционного климата для новых проектов разведки, добычи, переработки газа и строительства подводящей газотранспортной инфраструктуры;
обеспечение внутреннего рынка с учетом государственной политики сдерживания цен на газ для категорий потребителей, которые нуждаются в поддержке, прежде всего для социально-незащищенных слоев населения;
экспорт газа за счет излишков газа после приоритетного обеспечения потребностей внутреннего рынка;
поддержание и увеличение достигнутых показателей транспортировки газа, модернизация и расширение газотранспортной инфраструктуры для дальнейшего развития газификации, в том числе северных регионов Казахстана, и устранения критических дефектов и "узких мест", угрожающих устойчивому газоснабжению;
содействие развитию нефтегазохимии;
реформа управления газовой отраслью.
Анализ текущей ситуации.
Увеличение ресурсов товарного газа.
По своей структуре добываемый газ в Республике Казахстан в основном является попутным нефтяным газом.
Более 75 % добычи газа в Казахстане обеспечивают проекты Карачаганак, Кашаган и Тенгиз (при этом валовой объем добычи на Карачаганаке на протяжении четырех лет оставался практически неизменным, а на Тенгизе и Кашагане в течение трех лет постепенно увеличивался).
По итогам 2021 года порядка 32 % добытого попутного нефтяного газа закачано обратно в пласт для поддержания пластового давления, 13 % использовано на собственные технологические нужды недропользователей, выработку электроэнергии и утилизацию, а также 55 % было направлено на переработку.
Из общего объема реализации переработанного газа было направлено на потребности внутреннего рынка – 72 % и экспорт – 28 %.
Для сохранения энергетической безопасности и дальнейшего устойчивого развития газовой отрасли необходимо расширение ресурсной базы.
Увеличение объемов добычи сырого газа и производства товарного газа в приоритетном порядке планируется за счет разведанных месторождений, готовых к разработке в настоящее время (Каламкас - Море, Прорвинская группа месторождений, Урихтау). Существенному прогрессу будет способствовать проработка дополнительных преференций, что позволит осуществить разработку данных месторождений с привлечением стратегических инвесторов.
Дополнительно планируются изучение и проведение доразведки на месторождении Имашевское (172 млрд м³), которое является трансграничным.
Текущие рассматриваемые концепции проектов расширения на месторождении Кашаган ставят в приоритет возможность коммерциализации попутного сырого газа. На сегодня уже принято инвестиционное решение по строительству газоперерабатывающего завода (далее – ГПЗ) на переработку 1 млрд м³ в год сырого газа привлеченным инвестором совместно с национальным оператором в сфере газа и газоснабжения (далее – национальный оператор). Оператор месторождения Кашаган планирует нарастить реализацию газа на ГПЗ при наличии экономической и технологической обоснованности на последующих этапах освоения месторождения. Эти проекты являются значимыми и могут потребовать поддержки со стороны государства.
С целью стабильного и бесперебойного обеспечения газом внутреннего рынка страны в 2012 году введен институт единого закупщика товарного газа.
Монопольная модель рынка оптовой и розничной реализации товарного газа, предусматривающая преимущественное право национального оператора АО "НК "QazaqGaz" на приобретение газа у недропользователей и исключительное право на его реализацию как на внутреннем, так и внешнем рынках, обеспечивает субсидирование цен на внутреннем рынке за счет экспортных доходов.
Вместе с тем за 2010 – 2021 годы объемы потребления газа на внутреннем рынке выросли на 106 % с 9 млрд м3 до 18,6 млрд м3, а к 2025 году ожидается дефицит товарного газа. Это исключает возможности субсидирования внутреннего рынка за счет экспортных доходов национального оператора и требует принятия комплекса мер по увеличению объемов добычи товарного газа.
Вместе с тем причинами непривлекательности добычи товарного газа для частных инвестиций являются монопольное присутствие на рынке государства и осуществляемое им ценовое регулирование. Монополизация внутреннего рынка также содержит риски монопольных издержек.
В этой связи долгосрочной целью развития рынка товарного газа должны стать создание конкурентной модели, включающей поэтапное дерегулирование рынка в целях привлечения частных, негосударственных инвестиций, развитие биржевых торгов как инструмента дерегулирования рынка и обеспечения равного, прямого доступа без посредника к ресурсам недропользователей для независимых поставщиков газа.
Для реализации конкурентной модели рынка товарного газа необходимы увеличение объемов добычи газа, сокращение убытков от его реализации на внутренний рынок и диспаритета цен на внутреннем и внешнем рынках в условиях формирования общего рынка газа ЕАЭС к 2025 году.
Газификация страны
На сегодняшний день в стране реализуется Генеральная схема газификации Республики Казахстан на 2015 – 2030 годы (далее – Генеральная схема), разработанная в соответствии с подпунктом 4) статьи 5 Закона Республики Казахстан "О газе и газоснабжении" (далее – Закон) и утвержденная постановлением Правительства Республики Казахстан от 4 ноября 2014 года № 1171. Согласно поручению Правительства предполагается актуализация Генеральной схемы газификации до конца 2022 года.
Согласно Генеральной схеме газификация внутренних потребителей страны осуществляется за счет государственных средств1, а также инвестиционных программ группы компаний национального оператора.
В период с 2010 по 2021 годы за счет государственного бюджета реализовано свыше 1300 проектов газификации, построено более 18 тысяч км газораспределительных сетей в регионах.
Помимо бюджетных средств газификация страны также ведется за счет доходов национального оператора в рамках реализации мероприятий инвестиционных программ. За 2010 – 2021 годы национальным оператором были выполнены мероприятия по строительству более 9,5 тысяч км распределительных сетей газоснабжения в различных регионах страны.
___________________________________________________
1В приоритетном порядке за счет средств государственного бюджета средства выделяются на достижение индикаторов/показателей, отраженных в Национальных проектах соответствующей отрасли.
На другие мероприятия средства будут выделяться с учетом развития экономики и потенциала увеличения доходной базы бюджета.
В декабре 2019 года в рамках поручения Первого Президента Республики Казахстан – Елбасы Назарбаева Н.А., озвученного в Послании народу Казахстана "Пять социальных инициатив", и поручения Главы государства Токаева К.К., данного в рамках предвыборной программы "Благополучие для всех! Преемственность. Справедливость. Прогресс" по своевременному завершению строительства МГ "Сарыарка", завершено строительство и введен в эксплуатацию первый этап МГ "Сарыарка" по маршруту "Кызылорда – Нур-Султан" протяженностью 1061,3 км.
Первый этап газопровода "Сарыарка", берущего начало с Кызылординской области, позволил обеспечить экологически чистым видом топлива столицу, центральные и часть северных регионов страны, что является одним из исторически знаковых событий для страны с момента обретения независимости.
Таким образом, по состоянию на 1 января 2022 года уровень газификации населения страны достиг 53,07 %, или 9,8 млн. человек получили доступ к природному газу.
С учетом роста уровня газификации и подключения новых потребителей за 2010-2021 годы объемы потребления газа на внутреннем рынке выросли на 106 % с 9,0 млрд м3 до 18,6 млрд м3, которые поставляются по газотранспортной системе национального оператора.
Основные проблемы, мешающие эффективной реализации Генеральной схемы газификации:
1. Необъективная и продолжительная оценка стоимости передаваемых объектов.
2. Сдерживание передачи объектов из-за неурегулированности вопросов тарифообразования при данной процедуре.
3. Длительная процедура передачи и ведомственная принадлежность объектов в период передачи из коммунальной в республиканскую собственность (от 2 и более лет).
Экспорт и транзит товарного газа
Основываясь на принципах многовекторности поставок углеводородов на внутренние и внешние рынки, Казахстан стремится развивать все экономически выгодные маршруты по транзиту и экспортным поставкам товарного газа.
По итогам 2021 года экспорт казахстанского газа составил 7,2 млрд м3.
С 15 октября 2017 года началась поставка отечественного газа в Китай по магистральному газопроводу (далее - МГ) "Казахстан-Китай", тем самым диверсифицированы экспортные маршруты. Заключен среднесрочный контракт с китайской стороной по поставке казахстанского газа до 10 млрд м3 в год.
С 2017 года по 2021 год экспорт казахстанского газа в Китай увеличился в четыре раза с 1,5 млрд м3 до 5,9 млрд м3.
Республика Казахстан благодаря географическому расположению между крупнейшими странами-поставщиками и потребителями газа обладает перспективным транзитным потенциалом.
Источником объемов транзита газа являются Республика Узбекистан и Туркменистан, получателями – Российская Федерация и Китай.
По итогам 2021 года международный транзит газа составил 79,3 млрд м3, в том числе транзит среднеазиатского газа – 48,5 млрд м3, российского – 30,8 млрд м3.
В настоящее время в соответствии с Соглашением между Правительством Республики Казахстан и Правительством Китайской Народной Республики о сотрудничестве в строительстве и эксплуатации газопровода Казахстан-Китай построен и успешно эксплуатируется газопровод "Казахстан-Китай", предназначенный как для внутренней транспортировки газа и экспорта отечественного газа, так и для транзита среднеазиатского газа по территории Казахстана в Китай.
Газопровод "Казахстан-Китай" состоит из двух участков:
первый участок – участок газопровода по маршруту "Туркменистан –Узбекистан – Казахстан – Китай" в трехниточном исполнении общей пропускной способностью 55 млрд м3 в год.;
второй участок – участок газопровода по маршруту "Бейнеу – Бозой – Шымкент" в однониточном исполнении с пропускной способностью 15 млрд м3 в год.
МГ "Казахстан-Китай" имеет важнейшее стратегическое значение для Казахстана, так как он:
обеспечивает природным газом ранее импортозависимые южные регионы Республики Казахстан за счет поставки газа из западных газодобывающих регионов страны, тем самым обеспечивая энергетическую безопасность Республики Казахстан;
способствует газификации населенных пунктов, в том числе центральных и северных регионов республики за счет врезки МГ "Сарыарка" в МГ "Бейнеу – Бозой – Шымкент";
создает единую газотранспортную систему, соединяя крупнейшие газовые магистрали, включая МГ "Средняя Азия - Центр", "Бухара – Урал", "Сарыарка", "Газли - Шымкент", "Бухарский газоносный район – Ташкент – Бишкек – Алматы", что позволяет эффективно управлять потоками газа;
позволяет наращивать транзитный потенциал поставки среднеазиатского газа;
позволяет диверсифицировать экспортные направления поставки казахстанского газа.
Таким образом, газопровод "Казахстан – Китай" играет неоценимую роль в экономике Казахстана.
Вместе с тем для поддержания экспортного потенциала и стабильного газообеспечения южных и центральных регионов необходимо строительство второй нитки магистрального газопровода "Бейнеу – Бозой – Шымкент".
Нефтегазохимия
В Казахстане на постоянной основе ведется работа по переориентации нефтегазового сектора от сырьевой направленности к выпуску продукции с высокой добавленной стоимостью, что подразумевает развитие нефтегазохимической промышленности.
Реализованы Программа развития нефтехимической промышленности Республики Казахстан на 2008 – 2013 годы, государственные программы индустриально - инновационного развития Республики Казахстан (ГПИИР) на 2010 – 2014 годы и 2015 – 2019 годы, в рамках которых модернизированы нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ), построены завод по производству битума и комплекс ароматических углеводородов (бензол, параксилол), создана специальная экономическая зона для нефтегазохимических и индустриальных проектов в Атырауской области.
В Казахстане функционирует ряд производств, выпускающих экспортоориентированную нефтегазохимическую продукцию.
В связи с вводом новых предприятий и наращиванием объемов выпуска продукции действующими казахстанскими заводами ежегодно отмечается рост производства нефтегазохимической продукции.
Объем произведенной нефтегазохимической продукции в 2021 году составил 190 тыс. тонн, что в 3 раза больше по сравнению с 2016 годом (66 тыс. тонн). К 2030 году ожидаемый объем производства продукции увеличится до 3 млн тонн.
Основные цели и направления развития газовой отрасли.
Основными целями Комплексного плана являются обеспечение безопасным и бесперебойным газоснабжением потребителей Республики Казахстан в приоритетном порядке, согласно статье 4 Закона, устойчивое выполнение обязательств по транзиту газа, расширение ресурсной базы газа и увеличение объемов экспорта газа.
Газовая отрасль может стать драйвером роста экономики страны и удвоить вклад в ВВП к 2030 году при условии достижения следующих показателей:
Увеличение ресурсов товарного газа: имеются возможности увеличить производство товарного газа с 29,4 млрд м³ в 2021 году до 42,1 млрд м³ к 2030 году. Для обеспечения товарным газом внутреннего рынка и экспорта необходимо привлечение инвестиций в новые проекты добычи и переработки газа с учетом стимулирования инвестиций в газовые проекты путем предоставления фискальных преференций и выгодной закупочной цены на товарный газ для недропользователей.
Внутренний рынок: планируется увеличение уровня охвата газифицированного населения Республики Казахстан с 9,8 млн человек (53,07 %) в 2021 году до 13,5 млн человек (65 %) в 2030 году.
Транспортировка: в связи с ростом транспортировки необходимо обеспечить надежное и эффективное функционирование существующей газотранспортной системы, а также увеличить ее пропускную способность.
С учетом увеличения добычи сырого газа и производства товарного газа, развития газификации южных и центральных районов Казахстана, перевода предприятий тепло-электрогенерации на газ потребуется строительство 2-ой нитки магистрального газопровода "Бейнеу – Бозой – Шымкент" мощностью 10 млрд м³ в год и более.
Нефтегазохимия: имеются возможности для создания конкурентоспособной отрасли нефтегазохимии, которая позволит создать дополнительные рабочие места и увеличить доходы экономики страны. В этом направлении национальный оператор взаимодействует с заинтересованными инвесторами с целью обеспечения им гарантированного объема сырья и стабильных условий транспортировки к местам производств.
Достижение поставленных целей напрямую зависит от своевременного решения назревших проблем и реализации инициатив развития по вышеуказанным направлениям с учетом рекомендаций международных экспертов, в том числе экспертов Азиатского банка развития.
Использование газа в качестве газомоторного топлива: необходима государственная поддержка по дальнейшей реализации Плана мероприятий по расширению применения природного газа в качестве моторного топлива на 2019 – 2022 годы, утвержденного постановлением Правительства Республики Казахстан от 29 ноября 2018 года № 797.
Ресурсная база
Баланс газа Республики Казахстан до 2030 года, млн м3
Наименование | 2022 г. | 2023г. | 2024г. | 2025г. | 2026г. | 2027г. | 2028г. | 2029г. | 2030г. |
прогноз | прогноз | прогноз | прогноз | прогноз | прогноз | прогноз | прогноз | прогноз | |
Добыча сырого газа Республики Казахстан | 57 497 | 58 690 | 66 609 | 71 832 | 72 973 | 82 716 | 86 559 | 85 479 | 87 089 |
Добыча газа (действующие месторождения) | 57 486 | 58 391 | 65 529 | 69 531 | 70 007 | 78 781 | 82 050 | 80 175 | 81 711 |
Закачка сырого газа Республики Казахстан | 20 503 | 21 795 | 26 595 | 31 712 | 35 577 | 39 275 | 40 991 | 42 564 | 41 051 |
Дополнительные объемы сырого газа от ввода новых месторождений | 11 | 299 | 1 080 | 2 302 | 2 966 | 3 935 | 4 509 | 5 304 | 5 378 |
Производство товарного газа Республики Казахстан | 29 590 | 30 227 | 32 091 | 33 137 | 35 446 | 38 164 | 38 830 | 39 079 | 42 218 |
Дополнительные объемы товарного газа от ввода всех новых проектов | 126 | 356 | 1 735 | 2 709 | 5 528 | 7 521 | 7 986 | 8 616 | 12 588 |
Производство товарного газа (действующие месторождения) | 29 464 | 29 871 | 30 355 | 30 427 | 29 918 | 30 643 | 30 844 | 30 463 | 29 630 |
Товарный газ на собственные технологические нужды недропользователей (на выработку электроэн.печи подогрева нефти, котельные и т.д) | 4 588 | 4 499 | 5 747 | 7 119 | 8 593 | 8 890 | 8 926 | 8 823 | 8 742 |
Ресурсы товарного газа, млн м3 (реализация) | 25 002 | 25 728 | 26 344 | 26 018 | 26 853 | 29 274 | 29 904 | 30 256 | 33 476 |
Потребление товарного газа на внутреннем рынке, млн.м3 | 19 817 | 21 269 | 23 178 | 28 001 | 29 104 | 31 206 | 31 573 | 31 946 | 32 363 |
Текущее внутреннее потребление | 18 271 | 18 734 | 19 113 | 19 634 | 20 062 | 21 639 | 22 006 | 22 379 | 22 796 |
Перспективное потребление | 1 546 | 2 535 | 4 065 | 8 367 | 9 042 | 9 567 | 9 567 | 9 567 | 9 567 |
Проекты газохимии | 939 | 939 | 1 089 | 1 189 | 1 464 | 1 989 | 1 989 | 1 989 | 1 989 |
Перевод промышленных предприятий на газ (Арселор и Казахмыс) | 384 | 684 | 684 | 684 | 684 | 684 | 684 | 684 | 684 |
Проекты электроэнергетики | 223 | 912 | 2 292 | 6 494 | 6 894 | 6 894 | 6 894 | 6 894 | 6 894 |
Экспорт товарного газа из Республики Казахстан, млн м3 | 5 186 | 4 459 | 3 166 | -1 983 | -2 251 | -1 932 | -1 669 | -1 690 | 1 113 |
*Данный баланс газа является прогнозным и может корректироваться исходя из использования альтернативных видов топлива для нужд экономики, что также позволит сохранить экспортный потенциал и рациональное использование ресурсов газа.
**Проект расширения мощности ГПЗ Кашаган дополнительно на 6 млрд м3 (этап 2б), учитывающий увеличение переработки газа до 6 млрд м3, требует дополнительного изучения.
***Производные продукты из нефтегазохимии: полиэтилен, полипропилен, ПЭТФ, полиамиды, ПВХ, полибутадиен и другие.
По реалистичному сценарию предполагается увеличение производства товарного газа до 42,1 млрд м³/год к 2030 году.
Добыча газа на крупных нефтегазовых активах
К 2030 году добыча сырого газа в Казахстане ожидается на уровне 87 млрд м³. Однако в 2030 году из 87 млрд м³ добытого газа только 42,1 млрд м³ будет переработано в товарный газ (48 %). Остальной газ будет использован на собственные нужды или закачан обратно в пласт.
Обратная закачка газа в пласт является одним из эффективных способов поддержания пластового давления, решение по выбору данного метода принимается с учетом геологических, технико-экономических факторов. На месторождениях Тенгиз и Карачаганак обратная закачка газа является апробированным методом поддержания пластового давления с выстроенной инфраструктурой, который подтверждается проектными документами, с учетом рассмотрения различных альтернативных вариантов поддержания пластового давления и ранее одобренной Стратегии разработки месторождений. Сокращение обратной закачки газа на этих месторождениях приведет к снижению уровня добычи жидких углеводородов.
На месторождениях Тенгиз и Карачаганак с учетом согласованных проектов расширения выбор в пользу коммерциализации газа будет тщательно изучен и обоснован с индивидуальным подходом по технологическим и экономическим параметрам и согласован с уполномоченными государственными органами и партнерами.
Реализация новых проектов прироста добычи газа
Потенциал увеличения добычи сырого газа и производства товарного газа в настоящее время связан с перспективными месторождениями акционерного общества "Национальная компания "КазМунайГаз" (далее – КМГ), такими как "Урихтау Центральный" и "Западная Прорва" и месторождениями национального оператора Анабай и Придорожное.
Увеличение добычи сырого газа за счет реализации этих проектов может достигнуть до 2,2 млрд м³ к 2030 году.
млн м3
Кол-во | Месторождения | 2021 г. | 2022 г. | 2023г. | 2024г. | 2025г. | 2026г. | 2027г. | 2028г. | 2029г. | 2030г. |
4 | Центральный Урихтау, Западная Прорва, Анабай, Придорожное | 201 | 611 | 1 831 | 2 220 | 2 352 | 2 330 | 2 282 | 2 187 |
Дополнительно существуют подтвержденные извлекаемые запасы газа на ряде месторождений, для добычи которых необходима оценка строительства газоперерабатывающих мощностей и подводящей газотранспортной инфраструктуры:
млн м3
Кол-во | Месторождения | 2021 г. | 2022 г. | 2023г. | 2024г. | 2025г. | 2026г. | 2027г. | 2028г. | 2029г. | 2030г. |
4 | Тепловско-Токаревская группа (8 месторожд.), Ансаган (Алмекс +), Рожковское, Переработка дополнительных 2,5 млрд м3 газа с Карачаганака* | 98 | 469 | 691 | 3 479 | 4 111 | 4 674 | 5 213 | 4 538 |
* планируется рассмотрение проекта по коммерциализации газа
Сдерживающим фактором для реализации новых проектов добычи и переработки газа является их недостаточная рентабельность, которая обусловлена:
а) низкими закупочными ценами на газ у недропользователей из-за необходимости сдерживания розничных цен на газ внутреннем рынке и невозможности экспорта газа недропользователями;
б) высокими капитальными затратами на реализацию газовых проектов;
в) отсутствием новых разведанных запасов газа, готовых к разработке.
По поручению Президента Республики Казахстан К.К. Токаева ведется работа по повышению инвестиционной привлекательности нефтегазовой отрасли в рамках совместной рабочей группы Правительства Республики Казахстан, Ассоциация "Казахстанский Совет иностранных инвесторов", АО "НК "КазМунайГаз" и национального оператора в сфере газа и газоснабжения.
В части газа обсуждаются два основных механизма для повышения инвестиционной привлекательности газовых проектов:
стимулирующая формула цены для закупа газа национальным оператором у недропользователей для новых проектов разведки, добычи и переработки газа;
преференции для газовых проектов, в том числе фискальные, охватывающие этапы разведки, добычи, переработки газа и строительства подводящей газотранспортной инфраструктуры.
Газ будет закупаться у недропользователей по формуле на комиссионной основе в рамках долгосрочных офтейк-контрактов с учетом предоставления равного беспрепятственного доступа к газотранспортной системе для всех недропользователей, инвестирующих в новые газовые проекты.
Формула будет предложена в качестве оферты всем недропользователям и распространяться на новые объемы газа в разрезе месторождений.
Министерством национальной экономики и Министерством финансов Республики Казахстан рассматриваются механизмы предоставления фискальных преференций, так как стимулирующей формулы недостаточно для обеспечения необходимой рентабельности газовых проектов. В частности, рассматриваются возможности предоставления следующих фискальных преференций:
Применение стимулирующей формулы цены на газ и преференций, в том числе фискальных, для новых газовых проектов предполагается закрепить законодательно с учетом механизма улучшенного модельного контракта (далее – УМК), который будет подписываться между уполномоченным органом и инвестором.
Геологоразведка газа.
На данный момент имеется ряд газоперспективных месторождений, которые требуют доразведки и планирования проектов добычи газа:
Кол-во | Месторождения | Геологические запасы газа, млрд м3 | ||
А+В+С1 | С2 | Итого | ||
18 | Актоты, Каламкас-море, Орталык, Кайран, Лебяжий, Юж. Придорожное, Кубасай, Пионерское, Ракушечное, Аса, Хазар, Махат, С.Нуржанов, Юж. Урихтау, Каламкас суша, Хвалынское, Имашевское, Ростошинское | 395,2 | 554,7 | 950,0 |
Также имеется ряд перспективных газовых участков с ресурсами порядка 804 млрд м3.
Кол-во | Газоперспективные участки | Ожидаемые ресурсы, млрд м3 |
14 | Аскер, Северный, Южный, Карповский Южный, Карповский Северный, Федоровский блок, Кобыланды, Шырак | 803,8 |
В основном данные месторождения и участки обнаружены давно и относятся к простаивающему фонду, не вовлеченному в разработку по причинам низкой рентабельности, отсутствия инвесторов, экологических ограничений.
Проведение геологоразведочных работ является затратным и высокорискованным процессом. Поэтому первоочередной целью является ввод в добычу уже обнаруженных запасов газа. По мере выработки запасов газа необходимо проводить разведочные работы с целью восполнения запасов.
В дальнейшем после решения первоочередной задачи по вводу запасов в добычу необходимо реализовывать в Казахстане масштабную программу разведки углеводородов с целью достижения коэффициента восполнения запасов 100 % и выше.
Для этого необходимо:
- проведение геологоразведочных работ на территориях с высоким потенциалом обнаружения газовых ресурсов в пределах основных осадочных бассейнов;
- повышение изученности в пределах малоизученных осадочных бассейнов;
- привлечение международных нефтегазовых компаний и других инвесторов к разведке углеводородов с учетом предоставления преференций на период разведки и добычи.
С учетом изложенного определены следующие приоритетные задачи по увеличению добычи, переработки и производства товарного газа:
продолжение исследований технико-экономической возможности коммерциализации газа на крупных нефтегазовых активах;
разработка и реализация программы разведки углеводородов с учетом привлечения международных нефтегазовых компаний;
увеличение добычи и производства товарного газа за счет уже имеющихся проектов в КМГ, готовых к разработке, в случае экономической целесообразности их разработки с учетом предоставления стимулирующих цен на газ и фискальных преференций;
предоставление фискальных преференций для повышения инвестиционной привлекательности проектов разведки, добычи, переработки газа и строительства подводящей газовой инфраструктуры;
разработка Национальным оператором стимулирующей формулы цены на газ, предполагающая реализацию части объемов по цене "нетбэк от экспорта" на комиссионной основе по долгосрочным офтейк-контрактам с учетом беспрепятственного доступа к газотранспортным мощностям для всех недропользователей, инвестирующих в новые газовые проекты.
Внутренний рынок
По итогам 2021 года более 9,8 миллионов жителей Казахстана (53,07 % населения) получили доступ к природному газу. Общий объем потребления на внутреннем рынке достиг 18,6 млрд м³.
Кроме населения (доля потребления 27 %), газ используют промышленные предприятия и бюджетные организации (27 %), теплоэнергетические компании и коммунально-бытовые предприятия (46 %).
Согласно поручению Главы государства К. К. Токаева будет продолжена дальнейшая газификация страны, в том числе северных регионов, с целью увеличения охвата населения природным газом до 13,5 млн человек (65 %) к 2030 году. В рамках реализации данного поручения изучаются различные варианты, в том числе строительство дальнейших этапов проекта МГ "Сарыарка".
Также будет продолжена политика дальнейшего сдерживания роста цен на газ для внутренних потребителей. В приоритетном порядке будут сдерживаться цены на газ для социально - незащищенных слоев населения (по состоянию на 2021 год около 218 тыс. семей или 8 % населения страны нуждаются в сдерживании цен на газ).
Вместе с тем одной из проблем, требующих неотложного решения, является существенный рост затрат на субсидирование внутреннего рынка газа национальным оператором, который может привести к дефолту и, соответственно, представлять угрозу для устойчивого газоснабжения.
За 2015-2021 годы сумма убытков национального оператора от оптовой реализации товарного газа на внутреннем рынке составила порядка 587 млрд тенге. Эти затраты были компенсированы за счет доходов от экспорта газа.
В дальнейшем возможен рост убытков национального оператора до 1 трлн тенге за период с 2022 по 2026 годы. Это связано с увеличением уровня газификации из-за ввода в эксплуатацию новых магистральных и распределительных сетей, выделением дополнительных 4 - 5 млрд м³ газа на проекты нефтегазохимии, переводом ряда генерирующих электроэнергию мощностей на газ, а также сокращением экспорта газа в связи с недостаточным объемом ресурсов.
В результате, начиная с 2022 года, убытки национального оператора от оптовой реализации товарного газа на внутреннем рынке будут превышать доходы от других видов деятельности.
С учетом изложенных проблем необходимо определить следующие приоритетные направления развития внутреннего рынка газа.
Необходима разработка новой модели ценообразования на газ на внутреннем рынке, предусматривающей:
введение новых категорий потребителей, для которых будет осуществляться сдерживание цен на газ, включая социально-незащищенные слои населения;
введение новых категорий потребителей, которые способны платить рыночную цену за газ, формируемую по принципу "нетбэк от экспорта" (к таким потребителям относятся предприятия, осуществляющие майнинг криптовалют, и новые крупные промышленные потребители, способные платить рыночную цену за газ);
разработка механизмов долгосрочного планирования тарифов и цен регуляторными органами с учетом долгосрочного обеспечения финансовой устойчивости национального оператора и принятия законодательных мер для недопущения дефолта.
Одним из немаловажных вопросов в сфере тарифной политики является вопрос необходимости совершенствования действующего законодательства в сфере естественных монополий. В частности, действующие предельные тарифы акционерного общества "КазТрансГаз Аймак" (далее – КТГА) и акционерного общества "Интергаз Центральная Азия" (далее – ИЦА) утверждаются на пятилетний период. В них учитываются затраты на обслуживание только существующих газопроводов на момент подачи заявки об утверждении тарифов. В период действия тарифов КТГА или ИЦА принимают на баланс или в доверительное управление новые газопроводы. Однако включение затрат по новым газопроводам в тарифы невозможно из-за того, что тарифы утверждаются на пятилетний период и их изменение до истечения срока действия законодательно не предусмотрено.
Национальный оператор выпускает облигации на условиях выплаты небольших сумм процентов ежегодно и оплаты значительной суммы для погашения основного долга в конце срока обращения облигаций. Согласно законодательству в тарифы могут быть включены только фактические платежи по обслуживанию облигаций, что затрудняет включение в тарифы существенных сумм по погашению облигаций вследствие резкого скачка роста тарифов.
В результате такого подхода газопроводы длительное время находятся на балансе МИО, что впоследствии может привести к рискам безопасного и бесперебойного газоснабжения потребителей страны. При этом у КТГА и ИЦА возникают дополнительные затраты на приведение в соответствие и ввод в эксплуатацию построенных сетей, а также по набору штата, закупке материалов, организации должного обслуживания согласно нормативам.
В соответствии с подпунктом 1) статьи 70 Закона Республики Казахстан "О гражданской защите" транспортировка (трубопроводная) газа отнесена к опасным производственным объектам. Согласно пункту 5 статьи 30 Закона Республики Казахстан "О газе и газоснабжении" газораспределительные организации обязаны иметь аварийно-диспетчерскую службу с круглосуточным режимом работы, включая выходные и праздничные дни. Кроме того, в соответствии с подпунктом 4) пункта 9 типового договора розничной реализации товарного газа, утвержденного приказом Министра энергетики от 12 ноября 2014 года № 117, поставщик обязан обеспечить безопасное, безаварийное и бесперебойное газоснабжение и поддерживать давление газа до пункта приема-передачи газа.
В целях увеличения объемов добычи товарного газа, повышения инвестиционной привлекательности рынка, а также сокращения убытков национального оператора, связанных с несовершенством действующих механизмов цено- и тарифообразования и налогообложения необходимо:
предусмотреть введение двух новых категорий потребителей газа: крупные коммерческие потребители газа и лица, осуществляющие цифровой майнинг, или лица, производящие электроэнергию для лиц, осуществляющих цифровой майнинг, которые будут приобретать газ по коммерческим (рыночным) оптовым и розничным ценам;
наделить Министерство энергетики компетенцией по утверждению предельных оптовых цен на товарный газ на долгосрочный период (5 лет);
предусмотреть возможность изменения предельных оптовых цен товарного газа дважды в год: при пересмотре тарифов на транспортировку газа по магистральным газопроводам и с 1 июля в соответствии с действующими положениями Закона;
пересмотреть 15 %-ое ограничение повышения предельных оптовых цен товарного газа в течение одного календарного года;
в Закон Республики Казахстан "О естественных монополиях" внести изменения в части: возможности пересмотра уровня тарифов до истечения сроков их действия; включения в тарифную смету ежегодно формируемых резервов на погашение облигаций, фактическое погашение которых предусматривается в конце срока обращения;
разработать и определить сроки реализации конкурентной модели рынков оптовой и розничной реализации товарного газа, включающей отмену преимущественного права на приобретение товарного газа у недропользователей национальным оператором в целях его реализации на внутреннем рынке, внедрение биржевых торгов с поэтапным дерегулированием рынка, прекращение деятельности национального оператора по розничной реализации товарного газа.
Актуализация Генеральной схемы газификации
Действующая Генеральная схема нуждается в актуализации:
требуется разработать новые проекты газификации с учетом целей по увеличению охвата населения природным газом до 13,5 млн человек (65 %) к 2030 году;
необходимо разработать варианты газификации северных областей Казахстана согласно поручению Главы государства К.К. Токаева. В действующей Генеральной схеме газификация центральных и северных регионов планировалась путем прокладки газопровода по маршруту "Тобол –Кокшетау - Астана", однако в настоящее время газификация города Нур-Султана и Карагандинской области осуществляется за счет газопровода "Сарыарка";
дополнительно требуется актуализировать некоторые проекты газификации, которые были выполнены с отклонениями от первоначально заложенных технических и экономических параметров;
в настоящее время реализуются нефтегазохимические проекты, а также проводятся работы в регионах по переводу теплоэлектроцентралей на газ, расширению использования сжиженного/компримированного природного газа в качестве моторного топлива, актуализированы задачи по обеспечению газом транзитного грузопотока на международном транспортном маршруте "Европа - Западный Китай" и железнодорожных локомотивов акционерного общества "Национальная компания "Қазақстан темір жолы", что требует существенной корректировки ранее спрогнозированной структуры и объемов потребления газа, а также технико - экономических показателей Генеральной схемы.
Важным моментом при актуализации Генеральной схемы является установление основных критериев, обеспечивающих эффективность планирования и освоения средств, а также качество проектирования, строительства и эксплуатации объектов газовой инфраструктуры.
Транспортировка
В связи с увеличением спроса на газ на внутреннем рынке объемы транспортировки возрастут, что потребует обеспечения надежного функционирования существующей газотранспортной системы, а также увеличения ее производительности.
Однако сегодня сдерживающими факторами для развития транспортировки газа являются критическая изношенность газотранспортной инфраструктуры и недостаточность ее пропускной способности. Возраст большинства газопроводов превышает 50 лет. Средний уровень износа составляет более 75 %.
Повсеместно обнаружены дефекты, угрожающие безопасности газоснабжения (закритические дефекты труб, свищи, дефекты металла труб, недопустимые дефекты околошовных зон, язвенные коррозии на теле трубы).
Некоторые наиболее изношенные газопроводы являются единственными источниками газа для целых регионов (МГ "Макат - Северный Кавказ" для Атырауской области, МГ "Окарем - Бейнеу" для Мангистауской области, МГ "БГР - ТБА" для юга Казахстана, МГ "Карталы – Рудный - Костанай" для Костанайской области).
Действующей пропускной способности газотранспортной инфраструктуры недостаточно для продолжения газификации регионов и обеспечения газом перспективных проектов нефтегазохимии.
К примеру, из-за недостаточной пропускной способности магистрального газопровода "Бейнеу - Шымкент" сдерживается перспективное развитие газовой отрасли по следующим направлениям:
дальнейшая газификация южных, центральных и северных регионов Казахстана;
обеспечение транспортировки газа с новых проектов добычи газа, и соответственно, наращивание объемов экспорта в Китай;
обеспечение газом перспективных проектов нефтегазохимии и новых крупных коммерческих потребителей на юге и в центре страны, включая ТЭЦ - 2 в г. Алматы, ERG, акционерное общество "ArcelorMittal".
В таких условиях рассматриваются следующие пути решения проблем с газотранспортной инфраструктурой.
1. Необходима комплексная модернизация объектов газотранспортной системы Республики Казахстан, объем инвестиций которой будет предварительно оценен по результатам технического аудита.
Частями комплексной модернизации газотранспортной системы являются обязательное использование процессов автоматизации и цифровизации, в том числе дистанционный мониторинг компрессорных станций и других объектов газотранспортной инфраструктуры системами SCADA, картографирование и оцифровка объектов газотранспортной системы национального оператора.
2. Необходимо расширить основную газотранспортную артерию – магистральный газопровод "Бейнеу - Шымкент" за счет строительства нового газопровода пропускной способностью 10 млрд м³ газа в год и более.
Строительство нового газопровода планируется рассмотреть за счет привлечения частных инвестиций.
Для обеспечения инвестиционной привлекательности проекта строительства нового газопровода необходимо предоставление инвестиционных преференций, включая фискальные, согласно действующему законодательству, регулирующему вопросы государственной поддержки инвестиционной деятельности.
Предполагается предоставление инвестору долгосрочного договора на условиях "транспортируй или плати" и тарифа на транспортировку по новому газопроводу аналогично тарифу на транспортировку ИЦА.
Содействие развитию нефтегазохимии
Переработка углеводородного сырья является одним из направлений эффективного использования природных ресурсов Казахстана и рассматривается как возможный вариант диверсификации экономики.
У Казахстана есть все возможности для создания конкурентоспособной отрасли нефтегазохимии, которая позволит создать дополнительные рабочие места и увеличить доходы экономики страны.
В этом направлении национальный оператор взаимодействует с заинтересованными инвесторами с целью обеспечения им гарантированного объема газа в качестве сырья.
В условиях возможного дефицита газа стратегическая задача по обеспечению доступным газом проектов нефтегазохимии будет целиком зависеть от успеха инициатив по развитию ресурсной базы газа.
Приоритеты и задачи по укреплению национального оператора
Постановлением Правительства Республики Казахстан от 5 июля 2012 года № 914 определен национальный оператор в сфере газа и газоснабжения в соответствии с подпунктом 2) статьи 5 Закона.
Согласно статье 4 Закона ключевая роль национального оператора заключается в обеспечении газом внутренних потребителей.
В дальнейшем национальный оператор сохранит свою роль.
С учетом задач Комплексного плана деятельность национального оператора будет сфокусирована на следующих направлениях:
поставка газа на внутренний рынок в приоритетном порядке с учетом государственной политики цен на газ для внутренних потребителей, предусматривающей сдерживание цен для социально - уязвимых слоев населения;
компенсация убытков от внутреннего рынка газа за счет других видов деятельности, включая экспорт газа;
аккумулирование достаточных ресурсов для обеспечения внутреннего рынка газом (при необходимости импорт газа, запуск новых проектов по разведке, добыче, переработке газа и строительству подводящей газотранспортной инфраструктуры в координации с недропользователями в Республике Казахстан и иностранными инвесторами);
разработка мер по повышению инвестиционной привлекательности газовой отрасли в координации с Правительством Республики Казахстан;
планирование и осуществление проектов развития газификации с учетом актуализированной Генеральной схемы газификации в координации с Правительством Республики Казахстан.
К 2025 году предполагается создание общего рынка газа Евразийского экономического союза (далее – ЕАЭС). Для того, чтобы национальный оператор мог выступать равноправным партнером на общем рынке газа ЕАЭС, необходимо укреплять его позиции.
Финансирование Комплексного плана
Для модернизации объектов существующей газотранспортной инфраструктуры Казахстана до 2030 года необходимы инвестиции, объем которых будет предварительно оценен по результатам технического аудита.
Также необходимы инвестиции в создание новых объектов газотранспортной инфраструктуры в части:
развития газификации;
увеличения транзитного и экспортного потенциала;
реализации проектов разведки, добычи и переработки для увеличения ресурсов товарного газа в Республике Казахстан.
№ п/п | Мероприятия | Необходимая сумма финансирования | Источник финансирования |
1. | Новые проекты газификации согласно актуализированной Генеральной схеме газификации | бюджет будет уточнен в результате актуализации Генеральной схемы |
государственный |
2. | Модернизация и расширение газотранспортной инфраструктуры | источники финансирования будут определяться в процессе подготовки и реализации проектов, уточняться по итогам разработки ТЭО/ПСД проектов | собственные и заемные средства, возврат которых обеспечивается за счет тарифов на транспортировку, оптовых и розничных цен на газ, а также выделения средств из государственного бюджета через пополнение уставного капитала |
3. | Новые проекты разведки, увеличение добычи и переработки газа | бюджет будет уточнен в результате разработки ТЭО для проектов, нацеленных на увеличение ресурсов товарного газа |
заемные средства или средства инвесторов, |
Имеются сложности с привлечением финансирования для инвестиционных проектов газовой отрасли, обусловленные как ограниченными возможностями национального оператора, так и отсутствием у государства свободных бюджетных средств.
Осуществить реализацию данных инвестиционных проектов возможно частично посредством привлечения инвестиционного капитала независимо от формы собственности (квазигосударственный сектор или частные инвесторы).
Таким образом государство сможет осуществить модернизацию газотранспортной инфраструктуры и новые перспективные проекты развития газовой отрасли за счет привлечения сторонних инвестиций, что сейчас столь необходимо для дальнейшего развития газовой отрасли страны.
Для этого перечень приоритетных видов деятельности для реализации инвестиционных проектов, утвержденный постановлением Правительства Республики Казахстан от 14 января 2016 года № 13, необходимо дополнить разделом "газовая отрасль". Данный раздел будет предусматривать газификацию, новое строительство и модернизацию газотранспортной инфраструктуры, реализацию новых проектов по разведке, добыче и переработке газа.
Также необходимо уполномочить национального оператора заключать контракты с инвесторами, гарантирующие возврат инвестиций за счет доходов от транспортировки, переработки, реализации газа и оказания сопутствующих услуг, включая компримирование газа, на условиях:
для транспортировки газа – "транспортируй или плати";
для услуг компримирования газа – "компримируй или плати";
для переработки газа – "предоставляй газ на переработку или плати".
_____________________________________________________
2По результатам технического аудита будет сформирован план модернизации линейной части МГ
Примечание:
Мероприятия "Строительство газоперерабатывающего завода мощностью 1,15 млрд м3/год на базе сырья месторождения Кашаган" и "Строительство ПГУ мощностью 350 МВт в Туркестанской области за счет привлечения инвестиций" предусмотрены в национальном проекте "Устойчивый экономический рост, направленный на повышение благосостояния казахстанцев", утвержденном постановлением Правительства Республики Казахстан от 12 октября 2021 года № 730.
Расшифровка аббревиатур:
АГРС – автоматизированные газораспределительные станции;
Арселор – акционерное общество "ArcelorMittal";
СЭЗ – специальная экономическая зона;
МГ "БГР – ТБА" – магистральный газопровод "Бухарский газоносный район – Ташкент – Бишкек – Алматы";
КИПиА – контрольно-измерительные приборы и автоматика;
ГПА – газоперекачивающий агрегат;
МИО – местные исполнительные органы;
ТЭЦ – тепловая электрическая станция;
ВВП – валовой внутренний продукт;
ПСД – проектно-сметная документация;
МИИР – Министерство индустрии и инфраструктурного развития Республики Казахстан;
МФ – Министерство финансов Республики Казахстан;
Казахмыс – корпорация "Казахмыс";
Фонд – акционерное общество "ФНБ "Самрук-Казына";
АКСИИ – ассоциация "Казахстанский совет иностранных инвесторов";
ВТД – внутритрубная диагностика;
МГ – магистральный газопровод;
ПУГФН – Программа управления государственным фондом недр;
МГ "МСК" – магистральный газопровод "Макат – Северный Кавказ";
МГ "САЦ" – магистральный газопровод "Средняя Азия – Центр";
РБ – республиканский бюджет;
МГ "СОН" – магистральный газопровод "Союз – Оренбург – Новопсков";
Самрук-Энерго – акционерное общество "Самруқ-Энерго";
МИД - Министерство иностранных дел Республики Казахстан;
ТЭО – технико-экономическое обоснование;
КНБ – Комитет национальной безопасности Республики Казахстан;
МНЭ – Министерство национальной экономики Республики Казахстан;
СЭЗ "НИНТ" – специальная экономическая зона "Национальный индустриальный нефтехимический технопарк";
МЭ – Министерство энергетики Республики Казахстан;
ERG – Eurasian Resources Group;
Kazenergy – объединение юридических лиц "Казахстанская ассоциация нефтегазового и энергетического комплекса "Kazenergy";
KEGOC – акционерное общество "Kazakhstan Electricity Grid Operating Company";
PSA – товарищество с ограниченной ответственностью "PSA";
QazaqGaz – акционерное общество "национальная компания "QazaqGaz".
