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

Приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 13 ноября 2014 года № 121. Зарегистрирован в Министерстве юстиции Республики Казахстан 12 декабря 2014 года № 9958.

      Сноска. Заголовок - в редакции приказа Министра энергетики РК от 12.04.2023 № 141 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      В соответствии с подпунктом 6) статьи 6 Закона Республики Казахстан от 9 января 2012 года "О газе и газоснабжении", ПРИКАЗЫВАЮ:

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

      Сноска. Пункт 1 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 12.04.2023 № 141 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

      2. Департаменту развития газовой промышленности Министерства энергетики Республики Казахстан обеспечить:

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

      2) в течение десяти календарных дней после государственной регистрации настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан направление на официальное опубликование настоящего приказа в средствах массовой информации и информационно-правовой системе "Әділет";

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

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

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

     
      Министр В. Школьник

  Утверждены приказом
Министра энергетики
Республики Казахстан
от 13 ноября 2014 года № 121

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

      Сноска. Правила - в редакции приказа Министра энергетики РК от 12.04.2023 № 141 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

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

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

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

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

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

      3) уровень рентабельности в размере не более десяти процентов.

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

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

      2) расходы на производство товарного газа из сырого газа;

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

      4) уровень рентабельности в размере не более десяти процентов.

      4-1. В соответствии с пунктом 4-1 статьи 15 Закона цена товарного газа, производимого недропользователями, осуществляющими свою деятельность по контракту на недропользование, заключенному после 1 января 2023 года в отношении участка (участков) недр, на котором (которых) до указанной даты не осуществлялась добыча сырого газа в рамках иных контрактов (лицензий) на недропользование определяется согласно приложению 3 к настоящим Правилам с учетом сложности разработки месторождения углеводородов и переработки сырого газа, исходя из среднеарифметического значения предельных цен оптовой реализации товарного газа и экспортных цен товарного газа, за вычетом:

      1) расходов на транспортировку товарного газа по системе магистральных газопроводов от предполагаемого места реализации товарного газа национальному оператору до границы Республики Казахстан;

      2) расходов на транспортировку товарного газа от недропользователя до предполагаемого места реализации товарного газа национальному оператору;

      3) нормы рентабельности национального оператора в размере до десяти процентов.

      Порядок определения цены товарного газа, предусмотренный настоящим пунктом, также распространяется на объемы товарного газа, производимого недропользователями, осуществляющими свою деятельность по контракту (лицензии) на недропользование, заключенному (выданной) до 1 января 2023 года, превышающие среднеарифметическое значение годового объема реализации товарного газа таким недропользователем национальному оператору за пять последовательных календарных лет, предшествующих 2023 году.

      5. В соответствии с пунктом 6 статьи 15 Закона, недропользователи, имеющие намерение произвести отчуждение сырого и (или) товарного газа, направляют на экспертизу в уполномоченный орган расчеты цены сырого и (или) товарного газа, приобретаемого национальным оператором в рамках преимущественного права государства, подтвержденные документально, в срок не позднее 1 января предстоящего года.

      При этом по контрактам на недропользование, заключенным после 1 июля предыдущего года, в рамках которых в текущем календарном году планируется добыча сырого газа, в срок не позднее чем за 2 месяца до начала такой добычи предоставляются расчеты на основании имеющихся у недропользователя фактических данных (при наличии) и соответствующего базового проектного документа, утвержденного недропользователем и получившего положительные заключения экспертиз, предусмотренных Кодексом Республики Казахстан "О недрах и недропользовании", с введением в действие цены сырого и (или) товарного газа, приобретаемого национальным оператором в рамках преимущественного права государства, с даты ее утверждения.

      6. Цена сырого и товарного газа, приобретаемого национальным оператором в рамках преимущественного права государства на планируемый период, определямая согласно приложениям 1 и 2 к настоящим Правилам, не может превышать более чем на десять процентов цену сырого и товарного газа, приобретенного национальным оператором в предыдущем календарном году.

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

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

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

     


      где,

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

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

     


      где,

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

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

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

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

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

     


      где,

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

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

      AEPG – средневзвешенная экспортная цена товарного газа на границе Республики Казахстан в предыдущем календарном году, рассчитываемая по данным таможенной статистики, публикуемым Бюро национальной статистики Агентства по стратегическому планированию и реформам Республики Казахстан, за вычетом расходов по транспортировке товарного газа от недропользователя до границы Республики Казахстан, определяемых на основании тарифов, в тенге за тысячу метров кубических;

      AEPО – средневзвешенная экспортная цена сырой нефти на границе Республики Казахстан в предыдущем календарном году, рассчитываемая по данным таможенной статистики, публикуемым Бюро национальной статистики Агентства по стратегическому планированию и реформам Республики Казахстан, за вычетом расходов по транспортировке сырой нефти от недропользователя до границы Республики Казахстан, определяемых на основании тарифов, в тенге за тонну;

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

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

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

     


      где,

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

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

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

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

     


      где,

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

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

     


      где,

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

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

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

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

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

     


      где,

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

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

      AEPG – средневзвешенная экспортная цена товарного газа на границе Республики Казахстан в предыдущем календарном году, рассчитываемая по данным таможенной статистики, публикуемым Бюро национальной статистики Агентства по стратегическому планированию и реформам, за вычетом расходов по транспортировке товарного газа от недропользователя до границы Республики Казахстан, определяемых на основании тарифов, тенге за тысячу метров кубических;

      AEPO – средневзвешенная экспортная цена сырой нефти на границе Республики Казахстан в предыдущем календарном году, рассчитываемая по данным таможенной статистики, публикуемым Бюро национальной статистики Агентства по стратегическому планированию и реформам, за вычетом расходов по транспортировке сырой нефти от недропользователя до границы Республики Казахстан, определяемых на основании тарифов, тенге за тонну;

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

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

     


      где,

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

      QG – объем производства товарного газа, тысяч метров кубических;

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

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

      r2 – коэффициент, отражающий несколько показателей:

      объем добычи газа;

      качество товарного газа;

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

     


      где,

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

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

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

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

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

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

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

     


      где,

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

      Вспомогательные показатели:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

     


      где,

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

  Приложение 3
к Правилам определения цены
сырого и товарного газа,
приобретаемого национальным
оператором в рамках
преимущественного права
государства

Определение цены товарного газа, производимого недропользователями,
осуществляющими свою деятельность по контракту на недропользование,
заключенному после 1 января 2023 года, в отношении участка (участков) недр,
на котором (которых) до указанной даты не осуществлялась добыча сырого газа
в рамках иных контрактов (лицензий) на недропользование, а также объемов
товарного газа, производимого недропользователями, осуществляющими свою
деятельность по контракту (лицензии) на недропользование, заключенному (выданной)
до 1 января 2023 года, превышающих среднеарифметическое значение годового объема
реализации товарного газа таким недропользователем национальному оператору
за пять последовательных календарных лет, предшествующих 2023 году

      Сноска. Правила дополнены приложением 3 в соответствии с приказом Министра энергетики РК от 12.04.2023 № 141 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

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

     


      где,

     

– цена товарного газа, приобретаемого национальным оператором в рамках преимущественного права государства, производимого недропользователями, осуществляющими свою деятельность по контракту на недропользование, заключенному после 1 января 2023 года, в отношении участка (участков) недр, на котором (которых) до указанной даты не осуществлялась добыча сырого газа в рамках иных контрактов (лицензий) на недропользование, а также объемов товарного газа, производимого недропользователями, осуществляющими свою деятельность по контракту (лицензии) на недропользование, заключенному (выданной) до 1 января 2023 года, превышающих среднеарифметическое значение годового объема реализации товарного газа таким недропользователем национальному оператору за пять последовательных календарных лет, предшествующих 2023 году в тенге за тысячу кубических метров;

     

– текущая экспортная цена товарного газа на границе Республики Казахстан с Китайской Народной Республикой, определяемая исходя из сведений, получаемых от национального оператора, в тенге за тысячу кубических метров;

     

– среднеарифметическое значение предельных цен оптовой реализации товарного газа на внутреннем рынке, утвержденных на текущий календарный год, в тенге за тысячу кубических метров;

     

– рентабельность национального оператора до 10% от текущей экспортной цены товарного газа на границе Республики Казахстан с Китайской Народной Республикой за вычетом расходов на транспортировку товарного газа по системе магистральных газопроводов от недропользователя до границы с Китайской Народной Республикой, в тенге за тысячу кубических метров;

     

– расходы на транспортировку товарного газа по системе магистральных газопроводов от недропользователя до границы с Китайской Народной Республикой, в тенге за тысячу кубических метров;

     

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

     

– коэффициент сложности разработки месторождения:

      если месторождение не соответствует параметрам, указанных в подпунктах 1) и 2) пункта 1-2 статьи 36 Кодекса Республики Казахстан "О недрах и недропользовании", то коэффициент сложности разработки месторождения равен 0,8;

      если месторождение соответствует одному из параметров, указанных в подпунктах 1) и 2) пункта 1-2 статьи 36 Кодекса Республики Казахстан "О недрах и недропользовании", то коэффициент сложности разработки месторождения равен 1.

      В случае если по контракту на недропользование, заключенному до 1 января 2023 года, реализация товарного газа национальному оператору осуществлялась менее чем пять последовательных календарных лет, то применяется среднеарифметическое значение годового объема только за период такой реализации.

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

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2014 жылғы 13 қарашадағы № 121 бұйрығы. Қазақстан Республикасының Әділет министрлігінде 2014 жылы 12 желтоқсанда № 9958 тіркелді.

      Ескерту. Бұйрықтың тақырыбы жаңа редакцияда – ҚР Энергетика министрінің 12.04.2023 № 141 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

      "Газ және газбен жабдықтау туралы" Қазақстан Республикасының 2012 жылғы 9 қаңтардағы Заңы 6-бабының 6) тармақшасына сәйкес БҰЙЫРАМЫН:

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

      Ескерту. 1-тармақ жаңа редакцияда – ҚР Энергетика министрінің 12.04.2023 № 141 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

      2. Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің Газ өнеркәсібін дамыту департаменті:

      1) осы бұйрықтың Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркелуін;

      2) осы бұйрық Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркелгеннен кейін күнтізбелік он күн ішінде оның бұқаралық ақпарат құралдарында және "Әділет" ақпараттық-құқықтық жүйесінде ресми жариялауға жіберілуін;

      3) осы бұйрықтың Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің интернет-ресурсында орналастырылуын қамтамасыз етсін.

      3. Осы бұйрықтың орындалуын бақылау Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің жетекшілік ететін вице-министріне жүктелсін.

      4. Осы бұйрық алғашқы ресми жарияланғанынан кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі.

      Министр В. Школьник

  Қазақстан Республикасы
Энергетика министрінің
2014 жылғы 13 қарашадағы
№ 121 бұйрығымен
бекітілген

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

      Ескерту. Қағида жаңа редакцияда – ҚР Энергетика министрінің 12.04.2023 № 141 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

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

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

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

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

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

      3) он пайыздан аспайтын мөлшердегі рентабельділік деңгейін қамтиды.

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

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

      2) шикі газдан тауарлық газды өндіруге жұмсалатын шығыстарды;

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

      4) он пайыздан аспайтын мөлшердегі рентабельділік деңгейін қамтиды.

      4-1. Заңның 15-бабының 4-1-тармағына сәйкес 2023 жылғы 1 қаңтардан кейін жасалған жер қойнауын пайдалануға арналған келісімшарт бойынша өз қызметін жүзеге асыратын жер қойнауын пайдаланушылар өндіретін тауарлық газдың бағасы көрсетілген күнге дейін жер қойнауын пайдалануға арналған өзге келісімшарттар (лицензиялар) шеңберінде шикі газ өндіру жүзеге асырылмаған жер қойнауы учаскесіне (учаскелеріне) қатысты:

      1) ұлттық операторға тауарлық газды өткізудің болжамды орнынан Қазақстан Республикасының шекарасына дейін тауарлық газды магистральдық газ құбыржолдары жүйесі арқылы тасымалдауға арналған шығыстар;

      2) тауарлық газды жер қойнауын пайдаланушыдан ұлттық операторға тауарлық газды өткізудің болжамды орнына дейін тасымалдауға арналған шығыстар;

      3) ұлттық оператордың он пайызға дейінгі мөлшердегі рентабельділік нормалары шегеріле отырып, тауарлық газды көтерме саудада өткізудің шекті бағалары мен тауарлық газдың экспорттық бағаларының орташа арифметикалық мәні негізге алынып, көмірсутектер кен орнын әзірлеу мен шикі газды қайта өңдеудің күрделілігі ескеріле отырып осы қағидаларға 3-қосымшаға сәйкес айқындалады.

      Осы тармақта көзделген тауарлық газдың бағасын айқындау тәртібі өз қызметін 2023 жылғы 1 қаңтарға дейін жасалған (берілген) жер қойнауын пайдалануға арналған келісімшарт (лицензия) бойынша жүзеге асыратын жер қойнауын пайдаланушылар өндіретін тауарлық газдың осындай жер қойнауын пайдаланушының ұлттық операторға тауарлық газды өткізуінің жылдық көлемінің 2023 жылдың алдындағы қатарынан күнтізбелік бес жылдағы орташа арифметикалық мәнінен асатын көлемдеріне де қолданылады.

      5. Заңның 15-бабының 6-тармағына сәйкес шикі және (немесе) тауарлық газды иеліктен шығаруды жүргізуге ниеті бар жер қойнауын пайдаланушылар уәкілетті органға мемлекеттің артықшылықты құқығы шеңберінде ұлттық оператор сатып алатын шикі және (немесе) тауарлық газ бағасының құжатпен расталған есеп-қисаптарын алдағы жылдың 1 қаңтарынан кешіктірілмейтін мерзімде сараптамаға жібереді.

      Бұл ретте оның шеңберінде ағымдағы күнтізбелік жылы шикі газды өндіру жоспарланған өткен жылғы 1 шілдеден кейін жасалған жер қойнауын пайдалануға арналған келісімшарттар бойынша осындай өндіру басталғанға дейін 2 айдан кешіктірілмейтін мерзімде мемлекеттің артықшылықты құқығы шеңберінде ұлттық оператор сатып алатын шикі және (немесе) тауарлық газдың бағасын бекіткен күнінен бастап оны күшіне енгізе отырып, жер қойнауын пайдаланушының қолда бар нақты деректері (бар болған жағдайда) мен жер қойнауын пайдаланушы бекіткен және "Жер қойнауы және жер қойнауын пайдалану туралы" Қазақстан Республикасының Кодексінде көзделген сараптамалардың оң қорытындысын алған тиісті базалық жобалық құжаттың негізінде есептеулер ұсынылады.

      6. Осы Қағидаларға 1 және 2-қосымшаларға сәйкес айқындалатын, жоспарланатын кезеңге ұлттық оператор мемлекеттің артықшылықты құқығы шеңберінде сатып алатын шикі және тауарлық газдың бағасы ұлттық оператор өткен күнтізбелік жылы сатып алған шикі және тауарлық газдың бағасынан он пайыздан аспайды.

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

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

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



      мұндағы,

      РС – мемлекеттің артықшылықты құқығы шеңберінде ұлттық оператор сатып алатын шикі газдың бағасы, бір мың текше метрі үшін теңгемен;

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



      мұндағы,

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

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

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

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

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



      мұндағы,

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

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

      AEPG – тарифтердің негізінде айқындалатын, тауарлық газды жер қойнауын пайдаланушыдан Қазақстан Республикасының шекарасына дейін тасымалдау жөніндегі шығыстарды шегере отырып, Қазақстан Республикасы Стратегиялық жоспарлау және реформалар агенттігінің Ұлттық статистика бюросы жариялайтын кедендік статистика деректері бойынша есептелетін Қазақстан Республикасының шекарасындағы тауарлық газдың өткен күнтізбелік жылғы орташа өлшенген экспорттық бағасы, бір мың текше метрі үшін теңгеде;

      AEPО – тарифтердің негізінде айқындалатын, шикі мұнайды жер қойнауын пайдаланушыдан Қазақстан Республикасының шекарасына дейін тасымалдау жөніндегі шығыстарды шегере отырып, Қазақстан Республикасы Стратегиялық жоспарлау және реформалар агенттігінің Ұлттық статистика бюросы жариялайтын кедендік статистика деректері бойынша есептелетін Қазақстан Республикасының шекарасындағы шикі мұнайдың өткен күнтізбелік жылғы орташа өлшенген экспорттық бағасы, бір тонна үшін теңгеде;

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

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

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



      мұндағы,

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

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

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

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



      мұндағы,

      РС – мемлекеттің артықшылықты құқығы шеңберінде ұлттық оператор сатып алатын тауарлық газдың бағасы, бір мың текше метр үшін теңге;

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



      мұндағы,

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

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

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

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

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



      мұндағы,

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

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

      AEPG – тарифтердің негізінде айқындалатын, тауарлық газды жер қойнауын пайдаланушыдан Қазақстан Республикасының шекарасына дейін тасымалдау жөніндегі шығыстарды шегере отырып, Қазақстан Республикасы Стратегиялық жоспарлау және реформалар агенттігінің Ұлттық статистика бюросы жариялайтын кедендік статистика деректері бойынша есептелетін Қазақстан Республикасының шекарасындағы тауарлық газдың өткен күнтізбелік жылғы орташа өлшенген экспорттық бағасы, бір мың текше метрі үшін теңгеде;

      AEPО – тарифтердің негізінде айқындалатын, шикі мұнайды жер қойнауын пайдаланушыдан Қазақстан Республикасының шекарасына дейін тасымалдау жөніндегі шығыстарды шегере отырып, Қазақстан Республикасы Стратегиялық жоспарлау және реформалар агенттігінің Ұлттық статистика бюросы жариялайтын кедендік статистика деректері бойынша есептелетін Қазақстан Республикасының шекарасындағы шикі мұнайдың өткен күнтізбелік жылғы орташа өлшенген экспорттық бағасы, бір тонна үшін теңгеде;

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

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



      мұндағы,

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

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

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

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

      r2 – бірнеше көрсеткіштерді бейнелейтін коэффициент:

      газды өндіру көлемі;

      тауарлық газдың сапасы;

      газды өндіру көлеміне қосымша өнімді (сұйытылған мұнай газын) өндіру көлемі, мынадай формула бойынша есептеледі:



      мұндағы,

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

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

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

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

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

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

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



      мұндағы,

      Негізгі көрсеткіштер (ҚР СТ 1666 "Магистральдық газ құбыры арқылы жеткізілетін және тасымалданатын табиғи жанғыш газдар. Техникалық шарттар" нормаланады):

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

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

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

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

      r 2.2.3 - ылғалдағы шық нүктесінің С коэффициенті, мына диапазондарда есептеледі:

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

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

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

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

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

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

      Қосымша көрсеткіштер:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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



      мұндағы,

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

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

Көрсетілген күнге дейін жер қойнауын пайдалануға арналған өзге келісімшарттар (лицензиялар) шеңберінде шикі газ өндіру жүзеге асырылмаған жер қойнауы учаскесіне (учаскелеріне) қатысты 2023 жылғы 1 қаңтардан кейін жасалған жер қойнауын пайдалануға арналған келісімшарт бойынша өз қызметін жүзеге асыратын жер қойнауын пайдаланушылар өндіретін тауарлық газдың, сондай-ақ өз қызметін 2023 жылғы 1 қаңтарға дейін жасалған (берілген) жер қойнауын пайдалануға арналған келісімшарт (лицензия) бойынша жүзеге асыратын жер қойнауын пайдаланушылар өндіретін тауарлық газдың осындай жер қойнауын пайдаланушының ұлттық операторға тауарлық газды өткізуінің жылдық көлемінің 2023 жылдың алдындағы қатарынан күнтізбелік бес жылдағы орташа арифметикалық мәнінен асатын көлемдерінің бағасын айқындау

      Ескерту. Қағида 3-қосымшамен толықтырылды – ҚР Энергетика министрінің 12.04.2023 № 141 (алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

      Тауарлық газды мемлекеттің артықшылықты құқығы шеңберінде ұлттық операторға өткізген жағдайда, оның оның бағасын жер қойнауын пайдаланушы мынадай формула бойынша есептейді



      мұндағы,


– мемлекеттің артықшылықты құқығы шеңберінде ұлттық оператор сатып алатын көрсетілген күнге дейін жер қойнауын пайдалануға арналған өзге келісімшарттар (лицензиялар) шеңберінде шикі газ өндіру жүзеге асырылмаған жер қойнауы учаскесіне (учаскелеріне) 2023 жылғы 1 қаңтардан кейін жасалған жер қойнауын пайдалануға арналған келісімшарт бойынша өз қызметін жүзеге асыратын жер қойнауын пайдаланушылар өндіретін тауарлық газдың, сондай-ақ өз қызметін 2023 жылғы 1 қаңтарға дейін жасалған (берілген) жер қойнауын пайдалануға арналған келісімшарт (лицензия) бойынша жүзеге асыратын жер қойнауын пайдаланушылар өндіретін тауарлық газдың осындай жер қойнауын пайдаланушының ұлттық операторға тауарлық газды өткізуінің жылдық көлемінің 2023 жылдың алдындағы қатарынан күнтізбелік бес жылдағы орташа арифметикалық мәнінен асатын көлемдерінің бағасы, бір мың текше метрі үшін теңгеде;

– ұлттық оператордан алынатын мәліметтердің негізінде айқындалатын Қазақстан Республикасы мен Қытай Халық Республикасы шекарасындағы тауарлық газдың ағымдағы экспорттық бағасы, бір мың текше метрі үшін теңгеде;

– ішкі нарықта тауарлық газды көтерме саудада сатудың ағымдағы күнтізбелік жылға бекітілген шекті бағаларының орташа арифметикалық мәні, бір мың текше метрі үшін теңгеде;

– жер қойнауын пайдаланушыдан Қытай Халық Республикасы шекарасына дейін магистральдық газ құбырлары жүйесімен тауарлық газды тасымалдау жөніндегі шығыстарын шегере отырып, Қазақстан Республикасы мен Қытай Халық Республикасы шекарасындағы тауарлық газдың ағымдағы экспорттық бағасынан 10 %-ға дейінгі ұлттық оператордың рентабельділігі;

– тауарлық газды жер қойнауын пайдаланушыдан Қытай Халық Республикасы шекарасына дейін магистральдық газ құбырлары жүйесімен тасымалдау жөніндегі шығыстары, бір мың текше метрі үшін теңгеде;

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

– кен орнын игерудің күрделілік коэффициенті;

      егер кен орны "Жер қойнауы және жер қойнауын пайдалану туралы" Қазақстан Республикасы Кодексінің 36-бабы 1-2-тармағының 1) және 2) тармақшаларында көрсетілген параметрлерге сәйкес келмейтін жағдайда, онда кен орнын игерудің күрделілік коэффициенті 0,8-ге тең;

      егер кен орны "Жер қойнауы және жер қойнауын пайдалану туралы" Қазақстан Республикасы Кодексінің 36-бабы 1-2-тармағының 1) және 2) тармақшаларында көрсетілген параметрлердің біріне сәйкес келетін жағдайда, онда кен орнын игерудің күрделілік коэффициенті 1-ге тең.

      2023 жылға 1 қаңтарға дейін жасалған жер қойнауын пайдалануға арналған келісімшарт бойынша тауарлық газ ұлттық операторға қатарынан алдағы күнтізбелік бес жылдан кем мерзімде өткізілген жағдайда, жылдық көлемнің орташа мәні осындай өткізу кезеңінде ғана қолданылады.