Министерство энергетики актуализировало Генеральную схему газификации на период с 2015 по 2030 год, учитывающую возрастающее потребление голубого топлива бытовым сектором и экономикой республики, а также выгоды от транзита природного газа

С 2017 по 2021 год объёмы потребления товарного газа в Казахстане выросли в 1,4 раза. И по прогнозам профильного ведомства, такая динамика как минимум сохранится в обозримой перспективе.

Министерство энергетики РК представило для публичного обсуждения обновлённую Генеральную схему газификации Рес­публики Казахстан на 2015–2030 годы. В первом же разделе документа подчеркивается, что он устанавливает приоритетность обеспечения газом внут­ренних потребностей страны.

При этом конечная цель построения генеральной схемы сформулирована следующим образом: создание условий для устойчивого социально-экономического развития респуб­лики через поэтапное развитие транзитных мощностей магистральных газопроводов и их экспортного потенциала, а также увеличение охвата населения через создание единой газотранспортной сис­темы для полного обеспечения потребности в газоснабжении за счёт собственных ресурсов газа.

Достижение этой цели предполагает увеличение добычи газа на существующих и вовлечение новых месторождений с ростом выработки товарного газа с поч­ти 30 млрд кубомет­ров в 2021 году до 42,1 млрд кубометров (по оптимистичному сценарию) к 2030-му.

Минэнерго констатирует, что для обеспечения товарным газом внутреннего рынка и экспорта необходимо привлечение дополнительных инвестиций в новые проекты добычи и переработки газа вкупе с мерами по стимулированию инвесторов и предоставлению фискальных преференций на недропользование и обоснованных закупочных цен на товарный газ для добывающих компаний.

На внутреннем рынке ставится задача по расширению уровня охвата газоснабжением населения Казахстана с 11 млн человек (57,67%) по итогам 2021 года до 13,5 млн человек (65%) к 2030-му. Данные расчеты построены на том, что будут использованы все возможные ресурсы и произойдет значительное увеличение потребления газа за счёт энергетики и газохимии.

Попутный и свободный

Особенность добычи голубого топлива в республике состоит в том, что практически на всех крупных месторождениях газ как попутный компонент извлекается из нефтегазовой смеси, что предопределяет зависимость объёмов его добычи от динамики добываемой нефти.

По состоянию на 1 января 2020 года извлекаемые запасы газа в стране составляли 3,8 трлн кубических метров, из которых попутный (растворенный) газ – 2,2 трлн кубометров, а природный (свободный) – 1,6 трлн кубических метров.

Более 95% всех разведанных газовых запасов сосредоточено в западных регионах Казахстана, при этом свыше 85% – на крупных нефтегазовых (Тенгиз, Кашаган, Королевское, Жанажол) и нефтегазоконденсатных (Карачаганак, Имашевское) месторождениях. В том числе запасы месторождения Кашаган составляют 1 353 млрд кубометров, Карачаганак – 741 млрд, Тенгиз – 510 млрд.

Обеспечение роста ресурсной базы газа планируется за счёт проведения доразведки на новых территориях месторождений Имашевского, Хвалынского, Каламкас море, Каменско-Тепловско-Токаревской группы месторождений, Рожковском, Ансагане и других. Резервом для дальнейшего увеличения годовых объёмов переработки и получения товарного газа является сохраняющаяся обратная закачка больших объёмов в пласт.

По итогам 2021 года объём обратной закачки газа составил около 32% от общей добычи и, кроме того, 13% добываемого газа используется на собственные технологические нужды недропользователей.

В последние годы в газовой отрасли республики сохраняется тенденция динамичного роста объёмов добычи сырого газа. К 2030 году данный показатель ожидается на уровне 87,1 млрд кубометров по оптимистичному сценарию и 81,7 – по реалистичному. Однако в обоих сценариях только около половины добытого сырья будет переработано в товарный газ. Оставшаяся часть использована на собственные нужды недропользователей или закачана обратно в пласт.

Как известно, обратная закачка газа в пласт – один из эффективных способов поддержания пластового давления, решение по выбору данного метода принимается с учетом геологических, технико-экономических факторов.

На Тенгизе и Карачаганаке обратная закачка газа является апробированным методом поддержания пластового давления с выстроенной инфраструктурой, подтверждаемым проектными документами. С учетом рассмотрения различных альтернативных вариантов поддержания пластового давления обратная закачка газа на этих месторождениях принята как базовое и оправданное решение для обеспечения уровня добычи жидких углеводородов.

Таким образом, можно предположить, что возможность большей переработки добываемого газа потребует дополнительных переговоров с компаниями-недропользователями, в том числе дополнительных исследований технологических особенностей и экономического эффекта от обратной закачки.

Перспективное развитие газовой отрасли на долгосрочную перспективу будет связано с освоением месторождений казахстанского сектора Каспийского моря. По оценке Министерства энергетики, ожидаемые объёмы газовой добычи по Кашагану составляют порядка 9 млрд кубических метров в год.

Из данного объёма, согласно договору между национальным оператором – компанией «QazaqGaz» – и подрядными компаниями, национальный оператор будет приобретать ежегодно около 2,5–3 млрд кубометров кашаганского газа до окончания срока действия Соглашения о разделе продукции по Северному Каспию, то есть до 2042 года.

В целом сегодня в стране имеются четыре крупных газоперерабатывающих завода и несколько небольших. Кроме того, действует важная договоренность по переработке газа с месторождения Карачаганак за пределами страны на Оренбургском газоперерабатывающем заводе в России.

Текущая мощность четырёх газоперерабатывающих заводов с учетом ввода в эксплуатацию перерабатывающих мощностей проекта Кашаган составляет 23,8 млрд кубических метров в год. Вместе с имеющимися в распоряжении мощностями на Оренбургском газоперерабатывающем заводе это представляется достаточным для переработки основной части объёмов коммерческой добычи газа в стране, ожидаемых на протяжении примерно десяти ближайших лет.

С учетом намечаемого увеличения газовой добычи уже ведётся строительство газоперерабатывающего завода мощностью до 1 млрд кубометров вблизи установки комплексной подготовки нефти Болашак в Атырауской области с планируемым вводом в эксплуатацию в 2025 году. Предполагается, что на данном ГПЗ будет вырабатываться 750 млн кубометров товарного газа в год.

Предполагаемое увеличение объёмов газа, передаваемых для внутренних потребителей от Кашагана и Тенгиза, потребует принятия решений в ближайшие годы о строительстве новых перерабатывающих мощностей на 5–6 млрд кубометров в год в районе указанных месторождений, в том числе возможной переработке до 2 млрд кубометров карачаганакского газа на созданных мощностях Чинаревского месторождения.

Стимулы для инвесторов

Рассматривая перспективы реализации новых проектов добычи и переработки газа, Министерство энергетики констатировало, что сдерживающим фактором для этой работы является недостаточная их рентабельность. В частности, она обусловлена низкими закупочными ценами на газ у добывающих компаний из-за необходимости сдерживания розничных цен на внутреннем газовом рынке и имеющихся ограничений для экспортных поставок. К другим сдерживающим факторам отнесены высокие капитальные затраты на реализацию газовых проектов, а также отсутствие разведанных коммерческих обнаружений и малые запасы газа на разведанных месторождениях.

По поручению Президента Касым-Жомарта Токаева ведётся работа по принятию комплекса мер по повышению инвестиционной привлекательности для доразведки и разработки пока нерентабельных месторождений в рамках совместной рабочей группы, в которую входят представители Правительства, Совета иностранных инвесторов, АО «НК «КазМунайГаз» и национального оператора.

В настоящее время рассматриваются два основных механизма по повышению инвестиционной привлекательности газовых проектов: стимулирующая формула цены для закупа газа национальным оператором у недропользователей для новых проектов разведки, добычи и переработки газа, а также преференции, в том числе фискальные.

Предполагается, что газ будет закупаться у недропользователей в рамках долгосрочных офтейк-контрактов с учетом предоставления равного беспрепятственного доступа к газотранспортной системе для всех недропользователей, инвестирующих в новые газовые проекты.

Формула закупочной цены будет предложена в качестве оферты всем недропользователям и распространится на новые объёмы газа в разрезе месторождений. Министерствами национальной экономики и финансов рассматриваются механизмы предоставления фискальных преференций, так как стимулирующей формулы недостаточно для обеспечения необходимой рентабельности газовых проектов.

«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, который будет подписываться между уполномоченным органом в сфере газа и газоснабжения и инвестором», – отмечается в документе.

Портрет потребителя

Важно отметить, что ожидаемый рост потребления газа по республике на 13,3 млрд кубометров к 2030 году в сравнении с 2021-м произойдет за счёт создания новой подотрасли – газохимии, а также за счёт масштабного перевода на газ ТЭЦ Алматы, Шымкента, Кызылорды и Астаны, а также и из-за увеличения потребления газа рядом крупных промпредприятий.

В структуре потребления газа наибольшая доля приходится на предприятия топливно-энергетического комплекса (до 35%) и промышленности (36,5%). На долю населения и коммунально-бытовых объектов приходится 26,6% газа, потребляемого в стране.

Наиболее высокие уровни газификации сложились в западном регионе: Мангистауская область газифицирована на 98,4%, Атырауская – на 98,7%, Западно-Казахстанская – на 98,9 % и Актюбинская – на 92,7%. Кроме того, с вводом в эксплуатацию магистральных газопроводов Бейнеу – Шымкент, Алматы – Талдыкорган активная газификация ведётся в южных регионах.

В предстоящий период до 2030 года ожидается завершение газификации в областях западного региона. Основные работы по газификации в связи с завершением строительства магистрального газопровода Бейнеу – Шымкент и газовой магистрали Казахстан – Китай будут вестись в Кызылординской, Туркестанской, Жамбылской, Алматинской областях и области Жетысу.

Одним из вопросов, требующих скорейшего разрешения, является газификация северных и восточных регионов Казахстана. Как известно, из-за ограниченности собственных газовых ресурсов уполномоченные ведомства и организации Казахстана вели продолжительные переговоры с АО «Газпром» о возможности использования российского газа для снабжения северо-востока нашей страны. И вот на днях министр энергетики РК Алмасадам Саткалиев сообщил журналистам, что сторонами предварительно согласован маршрут новых газопроводов из России.

Цена газа, который намеревается покупать Казахстан для обеспечения севера и востока страны, будет более привлекательной, чем для других стран ЕАЭС с учетом меньших расходов на транспортировку. Есть основания предполагать, что на переговорные позиции России оказал влияние избыток газа в стране, для которой оказался недоступен традиционный европейский рынок сбыта.

Реализация генеральной схемы по реалистичному сценарию развития предполагает достижение к 2030 году ряда прогнозных результатов, в том числе обеспечение бездефицитного баланса газа при уровне потребления на внутреннем рынке в объёме 28 млрд кубометров. Будет газифицировано дополнительно 1 267 населённых пунктов, что позволит до 65% повысить уровень охвата.

Как ожидается, общая протяженность строительства новых газопроводов всех категорий составит порядка 42,6 тыс. км, из них 4,6 тыс. км приходится на магистральные газопроводы, в том числе 3 тыс. км будут построены национальным оператором, 1,6 тыс. км – компаниями, нанятыми местными исполнительными органами. Прогнозируемый объём инвестиций в реализацию схемы составит около 4,3 трлн тенге (в ценах 2022 года).

Важным аспектом в реализации генеральной схемы является снижение вредного воздействия объектов энергетики на окружающую среду, особенно после перевода на природный газ теплоэнергетических центров в Алматы, Шымкенте, Кызылорде и Астане.

В заключение стоит отметить, что планы развития газовой отрасли Казахстана могут претерпеть определенные изменения в случае реализации инициативы Российской Федерации о партнёрстве с Казахстаном и Узбекистаном в сфере транспортировки российского газа по территориям двух центрально-азиатских государств. Детали этого проекта, который в Москве называют «тройственным газовым союзом», пока неизвестны. Однако инициировавшая проект Москва обещает, что его условия будут взаимовыгодными, а сам он укрепит энергетическую безопасность стран-участниц.