В Казахстане снова вырастут предельные оптовые цены на товарный газ, в этот раз в среднем на 15%. Министр энергетики подготовил соответствующий приказ, который вступит в силу с 1 июля.
Согласно закону «О газе и газоснабжении» предельные оптовые цены на товарный газ на внутреннем рынке устанавливаются каждые пять лет с разбивкой по годам. При необходимости они корректируются, но не более одного раза в год. Это можно сделать по просьбе национального оператора – АО «НК «QazaqGaz», если изменится цена приобретаемого им товарного газа, тариф на его транспортировку и хранение, а также по ряду других причин.
Так вот, 1 марта этого года QazaqGaz обратился в Министерство энергетики с предложением о корректировке утвержденных предельных цен на газ c 1 июля.
При этом 17 апреля министр энергетики своим приказом повысил средний порог ежегодного увеличения цен с 15 до 20%. Необходимость роста цен на газ была одобрена президентом и правительством, отметили в Минэнерго. Вместе с тем, если сравнить цены по регионам, то можно заметить, что повышение произойдет везде по-разному. Так, наибольший рост – сразу на 35% – случится в нефтегазодобывающих Атырауской и Актюбинской областях, а также на 20% – в Кызылординской области (см. таблицу №1). В Минэнерго говорят, что в этих регионах цены на товарный газ искусственно сдерживались и реальная себестоимость газа превышает утвержденные цены аж на 150-200%.
По данным ведомства, на сегодняшний день средняя оптовая себестоимость товарного газа на внутреннем рынке составляет 33 105 тенге за 1 тыс. куб. м, а утвержденная средняя предельная цена – 20 640 тенге за тыс. куб. м. Оптовая себестоимость формируется из цены, по которой QazaqGaz закупает газ у недропользователей, а также тарифа на транспортировку по магистральным газопроводам. Так вот, в Кызылординской области такая себестоимость составляет 29 694 тенге/тыс. куб. м, в Атырауской – 26 772 тенге/тыс. куб. м., а предельная цена – 10 113 тенге и 9 643 тенге за 1 тыс. куб. м, соответственно.
При этом, часто, QazaqGaz приобретает товарный газ у недропользователей по заниженным ценам. К примеру, себестоимость газа у АО «СНПС-Актобемунайгаз» составляет около 35 000 тенге/тыс. куб м, а продает компания его национальному газовому оператору по 11 837 тенге/тыс. куб. м.
То есть в этой цепочке терпят убыток и производитель, и оптовый поставщик газа. В конечном счете это приводит к снижению производства товарного газа.
Самые низкие в мире?
В Минэнерго считают, что на сегодняшний день оптовая цена на газ в Казахстане, которая в среднем составляет 20 640 тенге за 1 тыс. куб. м, является одной из самых низких в мире. Например, в соседней России за тысячу кубометров природного газа оптовые потребители платят 35 000 тенге.
Низкие цены снижают инвестиционную привлекательность газовой отрасли. Сейчас недропользователи не заинтересованы разрабатывать газовые месторождения из-за убыточности газовой отрасли. Производство товарного газа имеет тенденцию к снижению. Сложившаяся ситуация грозит дефицитом газа, покрывать который придется за счет дорогостоящего импорта, предупреждает министерство. Предлагаемое повышение цен на товарный газ незначительно отразится на потребителях – в среднем в год рост расходов частного дома составит около 1 080 тенге в месяц, квартир – 130 тенге.
По прогнозу Минэнерго, в ближайшие годы ожидается почти двукратный рост потребления газа – с 19,3 млрд куб. м в 2023-м до 32,1 млрд куб. м газа к 2028 году. Увеличение спроса произойдет из-за ввода в строй новых парогазовых электростанций в южных регионах, реализации крупных инфраструктурных проектов в промышленности, нефтегазохимии и росту газификации регионов.
Уровень потребления газа в Казахстане весьма разнообразен, если рассматривать период с 1990-го по 2023 год. Так, в 90-х годах пик потребления пришелся на 1992 год – 18,5 млрд куб. м, а самый низкий уровень был в 1999-м – 8,5 млрд куб. м. Затем, с наступлением нулевых, спрос на природный газ снова начал расти и вырос до 14,7 млрд куб. м в год в 2005-м. Но в 2011 году резко упал, до 6 млрд куб. м – более чем в два раз по сравнению с предыдущим 2010-м. Обратный резкий рост потребления случился в 2014 году – до 16,4 млрд куб. м, или на 78% по сравнению с предыдущим годом. С тех пор спрос на газ в стране увеличивается, но не так резко, как прежде. В прошлом году, по сравнению с предыдущим, показатель повысился всего на 0,3%. В прошлые периоды потребление росло в основном в электроэнергетике и за счет масштабной программы по газификации населения. Сегодня самыми крупными потребителями являются промышленные предприятия, топливно-энергетический комплекс (ТЭК) и население (см. таблицу №2). При этом за последний год значительный рост потребления (на 26%) произошел у категории потребителей, получающих адресную социальную помощь (АСП) и жилищную помощь. Вряд ли эта категория потребителей стала больше сжигать газ. Скорее всего, просто увеличилось количество получателей такой помощи. А это значит, что растет число людей, нуждающихся в социальных пособиях. На втором месте по росту потребления производители компримированного газа – на 7,7% за год.
Очевидно, что спрос на газ в Казахстане будет и дальше расти. И это связано не только с ростом экономики страны, но и обязательствами республики по внедрению чистых источников энергии, где природному газу отводится роль переходного топлива. Поэтому надо увеличивать выпуск товарного газа, создавая привлекательные условия для производителей, что подразумевает в том числе повышение конечных цен на продукцию.
Производство не растет
Основной объем природного газа в Казахстане добывается попутно с нефтью. При этом его нужно очищать от примесей и доводить до товарного состояния, что требует довольно больших производственных затрат. Около 40% добываемого газа недропользователи закачивают обратно в пласт, якобы, для повышения или поддержания пластового давления. В 2023 году в стране было добыто 59,1 млрд куб. м сырого газа, а товарного газа произведено всего 29,8 млрд куб. м. Из этого объема 65% поставлено на внутренний рынок, 18% – экспортировано, остальная часть была использована производителями на собственные нужды (см. таблицу №3).
«Нужно понимать, что, если мы можем считать себя в какой-то степени нефтяной державой, так как входим в первую двадцатку по ее запасам и добыче, то по газу это далеко не так. Если по запасам газа мы где-то на 30 месте, то по добыче есть большие вопросы. Потому что более 80% товарного газа, который пригоден для использования, принадлежит опять-таки тем самым «трем китам» – операторам Тенгиза, Кашагана и Карачаганака. И в настоящее время национальный оператор (QazaqGaz) покупает у них газ по более высоким ценам, чем продает АО «QazaqGaz Aimaq», которое в свою очередь реализует населению», — говорит Олжас Байдильдинов, член Общественного совета Министерства энергетики РК.
При этом по мере роста потребления внутри страны, дефицит газа будет только нарастать, поскольку добывающие компании не вкладывают в производство. Пик производства товарного газа был достигнут в 2018 году – 36,4 млрд куб. м, но затем начал сокращаться.
«Недропользователи во многих случаях продают газ либо в убыток, либо используют для обратной закачки в пласт для поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи. Потому что поставлять газ национальному оператору, у которого есть преимущественное право на покупку газа, бывает не всегда выгодно», — отмечает Олжас Байдильдинов.
По существующим нормам, недропользователи не только обязаны продавать газ нацоператору, но и сами решать вопрос доставки товара до его сетей. К примеру, магистральный газопровод QazaqGaz может находиться в 100 км от месторождения. Так вот, производитель должен построить на собственные средства газопровод, чтобы соединиться с ним. Конечно, никакой нефтяной компании это не будет выгодно, тем более новому предприятию, который только приступил к разработке.
«Мы должны сделать выбор: либо мы будем этот газ импортировать, в том числе из России, либо мы будем развивать собственное производство, и тогда должны быть рыночные цены. На мой взгляд, выбор очевиден. Государство делает правильные шаги, когда последовательно повышает цены на газ», — считает эксперт.
Но, по его мнению, нужно повышать цену для конечного потребителя не в два, а три раза. При этом нужно учитывать и величину потребления товарного газа, приучать людей к экономии и эффективному использованию топлива.
«В тех регионах, где природный газ дешевый, никто не заморачивается над утеплением домов. На севере, где более холодный климат, более суровые условия, потребление газа в домохозяйствах бывает ниже, чем на западе. На мой взгляд, в стране должна быть единая цена на природный газ. Мы не должны делить регионы на нефтедобывающие и какие-то другие. И у всех должен быть определенный уровень потребления, свыше которого будет более высокий тариф, как это принято в сфере электроэнергии», — полагает Байдильдинов.
По его словам, надо понимать, что газа у нас немного. При этом он нужен нам для газификации населения, металлургии и запуска новых производств.
«Все новые производства и новое оборудование работает на газе, либо электричестве. Здесь опять-таки нужно сделать выбор: что мы стимулируем в первую очередь – потребление этого газа или же развитие производства товаров и услуг за счет этого ресурса», — считает эксперт.
При этом нужно учитывать тот факт, что этим газом владеют иностранные нефтяные компании – акционеры Тенгиза, Кашагана и Карачаганака. Они продают газ оператору по ценам, привязанным к доллару. Соответственно, любое ослабление национальной валюты будет приводить к удорожанию газа.
Спасти оператора
Повышение цен на товарный газ должно помочь не только увеличить выпуск товарного газа, но и спасти QazaqGaz от банкротства. В Минэнерго считают, что поэтапное достижение безубыточности реализации газа на внутреннем рынке позволит нацоператору поддерживать стабильное газоснабжение в условиях необходимости импорта газа без ущерба энергетической безопасности и развивать новые промышленные и газотранспортные проекты, а также снизить ценовую диспропорцию между соседними регионами.
«Оптовая реализация товарного газа на внутреннем рынке является убыточной для QazaqGaz. За 2015-2023 годы убыток компании составил 940 млрд тенге, в том числе за прошлый год – 175 млрд тенге. Эти убытки компенсируются доходами от экспорта газа, которые ежегодно снижаются, и к 2026-2027 годам могут сократиться до нуля», — говорит Муратбек Маханов, управляющий директор нефтегазового сектора и экологии НПП РК «Атамекен».
Негативное влияние на экономику QazaqGaz оказывают и крупные инфраструктурные проекты, такие как Соколовско-Сарбайское горно-обогатительное производственное объединение и Qarmet, которым нужен газ по льготным ценам ($100-120/тыс. куб. м) и на долгосрочный период.
Эксперт отмечает, что за прошедшие 9 лет среднегодовой рост цен на товарный газ составлял 6,4% при нормативно допустимом 15% в год. Однако, даже при 20%-ом росте оптовых цен деятельность QazaqGaz на внутреннем рынке останется убыточной. Для поэтапного выхода на безубыточный уровень на внутреннем рынке требуется рост оптовых цен на газ в среднем на 33% в год в течение трех лет. И это не считая экономику строительства магистрального газопровода «Талдыкорган – Ушарал» и совместных проектов с катарской Power International Holding (PIH).
Напомним, что в рамках государственного визита главы государства в феврале этого года в Катар были подписаны соглашения о сделках по строительству двух газоперерабатывающих заводов (ГПЗ) на Кашагане мощностью 1 и 2,5 млрд куб. м в год, новой компрессорной станции КС-14 и магистрального газопровода «КС-14 Костанай – Актобе», а также второй нитки магистрального газопровода «Бейнеу – Бозой – Шымкент» (ББШ) на общую сумму 4,9 трлн тенге ($11 млрд).
«Возвратность привлеченных инвестиций по данным проектам может быть обеспечена только путем дополнительного повышения тарифов с 2026 года. В этой связи, откладывание решения по вопросу повышения оптовых цен может привести к более резкому одномоментному скачку цен после 2026 года», — говорит Муратбек Маханов.
Недавно стало известно, что катарский холдинг запросил высокие (до $136 за 1 тыс. куб. м) тарифы на переработку сырого газа на будущем Кашаганском ГПЗ. Также инвестор готов вложиться в строительство второй нитки ББШ, если стоимость транспортировки газа по нему составит $74,3 за 1 тыс. куб. м.
По информации специалистов Национального банка РК, сохранение тарифов на низком уровне создает риски отложенной инфляции, то есть неизбежного и зачастую неожиданного повышения тарифов в среднесрочной перспективе. В тоже время плавный и ожидаемый рост цен на услуги будет способствовать снижению инфляционных ожиданий и замедлению общего уровня инфляции, отмечает Маханов.
Импорт и экспорт
Минэнерго предупреждает, что из-за ограниченности ресурсов, газоснабжение новых потребителей будет возможно только за счет импорта из России по коммерческим ценам на условиях «take-or-pay» («бери или плати»), что приведет к резкому увеличению себестоимости газа.
При этом Россия согласна продавать Казахстану свой газ по $180 или около 124 тыс. тенге за 1 тыс. куб. м. Сейчас средние оптовые цены по республике составляют 20 640 или $46,66 за 1 тыс. куб. м (см. таблицу №1). То есть российский газ обойдется нам почти в четыре раза дороже. В 2023 году QazaqGaz закупил у «Газпрома» 0,5 млрд куб. м газа.
Отсутствие ресурсов тормозит и процесс газификации населения. По итогам 2023 года уровень газификации страны достиг 60%, что означает – 12 млн казахстанцев обеспечены природным газом. При этом министр энергетики Алмасадам Саткалиев в начале этого года заявил, что к 2030 году данный показатель планируется довести всего лишь до 65%.
Согласно Комплексному плану развития газовой отрасли РК на 2022-2026 годы, к 2030 году добыча сырого газа в Казахстане ожидается на уровне 87 млрд куб. м. Производство товарного газа на действующих месторождениях должно составить 29,6 млрд куб. м, а с учетом новых проектов – 42 млрд куб. м. При этом внутреннее потребление превысит 32,3 млрд куб. м. Как видим, есть большая зависимость от предполагаемых новых проектов, в том числе строительства ГПЗ на Кашагане. Если не будут открыты новые производства, внутренний рынок будет зависим от внешних поставок.
По мнению S&P Global, в перспективе Казахстан продолжит импортировать российский и туркменский газ для удовлетворения внутренних потребностей. Прогнозируется, что совокупный импорт газа в 2030 году составит около 5,6 млрд куб. м, а в 2050-м — вырастет примерно до 11,6 млрд куб. м.
При этом импорт из Туркменистана увеличится до 2 млрд куб. м в год к 2030 году и 6,3 млрд куб. м в 2050 году, а закупка газа из России в период до 2050 года будет сохраняться на уровне 4-5 млрд куб. м в год.
Эксперты полагают, что в более долгосрочной перспективе Казахстан, вероятно, продолжит поставлять относительно небольшие объемы газа в Китай, возможно, с сезонными зимними сокращениями или даже перерывами. В 2022 году, когда снижение производства товарного газа из-за поломок ГПЗ на Кашагане и Тенгизе и ограничения приемки карачаганакского сырья на Оренбургском ГПЗ совпало с резким ростом потребления газа в стране (из-за аномальных морозов), QazaqGaz был вынужден резко сократить объемы экспорта газа в КНР. Казахстан, согласно пятилетнему контракту от 2018 года, имеет обязательства перед Китаем о ежегодной поставке 10 млрд куб. м газа. В последние годы компания поставляла в среднем около 7 млрд куб. м в год, но в 2022-м снизила до 4,6 млрд. Тогда за невыполнение обязательств QazaqGaz выплатил Petrochina компенсацию в размере $40,2 млн. При этом в 2023 году стороны продлили контракт еще на 5 лет.
По прогнозу S&P Global, Казахстан сможет обеспечить надлежащий баланс спроса и предложения газа в стране и восстановить объемы экспорта в Китай (до 7,6 млрд куб. м в 2040 году), если проведет реформы внутреннего газового рынка, такие как повышение цен и оптимизация условий разведки и добычи, а также построит новые ГПЗ и увеличит импорт газа.
Таблица №1
Предельные оптовые цены на товарный газ в РК, действующие с 1 июля 2023 года по 30 июня 2024-го, и будущие – с 1 июля 2024 года по 30 июня 2025 года. В тенге за 1000 куб. м без НДС.
| 2023-2024 | 2024-2025 | Рост в % | ||
| Города | ||||
| 1 | Астана | 27 052 | 29 757 | 10 |
| 2 | Алматы | 25 103 | 29 873 | 19 |
| 3 | Шымкент | 26 197 | 29 341 | 12 |
| Области | ||||
| 4 | Акмолинская | 27 052 | 29 757 | 10 |
| 5 | Актюбинская | 8 478 | 11 445 | 35 |
| 6 | Алматинская | 25 103 | 29 873 | 19 |
| 7 | Атырауская | 9 643 | 13 018 | 35 |
| 8 | ЗКО | 14 637 | 14 747 | 0,7 |
| 9 | Жамбылская | 23 855 | 28 626 | 20 |
| 10 | Жетісу | 25 103 | 29 873 | 19 |
| 11 | Карагандинская | 27 052 | 29 757 | 10 |
| 12 | Костанайская | 22 387 | 25 521 | 14 |
| 13 | Кызылординская | 10 113 | 12 136 | 20 |
| 14 | Мангистауская | 18 300 | 21 594 | 18 |
| 15 | Туркестанская | 26 197 | 29 341 | 12 |
| 16 | Ұлытау | 27 052 | 29 757 | 10 |
| 17 | ВКО | 7 563 | 7 563 | 0 |
Таблица №2
Динамика потребления газа по категориям потребителей, 2022-2023 годы, млрд куб. м
| Категория потребителей | 2022 | 2023 | Изменение в % |
| Промышленные предприятия | 7,76 | 7,63 | — 1,7 |
| Производители компримированного газа | 0,049 | 0,053 | + 7,7 |
| Бюджетные организации | 0,272 | 0,276 | + 1,5 |
| Топливно-энергетический комплекс | 6,35 | 6,46 | + 1,7 |
| Население | 4,08 | 4,14 | + 1,5 |
| Население, получающее АСП и жилищную помощь | 0,006 | 0,008 | + 26 |
| Коммунально-бытовые предприятия | 0,500 | 0,516 | + 3,2 |
| Расходы на собственные нужды и потери | 0,328 | 0,335 | + 2,1 |
| Общее потребление | 19,36 | 19,43 | + 0,36 |
Таблица №3
Производство и потребление газа в 2022-2023 годы, млрд куб. м
| 2022 | 2023 | Изменение в % | |
| Совокупная добыча | 53,2 | 59,1 | +11 |
| Производство товарного газа | 27,8 | 29,8 | + 7 |
| Внутренне потребление | 19,36 | 19,43 | + 0,3 |
| Экспорт | 4,6 | 5,6 | + 22 |
| На собственные нужды недропользователей | 3,8 | 4,8 | + 26 |
Источник: Министерство энергетики РК
