Казахстан впервые за многие годы перешел от разговоров о четвертом нефтеперерабатывающем заводе к практическим действиям. Министерство энергетики официально объявило о начале разработки предварительного технико-экономического обоснования проекта строительства нового НПЗ мощностью до 10 млн тонн нефти в год. Формально речь пока идет лишь о предпроектной стадии. Однако сам факт запуска Пред-ТЭО показывает, что власти рассматривают проект уже не как отдаленную политическую идею, а как потенциальный стратегический объект, который повлияет на всю структуру нефтепереработки страны. Если проект будет реализован, Казахстан получит крупнейший промышленный объект со времен расширения Тенгиза и один из самых дорогих индустриальных проектов за всю историю независимости.
Что известно о будущем заводе
Согласно заявлению Министерства энергетики, новый нефтеперерабатывающий комплекс сможет перерабатывать до 10 млн тонн нефти ежегодно. Координацией проекта занимается Минэнерго, а заказчиком выступает SK Ondeu - дочерняя структура фонда Самрук-Қазына. В течение ближайших шести месяцев международная инжиниринговая команда должна подготовить предварительное ТЭО, после чего правительство получит первые расчеты по стоимости, экономике и конфигурации будущего предприятия. Окончательные параметры проекта пока не раскрываются. Не названы ни точная площадка, ни состав инвесторов, ни сроки начала строительства. Тем не менее базовые контуры проекта уже понятны.
Предполагается, что завод будет ориентирован не только на выпуск бензина и дизеля, но и на производство нефтехимического сырья. Власти прямо говорят о возможности создания вокруг НПЗ нового нефтехимического кластера. Источниками сырья рассматриваются Тенгиз, Кашаган и смешанные схемы поставок через существующую трубопроводную инфраструктуру. Известно, что при выборе площадки для строительства будут учитывать транспортную логистику, наличие железнодорожной инфраструктуры, инженерные сети, экологические ограничения и близость рынков сбыта.
Ранее в Минэнерго заявляли, что одним из потенциальных вариантов размещения четвертого НПЗ рассматривается область Ұлытау. Такой выбор выглядел бы неслучайным. Сегодня почти вся нефтеперерабатывающая инфраструктура Казахстана сосредоточена либо на западе страны, где добывается нефть, либо вдоль советских транспортных маршрутов. При этом центральные и северные регионы остаются зависимыми от поставок топлива с Павлодарского НПЗ и частично - от импорта российских нефтепродуктов.
Размещение нового завода в центре страны позволило бы перераспределить промышленное развитие и создать новый крупный индустриальный узел. Кроме того, это приблизило бы производство топлива к крупнейшим потребителям в центральном и северном Казахстане. Для понимания масштабов: только Карагандинская область ежегодно потребляет более 1 млн тонн нефтепродуктов, значительная часть которых приходится на дизельное топливо для промышленности, энергетики и горнодобывающего сектора. Крупными потребителями ГСМ также остаются Астана, Акмолинская область, Павлодарский промышленный узел и предприятия Ұлытау, где сосредоточены медные и металлургические производства.
Однако у центрального варианта есть и серьезные ограничения. Главная проблема - логистика сырья. Основные нефтяные месторождения Казахстана расположены на западе страны, прежде всего в Атырауской области. Это означает, что нефть для нового НПЗ придется транспортировать на расстояние более 1-1,5 тыс. км. Сейчас основным маршрутом поставок нефти с запада в центр и на юг страны остается нефтепровод Кенкияк - Кумколь, мощность которого после модернизации оценивается примерно в 10 млн тонн нефти в год. Далее нефть может транспортироваться по системе Кумколь - Каракоин - Шымкент. Однако значительная часть этой инфраструктуры уже используется для снабжения Шымкентского НПЗ и транзитных операций.
Фактически запуск нового НПЗ мощностью 10 млн тонн потребует либо серьезного расширения существующих нефтепроводов, либо строительства дополнительных веток. Иначе возникнет конкуренция за сырье между действующими заводами. Юг Казахстана также периодически называют возможной площадкой для строительства. Этот вариант выглядит логичным с точки зрения растущего спроса. Южные регионы страны, включая Алматы, Шымкент, Жамбылскую и Туркестанскую области, формируют один из крупнейших рынков потребления топлива в Казахстане. Только Алматы и Алматинская область ежегодно потребляют около 1,2-1,5 млн тонн нефтепродуктов в год.
Кроме того, южное направление открывает экспортные возможности для поставок топлива в страны Центральной Азии. Совокупный импорт нефтепродуктов Узбекистана, Кыргызстана и Таджикистана оценивается в несколько миллионов тонн ежегодно, а спрос продолжает расти на фоне увеличения автопарка, промышленности и транзитных перевозок. Особенно привлекательным выглядит рынок авиакеросина и дизельного топлива. Например, Узбекистан в последние годы активно увеличивает импорт высококачественного топлива из-за роста авиационного и автомобильного сектора. Но южный сценарий также упирается в сырьевой вопрос. Основные нефтепроводы уже работают с высокой нагрузкой, а доставка западной нефти на юг страны обходится значительно дороже, чем экспорт сырья напрямую через нефтепровод Каспийского трубопроводного консорциума (КТК) или другие внешние маршруты.
На этом фоне одним из потенциально наиболее реалистичных вариантов выглядит размещение нового НПЗ в Атырауской области. Такой сценарий позволил бы использовать уже существующую нефтяную инфраструктуру, близость к крупнейшим месторождениям и готовую систему трубопроводов. При этом новый комплекс мог бы со временем частично заменить действующий Атырауский НПЗ, который остается самым старым (1945 г.) нефтеперерабатывающим заводом страны и уже давно оказался внутри городской застройки. Экологические претензии к АНПЗ звучат многие годы. Жители Атырау регулярно жалуются на запах, шум и выбросы, а власти и экологи неоднократно фиксировали проблемы с загрязнением воздуха. В такой ситуации перенос основной переработки за пределы городской черты мог бы стать не только промышленным, но и социально-экологическим решением для региона. Окончательный выбор площадки для четвертого НПЗ станет не только техническим, но и стратегическим решением, которое определит будущую конфигурацию всей нефтеперерабатывающей отрасли Казахстана.
Цена вопроса или вопрос цены
Официальной оценки стоимости пока нет. Однако мировой опыт показывает, что строительство современного НПЗ мощностью 10 млн тонн в год обходится в сумму от 8 до $15 млрд. Итоговая стоимость зависит от глубины переработки, уровня экологических стандартов, объема нефтехимических производств и сложности инфраструктуры. Для Казахстана это будет чрезвычайно дорогой проект даже по меркам нефтяной отрасли. Поэтому в правительстве уже сейчас говорят о необходимости привлечения иностранных инвесторов.
Казахстан добывает около 90 млн тонн нефти в год, однако перерабатывает внутри страны около 20% этого объема. Основная масса сырья отправляется на экспорт. При этом страна регулярно сталкивается с дефицитом отдельных видов топлива, зависит от импорта авиакеросина и периодически вводит ограничения на вывоз ГСМ. Фактически Казахстан долгие годы оставался сырьевой экономикой, в которой экспорт нефти развивался быстрее, чем внутренняя переработка. Сегодня в стране работают три крупных НПЗ - Атырауский, Павлодарский и Шымкентский. После модернизации их совокупная мощность достигла примерно 18 млн тонн нефти в год. Формально этого уже достаточно для покрытия большей части внутреннего спроса, однако устойчивой самодостаточности отрасль пока так и не добилась.
В 2025 году казахстанские НПЗ произвели около 5,4-5,6 млн тонн автомобильного бензина. Внутреннее потребление оценивается примерно в 5 млн тонн. По бензину Казахстан после модернизации НПЗ в значительной степени приблизился к самообеспечению. В отдельные периоды на рынке даже формировался профицит отдельных видов топлива, что позволяло осуществлять ограниченные экспортные поставки в соседние страны Центральной Азии. Однако правительство продолжает регулярно вводить ограничения на вывоз бензина и дизтоплива, опасаясь дефицита на внутреннем рынке и роста серого экспорта в приграничные государства. Наиболее напряженной остается ситуация с дизельным топливом. Казахстан ежегодно производит порядка 5,2-5,5 млн тонн дизеля, тогда как внутреннее потребление уже приблизилось к 6 млн тонн и продолжает расти.
Основной спрос формируют сельское хозяйство, горнодобывающая промышленность, железнодорожный транспорт и транзитные грузоперевозки. В сезон посевной и уборочной кампаний дефицит дизеля возникает практически ежегодно. Из-за этого Казахстан продолжает импортировать дизтопливо, прежде всего из России. В зависимости от сезона и состояния НПЗ объем импорта может составлять от 300 тыс. до 800 тыс. тонн в год. Особенно критичной ситуация становится в периоды ремонтов на Павлодарском или Шымкентском НПЗ.
Еще одной хронической проблемой остается авиационное топливо. Казахстанские НПЗ исторически были ориентированы прежде всего на выпуск бензина и дизеля, а производство авиакеросина долгое время отставало от растущего спроса. Сегодня внутреннее производство авиатоплива оценивается примерно в 650-750 тыс. тонн в год, тогда как потребление уже превышает 1 млн тонн ежегодно. На фоне роста авиаперевозок, транзитных маршрутов и расширения аэропортов дефицит только усиливается. В результате Казахстан продолжает импортировать значительные объемы авиакеросина, главным образом из России. В разные годы импорт составлял от 300 тыс. до 500 тыс. тонн ежегодно. Особенно зависимыми от внешних поставок остаются крупнейшие авиаузлы страны - Алматы и Астана.
Дополнительной проблемой остается слабое развитие нефтехимии. Казахстан экспортирует сырую нефть, но при этом импортирует значительную часть продукции глубокой переработки - от полимеров до специализированной химии. Одним из главных факторов нестабильности казахстанского рынка ГСМ остается ценовой дисбаланс с соседними странами, прежде всего с Россией. На протяжении многих лет государство сдерживало внутренние цены на топливо, опасаясь ускорения инфляции и социального недовольства. В результате Казахстан по-прежнему остается страной с одним из самых дешевых видов топлива в регионе, несмотря на постепенную либерализацию цен. Весной 2026 года средняя цена бензина АИ-92 в Казахстане находилась в диапазоне примерно 237-245 тенге за литр. Даже после роста цен это соответствовало лишь около $0,5 за литр, что заметно ниже уровня России, стран Центральной Азии и тем более европейского рынка.
Для сравнения, в России средняя цена АИ-92 превышает 60 рублей за литр, что соответствует примерно $0,75. В Узбекистане стоимость бензина еще выше и в пересчете приближается к $0,9-1 за литр. Схожий ценовой дисбаланс сохраняется и по дизельному топливу. Весной 2026 года дизель в Казахстане стоил в среднем 327-335 тенге за литр, или около $0,7. В России цены в этот период находились на уровне 72-75 рублей за литр, что соответствовало примерно $0,85-0,9. Таким образом, даже после повышения цен разница между Казахстаном и соседними рынками по отдельным видам топлива достигает 30-70%.
И этот разрыв многие годы стимулирует нелегальный вывоз ГСМ. Особенно чувствительным остается рынок дизельного топлива. Казахстанские власти неоднократно заявляли, что значительная часть дешевого дизеля уходит за пределы страны через нелегальные схемы, транзитные манипуляции и фиктивные поставки.
Точных объемов серого экспорта по официальным данным нет, однако различные оценки государственных органов и участников рынка в последние годы колебались от 500 тыс. до 1 млн тонн нефтепродуктов ежегодно. Наиболее активно топливо вывозится в приграничные регионы России, Кыргызстана и Узбекистана. Отдельной проблемой остается так называемый «баковый экспорт», когда грузовой транспорт массово заправляется дешевым казахстанским дизелем перед выездом за рубеж. В результате государство вынуждено постоянно вмешиваться в рынок. Казахстан регулярно вводит ограничения на экспорт бензина и дизеля автомобильным транспортом, усиливает контроль на границах и периодически применяет дифференцированные цены на дизель для иностранных перевозчиков.
Но проблема остается системной. Пока топливо внутри Казахстана существенно дешевле, чем в соседних странах, риск дефицита и утечки ГСМ будет сохраняться вне зависимости от роста внутреннего производства. Государство вынуждено регулярно вводить ограничения на вывоз ГСМ, усиливать контроль на границах и вмешиваться в ценообразование. Но здесь возникает другая проблема. Низкие внутренние цены снижают привлекательность отрасли для инвесторов. Современная нефтепереработка требует миллиардных вложений, а окупаемость таких проектов напрямую зависит от рыночной стоимости топлива. В результате правительство оказывается между двумя задачами - сохранить социально приемлемые цены и одновременно создать условия для инвестиций в переработку.
Хватит ли нефти для нового НПЗ
Проблема заключается не в объемах добычи, а в структуре нефтяного бизнеса. Крупнейшие месторождения страны - Тенгиз, Кашаган и Карачаганак - ориентированы прежде всего на экспорт. Значительная часть добычи уже связана долгосрочными контрактами и обязательствами перед иностранными акционерами. Это означает, что запуск нового НПЗ неизбежно потребует сложных переговоров с недропользователями и перераспределения потоков нефти между экспортом и внутренним рынком.
Для государства это стратегический вопрос. Чем больше нефти направляется на внутреннюю переработку, тем меньше сырья остается для прямого экспорта.
Вопрос обеспечения будущего четвертого НПЗ сырьем упирается не столько в физический объем добычи нефти, сколько в институциональную структуру нефтяного сектора Казахстана.
Основной прирост добычи в стране в ближайшие годы по-прежнему будет формироваться на крупнейших месторождениях, разрабатываемых с участием иностранных консорциумов. Эти проекты работают в рамках соглашений о разделе продукции (СРП), которые исторически не предусматривают жестких обязательств по поставкам нефти на внутренний рынок. Теоретически такая возможность существует, но фактически экспортные потоки остаются приоритетом, поскольку именно они формируют базовую экономику проектов и доходность для акционеров.
Это создает фундаментальное противоречие: с одной стороны, государство заинтересовано в росте глубокой переработки внутри страны, с другой - ключевые объемы добычи контролируются структурами, для которых внутренний рынок не является обязательным направлением сбыта. В таких условиях любые поставки на казахстанские НПЗ становятся вопросом коммерческого решения, а не системной обязанности.
Отсюда вытекают два потенциальных пути решения. Первый - повышение внутренней цены нефти до уровня, сопоставимого с экспортной альтернативой, что теоретически могло бы сделать поставки на внутреннюю переработку более привлекательными для международных компаний. Второй - стимулирование роста добычи на независимых и национальных производителях, которые в большей степени ориентированы на внутренние приоритеты государства.
Существует и третий, более политически чувствительный сценарий. Ранее в Минэнерго отмечали, что к моменту возможного запуска четвертого НПЗ могут завершаться ключевые СРП по крупнейшим месторождениям. В частности, действующий контракт по Тенгизу истекает в 2033 году. Это открывает для государства окно возможностей для пересмотра условий взаимодействия с недропользователями и потенциального закрепления более жестких обязательств по участию в обеспечении внутреннего рынка.
Риски и поиск инвесторов
В начале 2026 года стало известно, что Казахстан предложил Кувейту участие в строительстве четвертого НПЗ. Интерес к Кувейту объясняется сразу несколькими причинами. Это один из крупнейших нефтяных игроков мира, обладающий огромным опытом в нефтепереработке и нефтехимии. Кроме того, Кувейт располагает значительными финансовыми ресурсами.
Министр нефти Аль-Руми заявил о заинтересованности эмирата в расширении сотрудничества и сообщил о планах уже в этом году начать изучение перспективных инвестиционных проектов в Казахстане. Для Астаны сотрудничество с Кувейтом означает не только возможный доступ к инвестициям и технологиям. Это еще и попытка диверсифицировать круг международных партнеров в нефтегазовой отрасли. Четвертый НПЗ способен серьезно изменить экономику Казахстана. Современный нефтехимический комплекс позволил бы увеличить выпуск продукции высокой добавленной стоимости, сократить импорт отдельных видов ГСМ и химической продукции, создать тысячи новых рабочих мест.
Однако рисков у проекта не меньше, чем потенциальных преимуществ. Главный риск - огромная стоимость строительства. Не менее серьезной проблемой остается вопрос гарантированных поставок сырья на десятилетия вперед. Кроме того, мировая нефтепереработка постепенно входит в эпоху энергоперехода, где долгосрочная окупаемость подобных мегапроектов уже не выглядит столь очевидной, как десять или пятнадцать лет назад.
Несмотря на сохраняющиеся риски и ограничения, запуск предпроектной стадии свидетельствует о том, что государство рассматривает действующую модель нефтяной отрасли как требующую дальнейшей трансформации и усиления перерабатывающего сегмента. Казахстан, обладая значительными объемами добычи нефти, последовательно движется в сторону увеличения глубины переработки и снижения сырьевой зависимости экспортной модели. Ключевым вопросом на следующем этапе становится практическая реализация проекта четвертого НПЗ - его финансовая структура, сырьевое обеспечение и инфраструктурная интеграция в действующую систему нефтепереработки страны.