Правительство подготовило и опубликовало для широкого обсуждения проект «Комплексного плана развития газовой отрасли на 2025–2029 годы». Прежний аналогичный документ был рассчитан на 2022-2026 годы.

Судя по содержанию нового плана и актуальным показателям отрасли, некоторые задачи, поставленные в прежнем документе, не выполнены и переходят в новый план. Так, согласно действующему документу предполагалось, что в 2024 году совокупная добыча сырого газа вырастет до 66,6 млрд куб. м, а производство товарного – до 30,1 млрд куб. м. Однако в прошлом году было произведено 59 млрд куб. м сырого и 28,7 млрд куб. м товарного газа. Выпуск товарного газа не только не вырос, но и сократился на 900 млн куб. м.

Срок запуска, запланированного изначально к вводу на 2023 год Кашаганского ГПЗ мощностью 1 млрд куб. м в год, несколько раз переносился. И теперь ожидается, что его достроят в 2026 году.

Аналогичная ситуация с ГПЗ на 900 млн куб. м в городе Жанаозен – его планировалось ввести в эксплуатацию в 2024 году, теперь ожидается, что запустят не раньше 2027 года. Строительно-монтажные работы должны начаться в четвертом квартале этого года.

Обозначены сроки ввода в эксплуатацию Карачаганакского ГПЗ мощностью 4 млрд куб. м в год – 2029 год. Предполагается, что завод будет построен на собственные средства участников проекта (акционеров «Карачаганак Петролиум Оперейтинг») или же за счет заемных денег. В прессе было даже сообщение о проведении тендера по выбору генерального подрядчика строительства. Но опять же нет никаких гарантий, что предприятие будет запущено в срок.

В проекте комплексного плана снова ставятся задачи по внесению поправок в действующее законодательство, изменению тарифной политики, чтобы стимулировать инвесторов вкладывать деньги в геологоразведку и поиск новых газовых месторождений, а также строительство перерабатывающих заводов. Это делается для того, чтобы компаниям было выгодно добывать и перерабатывать природный газ.

Так, предлагается пересмотреть 10-процентное ограничение на повышение цены сырого и товарного газа, приобретаемого национальным оператором (АО «НК «QazaqGaz») в рамках преимущественного права государства. Для этого намерены внести изменения в Правила определения цены сырого и товарного газа. Сейчас маржа недропользователей, производящих товарный газ и продающих его QazaqGaz, который имеет преимущественное право на покупку всего производимого в Казахстане товарного газа, не должна превышать 10%. В том числе из-за этого ограничения большинство недропользователей не заинтересованы в производстве товарного газа.

Между тем, более всего выглядит интересным предложение разработать механизмы сокращения объемов закачки попутного газа в пласт, в том числе через адекватное замещение закачиваемого попутного газа. Если это предложение осуществят, то может быть действительно достигнут прорыв в деле расширения производства товарного газа.

В Казахстане ежегодно около трети добываемого сырого газа закачивается обратно в пласт. Если в 2022 году при общей добыче 53,2 млрд куб. м было закачано 18,7 млрд куб. м или 35,1%, то в следующем году этот показатель вырос уже до 22,2 млрд или 37% из 60 млрд куб. м совокупной добычи, а в 2024 году этот объем вырос уже 23,3 млрд или 39,5% из 58,9 млрд куб. м.

В 2023 году тогдашний глава правительства Алихан Смаилов сообщил, что на сегодня из 80 недропользователей закачку газа обратно в пласт осуществляют семь компаний. При этом 82% от всего закачиваемого газа приходится на операторов Карачаганака (11,1 млрд куб. м) и Тенгиза (3,6 млрд куб. м). Если бы даже половину этого объема пустить на переработку, то можно было бы значительно увеличить производство товарного газа.

Некуда девать газ

Мы поинтересовались мнением экспертов по новому предложению правительства. Нефтегазовый аналитик Абзал Нарымбетов считает, что нужно изучить эффективность метода закачки газа в пласт.

- В новом комплексном плане предлагается разработать механизмы сокращения объемов закачки попутного газа в пласт, в том числе через замещение закачиваемого попутного газа. Как вы думаете, что еще можно закачивать в пласт вместо попутного газа? Или может есть другие способы поддержания пластового давления?

- Исторически закачка газа у нас началась с месторождения Карачаганак. Традиционно наши нефтяники для поддержания пластового давления, или вернее для увеличения нефтеотдачи, закачивают воду. Но именно на трех крупных проектах – Тенгиз, Кашаган и Карачаганак – начали закачивать обратно попутный газ. Сперва на Карачаганаке стали делать это, потом на Тенгизе, когда в 2008 году построили завод второго поколения, и продолжили на Кашагане сразу с вводом в эксплуатацию.

Операторы говорят, что закачка газа в первую очередь производится для поддержания пластового давления, так как с ростом добычи давление падает, а закачивать туда воду не могут, поскольку ее нет в достаточном количестве. Это огромное месторождение, объемы добычи большие и восполнить эти выкачанные объемы нефти водой сложно. А закачивать обратно попутно добываемый сырой газ не так накладно.

Но есть вторая причина, возможно, даже основная, почему закачивают газ обратно – его просто некуда девать. Конечно, можно было бы продавать. Но для того, чтобы этот сырой газ сделать товарным и продать, надо его очистить от вредных примесей, таких как сероводород, меркаптан и т.д. А это значит надо вкладывать еще и в строительство газоперерабатывающего завода (ГПЗ), дополнительных трубопроводов и другой инфраструктуры. Надо наладить сбыт. И здесь возникает вопрос цены газа на внутреннем рынке, которая низкая и не дает возможности быстро отбить инвестиции. То есть это большая задача, над решением которой операторы или инвесторы месторождений не хотят ломать голову и тратиться на все это.

Когда предлагали план разработки этих трех месторождений, инвесторы сразу заложили в проект, что будут попутный газ закачивать обратно в пласт. Тогда главной задачей было добывать нефть, насчет газа тогда никто и не думал. То есть, к примеру, в 1999 году, когда одобряли план разработки Карачаганака, в проект было заложено, что часть попутного газа будут закачивать обратно в пласт. Также произошло с Тенгизом и Кашаганом. То есть инвесторы были на шаг впереди и заранее подумали об этом. Они знали, что этот газ некуда девать, поэтому заранее получили одобрение правительства на его закачку обратно в пласт.

И так получилось, что со временем наши поняли, что не только нефть является ценным продуктом, но и газ, которого, оказывается, нам не хватает. Об этом в начале 2000-х годов никто не думал, а сейчас уже задумались. А как это вернуть обратно? Сложно. Во-первых, чтобы переработать весь закачиваемый газ, нужно строить ГПЗ. Но кто будет вкладывать в их строительство? Во-вторых, необходимо уже согласие инвесторов на корректировку планов разработки месторождений.

В Казахстане 80% запасов природного газа находятся в недрах трех крупных месторождений – Тенгиза, Кашагана и Карачаганака. Пока мы не поменяем план разработки этих месторождений, у нас нехватка газа будет продолжаться.

Даже если тот же новый Кашаганский ГПЗ мощностью в 1 млрд куб. м, который строят так долго, достроят, а также запустят еще второй на 2,5 млрд куб. м, у нас все равно будет дефицит газа. Потому спрос на газ растет быстрее, чем производство товарного газа. Поэтому, скорее всего, мы будем вынуждены увеличить объемы импорта природного газа из России или Туркменистана и, возможно, даже по более высокой цене.

И все это происходит из-за отсутствия стратегического планирования. Я понимаю, что сперва думали о том, чтобы больше добывать нефти, которую было более или менее легче экспортировать и на которую были покупатели. А теперь, когда и газ стал нужен, потому что вырос и продолжает расти на него спрос внутри страны, появилась возможность экспортировать в Китай, то выяснилось, что его производить в необходимом количестве мы не можем. Хотя ресурсы для этого у нас есть.

Если честно, то заменить газ в качестве вещества для закачки обратно в пласт и поддержания пластового давления нечем. На Карачаганаке когда-то проводили исследование насчет альтернативных флюидов. Во-первых, воды мало, а альтернативные вещи, такие как углекислый газ (CO₂), обходятся дороже.

Но здесь важен и другой вопрос: насколько закачка попутного газа обратно поддерживает пластовое давление? Я не полностью согласен, что это эффективный метод. Да, он помогает поддерживать пластовое давление, вытеснять нефть на поверхность, но очень в незначительных объемах, не настолько, как это происходило бы при закачке воды. Вода – да, она, как флюид, вытесняет флюид нефти. А газ растворяется внутри пласта и не дает такого эффекта.

Я считаю, что государству необходимо провести исследование, выяснить, насколько закачка газа эффективна с точки зрения влияния на пластовое давление, какие минусы могут быть, если отказаться от этого метода.

Да, возможно, будут некоторые минусы, если отказаться от закачки. Но плюс в том, что у нас появится много свободного попутного газа, переработав который можно будет получить много товарного газа.

Если мы продолжим закачивать газ, то будем продолжать терять на этом – и чем дальше, тем больше. К примеру, на Карачаганаке закачивают обратно около 60% добываемого сырого газа, но чем дальше будут разрабатывать месторождение с уклоном на добычу нефти, тем больше будет закачиваться газ – может дойти до 90% от добываемого объема. Тем более, что у инвесторов близится к завершению срок контракта на разработку месторождения, и они заинтересованы быстрее выкачать всю доступную нефть.

- То есть получается, что инвесторы закачивают попутный газ обратно в пласт просто потому, что его некуда девать. А то, насколько это помогает поддерживать пластовое давление – уже второстепенно?

- Да, можно сказать и так. Хотя они и говорят, что закачка газа нужна для вытеснения нефти, но на самом деле им просто некуда деть газ, потому и применяют этот метод.

Они, инвесторы, стратегически заложили в планы, что будут давать больше нефти за счет закачки газа, а так как государству было важно, чтобы больше нефти экспортировали, то и возражений каких-либо не было на этот счет.

- Неужели нельзя найти какую-либо другую технологию, которая позволила бы поддерживать добычу на необходимом уровне, при этом не закачивая такой большой объем попутного газа? В мире добывают нефть и не в таких сложных условиях. В тех же США умудряются добывать сланцевые нефть и газ, и даже экспортировать их. В Канаде из нефтяных песков добывают жидкое углеводородное сырье…

- В 2022 году вышла статистика по закачке газа по странам. И Казахстан оказался в числе лидеров по этому показателю – мы около 35% добываемого газа закачиваем обратно в пласт. В Норвегии, к примеру, десять лет назад было 30%, сейчас снизили до 5%. ОАЭ закачивают 26%, и у них показатель держится на этом уровне стабильно долгие годы. Мне кажется, они просто определенный лимит поставили и держат на этом уровне. Азербайджан когда-то закачивал 22%, сейчас – 10%. То есть они тоже уменьшают. Потому что сейчас им выгоднее экспортировать газ. Они построили трубопровод в Европу через Турцию, и у них добыча нефти уменьшается, а газа – увеличивается. Египет 2% газа закачивает, Ирак – 1%. То есть Казахстан своего рода рекордсмен по закачке газа в пласт.

На самом деле Министерство энергетики должно изучить вопрос, выяснить, как в мире этот вопрос решают. У нас, видите, аналитика хромает. Я пытался объяснить, что по всему миру закачка газа уменьшается, потому что газ – ценный продукт. На газе многие страны зарабатывают, те же Катар и Норвегия, к примеру. Нам тоже надо зарабатывать.

- В том же комплексном плане предлагается разрабатывать сланцевые месторождения для увеличения объемов газа. Согласно данным Минэнерго США, в 2013-2015 годах у нас были запасы сланцевого газа в размере 27,5 трлн кубических футов. Если перевести на кубометры, то получается около 780 млрд – довольно большие запасы. Но насколько перспективно у нас это направление? Мы могли бы наладить у себя добычу сланцевого газа?

- Думаю, у нас сложно будет разрабатывать сланцевые месторождения, поскольку это дорого. Опять же вопрос цены… Мы не можем из-за этого разрабатывать наши обычные газовые месторождения. Вряд ли удастся привлечь инвесторов в разработку сланцевых месторождений.

- У нас также есть запасы метана на угольных месторождениях. По некоторым оценкам, Карагандинский угольный бассейн содержит около 490 млрд куб. м метана на глубине 1 500 м и около 500-550 млрд куб. м на глубине 2 000 м. Почему мы здесь не добываем газ? 

- Изначально задержка была чисто юридическая. У нас недропользование делится на углеводородное и по твердым полезным ископаемым (ТПИ). Уголь относится к ТПИ. И вот метан с угольных месторождений не могли отнести ни углеводородам ни к ТПИ. Потом в Кодекс «О недрах и недропользовании» внесли поправки о том, что метан с угольных шахт относится к углеводородному сырью, а не к твердому полезному ископаемому. Тем не менее, несмотря на изменение статуса сырья, прогресса в этом деле все равно нет.

Но, думаю, здесь играет роль вопрос цены – дорого разрабатывать такой газ. Кроме того, есть и технические сложности таких проектов. При текущей цене на газ внутри страны вообще разрабатывать месторождения просто невыгодно.

- Также предлагается «внедрить действенные стимулы, направленные на обеспечение возвратности инвестиций в геологоразведку, включая предоставление адекватных тарифов и закупочных цен», внеся изменения в кодексы «О недрах и недропользовании» и «О налогах и других обязательных платежах в бюджет». О каких «действенных стимулах» идет речь, на ваш взгляд?

- Вообще, изучая опыт других стран в сфере нефтедобычи, я пришел к выводу, что нам нужно снизить уровень контроля в нефтегазовой отрасли. Если быть точнее, то мы слишком зарегулировали отрасль. Мы все время ищем и зовем инвесторов, предлагаем им какие-то специальные условия. Тогда как нам просто нужно создать рыночные условия, когда инвестор приходит не из-за того, что специально для него создали льготные условия, а потому что уверен, что сможет здесь заработать. То есть инвесторы должны иметь возможность продавать произведенный ими газ и нефть по рыночной цене, а не по фиксированной и национальному газовому оператору (QazaqGaz) с маржой в 10%. У нас банковские депозиты дают минимум 14% доходов.

Почему у нас очень мало инвесторов, желающих вкладывать в нефтяные месторождения? Потому что государство заставляет недропользователей продавать нефть по заниженной цене на внутреннем рынке и квотирует экспорт.

То есть, пока у нас государство пытается всё контролировать, у нас ничего толком не будет развиваться. Мы 30 лет занимаемся тем, что пытаемся всё контролировать. Но приходим к тому, что от этого становится всё хуже и хуже. Надо всё отпускать постепенно. В рыночных условиях нужно работать. И я думаю, что наши национальные компании, такие как «КазМунайГаз» и QazaqGaz, должны работать на рыночных условиях, конкурируя с частными инвесторами за те же месторождения, а не получать их приоритетно как сейчас, получать привилегии от государства. Тогда и будут нацкомпании работать эффективно.

- Чем отличается попутный газ от природного? И тот, и другой необходимо перерабатывать? 

- Термин попутный газ пошел с советских времен. Правильнее было бы называть газ по его назначению: например, газ для закачки в пласт, товарный газ и газ для выработки электроэнергии. То есть это чисто терминологическое различие. А так всё это один природный газ.

- То есть на любом газовом месторождении надо строить ГПЗ и перерабатывать добываемый газ?

- Зависит от состава газа, от того, какие примеси присутствуют в нем. Так, газ, добываемый на трех наших крупных месторождениях, имеет высокое содержание сероводорода и его обязательно нужно очищать, то есть перерабатывать. Но также бывает газ с меньшим содержанием вредных примесей. Его можно только немного подготовить, добавить «вкуса», то есть определенных веществ, чтобы газ имел запах, а потом уже можно отправлять по газопроводу на продажу.

Также есть фактор давления в газе и его надо уменьшать, если оно высокое, или наоборот увеличивать, если слишком низкое, – то есть надо ставить специальные компрессоры для этого.

Переработка или первичная подготовка газа нужна в той или иной степени, чтобы привести его в товарный вид. Сразу со скважины закачивать газ в газопровод не получится.

- КМГ и QazaqGaz начали геологоразведку ряда новых участков, таких как Тургай Палеозой, Каратон подсолевой, Жалибек, в том числе в поисках газовых залежей. Как вы оцениваете перспективы нахождения там нефти и газа? 

- Пока сложно сказать. Никаких входных данных нет. Сами участники проектов пока ничего не объявляют. С другой стороны, у нас до этого было много проектов (тот же морской «Блок Н»), которые считались перспективными, но в итоге оказались не пригодными для разработки.

- А какой объем запасов должен быть, чтобы компания принялась его разрабатывать?

- На самом деле нет определенных показателей по минимуму запасов. Они могут быть разные. Всё зависит от эффективности разработки. К примеру, Кашаган является одним из крупных месторождений, но инвесторы потратили на него столько денег, что проект оказался убыточным.

То есть вопрос не в объемах. У нас проблема как раз в том, что мы всегда пытаемся найти большие месторождения. Тратим огромные деньги, которые затем не можем отбить. Мне кажется, экономика должна решать. Иногда маленькое месторождение может давать больше прибыли на тонну нефти, чем тот же Кашаган.

То же самое и с бюджетом у нас в стране. Ежегодно государство закладывает в него большие суммы расходов, но доходов получает при этом мало. В результате, бюджет получается дефицитным. Вопрос не в объеме бюджета. Есть страны, у которых бюджет намного меньше нашего, но они намного эффективнее его используют. То есть вопрос в эффективности.

Когда у нас строят дороги, то закладывают большую сумму, а потом начинают ее осваивать через множество посредников, подрядчиков и субподрядчиков. Затраты увеличивают настолько, что в конечном счете проект оказывается нерентабельным. А если бы дали частному инвестору, то он максимально эффективно реализовал бы проект.

Также должно быть верховенство закона, прозрачность, правила должны быть едины для всех.

В том же Азербайджане намного эффективнее разрабатывают свои месторождения. У них хорошее сотрудничество с ВР. Их национальная компания SOCAR уже работает и имеет свои активы за рубежом – в Турции, в арабских странах. То есть они не только переняли опыт у иностранного инвестора, но и сами теперь его экспортируют.

Мы должны строить эффективные взаимоотношения с инвесторами. Конечно, они будут стараться зарабатывать больше для себя. И это нормально. Надо просто уметь отстаивать и защищать свои интересы.

На сколько выросло потребление

По данным Министерства энергетики, за 2024 год в стране было добыто 59 млрд куб. м сырого природного газа – на 100 млн куб. м меньше, чем годом ранее (59,1 млрд куб. м).

Незначительное снижение показателей связано с ремонтными работами на основных месторождениях: Тенгиз, Кашаган и Карачаганак, на которые приходится 85% добытого сырья. Так, первое место по уровню добычи занимает Карачаганак – 23,9 млрд куб. м или 41% от совокупной добычи. На втором месте Тенгиз – 15,1 млрд куб. м (доля 26%), на третьем Кашаган – 11,3 млрд (19%). По плану ожидается, что в этом году объем добычи газа вырастет до 62,8 млрд куб. м.

За прошедший год уменьшилось и производство товарного газа – на 4% или 1,1 млрд куб. м, с 29,8 млрд куб. м в 2023 году до 28,7 млрд куб. м в 2024-м.

«Снижение производства товарного газа связано с плановыми и внеплановыми ремонтными работами на основных месторождениях Тенгиз, Кашаган, Карачаганак, а также в связи с ограничениями в приемке газа на Оренбургском газоперерабатывающем заводе (ГПЗ)», - объясняет ведомство.

Напомним, что карачаганакский сырой газ перерабатывается на Оренбургском ГПЗ, а полученный товарный газ поставляется обратно. В прошлом году на переработку было отравлено 8,7 млрд куб. м сырого газа и получено 7,5 млрд куб. м товарного – на 100 млн куб. м меньше, чем годом ранее. Таким образом, основное снижение производства товарного газа произошло на Тенгизе и Кашагане, которые в течение года останавливались на ремонт в общей сложности на 80 дней. По планам Минэнерго, в этом году в стране должно быть произведено около 29,4 млрд куб. м товарного газа.

Между тем потребление газа внутри страны в 2024 году по сравнению с предыдущим годом выросло сразу на 9% или 1,8 млрд куб. м – 19,4 млрд до 21,2 млрд куб. м. Прогнозируется, что в этом году потребление вырастет незначительно – до 21,3 млрд куб. м.

Самым крупным потребителем товарного газа внутри страны является топливно-энергетический комплекс (ТЭК) – 7,8 млрд куб. м. Объем потребления населением составил 4,9 млрд куб. м, промышленными предприятиями было использовано 121 млн куб. м газа для производства компримированного природного газа. На экспорт же, в Китай, было отправлено свыше 5,6 млрд куб. м газа – это на 1,6% больше, чем годом ранее. Ожидается, что в этом году объем экспорта также вырастет – примерно на 100 млн куб. м, до 5,7 млрд куб. м.

Запасы газа по категории 2P (доказанные плюс вероятные) в Казахстане в 2023 году с разбивкой по операторам