Перейти к основному содержанию

kursiv_in_telegram.JPG


1 просмотр

Дорога в ЕАЭС

Как Казахстану перестроить нефтегазовый комплекс

Фото: Depositphotos

Почему аналитики IHS Markit рекомендуют Казахстану позволить ценам на сырую нефть на внутреннем рынке подняться до уровня экспортного паритета, выяснял «Курсив».

Ассоциация Kazenergy выпустила Национальный энергетический доклад 2019 года, подготовленный компаниями IHS Markit и Avantgarde Group. Документ, в частности, содержит основные тезисы развития отрасли производства нефти и нефтепродуктов. По мнению экспертов, участие Казахстана в ОПЕК+ и договоренность о дальнейшем сокращении добычи нефти может помешать развитию нефтяной отрасли страны. Тем более что «Тенгизшевройл» (ТШО), «Норт Каспиан Оперейтинг Компани» (НКОК) и «Карачаганак Петролиум Оперейтинг Б.В.» (КПО) намерены нарастить объем добычи.

Совокупная выручка Казахстана от экспорта сырой нефти и нефтепродуктов в 2018 году выросла на $18,7 млрд. Всего экспорт нефти принес республике в прошлом году $38,9 млрд. При общем объеме добычи 90,4 млн т было экспортировано 70,2 млн т нефти.

Прогнозы по рынку нефти

Основным фактором роста объемов добычи и экспорта является дальнейшее расширение «мегапроектов», однако, согласно разработанному ранее базовому сценарию, где-то после 2035 года этот процесс подойдет к концу. В период с 2019 по 2035 год базовый сценарий аналитиков нефтяного рынка предполагает увеличение казахстанских объемов добычи и экспорта нефти примерно на 39 и 49% соответственно. При этом в 2035 году объем добычи достигнет максимальной отметки на уровне около 126 млн т (2,65 млн баррелей в сутки), а экспорт выйдет на показатель около 105 млн т (2,18 млн баррелей в сутки). Это произойдет прежде всего за счет месторождений Тенгиз и Кашаган. 

Затем последует спад как добычи, так и экспорта, поскольку дальнейшее сокращение объемов добычи на зрелых месторождениях перевесит прирост на более новых участках. 

При этом в течение 2035–2040 годов ежегодные темпы снижения добычи составят в среднем около 1,1%.
По состоянию на 1 января текущего года республика имеет запасы в объеме 4,5 млрд т нефти и 420 млн т газового конденсата.

Реализация Проекта будущего расширения позволит увеличить добычу нефти на Тенгизе на 12 млн т в 2022 году. На Кашагане максимальный показатель годовой добычи на уровне около 45 млн т ожидается в 2040 году. На Карачаганаке в 2018 году объем добычи жидких углеводородов снизился на 2,6%, или до 12,2 млн т. С 2020 года объем добычи постепенно пойдет на спад. В 2040 году он будет составлять около 9 млн т в год.

В 2018 году совокупный объем добычи сырой нефти «КазМунайГаза» (КМГ) составил 23,6 млн т. При этом 38% от этого объема обеспечили доли участия в ТШО, НКОК и КПО. Добыча дочерними предприятиями – АО «Озенмунайгаз» и АО «Эмбамунайгаз» – составила 5,5 млн и 2,8 млн т соответственно.

Другим крупным недропользователем является китайская China National Petroleum Corporation (CNPC), имеющая контрольные пакеты акций АО «СНПС-Актобемунайгаз» и «ПетроКазахстан», а также долю в Северо-Каспийском проекте. В 2018 году на принадлежащие Китаю активы пришлось чуть менее 18% общего объема добычи нефти в Казахстане.

На долю 78 небольших компаний пришлось 9 млн т добычи нефти, или 10,5% от совокупного показателя по стране. Их совокупный объем добычи в последние годы находится на уровне 8–10 млн т в год. 

3_44.png

Налоговые стимулы

«Введение в 2016 году ясной формулы для расчета экспортной пошлины на нефть по прогрессивной шкале с привязкой к мировым ценам нефти способствовало повышению предсказуемости налоговой системы в целом», – отмечают эксперты.

Поправки, внесенные в 2017 году в Налоговый кодекс, и вступивший в силу в 2018 году Кодекс «О недрах и недропользовании» обеспечили новые налоговые стимулы для инвестиций в отдельные проекты добычи и оптимизировали некоторые аспекты проведения аукционов в отношении участков недр. 

Однако Казахстан занял лишь 61-е место (среди 131 страны) в рейтинге привлекательности в области разведки и добычи, составленном специалистами IHS Markit с применением Индекса экономических и политических рейтингов нефтедобывающих стран (PEPS), получив 4,43 балла из 10 возможных. 

Итоговый показатель складывался из оценок таких аспектов, как риски деятельности в области разведки и добычи, риски бюджетно-налоговой сферы и риски нефтегазовой отрасли. Эксперты считают, что требуется внесение дополнительных изменений в нормативно-правовые требования и прежде всего дальнейшая доработка Налогового кодекса и Кодекса «О недрах и недропользовании».

Одним из ключевых новшеств Налогового кодекса, вступившего в силу с 1 января 2018 года, стал альтернативный налог на недропользование.

Он позволяет инвесторам, вкладывающим средства в отдельные технологически сложные проекты (в частности, связанные с разработкой континентального шельфа и глубоко залегающих месторождений), перейти на налог на прибыль вместо выплаты целого ряда налогов и сборов, обычно взимаемых с недропользователей. По мнению аналитиков, налог на прибыль обеспечивает возможность автоматической корректировки с учетом изменений себестоимости добычи и цен и, таким образом, дает довольно эффективные стимулы даже для относительно дорогостоящей разработки трудноизвлекаемых запасов.

Переработка нефти

Модернизация нефтеперерабатывающих заводов, обошедшаяся в $6 млрд, позволила значительно снизить зависимость страны от импорта светлых нефтепродуктов из России. Предполагается, что мощностей казахстанских НПЗ должно хватить для удовлетворения внутреннего спроса на нефтепродукты как минимум до 2030 года.

Объем переработки нефти на НПЗ Казахстана в 2018 году составил 16,4 млн т, увеличившись на 10%, а внутренний спрос на нефтепродукты превысил 14 млн т. Они обеспечили около 93% от общего объема поставок на внутренний рынок бензина, 91% – дизельного топлива и 62% – авиационного керосина.

На долю Атырауского, Павлодарского и Шымкентского заводов в 2018 году пришлось 93,6% от совокупного объема нефтепереработки в стране. Помимо них в Казахстане работают 34 мини-НПЗ, которые в основном производят небольшие объемы низкокачественной продукции или полуфабрикатов.

Глубина переработки на Атырауском НПЗ выросла до 85%, на Павлодарском НПЗ – до 84%, на Шымкентском НПЗ – до 89%.

Все три НПЗ в настоящее время производят бензин классов К4 и К5, схожих со стандартами Евро-4 и Евро-5, что соответствует требованиям, предусмотренным в рамках ЕАЭС. По прогнозам экспертов, в 2019–2040 годах объем переработки нефти в Казахстане вырастет на 17,5%, до 21 млн т в год. Основные поставщики нефти на НПЗ – это добывающие предприятия «КазМунайГаза». 

«Основные НПЗ страны в настоящее время работают по схеме процессинга, и хотя она гарантирует высокую маржу нефтепереработки, такая система, по сути, изолирует их от влияния рыночных сил», – считают эксперты.

По их мнению, хотя действующая схема процессинга покрывает расходы на модернизацию и обеспечивает НПЗ высокую прибыль, она усложняет задачи обеспечения поставок сырой нефти и дополнительного инвестирования в нефтепереработку в долгосрочной перспективе. По данным аналитиков, в Казахстане размеры тарифа на переработку в 2–3 раза превышают маржу нефтепереработки в Европе и России.

1_57.png

Не так все просто в ЕАЭС

По мнению экспертов, одна из основных проблем интеграции Казахстана в ЕАЭС заключается в отсутствии взаимодополняемости между экономиками Казахстана и России. Большое значение для обеих стран имеет экспорт сырьевых товаров, которые идут в основном на мировые рынки, а не в другие страны Союза. В отличие от этого основой экономики, например, Беларуси является главным образом обрабатывающая промышленность, и производимая продукция по большей части продается в Россию. При этом Беларусь импортирует сырье опять же из России, так что структура ее торговли в большей степени ориентирована на экономическое пространство бывшего СССР.

2_57.png

«Таким образом, процесс гармонизации с Россией будет более затруднительным для Казахстана, чем для стран – членов ЕАЭС, которые в основном или полностью являются импортерами энергоресурсов (Армения, Беларусь, Кыргызстан), поскольку их деятельность уже во многом согласована с российской общей практикой», – считают эксперты.

В рамках ЕАЭС до 2023 года планируется разработать единые правила доступа к системам транспортировки нефти и нефтепродуктов, расположенных на территории государств-членов. До 2024 года должно быть завершено формирование общих рынков нефти и нефтепродуктов ЕАЭС, которые начнут работу с 1 января 2025 года. Основные принципы формирования рынков нефти и нефтепродуктов предусматривают рыночное ценообразование, обеспечение добросовестной конкуренции, устранение технических, административных и иных препятствий торговле нефтью и нефтепродуктами. Помимо этого они предполагают гармонизацию норм и правил функционирования технологической и коммерческой инфраструктуры, а также введение единых стандартов для нефти и нефтепродуктов.

В свою очередь специалисты IHS Markit рекомендуют Казахстану позволить ценам на сырую нефть на внутреннем рынке подняться до уровня экспортного паритета. В результате у нефтедобывающих компаний появится достаточный стимул для поставок нефти на НПЗ страны. Также, по мнению аналитиков, необходимо осуществить поэтапное снижение тарифа на процессинг для НПЗ и к середине 2020-х годов полностью отказаться от этой системы. 

Заводы должны работать как коммерческие предприятия, которые покупают сырую нефть и продают производимую из нее продукцию. Необходимо пойти на полномасштабную либерализацию внутренних цен на нефтепродукты, чтобы розничные цены на них могли свободно подняться до среднего уровня цен на рынках стран ЕАЭС, считают эксперты. Также Казахстану рекомендуется привести в соответствие с российскими и налоги нефтеперерабатывающей отрасли, чтобы минимизировать риск существенного разброса цен на рынках конечного потребления.

Между тем в комментариях к выводам аналитиков IHS Markit и Avantgarde Group представители Ассоциации Kazenergy отметили, что «снижение тарифа на процессинг невозможно осуществить одномоментно и сразу для всех заводов».

«Действующий тариф утвержден в рамках соответствующих инвестиционных программ НПЗ с учетом полученных займов на модернизацию. Соответственно, по мере погашения долга планируется снижение размера тарифа на процессинг», – сообщили в организации.

В ассоциации считают, что наиболее приемлемым инструментом синхронизации розничных цен на ГСМ является введение акцизов и либерализация торговли. На сегодняшний день ставка акциза в РК по опту для автомобильного бензина составляет $27,3 за тонну, а в рознице – $1,3, что в совокупности составляет от 1/6 до 1/7 от аналогичного показателя в России – $189 за тонну.

Рост розничной цены на ГСМ в Казахстане будет обеспечен в основном за счет роста налогообложения, без какого-либо существенного увеличения цены сырьевого товара и маржи субъектов рынка нефтепродуктов – недропользователей, НПЗ, трейдеров, распределительных компаний и АЗС.

«Предполагаемое увеличение поступлений в бюджет по акцизам можно компенсировать населению через уменьшение социально облагаемых налогов в целях увеличения фактического размера (чистой суммы) заработных плат, а также через отмену налога на транспорт», – отмечают в Kazenergy.


4062 просмотра

Низкие цены на комуслуги в Казахстане препятствуют производству природного газа

Как повысить цены, не рассердив население?

Фото: Oil and Gas Photographer

Правительство Казахстана озадачено сложным вопросом. С одной стороны, республике нужно обеспечить население недорогим голубым топливом, с другой – необходимо стимулировать производство природного газа, для чего надо повысить закупочную цену для добывающих компаний.

В Казахстане одни из самых низких цен на коммунальные услуги, в частности, на газоснабжение и электроэнергию – 3% от среднего семейного дохода. Это значительно меньше, чем в странах Европейского союза, где аналогичный показатель составляет 23%. В России, к примеру, на комуслуги тратят в среднем 5–8% семейного дохода, в Индии – 10–12%, в Азербайджане и Турции – от 8 до 10%. В перспективе низкие цены на газ могут привести к проблемам с инвестициями в производство газа. К такому мнению пришли эксперты исследовательской компании IHS Markit, подготовившие для Ассоциации «Kazenergy» Национальный энергетический доклад 2019 года.

Добыча: сегодня и в будущем

По данным IHS Markit, в 2018 году всего в Казахстане было добыто 55,5 млрд куб. м газа, из них 34%, или 19,1 млрд куб. м, ушло на обратную закачку, а 36,4 млрд куб. м – на продажу. Из коммерческих объемов 19,4 млрд куб. м были экспортированы, а 17 млрд куб. м – реализованы на внутреннем рынке.

Коммерческие объемы добычи на месторождении Кашаган в прошлом году составили 5,46 млрд куб. м, на Тенгизе – 9,2 млрд куб. м, на Карачаганаке – 10,3 млрд куб. м.

Эксперты прогнозируют, что к 2040 году валовая добыча газа в стране вырастет на 52%, до уровня 84,4 млрд куб. м в год. Но коммерческие объемы при этом увеличатся лишь на 3,6% – до уровня 38 млрд куб. м в год, что объясняется высокой потребностью в обратной закачке газа.

С 2018 по 2040 год 95% прироста добычи придется на Кашаган, 2% – на Тенгиз. А вклад месторождения Карачаганак в валовую добычу снизится на 1%. При этом коммерческие объемы добычи газа на месторождении не изменятся – около 9,5 млрд куб. м в год. На Тенгизе они будут находиться на уровне порядка 9,5 млрд куб. м в год до 2035 года, после чего снизятся до 8,5 млрд куб. м к 2040 году.

Еще одним потенциальным источником прироста добычи может стать реализация новых проектов на Каспии.

2_60.png

Газоснабжение, электроэнергия и переработка

По прогнозу IHS Markit, в период до 2040-х годов включительно спрос на газ на внутреннем рынке будет удовлетворяться как за счет казахстанских объемов, так и за счет импорта. В 2018 году в приграничные регионы Казахстана из России и Узбекистана было импортировано 7 млрд куб. м газа. В результате внутреннее потребление достигло 24 млрд куб. м.

По сведениям аналитиков, в балансе первичных энергоресурсов Казахстана доля газа составляет всего 21%. На нефть приходится 18% генерации электроэнергии. 59% спроса на энергоресурсы удовлетворяется за счет угля. 

В основном, газ потребляют на западе страны. На севере и востоке чаще всего используется уголь. На юге – как уголь, так и газ.

Половина поставляемого на внутренний рынок газа применяется для производства электроэнергии, 36% потребления занимает жилищно-коммерческий сектор, 14% – промышленность.

К 2040 году доля электроэнергетики в конечном потреблении газа останется на уровне около 50%, хотя объем потребления газа в электроэнергетике при этом вырастет примерно до 13,5 млрд куб. м в результате ввода в эксплуатацию новых генерирующих мощностей. Доля жилищно-коммерческого сектора в потреблении газа снизится с 1/3 до 1/4, а доля промышленности вырастет с 14 до 25%.

К 2030 году газоснабжением будут охвачены 1,6 тыс. населенных пунктов, или 56% населения республики. Сейчас доступ к природному газу имеют 10 областей и два города республиканского значения – Алматы и Шымкент, или 49,7% населения республики.

В 2015 году, с завершением строительства газопровода Бейнеу – Бозой – Шымкент (ББШ), все основные магистральные газопроводы Казахстана объединены в единую газотранспортную систему.

На сегодня АО «КазТрансГаз» (КТГ) управляет магистральными газопроводами общей протяженностью более 19 тыс. км и газораспределительными сетями протяженностью более 48 тыс. км.

Отдельно необходимо отметить потребность в газе будущих газоперерабатывающих заводов. Только газохимический комплекс в Атырауской области будет потреблять ежегодно 7 млрд куб. м газа. Сухой газ с Тенгизского месторождения будет подаваться в установку сепарации газа для получения этана и пропана, необходимых для производства олефинов.

На первом этапе, к концу 2021 года, построят завод по производству полипропилена мощностью 550 тыс. т в год. Второй этап предусматривает строительство завода по производству полиэтилена с двумя линиями мощностью по 625 тыс. т в год каждая. Также планируется строительство установки парового крекинга для производства этилена мощностью 1,25 млн т в год. Строительство завода начнется в 2021 году, а ввод в эксплуатацию намечен на 2025 год.

В стадии разработки проект газохимического комплекса по производству полиолефинов в Актюбинской области. По данным IHS Markit, в январе 2018 года китайская компания Tianjin Bohai Petrochemical подписала соглашение о сотрудничестве по проекту с акиматом Актюбинской области.

Согласно этому документу, к 2021 году планируется запуск установок по производству метанола мощностью 1,8 млн т в год, олефинов мощностью 300 тыс. т в год, а также еще двух установок мощностью по 300 тыс. т в год для производства полиэтилена и полипропилена. В качестве сырья могут быть использованы газоконденсатные жидкости, поступающие с газоперерабатывающего завода АО «СНПС-Актобемунайгаз».

По данным Национального энергетического доклада 2019 года, подготовленного для Ассоциации «Kazenergy», еще один химический комплекс, стоимостью около $2,7 млрд, планируется построить в Мангистауской области. Это будет совместное предприятие казахстанского АО «КазАзот» (39%) и китайской компании Inner Mongolia Berun Holding Group (61%). Ежегодная мощность производства составит 1 млн т метанола, 1,2 млн т азотных удобрений и 600 тыс. т олефинов. 

Однако, компания "КазАзот" сообщила что еще в 2018 году получила отказ от китайской компании Inner Mongolia Berun Group по проекту газохимического комплекса по инвестированию проекта «Создание газохимического комплекса». В настоящее время продолжается поиск новых инвесторов.

1_59.png

Где взять газ?

Между тем наравне с предполагаемым ростом внутреннего спроса в стране прогнозируется снижение производства газа. По утверждению экспертов, более половины добываемого в Казахстане газа составляет попутный газ, значительная часть которого с высоким содержанием серы, что «требует дорогостоящей подготовки и дополнительных мер для обеспечения безопасного хранения, утилизации и монетизации больших объемов удаленной серы».

По данным IHS Markit, цены, которые платят недропользователям за газ, «на порядок» ниже себестоимости добычи. Эксперты поясняют, что эти цены не регулируются в административном порядке, а устанавливаются индивидуально путем переговоров между производителями и покупателями, прежде всего, КТГ, за которым закреплены монопольные полномочия, предполагающие наличие преимущественного права на приобретение попутного газа.

В середине 2018 года средняя цена на газ, выплачиваемая казахстанским производителям, составляла 14,5 тыс. тенге за 1 тыс. куб. м. В мае 2019 года за тот же объем давали 14,3 тыс. тенге.

«Этого может оказаться достаточно для покрытия себестоимости сухого газа с небольшой глубиной залегания, но не хватает для покрытия себестоимости жирного попутного газа с высоким содержанием серы, который необходимо извлечь, подготовить и транспортировать к месту подачи в газопровод», – поясняют эксперты.

По их мнению, пока цены на газ и другие энергоресурсы остаются искусственно заниженными, решение назревших проблем, стоящих перед энергетическим сектором – таких как обеспечение необходимых сумм инвестирования в электроэнергетику и увеличение коммерческих объемов предложения газа – будет «откладываться на потом».

При этом, по данным IHS Markit, при более внимательном изучении финансовых показателей КТГ выясняется, что компания несет убытки от своего основного вида деятельности – реализации газа казахстанским потребителям. В 2014–2018 годах потери компании от операций на внутреннем рынке составили 200 млрд тенге. А за первое полугодие 2019 года убытки КТГ достигли 63 млрд тенге. Несмотря на это совокупный чистый доход от деятельности компании в целом вырос на 100 млрд тенге, увеличившись на 140% в годовом исчислении.

«По сути компания выходит в плюс благодаря международным поставкам природного газа, включая транзит третьих лиц, а также экспорту газа», – отмечают эксперты.

Наибольшее влияние на стоимость газа для конечных потребителей оказывает антимонопольное ведомство, считают эксперты. По их мнению, комитет руководствуется не столько энергетической политикой как таковой, сколько более общими макроэкономическими соображениями.

Основным фактором, определяющим подход ведомства к формированию цен на газ, является заданный правительством целевой показатель инфляции.

3_47.png

Проблемы общего рынка ЕАЭС

Тем временем государства – члены Евразийского экономического союза (ЕАЭС) – Армения, Беларусь, Казахстан, Кыргызстан, Россия – договорились к 2025 году создать общий рынок природного газа, нефти и нефтепродуктов. 

По сведениям IHS Markit, общий рынок газа ЕАЭС призван создать условия для эффективной торговли на недискриминационной основе, обеспечить обмен информацией о потреблении, добыче, транспортировке и поставке природного газа, а также повысить прозрачность ценообразования.

Кроме того, рынок должен обеспечить возможность беспошлинных поставок газа, поддержание рыночных цен, предполагающих коммерческую рентабельность продаж газа на общем рынке, а также принятие странами-участницами согласованного решения о переходе на равнодоходные цены на газ на территории государств ЕАЭС.

По мнению экспертов, на практике создание общего рынка газа, к которому в течение вот уже многих лет стремится ЕС, потребует основательной либерализации и тщательного согласования политики.

«При этом для Казахстана задачи гармонизации выльются в серьезные сложности, поскольку в стране сохраняется высокий уровень регулирования внутренних цен на газ и внутреннего рынка в целом», – считают в IHS Markit.

К примеру, для гармонизации цен с Ямало-Ненецким автономным округом России к 2025 году цены на западе Казахстана в период с 2020 по 2025 год должны расти в среднем на 13% ежегодно, а затем – после 2026 года – следовать темпам внутренней инфляции в России.

В России в 2018 году объем добычи составил 725 млрд куб. м газа. Кыргызстан и Беларусь производят по 300 млн куб. м в год, а Армения и вовсе не добывает газ. Российская национальная компания «Газпром» владеет газотранспортными системами в Беларуси, Армении и Кыргызстане, поставляя газ в эти страны по относительно выгодным ценам, что выше внутренних цен, но ниже цен экспорта в Европу. Эксперты полагают, что в политике газового рынка ЕАЭС неизбежно будут преобладать интересы России – и, прежде всего, «Газпрома».

Рейтинг прозрачности крупнейших компаний Казахстана

Читайте нас в TELEGRAM | https://t.me/kursivkz

 

Цифра дня

64-е
место
занял Казахстан по скорости фиксированного интернета в мире

Цитата дня

Популизм – это политика посредственности. Я не раздаю пустых обещаний. Я - человек конкретных дел. Я буду твердо проводить в жизнь свою программу реформ.

Касым-Жомарт Токаев
президент Республики Казахстан

Спецпроекты

Рейтинг прозрачности крупнейших компаний Казахстана

Рейтинг прозрачности крупнейших компаний Казахстана

Биржевой навигатор от Freedom Finance

Биржевой навигатор от Freedom Finance


KAZATOMPROM - IPO уранового гиганта
Новый Курс - все о мире инвестиций

Банк Хоум Кредит

Home Credit Bank

Вы - главная инвест-идея

Home Credit Bank


Новый Курс - все о мире инвестиций
Новый Курс - все о мире инвестиций