Перейти к основному содержанию

2705 просмотров

В Шымкенте начнут строить третью АГРС

На ее строительство необходимо 9,5 млрд тенге

Фото: Shutterstock

Согласно комплексному плану развития и застройки города Шымкента до 2023 года для обеспечения населения города теплоснабжением и газоснабжением будет построена АГРС-3. Работы планируется начать в следующем году.  

В 2020 году в Шымкенте начнется строительство третьей газораспределительной станции (АГРС) мощностью 250 тыс. кубов газа в час, без которой городу не хватает газа. В 2019 году на строительство АГРС-3 из республиканского бюджета было выделено 2 млрд 500 млн тенге, из местного – около 900 млн тенге. Общая стоимость проекта – 9 млрд 400 млн тенге. 

Большой проект 

Вопрос о необходимости ее строительства возник еще в 2017 году. Растущему городу не хватало ресурсов двух уже имеющихся АГРС, построенных в 1976 и 1983 годах. Потребность города зимой составляет 250 тыс. кубов газа в час. Заместитель руководителя управления энергетики и ЖКХ города Шымкента Нурлан Жаманкоз отметил, что снижение давления в газораспределительной системе Шымкента началось с того момента, когда  стали газифицировать присоединенные к городу населенные пункты. 

«В предыдущие годы территория Шымкента значительно увеличилась (с 39,8 тыс. га до 117 тыс. га. – «Курсив»). В 2017 году «КазТрансГаз Аймак» написал письмо в акимат Шымкента. Мы сразу отреагировали, получили техусловия, сделали АПЗ и подали бюджетную заявку. В 2018 году были выделены средства на проектно-сметную документацию. Но в том же году произошло разделение Шымкента и Туркестанской области. А заказчиком изначально выступало управление энергетики ЮКО», – отметил Нурлан Жаманкоз.  

Предупредительные меры 

Как рассказал «Курсиву» главный инженер АО «Интергаз Центральная Азия» Айбек Ергалиулы, существующие АГРС не справляются с увеличившимся спросом, и если давление газа в сети значительно снизится, это сразу отразится на работе котельных и теплостанций. Для того чтобы этого не произошло, поставщик газа обязан уведомить за сутки население, юридические лица, компании и коммунальные предприятия об ограничении подачи газа.  

«Все дело не в количестве газа, а в нехватке газораспределительных станций. В целом в Туркестанской области и Шымкенте газа достаточно. Мы можем обеспечить хоть 10 АГРС. В случае значительного понижения давления газа в сети предприниматели должны перейти на альтернативное топливо согласно заключенному договору розничной реализации товарного газа. В первую очередь ограничения вводятся на промышленных предприятиях и коммерческих объектах – кафе и ресторанах, теплицах. А населению обеспечивается бесперебойная поставка газа. Чем холоднее на улице, тем ниже давление», – подчеркнул Айбек Ергалиулы. 

Альтернативным топливом является мазут, но его использование обойдется предпринимателям в шесть раз дороже. 

Невыгодная альтернатива 

Владельцы теплиц подсчитали свои потери, если им придется перейти на альтернативное топливо на 10 дней. В Шымкенте и Туркестанской области теплицы, входящие в состав Ассоциации теплиц Туркестанской области, занимают около 2 тыс. га земли. Как рассказал «Курсиву» председатель ассоциации Мырзахмет Снабаев, на обогрев одного гектара природным газом в день требуется затратить 100 тыс. тенге, а соляркой – 600 тыс. 

«Альтернативное топливо предназначено для аварийных случаев, например при аварии на сетях. Тысяча кубов газа в Шымкенте и Туркестанской области стоит 36 тыс. тенге, а тонна солярки стоит 180-190 тыс. тенге. На обогрев гектара теплицы в день требуется 3 тыс. кубов газа, или 100 тыс. тенге. А солярки на один гектар необходимо три тонны, или 600 тыс. тенге. Даже если на 10 дней будет ограничение, в сутки на солярку будет уходить 600-700 тыс. тенге, за 10 дней это составит 6 млн. Ни у одного предпринимателя не предусмот­рены такие траты», – заявил Мырзахмет Снабаев. 

infog gaz.png

3833 просмотра

Как изменилась энергетическая отрасль Казахстана

Нефтегазовый сектор составляет около 15% ВВП страны

Фото: Shutterstock

Последние пять лет в Казахстане стабильно росла добыча нефти, началось расширение крупнейших месторождений и завершилась модернизация НПЗ.

Энергетика для Казахстана – стратегически важная отрасль. Только нефтегазовый сектор, по данным рейтингового агентства S&P, составляет около 15% ВВП страны и дает около 40% всех поступлений в бюджет. 18 из 30 крупнейших налогоплательщиков Казахстана составляют именно компании, занимающиеся добычей нефти и газа – за 2019 год они обеспечили более 4,3 трлн тенге выплат.

В последние пять лет рост добычи углеводородов превысил 90 млн тонн нефти в год, завершилась модернизация нефтеперерабатывающих предприятий, активизировалась газификация регионов. Как раз на это время пришлась работа Каната Бозумбаева на посту министра энергетики Казахстана, этот пост он занимал с марта 2016-го по декабрь 2019 года. «Курсив» разбирается, что было сделано за это время.

Новый этап газификации Казахстана: от поручения к реализации

О необходимости газификации регионов Казахстана, особенно северных, в стране говорили давно. В рамках этой темы сходятся сразу несколько важных вопросов: прежде всего, обеспечение энергетической безопасности и решение экологических проблем крупных городов.

Пока уровень газификации по Казахстану относительно невысок. В 2015 году он составлял 43%, а к концу 2019-го вырос до 51%. Прирост на 8% для девятой по величине страны мира можно назвать хорошим показателем. При этом, напоминает управляющий директор Центра исследований прикладной экономики Олжас Тулеуов, потребление природного газа в Казахстане неравномерно. В региональном разрезе из общего внутреннего потребления газа 77,3% пришлось на западные области, 17,4% – на южные области, 5,3% – на Костанайскую область и 0% – на Нур-Султан и все остальные области: Павлодарскую, Северо-Казахстанскую, Карагандинскую, Восточно-Казахстанскую и Акмолинскую.

«Совсем не удивительно, что в городах и селах Центрального и Северного Казахстана в качестве отопительного топлива домохозяйства с автономной системой отопления на 50% используют уголь, на 50% – дрова, а ТЭЦ – уголь и мазут. Это многократно увеличивает размеры выбросов твердых и газообразных вредных веществ в атмосферу, а также повышает валовые затраты на производство единицы энергии в виде тонны нефтяного эквивалента», – говорит Олжас Тулеуов.

В центральных и северных регионах Казахстана, где из-за суровых климатических условий уровень энергоемкости выше, чем в других областях, необходимого газа не было. При этом в целом по стране ресурс имеется, и 65% всего добытого товарного газа экспортируется за рубеж. Поэтому раньше проблема заключалась лишь в отсутствии газопровода, который мог бы доставить газ в Центральный и Северный Казахстан.

Задача была поставлена весной 2018 года, когда первый президент объявил «5 социальных инициатив». Министерство энергетики под руководством Каната Бозумбаева достаточно быстро нашло финансирование, подготовило всю необходимую документацию и запустило работы. 27 декабря 2019 года газопровод ввели в эксплуатацию. Первый этап проекта был успешно завершён, и теперь к газу получили доступ центральные и северные регионы Казахстана. В первую очередь это жители Нур-Султана, Караганды, Темиртау и Жезказгана.

В 2020 году, по прогнозам Минэнерго, газификация страны может вырасти на 2% и достичь 53%. Дальше эти цифры также будут увеличиваться, поскольку газ подведут сначала к Кокшетау, а затем и к Петропавловску.

«Удивительно то, что технико-экономическое обоснование этого проекта было разработано в 2017 году и тогда же прошло госэкспертизу, а затем в августе 2018-го была сдана проектно-сметная документация. То есть Минэнерго понадобилось лишь три года, чтобы решить проблему, которая тянулась с 1960-х годов, чему нужно отдать должное», – отмечает экономист Олжас Тулеуов.

Модернизация НПЗ: теперь бензин идёт на экспорт

В 2018 году завершилась модернизация трех крупнейших нефтеперерабатывающих заводов Казахстана в Атырау, Павлодаре и Шымкенте. Нужно это было для покрытия дефицита топлива на внутреннем рынке и перехода к производству бензинов более высокого экологического класса – Евро-4 и Евро-5.

Модернизация, начавшаяся в 2008 году и стоившая Казахстану, по данным «Национального энергетического доклада» за 2019 год, 6 млрд долларов, завершилась в 2018-м. Завершение работ неоднократно переносилось  на 2015 и 2016 год. Основной и завершающий период модернизации пришёлся на период, когда министерство возглавлял Канат Бозумбаев.

Директор Центра прикладных исследований «Талап» Рахим Ошакбаев отмечает, что после модернизации производственные мощности по высокооктановому бензину увеличились более чем вдвое.

«После модернизации производство бензинов выросло на 107%, дизеля – на 36%, а авиакеросина – на 300%. До модернизации казахстанские заводы производили АИ-80, печное топливо, много мазута, а сейчас перешли на более качественные и более дорогие продукты», – говорит Рахим Ошакбаев.

Так, бензинов марок АИ-92/95/98 в Казахстане производили чуть более 2,6 млн тонн, а теперь – более 5,4 млн, авиатоплива – 300 тысяч тонн, а сейчас – 900 тысяч. По сути, подчёркивает эксперт, за 10 лет была заново построена нефтеперерабатывающая отрасль, и советское наследие больше не используется.

Аналитик международной инвестиционной компании EXANTE Андрей Чеботарёв отмечает, что расширение мощностей НПЗ позволило решить сразу три задачи. Во-первых, защитить внутренний рынок от возможного дефицита. Во-вторых, повысить качество топлива, которое, к сожалению, оставляло желать лучшего. Ещё один важный, по мнению аналитика, момент – это нарастить экспорт топлива, при этом снизив до минимума незаконную «миграцию» бензина в Россию, где бензин значительно дороже.

Профицит бензина, по прогнозам Минэнерго, сохранится до 2030 года. И к этому моменту, отмечает Сергей Смирнов, властям нужно будет решить: строить четвертый НПЗ или нет.

shutterstock_549967909.png

Карачаганак заплатит больше

Карачаганак, Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение – одно из трёх крупнейших месторождений не только Казахстана, но и всего мира. Запасы нефти составляют 1,2 млрд тонн, а газа – 1,35 трлн кубометров. Оперирует месторождением международный консорциум в составе итальянской компании Eni, голландской Shell, американской Chevron, российской «Лукойл» и нацкомпании «КазМунайГаз».

Реализация проекта началась в 1997 году, и за это время консорциум выплатил в бюджет Казахстана около 34,8 млрд долларов, а доля местного содержания превысила 7,44 млрд долларов. При этом за это время в развитие региона было инвестировано почти 400 млн долларов.

Главный вопрос с этим месторождением – спор о разделе доходов от продажи продукции. Эта история продолжается более четырёх лет. По последней имеющейся информации, консорциум, оперирующий Карачаганаком, должен выплатить Казахстану 1,1 млрд долларов в виде компенсации за недополученную прибыль, а в процессе переговоров эта сумма выросла до 1,7 млрд.

По состоянию на конец января 2020 года, министерство энергетики ожидало предложение от акционеров консорциума. Параллельно стороны ведут переговоры по соглашению об урегулировании спора. Но пока стороны продолжают переговоры, и информации о том, что Казахстан отозвал иск из международного арбитража против консорциума, не поступало. Однако, скорее всего, соглашение будет подписано, и Казахстан получит компенсацию. И тогда работа, активизировавшаяся при Канате Бозумбаеве, завершится.

Казахстан и ОПЕК

Падение цен на нефть, которое началось во второй половине 2014 года, сильно пошатнуло экономики стран, экспортирущих углеводороды. В их числе оказался и Казахстан, который, к слову, входит в десятку крупнейших стран – экспортёров нефти. К примеру, в 2018 году страна отправила за рубеж жидких углеводородов на 37,8 млрд долларов.

Поэтому для страны был важен рост цен на нефть, которая, по данным агентства S&P, обеспечивает около 40% всех поступлений в республиканский бюджет. В 2017 году появилась инициатива ОПЕК под названием «ОПЕК+»: страны, не входящие в мировой картель нефтедобытчиков, могли подписать соглашение, чтобы договориться об общем снижении объемов добычи нефти, что должно было помочь стабилизировать цены на этот ресурс. Казахстан также присоединился к этой сделке.

План «ОПЕК+» сработал, и цены на нефть стали стабильнее – они двигаются в коридоре 50-70 долларов за баррель. В декабре 2019 года прошла седьмая по счёту конференция ОПЕК+. На ней страны-участники вновь приняли решение о дополнительном сокращении добычи нефти на 500 тысяч баррелей в сутки до конца первого квартала 2020 года. Казахстан поддержал это решение и принял обязательства сократить добычу дополнительно на 17 тысяч баррелей в сутки.

Основным переговорщикам на всех встречах, где отстаивались интересы страны, выступал министр энергетики Канат Бозумбаев. Казахстану нужно было сохранить баланс: снизить объемы достаточно, чтобы вместе с другими странами повысить цены, но не слишком сильно, чтобы не терять доходы от экспорта. Пока сделка действует, и цены на нефть достаточны для пополнения бюджета, можно считать, что задача успешно выполнена.

Однако Казахстан ставит перед собой амбициозные задачи по повышению добычи. Если по итогам 2019 года было добыто около 90,4 млн тонн, то на 2023 год планируется выход на уровень в 100 млн, а в 2025-м – уже на 105 млн тонн.

«Допустим, мы достигнем уровня в 100 млн тонн добычи нефти. Здесь надо брать во внимание, что этот рост сопровождается низкими ценами на нефть. (…) Экономика у нас ориентирована на экспорт сырья, поэтому, чтобы сохранить (денежные. – Прим. «Курсив») поступления в страну, нужно увеличивать объемы добычи. Чем больше будут добывать, тем больше будет зарабатывать страна», – отмечает Сергей Смирнов.

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

drweb_ESS_kursiv.gif