Так, по данным статистического обзора мировой энергетики (BP Statistical review of world energy, 2011–2021 [2]), запасы газа в стране на 31.12.2020 составляли 2,3 трлн куб. м. Динамика запасов газа РК, по данным ВР, приведена в таблице 1. Данные ВР содержат значительные скачки запасов, которые могут объясняться применяемой методологией: учетом технологической готовности и экономической целесообразностью разработки запасов (SEC/PRMS). Более чем двукратный рост запасов в 2019 г., возможно, связан с изменением ценовой конъюнктуры на рынках УВС. Кроме того, в отчетах ВР после 2021 г. не приводятся запасы УВ.

В таблице 2 приведены запасы газа, по данным ежегодных статистических отчетов ОПЕК (OPEC Annual statistical bulletin [3, 4, 5]). Поскольку данные в этих отчетах базируются на информации, полученной от стран-производителей, данные ОПЕК представляются более релевантными и отображающими фактически доступные запасы. Это подтверждается тем, что динамика снижения запасов коррелирует с уровнем добычи и возможными приростами при доразведке разрабатываемых месторождений или переоценке их запасов.

По данным ЦДУ ТЭК [6], запасы газа РК на 2021 г. составляют 1,51 трлн куб. м. Данные по методологии подсчета не раскрываются.

В Национальном энергетическом докладе Kazenergy 2021 [1] приведена выполненная IHS Markit оценка разведанных запасов газа 3,8 трлн куб. м, а «доказанные и вероятные» запасы (2Р) достигают 4,4 трлн куб. м.

При анализе данных ОПЕК видно, что за последнее десятилетие происходит ухудшение минерально-сырьевой базы газа в РК, запасы снижаются, растет выработанность месторождений.

Особенностью газовой отрасли Казахстана является то, что основная часть месторождений и запасов УВ в целом и газа в частности приурочена к месторождениям Прикаспийского бассейна (рисунок 1), доля запасов категории 2Р которого в общем объеме составляет более 89 %.

Основные месторождения, содержащие запасы газа, приведены в таблице 4. Данные по запасам месторождений приведены по материалам Национального энергетического доклада 2021 г. и оценке ЦДУ ТЭК [1, 6]. Основные запасы приходятся на долю «большой тройки» месторождений: Карачаганак, Тенгиз и Кашаган.

Для обеспечения прироста запасов газа и компенсации добычи, недропользователями РК реализуется программа геолого-разведочных работ, однако объем выполненных работ, особенно на газ, недостаточен. На рисунке 2 приводится динамика ГРР на УВС выполненных в РК в 2019–2021 гг., по данным Министерства энергетики РК в денежном выражении. Уровень ГРР на УВС, выполненный недропользователями Республики Казахстан, недостаточен для поддержания запасов (в 2021 г. уступает аналогичному показателю РФ более чем в 20 раз) и имеет тенденцию к снижению: за 2019–2021 гг. объемы снизились на 49 %, с 367 до 186 млн долл. США.

На совещании по развитию газовой отрасли в июне 2021 г расширение ресурсной базы газа через проведение геолого-разведочных работ было установлено приоритетной целью для правительства РК и фонда «Самрук-Казына» (государственный инвестиционный холдинг, ставящий своей целью модернизацию экономики РК) [7].

В таблице 5 и на рисунке 3 приводится динамика добычи сырого и товарного газа в Республике Казахстан за 2011–2022 гг. Данные по добыче за 2011–2020 гг. приведены по данным Министерства энергетики РК [8] (Национальный энергетический отчет [1] и ЦДУ ТЭК [6] используют в своей отчетности эти данные). Прослеживается тенденция сохранения объемов добычи сырого газа при сокращении объемов получаемого товарного газа. По сравнению с пиковым 2018 г., когда объем добычи товарного газа составил 38 млрд куб. м, снижение к 2022 г. составило более 22 %. Это объясняется тем, что основная часть добычи газа приурочена к месторождениям «большой тройки», основным продуктом добычи на которых является нефть. Значительная часть добываемого попутного газа при этом закачивается в пласт для поддержания пластовых давлений и сохранения объемов добычи.

В таблице 6 приведено распределение добычи сырого газа по ключевым проектам. Месторождения Тенгиз, Кашаган и Карачаганак обеспечивают 83 % добычи сырого газа в Казахстане. Данные по добыче приведены за 2022 год для всех месторождений по годовым отчетам компаний недропользователей – Nostrum Oil&Gas и АО «НК КазМунай Газ» [9, 10], кроме месторождения Жанажол, данные по добыче на котором приводятся АО «СНПС-Актобемунайгаз» за 2020 год [11].

Структура и динамика потребления газа

Основным источником потребляемой первичной энергии в топливно-энергетическом балансе Казахстана является уголь, доля которого в 2020 г. составила 56 % [1], доля газа составила 24 %, нефти и нефтепродуктов – 18 %. В долгосрочной перспективе доля угля будет сокращаться, а газа, с учетом программ по газификации регионов и отраслей промышленности, расти. По прогнозам IHS Markit, доля угля к 2030 г. составит менее 50 %, а к 2040 – 42 %, а выпавшие объемы будут замещены природным газом.

Внутреннее потребление природного газа, по данным Statistical review of world energy [2], приведено в таблице 7. Данные ВР в целом соответствуют данным Министерства энергетики Республики Казахстан и данным Национального энергетического доклада. Потребление за 2011–2022 г. выросло на 100 %, в том числе за счет газификации регионов, роста внутреннего спроса и роста экономики Казахстана. Наибольшую роль в росте потребления сыграла электроэнергетическая отрасль. На рисунке 4 показано распределение внутреннего потребления по отраслям промышленности Республики Казахстан, по данным Statistical review of world energy и Национального энергетического доклада [1 и 2].

Все больший объем потребления занимает электроэнергетика: если в процентном соотношении доля генерирующей отрасли за 2011–2022 гг. выросла с 38 до 53 %, то в абсолютных объемах доля выросла с 3,7 до 10,6 млрд куб. м, прирост составил более 186 %. Согласно [13], прирост потребления электроэнергетической отраслью к 2030 г. составит 6,9 млрд куб. м. Такой прирост объясняется переводом ряда генерирующих мощностей с угля на газ, как на более экологичное топливо. Доля промышленности за 2011–2022 гг. снизилась вдвое, с 18 до 8 %, в физических объемах потребление снизилось с 1,8 до 1,6 млрд куб. м. Потребление газа населением выросло на 3 млрд куб. м, с 4,2 до 7,2 млрд куб. м, доля этого сектора снизилась с 42 до 36 %. Суммарный объем потребления прочих секторов (строительство, сельское хозяйство, транспорт и др.) колебался в диапазоне 0,2–0,6 млрд куб. м и в 2022 г. составил 0,5 млрд куб. м.

Структура и динамика нетто-экспорта газа

Казахстан является нетто-экспортером газа. По итогам 2021 г. суммарный экспорт газа из Казахстана, по данным Агентства РК по статистике, составил 16 млрд куб. м. Данные по экспорту газа из Казахстана за 2011–2021 гг., по данным Национального энергетического доклада и ЦДУ ТЭК [1 и 6], приведены в таблице 8. Оба источника базируются на данных таможенной статистики, поэтому их совместное использование правомерно. Данные таможенной статистики за 2022 год отсутствуют.

Данные по 2011–2014 гг. приводятся без разбивки по странам и приведены на основании таможенной статистики. Из таблицы видно, что основными экспортными рынками для газа РК являются Россия (куда преимущественно поступает сырой газ Карачаганакского месторождения) и КНР. После открытия в 2017 г. газопровода «Центральная Азия – Китай» был подписан долгосрочный контракт о поставках до 10 млрд куб. м газа в год.

Помимо экспортных поставок, Республика Казахстан импортирует значительные объемы природного газа. Данные по объемам импорта (таблица 9) приводятся на основании данных таможенной статистики. Импорт газа, по данным Агентства РК по статистике, составил в 2021 г. 7,7 млрд куб. м, снизившись на 33 % относительно показателя 2020 г. Данные по объемам импорта в 2022 г. отсутствуют. Основу импорта составляют поставки российского газа в южные районы Казахстана на основании Соглашения о встречных поставках между ПАО «Газпром», «Узбекнефтегаз» и «КазМунайГаз».

Приводимые в Statistical review of world energy [2, 12] данные об объемах импорта и экспорт газа Республикой Казахстан значительно ниже официальной таможенной статистики и, видимо, являются неполными.

Согласно «Комплексному план развития газовой отрасли на 2022–2026 годы» [11], предусматривается дальнейшее развитие программы газификации населения, планируется довести ее к 2030 г. до 65 % (показатель 2022 г. – 53,1 %). Возросшие объемы потребления на внутреннем рынке могут привести к тому, что Республика Казахстан превратится из экспортера газа в импортера.

В 2022 году правительством РК был утвержден «Комплексный план развития газовой отрасли на 2022–2026 годы» [13], согласно которому добычу сырого газа в РК к 2030 году планируется нарастить на 62 % относительно уровня 2021 г. и довести до 87,1 млрд куб. м (таблица 10, рисунок 5).

Плановые данные 2022 г. были выполнены в части производства товарного газа, однако добыча сырого газа (см. таблицу 5) оказалась на 7 % (4,3 млрд куб. м) ниже плановых значений (2 млрд куб. м были «недобраны» в связи с сокращением добычи на месторождении Кашаган в августе–ноябре 2022 г.). Согласно [13], доля товарного газа к 2030 г. сократится с 55 % от общего объема добычи в 2022 г до 48,4 %, что вызвано все большими объемами закачки газа в пласт для обеспечения плановых объемов добычи нефти.

Прирост производства товарного газа относительно уровня 2021 г. составит 32 %, однако возможность достижения таких показателей не подкреплена финансовым обоснованием: отсутствуют обоснованные планы выполнения и финансирования ГРР, планы ввода месторождений не подкреплены экономическими расчетами.

Потенциал увеличения добычи сырого газа и производства товарного газа в настоящее время связан с перспективными месторождениями АО «НК КазМунайГаз» «Урихтау Центральное» и «Западная Прорва» и месторождениями АО «НК QazaqGaz» Анабай и Придорожное. Дополнительно существуют подтвержденные извлекаемые запасы газа на ряде месторождений, для добычи которых необходима оценка строительства газоперерабатывающих мощностей и подводящей газотранспортной инфраструктуры. Плановые объемы добычи на этих месторождениях приведены в таблице 11.

Поскольку проведение региональных геолого-разведочных работ, определение наиболее перспективных регионов, выявление структур с наибольшим потенциалом открытий займут длительное время, АО «НК QazaqGaz» намеревается сконцентрироваться на добыче уже выявленных запасов и освоении ресурсов газа. По мере выработки месторождений будут проводиться ГРР с целью восполнения запасов.

Наиболее перспективные месторождения, требующие доразведки, и перспективные на газ участки недр с запасами и ресурсами по российской классификации приведены в таблице 12. В основном данные месторождения и участки обнаружены давно и относятся к простаивающему фонду, не вовлеченному в разработку по причинам низкой рентабельности, отсутствия интереса инвесторов и экологических ограничений.

Для привлечения внешних инвесторов планируется проработка дополнительных налоговых преференций. Кроме того, планируется рассмотреть вопрос о проведении доразведки на трансграничном месторождении Имашевское (месторождение расположено в Атыраусской области РК и Астраханской области РФ, суммарные запасы и ресурсы оценены в 172 млрд куб. м [14]).

Для наращивания объемов производства товарного газа на месторождении Кашаган, по данным Комплексного плана [13], принято инвестиционное решение по строительству ГПЗ мощностью 1 млрд куб. м сырого газа в год с возможным дальнейшим расширением до 2,5 млрд куб. м, а в отдаленной перспективе и до 6 млрд куб. м. Коммерциализация газа месторождения осложняется высоким содержанием в нем серы и других агрессивных компонентов.

Сдерживающим фактором для реализации новых проектов добычи и переработки газа является их низкая рентабельность, которая обусловлена низкими закупочными ценами на газ у недропользователей из-за необходимости сдерживания розничных цен на газ на внутреннем рынке и невозможности экспорта газа недропользователями, высокими капитальными затратами на реализацию газовых проектов, недостаточными мощностями по подготовке газа и низкой подготовленностью уже существующих запасов к разработке.

Помимо традиционных ресурсов газа, в РК присутствуют значительные запасы углей, которые в перспективе могут являться источником метана. Попытки получения промышленных притоков метана на месторождениях Карагандинского угольного бассейна [15] пока не увенчались успехом, однако это направление развития ресурсной базы необходимо рассматривать как потенциальное в средне- и долгосрочной перспективе.

Добыча природного газа в РК сосредоточена в северо-западных регионах и для снабжения внутренних потребителей используется широкая сеть газопроводов (рисунок 6).

В последние годы были реализованы такие проекты, как МГП «Сары-Арка», позволивший газифицировать потребителей Центрального Казахстана, МГП «Бейну – Бозой – Шымкент» (построен в рамках проекта МГП «Казахстан – Китай» и снабжает газом южные регионы). В то же время значительная часть существующей газотранспортной инфраструктуры РК имеет критический износ, а ее пропускная способность недостаточна для дальнейшего выполнения планов по газификации и развитию газохимических производств. Возраст большинства газопроводов превышает 50 лет, а средний уровень износа составляет более 75 %. Ряд газопроводов, являющихся критическими для газоснабжения целых регионов, имеют критический износ: МГ «Макат – Северный Кавказ» (газоснабжение Атырауской области), МГ «Окарем – Бейнеу» (Мангистауская область), МГ «БГР – ТБА» (юг Казахстана), МГ «Карталы – Рудный – Костанай» (Костанайская область). Обеспечение необходимого объема модернизации, планово-предупредительных ремонтных работ, а тем более строительство новых газопроводов силами исключительно национального оператора является проблематичным.

Вероятность достижения плановых показателей добычи, установленных Комплексным планом развития газовой промышленности на 2022–2026 гг. [13] в 87,1 млрд куб. м сырого газа к 2030 г., крайне низка, поскольку отсутствуют подготовленные ко вводу в эксплуатацию месторождения, за счет которых возможен такой прирост.

В Комплексном плане [13] отсутствует финансовое обоснование и расчет необходимых вложений в отрасль, предлагается решать вопрос привлечения инвесторов непосредственно в момент принятия решения об инициации проектов. Снижение мировых цен на газ делает вероятность привлечения в отрасль крупных зарубежных инвесторов крайне низкой. Возможно расширение присутствия на рынке Республики Казахстан недропользователей КНР, исходя в первую очередь из геополитических соображений.

Объемы газа, полученные при наращивании добычи газа на месторождениях Кашаган, Тенгиз и Карачаганак, будут преимущественно направлены на внутренние нужды недропользователей, объемы переработки газа этих месторождений ограничены отсутствием собственных мощностей переработки и ограниченными мощностями Оренбургского ГПЗ. Строительство новых ГПЗ, предусмотренное Комплексным планом [13], ограничено поиском инвесторов.

С высокой долей вероятности добыча сырого газа будет находиться в диапазоне 53–55 млрд куб. м/год, а объем производства товарного газа будет постепенно снижаться, поскольку объемы нефтедобычи на месторождениях Тенгиз, Кашаган и Карачаганак требуют все больших объемов нагнетания газа для поддержания пластового давления и выполнения обязательств по поставкам нефти.

Без кратного увеличения затрат на освоение новых газовых месторождений и на ГРР для поиска новых месторождений становится проблематичным обеспечение Казахстана собственным газом, а экспортные поставки, скорее всего, значительно сократятся либо будут выполняться за счет реэкспорта российского газа.

Все большую важность получает географическое положение РК как страны транзитера. Так, в рамках подписанного с Республикой Узбекистан контракта на поставку природного газа ПАО «Газпром» с осени 2023 г. начнет прокачку природного газа по газопроводу «Средняя Азия – Центр» через территорию Казахстана.

Сотрудничество ПАО «Газпром» с Республикой Казахстан является целесообразным по следующим направлениям:

Совместное освоение трансграничных месторождений (Имашевское) и месторождений шельфа Каспийского моря, таких как Центральное;

Опыт проведения ГРР на газ может быть применен при уточнении нефтегазоносности регионов РК и опоисковании перспективных регионов;

При строительстве ГПЗ на месторождениях с запасами сернистого газа может быть применен опыт строительства и эксплуатации ГПЗ в Астрахани и Оренбурге;

Географическое положение Республики Казахстан и интеграция его системы газопроводов с ЕСГ позволяет использовать РК как транзитную страну при поставке газа на рынки Средней Азии, в частности Узбекистана, Китая и в перспективе – других стран Азии (Афганистан, Пакистан, Индия, Бангладеш);

Литература

1. Национальный энергетический доклад Kazenergy 2021, 22.06.2023 – https://www.kazenergy.com/upload/document/energy-report/NationalReport21_ru_2.pdf.

2. Statistical Review of World Energy. BP, 28.06.2023 https://www.bp.com/en/global/corporate/energy-economics/statistical-review-of-world-energy.html#tab_sr-2013.

3. OPEC Annual statistical bulletin 2016, 26.06.2023 – https://www.opec.org/opec_web/static_files_project/media/downloads/publications/ASB2016.pdf.

4. OPEC Annual statistical bulletin 2019, 26.06.2023 – https://www.opec.org/opec_web/static_files_project/media/downloads/publications/ASB_2019.pdf.

5. OPEC Annual statistical bulletin 2021, 26.06.2023 – https://www.opec.org/opec_web/static_files_project/media/downloads/publications/OPEC_ASB_2021.pdf.

6. ЦДУ ТЭК. Газовая промышленность Казахстана, 22.06.2023 – https://www.cdu.ru/tek_russia/articles/3/1100/?ysclid=lj6vbwyg75686996303.

7. Официальный сайт Президента Республики Казахстан. Глава государства провел совещание по развитию газовой отрасли, 22.06.2023 – https://www.akorda.kz/ru/glava-gosudarstva-provel-soveshchanie-po-razvitiyu-gazovoy-otrasli-175391.

8. Финмаркет.ру. Казахстан в 2022 г. увеличил добычу газа на 3,1% – до 53,3 млрд кубометров, 27.06.2023 – http://www.finmarket.ru/database/news/5875843?ysclid=ljgwnxalbd786442699.

9. Nostrum Oil&Gas. Годовой отчет 2021 г. 27.06.2023 – https://wp-nostrumoilandgas-new-2020.s3.eu-west-2.amazonaws.com/media/2022/05/21296-Nostrum-AR2021-RUS-4-WEB.pdf.

10. АО «КазМунайГаз». Годовой отчет 2022 г. 27.06.2023 – https://www.kmg.kz/upload/iblock/af5/rn8yccb2p6yx9tqufp5b31ea5h893kj5/KMG_AR2022_RUS%20(1).pdf.

11. АО «СНПС-Актобемунайгаз». Юбилейный год в истории разработки месторождения Жанажол, 29.06.2023 – http://cnpc-amg.kz/?p=nov_154.

12. Statistical review of world energy 2023, 27.06.2023 – https://www.energyinst.org/statistical-review.

13. Постановление Правительства Республики Казахстан от 18 июля 2022 года № 488. «Об утверждении Комплексного плана развития газовой отрасли Республики Казахстан на 2022–2026 годы», 22.06.2023 – https://adilet.zan.kz/rus/docs/P2200000488.

14. Проект «Имашевское месторождение», 22.06.2023 – https://www.kazrosgas.kz/ru/projects/view/5-proekt-imashevskoe-mestorozhdenie.

15. Метановая перспектива Казахстана, 22.06.2023 – https://metalmininginfo.kz/archives/6134?ysclid=lj8bobwqz4682523220.

16. Схема магистральных и транзитных газопроводов Казахстана 22.06.2023 – https://polpred.com/images/pics2/9A7AB72B6ABA9AF3/1511.jpg.

17. Миллер обсудил с вице-премьером Казахстана организацию транзита газа в Узбекистан, 23.06.2023 – https://interfax.az/view/895014?ysclid=lji6lj51f3385490982.