О Стратегическом плане Министерства нефти и газа Республики Казахстан на 2011-2015 годы

      В соответствии со статьей 62 Бюджетного кодекса Республики Казахстан от 4 декабря 2008 года Правительство Республики Казахстан ПОСТАНОВЛЯЕТ:
      1. Утвердить прилагаемый Стратегический план Министерства нефти и газа Республики Казахстан на 2011 - 2015 годы.
      2. Признать утратившими силу:
      1) постановление Правительства Республики Казахстан от 3 августа 2010 года № 776 "О Стратегическом плане Министерства нефти и газа Республики Казахстан на 2010 - 2014 годы" (САПП Республики Казахстан, 2010 г., № 46, ст. 418);
      2) постановление Правительства Республики Казахстан от 19 ноября 2010 года № 1220 "О внесении изменений в постановление Правительства Республики Казахстан от 3 августа 2010 года № 776".
      3. Настоящее постановление вводится в действие со дня подписания и подлежит официальному опубликованию.

      Премьер-Министр
      Республики Казахстан                       К. Масимов

Приложение к     
постановлению Правительства
Республики Казахстан   
от 3 февраля 2012 года № 196

Утвержден        
постановлением Правительства
Республики Казахстан   
от 14 февраля 2011 года № 134

Стратегический план
Министерства нефти и газа
Республики Казахстан на 2011 – 2015 годы

      Сноска. Стратегический план в редакции постановления РК от 03.02.2012 № 196 (вводится в действие со дня подписания и подлежит официальному опубликованию).

1. Миссия и видение

      Миссия
      Развитие топливно-энергетического комплекса в части углеводородного сырья в целях обеспечения высокого уровня конкурентоспособности и национальной безопасности, обеспечение растущих потребностей экономики в углеводородном сырье и продуктах его переработки, развитие научно-технологического потенциала, направленного на их эффективное использование.
      Видение
      Развитая нефтегазовая промышленность и система транспортировки углеводородного сырья, включая магистральные, и развитые мощности по переработке углеводородного сырья.

2. Анализ текущей ситуации и тенденции развития соответствующих
отраслей (сфер) деятельности

      Стратегическое направление 1. Динамичное развитие нефтяной отрасли
      Основные параметры развития регулируемой отрасли или сферы деятельности
      Запасы углеводородного сырья
      Общие прогнозные извлекаемые ресурсы углеводородного сырья в Республике Казахстан составляют 17 млрд. тонн, из них 8 млрд. тонн приходится на казахстанский сектор Каспийского моря (далее – КСКМ). По подтвержденным запасам нефти, Казахстан входит в число 15 ведущих стран мира и обладает 3,3 % мировых запасов углеводородного сырья.
      Нефтегазоносные районы республики, на которых расположено 172 нефтяных и 42 конденсатных месторождения, занимают площадь около 62 % территории Казахстана. Основные запасы нефти в Казахстане (более 90 %) сконцентрированы в 15 крупнейших месторождениях – Тенгиз, Кашаган, Карачаганак, Узень, Жетыбай, Жанажол, Каламкас, Кенкияк, Каражанбас, Кумколь, Бузачи Северные, Алибекмола, Прорва Центральная и Восточная, Кенбай, Королевское.
      Месторождения находятся на территории шести из четырнадцати областей Казахстана. Это Актюбинская, Атырауская, Западно-Казахстанская, Карагандинская, Кызылординская и Мангистауская области. При этом примерно 70 % запасов углеводородов сконцентрировано на западе Казахстана.
      Наиболее разведанными запасами нефти обладает Атырауская область, на территории которой открыто более 75 месторождений с запасами промышленных категорий 930 млн. тонн.
      Свыше 15 месторождений углеводородов находятся на территории Западно-Казахстанской области. Еще одним перспективным регионом с точки зрения нефтегазового потенциала является Актюбинская область. Здесь открыто около 25 месторождений. Основой нефтедобывающей отрасли Кызылординской и Карагандинской областей является Кумкольская группа месторождений – пятая по значимости нефтегазовая провинция Казахстана.
      Дальнейшему наращиванию ресурсного потенциала нефтегазовой отрасли Казахстана будет способствовать проводимое республикой широкомасштабное изучение участков недр в акватории Каспийского и Аральского морей.
      Открытие в 2000 году на севере Каспия Кашаганского месторождения названо самым значительным событием в мировой практике за последние 30 лет.
      Перспективы поисков нефти и газа связываются и с неизученными глубокопогруженными структурами в Прикаспийской впадине, Приаралье, а также с выявленными результатами региональных сейсмических работ объектами в Северном, Центральном и Южном Казахстане.
      По прогнозам специалистов, извлекаемых запасов углеводородного сырья в Республике Казахстан при нынешнем уровне добычи должно хватить примерно на 60-70 лет, однако, учитывая нарастающие объемы добычи на крупных нефтегазовых месторождениях, указанные временные рамки могут быть значительно сокращены. Поэтому дальнейшее развитие нефтегазовой отрасли должно обеспечиваться приростом запасов за счет открытия новых месторождений.
      В Казахстане существуют реальные перспективы увеличения запасов углеводородов, так как потенциал недр Казахстана остается по-прежнему высоким.
      Добыча нефти
      Динамичное развитие нефтяной отрасли чрезвычайно важно для всей экономики Казахстана.
      Нефтегазовый комплекс оказывает решающее воздействие на социально-экономическое развитие страны и ее отдельных регионов, по сути, является локомотивом для всей экономики государства, способствует развитию других отраслей экономики. С работой предприятий нефтегазового комплекса связано претворение в жизнь наиболее значимых социальных программ в масштабах регионов и всего государства.
      Преобразования в нефтегазовом комплексе направлены на повышение эффективности функционирования, как самой отрасли, так и связанных отраслей промышленности, что должно способствовать укреплению энергетической безопасности страны, а так же обеспечить стабильный рост и диверсификацию экономики, сопровождаемых повышением конкурентоспособности предприятий, качества услуг и продукции.
      В 2010 году добыча нефти и газового конденсата в республике составила 79,7 млн. тонн, увеличившись на 4,2 % по сравнению с 2009 годом. Экспорт нефти и газового конденсата - 71,2 млн. тонн (рост на 4,6 %).
      На территории Республики Казахстан по итогам 2010 года основными нефтедобывающими компаниями являются товарищество с ограниченной ответственностью «Тенгизшевройл» (далее – ТШО) (25,9 млн. тонн), товарищество с ограниченной ответственностью «Карачаганак Петролеум Оперейтинг Б.В.» (далее – КПО б.в.) (11,39 млн. тонн), акционерное общество «Разведка Добыча «КазМунайГаз» (далее – РД КМГ) (8,77 млн. тонн), акционерное общество «Мангистаумунайгаз» (далее – ММГ) (5,7 млн. тонн) и акционерное общество «СНПС-Актобемунайгаз» (далее – «СНПС-Актобемунайгаз») (6 млн. тонн).
      Большинство разрабатываемых на суше месторождений углеводородного сырья Республики Казахстан достигли стадии максимального уровня годовой добычи. Дальнейший рост добычи на суше, в первую очередь, связан с интенсификацией разработки месторождений Тенгиз и Карачаганак.
      В конце 2012 года планируется начало реализации  опытно-промышленной разработки месторождения Кашаган. При этом, в соответствии со Вторым Дополнительным Договором к Соглашению о разделе продукции, возможно продление начала Кашаганской Коммерческой Добычи до октября 2013 года.
      В 2015 году ожидается рост объема добычи нефти и газового конденсата до 112,9 % по отношению к 2010 году (прирост добычи составит 10,3 млн. тонн), что отражено в диаграмме 1:

      Диаграмма 1. Добыча нефти и газового конденсата за 2009 – 2010 годы и прогноз на 2011 – 2015 годы, в млн. тонн

      Переработка нефти
      В 2010 году на нефтеперерабатывающих заводах республики (далее – НПЗ) переработано 13,7 млн. тонн нефти или 112,8 % к уровню 2009 года. Произведено бензина 2893,8 тыс. тонн (111,8%), дизельного топлива – 4073,8 тыс. тонн (107,3 %), мазута – 3771 тыс. тонн (116,2 %), авиакеросина – 489,6 тыс. тонн (131,1%).
      После модернизации действующих нефтеперерабатывающих мощностей республики планируется после 2015 года увеличить объемы переработки нефти на НПЗ до 17,5 млн. тонн в год и, соответственно, объемы производства нефтепродуктов. Объемы переработки нефти и динамика производства нефтепродуктов до 2015 года отражены в диаграммах 2 и 3.

      Диаграмма 2. Переработка нефти за 2009 – 2010 годы и прогноз  на 2011 – 2015 годы, в млн. тонн

      Диаграмма 3. Производство основных видов нефтепродуктов за 2009 – 2010 годы и прогноз на 2011 – 2015 годы, в тыс.тонн

      Решением Комиссии Таможенного союза от 18 октября 2011 года № 826 утвержден Технический регламент «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и мазуту» (далее – ТР ТС), который вступает в силу с 31 декабря 2012 года. Разработчик ТР ТС – казахстанская сторона в лице Министерства нефти и газа Республики Казахстан.
      ТР ТС разработан с целью установления на единой таможенной территории Таможенного союза обязательных для применения и исполнения требований к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и мазуту (далее – топливо), выпускаемым в обращение на единую таможенную территорию Таможенного союза, также устанавливает требования к топливу в целях обеспечения защиты жизни и здоровья человека, имущества, охраны окружающей среды, предупреждения действий, вводящих в заблуждение потребителей относительно его назначения, безопасности и энергетической эффективности.
      ТР ТС определены сроки перехода по выпуску в оборот (обращение) автомобильного бензина и дизельного топлива на более высокие экологические классы на единой таможенной территории Таможенного союза с учетом дифференцированного подхода по технологическим возможностям государств – членов Таможенного союза.
      С ТР ТС утвержден Перечень межгосударственных стандартов, национальных (государственных) государств – членов Таможенного союза (до принятия межгосударственных стандартов), содержащих правила и методы исследований (испытаний) и измерений, в том числе правила отбора образцов, необходимых для применения и исполнения требований ТР ТС.
      Для обеспечения улучшения качества производимой нефтепродукции согласно международным нормам, в том числе требованиям вышеуказанного ТР ТС, на отечественных НПЗ планируются мероприятия по реконструкции и модернизации действующих перерабатывающих мощностей.
      Реконструкция и модернизация отечественных НПЗ предусматривает реализацию следующих инвестиционных проектов.
      На Атырауском нефтеперерабатывающем заводе (далее – АНПЗ):
      На АНПЗ завершена реконструкция вакуумного блока установки ЭЛОУ-АВТ-3 (декабрь 2010 года) и установки замедленного коксования (май 2011 года), доведения мощности вакуумного блока до 1800 тыс. тонн в год и установки замедленного коксования до 1000 тыс. тонн в год. Срок реализации проекта – 2011 год.
      Начато строительство комплекса по производству ароматических углеводородов с производством бензола – 133 тыс. тонн в год, параксилола - 496 тыс. тонн в год и улучшения качества нефтепродуктов до экологического класса К3. Срок реализации проекта – 2010 – 2014 годы.
      Строительство комплекса по глубокой переработке нефти с доведением переработки нефти до 5500 тыс. тонн в год и глубины переработки до 84 % с улучшением качества нефтепродуктов до экологического класса К4. Срок реализации проекта – 2011 – 2014 годы.
      На товариществе с ограниченной ответственностью «Петро Казахстан Ойл Продактс» (далее – ПКОП):
      Реконструкция и модернизация завода с доведением мощности по переработке нефти до 6000 тыс. тонн в год, увеличением глубины переработки нефти до 90 %, улучшение качества нефтепродуктов до экологического класса К4. Срок реализации проекта – 2011 – 2014 годы.
      На Павлодарском нефтехимическом заводе (далее – ПНХЗ):
      Реконструкция и модернизация с доведением мощности завода до 6000 тыс. тонн в год, увеличением глубины переработки нефти до 90 %, улучшение качества нефтепродуктов до экологического класса К4. Срок реализации проекта – 2011 – 2013 годы.
      Завершение реконструкции и модернизации НПЗ позволит в 2015 году обеспечить потребителей республики качественными нефтепродуктами и нефтехимическими продуктами, соответствующими требованиям экологических классов К3 и К4, снизить вредное воздействие на окружающую среду, обеспечить потребности республики в автомобильном и авиационном топливе, довести суммарную мощность НПЗ по переработке нефти до 17,5 млн. тонн в год.
      Развитие нефтетранспортной инфраструктуры
      Увеличение объемов добычи углеводородов требует динамичного развития нефтетранспортной инфраструктуры.
      В настоящее время основными действующими экспортными маршрутами казахстанской нефти являются трубопровод Атырау - Самара, трубопровод Каспийского Трубопроводного Консорциума (далее – КТК), трубопровод Атасу – Алашанькоу, порт Актау.
      Наибольший объем казахстанской нефти в 2010 году экспортирован по нефтепроводу КТК – 28,5 млн. тонн и Атырау-Самара – 15,3 млн. тонн. В китайском направлении транспортировано – 10,1 млн. тонн. Экспорт нефти по морю составил – 9,5 млн. тонн, по железной дороге - 6 млн. тонн. На Оренбургский газоперерабатывающий завод (далее – ОГПЗ) поставлено 2 млн. тонн газового конденсата.
      Развитие экспортного и транзитного потенциала Казахстана является одним из главных направлений государственной политики. Актуальной является работа по созданию новых и расширению существующих экспортных систем.
      С целью повышения эффективности использования нефтегазовых ресурсов Казахстан должен продолжить поиск и реализацию проектов по транспортировке казахстанских углеводородов на наиболее привлекательные рынки сбыта при условии минимизации транспортных издержек. Развитие мощностей и направлений экспорта нефти и газа должно соответствовать перспективным объемам добычи и внутреннего потребления, наличию долгосрочных договоренностей с транзитными странами, уровню спроса и ситуации на мировых рынках потребления.
      С целью развития и диверсификации экспортных маршрутов транспортировки казахстанской нефти проводится работа по реализации следующих проектов: поэтапного расширения нефтепровода КТК, увеличение пропускной способности нефтепровода Казахстан – Китай, проработка вопросов по созданию Казахстанской Каспийской Системы Транспортировки (далее – ККСТ) с присоединением к трубопроводу Баку – Тбилиси – Джейхан.
      С учетом проектов расширения нефтепроводов при сбалансированной добыче нефти и газового конденсата экспорт будет увеличиваться по основным направлениям: КТК и Казахстан – Китай.
      Оценка основных внешних и внутренних факторов
      Внешние риски:
      Возможные внешние риски – уменьшение, полное прекращение поставок российской нефти на НПЗ, либо поставки российской нефти на НПЗ с экспортными таможенными пошлинами;
      Возможные последствия в случае непринятия мер по управлению рисками – нехватка объемов нефти для переработки на ПНХЗ и ПКОП, вследствие чего возникают риски, связанные с обеспечением потребностей внутреннего рынка в нефтепродуктах.
      Мероприятия по управлению рисками – подписание двухстороннего соглашения между Республикой Казахстан и Российской Федерацией в области поставок нефти на НПЗ. Проведение работ по соответствующему реверсированию трубопроводов для поставок нефти с западно-казахстанских месторождений на ПНХЗ и ПКОП.

      Стратегическое направление 2. Динамичное развитие газовой отрасли
      Основные параметры развития регулируемой отрасли или сферы деятельности
      Добыча газа
      Динамичное развитие газовой отрасли чрезвычайно важно для всей экономики Казахстана.
      Добыча природного и попутного газа в 2010 году составила 37,4 млрд.куб.м, рост по сравнению с 2009 годом – на 3,8%. Объем экспорта газа составил 9,1 млрд.куб.м, рост – на 29,7% (без учета объема карачаганакского газа, поставляемого по обменным операциям на внутренний рынок республики).
      На территории Республики Казахстан основными газодобывающими компаниями (по данным за 2010 год) являются КПО б.в. (15 млрд.куб.м), ТШО (13,6 млрд.куб.м), «СНПС-Актобемунайгаз» (2,9 млрд.куб.м), АО "МНК "КазМунайТениз" (1,4 млрд.куб.м), РД КМГ (0,4 млрд.куб.м).
      Планируется в 2015 году рост объема добычи природного и попутного газа до 58,6% по отношению к 2010 году (прирост добычи составит 21,9 млрд.куб.м). Прогноз добычи газа до 2015 года представлен в диаграмме 4.

      Диаграмма 4. Добыча газа за 2009 – 2010 годы и прогноз на 2011 – 2015 годы, в млрд. куб. м

      Увеличение добычи газа обеспечивается путем развития новых и основных базовых месторождений углеводородов, таких как Карачаганак, Тенгиз, Жанажол, Толкын и ряда других месторождений, принадлежащих акционерному обществу «Национальная компания «КазМунайГаз» (далее – КМГ), а также месторождений Каспийского шельфа (Кашаган и другие).
      Переработка газа
      За 2010 год на газоперерабатывающих предприятиях произведено 2245,5 тыс. тонн сжиженного углеводородного газа, рост составил 102,8% к уровню 2009 года.
      Газ, добываемый нефтегазовым комплексом республики, в основном, является попутным, поэтому требуется его переработка на газоперерабатывающих заводах до выработки товарного газа. В республике действуют три газоперерабатывающих завода (далее – ГПЗ) общей мощностью переработки 18,9 млрд. куб. м газа в год:
      Казахский газоперерабатывающий завод (далее – КазГПЗ);
      Тенгизский газоперерабатывающий завод (далее – ТГПЗ);
      Жанажольский газоперерабатывающий завод (далее – ЖГПЗ).
      На месторождениях с меньшими объемами добычи газа подготовка газа до товарного состояния ведется на установках по комплексной подготовке газа (далее – УКПГ).
      За период с 2006 по 2010 годы выполнение мероприятий по утилизации газа способствовало сокращению объемов сжигаемого газа с 3,1 до 1,3 млрд. куб.м, т.е. на 1,8 млрд.куб.м, при увеличении добычи нефти с 64,9 млн.тонн в 2006 году до 79,7 млн.тонн в 2010 году и газа с 27,0 до 37,4 млрд.куб.м соответственно. При этом объем утилизированного газа увеличился с 23,9 млрд.куб.м до 36,1 млрд.куб.м, т.е. на 12,2 млрд.куб.м. Осуществляется постоянный мониторинг за выполнением недропользователями республики утвержденных Программ по утилизации попутного газа.
      Выполнение недропользователями мероприятий по утилизации газа способствовало созданию новой инфраструктуры по использованию утилизируемого газа, включающей 12 газотурбинных электростанций (далее – ГТЭС) мощностью более 256 МВт, 12 установок по комплексной утилизации газа и ГПЗ для переработки 8 млрд. куб. м газа и выработки более 350 тыс. тонн сжиженного газа в год.
      В соответствии с исторически сложившейся системой магистральных и распределительных газопроводов природный газ поставляется в 9 из 14 областей Республики. Значительное внимание Правительством Республики Казахстан уделяется осуществлению мероприятий по газификации населенных пунктов Республики Казахстан. За 2006 – 2010 годы из республиканского бюджета на эти цели было выделено свыше 28 млрд. тенге. Принятые меры позволили газифицировать природным газом свыше 150 населенных пунктов Актюбинской, Атырауской, Костанайской, Западно-Казахстанской, Жамбылской, Южно-Казахстанской областей, а также 473 многоэтажных домов и 4,17 тысяч частных домов в городе Кызылорде.
      По данным акиматов областей объем потребления газа в 2015 году составит 15,3 млрд.куб. м, что в 1,6 раза больше, чем в 2010 году.
      Развитие газотранспортной инфраструктуры
      Увеличение объемов добычи углеводородов требует динамичного развития газотранспортной инфраструктуры.
      За 2010 год объем экспорта казахстанского газа составил 9,1 млрд. куб. м, объем международного транзита газа по территории республики составил 82,0 млрд. куб. м, в том числе российского – 55,2; туркменского – 10,8; узбекского – 11,7.
      Транспортировка и транзит газа по территории республики осуществляется по основным магистральным газопроводам – «Средняя Азия - Центр» (среднеазиатский газ), «Бухарский газоносный регион – Ташкент – Бишкек – Алматы» (среднеазиатский газ), 1-ый участок газопровода «Казахстан – Китай» (среднеазиатский газ), «Оренбург – Новопсков» (российский газ), «Бухара – Урал» (российский газ).
      Для обеспечения внутреннего рынка газом в 2006 году подписано Соглашение о встречных поставках газа между ОАО «Газпром», НХК «Узбекнефтегаз» и АО «НК «КазМунайГаз».
      Строительство газопровода Бейнеу – Шымкент будет способствовать повышению энергетической безопасности Казахстана и позволит обеспечить перетоки газа из западных газодобывающих регионов страны в южные, и, тем самым, снизить зависимость от поставок узбекского газа.
      Трасса газопровода будет проходить по Мангистауской, Актюбинской, Кызылординской и Южно-Казахстанской областям.
      Газопровод Бейнеу – Шымкент соединит все основные магистральные газопроводы Средняя Азия – Центр, Бухара – Урал, Бухарский газоносный район – Ташкент – Бишкек – Алматы, Казахстан – Китай.
      Реализация проекта даст положительный мультипликативный эффект, выражающийся в возможности продолжения газификации ранее негазифицированных территорий Кызылординской области, северных районов Южно-Казахстанской, Жамбылской и Алматинской областей с общей численностью населения до 2 млн. человек с охватом около 400 населенных пунктов. Это позволит повысить качественный уровень жизни сельского населения, даст толчок к развитию новых и модернизации существующих объектов промышленности и сельского хозяйства, развитию малого и среднего бизнеса, и, как следствие, созданию новых рабочих мест.
      В целом, реализация проекта приведет к повышению социально-экономического положения регионов Республики Казахстан, расположенных вдоль трассы газопровода.
      Основываясь на принципах многовекторности поставок углеводородов на внутренние и внешние рынки, Казахстан стремится развивать все экономически выгодные маршруты по транзиту и экспортным поставкам природного газа. Реализация проектов строительства газопровода Казахстан – Китай и Прикаспийского газопровода позволит повысить транзитный и экспортный потенциал страны, и, соответственно, будет способствовать развитию экономики Казахстана.
      Проект газопровода Казахстан – Китай
      18 августа 2007 года подписано Соглашение между Правительством Республики Казахстан и Правительством Китайской Народной Республики о сотрудничестве в строительстве и эксплуатации газопровода Казахстан – Китай. Газопровод предназначен для транспортировки газа туркменского и казахстанского происхождения.
      В конце 2009 года введена в эксплуатацию 1-я нитка, в октябре 2010 года 2-я нитка первого участка газопровода Казахстан – Китай.
      Доведение мощности 1-го участка газопровода Казахстан-Китай до 30 млрд. куб. м в год планируется до конца 2012 года, с последующим расширением до 40 млрд. куб. м в год.
      Проект Прикаспийского газопровода
      20 декабря 2007 года в Москве было подписано Соглашение между Правительствами Республики Казахстан, Российской Федерации и Туркменистана о сотрудничестве в строительстве Прикаспийского газопровода, ратифицировано Законом Республики Казахстан от 14 мая 2009 года.
      Газопровод предназначен для транспортировки газа на внешние рынки в объеме до 20 млрд. куб. м ежегодно, в том числе до 10 млрд. куб. м казахстанского и до 10 млрд. куб. м туркменского газа.
      Реализация проекта строительства Прикаспийского газопровода отложена на неопределенное время в связи с тем, что дальнейшие его развитие зависит от согласованных действий российской и туркменской сторон.
      Проект третьего Жанажольского газоперерабатывающего завода (далее – ЖГПЗ-3) разработан Сычуанским проектно-изыскательным институтом (КНР). По проекту на третьем заводе будет трудиться более 300 человек.
      По объекту «Строительство 2-ой очереди ЖГПЗ-3» проводится работа по анализу рынка реализации газа и стоимости продукта и корректировке первоначального проекта. До конца 2011 года планируется полностью завершить работы по корректировке. Ввод в эксплуатацию 2-ой очереди ЖГПЗ запланирован на 2013 год.
      В целях совершенствования нормативной базы внесены изменения и дополнения в Правила поставки, перевозки и пользования сжиженными углеводородными газами. Разработано около 40 государственных стандартов, касающихся эксплуатации магистральных и газораспределительных сетей, обслуживания и ремонта, норм расхода, из них большая часть на основе стандартов ИСО.
      Анализ основных проблем
      Основные проблемы и угрозы:
      отсутствие развитой газотранспортной инфраструктуры, необходимой для обеспечения природным газом северной и центральной зоны внутреннего рынка;
      зависимость от поставок природного газа из Узбекистана и России;
      отсутствие собственных мощностей по переработке Карачаганакского газа;
      отсутствие достаточной законодательной базы, обеспечивающей эффективное развитие газовой отрасли республики.

      Стратегическое направление 3. Обеспечение производства нефтехимической продукции
      Основные параметры развития регулируемой отрасли или сферы деятельности
      Несмотря на большие объемы добычи углеводородного сырья, на сегодняшний день в Казахстане отсутствует полный технологический цикл глубокой переработки углеводородного сырья с получением продукции с высокой добавленной стоимостью.
      Переработка углеводородного сырья ограничивается сепарацией нефти и газа. В стране действуют 3 нефтеперерабатывающих и 3 газоперерабатывающих завода, построенные в советское время и не отвечающие современным стандартам.
      Разработаны и начата реализация инвестиционных проектов создания нефтехимических производств мирового уровня, которые обеспечат создание гибкой, интегрированной и полной технологической схемы переработки углеводородного сырья (нефть/газ), соответствующей международному уровню, и позволит одновременно решить несколько важных задач:
      производить в большом объеме и более высокого качества нефтепродукты;
      получить базовые нефтехимические продукты, которые уже являются продукцией с высокой добавленной стоимостью и востребованы на международном рынке;
      производить нефтехимическое сырье для последующих переделов и производства расширенного спектра нефтехимической продукции с высокой добавленной стоимостью (строительные, облицовочные и упаковочные материалы, товары промышленного и бытового назначения и т.д.);
      обеспечить комплексную переработку углеводородного сырья;
      уменьшить негативное воздействие на окружающую среду;
      создать условия для развития малого и среднего бизнеса по производству из нефтехимического сырья конкретной потребительской продукции.
      Инвестиционные проекты создания нефтехимических производств и модернизации и технологическому перевооружению НПЗ включены в Государственную программу по форсированному индустриально-инновационному развитию Республики Казахстан на 2010 – 2014 годы и Карту индустрилизации Казахстана на 2010 – 2014 годы, отраслевую программу по развитию нефтегазового сектора на 2010 – 2014 годы.
      В Атырауской области будет построен интегрированный газохимический комплекс по производству базовой нефтехимической продукции – этилена, полиэтилена и полипропилена. Объем инвестиций в проект составляет порядка 945,0 млрд. тенге. Чтобы обеспечить успешную его реализацию, своевременное выделение и освоение заемных и акционерных средств проект будет реализован по фазам: 1 фаза проекта обеспечит производство полипропилена мощностью – 500 тыс.тонн/год, стоимость 1 фазы составляет около 300,0 млрд.тенге; 2 фаза – полиэтилена 800 тыс.тонн/год со стоимостью 645,0 млрд. тенге. Срок реализации проекта: 2010 – 2016 годы. Оператор проекта – ТОО «Kazakhstan Petrochemical Industries Inc.» (далее – KPI). Поставка газового сырья на газохимический комплекс будет осуществлена ТОО «Тенгизшевройл» на долгосрочный период (постановление Правительства Республики Казахстан от 15 февраля 2008 года № 142 дсп).
      Генеральным подрядчиком проекта на конкурсной основе для осуществления строительных работ по первой фазе выбрана китайская компания «Sinopec Engineering». 19 марта 2010 года подписан контракт на строительство 1 фазы проекта «под ключ», которой в настоящее время начата разработка проектно-сметной документации.
      В марте 2010 года подписаны лицензионные соглашения на технологии дегидрирования пропана и производство полипропилена с компанией CBI Lummus (США).
      В целях гарантирования сбыта полипропилена компанией заключен договор на гарантированный сбыт готовой продукции (off-take agreement) с компанией «Sinopec Engineering».
      Учитывая международный опыт строительства аналогичных комплексов и для обеспечения привлекательности для вложения значительных объемов инвестиций в нефтехимические производства, государство решило оказать поддержку проекту:
      созданы благоприятные экономические и административные условия для реализации проекта – Указом Главы государства от 19 декабря 2007 года № 495 создана специальная экономическая зона (далее – СЭЗ) «Национальный индустриальный нефтехимический технопарк» в Атырауской области. С 2010 года начато строительство инфраструктуры территории СЭЗ (административного здания и ограждения территории СЭЗ);
      разработка ПСД и строительство отдельных объектов инфраструктуры I фазы осуществлено за счет средств бюджетного кредита в объеме 14 млрд. тенге.
      Строительство основных объектов I фазы, в том числе производственных установок, осуществляется за счет заемных средств кредитной линии Экспортно-Импортного Банка Китая в объеме 207 млрд. тенге. 23 марта 2011 года в Шанхае (КНР) была проведена встреча между CB&I Lummus, Sinopec Engineering и KPI, на которой CB&I Lummus официально передал Sinopec Engineering и KPI комплект проектной технологической документации на установку дегидрирования пропана, 24 марта 2011 года состоялась аналогичная встреча по передаче комплекта проектной технологической документации на установку производства полипропилена.
      13 июня 2011 года в рамках визита Председателя КНР Ху Цзиньтао в Республику Казахстан ТОО «Объединенная химическая компания» и Экспортно-импортный Банк Китая заключили Рамочное соглашение о финансовом сотрудничестве (укрепление сотрудничества в обмене технологиями и финансовой информацией).
      Проектирование объектов инфраструктуры завершено. По следующим объектам инфраструктуры имеются заключения Госэкспертизы: автодорога (завершается укладка асфальтобетона), ж/д путь (завершена укладка земляного полотна), линия электропередач (закуплены материалы, начато строительство), водопровод и топливный газопровод (ведется закуп материалов); по остальным - на стадии рассмотрения.
      По Второй фазе (производство полиэтилена) в настоящее время Foster Wheeler (США) завершает обновление ТЭО Второй фазы Проекта. Стратегическим партнером по Второй фазе определена южнокорейская компания «LG CHEM», с которой в 2011 году подписано Соглашение о создании совместного предприятия с казахстанской компанией ТОО «Kazakhstan Petrochemical Industries Inc.», а также Меморандум о понимании относительно проектного финансирования и договор по реализации продукции.
      На Атырауском НПЗ начато строительство комплекса по производству ароматических углеводородов мощностью – бензола в объеме 133 тыс. тонн/год, параксилола – 496 тыс. тонн/год. Стоимость проекта – 169,5 млрд. тенге.
      В октябре 2009 года подписан ЕРС-контракт между АНПЗ и китайской компанией «Sinopec Engineering» на строительство «под ключ» комплекса. Подписано соглашение о намерениях купли-продажи параксилола с китайской компанией «GUPC». Финансирование Проекта будет осуществляться в рамках генерального кредитного соглашения между АО «Банк Развития Казахстана» и Эксимбанком (КНР). 30 июля т.г. между БРК и АНПЗ подписано генеральное кредитное соглашение на финансирование проекта, а 4 сентября 2010 года проведена церемония закладки «первого камня». Завершение работ по строительству комплекса на АНПЗ планируется до конца 2013 года.
      В 2010 году начата реализация инвестиционного проекта «Строительство завода по производству дорожного битума на Актауском заводе пластических масс», который обеспечит глубокую переработку тяжелой Каражанбасской нефти с производством дорожного битума в объеме не менее 420 тыс. тонн/год, соответствующего климатическим условиям Казахстана. Общий бюджет Проекта – 43,5 млрд. тенге.
      Для реализации проекта между китайской корпорацией «CITIC Group» и казахстанской компанией AO «Кazakstan Petrochemical Industries» – дочерней компанией АО «НК «КазМунайГаз» в 2009 году на паритетной основе было создано ТОО «Совместное предприятие «CASPI BITUM». ТОО «СП «CASPI BITUM» в сентябре 2010 года завершил оформление заемных средств с «Bank of China Grand Cayman Branch», создан консорциум между АО «НГСК «КазСтройСервис» и ТОО «CITIC Construction» с целью строительства объектов битумного завода. Вопросы сырьевого обеспечения, размещения заказов на основное и вспомогательное оборудование решены, начат этап строительства.
      Все вышеназванные реализуемые проекты и планируемые производства в ближайшей перспективе обеспечат мультипликативный эффект роста смежных отраслей экономики. Помимо экспорта, рынок Казахстана будет обеспечен нефтехимическим сырьем различного качества, что должно активизировать интерес отечественного бизнеса для создания предприятий и производств малого среднего бизнеса по выпуску разнообразной продукции из пластмассы, строительных материалов, вспомогательного промышленного оборудования из облегченных материалов, товаров медицинского и бытового назначения.
      Анализ основных проблем
      Реализация инвестиционных проектов по созданию новых нефтехимических производств характеризуется большой капиталоемкостью и требует одномоментного привлечения значительных объемов инвестиций, в том числе с поиском стратегического партнера.
      Обеспечение необходимых объемов сырья на долгосрочный период для их переработки и производства нефтехимической продукции при наличии привлекательных экспортных поставок сырья.
      В настоящее время основной объем добываемого углеводородного сырья поставляется на экспорт и используется по топливному варианту, первичная переработка углеводородного сырья основана на сепарации нефти и газа без дальнейшего производства нефтехимического сырья.
      Нефтехимические предприятия, основные производственные фонды которых были созданы 45 лет назад, выпускали товарную продукцию в ограниченных объемах (полистирол, полипропилен) или на завозном нефтехимическом сырье (Российская Федерация – синтетические каучуки, основные компоненты присадок и так далее).
      Вместе с тем, для создания нефтехимических производств есть достаточные ресурсы сырья: природные и попутные газы при освоении месторождений в различных регионах Республики Казахстан, в которых фракция, содержащая этан, составляет от 13 до 16% и выше от общего объема газа, что является основным экономическим и технологическим преимуществом для производства этилена – базового нефтехимического продукта. Для производства битумов дорожных марок добывается нефть с месторождений Западного Казахстана.
      Обеспечение конкурентоспособности казахстанской нефтехимической продукции с учетом значительной доли транспортной составляющей в конечной цене:
      для завоевания казахстанской нефтехимической продукцией экономической ниши на международном рынке важно учесть территориальную отдаленность Казахстана от основных рынков сбыта и удорожание в конечной цене от транспортной составляющей;
      дополнительные затраты на логистику во время транспортировки нефтехимической продукции на рынок могут привести к более высоким затратам на создание новых производств по глубокой переработке углеводородного сырья;
      затраты на транспортировку нефтехимической продукции из Казахстана на основные целевые рынки в Европе и Китае будут значительно выше, чем у других крупных экспортеров.
      Отсутствие подготовленных профессиональных кадров и технического персонала, специалистов - инженеров среднего и высшего звена для работы на нефтехимических производствах:
      значимой причиной существования данной проблемы является отсутствие квалификационных требований, отражающих современный уровень развития техники и технологий, а также четко определенных видов ответственности работников;
      для достижения целей по совершенствованию квалификационных требований необходима разработка профессиональных стандартов, представляющих собой подробно изложенные требования к квалификации и компетенциям работников по различным квалификационным уровням.
      Оценка основных внешних и внутренних факторов
      Внутренний риск – возможная отмена льготного налогообложения организациям, осуществляющим деятельность на территории специальной экономической зоны «Национальный индустриальный нефтехимический технопарк».
      Возможные последствия в случае непринятия мер по управлению рисками – ухудшение экономики проектов и их рентабельности, себестоимость конечной нефтехимической продукции будет неконкурентоспособна, что осложнит обеспечение рынка сбыта, а также своевременное привлечение внешнего (заемного) финансирования.
      Мероприятия по управлению рисками – сохранение условий СЭЗ для реализации капиталоемких инвестиционных нефтехимических проектов, как на этапе производства готовой продукции, так и на этапе строительства данных производств, своевременное выделение и освоение средств бюджетного кредита, привлечение и освоение внешнего финансирования.

      Стратегическое направление 4. Улучшение регулирования отношений в сфере проведения операций по недропользованию
      Основные параметры развития регулируемой отрасли или сферы деятельности
      Развитие системы государственного управления недропользованием на базе современных информационных технологий.
      Современный этап развития общества ставит новые условия перед государственными органами Республики Казахстан. Основное требование сегодняшнего дня – это способность эффективно осуществлять свою деятельность в условиях непрерывно, стремительно изменяющихся внешних условий. Необходимость быстрой адаптации системы управления к изменяющимся условиям усугубляется требованием постоянного повышения эффективности и результативности деятельности государственных структур.
      Управление в современном мире основано на использовании качественной информации и интеграции накопленных знаний. Способность анализировать, систематизировать, накапливать и представлять информацию является важнейшим управленческим навыком.
      Информатизация государственных органов как процесс создания условий для управления информацией, возникающей и используемой в процессе деятельности государственных структур, является составной частью проводимых в Казахстане административных реформ.
      В соответствии с Концепцией по внедрению системы государственного планирования, ориентированного на результаты, утвержденной постановлением Правительства Республики Казахстан от 26 декабря 2007 года № 1297, каждым государственным органом на этапе планирования должна быть разработана система сбалансированных показателей для планирования бюджета, ориентированного на результат, мониторинга и оценки степени достижения цели.
      В целях повышения эффективности государственного управления недропользованием за счет улучшения качества его информационно-аналитического обеспечения путем внедрения современных информационных технологий, для повышения эффективности управления в сферах нефтегазовой, нефтехимической промышленности, транспортировки углеводородного сырья в 2008 году в рамках «электронного правительства» начаты работы по созданию Интегрированной информационной системы «Единая государственная система управления недропользованием Республики Казахстан» (далее – ИИС ЕГСУ НП РК).
      Развитие информационной системы ИИС ЕГСУ НП РК даст возможность проследить всю информацию в сфере недропользования – начиная от конкурсных процедур и заканчивая информацией об объемах добычи, переработки, транспортировки и реализации полезных ископаемых. Это позволит прогнозировать экспортный потенциал страны в сфере нефтегазовой промышленности и своевременно учитывать изменение ситуации на мировом рынке сырья при принятии решений для повышения эффективности добывающих отраслей экономики.
      Реализация ИИС ЕГСУ НП РК позволит автоматизировать государственные услуги, оказываемые физическим и юридическим лицам:

      В настоящее время ИИС ЕГСУ НП РК находится на стадии опытно-промышленной эксплуатации.
      Одной из основных задач МНГ является обеспечение реализации компетенции Полномочного органа, вытекающей из соглашений о разделе продукции и, соответственно, возложена на МНГ функция реализации интересов полномочного органа в Соглашениях о разделе продукции.
      В этой связи в установленном порядке МНГ реализует интересы полномочного органа в соглашениях о разделе продукции, в том числе осуществляет безвозмездное доверительное управление долями участия дочерней организации национальной компании.
      В целях снижения административных барьеров на субъекты частного предпринимательства МНГ разработаны Критерии оценки степени риска субъектов предпринимательства в нефтегазовом комплексе. После утверждения совместным приказом Министерства экономического развития и торговли, МНГ указанных критериев, будет составлен годовой план проверок субъектов предпринимательства. В 2012 году планируется проведение 40 проверок субъектов предпринимтельства.
      Анализ основных проблем
      Основные проблемы и угрозы:
      Предоставление отчетной информации об объемах добычи, переработки, транспортировки и реализации углеводородных полезных ископаемых, информация о выполнении недропользователями контрактных условий представляется в бумажном виде. Вследствие чего, взаимодействие государственных органов и недропользователей занимает продолжительное время и снижается эффективность управления в сфере недропользования.
      Оценка основных внешних и внутренних факторов
      К основным внешним факторам в сфере автоматизации взаимодействия государственных органов и недропользователей в сфере недропользования относится снижение прогнозируемых объемов работ в сфере недропользования, что может быть связано, в первую очередь, со снижением спроса на данные услуги в связи с падением цен на минеральные ресурсы. Вместе с тем снижение мировых цен на минеральные ресурсы в ближайшую перспективу не прогнозируется, и влияние этого фактора является небольшим.
      К основным внутренним факторам относятся степень риска невостребованности проекта, технические риски проекта по созданию ИИС ЕГСУ НП РК и риски, связанные с масштабом проекта. Реализация проекта позволит повысить эффективность государственного управления в сфере недропользования. Учитывая, что вопросы недропользования входят в долгосрочные приоритеты (№ 3 и № 5) Стратегии развития Казахстана до 2030 года и являются актуальными на сегодняшний день, при внедрении системы повысится эффективность управления недропользованием Республики Казахстан. Степень риска невостребованности проекта является низкой. Риск недоиспользования проектных мощностей системы ИИС ЕГСУ НП РК также является минимальным.
      К техническим рискам проекта относятся несоответствие созданного продукта и выбранной платформы целям и функциям МНГ, невозможность интеграции в «электронное правительство». Мероприятиями по управлению данными рисками являются:
      1. строгий отбор проектной команды по квалификационным критериям. Обучение участников проекта технологии проектных работ, инструментальным средствам;
      2. использование стандартов предприятия на проектные работы, разработка стандартов проекта;
      3. вовлечение в проектную команду работников государственных и местных исполнительных государственных органов.
      К рискам, связанным с масштабом проекта относятся уменьшение качества проекта и несоответствие целям и функциям МНГ. Для снижения риска проводится детальный анализ каждого этапа работ, взаимодействия участников, организации работ. А также применяется детально проработанная программа качества, отработанное управление конфигурацией проекта, специальные процедуры взаимодействия участников.

 3. Стратегические направления, цели, задачи, целевые
индикаторы, мероприятия и показатели результатов

      Сноска. Раздел 3 с изменением, внесенным постановлением Правительства от 28.04.2012 № 549.

Стратегические направления, цели, задачи, целевые индикаторы,
мероприятия и показатели результатов

       Стратегическое направление 1. Динамичное развитие нефтяной отрасли
      Цель 1.1. Эффективное освоение и использование нефтяных ресурсов
      Код бюджетной программы, направленной на достижение данной цели 001

      Цель 1.2. Удовлетворение потребностей внутреннего рынка страны
в отечественных нефтепродуктах
      Код бюджетной программы, направленной на достижение данной цели 001

Стратегическое направление 2. Динамичное развитие газовой отрасли
Цель 2.1. Эффективное освоение и использование газовых ресурсов
Код бюджетной программы, направленной на достижение данной цели 024 

Стратегическое направление 3. Обеспечение производства нефтехимической продукции
Цель 3.1. Развитие нефтехимических производств
Код бюджетной программы, направленной на достижение данной цели 022, 064

Стратегическое направление 4.  Улучшение регулирования отношений в  сфере проведения операций по недропользованию

Цель 4.1. Повышение качественного уровня государственного управления в сфере недропользования
Код бюджетной программы, направленной на достижение данной цели 001

Соответствие стратегических направлений и целей Министерства
нефти и газа стратегическим целям государства

4. Развитие функциональных возможностей

5. Межведомственное взаимодействие

6. Управление рисками   

7. Бюджетные программы Бюджетные программы

      Сноска. Подраздел с изменением, внесенным постановлением Правительства РК от 28.04.2012 № 549.