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

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

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

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 нефтегазовой 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. Казахстан обладает значительными запасами углеводородного сырья - 3,3 % мировых запасов.
      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 и газа
      Динамичное развитие нефтегазовой 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 экономики, сопровождаемый повышением конкурентоспособности предприятий, качества услуг и продукции.
      В 2009 году добыча нефти и газового конденсата в республике составила 76,5 млн. тонн, увеличившись на 8,3 % по сравнению с 2008 годом, экспорт - 68,1 млн. тонн (рост на 8,4 %).
      На территории Республики Казахстан по итогам 2009 года основными нефтедобывающими компаниями являются товарищество с ограниченной ответственностью "Тенгизшевройл" (далее - ТШО) (22,5 млн. тонн), товарищество с ограниченной ответственностью "Карачаганак Петролеум Оперейтинг Б.В." (далее - КПО б.в.) (11,9 млн. тонн), акционерное общество "Разведка Добыча "КазМунайГаз" (далее - РД КМГ) (8,9 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 на территории 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 начало Кашаганской Коммерческой Добычи до октября 2013 года.
      В 2015 году ожидается рост объема добычи нефти и газового конденсата до 124,2 % по отношению к 2009 году (прирост добычи составит 18,5 млн. тонн), что отражено в диаграмме 1:

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

      Добыча природного и попутного газа в 2009 году составила 36 млрд. куб.м, рост по сравнению с 2008 годом - на 7,5 %. Объем экспорта газа составил 7 млрд. куб.м, рост - на 22,8 % (без учета объема карачаганакского газа, поставляемого по обменным операциям на внутренний рынок республики).
      На территории Республики Казахстан основными газодобывающими компаниями (по данным за 2009 год) являются КПО б.в. (15 млрд. куб. м), ТШО (11,7 млрд. куб. м), "СНПС-Актобемунайгаз" (3,0 млрд. куб. м), товарищество с ограниченной ответственностью "Толкыннефтегаз" (2,3 млрд. куб. м), РД КМГ (0,4 млрд. куб. м).
      Планируется в 2015 году рост объема добычи сырого газа до 64,7 % по отношению к 2009 году (прирост добычи составит 23,3 млрд. куб. м). Прогноз добычи газа до 2015 года представлен в диаграмме 2.

          Диаграмма 2. Добыча газа за 2009 год и прогноз
               на 2010 - 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 нефти и газа
      В 2009 году на нефтеперерабатывающих заводах республики (далее - НПЗ) переработано 12,1 млн. тонн нефти или 98,8 % к уровню 2008 года. Произведено бензина 2589,1 тыс. тонн (98,7 %), дизельного топлива - 3795,3 тыс. тонн (95,3 %), мазута - 3237 тыс. тонн (104,3 %), керосина - 373,5 тыс. тонн (92,7 %).
      За 2009 год на нефте- и газоперерабатывающих предприятиях произведено 1824,5 тыс. тонн сжиженного углеводородного газа, рост составил 125,7 % к уровню 2008 года.
      В связи с увеличением добычи нефти в период до 2015 года планируется увеличить переработку нефти на НПЗ до 17,5 млн. тонн в год и, соответственно, производство нефтепродуктов. Переработка нефти и динамика производства нефтепродуктов до 2015 года отражены в диаграммах 3 и 4.

        Диаграмма 3. Переработка нефти за 2009 год и прогноз
                на 2010 - 2015 годы, в млн. тонн

    Диаграмма 4. Производство основных видов нефтепродуктов за 2009
          год и прогноз на 2010 - 2015 годы, в тыс.тонн

      1 марта 2010 года постановлением Правительством Республики Казахстан № 153 утвержден Технический регламент "Требования к безопасности бензина, дизельного топлива и мазута" (далее - Техрегламент), который устанавливает требования безопасности к автомобильному бензину, дизельному топливу и мазуту в целях защиты жизни и здоровья человека, имущества физических и юридических лиц, охраны окружающей среды.
      В соответствии с данным постановлением на территории Казахстана с 1 января 2010 года введены требования стандартов экологического этапа-2. Требования стандартов экологического этапа-3 и экологического этапа-4 в Республике Казахстан планируются ввести с января 2014 года и с января 2016 года соответственно.
      Введение данных стандартов обусловлены тем, что технологические установки и оборудования на НПЗ морально и физически изношены и не позволяют производить глубокую переработку нефти и соответственно производство нефтепродуктов соответствующих стандартам экологических этапов.
      С целью улучшения качества производимой продукции соответствующим мировым требованиям, в том числе вышеуказанного Техрегламента, на отечественных НПЗ планируются мероприятия по реконструкции и модернизации существующих перерабатывающих мощностей.
      Реконструкция и модернизация отечественных НПЗ предусматривает реализацию следующих инвестиционных проектов:
      На Атырауском нефтеперерабатывающем заводе (далее - АНПЗ):
      Реконструкция вакуумного блока установки ЭЛОУ-АВТ-3 и установки замедленного коксования АНПЗ, 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.
      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 этапа-3. Срок реализации проекта - 2011 - 2013 годы.
      Строительство комплекса по глубокой переработке нефти на базе завода с доведением переработки нефти до 5500 тыс. тонн в год и глубины переработки до 84 % с улучшением качества нефтепродуктов до стандарта Евро-4. 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 этапа-4. 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 этапа-4. 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 этапов - 3, 4, 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.
      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 2009 годы выполнение мероприятий по утилизации газа способствовало сокращению объемов сжигаемого газа с 3,1 до 1,7 млрд. куб. м., то есть на 1,4 млрд. куб. м., при увеличении добычи нефти с 64,9 млн. тонн в 2006 году до 76,5 млн. тонн в 2009 году и газа с 27 до 36 млрд. куб. м., соответственно. При этом объем утилизированного газа увеличился с 23,9 до 34,3 млрд. куб. м., то есть на 10,4 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 - 2009 годы из республиканского бюджета на эти цели было выделено свыше 15 млрд. тенге. Принятые меры позволили газифицировать природным газом свыше 80 населенных пунктов Актюбинской, Атырауской, Костанайской, Западно-Казахстанской, Жамбылской, Южно-Казахстанской областей, а также 428 многоэтажных домов и 4 тысяч частных домов в городе Кызылорде.
      Активная работа по газификации осуществляется на местном уровне за счет средств местного бюджета. За 2007 - 2009 годы на эти цели было выделено свыше 49 млрд. тенге и газифицировано домов, с численностью проживающих в них людей около 400 тыс. человек.
      По данным акиматов областей объем потребления газа в 2015 году составит 13,8 млрд. куб. м., что в 1,6 раза больше, чем в 2009 году.
      Развитие нефте-газотранспортной инфраструктуры
      Увеличение объемов добычи углеводородов требует динамичного развития нефте-газотранспортной 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 2009 году экспортирован по нефтепроводу КТК - 27,5 млн. тонн и Атырау-Самара - 17,5 млн. тонн. В китайском направлении транспортировано - 7,7 млн. тонн, из них 6,2 млн. тонн казахстанской нефти. Экспорт нефти по морю составил - 11,1 млн. тонн, по железной дороге - 4 млн. тонн. На Оренбургский газоперерабатывающий завод (далее - ОГПЗ) поставлено 1,8 млн. тонн газового конденсата.
      В 2009 году транзит российской нефти по территории Казахстана в Китай составил 1,5 млн. тонн.
      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, создание Казахстанской Каспийской Системы Транспортировки (далее - ККСТ) с присоединением к трубопроводу Баку - Тбилиси - Джейхан и увеличение пропускной способности нефтепровода Казахстан Китай.
      С учетом проектов расширения нефтепроводов при сбалансированной добыче нефти и газового конденсата экспорт будет увеличиваться по основным направлениям: КТК и Казахстан - Китай.
      За 2009 год объем экспорта казахстанского газа составил 7 млрд. куб. м., объем международного транзита газа по территории республики составил 73,3 млрд. куб. м., в том числе российского - 48; туркменского - 11,9; узбекского - 13,4.
      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.
      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 2011 году планируется проведение 40 проверок субъектов предпринимательства.
      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.
      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
      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 западноказахстанских месторождений на ПНХЗ и ПКОП.
      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 Казахстан 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 не соответствие 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.

       Стратегическое направление 2. 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.
      Республика Казахстан отдалена от основных рынков сбыта нефтехимической продукции.
      Реализация инвестиционных проектов обеспечит 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 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 промышленные 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 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.
      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. В 2015 году планируется ввод в эксплуатацию комплекса на полную производственную мощность. 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);
      строительство объектов инфраструктуры будет осуществлено за счет средств бюджетного кредита - на разработку ПСД и строительство объектов инфраструктуры выделено 14,0 млрд. тенге. Завершается разработка ПСД, от Атырау до Карабатана начаты работы по строительству автодороги, ведется подготовка к строительству железнодорожной ветки и линий электропередач;
      пунктом 3 Протокола заседания Государственной комиссии от 23 июня 2010 года № 17-5/И-402 поддержано финансирование первой фазы Проекта за счет заемных средств Экспортно-Импортного Банка Китая в объеме 207,0 млрд. тенге.
      В настоящее время для реализации II фазы проекта полиэтиленовой линии рассматриваются возможные источники финансирования. С корейской компанией LG Chem рассматривается возможность реализации II фазы проекта на паритетных условиях; одновременно проводятся переговоры с альтернативными стратегическими инвесторами - Sinopec (КНР), Marubeni (Япония), Hanwha (Южная Корея) и Mubadala (ОАЭ).
      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 - 166,5 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 500 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 30 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, своевременное выделение и освоение средств бюджетного кредита, привлечение и освоение внешнего финансирования.

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

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

Стратегическое направление 1. Динамичное развитие нефтегазовой отрасли
Цель 1.1. Эффективное освоение и использование нефтяных ресурсов

Примечание: *Срок реализации мероприятия указать знаком "х" по соответствующей графе

Цель 1.2. Эффективное освоение и использование газовых ресурсов
Код бюджетной программы, направленной на достижение данной цели 024

*Примечание: в связи с участием китайской стороны в проекте, завершена корректировка ТЭО, которая направлена на государственную экспертизу. В скорректированном ТЭО проекта некоторые параметры газопровода претерпели изменения, которые после утверждения могут быть взяты за основу.

* Примечание: ежегодные объемы газа, возможно, будут корректироваться в связи с тем, что актуализация проектной документации совместно с китайской стороной не завершена.

* Примечание: в связи с участием китайской стороны в проекте, завершена корректировка ТЭО, которая направлена на государственную экспертизу. В скорректированном ТЭО проекта этапы строительства газопровода претерпели изменения, которые после утверждения могут быть взяты за основу.

* Примечание: ежегодные объемы газа, возможно, будут корректироваться в связи с тем, что по газопроводу будут транспортироваться ресурсы сопредельных государств, на которые отсутствуют четкие обязательства.

Цель 1.3. Повышение качественного уровня государственного управления в сфере недропользования
Код бюджетной программы, направленной на достижение данной цели 001, 018, 112

Стратегическое направление 2. Обеспечение производства нефтехимической продукции
Цель 2.1. Развитие нефтехимических производств
Код бюджетной программы, направленной на достижение данной цели 022, 064

   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

      Сноска. Раздел 7 с изменениями, внесенными постановлениями Правительства РК от 02.04.2011 № 345; от 29.12.2011 № 1637 .
                      Бюджетные программы