Цены на внутреннем рынке не выгодны ни для недропользователей, ни для национального оператора QazaqGaz. К такому выводу пришли аналитики Halyk Finance. Насколько сложно решить эту проблему на самом деле?
Согласно статистическим данным по мировой энергетике компании ВР, в прошлом году «доказанные» газовые запасы Казахстана составляли 2,3 триллиона кубометров, или 1,2 процента от общемирового объема. При этом с 2016 года РК занимает 16-е место в мире и четвертое место среди стран СНГ после России, Туркменистана и Азербайджана. Однако эти данные расходятся с данными Комплексного плана по развитию крупнейших нефтегазовых и нефтегазохимических проектов на 2023-2027 годы, где по запасам газа у Казахстана 22-е место в мире и третье место среди стран СНГ после России и Туркменистана. В то время как объем «доказанных и вероятных» запасов, согласно данным Комплексного плана развития газовой отрасли РК на 2022 – 2026 годы, составляет 3,8 триллиона кубометров.
Основная часть этих запасов, а это около 57 процентов, являет собой высокосернистый попутный газ, отличающийся большой глубиной залегания — до пяти километров, что существенно затрудняет его разработку и добычу. Да и стоимость переработки такого газа становится очень высокой из-за процесса удаления серы и других примесей, а также последующей утилизации значительных объемов извлеченной серы. Потому-то освоение его запасов и использование остается проблематичным и высокозатратным, и ввиду отсутствия интереса частных инвестиций вся нагрузка, скорее всего, опять ложится на госбюджет. На газовых же месторождениях с небольшой глубиной залегания или не содержащих серы запасы газа сосредоточены небольшие.
Отсюда, по утверждению аналитиков Halyk Finance, цены на внутреннем рынке не выгодны ни для недропользователей, ни для национального оператора QazaqGaz.
При этом на внутреннем рынке газа РК можно выделить две ключевые проблемы, связанные с ценообразованием. В первую очередь закупочные цены на газ у недропользователей все время были ниже себестоимости добычи. Вся цепочка создания стоимости товарного газа — закупочная цена у недропользователя, услуги по транспортировке, оптовые и розничные цены — устанавливается Минэнерго и КРЕМ МНЭ РК в соответствии с действующим законодательством республики. То есть цена на покупку товарного газа у недропользователей рассчитывается по формуле: себестоимость добычи + расходы на подготовку + затраты на транспортировку до места продажи национальному оператору + рентабельность 10 процентов.
Однако для добывающих компаний такая формула ценообразования не является достаточно маржинальной для того, чтобы увеличивать объемы переработки попутного газа в товарный газ. В 2023 году была утверждена новая формула для новых газовых или действующих проектов, на которых планируется увеличение добычи. Согласно принятым поправкам закупочная цена должна будет состоять на 70 процентов из стоимости экспортного газа на границе Казахстана и Китая, на 30 процентов — из предельных оптовых цен на внутреннем рынке. Сегодня средняя закупочная цена на газ в РК составляет около 40-50 долларов за тысячу кубометров, новая формула позволит компаниям продавать газ в 2,5 раза дороже.
— Эта мера, на наш взгляд, очевидно, улучшит текущую ситуацию и как минимум позволит привлечь внимание инвесторов для оценки целесообразности возможных инвестиций в геологоразведку и освоение залежей газа. В противном случае это все обернется дополнительной нагрузкой на госбюджет страны, — утверждают эксперты HF.
Вторым острым вопросом на внутреннем рынке является низкая цена реализации товарного газа для национального оператора. Убытки связаны с тем, что себестоимость закупа газа у недропользователей — 25,2 тысячи тенге за тысячу кубометров — превышает оптовую цену реализации газа газораспределительным компаниям, которая составляет 14,3 тысячи тенге. То есть с каждой тысячи кубических метров компания теряет 11 000 тенге.
Поэтому для того, чтобы обеспечить рентабельность на уровне не менее 12 процентов, был разработан ряд преференций, которые должны будут применяться к новым газовым проектам или проектам, на которых планируется рост добычи газа. При этом проекты добычи газа могут быть освобождены от налога на имущество, на добычу полезных ископаемых, добавленную стоимость, от экспортных пошлин и подоходных налогов на 10 лет с даты начала добычи, а также предоставление права перехода на альтернативный налог на недропользование.
Аналогичные льготы могут быть применены к проектам по переработке газа плюс нулевая пошлина при импорте оборудования и реагентов, возможность полностью экспортировать побочные продукты — например, сжиженный углеводородный газ и конденсат. Но главное, полагают аналитики, необходимо рассмотреть возможность создания совместных предприятий, которые разрабатывают нефтегазовые месторождения, что также позволит в короткие сроки увеличить объем производства природного газа. К слову, буквально на днях в этом направлении компанией QazaqGaz было подписано соглашение о сотрудничестве по геологоразведке на участке Жалибек в Актюбинской области близ месторождений Жанажол и Урихтау. Что, по мнению руководства QazaqGaz, «в перспективе будет способствовать развитию ресурсной базы товарного газа и экономическому росту страны».