Энергетическое право и регулирование в Казахстане
Шаймерден Чиканаев, Партнер и Лола Абдухалыкова, Советник GRATA International
Организация энергетического сектора Казахстан является крупнейшей экономикой в Центральной Азии, где проживает более 18 миллионов человек. Как страна, богатая углем, нефтью, природным газом и ураном, экономика Казахстана по-прежнему сосредоточена на промышленном секторе, а также на добыче и переработке природных ресурсов. В Казахстане также имеется огромный потенциал возобновляемых источников энергии, в частности ветряных и малых гидроэлектростанций. Общее производство энергии в Казахстане более чем в два раза превышает спрос, поэтому в 2018 году Казахстан был девятым по величине экспортером угля в мире, девятым по экспорту сырой нефти, и двенадцатым по добыче природного газа. Энергия составляет около 21% валового внутреннего продукта (ВВП) страны и примерно 62% ее экспорта[1]. Интересно, что уголь составляет около половины энергобаланса Казахстана (50% в 2018 г.), за ним следуют нефть и природный газ (оба с долей 25%), тогда как доля природного газа в общем конечном потреблении (ОКП) в 2018 году составляла всего 13%[2].
Газ Текущее состояние газовой отрасли Казахстана Газовый сектор Казахстана имеет огромный потенциал, поскольку его общие доказанные запасы природного газа на конец 2019 года составляли 2,7 триллиона кубометров[3], что позволило Казахстану в 2018 году занять 12 место среди крупнейших экспортеров природного газа в мире. Большая часть запасов природного газа в Казахстане находится на месторождениях сырой нефти или конденсата, и поэтому 90%[4] добываемого газа в Казахстане является попутным газом. Большая часть валовой добычи природного газа в Казахстане закачивается обратно (более 30% в 2019 году)[5] для увеличения добычи нефти. В последние годы добыча природного газа в Казахстане (валовая добыча) медленно, но неуклонно увеличивается - с 19 миллиардов кубометров в 2009 году до 23,9 миллиардов кубометров в 2018 году[6]. Многие эксперты ожидают[7], что добыча природного газа в Казахстане останется на прежнем уровне и даже сократится после 2025 года, поскольку в ближайшем будущем не ожидается привлечения новых прямых иностранных инвестиций в разведку и разработку новых газовых месторождений в Казахстане, если не будут устранены недостатки законодательной архитектуры текущей структуры газового рынка с целью повышения коммерческой ценности газа, как описано ниже. Что касается потребления газа в регионе, то западная часть Казахстана является значительным потребителем газа, тогда как на севере и востоке экономики Казахстана работают преимущественно на угле. Юг Казахстана использует и газ, и уголь. Ожидается, что эта тенденция сохранится[8]. Однако, внутреннее потребление природного газа значительно увеличилось, с 10,1 млрд кубометров в 2009 году до 19 млрд кубометров в 2018 году[9], и ожидается, что видимое потребление природного газа в Казахстане будет расти в среднем примерно на 1,9% в год до 2040 года[10]. Таким образом, конкуренция за доступные коммерческие объемы газа между внутренним потреблением и экспортом в Китай вскоре станет одной из основных проблем для Казахстана и потребует от казахстанского правительства сделать трудный выбор - либо продолжать отдавать приоритет внутреннему потреблению и при этом получить меньшую прибыль, чем полагается, либо выбрать более выгодный вариант экспорта ограниченных объемов газа, доступного для Китая за счет внутреннего потребления[11]. Поэтому многие эксперты ожидают, что экспорт казахстанского газа в Китай, вероятно, сократится с 7-8 миллиардов кубометров для Китая и России в начале 2020-х годов, до менее половины от этого показателя в конце 2020-х годов[12]. Большая часть газа, поставляемого по трубопроводам Казахстана, потребляется для производства электроэнергии (50%), за которым следуют бытовые и коммерческие потребители (внутренний сектор) (36%) и промышленность (14%)[13]. В соответствии с национальной Концепцией перехода к зеленой экономике, принятой в 2013 году[14], в реализации программы газификации Казахстана и переход преимущественно от угольной энергетики к газу за последние пять лет удалось добиться значительных успехов. Официальная цель, изложенная в Концепции зеленой экономики, заключалась в том, чтобы к 2020 году достичь 20% всей электроэнергии в Казахстане, производимой на газовых электростанциях, хотя на практике уже в 2019 году 20,2% всей электроэнергии в Казахстане было произведено за счет газовых электростанций. Следующей официальной целью, изложенной в Концепции зеленой экономики, является достижение 25% доли всей электроэнергии, производимой газовыми электростанциями к 2025 году, тогда как конечная цель - достичь 30% доли к 2050 году. Значительная часть ресурсов природного газа сосредоточена в западных регионах Казахстана, тогда как крупнейший и наиболее перспективный экспортный рынок[15] для казахстанского природного газа находится на Востоке - в Китае. После завершения строительства газопровода Бейнеу-Бозой-Шымкент в 2015 году и выхода на проектную мощность 15 млрд кубометров в год в сентябре 2020 года Казахстан стремится к увеличению экспорта газа в Китай. 12 октября 2018 года Казахстан и Китай подписали пятилетний контракт на экспорт до 10 млрд кубометров газа в год по газопроводной системе Средняя Азия - Центр Китая (CAGP) в течение этого периода. Таким образом, за последнее десятилетие Китай заменил Россию в качестве основного экспортного направления для казахстанского газа, но все же в 2018 году Россия импортировала 12,3 млрд кубометров газа из Казахстана. Однако, несмотря на все вышеперечисленные естественные преимущества, до сих пор газовая промышленность Казахстана находится в состоянии стагнации, поскольку она слишком долго находилась в тени казахстанской нефтяной промышленности, а долгосрочная политика ставит под угрозу давно назревшие реформы газового сектора Казахстана, о которых говорится в данном документе.
Основные производители газа в Казахстане Крупнейшими производителями газа в обозримом будущем для Казахстана, по мнению многих экспертов[16], являются следующие компании: 1. ТОО «Тенгизшевройл»[17], разрабатывающее гигантское нефтяное месторождение Тенгиз (товарная добыча сухого газа - 272 млрд куб. футов в 2017 г.)[18]. Акционерами Тенгизшевройл являются: Chevron, 50%; КазМунайГаз - 20%; ExxonMobil, 25%; и Лукарко - 5%. Большая часть природного газа, добываемого на Тенгизском месторождении, содержит большое количество серы, поэтому требует особого обращения и более дорогостоящей переработки. 2. North Caspian Operating Company (NCOC)[19] - международный консорциум, принадлежащий KazMunaiGas Kashagan B.V. (16,9%), Shell Kazakhstan Development B.V. (16,8%), Total E&P Kazakhstan (16,8%), Agip Caspian Sea B.V. (16,8%), ExxonMobil Kazakhstan Inc. (16,8%), CNPC Kazakhstan B.V. (8,3%) и Inpex North Caspian Sea Ltd. (7,6%). NCOC выступает в качестве оператора Северо-Каспийского проекта (который включает месторождение Кашаган), первого крупного морского нефтегазового месторождения в Казахстане (уровень добычи природного газа составляет более 100 млрд куб. футов)[20]. Большая часть природного газа, добываемого на месторождении Кашаган, содержит большое количество серы, поэтому требует особого обращения и более дорогостоящей переработки. Сложности, связанные с этим проектом, делают его одним из самых непростых промышленных проектов, когда-либо реализованных в мире. 3. Karachaganak Petroleum Operating B.V (KPO)[21], разрабатывающая Карачаганакское месторождение, открыла в 1979 году одно из крупнейших в мире газоконденсатных месторождений (товарная добыча влажного газа в 2017 году составила около 300 млрд куб. футов)[22]. Карачаганакское предприятие объединяет опыт и знания пяти нефтегазовых компаний - ENI (29,25%), Royal Dutch Shell plc (29,25%), Chevron (18%), Лукойл (13,5%) и КазМунайГаз (10%). В отличие от Тенгизского проекта, который включает в себя завод по переработке природного газа, Карачаганакский проект имеет недостаточную мощность по переработке природного газа. Большая часть сырьевой продукции Карачаганакского месторождения должна экспортироваться в Россию для переработки на заводе по переработке природного газа в Оренбурге. 4. СНПС-Актобемунайгаз (СНПС АМГ)[23], разрабатывающее месторождение Жанажол, является одним из крупнейших производителей нефти и газа в Казахстане. Это был первый проект CNPC в Казахстане, который остается основным источником собственного капитала и денежного потока для китайской национальной нефтяной корпорации. СНПС АМГ управляет несколькими месторождениями в западном Казахстане, включая месторождение Жанажол.
Газотранспортная сеть Несмотря на то, что в последние годы в развитии газовой сети Казахстана был достигнут значительный прогресс, внутренняя трубопроводная система в Казахстане все еще недостаточно развита (всего около 9,5 миллиона человек из 18,5 миллиона населения Казахстана будут иметь доступ к газу в 2020 году)[24]. Более того, население в северных регионах и центральном Казахстане по-прежнему не имеет доступа к сетевому газу, потому что запасы природного газа находятся в западной части страны, тогда как населенные пункты находятся на севере, востоке и юге, и нет трубопроводов, соединяющих эти регионы с газодобывающей западной частью страна. Огромные расстояния и относительно низкая плотность населения на севере, в центре и на востоке затрудняют экономику любых проектов потенциального газопровода для обслуживания этих регионов. Таким образом, Казахстан до сих пор полагается на импорт газа из России и Узбекистана для удовлетворения внутреннего спроса: договоренность об обмене газом между Казахстаном и Россией предполагает замену карачаганакского газа, который исторически поставлялся в Оренбург для переработки, на импорт газа из Центральной Азии в южная часть Казахстана и российский газ в Костанайскую область. Основная проблема для дальнейшего развития газовой отрасли в Казахстане, как официально определено Министерством энергетики Казахстана в недавно принятом стратегическом плане на 2020-2024 годы[25], - это газификация в виду высокой стоимости инвестиций в распределение газа внутри страны и магистральные газопроводы. Несмотря на вышеупомянутые трудности, в отличие от Туркменистана и Узбекистана, Казахстан сумел за последние 15 лет существенно модернизировать и расширить свою газотранспортную систему, так что теперь она широко признана лучшей в Центральной Азии[26], а распределительные трубопроводы Казахстана достигли общей протяженности 49000 километров (км) в 2019 году. По состоянию на 2020 год из 16 регионов Казахстана 12 уже являются газифицированными[27], тогда как четыре оставшихся региона на севере и в центре Казахстана используют уголь и сжиженный нефтяной газ. За последние семь лет доступ к трубопроводному газу получили более 3 миллионов человек, при этом количество подключений увеличилось с 30% в 2013 году до 51,47% в 2019 году. Утвержденная Генеральная схема газификации на 2015-2030 годы[28] направлена на создание условий для удовлетворения внутренних спроса в Казахстане на газ за счет масштабного строительства новых газопроводов, но, что удивительно, она устанавливает довольно низкую цель - увеличить процент населения, имеющего доступ к газу в 2030 году до 56% с 51,47% в 2019 году. За последние пять лет Казахстану удалось завершить два крупных инфраструктурных проекта в рамках Генеральной схемы газификации на 2015-2030 годы. Первый - это газопровод Бейнеу-Бозой-Шымкент, введенный в эксплуатацию в 2016 году и реализованный в партнерстве с Китаем. Благодаря газопроводу Бейнеу-Бозой-Шымкент богатый газом западный регион Казахстана теперь связан с густонаселенным южным регионом страны. Газопровод Бейнеу-Бозой-Шымкент мощностью 15 млрд кубометров в год снижает зависимость Казахстана от узбекского и туркменского газа, а также подключается к сети CAGP и, следовательно, позволяет экспортировать казахстанский газ в Китай. Вторая крупная инвестиция в магистральную газовую сеть - строительство газопровода «Сарыарка». В декабре 2019 года введен в эксплуатацию первый участок газопровода Сарыарка. После завершения строительства пропускная способность газопровода Сарыарка составит 2,2 млрд кубометров газа в год, и ожидается, что он будет обеспечивать газом центрально-казахстанские города Нур-Султан, Караганда, Темиртау и Жезказган, а также 171 населенный пункт вдоль магистрального газопровода (примерно 2,7 миллиона человек) к 2040 году[29]. Эти меры должны улучшить качество воздуха в столице Казахстана, городе Нур-Султан, поскольку потребление угля, как ожидается, сократится на 650 килотонн (кт) в год. Помимо развития внутренней трубопроводной системы, Казахстан также эффективно использует свое стратегическое положение для увеличения международного транзита туркменского и узбекского газа через Казахстан в Россию и Китай. Поскольку Казахстан не имеет выхода к морю, диверсификация его маршрутов экспорта нефти и газа была и до сих пор остается одним из основных направлений государственной политики с точки зрения энергетической безопасности[30]. Сегодня два из трех самых длинных магистральных газопроводов в мире проходят через территорию Казахстана[31]. Это GASP[32], который пересекает западную границу Казахстана по пути в Россию и направляется дальше на запад в Европу, и трубопровод Казахстан-Китай[33], который на своем пути в Китай пересекает южную границу страны[34].
Текущая структура рынка газа в Казахстане Казахстанский газовый рынок продолжает организовываться на основе центрального управления и квазимонополистических принципов, при этом АО «КазМунайГаз» (КМГ)[35] является государственной и вертикально интегрированной нефтегазовой компанией, которая доминирует в добыче, поставках и транспортировке газа через свои прямые и косвенные дочерние предприятия. Услуги по транспортировке газа в Казахстане предоставляются дочерней компанией КМГ - АО «КазТрансГаз» (КТГ)[36], которая представляет собой вертикально интегрированную холдинговую компанию, являющуюся оператором системы передачи/оператором системы распределения. КТГ выступает в качестве так называемого «национального оператора»[37], тогда как АО «Интергаз Центральная Азия» (дочерняя компания КТГ) выступает в качестве так называемого «национального оператора магистрального газопровода». АО «КазТрансГаз Аймак» (другая дочерняя компания КТГ) является оператором распределительной системы. КТГ, как национальный оператор, реализует от имени Республик Казахстан установленное законом преимущественное право[38] государства на покупку сырого газа и товарного газа у нефтяных компаний в Казахстане (т.е. большая часть газа, добываемого в Казахстане, является попутным газом, и, следовательно, добыча газа не является для них основным источником дохода) по цене ниже справедливой стоимости[39], что сдерживает производство товарного газа, а также препятствует его эффективному использованию потребителями[40]. Таким образом, согласно текущей модели рынка газа[41] в Казахстане, обычно применяется следующий порядок действий: 1. КТГ, как национальный оператор, осуществляет предусмотренное законом преимущественное право государства и покупает сырой газ и товарный газ у нефтяных компаний по цене, определяемой по формуле, установленной законодательством[42]. 2. Затем КТГ[43] продает газ КазТрансГаз Аймак во все регионы Казахстана по регулируемым оптовым ценам, которые различны[44] для каждого региона Казахстана. 3. КазТрансГаз Аймак[45], в свою очередь, реализует газ населению и другим потребителям по окончательным (т.е. розничным) ценам, которые регулируются[46] Комитетом по регулированию естественных монополий Министерства национальной экономики Республики Казахстан[47] (далее - «КРЕМ»). Реализуемая в настоящее время в Казахстане модель внутреннего рынка газа обычно именуется экспертами как так называемая модель рынка газа «основной покупатель», характерными чертами которой являются (і) наличие единственного покупателя (т.е. КТГ в качестве основного покупателя), (ii) очень слабая конкуренция на рынке[48] и (iii) высокие барьеры для входа новых игроков. В основном благодаря высоким ценам на газ и значительной экспортной выручке до 2019 года, используя текущую модель газового рынка, Казахстану удалось добиться значительных успехов[49] в увеличении[50] добычи газа, газификации своих отдаленных районов, модернизации и строительстве магистральных газопроводов, что позволило КТГ не только объединить все газопроводы[51] в Казахстане в единую газотранспортную систему[52], но и диверсифицировать экспортные рынки, «прорубив окно» в Китай.
Нефть Текущее состояние нефтяной отрасли Казахстана Доказанные запасы нефти Казахстана составляют около 30 миллиардов баррелей[53], что в 2018 году позволило стране стать одним из 17 крупнейших производителей нефти в мире. Как и газ, запасы нефти Казахстана в основном (70%) расположены в западной части страны, где они добываются из месторождений Каспийского моря и соседних регионов. Нефтяные проекты «Большой тройки» Казахстана: 1. Тенгиз (доказанные запасы нефти составляют 9 млрд баррелей); 2. Кашаган (подтвержденные запасы нефти составляют 13 млрд баррелей); и 3. Карачаганак (доказанные запасы нефти составляют 2,5 млрд баррелей). В последние годы добыча нефти в Казахстане медленно, но неуклонно растет - с 1 609 000 баррелей в день в 2009 году до 1 931 000 баррелей в день в 2019 году[54]. Завершенная в 2018 году модернизация трех существующих НПЗ (в Казахстане три основных НПЗ: Павлодар, Атырау и Шымкент) помогла снизить потребность в импорте продуктов легкой нефти. В 2018 году выработка нефтеперерабатывающего завода увеличилась на 10% до 16,4 млн тонн, обеспечивая 93% поставок бензина, 91% дизельного топлива и 62% авиакеросина на внутренний рынок. Павлодарский нефтеперерабатывающий завод находится в северо-центральной части Казахстана и поставляется в основном по нефтепроводу из Западной Сибири, поскольку российские поставки географически удачно расположены для обслуживания этого НПЗ. Атырауский НПЗ использует только отечественную сырую нефть с северо-запада Казахстана, а Шымкентский НПЗ в настоящее время использует сырую нефть нефтяных месторождений на Кумколь и близлежащих территорий в центральном Казахстане. В Актау также есть небольшой нефтеперерабатывающий завод, который перерабатывает тяжелую сырую нефть, добываемую на близлежащем месторождении, для производства битума для дорожного строительства[55].
Нефтетранспортная сеть Трубопроводная система Казахстана находится в ведении государственного АО «КазТрансОйл» (КТО), дочерней компании «КазМунайГаз», которая управляет приблизительно 5378 км магистральных нефтепроводов в качестве так называемой естественной монополии[56]. Поскольку Казахстан не имеет выхода к морю, диверсификация своей нефти маршруты экспорта газа были и до сих пор остаются одним из основных направлений государственной политики с точки зрения энергетической безопасности[57]. Основными действующими маршрутами экспорта нефти являются: трубопровод Атырау-Самара; Каспийский трубопроводный консорциум (трубопровод КТК); трубопровод Атасу-Алашанькоу (нефтепровод Китай-Казахстан); и морской терминал Актау. Казахстан является экспортером легкой малосернистой нефти. Большая часть экспорта сырой нефти Казахстана идет по Каспийскому морю или через него на европейские рынки. Именно поэтому значительная часть (75% в 2018 году) казахстанской нефти экспортируется по трубопроводу КТК, который идет по территории России к Черному морю. Однако, благодаря введенному в эксплуатацию в 2006 году нефтепроводу Китай-Казахстан, Казахстан диверсифицировал экспорт сырой нефти, и с того времени экспорт нефти в Китай значительно вырос. Только в 2019 году Казахстан поставил в Китай почти 11 миллионов тонн сырой нефти[58]. Казахстан также экспортирует сырую нефть через Каспийское море и посредством железной дороги. Нефть загружается на танкеры или баржи в казахстанском порту Актау или меньшем порту Атырау, а затем отправляется через Каспийское море, где она загружается в трубопровод Баку-Тбилиси-Джейхан или трубопровод Северного маршрута (Баку-Новороссийск) для дальнейшей транспортировки, в основном в Европу. Кроме того, Казахстан имеет разветвленную железнодорожную сеть, которую использует для перевозки жидкого топлива для внутреннего потребления и на экспорт. Продолжающееся расширение и диверсификация мощностей по транспортировке жидких углеводородов в Казахстане, особенно экспортных возможностей, являются ключом к его будущей способности увеличивать добычу[59].
Структура рынка нефти Государственная компания КМГ является интегрированной национальной нефтегазовой компанией, реализующей национальную политику в отношении развития нефтегазового сектора, и занимается разведкой, добычей, переработкой, транспортировкой, распределением и обеспечением нефтью и газом. Компания также создает системы управления недропользованием. Крупнейшими производителями нефти в Казахстане являются ТОО «Тенгизшевройл», NCOC и КПО, на долю которых приходится 54 млн тонн нефти (60% от общего объема добычи в Казахстане). КМГ имеет долю во всех трех проектах. КТО, номинально дочерняя компания КМГ, владеет магистральной сетью, а некоторые другие трубопроводы принадлежат и управляются консорциумами инвесторов, в которых КТО является акционером (Каспийский трубопроводный консорциум [КТК] экспортирует через Россию на мировые рынки, а трубопровод Атасу-Алашанькоу и Кенкияк-Атырау экспортируют в Китай). Три основных нефтеперерабатывающих завода прямо или косвенно принадлежат КМГ, хотя Шымкентский НПЗ как совместное предприятие принадлежит CNPC Exploration and Development Company Ltd и АО «Разведка и Добыча КазМунайГаз»[60].
Уголь Доказанные запасы угля в Казахстане на 2019 год составляют 25 605 миллионов тонн, что ставит страну на восьмое место в мире и составляет около 2,4% от общих мировых запасов угля. Большая часть угля находится в Центральном Казахстане (Карагандинская область) и Северном Казахстане (Павлодарская и Костанайская области). В стране более 400 угольных месторождений. Большая часть добычи угля поступает из двух основных бассейнов в центральной части страны - Карагандинского бассейна, который поставляет металлургический уголь от подземных горных работ, и бассейна Экибастуза, который поставляет уголь для электроэнергетики. Небольшие залежи угля, обнаруженные на востоке, юго-востоке и юго-западе страны, на сегодняшний день плохо освоены[61]. В 2019 году общая добыча казахстанского угля составила 111 миллионов тонн, а его экспорт - 28 миллионов тонн. Исторически Россия была основным покупателем казахстанского угля (81% всего угля, экспортированного из Казахстана в 2016 году). Другие страны назначения для казахстанского угля включают Украину и Кыргызстан и, в меньших количествах, Беларусь, Китай, Японию и Узбекистан, и другие страны. Практически весь объем добычи и экспорта угля в Казахстане состоит из энергетического угля, который подходит для сжигания на электростанциях или в других целях для выработки пара и тепла. Казахстан также в меньших объемах добывает металлургический уголь, который потребляется внутри страны. Казахстан богат различными полезными ископаемыми, а месторождения полезных ископаемых и угля сосредоточены на севере и в центре страны. Уголь является основным источником энергии для горнодобывающей и металлургической промышленности, а также для электроэнергетики в Казахстане[62].
Атомная энергия По состоянию на 2020 год в Казахстане нет активных ядерных мощностей. Несмотря на то, что Казахстан обладает одними из крупнейших месторождений урана в мире (около 14% всех разведанных мировых запасов) и является крупнейшим производителем урана в мире (около 42% мировой добычи в 2019 году), на данном этапе нет конкретных планов построить атомную электростанцию в Казахстане, поскольку народ категорически против любых таких инициатив. Единственная в Казахстане атомная электростанция, ядерный реактор БН-350 в Актау, была остановлена в 1999 году. По-прежнему существует огромный потенциал ядерной энергетики в Казахстане, и поэтому Россия уже давно предлагает содействие казахстанцам в запуске атомной электростанции. На данный момент Казахстан экспортирует уран в качестве сырья в основном в Китай, Францию, Россию, Индию, США и Канаду. Однако в апреле 2020 года АО «Казатомпром», крупнейший в мире производитель урана, объявило о сокращении добычи на 20% до 2022 года в связи с COVID-19[63].
Возобновляемые источники энергии Большие углеводородные ресурсы являются одним из ключевых факторов медленного развития возобновляемых источников энергии и альтернативных источников энергии в Казахстане. Однако правительство Казахстана, похоже, имеет твердую политическую волю в отношении привлечения инвестиций в проекты, использующие возобновляемые источники энергии, что демонстрирует официальная общая политика Казахстана. Правительство Казахстана, например, взяло на себя официальное обязательство увеличить долю возобновляемых источников энергии в производстве электроэнергии внутри страны до 30% к 2030 году и до 50% к 2050 году. К настоящему времени в Казахстане в целом имеется хорошая правовая и институциональная база для развития возобновляемых источников энергии. Как правило, проекты, использующие возобновляемые источники энергии в Казахстане закупаются по модели независимого энергетического проекта, в соответствии с которой государственная организация (т.е. единый покупатель) заключает долгосрочное (на 15 лет) соглашение о покупке электроэнергии с организацией частного сектора для покупки электроэнергии, произведенной в рамках проекта, по фиксированной цене. Казахстан перешел от системы поддержки фиксированных зеленых тарифов к механизму аукционов для разработки возобновляемых источников энергии с 1 января 2018 года. Аукционная система сделала процесс предоставления проектов по возобновляемой энергии открытым и прозрачным и дала толчок к реализации самых рентабельных проектов. По состоянию на конец 2019 года в Казахстане действовало около 83 объектов возобновляемой энергии мощностью 936,8 МВт[64], однако это составляет лишь 0,8% всей вырабатываемой в Казахстане электроэнергии. Таким образом, на долю возобновляемых источников энергии приходилось всего 1,4% энергобаланса (ОППЭ) в 2018 году.
Изменения в энергетической ситуации за последние 12 месяцев, которые могут повлиять на будущее направление или политику COVID-19 Казахстану пришлось сократить поставки нефти и газа в Китай, где спрос упал из-за пандемии COVID-19 и крайне низких цен. Евразийский экономический союз Отсутствие заинтересованности со стороны России и Казахстана в ускорении процесса формирования общего газового рынка ЕАЭС, что неудивительно, вызвало бесплодные дискуссии по поводу различных подходов к ценообразованию на газ на общем газовом рынке ЕАЭС, без особого успеха имеющие место в течение более четырех лет. Последний решительный шаг к согласованию вышеупомянутых вопросов был сделан 19 мая 2020 года, когда главы государств-членов ЕАЭС должны были прийти к какому-то консенсусу по вопросу установления тарифов на услуги по транспортировке газа на общем газовом рынке союза. Однако лидеры ЕАЭС не смогли не только договориться о решении вышеупомянутого вопроса, но и принять общую стратегию развития ЕАЭС, поэтому в настоящее время существует высокий риск того, что нынешний крайний срок 1 января 2025 года для официального запуска общего газового рынка ЕАЭС не будет соблюден. Интересно, что в этот раз президент России Владимир Путин однозначно отверг возможность введения единого тарифа на транспортировку газа на территории ЕАЭС, поскольку «единый тариф может быть реализован только на едином рынке с единым бюджетом и единой налоговой системой». Это означает, что Путин, по-видимому, видит разницу между понятиями «общий газовый рынок» и «единый газовый рынок» и считает «единый газовый рынок» с «единым тарифом» возможным, только если существует достаточный политический уровень интеграции между странами-участницами ЕАЭС. Однако высшие эшелоны власти Армении, Беларуси, Кыргызстана и, конечно же, Казахстана не готовы отказаться от крупиц суверенитета своих стран, даже в обмен на субсидии в виде дешевого газа. Таким образом, существует довольно большой риск того, что вопрос о тарифах на газ станет решающим фактором не только для предлагаемого общего рынка газа ЕАЭС, но и для самого ЕАЭС.
Изменения в государственной политике/стратегии/подходах Реформы ожидаются в газовой отрасли Казахстана До сих пор для Казахстана было важно поддерживать статус-кво в газовой отрасли, потому что таким образом Казахстанское правительство через КТГ имело возможность инвестировать во внутреннюю газораспределительную инфраструктуру и осуществлять перекрестное субсидирование местного населения и отраслей промышленности за счет иностранных потребителей и казахстанских газодобывающих предприятий. Однако, «новая реальность» пандемии COVID-19 и надвигающийся официальный запуск общего газового рынка Евразийского экономического союза в 2025 году требуют срочных реформ на газовом рынке. Следует ожидать, что 2020 год будет ужасным для КМГ и КТГ в связи с исчезновением спроса на газ в Китае и минимальными ценами. Скорее всего, с этого момента КТГ не следует надеяться на такой же уровня прибыли от экспорта газа, и, следовательно, это означает, что КТГ скоро вряд ли сможет нести свое социальное бремя перекрестного субсидирования. Разумно ожидать возобновления горячих дискуссий между соответствующими заинтересованными сторонами по долгожданным реформам и либерализации казахстанского внутреннего рынка газа. Все еще есть надежда, что правительство Казахстана, наконец, готово продемонстрировать свою политическую волю для продолжения столь необходимых реформ внутреннего рынка газа Казахстана. Во-первых, в конце 2019 года правительство Казахстана при техническом содействии Азиатского банка развития привлекло[65] группу международных экспертов для помощи Казахстану и подготовило план реформирования газового сектора страны. Во-вторых, 5 июня 2020 года КМГ официально объявило о своих планах по выделению КТГ, что можно фактически признать первым шагом к либерализации внутреннего рынка газа (т.е. разделению собственности). И, наконец, Президент Казахстана Касым-Жомарт Токаев в сентябре 2020 года представил новую стратегию дальнейшего развития Казахстана, в которой четко подчеркнул, что новый экономический курс страны должен основываться на семи основных принципах, включая добросовестную конкуренцию. В поддержку этой инициативы «добросовестной конкуренции» 6 октября 2020 года Президент Казахстана подписал указ президента о создании нового Агентства по защите и развитию конкуренции (далее «Агентство по конкуренции»)[66], на которое, среди прочего, были возложены полномочия совместно с Министерством энергетики Казахстана провести реформирование газового сектора путем введения конкуренции. Изменения в законодательстве или нормативных актах 1 января 2019 года в Казахстане был наконец запущен рынок мощности для стимулирования инвестиций в обновление старых, а также строительство новых объектов энергетической инфраструктуры. В связи с внесением соответствующих поправок в Закон об электроэнергетике, все энергопроизводящие компании в Казахстане должны поддерживать определенную генерирующую мощность и, соответственно, участники оптового рынка электроэнергии (например, промышленные потребители) обязаны платить за доступность конкретной генерирующей мощности. Таким образом, любой инвестор в энергетический сектор Казахстана теперь может рассчитывать на два разных источника дохода и компенсации расходов: • выручка от продажи электроэнергии на свободном рынке по соглашениям о покупке электроэнергии (PPA) в ценовых пределах (таких как максимальные предельные цены, которые электростанции могут запрашивать за производимую ими электроэнергию), утвержденных Министерством энергетики; и • выручка от продажи мощности электростанции (например, наличие ее генерирующих мощностей для производства электроэнергии) определенному в законе единственному покупателю по соглашениям о покупке мощности (CPA) в ценовых пределах, установленных Министерством энергетики. Платежи в рамках PPA будут покрывать эксплуатационные расходы электростанций, тогда как платежи в рамках CPA должны покрывать капитальные затраты на инвестиции в новые проекты и в модернизацию существующих энергетических объектов. Министерство энергетики будет ежегодно определять прогнозируемый дефицит электроэнергии, а также разрабатывать и утверждать перспективную схему размещения электрических мощностей. Для покрытия прогнозируемого дефицита электроэнергии, если таковой будет, Министерство энергетики будет проводить тендеры на строительство вновь вводимых генерирующих станций и заключит так называемые договоры на строительство вновь вводимых генерирующих станций с победителем тендера, фиксируя срок ввода в эксплуатацию генерирующих станций и ответственность победителя тендера за неисполнение или ненадлежащее исполнение условий договора. В течение 30 календарных дней после подписания указанного договора единоличный исполнитель должен подписать соглашение с победителем тендера на закупку услуг о поддержании электрической мощности вновь введенных в эксплуатацию генерирующих станций в объеме и на условиях, определенных Министерством энергетики. Эти правовые реформы, очевидно, дадут импульс новым инвестициям в электроэнергетический сектор Казахстана, хотя все еще существуют определенные юридические препятствия, которые могут помешать процессу привлечения прямых иностранных инвестиций. В частности, кредитоспособность предлагаемого единственного покупателя все еще находится под вопросом. Например, в законе весьма неясен вопрос исполнения косвенной государственной гарантии по договорным обязательствам единственного покупателя по CPA, как это в настоящее время предусмотрено в Законе о власти. Более того, действующее законодательство требует, чтобы CPA и соглашения о строительстве вновь вводимых генерирующих станций строго следовали стандартным формам, что, по-видимому, может сделать их неприемлемыми для банков. Судебные постановления, решения, результаты общественных расследований В 2019 году Министерство энергетики издало приказ, согласно которому все энергетические компании должны иметь «нулевую» рентабельность на период 2019-2024 годов. Этот приказ Министерства энергетики был успешно обжалован в суде города Нур-Султан энергопроизводящей организацией, которая справедливо отметила, что государство не имеет права ограничивать хозяйствующие субъекты в получении прибыли, а тариф должен предусматривать возмещение своих расходов и получения прибыли (см. Решение Судебной комиссии г. Нур-Султан по гражданским делам от 7 августа 2019 г. № 7199-19-00-2а\6180).
Основные события или изменения Введены онлайн-аукционы Впервые в истории независимого Казахстана онлайн-аукцион по предоставлению прав недропользования для разработки нефтегазовых месторождений состоится в декабре 2020 года. Планируется продать 10 нефтегазовых месторождений недр и уже поступило более 30 заявок на участие в аукционе по состоянию на конец октября 2020 года[67]. Все предлагаемые блоки расположены в Атырауской области на северо-западе, три из них выходят за границу в соседние регионы. Ожидается, что блоки будут содержать как мелкие и традиционные, так и, возможно, глубокие нефтяные резервуары. Ожидается, что аукционная система сделает процесс предоставления нефтегазовых проектов более открытым, прозрачным и более рентабельным.
Доступ к документам и консультации
от ведущих специалистов |