⚡️ Искренне поздравляем коллектив Мангистаумунайгаз с историческим событием: совокупно накопленная добыча нефти достигла 300 млн тонн!

Мангистаумунайгаз можно назвать флагманом отечественной нефтянки: топ-4 производитель нефти, топ-3 по налоговым отчислениям (больше чем Кашаган).

В ММГ до сих пор работают установки с 80-х годов без ежегодных капремонтов.

Кто платит за дешевый бензин

Платят нефтяники — потерянной маржой (они даже при $120/баррель продавали $25-30/баррель, в пересчете на тонну и если даже убрать экспортные налоги и логистику: по данным Argus, внутренняя поставка — около 96тыс.тенге/тонну против ~270тыс.тенге/тонну на экспорт, то есть внутренний рынок примерно втрое дешевле) и отсутствием стимула вкладываться в НПЗ. Ни один частный бизнес не построит четвертый завод, пока цену держат ниже экономики и не возмещают разницу (привет 4-му НПЗ 😬). Платит бюджет — дотациями, докупками дороже, недополученными налогами и ручным управлением рынком. Платит экономика — хроническим дефицитом дизеля и керосина в пики.

И самое несправедливое — то, о чем я писал и раньше: дешевая цена для всех помогает не тем, кому тяжело. Выигрывают семьи, у которых есть машины, нередко несколько. А семья без авто, которая ходит пешком или ездит на автобусе, прямой выгоды не получает вовсе. Чем больше человек жжет топлива, тем больше скрытой субсидии получает. Это не социальная политика — это дотация более обеспеченным и транзиту за счет всех остальных.

И вот что важно понять каждому водителю. Да, рыночная цена — это дороже на заправке. Но «дешевый» бензин ты все равно оплачиваешь, только незаметно: налогами, которые идут на докупку топлива; дефицитом в сезон; слабыми заводами; и работой силовиков, которые вместо настоящих преступников ловят человека с лишней канистрой. Переплата на заправке меньше, чем счет за все это.

Так уже делали другие. Малайзия в 2024-м отпустила дизель к рыночной цене, но одновременно запустила адресные выплаты фермерам и малоимущим — и только на пресечении контрабанды стала экономить около 600 млн ринггит в месяц ($140 млн.долл.США в месяц или $1.6 млрд.долл.США в год).

Чем дольше мы будем держать дешевый бензин, тем тяжелее нам как стране отучить наше население от этой "иглы" — и мы будем все сильнее и сильнее получать массовые перетоки (контрабанды, но никто на границе ее так не воспринимает), то есть превращать искуственно часть населения в уголовников, дыра в бюджете будет увеличиваться и при каждой попытке поднять цену в будущем будем получать протесты.

Дешевый бензин — это не подарок гражданам, а счет, который приходит позже: дефицитом, расходами бюджета, нагебанием нефтяников и силовиками на границе.

Надо постепенно переходить на рыночные цены, с адресными помощью тем, кому она действительно нужна! Пожалуйста, перестаньте субсидировать мой бензин, я уже давно могу его купить за рыночную цену, также как и большинство белых воротничков (а таксистам можно адресно помогать). Благо уже есть цифровой тенге и много цифровых инструментов для контроля.

Согласно Соглашению между Правительством РК и Правительством РФ о сотрудничестве в газовой отрасли от 28 ноября 2001 года СП «КазРосГаз» должен был обеспечить экспорт казахстанского газа на рынки третьих стран (включая европейское направление).

К сожалению этого не произошло. До строительства трубы ББШ часть нашего газа продавалась дочке Газпрома - Gazprom Schweiz AG, которая с высокой наценкой экспортировала газ в Германию. Это сейчас практически весь газ идет обратно в Казахстан. В теории мы можем экспортировать наш газ в Европу, но Газпром не дает добро.

Также по соглашению на базе Оренбургского ГПЗ КазРосГаз должен был создать хозяйственное общество. Но этого тоже нам не дали. Хотя сейчас выясняется, что одна из ниток/установок по приемке сырого Карачаганакского газа принадлежит частнику, который после атаки маловероятно, что восстановит.

Вот теперь объясните логику зачем заключать соглашение до 2053 года с прокладкой Газпрома?
Никто до сих пор не знает по какой цене КазРосГаз продавал экспортные объемы СУГ (пропан-бутан) дочке Газпрома. Может, выгоднее было бы в Казахстан отпускать?

Раз уж изначальные договоренности были не исполнены - можно было нацкомпании (КМГ/QazaqGaz) напрямую заключать соглашение с ОГПЗ.

А вы знали, что согласно ОСРП по Карачаганакскому проекту было предусмотрено строительство ГПЗ?

Но это было в рамках 3-го этапа. Акционеры остановились на 2-этапе (поддержание полки добычи стабильного конденсата в 11 млн тонн в год). Вместо 3-го этапа закупили и построили 3 компрессора по закачке газа (KGDBN, KEP 1A и 1В).

Если в 2000-х обратная закачка сырого газа планировалась не более 4 млрд м3 в год, то сегодня закачка превышает более 16 млрд м3 в год (рекорд для книги Гиннеса). Никто в мире не закачивает такой объем газа обратно в пласт.

Конечно и сейчас не поздно строить ГПЗ, но полной поддержки со стороны некоторых акционеров не видно.

Каражанбасмунай получила чистый убыток (минус) 4,4 млрд теңге в 2025 году против 38,4 млрд теңге чистой прибыли в 2024 году.

Каражанбас входит в ТОП-8 производителей нефти с объемом добычи 2,1 млн тонн.

Заметил, что у многих нефтедобывающих компаний наблюдается снижение нефтедобычи и чистой прибыли.

Итоги 2026 года будут не лучше, ибо высокие цены на нефть значительно повышают нефтяные налоги. К примеру, малые и средние нефтедобывающие компании не продают нефть по котировкам Argus, а налоги (ЭТП) оплачивают по высоким ставкам.

2027 год будет еще хуже: НДПИ будет привязан к мировым ценам на нефть.

Но для Тенгиза, Карачаганака и Кашагана все стабильно в части налогообложения (все на экспорт).

@NRG_monitor: в мае-июне Минфин установил ставку ЭТП в $130/тонна исходя от экспортых цен ТШО, КПО и НКОК. Но ведь есть малые нефтедобытчики, которые вынуждены реализовывать нефть трейдерам со большим дисконтом. Насколько это правильно отталкиваться от цен КПО, НКОК и ТШО, которые не обязаны оплачивать ЭТП (ТШО платит под протестом вместо роялти)?

Уважаемые россияне! Не верьте соцсетям. У нас бензина нет. Мы передвигаемся на лошадях и арбе, живём в юртах.
Не нужно к нам ехать за дешевым бензином.

А если серъезно, то нужно усиливать границу во избежание перетока (выезд авто/фуры раз в сутки). С РФ у нас очень много приграничных пунктов перехода.

Baker Hughes (подразделение по турбинам - скорее всего NuovoPignone) пытается заниматься локализацией турбин в Казахстане (запчасти, комплектующие, сервисное обслуживание) ...
Между тем, катарские инвесторы закупают турбины (для ББШ-2) напрямую у Solar Turbines.

Я бы на месте инвесторов на завтрашней встрече с Президентом в рамках ежегодного Заседания Совета иностранных инвесторов поднял вопрос об общем, а не локальном вопросе развития казсодержания.

Помнится на встрече с отечественным бизнесом перед Новым годом на вопрос казахстанских производителей труб (планировали локазилозовать под нужды ББШ-2) был получен ответ о размещении заказов труб под нужды ББШ-2,, но по-факту оказалось, что катарцы даже не размещали заказы на трубы в Китае!

Почему мы говорим, что на верхах должен быть закрепленный человек, который будет полностью курировать вопросы нефтянки, включая развитие казсодержания. Нужна общая страновая стратегия, а не отдельно по каждому отдельно взятому проекту!

https://t.me/kmgpress/11203

Может ли Казахстан снизить зависимость от Оренбургского ГПЗ?

Аналитики Teniz Capital Investment Banking в своем отчете решили разобрать актуальный в современных реалиях вопрос, может ли Казахстан использовать свободные мощности ГПЗ «Жаикмунай», чтобы создать внутренний резерв переработки карачаганакского газа? Аналитики констатируют, что между Карачаганаком и Жаикмунай нет соединительного трубопровода, сырье разное, мощность казахстанского комплекса - 4,2 млрд м³ против 8,8 млрд м³, которые ежегодно направляются в Оренбург. Тем не менее, считают аналитики, «Жаикмунай» может стать частью будущей резервной системы. По их мнению, наиболее реалистичная модель включает строительство собственного Карачаганакского ГПЗ, сохранение части поставок в Оренбург, максимальную загрузку «Жаикмунай» совместимым сырьем ЗКО и создание резервного маршрута на случай остановок российской площадки.

Почему переработка газа связана с добычей нефти
Газ Карачаганака нельзя рассматривать как свободный ресурс, который можно полностью направить на внутренний рынок. На зрелом месторождении обратная закачка поддерживает пластовый напор и добычу жидких углеводородов. Если забирать газ без замещения, то может снизиться производство нефти и конденсата. Поэтому новый Карачаганакский ГПЗ необходимо проектировать вместе с системой замещения отбираемого газа. В качестве замещающего агента могут использоваться отбензиненный газ, вода, CO₂ или сочетание нескольких технологий. В этом отличие Карачаганака от Кашагана. На Кашагане дополнительная переработка газа может одновременно увеличить выпуск товарного газа и добычу нефти, на Карачаганаке баланс между переработкой и обратной закачкой сложнее. Товарный газ остается главным приоритетом для внутреннего рынка. Задача состоит в поиске объема, который можно стабильно перерабатывать без ущерба для разработки месторождения.

Экономика и договорные условия
Резервный маршрут требует согласования между участниками Карачаганакского проекта, государством, QazaqGaz, КазРосГазом и Nostrum. Сырой газ Карачаганака идет в Оренбург по договору между KPO и КазРосГазом, который действует до 2038 года. Новый маршрут должен учитывать все возможные  обязательства. Отдельно стоит вопрос цены. QazaqGaz должна купить газ по цене (окупаемость добычи и переработки), и продать его населению и предприятиям по регулируемым тарифам. Разницу нужно будет покрыть через тарифы, бюджет, экспортные доходы или другую деятельность нацкомпании. Поэтому обсуждение нового ГПЗ касается не только капзатрат, - отмечают аналитики Teniz Capital, - нужно понять, кто будет оплачивать этот резерв.

Что можно сделать
По мнению аналитиков инвестбанка Teniz Capital, в ближайший год направить значительный объем карачаганакского газа на Жаикмунай невозможно. Но завод может увеличить прием совместимого сырья месторождений региона. Каждый кубометр сухого газа из ЗКО снижает потребность в импорте. На горизонте от одного года до 3 лет KPO, Nostrum и QazaqGaz могут определить экономически и технически оправданный резервный объем. Даже ограниченный маршрут важен, если во время остановки Оренбургского ГПЗ он позволит продолжить выпуск части товарного газа и сохранить работу месторождения. При этом аналитики отмечают, что долгосрочное решение связано со строительством собственного Карачаганакского ГПЗ мощностью до 5 млрд м³ сырого газа в год. Единый оператор проекта - QazaqGaz, который совместно с Hyundai  сейчас готовится к проектированию завода. Новый ГПЗ не заменит весь оренбургский маршрут, но позволит перерабатывать внутри Казахстана больше половины потока и снизить нашу зависимость от одной зарубежной площадки. Аналитики задаются вопросом, можно ли использовать уже существующую площадку как часть внутреннего резерва, чтобы при следующей остановке Казахстан сохранил не только добычу, но и критически важные объемы товарного газа для внутреннего рынка? Этот и другие обзоры на различные темы, не только нефтегазовые, в телеграм-канале, который 24/7 ведут аналитики инвестиционного банка Teniz Capital Investment Banking.

$140 за 1 тыс м³ товарного газа предлагалось закупать QazaqGaz при строительстве ГПЗ своими силами акционерами Карачаганака. Даже такая цена не простимулировала Eni/Shell строить ГПЗ (плюс есть СУГ и сера на экспорт).

Для понимания - максимальная цена покупного газа у недропользователей мо стороны QazaqGaz сейчас составляет $120 за 1 тыс м³.

Даже с учетом высокой покупной цены акционеры посчитали строительство ГПЗ собственными силами невыгодным. Но видимо не учли фактор атак по Оренбургскому ГПЗ.

Добыча конденсата на Карачаганаке ‌восстановилась: суточное производство к 1 июля выросло до 33 тыс тонн, за ​весь июнь составило 976,5 тонн при ‌плане 984 тыс тонн - Reuters.

Однако подача сырого газа в Оренбург идёт в ограниченном объеме (менее половины от обычного объема).