⚡️ Отключение трех ВЛ 500 кВ Север - Юг 14 августа: что делает МЭКС и План развития электроэнергетической отрасли Минэнерго

14 августа в результате наброса мощности, вызванного резким изменением перетока электроэнергии со стороны энергосистемы Центральной Азии, сработала противоаварийная автоматика и отключились три ВЛ 500 кВ, обеспечивающие переток Север – Юг.

📌 Почему это произошло
Энергосистема Казахстана делится на северную и южную зоны: Север закольцован с Южной Сибирью России и работает с профицитом генерации, Юг соединен кольцом с Кыргызстаном, Узбекистаном и Таджикистаном и хронически в дефиците. Три ВЛ 500 кВ, восполняющие этот дефицит, работают на пределе пропускной способности — именно они и отключились 14 августа.

📌 Что делает МЭКС для транзита Север – Юг, проектыАО «KEGOC»:
▪️ «Усиление электрической сети Южной зоны ЕЭС Казахстана» (активная фаза до 2027 года) — новые линии 500 кВ «Шу – Жамбыл» и «Жамбыл – Шымкент» общей протяженностью 475 км, работы идут с опережением графика, завершение намечено на середину 2027 года;
▪️ глобальная реконструкция ВЛ 220–500 кВ (2021–2031) — поэтапный капремонт и замена оборудования на линиях, связывающих центральные и южные регионы (филиалы «Центральные МЭС», «Южные МЭС», «Алматинские МЭС»);
▪️ линия постоянного тока «Север – Юг» — перспективный проект KEGOC по передаче тока высокого напряжения напрямую из Северного энергоузла на Юг без потери статической устойчивости системы.

Параллельно строится ВЛ 500 кВ «Өлке – Қарабатан» протяженностью более 600 км, которая свяжет Западную зону с ЕЭС Казахстана — после запуска Запад фактически подключится к системе через те же магистрали Север – Юг.

📌 Новая генерация на Юге:
Дефицит генерации — причина, по которой действующие ВЛ 500 кВ перенапряжены, поэтому параллельно ведется ввод новых мощностей. На 2026 год запланировано завершение:
▪️ ПГУ ТЭЦ-2 Алматы, АО «АлЭС» — 557 МВт;
▪️ ПГУ в Туркестане — 926 МВт;
▪️ ПГУ в Кызылорде, ТОО «Aksa Energy Qyzylorda» — 240 МВт;
▪️ ПГУ ТЭЦ-3 Алматы, АО «АлЭС» — 544 МВт.

Данные проекты генерации входят в План мероприятий по развитию электроэнергетической отрасли до 2035 года, утвержденный приказом Министра энергетики РК от 20 февраля 2024 года.

Пока новая генерация и новые линии не введены в строй, Юг продолжит работать на пределе допустимой нагрузки.

🔵 Каждый удар по КТК сокращает расстояние до нефтепровода Актау — Баку

Иран вернулся к ратификации Конвенции по Каспию спустя 8 лет. Правительство Ирана направило в парламент Конвенцию о правовом статусе Каспийского моря, подписанную Россией, Казахстаном, Азербайджаном, Туркменистаном и Ираном в Актау в 2018 году. Документ рассмотрит комиссия по национальной безопасности: Тегеран остается единственной из пяти столиц, не завершившей ратификацию.

Документ устанавливает 15-мильные территориальные воды и еще 10 миль исключительной рыболовной зоны, запрещает военное присутствие некаспийских государств и регулирует судоходство, безопасность и прокладку трубопроводов.

Мы ранее писали, что в случае ратификации Конвенции не потребуется согласие других стран по строительству нефтепровода по дну Каспийского моря мощностью до 37 млн тонн в год.

@NRG_monitor

📊 Мұнай-газ саласындағы нақты кейстер: геология, газ, оптимизация және AI

Бұл шығарылым - мұнай-газ саласын геологиядан бастап өндіріс пен нарыққа дейін кешенді түсінуге мүмкіндік беретін подкаст.

🎙 Қонағымыз:
Бахтияр Шадаев - Gas Tech Solutions компаниясының құрылтайшысы, тәуелсіз консалтинг қызметін атқарушы, 15 жылдан астам тәжірибесі бар саланың білікті маманы

Спикер өз тәжірибесі мен білімін жан-жақты бөлісіп, мұнай мен газдың қалай өндірілетіні және өндірістік процестер қалай ұйымдастырылатыны туралы егжей-тегжейлі түсіндіреді. Подкасттың басты ерекшелігі - теориямен шектелмей, нақты тәжірибе мен кейстерге сүйенуі.

🛢️ Кен орындарын игерудегі қиындықтар, өндірістегі және нарықтағы ерекшеліктер, тәуелсіз консалтингтің рөлі талқыланып, проблемаларды қандай жолдармен шешкені туралы нақты мысалдар беріледі. Сондықтан бұл шығарылым мұнайшылар, геологтар, инженерлер және салаға қызығатын кез-келген маман үшін ерекше пайдалы әрі практикалық болады деп сенеміз.

Сонымен қатар, Бахтияр мырза мұнай-газ саласындағы жасанды интеллект, цифрландыру, инвестициялар және болашақ мамандарға қойылатын талаптар туралы өз көзқарасын білдірді.

📱 Таймкодтар:
00:00 Тизер
2:12 Подкаст қонағы - Бахтияр Шадаев: білімі және кәсіби жолы
06:40 Геолог деген кім және оның рөлі қандай?
8:12 Мұнай динозаврлардан пайда болды ма?
10:35 Мұнайды өндіру тәсілдері және оның геологиялық құрылымы
14:00 Қазақстандағы мұнай компанияларының мәселелері және оларды оңтайландыру
19:29 Тәуелсіз консалтингтің маңызы: компания кейстері
25:25 Кен орындарының ерекшеліктері және бірегей кейстер
31:20 Газ өндірісі қалай жүзеге асырылады?
36:55 Газ саласындағы мәселелер: өндіріс көлемінің азаюы және нарық ерекшелігі
48:40 Мұнай-газ саласында жасанды интеллектіні қолдану
57:00 Алдағы 5 жылдағы цифрландыру
1:08:40 Қаржылық ресурстар және инвестициялар
1:10:00 Білімге инвестиция салудың маңызы
1:15:20 Мұнай-газ саласына қандай мамандар қажет?
1:19:20 Қорытынды және ұсыныстар

🛢️   https://t.me/EnergyAnalytics

📱 КазМунайГаз повысил прибыль на 69%

КМГ завершил первое полугодие 2026 года с рекордно сильными финансовыми результатами:
▪️ Выручка выросла на 23,7% - до 5,57 трлн тенге;
▪️ чистая прибыль достигла 904 млрд тенге. Это почти вдвое больше чистой прибыли, чем годом ранее.

🔥 При этом нефтедобыча на долю КМГ снизилась почти на 4,6% из-за проблем на Тенгизе и на КТК.
💵 Более того укрепление нацвалюты также сдерживало прибыль компании.

Несмотря на данные факторы рентабельность компании заметно улучшилась:
▪️ чистая рентабельность выросла с 11,9% до 16,2%. Иными словами, на каждые 100 тенге выручки КМГ получил более 16 тенге чистой прибыли против примерно 12 тенге годом ранее.

💳 Одним из факторов роста финансовых результатов стало увеличение цен на нефть на 28,4%: с $72 до $92 за баррель. При этом чистая прибыль увеличилась на 69%.

Однако объяснять весь рост прибыли исключительно нефтяными котировками было бы неправильно. Операционная EBITDA КМГ без учета доли в прибыли совместных предприятий увеличилась примерно на 49% — с $1,55 млрд до $2,3 млрд. При этом рост был зафиксирован во всех ключевых сегментах:
▪️ в добыче операционная EBITDA выросла с $1,11 млрд до $1,6 млрд;
▪️ в транспортировке — со $121 млн до $158 млн;
▪️ в переработке — с $355 млн до $441 млн.

Это означает, что КМГ сумел конвертировать высокие цены на нефть в прибыль значительно эффективнее, удерживая рост производственных и административных расходов ниже роста доходов.

При этом стоить отметить, что в 2025 году цена на нефть была на 15% ниже чем в 2024 году и тем не менее компания все равно показала устойчивые финансовые результаты и выплатила рекордный объем дивидендов.

Таким образом, первое полугодие 2026 года стало для КМГ одним из наиболее прибыльных периодов. Компания повысила маржинальность, сдержала рост операционных и административных расходов и увеличила денежный поток.

🔵 Россия направляет нефть Казахстана в Новороссийск, высвобождая место своему сырью на Балтике

Изменение логистики происходит на фоне стремления Москвы увеличить экспорт нефти через балтийские порты Приморск и Усть-Луга в условиях возросших ​рисков для танкеров с ​российской нефтью на Чёрном ​море. Как минимум два танкера с казахстанской нефтью KEBCO, погрузка которых была запланирована ​в Усть-Луге в конце августа, были перенаправлены в Новороссийск (порт Шесхарис).

Со слов Reuters, в сентябре весь объем казахстанской нефти, который ранее ​отгружался через Усть-Лугу, как ожидается, будет направлен в Новороссийск, а поставки ‌KEBCO из балтийского порта пока не планируются. Такой шаг высвободит около 400 тыс тонн экспортных мощностей в месяц (примерно 100 тыс баррелей в ​сутки) в Усть-Луге ​для отгрузки российского ‌сырья.

Российские грузоотправители испытывают трудности с поиском судов для перевозки нефти из ​черноморских портов из-за повышенных рисков безопасности, поскольку ряд судовладельцев отказывается работать с российскими грузами в регионе. Риски для перевозчиков казахстанской нефти ниже, что облегчает поиск танкеров.

@NRG_monitor

◾️ Qarmet впервые внедряет сухое обогащение угля в Карагандинском бассейне

На шахте Шахтинская строится первый в Карагандинском угольном бассейне комплекс сухого обогащения угля производительностью около 300 тонн в час, что позволит отделять часть породы непосредственно на месте добычи - до отправки сырья на Центральную обогатительную фабрику.

Сегодня вместе с углем из шахты на поверхность поднимается значительный объем пустой породы. Ее приходится перевозить до обогатительной фабрики, где происходит окончательное разделение сырья. Таким образом, транспортная и производственная инфраструктура затрачивает ресурсы не только на уголь, но и на бесполезную породу.

С вводом нового комплекса первый этап обогащения будет перенесен непосредственно на шахту. На дальнейшую переработку отправится уже предварительно очищенный уголь, а отделенная порода останется в отвале на месте добычи.

Это должно сократить объем лишних перевозок, уменьшить нагрузку на обогатительное оборудование и высвободить часть мощности фабрики Восточная для переработки более качественного сырья.

Обогащение без воды и химических реагентов
В основе проекта лежит технология сухой воздушной сепарации. Разделение угля и породы производится с помощью воздушного потока - без применения воды и химических реагентов.
Технологическая цепочка выглядит следующим образом:
➡️ добытый уголь поступает в завальную яму;
➡️ проходит дробление и направляется в сепаратор
➡️ после разделения очищенный уголь отправляется на последующую переработку, а извлеченная порода - в отвал.

Отказ от воды позволяет избежать образования шламов и производственных сточных вод. Для угольной отрасли это важно как с экологической, так и с экономической точки зрения: сокращаются затраты на водоснабжение, очистку стоков и обращение с отходами мокрого обогащения.

Однако Qarmet пока не раскрывает стоимость строительства комплекса, ожидаемое снижение себестоимости продукции, объем извлекаемой породы и срок окупаемости проекта.
Если технология подтвердит заявленную эффективность, Qarmet сможет сократить перемещение пустой породы по всей производственной цепочке и повысить полезную загрузку транспортной и обогатительной инфраструктуры.

Qarmet планирует построить комплексы сухого обогащения на четырех шахтах:
Шахтинская, Казахстанская, Абайская и имени Т. Кузембаева.

На площадке шахты Шахтинская уже смонтированы каркасы дробильной установки и здания сухого обогащения. Собраны пять технологических галерей, установлены дробилка, сепаратор, трансформатор и диспетчерский центр, который станет единым пунктом управления комплексом.

Продолжается монтаж конвейерного оборудования. Следующими этапами станут прокладка трубопроводов и инженерных систем, устройство наружных сетей, завершение кровельных работ и обшивка зданий.

Проект сухого обогащения является частью более широкой модернизации угольного дивизиона Qarmet. Компания обновляет шахтное оборудование, развивает автоматизацию и стремится повысить качество угольного сырья.

⚛️ Как повлияло увеличение НДПИ на 50% (с 6% до 9%) на уранодобывающие компании Казахстана?

По итогам 2025 года чистая прибыль уранодобывающих компаний Казахстана составила 1,34 трлн тенге при средней рентабельности 49%.
В 2024 году общая чистая прибыль составила 1,4 трлн тенге при рентабельности 60%.

Напомним, с 1 января 2025 года для уранодобывающей отрасли был увеличен НДПИ с 6 до 9%.

Как это видно, увеличение НДПИ не сильно повлияло на рентабельности компаний.

Более того, укрепление курса тенге также сказалось на рентабельности компаний: выручка в валюте, а расходы в тенге.

В очень комфортных условиях работают уранодобытчики, однако.

@NRG_monitor

☢️ Президент Узбекистана Шавкат Мирзиёев по секрету сообщил о строительстве второй АЭС в Узбекистане

Пока не раскрываются предполагаемое место строительства второй АЭС, её мощность и сроки реализации проекта.

Первая АЭС Росатом предусматривает четыре энергоблока на одной площадке: два с реакторами ВВЭР-1000 мощностью по 1 ГВт и два малых модульных реактора РИТМ-200Н по 55 МВт. Базовая стоимость проекта оценивается не более чем в $9,5 млрд. Общая годовая выработка электроэнергии — до 17 млрд кВт⋅ч.

В Казахстане Росатом строит АЭС с двумя энергоблоками ВВЭР-1200 за $15 млрд выработкой до 18 млрд кВт⋅ч.

📱 КМГ готов досрочно погасить бумаги на сумму до $500 млн по еврооблигациям со ставкой 5,375%

При текущем сильном тенге (460 к доллару США) - это отличное решение (в октябре 2025 года курс достигал 545 тенге к доллару).

Досрочное (частичное) погашение напомнил случай, когда КМГ досрочно погасил кредит в 40 млрд рублей перед ВТБ Банком:
▪️ в конце 2021 года брали у ВТБ Банка 38 млрд рублей (ключевая ставка ЦБ РФ + 2,25%) в целях рефинансирования китайского займа Атырауского НПЗ;
▪️ после военного конфликта в 2022 году ключевая ставка ЦБ РФ выросла до 18%, тенге к рублю ослаб до 6,5;
▪️ в конце 2023 года при курсе 5 тенге к рублю КМГ полностью погасил долг перед ВТБ Банком.

Сейчас для КМГ доступны долгосрочные бумаги в китайских юанях с низкой ставкой (в декабре 2025 года КМГ разместил дебютные пятилетние облигации на сумму 1,25 млрд юаней со ставкой 2,95%). Теперь КМГ планирует разместить 10-летние бумаги в юанях.

@NRG_monitor: при возможности было бы разумным рефинансировать долларовый кредит завода KPI на $1,9 млрд перед China Development Bank при ставке 5,8% (пока курс 460 тенге к доллару) в юани с низкой ставкой.

🔥 В 2025 году 66% добытого Карачанакского газа было закачано обратно в пласт

При этом поставки сырого газа на Оренбургский ГПЗ были снижены на 12,3%.
Из-за проблем в текущем году (ограничение КТК, капремонт, атака на ОГПЗ) поставки сырого газа в ОГПЗ еще больше снизятся. А это напрямую повлияет на поставку товарного (очищенного) газа на внутренний рынок Казахстана. Следовательно QazaqGaz будет вынужден больше импортировать российский газ.

При этом из-за роста газового фактора на месторождении Карачаганак добыча газа увеличивается опережающим темпом к газовому балансу Минэнерго.

Очень важно ускорять строительство собственного ГПЗ, иначе акционерам придется строить уже 7-ой компрессор по закачке газа обратно в пласт.

И так Карачаганский проект удерживает мировой рекорд по обратной закачке газа.

Наверное будет уместно вспомнить Правила рационального использования недр Казахстана, когда любое месторождение должно эксплуатироваться рационально.

Проект ПБР Тенгиза был изначально запроектирован на дополнительные 12 млн тонн нефти в год или 260 тыс баррелей в сутки. Но буквально глава Chevron Майк Вирт на квартальном отчете с гордостью заявил об увеличении мощностей завода ПБР на 23%:
"Мы с полной уверенностью можем сказать сегодня, что нам удалось успешно увеличить проектную мощность завода 3GP, или завода третьего поколения, с первоначальных 260 000 до 320 000 баррелей нефти в сутки".

Позиция инвесторов ясна - отбить вложенные в ПБР $48 млрд быстрее до окончания концессии в 2033 году. Но увеличение мощностей ПБР на 23% даст дополнительную добычу в 153 млн баррелей или 19,5 млн тонн до конца 2033 года.

⚠️ Главный вопрос - была ли это дополнительная добыча утверждена на ЦКР Минэнерго?

Не ухудшим ли мы состояние Тенгиза ради дополнительной добычи?

Почему нельзя бесконтрольно наращивать добычу
Нефтяной пласт - не подземная цистерна, из которой можно просто быстрее выкачать нефть. Это сложная система породы, нефти, воды и газа, находящихся под давлением. Именно энергия пласта перемещает нефть к скважинам.
Если отбирать нефть быстрее, чем пласт успевает компенсировать потерю давления, возникают несколько проблем.
Когда давление опускается ниже давления насыщения, растворенный в нефти газ начинает выделяться непосредственно в пласте. Газ быстро движется к скважинам, а нефть теряет подвижность. А ведь весь добытый с ПБР газ будет закачиваться обратно в пласт!
В результате растет газовый фактор, скважины начинают производить все больше газа и все меньше нефти. Значительная часть нефти может остаться в породе навсегда.

Пиковая добыча и конечная нефтеотдача - разные показатели
Главный показатель эффективности разработки - не максимальная добыча за один год, а коэффициент извлечения нефти и общий объем, который будет добыт за десятилетия.
➡️ Условный пример: в залежи находится 1 млрд тонн нефти.
▪️ при форсированной разработке можно быстро выйти на пик, но извлечь только 350 млн тонн;
▪️ при управляемом отборе, поддержании давления и правильной закачке - 450 млн тонн.
Разница составляет 100 млн тонн нефти. При цене $500 за тонну это около $50 млрд потенциальной выручки, потерянной ради краткосрочного увеличения добычи.

И для вот таких задач и нужны Правила рационального использования недр - ради баланса между коммерческими интересами оператора и долгосрочными интересами государства. Недропользователь может быть заинтересован в ускоренной монетизации запасов, особенно перед завершением контракта. Государству же важно сохранить максимальный объем извлекаемых ресурсов, будущие налоги, рабочие места и стабильность нефтедобычи.

Как мне известно, через несколько десятков лет Тенгиз перейдет на механическую нефтедобычу с закачкой воды (Технологическая схема 10-С). Возможно это произойдет раньше. Возможно я ошибаюсь. В идеале при Минэнерго должна быть гидродинамическая модель развития всех крупных месторождений для отслеживания проектных показателей. Такую модель не встречал (есть у КМГ, но он тоже со-акционер ТШО).

Но ясно одно - инвесторам не следует пугать нас пиком нефтедобычи. Өзіміз сосын асықпай мұнай шәй ішеміз.