АХИЛЛЕСОВА ПЯТА КАШАГАНА
Казахстан не намерен пересматривать основные подходы к экспорту нефти из-за атак на инфраструктуру Каспийского трубопроводного консорциума и логистических сложностей в Чёрном море. Об этом министерство энергетики РК сообщило ТАСС. Профильное ведомство считает, что ситуация с танкерным флотом, страхованием и фрахтом в Чёрном море динамична, атаки на инфраструктуру КТК отслеживаются, однако имеющиеся вопросы логистики не рассматриваются как основание для изменения принципиальных подходов к экспорту нефти.
Окей. Здесь интересен другой момент. О каком сроке мы сейчас говорим? Особенно на фоне текущих разбирательств вокруг Кашаганского проекта, потому что для него это ключевой момент. Будущее месторождения касается не только строящегося и планируемого ГПЗ, но и того, куда физически потечет нефть. Если «базовый маршрут не меняется», то фазы 2A, 2В и 2C упираются в пропускную способность трубопровода КТК. Это как раз тот случай, когда размер имеет значение.
КТК в 2025 году прокачал с трёх крупных казахстанских месторождений:
Мощность системы после устранения узких мест на казахстанском участке составляет около 72,5 млн т/год. План КТК на 2026 год не менее 72 млн т. Технически консорциум КТК говорит, что готов переваливать свыше 80 млн т, если позволяют погода, танкеры и исправность выносных причальных устройств. Кашаган почти целиком направляет нефть по этой трубе.
Сейчас Кашаганское месторождение работает в контуре Фазы 1. После запуска ГПЗ на 1 млрд м³ полка должна подойти примерно к 19 млн т/год. Дальше Фаза 2A, в случае запуска ГПЗ на 2,5 млрд кубм. Это примерно 23 млн т в год добычи нефти. Еще дальше Фаза 2B с добычей на уровне 32–33 млн т/год. И вишенка на торте Фаза 2C с уровнем добычи почти 42 млн т/год. Если разделить по срокам ввода в эксплуатацию, то получаем к 2027 году 18,6 млн тонн, к 2029 году 23 млн тонн и к началу 2040 почти 42 млн тонн нефти в год.
Тенгиз после запуска ПБР вышел на новую полку. Добыча в 2025 году составила 39 млн т, цель на 2026-й до 40 млн т. Карачаганак держит жидкие углеводороды около 11–12 млн т/год, в КТК стабильно отдаёт 9–10 млн т. Рост там не планируется, задача удержать полку. Сложим три гиганта при разных полках Кашагана.
• Сценарий 1. Кашаган остаётся на 17–18 млн т.
40 + 11 + 18 = 69 млн т с трёх месторождений плюс прочие НДО. Система может принимать объемы нефти.
• Сценарий 2. Фаза 2A, Кашаган 23 млн т.
40 + 11 + 23 = 74 млн т только с трёх месторождений. Это уже выше лимита казахстанского участка КТК, но при прочих разных условиях проход возможен, но запас исчезает.
• Сценарий 3. Фаза 2B, Кашаган 33 млн т.
40 + 11 + 33 = 84 млн т. Это выше даже полного системного потолка 81 млн тонн при условии, что Тенгиз ещё на пике. 2B в КТК не помещается без одного из трёх событий: падение Тенгиза, новое расширение трубы или увод 8–12 млн т на другие маршруты.
• Сценарий 4. Фаза 2C, Кашаган 42 млн т.
40 + 11 + 42 = 93 млн т.🔔 В нынешней конфигурации КТК не может прокачать такие объемы.
Что из этого следует для Кашагана? То, что Фазы 2А еще допустимый вариант разработки месторождения. А вот Фазы 2В и 2С без новой экспортной схемы не имеет смысла. Горизонт 2042 года совпадает с концом действующего СРП. Инвесторы это тоже видят.
Позиция «у КТК нет альтернативы» выгодна оператору Кашагана, потому что снимает с него политическое давление в дальнейшей разработке месторождения. И пока он остаётся единственным экспортным каналом, будущее Кашагана через призму данного нефтепровода выглядит не очень позитивно. Фаза 2A ещё может принести Казахстану дополнительные баррели и нефтедоллары. А вот Фазы 2B и 2C реализуемы только с проектом новой экспортной системы.
Казахстан не намерен пересматривать основные подходы к экспорту нефти из-за атак на инфраструктуру Каспийского трубопроводного консорциума и логистических сложностей в Чёрном море. Об этом министерство энергетики РК сообщило ТАСС. Профильное ведомство считает, что ситуация с танкерным флотом, страхованием и фрахтом в Чёрном море динамична, атаки на инфраструктуру КТК отслеживаются, однако имеющиеся вопросы логистики не рассматриваются как основание для изменения принципиальных подходов к экспорту нефти.
Окей. Здесь интересен другой момент. О каком сроке мы сейчас говорим? Особенно на фоне текущих разбирательств вокруг Кашаганского проекта, потому что для него это ключевой момент. Будущее месторождения касается не только строящегося и планируемого ГПЗ, но и того, куда физически потечет нефть. Если «базовый маршрут не меняется», то фазы 2A, 2В и 2C упираются в пропускную способность трубопровода КТК. Это как раз тот случай, когда размер имеет значение.
КТК в 2025 году прокачал с трёх крупных казахстанских месторождений:
- Тенгиз 36,6 млн т
- Кашаган 17,0 млн т
- Карачаганак 9,2 млн т
Итого 62,8 млн т.
Мощность системы после устранения узких мест на казахстанском участке составляет около 72,5 млн т/год. План КТК на 2026 год не менее 72 млн т. Технически консорциум КТК говорит, что готов переваливать свыше 80 млн т, если позволяют погода, танкеры и исправность выносных причальных устройств. Кашаган почти целиком направляет нефть по этой трубе.
Сейчас Кашаганское месторождение работает в контуре Фазы 1. После запуска ГПЗ на 1 млрд м³ полка должна подойти примерно к 19 млн т/год. Дальше Фаза 2A, в случае запуска ГПЗ на 2,5 млрд кубм. Это примерно 23 млн т в год добычи нефти. Еще дальше Фаза 2B с добычей на уровне 32–33 млн т/год. И вишенка на торте Фаза 2C с уровнем добычи почти 42 млн т/год. Если разделить по срокам ввода в эксплуатацию, то получаем к 2027 году 18,6 млн тонн, к 2029 году 23 млн тонн и к началу 2040 почти 42 млн тонн нефти в год.
Тенгиз после запуска ПБР вышел на новую полку. Добыча в 2025 году составила 39 млн т, цель на 2026-й до 40 млн т. Карачаганак держит жидкие углеводороды около 11–12 млн т/год, в КТК стабильно отдаёт 9–10 млн т. Рост там не планируется, задача удержать полку. Сложим три гиганта при разных полках Кашагана.
• Сценарий 1. Кашаган остаётся на 17–18 млн т.
40 + 11 + 18 = 69 млн т с трёх месторождений плюс прочие НДО. Система может принимать объемы нефти.
• Сценарий 2. Фаза 2A, Кашаган 23 млн т.
40 + 11 + 23 = 74 млн т только с трёх месторождений. Это уже выше лимита казахстанского участка КТК, но при прочих разных условиях проход возможен, но запас исчезает.
• Сценарий 3. Фаза 2B, Кашаган 33 млн т.
40 + 11 + 33 = 84 млн т. Это выше даже полного системного потолка 81 млн тонн при условии, что Тенгиз ещё на пике. 2B в КТК не помещается без одного из трёх событий: падение Тенгиза, новое расширение трубы или увод 8–12 млн т на другие маршруты.
• Сценарий 4. Фаза 2C, Кашаган 42 млн т.
40 + 11 + 42 = 93 млн т.
Что из этого следует для Кашагана? То, что Фазы 2А еще допустимый вариант разработки месторождения. А вот Фазы 2В и 2С без новой экспортной схемы не имеет смысла. Горизонт 2042 года совпадает с концом действующего СРП. Инвесторы это тоже видят.
Позиция «у КТК нет альтернативы» выгодна оператору Кашагана, потому что снимает с него политическое давление в дальнейшей разработке месторождения. И пока он остаётся единственным экспортным каналом, будущее Кашагана через призму данного нефтепровода выглядит не очень позитивно. Фаза 2A ещё может принести Казахстану дополнительные баррели и нефтедоллары. А вот Фазы 2B и 2C реализуемы только с проектом новой экспортной системы.
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
Forwarded from Нефть и Газ Казахстана. Факты и комментарии
🔥 Факт. Украинские дроны поразили два ГПЗ в непосредственной близости от «Ямальского креста»
Комментарий. «Ямальский крест» – это место пересечения 17 (!) российских газопроводов высокого давления в Ямало-Ненецком автономном округе, географически он расположен между Новым Уренгоем и Надымом. Этот объект неофициально называют «иглой Кощея» российской газовой системы. Через «Ямальский крест» транзитируется, по разным оценкам, от 80% до 85% всего добываемого в России газа, который обеспечивает как внутреннее снабжение России, так и экспортные поставки.
⚡️ Вчера украинские беспилотники преодолели расстояние более 3000 км от линии фронта и поразили два гиганта газоконденсатной промышленности РФ: Новоуренгойский и Пуровский заводы на Ямале. Если ставки будут повышаться, не исключено, что следующий удар придется по «Ямальскому кресту». Экономисты и аналитики описывают потенциальный выход узла из строя как масштабный системный кризис:
🔴 остановка добычи: мгновенное прекращение транспортировки газа с ключевых месторождений Ямала и Западной Сибири, в том числе в Центральную Азию и в Казахстан.
🔴 энергетический коллапс: перебои с электроэнергией и теплом в регионах, зависящих от газовой генерации – а это практически вся европейская часть РФ.
🔴 топливный и промышленный кризис: остановка предприятий, завязанных на непрерывный цикл газоснабжения и сырьевую базу.
Подписка на ежедневные новости нефтегазовой отрасли Казахстана: https://t.me/oilgazKZ
Комментарий. «Ямальский крест» – это место пересечения 17 (!) российских газопроводов высокого давления в Ямало-Ненецком автономном округе, географически он расположен между Новым Уренгоем и Надымом. Этот объект неофициально называют «иглой Кощея» российской газовой системы. Через «Ямальский крест» транзитируется, по разным оценкам, от 80% до 85% всего добываемого в России газа, который обеспечивает как внутреннее снабжение России, так и экспортные поставки.
Подписка на ежедневные новости нефтегазовой отрасли Казахстана: https://t.me/oilgazKZ
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
Forwarded from RUPEC
Российские и китайские цены на полиэтилен будут сближаться
Компания Arthur consulting ("Артур консалтинг") спрогнозировала снижение реальных цен на полиэтилен (без учета общей инфляции) в России к 2030 году на 12–30% (с 1100$ до 775–970$ за тонну). К таким выводам аналитики пришли в исследовании "Долгосрочный прогноз цен на полиэтилен в России".
При этом, по мнению исследователей, будет сокращаться спред между российской и китайской ценой на ПЭ. В данном случае речь идет о ценах на внутренних рынках стран, так как за счет пошлин и транспортных расходов китайский ПЭ в России в конечном итоге обходится дороже российского.
По-мнению исследователей, ввод новых мощностей по производству ПЭ в России не повлияет на цены в среднесрочной и долгосрочной перспективах, несмотря на увеличение предложения. Гораздо большее влияние на них оказывает фактор цен в Китае, как в стране-лидере мирового рынка.
Новости RUPEC в MAX
Компания Arthur consulting ("Артур консалтинг") спрогнозировала снижение реальных цен на полиэтилен (без учета общей инфляции) в России к 2030 году на 12–30% (с 1100$ до 775–970$ за тонну). К таким выводам аналитики пришли в исследовании "Долгосрочный прогноз цен на полиэтилен в России".
При этом, по мнению исследователей, будет сокращаться спред между российской и китайской ценой на ПЭ. В данном случае речь идет о ценах на внутренних рынках стран, так как за счет пошлин и транспортных расходов китайский ПЭ в России в конечном итоге обходится дороже российского.
По-мнению исследователей, ввод новых мощностей по производству ПЭ в России не повлияет на цены в среднесрочной и долгосрочной перспективах, несмотря на увеличение предложения. Гораздо большее влияние на них оказывает фактор цен в Китае, как в стране-лидере мирового рынка.
Новости RUPEC в MAX
САЛЕМ, ТОНИ!
Завтра выступаю на всемирной конференции GasTech в Бангкоке. Расскажу о том как изменился внешний контур и какие перспективы развития у газовой отрасли Центральной Азии в рамках моей экспертизы в The Global Gas Centre. Заодно передам Тони Блэйру привет. Все-таки был у него опыт работы на Казахстан. В общем, не чужой человек уже...
Завтра выступаю на всемирной конференции GasTech в Бангкоке. Расскажу о том как изменился внешний контур и какие перспективы развития у газовой отрасли Центральной Азии в рамках моей экспертизы в The Global Gas Centre. Заодно передам Тони Блэйру привет. Все-таки был у него опыт работы на Казахстан. В общем, не чужой человек уже...
ОТКУДА У ХУСИТОВ БЕНЗИН? (часть 1)
Все сегодня наблюдают за тем, как хуситы влияют на энергетические рынки. Атакуют нефтяную инфраструктуру и суда, повышают страховые ставки и заставляют мировую торговлю искать обходные маршруты. Но больший интерес вызывает вопрос а откуда сами хуситы получают энергоресурсы? Любое крупное сухопутное наступление, захват и удержание территории требуют огромного количества топлива. Колонны пикапов, грузовики, бронетехника, генераторы, логистика, перевозка боеприпасов всё это невозможно без устойчивого снабжения дизельным топливом и бензином. Здесь можно наблюдать, что у хуситов сформировался свой энергетический баланс.
Когда-то Йемен добывал более 440 тысяч баррелей нефти в сутки и экспортировал СПГ на международный рынок. Пик нефтедобычи пришёлся на начало 2000-х годов. Однако война, истощение старых месторождений, разрушение инфраструктуры и прекращение инвестиций практически уничтожили отрасль. В 2024 году добыча оценивалась всего примерно в 15–19 тысяч баррелей в сутки, а экспорт СПГ с завода в Балхафе прекратился ещё в 2015 году. Главные нефтегазовые районы страны (Масила в Хадрамауте, Мариб и Шабва) долгое время оставались вне устойчивого контроля хуситов. Особенно важной была битва за Мариб, где захват этой провинции дал бы хуситам доступ к месторождениям, небольшому НПЗ и ключевой энергетической инфраструктуре. Но добиться этой цели им так и не удалось.
При этом хуситы контролировали порты Ходейда, Салиф и нефтяной терминал Рас-Иса на Красном море. Сам Рас-Иса находится в конце трубопровода, идущего из Мариба, но внутренний участок и ресурсная база остались по другую сторону фронта. Получилась парадоксальная конструкция, когда у хуситов есть порты и терминалы, но нет собственной значительной нефтедобычи и полноценной нефтепереработки. Поэтому контролируемые ими районы критически зависят от импорта нефтепродуктов.
Все сегодня наблюдают за тем, как хуситы влияют на энергетические рынки. Атакуют нефтяную инфраструктуру и суда, повышают страховые ставки и заставляют мировую торговлю искать обходные маршруты. Но больший интерес вызывает вопрос а откуда сами хуситы получают энергоресурсы? Любое крупное сухопутное наступление, захват и удержание территории требуют огромного количества топлива. Колонны пикапов, грузовики, бронетехника, генераторы, логистика, перевозка боеприпасов всё это невозможно без устойчивого снабжения дизельным топливом и бензином. Здесь можно наблюдать, что у хуситов сформировался свой энергетический баланс.
Когда-то Йемен добывал более 440 тысяч баррелей нефти в сутки и экспортировал СПГ на международный рынок. Пик нефтедобычи пришёлся на начало 2000-х годов. Однако война, истощение старых месторождений, разрушение инфраструктуры и прекращение инвестиций практически уничтожили отрасль. В 2024 году добыча оценивалась всего примерно в 15–19 тысяч баррелей в сутки, а экспорт СПГ с завода в Балхафе прекратился ещё в 2015 году. Главные нефтегазовые районы страны (Масила в Хадрамауте, Мариб и Шабва) долгое время оставались вне устойчивого контроля хуситов. Особенно важной была битва за Мариб, где захват этой провинции дал бы хуситам доступ к месторождениям, небольшому НПЗ и ключевой энергетической инфраструктуре. Но добиться этой цели им так и не удалось.
При этом хуситы контролировали порты Ходейда, Салиф и нефтяной терминал Рас-Иса на Красном море. Сам Рас-Иса находится в конце трубопровода, идущего из Мариба, но внутренний участок и ресурсная база остались по другую сторону фронта. Получилась парадоксальная конструкция, когда у хуситов есть порты и терминалы, но нет собственной значительной нефтедобычи и полноценной нефтепереработки. Поэтому контролируемые ими районы критически зависят от импорта нефтепродуктов.
ОТКУДА У ХУСИТОВ БЕНЗИН? (часть 2)
Часть топлива поступала через обычных региональных трейдеров, часть через непрозрачные схемы, связанные с Ираном, подставными компаниями, подменой документов и судами, попавшими под санкции. Утверждать, что всё или даже большая часть топлива физически приходит непосредственно из Ирана, было бы неправильно. Однако участие иранских поставщиков и связанных с Корпусом стражей исламской революции торговых сетей достоверно задокументировано.
Главное здесь, что хуситы превратили зависимость населения от импортного топлива в один из основных источников финансирования своей власти. По оценкам экспертной группы ООН, в 2022–2024 годах хуситы могли получить около $4 млрд только за счёт таможенных платежей на импортируемое топливо. С учётом дополнительных сборов, торговых надбавок и прибыли подконтрольных компаний совокупный доход топливного сектора оценивался примерно в $5,5 млрд. Таким образом, импорт топлива для хуситов это одновременно источник энергии, инструмент контроля над населением и механизм финансирования военной хунты. Именно поэтому порты, нефтехранилища, терминалы и энергетическая инфраструктура стали целями израильских и американских ударов. Израиль объяснял атаки ответом на обстрелы и использованием портов для получения иранского оружия. США заявляли о намерении лишить хуситов доходов от нефтепродуктов. Но в действительности удары затрагивали всю систему снабжения.
Есть и вторая сторона этой энергетической модели, а именно электричество. После 2015 года централизованная энергосистема Йемена во многих районах фактически перестала обеспечивать население стабильным электричеством. Сначала домохозяйства и предприятия перешли на дизельные генераторы. Но топливо было дорогим и дефицитным, поэтому начался стихийный переход на солнечные панели и аккумуляторы. По данным исследований, проведённых при поддержке Всемирного банка, уже в 2016–2017 годах солнечные системы использовали до половины сельских и до 75% городских домохозяйств. Масштаб произошедшей трансформации хорошо виден. Если посмотреть на фотографии и спутниковые снимки Саны, можно увидеть крыши, покрытые солнечными панелями и резервуарами для воды.
В итоге получаем, что децентрализованную энергетику создали сами йеменские семьи и предприниматели как способ выживания в условиях разрушенной сети, дорогого дизельного топлива и многолетней войны. В итоге на территории, контролируемой хуситами, сформировалась крайне необычная двухуровневая энергетическая система. Импортное топливо обеспечивает военных, транспорт и генераторы, а также приносит руководству движения миллиарды долларов. Солнечная энергия поддерживает повседневную жизнь населения, небольшие предприятия, связь, водоснабжение и часть гражданской экономики.
Это один из наиболее наглядных примеров новой энергетической модели, когда санкции уже не гарантируют изоляции, а децентрализованная энергетика позволяет обществу сохранять жизнеспособность даже после разрушения государства и инфраструктуры.
Часть топлива поступала через обычных региональных трейдеров, часть через непрозрачные схемы, связанные с Ираном, подставными компаниями, подменой документов и судами, попавшими под санкции. Утверждать, что всё или даже большая часть топлива физически приходит непосредственно из Ирана, было бы неправильно. Однако участие иранских поставщиков и связанных с Корпусом стражей исламской революции торговых сетей достоверно задокументировано.
Главное здесь, что хуситы превратили зависимость населения от импортного топлива в один из основных источников финансирования своей власти. По оценкам экспертной группы ООН, в 2022–2024 годах хуситы могли получить около $4 млрд только за счёт таможенных платежей на импортируемое топливо. С учётом дополнительных сборов, торговых надбавок и прибыли подконтрольных компаний совокупный доход топливного сектора оценивался примерно в $5,5 млрд. Таким образом, импорт топлива для хуситов это одновременно источник энергии, инструмент контроля над населением и механизм финансирования военной хунты. Именно поэтому порты, нефтехранилища, терминалы и энергетическая инфраструктура стали целями израильских и американских ударов. Израиль объяснял атаки ответом на обстрелы и использованием портов для получения иранского оружия. США заявляли о намерении лишить хуситов доходов от нефтепродуктов. Но в действительности удары затрагивали всю систему снабжения.
Есть и вторая сторона этой энергетической модели, а именно электричество. После 2015 года централизованная энергосистема Йемена во многих районах фактически перестала обеспечивать население стабильным электричеством. Сначала домохозяйства и предприятия перешли на дизельные генераторы. Но топливо было дорогим и дефицитным, поэтому начался стихийный переход на солнечные панели и аккумуляторы. По данным исследований, проведённых при поддержке Всемирного банка, уже в 2016–2017 годах солнечные системы использовали до половины сельских и до 75% городских домохозяйств. Масштаб произошедшей трансформации хорошо виден. Если посмотреть на фотографии и спутниковые снимки Саны, можно увидеть крыши, покрытые солнечными панелями и резервуарами для воды.
В итоге получаем, что децентрализованную энергетику создали сами йеменские семьи и предприниматели как способ выживания в условиях разрушенной сети, дорогого дизельного топлива и многолетней войны. В итоге на территории, контролируемой хуситами, сформировалась крайне необычная двухуровневая энергетическая система. Импортное топливо обеспечивает военных, транспорт и генераторы, а также приносит руководству движения миллиарды долларов. Солнечная энергия поддерживает повседневную жизнь населения, небольшие предприятия, связь, водоснабжение и часть гражданской экономики.
Это один из наиболее наглядных примеров новой энергетической модели, когда санкции уже не гарантируют изоляции, а децентрализованная энергетика позволяет обществу сохранять жизнеспособность даже после разрушения государства и инфраструктуры.
2026.09.15. Отраслевой дайджест №5.pdf
3.9 MB
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
Forwarded from Нефть и Газ Казахстана. Факты и комментарии
💰Факт. Изъятие 95% дополнительной маржи нефтедобывающих компаний, появившейся после либерализации цен на ГСМ, в виде акциза (если оно случится) будет означать, что реальной целью реформы был не переход к рыночной модели топливного рынка, а банальное пополнение бюджета за счет автомобилистов.
⛽️ Комментарий. Отказавшись в феврале 2025 года от госрегулирования цен на ГСМ, правительство декларировало готовность сделать поставки нефти на НПЗ экономически выгодными для добывающих компаний. Предполагалось, что это поможет устранить хронический дефицит топлива и одновременно создаст условия для инвестиций в нефтепереработку. Минуло менее года – и в декабре 2025-го правительство ввело дополнительный акциз в размере 50% от возникшей маржи ресурсодержателей. Теперь планируется забирать уже 95% (проект нового постановления правительства).
📈 Что это означает на практике?
– говорится в коллективном обращении нефтедобывающих компаний к правительству.
◾️ Но важно понимать: в первую очередь это означает недополученные доходы нефтедобывающих компаний, поставляющих сырье на внутренний рынок. В числе тех, кто столкнется с этим эффектом, будет и нацкомпания «КазМунайГаз» – один из крупнейших поставщиков нефти для казахстанских НПЗ. Помимо этого, возникает еще более серьезная проблема – инвестиционный климат в нефтянке. Когда правила игры кардинально меняются в течение года, а возникший у производителя экономический эффект сначала признаётся рыночным, а затем изымается государством почти полностью, инвестиционные риски возрастают. Для компаний это означает меньшую предсказуемость денежных потоков и, соответственно, меньше стимулов вкладываться в разведку и добычу.
❗️И здесь Казахстан действительно оказывается на распутье. Вопрос уже не только в налоговой конструкции, а в том, какую экономическую модель страна выбирает для своей нефтянки. С одной стороны, государство ставит перед отраслью амбициозную задачу – резко нарастить переработку. До 2040 года планируется увеличить мощности всех трех НПЗ и построить 4-й завод, доведя суммарные мощности примерно с 18,4 млн до 39 млн тонн нефти в год. Но где взять такие объемы сырья, если его поставки на НПЗ будут балансировать на грани рентабельности или становиться убыточными? За счет чего инвестировать в добычу, геологоразведку и разработку новых запасов, в том числе компаниям, работающим на зрелых месторождениях Актюбинской и Кызылординской областей, если государство обязывает их до 85% добытой нефти направлять на НПЗ, а затем собирается изымать до 95% возникающей маржи?
▪️Чтобы загрузить новые мощности, нужно инвестировать в добычу и воспроизводство ресурсной базы. И если государство директивно обязывает нефтяников ставить сырьё на НПЗ и одновременно сокращает экономическую отдачу от этих поставок, оно фактически повышает инвестиционные риски в самой отрасли, которая должна обеспечить сырьем будущую переработку.
‼️ Сама идея либерализации предполагает несколько большее, чем просто новые ценники на АЗС. Игроки рынка должны получить возможность работать в условиях, где рыночная цена формирует экономический результат, позволяющий развивать бизнес. Если же практически вся дополнительная маржа возвращается государству через акцизы и налоги, возникает закономерный вопрос: насколько такая система вообще соответствует логике либерализации?
Подписка на ежедневные новости нефтегазовой отрасли Казахстана: https://t.me/oilgazKZ
📈 Что это означает на практике?
«При повышении ставки до 95% и сохранении текущего темпа роста цены (+4/+6 тенге за литр в месяц) дополнительный акциз возрастает вдвое и составляет 30 358 тенге/тн, в результате чего формируется убыток. На примере АНПЗ убыток на тонну составит 33 472 тг»,
– говорится в коллективном обращении нефтедобывающих компаний к правительству.
❗️И здесь Казахстан действительно оказывается на распутье. Вопрос уже не только в налоговой конструкции, а в том, какую экономическую модель страна выбирает для своей нефтянки. С одной стороны, государство ставит перед отраслью амбициозную задачу – резко нарастить переработку. До 2040 года планируется увеличить мощности всех трех НПЗ и построить 4-й завод, доведя суммарные мощности примерно с 18,4 млн до 39 млн тонн нефти в год. Но где взять такие объемы сырья, если его поставки на НПЗ будут балансировать на грани рентабельности или становиться убыточными? За счет чего инвестировать в добычу, геологоразведку и разработку новых запасов, в том числе компаниям, работающим на зрелых месторождениях Актюбинской и Кызылординской областей, если государство обязывает их до 85% добытой нефти направлять на НПЗ, а затем собирается изымать до 95% возникающей маржи?
▪️Чтобы загрузить новые мощности, нужно инвестировать в добычу и воспроизводство ресурсной базы. И если государство директивно обязывает нефтяников ставить сырьё на НПЗ и одновременно сокращает экономическую отдачу от этих поставок, оно фактически повышает инвестиционные риски в самой отрасли, которая должна обеспечить сырьем будущую переработку.
‼️ Сама идея либерализации предполагает несколько большее, чем просто новые ценники на АЗС. Игроки рынка должны получить возможность работать в условиях, где рыночная цена формирует экономический результат, позволяющий развивать бизнес. Если же практически вся дополнительная маржа возвращается государству через акцизы и налоги, возникает закономерный вопрос: насколько такая система вообще соответствует логике либерализации?
Подписка на ежедневные новости нефтегазовой отрасли Казахстана: https://t.me/oilgazKZ
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
МЕНЯЙ МЫШЛЕНИЕ - БУДЕТ АЛЬТЕРНАТИВА
Пару цитат из интервью:
Пару цитат из интервью:
Это проблема не только самого Казахстана, но и тех компаний, которые участвуют в этом проекте. Я имею в виду КТК. Там есть ExxonMobil, Chevron и Eni. Все компании должны были учитывать риски и с их учётом проводить свою работу, чтобы иметь альтернативный путь. Если гипотетически КТК может перестать работать как трубопроводная система, мы вообще можем встать, и это очень негативно повлияет на добычу.
Там нужна другая логика, там нужно считать не экономическую целесообразность, а какие будут потери, если мы не будем реализовывать этот проект.
YouTube
Казахстан ищет альтернативные маршруты для экспорта нефти
Казахстан ищет альтернативные маршруты для экспорта нефти. Более 80% сырья сегодня проходит через Каспийский трубопроводный консорциум, и перебои в его работе уже заставляют пересматривать планы по добыче. Насколько страна готова к возможным ограничениям…
𝗣𝗔𝗖𝗘
САЛЕМ, ТОНИ! Завтра выступаю на всемирной конференции GasTech в Бангкоке. Расскажу о том как изменился внешний контур и какие перспективы развития у газовой отрасли Центральной Азии в рамках моей экспертизы в The Global Gas Centre. Заодно передам Тони Блэйру…
Поздравляю QazaqGaz с важным шагом!
По итогам встречи в Южной Корее состоялся обмен соглашениями между QazaqGaz, Hyundai Engineering и SICIM Kazakhstan о строительстве газоперерабатывающего завода в Западном Казахстане.
Новость пришлась очень кстати. Во время моего выступления на Gastech было что добавить о развитии газовой отрасли Казахстана. Строительство новых ГПЗ и загрузка существующих мощностей помогут превратить растущую добычу сырого газа в реальные объёмы товарного газа.
Эта новость заинтересовала как представителей энергетического направления ООН, так и руководителей крупных мировых газовых компаний. Всех пригласил внимательнее посмотреть на Казахстан и инвестировать в развитие нашей газовой отрасли.
А вот Тони Блэра так и не увидел. Как говорится: I am really sorry...
По итогам встречи в Южной Корее состоялся обмен соглашениями между QazaqGaz, Hyundai Engineering и SICIM Kazakhstan о строительстве газоперерабатывающего завода в Западном Казахстане.
Новость пришлась очень кстати. Во время моего выступления на Gastech было что добавить о развитии газовой отрасли Казахстана. Строительство новых ГПЗ и загрузка существующих мощностей помогут превратить растущую добычу сырого газа в реальные объёмы товарного газа.
Эта новость заинтересовала как представителей энергетического направления ООН, так и руководителей крупных мировых газовых компаний. Всех пригласил внимательнее посмотреть на Казахстан и инвестировать в развитие нашей газовой отрасли.
А вот Тони Блэра так и не увидел. Как говорится: I am really sorry...
#ИНСТАЛЯЦИЯ
Я бы предложил для полноты смысла добавить к символу нефтегазвовой отрасли еще и символ электроэнергетики.
Я бы предложил для полноты смысла добавить к символу нефтегазвовой отрасли еще и символ электроэнергетики.
НОВЫЕ ВЫЗОВЫ ДЛЯ СЕРЫ
Недавний пожар в Усть-Луге создаёт новые риски для казахстанского маршрута экспорта серы. Балтийский железнодорожный маршрут для экспорта казахстанской серы который открылся после снятия Россией запрета на транзит столкнулся с новым риском. Удар украинских беспилотников в начале сентября привёл к пожару и повреждению объектов портовой инфраструктуры.
Порт Усть-Луга остается одним из ключевых пунктов выхода казахстанской (особенно тенгизской) серы на международные рынки через Балтийское море. Предыдущие удары в марте и середине августа уже затрагивали портовые и перерабатывающие объекты. Сентябрьская атака только усиливает неопределённость в отношении сроков перевалки, даже если официально работа порта не остановлена.
При такой интенсивности даже небольшое ограничение пропускной способности порта способно быстро привести к скоплению вагонов, росту стоимости хранения и страхования, а также увеличению рисков исполнения экспортных контрактов.
Пока мы видим, что в Казахстане возникающие трудности в отрасли решаются в режиме "тушения пожаров". И что-то надо с этим делать...
https://t.me/pacedot/2546
Недавний пожар в Усть-Луге создаёт новые риски для казахстанского маршрута экспорта серы. Балтийский железнодорожный маршрут для экспорта казахстанской серы который открылся после снятия Россией запрета на транзит столкнулся с новым риском. Удар украинских беспилотников в начале сентября привёл к пожару и повреждению объектов портовой инфраструктуры.
Порт Усть-Луга остается одним из ключевых пунктов выхода казахстанской (особенно тенгизской) серы на международные рынки через Балтийское море. Предыдущие удары в марте и середине августа уже затрагивали портовые и перерабатывающие объекты. Сентябрьская атака только усиливает неопределённость в отношении сроков перевалки, даже если официально работа порта не остановлена.
При такой интенсивности даже небольшое ограничение пропускной способности порта способно быстро привести к скоплению вагонов, росту стоимости хранения и страхования, а также увеличению рисков исполнения экспортных контрактов.
Пока мы видим, что в Казахстане возникающие трудности в отрасли решаются в режиме "тушения пожаров". И что-то надо с этим делать...
https://t.me/pacedot/2546
Telegram
𝗣𝗔𝗖𝗘
СЕРНЫЕ ПРОБЛЕМЫ
Общий объем производства серы в Казахстане в предыдущие годы составлял порядка 4 млн тонн в год. С учетом роста добычи на Тенгизе после запуска Проекта будущего расширения (ПБР), в 2026 году производство серы в Казахстане, вероятно, вырастет…
Общий объем производства серы в Казахстане в предыдущие годы составлял порядка 4 млн тонн в год. С учетом роста добычи на Тенгизе после запуска Проекта будущего расширения (ПБР), в 2026 году производство серы в Казахстане, вероятно, вырастет…
Депутат, член фракции «Ақ жол» Ермеккали Юсупов обратился с официальным запросом к премьер-министру Олжасу Бектенову, заявив о проблемах в нефтехимической отрасли страны.
YouTube
В Мажилисе потребовали снизить цены на полипропилен для казахстанских предприятий
Сайт: https://azh.kz/ru
Instagram: https://www.instagram.com/azh.news/
Instagram: https://www.instagram.com/azh.news/
26 СКВАЖИН: СКОЛЬКО НЕФТИ ОНИ РЕАЛЬНО ДАДУТ?
Казмунайгаз планирует пробурить 26 поисково-разведочных скважин в 2026–2030 годах, но так сложилось в отрасли, что 26 разведочных скважин это не значит, что они все будут добывающими. Часть окажется сухой, часть обнаружит только непромышленные объёмы, а некоторые открытия могут быть отложены из-за низкой рентабельности.
Чтобы оценить возможный результат, использовали Tornado-анализ с учетом чувствительности и все доступные исторические статистические данные. Модель учитывает количество скважин, вероятность коммерческого открытия, средний размер обнаруженной залежи, коэффициент извлечения нефти, темп годового отбора и готовность добывающего фонда.
В базовом сценарии приняли следующие параметры:
- вероятность коммерческого успеха 12,5%,
- среднее геологическое открытие 25 млн тонн,
- коэффициент извлечения 33,3%,
- темп годового отбора 4%,
- готовность фонда 90%.
При таких условиях из 26 скважин математически ожидается около трёх коммерческих открытий. Они могут обеспечить приблизительно 27 млн тонн извлекаемых запасов и около 970 тыс. тонн промышленной добычи в год.
Диаграмма показывает, что сильнее всего результат зависит от размера открытий и коммерческой успешности бурения. Если средний размер открытия составит только 10 млн тонн, расчётная добыча снизится примерно до 390 тыс. тонн в год. При открытиях по 50 млн тонн она может приблизиться к 1,95 млн тонн.
Изменение вероятности коммерческого успеха от 5% до 20% даёт диапазон от 390 тыс. до 1,56 млн тонн в год. Остальные факторы влияют меньше: коэффициент извлечения меняет результат приблизительно в пределах от 730 тыс. до 1,17 млн тонн, а темп отбора в пределах от 730 тыс. до 1,22 млн тонн в год.
Вероятностное моделирование даёт медианный результат около 980 тыс. тонн в год. В 80% расчётных случаев будущая промышленная добыча находится в диапазоне от 290 тыс. до 1,95 млн тонн в год. Вероятность того, что программа вообще не приведёт к коммерческой добыче, составляет около 4,5%. Но даже оптимистичный результат не решает проблему зрелых месторождений, которые сейчас системно "убивают".
И есть важное обстоятельство:
Если такой тренд сохранится, к 2030 году годовая добыча на зрелых активах может оказаться примерно на 2,8 млн тонн ниже уровня 2023 года. Центральная оценка новых проектов (около 1 млн тонн) компенсирует лишь треть этого снижения. Даже верхняя вероятностная граница около 2 млн тонн не перекрывает прогнозируемую потерю полностью.
Кроме того, разведочные скважины будут пробурены до 2030 года, а оценка запасов, проектирование, строительство инфраструктуры и эксплуатационное бурение потребуют ещё нескольких лет.
Следовательно, программа из 26 скважин необходима для восполнения ресурсной базы, но в базовом сценарии она не обеспечит роста нефтедобычи. В лучшем случае она сможет замедлить снижение. Изменить траекторию способно только одно действительно крупное открытие (что крайне маловероятно с учетом районов разведки) либо существенно более масштабная и непрерывная программа геологоразведки.
Как-то так получается...
Казмунайгаз планирует пробурить 26 поисково-разведочных скважин в 2026–2030 годах, но так сложилось в отрасли, что 26 разведочных скважин это не значит, что они все будут добывающими. Часть окажется сухой, часть обнаружит только непромышленные объёмы, а некоторые открытия могут быть отложены из-за низкой рентабельности.
Чтобы оценить возможный результат, использовали Tornado-анализ с учетом чувствительности и все доступные исторические статистические данные. Модель учитывает количество скважин, вероятность коммерческого открытия, средний размер обнаруженной залежи, коэффициент извлечения нефти, темп годового отбора и готовность добывающего фонда.
В базовом сценарии приняли следующие параметры:
- вероятность коммерческого успеха 12,5%,
- среднее геологическое открытие 25 млн тонн,
- коэффициент извлечения 33,3%,
- темп годового отбора 4%,
- готовность фонда 90%.
При таких условиях из 26 скважин математически ожидается около трёх коммерческих открытий. Они могут обеспечить приблизительно 27 млн тонн извлекаемых запасов и около 970 тыс. тонн промышленной добычи в год.
Диаграмма показывает, что сильнее всего результат зависит от размера открытий и коммерческой успешности бурения. Если средний размер открытия составит только 10 млн тонн, расчётная добыча снизится примерно до 390 тыс. тонн в год. При открытиях по 50 млн тонн она может приблизиться к 1,95 млн тонн.
Изменение вероятности коммерческого успеха от 5% до 20% даёт диапазон от 390 тыс. до 1,56 млн тонн в год. Остальные факторы влияют меньше: коэффициент извлечения меняет результат приблизительно в пределах от 730 тыс. до 1,17 млн тонн, а темп отбора в пределах от 730 тыс. до 1,22 млн тонн в год.
Вероятностное моделирование даёт медианный результат около 980 тыс. тонн в год. В 80% расчётных случаев будущая промышленная добыча находится в диапазоне от 290 тыс. до 1,95 млн тонн в год. Вероятность того, что программа вообще не приведёт к коммерческой добыче, составляет около 4,5%. Но даже оптимистичный результат не решает проблему зрелых месторождений, которые сейчас системно "убивают".
И есть важное обстоятельство:
Согласно отчётности КМГ, добыча на операционных активах компании снизилась с 15,476 млн тонн в 2019 году до 13,559 млн тонн в 2023 году. Это падение примерно на 3,25% ежегодно.
Если такой тренд сохранится, к 2030 году годовая добыча на зрелых активах может оказаться примерно на 2,8 млн тонн ниже уровня 2023 года. Центральная оценка новых проектов (около 1 млн тонн) компенсирует лишь треть этого снижения. Даже верхняя вероятностная граница около 2 млн тонн не перекрывает прогнозируемую потерю полностью.
Кроме того, разведочные скважины будут пробурены до 2030 года, а оценка запасов, проектирование, строительство инфраструктуры и эксплуатационное бурение потребуют ещё нескольких лет.
Следовательно, программа из 26 скважин необходима для восполнения ресурсной базы, но в базовом сценарии она не обеспечит роста нефтедобычи. В лучшем случае она сможет замедлить снижение. Изменить траекторию способно только одно действительно крупное открытие (что крайне маловероятно с учетом районов разведки) либо существенно более масштабная и непрерывная программа геологоразведки.
Как-то так получается...
ЕЩЕ РАЗ ПРО СЕРУ: ГРАНУЛЯЦИЯ
В отраслевых кругах активно обсуждается возможный проект обновления установок грануляции серы на Тенгизском месторождении. Оценочная стоимость проекта может составлять от 120 до 200 млн долларов США. Ключевая особенность данного проекта в том, что привлекаются сторонние инвесторы, а не средства из бюджета ТШО. Это связано с тем, что финансирование из собственных средств компании может вызвать вопросы в связи с уже зафиксированным превышением стоимости Проекта будущего расширения (ПБР). В качестве потенциальных инвесторов рассматриваются инвесторы из Индии. Новое оборудование планируется поставить из Канады.
В целом инициатива понятна. Обновление необходимо. Существующие стационарные установки уже значительно устарели. Почти все они были введены в эксплуатацию в начале 2000-х годов. Это более 20 лет работы. К слову, в годы строительства Завода Второго Поколения (ЗВП) участок производства серы был в зоне моей отвественности. Поэтому понимаю проблематику вопроса. Старые барабаны грануляции требуют всё более частого капитального ремонта, а это снижает надёжность и повышает риски простоев. Дальнейшая эксплуатация без глубокой модернизации или замены становится всё менее эффективной и экономически оправданной.
⁉️ Вопрос, который возникает в первую очередь: почему к проекту не привлекаются казахстанские компании? Мы столько говорим об увеличении местного содержания, а тут даже на технологически простые проекты хотят привлечь иностранных инвесторов. Данные работы не требуют специальных лицензий и «космических» знаний. Местные подрядчики уже имеют значительный опыт участия в проектах ТШО, включая монтаж, пусконаладку и обслуживание аналогичного оборудования. Привлечение казахстанских компаний позволило бы увеличить казахстанское содержание, создать рабочие места и аккумулировать компетенции внутри страны.
В отраслевых кругах активно обсуждается возможный проект обновления установок грануляции серы на Тенгизском месторождении. Оценочная стоимость проекта может составлять от 120 до 200 млн долларов США. Ключевая особенность данного проекта в том, что привлекаются сторонние инвесторы, а не средства из бюджета ТШО. Это связано с тем, что финансирование из собственных средств компании может вызвать вопросы в связи с уже зафиксированным превышением стоимости Проекта будущего расширения (ПБР). В качестве потенциальных инвесторов рассматриваются инвесторы из Индии. Новое оборудование планируется поставить из Канады.
В целом инициатива понятна. Обновление необходимо. Существующие стационарные установки уже значительно устарели. Почти все они были введены в эксплуатацию в начале 2000-х годов. Это более 20 лет работы. К слову, в годы строительства Завода Второго Поколения (ЗВП) участок производства серы был в зоне моей отвественности. Поэтому понимаю проблематику вопроса. Старые барабаны грануляции требуют всё более частого капитального ремонта, а это снижает надёжность и повышает риски простоев. Дальнейшая эксплуатация без глубокой модернизации или замены становится всё менее эффективной и экономически оправданной.
Please open Telegram to view this post
VIEW IN TELEGRAM
Forwarded from QAZAQ EXPERT CLUB
Профицит торгового баланса вырос до $14 млрд – насколько устойчив этот запас прочности Казахстана
Автор: Саида Тлеуленова, эксперт Qazaq Expert Club, финансист
Профицит торгового баланса Казахстана за январь–июль 2026 года вырос на 63% – с $8,6 млрд до $14 млрд. На первый взгляд, это очень сильный сигнал для экономики и тенге. Однако почти половину товарного экспорта страны по-прежнему обеспечивает нефть. Поэтому вполне резонным звучит вопрос: насколько устойчивы источники, за счет которых он сформирован.
Только в июле профицит составил $4,8 млрд: экспорт достиг $10,2 млрд при импорте около $5,4 млрд. Таким образом, экспорт товаров заметно превышает импорт, формируя существенный источник валютных поступлений в страну.
Почти половина экспорта по-прежнему приходится на нефть
Структура казахстанского экспорта остается преимущественно сырьевой. По данным БНС, в январе–июне 2026 года на нефть и сырые нефтепродукты приходилось 46,5% товарного экспорта. Значительную долю также занимают медь, медные руды, радиоактивные элементы и ферросплавы. В 2025 году доля нефти была еще выше – 50,5%.
Поэтому нынешний профицит во многом отражает сильную экспортную выручку, но пока не свидетельствует о принципиальном изменении структуры экономики. Его размер остается чувствительным к мировым ценам на нефть и металлы, объемам добычи и возможности бесперебойно поставлять сырье на внешние рынки. Если цены существенно снизятся или возникнут ограничения физического экспорта, профицит может заметно сократиться.
Не все экспортные доллары остаются в стране
Есть еще один важный нюанс: высокий торговый профицит не означает, что все полученные от экспорта деньги остаются внутри Казахстана.
Часть экспортной выручки впоследствии уходит на оплату зарубежных услуг, выплату инвестиционного дохода иностранным инвесторам, обслуживание внешних обязательств и другие платежи. Поэтому для оценки фундаментальной устойчивости внешнего положения страны важно смотреть не только на торговый, но и на весь платежный баланс.
Несырьевой экспорт тоже растет
При этом говорить, что структура казахстанского экспорта совсем не меняется, было бы неправильно. Есть позитивный сигнал: постепенно увеличивается несырьевой экспорт.
По данным Министерства торговли, в первом полугодии 2026 года экспорт несырьевых и обработанных товаров вырос с $12,9 млрд до $15,2 млрд. Это говорит о постепенном расширении экспортной базы, хотя пока его недостаточно, чтобы устранить зависимость внешнего сектора от сырьевой конъюнктуры.
Поэтому $14 млрд торгового профицита – действительно хороший буфер для Казахстана. Устойчивость будет зависеть от того, насколько быстро растет несырьевой экспорт, как меняются цены на нефть и металлы, сохраняются ли объемы добычи и поставок и насколько эффективно экспортные доходы превращаются в инвестиции и повышение производительности внутри страны.
Автор: Саида Тлеуленова, эксперт Qazaq Expert Club, финансист
Профицит торгового баланса Казахстана за январь–июль 2026 года вырос на 63% – с $8,6 млрд до $14 млрд. На первый взгляд, это очень сильный сигнал для экономики и тенге. Однако почти половину товарного экспорта страны по-прежнему обеспечивает нефть. Поэтому вполне резонным звучит вопрос: насколько устойчивы источники, за счет которых он сформирован.
Только в июле профицит составил $4,8 млрд: экспорт достиг $10,2 млрд при импорте около $5,4 млрд. Таким образом, экспорт товаров заметно превышает импорт, формируя существенный источник валютных поступлений в страну.
Почти половина экспорта по-прежнему приходится на нефть
Структура казахстанского экспорта остается преимущественно сырьевой. По данным БНС, в январе–июне 2026 года на нефть и сырые нефтепродукты приходилось 46,5% товарного экспорта. Значительную долю также занимают медь, медные руды, радиоактивные элементы и ферросплавы. В 2025 году доля нефти была еще выше – 50,5%.
Поэтому нынешний профицит во многом отражает сильную экспортную выручку, но пока не свидетельствует о принципиальном изменении структуры экономики. Его размер остается чувствительным к мировым ценам на нефть и металлы, объемам добычи и возможности бесперебойно поставлять сырье на внешние рынки. Если цены существенно снизятся или возникнут ограничения физического экспорта, профицит может заметно сократиться.
Не все экспортные доллары остаются в стране
Есть еще один важный нюанс: высокий торговый профицит не означает, что все полученные от экспорта деньги остаются внутри Казахстана.
Часть экспортной выручки впоследствии уходит на оплату зарубежных услуг, выплату инвестиционного дохода иностранным инвесторам, обслуживание внешних обязательств и другие платежи. Поэтому для оценки фундаментальной устойчивости внешнего положения страны важно смотреть не только на торговый, но и на весь платежный баланс.
Несырьевой экспорт тоже растет
При этом говорить, что структура казахстанского экспорта совсем не меняется, было бы неправильно. Есть позитивный сигнал: постепенно увеличивается несырьевой экспорт.
По данным Министерства торговли, в первом полугодии 2026 года экспорт несырьевых и обработанных товаров вырос с $12,9 млрд до $15,2 млрд. Это говорит о постепенном расширении экспортной базы, хотя пока его недостаточно, чтобы устранить зависимость внешнего сектора от сырьевой конъюнктуры.
Поэтому $14 млрд торгового профицита – действительно хороший буфер для Казахстана. Устойчивость будет зависеть от того, насколько быстро растет несырьевой экспорт, как меняются цены на нефть и металлы, сохраняются ли объемы добычи и поставок и насколько эффективно экспортные доходы превращаются в инвестиции и повышение производительности внутри страны.
Plastex Qazaqstan 2026 - ключевая площадка для развития полимерной индустрии Казахстана
21–23 октября | Алматы, КЦДС «Атакент», павильон 9
Международная выставка, объединяющая производителей, переработчиков, поставщиков технологий и экспертов отрасли из Казахстана, Китая, Индии, России, Турции и Узбекистана.
На выставке: оборудование и технологии для переработки полимеров, сырьё, материалы и решения для производства.
В рамках деловой программы — конференция о нефтегазохимии, глубокой переработке, локализации производства и развитии отрасли.
🎟 Получите билет
По вопросам бронирования площади: +7 705 888 88 19, +7 771 718 26 09
21–23 октября | Алматы, КЦДС «Атакент», павильон 9
Международная выставка, объединяющая производителей, переработчиков, поставщиков технологий и экспертов отрасли из Казахстана, Китая, Индии, России, Турции и Узбекистана.
На выставке: оборудование и технологии для переработки полимеров, сырьё, материалы и решения для производства.
В рамках деловой программы — конференция о нефтегазохимии, глубокой переработке, локализации производства и развитии отрасли.
🎟 Получите билет
По вопросам бронирования площади: +7 705 888 88 19, +7 771 718 26 09