ЖДИТЕ ПРОБЛЕМ С НПЗ
Казахстанские НПЗ не могут перерабатывать нефть ни с Тенгиза, ни с Кашагана, ни конденсат с Карачаганака. Будут проблемы с переработкой, потом заводы встанут. Зачем? Искать приключений...

Каждый НПЗ в Казахстане проектировался под свой сорт нефти. В СССР нефти из этих месторождений не было. Проектировались под существующую тогда нефть.

Какой-то сплошной саботаж... Министерство энергетики, вообще, понимает во что ввязывается?

Даже в ковидные времена нефть с Тенгиза не принимали, хотя разговоры были.

PS. Кашаганскую нефть только на Атырауском НПЗ в тестовом режиме проводили.

https://t.me/oilgazKZ/3237

ДОБЫЧА НЕФТИ 90 МИНУС
По добыче нефти на 2026 год Минэнерго в октябре прошлого года озвучило ориентир: около 90 млн тонн нефти. Ключевая оговорка звучит понятная: капремонты на Тенгизе, Кашагане и Карачаганаке могут заметно сдвинуть картину. Но реальность уже добавила анти-бонус. Тенгиз показал, как быстро один сбой превращает план в пожелание. КТК напомнил, что добыча без стабильного экспорта это не добыча. Поэтому рабочий прогноз, который стоит держать в голове, выглядит консервативнее. Не 90, а возможно 80 млн тонн как вполне достижимый итог при неблагоприятном раскладе.

Важно, что с этим прогнозом будет делать профильное ведомство и Правительство.

PS. На этом фоне интересны другие цифры. Например, в Национальном энергетическом докладе KazEnergy 2023 предполагалось, что Казахстан добудет в 2026 году 105 млн тонн. Объём добычи нефти, который заложен в расчёты по поступлениям в Нацфонд на 2026 год в досье к проекту республиканского бюджета на 2026–2028 гг. составляет более 100 млн тонн. Пока даже на бумаге расчеты расходятся.

ВЫИГРАЛ БОЙ - ПРОИГРАЛ ВОЙНУ?
По итогам Карачаганкского арбитража стоит подумать как это стратегически отразится на инвестиционном климате нефтегазовой отрасли Казахстана, которому придётся бороться за инвестиции с его главный конкурентом — Африкой.

Глобальный инвестиционный пирог не растёт. Капитал перераспределяется. И сегодня он всё чаще уходит не в традиционные регионы вроде Центральной Азии. За последние годы крупнейшие международные нефтегазовые компании сделали Африку одним из ключевых направлений вложений.
Eni объявила инвестиционную программу в Северной Африке на сумму около €24 млрд ($26 млрд) на Алжир, Ливию и Египет. Это не разведка “на всякий случай”, а полномасштабная ставка на долгосрочную добычу и газовую инфраструктуру.

TotalEnergies участвует сразу в нескольких мегапроектах. Только проект Mozambique LNG оценивается примерно в $20 млрд. Отдельно — соглашение в Ливии с горизонтом 25 лет и совокупными инвестициями свыше $20 млрд. Это фактически перезапуск страны как нефтегазового хаба.

ExxonMobil как оператор одного из крупнейших газовых проектов мира, Rovuma LNG в Мозамбике, с оценочной стоимостью около $30 млрд. Параллельно компания продолжает инвестировать в глубоководные проекты в Нигерии, включая Usan и сопутствующую инфраструктуру.

Shell уже вложила около $7 млрд в нигерийские офшорные проекты и планирует до $20 млрд дополнительных инвестиций в проект Bonga South West. Это одна из самых капиталоёмких офшорных разработок в Африке.

Chevron стабильно инвестирует порядка $1 млрд в год в нигерийский нефтегазовый сектор и участвует в проектах в Анголе и Западной Африке. Совокупные вложения компании в регионе за последние годы оцениваются в $3–4 млрд, не считая долей в LNG-инфраструктуре.

В результате Африка сегодня:
• предлагает крупные, понятные проекты,
• активно адаптирует фискальные режимы под инвестора,
• даёт доступ к растущему рынку газа и LNG,
• и главное — воспринимается инвесторами как регион роста, а не стагнации.

На этом фоне Казахстан объективно попадает в зону сравнения. Инвестор выбирает не между Казахстаном или ничем, а между Казахстаном, Африкой, Ближним Востоком и Латинской Америкой.

И здесь начинаются неудобные вопросы:
• сложность и непредсказуемость регуляторики,
• постоянные фискальные дискуссии,
• экспортные риски,
• износ инфраструктуры,
• зависимость от одного маршрута.

Африка сегодня продаёт историю роста. Казахстан всё чаще историю удержания статус-кво.

Вывод простой и неприятный.
Если Казахстан не пересоберёт инвестиционную модель нефтегаза капитал продолжит уходить туда, где быстрее, проще и понятнее. И Африка в этой гонке уже стартовала.

Насколько велика ресурсная база газа Ирана?

На первый взгляд Иран выглядит газовым гигантом. Его доказанные запасы газа по состоянию на 2024 год составляют 34 трлн кубометров, что выводит страну на второе место в мире после России (47 трлн кубометров). Добыча газа в Иране, уступающая лишь США и России, достигла 263 млрд кубометров в 2024 году, увеличиваясь в среднем на 4,1% в год за последнее десятилетие. Иран делит с Катаром крупнейшее в мире газовое месторождение (Южный Парс/Северное месторождение), однако, в отличие от Катара, его газовые ресурсы распределены также по нескольким другим месторождениям, но без сопоставимой экспортно-ориентированной модели развития.

Иран также является четвертым крупнейшим потребителем газа в мире после США, России и Китая. В отличие от других стран Ближнего Востока, в Иране значительную долю потребления составляет жилищно-коммунальный сектор из-за холодного климата и масштабных ценовых субсидий, которые снижают чувствительность спроса к цене в периоды зимних пиков.

Страна расположена между Азией и Европой и поставляет трубопроводный газ в ряд государств: в Турцию с 2001 года, в Армению с 2009 года и в Ирак с 2017 года. Иран также участвует в нескольких схемах газовых свопов: одна связана с азербайджанским анклавом Нахчыван, а еще две со свопами из Туркменистана с поставками для Турции и Азербайджана.

Если у Ирана столь огромные ресурсы газа, что ограничивает его возможности наращивать добычу и экспорт?

Хотя добыча газа в Иране росла, темпы роста в последние годы замедлились и с 2021 года составляют 2,7% в год. Во многом это связано с санкциями, которые ограничили доступ к компрессорному оборудованию, технологиям поддержания пластового давления и методам повышения нефте- и газоотдачи. В результате в начале 2025 года Иран заключил инвестиционные контракты на $17 млрд, чтобы поддерживать добычу на ключевом месторождении Южный Парс, на которое приходится около 80% всей добычи газа в стране. Неясно, обладает ли страна достаточными технологическими возможностями для реализации таких инвестиций; при этом некоторые оценки предполагают, что для удержания добычи требуются инвестиции как минимум вдвое больше.

Как отмечалось, Иран делит Южный Парс с Катаром, но объемы добычи и способность ее наращивать у двух стран резко разошлись, что отражает различия в доступе к капиталу, технологиям и экспортной инфраструктуре, а не различия в обеспеченности ресурсами.

Тем временем Катар начинает новую фазу расширения производства сжиженного природного газа (СПГ). Это может дополнительно ухудшить перспективы добычи газа в Иране, если Иран не сможет обеспечить сопоставимые инвестиции в управление месторождениями (поддержание давления и управление естественным падением добычи по мере истощения).

В 2024 году Иран также заключил с Россией соглашение об импорте газа. Хотя первоначально заявленные объемы около 110 млрд кубометров в год выглядят неправдоподобно высокими и позже были пересмотрены до 55 млрд кубометров в год, само соглашение все же сигнализирует об обеспокоенности потенциальными возможностями добычи Ирана и сезонной достаточностью поставок, особенно в периоды зимних пиков спроса. Признаков того, что российский газ уже поступает, нет, однако подготовка идет: стороны согласовали маршрут и находятся на финальной стадии согласования контрактных цен.

Наконец, в 2024 году Иран сжег на факелах по оценке около 20 млрд кубометров газа в год, или примерно 8% своей добычи газа. Кроме того, значительная доля добычи нужна для закачки в пласт, чтобы поддерживать добычу нефти: Ирану требуется около 300 млн кубометров в сутки газа (или примерно 110 млрд кубометров в год) для поддержания пластового давления на стареющих нефтяных месторождениях. Фактические объемы закачки составляли лишь 30–37 млн кубометров в сутки (или около 11–14 млрд кубометров в год) это примерно 10–12% от оцениваемой потребности в последние годы. Это еще больше усиливает компромисс между поддержанием нефтедобычи и расширением экспорта газа.

Насколько надежны экспортные поставки иранского трубопроводного газа соседним странам?

Экспорт трубопроводного газа ниже своего теоретического потенциала, а импортёры иранского газа могут столкнуться с последствиями тарифов, объявленных президентом Трампом в январе 2026 года для стран, ведущих бизнес с Ираном.

Иран экспортирует газ в Турцию по контракту на 9,6 млрд кубометров в год, однако фактические поставки в последние годы часто были ниже контрактных объемов. Кроме того, контракт истекает в июле 2026 года; переговоры продолжаются, и Турция планирует добиваться исключения из-под санкций США.

Иран экспортирует трубопроводный газ в Ирак с середины 2017 года. Экспорт составил 7,8 млрд кубометров в 2024 году, но сократился примерно на 40% в период с апреля по август 2025 года. В конце 2025 года поставки в Ирак были остановлены, и остается неопределенным, возобновятся ли они, при этом иракские власти все активнее концентрируются на импорте СПГ и альтернативных схемах снабжения.

Иран начал экспорт газа в Армению по схеме обмена «газ в обмен на электроэнергию» в 2009 году. Объемы оценивались примерно в 0,35 млрд кубометров в год, с планами удвоения, хотя в общем газовом балансе Ирана эти объемы остаются маргинальными. Соглашение продлено до 2030 года.

Могут ли свопы и транзитные схемы компенсировать внутренний дефицит поставок в Иране?

Иран участвует в нескольких газовых своп-сделках. У Ирана есть соглашение о свопе с Азербайджаном, в рамках которого Иран с 2006 года поставляет около 0,3–0,4 млрд кубометров в год в азербайджанский анклав Нахчыван. Азербайджан поставляет эквивалентный объем Ирану на погранпереходе Астара, а Иран доставляет газ в Нахчыван через Джульфу.

Другая своп-сделка с Туркменистаном была согласована в 2021 году: предполагалось, что с 1 января 2022 года в Азербайджан будет поставляться 1,5–2 млрд кубометров в год. Хотя в 2022 и 2023 годах объемы в целом соответствовали контрактным, в 2024 году поставки снизились и за первые 10 месяцев 2025 года упали до 0,23 млрд кубометров.

Вторая своп-схема с Туркменистаном стартовала в 2025 году. Турция должна была получать туркменский газ ежегодно из Ирана по действующему газопроводу Иран–Турция. Одновременно туркменский газ поставлялся на северо-запад Ирана. Турция начала импортировать 1,3 млрд кубометров в год туркменского газа через Иран; однако соглашение, судя по всему, действовало лишь с марта по июнь 2025 года. Затем потоки прервались, возможно из-за санкций США и ЕС против Ирана, что подчеркивает уязвимость своп-схем к геополитическим ограничениям, хотя Турция, похоже, заинтересована в возобновлении в 2026 году и на более высоком уровне (2 млрд кубометров в год).

Наконец, план Ирака импортировать 10 млрд кубометров в год туркменского газа через Иран провалился из-за противодействия США. Аналогично, перспективы давно обсуждавшегося газопровода Иран–Пакистан–Индия ослабли на фоне низких темпов роста спроса в Пакистане и устойчивых санкционных рисков.

В целом газовый сектор Ирана характеризуется большим ресурсным потенциалом, но структурно ограниченной экспортной способностью, из-за чего надежность поставок становится крайне чувствительной к давлению внутреннего спроса и геополитическим событиям. Этот структурный фон важен для оценки того, как текущая политическая турбулентность может повлиять на региональные и мировые газовые рынки.

НАМ ВСЁ РАССКАЖУТ
В Министерстве энергетики заявили, что все материалы арбитража по Карачаганакскому проекту, в том числе сведения о фактических обстоятельствах и условиях, подпадают под режим конфиденциальности. Арбитражное соглашение предполагает, что ни одна из сторон не будет публично раскрывать детали, касающиеся разбирательства.

Но! Мы как оптимисты убеждены и верим, что Reuters или Bloomberg расскажут казахстанцам подробности. Не в первый раз же. Судя по тексту заявления, непублично разглашать запрета нет...

А в целом, по практике скажу, что причиной такой конфиденциальности может быть, что инвесторы по каким-то пунктам достигли своих интересов, которые намного выше этих 4 млрд долл. И тут уже непонятно кто победил.

БЕЗ ДОСТУПА К ИНФОРМАЦИИ
Начнем с цифр по добыче и транспортировке нефти в Казахстане по итогам 2025 года. По независимым оценкам, было добыто 99,6 млн тонн нефти. Экспорт составил порядка 78,7 млн тонн. Из них по КТК казахстанской нефти транспортировали 65 млн тонн. По нефтепроводу Атырау-Самара экспортировано порядка 10 млн тонн, Атасу-Алашанькоу (в Китай) – около 1 млн тонн. Морским маршрутом через Баку экспортировано около 1,3 млн тонн, и прочие маршруты (включая ж/д) 1,3 млн тонн.

Странно, что минэнерго отказалось дать эти цифры, если в ежегодных отчетах компании все равно будут публиковать эти данные официально. Возможно, нервозность создают текущие проблемы на Тенгизском месторождении и на выносных причальных установках КТК.

В целом, иностранные компании готовы публиковать данные по месторождениям Тенгиз, Кашаган и Карачаганак. Но в экспертном сообществе обсуждается, что именно казахстанская сторона скрывает данные, ссылаясь на соглашения. В чем их секретность, если все компании-участники проектов публикуют у себя в открытом доступе показатели по добыче и экспорту, остается открытым вопросом.

Подробнее в статье