"МК" в Казахстане", 2 декабря

В соответствии с поручением Президента Республики Казахстан Н.Назарбаева от 13 ноября 2009 года, прозвучавшем в прямом эфире, хочу проинформировать население о тех вопросах, которые поступили к Президенту Республики Казахстан, и которые затрагивают деятельность Министерства энергетики и минеральных ресурсов Республики Казахстан.
426 вопросов. Все они касаются повышения цен на горюче-смазочные материалы, электроэнергию, строительства атомных электростанций, недропользования, отмены моратория на проведение конкурсов по недропользованию, газоснабжения северных районов Казахстана.
Все эти вопросы рассмотрены Министерством, по каждому из них будет дан ответ на сайте www.line.gov.kz.
Сейчас же хотелось бы дать некоторую обобщающую информацию по вопросам и прокомментировать некоторые из них.

По электроэнергетике.
Активы достаточно изношены, и даже поддержание объемов производства требует значительных инвестиций, которые должны быть окупаемы, а это, в свою очередь, вопрос цены на электроэнергию.
Для стимулирования этих инвестиций Правительством принято решение об установлении предельных тарифов с утверждением их до 2015 года.
Это уже позволило подписать 38 соглашений по исполнению инвестиционных обязательств на общую сумму 67,0 млрд. тенге частных инвестиций в 2009 году. Таким образом, рост производства электроэнергии мы намечаем в основном за счет частных инвестиций.
Намечается строительство новых мощностей. Вот их краткий перечень:
1. Балхашская ТЭС. Намечаемая мощность 500 МВт в 2014 году, с последующим расширением. Ориентировочная стоимость 360,0 млрд. тенге. Инвесторы проекта: Консорциум южно-корейских компаний "КЕПКО" и "САМСУНГ", АО "Самрук-Энерго", АО "Казахмыс".
Здесь, однако, далеко не все проблемы решены. Главным образом финансово-экономического характера.
2.Строительство энергоблока № 3 на Экибастузской ГРЭС-2. Параметры проекта: 500 МВт, выработка электроэнергии – 3 200 млн. кВтч. Стоимость – 118,3 млрд. тенге. Срок реализации проекта: 2009–2013 годы. Исполнители проекта: АО "Самрук Энерго"–50% и ЗАО "Интер РАО ЕЭС" – 50%. Финансирование намечается от Внешэкономбанка РФ, вопрос, можно сказать, решен с учетом последней встречи в Москве. Российская сторона согласна исключить штрафные санкции за досрочное погашение кредитов. Это позволит начать финансирование с последующим возможным рефинансированием.
3. Мойнакская ГЭС. Стоимость проекта: 54 128 млн. тенге. Срок реализации проекта: 2006–2011 годы. Источники финансирования: собственные средства, займы АО "Банк Развития Казахстана" и Государственного Банка Развития Китая. Параметры проекта: мощность гидроэлектростанции 300 МВт, среднегодовая выработка электроэнергии 1027 млн. кВт/часов. Ведутся строительные работы по проекту в соответствии с графиком.
4. Расширение и реконструкция Атырауской ТЭЦ. Стоимость проекта: 16 400 млн. тенге. Срок реализации проекта: 2007 – 2010 годы. Источники финансирования: собственные средства. Параметры проекта: увеличение мощности на 75 МВт, среднегодовая выработка электроэнергии 1027 млн. кВт/часов. Работы ведутся в соответствии с графиком.
5. Модернизация Национальной электрической сети (II – этап). Стоимость проекта: 52,0 млрд. тенге. Срок реализации проекта: 2010 – 2016 годы. Источники финансирования: собственные средства и займ Европейского Банка Реконструкции и Развития (ЕБРР). Проект тендерного документа проходит стадию согласования. Реализацию проекта планируется разбить на 3 контракта "под ключ".
6. Строительство второй линии ВЛ 500 кВ транзита "Север-Юг". Общая стоимость проекта – 43700 млн. тенге. Срок реализации проекта – 2004–2009 годы. Источники финансирования: заемные и собственные средства. Параметры проекта – увеличение пропускной способности передачи электроэнергии в направлении Север-Юг с 4,5 млрд.кВтч до 7,5 млрд.кВтч (1350 МВт). 17 сентября т.г. включен в работу.
7. Строительство трансформаторных подстанций в г. Алматы и Алматинской области (11 подстанций). Стоимость проекта: 51 304 млн. тенге. Срок реализации проекта: 2009 – 2011 годы. Источники финансирования: заемные средства. Имеется ТЭО и ПСД. Работы ведутся согласно графика.
8. Строительство ГТЭС на месторождении Акшабулак. Общая стоимость проекта – 17778 млн. тенге. Срок реализации проекта – 2009 – 2011 годы. Источники финансирования – собственные средства – 6528 млн. тенге, кредиты институтов развития (АО "Банк Развития Казахстана") – 11 250 млн. тенге. Параметры проекта – 87 МВт, выработка электроэнергии – 731,7 млн. кВтч.
9. Восстановление блока № 8 на Экибастузской ГРЭС-1. Стоимость проекта 23,4 млрд. тенге. Срок реализации 2009-2012 годы. Источники финансирования: собственные средства. Параметры проекта: 500 МВт, выработка электроэнергии – 3 200 млн. кВтч. В настоящий момент выполнен демонтаж изоляции котлоагрегата и турбины, старых электрофильтров и обводных газоходов.
Ведется диагностика трансформатора, обследование и ремонт статора и ротора турбогенератора.
10. Восстановление блока № 2 на Аксуской ГРЭС. Объем инвестиций составит – 27,3 млрд. тенге. Срок реализации 2009-2011 годы. Источники финансирования: собственные средства. Параметры проекта: 500 МВт, выработка электроэнергии – 3 200 млн. кВтч.
Демонтировано основное и вспомогательное оборудование всего блока. Выполнены укрупненная сборка турбины, монтаж зольных бункеров, монтаж деаэратора и установлен каркас электрофильтров.
11. Строительство газотурбинной электростанции мощностью 54 МВт в г. Уральск. Общая стоимость проекта – 8255 млн. тенге. Срок реализации проекта – 2008 – 2010 годы. Источники финансирования – собственные средства ТОО "инвестиционная компания "Гидромаш-Орион", кредиты институтов развития (АО "Банк Развития Казахстана" – 6,553 млрд. тенге), Акимат Западно-Казахстанской области не менее 1,507 млрд. тенге. Параметры проекта – 54 МВт, выработка электроэнергии – 384,75 млн. кВтч и тепловой энергии 375 тыс. Гкал.

Вопрос модернизации Шардаринской ГЭС.
АО "Шардаринская ГЭС" запущена в эксплуатацию в 1967 году.
На настоящий день установленная мощность электростанции составляет 100 МВт, При подготовке к осенне-зимнему периоду 2009-2010 гг. по 4 гидрогенераторам (№1, 2, 3, 4) проведены текущие ремонты, состояние удовлетворительное, все вспомогательное оборудование готово нести нагрузку 90% от номинального значения. По открытому распределительному устройству (ОРУ) были проведены ремонты: I и II секции шин 110 кВ; масляных выключателей; трансформаторов Т-3 и Т-4. В целом состояние гидроэлектростанции удовлетворительное.
Также выполняются организационные работы к проведению реконструкции и модернизации технологического оборудования и гидротехнического сооружения Шардаринской ГЭС. Технико-экономическое обоснование прошло государственную экспертизу 16 мая 2008 года, и находится на изучении у инженеров-консультантов компании Fichtner. Срок выполнения работ в период с 2011 по 2015 годы.
Другой вопрос о дефиците мощности электроэнергии в Кызылординской области.
Действительно, вопрос бесперебойного и надежного электроснабжения города Кызылорда и Кызылординской области имеет место быть. В чем вопрос.
Первое. Это то, что ГКП "Кызылордатеплоэлектроцентр" имеет два турбогенератора установленной мощностью 67 МВт (ПТ-25-90/10 + Т-42-90/10) и три газотурбинные установки, мощностью 46,2 МВт (3 ГТД-15-02 х 15,4), из них в данное время:
– все три газотурбинные установки находятся на ремонте – ввод одной из них планируется 28 ноября 2009 года, второй – 1 декабря 2009 года, третьей – в апреле 2010 года;
– два турбогенератора вырабатывают 43,4 МВт (из-за нехватки газа по причине низкой пропускной способности газопровода "Акшабулак-Кызылорда"), отпуск в сеть составляет 32,2 МВт при среднечасовом суточном потреблении области 102,3 МВт (РЭК+ЭСО), дефицит электроэнергии составляет 70,1 МВт, в дальнейшем, при разрешении пропускной способности газопровода, дефицит электроэнергии сокращается.
Кроме этого, энергоснабжающие организации (ЭСО) закупают электроэнергию от внешних источников, при этом перебор электроэнергии составляет 2316784 кВт/часов, в связи с чем НДЦ СО вводились ограничения в часы вечернего максимума нагрузок 18.11.2009 года.
Второе. Из-за технологических нарушений (три отказа I степени) на ГКП "Кызылордатеплоэлектроцентр" 29.10.2009 года (два раза) и 12.11.2009 года вводились ограничения.

Теперь что касается нефтяной отрасли.
Республика Казахстан располагает доказанными извлекаемыми запасами нефти в размере 4, 8 млрд. тонн, что соответствует 3% от общих запасов нефти в мире и входит в десятку ведущих стран по запасам углеводородов. В 2009 году добыча нефти ожидается на уровне 75 млн. тонн. Об экспортных маршрутах казахстанской нефти. Действующие:
1) Атырау – Самара – 17 млн. тонн по году; 2) Каспийский трубопроводный консорциум – 26 млн. тонн казахстанской нефти по году; и 3) Атасу – Алашанькоу – 6 млн. тонн по году, в том числе казахстанской – 5 млн. Это экспорт в Китай; 4) порт Актау – 9 млн.тонн по году.
Каковы экспортные маршруты для растущих экспортных поставок?
1. Мы предполагаем расширение КТК до 67 млн. тонн в год, в том числе для казахстанской нефти до 50 млн. тонн.
Разработан Проект расширения КТК, с приблизительной стоимостью в 2,5 миллиарда долларов США, подписан Меморандум о принципах осуществления Проекта расширения, который будет утвержден на внеочередном общем собрании акционеров 5.12. 2009, разрабатываются проектная документация и план финансирования.
2. Мы завершили строительство трубы Кенкияк – Кумколь. И в этом же месяце начинаем по ней прокачивать нефть. На первом этапе ее пропускная мощность составит 10 млн. тонн в год. Это значимое событие, поскольку теперь Казахстан имеет трубопроводную инфраструктуру для экспорта западно-казахстанской нефти в Китай.
3. Третье прорабатываемое направление – это ККСТ (Казахстанско-Каспийская система транспортировки), выходящая на трубопровод Баку – Тбилиси – Джейхан, но не только. Из Баку возможна транспортировка на Черное море при достижении соответствующих договоренностей с Азербайджаном. Этот потенциальный маршрут состоит из двух частей:
а) трубопровод Ескене – Курык, соединяющий месторождения Кашаган, Тенгиз и порт Курык.
б) собственно, транскаспийская система, от порта Курык до Баку. Это танкерные перевозки.
Переговоры по ККСТ, как известно, продолжаются. По второй части маршрута еще предстоят переговоры с азербайджанской стороной. Основой для них будет являться соглашение, подписанное главами государств РК и РА в 2007 году. Мощность транскаспийской системы на первом этапе составит 23 млн. тонн нефти в год.

Как обеспечивается внутренний рынок?
В 2008 году на внутренний рынок поставлено 12,3 млн.тонн нефти в год. Из них 6,6 млн. тонн – это импорт из России, в основном на Павлодарский НПЗ. Такова исторически сложившаяся структура поставок, в том числе такова существующая конфигурация казахстанской трубопроводной инфраструктуры. Но с вводом трубы Кенкияк – Кумколь мы получили теоретическую техническую возможность 100%-но обеспечивать наши НПЗ отечественной нефтью по нефтепроводам.
Но практическая возможность пока неочевидна.
Во-первых, для этого придется реверсировать трубу на участке Павлодар – Атасу. Но по ней качается нефть в обратном направлении на Шымкент. То есть сделать это непросто.
Во-вторых, ПНПЗ ориентирован на российскую нефть и без технической реконструкции не сможет принять казахстанскую нефть, значительно отличающуюся по составу.
В-третьих, это не означает, что теперь мы откажемся от импорта российской нефти. Нет. Это обоюдовыгодные поставки. Более того, с формированием Таможенного союза, а это близкая перспектива, мы будем наблюдать еще большее взаимопроникновение экономик, в том числе в сфере энергетики.
Говоря о внутреннем рынке, кроме импорта сырой нефти сегодня мы импортируем и нефтепродукты. Скажем, импортные поставки авиакеросина составляют 33% от объемов потребления, по высокооктановому бензину 40%. Связано это с недостатком мощностей и технологическим уровнем наших НПЗ.
Соответственно, в мае этого года принята комплексная программа по модернизации наших трех заводов на сумму 4 млрд. долларов США. В результате ее реализации к 2013–2014 годам мы будем в состоянии 100% обеспечивать внутренний рынок всеми видами нефтепродуктов, кроме моторных масел. Причем, по бензину по стандартам ЕВРО 4.
Но важны не только объемы поставок на внутренний рынок. Особенно в условиях неравномерного по сезонам спроса на нефтепродукты важно наличие понятного регуляторного механизма. С этой целью Министерством разработан проект Закона "О государственном регулировании производства и оборота отдельных видов нефтепродуктов". Проектом предусматривается стимулирование поставок нефти на внутренний рынок и ограничение числа посредников как при поставке нефти, так и при поставке нефтепродуктов.
Все это среднесрочные меры. Что конкретно предлагается в краткосрочном плане?
Краткосрочные меры таковы. В декабре резко будет увеличен объем переработки нефти до максимально возможного объема, который может быть выработан с учетом имеющихся технических мощностей заводов.
Сформирован баланс потребности и производства высокооктанового бензина. Потребность в декабре 2009 года по республике составляет 180 тыс. тонн. Например, Павлодарский нефтеперерабатывающий завод увеличит объем переработки до 480 – 500 тысяч тонн, Шымкентский – до 463 т.т.
Составлен график поставки высокооктанового бензина в каждую область. Объем поставок распределен конкретно за каждым ресурсодержателем (поставщиком). То есть, каждому поставщику конкретно установлен объем поставок в определенную область.
При этом тот дефицит, который не смогут покрыть наши нефтеперерабатывающие заводы, а это объем в 37 тысяч тонн, будет приобретен в Российской Федерации Акционерным обществом "Торговый дом "КазМунайГаз".
В случае, если цена российского бензина окажется выше, чем розничная цена казахстанского, разница будет отнесена на убытки АО "Торговый дом "КазМунайГаз", поскольку с 1 декабря 2009 года повсеместно цена за 1 литр бензина устанавливается – 82 тенге и не выше.
Все эти решения согласованы с АРЕМ, АЗК и одобрены в Правительстве Республики Казахстан.
Насколько же хватит нашей стране запасов нефти, которая сегодня интенсивно разрабатывается?
Нефтяная отрасль Республики Казахстан является одной из базовых отраслей минерально-сырьевого комплекса страны и в настоящее время определяет в структуре экономики страны основные финансовые экспортные потоки.
На территории Республики Казахстан расположены три нефтегазоносные провинции – Прикаспийская, Северо-Кавказско – Мангышлакская и Туранская, в пределах которых выделено 15 осадочных бассейнов. Государственным балансом учтено 216 месторождений нефти с общими извлекаемыми запасами около 5 млрд.т. Основные запасы сосредоточены в наиболее изученных регионах Казахстана: Атырауской, Мангыстауской, Актюбинской, Западно-Казахстанской, Кызылординской и Южно-Казахстанской областях. Из общего количества разведанных месторождений в настоящее время, в разработке находятся 107 месторождений с общими извлекаемыми запасами более 2 млрд.т. Такой объем сырья способен обеспечить потребности отечественных потребителей, а также экспортные возможности, на 50-60 лет. В пределах этих же бассейнов оценены прогнозные ресурсы нефти в 17 млрд.т, что увеличивает обеспеченность более чем до 150 лет.
Основные объемы геологоразведочных работ на нефть и газ в Казахстане сосредоточены на площадях известных нефтегазоносных бассейнов страны: Прикаспийского, Мангышлакского, Устюртско-Бузашинского и Южно-Торгайского и Шу-Сарысуйского. Среди новых неосвоенных районов активно проводятся нефтепоисковые работы в Аральском бассейне, а повышенный интерес к недрам Республики со стороны инвесторов и стабилизация экономики позволили на базе новых современных технологий возобновить поиски углеводородов в перспективных осадочных бассейнах промышленного Восточного Казахстана, где крупные потребители углеводородного сырья значительно удалены от районов традиционной нефтедобычи.
В последние годы значительно выросли объемы нефтепоисковых работ на акватории Каспийского моря, что привело к появлению в стране первых подразделений морской геологии. На основе современных данных, охвативших большую часть площади казахстанского сектора Каспийского моря, удалось на сегодняшний день выявить более 100 перспективных структур. Высокое качество полученных геологических материалов позволило приступить в 1999 году к бурению первой глубокой скважины на акватории Северного Каспия, завершившейся весьма успешно. Мощные притоки нефти, полученные в 2000–2001году в трех скважинах на месторождении Кашаган, дают основание заявить об открытии нового уникального месторождения нефти в Казахстане, являющегося крупнейшим в мире на рубеже веков. Подтверждение высоких перспектив нефтегазоносности шельфа Каспийского моря свидетельствует о правильности стратегического направления нефтепоисковых работ в стране, обеспеченного передовым уровнем казахстанской геологической школы, научным подходом к решению сложнейших проблем.
В последние годы существенно увеличились объемы геологоразведочных работ, как в пределах основных бассейнов нефтегазодобычи Западного и Южного Казахстана, так и в новых слабоизученных осадочных бассейнах. Только за два последних года выявлено 12 месторождений углеводородного сырья. Основной прирост запасов углеводородного сырья в республике связан с акваторией Каспийского моря, высокие перспективы которой подтвердились открытием ряда крупных месторождений.
Перспективы поисков нефти и газа в пределах основных бассейнов нефтегазодобычи связываются с неизученными глубокопогруженными структурами в Прикаспийской впадине, поиском новых залежей на уже освоенных месторождениях, а также за счет открытия новых месторождений нефти в перспективных на поиски углеводородного сырья Зайсанском, Алакольском, Северо-Торгайском, Сырдарьинском бассейнах.
Нефтехимическая отрасль. В соответствии с приоритетами Программы развития нефтехимической промышленности на 2008-2013 годы, утвержденной постановлениями Правительства РК от 29 января 2004 г. и 29 декабря 2007 г. с 2010 года в Казахстане начнется строительство взаимосвязанных нефтехимических комплексов мирового уровня. Реализация проектов строительства будет осуществлена в рамках специальной экономической зоны "Национальный индустриальный нефтехимический технопарк".
В Атырауской области будет осуществлено "Строительство интегрированного газохимического комплекса" (далее – Проект) мирового уровня по производству базовой нефтехимической продукции мощностью 1,3 млн. тонн продукции в год, в том числе полиэтилена 800 тыс. тонн и полипропилена 500 тыс. тонн. Проект включен в перечень проектов государственной Программы "30 корпоративных лидеров Казахстана".
Стоимость проекта – 6,3 млрд. долларов США. Срок реализации – 2010-2015 годы. Компанией "Foster Wheeler UK" разработано Технико-экономическое обоснование комплекса. Оператор проекта – ТОО "KPI".
Участники Проекта: 51% – АО РД "КазМунайГаз", 24,5% – АО "Sat&Co.", 24,5% Компания "LyondellBasell Industries Inc".
На строительство объектов инфраструктуры интегрированного газохимического комплекса, в соответствии с постановлением Правительства РК от 20 ноября 2008 года, выделено 10 млрд.тенге через АО "Банк Развития Казахстана", в 2009 году предусмотрено выделение бюджетного кредита в размере 4 млрд.тенге через АО "ФНБ "Самрук-Казына".
На 2010-2012 годы Правительством предложено осуществлять финансирование проекта за счет средств облигационного займа Самрук-Казына из средств Национального фонда в объеме 82 млрд. тенге. В настоящее время определены параметры займа (сумма, срок, процентная ставка, льготный период и т.д.) и начата работа по процедуре предоставления средств.
"Производство дорожных битумов на Актауском заводе пластических масс"
На Актауском заводе пластических масс будет налажено производство 500 тыс. тонн дорожного битума трех марок, соответствующих климатическим условиям (южного, центрального и северного регионов) Казахстана. Стоимость проекта? 258 млн. долл. США. Срок реализации проекта – 2010-2011 год.
В Рамках работ по созданию совместного предприятия по реализации Проекта, 26 августа 2009 года китайской компанией CITIC Group (далее – CITIC) и оператором проекта АО "Кazakhstan Petro-chemiсal Industries" подписано соглашение об основных принципах по созданию и участию в совместном предприятии (далее – СП) в целях строительства и управления битумным заводом.
По условиям соглашения CITIC обеспечит 100% финансирование проекта за счет кредитной линии китайских финансовых учреждений. 6 октября 2009 года СП под названием ТОО "СП "Сaspi Bitum" зарегистрировано в органах юстиции Мангистауской области.
В настоящее время ведется работа по разработке технического задания для рабочей документации (детальное проектирование) Проекта.
В рамках Комплексного плана развития нефтеперерабатывающих заводов РК на 2009–2015 годы, утвержденного постановлением Правительства РК от 14 мая 2009 года, будет построен нефтехимический комплекс по производству ароматических углеводородов.
Строительство установок комплекса планируется на территории ст. Карабатан Атырауской области и установок по производству бензола, параксилола на Атырауском НПЗ. Стоимость проекта? 1,100 млрд. долл. США, ориентировочный срок реализации проекта? 2010?2013 годы. Планируется производить бензол в объеме 133 тыс. тонн/год, параксилол в объеме 496 тыс. тонн/год.
По итогам проведенной работы по организации привлечения финансирования и поиска стратегического партнера для совместной реализации Проекта определен Short List потенциальных подрядчиков на строительство "под ключ", в который согласно решению Правления АО НК "КазМунайГаз" от 14 июля 2009 г. №129 вошли корпорации JGC/Marubeni (Япония) и Sinopec Engineering (Китай).
9 октября 2009 года Правлением АО НК "КазМунайГаз" одобрен вопрос выбора компании "Sinopec Engineering" в качестве стратегического партнера по проекту "Строительство комплекса по производству ароматических углеводородов на Атырауском НПЗ" на условиях "под ключ".
29 октября 2009 года в г. Атырау состоялось подписание контракта между ТОО "АНПЗ" и компанией "Sinopec Engineering" на строительство комплекса по производству ароматических углеводородов на Атырауском НПЗ на условиях "под ключ".
Я не случайно так подробно все рассказал, поскольку имеется ряд вопросов по строительству нефтехимических комплексов. Думаю, что мною дан исчерпывающий ответ.
Газовая отрасль характеризуется следующим образом. Запасы газа в Республике Казахстан составляют 3,7 трлн. куб.м., в том числе: растворенного – 2,4 трлн. куб.м., свободного – 1, 3 трлн. куб.м.
Надо сказать, что специфика наших газовых ресурсов такова, что большая их часть является попутным газом, и, следовательно, добыча газа привязана к специфике добычи жидких фракций углеводородов. В частности, в нашем случае, значительный объем добытого сырого газа закачивается обратно в пласт для поддержания пластового давления и первоочередной добычи жидких углеводородов.
Вследствие этого, при росте добыче сырого газа объемы товарного газа к распределению, а, именно, на внутреннее потребление и экспорт, в ближайшие 10 лет изменятся незначительно. В этом прогнозе нет морских проектов и 3 фазы Карачаганака.
Таким образом, главным приоритетом для Республики Казахстан в газовой сфере являются поставки на внутренний рынок, хотя для этого также есть инфраструктурные ограничения.
Исторически наша газопроводная инфраструктура была, прежде всего, ориентирована на транзит, в частности, среднеазиатского газа. Это существующие газопроводы. 1. Средняя Азия Центр (САЦ); Бухара – Урал; Оренбург – Новопсков. Объем транзита по ним составляет около 100 млрд. куб.м.газа в год.
В то же время из 14 областей частично газифицировано 9. Но и по этим 9 есть вопросы по количеству и стабильности газообеспечения. Например, весь юг ориентирован на поставки узбекского газа по трубе Ташкент – Бишкек – Алматы. И в период пикового потребления могут возникать вопросы.
Таким образом, с целью обеспечения экономической безопасности и стабильного газообеспечения, мы полагаем развивать газовую инфраструктуру, ориентированную на внутренний рынок.
В частности, строительство газопровода Бейнеу – Бозой – Акбулак. Он ориентирован на поставку собственного газа в южные регионы. Этот же газопровод может выполнять функции экспортного газопровода в Китай. Через подсоединение к строящейся транзитной трубе Туркменистан – Узбекистан-Казахстан – Китай. Проектными документами это предусматривается. Сейчас мы ведем переговоры с китайской стороной по реализации этого проекта.
Таким образом, с учетом роста внутреннего потребления и значительных объемов обратной закачки, экспортный газовый потенциал страны пока не столь значителен. Имею в виду, что значительный рост экспортных поставок возможен, если, например, будут уменьшены объемы обратной закачки газа. Но пока технологическими схемами разработки наших месторождений это, повторяю, не предусматривается.
Относительно дальнейшего развития транзитных возможностей.
Азиатский газопровод (Туркменистан – Узбекистан – Казахстан – Китай) вводится в действие в этом году. Пропускная способность – 30 млрд.куб. м.газа в год. Для Казахстана это принципиально новая транзитная позиция.
Газопровод Бейнеу – Бозой – Акбулак будет ориентирован, прежде всего, на внутренний рынок, но может выполнять как экспортные, так и транзитные функции.