Постановлением правительства Республики Казахстан №549 от 25 июля 2025 г. была утверждена долгосрочная Концепция развития нефтеперерабатывающей отрасли на 2025-2040 гг. Давайте проанализируем исходные данные и выполнимость двухкратного роста переработки с 18 до 39 млн тонн в год.
В аннотации к документу Министерство энергетики РК указывает на необходимость инвестиций в отрасль для удовлетворения внутреннего спроса и укрепления позиций на рынках Центральной (ЦА) и Южной Азии.
В 2025 г. переработка нефти в Казахстане выросла на 0,7 млн тонн до 17,46 млн тонн. Бензинов различных марок произведено 5,96 млн тонн, дизельного топлива – 6,3 млн тонн, битума – 1,07 млн тонн.
Модернизируй это
В Казахстане три крупных нефтеперерабатывающих завода (НПЗ), построенных еще во времена СССР:
- Атырауский НПЗ (АНПЗ) был построен на западе страны в 1945 г., использовалось американское оборудование, поставленное в СССР по ленд-лизу. В 2025 г. переработка составила 5,47 млн тонн (завод на 99% принадлежит госкомпании «Казмунайгаз» – КМГ). Ориентирован на нефть Мангистауского региона;
- Павлодарский нефтехимический завод (НХЗ, ПНХЗ) был построен на северо-востоке Казахстана в 1978 г. Производственный показатель в 2025 г. – 5,76 млн тонн (на 100% владеет КМГ). Ориентирован на Западно-Сибирскую нефть, чувствителен к содержанию серы (до 1,6 % масс.);
- Шымкентский НПЗ был запущен на юге в 1985 г. В 2025 г. производство выросло до 6,23 млн тонн (на 51% принадлежит китайской CNPC, на 49% – КМГ). Ориентирован на кумкольскую нефть, добыча которой падает. Увеличение доли нефти с запада РК (сейчас около трети) приводит к снижению глубины переработки и выхода светлых нефтепродуктов.
В 1990-х мало кому было дело до нефтепереработки, а в 2000-х количества и качества топлива этих мощностей все еще хватало для нужд страны, однако уже на горизонте 2010-х гг. явственно встал вопрос об их модернизации, тем более что республика все больше импортировала топливо из России.
Ответом на растущие потребности в количестве и качестве топлива стала масштабная модернизация заводов в 2014-2017 гг., которая обошлась национальной нефтяной компании «Казмунайгаз» в $6,5 млрд. В результате совокупная мощность переработки трех НПЗ возросла с 14 до 17 млн тонн, при этом был обеспечен переход на более высокие стандарты топлива – Евро-4/5, а глубина переработки увеличилась почти до 90%.
После 2017 г. Казахстан на какое-то время забыл про стабильные весенне-зимние дефициты топлива и даже начал экспорт нефтепродуктов, однако рост количества автомобилей, экономики и продолжающийся серый экспорт через несколько лет снова привели к необходимости импорта из РФ.
В рамках ЕАЭС Казахстан может ввозить определенное количество нефтепродуктов из России без уплаты пошлин в рамках Индикативного баланса. Так, в конце 2024 г. на период до 01.01.2028 г. было возобновлено действие Соглашения о торгово-экономическом сотрудничестве в области поставок нефти и нефтепродуктов (первоначально утверждено еще в декабре 2010 г).
На 2025 г. предусматривалась возможность беспошлинного импорта в рамках Индикативного баланса бензинов в объеме 285 тыс. тонн, авиатоплива – 300 тыс. тонн (при внутреннем производстве в 2025 г. 724 тыс. тонн), дизтоплива – 450 тыс. тонн, битума – 500 тыс. тонн (внутреннее производство – 1,07 млн тонн). Всего – 1,54 млн тонн при внутренней переработке 17,45 млн тонн. Импорт в целом мог составить 8%, хотя по авиакеросину и битуму зависимость от поставок из России достигает 30-40%.
Импорт и возможность импорта из России продолжают играть стабилизирующую роль на внутреннем рынке, особенно в периоды весенних и осенних полевых работ, а также во времена выхода из строя текущих нефтеперерабатывающих мощностей.
Следует отметить, что в 2025 г. указанные нефтепродукты не были выбраны в полном объеме из-за усиления контроля на границах РК по теневому вывозу топлива (официально экспорт запрещен), а также начала процессов по выравниванию цен (в настоящее время практически двукратная разница с Китаем и южными соседями).
Напомню, что Казахстан перманентно продлевает на полгода действующий запрет на вывоз топлива, в том числе в страны ЕАЭС: автомобильным транспортом бензинов, дизельного топлива и отдельных видов нефтепродуктов; железнодорожным транспортом нефтепродуктов, за исключением вывоза бензина согласно плану поставки, а также вывоза нефтепродуктов в рамках оказания гуманитарной помощи по решению правительства РК. Текущий запрет действует с 20 ноября 2025 г. по 20 мая 2026 г.
Ситуация с теневым экспортом и даже строительством кустарных нефтепроводов через границу стала такой критической, что 23 января 2025 г. был утвержден совместный приказ министра энергетики РК, председателя Комитета национальной безопасности, министра финансов и министра внутренних дел о запрете на вывоз топлива.
«Миники»
Сектор мини-НПЗ, на отраслевом слэнге называемом «миники», до последнего времени представлял некую серую территорию, которая работала с нефтью разведочных месторождений или «некондиционными» составами, при этом экспорт мазута, к примеру, был выгоднее продаж бензина на внутреннем рынке из-за разница внутренних и экспортных цен.
Довольно широко применялись схемы вывоза запрещенных нефтепродуктов под видом товаров прикрытия, легализация похищенной нефти. Очевидный тренд на рост потребления и теневого вывоза топлива постучался и в мини-двери мини-НПЗ.
К слову, сектор обеспечивал переработку 1-1,5 млн тонн нефти в год, однако существовал вне рамок официального плана поставок министерства энергетики. Данный документ на периодической основе утверждает список недропользователей, количество нефти и направление поставок на крупные НПЗ, но сектор «миников» всегда был вынужден искать нефть, что называется, «в поле». В прямом и переносном смысле.
В 2025 г. госрегулирование перешло в «атаку» на сектор мини-НПЗ, и в октябре были утверждены поправки в Закон «О государственном регулировании производства и оборота отдельных видов нефтепродуктов». Согласно поправкам мини-НПЗ обязаны утвердить в уполномоченном органе паспорты модернизации и приступить к работам, чтобы к 2029 г. не менее 45% производимых нефтепродуктов были «востребованными».
Это подразумевает инвестиции в десятки миллионов долларов для каждого из мини-НПЗ (всего их более 30), а общая сумма инвестиций оценивается в $500-700 млн для всего сектора. Основными продуктами переработки сейчас являются мазут (около 50%), судовое и печное топливо (30%), а также нафта. Около 60-70% нефтепродуктов мини-НПЗ отправляют на экспорт, поскольку вывоз данных видов топлива не запрещен. Так что мини-НПЗ отнюдь не означает, что у них не «макси-прибыль» за счет экспорта.
Претензии миников понятны: где брать деньги на модернизацию, не хватает специалистов, внешний санкционный фон затрудняет привлечение финансирования и оборудования, и по-прежнему не решен вопрос Плана поставок нефти. В текущих условиях миники закупают нефть не по $20-25 за баррель, как крупные трейдеры и НПЗ, а существенно дороже, при том, что государство регулирует предельные цены на топливо на внутреннем рынке.
Позиция государства в лице профильного министерства также довольна проста и понятна: вы долгие годы работали на экспорт (среднегодовая выручка этого сектора оценивается в $1,5-2 млрд) ничего не вкладывали в модернизацию, часть нефтепродуктов вывозится в другие страны, где из жирного прямогонного мазута получают вполне качественное топливо, и дальше так продолжаться уже не может.
По прогнозам, около 30% мини-НПЗ могут закрыться из-за новых требований о производстве не менее 45% востребованных видов нефтепродуктов – бензина и дизельного топлива стандарта Евро-5 или авиакеросина.
Концептуальная Концепция
В постковидный период начался и продолжается значительный прирост количества автомобилей в Казахстане (5,8 млн авто на 1 декабря 2025 г.), который составляет около 300-400 тыс. авто ежегодно на 20,5 млн граждан. Если отталкиваться от данных экономически активного и трудоспособного населения – около 13 млн человек, получается, что почти каждый второй взрослый казахстанец имеет автомобиль.
Кроме того, растет экономика, большие планы по развитию грузового и авиахабов требуют все больших объемов топлива. Очевидным ответом на эти вызовы стала разработка и утверждение Концепции нефтепереработки на ближайшие 15 лет – до 2040 г., с громким и не менее удивительным показателем роста мощности переработки с 18 до 39 млн тонн в год с одновременным увеличением глубины переработки до 94%.
Ключевыми задачами ставятся не только полное обеспечение внутреннего рынка и энергетическая/топливная безопасность, но и экспорт нефтепродуктов на растущие и географически близко расположенные к Казахстану страны общей численностью почти 430 млн человек. Это Центральная Азия (Узбекистан 37 млн, Таджикистан 10 млн, Кыргызстан 7 млн, Туркменистан 6 млн), а также Южная и Юго-Западная Азия (Пакистан 237 млн, Иран 87 млн, Афганистан 43 млн).
К слову, Афганистан в настоящее время является премиальным рынком с точки зрения цен и маржинальности поставок.
Концепция, как и предыдущая программа модернизации 2014-2017 гг., ставит задачу по снижению аварийности и простоев НПЗ. С учетом регулярных остановок и поломок, мало верится, что эти планы достижимы. В 2020-2022 гг. было зафиксировано 391 внеплановых простоев, в 2023 г. количество снизилось до 33, а в 2024 г. была ситуация, когда все три крупных завода одновременно стояли на ремонте – один на плановом, два других – на внеплановых.
Прямо сейчас Шымкентский НПЗ еще до планового ремонта весной 2026 г. снизил объемы переработки «из-за мероприятий по восстановлению активности катализатора на установке каталитического риформинга».
Государственные органы РК зачастую прибегают к услугам прогнозирования и красивым картинкам дорогих отчетов зарубежных аналитических структур. Не обошлось без этого и написание утвержденной Концепции.
Так, по прогнозу IHS Markit к 2030 г. дефицит бензина в РК может достигать 1,7 млн тонн, дизельного топлива – от 2 до 4 млн тонн, авиатоплива – от 400 до 600 тыс. тонн (хотя мы и сейчас примерно такие объемы импортируем).
Я отмечу, что ранее при утверждении программы модернизации НПЗ в 2014-2017 гг. другое не менее авторитетное западное агентство The Boston Consulting Group прямо указывало, что строительство нового четвертого НПЗ не потребуется, и до 2030 г. мощностей заводов хватит с учетом плановой модернизации. Оказалось, что не хватит.
Итак, как же предполагается достичь мощности в 39 млн тонн:
- Модернизация Шымкентского НПЗ с 6 до 12 млн тонн.
- Модернизация Павлодарского НХЗ с 5,5 до 9 млн тонн.
- Работы на Атырауском НПЗ по увеличению мощностей вторичной переработки с 5,5 до 6,7 млн тонн.
- Увеличение мощности переработки CaspiBitum – с 1 до 1,5 млн тонн.
- Строительство нового крупного НПЗ мощностью 10 млн тонн.
Сектор мини-НПЗ даже по планам минэнерго, видимо, останется на тех же уровнях переработки в 1-1,5 млн тонн в год, хотя в общих показателях их объемов уже не видно. Возможно, к 2040 г. все закроются из-за новых требований.
По прогнозу, население Казахстана возрастет с текущих 20,5 млн человек до 27,7 млн к 2040 г.
Реальная Концепция
Если взглянуть на Концепцию даже не критическим, а просто реалистичным взглядом, то могу нарисовать следующую картину. Модернизация Шымкентского НПЗ, планировавшаяся к завершению в 2030 г., еще даже не началась на уровне проектирования. Варианты ТЭО не утверждены китайской стороной – CNPC.
Более того, проект ставит ряд вызовов, практически на уровне «Миссия невыполнима»: надо расширять нефтепроводы и инфраструктуру по поставкам нефти, нужно как-то вывозить эти нефтепродукты из перегруженного Южного узла (озвучивается даже необходимость строительства нефтепродуктопровода с бензином АИ-92 до Алматы – не говорите об этом ВСУ), а также ключевой вопрос – откуда взять нефть?
Из 99 млн тонн добываемой нефти в Казахстане только около 30 млн тонн приходится на «некитовые» объемы. То есть основная часть добываемого сырья принадлежит иностранным консорциумам – ТШО (Тенгиз), КПО (Карачаганак) и NCOC (Кашаган). Они не поставляют нефть на внутренний рынок, ибо регулируемая цена в $20-25 за баррель их не привлекает (почему-то).
По плану поставок, 60% «некитовой» добычи направляется на внутренний рынок зачастую в убыток либо с минимальной рентабельностью, а оставшиеся 40% экспорта как раз и перекрывают убыточный/низкорентабельный внутренний рынок. Среднеотраслевая себестоимость добычи нефти в РК составляет $35-40 за баррель.
В текущих условиях увеличение поставок на внутренний рынок с 18 млн тонн в год до 24 млн тонн в год (из добываемых 30 млн тонн) либо приведет к банкротству недропользователей, либо к существенному росту цен на внутреннем рынке, которые возможно станут даже выше российского уровня.
Модернизация ТОО «ПКОП» (ПетроКазахстан Ойл Продактс, владелец Шымкентского НПЗ) оценивается в $6 млрд. Подвижек в этом направлении, как и свободной нефти, нет.
Модернизация Павлодарского нефтехимзавода зависит в целом от своповых поставок российской нефти (своп казахстанскими компаниями в направлении нефтепровода в КНР – Атасу-Алашанькоу) и разрешения OFAC USA – управления по санкциям министерства финансов США, которое недавно запретило работать с «Роснефтью», а именно эта российская госкорпорация занимается транзитом нефти в Китай через данный нефтепровод.
«Расшить» мощности АНПЗ и CaspiBitum путем строительства новых установок – полагаю, ничего технического сложного в этом нет. Однако, следует учитывать текущую конъюнктуру. Ранее десант технических специалистов «Татнефти» высаживался на Атырауский НПЗ. Предполагалось, что компания может данный завод купить либо взять в доверительное управление с последующим выкупом. Очевидно, что с учетом недавних санкций этот вопрос также отложен до лучших времен.
Теоретически для Казахстана было бы выгодно продать АНПЗ и ПНХЗ российской и американской/европейской компаниям, что вкупе с фактическим контролем Шымкентского НПЗ китайской CNPC, представляло бы наглядный пример многовекторности даже в нефтепереработке.
Что касается строительства нового завода на 10 млн тонн в год ориентировочной стоимостью в $10-12 млрд, то здесь будут те же проблемы, что и по Шымкентскому НПЗ – нет инфраструктуры по доставке и вывозу, нет свободных объемов нефти. Согласно Концепции в 2030-2032 гг. планируется разработка ТЭО, в 2032-2040 гг. – строительство.
И расширение Шымкентского НПЗ, и строительство нового 10-миллионика приводит нас к нефти «китов» – Тенгизу, Карачаганаку и Кашагану. Поэтому многомиллиардные иски Казахстана следует рассматривать и с точки зрения необходимости решения вопросов дефицита топлива на внутреннем рынке.
Пространства для маневра практически нет, «некитовая» добыча за последние годы стремительно падает – за последние 15 лет она сократилась с 38 млн тонн до 30 млн тонн.
Альтернатива – заводы будут ориентированы на переработку российской нефти. Но выгодно ли расширять действующие/строить новые НПЗ по сравнению с беспошлинным импортом готовых нефтепродуктов?
Резюме
На мой взгляд, топливную, как и энергетическую, составляющую ЕАЭС следует рассматривать и выстраивать с учетом интеграции и взаимовыгодного сотрудничества.
На фоне текущего и прогнозируемого дефицита нефтепродуктов в Казахстане происходит перенос сроков начала функционирования Единого рынка нефти, нефтепродуктов и газа ЕАЭС с 1 января 2025 г. на 1 января 2027 г., которое, видимо, будет вновь отложено на более поздний период. Хотя мы могли бы уже давно выстраивать торговые механизмы на площадках «Петербургской биржи» (мешают санкции), а не ориентироваться на котировки ценовых агентств Argus и Platts.
Санкционное воздействие и продолжающиеся атаки на российские НПЗ будут оказывать влияние и на центральноазиатский регион, поскольку страны ЦА продолжают импортировать нефтепродукты из РФ, а в ближайшие годы эти закупки будут нарастать. Хватит ли в России свободных объемов?
Для реализации масштабного увеличения нефтепереработки в РК с 18 до 39 млн тонн в год потребуется $20-22 млрд (кто вложит?) и нефть с крупных иностранных проектов, при этом какой будет цена на нефтепродукты из этой нефти – вопрос открытый. Как и то, смогут ли эти цены конкурировать с российскими нефтепродуктами в Казахстане и ЦА.