viagra super force

+7(495) 123-XXXX  г. Москва

Выпуски журналов

  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал

        А.Э. Конторович, А.Г. Коржубаев, Л.В. Эдер, (Институт геологии нефти и газа СО РАН)

 

 

 

Состояние инвестиционного климата в нефтегазовом комплексе Казахстана определяется природными, экономическими, организационными и институциональными факторами. Главные из них – сырьевая база и возможности добычи, перспективы экспорта с учетом внутреннего спроса и ценовой конъюнктуры, состояние и направления развития транспортной инфраструктуры, государственная экономическая, в том числе экспортная, политика и законодательное регулирование. В последние годы все эти факторы имели разнонаправленную динамику: произошло увеличение запасов, возросла добыча нефти и газа, были созданы новые объекты транспортной инфраструктуры экспортного назначения. Проведена значительная работа по приведению законодательства в области внешней торговли в соответствие с правилами и принципами ВТО, приняты законы в области внешней торговли, недропользования, иностранных инвестиций: Таможенный кодекс, Патентный закон, Закон "О стандартизации", Закон "О сертификации", Закон "Об антидемпинге", Закон "О недобросовестной конкуренции", Закон "Об инвестициях", Закон "О недрах и недропользовании", Закон "О нефти" и др. В Казахстане достигнута макроэкономическая и политическая стабильность, что значительно улучшило инвестиционный климат. Одновременно произошло ужесточение законодательства и лицензионной политики по отношению к иностранным компаниям, усилилось экономическое и политическое давление на них со стороны Правительства Казахстана. Объективный анализ устойчивых тенденций в нефтяной и газовой промышленности позволяет выработать рекомендации относительно участия иностранных компаний в инвестиционных проектах в этой центрально-азиатской стране.

Сырьевая база углеводородов

За последние 7 лет в основном в результате геолого-разведочных работ, проведенных иностранными инвесторами на шельфе Каспийского моря и в западной части страны, доказанные (proved) запасы нефти в Казахстане увеличились почти в 1,6 раза, запасы газа – 1,5 раза (табл. 1). Новые запасы были поставлены на баланс в 2001-2002 гг., главным образом за счет месторождений Кашаган, Тенгиз и Карачаганак.

В 2003-2006 гг. дополнительных крупных приростов запасов нефти и газа не происходило, хотя имело место их некоторое увеличение за счет переоценки и доразведки на уже открытых месторождениях. Отсутствие новых открытий связано с неподтверждением прогнозов нефтегазоносности на ряде перспективных участков, в том числе в средней части шельфа Каспия, в частности в пределах Тюб-Карагана, Теренозек-Прорвы и Северного склона Бозашинского свода (Мангистауская и Бозашинская зоны), что привело к потере интереса инвесторов к продолжению работ на этих площадях. Кроме того, произошли изменения политики правительства в отношении выдачи новых лицензий, был взят курс на усиление роли государства в нефтяной и газовой промышленности, ограничение масштабов деятельности и числа иностранных компаний.

 

В настоящее время по данным Министерства энергетики и минеральных ресурсов Республики Казахстан, которые близки к оценкам, полученным на основе статистических данных компании BP, доказанные запасы нефти в Казахстане составляют около 5,5 млрд т, газа – 3,0 трлн м3. Согласно оценке ИГНГ СО РАН эти показатели несколько выше, а по информации Oil&Gas Journal и CEDIGAZ – существенно ниже (табл. 2).

 

Общие прогнозные извлекаемые ресурсы углеводородов (УВ) оцениваются в 15-17 млрд т у.т., из которых более 70 % приходится на казахстанский сектор Каспийского моря, с которым связываются перспективы новых крупных открытий.

Добыча нефти и газа

Казахстан – крупнейший производитель нефти и газа в Каспийском регионе. В стране разрабатывается около 80 месторождений УВ-сырья. В 2005 г. здесь было добыто более 62 млн т нефти и конденсата и свыше 27 млрд м3 газа. В период 1997-2005 гг. добыча нефти увеличилась более чем в 3 раза, газа – в 2,5 раза (табл. 3). Главный фактор роста добычи – деятельность иностранных компаний, участвующих в совместных предприятиях по разработке крупнейших месторождений (Тенгиз, Карачаганак).

 

В настоящее время основными нефтегазодобывающими компаниями являются: СП ТОО "Тенгизшевронойл" (свыше 23 % добычи нефти в стране и более 27 % газа), ПФ "Озенмунайгаз" и ПФ "Эмбамунайгаз" (входят в ОАО "НК "Казмунайгаз"), ОАО "Мангистаумунайгаз", "Карачаганак Петролеум Оперейтинг Б.В.", ОАО "CNPC-Акто-бемунайгаз", ЗАО "Тургай-Петролеум", ОАО "ПетроКазахстан Кумколь Ресорсиз", "СП Кумколь-ЛУКОЙЛ", ТОО "Казахойл-Актобе", ТОО СП "Казгермунай", Buzachi Operating Ltd, ОАО "Каражанбасмунай" (табл. 4).

 

В инвестиционных проектах в нефтегазовом комплексе задействован ряд иностранных компаний (табл. 5), среди которых: ChevronTexaco, Exxon- Mobil, ConocoPhillips (США); ОАО "Газ- пром", ОАО "ЛУКОЙЛ", ОАО "Роснефть", ОАО "Стройтрансгаз", ОАО "Татнефть" (Россия); CNPC (Китай); ENI/Agip (Италия); Total (Франция, Бельгия); RD/Shell (Нидерланды, Великобритания); Inpex (Япония); BG Group (Великобритания); Central Asia Petroleum Ltd. (Индонезия); Maersk Olie og Gas AS (Дания); Feba Oil AG, Erdol Erdgas Gommern GmbH (Германия).

 

Инфраструктура транспортировки нефти и газа

Нефть, нефтепродукты и газ поставляются в Казахстане на внутренний и внешний рынки по системам трубопроводного транспорта, по железной дороге, а также морским и речным транспортом.

Нефтепроводная система Казахстана соединяет нефтяные месторождения с нефтеперерабатывающими заводами республики и системой нефтепроводов Российской Федерации. Система состоит из двух самостоятельных нефтепроводных под- систем – Западной и Восточной, суммарная протяженность которых составляет 6430 км, из них 5840 км принадлежит государственной компании ОАО "КазТрансОйл" и 590 км – международному Каспийскому трубопроводному консорциуму (КТК).

Западная подсистема нефтепроводов, начинающаяся на месторождении Каламкас (Мангистауская область), обеспечивает транспортировку нефти до терминалов порта Актау на Каспийском море, НПЗ в городе Атырау и в нефтепроводную систему Российской Федерации (Самара). На участке "Атырау – Самара" нефтепровод имеет пропускную способность 15 млн т/год. Эта система связана с нефтепроводами КТК – "Кенкияк – Атырау" и "Кенкияк – Орск". Нефтепровод "Кенкияк – Орск" (протяженность – более 400 км, пропускная способность – 6,5 млн т/год) предназначен для поставки нефти с месторождений Актюбинской области на Орский НПЗ в России. После запуска нефтепровода "Кенкияк – Атырау" в 2003 г. поставки по этому маршруту были сокращены. В конце 2001 г. введен в эксплуатацию нефтепровод "Тенгиз – Новороссийск". Нефтепровод КТК (введен в эксплуатацию в конце 2001 г.) связывает месторождение Тенгиз с глубоководным терминалом в Южной Озереевке на Черном море. Пропускная способность на первом этапе – 28,2 млн т/год, проектная – 67 млн т/год. Общая протяженность – 1580 км, в том числе в границах Казахстана – 590 км. Акционеры КТК: Россия – 24 %, Казахстан – 19 %, султанат Оман – 7 %; Chevron Caspian Pipeline Consortium Company – 15 %, LUKARCO B.V. – 12,5 %, Rosneft-Shell Caspian Ventures Limited – 7,5 %, Mobil Caspian pipeline Company – 7,5 %, Agip International N.V. – 2 %, BG Overseas Holding Limi- ted – 2 %, Kazakstan Pipeline Ventures LLC – 1,75 %, Kerr-McGee group (Oryx Caspian Pipeline LLC, Kerr-McGee) – 1,75 %.

Восточная подсистема нефтепроводов включает в себя казахстанскую часть трансазиатского нефтепровода "Омск  – Павлодар – Шымкент – Туркменабад (Чарджоу)", построенного в советское время для поставок западно-сибирской нефти на НПЗ Казахстана, Узбекистана и Туркменистана. Его проектная мощность на участке "Павлодар – Шымкент" – 17 млн т/год. Нефтепровод имеет двухниточный отвод "Каракоин – Кумколь". Западно-сибирская нефть по нефтепроводу "Омск – Павлодар" поставляется на Павлодарский НПЗ и наливную железнодорожную платформу Атасу в основном с использованием схемы ее замещения казахстанской нефтью в Самаре.

Газотранспортные системы Казахстана соединяют газодобывающие районы Центральной Азии с Единой системой газоснабжения (ЕСГ). Основой магистральной газотранспортной системы являются газопроводы, протягивающиеся по территории западной части Казахстана в субмеридиональном направлении от Туркменистана и Узбекистана в Россию: пятиниточная система "Средняя Азия – Центр" (САЦ) общей протяженностью 5 тыс. км и двухниточный газопровод "Бухара – Урал" протяженностью 1278 км. Система САЦ дополнительными газопроводами связана с Кавказом ("Макат – Северный Кавказ") и западными районами Туркменистана ("Окарем – Бейнеу"). К северной части системы "Бухара – Урал" подключаются трубопроводы "Жанажол – Октябрьск – Актобе" и "Карталы – Рудный – Костанай". В южном регионе по территориям Алмаатинской, Жамбылской и Южно-Казахстанской областей проходит система "Бухарский газоносный район – Ташкент – Бишкек – Алматы". На северо-западе на территорию Казахстана заходят газопроводы "Союз" и "Оренбург – Новопсковск", к которому отдельной веткой подсоединено месторождение Карачаганак. Общая протяженность системы магистральных газопроводов Казахстана в однониточном исчислении превышает 10 тыс. км, пропускная способность составляет около 190 млрд м3/год.

Железнодорожная сеть Казахстана охватывает основные регионы страны и имеет выход на сопредельные государства – Россию (на западе, северо-западе, севере и северо-востоке), Узбекистан (на юге и юго-западе), Киргизию (на юго-востоке), Китай (на востоке). Протяженность железных дорог на территории республики составляет 14,4 тыс. км (ширина колеи – 1,52 м), из них 3,3 тыс. км – электрифицировано.

Порт Актау на Каспийском море. После реконструкции, завершенной в 2003 г., Актауский морской торговый порт способен транспортировать около 8 млн т нефти и нефтепродуктов ежегодно. При реконструкции порта были заложены открытые склады большой площади, которые позволяют принимать большое число железнодорожных вагонов, накапливать грузы и производить загрузку судов.

Речной транспорт. Речной транспорт не имеет большого значения в общем объеме поставок нефти в Казахстане. Транспортировка речных нефтеналивных грузов носит в значительной степени сезонный характер. Поставки осуществляются по рекам Урал, Сырдарья, Иртыш. В настоящее время порт Атырау является крупнейшим портом типа река-море в Казахстане, на него приходится значительная часть транспорта всех нефтеналивных грузов в этой стране.

Потребление и экспорт нефти и газа

В последние годы объем переработки нефти в Казахстане составлял от 7 до 10 млн т, что примерно соответствовало объему потребляемых в стране нефтепродуктов (включая технологические нужды и потери). В 2005 г. в результате государственной политики по ограничению экспорта сырья объем переработки нефти увеличился почти на 17 % и достиг 11 млн т. Вместе с тем основной объем производимого в стране сырья (51 млн т) экспортировался (табл. 6).

 

    Экспорт нефти из Казахстана осуществляется по следующим направлениям:

1) нефтепровод "Атырау – Самара" с последующей поставкой через систему АК "Транснефть" на европейский рынок;
2) нефтепровод "Тенгиз – Новороссийск" КТК;
3) комбинированный маршрут "морские поставки порт Актау – порт Махачкала – нефтепровод Махачкала – Новороссийск (или Туапсе)";
4) комбинированный маршрут "морские поставки (порт Актау – порт Баку) – железнодорожные поставки – порт Батуми";
5) железная дорога "Кенкияк – Атасу – Алашанькоу – НПЗ Китая";
6) морские поставки "порт Актау – порт Нека (Иран)" – далее на иранские НПЗ по схеме замещения иранской нефтью в портах Персидского залива";
7) железнодорожные поставки "Атырау – порты Балтийского моря".

Около 80 % сырой нефти экспортируется из Казахстана по системе магистральных нефтепроводов. В 2005 г. почти половина всего экспорта была направлена по нефтепроводу КТК (24,5 млн т), около 30 % (15 млн т) – по нефтепроводу "Атырау – Самара", более 13 % – через порт Актау (6,7 млн т) (табл. 7). По маршруту "Актау – Баку – Батуми" в 2004 г. было транспортировано около 2,7 млн т, "Актау – Баку – Новороссийск" – 2,5 млн т, в иранские порты на Каспийском море – 1,5 млн т. Около 3,3-3,5 млн т сырой нефти транспортируется по железной дороге транзитом через Россию на НПЗ стран Европы и в порты Балтийского моря (Вентспилс, Бутинге, Приморск), 1,5-2,0 млн т – в Китай. Структура экспортных поставок сырой нефти в 2005 г. принципиально не изменилась.

 

Объем внутреннего потребления газа в Казахстане достиг в 2005 г. 22,8 млрд м3, экспорт составил 6,5 млрд м3 (табл. 8). Единственным направлением экспорта является транспортировка газа с Карачаганакского месторождения на переработку на ГПЗ в Оренбурге. После переработки подготовленный газ поступает в ЕСГ России.

 

Поскольку значительные запасы газа связаны с нефтяными, нефтегазовыми и нефтегазоконденсатными месторождениями, около половины суммарной добычи газа составляет попутный нефтяной газ (ПНГ). Значительная часть ПНГ сжигается в факелах или используется для собственных нужд промыслов. В 2005 г. в условиях отсутствия газоперерабатывающих мощностей при высоком содержании меркаптанов основной прирост добычи газа был направлен на сжигание в факелах и обратную закачку в пласт, а не на конечное потребление.

Перспективы добычи и экспорта нефти и газа

Нефть. По прогнозу Министерства энергетики и минеральных ресурсов Республики Казахстан добыча нефти и газового конденсата в стране должна составить в 2006 г. не менее 68 млн т, в 2010 г. – 95 млн т, в 2015 г. – 150 млн т, в 2020 г. – 200 млн т.

Однако в уже в ближайшие годы возможно отклонение запланированных объемов добычи нефти от фактических. Это связано с изменением государственной политики Казахстана в нефтегазовом секторе. Поправки к законам "О нефти" и "О недрах и недропользовании", принятые казахстанским парламентом в октябре 2005 г., закрепили приоритетное право государства на покупку всех нефтяных и газовых месторождений в стране, выставленных на открытый аукцион. Кроме того, установленный запрет на сжигание попутного газа при добыче нефти вынудил ряд крупных производителей нефти ограничить добычу. Согласно "Государственной программе по освоению шельфа Каспийского моря", утвержденной в 2003 г., в стране ежегодно должно заключаться не менее трех морских контрактов, однако за весь период 2003-2005 гг. были подписаны только три вместо ожидаемых восьми. Все это приводит к снижению прогнозных показателей добычи уже в кратко- и среднесрочной перспективе. Так, согласно оценке ИГНГ СО РАН в 2006 г. добыча нефти в Казахстане не превысит 66 млн т.

По прогнозу ИГНГ СО РАН в условиях трансформации лицензионной, налоговой и таможенной политики, наличия транспортных, экологических и технологических ограничений рост годовой добычи нефти в Казахстане будет более медленным: в 2010 г. – до 87-88 млн т, в 2015 г. – до 140-141 млн т, в 2020 г. – до 168-170 млн т (табл. 9). В дальнейшем поддержание и увеличение добычи возможно только за счет доразведки существующих и открытия новых месторождений. Добыча нефти на крупнейшем в казахстанском секторе Каспия месторождении Кашаган к 2013 г. должна составить около 40 млн т/год, а к 2015-2017 гг. выйти на проектный уровень – 56 млн т/год.

 

Ожидается, что внутреннее потребление нефтепродуктов в Казахстане ежегодно в среднем будет расти темпом 4-5 % и увеличится с 11 млн т в 2005 г. до 15 млн т в 2010 г. и до 23 млн т в 2020 г. В условиях реализации политики правительства, направленной на обеспечение экономики и населения отечественными нефтепродуктами, и высокой конкуренции на рынках сопредельных стран прогнозируется, что объем переработки нефти в Казахстане будет соответствовать внутреннему спросу на нефтепродукты. Это потребует расширения существующих и создания новых мощностей НПЗ. Объем экспорта нефтепродуктов в Киргизию, Таджикистан, Монголию будет равен объему их ввоза на региональные рынки Казахстана из России, Китая и Узбекистана.

Однако даже в условиях значительного роста переработки нефти в стране и потребления нефтепродуктов основной объем новой добычи сырой нефти будет экспортироваться. Экспорт сырой нефти из Казахстана к 2010 г. может составить 70-75 млн т, к 2015 г. – 120-125 млн т, к 2020 г. – 145-150 млн т (см. табл. 9).

Для обеспечения поставок нефти на международные рынки наряду с расширением существующих маршрутов в Казахстане формируются новые экспортные маршруты. Из действующих объектов транспортной инфраструктуры уже в ближайшей и среднесрочной перспективе предполагается расширение пропускной способности нефтепроводов "Атырау – Самара" и КТК. Основные новые проекты – строительство нефтепровода "Западный Казахстан – Западный Китай", первая очередь которого "Атасу – Алашанькоу" будет введена в эксплуатацию уже 2006 г. Вторая очередь предполагает строительство нефте- провода "Кенкияк – Аральск – Кумколь". Кроме того, планируется сооружение нефтепровода "Актау – Атырау" и морского нефтеналивного терминала в пос.Курык.

Строительство казахстанско-китайского трубопровода осуществляется в рамках Межправительственного соглашения о сотрудничестве в нефтегазовой отрасли. Для реализации проекта создана совместная компания ТОО "Казахстанско-Китайский Трубопровод", учредителями которой на паритетных условиях стали казах- станская государственная компания ОАО "КазТрансОйл" и Китайская национальная корпорация по разведке и разработке нефти и газа (China National Oil Development Corporation). Протяженность нефтепровода "Атасу – Алашанькоу" – 988 км, диаметр трубы – 813 мм, пропускная способность – 10 млн т/год. Общий объем инвестиций в строительство нефтепровода составит около 806 млн дол., предполагаемый тариф – 9,6 дол/т. Протяженность нефтепровода "Кенкияк – Кумколь – Атасу" должна составить 752 км, диаметр трубы – 813/914 мм, пропускная способность – 20 млн т/год, капитальные вложения – 510 млн дол., срок реализации – 2010-2011 гг. В дальнейшем возможно расширение пропускной способности нефтепровода "Казахстан – Китай" до 30-40 млн т/год.

В настоящее время железнодорожный нефтеналивной терминал в Атасу принимает западно-сибирскую нефть, поставляемую по нефтепроводу "Омск – Павлодар – Шымкент" и нефть группы кумкольских месторождений в Южно-Торгайском бассейне по нефтепроводу "Кумколь – Атасу". Исходя из возможных объемов добычи нефти на кумкольских месторождениях экспорт казахстанской нефти в рамках проекта на первом этапе (без учета железнодорожных поставок из Западного Казахстана) может составить не более 5 млн т/год. ОАО "КазТрансОйл" ведет переговоры с российскими компаниями ОАО "ТНК-ВР", ОАО "ЛУКОЙЛ" и ОАО "Сургутнефтегаз" о поставках нефти из Западной Сибири в объеме не менее 5 млн т/год. В перспективе поставки российской нефти по этому маршруту могут составить до 15-17 млн т/год.

Другим новым направлением экспорта нефти из Казахстана может стать нефтепровод "Баку – Тбилиси – Джейхан" (БТД). На начальном этапе по БТД предусматривается транспортировка до 7,5 млн т/год казахстанской нефти с последующим увеличением этого объема до 10-15 млн т/год. Для доставки нефти в Баку предполагается использовать казахстанские порты на Каспии. Для увеличения мощностей морских терминалов в Казахстане планируются развитие порта Актау и строительство нефтяного терминала в пос.Курык. В дальнейшем рассматривается возможность строительства нефтепровода "Актау – Баку", что представляется малореализуемым по экологическим, технологическим и политическим причинам.

Для увеличения пропускной способности нефтепровода КТК ("Тенгиз – Черное море") необходимо строительство 15 дополнительных нефтеперекачивающих станций, 12 дополнительных резервуаров и третьего выносного причального устройства. Объем инвестиций – около 1,5 млрд дол. Компания-оператор планирует в 2007 г. довести объем поставок по этому маршруту до 50 млн т, а к 2009 г. – до 67 млн т. Однако для этого необходимо решение Правительства РФ. Наиболее вероятные сроки формирования второй очереди  этого нефтепровода – 2013-2015 гг.

Проект расширения нефтепровода "Атырау – Самара" предполагает увеличение годовой мощности с 15 до 25 млн т. Для рассмотрения технических и экономических аспектов этого проекта сформирована казахстанско-российская рабочая группа.

Прогноз распределения экспортных потоков сырой нефти из Казахстана с учетом существующих и перспективных направлений поставок представлен в табл. 10.

 

    Газ. Согласно прогнозу ИГНГ СО РАН добыча газа в Казахстане (с учетом сжигания в факелах и обратной закачки в пласт) составит в 2010 г. 36 млрд м3, в 2015 г. – 43 млрд м3, в 2020 г. – около 60 млрд м3 (табл.11).

Основой сырьевой базы будут служить месторождения Карачаганак, Тенгиз и Кашаган с потенциалом ежегодной добычи на каждом из них 15-20 млрд м3. Суммарное использование газа в стране с учетом потребления и потерь на промыслах и технологических нужд газопроводов составит в 2010 г. более 27,0 млрд м3, в 2015 г. – 32,0 млрд м3, в 2020 г. – 42,0 млрд м3. С учетом роста внутреннего спроса на газ его экспорт может вырасти с 6,5 млрд м3 в 2005 г. до 12,7 млрд м3 в 2010 г., до 15 млрд м3 – в 2015 г. и до 22 млрд м3 – в 2020 г.

 

В перспективе импорт газа в Казахстан останется на прежнем уровне. Его исключение из газового баланса невозможно вследствие специфики расположения газопроводов. Импорт газа в равной степени осуществляется в Казахстан из России и Узбекистана. Российским газом снабжаются северные и центральные области Казахстана, узбекским – южные.

В условиях роста добычи газа в стране будут увеличиваться возможности для его экспорта, что потребует развития транспортной инфраструктуры. Рассматриваются два проекта строительства магистральных газо- проводов.

Первый проект связан с разработкой морского месторождения Кашаган и решением Северо-Каспийского Консорциума в отношении утилизации значительного количества попутного газа. Предполагается соединение месторождений каспийского шельфа с газопроводом "Средняя Азия – Центр". Пропускная способность нового газопровода должна составить не менее 9 млрд м3/год, протяженность – около 100 км. 

Второй проект – газопровод "Казахстан – Китай". Маршрут поставок газа в этом направлении рассматривается по трем вариантам. Первый вариант представляет собой продолжение проекта газификации столицы Казахстана – Астаны. Предполагаются строительство газопровода "Рудный (Костанайская область) – Петропавловск – Кокчетав – Астана" и продление его до Караганды и далее до Алашанькоу (Китай). В этом случае основным источником поставок станет российский газ из Западной Сибири. Для подключения казахстанских газовых месторождений к проекту необходимо дополнительно строительство трансказахстанского газопровода из западных регионов страны в Костанайскую область. Другой возможный вариант – строительство газопровода "Шылкар – Ленинск – Кызылорды – Шымкент" и подключение его к действующему газопроводу "Газли – Алматы". В последующем необходимо строительство участка газопровода от Алматы до границы с Китаем протяженностью 750 км. Основным источником поставок газа станут месторождения Кумколь и Жанажол. Третий вариант предполагает, помимо казахстанского газа, поставки преимущественно туркменского и узбекского газа до Алматы и далее по проектируемому трубопроводу в Китай.

Все газовые проекты Казахстана по поставкам газа в Китай являются чрезвычайно капиталоемкими и в двух из трех вариантов предполагают привлечение в значительных объемах либо российского, либо туркменского и узбекского газа. Однако эти страны развивают собственные новые проекты по транспортировке газа на мировые рынки главным образом без прохождения транзитных территорий.

В этих условиях наиболее вероятными новыми направлениями экспорта газа из Казахстана будут рынки СНГ и Европы транзитом через Россию.

Инвестиционный климат

В последние годы происходит ухудшение инвестиционного климата для иностранных компаний в нефтегазовом комплексе Казахстана. Этот процесс связан с рядом факторов, к которым относятся:

  • ужесточение требований к технологии добычи и утилизации растворенных в нефти и газе попутных компонентов;
  • ухудшение налогового и таможенного режимов;
  • введение более жестких требований к использованию местной рабочей силы и оборудования;
  • установление приоритетного права государства на приобретение активов в случае выхода участников из проекта;
  • ограничение доступа к новым активам.

Вместе с тем нефтяная и газовая промышленность Казахстана представляется привлекательным объектом для средне- и долгосрочных инвестиций. Однако участие иностранных компаний в инвестиционных проектах целесообразно в альянсе с Правительством Республики Казахстан и государственными компаниями, прежде всего ОАО "НК "Казмунайгаз". Наиболее эффективная форма участия – создание совместных предприятий с участием "Казмунайгаз".

 

 

© А.Э. Конторович, А.Г. Коржубаев, Л.В. Эдер, Журнал "Минеральные ресурсы России. Экономика и управление", 3-2006
 

 

 

 
SCROLL TO TOP

 Rambler's Top100 @Mail.ru