Как передает Qazaq24.com, со ссылкой на сайт Kursiv.Media.
Главное
Производственные мощности казахстанской нефтянки в прошлом году, после запуска завода третьего поколения на Тенгизе, достигли 110 млн тонн сырой нефти при фактическом производстве в 99,6 млн тонн (+12% г/г). Kursiv Research прогнозирует пик добычи нефти в РК в 2028 году, в последующие два года добыча будет держаться на стабильном уровне, после чего начнется спад.Kursiv Research составил ренкинг крупнейших нефтяных компаний Казахстана по итогам 2025 года по объему добычи, а также проанализировал влияние реализуемых и запланированных проектов расширения на уровень добычи в ближайшие семь лет. Именно в 2033 году истекает срок стабилизированного контракта на разработку Тенгиза.
ТенгизНа первом месте ренкинга СП «Тенгизшевройл» (ТШО), которое разрабатывает месторождения Тенгиз и Королевское. По итогам минувшего года объем добычи ТШО достиг 39,0 млн тонн нефти, или на 40,3% больше, чем в 2024 году. Впервые за более чем 30-летнюю историю Тенгизского месторождения добыча там выросла сразу на 11,2 млн тонн.
Для выхода на эти объемы потребовалось почти девять лет, и это без учета времени, затраченного на подготовительные работы. Окончательное инвестиционное решение по Проекту будущего расширения (ПБР) и Проекту управления устьевым давлением (ПУУД) с увеличением проектной мощности на 12 млн тонн в год участники ТШО приняли в июле 2016-го. Они рассчитывали получить первую нефть на новых объектах к середине 2022 года. Но завод третьего поколения, последний объект в рамках расширения мощностей Тенгиза, был запущен в январе 2025-го, то есть с отставанием от графика почти на три года. Вместе с переносом сроков стоимость интегрированного проекта выросла на $11 млрд, достигнув в итоге $47,8 млрд.
После запуска завода третьего поколения и казахстанский кабмин, Chevron (ключевой участник ТШО с 50% контроля, еще 25% приходится на второго американского игрока – Exxon, 20% – на «КазМунайГаз», 5% – на LukArco, дочку российского «Лукойла»), и еще один участник проекта – нацкомпания «КазМунайГаз» (КМГ), давали весьма консервативные прогнозы на 2025 год. Их оценки находились на уровне 34-36 млн тонн. Учитывая, что в 2024 году добыча составила 27,8 млн тонн, прогнозируемый прирост был почти вдвое меньше проектной мощности новых объектов на Тенгизе.
Но результат за 2025 год превзошел эти ожидания, хотя компания два раза вынужденно сокращала производство. В октябре суточная добыча упала на 27% из-за внепланового ремонта, длившегося 19 дней, а в декабре – на 10% после атаки на инфраструктуру. Тем не менее, по итогам минувшего года компания ТШО нарастила добычу до уже упомянутых 39 млн тонн, а ее доля в нефтяной отрасли выросла до 39,2%, или на 7,5 п.п.
Битва за Тенгиз-2033После завершения многомиллиардных ПБР/ПУУД в медиапространстве на первый план вышла тема продления срока концессионного соглашения на разработку месторождения Тенгиз. В январе 2025-го, буквально несколько дней спустя после запуска завода третьего поколения, президент РК Касым-Жомарт Токаев на расширенном заседании правительства поручил «активизировать переговоры относительно продления СРП-контрактов». Правда, не уточнил, о каком из трех мегапроектов идет речь.
Отраслевые эксперты, указав на два обстоятельства, предположили, что президент подразумевал Тенгиз. Во-первых, заключенный с зарубежными нефтяными компаниями стабилизированный контракт на разработку Тенгизского месторождения истекает в 2033 году – намного раньше, чем соглашение о разделе продукции по Карачаганаку (в 2038 году) и по Кашагану (в 2041 году). Во-вторых, на тот момент власти явно не были готовы вести переговоры по двум последним проектам. Правительство готовилось к арбитражу по Кашагану, а по Карачаганаку разбирательства шли полным ходом – казахстанские власти, посчитав, что инвесторы завысили свои затраты, подлежащие возмещению по условиям СРП, хотели взыскать с оператора компенсацию, сумма которой могла достигать $6 млрд.
В совместном предприятии «Тенгизшевройл» американской нефтяной компании Chevron принадлежит 50% доли, другая компания из США – ExxonMobil – контролирует 25%. Еще 20% у нацкомпании «КазМунайГаз», оставшиеся 5% у российского Лукойла. Компания Chevron, будучи крупнейшим участником совместного предприятия, первой из зарубежных инвесторов обозначила свою позицию по продлению концессии.
Еще в феврале 2025 года Майкл Уирт, председатель совета директоров Chevron, презентуя квартальную отчетность и отвечая на вопрос о перспективах продления контракта, дал понять, что переговорный процесс займет довольно много времени: «Мы, конечно, хотели бы продлить концессию, но она должна работать для всех. В интересах республики, нашей компании и наших акционеров. Эти вещи требуют времени. Это сложные контракты, сложные переговоры».
Для Chevron Тенгиз остается одним из значимых проектов за пределами США. В прошлом году среди всех зарубежных активов, где у корпорации от 20 до 50% доли, наибольший доход принес именно ТШО – около $1,6 млрд. По нашим расчетам, это порядка 12,7% от всей прибыли нефтяного гиганта. Пропорционально доле участия на конец 2025 года на Тенгиз приходилось 17,4% от всех доказанных нефтяных запасов Chevron.
Продление срока концессии – пожалуй, главная тема разговора на участившихся встречах руководителей Казахстана и Chevron. В прошлом году Токаев встречался с Уиртом трижды: в апреле в Астане, в сентябре – в Нью-Йорке на полях 80-й Генассамблеи ООН, в ноябре – в Вашингтоне в ходе визита Токаева в США. За предыдущие три года президент РК официально встречался с главой Chevron всего один раз.
По оценке ExxonMobil, еще одного участника ТШО, пика добычи проект достигнет в следующем году (напомним, что в отдельные месяцы 2025 года суточная добыча составляла 950 тыс.), после чего начнется естественное снижение. К 2035 году, если не реализовать проекты, направленные на поддержание уровня добычи, суточное производство может опуститься до отметки 500 тыс. баррелей. В этих обстоятельствах продление срока концессии кажется наиболее оптимальным решением.
Основной вопрос – сколько от сохранения статуса-кво в структуре участников проекта получит правительство. По информации неназванных источников Bloomberg, опубликованной в конце сентября 2026-го, казахстанское правительство на переговорах добивалось единовременной выплаты в размере $10 млрд и увеличения казахстанской доли в проекте с нынешних 20% до 35%.
КашаганВесь прошлый год Кашаган работал без остановок, в отличие от 2024 года, когда для замены входного газового сепаратора производство было остановлено почти на месяц. Поэтому консорциуму North Caspian Operating Company (NCOC), занявшему второе место в ренкинге крупнейших нефтяных компаний РК, удалось нарастить объем добычи нефти до 18,3 млн тонн, или на 4,8%. Впрочем, на фоне еще более высоких темпов на Тенгизе, доля Кашагана в общестрановом объеме снизилась на 1,5 п.п. (до 18,4%).
Вклад этого мегапроекта в ближайшее время не увеличится. Для наращивания добычи необходимы дополнительные мощности по переработке или утилизации попутного газа, выделяемого в процессе добычи. Начиная с 2019 года правительство вело переговоры с консорциумом NCOC о создании газоперерабатывающей инфраструктуры. Спустя пару лет эта идея трансформировалась в два проекта – строительство заводов на 1 млрд и на 2,5 млрд кубометров газа, но акционеры Кашагана затягивали с решением о начале строительства этих проектов, поэтому правительство решило отдать их третьей стороне.
Сейчас реализуется лишь ГПЗ на 1 млрд кубометров, который должен был заработать еще в 2024 году. После его запуска проектная мощность Кашагана увеличится ненамного: с нынешних 410 тыс. до 450 тыс. баррелей в сутки (или до 20,7 млн тонн в год, по нашим расчетам). Но сроки сдачи объекта постоянно переносятся: согласно самой свежей информации, озвученной премьер-министром РК Олжасом Бектеновым в октябре 2026-го, этот ГПЗ запустят в 2027 году.
Что касается второго, более крупного ГПЗ на 2,5 млрд кубометров, – был определен подрядчик проекта – консорциум из двух китайских компаний (China National Chemical Engineering Sixth Construction Company Kazakhstan Branch и China Wuhuan Engineering Corporation Ltd), а оператором проекта стоимостью $2,5 млрд назначен QazaqGaz. Если ранее говорилось о том, что второй ГПЗ запустят в 2029 году, теперь сроки отодвинули уже на 2033 год.
Запуск второго ГПЗ позволит увеличить проектную мощность Кашагана до 500 тыс. баррелей в сутки (при условии работы первого ГПЗ), или до 23,0 млн тонн в год. Сейчас добыча на Кашагане осуществляется в рамках первого этапа – опытно-промышленной разработки. Выход на проектную мощность в 500 тыс. баррелей означает переход на второй этап разработки месторождения («Этап 2А»). Чтобы выйти на 710 тыс. баррелей («Этап 2Б»), или до 32,7 млн тонн в год, потребуется вовлечь в разработку новые участки месторождения и построить еще один ГПЗ – уже на 6 млрд кубометров газа. Но твердых договоренностей и финального дизайна по этому проекту пока нет.
Заинтересованность в проектах дальнейшего расширения Кашагана проявила ExxonMobil, контролирующая 16,81% консорциума NCOC, об этом написал Bloomberg в августе 2026-го. Но американская компания вышла с принципиально иной инициативой, предложив властям Казахстана проект по разработке западной части Кашагана стоимостью $80 млрд и проектной мощностью до 600 тыс. баррелей в сутки (для сравнения: по итогам 2025 год среднесуточная добыча составила 396 тыс. баррелей).
Это ExxonMobil увязала с урегулированием претензий Казахстана к консорциуму Кашагана. Никаких твердых договоренностей нет и по этому проекту, но даже если стороны смогут договориться в ближайшее время, освоение западного блока Кашагана начнется не скоро.
Если не считать спор в международном арбитраже, который завершился в начале 2026 года победой казахстанской стороны, то ситуация вокруг Карачаганака – третьего по добыче месторождения страны – в минувшем году была спокойной.
Срок действующего ОСРП истекает в 2038 году, а месторождение давно прошло пик добычи. И все реализуемые здесь проекты направлены на поддержание уровня добычи. В минувший год не стал исключением: согласно нашим расчетам, произведенных по данным КМГ, объем добычи на этом месторождении составил 12,1 млн тонн, то есть снизился на чисто символические 0,5% в годовом исчислении. Соответственно, у Karachaganak Petroleum Operating (КРО) третье место в нашем ренкинге.
«Компания вновь продемонстрировала стабильные производственные результаты в соответствии с нашим планом, при этом выполнив все намеченные проекты и ремонтные работы своевременно, безопасно и в пределах утвержденного бюджета», – сказал гендиректор консорциума KPO Марко Марсили, подводя итоги 2025 года.
В прошлом году KPO продолжал строительство 6-го компрессора, который вместе с сопутствующими объектами образует вторую часть Проекта расширения Карачаганака (ПРК-1Б). Новая установка позволит существенно нарастить совокупные мощности по подготовке газа и объемы его закачки обратно в пласт – примерно на 3,7 млрд кубометров в год. Это поддержит необходимое внутрипластовое давление и продлит плато добычи жидких углеводородов.
Консорциум планировал ввести в эксплуатацию этот объект в конце 2026-го, но работы по нему были завершены с опережением графика. Уже в начале июня KPO официально сообщил о «безопасном запуске обратной закачки газа в рамках ПРК-1Б». Завершение проекта позволит карачаганакскому консорциуму поддерживать добычу на стабильном уровне вплоть до завершения срока действия ОСРП в 2038 году.
Остальные участники топ-10Остальные участники нашего рейтинга разрабатывают зрелые месторождения, на которых добыча в долгосрочной перспективе стабильна или падает из-за истощения запасов. В прошлом году пять из этих семи нефтяных компаний зафиксировали сокращение.
«Мангистаумунайгаз» (ММГ) и «Озенмунайгаз» (ОМГ), стабильно занимающие 4-ю и 5-ю строчки нашего рейтинга, по сути, сохранили добычу на прошлогоднем уровне. Объем добычи ММГ составил 6,2 млн тонн нефти, уступив собственному прошлогоднему результату лишь 0,1%. Объем добычи ОМГ сократился до 5,1 млн тонн нефти, или на 0,4%.
«Озенмунайгазу» удалось стабилизировать добычу благодаря стартовавшему в 2023 году проекту по реабилитации месторождений Узень и Карамандыбас. Оба месторождения официально отнесены к категории обводненных, что позволяет применять пониженную ставку НДПИ, а высвобожденные средства идут на масштабирование технологии бурения скважин малого диаметра (Slim Hole).
Из числа операторов, разрабатывающих зрелые месторождения, двум компаниям удалось нарастить добычу. «Эмбамунайгаз» (№6 в ренкинге) по итогам прошлого года увеличил производство на 2,2%, достигнув отметки в 2,9 млн тонн. Этого удалось добиться за счет технического запуска Первого пускового комплекса на месторождении Западная Прорва и ввода в эксплуатацию нового месторождения Карасор Западный.
Находящаяся на 7-м месте компания «СНПС-Актобемунайгаз» в своих источниках приводит различные цифры. В разделе «Работа в отчетном году» указано, что объем добычи по итогам 2025 года составил 2,5 млн тонн, что на 1,1% меньше, чем в 2024 году. Но на ежегодном собрании по итогам производственно-хозяйственной деятельности за 2025 год было заявлено, что добыча нефти едва превысила 2,8 млн тонн (или +13,4%). По итогам 2025-го объемы выручки от реализации сырой нефти и товарного газа у «СНПС-Актобемунайгаз» сократились соответственно на 4 и 9%; несмотря на рост доходов от продажи сжиженного газа на 32%, совокупная выручка компании упала на 4%.
Оставшиеся три компании, которые занимают последние три позиции в топ-10, в прошлом году сократили производство. Незначительный спад зафиксировала компания «Каражанбасмунай» (на 2,2%, или до 2,1 млн тонн). Существенное сокращение производства отмечается у «ПетроКазахстан» (-13,6%, или до 1,2 млн тонн) и у «Казгермунай» (-13,1%, или до 906 тыс. тонн) – оба предприятия разрабатывают зрелые нефтяные месторождения в Кызылординской области.