НАЛОГОВЫЕ ЛЬГОТЫ И УДЕШЕВЛЕННЫЕ КРЕДИТЫ: ПРАВИТЕЛЬСТВО ИЗУЧАЕТ ВАРИАНТЫ УСКОРЕННОГО РАЗВИТИЯ НЕФТЕХИМИЧЕСКИХ ПРОЕКТОВ

На публичное обсуждение представлен консультативный документ регуляторной политики к проекту закона «О нефтегазохимической промышленности» и «О внесении изменений и дополнений в некоторые законодательные акты РК по вопросам развития нефтегазохимической промышленности». Рассказываем, что планирует изменить правительство для того, чтобы сделать отрасль развитой и сократить импорт нефтехимической продукции.

Газа в стране должно быть достаточно. Но сейчас три месторождения - Тенгиз, Кашаган и Карачаганак, обеспечивают более 75% добычи газа в стране и с высоким содержанием С2+ фракций. Значительная часть добываемого газа (59,1 млрд м3 в 2023 году) является попутным и извлекается вместе с нефтью. При этом треть добываемого газа направляется на обратную закачку в пласт.

Вместе с тем, по данным министерства энергетики, на сегодняшний день имеется достаточное количество месторождений, осуществляющих добычу газа, в составе которого имеются С2+ фракции. Порядка 200 месторождений имеют содержание этана выше 5%, 140 месторождений - пропана выше 5%, 31 месторождение - изобутана выше 5%, 46 месторождений - Н-бутана выше 5%.

Изучив положения казахстанского законодательства, а также международный опыт, в министерстве энергетики пришли к выводу, что развитие нефтегазохимии в Казахстане сдерживается законодательными ограничениями, недостаточными мерами господдержки и тарифами. Так, сегодня цепочка переработки нефти и газа в стране сосредоточена в значительной степени на удовлетворении социальных потребностей в нефтепродуктах и газе для населения. Законодательно закреплено, что АО «НК «QazaqGaz» обладает преимущественным правом на приобретение отчуждаемого сырого газа, принадлежащего недропользователям, а также товарного газа, произведённого недропользователем в процессе переработки. При этом цена приобретаемого у недропользователей газа включает в себя расходы на добычу, транспортировку, переработку, а также уровень рентабельности не более 10%. В свою очередь, преимущественным правом пользования товарным газом и сырым газом, приобретаемого АО «НК «QazaqGaz», обладают бытовые и коммунально-бытовые потребители. А для обеспечения населения газом установлены предельные цены реализации товарного газа на внутреннем рынке, а также предельные цены оптовой и розничной реализации сжиженного нефтяного газа.

Прямым следствием такой ситуации стало то, что несмотря на рост внутреннего производства продукции нефтегазохимической отрасли на 82%, у Казахстана остаётся высокая зависимость от импорта. Внутреннее производство обеспечивает лишь 18% от общего потребления.

Для изменения ситуации, по видению минэнерго, нужно усилить участие государства в развитии отрасли.

«Передовые нефтехимические компании развитых стран, как правило, для финансирования проектов используют рыночные механизмы с привлечением таких инструментов, как проектное финансирование и проектные облигации. В развитых странах активно используются государственные источники финансирования как для прямых инвестиций, так и для организации заёмного финансирования. Банки второго уровня Казахстана, а также другие финансовые институты, предоставляющие кредиты, ввиду отсутствия доступа к «длинным деньгам» на внутреннем и международном рынках капитала и кредитных рынках, как правило, не участвуют в финансировании крупных капиталоёмких проектов, требующих предоставления долгосрочных займов. В связи с этим необходимо предусмотреть вовлечение государства в финансирование проектов по льготным ставкам (напрямую, через квазигосударственный сектор и/или через государственные институты развития)», - отмечается в документе.

Подсчитано, что срок окупаемости долгосрочных проектов в Казахстане в среднем составляет 15 лет. При этом проекты в Казахстане обходятся дороже, чем в других странах. Так, капитальные затраты на строительство ГПЗ в Казахстане варьируются от $50 до $100 за тысячу кубометров газа, что превышает внутреннюю цену газа. Тогда как капитальные затраты на ГПЗ в странах Ближнего Востока составляют от $76 до $96 за тысячу кубометров, в Африке — от $23 до $68.

Минэнерго предлагает пересмотреть законодательство. В качестве мер поддержки инвесторов - распространить налоговые стимулы, предусмотренные для участников СЭЗ, на проекты в сфере нефтегазохимии, независимо от того, находятся они на территории СЭЗ, или нет. Предлагается фиксировать либо субсидировать, причём на долгосрочный период, тарифы на энергоресурсы (вода, электричество, газ и др.), в случае, если они будут отличаться от предусмотренных в проектной документации и бизнес-плане. А также - предоставлять льготное кредитование для проектов по созданию производств в нефтегазохимической промышленности.

Альтернативным вариантом может стать механизм специального соглашения об инвестициях для нефтегазохимических проектов (включая инфраструктурные объекты). Такое соглашение предоставляет право государству по результатам оценки финансово-экономических показателей проекта определять индивидуальные меры государственной поддержки на срок окупаемости проекта.

Внесение законопроекта на рассмотрение парламента запланировано на декабрь 2024 года. В течение ноября должны пройти публичные обсуждения предлагаемых норм и дискуссии с профессиональным сообществом. По оценке минэнерго, при принятии законопроекта ожидается «существенное улучшение инвестиционного климата в стране, что позволит привлечь новые инвестиции в нефтегазохимическую промышленность», а отрасль «имеет высокий мультипликативный эффект, стимулирует развитие промышленного производства в смежных отраслях (строительство, автопром, медицина, ЖКХ и др.)».