Казахстан заложил в проект республиканского бюджета на 2027–2029 годы сразу несколько принципиальных нефтяных параметров: $70 за баррель, добычу 96 млн тонн уже в следующем году и последующий выход примерно на 99–100 млн тонн. При этом страна остаётся участником ОПЕК+, Карачаганак временно сокращает производство, а более 80% казахстанского нефтяного экспорта по-прежнему зависит от Каспийского трубопроводного консорциума, работа которого в 2026 году неоднократно осложнялась из-за атак и проблем с безопасностью в Чёрном море. Насколько совместимы все эти параметры, и что произойдёт с бюджетной конструкцией, если фактическая цена казахстанской нефти, добыча или экспорт окажутся ниже ожиданий, SHYNDYK.KZ обсудил с экспертом нефтегазовой отрасли, автором телеграмм-канала «Байдильдинов. Нефть» Олжасом Байдильдиновым.
Бюджет повысил ставку на нефть
Новая бюджетная конструкция заметно отличается от действующего трёхлетнего плана. 17 сентября первый вице-министр национальной экономики Азамат Амрин сообщил, что в проект бюджета на 2027–2029 годы заложена цена нефти $70 за баррель — сразу на $10 выше, чем в действующем бюджете на 2026–2028 годы, где использовался ориентир $60. По словам Амрина, решение основано на консенсус-прогнозе международных организаций и глобальных инвестиционных банков на уровне $70,3 за баррель.
Одновременно в расчёты заложен курс 480 тенге за доллар. Амрин объяснял, что с начала 2026 года средний курс составлял около 478 тенге за доллар, поэтому правительство считает показатель 480 тенге консервативным ориентиром.
Цена нефти здесь имеет значение далеко не только для нефтяных компаний. От неё зависят нефтяные налоговые поступления, доходы Национального фонда и в конечном счёте возможности государства финансировать расходы. А сами параметры бюджета достаточно масштабны.
Правительство рассчитывает, что доходы республиканского бюджета составят 19,9 трлн тенге в 2027 году, 21,7 трлн — в 2028-м и 23,4 трлн — в 2029-м. Расходы в 2027 году запланированы на уровне 30,2 трлн тенге. Дефицит должен составить 2,3% ВВП с последующим снижением до 0,4% в 2029 году, а ненефтяной дефицит — сократиться с 5,3% до 2,5% ВВП.
При этом зависимость бюджета от Национального фонда сохраняется. Гарантированный трансферт в 2027 году определён в размере 2,4 трлн тенге, а целевой — ещё 2 трлн тенге. Таким образом, в совокупности речь идёт примерно о 4,4 трлн тенге. В 2028 году гарантированный трансферт также должен составить 2,4 трлн, в 2029-м — снизиться до 2 трлн тенге; целевые трансферты в 2028–2029 годах запланированы по 1,5 трлн тенге ежегодно.
Таким образом, уже в 2027 году из Национального фонда в республиканский бюджет планируется направить в общей сложности около 4,4 трлн тенге. И здесь возникает принципиальный вопрос к самой конструкции бюджетной политики. С одной стороны, правительство заявляет о постепенном снижении зависимости бюджета от нефтяных доходов и намерении восстанавливать накопительную функцию Нацфонда. С другой — для финансирования расходов в первый же год нового трёхлетнего периода по-прежнему потребуется несколько триллионов тенге из фонда, который в значительной степени формируется за счёт поступлений нефтяного сектора.
Это не означает, что заявленное снижение нефтяной зависимости невозможно: правительство одновременно рассчитывает на рост собственных доходов бюджета, сокращение дефицита и увеличение чистых поступлений в Нацфонд. Однако достижение этих целей само оказывается связано с нефтяным сценарием. Чтобы фонд одновременно финансировал бюджет и наращивал валютные активы, существенное значение будут иметь цена казахстанской нефти, физические объёмы добычи и устойчивость экспорта.
Поэтому заложенные в прогноз $70 за баррель и 96 млн тонн добычи — это не просто два отраслевых показателя. Они становятся частью бюджетной математики, от которой зависит, насколько быстро государство действительно сможет уменьшать использование нефтяных денег и одновременно увеличивать накопления Национального фонда.
Одновременно правительство рассчитывает постепенно восстанавливать накопительную функцию Нацфонда. Поступления прогнозируются в размере 5,1 трлн тенге в 2027 году, 5,5 трлн в 2028-м и 5,7 трлн в 2029-м, а чистые поступления — соответственно 0,5 трлн, 1,4 трлн и 2 трлн тенге. Валютные активы фонда, согласно базовому сценарию, должны увеличиться с $65,2 млрд в 2027 году до $70,6 млрд в 2029-м.
Более того, при презентации проекта бюджета депутатам Курултая 18 сентября переход к более жёсткой бюджетной политике был напрямую увязан с постепенным снижением зависимости от нефтяных доходов и сокращением бюджетного дефицита. Среднегодовой реальный рост экономики правительство ожидает выше 5%, причём главным источником роста должны стать ненефтяные отрасли.
Однако для реализации самого базового бюджетного сценария нефтяной сектор по-прежнему должен выполнить весьма существенную работу.
$70 за баррель: риск не только в мировой цене нефти
Заложенные правительством $70 за баррель в 2027 году сами по себе Олжас Байдильдинов не считает завышенным ориентиром. По его мнению, на горизонте одного года такой сценарий вполне реалистичен, хотя прогнозировать нефтяные котировки сразу на весь трёхлетний бюджетный период значительно сложнее. Однако эксперт обращает внимание на другую проблему: биржевая стоимость Brent и фактическая цена, по которой в конкретный момент может продаваться казахстанская нефть, — далеко не всегда одно и то же.
«На трёхлетний период прогнозировать сейчас цены на нефть, конечно, довольно сложно, но, в принципе, в 2027 году, я думаю, $70 за баррель — вполне реалистичный сценарий. Но нужно учитывать следующий момент: мы увидели очень сильный разрыв между фактическими ценами на нефть и тем, что торгуется на биржах по Brent. Изначально котировка казахстанской нефти шла с дисконтом от Urals, российского сорта, а Urals, в свою очередь, стоил дешевле, чем Brent. В итоге мы где-то на $3–5 торговались ниже Brent», — объясняет Байдильдинов.
События 2026 года действительно показали, насколько быстро геополитический и логистический риск способен отразиться непосредственно на стоимости казахстанского сорта. В январе Reuters сообщал, что на фоне ударов беспилотников по танкерам и проблем с работой терминала предложение партии CPC Blend сначала выставлялось с дисконтом около $0,4 к Dated Brent, затем дисконт увеличился до $1,35 за баррель, однако покупатель не нашёлся и предложение было снято.
Таким образом, даже сам показатель Brent ещё не отвечает на вопрос, сколько Казахстан и работающие здесь нефтяные компании фактически получат за экспортируемый баррель.
Особенно заметным этот разрыв становится в периоды геополитической напряжённости и проблем с экспортной инфраструктурой. По словам эксперта, события вокруг КТК показали, что даже высокая мировая стоимость нефти сама по себе не гарантирует Казахстану соответствующей экспортной цены. Если покупатель закладывает дополнительные риски, связанные с безопасностью перевозок из Черноморского бассейна, казахстанский сорт может продаваться с существенным дисконтом.
«События, которые сейчас разворачиваются, в том числе санкционные вещи, привели к тому, что цена Urals упала из-за потолка. Но фактическая цена российской нефти сейчас, например, в моменте выше $100 за баррель, при том что цены на Brent могут достигать где-то $105–110 за баррель. То есть рынок стал очень сильно отличаться от того, что мы видим на экране в котировках. При этом казахстанская нефть, как вы, наверное, помните, когда были атаки на КТК, CPC Blend, наоборот, торговалась с большим дисконтом, потому что никто не хотел покупать этот сорт и никто не хотел самостоятельно вывозить эту нефть с Чёрного моря ввиду атак на инфраструктуру», — говорит эксперт.
Именно поэтому при оценке нефтяных параметров бюджета, считает Байдильдинов, необходимо смотреть не только на базовую котировку Brent. Теоретически возможна ситуация, когда мировой эталон останется около заложенных правительством $70, однако фактическая стоимость казахстанской экспортной нефти окажется ниже из-за логистических и геополитических рисков.
«Мы можем столкнуться с такой ситуацией, что, допустим, Brent стоит $70 за баррель, но по каким-то причинам атаки на суда или на КТК, или в целом проблемы в Черноморском бассейне продолжаются, и фактически казахстанская нефть стоит дешевле этих параметров. В этом случае страдают в основном нефтяные компании, потому что их облагают налогом так, как видят по котировкам, а фактически они могут продавать эту нефть дешевле. Но в целом $70 за баррель в следующем году я считаю вполне реалистичным сценарием», — объясняет Байдильдинов.
Получается, что главный ценовой риск бюджета заключается не обязательно в том, что Brent не достигнет $70. Важен ещё один показатель — реальная экспортная цена именно казахстанского барреля после учёта дисконта и дополнительных логистических рисков.
Второе условие бюджета — 96 млн тонн нефти
Цена — только одна сторона нефтяной математики. Вторая — сколько Казахстан физически сможет произвести.
17 сентября Амрин сообщил, что на 2027 год правительство закладывает 96 млн тонн нефти, на 2028 год — около 99 млн, а в 2029-м — 100,1 млн тонн. При этом чиновник подчеркнул, что показатели являются индикативными. Рост должен обеспечиваться, в частности, увеличением количества скважин и дополнительными объёмами проекта будущего расширения Тенгиза.
Контекст здесь особенно важен. По данным Interfax.ru, изначально Казахстан рассчитывал добыть в 2026 году 100,5 млн тонн, затем прогноз снизили до 98 млн после атак на инфраструктуру КТК и январского инцидента на Тенгизе, а в конце августа — ещё раз, уже до 96 млн тонн. В 2025 году страна добыла 99,6 млн тонн.
Иными словами, 96 млн тонн, которые теперь заложены на 2027 год, — это не только будущий ориентир. Примерно к этой же отметке был пересмотрен и текущий прогноз 2026 года после того, как первоначальные планы пришлось корректировать.
100 млн тонн — новая цель или уже нефтяной потолок?
Не менее важным параметром бюджета становится физический объём добычи. Правительство рассчитывает на 96 млн тонн нефти в 2027 году с последующим приближением к отметке 99–100 млн тонн. Однако Байдильдинов считает такую траекторию достаточно оптимистичной. Казахстан уже неоднократно сталкивался с ситуациями, когда фактическая добыча оказывалась ниже первоначальных планов из-за ремонтов, производственных ограничений, экспортной инфраструктуры и других обстоятельств.
Отдельный вопрос — насколько планы по дальнейшему росту производства совместимы с обязательствами Казахстана в рамках ОПЕК+. По мнению Байдильдинова, возможности государства непосредственно управлять добычей ограничены самой структурой нефтяной отрасли: основная её часть приходится на Тенгиз, Кашаган и Карачаганак, где работают международные консорциумы.
«Как я говорил ранее, присоединение Казахстана к ОПЕК+ является просто хорошей миной при плохой игре. Потому что у нас 70% добычи — это Тенгиз, Карачаганак и Кашаган, и влиять на них правительство, Министерство энергетики, „КазМунайГаз“ не могут. Поэтому кто должен сокращать, например, добычу нефти? Если говорить о других компаниях, частных и так далее, то они тоже не могут снижать, потому что их добыча и их экспорт позволяют удерживать такие низкие цены на топливо в Казахстане, которые мы видим. То есть за счёт экспорта они субсидируют убытки на внутреннем рынке», — полагает эксперт.
На этом фоне даже достижение отметки в 100 млн тонн, которая ещё недавно воспринималась как очередной этап расширения казахстанской нефтедобычи, теперь, по мнению Байдильдинова, выглядит гораздо менее однозначно. Производственные планы могут корректироваться из-за внештатных остановок, инфраструктурных ограничений, экологических споров и других факторов, которые невозможно полностью заложить в трёхлетний прогноз.
«Фактически достижение 100 млн тонн сейчас, конечно, выглядит довольно оптимистично, потому что мы в прошлом году чуть-чуть не добрали этого объёма, в этом году, очевидно, не достигнем. Могут быть такие внештатные ситуации, которые мы видели, плюс могут быть какие-то затруднения в связи с тем же самым экологическим штрафом, арестом счетов, например, и так далее», — считает Байдильдинов.
При этом эксперт предлагает посмотреть на сегодняшние 96–100 млн тонн в более длительной ретроспективе. Более десяти лет назад ожидания относительно потенциала казахстанской нефтедобычи были существенно выше. По словам Байдильдинова, в прогнозах, над которыми он сам работал в группе Министерства энергетики, фигурировали совершенно другие уровни производства.
«Фактически мы в прогнозах к этому периоду должны были добывать около 120 млн тонн в год. Я больше десяти лет назад работал в группе Минэнерго, и прогноз у нас был примерно такой — 120 млн тонн. А потом, чуть позже, мы могли вообще добывать на полке 150 млн тонн в год. Но фактически мы видим, что до 100 млн тонн мы, может быть, если и дойдём, то, наверное, это вот наш потолок, после которого, в принципе, добыча начнёт снижаться», — отмечает эксперт.
ОПЕК+: Казахстан остаётся в соглашении
На планы добычи накладывается ещё один фактор — участие Казахстана в ОПЕК+.
16 сентября вице-министр энергетики Кайырхан Туткышбаев заявил, что Казахстан не рассматривает возможность выхода из соглашения и продолжает взаимодействовать с секретариатом ОПЕК, в том числе по вопросу компенсации объёмов, добытых ранее сверх разрешённого уровня. (Интерфакс)
Официальная позиция самого ОПЕК+ также отличается от оценки Байдильдинова о фактическом состоянии соглашения. В августе семь стран, включая Казахстан и Саудовскую Аравию, вновь подтвердили приверженность договорённостям, обязательство обеспечить полное соответствие установленным параметрам и намерение компенсировать перепроизводство, накопленное с января 2024 года.
Таким образом, говорить о формальном прекращении или распаде соглашения оснований нет: Казахстан остаётся его участником, а механизм компенсации перепроизводства продолжает действовать. Другое дело — насколько фактическая структура казахстанской нефтедобычи позволяет государству выполнить эти обязательства. Именно на этом делает акцент Байдильдинов.
ОПЕК+: обязательства есть, а рычагов недостаточно
Отдельным противоречием нефтяного сценария остаётся участие Казахстана в ОПЕК+. Страна официально заявляет о намерении оставаться в соглашении, одновременно на протяжении длительного времени сталкиваясь с необходимостью компенсировать превышение установленных уровней добычи. Байдильдинов считает, что проблема заключается не только в желании или нежелании Казахстана выполнять обязательства, но и в реальной возможности государства заставить крупнейших операторов сокращать производство.
«У Казахстана нет каких-то параметров и рычагов для выполнения соглашения ОПЕК+. Вот я в предыдущем ответе уже затронул: у нас 70% нефтедобычи — это крупные иностранные операторы. Они могут добывать сколько хотят и могут поставлять нефть куда хотят, могут поставлять её вообще на Луну, если захотят, и мы не можем им это запретить. Более того, крупные операторы и акционеры официально вообще не присоединялись к этому соглашению ОПЕК+, и свои действия по снижению добычи или по наращиванию добычи они никогда с этим не связывали», — поясняет Байдильдинов.
При этом сам механизм ОПЕК+ эксперт предлагает рассматривать с двух противоположных точек зрения. Для нефтедобывающего Казахстана ограничение глобального предложения способно поддерживать мировые цены и, соответственно, экспортную выручку и бюджетные поступления. Для государств — крупных потребителей энергоресурсов тот же механизм означает искусственное ограничение предложения и более высокую стоимость топлива.
«ОПЕК и ОПЕК+ для нас — это хороший игрок. То есть он регулирует добычу, за счёт этого повышаются цены на нефть, и в кризисные периоды это наша такая спасительная палочка-выручалочка, которая позволяет стабилизировать нефть и увеличить поступления в бюджет. Но для всего остального мира, который представляет большую часть мировой экономики, ОПЕК — это плохой игрок. Это картель, который диктует им свои правила игры и диктует им свои цены», — говорит эксперт.
Для объяснения этой логики Байдильдинов приводит аналогию с внутренним топливным рынком Казахстана. Если бы крупнейшие продавцы топлива договорились между собой искусственно сократить предложение бензина ради повышения цены, подобные действия немедленно вызвали бы вопросы со стороны антимонопольного органа.
«Представьте, что крупные сети АЗС в Казахстане, допустим, Qazaq Oil, Helios и ещё какие-то, соберутся вместе и скажут: „Вы знаете, нам чего-то не хватает тех денег, которые мы зарабатываем, и мы ограничим предложение, например, 92-го бензина, и цена будет выше на 50 тенге за литр“. Мы, естественно, будем возмущаться и потребуем от Агентства по защите и развитию конкуренции провести расследование. Но ОПЕК+ делает то же самое в глобальном масштабе, только ещё и показывает это в прямом эфире», — объясняет Байдильдинов.
Именно антикартельное законодательство, по его словам, является одной из причин, по которым международные нефтяные компании не могут просто присоединиться к договорённостям государств — участников ОПЕК+. Эксперт обращает внимание, что в США на протяжении многих лет обсуждались законодательные механизмы, направленные против возможного нефтяного картельного сговора.
«Как выглядит ОПЕК+ для всего мира? Это плохой игрок. Это картель, который приводит к удорожанию топлива в их странах и, соответственно, приводит к удорожанию товаров, закупок и так далее. В Соединённых Штатах, например, есть законопроект по антикартельным сговорам, где в том числе рассматривается работа ОПЕК и возможность применять меры против стран, которые входят в такое соглашение. Поэтому иностранные компании к соглашению ОПЕК+ не могут присоединиться, потому что в их странах в этом случае против них могут быть поданы иски за присоединение к картельному сговору с целью диктовать цены», — отмечает эксперт.
Отсюда, по мнению Байдильдинова, возникает фундаментальная проблема казахстанского участия в соглашении: международные обязательства принимает государство, тогда как возможности непосредственно регулировать производство на крупнейших проектах ограничены.
«Подчеркну ещё раз: мы это соглашение ОПЕК+ выполнять не можем. Поэтому Казахстан формально всегда говорит: „Да-да-да, мы выполним“, но по сути мы ни разу эти квоты не выполняли. При этом в тех цифрах, которые вы приводите, учитывается только нефть, но не газовый конденсат. А мы считаем добычу вместе с нефтью и газовым конденсатом. Фактически мы сейчас добываем на полке где-то 2,1–2,2 млн баррелей в сутки нефти плюс газовый конденсат. То есть мы существенно превышаем эту квоту», — говорит Байдильдинов.
Здесь важно разделять оценку эксперта и официальную позицию. ОПЕК+ продолжает считать Казахстан участником механизма и требует компенсации перепроизводства, а правительство Казахстана официально подтверждает намерение оставаться в соглашении. Следовательно, вопрос заключается не в наличии обязательств как таковых, а в том, насколько фактические производственные возможности и договорная архитектура крупнейших проектов позволяют синхронизировать добычу с квотами.
Карачаганак: зависимость от Оренбурга сохранится ещё на годы
Планы Казахстана по наращиванию нефтедобычи осложняет не только участие в ОПЕК+, но и технологическая зависимость отдельных крупных месторождений от внешней инфраструктуры. Один из наиболее показательных примеров — Карачаганак.
С 7 сентября на месторождении идёт плановый ремонт, который должен продлиться до 1 октября. Минэнерго оценивает снижение нефтедобычи за время работ примерно в 400–450 тыс. тонн.
Однако плановый ремонт — не единственная причина снижения показателей Карачаганака. По данным «КазМунайГаза», в первом полугодии 2026 года добыча нефти и конденсата на проекте снизилась на 12,9%, а добыча газа до обратной закачки — на 12%. Компания прямо назвала среди причин нестабильный приём нефти системой КТК и ограниченный приём сырого газа Оренбургским ГПЗ.
То есть одно из крупнейших месторождений страны одновременно зависит сразу от двух внешних элементов — возможности вывезти жидкие углеводороды через КТК и возможности переработать часть газа на территории России.
Олжас Байдильдинов обращает внимание, что добыча жидких углеводородов на Карачаганаке непосредственно связана с возможностью перерабатывать сопутствующий газ. Значительная его часть традиционно направляется в Россию, поэтому любые ограничения работы Оренбургского ГПЗ способны отражаться и на производственных показателях самого казахстанского месторождения.
«На Карачаганаке также снизилась добыча газа, потому что это сопутствующие процессы, а переработка этого газа идёт на Оренбургском ГПЗ. Из-за атак Оренбургский ГПЗ снизил переработку. Я подчеркну для ваших читателей, что Казахстан давно настаивал на том, чтобы строить ГПЗ на территории Казахстана. Иностранный консорциум Карачаганак отказался от этой идеи, потому что для него дешевле использовать уже построенный завод. Тем более от Карачаганака до Оренбургского ГПЗ — порядка 100 километров, и существует специальный газопровод, несколько веток, по которым этот газ поступает туда», — рассказывает Байдильдинов.
По словам эксперта, экономическая логика операторов месторождения долгое время была понятна: строительство собственного крупного перерабатывающего предприятия требовало значительных капитальных затрат, тогда как рядом уже находился действующий российский завод и существовала готовая инфраструктура доставки газа. Однако события последних лет показали и обратную сторону такой модели — зависимость одного из крупнейших месторождений Казахстана от работы промышленного объекта за пределами страны.
«Для них было невыгодно и дорого строить ГПЗ. Насколько я знаю, они увязывали этот вопрос с продлением соглашения о разделе продукции. Сейчас, в принципе, дело сдвинулось с этой точки: было подписано соглашение о строительстве ГПЗ мощностью 5 млрд кубометров на Карачаганаке. Но всё равно Карачаганак на Оренбургском ГПЗ перерабатывает порядка 9 млрд кубометров газа в год. То есть даже если мы построим завод на 5 млрд кубометров, всё равно будем зависеть от Оренбургского ГПЗ», — отмечает эксперт.
Планы строительства казахстанского ГПЗ действительно предусмотрены государством: Минэнерго сообщало, что к 2030 году на Карачаганаке планируется ввод газоперерабатывающего завода мощностью 5 млрд кубометров в год.
Даже реализация собственного проекта не способна устранить эту зависимость немедленно. Строительство крупного газоперерабатывающего комплекса занимает годы, а стоимость переработки газа на новом предприятии, по оценке Байдильдинова, также может оказаться выше существующей схемы.
«Этот ГПЗ, естественно, будет строиться как минимум лет пять. То есть фактически ещё до 2030–2031 годов мы будем полностью зависеть от переработки на Оренбургском ГПЗ. При этом нужно учитывать ещё один вопрос: процессинг на нашем новом ГПЗ будет стоить дороже, чем переработка на Оренбургском ГПЗ, потому что тот завод был построен давно и уже амортизировал основные расходы. В итоге у нас переработка будет дороже», — поясняет Байдильдинов.
Однако долгосрочный вопрос вокруг Карачаганака, по мнению эксперта, значительно шире строительства собственного ГПЗ. Месторождение уже приблизилось к стадии стабилизации производства, поэтому ожидать от него бесконечного увеличения добычи нельзя. В дальнейшем естественное истощение запасов должно начать отражаться на объёмах жидких углеводородов.
«Карачаганак — это очень непростой проект. Сейчас они вышли уже на полку добычи, то есть у них идёт стабилизация добычи жидких углеводородов в тех фазах, в которых они сейчас работают, и больше добывать нефть они не будут. Это месторождение фактически уже находится вблизи третьей стадии разработки, когда чуть позже добыча нефти и газового конденсата на Карачаганаке будет падать. Это реальность любого месторождения в любой нефтедобывающей стране. Средний срок жизни месторождения — 30–40 лет, и именно на 40 лет были заключены наши соглашения о разделе продукции», — считает эксперт.
КТК: 80% экспорта и почти незаменимый маршрут
Если Карачаганак показывает зависимость нефтедобычи от переработки газа, то Каспийский трубопроводный консорциум демонстрирует другую уязвимость — зависимость Казахстана от возможности физически вывести произведённую нефть на мировой рынок.
По данным Reuters, через КТК проходит более 80% нефтяного экспорта Казахстана, прежде всего нефть Тенгиза, Кашагана и Карачаганака. В июле 2026 года атаки и проблемы с безопасностью сократили загрузку системы примерно на 20% относительно плановых объёмов. Reuters также сообщал о снижении казахстанской нефтедобычи в июле примерно на 14% на фоне этих нарушений.
В августе ситуация улучшилась: общий экспорт через КТК вырос на 22% к июлю, а казахстанские поставки — примерно на 25%, до 5,7 млн тонн. Однако за январь–август совокупная загрузка системы оставалась на 8% ниже прошлогодней — 44,8 млн тонн.
Таким образом, зависимость от КТК уже перестала быть исключительно теоретическим геополитическим риском. В 2026 году проблемы маршрута фактически заставляли Казахстан пересматривать планы добычи.
КТК: почему заменить главный нефтяной маршрут практически нечем
Разговоры о диверсификации нефтяных маршрутов Казахстан ведёт уже много лет. Однако Байдильдинов считает, что полноценной альтернативы КТК в обозримой перспективе фактически нет. Причина заключается не только в пропускной способности других направлений, но и в экономике транспортировки и структуре собственности крупнейших нефтяных проектов.
«Никакой альтернативы КТК не будет. Нужно понимать, что КТК — это зарубежный международный консорциум, в котором те, кто добывает нефть в Казахстане, владеют долями. В момент обретения нашей независимости необходимо было не только добывать нефть, что делали иностранные компании, но и поставлять её на европейские рынки. Поэтому маршрут КТК и сам консорциум как раз и создавались при участии иностранных акционеров. Они сами предоставляли средства и кредиты на строительство и расширение этого нефтепровода», — поясняет Байдильдинов.
Структура собственности КТК, по данным Reuters, действительно включает как государства, так и международные нефтяные компании. России принадлежит 31%, Казахстану — 20,75%, Chevron — 15%, остальные доли распределены между другими участниками консорциума.
Отсюда возникает ещё одна принципиальная особенность нефтяной отрасли: государство не может просто административным решением перенаправить весь экспорт крупных проектов на другой маршрут. Решения о поставках принимаются с участием самих компаний, а для них существенное значение имеет стоимость транспортировки каждого барреля.
«Решение о том, куда поставлять нефть, принимает не только Казахстан. Мы не можем в директивном порядке приказать Тенгизу, Карачаганаку или Кашагану: поставляйте нефть туда-то. И они, естественно, не заинтересованы в том, чтобы вкладывать новые средства в новую инфраструктуру, в том числе через Каспий, потому что маршрут через Каспий сейчас обходится примерно в три раза дороже», — говорит эксперт.
Разница, по оценке Байдильдинова, весьма существенна. Если транспортировка нефти по КТК от Атырау к Чёрному морю обходится примерно в $5 на баррель, то транскаспийское направление с дополнительными операциями и перевалкой может увеличивать транспортные расходы примерно втрое.
«Для сравнения: если маршрут от Атырау до Чёрного моря по КТК стоит примерно $5 за баррель, то через Каспийское море из-за двойной перевалки на суда транспортировка выходит порядка $15 за баррель, а может быть даже выше. Поэтому, подчеркну ещё раз, решение по КТК принимает не только Казахстан — его принимают и иностранные компании, которые добывают нефть», — отмечает Байдильдинов.
При этом строительство ещё одного крупного экспортного нефтепровода сталкивается, по мнению эксперта, с парадоксальной проблемой. Подобный проект требует гарантированных объёмов сырья на десятилетия вперёд, тогда как крупнейшие действующие месторождения Казахстана постепенно приближаются к производственной полке. В результате к моменту появления дорогостоящей новой инфраструктуры свободной нефти для её полноценной загрузки может уже не оказаться.
«С учётом того, что добыча нефти в Казахстане уже будет падать, Тенгиз выходит на полку, Карачаганак уже находится на полке, а по Кашагану очень многое пока непонятно. Даже если они решат, например, построить новый нефтепровод, его просто нечем будет загружать, потому что новой нефти для этого нет, а добыча на уже действующих месторождениях будет снижаться. Поэтому никакой полноценной альтернативы КТК не будет», — считает эксперт.
И всё-таки насколько устойчив сценарий 2027 года?
Если собрать все параметры вместе, конструкция действительно выглядит непростой.
Правительство рассчитывает на $70 за баррель. Добыча должна составить 96 млн тонн, а затем снова начать движение к 100 млн. Одновременно Казахстан сохраняет участие в ОПЕК+, которое предполагает соблюдение согласованных уровней производства и компенсацию прежнего перепроизводства. Карачаганак зависит от возможностей переработки газа и в сентябре временно снижает производство. Более 80% нефтяного экспорта идёт через КТК, а события 2026 года уже показали, что проблемы этого маршрута способны отражаться не только на экспорте, но и непосредственно на добыче.
При этом сам бюджет рассчитан на рост собственных доходов, сокращение дефицита и постепенное увеличение накоплений в Национальном фонде. В этом смысле нефтяная математика 2027 года состоит не из одной цифры $70. Для реализации базового сценария необходимо одновременное выполнение сразу нескольких условий: приемлемая мировая цена, достаточная фактическая цена CPC Blend, возможность добыть запланированный объём и отсутствие длительных ограничений основного экспортного маршрута.
Однако Байдильдинов, несмотря на перечисленные риски, не считает этот сценарий заведомо нереалистичным.
Главный риск 2027 года — не сама нефть, а возможность её вывезти
На первый взгляд нефтяная конструкция бюджета на 2027 год содержит сразу несколько потенциальных противоречий. Правительство рассчитывает на цену около $70 за баррель и добычу 96 млн тонн, Казахстан сохраняет участие в ОПЕК+, Карачаганак сталкивается с производственными ограничениями, а КТК остаётся главным экспортным маршрутом в условиях сохраняющихся геополитических рисков.
Однако сам Байдильдинов не считает нефтяной сценарий ближайшего года критически неустойчивым. По его мнению, при отсутствии серьёзных внешних потрясений Казахстан технически способен добывать около 100 млн тонн нефти. Поэтому основная неопределённость сегодня связана прежде всего не с ресурсной базой ближайшего года, а с безопасностью транспортной инфраструктуры.
«Если между Россией, Украиной, Соединёнными Штатами, Европой, плюс с участием Турции, будет заключено какое-то соглашение о том, чтобы не атаковать суда и инфраструктуру, то, в принципе, для нас рисков в обозримой перспективе нет. В следующие годы мы можем спокойно заниматься своими делами, потому что каких-то масштабных угроз непосредственно для нефтедобычи сейчас нет», — считает эксперт.
Таким образом, наиболее уязвимым элементом ближайшего нефтяного сценария Байдильдинов называет логистику. Казахстан способен приблизиться к отметке в 100 млн тонн, однако экономический результат зависит от того, сможет ли этот объём беспрепятственно выйти на экспортные рынки.
«Это просто вопрос логистики. Мы можем добывать порядка 100 млн тонн в год. Вопрос в том, насколько мирным будет, скажем так, небо над инфраструктурой — добывающей и транспортирующей», — считает Байдильдинов.
События текущего года отчасти подтверждают, почему именно логистика становится одним из центральных рисков. Первоначальный прогноз добычи на 2026 год, по данным Interfax.ru, в 100,5 млн тонн пришлось сначала снизить до 98 млн, а затем до 96 млн тонн, причём среди причин назывались атаки на инфраструктуру КТК. В июле перебои с отгрузками уже сопровождались заметным снижением производства, а после стабилизации погрузки в августе экспорт через систему быстро восстановился.
Поэтому спор о реалистичности нефтяной части бюджета на 2027 год в конечном счёте сводится не к одному вопросу о том, будет ли Brent стоить $70. Даже при такой цене необходимо, чтобы Казахстан смог произвести запланированные 96 млн тонн, переработать связанный с добычей газ, обеспечить работу крупнейших месторождений и, главное, доставить значительную часть произведённого сырья через Чёрное море к конечному покупателю.
На горизонте одного года Байдильдинов считает такую конструкцию реализуемой. Но за пределами 2027–2029 годов возникает уже принципиально другой вопрос. Если крупнейшие месторождения действительно приближаются к производственной полке, нынешние проблемы с ценой, квотами ОПЕК+ и КТК могут оказаться лишь частью значительно более масштабного вызова.
Проблема 2027 года ещё не означает структурного нефтяного кризиса. Однако, по оценке Байдильдинова, после 2030 года характер рисков для Казахстана может принципиально измениться: снижение собственной добычи способно совпасть с изменением мирового спроса на нефть. И тогда речь пойдёт уже не о том, выдержит ли бюджет один неудачный нефтяной год, а о том, насколько сама казахстанская экономика готова к периоду, когда привычный механизм восстановления нефтяных доходов может перестать работать.
