Правительство Республики Казахстан ПОСТАНОВЛЯЕТ:
Отправить по почте
Досье на проект постановления «О внесении изменения в постановление Правительства Республики Казахстан от 19 июля 2012 года № 948 «Об утверждении Правил определения цены сырого и товарного газа, приобретаемого национальным оператором в рамках преимущественного права государства»
Смотрите: Направление Смотрите: Экспертное заключение Национальной палаты предпринимателей Республики Казахстан
Проект
О внесении изменения в постановление Правительства Республики Казахстан от 19 июля 2012 года № 948 «Об утверждении Правил определения цены сырого и товарного газа, приобретаемого национальным оператором в рамках преимущественного права государства»
Правительство Республики Казахстан ПОСТАНОВЛЯЕТ:
1. Внести в постановление Правительства Республики Казахстан от 19 июля 2012 года № 948 «Об утверждении Правил определения цены сырого и товарного газа, приобретаемого национальным оператором в рамках преимущественного права государства» (САПП Республики Казахстан, 2012 г., № 63, ст. 871) следующее изменение:
в Правилах определения цены сырого и товарного газа, приобретаемого национальным оператором в рамках преимущественного права государства, утвержденных указанным постановлением:
пункт 4 изложить в следующей редакции:
«4. В случае реализации товарного газа национальному оператору в рамках преимущественного права государства, его цена рассчитывается недропользователем по формуле:
где,
– цена товарного газа, приобретаемого национальным оператором в рамках преимущественного права государства, тенге за тысячу метров кубических;
– производственная себестоимость добычи сырого газа в рамках контракта на недропользование в тенге за тысячу метров кубических, которая рассчитывается за предыдущий календарный год по формуле:
где,
– производственная себестоимость добычи сырой нефти и сырого газа в рамках контракта на недропользование в предыдущем календарном году, определяемая на основе годовой финансовой отчетности недропользователя за завершенный финансовый год, подтвержденной аудиторскими отчетами, в соответствии с международными стандартами финансовой отчетности и требованиями законодательства Республики Казахстан о бухгалтерском учете и финансовой отчетности, непосредственно связанная с извлечением полезных ископаемых из недр на поверхность и их первичной переработкой (обогащением), тенге;
– объем добычи сырого газа в рамках контракта на недропользование в предыдущем календарном году, тысяч метров кубических;
– объем добычи сырой нефти в рамках контракта на недропользование в предыдущем календарном году, тонн;
0,857 – коэффициент перевода тысячи кубических метров сырого газа в тонны;
r1 – стоимостной коэффициент в диапазоне от 0 до 1, определяемый по формуле:
где,
– средневзвешенная экспортная цена товарного газа на границе Республики Казахстан в предыдущем календарном году, рассчитываемая по данным таможенной статистики, публикуемым Агентством Республики Казахстан по статистике, за вычетом расходов по транспортировке товарного газа от недропользователя до границы Республики Казахстан, определяемых на основании тарифов, утвержденных уполномоченным органом, осуществляющим регулирование в сферах естественных монополий и на регулируемых рынках, тенге за тысячу метров кубических;
– средневзвешенная экспортная цена сырой нефти на границе Республики Казахстан в предыдущем календарном году, рассчитываемая по данным таможенной статистики, публикуемым Агентством Республики Казахстан по статистике, за вычетом расходов по транспортировке сырой нефти от недропользователя до границы Республики Казахстан, определяемых на основании тарифов, утвержденных уполномоченным органом, осуществляющим регулирование в сферах естественных монополий и на регулируемых рынках, тенге за тонну;
– себестоимость производства товарного газа из добытого сырого газа в предыдущем календарном году, определяемая по следующей формуле:
где,
– общая себестоимость переработки сырого газа в предыдущем календарном году, определяемая на основе годовой финансовой отчетности недропользователя за завершенный финансовый год, подтвержденной аудиторскими отчетами, в соответствии с международными стандартами финансовой отчетности и требованиями законодательства Республики Казахстан о бухгалтерском учете и финансовой отчетности, непосредственно связанная с переработкой сырого газа и не входящая в состав себестоимости добычи нефти и сырого газа, тенге за тысячу метров кубических;
– объем производства товарного газа, тысяч метров кубических;
– объем сырого газа, направленного на переработку, тысяч метров кубических;
ТС – расходы на транспортировку товарного газа до планируемого места его реализации национальному оператору, определяемые на основании тарифов, утвержденных уполномоченным органом, осуществляющим регулирование в сферах естественных монополий и на регулируемых рынках, тенге за тысячу метров кубических;
r2 – коэффициент отражающий несколько показателей:
– объем добычи газа;
– качество товарного газа;
– объемов производства дополнительной продукции (сжиженного нефтяного газа) к объему добычи газа, которая рассчитывается по формуле:
r2 = r2.1*r2.2*r2.3
где,
r2.1 – объем добычи газа в предыдущем календарном году, рассчитываемый в следующих диапазонах:
при объеме добычи газа меньше 100 млн.м3 коэффициент равен 1, при объеме добычи газа равно или больше 100 млн.м3 коэффициент равен 0,7;
r2.2 – качество товарного газа, которая рассчитывается по формуле:
r2.2 = r2.2.1*r2.2.2*r2.2.3* r2.2.4*r2.2.5*r2.2.6*r2.2.7*r2.2.8
где,
Основные показатели (нормируются СТ РК 1666-2007 «Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам. Технические условия»):
r2.2.1 – массовая концентрация сероводорода, г/м3 , рассчитываемый в следующих диапазонах:
при превышении нормы 0,006 коэффициент равен 0,7, в пределах нормы 0,006 коэффициент равен 1;
r2.2.2 – массовая концентрация меркаптановой серы, г/м3 , рассчитываемая в следующих диапазонах:
при превышении нормы 0,015 коэффициент равен 0,7, в пределах нормы 0,015 коэффициент равен 1;
r2.2.3 – точка росы по влаге при рабочей температуре и давлении газа в газопроводе, С, рассчитываемая в следующих диапазонах:
при превышении нормы минус 4 коэффициент равен 0,7, в пределах нормы минус 4 коэффициент равен 1;
r2.2.4 – теплота сгорания низшая, МДж/м3 ., рассчитываемая в следующих диапазонах:
при превышении нормы 32,5 коэффициент равен 0,7, в пределах нормы 32,5 коэффициент равен 1;
Вспомогательные показатели:
r2.2.5 – метан, моль%, рассчитываемый в следующих диапазонах:
при превышении нормы 92 коэффициент равен 0,85, в пределах нормы 92 коэффициент равен 1;
r2.2.6 – этан, моль%, рассчитываемый в следующих диапазонах:
при превышении нормы 6 коэффициент равен 0,85, в пределах нормы 6 коэффициент равен 1;
r2.2.7 – пропан, моль%, рассчитываемый в следующих диапазонах:
при превышении нормы 3 коэффициент равен 0,85, в пределах нормы 3 коэффициент равен 1;
r2.2.8 – азот, моль%, рассчитываемый в следующих диапазонах:
при превышении нормы 2 коэффициент равен 0,85, в пределах нормы 2 коэффициент равен 1;
r2.3 – дополнительная продукция в предыдущем календарном году (соотношения сжиженного газа к объему добычи газа), рассчитываемая в следующих диапазонах:
при значительном объеме больше 5 000 коэффициент равен 0,7, при незначительном объеме меньше 5 000 коэффициент равен 1;
R – рентабельность недропользователя при реализации товарного газа национальному оператору в размере N%, которая рассчитывается по формуле:
R = (+
где,
N – значение, устанавливаемое недропользователем, но не более 10 процентов.».
2. Настоящее постановление вводится в действие по истечению десяти календарных дней со дня первого его официального опубликования.
Премьер-Министр Республики Казахстан К. Масимов
СРАВНИТЕЛЬНАЯ ТАБЛИЦА к проекту постановления Правительства Республики Казахстан «О внесении изменений в постановление Правительства Республики Казахстан от 19 июля 2012 года № 948 «Об утверждении Правил определения цены сырого и товарного газа, приобретаемого национальным оператором в рамках преимущественного права государства»
| № п/п | Структурный элемент | Действующая редакция | Предлагаемая редакция | Обоснование |
| «Правила определения цены сырого и товарного газа, приобретаемого национальным оператором в рамках преимущественного права государства» утвержденные постановлением Правительства Республики Казахстан от 19 июля 2012 года № 948 | ||||
| 1. | Пункт 4
| «4. В случае реализации товарного газа национальному оператору в рамках преимущественного права государства, его цена рассчитывается недропользователем по формуле:
Pc = (Cp + Cre) x r + TC + R
где, Pc – цена товарного газа, приобретаемого национальным оператором в рамках преимущественного права государства, тенге за тысячу метров кубических; Cp - производственная себестоимость добычи сырого газа в рамках контракта на недропользование в тенге за тысячу метров кубических, которая рассчитывается за предыдущий календарный год по формуле:
где, C F - производственная себестоимость добычи сырой нефти и сырого газа в рамках контракта на недропользование в предыдущем календарном году, определяемая на основе годовой финансовой отчетности недропользователя за завершенный финансовый год, подтвержденной аудиторскими отчетами, в соответствии с международными стандартами финансовой отчетности и требованиями законодательства Республики Казахстан о бухгалтерском учете и финансовой отчетности, непосредственно связанная с извлечением полезных ископаемых из недр на поверхность и их первичной переработкой (обогащением), тенге; Gp - объем добычи сырого газа в рамках контракта на недропользование в предыдущем календарном году, тысяч метров кубических; Op - объем добычи сырой нефти в рамках контракта на недропользование в предыдущем календарном году, тонн; 0,857 – коэффициент перевода тысячи кубических метров сырого газа в тонны; C RE - себестоимость производства товарного газа из добытого сырого газа в предыдущем календарном году, определяемая по следующей формуле:
где, C FG - общая себестоимость переработки сырого газа в предыдущем календарном году, определяемая на основе годовой финансовой отчетности недропользователя за завершенный финансовый год, подтвержденной аудиторскими отчетами, в соответствии с международными стандартами финансовой отчетности и требованиями законодательства Республики Казахстан о бухгалтерском учете и финансовой отчетности, непосредственно связанная с переработкой сырого газа и не входящая в состав себестоимости добычи нефти и сырого газа, тенге за тысячу метров кубических; Q G - объем производства товарного газа, тысяч метров кубических; Q CG - объем сырого газа, направленного на переработку, тысяч метров кубических; r - корректирующий коэффициент, определяемый Уполномоченным органом в сфере газа и газоснабжения для установления цены приобретения газа с учетом затрат недропользователя на производство товарного газа, исторически сложившейся цены приобретения газа и социально-экономических факторов ценообразования на внутреннем рынке РК. ТС – расходы на транспортировку товарного газа до планируемого места его реализации национальному оператору, определяемые на основании тарифов, утвержденных уполномоченным органом, осуществляющим регулирование в сферах естественных монополий и на регулируемых рынках, тенге за тысячу метров кубических; R - рентабельность недропользователя при реализации товарного газа национальному оператору в размере N%, которая рассчитывается по формуле: R = (Cp+Cre) x r x N
где , N – значение, устанавливаемое недропользователем, но не более 10 процентов.»
| «4. В случае реализации товарного газа национальному оператору в рамках преимущественного права государства, его цена рассчитывается недропользователем по формуле:
где,
где,
0,857 – коэффициент перевода тысячи кубических метров сырого газа в тонны; r 1 – стоимостной коэффициент в диапазоне от 0 до 1, определяемый по формуле: где,
данным таможенной статистики, публикуемым Агентством Республики Казахстан по статистике, за вычетом расходов по транспортировке товарного газа от недропользователя до границы Республики Казахстан, определяемых на основании тарифов, утвержденных уполномоченным органом, осуществляющим регулирование в сферах естественных монополий и на регулируемых рынках, тенге за тысячу метров кубических;
где,
ТС – расходы на транспортировку товарного газа до планируемого места его реализации национальному оператору, определяемые на основании тарифов, утвержденных уполномоченным органом, осуществляющим регулирование в сферах естественных монополий и на регулируемых рынках, тенге за тысячу метров кубических; r 2 – коэффициент отражающий несколько показателей: – объем добычи газа; – качество товарного газа; – объемов производства дополнительной продукции (сжиженного нефтяного газа) к объему добычи газа , которая рассчитывается по формуле:
r 2 = r 2.1* r 2.2* r 2.3 где, r 2.1 – объем добычи газа в предыдущем календарном году, рассчитываемый в следующих диапазонах: при объеме добычи газа меньше 100 млн.м 3 коэффициент равен 1, при объеме добычи газа равно или больше 100 млн.м 3 коэффициент равен 0,7; r 2.2 – качество товарного газа, которая рассчитывается по формуле:
r 2.2 = r 2.2.1* r 2.2.2* r 2.2.3* r 2.2.4* r 2.2.5* r 2.2.6* r 2.2.7* r 2.2.8 где, Основные показатели (нормируются СТ РК 1666-2007 «Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам. Технические условия»): r 2.2.1 – массовая концентрация сероводорода, г/м 3 , рассчитываемый в следующих диапазонах: при превышении нормы 0,006 коэффициент равен 0,7, в пределах нормы 0,006 коэффициент равен 1; r 2.2.2 – массовая концентрация меркаптановой серы, г/м 3 , рассчитываемая в следующих диапазонах: при превышении нормы 0,015 коэффициент равен 0,7, в пределах нормы 0,015 коэффициент равен 1; r 2.2.3 – точка росы по влаге при рабочей температуре и давлении газа в газопроводе, С, рассчитываемая в следующих диапазонах: при превышении нормы минус 4 коэффициент равен 0,7, в пределах нормы минус 4 коэффициент равен 1; r 2.2.4 – теплота сгорания низшая, МДж/м 3 ., рассчитываемая в следующих диапазонах: при превышении нормы 32,5 коэффициент равен 0,7, в пределах нормы 32,5 коэффициент равен 1; Вспомогательные показатели: r2.2.5 – метан, моль%, рассчитываемый в следующих диапазонах: при превышении нормы 92 коэффициент равен 0,85, в пределах нормы 92 коэффициент равен 1; r2.2.6 – этан, моль%, рассчитываемый в следующих диапазонах: при превышении нормы 6 коэффициент равен 0,85, в пределах нормы 6 коэффициент равен 1; r2.2.7 – пропан, моль%, рассчитываемый в следующих диапазонах: при превышении нормы 3 коэффициент равен 0,85, в пределах нормы 3 коэффициент равен 1; r2.2.8 – азот, моль%, рассчитываемый в следующих диапазонах: при превышении нормы 2 коэффициент равен 0,85, в пределах нормы 2 коэффициент равен 1; r2.3 – дополнительная продукция в предыдущем календарном году (соотношения сжиженного газа к объему добычи газа), рассчитываемая в следующих диапазонах: при значительном объеме больше 5 000 коэффициент равен 0,7, при незначительном объеме меньше 5 000 коэффициент равен 1; R – рентабельность недропользователя при реализации товарного газа национальному оператору в размере N%, которая рассчитывается по формуле:
R = ( где, N – значение, устанавливаемое недропользователем, но не более 10 процентов.».
| В соответствии со статьей 15 Закона от 9 января 2012 года «О газе и газоснабжении» цена товарного газа, приобретаемого национальным оператором в рамках преимущественного права государства, включает расходы на добычу сырого газа и первичную переработку, расходы на транспортировку товарного газа до места его реализации национальному оператору и уровень рентабельности в размере не более десяти процентов. Расчетные цены крупных недропользователей оказались нерентабельными для реализации инвестиционных программ по развитию газовых месторождений из-за применения действующего стоимостного коэффициента (r ). В данной формуле принципиально новым является введение дополнительного коэффициента (r2), отражающего показатели объема добычи газа, качества товарного газа и объемов производства дополнительной продукции (сжиженного нефтяного газа).
При этом показатели качества товарного газа состоят из основных (нормируемых СТ РК 1666-2007 «Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам. Технические условия») и вспомогательных (не нормируемых СТ РК 1666-2007 «Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам. Технические условия»).
Введение вспомогательных показателей качества обусловлено тем, что при реализации газа на экспорт покупатели (в частности PCI) в случае несоответствия качества газа по отдельным параметрам (которые не нормируются СТ РК) применяют ценовую скидку (от 2 до 6% по каждому показателю), суммарное значение которой может достичь 67 %. Введение показателей по объемам добычи газа, объемам производства дополнительной продукции (сжиженного нефтяного газа) считаем необходимым в связи с тем, что: при больших объемах добычи газа – себестоимость добычи должна быть ниже; отдельные недропользователи при производстве товарного газа получают сжиженный нефтяной газ, т.е. имеют дополнительный доход, что в данном случае и отражает вводимый коэффициент соотношения дохода от реализации сжиженного газа к объему добываемого газа.
При расчете коэффициентов полагаем целесообразным расчет показателей качества товарного газа осуществлять по средним значениям за предыдущее полугодие на основании представленных паспортов качества, по остальным показателям – за предыдущий календарный год. |
Министр У. Карабалин
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА к проекту постановления Правительства Республики Казахстан «О внесении изменений в постановление Правительства Республики Казахстан от 19 июля 2012 года № 948 «Об утверждении Правил определения цены сырого и товарного газа, приобретаемого национальным оператором в рамках преимущественного права государства»
| № п/п | Перечень сведений, которые должны быть отражены в пояснительной записке | Информация государственного органа-разработчика |
| 1. | Государственный орган – разработчик проекта | Министерство нефти и газа Республики Казахстан |
| 2. | Обоснование необходимости принятия проекта | В соответствии с подпунктом 5) статьи 5 Закона Республики Казахстан от 9 января 2012 года «О газе и газоснабжении» |
| 3. | Предполагаемые социально-экономические и/или правовые последствия в случае принятия проекта | Принятие данного проекта не повлечет социально-экономические и/или правовые последствия. Данное изменение устранит дисбаланс между интересами недропользователей и государства, что позволит улучшить инвестиционный климат в газовой отрасли в целом |
| 4. | Предполагаемые финансовые затраты, связанные с реализацией проекта постановления | Принятие проекта не потребует финансовых затрат из государственного бюджета |
| 5. | Конкретные цели и сроки ожидаемых результатов и предполагаемая эффективность принятия проекта | Актуализация порядка определения цены сырого и товарного газа, приобретаемого национальным оператором в рамках преимущественного права государства |
| 6. | Сведения об актах Президента и/или Правительства, принятых ранее по вопросам, рассматриваемым в проекте, и результатах их реализации | Нет |
| 7. | Необходимость последующего приведения законодательства в соответствие с проектом | Не требуется |
| 8. | Результаты дополнительной экспертизы (правовой, антикоррупционной, лингвистической, экономической, экологической, финансовой и других) в случае ее проведения по поручению Премьер-Министра в других организациях | Не проводилась |
| 9. | Иные сведения | Отсутствуют |
| 10. | Разрешается передача материалов (выписок) на мобильные устройства членов Правительства через информационную систему «Мобильный офис Правительства Республики Казахстан» | Разрешается |
| 11. | Информация о размещении проекта постановления на интернет-ресурсе государственного органа (веб-сайте, интернет-портале или другой информационной системе) | Размещен на интернет-ресурсе Министерства нефти и газа Республики Казахстан www.mgm.gov.kz 129 кб |
| 12. | Информация о размещении на интернет-ресурсе (веб-сайте) государственного органа пресс-релиза к проекту постановления, имеющего социальное значение (наименование пресс-релиза, дата) | Пресс-релиз к проекту постановления, размещен на интернет-ресурсе (веб-сайте) Министерства нефти и газа РК от 31 июля 2014 года |
Министр нефти и газа Республики Казахстан У. Карабалин
«___» ________2014 года
