Нефтегазовый сектор Казахстана: динамика, состояние, перспективы

Поделиться

VK

Резюме

В последние десять лет нефтегазовый сектор Казахстана продолжал расти, но заметно медленнее экономики в целом: при накопленном увеличении выпуска на 25,9% его доля в национальной валовой добавленной стоимости (ВДС) снизилась за период 2015–2024 годов на 4,4 п. п., до 17,2%. Одной из причин снижения значимости сектора стала стагнация показателей добычи с 2020 года. Извлечение нефти и газового конденсата по сравнению с 2019-м упало к 2024 году на 3,1%, до 87,7 млн тонн, а добыча газа выросла только на 4,6%, до 59 млрд кубометров.

Эффективность использования добытого сырья пока ограниченная. В стране перерабатывается лишь около 23% добытой нефти, а из добытого газа почти 40% направляется на обратную закачку. Тем не менее, республика почти полностью обеспечивает себя основными видами топлива, в частности, на 98% бензином, на 93% дизелем и на 125,4% сжиженным углеродным газом (СУГ), но из-за низких внутренних цен и быстрого роста потребления периодически возникают локальные дефициты.

Сектор остается структурно зависимым от внешних игроков. Ключевые месторождения и газоперерабатывающие мощности управляются международными консорциумами. Также присутствует уязвимость в области экспортной инфраструктуры: 80% поставок нефти идет через совместную с Россией систему «Каспийского трубопроводного консорциума», для которой пока не существует соответствующих по мощности альтернатив. 

Несмотря на временное торможение, сектор сегодня ориентирован на долгосрочный технологичный рост. Большие ожидания в добыче связаны с месторождением Кашаган, где прорабатывается поэтапное увеличение производства примерно в 2,5 раза. Переработку также ожидает ускоренное развитие: выпуск товарного газа к 2030 году должен вырасти на 25,4%, а переработка нефти к 2040-му – в 2,2 раза. Параллельно в стране запускаются первые в своем роде нефтехимические производства, которые открывают простор для развития широкого спектра новых передовых отраслей промышленности.

Рост сектора при снижении его значимости

В течение последних 10 лет нефтегазовый сектор Республики Казахстан показывал прерывистый умеренный рост, отстающий от ускоренной общеэкономической динамики страны. Реальный объем выпуска в данном комплексе секторов за период 2015–2024 годов увеличился на 25,9%, что было на 9,9 п. п. меньше общего прироста физического объема выпуска всех видов товаров и услуг в республике. В результате зависимость экономики от нефти и газа снизилась: совокупная доля индустрий комплекса в национальной валовой добавленной стоимости упала за 10 лет на 4,4 п. п., составив по итогу 2024 года 17,2%: в т. ч. на добычу нефти и газа пришлось 8,7%, их переработку – 0,8%, а на торговлю и транспортировку (как сырья, так и нефтегазовой продукции) – 6,2 и 1,1% ВДС соответственно.

Добыча

Замедление роста добычи с 2020 года. После ускоренного роста 2017–2019 годов добыча нефти и газа в Казахстане лишилась устойчивого позитивного тренда. В числе причин стагнации добычи были ослабление спроса на мировых рынках, требования ОПЕК+, а также плановые работы на ключевых месторождениях. В 2024 году объемы извлечения нефти и газового конденсата составили 87,7 млн тонн (-3,1% к уровню 2019-го), а газа – 59 млрд кубических метров (+4,6% к уровню 2019-го). Впрочем, по итогам 2025-го ожидается увеличение годового показателя по нефти и газовому конденсату сразу на 9,7%, до 96,2 млн тонн, а по газу – на 6,4%, до 62,8 млрд кубометров.

Превышение квот ОПЕК+ и последствия для 2026 года. И в 2024, и в 2025 году Казахстан регулярно превышал установленные в рамках договоренностей ОПЕК+ квоты по добыче сырой нефти (как и в период 2017–2023 годов). В 2024 году при среднем значении квоты в 1,47 млн баррелей в сутки Казахстан добывал в среднем 1,58 млн баррелей нефти, а в 2025-м – при средней квоте в 1,51 млн баррелей суточная добыча уже составит 1,74 млн баррелей. Сложности с исполнением обязательств во многом связаны с тем, что значительная часть добычи в стране приходится на крупные международные консорциумы, в отношении которых операционное влияние властей Казахстана ограничено (см. далее пункты про мегапроекты и структуру собственности).

Как следствие превышения квот республика в 2026 году должна будет столкнуться с внушительными объемами обязательств по компенсации перепроизводства перед ОПЕК+. Так, согласно опубликованному в начале ноября 2025 года совместному плану стран – участниц объединения в 1-м полугодии 2026-го Казахстану придется сократить добычу сырой нефти приблизительно на 11,9 млн тонн относительно своих квот. Впрочем, присутствует высокая вероятность неполной реализации данного решения.

Мегапроекты – локомотивы добычи. Лидерами по добыче нефти и газа в стране на сегодняшний день являются совместное предприятие «Тенгизшевройл» с месторождениями Тенгиз и Королевское (запасы нефти и газа на Королевском в 10 раз меньше, чем на Тенгизе), а также операторы проектов на Кашагане и Карачаганаке: North Caspian Operating Company и «Карачаганак Петролиум Оперейтинг». В 2024 году на них пришлось 62,9% нефтедобычи и 86,0% добычи газа (газ в стране преимущественно попутный).

Самым молодым из названных крупнейших проектов является разработка Кашагана – промышленная эксплуатация данного месторождении началась только в конце 2016 года. Именно Кашаган обеспечил основную часть накопленного увеличения добычи (и восполнения выпавших объемов старых малых месторождений) в период со своего запуска до 2024 года. Разработку Кашагана при этом планируют расширять: концепция его развития до 2042 года предполагает поэтапное увеличение добычи нефти на нем в 2,5 раза, что соответственно приведет и к росту объемов извлечения попутного газа.

Предприятия на Тенгизе и Карачаганаке, эксплуатация которых ведется с 1991 и 1984 годов, тоже продолжают расширяться и модернизироваться. Так, на Тенгизе в январе 2025-го были запущены новые мощности, которые по итогам текущего года должны обеспечить 7,9 из 8,5 млн тонн совокупного национального прироста добычи нефти и конденсата. На Карачаганаке сейчас ведется установка шестого компрессора инъекции газа (будет запущен в II квартале 2026 года), который за счет увеличения давления в пластах позволит поддержать нефтедобычу на месторождении.

Преобладание иностранных компаний в структуре собственности крупнейших предприятий. В наиболее значимых проектах наблюдается ситуация высокой концентрации капитала и прав контроля иностранных компаний и международных консорциумов. В совместном предприятии «Тенгизшевройл» доля внешних инвесторов составляет 80%, а в соглашениях о разделении продукции по Кашагану и Карачаганаку – 83,1 и 90% соответственно. По менее значимым для сферы добычи крупным юрлицам доля иностранных собственников в среднем ниже: по «Мангистагаз» – 50%, «Озенмунайгаз» – 85,5%, «Каражанбасмунай» – 50% и «Эмбамунайгаз» – 0%.

Переработка

Ограниченные масштабы переработки добываемого сырья. Преобладающая часть добываемой в стране нефти экспортируется за рубеж в сыром виде. В 2024 году отношение объемов внутренней нефтепереработки к добыче составило только 23,2%. Значительная доля газа, учтенного в статистике в качестве добытого, подвергается обратной закачке в недра в целях поддержания давления на месторождениях или направляется на обеспечение прочих внутренних нужд добывающих предприятий – в 2024 году на коммерческую реализацию было запущено только 60,5% добытого объема.

Динамика переработки. В абсолютных значениях национальный показатель нефтепереработки 2024-го был выше уровня 2014 года на 22,8% и составил 18,3 млн тонн. Большая часть поступившей на НПЗ нефти была не из тройки мегапроектов (90%) – на них добыча носила преимущественно экспортную ориентацию. В результате переработки в 2024 году было получено 14,5 млн тонн нефтепродуктов, в т. ч. 5,46 млн тонн автобензина, 5,38 млн тонн дизельного топлива, 1,99 млн тонн мазута, 0,75 млн тонн авиакеросина и 0,92 млн тонн битума.

Внутренняя выработка товарного газа с 2019 года потеряла устойчивый позитивный тренд. Относительно 2018 года производство товарного газа в стране упало на 24,5%, до 28,7 млрд кубических метров, а СУГ – на 2,8%, до 3,0 млн тонн. В числе причин – сокращение добычи в сочетании с сохранением высоких уровней обратной закачки, а также снижение экспортных поставок.

Перерабатывающие мощности. Имеющиеся в стране действующие мощности по переработке нефти использовались в 2024 году на 93,8% от своих проектных возможностей. Из всего запаса действующих мощностей 97,4% пришлось на четыре предприятия: на три комплексных топливных НПЗ: «Шымкентский», «Павлодарский» (формально НХЗ) и «Атырауский»; и на один мини-НПЗ, ориентированный на производство дорожного битума – Caspi Bitum.

Загруженность мощностей в сфере газоподготовки и переработки в то же время составляет около 71,5%. На четыре крупнейших предприятия («УКПГ Тенгиз», «Жанажольский ГПЗ», «УКПНиГ Болашак» и «УКПГ Чинаревское») приходится 82,1% возможностей страны. Существенную поддержку казахской газопереработке оказывает «Оренбургский ГПЗ», получающий порядка четверти всего объема добываемого казахстанского газа (предназначенного для коммерческой реализации) и возвращающий часть произведенного товарного газа и СУГ обратно.

Структура собственности. В сфере нефтепереработки, в отличие от нефтедобычи, наблюдается высокая доля собственности национальной компании «Казмунайгаз». Так, «Казмунайгаз» на 100% владеет юрлицом, контролирующим «Павлодарский НХЗ», на 99,53% – «Атырауским НПЗ», на 47,73% – «Шымкентским НПЗ» (второй ключевой собственник – китайская CNPC) и на 50% – Caspi Bitum (второй собственник – китайская CITIC). Собственниками трех ключевых ГПЗ и УКПГ являются ранее уже упоминавшиеся добывающие организации: «УКПГ Тенгиз» – «Тенгизшевройл», «Жанажальского» – «СНПС Актобемунайгаз», «УКПНиГ Болшанак» – Северо-Каспийский проект. «УКПГ Чинаревское» находится в собственности дочерней компании британской Nostrum Oil & Gas PLC – «Жаикмунай».

Планы приватизации. 21 ноября 2025 года в Казахстане был утвержден новый перечень объектов для приватизации, в который вошли «Атырауский НПЗ» и «Павлодарский НХЗ». Выставить на продажу данные предприятия планируют в 2028 году. Указывается, что речь о продаже 100%-ной, или контрольной доли в компаниях стратегическому инвестору с опытом в нефтепереработке либо через переход предприятий в смешанную форму собственности.

Планы развития переработки. Согласно концепции развития нефтеперерабатывающего сектора Республики Казахстан на 2025–2040 годы в течение ближайших 15 лет страна намерена нарастить показатели нефтепереработки в 2,1 раза, до 39 млн тонн в год. Для этого планируется привлечение инвестиций в объеме 15–19 млрд долларов. Один из анонсированных проектов – строительство четвертого крупного НПЗ на побережье Каспия с годовой мощностью 10 млн тонн.

В течение 2026–2030 годов также планируется ввести четыре новых газоперерабатывающих завода: два на Кашаганском месторождении (общей мощностью 3,5 млрд кубометров) и по одному на Узени (0,9 млрд кубометров) и Карачаганском месторождении (4 млрд кубометров). К 2030 году Минэнерго страны стремится достичь уровня производства товарного газа в размере 36 млрд кубических метров.

Внутренний сбыт топлива, запреты на вывоз и фактор цен

Рост потребления. Быстрорастущая экономика Казахстана нуждается во все большем количестве топлива. Растут как потребности со стороны транспорта, так и тепло- и электроэнергетики. Так, за последние 10 лет внутреннее потребление автомобильных бензинов и дизельного топлива возросло на 31 и 16%, до 5,46 и 5,74 млн тонн в год соответственно, а потребление товарного газа и СУГ – в 1,7 и 2,5 раза, до 21,2 млрд кубических метров и 2,4 млн тонн.

Умеренно высокая самообеспеченность топливом. Достигнутый к 2024 году объем производства топливных продуктов позволял покрывать не менее 85% потребления по ряду ключевых категорий. В частности, по авиатопливу отношение внутреннего производства к потреблению составляло 85,9%, дизелю – 92,6%, АИ-95 – 97,6%, АИ-92 – 98,5%. По товарному газу, СУГ и мазуту производство и вовсе превышало потребление на 7,5, 25,4 и 203,5% соответственно.

Запреты на вывоз. Однако, несмотря на достаточно высокую самообеспеченность страны нефте- и газопродуктами, в республике до сих пор регулярно вводятся и продлеваются особые защитные меры по удержанию данных товаров на внутреннем рынке. По состоянию на конец ноября 2025 года в республике действовал запрет на вывоз автомобильным и железнодорожным транспортом бензинов и дизельного топлива (до 20 мая 2026-го), а также СУГ (до 14 мая 2026-го). К этому с начала следующего года добавится полный запрет на вывоз за пределы ЕАЭС авиакеросина, дизельного топлива и газойлей (до 30 июня 2026-го).

Расхождение спроса и предложения из-за фактора цен. Наличие необходимости введения данных мер в значительной степени обусловлено ценовой конъюнктурой, ведущей к возникновению дефицитов на местном рынке. По дешевизне основных топливных нефте- и газопродуктов страна входит в двадцатку лидеров наряду со странами Персидского залива. Среди стран ЕАЭС Казахстан вовсе характеризуется наименьшей стоимостью данных товаров. Как следствие, со стороны бизнеса возникает интерес к интенсивному вывозу (в т. ч. скрытому) топлива из Казахстана для его реализации вне страны по значительно большей цене. Присутствие в республике низкой стоимости топлива в свою очередь связано с ценовым регулированием, умеренной налоговой обремененностью стоимости топлива, а также ее активным субсидированием. 

Регулирование цен и ограниченная налоговая нагрузка на цены. Для СУГ сегодня в стране действуют предельные оптовые и розничные цены, установленные ниже себестоимости его производства – потери переработчиков компенсирует государство. Для бензина и дизеля действие предельных оптовых и розничных цен было прекращено с января 2025-го, однако уже в октябре этого же года для данных продуктов в качестве антиинфляционной меры был введен мораторий на увеличение цен.

Ставки действующих в стране налогов, заложенных в стоимость основных видов топлива, можно охарактеризовать умеренными, а по некоторым их типам – даже низкими (в особенности по сравнению с Россией). 

Что касается НДПИ для нефти и газа, то ставки по ним в Казахстане адвалорные (в % от стоимости добытого сырья). В случае нефти ставка НДПИ может варьироваться от 5 до 18%. Впрочем, среди компаний, не относящихся к мегапроектам, нет ни одной организации, подлежащей налогу по ставке выше 13% (в силу ограниченных объемов добычи). При этом в случае добычи нефти в целях реализации на внутреннем рынке ставка нефтяного НДПИ сокращается в два раза – т. е. по итогу для большей части нефти, поставляемой на внутренний рынок (мегапроекты – лишь 10% внутренних поставок), ставка НДПИ выходит не более 6,5%. Для сравнения, в России в октябре 2025 года НДПИ по нефти составлял примерно 34,6% от стоимости добываемого ресурса (но нужно учесть, что в РФ еще есть и влияние НДД). В случае газа, направляемого на внутренний рынок, ставка НДПИ в Казахстане варьируется от 0,5 до 1,5%, а экспортируемого – жестко фиксирована на уровне 10%.

На этапе переработки на бензин и дизтопливо накладываются акцизы по специфической ставке (тенге за тонну): в переводе на доллары они составляют 70,8 доллара за тонну для бензина и 66,3 доллара для дизеля. Для сравнения, в России акциз для бензина составлял 211,4 доллара за тонну, а для дизеля – 149,9 доллара за тонну (по среднему по октябрю курсу). В отношении мазута, товарного газа для конечных потребителей и СУГ акциз не действует. По таким общим налогам, как НДС и КПН (корпоративный подоходный налог), ставки фиксируются на уровне 12 и 20% соответственно – однако с 2026 года ставка по НДС будет увеличена до 16%.

Газификация

Выраженные межрегиональные диспаритеты по газификации. В конце 2024 года доступ к газу имели 12,6 млн жителей Казахстана из 20,2 млн – соответственно, уровень газификации достиг 62,4%, увеличившись за 10 лет на 20 п. п. Впрочем, газификация в республике идет весьма неравномерно – существует выраженный географический дисбаланс, связанный с расположением ключевых месторождений на западе страны: большинство регионов Северного, Центрального и Восточного Казахстана почти полностью не газифицированы на сегодняшний день.

График 15. Большинство регионов Северного, Центрального и Восточного Казахстана не газифицированы, % от населения с газом

Источник: правительство РК, сайты акиматов областей

Дальнейшее развитие трубной инфраструктуры в регионах с низким уровнем газификации. Работы по устранению проблемы недоступности газа в ряде регионов ведутся. До 2029 года планируется введение 2-й, 3-й и 4-й очередей газопровода «Сарыарка», который позволит повысить уровень газификации двух северных областей (Акмолинской и Северо-Казахстанской) и увеличить возможности поставок газа по направлению юг – центр. Также к концу 2026 года ожидается завершение строительства газопровода «Талдыкорган – Ушарал – Аягоз», за счет которого увеличится обеспеченность газом населения Жетысуской и Абайской областей в Юго-Восточном и Восточном Казахстане. Кроме того, в феврале 2025-го российской и казахской сторонами был подписан меморандум о намерениях по строительству нового магистрального газопровода «Россия – Северный Казахстан» с пропускной способностью 10 млрд кубических метров в год.

Международная торговля нефтью и природным газом

Объемы экспорта нефти и ключевые направления поставок. Экспорт нефти и газового конденсата Казахстаном не характеризуется устойчивым долгосрочным ростом. В период 2010–2024 годов его объем колебался в диапазоне от 62 до 71 млн тонн в год. Данная тенденция обусловлена сочетанием роста внутренней потребности в нефтепродуктах и стагнации добычи под влиянием слабости внешнего спроса и ограничений ОПЕК+.

В 2024 году Казахстан экспортировал 71 млн тонн нефти и газового конденсата. Большая часть внешних поставок была реализована при помощи российско-казахстанской трубной инфраструктуры: нефтепровода «Каспийского трубопроводного консорциума» («КТК») (80,1%) и нефтепровода «Атырау – Самара» (12,8%). Преобладающая часть экспорта пришлась на европейский рынок. В числе крупнейших импортеров были: Италия (30,7 млн тонн), Нидерланды (7,7 млн тонн), Франция (5,3 млн тонн), Румыния (4,5 млн тонн) и Греция (4,4 млн тонн).

Намерения по развитию альтернатив «КТК». Возникшие в последние годы риски для безопасности трубной инфраструктуры на юго-западе Российской Федерации вынудили Казахстан усилить работы по направлению диверсификации маршрутов поставок нефти, однако пока они далеки от конечных целей. В 2022 году президент Казахстана заявил о планах увеличения экспорта нефти через Каспийское море до 20 млн тонн (пока за 2022–2024 годы прирост только на 2,2 млн тонн, до 3,4 млн). Одним из каналов реализации данного замысла должен стать новый порт Курык Мангыстауской области – в 2024 году здесь были проведены углубительные работы для обеспечения возможности принятия нефтеналивных танкеров с бОльшим водоизмещением. Также идет обсуждение присоединения порта Курык к национальной трубной инфраструктуре через связку Есеке – Курык с мощностью 20–30 млн тонн в год.

Ограниченный потенциал диверсификации через Каспийское море. Потенциальный план повышения экспорта через Каспий должен вести либо к росту экспорта через Махачкалу и опять же российский трубопровод до Новороссийска, либо к увеличению поставок через порт Баку. Однако азербайджанский порт уже загружен нефтью своих нефтедобытчиков, из-за чего Казахстану здесь выделяются лишь ограниченные квоты в размере 1,5–2 млн тонн в год. Вдобавок к этому каспийский вариант является менее рентабельным по сравнению с «КТК» – транспортировка по нему обходится в два-три раза дороже. Альтернативный иранский вариант в данном случае маловероятен, так как он сопряжен с санкционными рисками, нежелательными для иностранных собственников ключевых месторождений Казахстана.

Экспорт природного газа. В 2024 году страна экспортировала природный газ в объеме 8,7 млрд кубометров (11 млрд кубометров в 2014-м). Из них 3,3 млрд кубометров было направлено в Россию по газопроводу «Бухара – Урал» и 5,4 млрд кубометров – в Китай по «Центрально-Азиатскому газопроводу». Параллельно республика также импортировала газ в объеме 7,2 млрд кубических метров: 6,6 млрд кубометров из России и 0,6 млрд кубометров из Туркменистана. Физическое сальдо торгового баланса по природному газу у страны устойчиво снижается: с 19,4 млрд кубических метров в 2018-м оно упало к 2024 году до 1,5 млрд кубометров – из нетто-экспортера природного газа Казахстан вскоре может превратиться в нетто-импортера.

Транзит нефти и газа. Через республику активно осуществляется трубный транзит нефти и газа. Одним из ключевых партнеров в данной сфере для страны является Россия. Так, в 2024 году Казахстан обеспечил поставки 10,2 млн тонн российской нефти (для Китая и Узбекистана) и 6,1 млрд кубометров газа из РФ (для Киргизии и Узбекистана). Немаловажным является и обеспечение поставок природного газа из Туркменистана и Узбекистана в Китай по «Центрально-Азиатскому газопроводу» – в 2024 году их объем фиксировался на уровне 36,2 млрд кубометров.

В 2025 году ожидается увеличение транзитных поставок российского газа в направлении Узбекистана на 2,1 млрд кубометров, а в 2026-м – еще на 3,3 млрд кубометров. Для этого в 2024–2025 годах казахская и узбекская стороны вели активные модернизационные работы на магистральном газопроводе «Центральная Азия – Центр». До 2029-го также должно произойти увеличение транзита туркменского газа в Китай на 30 млрд кубических метров в год. Инфраструктура для этого уже создана – в начале 2025 года была введена в эксплуатацию четвертая нитка газопровода «Центральная Азия – Китай» (линия D) соответствующей мощности.

Индустрия будущего – нефтегазохимия

Важным технологическим шагом для развития страны, обладающей нефтегазовыми ресурсами и стремящейся избежать сырьевого проклятья, является усложнение технологических цепочек для добываемого сырья. Помимо переработки, в случае нефти и газа критически важное значение в данном процессе имеют предприятия химической отрасли, использующие в своих производствах продукты переработки нефти и газа.

Взрывной рост нефтегазохимии. Нефтегазохимическая индустрия Казахстана пока находится на зачаточном этапе своего становления. Впрочем, в последние годы в ней наблюдался ускоренный рост производства. Так, за период 2022–2024 годов валовая масса выпуска нефтегазохимической продукции выросла в 2,84 раза, до 540 тыс. тонн.

Значительную поддержку динамике последних лет оказало начало работы комплекса по производству полипропилена в Атырауской области – первая его очередь была запущена в ноябре 2022 года. Проект был реализован совместным предприятием с участием российского «СИБУРа». В 2024 году его объем производства составил 248,7 тыс. тонн. В 2025 году планируется выход предприятия на проектную годовую мощность в 500 тыс. тонн. Основная часть производимого полипропилена экспортируется в силу ограниченности внутреннего спроса (потребность страны в 2024 году – 82 тыс. тонн).

Прорывы нефтегазохимии в ближайшие пять лет. В 2026-м в стране появятся мощности по производству алкилата на 97,6 тыс. тонн в год, а также поливинилхлорида на 120 тыс. тонн в год. Далее в 2027-м в стране появится два завода по выпуску метанола суммарной мощностью 230 тыс. тонн в год и первый завод по изготовлению бутадиена мощностью 186 тыс. тонн в год. В последнем из названных проектов 75% будет принадлежать российской компании «Татнефть» – данный бутадиеновый завод станет первым проектом компании за пределами РФ в нефтехимии.

В конце марта 2025 года в Атырауской области также было начато строительство крупного завода по выпуску полиэтилена «Силлено». Его проектная мощность составит 1,25 млн тонн в год. Проект реализуется «Казмунайгазом» совместно с китайской компанией Sinopec и российским «СИБУРом». Для работы данного предприятия потребуется 1,6 млн тонн этана – их обеспечит газо­сепарационный комплекс (ГСК) на Тенгизе, который, как и сам завод «Силлено», будет построен к 2029 году. На этот же год в Атыраукской области намечен запуск производства терефталевой кислоты и полиэтилентерефталата.

Все намеченные на ближайшие годы проекты в нефтегазохимии станут для Казахстана первыми в своем роде и фактически откроют направления, которых в структуре экономики до сих пор не было. Расширение линейки производимых углеводородов и появление новых технологических цепочек задают долгосрочную рамку развития нефтегазового сектора Казахстана: начинается переход от системы, зависящей от мировой сырьевой конъюнктуры и инфраструктурных ограничений, к более устойчивой и многослойной индустриальной модели, способной поддерживать рост в условиях меняющейся внешней среды.