Общие вызовы Совместные решения

Экологическая ответственность

Система управления климатическими рисками и возможностями

Система управления климатическими рисками и возможностями

Управление климатическими рисками
и возможностями в рамках ПНУР-2060

GRI 3-3, GRI 201-2

Компания реализует системный и последовательный подход к управлению климатическими рисками и возможностями, опираясь на принципы корпоративного управления и требования стандарта IFRS S2. Климатические риски и возможности рассматриваются Компанией как факторы, которые могут оказывать влияние на операционную деятельность, инвестиционные решения, финансовую устойчивость и долгосрочную способность Компании создавать стоимость.

Роль органов управления в управлении климатическими рисками и возможностями

Совет директоров КМГ осуществляет высший уровень надзора за вопросами, связанными с изменением климата, включая:

  • утверждение стратегических документов в области низкоуглеродного развития, в том числе ПНУР-2060.
  • контроль интеграции климатических аспектов в Стратегию развития Компании.
  • мониторинг прогресса в реализации ключевых климатических инициатив и целевых ориентиров.

Роль исполнительного руководства

Правление Компании обеспечивает операционную реализацию и интеграцию климатических аспектов в стратегическое и текущее управление. В рамках управленческой структуры определены ответственные должностные лица, включая:

  • заместителя председателя Правления, координирующего реализацию климатической повестки;
  • руководителей профильных подразделений, отвечающих за мониторинг выбросов парниковых газов, управление углеродными активами и внедрение низкоуглеродных решений.

Центральную координирующую роль в реализации климатической стратегии выполняет Управление декарбонизации и экологии (ранее Департамент низкоуглеродного развития), которое:

  • разрабатывает и проводит мониторинг реализации ПНУР-2060 и плана мероприятий по ее реализации;
  • обеспечивает методологическую поддержку процессов мониторинга и отчетности по выбросам парниковых газов на уровне Группы компаний КМГ.
  • координирует взаимодействие с ДЗО;
  • сопровождает проекты в области возобновляемой энергетики, управления метаном, CCUS, водородной энергетики, офсетных проектов.

Для детального рассмотрения вопросов экологии, климата и устойчивого развития в структуре корпоративного управления действует Комитет по безопасности, охране труда, окружающей среде и устойчивому развитию (КБОТОСУР).

Комитет на регулярной основе:

  • рассматривает информацию о климатических рисках и возможностях;
  • анализирует соответствие деятельности Компании утвержденной климатической стратегии;
  • рассматривает предложения по совершенствованию климатической политики и внутренних регламентов.

Климатические и ESG-показатели интегрированы в систему КПД руководителей: переменная часть22 вознаграждения зависит от достижения утвержденных целей, а также от результатов внешних оценок и рейтингов (ESG, CDP рейтинги).

Политики, процедуры и внутренние регламенты

В отчетном периоде Компания продолжила применение и развитие внутренних нормативных документов, направленных на укрепление системы управления климатическими аспектами, включая:

  • Методику мониторинга и отчетности по выбросам парниковых газов;
  • Инструкцию по управлению выбросами метана;
  • корпоративные процедуры MRV и регламенты эксплуатации АСМ на объектах категории I.

Указанные документы формируют единый и сопоставимый подход к управлению климатическими вопросами во всей Группе компаний КМГ и обеспечивают методологическую основу для подготовки климатических раскрытий.

Совещание сотрудников КМГ по вопросам климатических рисков

Интеграция климатических рисков в систему управления рисками

Климатические риски интегрированы в Корпоративную систему управления рисками КМГ, что обеспечивает их идентификацию, оценку и мониторинг наравне с другими стратегическими и операционными рисками.

В рамках данного подхода Компания:

  • идентифицирует физические и переходные климатические риски с учетом сценариев изменения климата;
  • формирует карты рисков и планы мероприятий, включая меры по адаптации и снижению негативного воздействия;
  • осуществляет регулярный мониторинг климатических рисков и отражает их в Реестре и Карте рисков, а также в корпоративной отчетности.

Для управления выявленными рисками реализуются меры по адаптации и снижению воздействия, включая:

  • повышение энергоэффективности активов;
  • развитие возобновляемых источников энергии;
  • внедрение технологий CCUS;
  • развитие водородной энергетики;
  • сокращение выбросов метана.

22. Количественные данные по доле вознаграждения (%)
при выполнении КПД являются конфиденциальной информацией.

Прозрачность и раскрытие информации

Прозрачность и качество раскрытия информации являются важными элементами корпоративного подхода КМГ к управлению климатическими рисками. Компания на регулярной основе раскрывает информацию о климатических рисках, выбросах парниковых газов и мерах по их снижению в соответствии с применимыми международными стандартами и инициативами, включая IFRS S2, GRI, CDP и ISO 14064.

Интеграция климатических аспектов в систему корпоративного управления и управления рисками рассматривается Компанией как ключевой фактор повышения устойчивости бизнеса и адаптации к условиям энергетического перехода в средне- и долгосрочной перспективе.

Сотрудник КМГ на производственной площадке у резервуара

Управление климатическими рисками и возможностями в рамках ПНУР-2060

Компания реализует ПНУР до 2060 года, актуальную для отчетного периода, которая формирует основу климатической стратегии Компании и определяет ключевые приоритеты, направления и инструменты по снижению углеродоемкости деятельности.

ПНУР-2060 направлен на системное управление климатическими рисками и возможностями и интегрирована в процессы стратегического, инвестиционного и операционного управления Компании, включая планирование капитальных затрат, управление активами и корпоративную систему управления рисками.

ПНУР-2060 разработан с учетом отраслевой специфики нефтегазового сектора, национальных климатических обязательств Республики Казахстан и сценариев глобального энергетического перехода, включая цели по достижению углеродной нейтральности к 2060 году.

Ключевые элементы ПНУР-2060 включают:

  • интеграцию климатической повестки в основные бизнес-процессы, включая инвестиционное планирование, производственную деятельность и систему управления рисками;
  • поэтапное сокращение выбросов парниковых газов и переход к низкоуглеродной модели развития с применением проверенных и перспективных технологий;
  • развитие возобновляемых источников энергии, внедрение энергоэффективных решений и реализацию мероприятий по снижению выбросов метана, включая программу LDAR;
  • применение технологий CCUS, развитие водородной энергетики, а также реализацию лесоклиматических офсетных проектов;
  • обеспечение регулярного мониторинга, оценки прогресса и раскрытия информации в соответствии с международными стандартами.

Реализация ПНУР-2060 ориентирована на снижение как переходных, так и физических климатических рисков, а также на формирование устойчивых возможностей развития Компании в долгосрочной перспективе.

Временные горизонты планирования

Компания определила три временных горизонта для планирования своей деятельности, с учетом климатических факторов:

  • Краткосрочный горизонт (0-1 год) - охватывает ежегодное бюджетирование, операционное планирование и управление текущими климатическими рисками и возможностями, включая выполнение обязательств по мониторингу и отчетности.
  • Среднесрочный горизонт (1-10 лет) - соответствует Плану развития Группы компаний КМГ и бизнес-планам ДЗО, включая достижение целевых показателей ПНУР-2060 на 2031 год, а также учет национально определяемых вкладов (ОНУВ) Республики Казахстан.
  • Долгосрочный горизонт (10-35 лет) - охватывает стратегические цели Компании, включая реализацию ПНУР-2060, развитие низкоуглеродных проектов (ВИЭ, CCUS, SAF), адаптацию активов к физическим климатическим рискам и приведение деятельности в соответствие с долгосрочными климатическими целями Казахстана до 2060 года.

Сценарии декарбонизации

В рамках климатической стратегии Компания применяет сценарный подход (РТК IPCC и сценарии NGFS), позволяющий оценивать устойчивость стратегии и бизнес-модели КМГ в условиях неопределенности климатической, регуляторной и технологической среды. Сценарии используются для оценки потенциального влияния климатических рисков и определения приоритетных мер реагирования.

Используемые сценарии ПНУР-2060:

1. Реалистичный сценарий

Предполагает поэтапное сокращение углеродного следа за счет:

  • реализации мероприятий по повышению энергоэффективности и энергосбережению на производственных объектах;
  • реализации проектов ВИЭ общей установленной мощностью порядка 1,3 ГВт в Мангистауской (гибридная электростанция) и Жамбылской областях.

2. Сценарий «зеленого развития»

Ориентирован на достижение целевых показателей ПНУР-2060 и предусматривает:

  • расширение мероприятий по повышению энергоэффективности;
  • увеличение доли ВИЭ в энергобалансе до уровня, необходимого для достижения целевых показателей по декарбонизации;
  • реализацию лесоклиматического офсетного проекта для компенсации части выбросов парниковых газов.

В рамках данного сценария Компания реализует:

  • органическое сокращение выбросов - за счет повышения операционной эффективности и модернизации производственных мощностей с учетом возможных изменений объемов производства;
  • неорганическое сокращение выбросов - за счет внедрения новых технологических решений на корпоративном уровне, включая строительство объектов ВИЭ и приобретение возобновляемой электроэнергии для производственных нужд с последующим распределением внутри Группы компаний КМГ.

3. Сценарий глубокой декарбонизации

Сценарий предусматривает сокращение выбросов парниковых газов на 64% по сравнению с уровнем 2019 года за счет:

  • масштабного внедрения технологий CCUS;
  • активной компенсационной политики, включая реализацию лесоклиматических проектов и развитие водородной энергетики;
  • развития водородной энергетики и производства устойчивого авиационного топлива (SAF).

В рамках ПНУР-2060 данный сценарий рассматривается как целевой ориентир долгосрочного развития, при этом внедрение отдельных технологий предполагает пилотную апробацию и поэтапное масштабирование при наличии регуляторных и экономических предпосылок. По результатам пилотной апробации указанных направлений Компания планирует определить целевые ориентиры по достижению углеродной нейтральности к 2030 году.

Устойчивость климатической стратегии

На основе проведенного сценарного анализа Компания оценивает свою климатическую стратегию как устойчивую в долгосрочной перспективе, при условии поэтапной реализации ПНУР-2060 и адаптации инвестиционных решений к изменяющимся климатическим и регуляторным условиям.

В то же время Компания признает наличие существенной неопределенности, связанной с:

  • скоростью и жесткостью глобального климатического регулирования;
  • доступностью и коммерческой зрелостью технологий CCUS, водорода и SAF;
  • развитием рынков углеродных единиц и механизмов офсетирования.

Указанные факторы рассматриваются при регулярном пересмотре ПНУР-2060, инвестиционных приоритетов и климатических сценариев.

Оценка климатических рисков

Подход к оценке климатических рисков и сценарный анализ

Для идентификации и оценки климатических рисков Компания применяет сценарный подход (RCP/NGFS), позволяющий учитывать неопределенность климатических, регуляторных и рыночных факторов и оценивать их потенциальное влияние на деятельность Компании в различных временных горизонтах.

В рамках данного подхода КМГ рассматривает два ключевых типа климатических рисков:

  • физические климатические риски, связанные с изменениями климатических условий и экстремальными природными явлениями, которые могут оказывать прямое воздействие на производственные активы, инфраструктуру и операционную устойчивость Компании; Для КМГ выделяются: хроническая жара, водный стресс, ветровые нагрузки, острые явления (паводки/штормы), влияющие на непрерывность производства, затраты и безопасность. Предусмотрены адаптационные меры (укрепление инфраструктуры, водосбережение, аварийное реагирование) и приоритизация уязвимых водных бассейнов (в т. ч. Урал, Каспий); в 2025 г. завершен ключевой этап проекта «Тазалық» на ТОО «Атырауский нефтеперерабатывающий завод», актуализируется корпоративный стандарт по водным ресурсам, разработан проект Программы по управлению водными ресурсами.
  • переходные климатические риски, обусловленные процессом глобального энергетического перехода, включая изменения в углеродном регулировании (KazETS/EU ETS), технологическом развитии, структуре спроса и ожиданиях инвесторов и других заинтересованных сторон. В отчетном периоде усилены требования к онлайн передаче данных АСМ на объектах категории I; по ряду активов отражены административные штрафы и/или оспаривания, что подтверждает материальность регуляторного риска и необходимость дальнейшего усиления LDAR, MRV.

Оценка физических климатических рисков

Для анализа физических климатических рисков Компания использует репрезентативные траектории концентрации парниковых газов (Representative Concentration Pathways, RCP), разработанные Межправительственной группой экспертов по изменению климата (IPCC), которые отражают различные уровни климатической политики и интенсивности выбросов:

  • RCP 2.6 – сценарий низких выбросов, предполагающий реализацию жесткой климатической политики и стабилизацию роста глобальной температуры;
  • RCP 4.5 – промежуточный сценарий, отражающий умеренные меры по сокращению выбросов парниковых газов;
  • RCP 8.5 – сценарий высоких выбросов, при котором существенные меры по их ограничению не принимаются.

Использование нескольких климатических траекторий позволяет Компании оценить диапазон потенциальных физических воздействий на активы и операционные процессы, а также определить уязвимые зоны и приоритеты для адаптационных мероприятий.

Оценка переходных климатических рисков

Для оценки переходных рисков Компания применяет сценарии, разработанные Сетью экологизации финансовой системы (NGFS), которые широко используются в международной практике и учитывают взаимосвязь климатической политики, макроэкономических параметров и развития энергетических рынков:

  • Сценарий, основанный на национально определяемом вкладе Казахстана (ОНУВ) – учитывает все принятые и заявленные меры климатической политики, включая те, которые находятся на стадии реализации;
  • Сценарий «Ниже 2°C» – предполагает поэтапное ужесточение климатической политики с целью ограничения роста глобальной температуры ниже 2°C;
  • Сценарий «Отсроченный переход» – характеризуется замедленным внедрением климатических мер до 2030 года с последующей необходимостью более резких и затратных трансформаций;
  • Сценарий «Чистый нулевой уровень выбросов к 2050 году» – амбициозная траектория, предполагающая быстрое усиление климатической политики, масштабное внедрение новых технологий и достижение углеродной нейтральности.

Применение результатов сценарного анализа

На основе указанных сценариев Компания проводит оценку климатических рисков на корпоративном уровне и на уровне отдельных активов, что позволяет:

  • выявлять потенциальное финансовое и операционное воздействие климатических факторов;
  • учитывать климатические риски при стратегическом и инвестиционном планировании;
  • формировать и корректировать меры по адаптации и управлению рисками в средне и долгосрочной перспективе.

Применение сценарного анализа обеспечивает более обоснованное принятие управленческих решений и повышает устойчивость бизнеса Компании в условиях энергетического перехода и изменяющейся климатической повестки.

Текущие и ожидаемые финансовые эффекты

В рамках поэтапного развития системы управления климатическими рисками и возможностями Компания формирует и совершенствует подходы к их идентификации, оценке и раскрытию. На текущем этапе приоритетное внимание уделяется качественному раскрытию климатических рисков и механизмов управления ими, что соответствует уровню зрелости действующей климатической стратегии. С учетом перехода к новым международным требованиям в области устойчивого развития Компания планирует расширение объема раскрываемой информации, включая поэтапное внедрение количественных показателей, в т.ч. текущих и ожидаемых финансовых эффектов климатических рисков, возможностей и их раскрытие в рамках отчетности по стандартам IFRS S2 в последующих отчетных периодах.

Текущий период

  • Затраты на соблюдение углеродного регулирования (ETS). На уровне отдельных ДЗО наблюдается влияние расходов, связанных с исполнением требований систем торговли квотами. Эти эффекты частично смягчаются мероприятиями по энергоэффективности, программами LDAR и ростом доли «зеленой» электроэнергии (собственная генерация/закупка).
  • Физические риски/страховое покрытие. По уязвимым локациям реализуются профилактические мероприятия, актуализируется страховое покрытие. На текущем этапе оценка последствий носит преимущественно качественный характер.
  • Регуляторные эффекты: по части активов в I–II кв. 2025 года отражены административные штрафы/оспаривания, связанные с исполнением воздухо-защитных требований (в т.ч. АСМ/эмиссии); ведется еженедельный статус-мониторинг показаний АСМ и проблематики по ДЗО.

Риск существенной корректировки в следующем периоде

С учетом текущей степени методической определенности количественная привязка к конкретным статьям отчетности о прибылях и убытках, финансового положения и движения денежных средств по части рисков ограничена; риск существенной корректировки балансовых показателей оценивается качественно и будет уточняться по мере совершенствования данных и допущений, а также зависеть от результативности программ ЭЭ/LDAR/АСМ, динамики регуляторики и рыночных условий.

Ожидаемые эффекты:

  • Краткосрочно (0–1 год). Ограниченное влияние на показатели прибыли/денежных потоков от выполнения углеродных требований и «быстрых» мер эффективности; приоритет – комплаенс и организационные улучшения.
  • Среднесрочно (1–10 лет). Рост доли «зеленой» электроэнергии (в том числе благодаря JV генерации и/или контрактам), достижение нулевого рутинного факельного сжигания и снижение утечек метана – факторы, смягчающие профиль операционных издержек. Одновременно предусматриваются целевые капитальные вложения (CAPEX) в энергоэффективность, ВИЭ, программы по метану и адаптацию.
  • Долгосрочно (10–35 лет). Масштабирование CCUS, водородных решений и SAF при формировании соответствующих рынков и регуляторной базы трансформирует структуру затрат, снижая «углеродный хвост» активов.

Методология определения «существенного эффекта».

Компания применяет сочетание количественных и качественных критериев (включая EBITDA ориентированные метрики, частоту/вероятность и профиль во времени) и использует риск метрики Value at Risk и Cash flow at Risk для оценки чувствительности к ценам на углерод, энергию и физические риски.

План перехода, цели и ресурсное обеспечение

План перехода в рамках ПНУР 2060 включает четыре ключевых направления:

  • 1. энергоэффективность/ресурсосбережение,
  • 2. управление выбросами метана (OGMP/LDAR и полный отказ от рутины на факеле),
  • 3. ВИЭ/гибридная генерация и «зеленые» закупки,
  • 4. пилотирование CCUS, развитие водородной энергетики, производство SAF и участие в офсетных инициативах (лесоклиматический проект 1 600 га – положительное заключение ГЭЭ и согласования получены).

Целевые ориентиры: снижение Охват 1+2 на 15% к 2031 году (к 2019-му) и на 64% к 2060-му, снижение выбросов метана на 32% к 2031-му и на 96% к 2060-му, доля ВИЭ в электропотреблении – не менее 15% к 2031-му и 50% к 2060-му. Мониторинг – по MRV с ежегодным раскрытием и независимой проверкой. В операционных и инвестиционных моделях используется внутренняя «теневая» цена углерода.

Климатический сценарный анализ

Процессы идентификации, оценки и управления охватывают прямые операции и цепочку поставок, опираются на корпоративное управление рисками (ERM), стандарты ISO 31000/ISO 14001, процедуры ОВОС, а также инструментальную оценку локальных рисков (например, WRI Aqueduct). Периодичность пересмотра – более одного раза в год, с применением согласованных горизонтов (краткосрочных, среднесрочных и долгосрочных).

Климатическая стратегия сохраняет устойчивость в долгосрочной перспективе при поэтапной реализации ПНУР и корректировке инвестиционных приоритетов под динамику регулирования, рынков и технологической зрелости. Зоны неопределенности – темп и жесткость регулирования, масштабируемость CCUS/водорода/SAF и эволюция рынков углеродных единиц.

Ключевые проекты в рамках климатической стратегии (ПНУР-2060)

Компания второй год подряд получает рейтинг CDP уровня «B», что подтверждает устойчивость внедренных практик декарбонизации и климатического менеджмента, соответствующих международным стандартам.

1. Энергоэффективность, операционная декарбонизация и энергосбережение

Цель. Повышение энергоэффективности, автоматизация управления энергопотреблением и снижение прямых выбросов (Охват 1) с дополнительным эффектом по косвенным выбросам (Охват 2) за счет закупки «зеленой» электроэнергии по контрактам PPA.

В рамках реализации ПНУР до 2031 года предусмотрена реализация порядка 250 мероприятий в области энергоэффективности и энергосбережения на ДЗО, что позволит сэкономить 548 тыс. т.у.т. топливно-энергетических ресурсов и сократить порядка 931 тыс. тонн CO₂-экв.

Проделанная работа в отчетном году:

  • Продолжается реализация портфеля мероприятий по энергоэффективности на добывающих и перерабатывающих активах (оптимизация режимов, модернизация, автоматизация), усилен операционный контроль через процедуры MRV и еженедельные статусы по АСМ на объектах категории I.
  • В 2025 году реализовано 87 мероприятий23 по модернизации технологического оборудования, проведены замена газовых горелок печей, внедрение энергосберегающих технологий, оптимизация выработки и потребления тепловой энергии, модернизация систем освещения и т.д. Данные мероприятия позволили достичь годовой экономии 1935,5 тыс. ГДж топливно-энергетических ресурсов и сократить выбросы парниковых газов на 128,3 тыс. тонн CO₂.
  • Энергосберегающие мероприятия включают модернизацию технологических печей и котлов, установку частотно-регулируемых приводов на насосах, тепловую интеграцию технологических потоков, Переход к энергоэффективному освещению.
  • Затраты на соблюдение требований систем торговли квотами на выбросы (KazETS/EU ETS) частично компенсируются эффектами от ЭЭ/LDAR и ростом доли «зеленой» электроэнергии по PPA.

В ДЗО проведены следующие мероприятия:

  • На ТОО «Атырауский нефтеперерабатывающий завод» установлены Prime G Печи Н-701, Н-703, Н-702, Н-704 установка системы автоматизированного регулирования соотношения «топливо/воздух» и Prime D Печи Н-2001, Н-2002, Н-2003 установка системы автоматизированного регулирования соотношения «топливо/ воздух», что позволило сэкономить потребление 0,406 тыс. тонн природного газа и сократить выбросы на 0,8 тыс. тонн CO₂. Эффект: 18,5 тыс. ГДж.
  • На ТОО «ПетроКазахстан Ойл Продактс» установлены термочехлы на запорные арматуры, фланцевые соединения, трубопроводы, люки, что позволило сэкономить 0,8 тыс. тонн мазута. Расчетное сокращение выбросов CO₂ составляет 2,5 тыс. тонн (32,2 тыс. ГДж). Восстановление воздухонагревателя Х-718 установки изомеризации С-700, что позволило сэкономить 0,98 тыс. тонн нефтезаводского газа и сократить выбросы на 2,4 тыс. тонн CO₂ (43,1 тыс. ГДж). Произведена замена 137 шт. конденсатоотводчиков, что позволило сэкономить потребление 4,107 тыс. Гкал тепловой энергии и сократить выбросы на 1,3 тыс. тонн CO₂ (17,2 тыс. ГДж). Эффект: 92,5 тыс. ГДж.
  • На ТОО «Павлодарский нефтехимический завод» увеличена температура мазута, поступающего на секцию 001 установки КТ-1, что позволило снизить потребление мазута на 1074 тонны и сократить выбросы на 3,4 тыс. тонн CO₂ (43,2 тыс. ГДж); Внедрение ЧРП на вентиляторном оборудовании секции С-400 ПППН; секции С-200 ПГПН (4,2 тыс. ГДж); Внедрение ЧРП на насосе поз. Н-1 (Насосная ПЛК УЗК) (0,3 тыс. ГДж) и Оптимизация расхода электроэнергии на воздуходувках А-710-UK-101 A/B, А-710-FA-301 ПСиОЗХ (1,5 тыс. ГДж), что позволило снизить потребление электроэнергии на 1677,8 МВт*ч и сократить выбросы на 1,3 тыс. тонн CO₂. Эффект от мероприятий: 49,2 тыс. ГДж.
  • На ТОО «СП «CASPI BITUM» проведена замена неисправных конденсатоотводчиков на участке ТВГС и Замена горелки атмосферной печи F-1101 и вакуумной печи F-1102, что позволило сэкономить 17,100 тыс. Гкал и сократить выбросы на 5,3 тыс. тонн CO₂. Эффект – 71,6 тыс. ГДж;
  • На АО «Каражанбасмунай» обеспечено увеличение коэффициента полезного действия (КПД) парогазовой установки (ПГУ) за счет рекуперации тепла, исходящего от отработавших газов паровой турбины и произведена теплоизоляция паропроводов и устья паронагнетательных скважин, что позволило сэкономить 23,4 млн м³ природного газа и сократить выбросы на 53,1 тыс. тонн CO₂. Эффект – 959,8 тыс. ГДж.
  • На АО «Озенмунайгаз» проведены мероприятия по снижению потребления топливного газа в топках печей подогрева нефти, а именно в печах типа ПП-0,63 за счет замены существующих газовых горелок на модернизированные (16 единиц), с ожидаемым эффектом 143,2 тыс. ГДж, в печах типа УН-0,2 м³ за счет замены существующих газовых горелок на модернизированные (33 единицы), с ожидаемым эффектом 107,1 тыс. ГДж, что позволило снизить потребление 5,8 млн м³ газа отбензиненного и сократить выбросы на 11,0 тыс. тонн CO₂.
  • На АО «Мангистаумунайгаз» произведена замена горелок на печах ПП-0,63 и ПН-70 ЦДНГ-1,2,3 в количестве 26 ед., что позволит снизить потребление ПНГ га 1,1 млн м³ и сократить выбросы на 2,6 тыс. тонн CO₂. Эффект: 38,2 тыс. ГДж.
  • На АО «КазТрансОйл» оптимизирована работа горячего нефтепровода за счет чего достигнута экономия 8,9 млн м³ природного газа и снижение CO₂ на 24,4 тыс. тонн. Эффект: 303,8 тыс. ГДж.

Эффект. Снижение удельных энергозатрат и интенсивности выбросов смягчает операционные издержки и уменьшает волатильность стоимости энергии и ETS комплаенса

Следующие шаги. Масштабирование лучших практик ЭЭ, интеграция КПД по ЭЭ/углеродоемкости в планы и бюджеты, развитие MRV аналитики.

23. 2022 г. – 49 мер, расчетная годовая экономия топливно-энергетических ресурсов составила 2,057 млн ГДж, в натуральном выражении – 33 448 тыс. кВт э/э, 1 531 Гкал тепловой энергии, 25 292 т котельно-печного топлива и 21 732 тыс. м³ природного газа, что эквивалентно снижению выбросов на 136,7 тыс. тонн CO₂.
2023 г. – 60 мер (в т.ч. 8 мероприятий по подготовке проектно-сметной документации, а также 52 мероприятия ЭЭ), расчетная годовая экономия топливно-энергетических ресурсов которых составила 0,716 млн ГДж, в натуральном выражении – 13 287 тыс. кВт э/э, 10 776 Гкал тепловой энергии, 2 489 т котельно-печного топлива и 13 149 тыс. м³ природного газа, что эквивалентно снижению выбросов на 45 тыс. тонн CO₂.
2024 г. – 70 мер, расчетная годовая экономия топливно-энергетических ресурсов составила 2,4 млн ГДж, в натуральном выражении: 48 114 тыс. кВт э/э, 22 334 Гкал тепловой энергии, 21 188 тонн котельно-печного топлива и 29 003 тыс. м³ природного газа, что эквивалентно снижению выбросов ПГ на 174,9 тыс. тонн CO₂.

2. Развитие ВИЭ/гибридной генерации и «зеленые» контракты на поставку электроэнергии (PPA)

Цель. Достичь 15% доли «зеленой» электроэнергии к 2031 и 50% к 2060 (портфель ВИЭ и закупка по PPA), а также обеспечить устойчивость и надежность энергоснабжения критически важных активов, включая снижение зависимости производственных площадок от внешних сетей и волатильности стоимости энергии.

Проделанная работа в отчетном году:

  • Реализуются гибридные решения для промыслов (комбинация ВИЭ + газовые маневренные мощности), что обеспечивает снижение зависимости от внешнего энергоснабжения, повышение энергонезависимости месторождений и сокращение простоев.
  • Портфель ВИЭ (ВЭС/СЭС с накопителями) продвигается: завершены ранние этапы СМР и контрактуются ключевые поставки на ряде площадок.
  • В Мангистауской области в г. Жанаозен реализуется крупный проект строительства гибридной электростанции мощностью 247 МВт совместно с Eni S.p.A. (51% Eni, 49% КМГ), включающей ветровую (77 МВт), солнечную (50МВт) генерацию и газовую электростанцию (ГазЭС – 120 МВт). Солнечная станция введена в эксплуатацию в сентябре 2025 г., ввод газовой и ветряной запланирован в конце 2026 года.
  • В 2024 году подписан EPC-контракт на ГазЭС и солнечную станцию. В сентябре 2025 года завершен запуск солнечной электростанции; по ГазЭС продолжаются строительно-монтажные работы. Гибридный формат обеспечивает стабильную выработку и позволяет компенсировать переменную генерацию ВИЭ газовыми маневренными мощностями, снижая риски перерывов в электроснабжении добычных активов.
  • В Жамбылской области ТОО «KMG Green Energy» (20%) совместно с Qazaq Green Power PLC (20%) и Total Energies Renewables SAS (60%) реализует крупнейший в стране проект – ВЭС «Мирный» мощностью 1 ГВт с системой накопления энергии 600 МВт·ч. В 2025 году завершено базовое проектирование, детальное проектирование достигло ~81%. Проект предусматривает установку 150 наземных ВЭС (6,5–7,7 МВт каждая), поставщики: Envision Energy и SANY Renewable Energy. Эффект проекта – сокращение более 2 млн т CO₂ в год и покрытие дефицита электроэнергии южных регионов, что критично для стабильности снабжения активов компании.
  • В портфеле КМГ находятся дополнительные проекты СЭС/ВЭС в западных и южных регионах, техническая проработка которых ведется в рамках инвестиционного портфеля «ESG-проекты» (991 млрд тенге, доля КМГ – 363 млрд тенге). Эти проекты обеспечивают синергию с корпоративной целью – 15% «зеленой» электроэнергии к 2031 году.
  • В рамках модернизации производственной базы для устойчивых энергопоставок расширяется инфраструктура под строительство нового газоперерабатывающего завода в г. Жанаозен, что создает дополнительные возможности для гибридных решений (комбинация ГазЭС и ВИЭ).
  • Компания также активно развивает генерацию собственной энергии и ВИЭ. В 2025 году объем потребления электрической энергии из возобновляемых источников энергии (ВИЭ) составил 37 230,9 тыс. кВтч.
  • Приобретено 10 000 сертификатов I-Rec.

Эффект: Замещение «карбоновой» электроэнергии снижает расходы на ETS и стабилизирует профиль затрат; для downstream улучшает углеродную интенсивность продукции.

3. Факельное сжигание: Zero Routine Flaring

Цель. Полный отказ от рутинного факельного сжигания к 2031 году и поддержание целевых уровней интенсивности по методикам IOGP.

Проделанная работа в отчетном году:

  • Интенсивность сжигания сырого газа за II кв. 2025 года по Группе компаний КМГ составляет около 1,00 т на 1 000 т добытого углеводородного сырья (методика IOGP); по ДЗО сформированы и приоритизированы карты мероприятий по снижению факела.
  • Ежегодная отчетность в рамках инициативы Всемирного банка «Zero Routine Flaring» выполнена; с 2017 года объемы регулярного факельного сжигания существенно снижены (ориентир ~89%).

Эффект. Снижается риск штрафов и платежей, выравнивается ETS профиль и уменьшаются потери углеводородов (положительный эффект на маржу).

Следующие шаги. Синхронизация программ утилизации ПНГ с развитием газопереработки и внедрением локальных/гибридных источников энергоснабжения на промыслах; привязка к графикам PPA/ВИЭ ввода.

4. Сокращение выбросов Метана (OGMP 2.0 / LDAR)

Цель. Сокращение выбросов метана на 32% к 2031 г. и на 96% к 2060 г.; повышение уровня соответствия OGMP 2.0

Статус на отчетный период:

  • КМГ присоединился к инициативе по отчетности выбросов метана на уровне нефтегазовых компаний OGMP 2.0 (The Oil & Gas Methane Partnership). Согласно требованиям OGMP 2.0 компании обязаны на ежегодной основе предоставлять в UNEP отчет о выбросах метана в зависимости от градации с нижнего уровня 1 до 5-го уровня «золотого» стандарта. КМГ сданы два отчета (за 2023 и 2024 годы) по выбросам метана (на уровне 3).
  • Продолжается работа по определению базового уровня выбросов метана на ДЗО. При поддержке международных компаний и консультантов проведены инструментальные замеры выбросов и утечек метана с помощью оборудования (LDAR – Leak Detection and Repair) на АО «Озенмунайгаз», ТОО «Казахский газоперерабатывающий завод», ТОО «СП «Казгермунай», АО «Эмбамунайгаз» и АО «Мангистаумунайгаз».
  • Осенью 2025 года проведен частичный воздушный мониторинг (самолетом) утечек метана при поддержке OGCI (Oil and Gas Climate Initiative), данные с координатами по крупным утечкам были направлены в ДЗО для их устранения.
  • При поддержке OGCI и IMEO UNEP продолжается спутниковый мониторинг выбросов метана на объектах ДЗО (начиная с 2023 года).
  • В КМГ в 2024 году утверждена Рабочая инструкция по управлению утечками метана в КМГ и его ДЗО. В 2025 году разработан проект Корпоративного стандарта по управлению выбросами метана в Группе компаний КМГ.
  • В 2025 году, в сотрудничестве с МЭПР РК и международными консультантами, был подготовлен пакет предложений по внедрению системы государственного регулирования выбросов метана.
  • Проведены ряд тренингов и семинаров для специалистов ДЗО по управлению выбросами метана, в том числе, по количественной оценке, выбросов метана, утилизации газа и определению основных источников утечек, а также способах их устранения.
  • В целях сокращения выбросов метана совместно с компанией Vema Carbon на АО «Эмбамунайгаз» реализуется пилотный проект по сокращению утечек метана с последующим получением углеродных единиц на добровольном рынке.

Эффект. Сокращение утечек напрямую снижает расход сырья/топлива и операционные расходы (OPEX); косвенно снижает регуляторные риски и потенциальную нагрузку ETS.

Следующие шаги. Расширение LDAR-охвата и частоты замеров, повышение точности инструментальных измерений (OGI/спутник/мобильные платформы), подготовка к возможному ужесточению национального регулирования по метану.

5. Улавливание, использование и хранение углерода (CCUS)

Цель. Пилотировать технологии CCUS на приоритетных площадках и подготовить масштабирование после 2040 года; портфельный ориентир – закачка до 421 тыс. т CO₂ к 2060 году.

Проделанная работа в отчетном году:

  • Выполнен скрининг источников CO₂ в Атырауской и Мангистауской областях; подготовлено техническое задание (ТЗ) на технико-экономическое обоснование (ТЭО) пилотного проекта (10–20 тыс. т/год) на установке комплексной подготовки газа Прорвинской группы; проведена предварительная оценка инфраструктуры и потенциальных геологических ловушек.
  • В рамках четырехстороннего соглашения с Татнефтью запущен обмен опытом по лицензированию, организации мониторинга и отчетности по закачке CO₂. ТОО КМГ «Инжиниринг» провело комплексную технико-экономическую проработку CCUS-проекта совместно с Baker Hughes выполнены подбор месторождений, моделирование закачки CO₂ и оценка потенциала подземного хранения. Оценочная стоимость проекта составляет около 11,5 млн долл. США при эффекте до 21,5 тыс. тонн захороненного CO₂ в год; в текущей конфигурации проект убыточен.
  • Параллельно ведется работа над формированием регуляторной базы и стандартизацией. Подготовлены предложения по изменению Экологического кодекса и Кодекса о недрах для признания CCUS технологией сокращения выбросов и закрепления геологического хранения CO₂ как отдельного лицензируемого вида деятельности с привязкой к международным стандартам ISO/TC 265 в области мониторинга и безопасности. Инициировано включение технологий улавливания, транспортировки и хранения CO₂ в справочники НДТ и расширение таксономии «зеленых» проектов для обеспечения доступа к «зеленому» финансированию.

Эффект.

Долгосрочно – снижение «углеродного хвоста» активов и возможность применения методов увеличения нефтеотдачи пласта (Enhanced Oil Recovery, EOR) там, где это геологически и экономически оправдано;

Краткосрочно – НИОКР и капитальные затраты на подготовку пилота, без немедленного влияния на отчет о прибылях и убытках (P&L) (влияние ожидается по мере выхода к стадии промышленной эксплуатации/монетизации).

Следующие шаги.

  • Проведение ТЭО и базового проектирования (Front End Engineering Design, FEED);
  • выбор технологической схемы и лицензиара;
  • проработка регуляторной рамки совместно с профильными госорганами (учет CO₂, разрешительные процедуры, инфраструктура, потенциальные стимулы) в логике ПНУР 2060.

6. Развитие водородной энергетики и низкоуглеродной химии (водород, аммиак, метанол)

Цель. КМГ поэтапно формирует компетенции и проектный портфель в области «голубого» и «зеленого» водорода, а также низкоуглеродных деривативов (аммиак/метанол) с учетом интеграции с CCUS и ВИЭ. Компания намеревается подготовить технологическую и инфраструктурную базу для будущего спроса и экспортных возможностей.

Проделанная работа в отчетном году:

  • Подготовлен и применен актуализированный Атлас водных ресурсов для оценки потенциала производства «зеленого» водорода в западных, центральных и северных регионах РК, определены экологически безопасные точки водозабора, завершена систематизация данных о водных ресурсах и ВИЭ. Разработан прикладной калькулятор для расчета потенциала производства «зеленого» водорода с учетом доступности воды и потенциала ВИЭ. Ведется работа по оформлению прав интеллектуальной собственности.
  • Осуществлен комплекс научно-исследовательских и прикладных работ по развитию водородных технологий, включающий разработку материалов для хранения водорода, создание цифровых инструментов для оценки потенциала производства водорода, реализацию пилотных проектов и исследование перспектив различных видов водорода. Сформированы гипотезы по логистической цепочке для пилотных решений.
  • Совместно с компанией Green Spark (Италия) реализуется первый пилотный проект по производству зеленого водорода в Атырауском филиале ТОО «КМГ Инжиниринг» с использованием возобновляемой энергии (солнечной генерации). Солнечная электростанция мощностью 200 кВт была введена в эксплуатацию в конце июня 2025 года. Генерация за 6 месяцев – 115 МВт*часов. Завершены проектные работы ко второму этапу, включая определение площадки и детальный расчет системы вентиляции контейнера с электролизером. В конце декабря 2025 года установлен электролизер, ведется подготовка к строительно-монтажным работам, запуск которого обеспечит экономию энергозатрат и создаст замкнутый цикл производства водорода на основе ВИЭ. При этом планируется масштабирование решения на другие ДЗО КМГ. Завершена предварительная оценка проекта установки малых ВИЭ для АО «Эмбамунайгаз» мощностью 1,4 МВт.
  • В мае 2025 года проведен третий ежегодный семинар по водородной энергетике с участием государственных органов, международных организаций и научных институтов.
  • Также завершено ТЭИ по производству «голубого» водорода и его производных, предусматривающее выпуск низкоуглеродного водорода, аммиака и метанола на базе газа УКПГ Прорва с применением технологий CCUS. Проект реализуется с участием Casale S.A., проектные мощности составляют до 20,5 тыс. т/год «голубого» водорода, 105 тыс. т/год аммиака и 50 тыс. т/год метанола при ориентировочной стоимости порядка 140 млн долл. США. Проект направлен на диверсификацию газохимической продукции. ДЗО КМГ ознакомлены с результатами ТЭИ, прорабатывается возможность реализации пилотного проекта по производству «голубого» водорода на одном из ДЗО.
  • Проводится оценка потенциала природного «белого» водорода: проанализированы проекты добычи в США, КНР и Африке, ведется работа по заключению NDA с компанией Terra-A.

Ожидаемый эффект: укрепление технологической готовности и диверсификация будущей выручки; на горизонте 2025 года – преимущественно расходы на анализ и инжиниринг; финансовые эффекты прогнозируются по мере перехода пилотов к промышленной стадии.

Следующие шаги: разработка материалов для хранения водорода, подготовка научных публикаций и проведение исследований, направленных на повышение эффективности и устойчивости технологий. Приоритизация пилотов, увязка с проектами CCUS/ВИЭ (электролиз/утилизация CO₂), подготовка FEED, уточнение логистики и off take моделей с потенциальными потребителями.

7. Устойчивое авиационное топливо (SAF)

Цель. Компания создает предпосылки для локального производства SAF в кооперации с технологическими партнерами, ориентируясь на растущий запрос авиационного сектора и экспортные рынки

Проделанная работа в 2025 году:

  • В рамках завершенного Feasibility Study определена ориентировочная мощность будущего завода: переработка 100 тыс. тонн биоэтанола в год с выпуском 54 тыс. тонн SAF и 6 тыс. тонн RD. В качестве основного сырья рассматривается биоэтанол отечественного производителя BioOperations. В 2025 году подписано рамочное соглашение о переходе к стадиям Pre-FEED и FEED, ведется работа по формированию совместного предприятия и подготовке к следующему этапу реализации проекта.

Ожидаемый эффект: формирование нового низкоуглеродного продукта и будущей выручки; в краткосрочном горизонте – завершение FEED, формирование сырьевой базы и модели партнерств.

Следующие шаги: проведение FEED, выбор технологической платформы (HEFA/ATJ и др.), обеспечение сырья (в т. ч. биоэтанол/ альтернативы), финансовая модель и соглашения с потенциальными офтейкерами.

8. Природные решения и офсеты (лесоклиматические проекты)

Цель. Лесоклиматические проекты используются как часть портфеля природных решений для компенсации остаточных выбросов и повышения устойчивости климатической стратегии. Стартовый проект – 1 600 га (Павлодарская область); на горизонте ПНУР 2060 – развитие портфеля до 6 проектов.

Проделанная работа в 2025 году:

  • Получено положительное заключение РГП «Госэкспертиза» и необходимые согласования по проекту 1 600 га; ведется подготовка к этапу реализации, регулярные консультации участников.
  • В рамках проекта завершены все подготовительные этапы (исследование и анализ почвы), включая разработку Рабочего проекта и прохождение государственной экологической экспертизы.
  • В сентябре 2025 года МЭПР внесены изменения в Правила одобрения углеродного офсета, которые делают реализацию Проекта в прежнем формате экономически нецелесообразной. КМГ и Chevron продолжат анализ возможных вариантов дальнейшей реализации лесоклиматических инициатив в Павлодарской области с учетом действующих нормативных требований.

Ожидаемый эффект: формирование качественных углеродных единиц в поддержку целей 2031/2060; повышение устойчивости стратегии при сценариях усиления регулирования.

Следующие шаги: контрактация работ, постановка мониторинга/учета поглощения, подготовка к регистрации и верификации единиц в признанных системах

9. Вода и устойчивость к физическим рискам

Цель – снижение уязвимости к хронической жаре, водному стрессу и паводкам; формирование количественных целей по воде в корпоративной Программе управления водными ресурсами.

Проделанная работа в 2025 году:

  • Проект «Тазалық» (ТОО «Атырауский нефтеперерабатывающий завод»): завершен ключевой этап реконструкции очистных сооружений.
  • Программа по воде: документ актуализирован под новый Водный кодекс; утверждение Программы планируется до конца 2026 года.
  • Раскрытие водного баланса/интенсивности – в Отчете об устойчивом развитии и CDP.

Ожидаемый эффект: снижение вероятности штрафов/остановов и связанных финансовых потерь; повышение операционной непрерывности и страховой устойчивости по уязвимым локациям.

Следующие шаги: постановка ТОО «Kazakhstan Petrochemical industries Inc.» по водопотреблению/сбросам, расширение повторного использования/опреснения, включение водных проектов в CAPEX портфель адаптации.

10. Регуляторная готовность: АСМ, НДТ, КЭР

Цель – снизить вероятность санкций и остановов, обеспечив надежный онлайн-мониторинг эмиссий, внедрение наилучших доступных технологий и получение комплексных экологических разрешений.

Проделанная работа в 2025 году:

  • АСМ: на объектах категории I – внедрение/подключение, регламенты эксплуатации, еженедельные статус совещания.
  • НДТ: участие в рабочих группах; паспорта производств НПЗ обновлены с учетом снижения потерь/ «сжега».
  • КЭР: подача/актуализация пакетов; в I–II кв. 2025 г. фиксировались административные штрафы/оспаривания – подтверждена материальность регуляторного риска.

Ожидаемый эффект: прямой комплаенс результат (снижение вероятности штрафов/остановов) и повышение достоверности MRV.

Следующие шаги: закрытие «узких мест» по измерениям/передаче данных, планово-предупредительная модернизация, готовность к новым требованиям и отраслевым методикам.

Эмиссии парниковых газов

GRI 3-3

Нормативная и методологическая основа

Система учета и управления выбросами парниковых газов в КМГ выстроена на основе международных стандартов и требований национального регулирования. Компания применяет единый подход к мониторингу, учету и верификации выбросов парниковых газов, обеспечивающий сопоставимость данных, прозрачность процессов и достоверность раскрываемой информации.

В своей деятельности КМГ руководствуется следующими стандартами и нормативными документами:

  • ISO 14064 – стандарт, по количественной оценке, и верификации выбросов парниковых газов;
  • GHG Protocol – методология расчета выбросов по Охвату 1, Охвату 2 и Охвату 3;
  • Руководство IPCC по национальным инвентаризациям парниковых газов;
  • Рамочная конвенция ООН по изменению климата (РКИК ООН);
  • Приказ Министра экологии и природных ресурсов Республики Казахстан от 17 января 2023 года № 9 – национальные методические указания.

Дополнительно в Группе компаний КМГ разработана и утверждена Методика мониторинга и отчетности по выбросам парниковых газов, направленная на унификацию процессов учета и отчетности по всей Группе компаний КМГ.

Инфраструктура газовых трубопроводов КМГ

Подход к расчету выбросов парниковых газов

КМГ применяет комплексный подход к расчету выбросов парниковых газов, охватывающий полный цикл их идентификации, количественной оценки и верификации. Компания на системной основе анализирует прямые и косвенные источники выбросов, а также иные значимые категории, формируя целостное представление об углеродном следе своей деятельности.

Расчет выбросов осуществляется в соответствии с передовыми международными практиками, что позволяет обеспечить сопоставимость данных в динамике и повысить доверие со стороны заинтересованных сторон.

Инвентаризация выбросов парниковых газов

В рамках реализации климатической стратегии КМГ на регулярной основе осуществляет инвентаризацию выбросов парниковых газов, обеспечивая комплексный охват основных источников воздействия и сопоставимость данных на уровне Группы компаний КМГ.

Инвентаризация выбросов проводится в разрезе следующих областей Охвата:

  • Область Охвата 1 (Scope 1) – прямые выбросы, возникающие в результате сжигания топлива на производственных объектах Компании, включая процессы добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья;
  • Область Охвата 2 (Scope 2) – косвенные выбросы, связанные с потреблением электрической и тепловой энергии, приобретаемой у сторонних поставщиков и используемой в производственной деятельности Компании;
  • Область Охвата 3 (Scope 3) – прочие косвенные выбросы по всей цепочке создания стоимости, учитывающие воздействие, связанное с использованием реализованной продукции, логистическими операциями, деловыми поездками и иными релевантными источниками.

Начиная с 2023 года Компания последовательно расширяет охват расчета выбросов по Области охвата 3, фокусируясь на наиболее значимых категориях с точки зрения влияния на совокупный углеродный след. В рамках данного подхода в расчет включены следующие ключевые категории:

  • косвенные выбросы, связанные с потреблением энергии, включая потери электроэнергии при передаче;
  • выбросы, возникающие в результате служебных командировок сотрудников;
  • выбросы, связанные с ежедневными поездками работников к месту работы и обратно;
  • выбросы от транспортировки и доставки готовой продукции;
  • выбросы, связанные с использованием реализованных товаров и услуг.

Расширение охвата инвентаризации по Области охвата 3 позволяет Компании более полно оценивать воздействие своей деятельности на протяжении всей цепочки создания стоимости и использовать полученные данные при формировании управленческих решений и климатических инициатив.

Внедрение внутреннего углеродного ценообразования

В целях интеграции климатических факторов в процессы управления и инвестиционного планирования КМГ поэтапно внедряет механизм внутреннего углеродного ценообразования на выбросы углерода (Internal Carbon Pricing, ICP). Данный инструмент используется для оценки потенциального влияния климатических рисков на финансовые показатели и повышения обоснованности принимаемых управленческих решений.

Применение внутреннего углеродного ценообразования позволяет Компании:

  • учитывать финансовые риски, связанные с возможным ужесточением углеродного регулирования;
  • перераспределять инвестиционные приоритеты в пользу низкоуглеродных и энергоэффективных проектов;
  • определять ориентировочную («теневую») стоимость выбросов CO₂ при оценке устойчивости инвестиционных инициатив.

Интеграция углеродного фактора в инвестиционные решения

Начиная с 2022 года расчет углеродного следа и связанных с ним финансовых аспектов включен в состав обязательных элементов технико-экономического обоснования новых капитальных проектов. Такой подход обеспечивает учет климатических факторов на ранних этапах принятия инвестиционных решений и способствует повышению устойчивости проектного портфеля Компании в условиях энергетического перехода.

Прозрачность и раскрытие информации

КМГ последовательно развивает практики раскрытия информации о выбросах парниковых газов и климатических рисках, обеспечивая прозрачность и сопоставимость отчетных данных. Компания регулярно публикует соответствующую информацию в рамках международных инициатив и стандартов отчетности, включая:

  • CDP – раскрытие данных о выбросах и климатических рисках;
  • GRI – раскрытие информации в области устойчивого развития;
  • IFRS S2 (International Financial Reporting Standard S2 – Climate-related Disclosures) – раскрытие информации о климатических рисках и возможностях.

Применяемые подходы к расчету и раскрытию выбросов парниковых газов обеспечивают надежность и достоверность отчетности, позволяют Компании эффективно управлять углеродным следом и адаптироваться к изменяющимся требованиям климатического регулирования.

Сотрудники КМГ на производственной площадке

Объем эмиссий парниковых газов

GRI 305-1, GRI 305-2, GRI 305-3, GRI 305-4, GRI 305-5

В рамках мониторинга климатического воздействия КМГ осуществляет расчет и раскрытие информации о выбросах парниковых газов по всем релевантным областям охвата в соответствии с требованиями GRI 305: Emissions 2016.

По итогам 2025 года объем прямых выбросов парниковых газов (Охват 1) по Группе компаний КМГ составил 8,0 млн тонн CO₂ и 9,4 млн тонн CO₂-экв.

Расчет показателей выполнен в соответствии с утвержденными методологическими подходами и обеспечивает сопоставимость данных в динамике, а также прозрачность раскрытия информации для заинтересованных сторон.

Таблица 15. Показатели выбросов парниковых газов24

Показатели выбросов парниковых газов 2023 2024 2025
Охват 1. Прямые выбросы млн т CO₂ / млн т CO₂-экв. 7,44 / 8,57 7,7 / 9,06 8,0 / 9,4А
Разбивка по направлениям деятельности
Добыча млн т CO₂ / млн т CO₂-экв. 2,33 / 3,44 2,64 / 3,98 2,57 / 3,9
Переработка млн т CO₂ / млн т CO₂-экв. 5,01 / 5,03 4,92 / 4,94 5,25 / 5,3
Транспортировка млн т CO₂ / млн т CO₂-экв. 0,1 / 0,1 0,14 / 0,14 0,2 / 0,2
Разбивка по странам
Казахстан млн т CO₂ / млн т CO₂-экв. 6,55 / 7,68 6,99 / 8,35 7,1 / 8,4
Румыния млн т CO₂ / млн т CO₂-экв. 0,88 / 0,88 0,69 / 0,69 0,97 / 0,97
Грузия млн т CO₂ / млн т CO₂-экв. 0,02 / 0,02 0,02 / 0,02 0,02 / 0,02
Разбивка выбросов по видам парниковых газов
CO₂ млн т CO₂ 7,44 7,7 8,0А
CH₄ млн т CO₂-экв. 1,11 1,34 1,34А
N₂O млн т CO₂-экв. 0,1 0,02 0,02А
Охват 2. Косвенные выбросы25
Охват 2 Косвенные выбросы (рыночный метод) млн т CO₂ / млн т CO₂-экв. 3,4 / 3,4 3,3 / 3,3 3,37 / 3,37А
Охват 2 Косвенные выбросы (географический метод) млн т CO₂ / млн т CO₂-экв. 3,5 / 3,5 3,4 / 3,4 3,45 / 3,45А
Охват 3. Прочие косвенные выбросы млн т CO₂ / млн т CO₂-экв. 55,22 / 55,4 59,63 / 59,82 62,39 / 62,58А
Категория 3 – Прочие косвенные выбросы от потребления энергии млн т CO₂ / млн т CO₂-экв. 0,274 / 0,274 0,232 / 0,232 0,227 / 0,227
Категория 6 – Деловые и командировочные поездки сотрудников млн т CO₂ / млн т CO₂-экв. 0,002 / 0,002 0,004 / 0,005 0,005 / 0,005
Категория 7 – Поездки сотрудников на работу млн т CO₂ / млн т CO₂-экв. 0,015 / 0,015 0,012 / 0,013 0,032 / 0,032
Категория 9 – Транспортировка и доставка готовой продукции млн т CO₂ / млн т CO₂-экв. 0,356 / 0,362 0,320 / 0,323 0,364 / 0,371
Категория 11 – Использование проданной продукции млн т CO₂ / млн т CO₂-экв. 54,57 / 54,75 59,06 / 59,25 61,76 / 61,95

24. В расчет включены углекислый газ (CO₂), метан (CH4), закись азота (N2O). Оценка выбросов в CO₂-эквиваленте сопряжена с неотъемлемой неопределённостью вследствие ограниченности научных знаний, используемых при определении коэффициентов выбросов, а также значений коэффициентов пересчёта различных газов в CO₂-эквивалент. Для приведения выбросов к единой базе применены коэффициенты потенциала глобального потепления (GWP) IPCC Fifth Assessment Report (метан – 28, закись азота – 265). Данные по прямым выбросам парниковых газов консолидируются по методу операционного контроля, и подтверждены заключениям независимых аккредитованных организаций по каждому ДЗО.

25. Расчёт выбросов по Охвату 2 включает только выбросы CO₂ и выполняется по географическому методу для ДЗО, расположенных в Республике Казахстан, что обусловлено внедрением с 1 июля 2023 года механизма Единого закупщика электроэнергии. В расчётах применяется смешанный удельный коэффициент, основанный на национальной методике и отражающий фактическую структуру генерации электроэнергии. Для ДЗО, расположенных в иных территориях, применены оба метода расчета – рыночный и географический.

Таблица 16. Показатели интенсивности выбросов парниковых газов

Удельные выбросы парниковых газов. Охват 1 2023 2024 2025
Разбивка по направлениям деятельности26
Добыча тонн CO₂-экв. /тонн добытого УВС 0,1676 0,1767 0,1751А
Переработка тонн CO₂-экв. /тонн переработанного УВС 0,2320 0,2233 0,2190А
Транспортировка тонн CO₂-экв. /тонн 0,0023 0,0030 0,0043А
Удельные выбросы парниковых газов. Охват 2 (географический метод)
Разбивка по направлениям деятельности
Добыча тонн CO₂-экв. /тонн добытого УВС 0,0672 0,0548 0,0550А
Переработка тонн CO₂-экв. /тонн переработанного УВС 0,0834 0,0891 0,0840А
Транспортировка тонн CO₂-экв. /тонн 0,0052 0,0045 0,0046А

26. В 2025 году Компания пересмотрела методологию расчёта показателя удельных выбросов парниковых газов по направлениям деятельности: интенсивность теперь рассчитывается в отношении физических объёмов добычи, переработки и транспортировки, что повышает сопоставимость показателя и усиливает его связь с операционной эффективностью.