Нефтегазовые компании россии в узбекистане

Проекты в нгк Узбекистана с участием российских компаний.

165

В последние годы
происходит значительная активизация
деятельности китайских компаний.
Первоначально бизнес китайских инвесторов
в НГК Узбекистана был основан, главным
образом, на сервисных контрактах, в
последующем появился ряд проектов в
сфере разведки и разработки нефтегазовых
месторождений.

Кроме российских
и китайских компаний в НГК Узбекистана
действуют фирмы из Швейцарии, Малайзии,
Кореи, других стран.

Zeromax
Group
(Швейцария) работает на рынке Узбекистана
с 2000 г. Кроме нефтегазового комплекса,
компания ведет деятельность и в других
отраслях экономики (сельском хозяйстве,
текстильной, цементной, кабельной
промышленности), активно участвует в
создании предприятий малого и среднего
бизнеса. Организован ряд СП с
«Узбекнефтегазом»: «Гиссарнефтегаз»,
«Кокдумалак Газ», «Бентонит»,
«Нефтегазмонтаж», «Нефтегазсаноатлойиха»,
«УзГазОйл», «Темир-Хизмат».

Совместно с НХК
«Узбекнефтегаз» реализован ряд
инвестиционных и подрядных проектов:
поставка комплектующих для строительства
Шуртанского ГХК; проектирование и
строительство 60-километрового газопровода,
соединяющего газопровод Бухара-Урал и
УКПГ «Восточный Бердах», что позволило
увеличить мощность газотранспортной
системы республики и повысить возможности
по экспорту природного газа; строительство
экспортного газопровода Газли-Сарымай,
строительство горного участка газопровода
Шуртан-Шерабад; строительство
магистрального газопровода
Мубарек-Галляарал-Янгиер; расширение
и капремонт участков магистральных
газопроводов Газли-Каган, Бухара-Урал
и другие.

Таблица 11

Проекты в нгк Узбекистана с участием европейских и азиатских компаний.

Расширение
в 2004 г. участка газопровода Газли-Нукус
позволило увеличить экспорт природного
газа в северном направлении до 7 млрд.
м³,
а после выполнения следующего этапа
строительства (2005-2006 г.г.) пропускная
способность на этом направлении
увеличилась до 12 млрд. м³
в год. СП «Кокдумалак Газ» реализуется
проект утилизации попутного газа
Кокдумалакского месторождения,
необходимый объем инвестиций – более
$ 30 млн.

Осенью
2005 г. Petronas
и «Узбектнефтегаз» подписали соглашение
об изучении газовых месторождений в
Сурхандарьинской области на юге
Узбекистана. Соглашение предусматривает
техническое изучение, а также проведение
геологоразведочных работ на территории
Байсунского инвестиционного блока в
течение 18 месяцев. По результатам
геологоразведки стороны примут решение
о форме сотрудничества в разработке
газовых месторождений Байсунского
блока, где к настоящему времени уже
открыто два крупных газовых месторождения
– Гаджак и Когнисай.

На
небольшом месторождении Карактай
работает совместное предприятие
«Узбекнефтегаза» и малазийской компании
Probadi
— «Узмалойл», с объемом добычи нефти
около 50 тыс. тонн в год.

Корейская
KOGAS
в 2007 г. приступит к комплексной разработке
месторождения Сургиль на Устюрте с
общими объемами инвестиций в размере
$960 млн. В 2007 г. объем инвестиций планируется
в объеме $ 12,5 млн.

Экономическая
эффективность инвестиций в нефтяную и
газовую промышленность

Наличие большого
количества инвестиционных проектов в
нефтегазовой отрасли республики, с
одной стороны, и множества иностранных
компаний – претендентов на реализацию
этих проектов, с другой стороны,
обуславливает необходимость оценки
эффективности этих инвестиций.

Оценку экономической
эффективности производят по нескольким
направлениям и показателям.

На уровне Министерства
экономики и Министерства финансов
основным критерием является общая
экономическая эффективность инвестиций.
Общая и сравнительная экономическая
эффективность инвестиций отличаются
как по задачам, так и по методам исчисления.

Показатель общей
экономической эффективности инвестиций
по республике и по отдельным отраслям
определяется отношением прироста
годового объема национального дохода
ΔД к вызвавшим этот прирост инвестициям
К в сфере материального производства:

Э=
ΔД/К.

Для определения
общей экономической эффективности
инвестиций по нефтяной и газовой
промышленности в целом применяется
отношение прироста чистой прибыли
(после уплаты всех налогов и отчислений)
ΔП к инвестициям, обусловившим этот
прирост:

Э’ = ΔП/К.

Расчет сравнительной
эффективности инвестиций по конкретному
проекту производится сопоставлением
инвестиций и себестоимости продукции
по сравниваемым вариантам или
сопоставлениям приведенных затрат по
формулам:

;

;

,

где
К₁
и К₂
– инвестиции по сравниваемым вариантам,
сум; С₁
и С₂
– себестоимость годового объема
производства продукции по сравниваемым
вариантам, сум; Ен – нормативный
коэффициент эффективности инвестиций
по отрасли (для нефтяной и газовой
промышленности Ен=0,12).

Кроме общей
экономической эффективности в нефтегазовой
отрасли существуют следующие показатели
оценки эффективности:

• удельные инвестиции
  на прирост добычи 1 т углеводородов;

• удельные инвестиции
  на 1 т добытых углеводородов;

• себестоимость
  добычи углеводородов;

• производительность
  труда (или трудоемкость).

В системе нефтяной
и газовой промышленности особое внимание
уделяется экономической эффективности
инвестиций в подготовку сырьевых
ресурсов. При этом основным и обобщающим
показателем является коэффициент общей
экономической эффективности:

Э=
П/К,

где П –
народнохозяйственный эффект отрасли,
реализуемый на стадии добычи и
использования попутных компонентов; К
– инвестиции в геологоразведочные
работы, нефтегазодобычу (включая
эксплуатационное бурение, обустройство
месторождения и др.).

Для определения
народнохозяйственного эффекта (П)
целесообразно использовать замыкающие
затраты на нефть и газ, в которых учтены
рента местоположения, рента
горно-геологическая, рента качества
нефти и газа:

П=[Ззам
– (С+ЕнК)]Qср,

где Ззам – замыкающие
затраты на нефть и газ, сум/т; С –
себестоимость добычи нефти и газа,
сум/т; К – сумма удельных инвестиций в
геологоразведочные работы, нефтегазодобычу
(включая эксплуатационное бурение и
обустройство месторождения и др.), сум/т.

В последнее время
в связи с вхождением отраслей экономики
в рыночные условия предприятия в составе
бизнес-планов приводят расчеты
эффективности инвестиций. При этом
наиболее распространены следующие
показатели эффективности инвестиций:

• чистое
  современное значение инвестиционного
  проекта (NPV);

• внутренняя
  норма прибыльности (доходности,
  рентабельности) (IRR);

• дисконтированный
  срок окупаемости (DPB);

• индекс прибыльности.

Данные показатели,
как и соответствующие им методы,
используются в двух вариантах:

• для определения
  эффективности предполагаемых независимых
  инвестиционных проектов, когда делается
  вывод: принять или отклонить проект;

• для определения
  эффективности взаимоисключающих
  проектов, когда делается вывод с тем,
  какой проект принять из нескольких
  альтернативных.

Методы оценки
эффективности инвестиций

Метод
чистого современного значения (NPV
– метод)

Данный
метод основан на использовании понятия
чистого современного значения стоимости
(Net
Present
Value):

,

где
CF₁
– чистый денежный поток, r
– стоимость капитала, привлеченного
для инвестиционного проекта.

Термин «чистый»
имеет следующий смысл: каждая сумма
денег определяется как алгебраическая
сумма входных (положительных) и выходных
(отрицательных) потоков. Например, если
во второй год реализации инвестиционного
проекта объем капитальных вложений
составляет $15000, а денежный доход в тот
же год — $12000, то чистая сумма денежных
средств во второй год составляет $3000.

В соответствии с
сущностью метода современное значение
всех входных денежных потоков сравнивается
с современным значением выходных
потоков, обусловленных капитальными
вложениями для реализации проекта.
Разница между первым и вторым есть
чистое современное значение стоимости,
которое определяет правило принятия
решения.

При оценке
целесообразности инвестиций обязательно
устанавливают (рассчитывают) ставку
дисконта, т.е. процентную ставку, которая
характеризует норму прибыли, относительный
показатель минимального ежегодного
дохода инвестора, на который он надеется.

Метод внутренней
нормы прибыльности

По определению
внутренняя норма прибыльности (иногда
говорят доходности) – это такое значение
показателя дисконта, при котором
современное значение инвестиции равно
современному значению потоков денежных
средств за счет инвестиций, или значение
показателя дисконта, при котором
обеспечивается нулевое значение чистого
настоящего значения инвестиционных
вложений.

Экономический
смысл внутренней нормы прибыльности
состоит в том, что это такая норма
доходности инвестиций, при которой
предприятию одинаково эффективно
инвестировать свой капитал под IRR%
в какие-либо финансовые инструменты
или в реальные активы, генерирующие
денежный поток, каждый элемент которого,
в свою очередь, инвестируется под IRR%.

Математическое
определение внутренней нормы прибыльности
предполагает решение следующего
уравнения:

,

где
CF_j
— входной
денежный поток в j-й
период, INV
– значение инвестиции.

Решая
это уравнение, находим значение IRR.
Схема принятия решения на основе метода
внутренней нормы прибыльности имеет
вид:

—если
значение IRR
выше или равно стоимости капитала, то
проект принимается;

—если
значение IRR
меньше стоимости капитала, то проект
отклоняется.

Таким
образом, IRR
является как бы «барьерным показателем»:
если стоимость капитала выше значения
IRR,
то «мощности» проекта недостаточно,
чтобы обеспечить необходимый возврат
и отдачу денег и, следовательно, проект
следует отклонить.

Метод периода
окупаемости

Рассмотрим этот
метод на конкретном примере анализа
двух взаимоисключающих проектов.

Пусть
оба проекта предполагают одинаковый
объем инвестиций $1000
и рассчитаны на 4 года.

Проект А по годам
генерирует следующие денежные потоки:
$500; $400; $300; $100; проект Б — $100; $300; $400; $600.

Стоимость капитала
проекта оценена на уровне 10%. Расчет
дисконтированного срока осуществляется
с помощью нижеследующих таблиц.

Таблица 12

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #
• #

По мнению экспертов, многие газовые проекты в Узбекистане давно контролируются «Газпромом», а подряды достаются компании Enter Engineering и Eriell, в целом власти теряют контроль над стратегическими ресурсами. Как структуры «Газпрома» стали отвечать за новые месторождения в Узбекистане, кто стоит за этими проектами и что вообще происходит в этой сфере? И при чём тут хоккей? 

Администраторы Telegram-канала Energy Monitor заявляют, что в Узбекистане сейчас наблюдается нехватка природного газа.

«Некогда газовая страна теперь зависит от туркменского и российского сырья. С каждым годом сокращается экспорт узбекского газа в Китай (вынуждены почти по экспортной цене закупать добываемый “Лукойл” в Узбекистане газ). Многие газовые проекты в Узбекистане давно контролируются “Газпромом”, а подряды достаются пророссийской Enter Engineering. К примеру, оператором государственной программы Узбекистана по увеличению добычи углеводородного сырья на 2017-2021 годы стал “Газпром”, а финансирование шло через “Газпромбанк”», – говорится в сообщении.

По их мнению, власти Узбекистана сейчас теряют контроль над Шуртанским газохимическим комплексом. Кроме того, утерян контроль над БНПЗ, ФНПЗ, ГХК «Газли», поставками авиатоплива и заправкой самолётов в Ташкенте и Ташкентской области.

«По сути, газовая отрасль уже подконтрольна “Газпрому”, а на “Лукойл” приходится 1/4 всей газодобычи Узбекистана по договору СРП», – заключили администраторы канала. 

Как структуры «Газпрома» стали отвечать за новые месторождения Узбекистана? 

Государственная программа по увеличению добычи углеводородного сырья в 2017-2021 годах была утверждена в Узбекистане в 2017 году указом президента, передает Openmedia. 

Её целью было развитие нефтегазовых и газоконденсатных месторождений Устюртского, Бухаро-Хивинского, Сурхандарьинского и Ферганского регионов и увеличение добычи газа на 53,5 млн куб. м или на 87%, газового конденсата – на 1,1 млн т и нефти – на 1,9 млн т. Общая стоимость программы тогда оценивалась в 3,8 млрд долларов США, а первого этапа, рассчитанного на 2017−2018 годы – примерно в 2 млрд долларов. 

Оператором первого этапа программы стала дочка «Газпрома», взявшая у «Газпромбанка» кредит на оплату работы подрядчиков, которыми оказались структуры, связанные с этим банком. 

Реализацию первого этапа правительство поручило совместному предприятию Natural Gas-Stream, созданному за год до этого для другого проекта – разведки и разработки месторождений Устюртского района. СП учредили крупнейшая государственная корпорация страны «Узбекнефтегаз», российский «Газпром» и кипрская Almax Holding.  

В правительственных документах упоминается, что «Узбекнефтегаз» и структуры «Газпрома» участвуют в СП на паритетной основе, доля Almax Holding не указывается. 

«Узбекнефтегаз» должна была вложить в новую программу увеличения добычи 504 млн долларов собственных средств, а Natural Gas-Stream обязывалась привлечь около 1,489 млрд долларов иностранных кредитов. Взамен правительство разрешило СП зарабатывать деньги для реализации программы на комиссионных от экспорта газа.  

Кабмин должен был ежегодно утверждать объем газа для передачи Natural Gas-Stream. (Например, в мае 2019 года постановлением Кабмина ей на 2019−2020 годы было выделено более 1,4 млрд кубометров газа, исходя из расчетной экспортной цены в 185 долларов за тысячу кубометров). 

Также Кабинет Министров поручил Natural Gas-Stream выбрать на конкурсе подрядчиков для программы, чтобы «вывести процедуру из-под бюрократического контроля и ускорить реализацию программы». 

Кто получил господряды на 2 млрд долларов 

Тендеры прошли непублично, конкуренции на них не было, утверждал источник «Открытых медиа» в правительстве Узбекистана.  

По их итогам зарегистрированные в Дубае и Австрии компании международной группы Eriell получили контракты общей стоимостью в 1,7 млрд долларов на строительство 248 газовых и 48 нефтяных скважин, а также на капремонт 328 скважин.  

Сингапурская Enter Engineering РТE стала подрядчиком строительства технологических объектов и модернизации предприятий стоимостью 290,9 млн долларов и 135 млрд сум (около 14 млн долларов). Камбин освободил подрядчиков от уплаты НДС как инвесторов нефтегазовой отрасли. 

Оба выбранных подрядчика оказались связаны со структурами «Газпрома».  

Enter Engineering подконтрольна «Газпромбанку», а в международной нефтесервисной группе Eriell «Газпромбанку» принадлежит 39,6%. 

Крупнейший же акционер Eriell, основанной, по собственным данным, в Чехии, – узбекский бизнесмен Бахтиёр Фазылов. Он же – совладелец офшора Almax, вошедшего в учредители Natural Gas-Stream, отбиравшей подрядчиков. 

По данным Openmedia, до 2010 года контракты на разработку новых месторождений и экспорт газа в Узбекистане по большей части доставались шведской компании Zeromax. Кредиторы фирмы считали её бенефициаром Гульнару Каримову, дочь первого президента Узбекистана Ислама Каримова.

Сама она связь с компанией всегда опровергала. В 2008 году, по оценке представителей Zeromax, активы компании – нефтегазовые, аграрные и телекоммуникационные предприятия – оценивались в 4,5 млрд долларов.  

В 2010 году Zeromax, из которой перед этим были выведены все средства, объявила о банкротстве. Её имущество в Узбекистане было конфисковано, глава предприятия, близкий к Каримовой, попал за решетку. Против Каримовой были возбуждены уголовные дела в Узбекистане и Европе по обвинениям в коррупции и вымогательстве. 

Eriell с 2010 года стала крупнейший нефтесервисной компанией Узбекистана.  

Natural Gas-Stream входит в число крупнейших экспортеров газа в стране, сообщают «Открытые медиа».  

Удача отвернулась от компаний, связанных с Фазыловым и Газпромбанком, после 2018 года.  

Так, в 2018 году решением президента было остановлено строительство нового нефтеперерабатывающего завода в Джизаке: было решено, что рентабельнее реконструировать существующие предприятия. Генподрядчиком проекта, инвестиции в который правительство оценивало в 2,78 млрд долларов, была Enter Engineering. Урегулировать вопрос в Узбекистан в 2019 году прилетал сам глава «Газпрома» Алексей Миллер, очень возмущался, но возобновления проекта не добился, утверждают источники «Открытых медиа» в Кабмине и Министерстве энергетики. 

В 2019 году выяснилось, что реализация госпрограммы по увеличению добычи углеводородов сильно отстает от планов. Это следует из официального отчета, составленного к 1 января 2019 года межведомственным комитетом по вопросам топливной и энергетической безопасности базовых отраслей промышленности при Кабинете Министров Узбекистана, с которым ознакомились «Открытые медиа». 

В документе указано, что к этому времени построено всего 188 скважин (146 газовых и 42 нефтяных) при плане в 294 скважины, а введены в эксплуатацию и вовсе только 148 из них (117 газовых и 31 нефтяная). Темпы ремонта скважин отставали от запланированных чуть ли не в два раза, следует из отчета. 

К подрядчикам национальной программы у чиновников были и другие претензии. Бывшее Национальное агентство проектного управления (НАПУ) при президенте Узбекистана еще в середине 2018 года требовало «обосновать и привести в соответствие» стоимость бурения скважин по контрактам с Eriell, указывая, что цена при одинаковой глубине и проекте продолжительности бурения варьируется в несколько раз, а также обосновать стоимость капитального ремонта, так как программы подрядчиков в несколько раз дороже идентичных работ у местных подрядчиков. 

НАПУ советовало приостановить действие контрактов и пересчитать расходы, что и было сделано. Но после проверки проблемы начались у самого агентства: в январе 2019 года указом президента НАПУ лишилось большей части своих полномочий, в том числе по анализу тендерной документации иностранных компаний, а его глава Дмитрий Ли был отстранен от контроля за процессами, происходящими в «Узбекнефтегазе», утверждают собеседники «Открытых медиа» в правительстве Узбекистана и добывающих компаниях. 

Некоторые высокопоставленные чиновники считают, что Eriell заработала на подрядах слишком много. По условиям контракта, компании группы были обязаны привлечь к работам в качестве субподрядчиков сервисных дочек «Узбекнефтегаза». Именно эти, существующие еще с советских времен предприятия, фактически проводили все буровые работы по программе, утверждали СМИ. То, что структуры «Узбекнефтегаза» выполнили основной объем работы по контрактам, подтверждает источник «Открытых медиа» в Кабмине.  

Генподрядчик получил по контракту 1,71 млрд долларов, субподрядчикам, выполнявшим работы, он выплатил 250-300 млн долларов в пересчете с национальной валюты, утверждает собеседник издания.  

При этом дочерние компании «Узбекнефтегаза» находятся в плачевном состоянии, напоминает он. По данным аудита, проведенного Boston Consulting Group (BCG) в 2018 году, на буровых используется оборудование еще 90-х годов, и большая его часть находится в неудовлетворительном состоянии. 

«То, что управляющая проектом Natural Gas Stream и подрядчики программы связаны с кредитующим её „Газпромбанком“, создает предпосылки к возникновению конфликта интересов. Эта схема означает, что взаимосвязанный кредитующий банк и подрядная организация гарантируют себе прибыль, не зависимо от результативности работ и рентабельности проекта для государства», – говорил чиновник Министерства энергетики Узбекистана. 

BCG в своей концепции развития добычи углеводородов в республике рекомендует пересмотреть существующие инвестпроекты «Узбекнефтегаза», называя их невыгодными и даже опасными для экономики республики. 

В Узбекистане Eriell пока единственная из крупных компаний инвестирует в хоккей. Группа построила в ледовую «Хумо-арену» в Ташкенте, оцениваемую экспертами в 175 млн евро. 

Председатель правления Eriell Фазылов является главой Национальной федерации хоккея, в заместителях у него – Гафуров, на которого оформлены офшорные компании «Газпромбанка», и Кирилл Матвеев, сын зампреда правления «Газпромбанка» Алексея Матвеева, того самого, чья подпись стоит на кредитных договорах с Natural Gas-Stream.  

«Они [Фазылов и его приближенные] всеми своими действиями нам показывают, что у них есть крыша, мол, вы не с нами будете иметь дело, а с ними, с россиянами», – объясняет увлечение группы хоккеем высокопоставленный чиновник правительства. 

В России компании Eriell и «Стройтранснефтегаз» (Геннадий Тимченко) входят в число крупнейших подрядчиков «Газпрома»: Eriell бурит скважины на Ямале («Новый Порт»), а Стройтранснефтегаз участвовала в строительстве газопровода «Сила Сибири». 

• Планы по производству сжиженного газа и бензина на Мубарекском газоперерабатывающем заводе (ГПЗ) (г.Мубарек, Узбекистан).Данный проект предполагалось начать еще в 2005 году. Его реализацию «Узбекнефтегаз» планировал осуществлять совместно с «Газпромом» в рамках совместного предприятия на паритетных началах. Оператором проекта было определено ОАО «Стройтрансгаз» (дочерняя компания «Газпрома»), которое в 2004 году выиграло тендер на строительство на Мубарекском ГПЗ установки по производству сжиженного газа проектной мощностью 336 тыс. тонн пропан-бутановой смеси и 150 тыс. тонн бензина в год. Реализация продукции планировалась как на экспорт, так и на внутреннем рынке Узбекистана.

продолжение.

начало: http://www.ia-centr.ru/expert/6051/

Проекты по переработке сырья • Планы по производству сжиженного газа и бензина на Мубарекском газоперерабатывающем заводе (ГПЗ) (г.Мубарек, Узбекистан). Данный проект предполагалось начать еще в 2005 году. Его реализацию «Узбекнефтегаз» планировал осуществлять совместно с «Газпромом» в рамках совместного предприятия на паритетных началах. Оператором проекта было определено ОАО «Стройтрансгаз» (дочерняя компания «Газпрома»), которое в 2004 году выиграло тендер на строительство на Мубарекском ГПЗ установки по производству сжиженного газа проектной мощностью 336 тыс. тонн пропан-бутановой смеси и 150 тыс. тонн бензина в год. Реализация продукции планировалась как на экспорт, так и на внутреннем рынке Узбекистана. Однако сроки реализации проекта несколько раз пересматривались, в том числе из-за изменений условий финансирования, которые вносила российская сторона. В частности, в июне 2008 года «Стройтрансгаз» предложил увеличить стоимость проекта в связи с ростом цен на технологическое оборудование. Узбекскую сторону не устроил подобный отход от первоначальных договоренностей и в августе 2008 года «Узбекнефтегаз» объявил новый тендер на поставку комплектного оборудования с проведением услуг (шеф-монтаж и пуско-наладка) для строительства установки получения сжиженного газа на Мубарекском ГПЗ. Победителем тендера стала швейцарская компания Zeromax GmbH. В мае 2009 года вышло соответствующее постановление правительства Узбекистана, которое одобрило реализацию проекта и участие в нем указанной швейцарской компании. Строительство установки сжиженного газа должно быть осуществлено в течение 18 месяцев, а ввод ее в эксплуатацию запланирован на четвертый квартал 2010 года. Стоимость строительства оценивается в 220,7 млн. долларов. Финансирование планируется осуществить за счет собственных средств «Узбекнефтегаза» (30,3 млн. долларов), кредита узбекского Фонда реконструкции и развития (55,4 млн. долларов), кредитов узбекских коммерческих банков (50 млн. долларов) и кредита Государственного банка развития Китая (85 млн. долларов). Предполагается, что реализация Мубарекского проекта позволит удвоить производство сжиженного газа в республике и обеспечить Узбекистану возможность стать одним из его поставщиков. • Планы по строительству Кандымского газоперерабатывающего комплекса в районе месторождения «Кандым». В рамках освоения «ЛУКОЙЛом» Кандымской группы месторождений и месторождения «Кунград», запланирована также реализация проекта строительства ГПК. Первую очередь газоперерабатывающего комплекса предполагается ввести в эксплуатацию к 2011 году. Проектная мощность ГПК должна составить от 6 до 8, а, по некоторым оценкам, и до 10 млрд. кубических метров газа в год. Планируется, что будут также построены две компрессорные станции, сборные пункты, вахтовые поселки, ЛЭП, а также отдельная железнодорожная ветка длиной почти 40 километров, автодороги и подъездные пути. Трубопроводные проекты • Планы по модернизации и увеличению пропускной способности узбекских участков газопроводов «Средняя Азия – Центр» и «Бухара – Урал». Газопровод «Бухара – Урал», проектной мощностью 19 млрд. кубических метров в год, введен в строй в 1965 году, состоит из 2 ниток. Первая нитка проходит от месторождения «Газли» по территории Узбекистана и Казахстана до г.Челябинск (Россия). Другая нитка проходит параллельно первой до г.Екатеринбург (Россия). В настоящее время, из-за физического износа пропускная способность узбекского участка данного газопровода не превышает 7 млрд. кубических метров газа. В свою очередь, газопровод «Средняя Азия – Центр» (САЦ), состоящий из 5 ниток, вводился в строй в период с 1966 года (первая нитка) по 1985 год (пятая нитка). Газопровод предназначен для поставок в Россию в основном туркменского, а также и некоторого количества узбекского газа. Трубопроводные нитки САЦ-1, САЦ-2, САЦ-4. САЦ-5 берут начало от месторождения «Довлетабад» (Туркменистан) и проходят через территории Туркменистана, Узбекистана и Казахстана до узловой станции Александров-Гай (Саратовская область, Россия). Нитка САЦ-3 проходит от месторождения «Довлетабад» до той же станции Александров-Гай только по территории Туркменистана и Казахстана. Проектная мощность газопровода САЦ (всех ниток) составляла 68 млрд. кубических метров. На современном этапе из-за физического износа пропускная способность данного газопровода снизилась до 50 млрд. кубических метров газа. На основании подписанных межправительственных соглашений, начиная с 2004 года, Россия стала постепенно увеличивать объемы закупок газа как в Туркменистане, так и Узбекистане. К 2010 году даже предполагалось довести прокачку газа из Туркменистана через узбекскую территорию до 70-80 млрд. кубических метров газа, поддерживая подобные (и даже несколько большие) объемы вплоть до 2028 года. Если в 2003 году поставки газа из Узбекистана в РФ составили всего лишь 1,3 млрд. кубических метров, то в 2004 году – 7 млрд. кубических метров, а в 2005 году – 8 млрд. кубических метров, в 2006 году – 9 млрд. кубических метров газа, а в 2008 году — уже 13,8 млрд. кубических метров. В последующие годы планировалось довести закупаемые объемы узбекского газа до уровня не менее 15 млрд. кубических метров. Но для кардинального увеличения объемов импорта узбекского (и вообще центральноазиатского) газа необходимы масштабные ремонтно-восстановительные работы на всей протяженности трассы газопроводов «Средняя Азия – Центр» и «Бухара – Урал», а также не исключено – прокладка новых ниток трубопроводов. В этой связи, в ходе состоявшегося в январе 2009 года государственного визита в Узбекистан президента России Д.Медведева, российская и узбекская стороны договорились разработать технико-экономическое обоснование новой нитки трубопровода пропускной способностью до 30 млрд. кубических метров в год. Протяженность новой нитки трубопровода, которую планируется проложить параллельно старым ниткам САЦ-1, САЦ-2, САЦ-4, САЦ-5 – от газокомпрессорной станции «Дарьялык» (Дашховузский велоят Туркменистана) через территорию Узбекистана до казахстанского поселка Бейнеу, составит 394 километра. Финансирование строительства возьмут на себя «Газпром» и «Узбекнефтегаз». Однако в связи с последствиями мирового финансово-экономического кризиса и наличием сложных финансовых проблем у самого российского газового монополиста, сегодня не совсем ясен ни характер, ни сроки возможных мероприятий на территории Узбекистана. Тем более, ранее «Газпром» увязывал возможность предоставления инвестиций в газопроводную систему республики с контролем национальных газотранспортных сетей. Это, в свою очередь, не устраивало Узбекистан, так как РУз стремится сохранить максимальную свободу действий по диверсификации своих внешних связей в сфере нефтегазового сотрудничества. Информация о российских инвестициях, в частности «Газпрома», в газопроводную систему Узбекистана не известна. Скорее всего, пока эти инвестиции не значительны. В свою очередь, Узбекистан («Узбекнефтегаз») самостоятельно изыскивает возможности привлечь до 2010 года на цели развития и реконструкции своих магистральных газопроводов (как экспортных, так и внутренних) порядка 1,5 млрд. долларов. Источник: easttime.ru

Нефтегазовые компании «Лукойл» и Saneg выполняют свои обязательства по добыче газа и его поставке на внутренний рынок Узбекистана. Об этом на пресс-конференции в Агентстве информации и массовых коммуникаций 16 ноября сообщил заместитель министра энергетики Шерзод Ходжаев.

По его словам, Saneg (бывш. Sanoat Energetika Guruhi / Jizzakh Petroleum, 98% долей владеет кипрский офшор Belvor Holding) выполняет дневной план по добыче газа на 131%. «То есть компания выполняет свои обязательства по добыче газа и его направлению на внутренний рынок. Мы не можем предъявить обвинение в отношении этой компании, говоря, что она не выполняет план или падает динамика по добыче газа из-за недостаточного инвестирования», — сказал он.

Российская «Лукойл» выполняет дневной план на 101,4%, сообщил замминистра энергетики. «Если посмотреть на данные с начала месяца, то [компания] выполняет все обязательства по добыче газа и его направлению на внутренний рынок», — сказал он.

Шерзод Ходжаев заявил, что не совсем правильно сегодня оценивать соглашения с иностранными компаниями касательно их соответствия национальным интересам Узбекистана.

«Потому что условия при подписании договора определили какие-то его параметры. Но дефицит газа не связан с условиями договора. И эта компания тоже выполняет свои обязательства», — заявил замминистра энергетики.

Он отказался отвечать на вопрос, есть ли у компании Saneg отдельные преференции при экспорте, предоставленные закрытым постановлением правительства.

«Я не могу раскрыть все пункты договора, потому что при заключении договора стороны согласовывают, какие пункты можно раскрыть, а какие нельзя», — отметил он.

Шерзод Ходжаев сообщил, что независимо от того, кто добывает газ в Узбекистане, оператором по экспорту природного газа является компания «Узтрансгаз». По его словам, на сегодняшний день экспорт практически полностью приостановлен. «Что касается цифр, если по дневным прогнозным показателям планировалось экспортировать 10 млн кубометров газа, то текущий экспорт не достигает и 1 млн кубометров», — сказал замминистра энергетики.

Шерзод Ходжаев отметил, что за счёт практически полной приостановки экспорта газа и электричества, увеличения импорта газа на 20%, отключения сезонных потребителей от газоснабжения удалось немного увеличить объёмы поставок газового топлива на теплоэлектростанции. «Думаю, что в ближайшие дни — наверное, будет неправдой, если скажу 100% — мы решим около 80% проблем с ограничениями [электроэнергии]», — сообщил он.

Председатель правления «Узбекнефтегаз» Мехриддин Абдуллаев сообщил, что текущие газовые месторождения ежегодно истощаются, а для создания новых резервов необходимо инвестировать большие средства в геологоразведочные работы. По его словам, это также поможет в решении проблем с электроэнергией за счёт увеличения поставок газа на ТЭС.

В сентябре президент Шавкат Мирзиёев также сообщал, что Узбекистан не экспортирует газ и хлопок для развития внутренней промышленности. Однако, по данным Госкомстата, за девять месяцев поставки газа за границу в стоимостном выражении выросли на 51,1% — до 779,6 млн долларов, при этом только в сентябре продано газа на 133,7 млн долларов. Импорт газа за этот период составил 76,3 млн долларов (-39,2%).

«Газета.uz» сообщала, что в 2021 году в стране планировалось добыть 53,8 млрд кубометров газа. Из этого объёма на «Узбекнефтегаз» приходилось 34,1 млрд кубометров (64,3%), «Лукойл» — 13,8 млрд кубометров (25,7%) и Jizzakh Petroleum — 280 млн кубометров (0,51%).

В марте 2019 года стало известно, что Узбекистан задолжал «Лукойлу» 600 млн долларов за поставки газа в 2018 году. Компания работает на условиях соглашения о разделе продукции (СРП) в проектах Кандым-Хаузак-Шады-Кунград и Юго-Западный Гиссар. Задолженность образовалась из-за того, что Узбекистан забирал часть газа на внутренний рынок, хотя условия СРП предусматривают экспорт всего добываемого объема газа. «Узбекнефтегаз» тогда от комментариев воздержался.