Российские нефтяные компании в узбекистане

Проекты в нгк Узбекистана с участием российских компаний.

Россий-ский участник	Проект	Доля инвестора в прибыльной продукции (%)	Запасы нефти/газа и конденсата (млрд м3/ млн т)	Капи-тальные вложения ($млн)	Сроки реали-зации
ЛУКОЙЛ	Кунград/Кан-дым/ Хаузак/ Шады	49,8	283,0/ 8,0	995,0	2004-2039
Газпром	Шахпахты	50	/7,7	15,0	2004-2019
Газпром	Урга/Куныш/ Акчалакская группа	50	915/ 1270	610,0	2007-2011
Союз-нефтегаз Восток Лимитед	Центральный Устюрт/Юго-Западный Гиссар	30	150,0/ 50,0	466,2	2007-2048

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.

Инвестор	Проект	Капитальные вложения, $млн	Вид деятельности	СП
«Зеромакс групп» (Zeromax Gmbh), Швейцария	Месторождение Кокдумалак	30,9	Утилизация попутного газа	«Кокдумалак газ»
«Зеромакс групп» (Zeromax Gmbh), Швейцария	Нефтегазовые месторождения в Гиссарском регионе	400,5	Добыча углеводородов	—
«Петронас» (Petronas), Малайзия	Байсунский блок (Сурхандарьинская область)	47,8	Разведка и добыча газа	—
«Пробади» (Probadi), Малайзия	Месторождение Карактай	12	Добыча нефти	«УзМалойл»
«Когаз» (KOGAS), Корея	Месторождение «Сургиль» (Устюрт)	960	Разработка месторождения	—

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]

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

• 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

Проект «Увеличение добычи нефти»

Согласно Постановлению Кабинета Министров Республики Узбекистан «O мерах по дальнейшему увеличению добычи нефти из месторождений с трудноизвлекаемыми запасами и объемов переработки углеводородного сырья» от 15 декабря 2019 года № 1002, исполнителем Программы увеличения добычи нефти на 2020–2030 годы определено ИП ООО «Sanoat Energetika Guruhi» с передачей ему функций оператора с 1 января 2020 года.

Совместному предприятию переданы права недропользования на 103 месторождения с уступкой лицензий на право пользования участками недр для геологического изучения и добычи полезных ископаемых, а также оформление соответствующих горных и земельных отводов. Для оценки запасов месторождений и применения наиболее эффективных технологий добычи углеводородов компания сотрудничает с международно признанными нефтесервисными и консалтинговыми организациями, отбирая наилучшие предложения.

Согласно разработанной Программе увеличения добычи нефти на 2020–2030 годы, подготовлены мероприятия поэтапного доизучения месторождений с бурением оценочно-эксплуатационных скважин и капитальным ремонтом существующих скважин, применением современных технологий геолого-геофизического доизучения резервуаров и вовлечения в активную доразработку залежей нефти, путем восстановления фонда скважин и организации активного вытеснения нефти из нефтенасыщенных линз, заблокированных в межскважинных зонах.

По предварительным оценкам, выполнение комплексной программы потребует бурения 801 скважины, выполнения работ по сложному капитальному ремонту около 502 скважин и текущему ремонту существующего фонда скважин, внедрения новейших технологий с потенциальными инвестициями в размере до 2,7 млрд долларов США на период с 2020 по 2030 годы.

В перспективе реализация программы, с учетом планируемой добычи нефти в Узбекистане всеми добывающими компаниями, позволит обеспечить суммарную годовую добычу нефти в стране в объеме до 2 млн тонн.

Проект «Загрузка мощностей и модернизация Ферганского НПЗ»

Постановлением Кабинета Министров Республики Узбекистан от 7 февраля 2020 года № 67 «О мерах по эффективному использованию мощностей ООО «Ферганский нефтеперерабатывающий завод» и осуществлению модернизации завода» одобрено предложение о привлечении компании Sanoat Energetika Guruhi доверительным управляющим 100%-ной доли государства в уставном капитале Ферганского НПЗ. В мае 2022 года Saneg приобрел означенную долю и стал обладателем предприятия.

Предусмотрена разработка программы мероприятий развития Ферганского НПЗ на 2020–2030 годы, которая включает:

• Производство с 1 июля 2023 года бензина не ниже марки АИ-92 и дизельного топлива, соответствующего требованиям «Евро-5».
• Производство моторных масел, соответствующих международным требованиям, за счет модернизации маслоблока.
• Доведение к 2030 году мощности переработки нефти в объеме не менее 2 млн тонн и разрешение, исходя из рыночной цены, применения свободной цены на продукцию, произведенную пропорционально импортированной нефти.
• Разработку и проведение экспертизы уполномоченными органами технико-экономического обоснования модернизации Ферганского НПЗ.
• Привлечение прямых иностранных инвестиций, кредитных ресурсов международных и местных финансовых институтов в размере до 400 млн долларов США для реализации мероприятий инвестиционного проекта.

Согласно Постановлению Кабинета Министров от 7 февраля 2020 года № 67 подписан Договор доверительного управления от 7 марта 2020 года между Агентством по управлению государственными активами (Выгодоприобретатель), ИП ООО «Sanoat Energetika Guruhi» (Доверительный управляющий) и ООО «Ферганский нефтеперерабатывающий завод» (Проектная Компания).