01.04.2019

При общих запасах порядка 5 млрд. м³ доказанные запасы природного газа в Узбекистане составляют 1,1 трлн. м³. Но уровень добычи несопоставим с этим потенциалом. Его добыча с 1991 по 2008 год выросла с 41,9 до 68,3 млрд. м³, затем начала снижаться. По данным официальной статистики, в 2017 году добыча составила 56,5 млрд м³. В 2015 году планировалось добыть свыше 80 млрд. м³газа, но по факту объёмы составили 57,7 млрд. м³. В 2018 году этот показатель был зафиксирован на отметке 59,8 млрд. м³ (+ 6,1%). Однако ранее АО «Узнефтегаз» прогнозировал, что добыча газа в стране в 2018 году достигнет 66 млрд. м³. При этом добываемый газ нуждается в переработке из-за высокого (2,5-2,7%) содержания серы.

За последние годы внутреннее потребление газа в республике выросло, и большая часть – около 50 млрд. м³ добываемого газа, обеспечивая жилищно-коммунальный и промышленные секторы экономики, потребляется на внутреннем рынке. Но голубое топливо необходимо и для пополнения государственной казны иностранной валютой. Поэтому в Ташкенте рассматриваются различные планы увеличения экспорта газа путём сокращения его внутреннего потребления.

В частности, наряду со строительством первой в стране АЭС принята программа по газосбережению. Учитывая, что в последние годы производство товарного газа не превышает 57 млрд. м³, основным ресурсом роста его экспорта стало сокращение поставок на внутренний рынок. Делается это путем замены на местный уголь; почти треть населения республики зимой вынуждена обогревать дома углем и дровами. Такое энергосбережение должно снизить годовое потребление газа к 2020 году по сравнению с уровнем 2013 года на 5-7%. В итоге свободные объёмы, которые РУз сможет экспортировать, должны возрасти до 20% добываемого в стране газа.

Основные направления экспорта – Россия и Китай. В Россию голубое топливо идет по газопроводам Бухара – Урал и Средняя Азия – Центр. В Поднебесную газ начал поставляться с 2012 года по трубопроводу Центральная Азия – Китай пропускной мощностью 55 млрд. м³. Строительство четвертой нитки этого газопровода, увеличивающей мощность до 84 млрд. м³, планировалось начать в сентябре 2015 года, затем было перенесено на лето 2016 года, а позднее и вовсе отложено на неопределенный срок. Узбекистан намерен к 2020 году довести ежегодный объем поставок газа в Китай до 10 млрд. м³.

Разработка имеющихся в стране сланцевых месторождений сопряжена с серьезными технологическими трудностями, требует значительных затрат времени и денег. Республике сложно обеспечить подъем поставок товарного производства газа не только из-за технологических трудностей и высокой выработки ресурсной базы. Изношенность магистральных трубопроводов и газораспределительных сетей, которые проложены еще в 60-70-е годы, приводит к значительным (около 25%) эксплуатационным потерям.

Для решения этой проблемы предусмотрена реализация проектов по модернизации магистральной газотранспортной системы и управления потоками газа (SCADA), а также внедрение автоматизированной системы контроля учета природного газа (АСКУГ). С этой целью привлекают прямые инвестиции крупных компаний стран Европы, Японии, США.

Острым вопросом для населения остается повышение тарифов. Так, цена кубометра газа, отпускаемого населению при наличии и отсутствии счетчиков составляет соответственно 320 сумов ($0,03) и 553 сума ($0,067) с повышением в июне текущего года до 350 сумов ($0,042) и 605 сумов ($0,073). Килограмм сжиженного газа в баллонах стоит 950 сумов ($0,11), но с июня цена составит 1200 сумов ($0,14).

Безусловно, нефтегазовая отрасль Узбекистана является наиболее привлекательной для иностранных инвесторов, и они, как правило, на основании соглашений о разделе продукции (СРП) разрабатывают газовые месторождения.

Практически все инвестиционные проекты по увеличению производства газа связаны с наращиванием мощностей дожимных компрессорных станций (ДКС) и перерабатывающих заводов. В частности, объем инвестиций, необходимый для выполнения планов «Узбекнефтегаза» по ДКС, превышает 1 млрд. долларов, для увеличения мощностей сероочистки – 5,5 млрд. долларов.

Программа на 2019 год включает в себя 26 проектов общей стоимостью $27,8 млрд. Понятно, что по мере реализации этих проектов себестоимость газа будет нарастать. При этом Ташкент должен выплачивать взятые в Китае на строительство узбекского участка Трансазиатского газопровода кредиты.

С этим связано снижение в 2018–2022 годах на 30% (до 4 млрд. м³ в год) продаж газа «Газпрому» и увеличение (до 8 млрд. м³) его экспорта в Китай. Такое перераспределение объемов говорит о достижении Узбекистаном предела экспортных возможностей.

По экспертным оценкам, если не принять мер по увеличению запасов углеводородов, в ближайшие 10-15 лет имеющиеся ресурсы сократятся вдвое. Прирост планируется обеспечить за счет активизации геологоразведочных работ (ГРР), а также освоения новых месторождений, в т.ч. с участием иностранных компаний. Власти страны намерены реализовать до 2030 года около 30 инвестпроектов стоимостью 36,5 млрд. долларов, в т.ч. ГРР-проекты, добычу и глубокую переработку углеводородов.

В настоящее время на лицензионных площадях в республике ведут геологоразведку и разработку месторождений российские «Газпром» и «Лукойл», китайская CNPC. Ведется работа по привлечению к участию в проведении ГРР компаний Socar, British Petroleum, Total, Exxon Mobil, Mubadala. В частности, активы крупнейшего инвестора в секторе добычи газа Узбекистана компании «Лукойл» располагаются во всех основных газоносных областях республики.

Извлекаемые запасы блока «Кандым – Хаузак – Шады» (запущен в 2007 г.) и месторождений проекта «Юго-Западный Гиссар» (2012 г.) составляют  примерно 160 млрд. м³. Благодаря запуску новых мощностей по подготовке газа добыча по проектам Кандым и Гиссар в 2018 году выросла до 13,4 млрд. м³, что на 67% больше, чем в 2017 году. В рамках этих проектов «Лукойл» планирует к 2020 году добывать до 18 млрд. м³ газа. Увеличение объемов добычи на проектах «Лукойла» станет ключевым (почти треть всей добычи) для поддержания текущего уровня газодобычи в республике.

Вместе с тем, по информации агентства Reuters, Узбекистан задолжал компании «Лукойл» за поставки газа в 2018 году около 600 млн. долларов. Задолженность образовалась из-за того, что он забирал часть газа на внутренний рынок, хотя по условиям СРП весь объем добываемого компанией газа должен был идти на экспорт. Однако стороны договорились о реструктуризации задолженности в течение двух лет равными ежемесячными платежами, а также о поставках «Лукойлом» 5 млрд. м³ в год на внутренний рынок страны.

Американская компания Epsilon Development LLC получила пять инвестиционных блоков газовых месторождений, но они требуют высоких затрат и финансовых рисков. В освоение только двух блоков – Сурхандарьинского и Ферганского – в ближайшие два года необходимо инвестировать свыше 2 млрд. долларов.

Перспективы развития отрасли связаны с ее диверсификацией, расширением и углублением процессов переработки сырья с производством нефтехимической и химической продукции с высокой добавленной стоимостью. Рассчитывая на открытие и разработку новых месторождений в Восточно-Аральском бассейне, Ташкент присоединяется к международным проектам экспорта газа, а также планирует дальнейшее развитие газопереработки.

В стране действует Мубарекский ГПЗ с производственной мощностью около 30 млрд. м³природного газа. Открыт газохимический комплекс в Устюрте, позволяющий впервые в странах Центральной Азии производить полипропиленовую и другую газохимическую продукцию. К 2021 году планируется ввод в эксплуатацию дополнительных мощностей по производству полимеров на Шуртанском ГХК.

В октябре 2018 года «Узбекнефтегаз» и американская Air Products подписали соглашение о реализации проектов по глубокой переработке газов стоимостью 2 млрд. долларов. В среднесрочной перспективе в стране планируется строительство нового газохимического кластера. В его состав войдут газохимический комплекс по глубокой переработке природного газа на основе технологии «метанол в олефины» (МТО), а также около 10 заводов по производству нефтехимической продукции.

Реализация подобных проектов должна вывести газовую отрасль республики на качественно новый уровень. Вместе с тем нельзя исключать риск того, что часть этих активно наращиваемых газоперерабатывающих мощностей (к 2030 году планируется увеличить объёмы производства нефтехимической продукции более чем в 3 раза) может оказаться невостребованной, как это уже произошло с тремя (Бухарским, Ферганским и Алты-Арыкским) НПЗ, которые из-за нехватки сырья загружены едва наполовину. Строительство 4-го – Джизакского – НПЗ мощностью 5 млн. тонн в год отложено, и не ясно, когда будет возобновлено.

Автор: Сергей Смирнов