levitra bitcoin

+7(495) 725-8986  г. Москва

Журналы

  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал

А.Г. Коржубаев,  (Доктор экономических наук, зав. Отделом, ИНГГ им. А.А.Трофимука СО РАН)

И.В. Филимонова,  (Кандидат экономических наук, ст. научный сотрудник, ИНГГ им. А.А.Трофимука СО РАН)

Журнал «Минеральные ресурсы России. Экономика и управление» # 2007-3

 

В  условиях изменения мирового экономического порядка, обострения глобальной конкуренции за доступ к энергетическим ресурсам и прямому выходу на емкие энергетические рынки в международных экономических и политических процессах возрастает значение крупных производителей и потребителей энергии, пока еще слабо вовлеченных в международную систему энергообеспечения.

    Узбекистан – самая крупная по населению страна Центральной Азии с динамично развивающейся экономикой (врезка-справка). Энергетический потенциал Узбекистана в основном связан со значительными ресурсами и запасами газа, в меньшей степени нефти, развитием предприятий по переработке нефти и газа, нефтехимии. Страна занимает 34-е место в мире по потреблению первичной энергии и 10-е место по потреблению газа. В последние годы энергетический сектор Узбекистана сталкивается с рядом серьезных проблем – ухудшением состояния сырьевой базы газа, конденсата и особенно нефти, сравнительно низким технологическим уровнем разведки и добычи, недостаточным развитием транспортной инфраструктуры, решение которых возможно лишь за счет активного участия внешних энергетических структур. От того, будут это российские компании или мы "уступим" регион Китаю, зависят экономическое и политическое влияние России в Центральной Азии, перспективы долгосрочного развития России как крупнейшей экономической державы с претензией на мировое лидерство в энергетическом секторе.

В условиях ограниченности инвестиционных ресурсов, исчерпания запасов ранее открытых месторождений, слабости организационной и технологической базы возникает возможность значительного усиления российских экономических позиций в топливно-энергетическом комплексе Узбекистана, обеспечении контроля над разведкой, добычей, переработкой и транспортом (включая транзит) углеводородов (УВ). Лидерами в этой сфере выступают ОАО "Газпром" и ОАО "НК "ЛУКОЙЛ"; в перспективе целесообразно участие ОАО "НК "Роснефть", ОАО "Зарубежнефть", ОАО "Татнефь", ОАО "РуссНефть", а также нефтехимического подразделения ОАО "Газпром" – "СИБУР".

Узбекистан – крупнейшее по численности населения государство в Центральной Азии – с севера и запада граничит с Казахстаном, на юге – с Туркменистаном и Афганистаном, на востоке – с Таджикистаном и Кыргызстаном. В настоящее время в стране проживает более 27 млн чел. (ежегодный прирост составляет 1,1-1,2 %), или около 45 % общей численности населения Центрально-Азиатского региона.
Валовой внутренний продукт (ВВП) Узбекистана превысил в 2006 г. 15,6 млрд дол., или около 580 дол/чел. Ежегодный рост ВВП составляет в последнее время 7-9 %. В структуре ВВП более 38 % приходится на сельское хозяйство и столько же на сферу услуг, доля промышленности – менее 25 %.

Состояние энергообеспечения

Страна является крупным производителем и потребителем энергии. В 2006 г. производство первичной энергии составило около 60 млн т у.т., потребление – 50,2 млн т у.т. Узбекистан занимает 15-е место среди стран – крупнейших потребителей энергетических ресурсов в Азии (табл. 1). В 2002- 2006 гг. наблюдалось некоторое снижение энергопотребления, что связано в основном с некоторым сокращением потребления природного газа и угля в условиях повышения внутренних энергетических цен.

Таблица 1.

Потребление первичной энергии в 20 крупнейших странах Азии в 1965-2006 гг.


Страна


Объем энергопотребления по годам, млн т у.т.

1965

1970

1975

1980

1985

1990

1995

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

Китай

182,4

233,4

337,7

416,1

532,9

684,9

916,4

966,7

1000,0

1057,8

1228,7

1423,5

1554,0

1697,0

Япония

149,2

281,4

330,2

356,8

369,8

434,1

493,8

514,8

513,0

510,2

510,9

520,8

524,6

528,4

Индия

52,9

64,9

82,1

102,9

136,9

193,4

254,4

320,4

324,2

338,7

348,2

376,1

387,3

398,8

Республика Корея

6,4

14,3

22,6

38,6

52,7

90,3

148,6

191,1

195,9

205,0

211,8

217,3

224,6

232,1

Иран

17,2

25,7

41,0

39,1

58,9

70,0

94,6

122,0

128,6

142,2

149,7

156,2

162,0

168,0

Саудовская Аравия

20,1

21,9

20,8

38,7

63,7

85,0

97,2

116,4

120,2

123,7

131,7

142,8

149,8

157,1

Индонезия

7,1

8,9

13,9

26,6

35,8

53,1

73,5

95,2

101,4

104,4

103,9

112,1

116,4

120,9

Тайвань

6,2

9,4

15,0

27,6

33,1

49,0

65,7

85,4

86,8

91,0

94,7

98,0

100,3

102,7

Турция

9,2

12,6

19,6

24,9

30,1

47,2

60,1

76,3

71,5

75,1

79,9

85,3

89,7

94,3

Таиланд

2,6

5,7

9,1

12,3

16,2

29,5

52,2

61,2

63,3

68,8

74,7

80,6

85,6

90,9

Малайзия

2,1

3,2

5,3

9,5

16,3

24,1

33,1

45,8

47,8

51,3

56,3

60,4

61,2

62,0

Пакистан

7,2

9,3

9,6

13,8

19,3

26,8

36,4

41,9

42,9

43,8

45,8

49,8

55,9

62,7

Казахстан

-

-

-

-

67,6

74,6

51,2

41,0

42,3

44,1

47,9

51,2

55,2

59,5

ОАЭ

-

1,0

2,6

9,8

16,3

28,0

40,3

41,1

43,7

48,6

50,4

53,5

54,6

55,7

Узбекистан

-

-

-

-

45,7

51,4

47,7

51,4

54,8

56,2

52,4

50,5

50,1

50,2

Сингапур

3,8

7,5

7,4

9,5

12,0

23,3

33,3

35,0

40,5

39,9

38,7

44,1

48,1

52,5

Алжир

2,1

3,2

6,1

15,8

23,2

28,1

28,0

26,9

27,9

28,9

30,2

31,3

33,9

36,7

Филиппины

4,4

7,6

10,2

11,8

9,9

13,9

19,6

22,6

22,7

23,5

24,4

24,9

25,2

25,5

Кувейт

6,3

6,2

6,0

8,0

11,8

11,1

14,8

19,0

18,2

18,6

20,3

22,5

23,1

23,7

Туркменистан

13,0

13,7

9,9

14,9

15,3

15,8

17,4

18,5

19,8

21,2

 

Объем энергопотребления по годам, млн т у.т.

Основной источник энергии в Узбекистане – природный газ, занимающий около 80 % в структуре первичного топливно-энергетического баланса (ТЭБ) (рис. 1). Доля нефти в ТЭБ в условиях продолжающейся моторизации экономики и населения возросла в 2006 г. до 16 %. Суммарное использование угля и гидроэнергии не превышает 5 %.

 

    По добыче и запасам газа Узбекистан занимает 3-е место среди стран СНГ. Газовая промышленность сосредоточена главным образом в районах Газли и Карши. Нефть добывается преимущественно в Ферганской долине и Бухарской области. В небольших объемах (около 3 млн т в год или 1 млн т у.т.) ведется добыча угля. Запасы бурого угля (4,4 млрд т) в основном сосредоточены в Ангренском, Байсунском и Шаргунском месторождениях. Однако местный уголь отличается низкой теплотворной способностью, повышенной зольностью и пригоден в основном для тепловых электростанций.

    Электроэнергия производится в основном на газовых электростанциях, действует также ряд угольных ТЭС и гидроэлектростанций (ГЭС) на реках Амударья и Сырдарья. Энергосистема располагает более 11 млн кВт установленной мощности, 39 электростанциями с потенциальной возможностью производства электроэнергии в объеме 55 млрд кВт·ч. Электросетевое хозяйство включает в себя более 234 тыс. км линий электропередачи всех классов напряжения и около 46 млн кВА трансформаторных мощностей. Общий гидроэнергетический потенциал Узбекистана составляет 7445 МВт мощности с выработкой 26,7 млрд кВт·ч электроэнергии в год, из которых используется около 23 %.

    Роль возобновляемых и неисчерпаемых источников энергии (ВНИЭ) незначительна, хотя в долгосрочной перспективе в стране имеется значительный потенциал использования солнечной и ветровой энергии, энергии малых рек, биомассы. Энергетический потенциал солнечной энергии в Узбекистане составляет 98,5 % ВНИЭ. Перспективными сферами практического применения солнечной энергии в стране являются: получение низкопотенциального тепла с последующим использованием его в системах горячего водоснабжения; теплоснабжение сельскохозяйственных объектов; преобразование энергии солнечного излучения в электричество. Подходящими районами для генерации энергии ветра являются два региона – Каракалпакстан и Ташкентская область. Технический потенциал энергии биомассы составляет около 0,3 млн т у.т. в год. Энергетический потенциал малых рек, ирригационных каналов и водохранилищ оценивается в 1760 МВт по мощности и до 8 млрд кВт·ч выработки электроэнергии в год.

Сырьевая база нефти и газа

В настоящее время Узбекистан занимает 2-е место среди стран Центральной Азии после Казахстана по запасам нефти и 3-е после Туркменистана и Казахстана по запасам природного газа (табл. 2). Доказанные запасы нефти в стране составляют около 82 млн т, газа – 1,85 трлн м3.

Таблица 2.

Доказанные запасы нефти и газа в странах Центральной Азии (на 01.01.2007 г.)


Вид УВ-сырья


Объем доказанных запасов УВ

Казахстан

Туркменистан

Узбекистан

Нефть и конденсат, млн т

5428,0

74,8

81,9

Природный газ, трлн м3

3,00

2,90

1,85

 

В республике открыто 194 месторождения нефти и газа, из которых на 147 имеются промышленные скопления природного газа и на 102 – нефти. В промышленной разработке находятся 88 месторождений, 58 подготовлены к разработке.

Нефтяные месторождения разведаны в Каракалпакской автономной республике и шести административных областях: Кашкадарьинской, Бухарской, Сурхандарьинской, Наманганской, Андижанской и Ферганской. Около 75 % запасов нефти сосредоточены в Кашкадарьинской области, прежде всего на крупнейшем в стране месторождении Кокдумалак (почти 70 %).

По углеводородному составу газовых месторождений выделяются сухие газы (13-15 % гомологов метана, 4-30 г/м3 бензина) – газы меловых и палеогеновых отложений и жирные (20-60 % гомологов метана, до 350 г/м3 конденсата) – газы глубинных пластов юры. Основные запасы свободного газа сосредоточены на месторождениях Шуртан, Зеварды, Кокдумалак, Алан и Адамташ. Высокое содержание сероводорода в газе наблюдается на месторождениях Уртабулак (5%), Денгизкуль-Хаузак (4,25%), Кандым (1,89%), Аккум (1,92%).

Перспективные и прогнозные ресурсы УВ (по состоянию на начало 2007 г.) составляют: по природному газу – около 6 трлн м3, по нефти – 850 млн т, по газовому конденсату – 380 млн т.

Добыча и потребление нефти и газа

Добыча нефти в Узбекистане, начавшаяся в 1885-1917 гг., активизировалась в 1920-1932 гг. В 40-е гг. ХХ в. осуществлен ввод в эксплуатацию Палваиташского, Южно-Аламыштикского, Шарихан-Ходжаабадского и ряда других месторождений, что позволило существенно увеличить масштабы добычи. К 1950 г. объем годовой добычи нефти в республике возрос до 1,34 млн т, что превысило довоенный уровень более чем в 10 раз. В 1953 г. в Кызылкумской пустыне было открыто первое газовое месторождение – Сеталантепе, в 1956 г. – уникальное газонефтяное месторождение Газли, запасы газа на котором превысили 1 трлн м3.

В настоящее время около 70 % нефти и конденсата добывается на нефтегазоконденсатном месторождении Кокдумалак в Кашкадарьинской области Западного Узбекистана. По данным Национальной холдинговой компании (НХК) "Узбекнефтегаз" извлекаемые запасы месторождения оцениваются в 54,3 млн т нефти, 67,4 млн т конденсата, 128 млрд м3 природного газа. Месторождение открыто в 1986 г. и почти сразу поступило в промышленную разработку. В 1996 г. произошло обвальное снижение пластового давления, что потребовало организации закачки воды в пласт, а с 1997 г. внедрения сайклинг-процесса. Вместе с тем в результате превышения отбора нефти над закачкой воды возник дисбаланс давления между нефтяной и газовой частями месторождения, произошел прорыв газа из газовой шапки в нефтяную залежь, что привело к замедлению и последующему падению добычи нефти.

 

В 2006 г. в Узбекистане было добыто 5,41 млн т нефти, что не покрывает внутренних потребностей страны (рис. 2, табл. 3). Добыча жидких УВ снижается с 2000 г. В 2005 г. эта тенденция проявилась максимально: в результате сокращения на 17 % производство нефти и конденсата впервые за 10 лет опустилось ниже годового уровня в 6 млн т с последующей стабилизацией в 2006-2007 гг. на уровне 5,4-5,5 млн т. В течение длительного времени прирост промышленных запасов нефти не компенсирует добычу; добыча на действующих месторождениях ведется в основном без применения новых технологий. Происходит усиление дисбаланса между объемом добычи нефти и объемами ее переработки, между добычей сырья и потреблением нефтепродуктов.

Таблица 3.

Динамика добычи, потребления и импорта нефти и конденсата в Узбекистане за 1985-2006 гг.


Показатели


Значения показателей по годам, млн т

1985

1990

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

Добыча

2,3

2,8

7,6

7,6

7,9

8,2

8,1

7,5

7,2

7,2

7,1

6,6

5,5

5,4

Потребление

11,4

12,6

6,8

6,6

7,1

7,1

6,9

6,7

6,5

6,3

7,2

7,5

7,8

8,1

Нетто-импорт

9,1

9,8

0,1

0,9

2,4

2,7

 
 
 

В условиях продолжения роста численности населения, продолжающегося экстенсивного развития экономики, повышения уровня моторизации увеличивается внутреннее потребление нефти и нефтепродуктов, что в условиях ограниченности сырьевой базы приводит к необходимости наращивания импорта сырья.

Коммерческая добыча природного газа по итогам 2006 г. составила 55,6 млрд м3. В условиях некоторого сокращения внутреннего потребления газа происходит увеличение экспортных поставок (рис. 3, табл. 4).

Таблица 4.

Динамика добычи, потребления и экспорта природного газа в Узбекистане за 1985-2006 гг.


Показатели


Значения показателей по годам, млрд м3

1985

1990

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

Добыча

32,3

38,1

45,3

45,7

47,8

51,1

51,9

52,6

53,5

53,8

53,6

55,8

55,7

55,6

Потребление

32,9

36,8

42,4

43,3

45,4

47,0

49,3

47,1

51,1

52,4

47,2

44,8

44,0

43,8

Нетто-экспорт

1,3

2,9

2,4

2,4

4,1

2,6

5,5

2,4

1,4

6,4

11,0

11,7

11,8

 

Около 80 % производимого газа потребляется для внутренних нужд. По потреблению газа на душу населения Узбекистан ненамного отстает от России (1,6 тыс. м3/чел. в год), превышая по этому показателю мировой уровень более чем в 3,5 раза. В 2004-2006 гг. имело место некоторое снижение потребления газа в стране за счет повышения эффективности его использования в энергетике и промышленности при одновременном продолжении газификации населенных пунктов.

Практически весь объем добываемых в Узбекистане УВ приходится на НХК "Узбекнефтегаз". НХК "Узбекнефтегаз" создана в 1993 г. (до 1998 г. – национальная корпорация нефтяной и газовой промышленности) и представляет из себя крупный многоотраслевой производственно-хозяйственный комплекс, в котором сосредоточена вся нефтяная и газовая промышленность страны. НХК сформирована по принципу организационной и технологической вертикальной интеграции: от добычи и переработки сырья до реализации готовой продукции. В состав холдинга входят 4 акционерные добывающие компании, газохимический комплекс и ряд непрофильных предприятий. Каждая из них функционирует на правах субхолдинга и контролирует имущество и пакеты акций производственных предприятий.

Основные подразделения НХК "Узбекнефтегаз": акционерная компания (АК) "Узгеобурнефтегаздобыча" (занимается разведкой и разработкой нефтяных и газовых месторождений, переработкой природного газа); АК "Узтрансгаз" (осуществляет подземное хранение газа, управление газотранспортными объектами, включая международный транзит газа; ведет строительство и капитальный ремонт объектов магистрального транспорта газа); АК "Узнефтепродукт" (управляет Ферганским, Алтыарыкским и Бухарским НПЗ, осуществляющими переработку нефти и газового конденсата; реализует нефтепродукты на внутреннем и внешнем рынках; владеет сетью нефтебаз, терминалов и АЗС); АК "Узнефтегазмаш" (производит нефтегазовое и газохимическое оборудование); Шуртанский газохимический комплекс (производит полиэтилен, сжиженный газ, легкий конденсат, серу и товарный газ).

Другие компании, контролируемые НХК "Узбекнефтегаз", главным образом занимаются обслуживанием основной производственной деятельности холдинга. К ним относятся:
"Нефтегазстройкомплект", "Мубарекнефтегазмонтаж", "Бухарагазпромстрой", "Кашкадарьянефтегазпромстрой", "Юггазстрой", "Ташнефтегазстрой", "Узташкинефтегаз" и "УзЛИТИнефтегаз" (Узбекский научно-исследовательский и проектно-изыскательский институт нефтяной и газовой промышленности), Управление производственно-технологической связи "Узнефтегазсвязь", унитарное предприятие "Депозитарная компания "Neftgazde-pozit" и др.

Переработка нефти и конденсата

Переработка нефти и газового конденсата осуществляется в Узбекистане на трех НПЗ – Ферганском, Алтыарыкском и Бухарском – в составе АО "Узнефтепереработка". Ферганский и Алтыарыкский заводы топливно-масляного направления имеют мощность по сырью 5,5 и 3,2 млн т в год соответственно. На Бухарском НПЗ, который был введен в эксплуатацию в 1997 г., выпускаются высококачественные виды бензина, авиакеросина и дизельного топлива. Проектная мощность – 2,5 тыс. т газового конденсата в год. Объем переработки нефти и конденсата в 2006 г. в Узбекистане cоставил 8,7 млн т, в том числе нефти – 6,6 млн т. Импорт сырья из Казахстана в 2006 г. составил около 1,2 млн т.

    АО "Узнефтепереработка" – единственный производитель базовых масел в Средней Азии и единственный производитель смазочных масел в Узбекистане. Компания не только обеспечивает удовлетворение потребностей страны в смазочных маслах, но и экспортирует свою продукцию в соседние страны – Туркменистан, Кыргызстан, Таджикистан, Казахстан и Россию, а также в страны дальнего зарубежья – Иран и Турцию. В 1997 г. для производства высококачественных моторных масел, их расфасовки и упаковки по технологии компании Texaco на базе Ферганского НПЗ создано СП "Уз-Тексако".

В 2003-2004 гг. в результате технологического переоснащения Ферганского НПЗ повысилась глубина переработки; это позволило увеличить производство нефтепродуктов более чем на треть и нарастить экспорт бензина, авиакеросина и дизельного топлива более чем на 1 млн т в год.

До 1995 г. Ферганский и Алтыарыкский НПЗ в основном перерабатывали сырье, поступающее по нефтепроводу из Западной Сибири, в настоящее время загрузка заводов осуществляется за счет добычи на территории Узбекистана и импорта из Казах- стана. Бухарский НПЗ предназначен в основном для производства высокооктанового бензина на экспорт на базе газового конденсата месторождения Кокдумалак.

Большая часть узбекского газа характеризуется высоким содержанием серы, поэтому он подвергается переработке на Мубарекском газоперерабатывающем заводе в Кашкадарьинской области, мощность которого составляет 24 млрд м3 в год. Первая очередь завода была введена в эксплуатацию в 1973 г., основные процессы – сероочистка и низкотемпературная сепарация, производство серы, стабилизация конденсата.

В 2001 г. введен в эксплуатацию Шуртанский газохимический комплекс (ГХК), на котором ежегодно перерабатывается 4,5 млрд м3 газа, выпускается 125 тыс. полиэтиленовых гранул, по 130 тыс. т сжиженного природного газа (СПГ) и газового конденсата, а также 4,2 млрд м3 товарного газа и 4 тыс. т серы. Технология, применяемая на производстве ГХК, рассчитана на выпуск около 150 видов полиэтилена высокого, среднего и линейного низкого давления, значительная часть которого поставляется на экспорт.

В настоящее время ведется расширение мощностей по переработке и утилизации попутного нефтяного газа и производству сжиженных углеводородных газов (СУГ); реализуются проекты по увеличению производства СПГ и СУГ на действующих мощностях Мубарекского ГПЗ и Шуртанского ГХК, что позволит к 2010 г. увеличить ежегодное производство сжиженного газа до 615 тыс. т.

Экспорт

В 2006 г. Узбекистан экспортировал 11,8 млрд м3 природного газа в Россию, Казахстан, Кыргызстан и Таджикистан. Поставки узбекского газа в Россию начались в мае 2003 г. Газ из Узбекистана поступает в эти страны по газопроводам "Средняя Азия – Центр" и "Бухара – Урал". По взаимному соглашению Узбекистан снабжает Таджикистан газом на компенсационной основе за использование транзитного газопровода в Ленинабадской области. Основной импортер природного газа из Узбекистана – ОАО "Газпром". В 2006 г. объем закупок, приходящийся на российский концерн, составил около 9 млрд м3. В 2007 г. НХК "Узбекнефтегаз" и ОАО "Газпром" заключили соглашение об увеличении экспорта узбекского природного газа до 13 млрд м3. Кроме того, с 2007 г. Узбекистан повысил экспортную цену на газ для всех иностранных потребителей с 55-60 до 100 дол. за 1000 м3.

В Узбекистане действует запрет на экспорт сырой нефти, поэтому вывозятся только продукты ее переработки. В 2006 г. экспорт нефтепродуктов – в основном в соседние страны (Таджикистан, Кыргызстан, Афганистан) – составил около 600 тыс. т.

Инфраструктура транспорта нефти и газа

Одна из основных проблем в развитии внешнеэкономического сотрудничества Узбекистана – ограниченность транспортных коммуникаций, в частности отсутствие выхода к морским портам. Узбекистан не только сам "замкнут" в глубине континента, но и окружен странами, тоже не имеющими выходов к открытым морям.

Транспорт газа

Общая протяженность магистральных газопроводов Узбекистана превышает 13 тыс. км. Пропускная способность газотранспортной системы Узбекистана составляет 55 млрд м3/год, что позволяет обеспечить прокачку транзита из Туркменистана, а также поставку узбекского газа на экспорт. На северо-западе страны проложены отдельные участки трансрегиональных газотранспортных систем "Средняя Азия – Центр" и "Бухара – Урал". По этим газопроводам в 80-е гг. ХХ в. были организованы поставки среднеазиатского газа для промышленных объектов Урала и европейской части Советского Союза.

Трубопровод "Бухара – Урал" из-за высокой степени изношенности оборудования и труб сейчас используется неэффективно. По этому газопроводу проектной мощностью 15 млрд м3/год по данным ОАО "Газпром" в настоящее время возможно прокачивать до 7,5 млрд м3/год, по данным НХК "Узбекнефтегаз" – 3,5 млрд м3/год; газопровод используется только на узбекском, туркменском и частично казахстанском участках.

Для расширения возможностей транспортировки газа необходимы реконструкция газопровода "Бухара – Урал" и увеличение пропускной способности газопровода "Средняя Азия – Центр". Введен в эксплуатацию газопровод "Газли – Каган" протяженностью 67 км от Устюртского и Бухаро-Хивинского нефтегазоносных регионов до экспортных коммуникаций, позволяющий осуществлять поставки природного газа с Кандымской группы месторождений, расширить объемы закачки газа в ПХГ Газли, увеличить экспортные возможности.

Поставки природного газа в Таджикистан осуществляются по трубопроводной системе "Калиф – Душанбе", заполнение которого происходит частично туркменским газом.

Для газоснабжения южных районов Узбекистана в 2003 г. введен в строй газопровод "Шуртан – Шерабад". Этот маршрут позволил отказаться от транзита узбекского газа через Туркменистан и обеспечить потребности населения и промышленности на юге страны в природном газе. По этому же маршруту природный газ из Узбекистана транспортируется в Таджикистан, минуя территорию Туркменистана. Мощность газопровода – около 1 млрд м3/год, протяженность – 193 км.

Транспорт нефти

Ранее поставки нефти в Узбекистан в значительной мере осуществлялись из Западной Сибири по нефтепроводу "Омск – Павлодар – Шимкент – Туркменабад". С 1995 г. поставки из России прекращены, и в настоящее время транспортировка нефти на Алтыарыкский НПЗ осуществляются с использованием участка нефтепровода "Кумколь – Шымкент – Бухара" и по железной дороге. Поставки конденсата на Бухарский НПЗ осуществляются по железной дороге.

Для поставок сырой нефти из Казахстана (Кумкольская группа месторождений) на Ферганский НПЗ компания "ПетроКазахстан" совместно с НХК "Узбекнефтегаз" реконструировала и запустила трубопровод "Шымкент – Пахта" протяженностью 140 км и пропускной способностью до 2 млн т сырья в год.

Инвестиционный климат

В 1992-1999 гг. иностранные инвестиции привлекались в форме предоставления кредитов зарубежными банками под суверенную гарантию Правительства Республики Узбекистан. Такой порядок инвестиционных вложений был обусловлен тем, что страна впервые была представлена на международном рынке капиталов как независимое государство и в период его становления были необходимы твердые гарантии высокого уровня для обеспечения доверия иностранных и международных финансовых институтов.

Начиная с 2000 г. в Узбекистане происходит постепенная либерализация законодательства в части привлечения иностранных инвестиций: в апреле 2000 г. издан Указ Президента "О мерах по привлечению прямых иностранных инвестиций в разведку и добычу нефти и газа", предусматривающий предоставление льгот инвесторам для компенсации их геологических рисков; в декабре 2001 г. принят Закон "О Соглашениях о разделе продукции" (СРП), распространяющий льготы и на участников добывающих проектов; в декабре 2002 г. утверждена новая версия Закона "О недрах", расширяющая права инвесторов.

В 2005 г. введен в действие важный для стимулирования инвестиционной деятельности Закон "О дополнительных мерах по стимулированию привлечения прямых частных иностранных инвестиций", существенно расширяющий масштабы применения налоговых и иных льгот. Согласно закону право на льготы получили предприятия, в уставном капитале которых доля иностранных компаний не менее 50 %. Льготы предусматривают освобождение от уплаты налога на прибыль по основной деятельности и на имущество, отчислений в дорожный фонд, ряда других бюджетных выплат. Кроме того, убытки от основной деятельности, возникающие у создаваемых СП, переносятся на срок до 5 лет равными долями для погашения за счет прибыли в годы, следующие за отчетным периодом, когда деятельность была убыточной.

В 2006 г. объем иностранных инвестиций в экономику Узбекистана составил свыше 20 млрд дол., что более чем 2 раза превышает уровень 2000 г. При этом объем иностранных вложений в нефтегазовую отрасль в 2006 г. превысил 2,1 млрд дол. (для сравнения: в 1995 г. – 359, в 2000 г. – 1713, в 2005 г. – 2086 млн дол.). Инвесторы традиционно предпочитают работать на условиях СРП, что обусловлено в этом случае либерализацией налогового режима.

В 2007 г. Узбекистан планирует реализовать 78 инвестиционных проектов с привлечением иностранных инвестиций в объеме 1,018 млрд дол., что предусмотрено инвестиционной программой, утвержденной постановлением Президента Узбекистана И.Каримова. Из намеченного объема за счет иностранных кредитов под гарантию правительства планируется освоить 325,6 млн дол. по 36 проектам, за счет прямых иностранных инвестиций – 692,7 млн дол. по 41 проекту.

Наибольший объем иностранных инвестиций (424,4 млн дол.) приходится на 9 проектов в топливно-энергетическом секторе, из них 418,7 млн дол. планируется вложить в 7 проектов в нефтегазовой отрасли за счет прямых инвестиций зарубежных компаний.

В нефтегазовом комплексе (НГК) Узбекистана действуют главным образом российские и китайские компании. С российской стороны в Узбекистане работают ОАО "Газпром" и ОАО "НК "ЛУКОЙЛ", а также дочерняя структура инвестиционно-финансовой группы "Союзнефтегаз"– компания "Союзнефтегаз Восток Лимитед" (табл. 5).

Таблица 5.

Проекты, реализуемые НГК Узбекистана с участием российских компаний.


Российский участник


Месторождения


Доля инвестора в прибыльной продукции, %


Запасы и ресурсы газа, нефти и конденсата, млрд м3/млн т


Капитальные вложения, млн дол.


Сроки реализации, годы

ОАО "НК "ЛУКОЙЛ"

Кунградского участка Кандымской группы, Хаузак, Шады

49,8

283,0/8,0

995,0

2004-2039

ОАО "Газпром"

Шахпахты

50,0

7,7/–

15,0

2004-2019

Урга, Куныш, Акчалакской группы

50,0

1076/258

610,0

2007-2011

"Союзнефтегаз Восток Лимитед"

Центрального Устюрта, Юго-Западного Гиссара

30,0

150,0/50,0

466,2

2007-2048

 

ОАО "НК "ЛУКОЙЛ" планирует осваивать Кунградский участок в Северо-Устюртской НГО, разрабатывать Кандымскую группу месторождений, а также месторождения Хаузак и Шады в Бухара-Хивинском регионе. В ближайшее время предполагается ввести в эксплуатацию месторождения Хаузак и Шады, доходы от реализации газа с которых будут направлены на освоение месторождений Кандымской группы и Кунградского участка. Газ, добываемый на месторождениях Кандымской группы, будет продаваться ОАО "Газпром" и экспортироваться в направлении России; проект также предусматривает строительство газохимического комплекса мощностью 6 млрд м3/год, первая очередь которого может быть введена в эксплуатацию в 2010 г. Инвестиции компании в 2007 г. составят 170 млн дол.

Современный этап сотрудничества ОАО "Газпром" с НХК "Узбекнефтегаз" начался в 2002 г., когда было подписано соглашение о стратегическом партнерстве, предусматривающее последовательное увеличение поставок газа в Россию, пролонгированное и расширенное в 2007 г. В 2003 г. заключено рамочное соглашение о совместном освоении месторождений перспективного Устюртского региона. В 2004 г. принято СРП сроком на 15 лет с первоначальным объемом инвестиций 15 млн дол., предполагающее участие ОАО "Газпром" в процессе восстановления добычи газа на месторождении Шахпахты. В январе 2006 г. ОАО "Газпром" и НХК "Узбекнефтегаз" подписали 2 соглашения, определяющих принципы геологического изучения недр 7 инвестиционных блоков Устюртского региона и основные условия СРП для месторождений Урга, Куаныш и Акчалакской группы Устюртского региона на западе страны. Деятельность ОАО "Газпром" в Узбекистане осуществляется в основном через дочернее предприятие – ЗАО "Зарубежнефтегаз".

Компании "Союзнефтегаз Восток Лимитед" принадлежат две лицензии: на разведку нефтегазовых запасов в Центральном Устюрте и разведку месторождений Адамташ и Южно-Кызылбайракского в Юго-Западном Гиссаре. Первоначально в 2001 г. лицензии на освоение этих площадей были выданы СП "УзПЕК лтд" (компании-учредители: ОАО "Союзнефтегаз" и НХК "Узбекнефтегаз") на условиях СРП; это был первый контракт подобного типа, подписанный в республике; постановление Правительства предусматривало существенные льготы по налогообложению. Однако целенаправленное развитие только добычи без соответствующего восполнения сырьевой базы на месторождениях привело к отзыву лицензий. В начале 2007 г. лицензии на право проведения поисково-разведочных работ сроком на 5 лет и последующей добычей в течение 36 лет возобновлены.

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 (табл. 6).

Таблица 6.

Проекты, реализуемые НГК Узбекистана с участием китайских компаний.


Инвестор


Месторождение


Капитальные вложения,
млн дол.


Вид деятельности


СП

КННК (CNPC)

23 месторождения на Устюрте и в Бухара-Хивинском регионе

600,0

Разведка и разработка

"УзКННК"

Арнияз, Сардоб, Марковское, Умид, Устюрт

47,3

"Дунгшен" (Dong Sheng)

Месторождения в Ферганской долине

113,0

Разведка и разработка

"УзДунгшен"

 

Китайская национальная нефтегазовая корпорация (КННК) планирует инвестировать около 600 млн дол. в разведку и разработку 23 месторождений, расположенных в Бухаро-Хивинском регионе. Из них 20 месторождений квалифицируются как мелкие, их освоение по отдельности нерентабельно, поэтому будет реализован комплексный проект разработки всей группы. Остальные 3  месторождения – средние по запасам и ранее уже находились в разработке, самое крупное из них – Умид с остаточными запасами в 2,5 млн т. Кроме того, КННК начнет разработку в Устюртском регионе месторождений Арнияз, Сардоб, Марковское, Умид с трудноизвлекаемыми запасами УВ. Часть доходов от продажи добытого здесь газа предполагается вкладывать в разведку перспективных участков Устюртского блока.

Частной китайской нефтяной компанией "Дунгшен" создано совместно с НХК "Узбекнефтегаз" СП "УзДунгшен", которое будет осуществлять реабилитацию длительно разрабатываемых нефтегазовых месторождений, ГРР на новых участках Ферганской долины; намеченный объем инвестиций – 113 млн дол. При реализации проектов предполагается использование опыта китайской компании по бурению наклонных скважин в сложных геологических условиях. Кроме того, компания "Дунгшен" планирует реабилитировать длительное время разрабатываемые месторождения Андижанской области, а в дальнейшем начать разведку и разработку новых участков. Разведанные запасы Андижанского региона составляют около 130 млн т у.т., гипотетические – 150 млн т у.т. Почти весь объем приходится на долю жидких УВ. Близость этих месторождений к Ферганскому НПЗ и Китаю позволит эффективно организовать поставки сырья на переработку и экспорт нефтепродуктов в западные районы Китая.

Кроме российских и китайских компаний, в НГК Узбекистана действуют фирмы из Швейцарии, Малайзии, Кореи и других стран (табл. 7).

Таблица 7.

Проекты, реализуемые НГК Узбекистана с участием европейских и азиатских компаний


Инвестор


Месторождение


Капитальные вложения, млн дол.


Вид деятельности


СП

"Зеромакс групп" (Zeromax Gmbh), Швейцария

Кокдумалак

30,9

Утилизация попутного газа

"Кокдумалакгаз"

Нефтегазовые месторождения в Гиссарском регионе

400,5

Добыча УВ

"Петронас" (Petronas), Малайзия

Месторождения Байсунского блока (Сурхандарьинская область)

47,8

Разведка и добыча газа

"Пробади" (Probadi), Малайзия

Карактай

12,0

Добыча нефти

"Узмалойл"

"КОГАЗ" (KOGAZ), Республика Корея

Сургиль (Устюрт)

960,0

Разработка месторождения

 

Компания "Зеромакс групп" работает на рынке Узбекистана с 2000 г. Кроме нефтегазового комплекса, компания осуществляет 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 НХК "Узбекнефтегаз": "Гиссарнефтегаз", "Кокдумалакгаз", "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 др. Расширение в 2004 г. участка газопровода "Газли – Нукус" позволило увеличить экспорт природного газа в северном направлении (до 7 млрд м3 в 2004 г.), а после завершения следующего этапа строительства в 2005- 2006 гг. пропускная способность на этом направлении увеличилась до 12 млрд м3/год. СП "Кокдумалакгаз" реализуется проект утилизации попутного газа Кокдумалакского месторождения; необходимый объем инвестиций – более 30 млн дол.

На небольшом месторождении Карактай работает СП "Узмалойл", образованное НХК "Узбекнефтегаз" и малазийской компанией "Пробади", "с объемом добычи нефти до 50 тыс. т в год.

Корейская компания "КОГАЗ" в 2007 г. приступит к комплексной разработке месторождения Сургиль на Устюрте с общими объемами инвестиций 960 млн дол. В 2007 г. объем инвестиций составит 12,5 млн дол.

Прогноз добычи и импорта/экспорта нефти и газа

Согласно прогнозу ежегодная добыча нефти в Узбекистане составит в 2007 г. 5,3 млн т, в 2010 г. – 5,0 млн т. Начиная с 2011 г. ожидается ее некоторый рост на уровне 1,8-2,2 %, обусловленный завершением ГРР на крупных блоках и вводом в промышленную эксплуатацию месторождений. Так, в 2020 г. добыча нефти составит 5,6 млн т и к 2030 г. возрастет до 7,2 млн т, достигнув уровня 2001-2002 гг. (табл. 8). Потребление нефти увеличится к 2010 г. до 9,2 млн т, к 2020 г. – 12,3 млн т и в 2030 г. составит 16 млн т. Душевое потребление нефти возрастет с 0,31 т/чел. в 2006 г. до 0,47 т/чел. к 2030 г. Для удовлетворения потребностей населения и экономики нефтепродуктами будет необходим импорт сырья на территорию Узбекистана в объеме 4,2 млн т в 2010 г., 6,7 млн т в 2020 г. и 8,8 млн т в 2030 г.

Таблица 8.

Прогноз добычи, потребления и нетто-импорта нефти и конденсата в Узбекистане до 2030 г.


Показатели


Значения показателей по годам, млн т

2007

2010

2015

2020

2025

2030

Добыча

5,3

5,0

5,2

5,6

6,3

7,2

Потребление

8,4

9,2

10,7

12,3

14,1

16,0

Нетто-импорт

3,1

4,2

5,5

6,7

7,7

8,8

 

В рамках прогноза ежегодная добыча природного газа в Узбекистане будет сокращаться вплоть до 2011 г. и в 2010 г. составит 52,3 млрд м3. В последующем будет наблюдаться рост объема добычи газа, в основном связанный с полномасштабным освоением газовых месторождений Устюртского района. Так, в 2020 г. добыча составит 60,5 млрд м3, в 2030 г. – 68,2 млрд м3. (табл. 9). Потребление природного газа продолжит тенденцию падения в среднем с темпом 2-3 % в год и в 2010 г. составит 39,1 млрд м3. Начиная с 2012 г. будет наблюдаться постепенное оживление на сегменте потребления газа: к 2020 г. спрос увеличится до 43,4 млрд м3, к 2030 г. – 47,5 млрд м3. Душевое потребление в рассматриваемый период уменьшится с 1,6 тыс. м3/чел. в 2006 г. до 1,4 тыс. м3/чел. к 2030 г.

Таблица 9.

Прогноз добычи, потребления и нетто-экспорта природного газа в Узбекистане до 2030 г.


Показатели


Значения показателей по годам, млрд м3

2007

2010

2015

2020

2025

2030

Добыча

54,8

52,3

55,4

60,5

64,3

68,2

Потребление

42,5

39,1

40,1

43,4

45,3

47,5

Нетто-экспорт

12,3

13,3

15,3

17,1

18,9

20,7

 

Прогнозируется, что Узбекистан будет наращивать экспортные поставки, Россия увеличит импорт природного газа с 9 млрд м3 (в 2006 г.) до 15 млрд м3 (в 2015 г.); доля импорта в Таджикистан и другие соседние государства Центральной Азии увеличится с 2,8 млрд м3 в 2006 г. до 3,7 млрд м3 в 2030 г. При условии реализации проекта создания магистрального газопровода "Средняя Азия (Туркменистан, Казахстан, Узбекистан) – Китай" возможна организация поставок в направлении АТР на уровне 700 млн м3 в 2015 г. с постепенным увеличением до 2,0 млрд м3 к 2030 г.

Рекомендации для российских компаний по ведению бизнеса в Узбекистане

С учетом специфики организационной структуры и институциональных условий в экономике и НГК Узбекистана целесообразно развитие бизнеса совместно с национальным оператором – НХК "Узбекнефтегаз".

Приоритетными направлениями деятельности российских компаний в НГК должны стать:

  • расширение участия в проектах разведки и разработки нефти и газа (ОАО "Газпром", ОАО "НК "ЛУКОЙЛ", ОАО "НК "Роснефть", ОАО "Татнефть", ОАО "Союзнефтегаз", ОАО "Зарубежнефть");
  • установление контроля над экспортной и транзитной газотранспортной инфраструктурой (ОАО "Газпром");
  • вхождение в нефтеперерабатывающие и нефтехимические проекты, включая модернизацию действующих и строительство новых предприятий (ОАО "Газпром", ОАО "НК "ЛУКОЙЛ", ОАО "НК "Роснефть", ОАО "Татнефть", ОАО "Зарубежнефть");
  • противодействие китайскому влиянию на рынке сервисных услуг за счет согласованных действий российских компаний, заключения межправительственных соглашений, создания корпоративных альянсов (ОАО "Газпром", ОАО "Татнефть", ОАО "Интегра").

©  А.Г. Коржубаев, И.В. Филимонова, Журнал "Минеральные ресурсы России. Экономика и управление" - 2007-03.
 

 

 

 
SCROLL TO TOP
viagra bitcoin buy

Rambler's Top100 �������@Mail.ru