British Petroleum нацелилась на недра Узбекистана. Британский энергетический гигант намерен искать нефть и газ на северо-востоке плато Устюрт.
Представители «Узбекнефтегаза» и BP уже обсудили планы по разработке месторождений. 15 июня глава узбекской компании Абдугани Сангинов встретился с директором по развитию бизнеса BP Майклом Фидлером. Участники встречи уделили внимание ходу геологоразведки и ускорению анализа полученных данных. Отдельно обсуждалась подготовка к началу бурения скважин – стороны намерены приступить к этим работам не позднее конца 2026 года.
Ранее Фидлер заявил на полях Ташкентского инвестиционного форума, что компания объединила усилия с азербайджанской SOCAR и узбекским «Узбекнефтегазом». Три компании заключили договор о разделе продукции по проекту «Северный Устюрт».
В приветственном слове британец отметил, что ВР надеется найти в Узбекистане «много нефти и газа». «Они являются оператором. Мы же возглавляем геологоразведочные работы на северо-востоке плато Устюрт», – заметил Фидлер. Также он уточнил, что по приглашению президента Ильхама Алиева компания тесно сотрудничает с государственной нефтяной компанией Азербайджана SOCAR, за ней будет ключевая роль оператора в этой сделке.
Как сообщил в конце июня отраслевой эксперт Нурлан Жумагулов, Минэнерго Узбекистана уже дало «зеленый свет» иностранным инвесторам. «Проект охватывает шесть нефтегазовых блоков на территории Республики Каракалпакстан: «Биркори», «Бойтерак», «Каракалпак», «Кулбой», «Теренгкудук» и «Харой». BP получила 40%, SOCAR и «Узбекнефтегаз» – по 30%», – уточнил специалист.
При этом, как пояснил главный геолог «Узбекнефтегаза» Нодир Мухиддинов, инвесторы получат право только на часть добытой продукции, тогда как сами месторождения останутся в собственности страны. По его словам, условия сделки гарантируют соблюдение национальных экономических интересов.
Перспективы нефтегазового сектора Узбекистана на плато Устюрт получили подтверждение. Предварительно они составляют 100 млн тонн нефти и 35 млрд кубометров газа. Совместный проект BP, SOCAR и «Узбекнефтегаза» переходит в активную фазу. Сначала предстоит провести сейсмические исследования. BP внедряет алгоритмы глубокого анализа сейсмических данных на базе собственных суперкомпьютеров в США для более точного обнаружения запасов.
После завершения сейсмики на площади 3 тыс. кв. км предстоит этап бурения, требующий серьезных финансовых вливаний. Успех геологоразведочных работ может стать драйвером для дальнейшего расширения присутствия британской компании в регионе.
Как пояснил М. Фидлер, проект находится на самой ранней стадии: компания инвестирует в разведку, чтобы понять, есть ли в недрах нефть и газ. Раскрывать финансовые детали пока рано – основные расходы начнутся позже, когда придет время бурения. «Мы рассчитываем на успех геологоразведки и, если наши ожидания оправдаются, тогда можно будет говорить о серьезных капиталовложениях», – отметил он.
В чём интерес Ташкента?
Официальный Ташкент заявляет о заинтересованности в сотрудничестве с British Petroleum. Причины выбора этой корпорации – масштабные инвестиции в разведку недр, доступ к передовым суперкомпьютерам для сейсмоанализа и возможность диверсифицировать энергетический сектор с привлечением европейских технологий. Узбекистан рассчитывает на внедрение суперкомпьютеров BP для высокоточного сейсмического анализа, что позволит эффективнее осваивать труднодоступные запасы.
Сделка рассматривается как инструмент для укрепления энергетической безопасности и создания условий для прихода других крупных корпораций из США и Европы. BP заходит на узбекский рынок на десятилетия, что, по мнению Ташкента, гарантирует стране стабильные многомиллиардные вливания и развитие инфраструктуры. Участие в углеводородном проекте азербайджанского оператора усиливает интеграцию региональных энергетических коридоров.
Риски амбициозной сделки
Неужели все так гладко? Отнюдь нет. В соглашении Ташкента с британцами существует и масса подводных рифов. Главные риски связаны с геологической сложностью региона, необходимостью масштабных инвестиций, а также регуляторными и логистическими вызовами при экспорте углеводородов из страны, не имеющей выхода к морю.
Первым и главным камнем преткновения выступают геологические и производственные риски. Регион Устюртского плато характеризуется глубоким залеганием пластов и аномально высокими давлениями. BP и SOCAR берут на себя эти геологические и технологические риски, однако есть вероятность не обнаружить коммерчески оправданные запасы.
В факторы риска технического порядка входит истощение инфраструктуры Узбекистана. В случае обнаружения крупных месторождений транспортировка сырья потребует строительства дорогостоящих перерабатывающих и логистических объектов.
Второй уровень занимают макроэкономические и финансовые риски. Колоссальные затраты на разведку (CAPEX) обусловлены географией. Нефтегазовые проекты в Центральной Азии требуют многомиллиардных инвестиций на этапе бурения и обустройства. Оценка рентабельности напрямую зависит от мировых цен на нефть и газ.
Третий фактор – логистические и геополитические риски. Поскольку Узбекистан не имеет выхода к морю, экспорт добытых углеводородов (или продуктов их переработки) на премиальные рынки Европы или Азии зависит от транзитных стран и их экспортных систем. Любые логистические ограничения или санкционные режимы в отношении стран-транзитеров (например, России или стран Каспийского региона) могут затруднить продажу сырья или привести к росту затрат на транспортировку.
И четвёртый фактор составляют регуляторные и операционные риски. Бюрократия и нормативно-правовая база требуют доработки. Несмотря на реформы, сотрудничество с государственными компаниями (такими как «Узбекнефтегаз») несет риски задержек при выдаче лицензий, оформлении разрешений и согласовании объемов инвестиций.
Продажи газа на внутреннем рынке Узбекистана осуществляются в национальной валюте (сум), что создает валютные риски, если доходы не будут конвертированы в свободно конвертируемую валюту для дивидендов BP.
В заключение скажем, несмотря на довольно предсказуемый характер соглашения Ташкента и британского энергетического гиганта, эксперты с осторожностью делают прогнозы об успехе. Суть соглашения о разделе продукции проста: это своего рода партнерство между государством и недропользователем. Иностранная компания берет на себя все финансовые риски и расходы по освоению месторождения. Взамен, когда начинается добыча, она получает право забрать часть добытых ресурсов себе, чтобы окупить вложения и заработать. Оставшаяся доля отходит государству. Все доли строго прописаны в договоре еще до начала работ, поэтому правила игры известны заранее.
Еще пару лет назад BP громко заявляла о «зеленом» развороте, покинув нефтегазовые проекты на Устюрте ради экологичных инициатив. Однако сегодня риторика компании изменилась. Британский гигант решил отложить планы по сворачиванию добычи нефти и газа, намеченные на 2030 год. Похоже, погоня за «чистой» энергией уступила место прагматичному желанию повысить доходность для инвесторов за счет проверенных углеводородов.
Анна Кряжева