British Petroleum нацелилась на разработку месторождений в Узбекистане, планируя поиск нефти и газа на северо-востоке плато Устюрт.
Представители «Узбекнефтегаза» и BP уже провели переговоры о планах по освоению месторождений. 15 июня глава узбекской компании Абдугани Сангинов встретился с директором по развитию бизнеса BP Майклом Фидлером. На встрече обсуждались ход геологоразведочных работ и ускорение анализа полученных данных. Отдельное внимание было уделено подготовке к началу бурения скважин, которое стороны намерены начать не позднее конца 2026 года.
Ранее Фидлер сообщил на Ташкентском инвестиционном форуме, что BP объединила усилия с азербайджанской SOCAR и узбекским «Узбекнефтегазом». Эти три компании заключили договор о разделе продукции по проекту «Северный Устюрт».
В своем выступлении Фидлер выразил надежду BP на обнаружение «много нефти и газа» в Узбекистане. Он отметил, что BP является оператором и возглавляет геологоразведочные работы на северо-востоке плато Устюрт. Также он уточнил, что по приглашению президента Ильхама Алиева компания тесно сотрудничает с государственной нефтяной компанией Азербайджана SOCAR, которая будет играть ключевую роль оператора в этой сделке.
По информации отраслевого эксперта Нурлана Жумагулова, Минэнерго Узбекистана уже одобрило участие иностранных инвесторов. Проект охватывает шесть нефтегазовых блоков в Республике Каракалпакстан: «Биркори», «Бойтерак», «Каракалпак», «Кулбой», «Теренгкудук» и «Харой». BP получила 40% долю, а SOCAR и «Узбекнефтегаз» – по 30%.
Главный геолог «Узбекнефтегаза» Нодир Мухиддинов пояснил, что инвесторы получат право только на часть добытой продукции, в то время как сами месторождения останутся в собственности страны. По его словам, условия сделки гарантируют соблюдение национальных экономических интересов.
Перспективы нефтегазового сектора Узбекистана на плато Устюрт подтверждены предварительными оценками в 100 млн тонн нефти и 35 млрд кубометров газа. Совместный проект BP, SOCAR и «Узбекнефтегаза» переходит в активную фазу, начиная с сейсмических исследований. BP использует собственные суперкомпьютеры в США для глубокого анализа сейсмических данных, что позволит более точно обнаружить запасы.
После завершения сейсмических работ на площади 3 тыс. кв. км начнется этап бурения, требующий значительных финансовых вложений. Успех геологоразведочных работ может способствовать дальнейшему расширению присутствия британской компании в регионе.
М. Фидлер пояснил, что проект находится на самой ранней стадии, и компания инвестирует в разведку, чтобы определить наличие нефти и газа. Раскрывать финансовые детали пока рано, так как основные расходы начнутся позже, на этапе бурения. Он отметил, что в случае успеха геологоразведки можно будет говорить о серьезных капиталовложениях.
**В чём интерес Ташкента?**
Официальный Ташкент выражает заинтересованность в сотрудничестве с British Petroleum. Причины выбора этой корпорации включают масштабные инвестиции в разведку недр, доступ к передовым суперкомпьютерам для сейсмоанализа и возможность диверсификации энергетического сектора 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 привлечения других крупных корпораций из США и Европы. BP входит на узбекский рынок на десятилетия, что, по мнению Ташкента, гарантирует стране стабильные многомиллиардные инвестиции и развитие инфраструктуры. Участие азербайджанского оператора в углеводородном проекте способствует интеграции региональных энергетических коридоров.
**Риски амбициозной сделки**
Однако в соглашении Ташкента с британцами существуют и значительные риски. Основные из них 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 препятствием являются 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, но существует вероятность не обнаружить коммерчески оправданные запасы.
К техническим рискам относится истощение инфраструктуры Узбекистана. В случае обнаружения крупных месторождений транспортировка сырья потребует строительства дорогостоящих перерабатывающих и логистических объектов.
Второй уровень составляют 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 четвертый фактор – 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, 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 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 для окупаемости вложений и получения прибыли. 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.