Газовая отрасль представляет собой комплекс взаимосвязанных контуров: геологоразведку, бурение и нефтесервис, добычу, подготовку и переработку, закупку и продажу газа, магистральную транспортировку, хранение, распределение и внешнюю торговлю.

В Узбекистане эти функции разделены между государственными органами и компаниями, частными и иностранными операторами, совместными предприятиями и подрядчиками. Добыча «Узбекнефтегаза» поэтому отражает только часть национального производства; оператор месторождения может привлекать стороннего бурового подрядчика; коммерческая закупка газа и его физическая транспортировка относятся к разным звеньям системы.

Как устроена система в целом

После реформ 2019–2022 годов отрасль можно описать как несколько связанных уровней.

Уровень	Что происходит	Ключевые участники
Государственный баланс и приоритеты поставки	формирование годового и помесячного баланса ресурсов и потребления, доведение объёмов, определение приоритетов и режимов ограничения	Министерство энергетики, Министерство экономики и финансов, местные органы исполнительной власти, Узэнергоинспекция
Геология и разведка	поиск перспективных структур, сейсмика, оценка запасов	государственные геологические структуры, «Узбекнефтегаз», недропользователи и участники СРП
Нефтесервис и бурение	строительство, освоение и ремонт скважин, технические работы	собственные сервисные подразделения операторов и подрядчики, включая ERIELL, XIBU и другие компании
Добыча	извлечение природного газа и других углеводородов	«Узбекнефтегаз», SANEG, LUKOIL Uzbekistan, совместные предприятия и другие недропользователи
Подготовка и переработка	очистка и осушка газа, отделение конденсата, производство товарного газа, газохимия и GTL	Мубарекский ГПЗ, Шуртанский ГХК, Кандымский ГПК, Uzbekistan GTL и другие предприятия
Закупка и продажа	централизованная покупка газа у внутренних производителей и из внешних источников, реализация на внутреннем рынке и экспорт	UzGasTrade
Магистральная транспортировка	физическое перемещение газа по государственной магистральной системе	«Узтрансгаз»
Международный экспортно-транзитный маршрут на Китай	транспортировка туркменского и узбекского газа по отдельному узбекскому участку международного газопровода	Asia Trans Gas
Хранение	сезонная закачка и отбор газа	«Узтрансгаз», Gazli Gas Storage и другие объекты хранения
Распределение	подача газа из магистральной системы в региональные и местные сети	«Худудгазтаъминот»
Потребление	использование газа населением, электростанциями, промышленностью и другими потребителями	домохозяйства и предприятия

Современное разделение функций начало формироваться в 2019 году. Постановление президента № ПП-4388 от 09.07.2019 г. отделило магистральный газотранспортный контур от «Узбекнефтегаза» и создало «Худудгазтаъминот» на базе территориальных подразделений газоснабжения.

Постановление № ПП-280 от 15.06.2022 г. создало UzGasTrade и передало ему централизованную закупку и реализацию природного газа. «Узтрансгаз» был определён единым оператором магистральной газотранспортной системы, специализирующимся на транспортировке, хранении и транзите.

Поэтому четыре часто встречающихся названия обозначают разные роли: «Узбекнефтегаз» добывает и перерабатывает; UzGasTrade покупает и продаёт; «Узтрансгаз» транспортирует и хранит; «Худудгазтаъминот» распределяет газ по местным сетям. Отдельные международные трубопроводные проекты могут иметь собственную корпоративную структуру — главный пример здесь Asia Trans Gas.

Кто формирует газовый баланс и правила поставки

Физическое распределение газа внутри страны привязано к государственному балансу ресурсов и потребления природного газа. Действующие Правила пользования природным газом, утверждённые постановлением Кабинета Министров №319 от 31 мая 2024 года, устанавливают ежегодный цикл его подготовки.

Газоснабжающие и газотранспортные организации до 1 сентября формируют прогноз потребности на следующий год, включая собственные нужды, технологические потери и поставки потребителям. Министерство энергетики на основании этих заявок, ресурсных и газотранспортных возможностей, республиканского спроса и объёмов экспорта составляет помесячный баланс ресурсов и потребления и до 1 октября передаёт его в Министерство экономики и финансов для подготовки проекта баланса. После утверждения баланса Минэнерго до 1 декабря доводит трейдерам и газоснабжающим организациям годовые и месячные объёмы поставок.

Этот контур задаёт базовые объёмы распределения газа между внутренними потребителями и внешними потоками. Отдельные компании исполняют доведённые объёмы и договорные обязательства внутри общереспубликанского баланса.

Правила одновременно устанавливают приоритет поставки бытовым потребителям, объектам жилищного и социального назначения, а также потребителям стратегического и социального значения.

Тарифное регулирование образует отдельный контур и подробно разобрано в статье «Государственное регулирование тарифов в Узбекистане».

Газ в энергосистеме Узбекистана

Газовая отрасль непосредственно связана с электроэнергетикой. По оценке Всемирного банка на 2026 год, природный газ обеспечивает более 80% первичного энергопотребления Узбекистана и около 70% структуры выработки электроэнергии. Газовый баланс одновременно определяет доступность топлива для отопления, промышленности и значительной части тепловой генерации. Всемирный банк отдельно связывает устойчивость газоснабжения с устойчивостью энергоснабжения в целом.

Надёжность электроснабжения зависит также от состояния генерирующего оборудования и сетей, аварийности, межсистемных перетоков и режима нагрузки. При высокой доле газовой генерации ограничение подачи газа сокращает доступное топливо для части электростанций; зимний кризис 2022/2023 годов Всемирный банк описывает как одновременный кризис газо- и электроснабжения.

Структура генерации постепенно меняется по мере ввода солнечных и ветровых станций, однако газ пока остаётся базовым топливом энергосистемы.

Ценовая сторона этой связи отдельно разобрана в статье «Государственное регулирование тарифов в Узбекистане».

Кто добывает газ

Крупнейшим государственным производителем остаётся АО «Узбекнефтегаз». В его производственной структуре действуют Мубарекское, Шуртанское, Газлийское и Водийское нефтегазодобывающие управления, а также Устюртское газодобывающее управление. Компания также контролирует ряд перерабатывающих и сервисных активов. Актуальная структура публикуется на сайте «Узбекнефтегаза».

Корпоративные показатели «Узбекнефтегаза» отражают только часть общенациональной добычи. По данным пресс-службы президента, в 2025 году предприятия общества добыли 25,2 млрд куб. м природного газа. Национальный комитет по статистике первоначально опубликовал общую добычу по стране за тот же год на уровне 42,3 млрд куб. м. Значительная часть добычи, следовательно, приходится на других операторов.

LUKOIL

Крупнейший иностранный производственный контур связан с LUKOIL Uzbekistan Operating Company. Компания работает по соглашениям о разделе продукции на проектах Кандым — Хаузак — Шады и Юго-Западный Гиссар. Кандымский проект включает крупный газоперерабатывающий комплекс; проект Юго-Западный Гиссар объединяет несколько месторождений и собственную инфраструктуру подготовки газа.

После введения США блокирующих санкций против ПАО «ЛУКОЙЛ» в октябре 2025 года изменился корпоративный статус зарубежных активов группы. LUKOIL начал процесс продажи LUKOIL International GmbH, через которую структурированы международные активы компании; узбекские проекты отдельно из периметра продажи не исключались. При этом LUKOIL Uzbekistan Operating Company продолжает эксплуатацию месторождений и Кандымского газоперерабатывающего комплекса: OFAC временно разрешает обычные операции международных структур группы и переговоры об их продаже. Поэтому на 2026 год санкции означают прежде всего не уход LUKOIL из Узбекистана, а неопределённость будущей структуры собственности его узбекских проектов.

Проекты по СРП

СРП представляет собой договорную модель разработки недр, при которой государство и инвестор заранее определяют условия инвестирования, проведения нефтегазовых операций и раздела произведённой продукции. В отрасли одновременно существуют действующие СРП на зрелых проектах и соглашения по новым блокам, которые ещё находятся на стадии разведки.

Так, в 2025 году Министерство энергетики, SOCAR и «Узбекнефтегаз» подписали СРП по инвестиционным блокам Устюртского нефтегазоносного региона. В 2026 году проект всё ещё находился на геологоразведочной стадии: были завершены полевые 3D-сейсмические работы, а следующим этапом стала подготовка к разведочному бурению. На этой стадии СРП фиксирует договорную модель и права участников; промышленная добыча возникает после подтверждения запасов, обустройства и ввода производственных объектов.

Другой крупный СРП связан с месторождением «Мустакилликнинг 25 йиллиги» (М-25) и инвестиционным блоком «Узбекистон мустакиллиги» в Сурхандарьинской области. Оператор Surhan Gas Chemical Operating Company ведёт нефтегазовые операции по этому соглашению с 2017 года. В 2023 году проект газохимического комплекса оценивался в $2,9 млрд, а его проектная мощность — в 5 млрд куб. м добычи и переработки газа в год.

М-25 относится к технически сложным проектам. Министерство энергетики характеризовало его как месторождение с очень сложными горно-геологическими условиями и трудноизвлекаемыми запасами: содержание сероводорода в газе может достигать 7%, углекислого газа — 12%, пластовое давление — 65 МПа, температура — 150 °C. Такие параметры требуют специального бурового режима, коррозионностойких материалов и повышенных мер противофонтанной и газовой безопасности. После техногенных происшествий на скважинах и продолжающихся восстановительных работ проектную мощность нельзя использовать как показатель фактической текущей добычи: текущий производственный статус проекта требует проверки на конкретную дату.

SANEG: крупный частный контур

Отдельное место занимает частная компания SANEG, ранее Jizzakh Petroleum. По данным самой компании и отраслевых ведомств, в рамках государственной программы повышения нефтедобычи ей были переданы права недропользования на 103 нефтегазовых месторождения. В материалах компании подчёркивается, что программа начиналась как проект повышения добычи на зрелых нефтяных активах; при доразведке на этих площадях выявлялись и газовые залежи.

В публичных и архивных материалах встречаются и другие числа — 104, 106 или 108 месторождений. Они могут относиться к разным перечням активов, этапам передачи или способам подсчёта.

Эта история важна для понимания современной карты отрасли: значительная часть действующих активов перешла из контура «Узбекнефтегаза» к частному оператору не через постепенное получение отдельных новых лицензий, а в рамках крупной программы передачи прав недропользования.

Статус этого массива остаётся изменяемым. В апреле 2026 года руководство «Узбекнефтегаза» публично сообщило, что на переданных SANEG месторождениях после первоначального роста добыча в последующие годы снизилась; дальнейшая судьба активов была передана на рассмотрение специальной комиссии. Поэтому для текущей структуры отрасли SANEG следует считать крупным действующим частным оператором, но параметры его лицензионного и имущественного контура нужно проверять на конкретную дату.

Совместные предприятия — ещё один слой отрасли

Помимо собственных активов «Узбекнефтегаза», частных компаний и СРП, в отрасли действуют совместные предприятия. Здесь особенно важно различать собственника доли, оператора, недропользователя и конечного бенефициара частной доли.

Показательный пример — СП «Гиссарнефтегаз». В 2026 году «Узбекнефтегаз» сообщил о проблемах с эффективностью этого предприятия и начал обсуждать его возможное присоединение к государственной компании. По опубликованным данным, у «Узбекнефтегаза» было 55% СП, а 45% принадлежало швейцарской Gas Project Development Central Asia AG. Эта компания ранее входила в контур Gazprom International, а позднее в открытых источниках её бенефициаром назывался узбекский предприниматель Бахтиёр Фазылов. Подробности структуры и производственных проблем описывал Spot.

В июне 2026 года после внутреннего аудита «Узбекнефтегаз» сообщил, что из 142 скважин на восьми месторождениях «Гиссарнефтегаза» работали только 24, а план добычи природного газа за 2025 год был выполнен на 40,5%. Эти цифры характеризуют конкретное СП. Для анализа общенациональной динамики требуется сопоставлять общие запасы с фактической эксплуатацией скважин и производственными результатами каждого крупного оператора.

Совместные предприятия также остаются изменяемым контуром. В августе 2026 года «Узбекнефтегаз» объявил об усилении контроля над несколькими СП и пересмотре их добывающих мощностей, геологоразведки, финансовых потоков и дивидендной политики.

Кто бурит скважины

Оператор месторождения не обязан самостоятельно выполнять все технические работы. Отдельный слой отрасли образуют нефтесервисные компании: они проводят сейсмику, бурение, капитальный ремонт, освоение скважин и другие геолого-технические мероприятия по контракту с недропользователем.

В предыдущих программах «Узбекнефтегаза» значительные объёмы буровых работ выполняла ERIELL. В 2026 году государственная компания заключила новый контракт с китайской XIBU, входящей в CNPC: первый этап предусматривает бурение 30 глубоких и сверхглубоких скважин в 2026–2027 годах, более широкая программа — до 105 скважин к 2029 году.

Права недропользования и операторский статус могут сохраняться за «Узбекнефтегазом», тогда как строительство или ремонт скважины по его заказу выполняет сторонняя сервисная компания. Смена подрядчика относится к сервисному контуру и сама по себе не меняет владельца прав на месторождение.

Это различие особенно важно при чтении новостей о «приходе новой компании в нефтегазовую отрасль»: нужно установить, получает ли она права недропользования, долю в проекте или только подряд на выполнение работ.

Где добывают газ

В нормативных и геологических документах выделяются пять основных нефтегазоносных регионов: Устюртский, Бухаро-Хивинский, Юго-Западно-Гиссарский, Сурхандарьинский и Ферганский.

Нефтегазоносный регион	Примеры производственных контуров
Устюртский	Устюртское ГДУ «Узбекнефтегаза», Сургиль, Муйнак, новые разведочные блоки SOCAR/«Узбекнефтегаз»
Бухаро-Хивинский	активы «Узбекнефтегаза» и SANEG, Кандым — Хаузак — Шады
Юго-Западно-Гиссарский	проекты LUKOIL и отдельные СП
Сурхандарьинский	месторождение «Мустакилликнинг 25 йиллиги» и связанные проекты
Ферганский	активы Водийского НГДУ и другие месторождения Ферганской долины

Эта карта устойчивее простого перечня месторождений. Конкретные лицензии, операторы и работающие скважины меняются; нефтегазоносный регион остаётся геологической рамкой, внутри которой могут одновременно работать разные компании.

Подготовка, очистка и переработка природного газа

Газ из скважины проходит подготовку до параметров товарного продукта. В зависимости от состава из него удаляют воду, сероводород, углекислый газ и другие примеси, отделяют газовый конденсат, проводят осушку и другие технологические операции.

У «Узбекнефтегаза» в перерабатывающем контуре находятся Мубарекский газоперерабатывающий завод, Шуртанский газохимический комплекс и Uzbekistan GTL. У других производителей могут быть собственные мощности: например, Кандымский газоперерабатывающий комплекс LUKOIL предназначен для подготовки сернистого газа и выпуска товарного газа, стабильного газового конденсата и серы.

Термин «переработка газа» охватывает несколько технологических уровней: подготовку сырья до параметров товарного газа, газохимическую переработку и производство синтетических жидких топлив по технологии GTL.

Uzbekistan GTL рассчитан на переработку до 3,6 млрд куб. м природного газа в год. При полной проектной загрузке этот объём эквивалентен примерно 8,5% общенациональной добычи газа за 2025 год по предварительному показателю 42,3 млрд куб. м. Это сопоставление показывает масштаб промышленного спроса предприятия; фактическое потребление каждого года зависит от реальной загрузки завода.

Газ, поступающий на GTL, используется как сырьё для выпуска синтетического дизельного топлива, авиакеросина, нафты и сжиженного газа и в том же периоде уже не поступает на рынок как товарный трубопроводный газ. Поэтому GTL и другие проекты глубокой переработки образуют самостоятельную структурную статью внутреннего спроса. При прочих равных рост их загрузки уменьшает остаток товарного газа для электростанций, распределительных сетей или экспорта и повышает потребность системы в других источниках ресурса, включая импорт. Фактический вклад GTL в импортную потребность определяется по реальной загрузке предприятия и сводному газовому балансу, а не по проектной мощности.

Показатели добычи природного газа, производства товарного газа, потребления газа как сырья и выпуска конечной продукции относятся к разным стадиям газового баланса.

Стратегический курс на глубокую переработку

Расширение газохимии и GTL является одновременно технологическим и промышленно-политическим направлением. В 2020–2021 годах руководство энергетического блока публично формулировало цель постепенно сократить экспорт природного газа как сырья и направлять больше ресурса на внутреннее потребление и производство продукции с высокой добавленной стоимостью; тогда же объявлялась цель прекратить сырьевой экспорт газа к 2025 году. Министерство энергетики связывало этот курс с развитием производства полимеров и другой газохимической продукции.

Эта цель в заявленный срок не была реализована: Узбекистан продолжал экспортировать природный газ и после 2025 года. Поэтому корректнее говорить о стратегическом направлении, а не о состоявшемся отказе от экспорта. В 2025 году этот общий промышленный курс получил дополнительный экономический инструмент: Указ № УП-47 от 14.03.2025 г. ввёл экспортные пошлины на ряд сырьевых товаров; в действующем перечне для природного газа предусмотрена ставка 20% от таможенной стоимости. Сам указ прямо связывает меры со стимулированием производства готовой продукции с добавленной стоимостью на основе местного сырья.

Распределение газа между экспортом сырья, внутренним потреблением и глубокой переработкой определяется совокупностью факторов: объёмом добычи, внутренним спросом, действующими контрактами, государственным газовым балансом и промышленной политикой. Курс на газохимию является самостоятельным долгосрочным фактором, тогда как фактическая динамика экспорта зависит от всей совокупности этих условий.

Что делает UzGasTrade

UzGasTrade — коммерческий оператор газового рынка, созданный в 2022 году. По ПП-280 от 15.06.2022 г. компания централизованно покупает газ у производителей внутри страны и из внешних источников, продаёт его «Худудгазтаъминоту» и потребителям, непосредственно подключённым к магистральной системе, а также выполняет экспортные функции в пределах установленной модели.

Это отделяет торговую операцию от физической транспортировки.

Если Узбекистан импортирует газ, контракт и коммерческая закупка относятся к UzGasTrade, а физический поток проходит через магистральную инфраструктуру «Узтрансгаза».

Такое разделение важно и для финансового анализа. Выручка, закупочная цена, кредиторская задолженность и внешнеторговый контракт относятся к торговому контуру; давление в газопроводе, пропускная способность и утечки — к транспортному.

Финансовый контур: тарифы, субсидии и долг

Физический и финансовый балансы отрасли отражают разные стороны одной системы. На протяжении многих лет регулируемые цены на газ оставались ниже уровня полного возмещения затрат. Всемирный банк в материалах 2026 года связывает финансовую нагрузку сектора с тарифами ниже уровня полного возмещения затрат (cost recovery) и накопленной валютной задолженностью государственных энергетических компаний. Тарифные реформы 2024–2026 годов повысили уровень возмещения затрат, тогда как долговая нагрузка операторов транспортировки и распределения продолжала ограничивать инвестиции в инфраструктуру.

Ключевым элементом реформы для населения стало введение с 1 мая 2024 года базовой нормы потребления природного газа и блочных тарифов. Постановление Кабинета Министров №204 от 16.04.2024 г. установило базовый месячный объём 500 куб. м в отопительный сезон и 100 куб. м в остальные месяцы; потребление сверх этих объёмов оплачивается по последовательно более высоким тарифным ступеням. С 1 июня 2026 года дифференцированная модель сохранена: в пределах базовой нормы тариф составляет 1 100 сумов за куб. м, следующая ступень — 2 000 сумов, далее применяются повышенные ставки по мере роста месячного потребления.

Блочная модель ограничивает применение наиболее низкого регулируемого тарифа базовым объёмом потребления и повышает предельную цену газа при сверхнормативном расходе. Тем самым тарифный механизм одновременно создаёт ценовой стимул к экономии газа и увеличивает среднюю степень возмещения затрат при высоком потреблении. Для нуждающихся домохозяйств действует отдельный механизм адресной компенсации части расходов сверх базовой нормы.

UzGasTrade находится в той точке системы, где встречаются закупочная стоимость газа — в том числе импортного — и регулируемые условия его реализации внутри страны. Изменение импортной цены, закупочных тарифов производителей или внутренних отпускных тарифов непосредственно меняет экономику торгового контура. Долговые обязательства газовой отрасли при этом распределены между несколькими государственными компаниями; баланс UzGasTrade отражает прежде всего торговый сегмент.

Разница между закупочной стоимостью газа и регулируемой ценой его реализации формирует квазифискальную нагрузку: экономический убыток возникает у государственной компании, хотя по своей природе связан с государственной тарифной политикой. Для UzGasTrade этот механизм закреплён непосредственно в ПП-280 от 15.06.2022 г.: документ предусмотрел покрытие убытков, возникающих из-за разницы между ценами покупки и продажи природного газа, финансирование операционной деятельности компании и включение соответствующих субсидий в проекты законов о Государственном бюджете последующих лет. После перечисления бюджетной субсидии соответствующая часть квазифискальной нагрузки становится прямым расходом бюджета.

Механизм прямого субсидирования газового торгового оператора существует параллельно с системой адресных социальных компенсаций домохозяйствам. Бюджетная субсидия UzGasTrade покрывает ценовой разрыв торгового контура, тогда как адресные выплаты возмещают часть расходов конкретных потребителей. Масштаб первого механизма виден в официальном отчёте об исполнении бюджета за 2024 год: Минэкономфин указывает, что на фоне либерализации коммунальных тарифов расходы на покрытие убытка UzGasTrade от разницы между покупкой и продажей газа были на 8,49 трлн сумов ниже, чем в 2023 году. Эта цифра описывает сокращение расходов год к году, а не размер субсидии за 2024 год.

Отдельный финансовый контур существует у добывающих компаний. «Узбекнефтегаз», например, в ноябре 2021 года разместил на Лондонской фондовой бирже еврооблигации на $700 млн со сроком погашения в 2028 году. Согласно аудированной отчётности компании, средства выпуска использовались главным образом для досрочного погашения части краткосрочных заимствований и финансирования инвестиционных проектов. Капиталоёмкая газодобыча поэтому финансируется сочетанием текущей выручки, внутренних ресурсов и долгового капитала.

Что делает «Узтрансгаз»

АО «Узтрансгаз» — оператор магистральной газотранспортной системы. Его функции после реформы 2022 года — транспортировка, хранение и транзит природного газа.

Магистральная газотранспортная система соединяет районы добычи и переработки с подземными хранилищами, крупными потребителями, региональными распределительными сетями и пограничными точками передачи газа.

Состояние этой инфраструктуры влияет на количество газа, реально проходящего через систему, но не на объём газа, извлечённого из недр. В марте 2026 года Всемирный банк одобрил проект по поиску и устранению утечек в государственной газотранспортной сети «Узтрансгаза». Банк оценивал потенциальные накопленные потери без дополнительных ремонтов к 2030 году в 1,75 млрд куб. м.

Эта цифра характеризует потери при транспортировке. Падение добычи относится к upstream-контуру и требует отдельного набора производственных данных.

При этом не весь неучтённый газ является физической утечкой. В пилотном обследовании Всемирного банка и «Узтрансгаза» оценивалось около 700 млн куб. м неучтённого газа в год в магистральной системе; примерно половину банк связывал с техническими потерями, а остальную часть — с коммерческими/административными потерями, прежде всего неточным или недостаточным учётом. Это ещё одно основание разделять физическую утечку и расхождение коммерческого баланса.

Международные газопроводы и Asia Trans Gas

Международная трубопроводная инфраструктура включает как магистральную систему «Узтрансгаза», так и отдельные корпоративные проекты. Газопровод «Узбекистан — Китай», являющийся узбекским участком маршрута «Туркменистан — Узбекистан — Казахстан — Китай». Для его строительства и эксплуатации в 2008 году было создано СП Asia Trans Gas с равным участием узбекской и китайской сторон. Правовая основа проекта закреплена постановлением № ПП-824 от 27.03.2008 г.

По данным самой Asia Trans Gas, узбекский участок включает около 530 км магистральных трубопроводов в трёх параллельных нитках и рассчитан на транспортировку до 50 млрд куб. м в год. Система принимает туркменский газ на южной границе, может принимать узбекский газ из местных источников и направляет поток через Узбекистан далее в Казахстан и Китай.

Таким образом, при анализе международных потоков необходимо различать как минимум государственную магистральную систему «Узтрансгаза» и специальный экспортно-транзитный маршрут Asia Trans Gas.

Как устроено хранение газа

Подземные хранилища сглаживают сезонный разрыв между добычей и потреблением. В тёплую часть года и межсезонье, когда спрос ниже, газ закачивается в ПХГ; в осенне-зимний отопительный сезон запас отбирается для покрытия повышенного спроса. В материалах «Узтрансгаза» сезонное хранение прямо рассматривается как инструмент обеспечения повышенного зимнего потребления.

Хранение относится к магистральному контуру, но сами объекты могут иметь разную корпоративную структуру. Станция подземного хранения газа «Ходжаабад» входит непосредственно в структуру «Узтрансгаза». ПХГ «Газли» эксплуатирует отдельное СП Gazli Gas Storage. В консолидированной отчётности «Узтрансгаза» за 2024 год его доля в этом СП составляла 40%.

Поэтому упрощённая формула «все ПХГ принадлежат Узтрансгазу» неверна. Корректнее говорить, что хранение является частью магистральной системы, внутри которой применяются разные модели собственности и эксплуатации.

Что делает «Худудгазтаъминот»

«Худудгазтаъминот» отвечает за распределительный уровень: региональные и местные газопроводы, газораспределительные пункты, эксплуатацию сетей и снабжение подключённых к ним потребителей.

Компания была создана в 2019 году при разделении прежнего единого контура. После появления UzGasTrade коммерческая закупка ресурса и его физическое распределение также оказались разделены между разными организациями.

Здесь проявляются локальные проблемы давления, технического состояния районных сетей, учёта и подключения. Отдельная проблема распределительного уровня — коммерческие, или нетехнические, потери: самовольные подключения, вмешательство в приборы учёта, потребление без договора и другие случаи, когда физически использованный газ не превращается в корректно учтённую реализацию.

Открытая статистика таких нарушений охватывает выявленные эпизоды; полный объём коммерческих потерь требует отдельного балансового учёта. Например, Узэнергоинспекция сообщала, что к июлю 2025 года в ходе контрольных мероприятий было выявлено незаконное использование 118,8 млн куб. м природного газа на 294,8 млрд сумов; в 2026 году инспекция продолжала публиковать крупные отдельные случаи вмешательства в счётчики и самовольных подключений. Поэтому этот показатель нельзя использовать как оценку всех потерь «Худудгазтаъминота», но он подтверждает наличие отдельного коммерческого риска распределительного контура.

Устойчивость подачи конкретному потребителю зависит от состояния распределительной сети, давления, учёта и локальных эксплуатационных ограничений, даже при достаточном объёме ресурса в национальном балансе.

Как система балансирует спрос в отопительный сезон

Зимний баланс формируется за счёт импорта, отбора газа из подземных хранилищ и управляемого сокращения спроса у части небытовых потребителей. Действующие Правила пользования природным газом предусматривают такой режим при похолодании. Они прямо выделяют полностью отключаемых, частично отключаемых и ограничиваемых потребителей.

Совет Министров Каракалпакстана, хокимияты областей и Ташкента по согласованию с Узэнергоинспекцией, производителями газа, газоснабжающими и газотранспортными организациями формируют перечни таких потребителей и направляют их в Министерство энергетики. Если первоначальных мер недостаточно для устойчивого снабжения приоритетных потребителей, могут вводиться дополнительные перечни на основании решений Минэнерго.

Потребители, включённые в графики перевода на резервное топливо, должны иметь достаточный запас альтернативного топлива и переходить на него при похолодании или на период осенне-зимнего сезона. Для части небытовых потребителей отсутствие такого резерва может стать основанием для непоставки природного газа. Современная модель газоснабжения Узбекистана сочетает распределение доступного ресурса с административным управлением спросом в пиковые периоды.

АГНКС также могут становиться объектом временных ограничений при дефиците пропускной способности или ремонте магистральной инфраструктуры. Например, в сентябре 2025 года Минэнерго временно ограничивало работу АГНКС в Ферганской долине на время прекращения подачи газа по магистральному газопроводу «Ахангаран — Пунгон». Однако конкретный набор ограничиваемых отраслей меняется по сезонам и регионам; фиксировать теплицы, цементные или кирпичные предприятия как постоянную универсальную очередь отключения было бы некорректно.

Импорт, экспорт и транзит: как устроены внешние потоки

Национальный газовый баланс одновременно включает внутреннюю добычу, транзит, импорт и экспорт. Эта конфигурация обслуживается несколькими физическими маршрутами и различными контрактными контурами.

Переход к нетто-импорту

В 2023 году произошёл исторический сдвиг во внешней торговле газом. По данным Агентства статистики, импорт природного газа составил $694,9 млн, а экспорт — $529,9 млн. Таким образом, впервые импорт превысил экспорт, и в стоимостном внешнеторговом выражении Узбекистан стал нетто-импортёром природного газа. В 2024 году этот разрыв увеличился: импорт достиг примерно $1,68 млрд, экспорт — $627,6 млн.

Оговорка о стоимостном выражении существенна. Национальная открытая статистика по этим публикациям не раскрывала сопоставимые физические объёмы импорта и экспорта в кубометрах. Контрактные цены также различаются по направлениям и в значительной части закрыты: для российского импорта в публичных источниках появлялись отдельные оценки цены за тысячу кубометров, тогда как цена экспорта узбекского газа официально рассматривается как коммерческая тайна. Поэтому долларовое сальдо фиксирует изменение торгового статуса, а перевод этой разницы в чистый физический объём требует контрактных цен и сопоставимых данных в кубометрах.

Российский газ. Масштабные поставки российского газа в Узбекистан начались в октябре 2023 года через Казахстан. Для этого трубопроводная система «Средняя Азия — Центр» была переведена на соответствующем участке в реверсный режим, модернизированы компрессорные станции и построена газоизмерительная станция «Бейнеу». Российским поставщиком выступает «Газпром». При запуске проекта власти прямо связывали импорт с покрытием сезонной неравномерности потребления и повышением надёжности снабжения газом и электричеством.

Туркменский газ. Узбекистан также закупает природный газ в Туркменистане. Внешнеторговая статистика 2025–2026 годов регулярно указывает Россию и Туркменистан как основные источники импортного газа, однако открытые национальные данные чаще публикуют стоимость поставок, чем физический объём по каждому поставщику. Распределение импорта между двумя странами в кубометрах требует физических данных по каждому направлению.

Китайское направление. Экспорт узбекского газа и транзит туркменского газа на восток проходят по международному маршруту с участием Asia Trans Gas. Один и тот же трубопроводный коридор может одновременно обслуживать транзит чужого газа и экспорт газа узбекских производителей.

Встречные потоки импорта и экспорта различаются по происхождению газа, маршрутам, контрактам и периодам поставки. В периоды высокого внутреннего спроса экспорт может сокращаться или временно останавливаться: в январе 2026 года поставки узбекского газа в Китай были приостановлены, а затем возобновились. Это показывает, что внешние потоки являются частью изменяемого баланса, а не фиксированной однонаправленной схемой.

Для национального газового баланса нужно учитывать как минимум собственную добычу, внутреннее потребление, технологическое использование, закачку и отбор из хранилищ, физический импорт, физический экспорт и транзит за один и тот же период. Особую осторожность требует внешнеторговая статистика: стоимость в долларах и физический объём в кубометрах отвечают на разные вопросы.

Как читать статистику газовой отрасли

Газовая статистика особенно чувствительна к смешению разных уровней.

Страна и компания

Общая добыча Узбекистана включает нескольких операторов. Цифра «Узбекнефтегаза» отражает только предприятия группы. Поэтому 25,2 млрд куб. м добычи госкомпании в 2025 году и 42,3 млрд куб. м предварительной национальной статистики — не две оценки одного показателя, а показатели разного охвата.

Добыча и отпуск потребителям

Нацкомстат отдельно публикует, например, объём потребления природного газа и отпуск природного газа потребителям. Эти ряды имеют собственные определения и не тождественны добыче.

Предварительные и пересмотренные данные

В январе 2026 года Национальный комитет по статистике сообщил предварительную добычу за 2025 год на уровне 42,3 млрд куб. м. В других государственных документах позднее использовалось значение 41,7 млрд. Ранее менялся и показатель за 2024 год: первоначально публиковалось 44,6 млрд куб. м, позднее в сопоставимых материалах появился показатель около 41,3 млрд.

Официальная статистика имеет предварительную и уточнённую стадии. Значительное расхождение между версиями ряда требует проверки статуса публикации, методологии, охвата и пояснений производителя; сам по себе пересмотр описывает изменение статистического ряда, а вопрос его причин решается по метаданным и документации.

Общий механизм подробно разобран в статье «Официальная статистика Узбекистана: как устроена система».

Запасы и добыча

Показатель прироста запасов отражает изменение оценки ресурсной базы, тогда как добыча измеряет фактически извлечённый объём газа. Эти величины относятся к разным стадиям отраслевого учёта.

Природный и сжиженный газ

Сжиженный углеводородный газ — отдельный продукт. Он особенно важен для территорий без сетевого природного газа, но не должен смешиваться в статистике с природным газом из магистральной системы.

Почему объём добычи меняется

Причинная оценка снижения добычи требует ряда показателей за сопоставимые периоды. На результат одновременно влияют геология, состояние скважин, ремонты, ввод новых объектов, аварии и простои, работа конкретных операторов и статистический охват.

Для зрелых месторождений важны падение пластового давления и дебита. Для поддержания добычи применяются компрессорные мощности, капитальный ремонт, бурение новых скважин и другие геолого-технические мероприятия.

В 2026 году Министерство энергетики публично связывало значительную часть падения с высокой выработанностью ряда старых месторождений Шуртанского и Бухаро-Хивинского контура. Эта оценка относится к указанной группе зрелых активов; параллельно вводятся новые скважины, ведётся доразведка старых площадей, работают другие операторы и развиваются новые проекты на Устюрте.

Второй фактор — эксплуатационная эффективность конкретного оператора. Кейс «Гиссарнефтегаза» показывает, что число скважин на балансе и число фактически работающих скважин могут существенно различаться.

Третий — буровой и ремонтный цикл. Смена подрядчика, задержка ремонта или ввод нескольких высокодебитных скважин способны заметно изменить краткосрочную динамику.

Четвёртый — аварии и технические ограничения. Они могут временно снижать добычу без изменения геологических запасов.

Что происходит с добычей сейчас

Этот раздел описывает ситуацию на 1 октября 2026 года.

После долгосрочного снижения добычи государственные ориентиры были пересмотрены. Первоначальная стратегия «Узбекистан — 2030» предусматривала доведение добычи до 62 млрд куб. м в год. В обновлённой системе показателей, утверждённой указом № УП-21 в феврале 2026 года, ориентир на 2030 год был снижен до 48,5 млрд куб. м, а показатель на 2026 год установлен на уровне 40,2 млрд.

Фактическая динамика 2026 года остаётся ниже предыдущего года. По данным Национального комитета по статистике за январь–август 2026 года, добыча составила около 24,2 млрд куб. м, что примерно на 16% меньше соответствующего периода 2025 года.

Снижение внутренней добычи сопровождается усилением импортного контура. По данным внешнеторговой статистики, за январь–август 2026 года стоимость импорта газа из России и Туркменистана выросла примерно до $1,21 млрд, тогда как стоимость экспорта газа сократилась до $322,3 млн. Эти цифры показывают направление изменения баланса, но не позволяют рассчитать, сколько именно выпавшей внутренней добычи было замещено импортом: торговая статистика публикуется в стоимостном выражении и не всегда раскрывает сопоставимые физические объёмы по поставщикам.

Эта динамика фиксирует масштаб снижения и растущую роль внешних поставок. Причинная декомпозиция требует данных по операторам, месторождениям, работающим скважинам, ремонтам и вводу новых мощностей.

Где искать данные

Для проверки любой цифры сначала нужно определить, к какому звену цепочки она относится.

Национальный комитет по статистике и SIAT — основная точка для общенациональных статистических показателей, временных рядов и метаданных. Для внешней торговли официальный статистический ряд формируется в том числе на основе базы Таможенного комитета по грузовым таможенным декларациям; это важно при проверке показателей по ТН ВЭД, стоимости импорта и экспорта и методологии товарной статистики.

Таможенный комитет — первичный источник декларационных данных по внешней торговле товарами; Национальный комитет по статистике агрегирует их с другими статистическими источниками в официальные внешнеторговые показатели.

«Узбекнефтегаз», SANEG, LUKOIL и другие операторы публикуют корпоративные сведения о собственной добыче, скважинах и производственной инфраструктуре. Эти данные относятся к конкретной компании; общенациональные показатели формируются по совокупности операторов.

UzGasTrade нужен для понимания торговой архитектуры и контрактного контура.

«Узтрансгаз» — источник по государственной магистральной транспортировке и части инфраструктуры хранения.

Asia Trans Gas — по отдельному узбекскому участку международного газопровода «Туркменистан — Узбекистан — Казахстан — Китай».

«Худудгазтаъминот» — по распределительным сетям и снабжению подключённых потребителей; Узэнергоинспекция — по выявленным нарушениям правил использования газа и незаконным подключениям.

LexUZ — для проверки действующих полномочий компаний, правил рынка, законодательства о недрах и специальных решений по отдельным проектам.

Для понимания собственности и корпоративных цепочек полезна отдельная статья «Государственный капитал и госкомпании Узбекистана: как устроена система». Для ценового контура — «Государственное регулирование тарифов в Узбекистане».

Резюме

Газовая отрасль Узбекистана состоит из нескольких наложенных друг на друга систем.

Ресурсную базу осваивают государственные, частные и иностранные недропользователи, а также совместные предприятия и участники СРП. Скважины могут бурить как сами операторы, так и сторонние нефтесервисные подрядчики. Добытый газ проходит подготовку и переработку; часть становится товарным газом, часть используется в газохимии и GTL.

Коммерческий баланс сводит UzGasTrade. Физическое движение крупных потоков по государственной магистральной системе обеспечивает «Узтрансгаз», а отдельный экспортно-транзитный маршрут на Китай обслуживает Asia Trans Gas. Хранение встроено в магистральный контур, но отдельные ПХГ имеют различную структуру собственности. «Худудгазтаъминот» отвечает за распределительные сети и доставку газа конечным потребителям.

Поэтому универсального показателя «сколько газа есть в Узбекистане» не существует. Для разных вопросов нужны разные величины: запасы, добыча, товарный газ, потребление, отпуск, импорт, экспорт, объём в хранилищах и технические потери. Только после разделения этих уровней можно корректно обсуждать дефицит, импортозависимость, тарифы, состояние инфраструктуры и причины изменения добычи.