Нефтяная отрасль Узбекистана охватывает добычу нефти и газового конденсата, доставку жидкого сырья, его переработку на заводах и реализацию готового топлива. На внутреннем рынке одновременно присутствуют отечественное сырьё, импортные углеводороды и импортные нефтепродукты; дополнительные жидкие топлива производятся из природного газа на заводе Uzbekistan GTL. В этой связи сведения о добыче, переработке и продажах необходимо читать как разные показатели одной хозяйственной системы.

Например, в 2025 году в стране было добыто 655,7 тыс. тонн нефти и 1 111,3 тыс. тонн газового конденсата, а Бухарский НПЗ, по собственной отчётности, переработал 1,836 млн тонн сырья, в том числе 486 тыс. тонн импортного. Национальная статистика и заводская отчётность отражают разные периметры; механическое сопоставление отдельных строк вводит в заблуждение.

Производственный цикл и единицы измерения

Основной производственный цикл включает разведку месторождений, добычу, подготовку и транспортировку сырья, переработку на НПЗ, хранение и продажу готовой продукции. На каждом этапе действуют собственные участники, разрешительные требования и показатели.

Сырая нефть — добываемая из недр углеводородная смесь, которую после подготовки можно направлять на переработку. Газовый конденсат — жидкие углеводороды, выделяемые при добыче и подготовке природного газа. Его состав и технологическое использование отличаются от сырой нефти; в национальной промышленной статистике добыча нефти и газового конденсата публикуется отдельными рядами.

Нефтепродукты — результаты переработки сырья: автомобильный бензин, дизельное топливо, авиакеросин, мазут, дорожный и строительный битум, базовые масла, технические смазки и другие вещества. Их выпуск зависит от состава сырья, конфигурации технологических установок и глубины переработки. Тонна сырья не обязана соответствовать тонне одного готового продукта: завод одновременно выпускает несколько фракций и использует промежуточные потоки.

Отдельную технологическую ветвь составляет производство синтетического топлива из природного газа — GTL. Его физический выпуск учитывается в топливной системе, но требует самостоятельного статистического периметра. См. материал о газовой отрасли.

Upstream: разведка, добыча и право пользования недрами

Где и сколько добывают

Нефтяные и газоконденсатные объекты сосредоточены в нескольких геологических районах страны. К числу основных относятся Бухаро-Хивинская и Ферганская нефтегазоносные области, юго-запад Узбекистана, Устюрт и Сурхандарьинский регион. При этом географическое расположение запасов, перечень лицензированных участков и распределение фактической добычи по предприятиям представляют собой разные характеристики отрасли.

Например, Мубарекское нефтегазодобывающее управление «Узбекнефтегаза» сообщает о работе на месторождениях Кашкадарьинской и Бухарской областей. За 2025 год управление указывает добычу 62,121 тыс. тонн нефти и 194,656 тыс. тонн газового конденсата. Газлийское управление той же компании приводит показатель 155,4 тыс. тонн конденсата. Это данные отдельных подразделений, которые нельзя принимать за общенациональную добычу.

Национальная статистика показывает сокращение добычи нефти после максимальных значений начала 2020-х годов.

Год	Нефть, тыс. т	Изменение за год	Конденсат, тыс. т	Изменение за год
2023	779,7	—	1 198,0	—
2024	712,0	−8,7%	1 187,1	−0,9%
2025	655,7	−7,9%	1 111,3	−6,4%

Источник: Национальный комитет по статистике, годовой обзор за 2025 год; расчёт изменений по опубликованным значениям. Для более раннего периода динамический ряд SIAT в редакции от 3 сентября 2025 года приводит 739,4 тыс. т (2020), 774,1 тыс. (2021) и 787,9 тыс. (2022). Версии данных хранятся раздельно: пересмотренная статистика 2023–2025 годов не используется для автоматического сращивания рядов.

За январь–август 2026 года, по данным Нацкомстата, добыто 425,0 тыс. тонн нефти и 648,3 тыс. тонн конденсата. Сравнивать восемь месяцев с полным календарным годом напрямую нельзя.

Часть месторождений Узбекистана эксплуатируется десятилетиями и относится к активам с трудноизвлекаемыми запасами. Для таких объектов поддержание добычи требует бурения, ремонтов скважин, интенсификации и дополнительной геологической информации. Saneg сообщала о высокой естественной скорости снижения добычи на некоторых переданных ей активах. Это корпоративная характеристика конкретного портфеля; общенациональное сокращение производства нельзя полностью объяснить одним фактором без данных по месторождениям, инвестициям и динамике скважинного фонда.

Сведения о запасах следует читать отдельно от статистики текущей добычи. Геологические ресурсы, извлекаемые запасы и запасы по корпоративной классификации различаются по определениям и степени подтверждённости. Единого подтверждённого для этого материала актуального национального числового ряда запасов нефти и конденсата пока нет, поэтому оценивать обеспеченность отрасли запасами в годах по опубликованной добыче было бы некорректно.

Операторы добычи и разрешения

Ключевыми участниками добычи являются государственный «Узбекнефтегаз», частная Saneg (прежнее название — Jizzakh Petroleum) и другие недропользователи, включая специализированные и совместные предприятия. Их юридические роли могут различаться: держатель разрешения, оператор месторождения, подрядчик буровых работ, собственник инфраструктуры и покупатель добытого сырья необязательно совпадают.

Saneg позиционирует себя как крупнейшего производителя нефти и в корпоративной презентации за июнь 2025 года оценивает свою долю примерно в 80% национальной нефтедобычи. За 2024 год компания приводит 581,2 тыс. тонн жидких углеводородов. Поскольку этот корпоративный показатель может включать конденсат, сопоставлять его напрямую с национальной статистикой только нефти и выводить точные рыночные доли вычитанием нельзя.

В истории компании указано, что в декабре 2019 года Jizzakh Petroleum получила права на 106 месторождений. В другом корпоративном описании фигурируют 103 месторождения. Различие требует сверки перечней и дат: число объектов, количество разрешений и число производственных участков могут не совпадать. Saneg связывает первоначальную передачу прав с постановлением Кабинета министров № 1002 от 15 декабря 2019 года и программой развития добычи на 2020–2030 годы. Речь идёт о корпоративном описании истории; полный текст закрытого или не обнаруженного в открытом доступе решения здесь не воспроизводится.

Закон «О недрах» № ЗРУ-987 устанавливает государственную собственность на недра и отдельный правовой режим разрешений на пользование их участками. Поэтому передачу права на добычу нельзя приравнивать к приватизации самого месторождения. Также необходимо различать участок недр, законно добытые полезные ископаемые, акции добывающей компании и активы НПЗ. Закон регулирует предоставление, приостановление, прекращение и аннулирование разрешений, а переходные положения учитывают права, возникшие до его вступления в силу. Отдельный разрешительный контур может применяться к предпринимательской деятельности по добыче, переработке и реализации нефти и газа.

Открытый исторический государственный реестр стратегических полезных ископаемых, составленный в 2024 году, содержит 141 запись с ИНН Saneg: 94 по добыче и 47 по геологическому изучению. Часть документов относится к одному и тому же месторождению в разные периоды. Например, на месторождение Андижон первоначально указана лицензия AN 0113 от 2022 года, затем разрешение AN 0010 от 2023 года. Следовательно, количество строк реестра не равно количеству уникальных действующих месторождений.

Статус разрешений Saneg в 2026 году. На пресс-конференции 8 октября 2026 года глава Агентства по управлению государственными активами Сохибжон Муродов заявил об аннулировании лицензий Saneg на нефтяные месторождения в связи с невыполнением условий. В опубликованных сообщениях не приведены полный список участков, номера решений и количество прекращённых разрешений. Поэтому утверждать, что аннулированы все 103 либо 106 исторически упоминавшихся прав, оснований нет. Реестр 2024 года также не позволяет определить состояние этих прав после октябрьского заявления.

Юридическая карта отрасли изменяется вследствие сделок с предприятиями, а также предоставления, переоформления и прекращения прав недропользования. Для оценки реального контроля над добычей требуются одновременно реестры прав и производственные показатели операторов.

Иностранные и совместные недропользователи

В добыче углеводородов участвуют также иностранные компании, совместные предприятия и операторы соглашений о разделе продукции. Например, «ЛУКОЙЛ» разрабатывает газовые месторождения Кандымской группы и другие активы: компания при вводе Кандымского газоперерабатывающего комплекса указывала стабильный газовый конденсат среди выпускаемой продукции наряду с товарным газом и серой. Таким образом, жидкая часть продукции газодобывающих проектов имеет значение для карты нефтяного сырья.

В историческом государственном реестре разрешений фигурируют также Andijanpetro, Petromaruz Uzbekistan, Gissarneftgaz, Natural Gas-Stream и другие компании. Само присутствие в реестре означает наличие записи о праве на определённую дату; оно не подтверждает добычу нефти в 2026 году. По CNPC Министерство энергетики сообщало о сотрудничестве, включая газоконденсатные месторождения Бухарской области; опубликованные сведения не дают подтверждённого объёма добычи конденсата CNPC за 2025 год.

Поэтому распределение общенационального конденсата по иностранным компаниям остаётся неопределённым. Называть их долю ничтожной или существенной в процентах без корпоративной и статистической разбивки нельзя.

Соглашения о разделе продукции и открытость данных

Для ряда крупных проектов с иностранным участием применяется соглашение о разделе продукции (СРП). По Закону «О соглашениях о разделе продукции» № 312-II инвестор ведёт поисково-разведочные и добычные работы за свой счёт и на свой риск; часть добытой продукции может идти на возмещение допустимых затрат, а оставшаяся продукция распределяется между сторонами на условиях соглашения. Закон предусматривает учёт добычи, программы работ и финансовую отчётность перед управляющим комитетом и уполномоченными государственными органами. Отчётность, предназначенная для сторон СРП и государства, не тождественна публично раскрываемой проектной статистике.

Пример действующего исторического соглашения — проект «Кандым — Хаузак — Шады — Кунград» с участием «ЛУКОЙЛа» и «Узбекнефтегаза». В июле 2025 года Минэнерго также сообщило о подписании СРП с SOCAR и «Узбекнефтегазом» по инвестиционным блокам Устюрта: на момент объявления речь шла о предстоящей геологоразведке, поэтому приписывать проекту состоявшуюся добычу было бы ошибкой.

Ведомства публикуют отдельные отраслевые итоги, а компании — сообщения о проектах и производстве. Однако сопоставимый публичный годовой ряд по каждому СРП, отдельно показывающий добычу нефти, конденсата, компенсационную и прибыльную продукцию, в изученном корпусе источников не обнаружен. Поэтому нельзя рассчитать распределение нефтяных доходов по условиям СРП либо долю конденсата иностранных операторов только по общенациональным показателям. Это ограничение публичного аудита; из него не следует утверждение, будто все условия каждого СРП юридически засекречены или никакие показатели никогда не публиковались.

Midstream: подготовка, перевозка и хранение сырья

Внутренние нефтеперерабатывающие заводы используют сочетание отечественного и импортного углеводородного сырья. Маршруты зависят от расположения месторождений, транспортной инфраструктуры, вида сырья и коммерческих договоров.

Один из документированных внутренних потоков — доставка жидких углеводородов с месторождений Мубарекского управления на Бухарский НПЗ. «Узбекнефтегаз» сообщает о трубопроводной инфраструктуре протяжённостью около 360 км, предназначенной для этого направления.

Импорт включает закупки сырой нефти и газового конденсата, в том числе по маршрутам, связанным с Россией, Казахстаном и Туркменистаном. Для правильного учёта важны три разных признака: страна происхождения сырья, территория транзита и завод-получатель. Нефть, прошедшая через нефтепровод или железнодорожную сеть Казахстана, может иметь иное происхождение.

В декабре 2025 года «КазТрансОйл» объявил о возобновлении маршрута транзита нефти в Узбекистан с последующей железнодорожной отправкой в направлении Ферганского НПЗ. Сообщался план транспортировки до 35 тыс. тонн в декабре. Позднее Министерство энергетики Казахстана отрицало поставку по этому направлению нефти именно казахстанского происхождения. Эти сообщения отражают различие между транзитной схемой, заявленным объёмом и доказанным фактическим поступлением; достоверного итогового тоннажа поставки за декабрь в использованных документах нет.

Отдельно следует учитывать проектируемую трансграничную инфраструктуру. В казахстанском постановлении 2017 года о подписании рамочного соглашения с Узбекистаном фигурировал магистральный нефтепровод Шымкент — Джизак: предусматривалось развитие инфраструктуры для технической возможности доставки до 5 млн тонн нефти в год к этому нефтепроводу, а также обязательства по созданию принимающих мощностей. Это плановый объём и правовая рамка проекта 2017 года, а не установленная пропускная способность введённого в эксплуатацию участка или сведения о состоявшихся перевозках. В изученных документах не найдено подтверждения, что линия Шымкент — Джизак введена в эксплуатацию к октябрю 2026 года. Её нельзя включать в список действующих магистралей или складывать проектную мощность с фактическим транзитом через Казахстан.

Завод может также оказывать услуги по давальческой переработке: сырьё принадлежит заказчику, а НПЗ получает плату за его переработку в согласованные продукты. Бухарский завод публично предлагает такой формат. При анализе отрасли необходимо отделять физический объём переработки от юридической собственности на сырьё и от выручки завода.

Трубопроводы, железная дорога и региональные нефтебазы

Перемещение углеводородов включает промысловые сборные линии, трубопроводы для подготовленного сырья и нефтепродуктов, железнодорожные цистерны и автомобильные перевозки. В официальном перечне субъектов естественных монополий «Узбекнефтегаз» указан по услуге транспортировки нефти, нефтепродуктов и газового конденсата по трубопроводам. Эта запись подтверждает операторскую роль в определённом сегменте, но сама по себе не раскрывает полную карту магистральных линий и их пропускную способность. Сводной актуальной публичной схемы нефтепроводов с указанием по каждому участку собственника, типа продукта, технической и доступной мощности, фактической прокачки и трансграничных соединений в изученном корпусе источников не обнаружено. Поэтому приводить полный перечень действующих линий или национальную суммарную пропускную способность пока невозможно; сведения о магистральных газопроводах нельзя механически переносить на нефтяную транспортную систему.

После переработки топливо направляется в резервуарные парки и нефтебазы, обеспечивающие приём, хранение, отгрузку и распределение. В опубликованной структуре «Узбекнефтегаза» перечислены, в частности, Андижанская, Бухарская, Каршинская, Навоийская, Ферганская и другие нефтебазы. Однако корпоративная схема описывает периметр определённой группы на момент публикации. Она не является перечнем всей национальной ёмкости хранения и должна проверяться на дату с учётом приватизации UNG Petro и отдельных нефтебазовых активов.

Коммерческие запасы в резервуарах заводов, трейдеров и АЗС необходимо отличать от государственных материальных резервов. В стране существует Комитет по управлению государственными резервами, но найденные открытые источники не раскрывают размер специального стратегического резерва сырой нефти или моторных топлив, условия его формирования и объём покрытия потребления в днях.

Downstream: нефтепереработка и выпуск топлива

В отраслевой карте выделяются Бухарский, Ферганский и Чиназский нефтеперерабатывающие заводы. Алтыарыкское производство рассматривается в структуре Ферганского НПЗ; отдельный учёт площадки и всего комплекса без пояснений создавал бы двойной счёт. Кроме того, в стране могут работать специализированные малые установки переработки углеводородов, полный актуальный перечень которых в использованных открытых документах не установлен.

Бухарский НПЗ

Бухарский НПЗ относится к производственному контуру «Узбекнефтегаза». Номинальная проектная мощность предприятия — 2,5 млн тонн сырья в год. Его принципиальное отличие для исследовательского учёта состоит в наличии первичных корпоративных данных о переработке за несколько последовательных лет.

В инвесторской презентации «Узбекнефтегаза» за май 2026 года показатель обозначен как Processing of raw materials — «переработка сырья».

Год	Всего, тыс. т	Изменение за год	Местное сырьё	Импортное сырьё
2022	1 703	—	1 231	472
2023	1 559	−8,5%	1 165	395
2024	1 637	+5,0%	1 272	365
2025	1 836	+12,2%	1 350	486

Источник: АО «Узбекнефтегаз», инвесторская презентация, май 2026 года, стр. 15. Значения округлены компанией; за 2023 год сумма двух компонентов на 1 тыс. тонн превышает опубликованный итог. Раздел корпоративных презентаций.

В 2025 году объём переработки Бухарского НПЗ вырос на 12,2% к предыдущему году. Местного сырья поступило на 78 тыс. тонн больше, импортного — на 121 тыс. тонн больше. Доля импортного сырья увеличилась приблизительно с 22,3% до 26,5%. Эти числа характеризуют непосредственно завод; они не равны доле импорта во всей национальной нефтяной отрасли.

В презентации приведён план переработать в 2026 году 2,1 млн тонн сырья, что соответствует 84% номинальной мощности. Завод также обсуждает модернизацию технологических установок. Заявленные инвестиции, сроки и производственные параметры модернизации представляют собой целевые показатели до документального подтверждения ввода соответствующих мощностей.

Ферганский НПЗ и Алтыарыкская площадка

Ферганский НПЗ — один из исторических центров переработки нефти в стране. Завод использует различные виды жидких углеводородов и связан с Алтыарыкским топливным производством. Его корпоративная история включает управление частной группой Saneg, а в июне 2026 года СМИ со ссылкой на государственный реестр сообщили о возвращении предприятия в полную государственную собственность.

Показатели мощности Ферганского НПЗ требуют осторожности. Историческая проектная мощность завода и целевые параметры последующих программ модернизации относятся к разным технологическим конфигурациям. В открытых материалах фигурируют и показатели, связанные с перспективной переработкой около 2 млн тонн сырья, и более высокие исторические либо корпоративные оценки. Ни одну из них нельзя использовать как доказанную фактическую загрузку 2026 года без обозначения даты и типа мощности.

Противоречивые оценки загрузки. На совещании у президента 5 октября 2026 года сообщалось, что Ферганский НПЗ использует около 40% мощностей, а к концу года загрузку планируется увеличить до 65%. Однако 8 октября директор Агентства по управлению государственными активами Сохибжон Муродов заявил, что использование производственных мощностей предприятия уже доведено с 40% почти до 100%. В опубликованных сообщениях не раскрыты период расчёта и мощность, принятая за 100%. Поэтому сопоставить эти показатели и установить фактический объём переработки по ним невозможно.

Для анализа деятельности Ферганского НПЗ необходимы фактические тонны переработанного сырья, а также перечень установок, работавших в рассматриваемый период. Достоверного сопоставимого годового ряда за 2024–2026 годы в изученном корпусе пока нет.

Чиназский НПЗ

Чиназский НПЗ — отдельное небольшое предприятие. В документах Агентства по управлению государственными активами приводилась его производственная мощность до 117 тыс. тонн углеводородного сырья в год. В финансовой отчётности «Узбекнефтегаза» отражена продажа Чиназского НПЗ вместе с сетью UNG Petro компании Petroleum Technology Group в ноябре 2023 года.

Факт сделки и историческая паспортная мощность ещё не показывают, сколько сырья предприятие фактически переработало в 2025–2026 годах. Публиковались отдельные сообщения о поставках конденсата, но непрерывный производственный ряд и актуальная эксплуатационная загрузка требуют дополнительного подтверждения.

Uzbekistan GTL: производство синтетических топлив из газа

Uzbekistan GTL в Кашкадарьинской области преобразует подготовленный природный газ в жидкие синтетические продукты. Отнесение GTL к обычным НПЗ завышало бы мощность переработки сырой нефти. При анализе предложения моторного и авиационного топлива его, напротив, следует учитывать как самостоятельного производителя.

В сообщении о вводе предприятия в декабре 2021 года пресс-служба президента приводила проектную мощность 1,5 млн тонн продукции в год при переработке 3,6 млрд куб. м газа: 724 тыс. тонн синтетического дизельного топлива, 307 тыс. тонн авиакеросина, 437 тыс. тонн нафты и 53 тыс. тонн сжиженного газа. Это параметры проектной конфигурации, а не отчёт о фактическом выпуске 2025 года.

В конце 2025 года предприятие сообщало о выполнении годового производственного плана на 102% и о росте выпуска готовой продукции относительно 2024 года. Без значения самого плана из этих процентов нельзя получить фактическое количество выпущенных тонн дизеля и керосина. Продукция GTL может служить готовым топливом или компонентом дальнейшей переработки и смешения; Ферганский НПЗ сообщал об использовании синтетического компонента GTL для авиатоплива.

Качество топлива и экологические классы

Национальную правовую основу технических требований к моторным топливам составляет общий технический регламент UzTR.931-028:2017, утверждённый постановлением Кабинета министров № 931 от 21 ноября 2017 года. В документе предусмотрены категории К2, К3, К4, К5, соотносимые с экологическими классами топлива. В частности, предельное содержание серы в автомобильном бензине установлено для К2 — 500 мг/кг, К3 — 150 мг/кг, К4 — 50 мг/кг, К5 — 10 мг/кг. В регламенте установлены также требования к бензолу, олефинам, присадкам и характеристикам дизельного топлива. Технический класс и октановое число — разные свойства: АИ-92 само по себе не означает К5.

В материалах о модернизации НПЗ встречаются обозначения Евро-4 и Евро-5. Их нужно сопоставлять с действующими требованиями регламента и характеристиками конкретного выпускаемого топлива, учитывая даты и редакции нормативных актов. Заявленная цель перехода к Евро-5 не является свидетельством того, что все партии на заводе уже соответствуют этому классу. Подтверждение должно следовать из сертификатов соответствия, протоколов испытаний и производственной отчётности.

Выпуск нефтепродуктов

Предложение нефтепродуктов складывается из выпуска НПЗ и других производственных комплексов, импорта готовых товаров и изменения запасов. Производство топлива и его потребление — разные показатели. Чтобы рассчитать внутреннее потребление за год, необходимо учесть производство, импорт, экспорт, движение запасов и отдельные виды использования.

Продукт, тыс. т	2023	2024	Изменение 2024	2025	Изменение 2025
Бензин	1 332,9	1 286,8	−3,5%	1 200,2	−6,7%
Дизельное топливо	1 012,5	976,3	−3,6%	1 158,1	+18,6%

Источник: Национальный комитет по статистике, годовая публикация о промышленном производстве за 2025 год. Данные отражают произведённую продукцию, а не совокупные поставки конечным потребителям.

За январь–август 2026 года произведено 811,3 тыс. тонн автомобильного бензина и 834,3 тыс. тонн дизельного топлива. Эти показатели также нельзя автоматически выводить из объёма национальной добычи сырой нефти: НПЗ перерабатывают конденсат и импортное сырьё, используются промежуточные нефтепродукты, а синтетическое топливо имеет отдельное происхождение.

Нетопливные нефтепродукты: базовые масла, смазки и битум

Переработка обеспечивает и промышленный спрос вне автомобильного топлива. Ферганский НПЗ исторически относится к заводам топливно-масляного профиля: в его номенклатуре представлены базовые минеральные масла для производства смазок, готовые моторные, трансмиссионные и индустриальные масла, а также дорожные, строительные и кровельные битумы. Для потребителя это отдельные рынки: масла используются в транспорте и промышленном оборудовании, битум — в дорожном строительстве, гидроизоляции и ремонте покрытий.

Компания SEG Motol описывает ФНПЗ как производственную базу минеральных масел, на основе которых выпускаются товарные смазочные материалы с присадками. В сообщении предприятия от 26 июня 2025 года о модернизации установки АВТ-2 отдельно говорится об улучшении качества масляных дистиллятов и производстве базовых масел различных вязкостей, включая тяжёлые остаточные фракции. Завод также публикует планы выпуска масла и битума после модернизации; такие плановые параметры нельзя выдавать за фактический тоннаж.

Наличие этой номенклатуры важно для оценки специализации завода. Однако в использованной отчётности отсутствует сопоставимая разбивка его выручки и рентабельности по топливу, маслам и битуму. Поэтому о величине вклада этих сегментов в маржу ФНПЗ судить пока нельзя.

Оборот отработанных масел образует отдельное звено после продажи и использования смазочных материалов. Моторные и индустриальные масла собираются на сервисных предприятиях и специальных пунктах, передаются операторам хранения и переработки; технологически возможна регенерация с получением базовых масел. В Узбекистане порядок сдачи, сбора, хранения и транспортировки отработанных технических масел регулируется постановлением Кабинета министров № 258 от 4 сентября 2012 года. Постановление президента № ПП-171 от 31 мая 2023 года, приложение № 6, предусматривает с 1 августа 2026 года поэтапный обязательный сбор, утилизацию и/или переработку отходов некоторых категорий масел производителями и импортёрами. Нормативная обязанность подтверждена; сведения о фактически собранных и регенерированных объёмах за 2026 год в изученных источниках отсутствуют. Поэтому оценивать на её основании масштаб работающей отрасли рециклинга пока нельзя.

Авиатопливо: от завода до воздушного судна

Для авиатоплива действует самостоятельный канал поставок. Авиатопливо отечественных производителей, в том числе Ферганского НПЗ (который использует также синтетический компонент Uzbekistan GTL), и импортное авиатопливо поступают в топливозаправочные комплексы аэропортов. Здесь важны резервуарное хранение, лабораторный контроль качества, подготовка к заправке и непосредственное обслуживание воздушных судов. Этот контур нельзя смешивать с обычной сетью автомобильных АЗС.

Пример оператора — Saneg JetWhites, реализующая ТС-1 и Jet A-1 как отечественного, так и импортного происхождения. Согласно сообщению Ферганского НПЗ, в 2025 году компания реализовала 63,9 тыс. тонн авиатоплива, включая импортное. Saneg указывала, что её топливозаправочный комплекс в Ташкенте имеет пропускную способность до 400 тыс. тонн в год: это характеристика инфраструктуры, а не доказанный объём её фактических операций. Производство Jet A-1 на ФНПЗ, продажи JetWhites и проектный выпуск авиакеросина GTL учитываются раздельно во избежание двойного счёта.

Внешний баланс: импорт сырья и готового топлива

Внешнеторговые потоки необходимо разделять на сырьевой импорт, который завод превращает в продукты, и импорт готового топлива, непосредственно увеличивающий предложение бензина, дизеля или керосина. Смешивание этих величин удваивает одни и те же экономические потоки. Важна и третья группа — промежуточные продукты, например нафта и компоненты смешения.

Внутреннее производство дополняют поставки бензина, дизеля и авиационного топлива из-за рубежа. Внешнеторговые сведения необходимо читать с учётом единиц: импорт бензина может публиковаться в литрах, а производство — в тоннах; для корректного пересчёта требуется плотность конкретного продукта. Также следует отличать сырую нефть и конденсат от готовых нефтепродуктов в товарной классификации.

Подтверждённый показатель	Период	Значение	Периметр и единицы
Импортное сырьё Бухарского НПЗ	2024	365 тыс. т	Физические тонны, один завод
Импортное сырьё Бухарского НПЗ	2025	486 тыс. т	Физические тонны, один завод
Импорт нефти и конденсата в национальном ТЭБ	2025	476,3 тыс. т н. э.	Энергетическая единица; все охваченные ТЭБ потоки
Импорт готового бензина	январь–ноябрь 2025	746,1 млн л	Таможенные данные в изложении СМИ; другой период и единица
Бензин: расчётный массовый эквивалент	январь–ноябрь 2025	≈545–560 тыс. т	Оценка из 746,1 млн л при условной плотности 0,73–0,75 кг/л; не опубликованная таможней масса
Импорт готового дизеля	январь–ноябрь 2025	679,5 тыс. т	Таможенные данные в изложении СМИ; другой период

Источники: инвесторская презентация «Узбекнефтегаза», май 2026, стр. 15, оригинальные ТЭБ Нацкомстата за 2024–2025 годы и Gazeta.uz о таможенной статистике, 15.12.2025. Эти цифры нельзя складывать или напрямую вычитать: различаются товар, географический и корпоративный охват, период и измеритель.

Пересчёт литров в тонны. Для сравнения единиц 746,1 млн литров умножены на условный диапазон плотности бензина 0,73–0,75 кг/л: получается 544,7–559,6 тыс. тонн. Это оценка, зависящая от состава топлива и температуры измерения, а не новый официальный показатель. Для справки, внутреннее производство бензина за полный 2025 год составило 1 200,2 тыс. тонн; в строке импорта приведены лишь январь–ноябрь. Для наглядной оценки масштаба: если сопоставить расчётные 544,7–559,6 тыс. тонн ввезённого за январь–ноябрь бензина с 1 200,2 тыс. тонн произведённого за весь 2025 год, то импорт составляет около 31–32% условной суммы этих двух объёмов. Это приближение показывает, что внешние поставки сопоставимы примерно с третью рассматриваемых физических ресурсов бензина. Оно не означает, что импорт обеспечил ровно треть внутреннего потребления или фактических продаж в 2025 году: периоды не совпадают, декабрьский импорт не включён, экспорт и движение запасов не учтены. Для полноценной доли нужны совпадающие годовые границы и продуктовый баланс.

В публикациях о поставках сырья фигурируют Россия, Казахстан и Туркменистан. Казахстан может одновременно выступать страной происхождения отдельных партий и транзитной территорией нефти другого происхождения. Импортная составляющая Бухарского завода выросла в 2025 году, но без таможенного разреза и контрактов невозможно распределить её по государствам. Для достоверного анализа нужны коды ТН ВЭД, страны происхождения и отправления, адресат груза и фактически принятое заводом количество.

Санкционные ограничения и расчёты. Происхождение нефти и маршрут её доставки имеют значение и для проверки внешнеторговых ограничений. Установленный странами коалиции G7/EU механизм oil price cap относится прежде всего к морским перевозкам российской нефти и нефтепродуктов и связанным с ними услугам — в частности, страхованию, финансированию и транспортному обслуживанию; он не означает автоматического запрета на любую сухопутную поставку в Узбекистан. Применимость конкретных санкционных требований зависит от участников сделки, маршрута, товара, используемых банков и юрисдикций. В рассмотренных публичных материалах компаний нет достаточной информации о контрактных ценах, валюте и механизме расчётов, банках-посредниках, страховании и проведённых проверках отдельных импортных партий. Поэтому подтвердить соблюдение или нарушение конкретного санкционного режима применительно к этим партиям невозможно.

Сочетание сокращения национальной добычи нефти и продолжающегося выпуска топлива объясняет, почему импорт сырья и импорт готовых продуктов должны изучаться независимо. Точное внутреннее потребление вычисляется с учётом экспорта, запасов и технологического использования, поэтому приводимые значения сами по себе не образуют законченный нефтяной баланс.

Транспортный спрос и структура потребления

Динамика производства автомобильного бензина отражает выпуск промышленных предприятий и не показывает сама по себе, как изменилось потребление бензина автомобилистами. Значительная часть транспортных средств использует газобаллонное оборудование (ГБО); автомобильный транспорт также потребляет дизельное топливо и электричество. При этом важны различия между сжатым природным газом (метаном, CNG) и сжиженным углеводородным газом (пропан-бутаном, LPG): это разные продукты, инфраструктурные сети и рынки.

В августе 2025 года государственный Комитет по промышленной, радиационной и ядерной безопасности оценивал количество транспортных средств с газовыми баллонами более чем в 3 млн. Показатель охватывает транспорт с газобаллонным оборудованием и не даёт надёжной разбивки исключительно по метану. По данным Нацкомстата, на 1 июля 2026 года зарегистрировано 122,7 тыс. электромобилей, из них 88,5 тыс. в Ташкенте.

На распределение спроса влияет и доступность метановых заправок. В периоды зимних ограничений газоснабжения часы их работы сокращаются: например, Минэнерго сообщило о таком режиме со 2 февраля 2026 года. Это создаёт условия для временного переключения части водителей на бензин, но величина эффекта в тоннах не установлена. Для количественной оценки замещения потребуются продажи каждого вида топлива, структура автомобилей, пробег и изменения запасов; сопоставление числа машин и объёма производства бензина такой оценки не заменяет.

От нефтебазы до АЗС: торговля, цены и налоги

Оптовое звено включает биржевые поставки, закупки импортёров и установленные договорами каналы распределения. На Узбекской республиканской товарно-сырьевой бирже (УзРТСБ) формируется часть оптовых цен на топливо; после биржевой или контрактной покупки нефтебазы и трейдеры обеспечивают доставку на АЗС. Розничная цена литра складывается с учётом закупочной стоимости продукта, доставки и хранения, операционных расходов, налогов, торговой маржи и конкуренции между станциями. Универсальной обязательной надбавки АЗС для всех марок в рассмотренных документах не установлено.

Розничные сети и независимые АЗС

На рынке представлены сети разных масштабов и собственности, а также независимые частные автозаправочные станции. UNG Petro, ранее входившая в систему «Узбекнефтегаза», была продана вместе с Чиназским НПЗ компании Petroleum Technology Group по сделке ноября 2023 года. При приватизации в 2024 году в открытых данных фигурировали 78 АЗС UNG Petro. Это датированная характеристика сети на момент сделки; её нынешнее количество станций и доля розничных продаж отдельно не подтверждены.

Saneg развивает отдельный розничный бренд через дочернюю SEG Tasco. Компания сообщила, что открытая в Ангрене в июне 2026 года станция стала 23-й АЗС её сети. Запланированные к открытию станции нельзя прибавлять к числу действующих. «ЛУКОЙЛ Узнефтепродукт» управляет розничными объектами марки «ЛУКОЙЛ» и развивает франчайзинг: группа документально сообщала об открытии двух комплексов на трассе М39 в апреле 2024 года и о заключении договоров франшизы. Заключённая франшиза не обязательно означает уже введённую в эксплуатацию станцию.

Часть независимых АЗС закупает топливо через биржу, у импортёров или оптовых поставщиков; некоторые работают по договору франчайзинга. Количество станций отдельной марки, число юридических лиц и доля проданного топлива — разные характеристики конкуренции. Например, Комитет по конкуренции сообщал осенью 2023 года о более чем 2 тыс. АЗС страны; этот исторический ориентир не является актуальным реестром объектов за 2026 год. Общего проверенного распределения продаж бензина по сетям за 2025–2026 годы у нас нет.

Структура рынка. Датированные сведения о двух крупных розничных брендах показывают, что их собственные сети охватывают лишь часть точек продажи топлива. Остальная розница включает независимые АЗС, другие фирменные сети и франчайзинговые объекты. Однако 78 и 23 АЗС нельзя сопоставлять с более чем 2 тыс. станций из сообщения 2023 года как одномоментный статистический срез. Вывести из этих чисел долю независимых операторов в 90–95% или их долю продаж невозможно. Различие закупочных условий, логистических расходов и конкуренции между станциями влияет на формирование розничных цен, но не устанавливает само по себе причину наблюдаемой ценовой волатильности.

Ценообразование и регулирование АИ-80

Участие государства в ценообразовании менялось по маркам и периодам. В ноябре 2024 года Комитет по конкуренции вводил 5-процентное ограничение роста цены на биржевых торгах АИ-80; с 10 июня 2025 года это ограничение было отменено. Эти меры относились к биржевой цене, поэтому их нельзя описывать как постоянный единый потолок розничной цены на колонке АЗС.

С 2 сентября 2025 года «Узбекнефтегаз» прекратил выставлять АИ-80 на биржу и увеличил предложение АИ-92. Это подтверждённое изменение ассортимента конкретного государственного производителя и его биржевого предложения. Оно само по себе не доказывает правовой запрет на любые остаточные продажи или импорт АИ-80 всеми независимыми компаниями.

АИ-80 и антикризисное регулирование. АИ-80 долгое время был массовой относительно дешёвой маркой бензина и предметом специального ценового контроля. Комитет по конкуренции сообщал в октябре 2023 года, что АИ-80 продавался по стабильным ценам на 99% более чем 2 тыс. АЗС; это свидетельствует о широком распространении марки на тот момент. Выражение «социальный бензин» уместно как публично-экономическая характеристика его доступности, но не означает установленного законом постоянного особого правового статуса.

Из-за значимости марки государство использовало и временные налоговые послабления. Постановлением президента № ПП-440 от 12 декабря 2022 года для импортируемого, производимого в стране и реализуемого конечным потребителям бензина АИ-80 была установлена нулевая ставка акциза на зимний период; последующее постановление № ПП-80 от 28 февраля 2023 года сохранило исключение до конца 2023 года. Это документированный исторический механизм стабилизации цен, а не действующая льгота 2026 года. Отдельное автоматическое обнуление таможенных пошлин именно на импортный бензин для октября 2026 года по изученным актам не подтверждено; смешивать акциз и импортную пошлину нельзя.

Политика постепенного ухода от АИ-80 в 2025 году была также связана с экологическими требованиями: Министерство экологии объявило курс на ограничение его использования и реализации при обеспечении доступности топлива других классов. Последствия для цены и спроса определяются фактическими поставками АИ-92 и других марок, наличием импортного бензина, газового топлива и запасов; автоматически считать сокращение предложения АИ-80 причиной конкретного повышения цены нельзя.

Налоговый компонент включает НДС и специальные акцизы. Закон № ЗРУ-1108 от 25 декабря 2025 года задаёт с 1 апреля 2026 года ставки акциза на отдельные нефтепродукты, включая разные категории операций:

Вид налогооблагаемой операции / продукта	Ставка с 1 апреля 2026 года
Бензин АИ-80 и выше — категория «нефтепродукты»	402 000 сум/т
Бензин АИ-91 и выше — категория «нефтепродукты»	360 000 сум/т
Реализация конечному потребителю: бензин АИ-80 и выше	562 сум/л
Реализация конечному потребителю: бензин АИ-91 и выше	505 сум/л
Реализация конечному потребителю: дизель	562 сум/л

Источник: ЗРУ-1108, таблица ставок акциза в LexUZ. Для бензина АИ-91 и выше действует специальная строка; ставки на разные операции не следует автоматически складывать, не проверив плательщика и налоговую базу.

При общей ставке НДС 12% доля налогов в фактической цене литра зависит от структуры сделки, вида топлива, действующих льгот и розничной цены на конкретной станции. Из одной таблицы ставок нельзя получить достоверный единый процент «налогов в литре бензина» для всей страны. Для этого нужна датированная структура конечной цены с исключением повторного учёта налогов. Розничные продавцы также различаются по каналам закупки — собственные сети производителей, независимые АЗС и компании-импортёры.

Как читать топливно-энергетический баланс

Отдельный взгляд на отрасль даёт пилотный топливно-энергетический баланс (ТЭБ) Нацкомстата. В нём производство, импорт, экспорт, изменение остатков, преобразование энергоресурсов и потребление объединены в одну расчётную систему. В отличие от статистики добычи в физических тоннах, сопоставленные нами официальные ТЭБ за 2024 и 2025 годы выражены в тысячах тонн нефтяного эквивалента — единице энергетического содержания.

В обоих файлах нефтяная позиция объединяет нефть и газовый конденсат. Сопоставимые значения выглядят следующим образом:

Показатель, тыс. тонн нефтяного эквивалента	2024	2025
Производство нефти, включая конденсат	1 901,6	1 812,3
Импорт нефти, включая конденсат	778,5	476,3
Вход в категорию нефтеперерабатывающих и химических заводов	2 602,3	2 290,7

Источники: оригинальные Excel Нацкомстата — предварительный ТЭБ-2024, лист «Свод баланс», и ТЭБ-2025, лист «Баланс»; нефтяной столбец D, строки 4, 5 и 15. Значения входа в переработку приведены по абсолютной величине исходного отрицательного балансового потока. Раздел ТЭБ Нацкомстата.

Эти строки отражают сокращение энергетически измеренного нефтяного потока, учтённого в национальной категории переработки, между 2024 и 2025 годами. Одновременно Бухарский НПЗ, согласно своей отчётности, увеличил переработку сырья в физических тоннах. Сопоставление показывает разные направления динамики двух опубликованных показателей, но не позволяет вычислить переработку Ферганского и Чиназского НПЗ как разность между ними. Для этого необходимы одинаковые единицы измерения и подтверждённый перечень предприятий, включённых в статистическую категорию.

В ТЭБ остаётся и технический вопрос о распределении потоков, связанных с нефтеперерабатывающими и химическими заводами и производством синтетического топлива из газа. Без методологической расшифровки Нацкомстата эти строки не следует объяснять как прямые показатели деятельности конкретного предприятия. Роль ТЭБ в исследовании — национальная балансовая рамка, а заводской отчётности — детализация физических потоков и производства.

Государственное регулирование и экологические обязательства

Нефтяная отрасль объединяет несколько контуров государственного регулирования. Законодательство о недрах определяет доступ к месторождениям и правила их освоения. Профильные государственные органы ведут учёт участков, разрешений и геологических данных. Министерство энергетики участвует в формировании отраслевой политики и мониторинге энергоснабжения. АУГА действует в пределах полномочий государства как собственника активов; её корпоративная роль не тождественна полномочию выдавать разрешение на конкретный участок недр.

Приватизация завода, передача государственной доли и выдача разрешения на добычу имеют разное юридическое содержание. Это различие особенно важно для истории Ферганского НПЗ и Saneg.

Общая институциональная рамка государственной собственности разобрана в материалах о госкапитале и госкомпаниях и приватизации госактивов.

Экономика предприятий и долговая нагрузка. Нефтедобыча и переработка требуют постоянных инвестиций в скважины, ремонт установок, закупку сырья и транспорт. В инвесторской презентации «Узбекнефтегаза» за май 2026 года указан чистый долг группы около 3,913 млрд долларов на конец 2025 года и отношение чистого долга к скорректированной EBITDA 3,1. В 2021 году компания разместила еврооблигации на 700 млн долларов с семилетним сроком обращения. Обслуживание и рефинансирование обязательств создают потребность в ликвидности и конкурируют с инвестиционными программами за финансовые ресурсы, однако из этих данных нельзя вывести, что долг непосредственно вызвал сокращение бурения или национальной добычи нефти: это финансовые показатели всей нефтегазовой группы, включая газовый бизнес. Более того, представленная компанией сумма капитальных вложений (CAPEX) за 2025 год — около 800,7 млн долларов против 755 млн в 2024 году — не подтверждает простую версию о ежегодном сокращении инвестиций. Корпоративные инвестиции, кредиты, бюджетные механизмы поддержки и условия приватизационных сделок необходимо оценивать по конкретному юридическому лицу. Описанные в презентации меры государственной поддержки группы сами по себе не доказывают существование отдельной суверенной гарантии по долгам Ферганского или Бухарского НПЗ. Финансовые результаты заводов также нельзя отождествлять с результатами всей нефтяной отрасли.

Экологические требования. Добыча нефти и конденсата создаёт риски утечек, загрязнения земель и вод, выбросов и накопления отходов. Нефтепереработка связана с промышленными выбросами, сточными водами и опасными производственными процессами. Для соответствующих проектов действуют процедуры экологической оценки и государственной экологической экспертизы.

Подробнее механизм разобран в Глоссарии об ОВОС.

Закон «О недрах» предусматривает планы закрытия объектов, восстановление земель и финансовое обеспечение вывода нефтегазовых объектов из эксплуатации, в том числе специальный фонд. Наличие правового требования не означает подтверждённого исполнения каждой компанией: сопоставимых опубликованных данных о размерах фондов, фактической рекультивации и состоянии всех участков Saneg, «Узбекнефтегаза» и перерабатывающих предприятий для этого материала пока недостаточно.

Отдельная часть регулирования касается промышленной безопасности, условий труда, измерений и качества топлива. На социальную и экологическую приемлемость проектов влияют доступность проектной документации, общественные обсуждения и фактическое исполнение выданных заключений. Для конкретных нефтяных проектов опубликованные материалы о слушаниях и надзорных проверках необходимо изучать по объектам; оценивать общественное отношение к отрасли по отдельным выступлениям нельзя.

Что определяет состояние отрасли и за какими данными следить

Нефтяную отрасль Узбекистана характеризуют несколько взаимосвязанных параметров: объём доступной внутренней добычи, извлекаемость запасов на зрелых месторождениях, стоимость импортного сырья, доступность транспортных маршрутов, техническое состояние НПЗ, финансовое положение операторов и условия доступа нефтепродуктов на внутренний рынок.

Отсюда следуют и устойчивые ограничения публичной статистики. Добыча нефти показывает объём одного вида отечественного сырья. Переработка на НПЗ включает более широкий состав входящих потоков. Производство топлива измеряет выпуск продуктов, а импорт топлива дополняет внутреннее предложение. Загрузка мощностей имеет смысл лишь вместе с датой, фактическим объёмом и определением паспортной или доступной мощности.

Для обновления картины важнее всего следить за сопоставимой динамикой нефти и конденсата, изменением разрешительного портфеля крупнейших операторов, фактической переработкой трёх основных заводов, долей импортного сырья и публикацией новых топливно-энергетических балансов. Это позволит отличать реальные структурные изменения от планов модернизации и противоречивых заявлений о производственных показателях.