Surhan Gas Chemical

1. Modèle économique

L’entité légale, Surhan Gas Chemical Operating Company (SGC-OC), a été créée en mai 2017 pour exécuter un accord de partage de production (PSA) sur le bloc d’investissement lié au champ *Mustakillikning 25 yilligi* (souvent désigné M-25) et bâtir une usine de traitement gazier puis une filière pétrochimique. Le consortium initial (via investisseurs et l’opérateur) visait revenus fiscaux, export de gaz et, en deuxième étape, une capacité cible d’environ 500 000 t/an d’oléfines — le cœur du modèle : valoriser un gaz très acide (H₂S, CO₂) en produits commercialisables (dont soufre) plutôt qu’en simple torchage. Les ordres de grandeur publics, pas un compte d’exploitation : 2,9 milliards de dollars de coût de complexe évoqué côté pouvoir dès novembre 2023 ; près de 1,45 milliard déjà engagé en fin 2023 selon la presse régionale ; capacité de 5 milliards m³/an de gaz traité annoncée par les autorités. Un prêt d’environ 900 M$ a été relié en 2023 à des banques proches de l’écosystème russe pour l’équipement côté Russie — piste de dépendance technologique et de conformité (sanctions, chaîne d’approvisionnement) à garder en tête pour tout lecteur européen. Aucun chiffre de chiffre d’affaires consolidé n’a été trouvé dans des sources accessibles : l’opérateur n’est pas une « major » cotée et publie un profil de projet plutôt qu’un exercice comptable auditable en ligne. Selon les éléments disponibles, l’essentiel de la valeur future reste captive (souveraineté énergétique, taxes PSA, emplois de chantier — jusqu’à 7 000 personnes en pic de construction selon la présidence) tant que la production commerciale n’a pas démarré de façon stable.

2. Impact réel

Sur le plan climat, un tel complexe, s’il tourne, verrouillera des décennies d’infrastructure fossile : gaz naturel, torchage (réduit dans le discours officiel) et, à terme, plastification du carbone. L’Ouzbékistan, dans sa troisière contribution déterminée au niveau national (NDC), ancre la transition ; ce projet, lui, pousse en sens inverse l’intensification de l’exploitation. Côté pollution locale, l’enjeu n’est pas seulement le CO₂ : on parle d’un gaz avec une teneur en H₂S rapportée autour de 6 % dans l’analyse JOIFF et de soufre à valoriser (centaines de milliers de tonnes visées par an dans les briefings techniques) — c’est-à-dire un balancement permanent entre « récupération d’un déchet toxique » et risque de dispersion dès qu’un joint cède. Les signalements d’enfants malades et d’épisodes aigus de pollution tracent une empreinte sanitaire qu’aucun ratio « CO₂ évité » ne peut blanchir. Aucun rapport RSE/CSRD accessible publiquement n’a été identifié pour SGC-OC (hors discours d’inauguration) ; pour un lecteur habitué aux PPE ou aux analyses de filières pétro-gazières de type ADEME en contexte français, l’écart d’exigence est flagrant. Le gaz d’Asie centrale, dans la grille de lecture de la transition européenne, s’inscrit d’abord dans les fuites et la souveraineté régionale, pas dans un « méthane responsable » certifié (cf. contexte de dépendances et interconnexions en Asie centrale).

3. Innovations / partenariats

Le partenariat technologique annoncé avec Shell (2024) cible le traitement du gaz acide et la filière soufre — un pas nécessaire face à l’agressivité du fluide. Côté industrie, la presse spécialisée a répercuté une possible reprise de contrôle par l’Uzbekneftegaz en « trust partner » et l’idée de mobiliser des prestataires occidentaux (dont GE évoqués dans l’article) — signal que l’opérateur d’origine n’a pas suffi à apaiser le chantier. Upstream a documenté l’enchaînement d’arrachements sur M-25 : la « tech » sert, mais n’éteint pas la séquence d’incidents de forage qui retarde le calendrier.

4. Greenwashing / zones grises

Le discours d’élimination des déchets dangereux à des taux élevés heurte le terrain : plusieurs blowouts et fuites H₂S entre 2024 et 2025, bilan humain lourd sur le puits 604 au moment des premier forages intenses, puis retour de nuages de gaz sur les localités — c’est l’antithèse d’une filière propre. L’opacité sur la structure capitalistique (véhicules d’investissement, actionnariats) et l’historique de financement brouillent la lecture ESG. Pour un acteur pétro-gazier, le « vert » se réduit ici à l’enlèvement du soufre d’un puits infernal — la lock-in fossile et le torchage ciblé en période d’incident pèsent lourdement sur la crédibilité climatique, même si le pays affiche ailleurs des objectifs d’énergies renouvelables.

5. Positionnement stratégique

L’Ouzbékistan joue ici le poker de l’indépendance gazière : arrêter l’hémorragie de la production, diversifier l’approvisionnement et ancrer un haut de bilan côtier dans le Sud du pays — théâtre d’une population déjà tiraillée par les aléas d’un chantier titanesque. Le signal le plus clair, à date, est opérationnel : la fenêtre de mise en service commerciale repoussée vers le 1er semestre 2026 et la prise d’Uzbekneftegaz en renfort. Pour l’écosystème européen (banques, équipementiers, assurances), c’est l’arbitrage classique d’un actif en haute teneur H₂S : marge théorique, risque d’infrastructure hors cote CSRD pour qui ne maîtrise pas la chaine d’opération de bout en bout.

Verdict WattsElse

Surhan Gas Chemical n’est pas une « value story » décarbonée : c’est l’Ouzbékistan face à un démon chimique — H₂S, acier, villageois — tandis que l’horloge de la production cède d’abord devant celle de la sécurité. Tant que Boysun tousse plus fort que l’ondule la courbe d’import de gaz, le projet restera l’archetype du gaz stratégique acheté en crédibilité — d’où moins en moins.

Sources : president.uz · sgc-oc.com · joiff.com · tashkenttimes.uz · kun.uz · sgc-oc.com · akipress.com · interfax.com · trend.az · unfccc.int · kun.uz · ademe.fr · defense.gouv.fr · upstreamonline.com · en.wikipedia.org