Газовая промышленность Турции

Запасы газа

Извлекаемые запасы природного газа в Турции по состоянию на начало 2018 года составляли 4,8 млрд кубометров.

На глубоководном шельфе Черного моря геологоразведочные работы на природный газ проводятся совместными предприятиями TPAO, Petrobras, ExxonMobil (соглашение Rig Farmout), TPAO и ExxonMobil (CSEM), TPAO и Chevron.

В 2010 году создано совместное предприятие TPAO и Transatlantic на проведение геологоразведочных работ (геологоразведка) на сланцевый газ в бассейне Thrace и Юго-восточной Анатолии.

В ноябре 2011 года TPAO подписала соглашение с Shell о разведке и разработке средиземноморских участков (Antalya, Mersin и Iskenderun) и юго-восточного региона страны совместно. В августе 2012 года Shell начала разведочные работы на сланцевый газ в районе г. Диярбакыр.

В мае 2016 года Equinor подписала соглашение с Valeura Energy Inc. о приобретении доли в лицензионном участке Banarli (блоки F18-C и F19-D1, D4) в регионе Фракия. В январе 2017 года сделка была закрыта, таким образом, Valeura Energy Inc. (оператор) и Equinor принадлежит по 50% в проекте. В 2015–2016 годах на участке Banarli были пробурены скважины Bati Gurgen-1 и Yayli-1, которые показали наличие коммерческих запасов газа. В июле 2017 года завершены буровые работы на скважине Yamalik-1.

В августе 2020 года TPAO по итогам бурения скважины Tuna-1 на шельфе Черного моря было открыто месторождение природного газа Sakarya. Запасы газа на июнь 2021 года оцениваются в 540 млрд кубометром.

Добыча газа

В 2021 году на территории Турции было добыто 394 млн куб. м природного газа (–9,0% к 2020). Крупнейшее газовое месторождение страны — Marmara Kuzey — расположено на шельфе Мраморного моря в бассейне Thrace, обеспечивающем около 95% добычи газа в Турции. Добыча попутного нефтяного газа также ведется в пределах бассейнов Batman и Adıyaman.

По данным TPAO
* По данным МЭА

Основным производителем газа в Турции являются TPAO. В число ведущих добывающих компания также входит Transatlantic, AMITY (бассейн Thrace, месторождение Gocerler-Adatepe). Добыча природного газа в турецком секторе Черного моря (добывающие платформы Ayazli, D. Ayazli, Akkaya, Akcakoca) ведется совместным предприятием TPAO, Petrol Ofisi, Park Place Energy и Foinavon. В декабре 2017 года канадская Condor Petroleum начала добычу природного газа на месторождении (месторождение газа) Poyraz Ridge (проектный уровень добычи — 153 млн куб. м в год).

Регазификация СПГ

На территории Турции функционируют 4 регазификационных СПГ-терминала суммарной мощностью 24,5 млрд куб. м в год:

• Marmara Ereğlisi. Мощность — 6,2 млрд куб. м в год. Введен в эксплуатацию в 1994 году. Оператор — BOTAŞ.
• Aliaga/Izmir. Мощность — 6,0 млрд куб. м в год. Введен в эксплуатацию в 2006 году. Оператор — EgeGaz.
• Etki Liman LNG/Neptune. Мощность — 5,0 млрд куб. м в год. Введен в эксплуатацию в 2016 году. Оператор — Höegh LNG.
• Dortyol. Мощность — 7,3 млрд куб. м в год. Введен в эксплуатацию в феврале 2018 года. Оператор — BOTAŞ.

Импорт газа

Внутренние потребности Турции в газе практически полностью обеспечиваются за счет импорта. Поставки газа в страну осуществляются как трубопроводным транспортом, так и в виде СПГ. В 2021 году суммарный объем импорта составил 58,3 млрд куб. м (в том числе 14,1 млрд куб. м СПГ).

По данным BP
* По данным МЭА

Импорт трубопроводного газа производится из:

• России (по «Трансфракийскому» газопроводу и по газопроводу «Голубой поток»);
• Ирана (по газопроводу «Иран — Турция»);
• Азербайджана (по «Южно-Кавказскому» газопроводу и по газопроводу TANAP с июня 2018 года).

Крупнейшим поставщиком является Россия (трубопроводный газ и СПГ), обеспечившая в 2020 году 44,9% импортных потребностей Турции в газе. Также поставки газа осуществлялись из Ирана (16,1%; трубопроводный газ в 2021 году), Грузии (13,1%), Алжира (10,2%; СПГ), Ирана (16,1%; трубопроводный газ), США (8,1%; СПГ), Нигерии (2,4%; СПГ).

Санкции США и ЕС в отношении Ирана накладывали ограничения на торговлю с иранскими компаниями в долларах США и евро, в связи с чем с 2012 года Турцией, по заявлению заместителя премьер-министра Турции А. Бабаджана, практиковалась схема оплаты поставляемого в страну иранского газа турецкими лирами с последующей конвертацией в золото с физической поставкой в Иран.

С 2008 года по трубопроводу «Бурса — Комотини» (IGT) осуществляется реэкспорт газа, закупаемого Турцией в Азербайджане, в Грецию. В 2019 году объем поставок составил 0,8 млрд кубометров.

До 2007 года импорт природного газа в Турцию монопольно контролировался государственной компанией BOTAŞ. С вступлением в силу положений «Закона о рынке газа» (Natural Gas Market Law No. 4646), принятого в 2001 года, права на импорт газа получили частные компании. С 2007 года Shell Enerji AS получила право ежегодно импортировать 0,25 млрд куб. м газа; с января 2009 года — Bosphorus Gas — 0,75 млрд куб. м; с апреля 2009 года — Avrasya Gas — 0,50 млрд куб. м, Enerco Enerji — 2,5 млрд куб. м; с апреля 2012 года — Akfel — 2,25 млрд куб. м, Bosphorus Gas — 2,50 млрд куб. м, Kibar Enerj — 1,00 млрд куб. м, Batı Hatt — 1,00 млрд кубометров.

Потребление газа

В 2021 году потребление газа в Турции составило 59,6 млрд куб. м (+28,4% к 2020). Крупнейшими потребителями природного газа в Турции являются предприятия электроэнергетики (38% объема потребления), население (25%), промышленность (25%).

Потребление газа в Турции отличается высокими межсезонными колебаниями. Пик потребления приходится на зимние месяцы, в течение которого объемы потребления на 30–50% превышают значения летнего периода, главным образом, вследствие активного использования газа домохозяйствами для отопления.

По данным BP
* По данным МЭА

Мощности по подземному хранению газа в Турции представлены 2 ПХГ в геологической структуре Marmara Silivri (район г. Стамбул) активной емкостью 2,8 млрд кубометров. Проводятся работы по модернизации ПХГ и увеличению активной емкости до 4,3 млрд кубометров. Собственником ПХГ является TPAO.

При поддержке китайской China Tianchen Engineering BOTAŞ ведется сооружение ПХГ Tuz Gölü активной емкостью 1,2 млрд куб. м (с возможностью расширения до 5,4 млрд куб. м). ПХГ расположено в 150 км от Анкары. Ввод в эксплуатацию первой фазы проекта состоялся в феврале 2017 года, второй фазы намечен на 2023 год.