MAYIS - tpao.gov.tr · Şekil 25. Son 10 Yıl İçerisinde Türkiye’nin Ham Petrol Arzı ve Yerli...

MAY

IS20

14

Bu rapor, Türkiye Petrolleri Strateji Geliştirme Daire Başkanlığı tarafından, 17 Aralık 2013 günü Başbakanlıkça (Hazine Müsteşarlığı) Resmi Gazetede yayımlanan “2014 yılına ait genel yatırım ve finansman programının uygulanmasına ilişkin usul ve esasların belirlenmesine dair tebliğ” uyarınca, Ortaklığımızın faaliyette bulunduğu petrol ve doğal gaz arama-üretim sektörünü takip ederek sektör içindeki konumunu daha iyi analiz edebilmek ve etkin sektörel politikalar geliştirilmesine yardımcı olabilmek amacıyla hazırlanmıştır.

2013 YILI HAM PETROL VE DOĞAL GAZ SEKTÖR RAPORU 1

ŞEKİLLER 1. KÜRESEL PETROL VE DOĞAL GAZ SEKTÖRÜNÜN GÖRÜNÜMÜ 1.1. KÜRESEL PETROL SEKTÖRÜ Küresel Petrol Rezervleri Küresel Petrol Üretimi Küresel Petrol Rezervlerinin Ömrü Küresel Petrol Tüketimi Küresel Petrol Ticareti Küresel Rafinaj Faaliyetleri Petrol Fiyatları 1.2. KÜRESEL DOĞAL GAZ SEKTÖRÜKüresel Doğal Gaz Rezervleri Küresel Doğal Gaz ÜretimiKüresel Doğal Gaz Rezervlerinin ÖmrüKüresel Doğal Gaz TüketimiKüresel Doğal Gaz TicaretiKüresel Doğal Gaz Depolama FaaliyetleriDoğal Gaz FiyatlarıAnkonvansiyonel Gaz Üretimi ve Enerji Sektörüne Etkileri 1.3. ÖNÜMÜZDEKİ DÖNEMDE HİDROKARBON SEKTÖRÜNDE BEKLENEN GELİŞMELER2. TÜRKİYE’DE PETROL VE DOĞAL GAZ SEKTÖRÜNÜN GÖRÜNÜMÜ2.1. TÜRKİYE ENERJİ GÖRÜNÜMÜ2.2. TÜRKİYE HİDROKARBON SEKTÖRÜTürkiye’deki Hidrokarbon RezervleriYurt İçi Hidrokarbon Arama ve Üretim Faaliyetlerindeki Gelişmeler Petrol Sektörüne Yönelik Mevzuat Değişiklikleri2.3. TPAO’NUN SEKTÖRDEKİ YERİ TPAO’nun Yürüttüğü Arama-Üretim Faaliyetleri Depolama Faaliyetleri TPAO’nun Yurt İçi Yatırımları TP2023 Bütünsel Dönüşüm Programı2.4. HİDROKARBON KAYNAKLARININ NAKLİNDE TÜRKİYE’NİN KÖPRÜ KONUMUKAYNAKLAR

24667

1012131415161617192021222223

24

25252929303334343738394143

İÇİNDEKİLER

TÜRKİYE PETROLLERİ2

ŞEKİLLERŞekil 1. 2012 Yılı Küresel Birincil Enerji Tüketim Oranları 3Şekil 2. 1990-2030 Dönemi Dünya Enerji Tüketimi 4Şekil 3. Bölge/Ülke Bazında Enerji Talebi ve Talep Artış Oranları 5Şekil 4. 2012 Yılı Bölgelere Göre Dünya İspatlanmış Petrol Rezervi 6Şekil 5. 2012 Yılı Bölgelere Göre Dünya Petrol Üretimi 7Şekil 6. 2017’ye Kadar Küresel Petrol Üretim Artışı 7Şekil 7. 2017’ye Kadar En Fazla Petrol Üretim Artışının Yaşanacağı İlk 5 Ülke 8Şekil 8. 2011-2035 Küresel Petrol Üretim Artışının Kaynakları 9Şekil 9. 2012 Yılı Bölgeler İtibariyle Petrol Rezerv Miktarı 10Şekil 10. Dünya Sıvı Yakıt Rezervleri ve Arz maliyetleri 11Şekil 11. 1985- 2012 Yılları Arası Bölgelere Göre Dünya Petrol Tüketimi 12Şekil 12. Yıllar İtibariyle Küresel Rafinaj Kapasitesi 14Şekil 13. 2009-2013 Dönemi Brent ve WTI Petrol Fiyat Hareketleri 15Şekil 14. 2012 Yılı Dünya İspatlanmış Doğal Gaz Rezervleri Dağılımı 16Şekil 15. Küresel Olarak En Fazla Doğal Gaz Rezervine Sahip İlk 10 Ülke 17Şekil 16. Bazı Ülkelerin Doğal Gaz Üretim Değişim Projeksiyonu 18Şekil 17. ABD’de Farklı Kaynaklardan Elde Edilen Gaz Üretim Projeksiyonu 19Şekil 18. 2013 Yılı Bölgelere Göre Doğal Gaz Rezervi ve Rezerv Ömrü 19Şekil 19. Yıllar İtibariyle Dünya Doğal Gaz Tüketimi 20Şekil 20. Bazı Bölge ve Ülkelerin 2035 Yılı Doğal Gaz Tüketim Projeksiyonu 22Şekil 21. 2012 Yılı Henry Hub Doğal Gaz Fiyatları 23Şekil 22. 2012 Yılı Türkiye Birincil Enerji Arzı 27Şekil 23. 2012 Yılı Türkiye Enerji Tüketiminin Sektörel Dağılımı 28Şekil 24. 1990-2012 Türkiye Enerji Talebinin Yerli Üretimle Karşılanma Oranı (%) 29Şekil 25. Son 10 Yıl İçerisinde Türkiye’nin Ham Petrol Arzı ve Yerli Üretim Oranları 29Şekil 26. Son 10 Yıl İçerisinde Türkiye’nin Doğal Gaz Arzı ve Yerli Üretim Oranları 30Şekil 27. 2013 Yılında Türkiye’nin İthal Ettiği Ham Petrolün Kaynak Ülkelere Göre Dağılımı 31Şekil 28. 2013 Yılında Türkiye’nin İthal Ettiği Doğal Gazın Kaynak Ülkelere Göre Dağılımı 31Şekil 29. 2012 Yılı Şirketlere Göre Türkiye Ham Petrol Rezervleri 32Şekil 30. 2012 Yılı Şirketlere Göre Türkiye Doğal Gaz Rezervleri 33


Şekil 31. 2013 Yılında Yapılan Sondaj Sayısının Şirketlere ve Türlerine Göre Ayrımı 34Şekil 32. 2013 Yılında Yapılan Sondaj Metrajlarının Türlerine Göre Ayrımı 34Şekil 33. 2000 – 2013 Yılları Arasında Türkiye Ham Petrol Üretimi 35Şekil 34. 2000 – 2013 Yılları Arasında Türkiye Doğal Gaz Üretimi 35Şekil 35. 2004-2013 Yılları Arasında TPAO Tarafından Yapılan 2B ve 3B Sismik Çalışmalar 38Şekil 36. Son 10 Yıl İçerisinde TPAO Tarafından Gerçekleştirilen Sondaj Faaliyetleri 39Şekil 37. Son 10 Yıl İçerisinde TPAO Hidrokarbon Üretim Miktarları 39Şekil 38. Kuzey Marmara ve Değirmenköy Yer Altı Doğalgaz Depolama Tesisleri 41Şekil 39. TPAO Doğal Gaz Depolama, Geri Üretim ve Enjeksiyon Kapasitesi 42Şekil 40. TPAO’nun Son 10 Yıldaki Yurt İçi ve Yurt Dışı Yatırım Tutarları 42Şekil 41. TPAO 2023 Bütünsel Dönüşüm Programi 43Şekil 42. Türkiye’ye Uzanan veya Uzanması Planlanan Uluslararası Boru Hattı Projeleri 44


Enerji, bir ülkenin ekonomik ve sosyal gelişiminin en temel ve sürükleyici gereksinimlerinden birisidir. Bu bakımdan, “enerji güvenliği” olgusu, ekonomik güvenliğin ve ulusal güvenliğin yaşamsal unsurlarındandır. Enerji, toplumsal yaşamlarımızı sürdürebilmemiz için gerekli olan hemen tüm süreçler için vazgeçilmez bir girdi olup; sanayi, ulaştırma, konut ve ticarethane alt sektörlerinde kullanılmaktadır. Bugün dünyada tüketilen enerji, çok sayıda enerji kaynağından elde edilirken; petrol, doğal gaz ve kömür gibi fosil kaynaklar, bu kaynaklar içinde % 87’ye yakın bir ağırlık taşımaktadır (Şekil 1).

Petrol, özellikle ulaştırma sektörünün temel enerji kaynağı olarak, dünya birincil enerji tüketimi içinde en büyük paya sahip enerji kaynağıdır. Birincil enerji kaynakları arasında stratejik konuma sahip olan petrol, 2012 yılı sonu itibarı ile dünya enerji talebinin % 33,1’ini, doğal gaz ise % 23,9’unu karşılamıştır. Bugüne kadar, çeşitli uluslararası kurum ve kuruluşlar tarafından (Uluslararası Enerji Ajansı, ABD Enerji Bakanlığı, BP, ExxonMobil vb.) yapılan çeşitli projeksiyonlara göre petrolün, birincil enerji tüketimi içindeki payını uzun dönemde de koruyacağı öngörülmektedir (Şekil 2).

1. KÜRESEL PETROL VE DOĞAL GAZ SEKTÖRÜNÜN GÖRÜNÜMÜ

Petrol % 33,1

Doğal Gaz % 23,9

Kömür % 29,9

Hidro % 6,7

Yenilenebilir % 1,9

Nükleer % 4,5

Şekil 1. 2012 Yılı Küresel Birincil Enerji Tüketim Oranları (Kaynak: BP Statistical Review, 2013)

Şekil 2. 1990-2030 Dönemi Dünya Enerji Tüketimi (Birim: Milyon Petrol Eşdeğeri/Gün) (Kaynak: BP Energy Outlook-2030, 2013)

63 66 72 78 81 84 88 92 95

36 39 44 50 57 67 74 80 86 45 45 48

61 71

81 88 91 93

9 11 12

13 13

14 16

18 20

10 11 12

13 16

17 19

21 23

1 1 1

2 3

5 9 13

17

163 172 188

217 241

268 294

314 334

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030

Yenilenebilir

Hidroelektrik

Nükleer

Kömür

Doğalgaz

Petrol

(Milyon Petrol Eşdeğeri/Gün)


Uluslararası Enerji Ajansı’nın “Yeni Politikalar” başlıklı senaryosuna göre, küresel enerji talebinin, 2035 yılına doğru, hükümetlerin izleyecekleri politikalara bağlı olarak, mevcut talebin üçte biri civarında artması beklenmektedir. Enerji kaynakları bazında talep artış oranlarının ise 2012 yılından 2035’e kadar olan dönemde; petrolde % 13, kömürde % 17, doğal gazda % 48, nükleerde % 66, yenilenebilir kaynaklarda ise % 77 olacağı öngörülmektedir.

Enerji tüketimi, sektörel dağılımı bakımından değerlendirildiğinde ise elektrik üretiminin dünya enerji ihtiyacının % 42’sini oluşturduğu görülmektedir. Elektrik üretimi için tüm birincil enerji kaynakları kullanılmaktadır.

Petrol ise daha çok taşıma sektörü tarafından talep edilmektedir. Nitekim dünya petrol tüketiminin % 62’si taşıma sektöründe gerçekleşmektedir. 2012-2035 yılları arasındaki dünya birincil enerji talebindeki artışın % 13’ünün taşıma sektöründen kaynaklanacağı beklenmektedir.

20. yüzyılın ikinci yarısından itibaren özellikle hızlı sanayileşme ile artan çevre kirliliği, fosil yakıtlar arasında nispeten temiz ve verimli bir yakıt olan doğal gaza yönelik talebin artmasına

Bu senaryoya göre, yükselen ekonomiler, söz konusu dönemde gerçekleşmesi beklenen küresel enerji talep artışının % 90’ından fazlasını oluşturacaktır. Daha önceki yıllarda, dünya birincil enerji talebindeki en büyük artış OECD üyesi ülkelerden gelirken, 2008 yılından itibaren OECD dışı ülkelerin, özellikle de Çin’in, talep artışında en büyük pay sahipleri oldukları gözlenmektedir. Ancak 2020 yılından sonra, dünya birincil enerji talep artışında, Çin’in bu konumunu Hindistan’a devretmesi beklenmektedir.

neden olmuştur. BP Energy Outlook 2035 birincil enerji talep projeksiyonuna göre, 2012 ile 2035 arasındaki dönemde, kömürün artışa katkısının özellikle Çin’in kömür yoğun endüstrileşmeyi terk etmeye başlaması sonucunda giderek azalması, gazın payının ise artması beklenmektedir.

ABD’nin 2035 yılı itibariyle enerji ihtiyacının tamamını öz kaynaklarından karşılayarak kendi kendine yeterli bir ülke haline geleceği öngörülmektedir. Bugün en büyük ithalatçı bölgelerin başında gelen Avrupa Birliği’nin yerini 2030’da Çin’in alması beklenmektedir. Rusya’nın ise en büyük enerji ihracatçısı konumunu sürdüreceği ve 2035 yılında dünya enerji talebinin % 4,2’sini karşılayacağı tahmin edilmektedir.

Şekil 3. Bölge/Ülke Bazında Enerji Talebi ve Talep Artış Oranları (Kaynak: UEA, WEO 2013)

16,4 11,3

7,5

7,7

10 29,8

11,3

7,3

ABD

Brezilya 3,5

Japonya

Avrupa Birliği

Doğu Avrupa/ Avrasya

Çin Orta Doğu

Afrika

Hindistan

Güney Doğu Asya

11%

0 %

5 % 0 %

%

1 %

8 %

10 %

18 %

2035 teki enerji talebi (Milyon Varil Petrol Eşdeğeri)

2011-‐2035 Enerji Talep ArUşındaki Payı

3,2 31%

5 %


Şekil 4. 2012 Yılı Bölgelere Göre Dünya İspatlanmış Petrol Rezervi (Kaynak: BP Statistical Review, 2013)

KÜRESEL PETROL REZERVLERİ2012 yılı dünya ispatlanmış petrol rezervi % 0,9 artışla 1.654 milyar varilden 1.669 milyar varile yükselmiştir. Söz konusu rezervin % 72,6’sı OPEC, (1.212 milyar varil) % 14,3’ü ise OECD (238,3 milyar varil) ülkelerinde bulunmaktadır (Şekil 4).

1.1. KÜRESEL PETROL SEKTÖRÜ

AVRUPA AVRASYA 141; %13

LATİN AMERİKA 328; %20

K. AMERİKA 220; %13

AFRİKA 130; % 8

ORTA DOĞU 808; % 48 ASYA PASİFİK

41; % 3

ABD 35; % 2,1

RUSYA 87,2; % 5,2

ÇİN 17,3; % 3


Şekil 5. 2012 Yılı Bölgelere Göre Dünya Petrol Üretimi (Kaynak: BP Statistical Review, 2013)

KÜRESEL PETROL ÜRETİMİ2011 yılında 84,2 milyon v/g olan dünya petrol üretimi, 2012 yılında % 2,4 artarak 86,2 milyon v/g olarak gerçekleşmiştir (Şekil 5). Pek çok ülkedeki siyasi istikrarsızlık ve İran’a uygulanan yaptırımlar sebebiyle düşen üretime rağmen, küresel petrol üretiminde yaşanan 2 milyon v/g’lük artış, büyük ölçüde Suudi Arabistan, Birleşik Arap Emirlikleri, Katar, Irak ve Libya gibi OPEC ülkeleri ile ABD’deki üretim artışlarından kaynaklanmıştır. OPEC üyesi ülkeler, küresel petrol üretiminin yaklaşık olarak % 40’ını karşılamıştır.

14,8 13,8 13,8 13,9 13,7 15,6

4,0 4,5 5,8 6,7 7,3 7,4

16,9 16,1 13,8 15,0 17,6 17,2

13,1 17,5 20,2 23,7

25,5 28,3

5,4 6,7 7,1

7,8

9,9 9,4

6,1 6,7 7,3

7,9

8,0 8,3

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

1985 1990 1995 2000 2005 2010

Asya-‐Pasifik

Afrika

Orta Doğu

Avrupa ve Avrasya

O.ve G.Amerika

K.Amerika

(Milyon v/g)


Dünya birincil petrol üretiminin, tüketim ile uyumlu bir şekilde 2012-2035 yılları arasında yıllık olarak ortalama % 1,5 artması beklenmektedir. Bu artışın % 70’inin OPEC ülkelerinden kaynaklanacağı tahmin edilmektedir. Avrupa üretiminin sabit kalırken, Orta Doğu, Afrika, Kuzey Amerika ve Asya-Pasifik bölgelerindeki üretimin dünya enerji üretimine katkısının artacağı düşünülmektedir.

Küresel petrol (ham petrol, kondensat, NGL, GTL, CTL) üretim artış projeksiyonlarına bakıldığında ise, 2017 yılına kadar toplam üretim artışının yaklaşık 17 milyon v/g olacağı tahmin edilmektedir (Şekil 6).

9,4

12,8

0,9

2,8

0,7

17,2

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

O-‐15 KALAN OPEC DIŞI OPEC NGL, GTL, CTL

BİYOYAKIT TOPLAM

(Milyon v/g)

İLK 5 ÜLKE

Şekil 6. 2017’ye Kadar Küresel Petrol Üretim Artışı (Kaynak: IHS Energy)


Bu miktarın % 74’ünün (12,8 milyon v/g) “O-15” (Oil-15) olarak adlandırılan en çok üretim artışının yaşanacağı 15 ülkeden gelmesi beklenmektedir. Bu oranın içinde; Irak, Brezilya, Kazakistan, ABD ve Kanada’nın ise toplam 9,4 milyon v/g’lük üretim artışları ile 2017’ye kadar en fazla üretim artışının sağlanacağı ilk 5 ülke olacakları tahmin edilmektedir. Bu ilk 5 ülkeden sadece Irak ve Kazakistan’ın üretim artış potansiyellerini konvansiyonel metotlarla gerçekleştirecek olmaları dikkat çekmektedir (Şekil 7).

Uluslararası Enerji Ajansı’nın 2012 yılında Irak için yaptığı kapsamlı çalışmaya göre ise bu ülke, 2035’e kadarki küresel petrol üretim artışının % 45’ini karşılayacak, 2030’lardan itibaren ise Rusya’yı geçerek 2. en büyük petrol ihracatçısı olacaktır (Şekil 8).

Öte yandan önümüzdeki 5 yıl içerisinde yeni devreye alınacak ve üretim artışını sağlayacak projelerin türleri incelendiğinde, hem kara hem de deniz projelerinin (özellikle ultra derin deniz) birbirlerine yakın üretim artışı gösterecekleri değerlendirilmektedir.

Bununla birlikte, OPEC ülkelerindeki artışın temel kaynağının, kara alanlarındaki konvansiyonel üretim olması beklenirken, OPEC dışı ülkelerdeki petrol üretim artışının deniz alanlarında, özellikle de ultra derin deniz alanlarındaki üretimden kaynaklanması beklenmektedir.

Şekil 7. 2017’ye Kadar En Fazla Petrol Üretim Artışının Yaşanacağı İlk 5 Ülke (Kaynak: IHS Energy)

0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5

Irak

Brezilya*

ABD

Kanada

Kazakistan

Ankonvansiyonel Üre>m

Konvansiyonel Üre>m

(Milyon v/g)

* Ultra-‐derin denizden üre>m

Şekil 8. 2011-2035 Küresel Petrol Üretim Artışının Kaynakları (Kaynak: IEA, Iraq Energy Outlook, 2012)

OPEC Dışı % 12

Irak Hariç % 43

Irak % 45


KÜRESEL PETROL REZERVLERİNİN ÖMRÜ“Petrol Rezerv Ömrü”, mevcut teknolojilerle, ekonomik olarak üretilebilen ispatlanmış rezervlerin, mevcut üretime bölünmesiyle (R/Ü) elde edilen değer olarak bilinmektedir. Dünya petrol rezerv miktarında 2011 yılına oranla % 0,9’luk bir artış gerçekleşmiş, bununla birlikte artan petrol

üretiminin de etkisi ile 2011 yılında 53,8 yıl olan dünya petrol rezerv ömrü 2012 yılında 52,9 yıla düşmüştür. Söz konusu rezervlerin bölgelere göre dağılımı ise Şekil 9’da verilmektedir.

Şekil 9. 2012 Yılı Bölgeler İtibariyle Petrol Rezervi Miktarı (Kaynak: BP Statistical Review, 2013)

220

328

140

808

130 41

38,7

122

22,4

78

38

14 0

50

100

150

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

K. Amerika La7n Amerika Avrupa ve Avrasya

Orta Doğu Afrika Diğer Asya-‐Pasifik

Rezerv Rezerv Ömrü

(Yıl) (Milyar Varil)


Yukarıdaki genel tanım doğrultusunda ortaya konulan 52,9 yıllık “petrol rezerv ömrü” ifadesinin yanlış yorumlanmaya müsait olduğu düşünülmektedir. Zira tanımda da vurgulandığı gibi, söz konusu “ömür” bugün için ispatlanmış olan rezervlerin, mevcut konvansiyonel teknolojilerle, ekonomik olarak üretimi çerçevesindeki bir ömürdür. Oysa yeni keşiflerle yeni rezervlerin devreye girmesi, gelişen teknolojiler sayesinde daha ekonomik olarak üretilebilecek mevcut rezervler (örneğin ikincil ve üçüncül üretim yöntemleri, vb.), kömürden ve gazdan sıvı yakıt elde edilmesi

gibi yöntemlerle bu ömrün çok daha uzun olabileceği de dikkate alınmalıdır. Rezerv ömrünün bir diğer fonksiyonunun da, nüfus ve ekonomik büyümeye bağlı olarak artabilecek, verimliliğin artmasıyla azalabilecek olan küresel tüketim olduğu unutulmamalıdır. Uluslararası Enerji Ajansı’nın verilerine göre, küresel sıvı yakıtların üretim maliyetleri, bölgelere ve üretim çeşitlerine göre büyük değişkenlik göstermektedir (Şekil 10). Söz konusu değişkenlik de petrol projelerinin ekonomileri ve “ekonomik rezerv” miktarları konusunda temel belirleyici konumundadır.

Şekil 10. Dünya Sıvı Yakıt Rezervleri ve Arz maliyetleri (Konvansiyonel ve Konvansiyonel olmayan) (Kaynak: IEA, WEO, 2013)

0

20

40

60

80

100

120

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Üre$lmiş Ortadoğu

Diğer Konvan-‐siyonel

Çok ağır petrol, Bitümen

Kerojen

Kuzey Kutbu

CO2 EOR

Hafif Tight Oil

Ultra Derin Denizler

Gazdan Sıvı Yakıt

Kömürden Sıvı Yakıt

Diğer EOR

($/varil)

Kalan teknik olarak Üre<lebilecek rezerv (Milyar varil)

Varil

baş

ına ür

e<m

maliye<

(201

2)


Uluslararası Enerji Ajansı’nın “Dünya Enerji Görünümü 2013” (WEO 2013) raporuna göre küresel petrol talebinin 2035 yılında 101 milyon v/g’e erişmesi beklenmektedir. Bu artışta, özellikle ulaştırma ve petrokimya alt sektörlerinin talebi etkili

olacaktır. Bölgeler bazında ise Asya ve Orta Doğu bölgeleri talep artışını sürüklerken, talep artışının net üçte biri, Asya bölgesinin karayolu taşıma alt sektörünün gereksinimine gidecektir.

KÜRESEL PETROL TÜKETİMİ 2011 yılında 88,9 milyon v/g olan dünya petrol tüketimi, 2012 yılında 0,9 milyon v/g artarak ve 89,8 milyon v/g olarak gerçekleşmiştir (Şekil 11). 2012 yılında özellikle OECD dışı ülkelerde talep artışı yaşanırken, Çin (% 5) ve Japonya (% 6,3) bu anlamda dikkat çeken ülkeler arasındadır.

OECD dışındaki ülkelerin petrol talebinin, OECD ülkelerinin petrol talebini 2013 yılı sonunda geçmesi beklenmektedir.

Petrol talebinde ana lokomotif yine ulaşım sektörü olurken, gelişmiş ülkelerde nükleer ve doğal gaz ile çalışabilecek araçlar gibi ikamelere ülkelerdeki yönelim ve enerji verimliliği konuları talebi azaltan faktörler olarak öne çıkmaktadır.

Şekil 11. 1985- 2012 Yılları Arası Bölgelere Göre Dünya Petrol Tüketimi (Kaynak: BP Statistical Review, 2013)

3 3 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 6 6 6 6 6 7 22 23 23 23 23 23 23 22 21 20 20 19 20 20 20 19 20 20 20 20 20 20 20 20 19 19 19 19 3 3 3 3 3 4 4 4 4 4 4 4 5 5 5 5 5 5 6 6 6 6 7 7 8 8 8 8 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 4 11 11 11 12 13 14 15 15 16 17 18 19 20 20 21 21 21 22 23 24 25 25 26 26 26 28 29 30

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

K.Amerika O.ve G.Amerika Avrupa ve Avrasya Orta Doğu Afrika Asya-‐Pasifik

(Milyon v/g)


Tablo 1. 2012 Yılı Dünya Petrol Ticareti (Kaynak: BP Statistical Review, 2013)

KÜRESEL PETROL TİCARETİ2011 yılında 54,6 milyon varil/gün (v/g) olarak gerçekleşen dünya petrol ticareti 2012 yılında % 1,3 artarak 55,3 milyon v/g olarak kaydedilmiştir. 2011 yılında Kuzey Afrika ve Orta Doğu’da yaşanan politik gelişmelerin yarattığı arz kesintilerinin ardından, petrol arzı kademeli olarak eski seyrine dönmüş ve Kuzey Afrika’da % 33’lük ihracat artışı gerçekleşmiştir. Bununla birlikte, dünyanın en çok petrol tüketen ülkesi olan ABD’de ithalatın % 6,6 azalması da ayrıca dikkat çekmektedir. Bu durum, daha çok ABD’de artmakta olan yerel petrol üretiminden kaynaklanmıştır. Ayrıca, gelişmiş OECD ülkelerinin dünya petrol ticareti içindeki yeri ve hacmi azalırken, OECD dışı ülkelerin paylarının yükseldiği gözlenmiştir. Önümüzdeki dönemde, OECD dışı ülkelerin petrol taleplerinin artmaya devam edeceği öngörüldüğü için, bu trendin sürmesi beklenmektedir.

Yapılan projeksiyonlarda 2035 yılında dünya petrol ticaret dengelerinin değişeceği tahmin edilmektedir. Bu bağlamda, 2018 yılı civarında Kuzey Amerika’nın ithalatçı rolünün ihracatçıya dönüşmesi, Asya’nın ise ithal enerjiye olan talebinin artması beklenmektedir. İhracatçı bölgeler içinde Orta Doğu’nun payının yine en yüksek olacağı, fakat 2012’de % 46 olan ticaret payının 2035 yılında % 38’e düşeceği tahmin edilmektedir. Rusya’nın ise yine dünya enerji ihracatında en yüksek paya sahip olacağı beklenmektedir.

Petrol ticaretinin büyük bir bölümü tankerlerle belirli limanlardan gerçekleştirilmekte olup, Hürmüz ve Malakka Boğazı ile İstanbul ve Çanakkale boğazları geçişleri de önem arz etmektedir. 2012 yılında büyük taşıma gemileri olan VLCC’ler (Very Large Crude Carrier- 250.000 Dead Weight Ton’dan daha büyük kapasiteli tankerler) ile gerçekleşen ticarette % 6,5’lik bir artışın gerçekleşmesi, bu boğazlardaki yükü arttırmıştır.

2012 Yılı Petrol Ticaret Haraketleri (bin v/g) AB

D

KAN

ADA

MEK

SİKA

G. V

E O

. AM

ERİK

A

AVRU

PA

AFRİ

KA

AVU

STRA

LYA

ÇİN

HİN

DİST

AN

JAPO

NYA

SİN

GAPU

R

DİĞE

R AS

YA

PASİ

FİK

DİĞE

R

TOPL

AM

İHRA

CAT

ABD 0 162 495 934 601 77 4 125 18 102 122 19 22 2.681 KANADA 2.955 0 0 4 55 <0,5 <0,5 30 <0,5 13 <0,5 <0,5 0 3.057 MEKSİKA 1.013 25 0 21 188 0 0 22 75 <0,5 2 1 0 1.347 G. VE O. AMERİKA 1.978 14 14 0 424 7 0 636 455 33 226 45 1 3.833 AVRUPA 555 123 54 165 0 473 4 21 6 18 225 279 251 2.174 ESKİ SOVYETLER BİRLİĞİ 545 5 0 27 5.792 64 25 1.215 49 187 141 342 205 8.597 ORTA DOĞU 2.163 155 12 124 2.261 425 133 2.900 2.474 3.543 1.119 4.385 6 19.700 KUZEY AFRİKA 341 149 0 88 1.577 0 26 221 89 18 8 68 17 2.602 BATI AFRİKA 861 84 0 192 1.313 0 119 1.033 548 98 2 315 0 4.565 D. VE G. AFRİKA 1 0 0 8 1 0 <0,5 59 4 12 12 2 0 99 AVUSTRALYA 6 0 0 8 1 <0,5 0 157 5 60 53 145 1 436 ÇİN 3 2 0 115 13 21 1 0 10 10 52 311 26 564 HİNDİSTAN 40 2 0 89 169 177 3 11 0 60 210 248 340 1.349 JAPONYA 0 1 3 2 2 0 34 37 3 0 72 68 <0,5 222 SİNGAPUR 2 3 0 2 23 11 233 140 32 8 0 1.031 6 1.491 DİĞER ASYA PASİFİK 106 0 3 25 70 26 372 556 103 581 717 0 21 2.580

TOPLAM İTHALAT 10.569 725 581 1.80

4 12.490

1.281 954 7.16

3 3.871

4.743

2.961

7.259 896 55.29

7


Latin Amerika ülkeleri, Hazar Bölgesi, Kuzey ve Batı Afrika ise ham petrol ihraç etmelerine rağmen, petrol ürünleri ithal etmektedirler. Diğer taraftan Kuzey Amerika, Hindistan ve Güney Kore ham petrol ithal etmelerine rağmen, petrol ürünleri ihraç etmektedirler. Avrupa, Çin, Asya’nın büyük kısmı ve Japonya ise hem ham petrol, hem de petrol ürünleri ithal etmektedir.

Yapısal bir değişim sürecinde olan küresel rafineri sektöründe, 2035 yılına doğru petrol ürünleri talebinin ağırlıklı olarak Asya ve Çin’e kayması; ürün türü ağırlığının ise dizel, nafta (benzin) ve kerosene kayması beklenmektedir. Küresel rafinaj kapasitesine 2020 yılına kadar 7,4 milyon v/g, 2020-2035 yılları arasında ise 5,8 milyon v/g ilave kapasite eklenmesi beklenmektedir. Bunların neticesinde, bazı bölgelerde atıl kapasite oluşma riski ortaya çıkmaktadır.

KÜRESEL RAFİNAJ FAALİYETLERİDünya işlenmiş ürün miktarı bir önceki yıla göre 480,000 v/g (% 0,6) artarak 76,2 milyon v/g’e ulaşmıştır. Ürün miktarında en fazla artış ABD, Meksika, Kanada, Çin ve Hindistan’da görülmüştür. Son yıllarda işlenmiş ürün ticaretinin Avrupa rafineri sektöründe yarattığı rekabet, sektörde daralma trendine yol açmıştır. Avrupa rafineri sektörü halen bunun etkilerini görmektedir.

2012 yılı sonu itibariyle küresel rafineri kapasitesinin 92 milyon v/g’ün üzerine çıkmasına (Şekil 12) rağmen elde edilen ürün miktarı 78 milyon v/g olmuştur. Söz konusu 15 milyon v/g’lük fazla kapasite, rafinerilerin bakım onarım çalışmaları sebebiyle ortaya çıkmıştır.

Rusya, hali hazırda, ham petrolün yanı sıra dizel ve fueloil, Orta Doğu ise kerosen (jet yakıtı) ve nafta ihraç etmektedir. Brezilya’nın da dâhil olduğu

Şekil 12. Yıllar İtibariyle Küresel Rafinaj Kapasitesi (UEA, WEO, 2013)

50 40 44 43

30 33

37 49

0

20

40

60

80

100

1980 1990 2000 2012

OECD DIŞI OECD

(Milyon v/g)


Şekil 13. 2009-2013 Dönemi Brent ve WTI Petrol Fiyat Hareketleri (Kaynak: Indexmundi)

Brent petrol fiyatlarını etkilemesi beklenen İran’a uygulanan yaptırımların etkisi, ABD’de petrol üretiminin artması ve Libya petrolünün tekrar piyasaya dönmesi ile bertaraf edilmiş ve Brent petrol fiyatları geçen yılın ortalamasına yakın seyretmiştir. Ancak ABD’de artan petrol üretimi, WTI petrol fiyatları üzerinde baskı oluşturmuş; bu durum ise Brent ve WTI kıyas petrolleri arasındaki makasın açılmasına neden olmuştur (Şekil 13).

PETROL FİYATLARIBrent petrol fiyatı 2012 yılında ortalama 111,67 $/varil ($/v) olup, 2011 ortalaması olan 111,26 $/v’e oldukça yakın gerçekleşmiştir. 2012 yılında ortalama WTI (West Texas Intermediate) petrol fiyatı, 2011 yılına göre (95,04 $/v) hafif bir düşüş yaşamış ve 94,13 $/v olarak gerçekleşmiştir.

Uluslararası Enerji Ajansı’nın projeksiyonlarına göre, petrol fiyatlarının piyasa koşullarına bağlı olarak 2020 yılında 113 $/v, 2035 yılında ise 128 $/v olacağı tahmin edilmektedir.

0

20

40

60

80

100

120

140

Oca-‐200

9 Mar-‐200

9 May-‐200

9 Tem-‐2009

Eyl-‐2

009

Kas-‐20

09

Oca-‐201

0 Mar-‐201

0 May-‐201

0 Tem-‐2010

Eyl-‐2

010

Kas-‐20

10

Oca-‐201

1 Mar-‐201

1 May-‐201

1 Tem-‐2011

Eyl-‐2

011

Kas-‐20

11

Oca-‐201

2 Mar-‐201

2 May-‐201

2 Tem-‐2012

Eyl-‐2

012

Kas-‐20

12

Oca-‐201

3

($/varil)

WTI ($/v) Brent Petrol ($/v)


Şekil 14. 2012 Yılı Dünya İspatlanmış Doğal Gaz Rezervleri Dağılımı (Kaynak: BP Statistical Review, 2013)

KÜRESEL DOĞAL GAZ REZERVLERİ2011 yılında 187,8 trilyon m3 olan doğal gaz rezerv miktarı, 2012 yılında 5 milyar m3 azalarak 187,3 trilyon m3 olarak kaydedilmiştir.

Dünya doğal gaz rezervlerinin % 43’ü Orta Doğu’da, % 29,1’i eski SSCB ülkelerinde, % 8’i Asya-Pasifik ülkelerinde, % 6’sı Kuzey Amerika’da bulunmaktadır (Şekil 14). OECD ülkelerinin doğalgaz rezervi ise 18,6 trilyon m3 olup toplam rezervin % 10’unu oluşturmaktadır.

1.2. KÜRESEL DOĞAL GAZ SEKTÖRÜ

BDT % 29

54 Trilyon m3

LATİN AMERİKA % 4

7,6 Trilyon m3

K. AMERİKA % 6

11 Trilyon m3

AFRİKA % 8

14,5 Trilyon m3

ORTA DOĞU % 43

80,5 Trilyon m3

ASYA PASİFİK % 8,2

15,5 Trilyon m3

AVRUPA % 2,5

3,7 Trilyon m3

2012 yılında 33,6 trilyon m3 ispatlanmış rezerv miktarı ile ilk sırada yer alan İran’ı 32,9 trilyon m3 ile Rusya; 25,1 trilyon m3 ile Katar izlemektedir (Şekil 15). Bununla birlikte, küresel doğal gaz rezerv sıralaması, farklı kaynaklarda değişiklik gösterebilmektedir.

Şekil 15. Küresel Olarak En Fazla Doğal Gaz Rezervine Sahip İlk 10 Ülke (Kaynak: BP Statistical Review, 2013)

İran

Rusya Katar

Türkmenistan

ABD Suudi Arabistan BAE

Venezuela

Nijerya

Cezayir

0 5 10 15 20 25 30 35 40

(Trilyon m3)


Şekil 16. Bazı Ülkelerin Doğal Gaz Üretim Değişim Projeksiyonu (Kaynak: UEA, WEO, 2013)

edilmektedir. Uluslararası Enerji Ajansı’na göre 2035 yılına kadarki dönemde, dünyanın hemen her bölgesinde doğal gaz üretiminin artması beklenmektedir. Bunun tek istisnasının ise Avrupa olacağı değerlendirilmektedir. Norveç’in doğal gaz üretim artışının, Avrupa genelindeki üretim düşüşünü karşılamada yetersiz kalması beklenmektedir.

Çin, ABD, Rusya ve Avustralya ise, 2035 yılına kadar en fazla doğal gaz üretim artışı gösterecek ülkelerin başında gelmektedir (Şekil 16).

KÜRESEL DOĞAL GAZ ÜRETİMİ2011 yılı başında 3,291 trilyon m3 olarak gerçekleşen küresel doğal gaz üretimi, 2012 yılında % 1,9 artmış ve 3,364 trilyon m3 olarak gerçekleşmiştir. Doğal gaz üretimindeki bu artış, büyük ölçüde Suudi Arabistan ABD, Katar, Norveç ve İran’dan kaynaklanmıştır.

Doğal gaz üretiminin talep ile paralel olarak 2035 yılında % 1,9 yıllık artışla 5,11 trilyon m3’e ulaşacağı ve bu artışın yaklaşık % 50’sinin “şeyl gaz”dan kaynaklanacağı tahmin

-‐30 0 30 60 90 120 150 180 210 240

Cezayir

İran

Türkmenistan

Brezilya

Irak

Katar

Avustralya

Rusya

ABD

Çin

2011-‐2020

2020-‐2035

(Milyar m3/yıl)


0

200

400

600

800

1000

1200

2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039

Alaska

Asosiye Olmayan Gaz (Deniz) Asosiye Gaz (Deniz)

Asosiye Gaz (Kara)

Diğer

Kömür Yatağı Gazı (CBM)

Şeyl Gaz

Tight Gaz

(Milyar m3)

Kuzey Amerika’da şeyl gaz üretimindeki artışın, 2016 yılına gelindiğinde % 99’a, 2035 yılına gelindiğinde ise % 70’e ulaşacağı beklenmektedir (Şekil 17). Kuzey Amerika’da, konvansiyonel olmayan gaz üretiminin, konvansiyonel kaynaklardan elde edilen gaz üretimindeki düşüşü fazlasıyla karşılaması öngörülmektedir. ABD gaz üretimindeki artışın 190 milyar m3 civarında olması ve böylelikle 2035 yılı ABD gaz üretimi yaklaşık 840 milyar m3’e ulaşması beklenmektedir. Böylelikle, 2035 yılına kadar olan dönemde ABD’nin dünyanın en büyük gaz üreticisi konumunu koruyacağı tahmin edilmektedir.

OECD ülkelerindeki gaz üretimi artışının şeyl gaz kaynaklı olmasına karşın; OECD dışı ülkelerde doğal gaz üretimindeki artışın, konvansiyonel üretim artışından kaynaklanacağı tahmin edilmektedir.

Öte yandan, yeni doğal gaz arz kaynakları arasında Irak, Doğu Afrika, Brezilya ve Doğu Akdeniz’in önemli rol oynaması beklenmektedir. Hâlihazırdaki üreticiler olan Rusya, Hazar Bölgesi, Kuzey ve Batı Afrika’nın da üretim artışına katkı sağlamaya devam edeceği öngörülmektedir.

Ancak, Kuzey Amerika dışındaki şeyl gaz üretiminin hızlanacağı ve 2027 yılında Kuzey Amerika’daki üretimi geçeceği tahmin edilmektedir. Küresel şeyl gaz üretiminde % 13 ile Çin’in Kuzey Amerika dışında dünya üretimine katkısının olacağı ve bu iki ülkedeki üretimin 2035 yılında dünya üretiminin % 81’ini karşılayacağı beklenmektedir. Avusturalya’nın da 2020 yılından sonra başlıca arz ülkelerine katılacağı öngörülmektedir.

Şekil 17. ABD’de Farklı Kaynaklardan Elde Edilen Gaz Üretim Projeksiyonu (EIA, AEO 2014)


Daha önce petrol rezervlerinin ömrüne ilişkin yapılan değerlendirmelerin, doğal gaz rezerv ömürleri için de aynı şekilde dikkate alınmasında yarar olduğu düşünülmektedir.

Dünya doğal gaz rezerv ömrü, 2012 yılında doğal gaz rezervindeki % 0,3’lük azalma nedeniyle 55,7 yıla gerilemiştir. Söz konusu rezervlerin bölgelere göre dağılımı ise Şekil 18’de verilmektedir.

Şekil 18. 2013 Yılı Bölgelere Göre Doğal Gaz Rezervi ve Rezerv Ömrü (Kaynak: BP Statistical Review)

KÜRESEL DOĞAL GAZ REZERVLERİNİN ÖMRÜ

11 8

58

81

14 1 12,1

42,8 56,4

146,7

67,1

18

0

30

60

90

120

150

0

20

40

60

80

100

K. Amerika La6n Amerika Avrupa ve Avrasya

Orta Doğu Afrika Diğer Asya-‐Pasifik

Rezerv Rezerv Ömrü

(Trilyon m3)


gelirken; ülkeler bazında da Çin ve Japonya, sırasıyla % 9,9 ve % 10,3’lük oranla, en fazla gaz tüketim artışının yaşandığı ülkeler olmuştur. Diğer taraftan, doğal gaz talebinde AB ülkelerinde ortalama % 2,3 ve eski SSCB ülkelerinde ortalama % 2,6 olmak üzere düşüş gözlenmiştir.

AB’nin en büyük gaz ithalatçısı konumunu sürdürecek olmasına rağmen, gaz talebinin 2035 yılında 2010 seviyesine gerilemesi beklenmektedir. Bunda, bir yandan artan gaz fiyatları, diğer yandan ise AB’nin “20-20-20” olarak özetlenen enerji politikasının; talebi azaltma, verimliliği artırma ve enerji kompozisyonunda yenilenebilir kaynakların payını artırma yönündeki çabalarının etkili olması beklenmektedir.

2012 yılında küresel doğal gaz talebi, bir önceki yıla göre % 2,2 bir artış göstererek tarihsel artış ortalaması olan % 2,7’nin altında kalmıştır. 2011 yılında 3,232 trilyon m3 olan dünya doğal gaz talebi, 2012 yılı sonunda 3,314 trilyon m3 olarak gerçekleşmiştir (Şekil 19). Talep artışının en fazla görüldüğü bölgelerin başında Latin Amerika, Kuzey Amerika ve Afrika

Uluslararası Enerji Ajansı’nın 2013 yılında yayınladığı raporun Yeni Politikalar Senaryosu’nda; gaz talebinin 2035 yılına kadar ortalama yıllık % 1,6 artış göstererek 5 trilyon m3’e ulaşması ve bu artışın % 85’inin OECD dışı ülkelerin talebinden kaynaklanması beklenmektedir. Asya Pasifik’te, enerji tüketimindeki payı sınırlı olan gaz talebinin, özellikle Çin’de beklenen yüksek talebe bağlı olarak dört kat artacağı tahmin edilmektedir.

Şekil 19. Yıllar İtibariyle Dünya Doğal Gaz Tüketimi (Kaynak: BP Statistical Review, 2013)

KÜRESEL DOĞAL GAZ TÜKETİMİ

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

1985

19

86

1987

19

88

1989

19

90

1991

19

92

1993

19

94

1995

19

96

1997

19

98

1999

20

00

2001

20

02

2003

20

04

2005

20

06

2007

20

08

2009

20

10

2011

20

12

(Milyar m3) Asya Pasifik

Afrika

Orta Doğu

Avrupa ve Avrasya

O.ve G.Amerika

K.Amerika


üzerinde baskı oluşturacaktır. Bu gelişmeye ek olarak; gaz sıvılaştırma ve LNG tanker taşıma maliyetlerinde düşüş, gaz ithalat faturasını aşağı, küresel gaz talebini yukarı çekecektir.

2012 yılında toplam doğal gaz tüketiminin % 31’i ithalat ile karşılanırken, bu oranın 2035 yılında % 34’e çıkacağı düşünülmektedir. Ancak; bugüne kadar doğalgaz ticaretinde boru hatları esas taşıma yöntemi olarak kullanılırken, Avrupa ve Amerika’da boru hatları ile yapılan ithalata olan talebin azalması beklenmektedir.

Toplam doğal gaz ticareti içinde LNG’nin payının ise 2012 yılında % 32’den 2035 yılında % 46’ya çıkacağı tahmin edilmektedir.

2035 yılına doğru, gelişen Asya’nın gaz talebinin, bu dönemde 680 milyar m3 artması beklenmektedir. Bu miktar bugünün bölgeler arası gaz ticaret hacmine eşittir. Çin’in gaz talebinin 400 milyar m3, Hindistan’ın 110 milyar m3, Orta Doğu’nun ise 300 milyar m3 artacağı öngörülmektedir. Genelde ihraç potansiyeliyle bilinen Orta Doğu’nun gaz tüketiminin 2020’de AB gaz talebini yakalaması, 2035 yılında ise AB gaz talebinden % 26 fazla olması beklenmektedir (Şekil 20).

Uluslararası doğal gaz ticareti, 2012 yılında durgun bir seyir izleyerek % 0,4’lük küçük bir artışla 1,033 trilyon m3 olarak gerçekleşmiştir. 2012 yılında boru hatları ile gerçekleştirilen ticaret sadece % 0,8 artarak 706 milyar m3 olarak gerçekleşmiştir. LNG ithalatı bir önceki yıla göre % 0,3 azalarak 328 milyar m3’e gerilemiş; arzda planlanmayan kesintiler ve LNG tesislerindeki bakım çalışmaları, arzı önemli ölçüde etkilemiştir. Fukuşima faciası sonrası kapanan nükleer santraller nedeniyle artan elektrik talebini karşılamak için 2012 yılında Japonya LNG talebi rekor seviyede (% 11) artarak 118,8 milyar m3’ye ulaşmıştır. 2012 yılında Japonya ve Güney Kore’nin toplam ithalat payı % 50 seviyesindedir.

Uluslararası Enerji Ajansı’nın “yeni politikalar senaryosunda”; yeni aktörlerin rol almaya ve yeni ticaret yollarının oluşmaya başlaması beklenmektedir. Bu etkiyle, bölgeler arası gaz fiyatı farklılıklarının da kısmen azalacağı öngörülmektedir. Bugün en önemli ithalatçı olan Avrupa’nın payının giderek azalması ve 2026’da Asya-Pasifik’in en fazla doğal gaz ithalatı yapan bölge olacağı tahmin edilmektedir. Şeyl gaz üretimindeki artış ile bugün net ithalatçı olan Kuzey Amerika’nın, 2017 yılına gelindiğinde net ihracatçı olması beklenmektedir. Bu durum geleneksel petrol endeksli ve uzun vadeli gaz anlaşmaları

Şekil 20. Bazı Bölge ve Ülkelerin 2035 Yılı Doğal Gaz Tüketim Projeksiyonu (IEA, WEO, 2013)

KÜRESEL DOĞAL GAZ TİCARETİ

0 100 200 300 400 500 600 700 800

ABD

Ortadoğu

AB

Rusya

Çin

Hindistan

Japonya

2035

2011 (Milyar m3/yıl)

Şekil 21. 2012 Yılı Henry Hub Doğal Gaz Fiyatları (Kaynak: Indexmundi)

projeksiyonlara göre, 2030 yılına kadar küresel doğal gaz depolama kapasitesinin 570 ila 630 milyar m3’e ulaşması öngörülmektedir. Güneydoğu Asya’da Çin ve Hindistan’ın 2016 yılına kadar Uluslararası Enerji Ajansı depolama kapasite standartları olan % 10’a ulaşması beklenmektedir.

Doğal gaz fiyatlarının bugün olduğu gibi, önümüzdeki yıllarda da bölgesel olarak büyük farklılıklar göstermesi beklenmektedir. ABD, halen Japonya’dan yaklaşık 6 kat, AB’den 4 kat daha ucuz doğal gaz kullanmaktadır. Bu oranın yıllar içinde azalmakla birlikte; Uluslararası Enerji Ajansı’nın tahminlerine göre, 2035 yılında bile, ABD doğal gaz fiyatının Japonya’dakinin 2,2 katı ucuz olacağı öngörülmektedir.

2013 yılının başında küresel doğal gaz depolama kapasitesi 377 milyar m3 olarak kaydedilmiştir. Arz ve talep dalgalanmalarının yaşandığı zamanlarda piyasanın dengelenmesi hususunda büyük önem taşıyan depolama faaliyetlerinin özellikle gelişmekte olan Asya ve Orta Doğu ülkelerinde artması beklenmektedir. CEDIGAZ’ın yaptığı

2012 yılında ılıman geçen kışın etkisiyle doğal gaz stokları artmış, Henry Hub doğal gaz fiyatları bir önceki yıl ortalamalarına göre düşük seyretmiştir. 2011 yılında ortalama 144,11 $/1.000 m3 olan doğal gaz fiyatı 2012 yılında % 31 düşerek ortalama 99,16 $/1.000 m3 olarak gerçekleşmiştir (Şekil 21).

KÜRESEL DOĞAL GAZ DEPOLAMA FAALİYETLERİ

DOĞAL GAZ FİYATLARI

0

20

40

60

80

100

120

140

Oca.1

2

Şub.1

2

Mar.12

Nis.12

May.12

Haz.1

2

Tem.12

Ağu.1

2

Eyl.12

Eki.12

Kas.1

2

Ara.1

2

Oca.1

3

Şub.1

3

($/1.000 m3)

Henry Hub FiyaH


ankonvansiyonel üretimde son birkaç yıldır yaşanan ciddi artışın geçici bir durum olduğunu iddia etmektedirler. Bununla birlikte, birçok şirketin konvansiyonel varlıklarını gözden geçirerek son yıllarda özellikle ankonvansiyonel varlık satın almaya yönelmeleri ise ankonvansiyonel kaynakların geliştirilmesinin uzun soluklu ve sektörü dönüştürücü etki yapma beklentisini güçlendirmektedir. Öte yandan, 2013 yılında Japon şirketlerinin gaz hidrat üretimine geçmeleri ile “ankonvansiyonel gaz devriminin” artık CBM ve şeyl gaz ile sınırlı olmayacağı değerlendirilmektedir.

Ankonvansiyonel gaz ve CBM üretiminin yanında ankonvansiyonel petrol üretiminin de ABD ve Kanada dışında yaygınlaşması beklenmektedir. Hâlihazırda, söz konusu ankonvansiyonel petrol üretim artışına bağlı olarak, toplam petrol üretiminde dünyanın üçüncü büyük üreticisi haline gelen ABD’de petrol ithalatının azalması ve piyasalardaki petrol miktarının da yükselmesini beraberinde getirmektedir. Bu durum ilerleyen dönemde petrol fiyatlarının baskı altına alınması muhtemel bir gelişme olarak görünmektedir. Başta ankonvansiyonel gaz üretimi olmak üzere ankonvansiyonel petrol üretimi de çevre ile ilgili tartışmalara rağmen dünyada dikkatle takip edilmektedir. Ancak diğer ülkelerdeki iş ortamı ve düzenlemelerin niteliği gelişmelerin ABD’de olduğu kadar hızlı yaşanmasını önlemektedir.

İçinde bulunduğumuz dönemde ankonvansiyonel gaz üretiminin çevre üzerindeki etkileri tartışılsa da, üretim, tüm dünyada artış göstermektedir. 2011 yılında yaklaşık 583 milyar m3 olan ankonvansiyonel doğalgaz üretimi 2012 yılında yaklaşık 620 milyar m3 olarak gerçekleşmiştir. Kuzey Amerika ankonvansiyonel gazın % 90’ını üretirken, geride kalan yıllarda olduğu gibi ABD, 2012 yılında da toplam ankonvansiyonel gaz üretiminin % 60’ını gerçekleştirmiştir. Avrupa’da ise halen çevre ile ilgili tartışmalar yaşanırken, Avustralya ve Çin’de kömür yatağı gazı (CBM) üretiminde ilerleme yaşanmıştır. Buna ek olarak Çinli milli petrol şirketleri şeyl gaz üretimine 2013 yılında başlamışlardır. Bu durum ise Çin’in enerji yönetiminin doğal gaz konusunda iddialı üretim hedefleri koymasına imkân tanımıştır.

ABD’nin ankonvansiyonel gaz konusunda var olan üretim trendi ile 2018 yılında net doğalgaz ihracatçısı haline gelmesi beklenmektedir. ABD’nin doğal gaz ithalatının azalması ise, doğal gaz piyasalarında var olan LNG miktarında büyük bir artış görülmektedir. Bu durum ise petrole endeksli ve sabit fiyatlı doğal gaz ticareti üzerinde önemli bir baskı oluşturmaktadır. Bahsi geçen gelişmenin Avrupa doğal gaz piyasaları üzerinde etki doğurması yönünde önemli bir beklenti ortaya çıkmıştır. Ankonvansiyonel doğal gaz üretimi ile ilgili olarak ankonvansiyonel gelişmelere “kuşkulu” yaklaşan bazı uzmanlar, kuyu verimlerindeki değişimleri göstererek

ANKONVANSİYONEL GAZ ÜRETİMİ VE ENERJİ SEKTÖRÜNE ETKİLERİ



• Son yıllarda OECD-dışı ülkelerin sadece petrol arzında değil, petrol tüketiminde de öne çıktıkları gözlenmektedir. Son 5 yıllık dönemde özellikle Afrika ve Latin Amerika ülkelerinin petrol talebinin artması dikkati çekmektedir. Küresel talep artışının lokomotifi ise ulaşım sektörü olacaktır. Ancak talep artışındaki en önemli faktör küresel ekonominin durumu olacaktır.

• İran’ın petrol ihracındaki azalma, petrol piyasalarında fiyatların yükselmesi beklentisine sebep olurken, diğer üreticilerin petrol üretimlerinin artması fiyatların yükselmesini dengelemiştir. Irak özelinde ise ülkenin petrol üretiminin artması ve sahip olduğu kaynak potansiyeli, Irak’ın yeni bir petrol süper gücüne dönüşmesi ihtimalini gündeme getirmektedir. Ancak bu konuda da belirleyici olacak husus Irak’ın siyasi geleceği ve Irak petrol sektörünün ihtiyaç duyduğu yatırımı çekme kabiliyeti olacaktır.

• Arap Baharı’nın bölgedeki petrol ve doğal gaz yatırımlarına olumsuz etkisinin, petrol fiyatları üzerinde baskı oluşturmaya devam etmesi beklenmektedir. Bununla birlikte, Uluslararası Enerji Ajansı’nın uzun vadeli projeksiyonlarında dünya enerji yatırım harcamalarının 2011- 2035 yılları arasında kümülatif olarak 38 trilyon $’a ulaşacağı, 10 yıllık dönemde ham petrol üretimindeki artışın % 90 oranında Orta Doğu ve Kuzey Afrika’dan sağlanacağı öngörülmektedir.

• Önümüzdeki 5 yıllık dönemde OPEC ülkelerinin sermaye harcamalarının (CAPEX) % 50 artması beklenirken, OPEC dışı ülkelerin sermaye harcamalarının % 90 artması beklenmektedir. Küresel sermaye harcamalarının bu dönemde 400 milyar $’dan 525 milyar $’a çıkması, hafif tight petrol üretiminin 2018 yılında % 7’den % 18’e, derin deniz üretiminin ise % 16’dan % 20’ye çıkması öngörülmektedir.

• Ucuz ve çıkarması kolay petrol kaynaklarının artık tükenmesi ile birlikte şirketler daha zor ve büyük sermayeler gerektiren operasyonlara girmeye başlamışlardır. Bu kapsamda çeşitli şirketler arasında birleşmeler yaşandığı gözlenmektedir. Önümüzdeki yıllarda ise petrol şirketleri için kilit terimlerin “yenileşim” (innovation) ve “verimlilik” (efficiency) olması beklenmektedir. Diğer bir deyişle, petrol üretim sürecinde kaynaklarını yenileşim ile beraber daha verimli kullanan şirketlerin öne çıkacağı bir dönemin ortaya çıkması beklenmektedir.

• “Şeyl gaz” ve geçirgenliği düşük rezervuarlardan üretilen (tight) petrol gibi konvansiyonel olmayan kaynakların, uluslararası enerji arzında giderek daha önemli paya sahip olmaları beklenmektedir. Konvansiyonel olmayan gaz üretimindeki gelişmeler, enerji alanında önemli sonuçlar doğururken, benzer gelişmeler, konvansiyonel olmayan petrol üretiminde de yaşanmaktadır.

• Hali hazırda ABD’nin konvansiyonel olmayan petrol üretiminde önemli bir artış yaşanırken, bu durum ABD’ye petrol ihraç eden ülkeler üzerinde etki doğurmaktadır. 2010 yılında Nijerya’dan günlük 1 milyon varilden daha fazla petrol ithalatı yapan ABD’nin, 2012 yılında bu ülkeden aldığı petrol 230.000 v/g’e gerilemiştir. ABD’nin artmakta olan konvansiyonel olmayan petrol üretimi ise ABD ekonomisi için önemli bir kaynak durumuna gelmiştir. ABD’nin mevcut petrol üretim hızının devamı halinde, uzun vadede ABD’nin, daha önce belirtilen doğal gazın yanında, petrol ihracatçısı ülke konumuna da dönüşme ihtimali bulunmaktadır.

• ABD’nin enerji tüketiminde giderek kendi kendine yeterli bir ülke haline gelmesi beklenirken, Avrupa, Çin ve Hindistan’ın enerji ithalatının giderek artacağı tahmin edilmektedir. Asya ülkelerinin enerji tüketimindeki yüksek dışa bağımlılıkları devam ederken, Rusya’nın lider enerji ihracatçı konumunu sürdürmesi ve Afrika’nın giderek enerji arzına katkısını artırması beklenmektedir.

• ABD ve AB tarafından uygulanan yaptırımlar ile beraber İran’ın ihracatında azalma yaşanmıştır. Bu konudaki tahminler, 2011 yılında 2,5 milyon v/g olan İran’ın petrol ihracatının Cenevre’de başlayan nükleer müzakereler arefesinde 1,1 milyon v/g ’ün altına düştüğü yönündedir. Bununla birlikte, Cenevre’de varılan geçici mutabakat ve devam eden müzakerelere bağlı olarak İran’a uygulanan yaptırımlar kısmen de olsa yumuşamaya başlamış ve İran’ın petrol ihracatı 1,5 milyon v/g’ün üzerini görmüştür. Yaptırımların daha da hafiflemesi ve İran’ın nükleer programına ilişkin kapsamlı bir uzlaşı sağlanması durumunda İran petrol ihracatının orta vadede tekrar 2,5 milyon v/g civarına yükselebileceği öngörülmektedir.

ÖNÜMÜZDEKİ DÖNEMDE HİDROKARBON SEKTÖRÜNDE BEKLENEN GELİŞMELER


Türkiye; Ortadoğu, Hazar Bölgesi ve Orta Asya gibi dünyanın ispatlanmış petrol ve doğalgaz rezervleri bakımından zengin kaynak ülkelere coğrafi olarak yakın bir konumda bulunmaktadır. Söz konusu kaynak ülkeler ile başta AB ülkeleri olmak üzere, petrol ve doğal gazda ithalata yüksek oranda bağımlı ülkeler arasında doğal bir köprü konumunda olan Türkiye, enerji kaynaklarının ve taşıma güzergâhlarının çeşitlendirilmesini sağlamaya yönelik projelerde, stratejik konumdaki önemli bir aktör olarak yer almaktadır.

“Enerji güvenliği”, enerjinin yeterli, güvenilir, ödenebilir, zamanında, temiz ve çeşitlendirilmiş kaynaklardan ve olabildiğince yerli kaynaklardan kesintisiz ve kaliteli olarak arzıdır. Bu tanım çerçevesinden bakıldığında Türkiye, petrol ve doğal gaz kaynaklarının üreticiden tüketiciye erişiminde güzergâh açısından çeşitlilik ve dolayısıyla arz güvenliği sağlama potansiyeli olan en önemli ülkeler arasında yer almaktadır. Diğer yandan, milli petrol şirketi TPAO da, ürettiği petrol ve doğal gaz ile Türkiye’nin enerji güvenliğini pekiştirmesinde kilit rol oynamaktadır.

2.1. TÜRKİYE ENERJİ GÖRÜNÜMÜTürkiye, birincil enerji yoğunluğu açısından “enerji yoğun” olarak nitelendirilen ekonomiler arasında yer almaktadır.

Türkiye’nin 0,11 olan (2011 yılı TEP/1000 $ GSYH ABD Doları sabit değeri ile) enerji yoğunluğu değeri, Uluslararası Enerji Ajansı Avrupa Bölgesi’nin 0,14 olan ortalama değerinden % 12 daha düşüktür. Türkiye’nin 120 milyon ton petrol eşdeğeri (MTPE) olan birincil enerji arzında doğal gaz % 30,9 ile birinci sırada yer alırken, petrol % 25,3 ile ikinci sırada yer almaktadır. Türkiye’nin birincil enerji talep projeksiyonlarına göre 2023 yılında petrolün payında ciddi bir değişim yaşanmaması ve % 26 düzeyinde kalması beklenmektedir. Buna karşılık doğal gaz tüketiminin artacak olmasına rağmen birincil enerji arzındaki payının % 23’e gerileyeceği tahmin edilmektedir.

Hali hazırda, Türkiye birincil enerji tüketiminin % 26,3’ü konutlarda, % 26’sı sanayide, % 25,7’si çevrim sektöründe ve % 16,8’i ulaştırma sektöründe kullanılmaktadır (Şekil 23).

Birincil enerji talebinin yerli üretim ile karşılanma oranı (TYÜKO) 2012 yılında % 27,5 olarak gerçekleşmiştir. Diğer bir ifadeyle, Türkiye’nin enerjide dışa bağımlılığı % 72,5 düzeyindedir (Şekil 24). Bu oran, özellikle 1990’ların başından itibaren büyük bir artış göstermiş ve 2000’li yılların başından itibaren % 70’ler civarında seyretmeye başlamıştır.

2. TÜRKİYE’DE PETROL VE DOĞAL GAZ SEKTÖRÜNÜN GÖRÜNÜMÜ

Petrol 25%

Doğal Gaz % 31

Linyit 1% 15

İthal Kömür % 16

Odun, Tezek % 3

Hidro % 4

Diğer Yenilenebilir

% 6

Şekil 22. 2012 Yılı Türkiye Birincil Enerji Arzı (Kaynak: ETKB)

Şekil 23. 2012 Yılı Türkiye Enerji Tüketiminin Sektörel Dağılımı (Kaynak: ETKB)

Konut/Hizmet % 26

Sanayi % 26

Çevrim Sektörü % 26

Ulaş=rma % 17

Tarım % 3

Diğer % 2


2013 yılında, Türkiye’de günlük yaklaşık 48.000 varil/gün’lük ham petrol üretimi yapılmış; buna karşılık günlük 500.000 varil ham petrol tüketilmiştir. Bu nedenle 2013 yılında yerli ham petrol üretiminin tüketime oranı % 9,6 olarak gerçekleşmiştir (Şekil 25).

Şekil 24. 1990-2012 Türkiye Enerji İhtiyacının İthalat ile Karşılanma Oranı (%)

Şekil 25. Son 10 Yıl İçerisinde Türkiye’nin Ham Petrol Arzı ve Yerli Üretim Oranları (varil/gün)

% 52 % 58

% 67 % 67 % 69 % 72 % 72 % 73 % 73 % 75 % 73 % 71 % 72 % 72 % 73

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

1990 1995 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

-‐

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

700.000

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Yerli Ham Petrol Üre<mi (Varil) Ham Petrol İthalaB (Varil)

Diğer Ürün İthalaB (Varil) Yerli Üre<m Oranı (Sağ Eksen)

(Varil/gün)


Türkiye’nin 2013 yılında yerli doğal gaz üretiminin tüketime oranı ise % 1,5 civarında gerçekleşmiştir.

Diğer bir ifadeyle, petrolde ithalata bağımlılık oranı % 90,4 olan Türkiye’nin doğal gazda ithalata bağımlılık oranı % 98,5’dir.

Mevcut koşullarda önümüzdeki 10 yıl içerisindeki Türkiye’nin petrol ve doğal gaz ithalatı için yaklaşık 540 milyar $ gibi yüksek bir bedel ödemesi tahmin edilmektedir. Bu durum ise, hidrokarbon arama ve üretim çalışmalarının hem yurt içinde hem de yurt dışında aksatılmadan ve artırılarak sürdürülmesini zorunlu kılmaktadır.

Türkiye’nin ithalat yoluyla temin ettiği ham petrolün % 95’lik bölümü sadece altı ülkeden gerçekleşmektedir. 2011-2013 yıllarında ithalat yapılan ülkelerin sıralaması değişmekle birlikte bu altı ülkeden beşi aynı kalmış ve 2012 yılında yüksek miktarda ham petrol ithalatı yapılan ülkelere Libya da (% 5 payla) dâhil olmuştur. 2013 yılında, Türkiye’nin ham petrol ithalat bağımlılığında öne çıkan üç ülke; Irak (% 32), İran (% 28) ve Suudi Arabistan’dır (% 15) (Şekil 27). 2013 yılında İran’a yönelik ambargoya bağlı olarak, ham petrol ithal edilen ülkelerin paylarında önemli değişiklikler olmuştur. İran’ın payı 2011 yılındaki % 51 ve 2012 yılındaki % 39 oranından 2013 yılında % 28’e gerilemiştir. Öte yandan, Irak’ın bu anlamdaki payı da % 10’lardan % 30’lara yaklaşmıştır.

Şekil 26. Son 10 Yıl İçerisinde Türkiye’nin Doğal Gaz Arzı ve Yerli Üretim Oranları (m3/yıl)

Şekil 27. 2013 Yılında Türkiye’nin İthal Ettiği Ham Petrolün Kaynak Ülkelere Göre Dağılımı (Kaynak: EPDK)

(Milyar m3/yıl)

0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,5%

3,0%

3,5%

-‐

5

10

15

20

25

30

35

40

45

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Yerli Doğal Gaz ÜreCmi Doğal Gaz İthalaG Yerli ÜreCm Oranı (Sağ Eksen)

Azerbaycan 1%

Irak 32%

İran 28%

Kazakistan 8%

Libya 4%

Nijerya 3%

S.Arabistan 15%

İtalya 1%

Rusya 8%

Doğal gaz tüketiminde de dışa bağımlılık oranının yüksekliği bakımından ham petroldekine yakın bir durum söz konusu olup, daha önce de bahsedildiği üzere, Türkiye gaz talebinin % 98’i ithalatla karşılanmaktadır. Türkiye’de 2012 yılında 45,24 milyar m3 doğal gaz tüketilmiş ve bu rakamın % 1,47’si (664,4 milyon m3) ülke içi üretim ile karşılanmıştır. Tüketilen doğal gazın yaklaşık % 45’i ise elektrik üretimi için kullanılmaktadır.

2013 yılı Türkiye doğal gaz ithalatının ülkelere göre dağılımında Rusya % 58’lik oran ile birinci sıradadır. Bu ülkeyi İran (% 19) ile Azerbaycan ve Cezayir (% 9’ar) takip etmektedir (Şekil 28).

Şekil 28. 2013 Yılında Türkiye’nin İthal Ettiği Doğal Gazın Kaynak Ülkelere Göre Dağılımı (Kaynak: EPDK)

Spot; %2 Nijerya; % 3

Cezayir; % 9 Azerbaycan ;

% 9

İran; % 19 Rusya; % 58



Şekil 29. 2012 Yılı Şirketlere Göre Türkiye Ham Petrol Rezervleri (Kaynak: PİGM)

TÜRKİYE’DEKİ HİDROKARBON REZERVLERİ2013 yılı Türkiye üretilebilir petrol rezervi 2012 yılında 294 milyon varil olarak kaydedilen rezerv miktarından küçük bir artış göstererek 296 milyon varil (43,1 ton) olmuştur. Yeni keşifler yapılmadığı takdirde, mevcut üretim ve tüketim trendleri dikkate alındığında, kalan üretilebilir ham petrol rezervinin yaklaşık 18,5 yıllık ömrü bulunmaktadır. Söz konusu rezervlerin, şirketlere göre dağılımı Şekil 29’da gösterilmektedir.

Türkiye doğal gaz rezervi ise 2013 yılında 6,16 milyar m3 olarak kaydedilmiştir. Yeni keşifler yapılmadığı takdirde, bugünkü durumda, kalan üretilebilir doğal gaz rezervinin yaklaşık 10 yıllık ömrü bulunmaktadır. Doğal gaz rezervlerinin şirketlere göre dağılımı Şekil 30’da gösterilmektedir.

Türkiye’deki petrol sahalarının % 7’si, 25 - 500 milyon varil rezerve sahip olup, kalan % 93’ünün rezervi 25 milyon varilden azdır. Diğer bir ifadeyle, Türkiye’de keşfedilmiş

petrol sahalarının % 93’ü küçük saha, % 7’si ise orta saha sınıfındadır. Sahaların büyük çoğunluğu yaşlı sahalar olup bu nedenle kuyu verimleri giderek düşmektedir. Bu kapsamda sahalarda uygulanan üretimi arttırma teknikleri, kuyuların verimi açısından büyük önem taşımaktadır.

Her geçen gün artan petrol ve doğal gaz ihtiyacının yurtiçi kaynaklardan karşılanması yönündeki faaliyetler kapsamında, yeterince aranmamış basenlerinde ve özellikle Karadeniz ve Akdeniz’deki deniz alanlarında son yıllarda yapılan çalışmalar büyük bir ivme kazanmıştır.

Diğer taraftan, tüm dünyada doğal gaz piyasası dinamiklerini yeniden şekillendiren ankonvansiyonel gazın Türkiye’de aranmasına ve üretimine yönelik çalışmalara Güneydoğu Anadolu Bölgesi ile Trakya Baseni’nin Hamitabat ve Mezardere bölgelerinde başlanmıştır.

2.2. TÜRKİYE HİDROKARBON SEKTÖRÜ

0

100

200

300

400

500

600

700

800

T.P.A.O.

N.V.Turkse Perenco

TransAtlan>c E.M.I. & DM

LP Ltd.

Tiway & T.P.A.O.

N.V.Turkse Perenco & T.P.A.O.

GYP

Aladdin & GYP

Aladdin &GYP& Madison (Turkey) LLC.

Aladdin & GYP & Talon

Arar

Extreme-‐Petrako

TPIC

Amity Oil & T.P.A.O.

Diğer

(Milyon varil)

Üre>lebilir Petrol Kümüla>f Üre>m Kalan Üre>lebilir Petrol


Yerli kaynaklar üretimine ülke olarak önem verilmesinin sonucunda Türkiye’de, son yıllarda, hidrokarbon aramacılığında ciddi bir hızlanma görülmektedir. Son on yıl içinde arama faaliyetlerinde on üç kat artış gerçekleşmiştir. Bu durum daha çok kamu kaynakları ile gerçekleşmiştir.

Türkiye’de 2013 yılında, 28,43 adam/ay jeolojik saha çalışması (tamamı TPAO tarafından), 84 ekip/ay jeofizik saha

çalışması gerçekleştirilmiş, 89 adet arama kuyusu, 22 adet tespit kuyusu, 80 adet üretim kuyusu olmak üzere toplam 191 adet kuyu açılmıştır (Şekil 31, 32). Bu rakam, 2012 yılında gerçekleşen toplam 151 adet kuyudan % 20 daha fazladır. 2013 yılında, bir önceki yıla göre özellikle açılan üretim kuyu sayılarında ciddi bir artış meydana gelmiştir.

Şekil 30. 2012 Yılı Şirketlere Göre Türkiye Doğal Gaz Rezervleri (milyar m3) (Kaynak: PİGM)

0

2

4

6

8

10

12

T.P.A.O.

N.V.Turkse Perenco

Amity Oil İnt. & T.P.A.O

Thrace Basin & Pinnacle Turkey &

Tiway& T.P.A.O.&Foinavon& Petrol

TransAtlanEc&Petrako& Valeura

Arar

Tiway

Petrogas

Amity Oil İnt.

Maya & Çalık Enerji & Petrogas

(Milyar m3)

ÜreElebilir Gaz KümülaEf Gaz Kalan ÜreElebilir Gaz

YURT İÇİ HİDROKARBON ARAMA VE ÜRETİM FAALİYETLERİNDEKİ GELİŞMELER


Öte yandan, açılan kuyu sayılarıyla paralel olarak, 2013 yılında gerçekleşen sondaj metrajlarında da 2012 yılına göre artış kaydedilmiştir. 2012 yılında toplam 298.000 metre sondaj yapılmışken, bu rakam 2013 yılında 317.630 metreye yükselmiştir (Şekil 32).

Şekil 31. 2013 Yılında Yapılan Sondaj Sayısının Şirketlere ve Türlerine Göre Ayrımı (Kaynak: PİGM)

Şekil 32. 2013 Yılında Yapılan Sondaj Metrajlarının Türlerine Göre Ayrımı (Kaynak: PİGM)

15 18

54

87

26

0 2

28

48

4

24

76

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

Arama Tespit Üre7m Toplam

TPAO TPAO -‐ Diğer Şirket Ortaklığı (TPIC dahil )* Diğer Şirketler

(Adet)

29 39

75

144

48

5

53

73

6

41

120

0

20

40

60

80

100

120

140

160

Arama Tespit Üre7m Toplam

TPAO TPAO -‐ Diğer Şirket Ortaklığı (TPIC dahil )* Diğer Şirketler

(Bin metre)


Türkiye’de 2013 yılında toplam 16,6 milyon varil petrol (48.166 varil/gün) ve 561,5 milyon m3 doğal gaz üretilmiştir. Türkiye’de petrol ve doğal gaz üretimi – Akçakoca deniz alanlarındaki doğal gaz üretimi hariç – kara alanlarından yapılmaktadır.

Türkiye’de faaliyet gösteren şirketlerin petrol ve doğal gaz üretimleri Şekil 33 ve Şekil 34’de gösterilmektedir.

Şekil 33. 2000 – 2013 Yılları Arasında Türkiye Ham Petrol Üretimi (Kaynak: PİGM)

Şekil 34. 2000 – 2013 Yılları Arasında Türkiye Doğal Gaz Üretimi (Kaynak: PİGM)

55,2

51,2

49,0 47,7

45,7 45,8

43,7 42,9 43,4

48,2

50,1

47,5 46,9 48,2

40

45

50

55

60

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

(Bin Varil/gün)

639

312 378

561

707

896 907 893

1.015

729 726 793

664

562

0

200

400

600

800

1.000

1.200

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

(Milyon metre3 / yıl)


2013 ve 2014 yıllarında petrol sektörü itibariyle önemli konu mevzuat değişiklikleridir. 7 Mart 1954 tarihinde kabul edilen 6326 sayılı Türk Petrol Kanunu 30 Mayıs 2013 tarihinde 6491 sayılı yeni Türk Petrol Kanunu’nun kabulü ile yürürlükten kaldırılmıştır. Kanunun pek çok maddesinde uygulamaya ilişkin hususların yönetmelik ile açıklığa kavuşacağı hususuna yer verilmiştir. İlgili 28890 sayılı Türk Petrol Kanunu Uygulama Yönetmeliği 22 Ocak 2014 tarihinde Resmi Gazetede yayımlanarak yürürlüğe girmiştir. Bu kapsamda Yeni Petrol Kanunu ilgili hak ve yükümlülüklerin çerçevesini oluşturmaktadır. Yönetmelik ise Kanunda belirtilen hak ve yükümlülüklerin nasıl uygulanacağını daha detaylı anlatmaktadır. Petrol faaliyetleri ile ilgilenen kişilere ilişkin hak ve yükümlülükler bağlamında Yeni Petrol Kanunundaki önemli hususlar aşağıdaki gibidir:

• Türkiye petrol arama alanları kara ve deniz alanları (karasuları ve münhasır ekonomik bölge) olarak ikiye ayrılmıştır. Ayrılan kara alanları ve karasuları için 1/50.000 ölçekli pafta esasına göre olup en büyük ruhsat alanı 1/50.000 ölçekli tam bir paftadır. En küçük ruhsat alanı ise 1/25.000 ölçekli paftadır. Münhasır ekonomik bölge içindeki en büyük ruhsat alanı 1 derecelik enlem ve boylam arasında kalan alandır. En küçük ruhsat alanı ise 1 derecelik alan içinde kalan 1/100.000 ölçekli tam bir paftadır.

• 6491 sayılı kanun ile bir hak sahibinin sahip olabileceği ruhsat sayısına herhangi bir sınır konmamıştır. Ayrıca yabancı özel kişilerin petrol işlemleri yapmaları konusundaki kısıtlamalar bulunmamaktadır.

• Kanuna göre ruhsat süreleri kara alanları için 5+2+2 toplam 9 yıl ve deniz alanlarında ise 8+3+3 toplam 14 yıl olarak belirlenmiş ve bu süreler kapsamında şirketler arama ruhsatına sahip olup faaliyet gösterebilecektir. Ayrıca şirketlere PİGM tarafından arama, üretim ruhsatı ve araştırma izni verilmektedir. Yeni arama ruhsat başvurularının değerlendirilmesinde; mevzuata uygunluk, mali yeterlilik ve taahhüt edilen iş ve yatırım programını diğer başvurulara nazaran daha kısa sürede yerine getirme özelliği dikkate alınacaktır. Yeni kanun işletme ruhsatlarının 20 yıl için verilmesine ve 10’ar yılı geçmemek üzere 2 defa uzatılabilmesine imkân tanımaktadır. Kanun ile işletme ruhsatlarının süresinin dolmasından sonra müzayedeye çıkmadan önce eski yasada olduğu gibi işletme ruhsatları TPAO’ya teklif edilecektir. TPAO’nun mevcut ruhsatları

üzerindeki hakları kanun yürürlüğe girdikten sonra da devam edecek ve TPAO tarafında işletilen sahaların hakları üretimleri bitinceye kadar TPAO’da kalacaktır.

• Yukarıda da ifade edildiği üzere petrol faaliyetleri gerçekleştirecek şirketler için mali ve teknik yeterlilik gerekli hale gelmiştir. Bu durum “İş ve Yatırım Programı” aracılığıyla kontrol edilmektedir. İş ve Yatırım Programında öngörülen toplam yatırımın % 2’si kadar bir teminatın verilmesi zorunluluğu getirilmektedir; denizlerde ise bu oran % 1 olarak uygulanmaktadır. Bu sayede gerçek yatırımcıların ihalelere katılması teşvik edilmiştir.

• Yatırımcıların ödemeleri gereken toplam vergi oranı en fazla % 55’tir. Şirketlerin giderlerini muhasebeleştirme usulleri Türk Petrol Kanunu Uygulama Yönetmeliği ile açıklanmıştır.

• Yurtiçinde üretilen petrole ilişkin olarak ‘‘1 Ocak 1980 tarihinden sonra keşfettikleri petrol sahalarında ürettikleri ham petrol ve doğal gazın tamamı üzerinden, kara sahalarında % 35’ini ve deniz sahalarında % 45’ini ham veya mahsul olarak ihraç etmek hakkına sahiptirler; geri kalan kısım ile 1 Ocak 1980 tarihinden önce bulunmuş sahalardan üretilen ham petrol ve doğal gazın tamamı ve bunlardan elde edilen petrol mahsulleri memleket ihtiyacına ayrılır. Bu oranları yeniden belirlemeye ve uygulamaya ilişkin usul ve esasları düzenlemeye Bakanlar Kurulu yetkilidir’’ (Madde 22, Fıkra 12) ifadesi yer almakta ve ihracat için sınırlar çizilmektedir.

• Şirketler kanun çerçevesinde yurtdışından arama ve üretim ekipmanını gümrüksüz olarak ithal edebilme hakkına sahip bulunmaktadırlar. Ancak Türkiye’de yeterli sayı ve kalitede üretimi yapılan ürünler ile ilgili olarak Bakanlar Kurulu önlem alabilme hakkına sahiptir. Bunun yanında ilgili ekipmanda TSE uygunluk kriteri aranmaması ve on yıl sonrasında her türlü tasarrufta bulunabilme imkânı bulunmaktadır.

• Ayrıca yabancı personelin petrol faaliyetlerinde çalışmasına ilişkin olarak da ilgili kanun maddesi gereğince petrol faaliyetlerinde çalışan yabancı personelin altı aya kadar 4817 sayılı ve 27.02.2003 tarihli “Yabancıların Çalışma İzinleri Hakkında Kanun” hükümlerinden muaf olarak çalışabilme hakları bulunmaktadır. Altı aydan uzun süre çalışacak personelin ise 4817 sayılı kanunun hükümlerine tabi olması hususuna yer verilmiştir.

PETROL SEKTÖRÜNE YÖNELİK MEVZUAT DEĞİŞİKLİKLERİ


Şekil 35. Son 10 Yıl İçerisinde TPAO Tarafından Yapılan 2B ve 3B Sismik Çalışmalar

TPAO, 1954 yılından bu yana milli petrol şirketi olarak, Türkiye’nin her geçen gün artan petrol ve doğal gaz ihtiyacını yurtiçi ve yurtdışı kaynaklardan karşılama yönündeki vizyonu ve misyonu doğrultusunda son yıllarda geliştirdiği yeni arama stratejisi ile faaliyetlerini Türkiye’nin yeterince aranmamış basenlerine, özellikle Karadeniz ve Akdeniz deniz alanlarına yönlendirerek, yatırımlarına büyük bir ivme kazandırmıştır. TPAO, Türkiye’nin ham petrol ve doğal gaz arzına katkıda bulunmak amacıyla yurtdışında da Azerbaycan, Irak, Libya, Kazakistan, Afganistan ve Kuzey Kıbrıs Türk Cumhuriyeti’nde çalışmalarını sürdürmektedir.

2013 yılı sonu itibariyle, son on yıllık dönemde, TPAO, Türkiye’deki sondaj öncesi hidrokarbon arama faaliyetleri kapsamında jeolojik saha faaliyetlerinin % 90’ını ve jeofizik saha faaliyetlerinin % 51’ini gerçekleştirmiştir.

TPAO, 2013 yılında 28,43 adam/ay jeoloji, karalarda 1.234 km 2B ve 835 km2 3B sismik çalışma ile denizlerde 11.929 km2 2B ve 4.509 km2 3B sismik çalışma gerçekleştirilmiştir (Şekil 35). Öte yandan, 15.412 noktada Gravite Manyetik (9.278 noktası Kuzey Kıbrıs’ta olmak üzere) jeofizik veri toplama çalışması yapılmıştır.

2.3. TPAO’NUN SEKTÖRDEKİ YERİ

TPAO’NUN YÜRÜTTÜĞÜ ARAMA - ÜRETİM FAALİYETLERİ

-‐

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

2B -‐ Kara 2B -‐ Deniz (Km)

-‐

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

3B -‐ Kara 3B -‐ Deniz (Km2)


Şekil 36. Son 10 Yıl İçerisinde TPAO Tarafından Gerçekleştirilen Sondaj Faaliyetleri

Şekil 37. Son 10 Yıl İçerisinde TPAO Hidrokarbon Üretim Miktarları

TPAO’nun yaptığı sondaj faaliyetleri son on yılda ciddi bir ivme yakalamış ve 2013 yılında 115 adet kuyuda 197.123 metre sondaj gerçekleştirilmiştir (Şekil 36). TPAO’nin 2013 yılında gerçekleştirdiği metraj, Türkiye’de aynı yıl içerisinde yapılan toplam metrajın % 56’sına tekabül etmektedir.

TPAO, 2013 yılında, Türkiye’de üretilen petrolün % 75’ini doğal gazın ise % 55’ini üretmiştir. TPAO tarafından 2013 yılında yurt içinde toplam 12,3 milyon varil ham petrol (33,699 varil/gün) ve 307 milyon sm3 doğal gaz üretilmiştir. Böylece TPAO’nun 2013 yılı yurtiçi petrol eşdeğeri hidrokarbon üretimi toplam 39.000 varil petrol eşdeğeri/gün (vpe/g) olarak gerçekleşmiştir (Şekil 37). Azerbaycan ve Kazakistan’daki 33.000 vpe/g’lük üretimi de düşünüldüğünde, TPAO’nun 2013 yılı yurt içi ve yurt dışı günlük üretimi toplam 72.000 vpe/g olarak gerçekleşmiştir.

69 72

103

133 122

158 181

199 177

197

34 40

63

74

63

78

92

103 94 104

0

25

50

75

100

125

0

50

100

150

200

250

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Metraj Kuyu Sayısı (Sağ Eksen)

(Bin Metre) (Adet)

29 29 29 28 28 34 35 33 32 34

7 10 7 7

9 5 4 5 6 5

0

20

40

60

80

100

120

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Yur/çi Gaz Yur/çi Petrol Petrol Fiyatları ($/v) (2012 Reel)

($/Varil) (Bin vpe/gün)


TPAO, son yıllarda stabil izleyen mevcut yurt içi üretimini artırma çalışmaları kapsamında, Batı Raman Üretimini Arttırma Projesi, Garzan Su Enjeksiyonu Projesi ve Batı Kozluca WAG (Water Alternating Gas) Projesi yürütmekte olup, 2012 yılı sonu itibariyle kümülatif 113 milyon varil ilave üretim artışı sağlanmıştır.

Öte yandan, TPAO, Karadeniz başta olmak üzere kendi başına, KKTC ve ayrıca yabancı şirketlerle (Tiway Turkey Ltd., Petrol Ofisi A.Ş., Foinavon Energy Inc., NVT Perenco, Amity Oil, Shell Upstream Turkey BV) yürüttüğü ortaklık anlaşmaları çerçevesinde kara ve deniz alanlarında arama çalışmalarını sürdürmektedir.

TPAO’nun yurt içi arama stratejisi; başta Güney Doğu Anadolu, Trakya ve petrol potansiyeli bulunan diğer kara alanları ile özellikle son dönemde beklentilerin büyük olduğu denizlerde yoğunlaşmış bulunmaktadır. TPAO, 31 Aralık 2012 tarihinde 130 Milyon $’a satın aldığı son teknolojik donanımlara sahip sismik gemi Barbaros Hayreddin Paşa ile 2013 yılında yurt içinde Karadeniz deniz alanlarında 9.195 km 2B, 1.549 km2 3B; Doğu Akdeniz’de 2.530 km 2B (21 Ocak 2014 itibariyle), 2.960 km2 3B ile Kıbrıs’ta (Magosa) 1.888 km 2B sismik veri toplama çalışması gerçekleştirmiştir.

Karadeniz’de 2004-2013 yılları arasında yaklaşık 71.000 km 2B ve 15.500 km2 3B sismik çalışma gerçekleştirilmiştir. Yapılan sismik ve jeolojik çalışmalarda bölgenin hidrokarbon potansiyeli hakkında önemli bulgular elde edilmiştir.

Karadeniz’de 2004-2013 yıllarında BP, Petrobras, ExxonMobil ve Chevron ile yapılan ortak arama çalışmalarında Hopa-1, Sinop-1, Yassıhöyük-1, Kastamonu-1 ve TPAO tarafından Sürmene-1/1RE “ultra derin deniz” ile Istranca-1 kuyularının sondajları gerçekleştirilmiştir. Istranca-1 kuyusundaki

testlerden alınan doğal gaz ve elde edilen jeolojik veriler büyük önem taşımakta olup, bu kuyu sayesinde Batı Karadeniz’deki prospektler hususunda çok önemli bilgilere sahip olunmuştur. Açılan bu kuyuların bilgisi ışığında Karadeniz’in derin suları altında tespit edilen yapıların hidrokarbon potansiyelinin keşfedilmesi ve ekonomiye kazandırılması hedeflenmektedir. 2014 yılında Karadeniz’de Istranca-2, 3 ve 4 kuyularının kazılması öngörülmektedir.

Batı Karadeniz’de, günde 2,1 milyon m3 üretim kapasitesine sahip çift katlı Akçakoca Platformu devreye alınmıştır. Üretim katından günde ortalama 250-300 bin m3 doğal gaz üretimi yapılmaktadır. Çayağzı Proses tesislerinde Akçakoca sahası dışında, Batı Karadeniz’deki Ayazlı ve Akkaya sahalarının gazı da proses edilmektedir.

Akdeniz’de (İskenderun, Kıbrıs, Mersin, Antalya açıkları) ise 2005-2013 yılları arasında 24.000 km 2B ve 5.600 km2 3B sismik çalışma gerçekleştirilmiştir.

TPAO; Trakya, Güneydoğu Anadolu ve İç Anadolu bölgeleri başta olmak üzere diğer kara alanlarında geleneksel (konvansiyonel) metotlarla sürdürdüğü arama çalışmalarına ek olarak; Türkiye’de bir ilk olan şeyl gaz ve şeyl petrol gibi geleneksel olmayan yöntemler ile petrol ve doğal gaz üretimi yapmaya yönelik çalışmalarına yoğun olarak devam etmektedir. Bu kapsamda son olarak, 23 Kasım 2011 tarihinde Güneydoğu Anadolu’da bazı ruhsat alanları için Shell ile Ortak İşletme Anlaşması imzalanmış olup, buradan olumlu sonuçlar elde edilmesi durumunda önemli bir üretim kaynağı devreye sokulmuş olacaktır. Bu kapsamda 2013 yılında 2 kuyunun sondajına başlanmış olup, 2014 yılında ise Shell ile ortak ankonvansiyonel 2 adet kuyunun daha kazılması planlanmaktadır.


Doğal gazın yaygın olarak kullanıldığı bütün ülkelerde olduğu gibi Türkiye’de de doğal gaz talebi mevsimlere göre değişmekte, kış aylarındaki talep yaz aylarındaki talebin iki katına kadar çıkabilmektedir. Bu nedenle, yazın talep fazlası gazın depolanabileceği, kış aylarında da depolarda saklanan bu gazın artan talebi karşılamak için kullanıma sunulabileceği gaz depolarına uzun süredir ihtiyaç duyulmaktadır. Ayrıca, ülkelerin enerji planlamaları açısından boru hatlarının bakımı veya diğer sebeplerden dolayı muhtemel arz kısıtlamaları halinde, bu dönemlerde arz-talep arasındaki dengeyi sağlamak açısından doğal gaz yeraltı depolama tesislerine sahip olmanın da ulusal enerji stratejisi açısından büyük önem taşıdığı düşünülmektedir. Bu kapsamda, TPAO, gaz ithalat

ve/veya toptan satış lisansına sahip olan firmalar (BOTAŞ, AYGAZ, OMV, BOSPHORUS, ENERCO, ENERJİSA, EWE v.b.) ile doğal gaz depolama sözleşmesi imzalamış olup, depolama hizmeti vermektedir. 2014 yılı başında, depolardaki doğal gaz miktarı 849 milyon m3’dür.

TPAO, doğal gaza olan talebin artması sebebiyle, mevcut tesislerin depolama ve geri üretim kapasitelerinin artırılmasını öngörerek, 2,66 milyar m3 olan depolama kapasitesini 4,3 milyar m3’e, azami 25 milyon m3/gün olan geri üretim kapasitesini ise azami 75 milyon m3/gün’e yükseltmek için çalışmalar yapmaktadır (Şekil 38, 39).

DEPOLAMA FAALİYETLERİ

Şekil 38. Kuzey Marmara ve Değirmenköy Yer altı Doğalgaz Depolama Tesisleri

DEĞİRMENKÖY

Karadeniz

BOTAŞ Pipeline

Bulgaria

Greec

e

Aege

an

Sea

ORTAK TESİS

Silivri

İstanbul KUZEY MARMARA

MARMARA DENİZİ

KUZEY MARMARA SAHASI 2

1

3

3

2

4

4

1


TPAO, gerek sektörde uygulanan en son teknolojik bilgi ve ekipmanları/gereçleri kullanarak, gerekse mali imkânlarını en üst seviyeye zorlayarak, dünya genelinde süren rekabet ortamında gerilerde kalmamayı amaçlamış ve çalışmalarını bu performansı sürdürmek üzere planlamıştır. Kazandırılan yeni teknolojiler ile faaliyetler etkin, verimli, daha düşük maliyetli ve zamandan tasarruf sağlanarak sürdürülmektedir.

TPAO, bu kapsamda kaynaklardan sağlanan hidrokarbon üretimi yanında ülke ihtiyacının kesintisiz, yeterli ve ekonomik

bir biçimde karşılanması amacıyla yurtdışında da petrol ve doğal gaz arama, sondaj ve üretim faaliyetlerini 2013 yılında da sürdürmüştür.

Tüm yurt içi ve yurt dışı faaliyetlerini gerçekleştirmek amacıyla, TPAO tarafından 2013 yılında 418 milyon $’ı yurt içi, 762 milyon $’ı yurt dışı olmak üzere toplam 1.180 milyon $ yatırım harcaması gerçekleştirmiştir. Son on yılda ise TPAO tarafından 8,2 milyar $ yatırım harcaması yapılmıştır (Şekil 40).

TPAO’NUN YURT İÇİ YATIRIMLARI

Şekil 40. TPAO’nun Son 10 Yıldaki Yurt İçi ve Yurt Dışı Yatırım Tutarları

(Milyar $)

0

100

200

300

400

500

600

700

800

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Yurt İçi Yurt Dışı

Şekil 39. TPAO Doğal Gaz Depolama, Geri Üretim ve Enjeksiyon Kapasitesi

10

16 16

40

14

20 25

75

1,6

2,66 2,84

4,3

2007 2012 FAZ I

2015 FAZ II

2018 FAZ III

Enjeksiyon Kapasitesi (milyon m3/g)

Geri ÜreDm Kapasitesi (milyon m3/g)

Depolama Kapasitesi (milyar m3)


TP2023 BÜTÜNSEL DÖNÜŞÜM PROGRAMITPAO, değişen dünya ve enerji iş ortamını en iyi şekilde algılamak ve gerekli tepkileri verebilmek adına “TP2023 BÜTÜNSEL DÖNÜŞÜM PROGRAMI” çalışmalarına başlamıştır. Bu kapsamda, TPAO “Strateji Yol haritası”, “Temel Yetkinlik” ve “Kurumsal Yetkinlik” alanlarını bir bütün olarak bünyesinde barındıran bir “Sürdürülebilir Büyüme Modeli” ortaya koymayı hedeflemiştir. Böylelikle; ülkesinde petrol ve gaz kaynağı sınırlı olan Milli Petrol Şirketleri’nin gelirlerinin kendi ülke gayri safi yurtiçi hasılalarına oranı değerlendirildiğinde TPAO’nun bu potansiyelinin ne kadar yüksek olduğu anlaşılabilecektir. Bunun sonucunda da; enerji

kaynaklı cari açığın azaltılmasına TPAO’nun sağlayabileceği katkının yansımaları, bu dönüşümün ne kadar önemli ve gerekli olduğunu gösterecektir (Şekil 41).

TP2023 Bütünsel Dönüşüm Programı çerçevesinde oluşturulan Strateji Yol Haritası; Temel Yetkinlik ve Kurumsal Yetkinlik olmak üzere iki ana eksende tasarlanmıştır. Temel Yetkinlik, TPAO’nun arama ve üretim faaliyetleri geliştirilmesi ile ortaya konan Büyüme Modelini temsil ederken, Kurumsal Yetkinlik ise iş yapış şeklini, kurumsal altyapı ve yönetimi, tanımlayan sürdürülebilirlik modelini temsil etmektedir.

Şekil 41. TP2023 Bütünsel Dönüşüm Programi

SÜRDÜRÜLEBİLİR BÜYÜME MODELİ

STRATEJİ YOL H

ARİTASI

TPAO 2023

TPAO 2013 BÜ

YÜM

E M

ODE

Lİ

SÜRDÜRÜLEBİLİRLİK MODELİ

OPERASYONEL ODAKLI DEĞERLENDİRME/KARAR

VERME

BİREYSEL HAFIZA «KİŞİLERE

BAĞLI»

STRATEJİK PORTFÖY ODAKLI DEĞERLENDİRME/

KARAR VERME

KURUMSAL HAFIZA

«İŞ ZEKASI»


TPAO’nun ana faaliyetlerini temsil eden Büyüme Modelinde temel yaklaşım olarak, yatırım ve kaynak dağlımı karar süreçlerinde kuyu/saha odaklı değerlendirme yerine, ortaklığın tüm varlıklarının bir bütün olarak ele alınarak portföy yaklaşımı ile değerlendirilmesine karar verilmiştir. Bu doğrultuda TPAO’nun arama ve üretim faaliyetlerinde proje bazlı organizasyonel yapılanması, sektör standartlarına uygun proje yönetimi uygulaması, sadece arama-üretim projelerine odaklanması amacıyla servis hizmetlerinin bir alt şirket aracılığıyla yürütülmesi ve her coğrafyada rekabet edebilir iş geliştirme yaklaşımının ortaya konması amaçlanmaktadır. Bununla birlikte halen Ortaklık bünyesinde başarı ile sürdürülmekte olan Türkiye için stratejik öneme sahip doğalgaz depolama faaliyetlerinin geliştirilmesi, dağıtım pazarlama konusunda alt şirketi olan TPPD’nin pazar payı ve satış hacminin arttırılması, Ar-Ge faaliyetlerinin gereken kaynak aktarımı yapılarak geliştirilmesi öngörülmektedir.

SÜRDÜRÜLEBİLİRLİK MODELİBÜYÜME MODELİTP2023 Bütünsel Dönüşüm Programı Büyüme Modelinin devamlılığını sağlayacak altyapının oluşturulmasını içeren kurumsal yetkinlik alanlarında ise Ortaklığın, reaktif, operasyonel detayların karar süreçlerinde etkin olduğu, kısa vadeli, geçmiş odaklı ve kişisel hafızaya dayalı bir anlayış ve sistemden, proaktif, bütünsel yaklaşımın karar süreçlerinde etkin olduğu, uzun vadeli, gelecek odaklı ve kurumsal hafızayı esas alan bir anlayış ve sisteme geçmesi öngörülmektedir. Bununla beraber insan kaynaklarının her düzeyde gelişiminin sağlanmasına odaklanılması, kurumsal kimlik algısının kurum içi ve dışında standart olacak şekilde belirlenmiş bir konsept çerçevesinde geliştirilmesi, iş güvenliği ve çevre konularında uluslararası standartlara erişilerek özellikle yurtiçinde öncü rol oynanması amaçlanmaktadır.

TPAO’nun 2023 hedeflerine ulaşabilmesi ve bunun sürdürülebilir kılınması için planlanan faaliyetlerin her iki boyutta eşgüdümlü ve birbirini tamamlayacak şekilde hayata geçirilmesinin gerekli ve vazgeçilmez olduğu değerlendirilmektedir.


Şekil 42. Türkiye’ye Uzanan veya Uzanması Planlanan Uluslararası Petrol ve Doğal Gaz Boru Hattı Projeleri

Türkiye, sahip olduğu jeostratejik konumu itibariyle, bölgesel petrol ve doğal gaz projelerinde öncü rol oynamak suretiyle gerek ulusal arz güvenliğinin sağlanmasında gerekse de Avrupa başta olmak üzere bölgesel arz istikrarına katkıda bulunma konusunda büyük bir potansiyele sahiptir. Bu kapsamda, Ortadoğu, Hazar Bölgesi ve Orta Asya’nın zengin hidrokarbon kaynakları ile Avrupa ve Dünya’daki tüketici ülkeler arasında güvenilir, istikrarlı ve ekonomik bir enerji merkezi olma doğrultusunda mevcut ve planlanan olmak üzere;

• Bakü-Tiflis-Ceyhan Ham Petrol Boru Hattı (BTC)• Irak-Türkiye Ham Petrol Boru Hattı • Bakü-Tiflis-Erzurum Doğal Gaz Boru Hattı (BTE)• Samsun-Ceyhan Ham Petrol Boru Hattı• Trans-Anadolu Doğal Gaz Boru Hattı (TANAP)• Türkiye-Yunanistan Doğal Gaz Boru Hattı (ITG)• Trans-Adriyatik Doğal Gaz Boru Hattı (TAP)• Irak-Türkiye Doğal Gaz Boru Hattı projeleri bulunmaktadır (Şekil 42).

2.4 HİDROKARBON KAYNAKLARININ NAKLİNDE TÜRKİYE’NİN KÖPRÜ KONUMU


TPAO’nun da % 6.53 hissesinin bulunduğu 1,2 milyon v/g kapasiteli Bakü-Tiflis-Ceyhan (BTC) ham petrol boru hattından 2013 yılında yaklaşık 685.000 v/g’lük Azeri ve Türkmen petrolü Ceyhan’a ulaşmış ve buradan dünya pazarlarına taşınmıştır. Irak-Türkiye ham petrol boru hattı ise sabotajlar nedeniyle 1,4 milyon v/g’lük kapasitesinin çok altında faaliyet göstermiş ve ortalama olarak 100.000 v/g’ün biraz üzerinde ham petrol taşımıştır. TPAO’nun % 9 hissesine sahip olduğu Bakü-Tiflis-Erzurum (BTE) doğal gaz boru hattından 2013 yılında yaklaşık 5 milyar m3’lük doğal gaz Azerbaycan/Şah Deniz doğal gazı taşınmıştır. BTE boru hattının doğal gaz taşıma kapasitesinin yıllık 20 milyar m3’e çıkarılması için çalışmalar devam etmektedir.

Hazar Bölgesi’nde üretilecek doğal gazın Türkiye’ye ve Türkiye üzerinden bölgesel pazarlara ulaştırılması amacıyla 26 Haziran 2012 tarihinde Türkiye ile Azerbaycan Hükümetleri arasında Trans-Anadolu Doğal Gaz Boru Hattı (TANAP) Anlaşması imzalanmıştır. TANAP Projesi ile elde edilecek taşıma ve

vergi gelirlerine ilave olarak, doğal gaz arz güvenliğine de katkı sağlanması ve hattın genişletilebilir kapasitesi sayesinde orta ve uzun vadede önemli stratejik ve ekonomik avantajların da elde edileceği değerlendirilmektedir. Trans-Adriyatik Boru Hattı (TAP) Projesi ile TANAP Projesi vasıtasıyla Türkiye’ye gelecek olan Azeri gazının Avrupa’ya sevk edilmesi sağlanacaktır. TANAP üzerinden ilk aşamada, Azerbaycan’daki Şah Deniz gaz sahasının 2. geliştirme fazından üretilecek yıllık 16 milyar m3’lük gazın 6 milyar m3’ünün Türkiye’de kullanılması ve kalan 10 milyar m3’lük gazın de Şah Deniz konsorsiyumunun Haziran 2013’te seçtiği TAP Projesi ile Avrupa’ya taşınması planlanmaktadır. Somut adımları atılan söz konusu TANAP ve TAP Projeleri dışında, Türkiye’ye Irak ve Doğu Akdeniz gibi farklı doğal gaz kaynak ülke ve bölgelerden doğal gaz tedarik etmek üzere çeşitli projeler gündemdedir. Bu projelerin hayata geçmesi, gerek Türkiye’nin artan gaz ihtiyacının karşılanmasını temin etmek gerekse de enerji terminali olma hedefi doğrultusunda büyük önem taşımaktadır.


• BP Statistical Review of World Energy, Haziran 2013

• BP Energy Outlook 2030, Ocak 2013

• Cedigaz News Reports

• EIA, Annual Energy Outlook (Erken Dağıtım), 2014

• EPDK

• IHS Energy

• Indexmundi

• PIGM

• Uluslararası Enerji Ajansı (IEA), World Energy Outlook, 2013

• Uluslararası Enerji Ajansı (IEA), Oil Market Reports, 2013

KAYNAKLAR

www.tpao.gov.tr cyta

sarim

.com

MAYIS - tpao.gov.tr · Şekil 25. Son 10 Yıl İçerisinde Türkiye’nin Ham Petrol Arzı ve Yerli...

Documents

Transcript of MAYIS - tpao.gov.tr · Şekil 25. Son 10 Yıl İçerisinde Türkiye’nin Ham Petrol Arzı ve Yerli...