Petrol raporu - Türkiye Petrolleri AO

Transkript

MAYIS2014
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.
İÇİNDEKİLER
2
4
6
6
7
10
12
13
14
15
16
16
17
19
20
21
22
22
23
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 SEKTÖRÜ
Küresel Doğal Gaz Rezervleri
Küresel Doğal Gaz Üretimi
Küresel Doğal Gaz Rezervlerinin Ömrü
Küresel Doğal Gaz Tüketimi
Küresel Doğal Gaz Ticareti
Küresel Doğal Gaz Depolama Faaliyetleri
Doğal Gaz Fiyatları
Ankonvansiyonel Gaz Üretimi ve Enerji Sektörüne Etkileri
1.3. ÖNÜMÜZDEKİ DÖNEMDE HİDROKARBON SEKTÖRÜNDE
BEKLENEN GELİŞMELER
24
2. TÜRKİYE’DE PETROL VE DOĞAL GAZ SEKTÖRÜNÜN
GÖRÜNÜMÜ
25
25
29
29
30
33
34
34
37
38
39
41
43
2.1. TÜRKİYE ENERJİ GÖRÜNÜMÜ
2.2. TÜRKİYE HİDROKARBON SEKTÖRÜ
Türkiye’deki Hidrokarbon Rezervleri
Yurt İçi Hidrokarbon Arama ve Üretim Faaliyetlerindeki Gelişmeler
Petrol Sektörüne Yönelik Mevzuat Değişiklikleri
2.3. TPAO’NUN SEKTÖRDEKİ YERİ
TPAO’nun Yürüttüğü Arama-Üretim Faaliyetleri
Depolama Faaliyetleri
TPAO’nun Yurt İçi Yatırımları
TP2023 Bütünsel Dönüşüm Programı
2.4. HİDROKARBON KAYNAKLARININ NAKLİNDE TÜRKİYE’NİN KÖPRÜ KONUMU
KAYNAKLAR
2013 YILI HAM PETROL VE DOĞAL GAZ SEKTÖR RAPORU
1
ŞEKİLLER
Şekil 1. 2012 Yılı Küresel Birincil Enerji Tüketim Oranları Şekil 2. 1990-2030 Dönemi Dünya Enerji Tüketimi Şekil 3. Bölge/Ülke Bazında Enerji Talebi ve Talep Artış Oranları Şekil 4. 2012 Yılı Bölgelere Göre Dünya İspatlanmış Petrol Rezervi Şekil 5. 2012 Yılı Bölgelere Göre Dünya Petrol Üretimi Şekil 6. 2017’ye Kadar Küresel Petrol Üretim Artışı Şekil 7. 2017’ye Kadar En Fazla Petrol Üretim Artışının Yaşanacağı İlk 5 Ülke Şekil 8. 2011-2035 Küresel Petrol Üretim Artışının Kaynakları Şekil 9. 2012 Yılı Bölgeler İtibariyle Petrol Rezerv Miktarı Şekil 10. Dünya Sıvı Yakıt Rezervleri ve Arz maliyetleri Şekil 11. 1985- 2012 Yılları Arası Bölgelere Göre Dünya Petrol Tüketimi Şekil 12. Yıllar İtibariyle Küresel Rafinaj Kapasitesi Şekil 13. 2009-2013 Dönemi Brent ve WTI Petrol Fiyat Hareketleri
Şekil 14. 2012 Yılı Dünya İspatlanmış Doğal Gaz Rezervleri Dağılımı Şekil 15. Küresel Olarak En Fazla Doğal Gaz Rezervine Sahip İlk 10 Ülke Şekil 16. Bazı Ülkelerin Doğal Gaz Üretim Değişim Projeksiyonu Şekil 17. ABD’de Farklı Kaynaklardan Elde Edilen Gaz Üretim Projeksiyonu Şekil 18. 2013 Yılı Bölgelere Göre Doğal Gaz Rezervi ve Rezerv Ömrü Şekil 19. Yıllar İtibariyle Dünya Doğal Gaz Tüketimi
Şekil 20. Bazı Bölge ve Ülkelerin 2035 Yılı Doğal Gaz Tüketim Projeksiyonu Şekil 21. 2012 Yılı Henry Hub Doğal Gaz Fiyatları Şekil 22. 2012 Yılı Türkiye Birincil Enerji Arzı Şekil 23. 2012 Yılı Türkiye Enerji Tüketiminin Sektörel Dağılımı Şekil 24. 1990-2012 Türkiye Enerji Talebinin Yerli Üretimle Karşılanma Oranı (%)
Şekil 25. Son 10 Yıl İçerisinde Türkiye’nin Ham Petrol Arzı ve Yerli Üretim Oranları
Şekil 26. Son 10 Yıl İçerisinde Türkiye’nin Doğal Gaz Arzı ve Yerli Üretim Oranları Şekil 27. 2013 Yılında Türkiye’nin İthal Ettiği Ham Petrolün Kaynak Ülkelere Göre Dağılımı Şekil 28. 2013 Yılında Türkiye’nin İthal Ettiği Doğal Gazın Kaynak Ülkelere Göre Dağılımı Şekil 29. 2012 Yılı Şirketlere Göre Türkiye Ham Petrol Rezervleri Şekil 30. 2012 Yılı Şirketlere Göre Türkiye Doğal Gaz Rezervleri 2
TÜRKİYE PETROLLERİ
3
4
5
6
7
7
8
9
10
11
12
14
15
16
17
18
19
19
20
22
23
27
28
29
29
30
31
31
32
33
Şekil 31. 2013 Yılında Yapılan Sondaj Sayısının Şirketlere ve Türlerine Göre Ayrımı Şekil 32. 2013 Yılında Yapılan Sondaj Metrajlarının Türlerine Göre Ayrımı Şekil 33. 2000 – 2013 Yılları Arasında Türkiye Ham Petrol Üretimi Şekil 34. 2000 – 2013 Yılları Arasında Türkiye Doğal Gaz Üretimi
Şekil 35. 2004-2013 Yılları Arasında TPAO Tarafından Yapılan 2B ve 3B Sismik Çalışmalar
Şekil 36. Son 10 Yıl İçerisinde TPAO Tarafından Gerçekleştirilen Sondaj Faaliyetleri
Şekil 37. Son 10 Yıl İçerisinde TPAO Hidrokarbon Üretim Miktarları
Şekil 38. Kuzey Marmara ve Değirmenköy Yer Altı Doğalgaz Depolama Tesisleri
Şekil 39. TPAO Doğal Gaz Depolama, Geri Üretim ve Enjeksiyon Kapasitesi
Şekil 40. TPAO’nun Son 10 Yıldaki Yurt İçi ve Yurt Dışı Yatırım Tutarları
Şekil 41. TPAO 2023 Bütünsel Dönüşüm Programi
Şekil 42. Türkiye’ye Uzanan veya Uzanması Planlanan Uluslararası Boru Hattı Projeleri
34
34
35
35
38
39
39
41
42
42
43
44
3
1. KÜRESEL PETROL VE DOĞAL GAZ
SEKTÖRÜNÜN GÖRÜNÜMÜ
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).
Kömür
% 29,9
Doğal Gaz
% 23,9
Petrol
% 33,1
163
1 10 9 45 172
1 11 11 45 188
3 16 13 9 19 16 88 61 50 57 67 74 78 81 84 88 36 39 63 66 72 1995
2 13 13 241
294
1 12 12 48 44 1990
217
5 17 14 2000
2005
71 2010
81 2015
314
13 21 18 334
17 23 20 91 93 80 86 TÜRKİYE PETROLLERİ
Yenilenebilir
Hidroelektrik
Nükleer
Kömür
Doğalgaz
2020
92 2025
95 2030
Şekil 2. 1990-2030 Dönemi Dünya Enerji Tüketimi (Birim: Milyon Petrol Eşdeğeri/Gün)
(Kaynak: BP Energy Outlook-2030, 2013)
4
Yenilenebilir
% 1,9
Nükleer
% 4,5
Şekil 1. 2012 Yılı Küresel Birincil Enerji Tüketim Oranları
(Kaynak: BP Statistical Review, 2013)
(Milyon Petrol Eşdeğeri/Gün)
268
Hidro
% 6,7
Petrol
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.
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.
Doğu Avrupa/ Avrasya
ABD
10
Avrupa
Birliği 11,3
16,4
0 %
31%
Orta Doğu
1 %
10 %
Afrika
3,5
Brezilya
29,8
5 %
8 %
7,5
Çin
7,7
18 %
11,3
Hindistan
Güney Doğu
Asya
7,3
3,2
Japonya
0 %
11%
5 %
2035 teki enerji talebi (Milyon Varil Petrol Eşdeğeri)
%
2011-‐2035 Enerji Talep ArUşındaki Payı
Şekil 3. Bölge/Ülke Bazında Enerji Talebi ve Talep Artış Oranları (Kaynak: UEA, WEO 2013)
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
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.
5
1.1. KÜRESEL PETROL SEKTÖRÜ
KÜRESEL PETROL REZERVLERİ
2012 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).
AVRUPA AVRASYA
141; %13
K. AMERİKA
220; %13
ABD
35; % 2,1
ORTA DOĞU
808; % 48
RUSYA
87,2; % 5,2
ÇİN
17,3; % 3
ASYA PASİFİK
41; % 3
AFRİKA
130; % 8
LATİN AMERİKA
328; %20
Şekil 4. 2012 Yılı Bölgelere Göre Dünya İspatlanmış Petrol Rezervi (Kaynak: BP Statistical Review, 2013)
6
KÜRESEL PETROL ÜRETİMİ
2011 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.
90
(Milyon v/g)
80
7,9
70
60
50
40
30
20
10
0
8,3
8,0
6,1
5,4
13,1
6,7
6,7
17,5
7,3
9,4
9,9
Afrika
7,8
7,1
20,2
23,7
28,3
25,5
16,9
16,1
13,8
15,0
17,6
17,2
4,0
4,5
5,8
6,7
7,3
7,4
14,8
13,8
13,8
13,9
13,7
15,6
1990
1995
2000
2005
1985
Asya-‐Pasifik
Orta Doğu
Avrupa ve Avrasya
O.ve G.Amerika
K.Amerika
2010
Şekil 5. 2012 Yılı Bölgelere Göre Dünya Petrol Üretimi (Kaynak: BP Statistical Review, 2013)
7
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.
18
16
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).
(Milyon v/g)
17,2
14
12
12,8
8
9,4
6
İLK 5 ÜLKE
10
4
2
0
2,8
0,9
O-‐15
KALAN OPEC DIŞI OPEC NGL, GTL, CTL
0,7
BİYOYAKIT
Şekil 6. 2017’ye Kadar Küresel Petrol Üretim Artışı (Kaynak: IHS Energy)
8
TOPLAM
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).
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.
Irak % 45
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.
OPEC Dışı
% 12
Irak Hariç
% 43
Şekil 8. 2011-2035 Küresel Petrol Üretim Artışının Kaynakları
(Kaynak: IEA, Iraq Energy Outlook, 2012)
(Milyon v/g)
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
Irak
Brezilya*
ABD
Kanada
Ankonvansiyonel Üre>m
Konvansiyonel Üre>m
Kazakistan
* Ultra-‐derin denizden üre>m
Şekil 7. 2017’ye Kadar En Fazla Petrol Üretim Artışının Yaşanacağı İlk 5 Ülke (Kaynak: IHS Energy)
9
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
900
800
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.
(Milyar Varil)
(Yıl)
808
122
700
600
100
500
78
400
300
200
100
0
38,7
328
220
K. Amerika
22,4
140
La7n Amerika
50
38
Avrupa ve Avrasya
Rezerv
130
Orta Doğu
Afrika
14
41
Diğer Asya-‐
Pasifik
Rezerv Ömrü
Şekil 9. 2012 Yılı Bölgeler İtibariyle Petrol Rezervi Miktarı (Kaynak: BP Statistical Review, 2013)
10
150
0
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
Varil başına üre<m maliye< (2012)
120
Kuzey Kutbu
($/varil)
100
Ultra Derin
Denizler
Diğer
EOR
80
60
Üre$lmiş
20
Çok ağır petrol, Bitümen
0
1000
2000
3000
Hafif
Tight Oil
4000
5000
Kerojen
CO2
EOR
Ortadoğu
Gazdan
Sıvı Yakıt
Diğer Konvan-‐
siyonel
40
0
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.
6000
Kömürden
Sıvı Yakıt
7000
8000
Kalan teknik olarak Üre<lebilecek rezerv (Milyar varil)
Şekil 10. Dünya Sıvı Yakıt Rezervleri ve Arz maliyetleri (Konvansiyonel ve Konvansiyonel olmayan)
(Kaynak: IEA, WEO, 2013)
11
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.
K.Amerika
O.ve G.Amerika
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.
Avrupa ve Avrasya Orta Doğu
Afrika
Asya-‐Pasifik
(Milyon v/g)
5
5
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
5
5
5
5
5
5
5
6
6
6
6
6
7
2012
5
2011
4
2010
4
2009
4
2008
4
2007
4
2006
4
19 19 19 19
2005
4
4
8
2004
4
3
8
2003
4
3
8
2002
4
3
8
2001
3
3
1985
23 23 23 23 22 21 20
22 23 23
29 30
26 28
2000
14 15 15 16 17
11 12 13
11 11
2 2 2 2
2 2 2
3 3 4 4 4 24 24
2
3 3 3
26 26
24 25 25
23
22
21
20 20 21 21
18 19
3 3 3 3 3
2 2 3 3 3 6 6 6 7 7
2
2
2 2 5 5 5 5 5 5 6
4 4
20 19 20 20 20 20 20 20 20 20
20 19 20 20
Şekil 11. 1985- 2012 Yılları Arası Bölgelere Göre Dünya Petrol Tüketimi
(Kaynak: BP Statistical Review, 2013)
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
12
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 TİCARETİ
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.
ABD
TOPLAM İHRACAT
DİĞER
DİĞER ASYA PASİFİK
SİNGAPUR
JAPONYA
HİNDİSTAN
ÇİN
AVUSTRALYA
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.
AFRİKA
AVRUPA
G. VE O. AMERİKA
MEKSİKA
ABD
2012 Yılı Petrol Ticaret Haraketleri (bin v/g)
KANADA
2011 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.
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
2.163
155
12
124
2.261
425
KUZEY AFRİKA
341
149
0
88
1.577
0
BATI AFRİKA
ORTA DOĞU
133 2.900 2.474 3.543 1.119 4.385
26
221
89
18
6 19.700
8
68
17
2.602
4.565
861
84
0
192
1.313
0
119 1.033
548
98
2
315
0
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
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
106
0
3
26
372
HİNDİSTAN
DİĞER ASYA PASİFİK
TOPLAM İTHALAT
10.56
9
725
581
25
1.80
4
70
12.49
0
1.28
1
954
556
7.16
3
103
3.87
1
581
4.74
3
717
2.96
1
0
7.25
9
21
896
2.580
55.29
7
Tablo 1. 2012 Yılı Dünya Petrol Ticareti (Kaynak: BP Statistical Review, 2013)
13
KÜRESEL RAFİNAJ FAALİYETLERİ
Dünya 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.
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.
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.
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.
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
100
OECD DIŞI
OECD
(Milyon v/g)
80
60
30
33
49
37
40
20
0
50
1980
40
44
43
1990
2000
2012
Şekil 12. Yıllar İtibariyle Küresel Rafinaj Kapasitesi (UEA, WEO, 2013)
14
PETROL FİYATLARI
Brent 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 $/v olarak gerçekleşmiştir.
140
120
Brent petrol fiyatlarını etkilemesi beklenen İran’a
uygulanan yaptırımların etkisi, ABD’de petrol
üretiminin artması ve Libya petrolünün tekrar
piyasaya dönmesi ile bertaraf edilmiş ve Brent
petrol fiyatları geçen yılın ortalamasına yakın
seyretmiştir. Ancak ABD’de artan petrol üretimi,
WTI petrol fiyatları üzerinde baskı oluşturmuş; bu
durum ise Brent ve WTI kıyas petrolleri arasındaki
makasın açılmasına neden olmuştur (Şekil 13).
($/varil)
100
80
60
40
0
Oca-‐2009
Mar-‐2009
May-‐2009
Tem-‐2009
Eyl-‐2009
Kas-‐2009
Oca-‐2010
Mar-‐2010
May-‐2010
Tem-‐2010
Eyl-‐2010
Kas-‐2010
Oca-‐2011
Mar-‐2011
May-‐2011
Tem-‐2011
Eyl-‐2011
Kas-‐2011
Oca-‐2012
Mar-‐2012
May-‐2012
Tem-‐2012
Eyl-‐2012
Kas-‐2012
Oca-‐2013
20
WTI ($/v)
Brent Petrol ($/v)
Şekil 13. 2009-2013 Dönemi Brent ve WTI Petrol Fiyat Hareketleri (Kaynak: Indexmundi)
Uluslararası Enerji Ajansı’nın projeksiyonlarına göre, petrol fiyatlarının piyasa koşullarına bağlı olarak 2020
yılında 113 $/v, 2035 yılında ise 128 $/v olacağı tahmin edilmektedir.
15
1.2. KÜRESEL DOĞAL GAZ SEKTÖRÜ
KÜRESEL DOĞAL GAZ REZERVLERİ
2011 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.
BDT
% 29
54 Trilyon m3
AVRUPA
% 2,5
3,7 Trilyon m3
K. AMERİKA
% 6
11 Trilyon m3
ORTA DOĞU
% 43
3
AFRİKA 80,5 Trilyon m % 8
14,5 Trilyon m3
ASYA PASİFİK
% 8,2
15,5 Trilyon m3
LATİN AMERİKA
% 4
7,6 Trilyon m3
Şekil 14. 2012 Yılı Dünya İspatlanmış Doğal Gaz Rezervleri Dağılımı (Kaynak: BP Statistical Review, 2013)
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.
(Trilyon m3)
Cezayir
Nijerya
Venezuela
BAE
Suudi Arabistan
ABD
Türkmenistan
Katar
Rusya
İran
0
5
10
15
20
25
30
35
40
Şekil 15. Küresel Olarak En Fazla Doğal Gaz Rezervine Sahip İlk 10 Ülke (Kaynak: BP Statistical Review, 2013)
16
KÜRESEL DOĞAL GAZ ÜRETİMİ
2011 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
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).
Çin
ABD
Rusya
Avustralya
Katar
Irak
Brezilya
2011-‐2020
Türkmenistan
2020-‐2035
İran
(Milyar m3/yıl)
Cezayir
-‐30
0
30
60
90
120
150
180
210
240
Şekil 16. Bazı Ülkelerin Doğal Gaz Üretim Değişim Projeksiyonu (Kaynak: UEA, WEO, 2013)
17
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.
1200
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
(Milyar m3)
1000
Alaska
Asosiye Olmayan Gaz (Deniz)
Asosiye Gaz (Deniz)
800
Asosiye Gaz (Kara)
600
Diğer
400
Kömür Yatağı Gazı (CBM)
Şeyl Gaz
200
Tight Gaz
0
2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031 2033 2035 2037 2039
Şekil 17. ABD’de Farklı Kaynaklardan Elde Edilen Gaz Üretim Projeksiyonu (EIA, AEO 2014)
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.
18
KÜRESEL DOĞAL GAZ REZERVLERİNİN ÖMRÜ
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.
100
150
146,7
(Trilyon m3)
80
120
81
60
90
58
40
42,8
20
0
Daha önce petrol rezervlerinin ömrüne ilişkin yapılan
değerlendirmelerin, doğal gaz rezerv ömürleri için de aynı
şekilde dikkate alınmasında yarar olduğu düşünülmektedir.
12,1 11
K. Amerika
67,1
56,4
8
La6n Amerika
Avrupa ve Avrasya
Rezerv
Orta Doğu
60
14
18
1
Afrika
Diğer Asya-‐
Pasifik
30
0
Rezerv Ömrü
Şekil 18. 2013 Yılı Bölgelere Göre Doğal Gaz Rezervi ve Rezerv Ömrü (Kaynak: BP Statistical Review)
19
KÜRESEL DOĞAL GAZ TÜKETİMİ
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
3.500
3.000
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.
(Milyar m3)
Asya Pasifik
2.500
Afrika
2.000
Orta Doğu 1.500
Avrupa ve Avrasya
1.000
O.ve G.Amerika
500
K.Amerika
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
0
Şekil 19. Yıllar İtibariyle Dünya Doğal Gaz Tüketimi (Kaynak: BP Statistical Review, 2013)
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
20
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.
KÜRESEL DOĞAL GAZ TİCARETİ
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
0
100
200
300
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).
400
500
600
700
800
ABD
Ortadoğu
AB
Rusya
Çin
Hindistan
Japonya
2035
2011
(Milyar m3/yıl)
Şekil 20. Bazı Bölge ve Ülkelerin 2035 Yılı Doğal Gaz Tüketim Projeksiyonu (IEA, WEO, 2013)
21
KÜRESEL DOĞAL GAZ DEPOLAMA FAALİYETLERİ
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.
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
DOĞAL GAZ FİYATLARI
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 $/1.000 m3 olarak gerçekleşmiştir
(Şekil 21).
140
Doğal gaz fiyatlarının bugün olduğu gibi, önümüzdeki
yıllarda da bölgesel olarak büyük farklılıklar göstermesi
beklenmektedir. ABD, halen Japonya’dan yaklaşık 6 kat,
AB’den 4 kat daha ucuz doğal gaz kullanmaktadır. Bu oranın
yıllar içinde azalmakla birlikte; Uluslararası Enerji Ajansı’nın
tahminlerine göre, 2035 yılında bile, ABD doğal gaz fiyatının
Japonya’dakinin 2,2 katı ucuz olacağı öngörülmektedir.
($/1.000 m3)
120
100
80
60
40
20
Henry Hub FiyaH
Şekil 21. 2012 Yılı Henry Hub Doğal Gaz Fiyatları (Kaynak: Indexmundi)
22
b.
13
Şu
.1
3
Oc
a
Ar
a.
12
.1
2
Ka
s
Ey
l.1
2
Ek
i.1
2
12
Ağ
u.
Şu
b.
12
M
ar
.1
2
Ni
s.1
2
M
ay
.1
2
Ha
z.1
2
Te
m
.1
2
Oc
a.
12
0
ANKONVANSİYONEL GAZ ÜRETİMİ VE ENERJİ SEKTÖRÜNE ETKİLERİ
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
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.
23
ÖNÜMÜZDEKİ DÖNEMDE HİDROKARBON SEKTÖRÜNDE BEKLENEN GELİŞMELER
• “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.
• 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.
• 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.
• 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.
• 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.
24
• 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.
2. TÜRKİYE’DE PETROL VE DOĞAL GAZ
SEKTÖRÜNÜN GÖRÜNÜMÜ
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 GÖRÜNÜMÜ
Türkiye, birincil enerji yoğunluğu açısından “enerji yoğun”
olarak nitelendirilen ekonomiler arasında yer almaktadır.
Odun, Tezek
% 3
Hidro
% 4
Diğer Yenilenebilir
% 6
İthal Kömür
% 16
Linyit
1% 15
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.
Tarım
% 3
Ulaş=rma
% 17
Diğer
% 2
Konut/Hizmet
% 26
Petrol
25%
Çevrim Sektörü
% 26
Doğal Gaz
% 31
Şekil 22. 2012 Yılı Türkiye Birincil Enerji Arzı
(Kaynak: ETKB)
Sanayi
% 26
Şekil 23. 2012 Yılı Türkiye Enerji Tüketiminin Sektörel Dağılımı
(Kaynak: ETKB)
25
80%
70%
% 67
60%
50%
% 67
% 69
% 72
% 72
% 73
% 73
% 75
% 73
% 71
% 72
% 72
% 73
% 58
% 52
40%
30%
20%
10%
0%
1990 1995 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Şekil 24. 1990-2012 Türkiye Enerji İhtiyacının İthalat ile Karşılanma Oranı (%)
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).
(Varil/
gün)
700.000 12%
600.000 10%
500.000 8%
400.000 6%
300.000 4%
200.000 2%
100.000 -‐ 2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Yerli Ham Petrol Üre<mi (Varil)
Ham Petrol İthalaB (Varil)
Diğer Ürün İthalaB (Varil)
Yerli Üre<m Oranı (Sağ Eksen)
2013
Şekil 25. Son 10 Yıl İçerisinde Türkiye’nin Ham Petrol Arzı ve Yerli Üretim Oranları (varil/gün)
26
0%
Türkiye’nin 2013 yılında yerli doğal gaz üretiminin tüketime oranı ise % 1,5 civarında gerçekleşmiştir.
(Milyar m3/yıl)
45 3,5%
40 3,0%
35 2,5%
30 25 2,0%
20 1,5%
15 1,0%
10 0,5%
5 -‐ 2004
2005
2006
Yerli Doğal Gaz ÜreCmi
2007
2008
2009
2010
Doğal Gaz İthalaG
2011
2012
2013
0,0%
Yerli ÜreCm Oranı (Sağ Eksen)
Şekil 26. Son 10 Yıl İçerisinde Türkiye’nin Doğal Gaz Arzı ve Yerli Üretim Oranları (m3/yıl)
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.
İtalya
1%
Rusya
8%
Azerbaycan
1%
S.Arabistan
15%
Irak
32%
Nijerya
3%
Libya
4%
Kazakistan
8%
İran
28%
Şekil 27. 2013 Yılında Türkiye’nin İthal Ettiği Ham Petrolün
Kaynak Ülkelere Göre Dağılımı (Kaynak: EPDK)
27
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).
Spot; %2 Nijerya; % 3
Cezayir; % 9
Rusya; % 58
28
Azerbaycan ; % 9
Şekil 28. 2013 Yılında Türkiye’nin İthal Ettiği Doğal Gazın
Kaynak Ülkelere Göre Dağılımı (Kaynak: EPDK)
İran; % 19
2.2. TÜRKİYE HİDROKARBON SEKTÖRÜ
TÜRKİYE’DEKİ HİDROKARBON
REZERVLERİ
2013 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.
800
700
(Milyon varil)
600
500
Üre>lebilir Petrol
400
Kümüla>f Üre>m
Kalan Üre>lebilir Petrol
300
200
100
ğe
r T
Di
.
.O
.P
.A
TP
IC
Pe
tra
ar
Ar
Am
ity
O
il &
m
e-‐
tre
Tr
an
sA
t
la
n>
Ex
P.
A.
ur
O.
ks
e c E
Pe
.M
re
.I.
nc
&
o
D
M
N.
LP
V.
Ti
Lt
Tu
w
ay
d.
rk
&
se
T
P
.P
er
.A
en
.O
co
.
&
T
.P
Al
.A
ad
.O
.
di
n &G
YP
GY
Al
& ad
P
M
d
ad
in
&
iso
G
n YP
(
Tu
Al
ad
rk
ey
di
n ) L
& LC
GY
.
P & Ta
lo
n
T.
.T
N.
V
ko
0
Şekil 29. 2012 Yılı Şirketlere Göre Türkiye Ham Petrol Rezervleri (Kaynak: PİGM)
29
12
(Milyar m3)
10
ÜreElebilir Gaz
8
KümülaEf Gaz
Kalan ÜreElebilir Gaz
6
4
2
et
&
P
O
ity
er
ji
Am
ro
il İ
nt
. ga
s
ga
s
tro
Pe
Ti
w
ay
ar
Ar
M
ay
a &
Ç
al
ık N.
V
En
.T
T.
P.
A.
O.
ur
ks
e Am
Pe
Th
ity
re
ra
O
nc
ce
il İ
o
B
nt
as
.
& in
Ti
&
T.
w
P.
P
ay
A.
in
& O
n
T.
ac
P.
l
e
A.
T
O.
ur
ke
Tr
&F
an
y &
o
i
sA
na
tla
vo
nE
n&
c&
P
et
Pe
ro
tra
l ko
& Va
le
ur
a 0
Şekil 30. 2012 Yılı Şirketlere Göre Türkiye Doğal Gaz Rezervleri (milyar m3) (Kaynak: PİGM)
YURT İÇİ HİDROKARBON ARAMA VE ÜRETİM FAALİYETLERİNDEKİ GELİŞMELER
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
30
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.
90
80
87
(Adet)
76
70
60
54
48
50
40
26
30
20
18
15
10
0
0
Arama
TPAO
28
24
4
2
Tespit
Üre7m
TPAO -‐ Diğer Şirket Ortaklığı (TPIC dahil )*
Toplam
Diğer Şirketler Şekil 31. 2013 Yılında Yapılan Sondaj Sayısının Şirketlere ve Türlerine Göre Ayrımı (Kaynak: PİGM)
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).
160
140
120
144
(Bin metre)
120
TPAO
TPAO -‐ Diğer Şirket Ortaklığı (TPIC dahil )*
Diğer Şirketler 100
60
40
75
73
80
48
29
53
41
39
20
0
6
Arama
Tespit
5
Üre7m
Toplam
Şekil 32. 2013 Yılında Yapılan Sondaj Metrajlarının Türlerine Göre Ayrımı (Kaynak: PİGM)
31
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.
60
(Bin Varil/gün)
55,2
55
51,2
49,0
50
50,1
48,2
47,7
47,5
45,7 45,8
43,7
45
40
46,9
48,2
42,9 43,4
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Şekil 33. 2000 – 2013 Yılları Arasında Türkiye Ham Petrol Üretimi (Kaynak: PİGM)
1.200
(Milyon metre3 / yıl)
1.015 1.000
800
896 907 893 707 639 793 664 561 600
400
729 726 312 562 378 200
0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Şekil 34. 2000 – 2013 Yılları Arasında Türkiye Doğal Gaz Üretimi (Kaynak: PİGM)
32
PETROL SEKTÖRÜNE YÖNELİK MEVZUAT DEĞİŞİKLİKLERİ
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.
33
2.3. TPAO’NUN SEKTÖRDEKİ YERİ
TPAO’NUN YÜRÜTTÜĞÜ ARAMA - ÜRETİM FAALİYETLERİ
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.
25.000 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.
2B -‐ Kara
(Km)
2B -‐ Deniz
20.000 15.000 10.000 5.000 -‐ 6.000 5.000 2004
2005
2006
2007
2008
3B -‐ Kara
(Km2)
2009
2010
2011
2012
2013
2011
2012
2013
3B -‐ Deniz
4.000 3.000 2.000 1.000 -‐ 2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Şekil 35. Son 10 Yıl İçerisinde TPAO Tarafından Yapılan 2B ve 3B Sismik Çalışmalar
34
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.
250
(Bin Metre)
Metraj
Kuyu Sayısı (Sağ Eksen)
200
78
74
150
63
100
69
72
2004
2005
50
0
133
40
34
63
(Adet)
103
94
92
181
199
104
125
100
197
177
75
158
122
50
103
25
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
0
Şekil 36. Son 10 Yıl İçerisinde TPAO Tarafından Gerçekleştirilen Sondaj Faaliyetleri
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.
50
45
($/Varil)
(Bin vpe/gün)
100
40
35
30
7
5
7
10
7
4
9
5
6
5
20
29
29
29
28
28
34
35
33
32
34
10
40
20
5
0
80
60
25
15
120
2004
2005
2006
Yur/çi Gaz
2007
Yur/çi Petrol
2008
2009
2010
2011
2012
2013
0
Petrol Fiyatları ($/v) (2012 Reel)
Şekil 37. Son 10 Yıl İçerisinde TPAO Hidrokarbon Üretim Miktarları
35
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
36
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.
DEPOLAMA FAALİYETLERİ
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
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).
DEĞİRMENKÖY
line
1
Pipe
AŞ
T
O
B
3
2
KUZEY MARMARA
4
MARMARA DENİZİ
KUZEY MARMARA
SAHASI
2
Silivri
4
Bulgaria
G
re
ge
Se an ec
a
e
ORTAK 1
TESİS
Karadeniz
İstanbul
Ae
3
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.
Şekil 38. Kuzey Marmara ve Değirmenköy Yer altı Doğalgaz Depolama Tesisleri
37
Enjeksiyon Kapasitesi (milyon m3/g)
4,3
Geri ÜreDm Kapasitesi (milyon m3/g)
Depolama Kapasitesi (milyar m3)
75
2,84
2,66
40
1,6
25
16
14
10
20
2007
16
2012
FAZ I
2015
FAZ II
2018
FAZ III
Şekil 39. TPAO Doğal Gaz Depolama, Geri Üretim ve Enjeksiyon Kapasitesi
TPAO’NUN YURT İÇİ YATIRIMLARI
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
800
700
(Milyar $)
Yurt İçi
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).
Yurt Dışı
600
500
400
300
200
100
0
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Şekil 40. TPAO’nun Son 10 Yıldaki Yurt İçi ve Yurt Dışı Yatırım Tutarları
38
2013
TP2023 BÜTÜNSEL DÖNÜŞÜM PROGRAMI
TPAO, 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.
STRATEJİK PORTFÖY ODAKLI DEĞERLENDİRME/
KARAR VERME
OPERASYONEL ODAKLI DEĞERLENDİRME/KARAR VERME
BÜYÜME MODELİ
SÜRDÜRÜLEBİLİR BÜYÜME MODELİ
İTA
AR
L H
O
İ Y
SI
TPAO
2023
EJ
T
RA
ST
TPAO
2013
SÜRDÜRÜLEBİLİRLİK MODELİ
BİREYSEL HAFIZA
«KİŞİLERE BAĞLI»
KURUMSAL HAFIZA
«İŞ ZEKASI»
Şekil 41. TP2023 Bütünsel Dönüşüm Programi
39
40
BÜYÜME MODELİ
SÜRDÜRÜLEBİLİRLİK MODELİ
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 aramaüretim 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.
TP2023 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.
2.4 HİDROKARBON KAYNAKLARININ NAKLİNDE TÜRKİYE’NİN
KÖPRÜ KONUMU
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).
Şekil 42. Türkiye’ye Uzanan veya Uzanması Planlanan Uluslararası Petrol ve Doğal Gaz Boru Hattı Projeleri
41
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
42
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.
KAYNAKLAR
• 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
43
44
cytasarim.com
www.tpao.gov.tr

Petrol raporu - Türkiye Petrolleri AO

Transkript

Benzer belgeler

enerj nn devler , turoge 2009 z rves nde bulu şuyor - Ite

ULUSLARARASI ENERJİ AJANSI`NIN “2012 DÜNYA ENERJİ

İsrail Ticaret Ataşeliği

TESPAM Hazar Raporu 05 2016

Petrol ve Gaz Pazarında Gelişmeler – Haziran 2016 Açılış

PDF dosyasını indirmek için tıklayınız

PDF dosyasını indirmek için tıklayınız

Petrol ve Biz Petrol ile ülkemizin ilişkisi malumunuz... Üzerine şarkı