Türkiye Petrolleri A.O. Genel Müdürlüğü 2011 Yılı Hampetrol ve Doğal Gaz Sektör Raporu Mayıs 2012
İÇİNDEKİLER 1. DÜNYA DA PETROL VE DOĞAL GAZ SEKTÖRÜNÜN GÖRÜNÜMÜ... 2 1.1.Petrol Sektörü....2 1.2.Doğal Gaz Sektörü....6 1.3. 2012 Yılında Petrol ve Doğal Gaz Sektöründe Beklenen Gelişmeler. 10 2. TÜRKİYE DE PETROL VE DOĞAL GAZ SEKTÖRÜNÜN GÖRÜNÜMÜ. 12 2.1.TPAO nun Sektördeki Yeri........15 2.2.Rafinaj Sektörü....18 KAYNAKLAR 20 1
DÜNYA DA PETROL VE DOĞAL GAZ SEKTÖRÜNÜN GÖRÜNÜMÜ Birincil enerji kaynakları arasında stratejik konuma sahip olan hampetrol 2011 yılında dünya enerji talebinin %33,1 ini doğal gaz ise % 23,8 ini karşılamıştır. 20. yüzyılın ikinci yarısından itibaren özellikle hızlı sanayileşme ile artan çevre kirliliği, nispeten temiz bir yakıt olan doğal gaz talebinin artmasına neden olmuştur. Uluslararası enerji ajansının 2030 yılı birincil enerji projeksiyonuna göre kömür ve doğal gaz talebinde önemli artışlar beklenmektedir. Dünya enerji talebinde son 20 yılda yaşanan ortalama %2,4 lük yıllık artışın 2030 yılına kadar yıllık %1,6 ya düşmesi, gaz ve fosil olmayan yakıtların enerji tüketimindeki paylarının fosil yakıtlara oranla daha fazla artması, petrolün ise yıllık %0,7 ile en düşük artış oranına sahip yakıt olması beklenmektedir[1]. Projeksiyon 1.1.Petrol Sektörü Petrol Ticareti Şekil 1. 1990-2030 Dönemi Dünya Enerji Tüketimi[1] *Sıvı yakıtlar; hampetrol, kondensat, etanol, biyodizel vb. lerinden oluşmaktadır 2008-2010 döneminde daralan dünya petrol ticareti, 2010 yılından itibaren artış trendi göstermektedir. 2011 yılında dünya petrol üretimi 88 milyon v/g e ulaşırken bu miktarın yarısından fazlası tankerlerle belirli limanlardan taşınmıştır. Basra Körfezi nde Hürmüz Boğazı ve Hint ve Pasifik Okyanuslarını bağlayan Malakka Boğazı dünyanın iki önemli stratejik geçidi olarak öne çıkmaktadır. 2
Alternatif rotalar içerisinde Suudi Arabistan boyunca uzanan 5 milyon v/g taşıma kapasiteli Petroline Hattı, 290.000 v/g doğal gaz taşıma kapasiteli Abqaiq-Yanbu hattı ve Irak-Türkiye boru hattı yer almaktadır. İstanbul ve Çanakkale boğazlarından 2009 yılında gerçekleşen, Rusya ve Eski Sovyet Birliği ülkeleri için önem arz eden 2,9 milyon v/g lük petrol ticaretinin 2,5 milyon v/g lük kısmı hampetrol olarak taşınmıştır. Türk boğazlarından petrol ticareti 2004 yılında 3,4 milyon v/g ile en yüksek seviyeye ulaşırken, Rusya nın ticareti Baltık limanlarına kaydırmasıyla birlikte 2006 yılında 2,6 milyon v/g e kadar gerilemiş, ancak Azerbaycan ve Kazakistan da üretim ve ihracatın artması petrol ticaret trafiğini tekrar hareketlendirmiştir. Halen Hazar Denizi ve Karadeniz i batıya bağlayan alternatif bir rota bulunmazken, yeni boru hatları proje çalışmaları devam etmektedir[6]. 2016 yılına kadar bölgeler arası petrol ticaretinin 1 milyon v/g artarak 35,8 milyon v/g e ulaşması beklenmektedir. Bu dönemde Orta Doğu bölgesinin en büyük petrol ihracatçısı olmayı sürdüreceği, Afrika da (özellikle Angola ve Nijerya da) ihracatın 1,6 milyon v/g den 8,8 milyon v/g e çıkarak en yüksek ihracat artışının gerçekleşeceği tahmin edilmektedir. Aynı dönemde Eski Sovyetler Birliği ülkelerinde ihracat rakamının sabit kalması ve Dünya petrol ticaretinin Pasifik kıyılarına yönelmesi beklenmektedir[2]. Petrol Tüketimi Şekil 2. 2010-2016 Dönemi Dünya Hampetrol İhracatı[2] 2010 yılında 88,3 milyon v/g olan petrol tüketimi 2011 yılında 0,6 milyon v/g artmış ve 88,9 milyon v/g olarak gerçekleşmiştir[4]. Küresel talebin 2011 yılında 2010 yılına kıyasla Kuzey Amerika, Avrupa ve Afrika dışında kalan bölgelerde arttığı gözlenmiş olup, 2012 yılında da tüketim artışının devam etmesi beklenmektedir. İran-ABD arasındaki politik gerginliğin yanısıra petrol ihtiyacının %20 sini İran dan karşılayan Avrupa Birliği nin İran a yaptırım uyguma kararı ve karşılığında İran ın Hürmüz Boğazı nı kapatma olasılığı durumunda 2012 yılında petrol talebinin karşılanmasında 3
zorluklar yaşanması, orta vadede OECD petrol talep artışının sabit kalması, OECD dışı ülkelerin talep artışının ise artmaya devam etmesi beklenmektedir[5]. Kuzey Amerika Küresel Talep Artışı 2010/2011/2012 bin v/g Avrupa Eski SSCB Ülkeleri Orta Doğu Asya Latin Amerika Afrika Küresel Talep Artışı (bin v/g) Petrol Rezervi Şekil 3. 2010-2012 Dönemi Hampetrol Talep Artışı (bin v/g)[3] EIA verilerine göre 2010 yılında 1.335 milyar varil olan dünya petrol rezervi 2011 yılında ABD rezervleri hariç olmak üzere %8,6 lık artışla 1.450 milyar varil olarak gerçekleşmiştir[6]. OGJ tarafından açıklanan 2011 yılı ABD rezervi (20,7 milyar varil) eklendiğinde 2011 yılı dünya ispatlanmış petrol rezervi 1.471 milyar varil olarak gerçekleşmiştir[8]. Rezerv artışı büyük oranda Venezuela nın ağır hampetrol rezervlerinden kaynaklanmaktadır. Şekil 4. 2010 Yılı Bölgelere Göre Dünya İspatlanmış Petrol Rezervi[6] *(ABD rezerv değeri hariç) 4
Petrol Rezerv Ömrü Dünya petrol rezerv miktarında 2010 yılına oranla %9,3 lük bir artış gerçekleşmiş olmakla birlikte, artan petrol tüketimi nedeniyle 2010 yılında 46,16 yıl olan dünya petrol rezerv ömrü 2011 yılında 44,8 yıla düşmüştür. Petrol Üretimi 2010 yılında 87,4 milyon v/g olan dünya petrol üretimi 2011 yılında artarak 88,7 milyon v/g olarak gerçekleşmiştir. Ancak petrol üretiminde yaşanan 1,3 milyon v/g lük artış talebi karşılayamamıştır[3]. Rafinaj Avrupa daki ekonomik krizin petrol talebinin düşük seyretmesine neden olması, Libya dan petrol teminindeki aksama ve Japonya depreminin yarattığı zarar nedeniyle 2011 yılında dünya rafinaj miktarında bir önceki yıla oranla önemli bir artış kaydedilememiş, ayrıca ürün miktarında dönemsel dalgalanmalar yaşanmıştır. 2011 yılı için planlanan rafineri kapasite artışı 2012 ve 2013 yıllarına ertelenmiştir. Tablo 1: 2011 Yılı Dünya Rafinaj Miktarı (milyon v/g) 1 Ç. 2011 2 Ç. 2011 3 Ç. 2011 4 Ç 2011 K.Amerika 17 17,5 18,3 17,6 Avrupa 12,1 11,9 12,4 12 Pasifik 6,9 6,2 6,4 6,5 Toplam OECD 36 35,6 37,1 36,1 Eski Sov. Coğ. 6,3 6,5 6,6 6,6 OECD dışı Avr. 0,5 0,5 0,5 0,5 Çin 8,9 8,9 8,8 9,1 Diğer Asya 9,1 8,9 8,9 8,9 Latin Amerika 5,2 5,3 5,4 5,3 Orta Doğu 5,9 5,8 6,3 6,1 Afrika 2,3 2,1 2,1 2,2 Toplam OECD dışı 38,3 38,0 38,6 38,7 Toplam 74,2 73,6 75,7 74,8 5
Şekil 5. 2008-2016 Dönemi OECD Bölgesinde Kapanan ve Kapanacak Rafineri Kapasiteleri[5] İşlenmiş petrol ürünleri ticaretinin daha fazla kar getirmesi ve Avrupa daki piyasaların karbondioksit emisyonuna yönelik uygulamaları, Avrupa ya komşu bölgelerde işlenmiş petrol ürünleri ihraç etmek üzere büyük, yüksek kapasiteli rafineri yatırımlarının gerçekleştirilmesine neden olmuş ve Avrupa nın düşük kapasiteli, verimsiz rafinerilerinin rekabet gücünü zayıflatmıştır[3]. Petrol Fiyatları 2011 yılı içerisinde yaşanan Japonya depremi ve Libya da yaşanan sorunlar nedeniyle artan petrol fiyatlarında Uluslararası Enerji Ajansı nın (UEA) stratejik petrol rezervlerini piyasaya sürme kararı alması ve Yunanistan başta olmak üzere Avrupa nın birçok bölgesinde yaşanan ekonomik sıkıntılar ile ikinci yarıda düşüş yaşanmış olmakla birlikte, 2010 yılında ortalama 79,48 $/v olan brent petrol fiyatı %40 oranında artmış ve yıl ortalaması 111,26 $/v olarak gerçekleşmiştir[6]. Petrolün sınırlı bir coğrafyada takas edilmesi nedeniyle politik gelişmelerden brent petrolü kadar etkilenmeyen WTI petrol fiyatı ise 2011 yılında 94,88 $/v olarak gerçekleşmiştir. Şekil 6. 2009-2011 Dönemi Brent ve WTI Petrol Fiyat Hareketleri[6] 1.2. Doğal Gaz Sektörü Doğal Gaz Ticareti 2011 yılında LNG ticaret hacmi %10 artarak büyümeye devam etmiştir. LNG ithalatındaki büyüme özellikle nükleer krizle birlikte Japonya ve gelişmekte olan güney yarımküre pazarlarının yanısıra İngiltere, Güney Kore ve Tayvan gibi gelişmiş pazarlardaki artışlardan kaynaklanmıştır. Avrupa da LNG talebi yılın ilk yarısında artmış, ancak ikinci yarısında düşüş trendine girmiştir. Asya pazarlarındaki talep artışı ise piyasalardaki fazla LNG miktarını büyük ölçüde azaltmıştır[7]. 6
Doğal Gaz Tüketimi 2010 yılında 2.858 mtep olan doğal gaz talebi 2011 yılında %2,1 lik bir artış ile 2.918 mtep olarak gerçekleşmiştir[1]. Doğal Gaz Rezervi 2010 yılında 188,2 trilyon m 3 olan doğal gaz rezerv miktarı, 2011 yılında %1,5 lik artışla 191 trilyon m 3 olarak gerçekleşmiştir[8]. Şekil 7. 2011 Yılı Bölgeler İtibariyle Dünya Doğal Gaz Rezervi[8] 2011 yılında 47,6 trilyon m 3 ispatlanmış rezerv miktarı ile ilk sırada yer alan Rusya Federasyonu nu 33,1 trilyon m 3 ile İran, 25,2 trilyon m 3 ile Katar izlemektedir[8]. 7
Şekil 8. 2011 Yılı Dünya İspatlanmış Doğal Gaz Rezervi, (İlk On Ülke)[8] Doğal Gaz Rezerv Ömrü 2010 yılında 57,96 yıl olan doğal gaz rezerv ömrü 2011 yılında gerçekleşen %3 lük üretim artışı ve üretimle aynı oranda artış sağlanamayan doğal gaz rezerv miktarı nedeniyle 57,07 yıla düşmüştür. Doğal Gaz Üretimi 2010 yılında 2880,9 mtep olarak gerçekleşen doğal gaz üretimi, 2011 yılında %3 artmış ve 2975,7 mtep olarak gerçekleşmiştir[1]. Doğal Gaz Depolama 2010 yılında 87.911 milyon m 3 olan Avrupa doğal gaz depolama kapasitesi 2011 yılı başında 87.176 milyon m 3 olarak gerçekleşmiştir. Kuzey Amerika da ise depolama kapasitesi 103.505 milyon m 3 ten 105.569 milyon m 3 e yükselmiştir[9]. Güneydoğu Asya da depolama kapasitesi gelişmekte, Çin ve Hindistan ın depolama kapasitelerinin 2016 yılına kadar Uluslararası Enerji Ajansı standartlarına ulaşması beklenmektedir[2]. Doğal Gaz Fiyatları 2011 yılında Amerika da konvansiyonel olmayan metotlar ile üretilen gaz ve gaz piyasasının serbest piyasa mekanizması çerçevesinde hareket etmesi nedeniyle Henry Hub doğal gaz fiyatları düşüş trendi izlemiştir. Yıl başında 161,71 $/m 3 olan doğal gaz fiyatı yıl sonunda 114 $/m 3 olarak gerçekleşmiştir. Doğal gaz fiyatlarının petrol fiyatlarına endekslendiği Almanya da ise sınır gaz fiyatları 2011 yılı boyunca yükseliş trendi izlemiş ve 2011 yılında ortalama 193,9 $/m 3 olarak gerçekleşmiştir. 8
Şekil 9. 2011 Yılı Henry Hub ve Alman Sınır Doğal Gaz Fiyatları[6][10] Konvansiyonel Olmayan Gaz Üretimi ve Enerji Sektörüne Etkileri Son yıllara kadar yüksek üretim maliyeti, yetersiz teknoloji ve rezervlerin verimli kullanılamaması gibi nedenlerle tercih edilmeyen konvansiyonel olmayan gaz üretimi, ABD tarafından geliştirilen metotlarla artmaya başlamıştır. Konvansiyonel olmayan hidrokarbon üretimine yönelik küresel gelişim; ABD nin 20 yıllık LNG ihtiyacının konvansiyonel olmayan üretim ile karşılanması, LNG piyasalarında oluşan rekabet nedeniyle fiyatların petrol piyasasından daha ılımlı bir çizgide seyretmesi, doğalgaz kullanım alanının genişlemesi ve küresel çevre hedeflerine yaklaşılması, Doğal gaz ihracatçısı ülkelerin sayısının artması ile birlikte doğal gaz OPEC inin kurulması veya tek üreticinin küresel piyasayı domine etmesi ihtimallerinin zayıflaması[11], olarak özetlenebilir. Sözkonusu gelişmeler ışığında şirketler, dünyanın farklı bölgelerinde geleneksel olmayan gaz üretim teknolojisinde gelişim sağlayabilmek amacıyla üretim imkanlarının yüksek olduğu Polonya, Çin ve Avustralya gibi ülkelerde ortaklık anlaşmalarına yönelmektedir. Polonya ülkedeki kaynakların değerlendirilmesi konusunda mevzuatı esnetmiştir. Çin, Hindistan ve Avustralya da ise kömür rezervlerinin yoğun olarak bulunduğu bölgelerde kömür yataklarından metan eldesine yönelik yatırımlar sürdürülmektedir. Bu çalışmaların olumlu sonuçlanması halinde üretilen gazın bir kısmının LNG olarak piyasaya sunulması ve gaz arzında artış olması beklenmektedir. Ayrıca, Çin in büyük miktarda şeyl gaz üretmesi halinde, ülkenin enerji dengesinde ve küresel doğal gaz ticaret rotalarında değişimler olacağı tahmin edilmektedir. 9
1.3. 2012 Yılında Petrol ve Doğal Gaz Sektöründe Beklenen Gelişmeler Petrol ihtiyacının yaklaşık yüzde 20'sini İran'dan karşılayan Avrupa Birliği, İran a yaptırım uygulayacağını açıklamıştır. İran ise olası bir müdahale karşısında Hürmüz Boğazını kapatma tehdidinde bulunarak petrol piyasalarında dalgalanmaya neden olmuştur. Dünya petrol ticaretinin %20 sine sahip Hürmüz Boğazında petrol akışının aksaması halinde petrol fiyatlarının yükselmesi beklenmektedir[13]. Dünyada hidrokarbon talebindeki artış, sektörde 2000 li yıllardan itibaren yaşanan teknolojik gelişmeler nedeniyle konvansiyonel olmayan kaynaklara yönelime neden olmuştur (Şekil 10). Ayrıca, üretimi arttırma teknikleri, 3 boyutlu görüntüleme, derin deniz sondajları, çatlatma (fracking) ve sondaj sırasında log alma tekniklerinin kullanımı artmaktadır[14]. Dünya genelinde rezerve erişim daha fazla yatırım gerektirmekte, yükselen petrol fiyatları ve sektörde artan faaliyetler; personel, ekipman ve hizmet maliyetlerinin artmasına neden olmaktadır[5]. 10
Şekil 10. 2011-2020 Dönemi Yeni Petrol ve Doğal Gaz Kaynakları[14] Arap Baharının bölgedeki petrol ve doğal gaz yatırımlarına olumsuz etkileri nedeniyle önümüzdeki 5 yıllık dönemde petrol fiyatlarının artması beklenmektedir. Uluslararası Enerji Ajansı projeksiyonlarında dünya enerji yatırım ihtiyacının 2035 yılına kadar 38 trilyon Dolar olacağı, 10 yıllık periyotta ham petrol üretimindeki artışın %90 oranında Orta Doğu ve Kuzey Afrika dan sağlanacağı öngörülmektedir[15]. Meksika Körfezinde faaliyetler kaza öncesi seviyelere ulaşmış olmakla birlikte, offshore faaliyetlerinde yeni düzenlemeleri gündeme getirmiştir. AB tarafından konuya ilişkin olarak yürütülen çalışmalar bürokrasiyi artıracağı ve verimi düşüreceği gerekçesi ile Kuzey Denizi nde üretim yapan ülkelerin muhalefetine neden olmuştur. Avrupa da yapılacak düzenlemelerin offshore maliyetlerini artırması da beklenmektedir[16]. Dünya da Fukuşima faciası sonrasında gelişmiş ülkelerde nükleer enerji yatırımlarına tepki oluşmuştur. Bu ülkelerin artan enerji taleplerini karşılamak için doğal gaza özellikle LNG yatırımlarına yönelmeleri beklenmektedir. İklim değişikliği konusunda Aralık 2011 de Durban da biraraya gelen ülkeler 2020 yılına kadar sera gazı emisyonunu düşürme hedefleri konusunda uzlaşmış olmakla birlikte, ülke politikaları nedeniyle bağlayıcı ve eyleme geçmeyi gerektiren kararlar alamamışlardır[17]. Basra Körfezi nde Hürmüz Boğazı nın kapatılması durumunda petrol ticareti için alternatif rotaların belirlenmesi ihtiyacının doğması ve bu durumun taşıma maliyetlerini yükseltmesi beklenmektedir. Azerbaycan ve Kazakistan da üretim ve ihracatın artması ile tekrar hareketlenen ve yıllık 50.000 gemi 5.500 tanker geçişi ile dünyanın en yoğun geçitleri arasında yer alan Boğazlarda en dar mesafenin yarım milden az olması geçidi zorlu kılmaktadır. Bu nedenle boğazlarda çevresel tehditler nedeniyle yaşanabilecek kazalara karşı yeni düzenlemeler getirilmesi gündeme gelmektedir. 11
TÜRKİYE DE PETROL ve DOĞAL GAZ SEKTÖRÜNÜN GÖRÜNÜMÜ Ülkemizde 2011 yılında, 47,56 adam/ay jeolojik saha çalışması (tamamı TPAO tarafından), 72,19 ekip/ay jeofizik saha çalışması (59,36 ekip/ay TPAO) gerçekleştirilmiş, 101 adet arama kuyusu, 35 adet tespit kuyusu, 60 adet üretim kuyusu, 5 adet doğal gaz depolama kuyusu olmak üzere toplam 201 adet kuyu açmış olup, 324.689 metre sondaj yapılmıştır. 2011 yılında toplam 2,4 milyon ton petrol ve 793 milyon m 3 doğal gaz üretilmiş olup, günümüze kadar toplam 137,9 milyon ton petrol ve 12,8 milyar m 3 doğal gaz üretimi gerçekleştirilmiştir. Türkiye de yeni petrol sahalarının keşfedilmesi ve ikincil üretim yöntemlerinin geliştirilmesi ile üretim düşüşü engellenebilmiş, ancak 2010 yılında yükselen üretimi 2011 yılında 2010 yılına oranla %5,1 düşmüştür. 12
Şekil 11. Yıllar İtibariyle Türkiye Ham Petrol Üretimi[18] Ayrıca, 2002 yılından itibaren TPAO tarafından kurulan ortaklıklarla Trakya da gerçekleştirilen yeni doğal gaz keşifleri ve eski sahalarda açılan yeni üretim kuyularının devreye girmesi ile 2001 yılında düşen doğal gaz üretimi tekrar yükselişe geçmiş ve 2008 yılında 1.014 milyon m 3 üretim ile tarihin en yüksek seviyesine ulaşmıştır. 2011 yılı üretimi ise 793 milyon m 3 olarak gerçekleşmiştir[19]. Şekil 12. Yıllar İtibariyle Türkiye Doğal Gaz Üretimi[18] 2011 yılı yurtiçi üretilebilir petrol rezervi 310,4 milyon varil (45,43 milyon ton) olup, yeni keşifler yapılmadığı takdirde, bugünkü üretim seviyesi ile yurtiçi toplam ham petrol rezervinin 19,2 yıllık bir ömrü bulunmaktadır. 2011 yılı yurtiçi üretilebilir doğal gaz rezervi 7,17 milyar m 3 tür. Yeni keşifler yapılmadığı takdirde, bugünkü üretim seviyesi ile yurtiçi doğal gaz rezervinin 9 yıllık bir ömrü bulunmaktadır. Diğer taraftan, üç tarafı denizlerle çevrili olan Türkiye de, deniz arama alanlarından Karadeniz ve Akdeniz de 1990 lı yıllarda yapılan sismik çalışmalarla karasuları ve açık denizlerin potansiyeli incelenmiştir. Son yıllarda deniz sondaj teknolojisindeki gelişmelerin, su derinliklerinin fazla (1.000 2.000 m) olduğu alanlarda arama ve üretim imkanlarını ortaya çıkarması ile denizlerimizde hidrokarbon aramacılığının yapısı hızla oluşturulmuştur. TPAO nun Karadeniz, Akdeniz ve Ege de arama faaliyetleri 2004 yılından itibaren devam etmektedir. 23 Kasım 2011 tarihinde TPAO ile Shell arasında Akdeniz Bölgesi Antalya deniz alanlarındaki 3 ruhsat alanını kapsayan bir ortak işletme anlaşması imzalanmıştır. 13
Son 10 yılda özellikle Kuzey Amerika da geliştirilen teknoloji ile geleneksel olmayan yöntemle gaz üretiminde yaşanan gelişmelere paralel olarak ülkemizde de TPAO-Transatlantic TEMI ile imzalanan ve 2011 sonuna kadar geçerli olan mutabakat zaptının yanısıra, 23 Kasım 2011 tarihinde Shell ile Ortak İşletme Anlaşması imzalanmıştır. Anlaşma kapsamında geleneksel olmayan yöntemlerle gaz üretimi gerçekleştirilmesi planlanmaktadır. Ülkemizde bir ilk olacak söz konusu gaz üretiminin ülkemiz hidrokarbon ihtiyacının karşılanmasına katkı sağlaması beklenmektedir. Karadeniz de yürütülen faaliyetler sonucunda ülkemizin 40 yıllık doğal gaz ihtiyacını karşılayabilecek rezerv varlığı tespit edilmiştir. Ayazlı-Akkaya ve Doğu Ayazlı doğal gaz sahalarından Karadeniz Türk karasuları içinde doğal gaz üretimine başlanmış olup, günde yaklaşık 500.000 m 3 gaz üretimi gerçekleştirilmektedir. Türkiye deki petrol sahalarının %7 si 25-500 milyon varil rezerve sahip olup, kalan %93 ünün rezervi 25 milyon varilden azdır. Başka bir deyişle, Türkiye de keşfedilmiş petrol sahalarının %93 ü küçük saha %7 si ise orta saha sınıfındadır. Şekil 13. Yıllar İtibariyle Türkiye Ham Petrol Arzı[18] Şekil 14. Yıllar İtibariyle Türkiye Doğal Gaz Arzı[18] Son on yılda Türkiye ham petrol arzı %15 oranında düşerken, doğal gaz arzı %121 oranında artmıştır. 2011 yılında ham petrol talebinin %9,5 i yerli üretimle karşılanmış, doğal gazda ise bu oran %2 olarak gerçekleşmiştir[18]. 14
Tablo 2. 2011 Yılı Türkiye Ham Petrol Rezervleri[18] *İspatlanmış, muhtemel ve mümkün rezervler toplamıdır. Tablo 3. 2011 Yılı Türkiye Doğal Gaz Rezervleri[18] Şirket Rezervuardaki Gaz (m 3 )* Üretilebilir Gaz (m 3 ) Kalan Üretilebilir Gaz (m 3 ) TPAO 11.700.841.486 8.860.641.486 1.017.229.691 N.V.Turkse Perenco 4.654.326.807 3.258.023.101 2.929.348.910 Amity Oil İnt. ve TPAO 1.912.535.923 1.574.432.039 149.657.400 Thrace Basin ve Pinnacle Turkey Rezervuardaki 5.318.973.185 Üretilebilir 4.826.700.366 Kalan Üretilebilir 2.459.907.294 Corp. Şirket Petrol (*) Petrol Petrol Tiway, TPAO, Foinavon ve Petrol Varil M.Ton 1.336.910.000 Varil M.Ton 987.470.000 Varil 257.393.359 Ofisi A.Ş. M.Ton TPAO TransAtlantic, Petrako ve Valeura 5.503.849.923 819.452.630 887.595.688 129.234.109 222.677.356 33.283.978 N.V.Turkse Perenco 666.350.319 90.195.529 129.846.000 201.660.611 27.364.333 123.747.000 27.088.993 3.648.735 23.898.418 Energy TransAtlantic Arar E.M.I. ve 539.000.000 73.247.984 240.000.000 98.500.000 13.385.763 192.000.000 12.778.316 1.760.854 191.903.458 DMLP Tiway Ltd. 161.400.000 141.600.000 138.863.780 Tiway Petrogas & TPAO 49.611.000 6.953.650 14.942.633 19.600.000 2.747.204 14.942.633 1.161.040 149.660 108.822 N.V.Turkse Amity Oil İnt. Perenco ve 111.994.000 15.626.242 14.700.000 32.148.161 4.478.631 11.800.000 14.627.861 2.067.812 101.579 TPAO Maya, Çalık Enerji ve Petrogas 350.000 350.000 1.252 GYP Toplam 57.200.000 8.576.457 25.484.826.034 10.050.000 19.991.706.625 1.481.923 2.119.503 7.168.413.963 287.340 Aladdin ve GYP 1.505.287 211.170 305.287 42.869 245.503 34.570 Aladdin, GYP ve Madison (Turkey) LLC. 24.300.000 3.615.690 6.190.000 914.922 3.978.665 592.934 Aladdin, GYP ve Talon 25.000.000 3.280.000 7.500.000 983.800 7.177.929 941.660 Arar 56.300.000 8.083.582 16.900.000 2.426.601 16.899.246 2.426.493 Extreme-Petrako 8.390.000 1.168.700 1.680.000 235.000 1.680.000 235.000 TPIC 333.073 49.619 333.073 49.619 - - Amity Oil ve TPAO 141.721 16.008 141.164 15.943 6.861 878 Diğer 33.478 4.570 33.478 4.570 1.182 137 Toplam 7.044.008.801 1.030.481.831 1.282.637.462 183.365.287 310.442.455 45.430.051 *İspatlanmış, muhtemel ve mümkün rezervler toplamıdır. 2.1.TPAO nun Sektördeki Yeri TPAO, önümüzdeki yıllarda Ülkemizin petrol ve doğal gaz ihtiyacını karşılayan, çalışılması en çok arzu edilen, bölgesinde etkin bir dünya enerji şirketi olmak vizyonu doğrultusunda, çalışmalarını sürdürmektedir. TPAO, yurtdışı faaliyetleri kapsamında uluslararası petrol şirketleri ile oluşturulan konsorsiyumlara iştirak etmek suretiyle Azerbaycan ve Kazakistan da sürdürdüğü üretim faaliyetlerinin yanısıra Irak ta, birinde operatör olmak üzere dört sahada servis hizmetine yönelik çalışmalarını sürdürmektedir. İş geliştirme kapsamındaki çalışmalar ise ülkeler ve/veya şirketler arası ilişkiler çerçevesinde sürdürülmektedir. 15
TPAO nun yurtdışı üretiminin büyük kısmı Azerbaycan'daki Azeri-Çıralı-Güneşli Üretim Projesinden oluşmaktadır. TPAO %9 hisse sahibi olduğu Şah Deniz Projesi ile yurtdışındaki ilk doğal gaz üretimini gerçekleştirmiş olup, bu üretimle birlikte ülkemiz doğal gaz ihtiyacının bir kısmını da yurtdışından karşılamaktadır. Güney Kafkasya Doğal Gaz Boru Hattı (SCP) Projesi ise Şah Deniz Projesindeki üretim faaliyetlerine bağlı olarak sürekli gaz sevkini sürdürmektedir. Projenin ana hedefi, ikinci aşamada bölge doğal gazının Türkiye üzerinden Avrupa ya iletilmesidir. Libya da ilk petrol keşfini 2009 yılında gerçekleştiren TPAO tarafından açılan 11 adet arama kuyusunun 7 si petrol keşfi ile sonuçlanmıştır. Libya da siyasi istikrarın sağlanmasının ardından TPAO Libya ofisi Kasım 2011 itibariyle çalışmalarına tamamen başlamış olup, 2012 yılında operasyonel faaliyetlere başlanması planlanmaktadır. 1994 yılından itibaren TPAO, Irak ta hidrokarbon arama ve üretim yatırımlarında bulunabilmek amacıyla Petrol Bakanlığı ile yakın temaslarını devam ettirmektedir. TPAO 2009 yılında Irak Missan ve Badra petrol sahalarının, geliştirilmesi için işletme hakkının yanısıra, 2010 yılında da Siba ve Mansuriya Gaz Sahalarının 20 yıllık işletme hakkını da konsorsiyum ortaklığıyla birlikte kazanmış olup, faaliyetlerini sürdürülmektedir. Ayrıca TPAO bağlı kuruluşu TPIC vasıtasıyla Rumalia Sahasında Irak Milli Petrol Şirketi (SOC) ne ait 45 kuyuluk ihale imzalanmış olup, sondaj faaliyetleri sürdürülmektedir. Yine TPIC tarafından Kolombiya da Gonzalez ve Maria Conchita bloklarında faaliyetlere devam edilmektedir. Küresel enerji talebindeki artışa paralel olarak, ekonomik gelişme ve refah düzeyindeki yükselme ile birlikte, Türkiye nin enerji ihtiyacı da hızlı bir şekilde artmaktadır. TPAO, 2014 yılında $58,8 milyar olacağı öngörülen ülkemiz enerji ithalat faturasının azaltılması ve arz güvenliğinin teminine yönelik faaliyetlerini sürdürmektedir[19]. TPAO, Türkiye nin mevcut petrol potansiyelinin tespiti, üretilmesi ve ekonomiye kazandırılması için kara alanlarının yanı sıra, son yıllarda denizlerdeki arama faaliyetlerine de ağırlık vermiştir. Petrol ve doğal gaz fiyatlarındaki artış ve gelişen teknolojiye paralel olarak azalan üretim maliyetleri, Karadeniz Havzasını petrol şirketlerinin ilgi odağı haline getirmiştir. Bu kapsamda TPAO nun denizlerde son 7 yılda gerçekleştirdiği sismik program miktarı, 57 yıllık tarihinde denizlerde gerçekleştirilen sismik çalışmaların toplamından fazladır. TPAO, büyük riskler taşıyan derin deniz arama yatırımlarında diğer şirketlerle risk paylaşımı yoluyla faaliyetlerini sürdürmektedir. Bu kapsamda, Ortaklığımızın, BP ile ortak yürüttüğü Doğu Karadeniz arama çalışmaları çerçevesinde, Türkiye nin ilk derin deniz sondajı (Hopa-1) 2006 yılında tamamlamış olup, 5.343 m de sondajı tamamlanan Yassıhöyük-1 kuyusu ile Ortaklığımız ultra derin deniz sondajında önemli bir başarıya imza atmıştır. Ayrıca, Petrobras, Exxonmobil ve Chevron ile ortaklıklar kurarak Karadeniz de sürdürdüğü sondaj faaliyetleri kapsamında; Sinop-1 kuyusu Petrobras operatörlüğünde, Yassıhöyük-1 ve Sürmene-1 kuyuları ise TPAO operatörlüğünde tamamlanmıştır. 2011 yılında denizlerde 16
toplam 4 adet (1 TPAO, 3 Ortak) kuyuda 12.844 m. (7.844 m. TPAO hissesi) sondaj gerçekleştirilmiş olup, Akdeniz de Kasım 2011 tarihinde Shell ile imzalanan ortaklık anlaşması ile önemli bir aşama kaydedilmiştir. Ayrıca 2 Kasım 2011 tarihinde 1 kara ve 7 deniz olmak üzere toplam 8 ruhsatta KKTC ile TPAO arasında Ortak Arama ve Üretim Paylaşımı Anlaşması imzalanmıştır. Batı Karadeniz de, günde 2,1 milyon m 3 üretim kapasitesine sahip çift katlı Akçakoca platformu devreye alınmış olup, üretim katından günde 450.000 500.000 m 3 doğal gaz üretimine sondaj katından ise doğal gaz üretimini arttıracak olan geliştirme ve yeni üretim kuyularının sondajına devam edilmektedir. 2011 yılında 2,4 milyon ton olarak gerçekleşen Türkiye ham petrol üretiminin %75 i TPAO tarafından gerçekleştirilmiştir. Son on yılda yurtiçi petrol üretiminde %3 oranında düşüş gözlenmiş olmakla birlikte, TPAO özellikle 2003 yılından sonra Batman Bölgesinde uyguladığı üretimi arttırma çalışmaları sonucunda üretim düşüşünü kısmen durdurmuştur. 2011 yılında 793 milyon m 3 olarak gerçekleşen Türkiye doğal gaz üretiminin %40 ı TPAO tarafından gerçekleştirilmiştir. Doğal gaz talebi mevsimlere göre değişmekte, kış aylarında talep yaz ayları talebinin iki katına kadar çıkabilmektedir. Bu nedenle, yaz aylarında talep fazlası gazın saklanabileceği, kış aylarında da saklanan bu gazın artan talebi karşılamak için kullanıma sunulabileceği gaz depolarına ihtiyaç duyulmaktadır. 17
Ayrıca, 18.04.2001 tarih ve 4646 sayılı Doğal Gaz Piyasası Kanunu, doğal gaz ithal eden şirketlerden ithal ettikleri doğal gazın %10 unu yurtiçinde depolama konusunda, depolama şirketleriyle anlaşma yapması şartını aramaktadır. Bu kapsamda, ülkemizin biri denizde diğeri karada olmak üzere toplam 1,6 milyar m 3 kapasiteli ilk yeraltı doğal gaz depolama projesi olan Silivri Doğal Gaz Depolama Projesi çalışmaları TPAO tarafından 1998 yılında başlatılmış, 2007 yılında depolanan gazın geri üretimi gerçekleştirilmiştir. 2009 yılında 2,66 milyar m 3 e artırılan depolama kapasitesinin 2013 sonunda 2,84 milyar m 3 e, 14 milyon v/g olan geri üretim kapasitesinin ise kademeli olarak; 2013 yılında 25 milyon m 3 /g e, 2016 yılında 50 milyon m 3 /g e yükseltilmesi için çalışmalar sürdürülmektedir. Haziran 2011 tarihinde EPDK tarafından yayınlanan Yeraltı Doğal Gaz Depolama Tesisi Kullanım Usul ve Esaslarına Dair Yönetmelik ile TPAO nun sahip olduğu depolama kapasitesinin BOTAŞ ve özel şirketlerin kullanımına sunulmasına yönelik düzenlemeleri içeren yönerge çalışmaları sürdürülmektedir[24]. Ayrıca, BOTAŞ tarafından Tuz Gölü nde kurulması planlanan 1 milyar m 3 kapasiteli depolama tesisi çalışmaları kapsamında Kasım 2011 ayında ihale tamamlanmıştır. Tesisin 2015 yılında hizmete sokulması planlanmaktadır[24]. Ayrıca Çalık Enerji tarafından Tuz Gölü havzasında 1,4 milyar m 3 kapasiteli yeraltı doğal gaz depolama projesi başlatılmıştır. Projenin mühendislik çalışması 2008 yılında tamamlanmış olup, ÇED çalışmaları devam etmektedir[24]. 2.2.Rafinaj Sektörü Genel Durum Türkiye de Türkiye Petrol Rafinerileri A.Ş. (TÜPRAŞ) a ait İzmit, İzmir, Kırıkkale ve Batman olmak üzere toplam dört adet rafineri faaliyet göstermektedir. 1962 yılında işletmeye alınan ATAŞ Rafinerisi ise Temmuz 2004 tarihinde depolama faaliyetlerine yönelerek rafineri faaliyetlerine son vermiştir. Ataş Rafinerisinin faaliyetlerine son vermesi ile 32 milyon ton/yıl olan Türkiye toplam rafineri kapasitesi 28,1 milyon ton/yıl a düşmüştür[22]. Tablo 4. Rafinaj Sektöründe Kurulu Kapasite ve Kapasite Kullanım Oranları[22] 18
İzmit İzmir Rafineri Kırıkkale Batman TOPLAM Kapasite ve KKO* (Mton/yıl ve %) KKO*: Kapasite Kullanım Oranı Rafinerilerde İşlenen Hampetrol Yıllar 2007 2008 2009 2010 2011 Kapasite 11 11 11 11 11 KKO 100 94 75 81 86 Kapasite 11 11 11 11 11 KKO 97 93 67 82 80,2 Kapasite 5 5 5 5 5 KKO 63 58 62 57 63,6 Kapasite 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 KKO 71 72 58 79 89 Kapasite 28,1 28,1 28,1 28,1 28,1 KKO 91,1 86 69 77 79,9 Ülkemizde 2011 yılında 20,9 milyon ton hampetrol işlenmiş ve 20,2 milyon ton petrol ürünü üretilmiştir[22]. Rafinerilerde Üretilen Petrol Ürünleri Şekil 29. 2011 Yılı Rafineri Bazında İşlenen Hampetrol Miktarı[22] 2010 yılına oranla %7,5 artan petrol ürünleri üretimi 2011 yılında 20,2 milyon ton olarak gerçekleşmiştir. 19
Sektörün Rekabet Gücü Şekil 30. 2011 Yılı Türkiye Rafinerilerinde Üretilen Petrol Ürünleri Dağılımı[22] EPDK tarafından Doğu Akdeniz Petrokimya ve Rafineri Sanayi ve Ticaret Anonim Şirketine 2007 yılında verilen rafineri (Adana/Ceyhan) lisansının yanısıra, 2010 yılında da Socar & Turcas Rafineri Anonim Şirketine rafineri (İzmir/Aliağa) lisansı verilmiş olup, İzmir/Aliağa da kurulacak olan STAR Rafinerisi'nin temeli atılmıştır[23]. TÜPRAŞ a ait dört rafineriye ek olarak; EPDK ya yapılan tüm lisans başvurularının kabul edilmesi halinde Ceyhan da toplam 15 milyar ABD Doları civarında yatırım planlanmıştır. KAYNAKLAR 1.BP Energy Outlook 2030, Ocak 2012 2. Medium-Term Oil and Gas Markets 2011, http://www.iea.org/publications/free_new_desc.asp?pubs_id=2392 3. Oil Market Report 4. IHS CERA Supply and Demand Tables 5.IEA World Energy Outlook 2011 6.EIA,International Energy Statistics, http://www.eia.gov/cfapps/ipdbproject/iedindex3.cfm?tid=5&pid=57&aid=6&cid=regions&s yid=2010&eyid=2011&unit=bb 20
EIA, Spot Prices http://www.eia.gov/dnav/pet/pet_pri_spt_s1_a.htm EIA, World Oil Transit Chokepoints http://205.254.135.7/countries/regionstopics.cfm?fips=wotc 7. Cedigaz Natural Gas in The World 8.Oil and Gas Journal, Aralık 2011 9.IEA Statistics NATURAL GAS INFORMATION (2010&2011 edition) 10.BAFA, www.bafa.de 11. James Baker Institute, Shale Gas and U.S. National Security 12. World Economic Outlook Update (www.imf.org) 13. BBC Türkçe, AB, İran'a petrol ambargosu kararı aldı [http://www.bbc.co.uk/turkce/haberler/2012/01/120123_eu_iran_sanction_approved.shtml]. 14. Oxford Institute for Energy Studies, Oxford Energy Forum 15.Reuters, UPDATE 2-Arab Spring disrupts energy investment-iea, http://uk.reuters.com/article/2011/10/18/iea-investment-idukl5e7li1s820111018 16. Oil and Gas Journal, 6 Şubat 2012 17. Durban Climate Agreements: Back To the Future, IHS CERA Insight 19 Aralık, 2011. 18.TPAO 2011 Yılı Faaliyet Raporu 19. Kalkınma Bakanlığı Orta Vadeli Plan 2012-2014. 20. BOTAŞ Genel Müdürlüğü Doğal Gaz Depolama Daire Başkanlığı. 21. Çalık Enerji, http://www.calikenerji.com/petrol_devam.php?sf=petrol&k=272&u=460 22. 2011 Yılı TÜPRAŞ Faaliyet Raporu, http://www.tupras.com.tr/uploads/tupfra2011.pdf 23. Turcas, http://www.turcas.com.tr/tr/yazi.php?id=9 24. Deloitte, Türkiye Doğal Gaz Piyasası: Beklentiler, Gelişmeler 2012, Mart 2012. 21
22