AVRUPA GAZ PİYASASI: UZUN ERİMLİ KONTRATLAR MI SPOT PİYASA MI? Dr. VOLKAN ÖZDEMİR EPPEN13 MART 2015
1. Giriş Bilindiği üzere henüz dünya ölçeğinde bir pazar yapısına kavuşmamış olan doğal gaz, klasik anlamda başlıca üç bölgesel piyasada ve farklı şekillerde fiyatlanmaktadır. Bunlardan birincisi, Kuzey Amerika gaz piyasalarında hakim olan ve gazın tam rekabetçi bir ortamda ticarileşmesi suretiyle emtia fiyatının Hub denilen gaz ticaret ve dağıtım merkezlerinde belirlendiği spot piyasa modeli (gazın gazla rekabeti), ikincisi Türkiye nin de dahil olduğu Avrupa piyasasında kullanılan içerisinde al ya da öde gibi üretici ve tüketiciyi anlık piyasa farklılaşmalarına karşı güvenceye alan şartları da barındıran ve gaz fiyatının petrol ürünlerine endeksli olarak belirlendiği Uzun Erimli Sözleşme modeli ve üçüncü olarak da gaz fiyatlarının uzun dönemli LNG kontratlarında doğrudan petrol fiyat ortalamalarına bağlandığı ve nakliye/navlun maliyetlerinin yansıtıldığı Asya (Japanese Crude Cocktail) modelidir. Bu nedenle coğrafi olarak seneler boyunca birbirinden kopuk olarak gelişen Amerika, Asya ve Avrupa gaz piyasalarının iktisadi işleyiş mantığının da farklılaşması bir olgu olarak karşımızda bulunmaktadır. Uzun erimli kontratlarda yer alan fiyatlandırma mekanizması Groningen modeli adıyla Avrupa gaz ticaretinde 1950 li yılların sonundan itibaren yaygınlaşmış ve sözleşme yapılarındaki ufak değişim ile bugünlere kadar gelmiştir. Ancak Avrupa da yerleşen bu model, 50 yıllık bir egemenlikten sonra 2008 yılında yaşanan gelişmeler neticesinde Avrupa gaz piyasasının yeniden yapılanmasıyla sorgulanır hale gelmiştir. Bugün Avrupa piyasalarındaki gaz ticareti artık uzun erimli ithalat-ihracat kontratlarıyla olduğundan daha çok kısa vadeli spot piyasa işlemleri üzerinden yapılmaktadır. Bugün itibariyle yeniden yapılanmakta olan Avrupa gaz piyasası, gaz ticaretinde kullanılan başlıca iki fiyatlandırma (spot piyasa ve uzun erimli kontratlardaki petrol endeksli) mekanizmasıyla Amerika ve Asya arasında sıkışmış ve her iki modeli de içerisinde barındıran melez bir nitelik taşımaktadır. Dahası Avrupa gaz piyasasının yeniden yapılanma süreci, küresel bir doğal gaz piyasasının oluşumu ve serbestleşmesiyle kol kola gitmektedir. Dünyada petrol piyasasını andırır şekilde tedricen küresel bir gaz piyasası da belirme aşamasındadır. Bunun temel nedeni, 2008 yılı dünya ekonomik krizinden sonra senelerdir birbirinden kopuk 2
olarak işleyen bölgesel gaz piyasaları arasındaki karşılıklı etkileşimin LNG ticaretinin artışıyla birlikte giderek yaygın hale gelmesidir. Enerji tüketiminde gaza olan hızlı talep artışı nedeniyle doğal gazın altın çağına girileceği projeksiyonu ve sahle gaz gibi konvansiyonel olmayan gaz kaynaklarının çıkarımı için gerekli olan yatay sondaj, hidrolik çatlatma gibi teknolojilerin de son yıllarda doğal gaz üretimine büyük katkı sağlayacağı düşünceleri göz önünde bulundurulduğunda küresel gaz piyasası daha mümkün bir hal almaktadır. İşte tam bu sırada üç temel gaz ticaret bölgesinden biri olan Avrupa daki değişimin, Avrupa sınırlarının ötesinde bir anlam taşıması gayet doğaldır. Eğer Avrupa da spot gaz piyasa modeli petrol ürünleri endeksli uzun dönem kontrat modeline tamamen galip gelirse, uluslararası gaz ticareti sadece Asya piyasalarında ana hatlarıyla petrol endeksli ve uzun erimli kontratlar şeklinde yapılacaktır. Avrupa daki dönüşüm sonrası muhtemelen Asya piyasalarının da bu yalıtılmış duruma çok fazla dayanabilmesi beklenmeyecek ve sonuçta petrol piyasalarında olduğu gibi gaz da fiyatı başka ürünlere endekslenmeyen bir emtia olarak dünya ölçeğinde bir pazar yapısına sahip olacaktır. Bu sebeple Avrupa gaz piyasasındaki yeniden yapılanma ve spot piyasanın uzun erimli kontrat modeliyle olan çatışması ve bunun gelecekteki muhtemel evrimi dikkatlice incelenmesi gereken bir konudur. 2. Gaz Kontratlarında fiyatlandırma Uzun erimli kontratlarda petrol ve petrol ürünleri halen ciddi bir paya sahipse de dünya genelinde gaz ticaretinin spot piyasa modeline yönelik gelişimine dair bir gidişatın vurgulanması gerekmektedir. Uzun dönemli kontratlardaki endeksleme genel itibariyle ham petrol fiyatı ve hafif-ağır petrol ürünlerini kapsayarak 20-30 yıllık sözleşmelerde 6-9 ay gecikmeli olarak her çeyrek yıl başında oluşan fiyatlara aksettirilir. Alıcı al ya da öde taahhütlüyle satıcının yatırımını garantiye alır. Fakat bu endeksleme üretici ülkeler arasında değişiklikler gösterir ve nihai olarak gizlidir. Groningen modeliyle şekillenen Avrupa gaz piyasasında Rusya, Cezayir, Hollanda, Norveç gibi ülkelerin şirketleri satışlarında eskiden beri bu geleneksel yolu tercih etmiştir. 3
Tablo 1: Doğal Gaz Ticareti için Kullanılan Fiyatlandırma Formülleri Pn = Po(W1F1/F10+W2F2/F20+W3F3/F30+ ) Pn : Doğal gaz fiyatı Po : İlk fiyat W1,W2,W3 : Ürünlerin ağırlıkları. F1, F2, F3 : Mevcut ürün fiyatları F10, F20, F30 :Anlaşma zamanındaki ürün fiyatları Fiyatlandırmalarda ilk fiyat ve değişim formülü olmak üzere iki kısım bulunmaktadır. İlk fiyat belirlenirken gazın piyasada diğer kaynaklarla rekabet edebilirliği ve diğer kaynaklara oranla netback konumu önemliyken, eskalasyon formülü için ise endekslenecek ürünlerin gelecekteki değişim trendinde kaç aylık yansımalarla ele alınması gerektiği ve bu ürünlerin ağırlığının ne olması gerektiği ayrıntılıca hesaplanmalıdır. P(LNG) = ax + b (1) P(LNG): LNG Fiyatı x: ham petrol fiyatı (çeşitlendirilmiş ham petrol sepeti ortalaması) a: Alıcı-satıcı arasındaki kontrat müzakeresindeki eğim katsayısı b: C.I.S esasına göre belirlenen mesafe/uzaklık birimi Avrupa gaz piyasası yakından incelendiğinde Groningen modeli denilen uzun dönemli kontratlardaki fiyatlandırma yapısının dönemin şartlarına uygun olarak oluşturulduğu göze çarpmaktadır. Zira, uzun erimli kontratlar ilk çıktığında bunların petrol ürünlerine endekslenmesinin belirli bir mantığı bulunmaktaydı. 1960 ların şartlarında sanayide, elektrik üretiminde ve konut ısınmasında fuel oil tüketimi yaygınken, Heavy Fuel Oil (HFO) sanayi ve elektrikte / light fuel oil (LFO ısınmada) bu durum, kullanım alanı olarak doğal gaza ikame bir ekonomik mantık ortaya çıkartıyordu. Yani doğal gaz söz konusu yakıt alternatifleriyle piyasada rekabet eder durumdaydı. Seneler boyunca light fuel oil in piyasa fiyatı ham petrolden % 10-15 daha fazla iken, heavy fuel oil ise % 30-35 düşük seyretmekteydi. İlk Groningen modelindeki gibi 60/40 4
(LFO/HFO) oranı veya en son Rusya-Ukrayna anlaşmalarındaki gibi 50/50 oranına göre endeksleme yapılarak, ki bu aşağı yukarı ham petrol fiyatının %80 ine denk gelmektedir, baz fiyatının da eklenmesiyle nihai gaz fiyatı belirlenmekteydi i. Dahası 1980 lere gelindiğinde petrol ürünleri gaza ikame olma özelliğini kaybetmeye başladığı halde bile petrol ürünlerine endeksleme mekanizması kontratlarda sürmeye devam etti. Özellikle HFO nun sanayide ve elektrik üretiminde kullanılmaması süreci dünya enerji tüketiminde temel gelişme olarak ortaya çıkmaktaydı. Bu nedenle kontratlarda HFO nun payının indirilmesi gündeme gelmeye başlayınca bu durum gaz fiyatının %100 e yakın bir oranda ham petrol fiyatıyla paralel gitmesini sağlamaya başladı. Son zamanlarda ise bilhassa elektrik üretiminde gaza alternatif olarak nükleer, kömür ve yenilebilir ön plana çıkmaya ve eskalasyon formülü için endekslemelere konu olmaya başladı. Gaz piyasalarında tamamen farklı bir yapının oluşmasını sağlayan 2008 shale gas devriminden önce yapılan çalışmalarda Avrupa gaz piyasasında mevcut bulunan uzun dönemli kontratlardaki petrol ürünleri (HFO+LFO) bileşeninin toplam kontrat endekslemelerinde % 75 lik bir paya sahip olduğu, geri kalan %25 lik kısmın ise diğer göstergelere endekslendiği bilinmekteydi. Bu oran temel üreticilerin (Rusya-Hollanda) satış kontratlarında ise % 90 ı aşmakta, Avrupa daki en liberal piyasa olan İngiltere de ise az sayıdaki uzun erimli kontratta %30 lara kadar düşmekteydi ii. Şekil 1: 2005 yılı AB Ortalama Gaz Kontrat Yapılanması 5 Kaynak: EC Energy Sector Inquiry (2007)
Yukarıdaki şekilde 2008 krizi öncesinde AB ülkeleri için gaz fiyatlandırılması için kullanılan ortalama endeksleme görülmektedir. Buna göre heavy/light fuel oil gibi petrol ve petrol ürünlerinin gaz fiyatlandırmasındaki nihai ağırlığı %75 ler seviyesindedir. Aşağıda ülke örnekleri incelendiğinde ise İngiltere de kontrat yapısında gaz fiyatı ve enflasyon etkisi, buna karşın diğer örneklerde ise petrol ve petrol ürünlerinin ağırlığı göze çarpmaktadır. Şekil 2: 2005 Yılı Hollanda-İngiltere-Rusya-Cezayir Gaz Kontrat yapılanması Kaynak: EC Energy Sector Inquiry (2007) 2008 öncesi gaz piyasalarında İngiltere pazarındaki az sayıda uzun erimli kontratta gaz fiyatları %37, bunun yanında genel fiyatları içeren enflasyon sepeti indeksi ise %28 lik paya sahipti. Bu durum NBP gaz hub ının İngiltere gaz piyasasında hakim bir konumda olması ve uluslararası bir benchmark olmasıyla açıklanabilmektedir. Bu hubdaki gaz fiyatı uzun erimli kontratlara girebilecek kadar büyük bir öneme sahiptir. Bu hubların sayı, önem ve kapasitesi arttıkça kontratlardaki gaz fiyat yapılanmalarının diğer piyasalarda da aynı seyre gireceğinin göstergesidir. Sürdürülebilir olan bu gelişmenin bir doğal sonucu da İngiltere örneğinde olduğu gibi uzun erimli sözleşmelerde belirlenen gaz fiyatlarında kontrat yapısının petrol ürünleri endekslemesinden ziyade, hub bileşeni lehine şekillenmeye başlamasıdır. 6
3. 2008 Sonrası Avrupa Gaz Piyasası On yıllar boyunca uzun erimli sözleşmelerin hakim olduğu Avrupa da spot piyasa modeli küçük hacimli işlemlerde kullanılmaya başlanmış, fakat bilhassa 2008 yılından itibaren bu işlemlerin oranı giderek artmıştır. Aslında Avrupa gaz ticaretinin on yıllar boyunca belkemiğini oluşturan uzun dönemli gaz sözleşmelerine karşı Avrupa Komisyonu rekabeti artırıcı önlemler çerçevesinde çeşitli hukuki düzenlemeler getirmek istemiştir. 1998 de çıkarılan 1. Gaz direktifi piyasanın rekabete açılmasını temel amaç olarak ortaya koymuşken 2. ila 3. Direktiflerde (2009) uzun dönemli kontratların Avrupa Birliği gaz arz güvenliği için önemine atıf yapılmakla birlikte, bunun AB mevzuatının genel rekabet kurallarıyla çelişkiye düşmemesi gerektiği vurgulanmıştır. Bütün bu hukuki çabalara rağmen uzun erimli kontratlar ciddi addedilebilecek herhangi bir kısıtlamayla karşılaşmamış ancak bu duruma karşı en büyük tehdit 2008 dünya kriziyle birlikte iktisadi alandan gelmiştir: Krizle birlikte petrol endeksli uzun erimli kontratlardaki fiyatlar ile spot piyasa gaz fiyatları arasında uçurum oluşmuştur. Bunun da başlıca 3 nedeni bulunmaktadır: 1. Konvansiyonel olmayan gazların üretiminde ABD de yaşanan gelişmelerin oyun bozucu niteliğe ulaşması. 2. Dünya ekonomisindeki daralma nedeniyle enerji ve dolayısıyla gaz talebinde yaşanan düşüş. 3. 2000 lerin ortasından itibaren yatırım kararı alınan büyük miktarlı LNG projelerinin 2000 lerin sonlarına doğru ardı ardına devreye girmeye başlaması. Arzda muazzam bir artışa, talepte ise ihmal edilemeyecek bir düşüşe yol açan bu üç faktör gaz piyasalarında bir süre devam edecek gaz bolluğu meydana getirince Avrupa gaz piyasaları da bu durumdan etkilenmiştir. Avrupa gaz piyasalarına, uzun erimli kontratlara göre çok daha düşük fiyatlı ve daha önce Amerika piyasası için projelendirilmiş olan spot LNG girişi artmış ve Avrupa, yeni bir gaz piyasa dönüşümü yaşamaya başlamıştır. İngiltere gaz hubı olan NBP de fiyatlar 2009 yılında 4-5 mmbtu seviyelerine çekilirken uzun dönemli kontratlarda fiyatlar 9-10 mmbtu düzeylerinde seyretmiştir. Sonraki dönemde de biraz kapanmakla birlikte bu fiyat farkı devam etmiş ve uzun dönemli kontratlardaki petrol ürünlerine endeksli gaz fiyatlarıyla spot piyasa fiyatları aşağıdaki grafikte görüldüğü üzere 7
The rate at which Japan successfully brings back on line a significant portion of its nuclear generation fleet. The rate at which new LNG projects, currently under construction, are commissioned; and, Enerji Piyasaları ve Politikaları Enstitüsü The future pace of LNG demand growth, especially that of China. Figure 22 shows the key international gas prices for the period 2001-14. Since 2011 the 2008 de unprecedented hemen spread hemen between aynıyken US, 2012 ye European kadar andortalama Asian LNG 3 mmbtu prices has oranında been fark reasonably oluşmuş, sonrasında consistent, hub ların apart fromyaygınlaşması the weather-induced ile spot earlyfiyatlarla 2014 European uzun erimli hub and kontratlar Asian LNG arasındaki spot pricefiyat decline. How might this change as we move into the future? farkı azalmıştır. Figure 22: International Gas Prices 2001-2014 Şekil 3: Karşılaştırmalı Gaz Piyasa Fiyatları 2001-2014 (Euro/Mwh) 60 50 40 NBP Henry Hub /MWh 30 20 BAFA Japanese cif LNG Brent Asian LNG Spot Gazprom Reported Price James Henderson 10 0 Jan-01 Jan-02 Jan-03 Jan-04 Jan-05 Jan-06 Jan-07 Jan-08 Jan-09 Jan-10 Jan-11 Jan-12 Jan-13 Jan-14 Sources: Kaynak: EIA, Platts, Argus, Platts, BAFA, Henderson EIA, BAFA (OIES) The global supply-side response to such regional price differences may well have further implications for European gas markets which: 4. Piyasa Yapısındaki Değişim despite currently offering only modest long term gas demand growth prospects (as coal-fired 2008 den and nuclear sonra plant oluşan are retired Avrupa and gasgaz in transportation piyasası gerçekliğinde becomes a new uzun potential erimli growth kontrat yapılanmalarında area) 53 ; da ciddi değişimler vuku bulmaktadır. Gelişmelerin Groningen modelinin varlığını are tamamen set to progressively yitirip yerini increase spot piyasa their gas işlemlerine import requirements bırakacağı dueda to ileri the long sürülmüştür. term declinefakat, domestic production, notably in Britain, the Netherlands, Denmark and Germany. Avrupa gaz piyasasının ani bir dönüşümle spot piyasanın açık egemen olduğu bir pazara geçişi bazı yapısal koşullar nedeniyle mümkün değildir. Bunun yerine evrimsel bir şekilde ve 8 53 See Honore (2014) and Le Fevre (2014).
zamanla kontrat yapılarının değişimini beklemek daha makul görünmektedir. Sonuç spot piyasalar lehine kaçınılmazken, bu dönüşüm evresinin hangi zaman diliminde tamamlanacağı konusu halen daha tartışmalıdır. Bu ani dönüşümün neden bir anda olamayacağının ilk sebebi spot piyasa işlemleri için gerekli olan gaz piyasalarının olgunlaşma seviyesine her yerde henüz ulaşılamamasıdır. Doğal gaz piyasalarında spot işlemlerin hakim olması için önde gelen koşullardan birisi çok sayıda alıcı ve satıcının her birinin tek başına fiyatı belirleyecek etkide bulunmasını engelleyecek oranda geniş bir piyasa içinde ticaret yapabilmeleridir. Piyasanın likiditesi olarak adlandırılan bu özellik, sahipleri birbirinden farklı olan boru hatlarının kesiştiği, birinin diğerinin boru hattını kullanabildiği, depolama olanaklarının ve tüketim merkezlerinin yakın olduğu bir fiziksel nokta ile desteklendiğinde mümkün gözükmektedir. Burada arz ve talep fiziksel olarak dengelenirken fiyatlar bu dengelenmenin doğal aracı olarak ortaya çıkmaktadır. Bir hubda ticaret likit bir piyasaya dönüştüğünde spot ve vadeli işlemler piyasası oluşmakta, yakın zaman ve gelecek için bir piyasa fiyatı doğmaktadır. Genellikle tezgah üstü piyasalarla başlayan spot ticaret ile yapılan doğal gaz teslimi kontratları anlık veya kısa vadeli olmaktadır. Spot piyasaların olgunlaşması için piyasada akışkanlık ve esnekliğin de yüksek oranda olması zorunludur. Esneklik fiziksel ve sanal olmak üzere iki grup araçları içermektedir. Fiziksel araçlara üretim ve ithalatta değişken arz ve depolama örnek olarak verilebilir. Enerji piyasalarında talep düzeyi bilhassa mevsimsel dalgalanmalar yaşamakta ve bundan bağımsız olarak gün içinde de ani arz-talep iniş ve çıkışları yaşanabilmektedir. Esneklik düzeyi genellikle her bir ülkenin sahip olduğu doğal gaz piyasasının özelliklerini yansıtmaktadır. B nedenle, ticaretin tamamen serbestleşmesi ancak Kuzey Amerika örneğinde görülen derinliğin sağlanabilmesiyle mümkündür. Avrupa da ise 2008 sonrasında bu anlamda ilk etkiler piyasa yapısında faaliyet gösteren aktörler için belirgin olmuştur. Doğal gaz endüstrisinin kendine has özellikleri dikkate alındığında Avrupa da uzun dönemli kontratların devrimsel bir şekilde terk edilip yerine hemen spot piyasanın ikame edilmesi mümkün olmamıştır. Sektörün bir takım temel özeliklerinin de bu bağlamda değerlendirilmesi zorunludur. Bunlar: 9
*Gaz sanayisinde, petrolden farklı olarak yatırımın geri dönümünün (ortalama 10 yıl) daha uzun olması *Upstream gelişiminde doğal gaz sahalarının ortalama proje süresinin 30-40 yıl arasında değişmesi *Avrupa gaz piyasası özelinde, 1980 yılı ortalama kontrat sözleşmeleri 30 yıl iken, 2005 senesine gelindiğinde ise bu oranın 15 yıla kadar düşmesi. Ancak bu yapısal engellere rağmen uzun erimli kontratlarda değişim süreci yaşanmış ve bu değişim sürecinin meydana getirdiği ilk etkiler aşağıdaki tabloda verilmiştir. Tablo 2: 2008 Dünya finansal-iktisadi krizi sonrası Avrupa gaz piyasasında yaşanan değişimin kontrat yapısı üzerindeki ilk etkileri Fiyat indirimi ve kontrat düzenlemesi isteyen başlıca şirketler Wingas, E.ON Ruhrgas, RWE, Eni, GdF Suez, Botaş, Gasum Al ya da öde oranının düşürülmesi E.ON Ruhrgas-Botaş %75, Eni %60 Al ya da öde oranının üstündeki her gaz miktarının spot fiyatlardan satımı Petrol ürünü endekslemeye ilaveten spot fiyatların kontratlara girmesi E.ON, GdF, Eni E.ON, GdF, Eni Gazprom dan %15 (Avrupa gaz hubları ortalaması) E.ON Statoil den %25 (Sonra bu oran % 100 e çıkmıştır)botaş ise Gazprom dan doğrudan indirim almıştır Kontrat sürelerinin kısaltılması Genel bir trend olarak gözlemlenmektedir Kontratlardaki baz fiyatının düzenlenmesi ve yapısal değişiklikler 2012 yılı itibariyle Avrupa lı büyük müşterilerin hepsi bu indirimlerden faydalanmıştır. Ancak buna rağmen özellikle Gazprom a kontratlarda hub endekslemesine yönelik talepler iletilmeye devam etmektedir. Kaynak: Yazarca çeşitli kaynaklardan derleme 10
5. Avrupa Gaz Hub ları Daha önce yaşamadığı ölçekte bir gaz bolluğuna tanık olan Avrupa piyasasında, Amerika daki kaya gazı devriminin Avrupa üzerindeki dolaylı etkisi nedeniyle İngiltere nin yanı sıra kıtasal AB ülkelerinde de bir çok gaz hub oluşmaya başlamıştır. Başta Rusya olmak üzere diğer büyük tedarikçilerin (Norveç-Cezayir) müşterileri olan Avrupa gaz şirketleri bir yandan uzun erimli kontratlardaki yüksek fiyatlı al ya da öde şartı ile öte yandan kendi müşterilerinin daha ucuz spot gaz fiyatı talepleri arasında sıkışıp kalmışlardır. Durum böyleyken bu şirketler kendi tedarikçilerine bir yandan uzun dönemli sözleşmelerdeki al ya da öde hükümlerinin esnemesi ve fiyatların düşürülmesi yönünde baskı yapmış, öbür yandan da daha önce Avrupa piyasalarında fazla yer etmeyen hub ların spot işlemlerdeki fiyat avantajı sayesinde hızla geliştiğine tanıklık etmişlerdir. Krizin ilk yıllarında bu hublarda akışkanlık ve derinlik düşüktür. Bu hublar churn rate (fiziksel/sanal ticaret oranı) verileri dikkate alındığında başlardaki düşük oranlardan hızla akışkanlık kazanmaya başlamış hub lar artık geri döndürülmeyecek oranda Avrupa gaz ticaretinde yer edinmeye başlamıştır. Öyle ki son yıllarda Hollanda TTF churn rate oranında 20 nin üzerine çıkarak NBP yi bile geride bırakmıştır iii. 1990 lı yıllarda gelişen ve piyasa akışkanlığı itibariyle olgunlaşmış sayılabilecek olan İngiltere NBP nin diğer kıta Avrupa hubları olan Zeebrugge ve TTF ile olan doğrudan ve Norveç off-shore alanlarıyla olan dolaylı bağlantısı da göz önüne alındığında, 1990 larda İngiltere nin yaşadığı dönüşümün 2010 larda kıta Avrupa sınca tekrarlanacağı beklenmektedir. İngiltere deki NBP ile birlikte Hollanda da TTF, Belçika da Zeebrugge, Fransa da PEG, İtalya da PSV, Almanya da Gaspool ve NCG, İspanya da CDG ve Avusturya da CEGH olmak üzere Avrupa da artan sayıda Gaz Hub ı bulunmaktadır. Dahası ABD deki Henry Hub örneğinde olduğu gibi bu hub ların bazılarında ilgili ülkelerdeki VOB larla bağlantılı olarak gaz alım-satım işlemleri icra edilmektedir. Hub lar görece gelişmekte olan ve yüksek akışkanlık seviyesine ulaşmış olmak üzere farklı bölümlere ayrılmıştır. iv 11
Şekil 4: Avrupa Gaz Hub ları ve Entegre VOB lar Kaynak: Patrick Heather, 'Continental European Gas Hubs: Are they fit for purpose? Bu hub ların gelişimine ilk örnek olarak, 2009 yılında Avrupa daki toplam gaz talebi % 6 oranında düşmesine rağmen, söz konusu hublardaki gaz ticaretinin kayda değer ölçüde artmış olması gösterilebilir. Fiziki olarak bu oran % 25 artarak 155 milyar metre küpe (mmk) kadar çıkmıştır. Dahası parasal olarak ticaret 1300 mmk e ulaşmıştır. 2010 ve 2011 yıllarında ise bu eğilim, muazzam ölçüde artmaya devam etmiş ve Avrupa gaz hub larında toplam olarak 240 mmk. ün üzerinde fiziki gaz ticareti yapılmıştır. 2014 ilk yarısı itibariyle Avrupa hub larında toplam ticareti yapılan gaz miktarı 27,400 TWh seviyesine çıkmıştır v. Tabii bu rakamlar içerisine uzun dönemli kontratlarla ithal edilen ve hublar arasında dolaşan gaz miktarı da dahildir. Ancak her şeye karşın spot piyasa oranı 2005 yılında %15 lerin altındayken 2013 e gelindiğinde Türkiye dahil Avrupa toplam gaz tüketiminin (512 mmk) 12
Source: Tankard Parties (ICAP Energy Limited, Tullett Prebon (Europe) Limited, Spectron Energy Services Enerji Piyasaları ve Politikaları Enstitüsü yarısını geçmiş ve %55 e yaklaşmıştır vi. Unutulmamalıdır ki, bu eğilim 1970 li yıllar petrol endüstrisinin gelişimini hatırlatmaktadır. 70 lerde petrol krizi öncesi spot petrol hacmi toplam ticaretin %5-7 si iken piyasa 10 yıl içerisinde tamamen değişmiştir. Aynı durumun, daha uzun sürelik dilimde, Avrupa gaz piyasaları için de tekrar etmesi ihtimal dahilindedir. Şekil 5: Çeşitli Avrupa Hub ları Gün Öncesi Gaz Ticaret Miktarları 2007-2013 (Twh) Figure 7: Gas Volumes Traded, OTC Day Ahead 2007 October 2013 (TWh) ZEE NCG GSL PEG CEGH PSV NBP TTF 140 350 120 300 100 250 80 200 TWh 60 150 40 100 20 50 0 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Kaynak: Oxford Source: Enerji Tankard Çalışmaları Parties Enstitüsü (ICAP Energy Dynamics Limited, of Tullett a Liberalized Prebon (Europe) European Limited, Gas Market Spectron (2014) Energy Services Limited) 13 Figure 8: Gas Volumes Traded, OTC, Month Ahead, 2007 October 2013 (TWh) 6. Geçiş Dönemi Dinamikleri Dünya genelinde gaz ithalatçısı ülkeler için geçerli olan arz güvenliği kavramı söz konusu krizden sonra yerini gaz ihracatçısı ülkeler için talep güvenliği kavramına terk etmeye başlamış, bu süreç, Avrupa gaz piyasasının 2008 sonrasında satıcı piyasasından giderek alıcı piyasası haline dönüşmesiyle sonuçlanmıştır. Bu suretle Avrupa gaz piyasasında yaşanan bu gelişmeleri bir geçiş süreci olarak adlandırmak mümkündür. Genel olarak bu evrim uzun erimli kontratlardan kısa dönemli kontratlara, al ya da öde hükmünden daha esnek alım-satım oranlarına ve petrol ürünlerine endekslenen fiyatlandırmadan spot piyasa fiyatlandırmasına geçiş olarak değerlendirilebilir. Öyle ki, spot piyasa fiyatlarının uzun
dönemli kontratlara göre düşük seyretmesi pazar kaybı endişesi yaşayan Statoil-Gazprom gibi ana tedarikçilerin de Avrupa piyasasının yeni şartlarına uyum gösterme çabasını da beraberinde getirmiştir. İlkin piyasalardaki bu yeni eğilimi ciddiye almayan ve uzun erimli kontrat yapısının Avrupa için vazgeçilemez olduğunu duyuran Gazprom, sonrasında 3 yıl geçerli olmak üzere kendi bazı satış kontratlarına %15 lik spot piyasa bileşeni eklediğini ilan etmiş, müşterileri için al ya da öde şartlarını esnetmiş ve düşük de olsa fiyat indirimlerine gitmiştir. Statoil ise ilk aşamada kontratlara %30 luk spot bileşeni koymuş, daha sonra bu oranı %50 ye çekmiş ve bu oranı da giderek artırmıştır vii. Bazı tedarikçiler ise gaz satışlarının tamamını spot piyasaya endekslemeye başlamıştır. Örneğin, Hollanda lı GasTerra gaz kontratlarının fiyatlarını tamamen TTF ye bağlamış, Statoil ise E.ON la 2012 nin ilk çeyreğinde yaptığı anlaşmayla bu şirketle olan bütün sözleşmelerini spot fiyatlara yönlendirmiştir. Bu adımlar piyasanın devrimsel yönden değişimine karşı evrimsel yönde gelişmesi için stratejik hamlelerdir. Çünkü yaşanan gelişmeler tüketici ülkelerin lehine, Gazprom gibi ihracatçıların ise aleyhinedir. Tedarikçiler daha büyük pazar kaybına uğramamak için yeni koşullara adaptasyonu akıllıca ve yavaşça yapmak yolunu seçmişlerdir. Bununla birlikte, piyasadaki köklü değişimin geçici olmadığını gören Gazprom un geleneksel ortakları olan E.ON, ENI, GDF Suez gibi şirketler bile Gazprom un aksine bu trendin geri döndürülemez olduğunu düşünerek, uğradıkları kayıplar nedeniyle spot piyasa fiyatlarından yana tavır koymaya başlamışlardır. Şekil 6: Spot piyasa işlemlerin toplam Avrupa gaz ticaretine oranı 2005-2013 60" 50" 40" 30" 20" 10" 0" 2005" 2008" 2009" 2010" 2012" 2013" Kaynak: International Gas Union (2014) 14
Tablo 3: Avrupa Toptan satış Gaz Fiyatlandırmaları 2013 (%) Toplam Avrupa Uzun erimli petrolendeksli Gaz Hub fiyatları Regülasyon talebine oranı (%) fiyatlar Kuzey Batı Avrupa 20 80 Orta Avrupa 35 50 15 Akdeniz 85 15 Güney Doğu 41 59 Avrupa Kaynak: Oxford Enerji Çalışmaları Enstitüsü Dynamics of a Liberalized European Gas Market (2014) Ancak uzun erimli kontratların Avrupa gaz piyasası için vazgeçilmez bir unsur olduğunu savunan Gazprom, bilhassa Rus gazının Avrupa piyasalarında rekabet edebilirliğinin ciddi darbe yediği bir durumla karşı karşıyadır: 2008 de Avrupa ya gaz ihracatı 158,4 mmk olan şirketin ihracatı sırasıyla 2009 da 120,5 mmk 2010 da ise 107,4 mmk e gerilemiştir. Sonrasında yapılan indirimler ve yeni şartlara kısmen uyumlu fiyat politikaları sayesinde 2014 te bu miktar 150 mmk e kadar çıkmıştır. viii 2011 yılında dünyada yaşanan gelişmeler (Fukuşima nükleer felaketi, Avrupa da görece toparlanma, Almanya nın nükleer enerjiden vazgeçtiğini açıklaması) neticesinde eli biraz güçlenen Gazprom, daha fazla indirime yanaşmayınca aralarında RWE, PGNİG, E.ON un da olduğu Avrupa daki başlıca gaz ithalatçısı şirketler ardı ardına Gazprom la uzun erimli kontratlardaki fiyatlamanın dünya gaz piyasasında son dönemde yaşanan gelişmeleri yansıtmadığı ve bu fiyatlandırmanın değiştirilerek doğan zararlarının telafi edilmesi istemiyle Tahkim sürecini başlatmışlardır. Aslında 2010 yılında Gazprom aleyhinde ilk davayı İtalya merkezli Edison firması açmış, ancak taraflar Gazprom un gaz fiyatında indirime gitmesi suretiyle aralarında anlaşmışlardır. Bu sürecin devamında Avrupa Komisyonu nun Gazprom aleyhinde hakim durum yaratarak yüksek fiyatlarla rekabeti kırıcı politikaları nedeniyle 2012 yılı Eylül ayında soruşturma başlatmasıyla birlikte yeni bir evreye girilirken, Gazprom un devam eden diğer tahkim davaları neticesine göre yeni bir tavır belirleyeceği beklentisi piyasalarda artmıştır. 2013 yılına gelindiğinde Statoil ve Gasterra (Hollanda) gibi şirketler gaz ticaretinde neredeyse tamamen uzun erimli kontratlar yerine hub larda oluşan spot fiyatları uygulamışlardır. 15
Gazprom ise 2009-2012 arasındaki sert tutumunu yumuşatmış ve Avrupa lı müşterilerine hub fiyatlarını referans alarak taban fiyat indirimlerine gitmeye başlamış, al ya da öde şartını bir hayli esnetmiştir. 7. Avrupa Gaz Piyasasının Yapı-Bozumu Bütün bu gelişmeler neticesinde spot piyasaların Avrupa gaz piyasasında hızla önem kazanması önümüzdeki yıllarda zaten çözülmeye başlayan eski düzen in daha ne kadar yeni şartlara direnç gösterebileceği ve gaz fiyatlandırmalarında spot piyasa-uzun dönem kontratlar ikilemindeki gelişmelerin ne yönde şekilleneceği sorusunu akıllara getirmiştir. Avrupa da yıllar içinde görülen gaz talebinin artış oranının düzenli bir şekilde düşme eğilimi yerini kriz sonrasında sert talep düşüşlerine bırakmıştır. Avrupa gaz talebinin yüksek oranda seyredeceğine yönelik olan projeksiyonların meydana getirdiği aşırı iyimser hava etkisini bugüne değin sürdüren son dört yıllık reel şoklarla dağılmıştır. Örneğin kriz sonrası 2009 yılında % 5.6 oranında gerileyen Avrupa ülkeleri toplam gaz talebi, 2010 da % 7 toparlansa da euro krizinin derinleşmesiyle 2011 de % 10 gibi rekor bir seviyede daralarak, 2009 un bile gerisine düşmüştür. Meselenin daha da çetrefilli olan kısmı ise uzun dönemde dahi Avrupa gaz piyasasının aslında kolay toparlanamayacak bir doygunluk seviyesine ulaşmış olmasıdır. Gaz talebini ayakta tutan sektörler kuvvetli bir canlanma ihtiyacı bir yana, ciddi anlamda gerileme sinyalleri verirken bunun genel sebeplerini şu şekilde sıralamak mümkündür: *Euro krizinin derinleşmesinin ekonomide yarattığı olumsuz hava *Avrupa da altyapı yatırımları sayesinde enerji tasarrufunun artması *Kriz sonrası sanayiinin yeterince toparlanamaması *Avrupa nın yaşlanan nüfusunun daha az enerji tüketir hale gelmesi *Doğal gazın özellikle elektrik tüketiminde göreceli avantajını kaybetmesi *Yenilenebilir enerji kaynaklarının yaygınlaşmasına yönelik teşviklerin hayata geçmesi. 16
Bu sebeplerden ilk dördü genel olarak enerjiye olan talep düşüklüğünün gaz piyasasına yansıması olsa da, son ikisi zaten sıkıntıda olan genel talebin içerisinde özel olarak gaz talebinin gerileyişini göstermesi açısından manidardır. Baz yılı olarak alındığında 2010 da sanayide 111, elektrik üretiminde 190, konut-ticari sektörlerde 242 ve diğer alanlarda 26 olmak üzere toplam 569 mmk ix. gazın tüketildiği görülmektedir. Geleceğe dair öngörüler için Avrupa da gaz talebi sektörel bazda incelendiğinde ise şu manzara ortaya çıkmaktadır: Avrupa sanayisi, yükselen piyasa ülkelerinin (Çin, Hindistan, Brezilya) etkin endüstrilizasyon dönemine girmeleriyle dünyada rekabet gücünü zaten kaybederken, 2008 krizi ve bunu takip eden euro kriziyle birlikte durum daha da kötüleşmiştir. Bunun doğal sonucu olarak enerji ve dolayısıyla gaz talebinde yaşanan düşüş ise krizler sonrasında keskinleşmiştir. Sanayide gazın ikame olan diğer hammaddelere (kömür, petrol) karşı olan çevre dostluğu avantajı bile bu durumu tersine çevirememektedir. Ayrıca ABD sanayisinin kaya gazı devrimiyle yaşadığı canlanma ve rekabet üstünlüğünün Avrupa ca tekrarlanması kısa vadede mümkün gözükmemektedir. Şekil 7: Avrupa sektörel gaz talep projeksiyonu (mmk) / Konut-Ticari / Sanayi / Elektrik / Diğer 17 Kaynak: IEA Medium Term Gas Outlook 2012
Avrupa da konut ve ticari sektörlerde kullanılan gaz, piyasanın eriştiği olgunluk seviyesi göz önünde tutulunca doyuma ulaşmış gözükmektedir. Bu duruma paralel bir şekilde enerji verimliliğinde görülen artış gaz tasarrufuna da yansıyacağından bu sektörlerden kayda değer ek bir gaz talebinin çıkması mümkün görünmemekte aksine sektörün talebi sabitlenmiş olarak değerlendirilmektedir. Avrupa da gaz talebine uzun yıllar boyunca ek katkıda bulunması beklenen elektrik sektörü dünyadaki genel eğilim uyarınca doğal gaz sektörüyle iç içe girerek uzun seneler gaz talebini beslerken, bu eğilim son zamanlarda gaz fiyatlarının kömür fiyatlarıyla kıyaslandığında görece yüksekliği nedeniyle tersine bir durum arz etmeye başlamıştır. Avrupa daki çevreci kaygılara rağmen elektrik üretiminde düşük fiyatlı kömür, yüksek fiyatlı gaza tercih edilmeye başlanmış ve gazın elektrik üretimindeki payında gerileme yaşanmıştır. Avrupa elektrik üretiminde spot gaz fiyatları bile artık kömür fiyatlarına yenilirken, aşırı yüksek petrol ürünlerine endeksli kontrat fiyatlarının rekabet edebilmesi mümkün değildir. Öyle ki ortalama % 50 nin üzerinde verimlilikle çalışan gaz çevrim santrallerinin kapasite kullanımları % 35 lere kadar gerilemiştir. Burada vurgulanması gereken önemli bir husus da şudur: Alternatif yakıtlar arası rekabetin had safhada olduğu elektrik sektöründe esneklik katsayısı yüksektir. ABD nin tam tersi bir süreç Avrupa da yaşanmakta ve elektrik üretiminde kömür gazın önüne geçmektedir. Buna ek olarak verilen teşvikler ve sübvansiyonlar sayesinde Avrupa elektrik piyasasında yenilenebilir kaynaklar giderek varlığını hissettirmektedir. Avrupa da 2012 yılı itibariyle bulunan 640 doğal gaz çevrim santralinin toplam kurulu gücü 185 Gw/h tir. Buna 50 Gw/h kapasitesinde inşaat halinde ve lisans alınmış santraller eklenecektir. Ancak inşaat halinde ve lisansı alınmış yenilenebilir kaynaklı santrallerin kurulu gücü 80 Gw/h, kömür santrallerinin ise 60 Gw/h dolayındadır x. Yani gelecekte de Avrupa elektrik sektöründe gaz talebi yatırımcının ilgisini pek fazla çekmemekte, öyle ki lisans alınan bazı yatırımlar Almanya örneğinde olduğu gibi iptal edilmektedir. Bu halde Avrupa gaz talebinin dirilmesi bir yana, daha fazla düşüşler yaşamaması bile oldukça zor görünürken, bu durumun ancak gaz fiyatlarının düşmesiyle tersine çevrilebileceği görülmektedir. 18
Avrupa gaz piyasasının arz yapısı incelendiğinde ise durum biraz daha karmaşıktır. Yerli üretim belirli bir miktarda azalırken, Avrupa bunun doğurduğu açığı son yıllarda dünyada gaz bolluğunun oluşturduğu uygun şartlar çerçevesinde spot LNG ithalatıyla kapatmaya başlamış, LNG ithalatı toplam Avrupa gaz ithalatının 4 te 1 ine ulaşmıştır. Uluslararası gaz ticaretinde LNG lehine olan kaymadan Avrupa nın da nasibini alması şaşırtıcı değildir. Bu temel eğilim çerçevesinde, Avrupa ülkeleri LNG ithalat terminali (regazifikasyon) kapasitelerini 2012 yılı sonu itibariyle 231 mmk e çıkartacak yatırımları gerçekleştirmektedir. Bu oran Avrupa gaz piyasasında LNG nin artık ana belirleyici unsur olmaya başladığının işaretidir. 2000 li yılların ortalarından itibaren nihai anlaşmaları yapılan LNG projelerinin çoğu 2012 ye kadar devreye girmiş, 2008 kriz döneminden sonraki birkaç yıllık dönemde ise dünyadaki krize paralel olarak LNG projeleri durdurulmuş ve geçici olarak Avrupa ya LNG girişi 2013 te gerilemiştir xi. Fakat, dünya ekonomisindeki toparlanmayla birlikte yeni LNG projeleri için yatırım kararı alınmıştır. 2015 yılından sonra devreye girecek olan söz konusu LNG projeleriyle birlikte (Avusturalya Pluto, Rusya Yamal, Doğu Afrika, ileride ABD ve diğerleri), LNG arzında yeni bir genişleme dalgası yaşanacak ve Avrupa gaz piyasası da yeni LNG terminali yatırımlarıyla bu fazla kapasiteyi rahatlıkla emebilecektir. Tablo 4: Avrupa Toplam LNG Terminali Kapasitesinin Son Yıllardaki Gelişimi Toplam LNG Varolan LNG İnşa Halindeki LNG Toplam LNG Terminali Kapasitesi 2008 Terminallerinin Geliştirilmesi Terminalleri 2008 2012 Terminali Kapasitesi 2012 2008 2012 Belçika 9,0 9,0-18,0 İngiltere 20,7 7,4 27,1 55,2 Yunanistan 3,5 - - 3,5 İspanya 51,94 2,6-54,54 İtalya 3,3-19,8 23,1 Portekiz 5,5 3.0-8,5 Hollanda - - 18 18 Finlandiya 15,5 6,5 17,4 39,4 Türkiye 11,2 - - 11,2 TOPLAM 120,64 28,5 82,3 231,44 19 Kaynak: Melling-Natural Gas Pricing and Its Future: Europe as the Batleground 2010
Spot fiyatları aşağıya çekecek olan bu gelişmeden uzun dönemli ve petrol fiyatlarına endeksli gaz satan tedarikçiler yine zararlı çıkacaktır. Bütün bunlara AB nin Güney Koridoru projesi kapsamında desteklediği projelerle Türkiye üzerinden belirli miktarda Hazar ve Orta Doğu boru gazının da eklendiği düşünüldüğünde 2020 ye doğru Avrupa da kayda değer miktarda gaz bolluğunun yaşanması olasıdır. Bu gelişmelerin gaz fiyatlandırmalarına etkisi ise kaçınılmaz olarak spot piyasa payının uzun dönemli kontratlar aleyhine artması olarak analiz edilmektedir. Çünkü mevcut durumda uzun dönemli kontrattaki minimum al ya da öde seviyesinden gaz tedarik edecek olan ithalatçılar, artan ihtiyaçlarını fiyat avantajı nedeniyle 2015 ten sonra daha fazla miktarda söz konusu yeni arz kaynaklarından karşılayacaklardır. Kısa vadede ise bu kaynaklara erişim mümkün olmadığından 2012 deki yapılanmaya benzer bir durumun devamı öngörülmektedir. Bu nedenle önümüzdeki dönemde gelecek yeni LNG dalgasıyla birlikte uzun dönem kontratlar karşısında spot piyasa modelinin ilerleyişi devam edecektir. 8. Gaz Fiyatlandırmalarında Gelecek Senaryoları Bütün bu koşullara rağmen 2008 sonrası piyasada uzun erimli kontrat sistemi devrimsel şekilde bir anda terk edilememiştir. Bununla birlikte 2009-2014 yılları arasında yaşanan gelişmelerle artık spot piyasa işlemleri Avrupa gaz piyasasında hacimsel olarak pazarın yarısını geçmiştir. Zira, spot piyasa için uygun koşulların da artık yavaş yavaş yerleşmeye başladığı son yıllarda Avrupa gaz endüstrisi pratiğinde görülmektedir. Bahsedilen gelişmelerin neticesinde şu anda Avrupa gaz piyasasında gaz ticareti için melez (uzun dönemli kontratlar ve spot piyasa) bir mekanizmanın oluştuğu gözlemlenmektedir. Uzun erimli kontratlar devrimsel değil ama evrimsel bir şekilde dönüşmektedir. Bu tür kontratlar bir yandan pazar payı olarak spot piyasa işlemleri karşısında gerilerken, bir yandan da kontrattaki fiyat yapılanmasının bizatihi kendisi de değişmekte, artık petrol ürünlerinden ziyade spot gaz fiyatları da dahil olmak üzere birçok başka değişkeni içeriğine almaya başlamaktadır. 2015 yılından sonra gaz piyasalarını etkilemesi beklenen ikinci küresel arz (kaya gazı + LNG) dalgasıyla birlikte konumu yeniden değişecek olan uzun erimli kontratlardaki gaz 20
fiyatlandırma mekanizmalarının da daha fazla yapısal değişikliğe uğraması kaçınılmazdır. Bu yapısal değişiklikler al ya da öde miktarlarında azalma ve fiyatlandırmada esnekliği içeren daha kısa vadeli kontratların belirmesi ile gaz fiyatının sadece petrol ürünlerine değil, kömür, yenilenebilir, spot gibi diğer alternatiflere de endekslenmesi şeklinde özetlenebilir. Bilhassa elektrik üretimi üzerinden yaşanacak yakıt rekabetinin neticesine göre her bölge için gaz fiyatı kontratlarda, elektrik üretim şartlarına göre spot fiyatlar ya da ülke bazlı ayarlamalarla şekillenmeye başlamıştır. Bu bağlamda, Avrupa gaz piyasasındaki uzun dönemli kontrat yapılanmalarının tedricen sona erme sürecinde muhtemel senaryoların şu şekilde gerçekleşebileceği tahmin edilmektedir: Tablo 5: Gaz fiyatlandırmaları için alternatif gelecek senaryoları SENARYO 1: DÜŞÜK OLASILIK Petrol ürünleri eskalasyonu muhafaza edilerek, endekslemede kullanılan bileşenlerinin değişimi. (Petrol ürünlerinin yanı sıra başta alternatif yakıtlar olmak üzere çeşitli bileşenlerin endekslemeye dahil edilmesi) SENARYO 2: DÜŞÜK OLASILIK Mevcut endeksleme sistemi muhafaza edilerek, endekslemede kullanılan bileşenlerin değişimi. (Petrol ürünleri yerine spot gaz fiyatlarının ve diğer alternatif yakıtların -elektrik- eşit oranda yer aldığı bir eskalasyon formülü) SENARYO 3: YÜKSEK OLASILIK Mevcut endeksleme sistemi sonlandırılarak doğrudan spot gaz fiyatlarına geçiş, ancak uzun erimli kontratların diğer koşullarla işleyişine devam etmesi SENARYO 4: YÜKSEK OLASILIK Mevcut endeksleme sistemi sonlandırılarak doğrudan spot gaz fiyatlarına geçiş ve uzun erimli kontratların yerini gaz fiyatının hublara entegre olmuş vadeli işlemler ve opsiyonlar borsalarında anlık/ future olarak belirlenmesi 21
Senaryolar, Avrupa gaz piyasasındaki orta vadeli gelecek öngörüleri içinde değerlendirilmiştir ve dikkatlerden kaçmaması gereken husus uzak gelecekte (10 yıl ve sonrası) uzun dönemli kontratların hub fiyatlandırmalarına tamamen yenilmesinin büyük olasılık olarak görüldüğüdür. Burada Gazprom un Avrupalı müşterilerle bir çok kontratının 2020 lerin başında sona erecek olması da not edilmelidir. Türkiye elektrik piyasasının tam serbestleşme ve EPİAŞ ın hayata geçecek olma ihtimallerinin de Türkiye özelinde doğal gazın geleceğine yönelik kalıcı etkileri olacaktır. 2018 yılından itibaren Yap-İşlet ve Yap-İşlet-Devret tipi elektrik üretim santrallerinin sürelerinin dolmasıyla Türkiye elektrik piyasasında yeni bir dönem başlayacaktır. Türkiye elektrik piyasası serbestleşme ve derinleşme yolunda önemli evrelerden geçmeyi başarmıştır. Halihazırda üretilen elektriğin yaklaşık yarısının doğal gazdan elde edildiği Türkiye de elektrik piyasasının olgunlaşmasıyla oluşacak olan piyasadaki fiyatlar gazın diğer kaynaklarla rekabeti açısından önem arz etmeye başlayacaktır. Burada 2020 yılından itibaren alım garantili nükleer santrallerden üretilecek elektriğin de piyasaya sunulacak olması, Türkiye örneğinde uluslararası gaz ticaretindeki referans fiyatların ne olacağı yönünde fikir vermektedir. Takriben aynı yıllarda Türkiye gaz piyasası da olgunlaşma/derinleşme evresine geçeceğinden artık Türkiye de de bir gaz hubının oluşumu söz konusu olacak ve bu da kontratlardaki fiyatlandırmalar için bir gösterge olarak kabul edilecektir. Zira, Türkiye yıllardır bu gelişmeleri ıskalamış, hub kurma konusunda başarısız kalarak gaz ithalatına rekabet getirme ve alım fiyatını ucuzlatma hedefine ulaşamamıştır. Dünyadaki genel eğilimde de petrol ürünlerinin elektrik üretiminden silinmesi ve konut sektöründe payının azalması gazın bu ürünlere endekslenme mantığını ortadan kaldırmaktadır. Bunun yerine özellikle Avrupa nın son yıllarda yenilenebilir enerji kaynaklarının yaygınlaşmasında kat ettiği mesafe düşünüldüğünde gaz fiyatlarının hangi yakıt türüyle rekabet etmek durumunda kalacağı ortaya çıkmaktadır. Öyle ki, tüketici ülkeler tarafından gelen hub fiyatlama talepleri, gazın fiyatını söz konusu alternatif yakıtlara karşı cazip kılıp, talebi garantilemek isteyecek üretici ülkeler için de zamanla kabul edilmek durumunda kalabilme potansiyeline sahiptir. Bu durumda doğal gazın petrol veya petrol ürünleri yerine senaryolarda gazın gazla ya da elektrik üretimindeki diğer yakıtlarla rekabet edeceği yeni bir enerji denklemine girmekte olduğumuz abartılı bir söylem olmayacaktır. 22
9. Sonuç Sonuç olarak son yıllarda Avrupa gaz piyasasında yeniden yapılanma sürecinin başladığı açıktır. Bu, gaz fiyatlandırmalarında uzun dönemli kontratlardan spot piyasa modelinin ön plana çıkması sonucunu doğurmuştur. 1990 ların sonunda başlayan bu eğilim uzun yıllar etkisini göstermemişse de 2008 krizi sonrası ivme kazanmış ve bu kapsamda Avrupa gaz piyasası için de bir geçiş dönemi başlamıştır. Amerika piyasasındaki kaya gazı devrimi, dünya genelindeki LNG artış patlamasıyla birlikte değerlendirildiğinde arz tarafında meydana gelen bu iki gelişmenin zaten talepte sorun yaşayan Avrupa gaz piyasasına etkisi kalıcı olmuştur. Bu durum, bazılarının eski piyasa modeli olan uzun erimli kontrat sisteminin birden çökmesi beklentisine yol açsa da, belirli bir süre daha Avrupa gaz piyasasında Asya ve Amerika modellerinin karışımı bir model etkin olmaya devam edecektir. Ancak 2008 e benzer gelişmeler neticesinde 2015 sonrasında uzun erimli kontratların yerini tamamen spot piyasa modeline zamanla bırakacağı öngörülmektedir. Avrupa piyasasında on yıllardır hakim olan ticaret işleyişinin bir anda son bulacağını beklemek zaten mümkün değildir. İktisadi alanda yaşanan dönüşümü destekleyen hukuki düzenlemelerin ve siyasi şartların olgunlaşmasıyla birlikte Avrupa gaz piyasasının evrim süreci tamamlanabilecektir. Burada uygun koşullara rağmen kendi Gaz Hub ını kuramayan, gaz alım fiyatlarını düşüremeyen ve bu nedenle Avrupa daki fiyat mekanizmasından giderek kopmakta olan Türkiye nin durumu ayrıca sorgulanmalıdır. Son bir yılda Avrupa Komisyonu nun hukuki anlamda tek bir Avrupa gaz piyasası, ortak ŞİD ve hatta Avrupa Enerji Birliği oluşturma çabası ivme kazanmıştır. Bunun yanında her ne kadar tek bir hukuki çatı altında olsalar da iktisadi olarak Batı Avrupa ile Doğu Avrupa gaz piyasalarının farklılığı göz önünde bulundurulmalıdır. Bu durumda Batı Avrupa gaz piyasaları tamamıyla spot piyasa modeline göre şekillenirken, Doğu Avrupa da uzun dönemli kontrat modelinin etkisi biraz daha sürecektir. Bu varsayım, gelecekte serbestleşme eğiliminin pekişerek uzun dönemli petrol endeksli ve al ya da öde koşullu gaz fiyatlandırma modelinin sona ereceği gerçeğini ise değiştirmeyecek, sadece zamanlamayı etkileyecektir. Bu sürecin ne kadar hızlı olacağı Avrupa gaz hublarının gelişimlerini tamamlayarak yeterli akışkanlık düzeyine ulaşmaları ve onlara entegre edilmiş finansal enstrümanların gelişmişliğiyle doğru 23
orantılı olarak aydınlık kazanacaktır. Gazprom un 2020 hedefinde gaz stratejisini değiştirerek nihai tüketiciyle ilgilenmeme ve AB sınırında gaz satma karşı hamlesi de bu bağlamda değerlendirilebilir. Bütün bu senaryolar düşünülürken unutulmaması gereken bir dışsal etkinin de 2015 yılı sonrası gelecek ikinci büyük LNG arz dalgasının yanında Panama Kanalı gibi altyapı yatırımlarının tamamlanmasıyla Asya gaz piyasasının da 2009 sonrası Avrupa sına benzer bir kaderi yaşayacak olma ihtimalidir. Konvansiyonel olmayan kaynaklardan yapılacak gaz üretiminin bu bölgelerde 2020 lerde yaygınlaşması da ihtimaller arasındadır. Çok daha uzun vadede ülkeler büyük oranda yerli ve yakın çevre üretimleriyle kendilerine yeter hale geldiklerinde piyasalarda deglobalizasyon olgusu belirmeye başlayacak ve bu da bizi bambaşka bir enerji manzarasıyla baş başa bırakacaktır. Dolayısıyla Avrupa daki değişim sadece Avrupa sınırları içerisinde kalmayacaktır. Konuya siyasi açıdan yaklaşıldığında ise gaz fiyatının spot piyasaya entegre VOB larda belirlenmeye başlaması petrolde olduğu gibi bu oyundaki gücün Batı lı büyük oyunculara geçmesi demektir. Rusya nın kontrat yapısındaki değişime direnmesinin perde arkasında bu endişenin de payı bulunmaktadır. Sanıldığının aksine petrol piyasalarında dahi fiziksel arz-talep dengesi marüfetiyle fiyatlar belirlenmemekte, bunun yerine petrolün fiyatı ağırlıkla Batı dünyasındaki VOB larda şekillenmektedir. Aynı durumun gaz piyasalarında da oluşması muhtemel bir durumdur. Sonuçları ayrıca değerlendirilmek zorunda olunan böylesi bir gelişme kendi içerisinde üretici ve tüketiciler için çeşitli fırsat ve tehditleri de barındırmaktadır. Bu bağlamda, Gaz OPEC i gibi kartellerin ortaya çıkması ve bunun piyasalara etkileri ile üreticilerin kendi alternatif VOB larını kurup finansal karşı hamlelere başvurması da etkileri başlı başına irdelenmesi gereken sonuçlar doğuracaktır. Ancak bütün bu muğlak gelecek öngörülerinden bağımsız olarak doğal gazda yaşanan sessiz devrim Avrupa da açık bir gerçeği ortaya çıkarmıştır: Gaz fiyatlandırmalarında spot piyasa dinamikleri hakim olmaya başlamış, önceden imzalanmış bazı kontratlar bir müddet daha devam edecek olsa da Avrupa gaz piyasasında uzun erimli kontrata dayalı ticaret modeli artık kurumsal olarak sona ermiştir! 24
KAYNAKÇA i Andrey A. Konoplyanik, 2010 Evolution of Gas Pricing in Continental Europe: Modernization of Indexation Formulas Versus Gas to Gas Competition International Energy Law and Policy Research Paper Series Working Research Paper No: 2010/01 ii The Impact of the Oil Price on EU Energy Prices, 2014, European Parliament Policy Department Economic and Scientific Policy Study Series IP/A/ITRE/ST/2013-03 iii Jonathan Stern & Howard Rogers, 2014 Dynamics of a liberalized European Gas Market Oxford Institute for Energy Studies NG94 iv EFET, 2014 European Gas Hub Development: http://www.efet.org/cms_data/contents/efet/folders/documents/energymarkets/vtp_ass essment/~contents/3wajgmfn7mdjyz2q/ghd-study_summary-ppt_part-1.pdf v European Commission Quarterly Report on Gas Markets, 2014 http://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/201410_q3-4_quaterly_report_gas_market.pdf vi CEDIGAZ Medium and Long Term Natural Gas Outlook, February vii Maria Belova & Tatiana Mitrova, 2012 «Gazoviy rınok Evropı: Spot vs. Dolgosrochnie Kontrakti» Skolkovo Energy Center viii Rusya Merkez Bankası gaz ticaret istatistikleri ix IEA Medium Term Gas Outlook 2012 x Mitrova et.al, 2012 Evropeyskiy Gazoviy Rınok: Mechti ne vsegda sbivayutsa, Skolkovo Energy Center xi Volkan Özdemir, 2014 Sıvılaştırılmış Doğal Gazın (LNG) Dünya Gaz Ticaretindeki Konumu, EPPEN Paper-3 http://www.eppen.org/haberdetay3.php?haberid=19 25