Özkan AĞIŞ TÜRKİYE KOJENERASYON VE TEMİZ ENERJİ TEKNOLOJİLERİ DERNEĞİ (TÜRKOTED) 25.04.2012 ICCI 2012-18. Uluslar arası Enerji ve Çevre Konferansı, Istanbul Expo Center
1. DÜNYA DA DOĞAL GAZ Bütün dünyada enerji kaynakları tüketimi yıllık tüketim artışı %0.9 iken, doğal gaz tüketimi yıllardan beri, ortalama %1.7 lik büyümesini sürdürüyor ve Enerji Mix sepetinde %23 lük payıyla kömür tüketimini yakalamış görünüyor. (Grafik-1)de, Dünya da, 2035 e kadar doğalgazda belirlenen tüketim artış trendi görülüyor. Uluslararası Enerji Ajansı, bu artış hızı ile, 2011 de 3.3 trilyon m³(tcm) olan yıllık doğalgaz tüketiminin, 2035 yılında 4.75 Tcm e ulaşacağını hesaplıyor. (Grafik-1) Dünya da 2035 e kadar doğalgazda belirlenen tüketim artış grafiği
Tüketilen ve tüketilecek olan doğalgazın, tüketen sektörlere göre kullanılma oranlarını, yine Uluslararası Enerji Ajansı kaynaklarından alarak (Şekil-1) de bilgilerinize sunuyoruz. Şekil-1. Uluslararası Enerji Ajansı na Göre Doğalgaz Tüketiminin, Bugünkü Ve 2035 Yılı Tahminlerinin Karşılaştırılması
Uluslararası Enerji Ajansına Göre: 2009 yılında 3076 Bcm olan doğalgaz tüketimi, 2035 te 4750 Bcm e yükselecek. Bugün Dünya da tüketilen doğalgazın, %40 ı elektrik üretiminde, %17 si sanayide kullanıldığı halde, 2035 yılında, toplam doğalgaz tüketiminin (4750 Bcm), 1925 Bcm ini elektrik üretiminde (%41) ve 890 Bcm ini de (%19) sanayide kullanılacağı hesaplanıyor. Her iki sektörde de, doğalgaz tüketiminde artış var. Konutlarda bugün 741 Bcm olan (%24) gaz tüketiminin, 2035 yılında 1030 Bcm e (%21) yükseleceğini, ancak göreceli olarak düşeceğini görüyoruz. (%24 ten %21 e). Bu da, konutlarda enerji tüketim verimliliğinin yükseleceğini gösteriyor.
Dünya da gaz üretimi,bu hızlı tüketim artışını karşılayacak mı? 5 yıl öncesine kadar, dünyada bilinen ve bulunan doğalgaz rezervlerine bakarak (bugünkü miktarı 186 Tcm), doğal gaz saltanatının, 50-60 yıl sonra sona ereceği söylenirdi. Bu arada, başta Amerika olmak üzere, Polonya, Güney Afrika, Avustralya ve Güney Amerika da bulunan ve ismine Shale gas dediğimiz, kömür yataklarında sıkışmış metan gazının bugüne kadarki bulunan kanıtlanmış rezervinin, konvansiyonel doğal gaz rezervinin dört katından daha fazla olduğu anlaşılmıştır. Sadece konvansiyonel doğal gaz rezervleri ve bugünkü üretim performansları Grafik-1 deki tüketim artışını rahat bir şekilde karşılıyorken, buna gelecek shale gas takviyesini düşünürsek, uzmanlara göre, daha en az 200 yıl dünyanın, doğal gazın muhteşem özelliklerinden faydalanacağını rahatlıkla söyleyebiliriz. Ayrıca, dünya da shale gas üretimi arttıkça, gaz piyasası rahatlayacak ve gelecek yıllarda gaz fiyatları düşecektir.
2. TÜRKİYEDE DOĞAL GAZ ÜRETİM/TÜKETİM DENGESİ Türkiye doğal gazla ilk defa, TPAO nun, 1970 li yılların sonlarında, Trakya da Hamitabat bölgesinde bulduğu doğal gazla başladı. TPAO, Hamitabat bölgesinde, yaklaşık 13 Bcm gaz rezervini keşfetmiş ve bu gazı, 38 adet gaz kuyusundan, o günkü birkaç sanayi tüketicisine pazarlamaya çalışıyordu. Başta Pınarhisar Çimento Fabrikası olmak üzere, bölgedeki sanayicilerin tüketimi çok küçük kalıyordu. TPAO, zamanın hükümeti üzerinde büyük baskı oluşturdu. Sonunda 1. ÖZAL Hükümeti, Hamitabat ta 600 MW lık bir DGKÇ Santralı kurma kararı verdi. Santral inşaatına, 1984 yılı sonunda başlandı. 1985 yılında santralın birinci gaz türbin üretimine başladı. Sonra her ay, bir türbin işletmeye alınıyordu. Elektrik sıkıntıları çok büyüktü. Bulgaristan dan elektrik alıyorduk. 600 MW lık santralın %100 tevsiine kararı verildi ve inşaatına başlandı.
Birinci ve ikinci üniteler işletmeye alındı ve tam yükle yüklendi. 3. ünite devreye alınırken, yerli gazımız yetmedi. Bütün ünitelere düşük gaz basıncından trip etti. Yani, yerli gaz üretimi, sadece 250 MW ın üretilmesine yetiyordu (Bu da saatte 80.00 m³ gaz demektir). Bu günden sonra, elektrik arttırılması için, Rusya dan gazın gelmesi beklendi. Hamitabat Santralı nın proje müdürü idim. Nihayet, 16 Haziran 1987 tarihinde santrala Rus doğal gazı geldi ve kapasite önce 600 MW a ve 3 ay sonra da 1200 MW a çıktı. O tarihten sonra da, Bulgaristan dan aldığımız elektrik ithalatını durdurduk.
Bu anekdot, aşağıdaki gerçekleri açık bir şekilde ortaya koyuyor: Yerli doğal gaz üretimi, yılda 500-600 milyon m³ le sınırlı. Doğal gaz ithali şart. Doğal gaz santralı çok hızlı yapılıyor. 10.5 ayda, 1.gaz türbini, 14 ayda 4 gaz türbini işletmeye alınabiliyor ve 28 ayda 1200 MW lık kombine çevrim kapasitesi devreye alınabiliyor. Aynı santrallerde, işletmeye alınan 1.Afşin/Elbistan Santralı (1400MW) tam 15 yılda tamamlanmıştır. Santralın çevreye zararı yok. Hamitabat santralını kurtaran bu gaz, Gazprom la 1986 yılında uygulanan ilk Doğal Gaz Satın Alma Anlaşması nın gazıydı. 6 Bcm lik bu anlaşmanın geçen yıl süresi dolmuş, bir takım nedenlerle uzatılmamış ve özel sektörün inisiyatifine bırakılmıştır. Elektrik üretim sektörü, doğal gazı çok sevmişti. Hem elektrik kesintilerini önlüyor, hem de doğal gaz boru hattının ulaşabildiği yerlerde, sanayiciye yakıt, hava kirliliğine çare oluyordu. Hamitabat ı, 1340 MW lık Ambarlı, 480 MW lık Trakya, 480 MW lık Unimar, 420 MW lık Çolakoğlu, 1400 MW lık Ovaakça (Bursa), 750 MW lık Baymina (Ankara), 1440 MW lık Gebze, 760 MW lık Adapazarı, 1530 MW lık İzmir Doğal gaz Kombine Çevrim Santralları ve 210 adet Kojenerasyon Tesisi izledi.
Bugün sistemdeki kamu ve özel sektördeki doğal gaz kombine çevrim ve kojenerasyon tesislerinin toplam kapasitesi 14,103 MW a ulaşmıştır (20.06.2011 itibariyle). Yine o tarihe kadar EPDK ya doğal gaz lisans başvurusu yapan 65 yatırımcı, 19,239 MW lık tesis kuracağını bildirmiştir. Bu başvuruların dışında, 25 doğal gaz santralı için (toplam kapasite 6454 MW) yapılan önceki başvurular, EPDK tarafından inceleme-değerlendirme aşamasındadır. Ondan önce yapılmış olan 14 adet lisans başvurusu (toplam 4724 MW) uygun bulunmuş olup, bugünlerde lisans verilmesi beklenmektedir.
Yaklaşık aynı tarihlerde yayınlanmış olan EPDK Doğal Gaz Raporu na göre, 2010 yılında kullanılan 39 Bcm lik doğal gazın, aşağıdaki pasta dilimli gösterimde görüldüğü gibi, %51 i elektrik üretiminde, %32 sanayide, %17 si de konutlarda tüketilmiştir. Şekil 2. Türkiye de tüketilen gazın kullanımlara göre dağılımı (EPDK 2010)
2011 yılında, üretilen 228,431 GWh lik elektriğin 102,130 GWh ı (%44.7) doğal gazlı kojenerasyon ve kombine çevrim santralları tarafından üretilmiştir. Bu üretimi sağlayan doğal gazlı santraların kurulu gücü de, 17,000 MW olmuştur. Bu gücün, Türkiye nin toplam kurulu gücü (53,235 MW) içindeki payı da %32 olmuştur. Yani 2011 yılında doğal gaz santralları, yılda ortalama 6000 saat tam kapasite çalışma performansı göstermişlerdir. Diğer enerji kaynaklarından hiçbirisi, bu üretim performansını gösterememişlerdir. Bu da, doğal gazın elektrik üretimi için vazgeçilemez bir enerji kaynağı yapan özelliklerinden üçüncüsüdür. Bu aynı zamanda çevrim santralları için, EPDK ya yapılan yoğun başvuruların da nedenidir.
Halen işletmede olan 17,000 MW lık doğal gaz santralının 2011 yılında tükettikleri toplam 22 Bcm lik gazın, aynen devam edeceğini düşünmemiz fazla abartılı olmayacaktır. Buna ilave olarak, yeni lisans alan ve 2015 yılına kadar tamamlamalarına kesin gözüyle bakılan toplam DGKÇ kapasitesi 4724 MW tır ve 2015 yılında işletmeye açılabilir. Lisans verilmesine kesin gözüyle bakılan 6454 MW lık kapasite de 2018 yılına kadar tamamlanabilir. 19,239 MW lık yeni başvuruların en azından yarısının, 2023 yılına kadar işletmeye alınacağını varsayarsak, 2023 yılına kadar elektrik üretimi için gerekecek doğal gaz miktarları için şöyle bir tablo geliştirebiliriz:
Gelecek Tesisler Halen İşletmede olan Tesisler Yeni Tesisler İncelemede olanlar Başvuruların yarısı Lisanslı 2023 Yılında toplam Kapasite (MW) Yeni İşletmeye Alınanlarla Birlikte Doğal gaz Tüketimleri (Bcm) 2011 2015 2018 2023 17,000 22 22 22 22 4724-6 6 6 6454 - - 8 8 9620 - - - 11 Genel Toplam 37,798 22 28 36 47 Tablo 1. 2023 yılına kadar Elektrik üretimi için Gerekecek Gaz Miktarları Bu tablo gösteriyor ki, Cumhuriyetimizin 100. Yıldönümünde doğal gaz kombine çevrim ve kojenerasyon santralarının toplam kapasitesi 37,798 MW olacak ve bu santraların yıllık gaz tüketimi 47 Bcm olacaktır. 2023 yılında, toplam elektrik üretim kurulu gücümüz, 110,000 MW olarak hesaplandığına göre, doğal gaz santralarının toplam kapasite içindeki payı %34 olacaktır.
3. SANAYİDE DOĞAL GAZ TÜKETİM TAHMİNİ EPDK nın 2010 yılı Doğal Gaz Raporu na göre, doğal gaz tüketimimizin %25 i sanayi tarafından gerçekleştirilmektedir. Bu duruma göre, 2011 yılında kullandığımız doğal gazın, 11 Bcm i sanayi sektöründe kullanılmıştır. Türkiye nin ekonomik büyümesi ile enerji tüketim artışı arasında çok yakın bir korelasyon vardır. Gelecek yıllarda, ekonomimizin aynı istikrarla devam edeceğini ve yılda %4 büyüyeceğini ve enerji kaynakları tüketiminin %6 artacağını varsaymamız fazla abartılı olmayacaktır. Sanayimiz ekonomimizin lokomotifi olduğuna göre, %6 lık istikrarlı enerji kaynağı ihtiyacı artışıyla doğal gazın, 2015 yılında 13.0 Bcm e, 2018 de 16.0 Bcm e ve 2023 yılında da 20.0 Bcm e yükselecektir.
2015 yılında konutlarda gaz tüketiminin 12.0 Bcm e, 2018 de 14.0 Bcm e, 2023 te de 17.0 Bcm e yükseleceğini hesaplıyoruz. Doğal gazın elektrik üretiminde, sanayide ve konutlarda, hesapladığımız tüketim rakamlarına bir arada göz atarsak: Yıllara göre Beklenen Doğal Gaz Tüketimleri (Bcm) 2011 2015 2018 2023 Elektrik Üretiminde 22.0 28.0 36.0 47.0 Sanayide 11.5 13.0 16.0 21.0 Konutlarda 10.0 12.0 14.0 17.0 Toplam 43.5 53.0 66.0 85.0 Tablo 2. 2023 yılına kadar, elektrik üretimi, sanayi ve konutlarda beklenen doğal gaz tüketimleri (Bcm)
Tablodan çıkan sonuç şudur: Türkiye ekonomisini %5 büyüterek planladığı sosy-ekonomik kalkınmasını gerçekleştirmekte kararlıysa, Cumhuriyetimizin 100. yıldönümünde 550 TWh elektrik enerjisini üretmek ve 85 Bcm doğal gazı temin ederek, elektrik üreticilerinin, sanayinin ve konutlarımızın kullanımına hazır etmek zorundadır.
4. TÜRKİYE, CUMHURİYETİMİZİN KURULUŞ YILDÖNÜMÜNDE, İHTİYACI OLACAK 85 BCM GAZI NASIL TEMİN EDECEK? Şimdi bütün yönleriyle bu sorunun cevabını araştıracağız: Bu kış oldukça şiddetli geçti. Botaş, doğal gazda Zor Gün uygulamasını başlattı. Çünkü günlük gaz çekişi 178 milyar m³ e ulaştı. Botaş bu kadar gaız bulmakta çok zorlandı. Kamuya ait doğal gaz santralları (Hamitabat, Ambarlı, Ovaakça) durduruldu. Yap-İşlet santrallarında yük yarı yarıya düşürüldü. Yap-İşlet-Devret santrallarında da, ikinci yakıta geçme talimatı verildi. Doğal gazda neler oluyordu? Önce Botaş ın ve özel şirketlerin doğal gaz tedarik tablosuna bakalım:
Gaz Tedarik Eden Ülke Yıllık Taahhüt Miktarı (Bcm) Sözleşme Tarihi Sözleşme Süresi (Yıl) Rusya Federasyonu 6.0 14.02.1986 25 Cezayir (LNG) 4.0 14.04.1988 20 Nijerya (LNG) 1.2 09.11.1995 22 İran 10.0 08.08.1996 25 Rusya (Mavi Akım) 16.0 15.12.1993 25 Rusya (Batı Hattı) 8.0 18.02.1998 23 Türkmenistan 16.0 21.05.1999 30 Azerbaycan 6.6 12.03.2001 - TOPLAM 67.8 Tablo 3. Botaş ın Gaz Satın Alma Anlaşmaları
Anlaşmalar toplam yılda 67.8 Bcm olduğu halde, Botaş yıllık 43.5 Bcm lik gazı temin etmekte neden zorlandı? Nedenleri şöyle sıralayabiliriz: Türkmenistan sözleşmesini tablodan çıkartmamız lazım. Çünkü bu sözleşme hiç çalışmadı. Mavi Akım dan sonra bu sözleşme ve gaz getirecek olan boru hattı projesi rafa kalktı. 6.0 Bcm lik ilk sözleşmenin süresi doldu ve Hükümetimiz bu sözleşmeyi uzatmak veya yenilemek istemediğini Gazprom a bildirdi. Bu bildirimde 6.0 Bcm lik kontenjanın, lisanslı gaz şirketleri tarafından kullanılması beklentisi vardı. Ama bu şirketler de, bu kontenjanı bugüne kadar kullanamadılar. Bu iki sözleşmenin toplam tutarı olan 22.0 Bcm i düşersek, geriye sadece 45.8 Bcm kalır ve durum kritikleşir. Zira;
Türkiye nin yıllık gaz tüketimi bu rakaımn altında kalsa bile (2011 de 43.5 Bcm oldu), peak çekiş miktarları belirtilmediği için ve bizde hava soğukken gaz tedarik eden ülkelerde de soğuk olduğu için, ihtiyacımız olan günlük çekişleri yapamıyoruz. Yer altı doğal gaz depomuzun kapasitesi de düşük olduğu için (toplam 2.2 Bcm), çok soğuk havaların şok ihtiyaçlarını karşılamada güçlük çekiliyor. Önce EÜAŞ a ait gaz santrallarının gazı kesiliyor. Gaz basıncı daha da düşerse, Yap-İşlet-Devret santrallarının ve kesintili tarifeden doğal gaz alan elektrik üreticilerinin gazı kesilebiliyor. Yer altı deposu kapasitesi arttırılmadığı müddetçe, kışın bu sıkıntılar devam edecektir. Bugün bile, soğuk geçen kışlarda bu sıkıntılar yaşanırken, gelecek yılların artan doğal gaz ihtiyacı nasıl karşılanacak? Bizim doğal gazdaki arz güvenliğimiz, anlaşmalı ülkelerin ve doğal gaz zengini diğer ülkelerin doğal gaz verebilirlikleriyle yakından ilgilidir. Önce doğal gaz anlaşması yaptığımız ülkelerin bize gaz verebilirliğini inceleyelim:
4.1. RUSYA Rusya da Gazprom 2010 da 540 Bcm, özel şirketlerse 100 Bcm olmak üzere toplam 640 Bcm gaz üretti. Bu gazın yaklaşık 170 Bcm ini Avrupa ya, 24 Bcm ini Türkiye ye satıyor. Kalanını da iç pazarda ve konutlarda kullanıyor. Günlük satışlara gelince, Avrupa ya ve Türkiye ye max. satış 550 milyon m³ olmuş. Bunu daha fazla arttıramıyor. Çünkü, Medvedev in 4 Şubat 2012 tarihinde verdiği beyanata göre, ülkede ihraç edilebilir gaz miktarının tespitinde, iç gaz tüketiminin karşılanmasına (elektrik üretimi + sanayi) öncelik veriliyor. Avrupa, gaz güvenliğini sağlamak için Rusya dan daha fazla gaz istiyor. Ancak Rusya nın AB ye verdiği yanıt, bu artışın şu andaki çekişleriyle orantılı olarak satın alan ülkeleri yansıtabileceğini söyledi. Artış yaklaşık %20 olduğuna göre, bize de 24.0 Bcm in üzerine 5.0 6.0 Bcm daha fazla verebilecek demektir.
Rusya yıllık gaz taahhütlerini yerine getirse bile, günlük veya haftalık şok çekişleri karşılamakta zorlanıyor. Bunun nedeni de, Rusya nın Avrupa da yer altı gaz depolama kapasitesinin düşüklüğü. Gazprom Başkanı Alexi Miller e göre, 2009 daki 2.5 milyar m³ lük gaz depolama kapasitesini bu yıl 3.3 milyar m³ e, 2016 da da 6.5 milyar m³ e çıkartacaklar. Bugünkü düşük depolama kapasitesi nedeniyle, bazı ülkelerde kış çok sert, bazılarında müleyim olduğunda, birinin eksilen ihtiyacın öteki ülkenin artan ihtiyacı dengelendiği için sorun olmayabiliyor. Ancak kış bütün ülkelerde çok sert geçer ve uzun sürerse buna çare bulunamıyor.
4.2. İRAN İran, 29.6 trilyon m³ (Tcm) kanıtlanmış rezervi ile, dünyanın Rusya dan sonra en büyük doğal gaz kapasitesine sahiptir (Dünya toplam gaz rezervlerinin %16 sı). İran, 2010 da 138.5 Bcm üretti. Bu üretimin 60 Bcm i içeride tüketiliyor. 10.0 Bcm i ihraç ediliyor (Türkiye dahil) ve kalan 68.5 Bcm ini, üretimi arttırmak için petrol kuyularına basıyor. Politik engeller, yaptırımlar da üretimin arttırılmasına karşın etken. Yani İran ın, Türkiye ye taahhüdü olan 10 Bcm den fazla gazı vermesi çok zor görünüyor. Zaten Botaş, doğal gaz anlaşmasını Uluslararası Arbitration a taşıdığı için de bu yıl, eğer politik bir mucize olmazsa, gaz artışı çok zor görünüyor. Gelecek yıllarda da İran ın bize vereceği gazı arttırması pek mümkün görünmüyor. Ancak ileriki yıllarda, politik ve stratejik nedenlerle, kuyulara basılan gazın bir kısmı Türkiye ye verilebilir veya Türkmenistan gazının swap yoluyla Türkiye ye aktarılmasına izin verilebilir. Ancak hesabını yapamadığımız bu olasılığı gaz arzı tablomuza koyamıyoruz.
4.3. CEZAYİR Cezayir in en büyük firması olan Sonatrach, yılda 86.0 Bcm gaz üretmekte, bunun 40.0 Bcm ini iki ayrı pipe line la, İtalya ve İspanya ya basmakta, 6 Bcm ini iç ihtiyaçlarda kullanmakta, kalan 40.0 Bcm ini de LNG sıvılaştırma terminalinden, LNG şeklinde dünyaya pazarlamaktadır. Türkiye de, bu pazarlardan biridir. Botaş ın 14.04.1988 tarihinde yaptığı 20 yıllık anlaşma ile yılda 4.0 Bcm LNG alınmaktadır. 2 yıl öncesine kadar Sonatrach, Amerika ya da LNG satıyordu ve ilave gaz kontenjanı almak oldukça zordu. Ancak, Amerika, shale gaz üretimini arttırınca, Cezayir den spot piyasa veya uzun süreli anlaşmalar yoluyla, en az 10 Bcm lik LNG alınması mümkün görünüyor. Ayrıca, anlaşma süresi dolduğu halde Botaş ın Sonatrach dan gaz alımını rahatlıkla sürdürmektedir.
4.4. KATAR Başta Japon firmaları olmak üzere, dünyanın en büyük oil&gas firmaları Katar da çok büyük doğal gaz sıvılaştırma tesisleri kurdular. Katar, 25 Tcm gaz rezervi ile, Rusya ve İran dan sonra dünyanın 3. büyük gaz zenginliğine sahiptir. Halen yılda 80 Bcm gaz üretmektedir ve bu üretim performansı ile daha 300 yıl üretebileceği hesapları yapılmaktadır. Katar ın tüm üretimi, vaktiyle LNG tesisleri yapmış firmalara sevk edilmektedir. Bunun dışındaki firmaların Katar dan anlaşma ile gaz almaları çok zor. Ancak Katar Devleti ile kurulan ve kurulacak olan resmi dostluklar özel kontenjanlar yaratabilir. Hükümetimizin son yıllarda Katar devleti ile giderek gelişen dostluğuna bakarak, gelecek yıllarda 10 Bcm e kadar LNG alabileceğimizin mümkün olabileceğine inanıyorum.
4.5. NİJERYA Nijerya, dünyanın en büyük gaz zengini ülkeler arasında 7. sırada yer almaktadır. 5.0 Tcm lik rezerv hacmi ve 35.0 Bcm lik yıllık üretimi ile dikkatleri üzerine çekmektedir. Bu ülke ile Botaş ın 1.2 Bcm lik LNG satın alma anlaşması vardır. Ancak bu ülkede 20 yıldan beri süregelen karışıklıklar, uzun vadeli yeni gaz anlaşmalarını zayıflatmaktadır. EPDK dan gaz alım/satım lisansı almış, Nijerya da gaz tesisleri olan firmaların yeni gaz alımlarında şansı olabilir. Bu nedenle, gelecekteki gaz arzı yönünden Nijerya gazına, yılda en çok 2 Bcm şans tanıyoruz.
4.6. AZERBAYCAN Azerbaycan da Shah Denizi nden gaz üretimi 16 Bcm e ulaşmıştır. Gaz üretimi kapasitesinin 2015 te 21 Bcm e ve 2025 te de 45 Bcm e çıkması planlanmış. Ancak, Azerbaycan, çok bilinmeyenli denklem parametreleri arasında sıkışmış durumda. Bir yandan, Rusya yla gaz satış anlaşması var. Diğer yandan, Nabucco ya ve Rusya nın Güney Hattı na taahhütleri var. Türkiye üzerinden Yunanistan a (Depa ya) gaz satış anlaşması var. Bu bu taahhütler arasına sıkışmış olan Azerbaycan ın gelecek yıllarda bize ancak 12 Bcm lik gaz verebileceğini hesapladık.
4.7. IRAK Irak, gaz rezervleri yönünden dünyanın 10. büyük ülkesidir. Halen 3.3 Tcm lik rezervlerden çekilmekte olan 2 Bcm lik gaz üretiminin, 2015 te 15 Bcm e ve 2025 te 45 Bcm e çıkartılması planlanmıştır. En büyük gaz rezervleri Irak ın güneyindeki Rumaila, Zubair Bölgesindedir (2.5 Tcm). Orta ve Kuzey Irak ta, Khor Mor, Mansuria, Chemchemal ve Taq Taq bölgelerinde toplam 800 Bcm rezerv keşfi yapılmıştır. Gaz üretiminin arttırılması için Irak hükümeti çeşitli önlemler aldı: En büyük önlem, günde yakılan 25 mcm flare in yakılmayıp, ticari gaza dönüştürecek tesislerin kurulması. Bu dev projeyi, 9 milyar dolarlık yatırımla, Royal Dutch Shell-Mitsubishi ortaklığı gerçekleştirecek. Bu proje gerçekleşirse, 2015 te 9.0 Bcm doğal gaz ayrıca kazanılmış olacak.
Özellikle Kuzey Irak ta, OMV, MOL, Dana Gas, Crescent Petroleum ve Genel Enerji (Türk) gibi şirketlere gaz arama rühsatları verildi. Bazıları gaz üretmeye başladı. Üretilen gaz yaklaşık 1.5 Bcm, elektrik üretiminde kullanılıyor. Bu firmalar 2015 te 7.0 Bcm, 2025 te de 20.0 Bcm gaz üretimini planladılar. Bütün bu nedenlerle, Irak tan 2023 yılına kadar yılda en az 10 milyar m³ gaz alabileceğimizi düşünüyorum. Bu gazım alınabilmesi ancak, Hükümetimizin teşvik edeceği 600 km lik gaz pipeline ının hayata geçirilmesi ile mümkün olabilecektir.
4.8. MISIR, İSRAİL Mısır İsrail Suriye gaz pipeline ı sınırımıza kadar uzandığı halde, Mısır da Arap Baharı nın henüz oturmadığını, Suriye deki karışıklıkların devam ettiğini ve İsrail le politik soğukluğun henüz giderilemediğini görerek, ne Mısır dan, ne de İsrail den gaz naklinin yakın gelecekte mümkün olabileceğini düşünmüyorum. 4.9. DİĞER ÜLKELER Gelecek yıllarda Suudi Arabistan ve B.A.E. den de LNG alınabilir. Ancak lisanslı gaz ithalat firmalarının bu ülkelerden gaz almasını pek olası görmüyoruz. Bu alımların ancak, Hükümetimizin sağlayacağı devletten devlete dostlukların desteği ile Botaş tarafından yapılabilecektir. Bu alışlar için de, aşağıdaki Doğal gaz Muhtemel Arzı tablosuna 5 Bcm koyuyoruz:
Bu araştırma ve incelemelerimizin sonucunu bir araya getirirsek, 2023 yılına kadar olası gaz arzı tablosunu oluşturmuş oluruz. 2011 2015 (ilave) (Bcm) 2018 (ilave) (Bcm) 2023 (ilave) (Bcm) Rusya 24 - +3 +3 Cezayir 4 +4 +4 +2 İran 10 - - - Nijerya 1.2 - +1 +1 Azerbaycan 6.6 +4 +4 +4 Katar - +4 +4 +2 Irak - +2 +4 +4 Diğer Ülkeler - +2 +3 - Yıllık İlave Gaz Arzı (Bcm) 45.8 +16 +23 +16 Yıllık Toplam gaz arzı 45.8 61.8 84.8 100.8 Tablo 4. 2023 yılına kadar arz edilebilecek gaz miktarları
Şimdi de, 2015, 2018 ve 2023 yılları için hesapladığımız gaz tüketim miktarlarını gaz arzı ile karşılaştıralım: Yıllar Gaz İhtiyacı (Bcm) Gaz Arzı (Bcm) Gaz Arzı Güvenliği (+/- Bcm) 2011 43.5 45.8 +2.3 2015 53.0 61.8 +8.8 2018 66.0 84.8 +18.8 2023 85.0 100.8 +15.8 Tablo 5. Doğal Gazda 2023 Yılına Kadar Arz Güvenliği Tablosu
5. SONUÇ Bu tablodan şu sonuçları çıkartıyoruz: Mevcut gaz anlaşmaları, her yıl %5 büyüyen Türkiye nin sosyoekonomik ihtiyaçlarını, 2012 yılından itibaren karşılayamaz hale geliyor. Büyüyen ihtiyaçların karşılanması için, mevcut anlaşmalardan süresi dolanlar uzatılmalı ve bu ülkelerden alınacak gaz miktarlarının arttırılması görüşmelerine hemen başlanmalıdır. Hükümetimiz, yeni ülkelerden ilave gaz alımı için Botaş a ve özel gaz ithalat şirketlerine gereken destek ve teşvikleri sağlamalıdır.
Bundan sonra gazın önemli bir kısmı, LNG şeklinde temin edileceği için, doğal gaz kombine çevrim yatırımcılarının kendi LNG tesisini kurmalarını öneriyoruz. Dünya daki ve Polonya daki Shale gas gelişmeleri bu sunumumda dikkate alınmamıştır. Örneğin, Polonya daki shale gas üretimi ümit vermeye başlarsa, Türkiye nin bundan yararlanma payına göre sunumumuzu revize edeceğiz. Tabloya geçirilen gaz arzı olasılıkları Botaş ın daha aktif çalışması yanında özel sekötörün verimli çalışması ile mümkündür. 4646 sayılı Doğal Gaz Piyasası Kanunu özel gaz ithalatçılarının önündeki engelleri kaldıracak şekilde revize edilmelidir.
DİKKATLERİNİZ İÇİN TEŞEKKÜRLER www.turkoted.org ozkan.agis@enerko.com.tr