Türkiye Petrolleri A.O. Genel Müdürlüğü

2012 Yılı

Hampetrol ve Doğal Gaz

Sektör Raporu

Mayıs 2013

1

İÇİNDEKİLER 1. DÜNYA’DA PETROL VE DOĞAL GAZ SEKTÖRÜNÜN GÖRÜNÜMÜ ..........… 2

1.1.Petrol Sektörü..……………………………………………………………………………..3

1.2.Doğal Gaz Sektörü..………………………………………………………………………..6

1.3. 2013 Yılında Petrol ve Doğal Gaz Sektöründe Beklenen Gelişmeler……..………………..9

2. TÜRKİYE’DE PETROL VE DOĞAL GAZ SEKTÖRÜNÜN GÖRÜNÜMÜ……. 11

2.1.TPAO’nun Sektördeki Yeri…...……………………………………………..…………...14

2.2.Rafinaj Sektörü……......………………………………………………………………….17 KAYNAKLAR………………………………………………………………………………19

2

DÜNYA’DA PETROL VE DOĞAL GAZ SEKTÖRÜNÜN

GÖRÜNÜMÜ

Birincil enerji kaynakları arasında stratejik konuma sahip olan hampetrol 2012 yılı başı itibarıyla dünya enerji talebinin %33,1’ini doğal gaz ise % 23,7’sini karşılamıştır. Talebin karşılanmasında sıvı yakıtlar, kömür, doğal gaz, yenilenebilir enerji ve nükleer enerji tüketimleri oransal büyüklükleri itibari ile Şekil 1’de yer almaktadır [1]. 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 10 yılda yaşanan ortalama %2,5’lik yıllık artışın 2030 yılına kadar yıllık %1,6’ya düşmesi, en hızlı artış oranının %7,6’yla yenilebilir enerjide olması beklenmektedir. Fosil yakıtlardan doğal gazda %2 ile en yüksek artış beklenmekte olup, bunu kömür (%1,2) ve hampetrol (%0,8) takip etmektedir [1].

*Sıvı yakıtlar; hampetrol, kondensat, etanol, biyodizel vb.’lerinden oluşmaktadır

Şekil 1. 1990-2030 Dönemi Dünya Enerji Tüketimi[1]

Projeksiyon

3

1.1.Petrol Sektörü

Petrol Ticareti 2008-2010 döneminde daralan dünya petrol ticareti, 2010 yılından itibaren artış trendi göstermektedir. 2012 yılında dünya petrol üretimi 90,9 milyon v/g’e ulaşırken 2030 yılında dünyanın en büyük petrol ithalatçılarının Çin ve Avrupa olması öngörülmektedir. Halen dünyanın en büyük petrol ithalatçısı olan Amerika’nın 2017 yılında liderliği Çin’e bırakması beklenmekte, Çin’in ekonomik büyümeyle desteklenen petrol ithalatının, ülkeyi Avrupa’ya göre daha az petrol bağımlısı yapacağı öngörülmektedir [1]. Petrol ticaretinin büyük bir bölümü tankerlerle belirli limanlardan gerçekleştirilmekte olup, Hürmüz ve Malakka Boğazı, 2011 yılında 32 milyon v/g civarı taşınan petrol miktarı ile dünyanın iki önemli stratejik geçidi olarak öne çıkmaktadır. 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[4].

Petrol Tüketimi 2011 yılında 88,9 milyon v/g olan petrol tüketimi 2012 yılında 0,9 milyon v/g artmış ve 89,8 milyon v/g olarak gerçekleşmiştir. 2012 yılında Çin, Brezilya, Kore ve Kanada’da güçlü bir talep artışı yaşanmış, kasırganın vurduğu ABD’nin yanısıra Suudi Arabistan’da ise talep artışı azalmıştır[2].

Şekil 2. 2010-2012 Dönemi Hampetrol Talep Artışı [2]

Kuzey Amerika Eski SSCB Ülkeleri

Latin Amerika Afrika

Avrupa

Orta Doğu Asya

Küresel Talep Artışı 2010/2011/2012 bin v/g

Küresel Talep Artışı (milyon v/g)

4

Petrol Rezervi 2012 yılı dünya ispatlanmış petrol rezervi %7,7 artışla 1.520 milyar varil’den 1.637 milyar varile yükselmiştir. Rezerv artışı büyük oranda İran ve Venezuela (ağır hampetrol) rezerv artışlarından kaynaklanmaktadır[3].

Şekil 3. 2012 Yılı Bölgelere Göre Dünya İspatlanmış Petrol Rezervi[3]

Petrol Rezerv Ömrü Dünya petrol rezerv miktarında 2011 yılına oranla %7,7’lik bir artış gerçekleşmiş, aynı oranda artmayan petrol üretiminin de etkisi ile 2011 yılında 44,8 yıl olan dünya petrol rezerv ömrü 2012 yılında 48,8 yıla yükselmiştir. Petrol Üretimi

2011 yılında 88,7 milyon v/g olan dünya petrol üretimi 2012 yılında %2,5 artarak 90,9 milyon v/g olarak gerçekleşmiştir. Petrol üretiminde yaşanan 2,2 milyon v/g’lük artış, talep artışını karşılamış olup, arz/talep dengesinde sorun yaşanmamıştır [2]. Rafinaj Dünya rafinaj miktarı, Kasım ayında Avrupa’daki ani talep azalış ve beklenenden uzun süren bakım çalışmaları nedeniyle 2012 yılında beklentilerin ve bir önceki yılın 950.000 v/g altında gerçekleşmiştir. Bölgesel rafinaj artışları özellikle Asya’da Hindistan, Çin’den ve Rusya’dan kaynaklanmıştır[2].

Tablo 1: 2012 Yılı Dünya Rafinaj Kapasiteleri (milyon v/g)

1 Ç. 2012 2 Ç. 2012 3 Ç. 2012 4 Ç 2012 K.Amerika 17,6 18 18,4 18,2

Avrupa 12 11,8 12,6 12,0

Pasifik 6,8 6,3 6,7 6,8 Toplam OECD 36,4 36,1 37,7 37,0 Eski Sov. Coğ. 6,6 6,4 6,6 6,7

OECD dışı Avr. 0,4 0,5 0,5 0,5

Çin 9,2 9,1 9,1 9,9

Diğer Asya 9,3 9,3 9,3 9,6

Latin Amerika 5 4,8 4,6 4,4

Orta Doğu 5,8 6,1 6 5,7

Afrika 2,1 2,2 1,9 2,1 Toplam OECD dışı 38,4 38,4 38,0 38,9 Toplam 74,8 74,5 75,7 75,9

5

Şekil 4. 2008-2016 Dönemi OECD Bölgesinde Kapanan ve Kapanacak Rafineri Kapasiteleri[2]

İşlenmiş petrol ürünleri ticaretinin daha fazla kar getirmesi ve Avrupa’daki piyasaların karbondioksit emisyonuna yönelik uygulamaları, Avrupa’ya komşu bölgeleri işlenmiş petrol ürünleri ihraç etmek üzere büyük, yüksek kapasiteli rafineri yatırımlarına sevk etmiş ve Avrupa’nın düşük kapasiteli, verimsiz rafinerilerinin rekabet gücünü zayıflatmıştır[2].

Petrol Fiyatları Brent petrol fiyatı 2012 yılında ortalama 111,67$/v olup, 2011 ortalaması olan 111,26$/v’e oldukça yakın gerçekleşmiştir. Böylece dünya kıyas petrol fiyatı 2 yıl üst üste 100$/v üzerinde seyretmiştir. 2012 yılında ortalama WTI petrol fiyatı, 2011 yılına göre (94,88$/v) hafif bir düşüşle 94,05$/v olarak gerçekleşmiştir Güney Sudan, Yemen, Suriye ve Kuzey Denizi civarında yaşanan petrol arzı kesintileri 2012 yılı petrol fiyat dalgalanmalarının başlıca nedenleri olmuştur.

Şekil 5. 2009-2013 Dönemi Brent ve WTI Petrol Fiyat Hareketleri[4]

6

1.2. Doğal Gaz Sektörü Doğal Gaz Ticareti Uluslararası doğal gaz ticareti 2012 yılında durgun bir seyir izleyerek %0,8 düşüşle 1.015,6 milyar m3 olarak gerçekleşmiştir[5]. 2012 yılında LNG ithalatı bir önceki yıla göre %1,9 azalarak 236,3 milyon tona gerilemiş; arzda planlanmayan kesintiler, LNG tesislerindeki bakım çalışmaları, arzı önemli ölçüde etkilemiştir. Fukuşima faciası sonrası kapanan nükleer istasyonlar nedeniyle artan elektrik talebini karşılamak için 2012 yılında Japonya LNG talebi rekor seviyede %11,2 artarak 87,31 milyon ton olarak gerçekleşmiştir [13]. 2012 yılında Japonya ve Güney Kore’nin toplam ithalat payı %75 seviyesindedir[6]. Doğal Gaz Tüketimi 2011 yılında 3.223 milyar m3 olan doğal gaz talebi yıl boyunca süregelen ekonomik dalgalanma ve Arap ülkelerinde yaşanan güvensiz ortam nedeniyle yalnızca %1’lik bir artış ile 3.348,7 milyar m3 olarak gerçekleşmiştir[5]. Doğal Gaz Rezervi Oil and Gas Journal verilerine göre 2011 yılında 191 trilyon m3 olan doğal gaz rezerv miktarı, 2012 yılında düşük bir azalışla 190,2 trilyon m3 olarak gerçekleşmiştir[3].

Şekil 6. 2012 Yılı Bölgeler İtibariyle Dünya Doğal Gaz Rezervi[3]

2012 yılında 47,8 trilyon m3 ispatlanmış rezerv miktarı ile ilk sırada yer alan Rusya Federasyonu’nu 33,6 trilyon m3 ile İran, 25,2 trilyon m3 ile Katar izlemektedir[3].

7

Şekil 7. 2012 Yılı Dünya İspatlanmış Doğal Gaz Rezervi, (İlk On Ülke)[8]

Doğal Gaz Rezerv Ömrü 2011 yılı başında 57,96 yıl olan doğal gaz rezerv ömrü 2012 yılı başında gerçekleşen %3’lük üretim artışı ve az miktarda doğal gaz rezerv miktarı nedeniyle 57,07 yıla düşmüştür. Doğal Gaz Üretimi 2011 yılı başında 3.178,2 milyar m3 olarak gerçekleşen doğal gaz üretimi, 2012 yılı başında %3,1 artmış ve 3.276,2 milyar m3 olarak gerçekleşmiştir. Doğal gaz üretimindeki bu artış büyük ölçüde ABD, Rusya ve Katar’dan kaynaklanmıştır[7].

Doğal Gaz Depolama Nisan 2012 itibariyle 356,3 milyar m3 olan dünya doğal gaz depolama kapasitesinin 148 milyar m3’le, %41,6’sı Kuzey Amerika’da yer almaktadır[8]. Eski SSCB 109,4 milyar m3 (%30,7), Avrupa 93,8 milyar m3 (%26,3), Asya-Okyanusya 3,7 milyar m3 (%1), Orta Doğu 1,3 milyar m3 (%0,37) ve Güney Amerika 0,1 milyar m3 (%0,03) doğal gaz depolama kapasitesine sahiptir[9]. Doğalgaz depolama için kullanılan alanların çoğu eski kuyular olmakla birlikte, tuz mağaraları ve akiferler de kullanılmaktadır[10]. Güneydoğu Asya’da depolama kapasitesi gelişmekte, Çin ve Hindistan’ın 2016 yılına kadar Uluslararası Enerji Ajansı depolama kapasite standartları olan %10’a ulaşması beklenmektedir[11].

Doğal Gaz Fiyatları 2012 yılında ılıman geçen kışın etkisiyle doğal gaz stokları artmış, Henry Hub doğal gaz

fiyatları bir önceki yıl ortalamalarına göre düşük seyretmiştir. 2011 yılında ortalama 143,98

$/m3 olan doğal gaz fiyatı 2012 yılında %31 düşerek ortalama 99,2 $/m3 olarak

gerçekleşmiştir.

trilyon m3

8

Şekil 8. 2012 Yılı Henry Hub ve Alman Sınır Doğal Gaz Fiyatları[12]

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[9],

olarak özetlenebilir.

ABD ve Kanada’da tight gaz ve shale gaz, Avustralya’da ise CBM(kömür yatağı gazı) olarak üretilen ankonvansiyonel gaz, henüz gaz devriminin başında olunmasına rağmen dünya piyasalarını etkilemeye başlamıştır. ABD’yi enerji projeksiyonlarında dev bir enerji ithalatçısı konumundan, doğal gaz fiyat artışının devamı ile önemli bir gaz ihracatçısı konumuna getirmiştir. CBM üretimindeki artış ile Avustralya dünya LNG pazarında 2020 yılında liderliği hedeflemekte, Fukushima sonrası nükleer santrallerinin tamamını kapatan Japonya Avustralya’nın en büyük müşterisi olma yolunda hareket etmektedir. Güneydoğu Asya’da Çin ve Hindistan artan enerji ihtiyaçlarını karşılamak ve artan doğal gaz faturalarını düşürmek için ankonvansiyonel gaza yönelmektedir. Çin’in 2015 yılında CBM üretimini önemli ölçüde arttırması, 2020’de ekonomik ve önemli miktarda shale gaz üretmesi, Endonezya ve Arjantin’in de 2020-2025 arası ankonvansiyonel gaz üretimlerini arttırması beklenmektedir. Halen Avrupa’da %1’in altında olan ankonvansiyonel gaz üretiminin 2035’te %27’ye, AB

9

içinde ise %47’ye yükselmesi beklenmektedir. Avrupa’da bu alanda Polonya’nın olacağı öngörülmekte, İngiltere, Fransa ve Norveç ABD’deki ankonvansiyonel devrimi yakından takip etmektedir. Fukuşhima sonrası nükleer enerjiyi bir kez daha sorgulayan AB’nin; nükleer enerji, ankonvansiyonel gaz ve Rus gazına bağımlılık arasında bir seçim yapması beklenmektedir[14].

1.3.2013 Yılında Petrol ve Doğal Gaz Sektöründe Beklenen Gelişmeler

• Avrupa Birliği'nde İran'dan ham petrol ve akaryakıt ithal edilmesini yasaklayan ambargo Temmuz 2012’de yürürlüğe girmiş, Ekim 2012’de doğal gaz ithalatı da yasaklanmıştır. Avrupa Birliği'nin bu yaptırımının İran üzerinde büyük etkisinin olması beklenmektedir. Başta Yunanistan ve İtalya olmak üzere, Avrupa Birliği'nin 2011 yılında İran'dan ithal ettiği petrol miktarı İran'ın toplam ihracatının yaklaşık dörtte birini oluşturmaktadır. AB'nin ABD ile işbirliği içinde yürürlüğe soktuğu düzenleme sadece petrol ithalatını değil, petrol sevkiyatlarının sigortalanmasını ve finanse edilmesini de yasaklamaktadır. İranlı yetkililer, AB'nin yaptırımının etkilerine karşı önlem aldıklarını belirtmektedir [15]. İran 2012 yılında olası bir müdahale karşısında Hürmüz Boğazını kapatma tehdidinde bulunarak petrol piyasalarında dalgalanmaya neden olmuştur. İran ambargosu sonucu İran petrol ihracatı 2012 yılında 1986 Irak-İran savaşından bu yana en düşük seviyeye gerileyerek %39 azalışla 1,5 milyon v/g olarak gerçekleşmiştir[16].

• Upstream yatırımların yüksek risklerine rağmen orta vadede OPEC üyesi ülkelerin

yaklaşık 300 milyar $ bütçe ile 132 proje gerçekleştirmesi beklenmektedir. Arz güvenliğini sağlamak amacıyla yeni upstream yatırımlara öncelik verilmektedir (Şekil 8) [17].

Şekil 9. 2011-2015 Dönemi OPEC Upstream Yatırım Planı[17]

• Arap Baharının bölgedeki petrol ve doğal gaz yatırımlarına olumsuz etkileri nedeniyle

önümüzdeki 5 yıllık dönemde petrol fiyatlarının artması beklenmekle birlikte, Uluslararası Enerji Ajansı projeksiyonlarında dünya enerji yatırım harcamalarının 2011- 2035 yılları arasında kümülatif olarak 38 trilyon dolara ulaşacağı, 10 yıllık periyotta hampetrol üretimindeki artışın %90 oranında Orta Doğu ve Kuzey Afrika’dan sağlanacağı öngörülmektedir[18].

Yatırımlar Proje Sayısı

milyar $/yıl

10

• 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[23].

• 2012 yılında küresel ekonominin beklentiler doğrultusunda yavaşlamaya devam etmesine rağmen, Yunanistan’ın kontrolsüz iflasının önüne geçilmesi, ABD’den gelen pozitif haberler küresel ekonomik gidişata yönelik olumlu beklentileri artırmıştır. Öte yandan, İspanya ekonomisine dair endişeler merkez bankalarının likidite önlemleriyle yatıştırılmıştır. Ancak, Avrupa Birliği ekonomilerinin krizden çıkış için aldığı tasarruf tedbirleri, geçmiş dönemlerde güçlü büyüme performansı gösteren gelişmekte olan ülkeleri de olumsuz yönde etkileyerek, büyüme ivmelerini yavaşlatmıştır. Avrupa'da krizin odağındaki ülkeler olan Yunanistan, Portekiz, İspanya ve İtalya ekonomileri, 2012 yılında daralma yaşamış, durumu en kritik ülke ekonomisi Yunanistan olmuştur. 2011 yılında %7,1 daralan Yunanistan ekonomisinin 2012'de %6,4, 2013 yılında ise %4,4 oranında daralması beklenmektedir. Sahip olduğu tahvillerle Yunanistan ekonomisine büyük oranda bağımlı olan ve son dönemde piyasaları baskı altına alan Kıbrıs Rum kesimi de geçen yıl yüksek daralmıştır. Bu daralmanın 2013'te %3,5 oranında olacağı öngörülmektedir [24].

• UEA tarafından yapılan projeksiyonda 2013 yılında petrol talebinin, ABD bütçe tartışmaları, Çin’in beklenin altında ticari faaliyetleri ve AB’deki kronik işsizlikten dolayı %9’luk zayıf bir artış göstereceği beklenmektedir [25].

11

TÜRKİYE’DE PETROL ve DOĞAL GAZ SEKTÖRÜNÜN

GÖRÜNÜMÜ

Ülkemizde 2012 yılında, 55,50 adam/ay jeolojik saha çalışması (tamamı TPAO tarafından), 44,66 ekip/ay jeofizik saha çalışması (tamamı TPAO tarafından) gerçekleştirilmiş, 82 adet arama kuyusu, 24 adet tespit kuyusu, 51 adet üretim kuyusu, 1 adet istikşaf kuyusu olmak üzere toplam 158 adet kuyu açmış olup, 298.442 metre sondaj yapılmıştır. 2012 yılında toplam 2,3 milyon ton petrol ve 664 milyon m3 doğal gaz üretilmiş olup, günümüze kadar toplam 140,2 milyon ton petrol ve 13,5 milyar m3 doğal gaz üretimi gerçekleştirilmiştir. Türkiye’de yeni petrol sahalarının keşfedilmesi ve ikincil üretim yöntemlerinin geliştirilmesi ile üretim düşüşü kısmen engellenebilmiş, 2012 yılında 2011 yılına kıyasla %4’lük bir düşüş gerçekleşmiştir.

Şekil 10. Yıllar İtibariyle Türkiye Ham Petrol Üretimi[19]

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 m3 üretim ile tarihin en yüksek seviyesine ulaşmıştır. 2012 yılı üretimi ise bir önceki yıla oranla %16 düşerek 664 milyon m3 olarak gerçekleşmiştir[19].

12

Şekil 11. Yıllar İtibariyle Türkiye Doğal Gaz Üretimi[19]

2012 yılı yurtiçi üretilebilir petrol rezervi 294,8 milyon varil (43,2 milyon ton) olup, yeni keşifler yapılmadığı takdirde, bugünkü üretim seviyesi ile yurtiçi toplam ham petrol rezervinin 18,5 yıllık bir ömrü bulunmaktadır. 2012 yılı yurtiçi üretilebilir doğal gaz rezervi 6,84 milyar m3’tür. Yeni keşifler yapılmadığı takdirde, bugünkü üretim seviyesi ile yurtiçi doğal gaz rezervinin 10,3 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. Son 10 yılda özellikle Kuzey Amerika’da geliştirilen teknoloji ile ankonvansiyonel 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 TPAO ile Shell arasında Akdeniz Bölgesi Antalya deniz alanlarındaki 3 ruhsat alanını kapsayan bir ortak işletme anlaşması imzalanmıştır. 2012 yılı boyunca Antalya Körfezi derin deniz alanlarında ortak arama-üretim anlaşması çerçevesinde çalışmalar sürdürülmüştür. Shell ile imzalanan ortaklık anlaşması kapsamında proje çalışmalarına devam edilmiş, sondajına başlanılan Sarıbuğday-1 Kuyusunun takibi yapılmıştır. Söz konusu kuyuda yıl sonu itibariyle sondaj çalışmalarına devam edilmiştir. Ülkemizde bir ilk olacak söz konusu gaz üretiminin ülkemiz hidrokarbon ihtiyacının karşılanmasına katkı sağlaması beklenmektedir. Karadeniz’de yürütülen faaliyetler sonucunda Ayazlı-Akkaya ve Doğu Ayazlı doğal gaz sahalarından Karadeniz Türk karasuları içinde doğal gaz üretimine başlanmış olup, 2012 yılında günde yaklaşık 350.000 m3 gaz üretimi gerçekleştirilmiştir. 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.

13

Şekil 12. Yıllar İtibariyle Türkiye Ham Petrol Arzı[19]

Şekil 13. Yıllar İtibariyle Türkiye Doğal Gaz Arzı[19]

Son on yılda Türkiye ham petrol arzı %12 oranında düşerken, doğal gaz arzı %91 oranında artmıştır. 2012 yılında ham petrol talebinin %9’u yerli üretimle karşılanmış, doğal gazda ise bu oran %1,6 olarak gerçekleşmiştir[19]. Tablo 2. 2012 Yılı Türkiye Ham Petrol Rezervleri[19]

*İspatlanmış, muhtemel ve mümkün rezervler toplamıdır.

Şirket Rezervuardaki Petrol (*) Üretilebilir Petrol Kalan Üretilebilir Petrol

Varil M.Ton Varil M.Ton Varil M.Ton T.P.A.O. 5 514 091 948 820 810 262 758 730 312 111 509 663 224 706 625 33 385 230

N.V.Turkse Perenco 656 525 935 88 902 663 330 673 283 45 121 897 11 655 568 1 613 181

TransAtlantic E.M.I. & DMLP Ltd. 539 000 000 73 247 984 98 500 000 13 385 763 11 847 026 1 634 515

Tiway & T.P.A.O. 49 611 000 6 953 650 19 600 000 2 747 204 888 455 111 013

N.V.Turkse Perenco & T.P.A.O. 111 994 955 15 626 370 32 149 116 4 478 759 13 791 727 1 950 439

GYP 57 200 000 8 576 457 10 050 000 1 481 923 1 984 334 269 197

Aladdin & GYP 1 508 701 211 627 308 701 43 326 236 902 33 364

Aladdin &GYP& Madison (Turkey) LLC. 24 300 000 3 615 690 6 190 000 914 922 3 934 812 586 553

Aladdin & GYP & Talon 25 000 000 3 280 000 7 500 000 983 800 7 078 647 928 663

Arar 56 300 000 8 083 583 16 900 000 2 426 601 16 897 193 2 426 194

Extreme-Petrako 8 390 000 1 168 700 1 680 000 235 000 1 680 000 235 000

TPIC 661 393 101 664 661 393 101 664 114 253 20 209

Amity Oil & T.P.A.O. 142 811 16 282 142 254 16 217 7 101 1 051

Diğer 148 574 21 155 148 574 21 155 3 509 498

Toplam 7 044 875 317 1 030 616 086 1 283 233 633 183 467 894 294 826 152 43 195 107

14

Tablo 3. 2012 Yılı Türkiye Doğal Gaz Rezervleri[19]

*İspatlanmış, muhtemel ve mümkün rezervler toplamıdır.

2.1.TPAO’nun Sektördeki Yeri TPAO, “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. 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, 2013 yılında 1 arama, 1 tespit kuyusunun kazılması planlanmaktadır. Keşifli kuyularda, kuyu tamamlama hizmetleri ve üretim testleri çalışmaları sürdürülecektir. 2B ve 3B sismik veri toplama çalışmaları 2013 yılında da devam edecektir. 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. TPAO Irak

Şirket Rezervuardaki Gaz(*) Üretilebilir Gaz Kalan Üretilebilir Gaz

T.P.A.O. 16 267 954 165 12 050 635 459 3 972 681 642

N.V.Turkse Perenco 340 680 073 340 680 073

Amity Oil İnt. & T.P.A.O 1 924 833 289 1 586 975 398 86 853 167

Thrace Basin & Pinnacle Turkey & Corp. 5 320 873 992 4 828 601 173 2 299 472 242

Tiway& T.P.A.O.&Foinavon& Petrol Ofisi A.Ş. 1 336 910 000 1 005 490 000 143 089 510

TransAtlantic&Petrako& Valeura Energy 140 993 784 133 253 784 9 796 449

Arar 240 013 267 192 013 267 190 588 584

Tiway-TEMI 161 400 000 141 600 000 135 316 297

Petrogas 27 533 214 27 533 214 40 208

Amity Oil İnt. 17 656 097 17 656 097 3 539

Maya & Çalık Enerji & Petrogas 1 049 720 1 049 720

Toplam 25 779 897 601 20 325 488 185 6 837 841 638

15

Ofisi 2009 yılı içerisinde açılmıştır. 2011 yılı içerisinde iş yükü kapsamında ilave ofis binası tutulmuş olup, 2012 yılında faaliyete başlanmıştır. TPAO Afganistan Arama Ruhsat İhalesi kapsamında Mezarı Şerif Sahasında %35 hisse oranı ile operatör, Sandıklı Sahasında ise %25 hisse oranı ile yatırımcı olmuştur. Devam eden süreçte Mezarı Şerif ve Sandıklı Sahaları Arama ve Üretim Paylaşım anlaşmaları çerçevesinde müzakereler devam etmektedir. Rusya Federasyonu hidrokarbon alanında küresel bazda büyük ihracatçı ülkelerden biri konumundadır. TPAO 2004 yılı sonunda başlayan ancak kesintiye uğrayan Rusya Federasyonunda üretime dahil olma çalışmalarını, 2010 yılı Aralık ayında tekrar başlatmıştır. Küresel enerji talebindeki artışa paralel olarak, ekonomik gelişme ve refah düzeyindeki yükselme ile birlikte, Türkiye’nin enerji ihtiyacı da hızlı bir şekilde artmaktadır. TPAO, 2012 yılında 60 milyar doları geçen ülkemiz enerji ithalat faturasının azaltılması ve arz güvenliğinin teminine yönelik faaliyetlerini sürdürmektedir[21]. 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 8 yılda gerçekleştirdiği sismik program miktarı, 58 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 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. Akdeniz deniz alanlarında yürütülen çalışmalar dahilinde, KKTC Ekonomi ve Enerji Bakanlığı ile Ortaklığımız arasında imzalanan Petrol Sahası Hizmetleri ve Üretim Paylaşımı Sözleşmesi kapsamında; Türkyurdu-1 Kuyusunda sondaj faaliyetleri tamamlanmıştır. Batı Karadeniz’de, günde 2,1 milyon m3 üretim kapasitesine sahip çift katlı Akçakoca platformu devreye alınmış olup, üretim katından günde yaklaşık 350.000 m3 doğal gaz üretimine sondaj katından ise doğal gaz üretimini arttıracak olan geliştirme ve yeni üretim kuyularının sondajına devam edilmektedir.

16

2012 yılında 2,3 milyon ton olarak gerçekleşen Türkiye ham petrol üretiminin %73’ü 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.

2012 yılında 664 milyon m3 olarak gerçekleşen Türkiye doğal gaz üretiminin %51’i 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.

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 m3 kapasiteli ilk yeraltı doğal gaz depolama projesi olan Silivri Doğal Gaz Depolama Projesi

17

çalışmaları TPAO tarafından 1998 yılında başlatılmış, 2007 yılında depolanan gazın geri üretimi gerçekleştirilmiştir. 2009 yılında depolama kapasitesi 2,66 milyar m3’e depolama yükselmiştir. 14 milyon v/g olan geri üretim kapasitesinin ise kademeli olarak; 2014 yılında 25 milyon m3/g’e, 2016 yılında 50 milyon m3/g’e yükseltilmesi için çalışmalar sürdürülmektedir. Depolama tesisi kapasitesinin büyük bir kısmı BOTAŞ’a tahsis edilmiştir. 06.04.2012 tarihinde EPDK tarafından onaylanıp, resmi gazetede yayınlanan “Yeraltı Doğal Gaz Depolama Tesisi Kullanım Usul ve Esaslarına Dair Yönetmelik” ile TPAO’nun sahip olduğu kalan depolama kapasitesi özel şirketlerin kullanımına sunulmuştur[20]. Ayrıca, BOTAŞ tarafından Tuz Gölü’nde kurulması planlanan 1 milyar m3 kapasiteli depolama tesisi çalışmaları kapsamında Kasım 2011 ayında ihale tamamlanmıştır. Proje kapsamında yapım çalışmaları iki aşamada gerçekleştirilecek olup, 6'şar depodan oluşan birinci aşamanın 2015-2016, ikinci aşamanın 2018-2019 yıllarında tamamlanarak Tuz Gölü Doğal Gaz Yer Altı Depolama Projesi kapsamındaki tesislerin bir bütün olarak devreye alınması planlanmaktadır[20].

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[21]. Tüpraş 2012 yılı toplam yatırımı 974 milyon ABD dolarıdır. Gelecek üç yıl içerisinde yaklaşık 2,5 milyar ABD doları tutarında yatırım programlanmıştır [21].

Tablo 4. Rafinaj Sektöründe Kurulu Kapasite ve Kapasite Kullanım Oranları[21]

Rafineri Kapasite ve KKO*

(Mton/yıl ve %)

Yıllar

2008 2009 2010 2011 2012

İzmit Kapasite 11 11 11 11 11

KKO 94 75 81 86 89,7

İzmir Kapasite 11 11 11 11 11

KKO 93 67 82 80,2 81,3

Kırıkkale Kapasite 5 5 5 5 5

KKO 58 62 57 63,6 63

Batman Kapasite 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1

KKO 72 58 79 89 88

TOPLAM Kapasite 28,1 28,1 28,1 28,1 28,1

KKO 86 69 77 79,9 83,5

KKO*: Kapasite Kullanım Oranı

18

Rafinerilerde İşlenen Hampetrol Ülkemizde 2012 yılında 22,1 milyon ton hampetrol işlenmiş ve 21,9 milyon ton petrol ürünü üretilmiştir[21].

Şekil 16. 2012 Yılı Rafineri Bazında İşlenen Hampetrol Miktarı[21]

Rafinerilerde Üretilen Petrol Ürünleri 2011 yılına oranla %4,63 artan petrol ürünleri üretimi 2012 yılında 21,9 milyon ton olarak gerçekleşmiştir.

Şekil 17. 2012 Yılı Türkiye Rafinerilerinde Üretilen Petrol Ürünleri Dağılımı[21] Sektörün Rekabet Gücü 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[22]. TÜPRAŞ’a ait dört rafineriye ek olarak; EPDK’ya yapılan tüm lisans başvurularının kabul edilmesi halinde Ceyhan’da toplam 17 milyar ABD Doları civarında yatırım planlanmıştır.

19

KAYNAKLAR

1. BP Energy Outlook 2030, Ocak 2013

2. IEA Oil Market Report - 13 Şubat 2013 © OECD/IEA 2013-13 Temmuz 2011

3. Oil and Gas Journal, Aralık 2012, http://www.ogj.com/articles/print/vol-110/issue-

12/special-report-worldwide-report/global-oil-production-up-in-2012-as.html

4. EIA, http://www.eia.gov/dnav/pet/pet_pri_spt_s1_a.htm

EIA,International Energy Statistics, http://www.eia.gov/cfapps/ipdbproject/iedindex3.cfm?tid=5&pid=57&aid=6&cid=regions&syid=2010&eyid=2011&unit=BB

5. 2012 Doğal Gaz Değerlendirme, Cedigaz, 30 Nisan 2013

6. http://www.ogj.com/articles/2013/03/giignl--net-global-lng-trade-slides-in-2012.html

7. BP Statistical Review 2012, Haziran 2012

8. Index Mundi, http://www.indexmundi.com/

9. James Baker Institute, Shale Gas and U.S. National Security

10. UGS in Europe:Present and Future,Thierry Rou aud General Secretary of Cedigaz

FLAME 2012, Amsterdam, 16 Nisan, 2012

11. Medium-Term Oil and Gas Markets 2011,

http://www.iea.org/publications/free_new_Desc.asp?PUBS_ID=2392

12. http://www.indexmundi.com/commodities/?commodity=natural-gas&months=60 13. http://uk.reuters.com/article/2013/01/24/energy-japan-mof-idUKL4N0AT00Y20130124

14. IEA, World Energy Outlook 2012

15. http://www.bbc.co.uk/turkce/haberler/2012/10/121015_eu_iran.shtml

16. http://online.wsj.com/article/SB10001424127887323528404578452121121218106.ht

ml

17. http://www.opec.org/opec_web/en/data_graphs/647.htm

18. Reuters, UPDATE 2-Arab Spring disrupts energy investment-IEA,

http://uk.reuters.com/article/2011/10/18/iea-investment-idUKL5E7LI1S820111018

19. TPAO 2012 Yılı Faaliyet Raporu

20. Deloitte, Türkiye Doğal Gaz Piyasası: Beklentiler, Gelişmeler 2012, Mart 2012.

21. 2012Yılı TÜPRAŞ Faaliyet Raporu,

http://www.tupras.com.tr/uploads/Faaliyet_Raporu.pdf

22. Turcas, http://www.turcas.com.tr/tr/yazi.php?id=9

23. Durban Climate Agreements: Back To the Future,IHS CERA Insight 19 Aralık, 2011.

24. https://www.cnnturk.com/2013/ekonomi/genel/04/01/turkiye.buyumede.euro.bolgesin

de.ikinci/702466.0/index.html

25. http://www.livemint.com/Industry/hRFs6I89lU9KL7cRrE8vLL/IEA-sees-weak-09-

growth-in-2013-global-oil-demand.html

20

l