2017 YILI HAM PETROL VE DOĞAL GAZ MAYIS SEKTÖR RAPORU · Şekil 51. Türkiye’ye Uzanan veya...

2017 YILI HAM PETROL VE DOĞAL GAZ

S E K T Ö R R A P O R U

TÜRKİYE PETROLLERİ

MAY

IS20

18

Bu rapor, Türkiye Petrolleri Strateji Geliştirme Daire Başkanlığı tarafından, 19 Aralık 2017 günü Başbakanlıkça (Hazine Müsteşarlığı) Resmi Gazete'de yayımlanan "2018 yılına ait genel yatırım ve finansman programının uygulanmasına ilişkin usul ve esasların belirlen-mesine dair tebliğ" uyarınca, Ortaklığımızın faaliyette bulunduğu petrol ve doğal gaz arama-üretim sektörünü takip ederek sektör içindeki konumunu daha iyi analiz edebilmek ve etkin sektörel politikalar geliştirmesine yardımcı olabilmek amacıyla hazırlanmıştır.

© 2018 Türkiye Petrolleri A.O. tüm hakları saklıdır.Bu raporda yer alan içeriğin telif hakkı Türkiye Petrolleri A.O.’ya aittir. Referans gösterilmeksizin bu raporun içeriği kopyalanamaz, yayımlanamaz, dağıtılamaz veya başka şekilde kullanılamaz. Bu rapor içeriği sadece bilgi amaçlı hazırlanmıştır. Rapor içeriği bildirim yapılmaksızın değiştirilebilir. Rapor içeriğindeki hatalardan, yanlışlardan veya eksikliklerden yahut bu içeriğe dayanılarak gerçekleştirilen eylemlerden TPAO sorumlu tutulamaz. Üçüncü kişilere ilişkin raporda yer alan içeriğin telif hakkı ilgili üçüncü kişiye aittir.

HAM PETROL VE DOĞAL GAZ SEKTÖR RAPORU 1

ŞEKİLLER TABLOLAR1. KÜRESEL PETROL VE DOĞAL GAZ SEKTÖRÜNÜN GÖRÜNÜMÜ 1.1. KÜRESEL PETROL SEKTÖRÜ Küresel Petrol Rezervleri Küresel Petrol Üretimi Küresel Petrol Rezervlerinin Ömrü Küresel Petrol Tüketimi Küresel Petrol Ticareti Küresel Rafinaj Faaliyetleri Petrol Fiyatları 1.2 KÜRESEL DOĞAL GAZ SEKTÖRÜ Küresel Doğal Gaz Rezervleri Küresel Doğal Gaz Üretimi Küresel Doğal Gaz Rezervlerinin Ömrü Küresel Doğal Gaz Tüketimi Küresel Doğal Gaz Ticareti Küresel Doğal Gaz Depolama Faaliyetleri Doğal Gaz Fiyatları 1.3 ANKONVANSIYONEL GAZ ÜRETIMI VE ENERJI SEKTÖRÜNE ETKILERI 1.4 AKTIF KULE SAYISI VE ARAMA - ÜRETIM FAALIYETLERI 1.3 PETROL VE DOĞAL GAZ SEKTÖRÜNDE DİJİTALLEŞME VE MALİYET DÜŞÜRME 2. TÜRKİYE’DE PETROL VE DOĞAL GAZ SEKTÖRÜNÜN GÖRÜNÜMÜ 2.1. TÜRKİYE ENERJİ GÖRÜNÜMÜ 2.2. TÜRKİYE HİDROKARBON SEKTÖRÜ Türkiye’deki Hidrokarbon Rezervleri Yurt İçi Hidrokarbon Arama ve Üretim Faaliyetlerindeki Gelişmeler Türkiye Arama - Üretim Sektörü ve Aktif Kule Sayısı Rafinaj Sektörü2.3. TÜRKİYE PETROLLERİ’NİN SEKTÖRDEKİ YERİ Türkiye Petrolleri’nin Yürüttüğü Arama - Üretim Faaliyetleri Türkiye Petrolleri Tarafından Yapılan Yurt İçi Yatırımlar ve Bütünsel Dönüşüm Programı 2.4 HİDROKARBON KAYNAKLARININ NAKLİNDE TÜRKİYE’NİN KÖPRÜ KONUMU KAYNAKLAR

2346779

121416172020222324262728293132

343439394043454646495052

İÇİNDEKİLER

TÜRKİYE PETROLLERİ2

ŞEKİLLERŞekil 1. 2017 Yılı Küresel Birincil Enerji Tüketim Oranları 4Şekil 2. 1990 - 2040 Yılları Kaynak Bazında Dünya Enerji Talebi 4Şekil 3. 1990 - 2040 Yılları Bölge Bazında Dünya Enerji Talebi 5Şekil 4. 2017 Yılı Bölgelere Göre Dünya İspatlanmış Petrol Rezervi 6Şekil 5. 2008 - 2017 Yılları Bölge Bazında Dünya Petrol Üretimi 7Şekil 6. 2016 Yılı Bölgelerine Ve Türlerine Göre Başa Baş Petrol Üretim Maliyetleri 8Şekil 7. 2017 Bölge Bazında Rezerv Miktarları 9Şekil 8. Dünya Konvansiyonel / Ankonvansiyonel Petrol Kaynakları 10Şekil 9. Yatırım Ve İşletme Maliyeti Artış Oranları 11Şekil 10. 2008-2017 Bölgelere Göre Dünya Petrol Tüketimi 12Şekil 11. 2017-2023 Yılları Ham Petrol Tüketim Artışı 12Şekil 12. 2023 Yılı Petrol Eksiği Ve Fazlası Olması Öngörülen Bölgeler 14Şekil 13. 2008 -2017 Yılları Bölge Bazında Dünya Rafine Ürün Miktarı 16Şekil 14. 2013-2017 Yılları Arasında Petrol Fiyatlarının Seyri 17Şekil 15. 2014-2018 Yılları Arası Rusya, Suudi Arabistan Ve ABD Petrol Üretimi 18Şekil 16. 2017 Yılı Dünya İspatlanmış Doğal Gaz Rezervleri Dağılımı 20Şekil 17. 2017 Yılı En Fazla Doğal Gaz Rezervine Sahip İlk 10 Ülke 21Şekil 18. Dünya Konvansiyonel/Ankonvansiyonel Gaz Rezervleri 21Şekil 19. 2008-2017 Yılları Bölgelere Göre Dünya Doğal Gaz Üretimi 22Şekil 20. 2017-2023 Yılları Dünya Doğal Gaz Üretim Artış Projeksiyonu 22Şekil 21. 2017 Yılı Bölgelere Göre Doğal Gaz Rezervi Ve Rezerv Ömrü 23Şekil 22. 2008-2017 Yılları Dünya Doğal Gaz Tüketimi 24Şekil 23. 2017-2023 Dönemi Bölgelere Göre Doğal Gaz Talep Artışı 24Şekil 24. 2012–2017 Yılları Küresel Doğal Gaz Ticareti 26Şekil 25. 2016 Yılı Bölgesel Doğal Gaz Depolama Kapasiteleri 27Şekil 26. 2016-2018 Dönemi Brent Petrol Fiyatı Ve Doğal Gaz Fiyatları 28Şekil 27. 2013-2017 Yılları Kuyu Başı Şeyl Üretim (Başa Baş) Maliyetleri 29Şekil 28. ABD Şeyl Gaz Üretim Projeksiyonu (Referans Senaryo) 30Şekil 29. ABD Tight Petrol Üretim Projeksiyonu (Referans Senaryo) 30Şekil 30. Dünyada Aktif Sondaj Kule Sayısı Ve Petrol Fiyatları 31Şekil 31. 2016 Yılı Türkiye Birincil Enerji Talebi 34Şekil 32. 2016 Yılı Türkiye Enerji Tüketiminin Sektörel Dağılım 35Şekil 33. 1990-2016 Türkiye Enerji Talebinin Dışa Bağımlılık Oranı 36Şekil 34. 2008-2017 Yılları Arasında Türkiye’nin Birincil Enerji, Petrol Ve Doğal Gaz Tüketimi 36Şekil 35. 2007-2017 Yılları Arasında Türkiye’nin Petrol Tüketimi Ve Yerli Üretim 37Şekil 36. 2004-2017 Yılları Arasında Türkiye’nin Doğal Gaz Arzı Ve Yerli Üretim Oranları 37


TABLOLAR

Şekil 37. 2017 Yılında Türkiye’nin İthal Ettiği Petrolün Kaynak Ülkelere Göre Dağılımı 38Şekil 38. 2017 Yılında Türkiye’nin İthal Ettiği Doğalgazın Kaynak Ülkelere Göre Dağılımı 38Şekil 39. 2017 Yılı Türkiye’de Kalan Üretilebilir Ham Petrol Rezervleri (Milyon Varil) 39Şekil 40. 2017 Yılı Türkiye’de Kalan Üretilebilir Doğal Gaz Rezervleri (Milyon M3) 39Şekil 41. 2017 Yılında Türkiye'de Yapılan Sondaj Sayıları 40Şekil 42. 2008-2017 Yılları Arasında Türkiye Ham Petrol Üretimi 42Şekil 43. 2008-2017 Yılları Arasında Türkiye Doğal Gaz Üretimi 42Şekil 44. Türkiye’de Aktif Kule Sayısı Ve Petrol Fiyatları 43Şekil 45. Mart 2018 Avrupa’da Arama Faaliyetlerinin Yoğun Olduğu Ülkelerdeki Aktif Kule Sayıları 44Şekil 46. 2005-2017 Arasında TPAO Tarafından Yapılan 2B Ve 3B Sismik Çalışmalar 46Şekil 47. 2007-2017 Yılları Arasında TPAO Tarafından Gerçekleştirilen Sondaj Faaliyetleri 47Şekil 48. 2007-2017 Yılları Arasında TPAO’nun Hidrokarbon Üretimi 47Şekil 49. 2007-2017 Yılları Arasında TPAO’nun Türkiye Hidrokarbon Üretimindeki Payı 48 Şekil 50. TPAO’nun Son On Yıldaki Yatırımları 49 Şekil 51. Türkiye’ye Uzanan veya Uzanması Planlanan Uluslararası Petrol ve Doğal Gaz Boru Hattı Projeleri 50

Tablo 1. 2017 Yılı Dünya Petrol Ticareti 14Tablo 2.2015-2019 arasında petrol fiyatlarını etkileyebilecek temel göstergeler 18Tablo 3. Dijital Teknolojilerin Petrol Sektöründe Kullanımı 32Tablo 4. 2016 yılı Türkiye’deki rafineriler ve rafineri projelerine ilişkin bilgiler 45

KISALTMALAR- BP British Petroleum- EIA Amerikan Enerji Enformasyon İdaresi- EOR Enhanced Oil Recovery (İkincil Petrol Üretim Teknikleri)- EPDK Enerji Piyasası Denetleme Kurulu- GSYİH Gayri Safi Yurt İçi Hâsıla- IEA MTGMR Uluslararası Enerji Ajansı Orta Vadeli Gaz Piyasası Raporu- LNG Liquified Natural Gas (Sıvılaştırılmış Doğal gaz)- mmBtu milyon British thermal unit- PİGM Petrol İşleri Genel Müdürlüğü- TPE Ton Petrol Eşdeğeri- UEA / IEA Uluslararası Enerji Ajansı- v/g Varil/Gün- vpe Varil Petrol Eşdeğeri- WTI West Texas Intermediate


Enerji, bir ülkenin ekonomik ve sosyal gelişiminin en temel ve sürükleyici gereksinimlerinden biridir. Bu bakımdan, “Enerji Güvenliği”, ekonomik güvenliğin ve ulusal güvenliğin yaşamsal unsurlarındandır. Enerji, toplumsal yaşamlarımızı sürdürebilmemiz için gerekli olan hemen hemen tüm süreçler için vazgeçilmez bir girdi olup; sanayi, ulaştırma, konut ve ticarethane alt sektörlerinde kullanılmaktadır. Bugün dünyada tüketilen enerji, çok sayıda enerji kaynağından elde edilirken; petrol, doğal gaz ve kömür gibi fosil kaynaklar, bu kaynakların %86’sını oluşturmaktadır (Şekil 1).

Petrol, özellikle ulaştırma sektörünün temel enerji kaynağı olarak, dünya birincil enerji tüketimi içinde en büyük paya sahiptir. Petrolü takip eden doğal gaz ve kömür ise büyük ölçüde elektrik üretiminde kullanılmaktadır.

2016 yılı verileri itibariyle petrol, dünya enerji talebinin %33,3’ünü, doğal gaz ise %24,1’ini karşılamıştır. Bugüne kadar, çeşitli uluslararası kurum ve kuruluşlar tarafından (Uluslararası Enerji Ajansı, ABD Enerji Enformasyon İdaresi, BP, ExxonMobil vb.) yapılan çeşitli projeksiyonlara göre, petrol ve doğal gazın birincil enerji tüketimi içindeki paylarını uzun dönemde de koruyacakları öngörülmektedir (Şekil 2).

1. KÜRESEL PETROL VE DOĞAL GAZ SEKTÖRÜNÜN GÖRÜNÜMÜ

Şekil 1. 2017 Yılı Küresel Birincil Enerji Tüketim Oranları (Kaynak: BP)

Şekil 2. 1990 - 2040 kaynak bazında dünya enerji talebi (Kaynak: BP)

63 66 72 79 81 87 92 95 98 98 97

35 3944

50 5864 71 78 83 89 95

45 4548

6373

7574

77 77 76 76

911

12

1313

1214

1416 17 18

10 1112

13

1618

2022

23 24 25

11

1

2

510

16

23 3140

51

164173

189

220

244

267

287

309

328345

361

1990 1995 2000 2005 2010 2016 2020 2025 2030 2035 2040

Yenilenebilir

Hidro

Nükleer

Kömür

Doğal Gaz

Petrol

(Milyon Varil Petrol Eşdeğeri / Gün)

Petrol; %33,3

Doğal Gaz; %24,1

Kömür; %28,1Nükleer; %4,5

Hidro; %6,9

Yenilenebilir; %3,2


Uzun dönemli enerji projeksiyonları değerlendirildiğinde, OECD dışı ülkelerin tüketimlerindeki artış dikkat çekmektedir. Oransal değerlendirmede, Afrika enerji talebi 2040 yılına kadar yıllık %3,5 artış öngörüsü ile dikkat çekerken, miktarsal değerlendirmede, enerji talebi 1,56 katına çıkan Asya Pasifik bölgesi öne çıkmaktadır. 2016-2040 döneminde talep artışının üçte ikisinin Asya Pasifik bölgesinden gelmesi beklenmektedir

2016 yılında elektrik üretiminde en fazla kömür kullanıldığı görülmektedir (%39). 2040 yılına doğru petrolün elektrik üretimindeki payının %1 oranına düşmesi beklenmektedir.

Petrol, daha çok taşıma sektörü tarafından talep edilmektedir.

(Şekil 3). OECD dışı ekonomilere bakıldığında enerji talebinin Hindistan’da yıllık %4,2 artması, Çin’de ise yıllık %1,5 artması beklenmektedir. Çin’in yoğun sanayileşme sürecinin 2020 yılına kadar tamamlanması ile, enerji talep artış hızında düşüş yaşanacağı öngörülmektedir.

2015 yılında, 2,37 milyon ton petrol ulaştırma sektörünce tüketilirken, 2040 yılında bu rakamın 2,70 milyon tona çıkması beklenmektedir. Petrol talebinin ulaştırma sektörünün talebinin %84’ünü karşılayacağı öngörülmektedir.

Şekil 3. Bölge Bazında Enerji Talep Miktarları (Kaynak: BP)

47 51 55 57 56 56 58 58 59 59 597 8 10 11 13 14 15 17 19 20 22

64 56 57 60 59 58 59 59 59 58 575 7 9 11 15 18 20 22 24 26 28

4 5 5 7 8 9 10 12 14 17 20

36 4653

7494

112124

140153

165176

164173

189

220

244

267

287

309328

345361

1990 1995 2000 2005 2010 2016 2020 2025 2030 2035 2040

Asya Pasifik

Afrika

Orta Doğu

Avrupa veAvrasya

Orta ve GüneyAmerika

Kuzey Amerika

Milyon Varil Petrol Eşdeğeri / Gün


Şekil 4. 2017 Yılı Bölgelere Göre Dünya İspatlanmış Petrol Rezervi (Kaynak: BP)

Küresel Petrol Rezervleri2017 yılı dünya petrol rezervi, 1,7 trilyon varil olarak açıklanmıştır. Küresel petrol rezervi 2016 yılına göre, %0,03 azalmıştır. 2017’de, Venezüella ise 1,3 milyar varil ve Brezilya 0,2 milyar varil ile en fazla rezerv ekleyen ülkeler olmuştur. Kuzey Amerika Bölgesinde 1,6 milyar varil ve Asya Pasifik Bölgesinde 0,3 milyar varil rezerv azalması dikkati çekmiştir.

Küresel petrol ve doğal gaz arama faaliyetleri genel olarak süper basen olarak adlandırılan bölgelerde yoğunlaşmaktadır. Süper basenler 5 milyar vpe üretmiş ve en az 5 milyar vpe rezerve sahip olduğu hesap edilen bölgelerdir. Bu kapsamda

Orta Doğu’da Central Arabia, Zagros; Avrasya bölgesinde Güney Hazar ve Timan Pechora, Kuzey Amerika’da Applachian ve Permian dikkati çeken bölgelerdir.

Bölgesel bazda bakıldığında, Orta Doğu Bölgesi, dünya petrol rezervlerinin %47,6’lık bölümüne sahiptir. Orta Doğu’yu, %19,5’lik rezerv miktarı ile Orta ve Güney Amerika, %13,3’lük rezerv miktarı ile de Kuzey Amerika takip etmektedir. Daha sonra sırası ile Avrasya %8,5, Afrika %7,5, Asya Pasifik %2,8 ve Avrupa %0,8’lik paya sahiptir (Şekil 4).

1.1. KÜRESEL PETROL SEKTÖRÜ

AVRASYA144,9; %8,5

ORTA VE GÜNEY AMERİKA

330,1; %19,5

K. AMERİKA226,1; % 13,3

AFRİKA126,5; % 7,5

ORTA DOĞU807,7; % 47,6

ASYA PASİFİK48 ; % 2,8

ABD50; % 2,9

RUSYA106,2; % 6,3

ÇİN25,7; % 1,5

AVRUPA13,4; % 0,8

Birim: Milyar Varil


Şekil 5. 2008-2017 Dönemi Bölgelere Göre Dünya Petrol Üretimi (Kaynak: BP)

Küresel Petrol Üretımi2016 yılında, 92 milyon v/g olarak kaydedilen petrol üretimi, 2017 yılında, %0,68 artarak 92,6 milyon v/g’e yükselmiştir. Bu üretimin %34,5’lik bölümü, Orta Doğu’da gerçekleşmiştir (Şekil 5). Üretim artışı 2017 yılında, Kanada (%8,1), Brezilya (%4,8), Kazakistan (%10,8), İran (%8,2) üretim artışının yaşandığı bazı ülkelerdir. Üretim artışı oran olarak en fazla

iç karışıklıkların söz konusu olduğu Libya’da (%102,9) ile söz konusu olurken, miktar olarak en fazla ABD’de söz konusu olmuştur. ABD üretimi 12,3 milyon v/g’den %5,6 artarak 13 milyon v/g’e çıkmıştır. Dünyanın en büyük üreticilerinden Suudi Arabistan ve Rusya’da ise OPEC anlaşması sonrasında üretim artışı gözlenmemiştir.

13 13 14 14 16 17 19 20 19 20

7 7 7 7 7 7 8 8 7 718 18 18 17 17 17 17 17 18 18

26 25 26 28 29 28 29 30 32 32

10 10 10 9 9 9 88 8 88 8 8 8 8 8 88 8 883 81 83 84 86 87 89

92 92 93

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Asya Pasifik

Afrika

Orta Doğu

Avrupa veAvrasya

O. ve G.Amerika

Kuzey Amerika

(milyon v/g)


Uluslararası Enerji Ajansı’nın, “Petrol 2018” raporuna göre, üretim kapasitesinin 2017-2023 döneminde 6,4 milyon artması, ilk etapta artışın ABD’den kaynaklanması beklenmektedir. Raporda, ABD ile birlikte artışın yaşanacağı diğer ülkelerin Brezilya ve Kanada olacağı, bu dönemde OPEC dışı üretim artışının 5,2 milyon v/g’e ve toplam üretimin 63,3 milyon v/g’e ulaşacağı öngörülmektedir.

OPEC ülkelerinin üretim kapasitesinin 750 bin v/g artarak 36,3 milyon v/g’e ulaşması beklenmektedir. Venezüella’da üretimin düşmesi, Irak’ta üretimin artması, OPEC üretiminin ise 2017 yılındaki 32,8 milyon v/g’den 34,1’e çıkması öngörülmektedir.

Küresel petrol üretim maliyetleri incelendiğinde, 2030 yılına kadar yeni yatırım sonucu üretime alınan bir varil petrolün maliyetinin genel olarak 20 – 60 $/v arasında seyreden bir bantta gerçekleşeceği görülmektedir. Orta Doğu’da yeni üretime alınacak kaynaklar, diğerleri arasında görece düşük üretim maliyetine sahiptir. Venezüella ağır petrolünün ise 80 $/vpe’nin üzerinde bir maliyete sahip olduğu görülmektedir (Şekil 6).

Şekil 6. 2016 yılı bölgelerine ve türlerine göre başa baş petrol üretim maliyetleri (Kaynak: IHS)

Orta Doğu

Rusya

Çin

Batı Afrika

Tight Petrol

Brezilya

Başabaş Maliyeti (Average Breakeven Price)

Vene

zuel

a

Ceza

yir

Kaza

kist

an

Kana

da P

etro

l Kum

u

MALİYETARALIĞI

Mek

sika

Körfe

zi (A

BD)

Nor

veç,

İngi

ltere

0

20

40

60

80

100

0 3.000 6.000 9.000 12.000 15.000 18.000 21.000 24.000 27.000

Ort

alam

a Br

ent e

şdeğ

eri b

aşab

aş p

etro

l fiy

atı

($/v

)

Toplam Petrol Üretimi (milyon v/g)


Küresel Petrol Rezervlerının Ömrü

“Petrol Rezerv Ömrü” mevcut teknolojilerle ekonomik olarak üretilebilen ispatlanmış rezervlerin, mevcut üretime bölünmesiyle (R/Ü) elde edilen değerdir. Dünya petrol rezerv miktarı, teknolojik gelişmeler ile birlikte sürekli yükselmektedir. 2016 yılında, Dünya ham petrol rezerv miktarı 1,7 trilyon varil olarak kaydedilirken, 2016 yılında,

50,6 yıl olan rezerv ömrü, 2017 yılında, 50,2 yıl olarak hesaplanmıştır. Rezerv miktarları incelendiğinde Orta Doğu birinci, Orta ve Güney Amerika ikinci, Kuzey Amerika ise üçüncü sırada yer almaktadır (Şekil 7).

Şekil 7. 2017 İtibariyle Bölge Bazında Rezerv Miktarları (Kaynak: BP)

808

330226

158 12648

70

126

3124

43

14

Orta Doğu O. ve G. Amerika K. Amerika Avrupa ve Avrasya Afrika Asya Pasifik

REZERV(Milyar Varil)

REZERV ÖMRÜ (Yıl)


Şekil 8. Dünya Konvansiyonel/Ankonvansiyonel petrol kaynakları (Kaynak: IEA, WEO, 2017)

Yukarıdaki genel tanım doğrultusunda ortaya konulan 50,6 yıllık “petrol rezerv ömrü” ifadesinde, söz konusu “ömür” bugün için ispatlanmış olan rezervlerin, mevcut konvansiyonel teknolojilerle ekonomik olarak üretimi esas alınarak hesaplanmıştır. Oysa yeni keşiflerle yeni rezervlerin devreye girmesi, gelişen teknolojiler sayesinde daha ekonomik olarak üretilebilecek mevcut rezervler (örneğin; ikincil ve üçüncül üretim yöntemleri, vb.), kömürden ve gazdan sıvı yakıt elde edilmesi gibi yöntemlerle bu ömrün talebe de bağlı olarak değişebileceği dikkate alınmalıdır. Uluslararası

Enerji Ajansı’nın verilerine göre, küresel üretilebilir petrol kaynaklarının dağılımı, bölgelere ve teknolojik gelişmelere göre değişkenlik göstermektedir (Şekil 8).

248

930

251 240 313 133 62

139

152

60 51 86

68 29

805

552 496

2

3 3

1.000

30

183

166

2.309

1.155

966850

456292 119

KUZEY AMERİKA ORTA DOĞU AVRASYA O. VE G. AMERİKA AFRİKA ASYA PASİFİK AVRUPA

KEROSEN

EKSTRA AĞIR PETROL

NGL

TIGHT PETROL

KONVANSİYONEL PETROL

Milyar Varil PE


Önümüzdeki dönemde üretime alınabilecek kaynaklar değerlendirildiğinde, konvansiyonel olmayan kaynakların Orta Doğu ve Afrika dışında daha fazla olduğu değerlendirilmektedir. Bu kapsamda önümüzdeki dönemde gerçekleşecek teknolojik değişimin üretilen petrol türü ve piyasadaki arz üzerinde önemli bir etkisinin olacağı değerlendirilmektedir.

2017 sonu itibariyle, petrol fiyatlarındaki düşüş eğiliminin durması ile, önümüzdeki dönemde, pek çok projenin 60-80 $/v başabaş maliyeti ile üretime alınması beklenmektedir. UEA verilerine göre 2017 yılında petrol ve doğal gaz alanındaki yatırımlar 2016 yılına göre %6 artmış ve 460 milyar $ düzeyine ulaşmıştır. Son dönemde petrol fiyatlarının düşük seyretmesi ile birlikte, özellikle derin denizlerdeki yeni kaynakların üretime alınması yavaşlamıştır. UEA’ya göre, 2014-2016 yılları arasında arama-üretim sektöründe maliyetler %30 oranında düşmüş verimlilik artmıştır. Bu düşüşün, derin deniz üretimlerini de etkileyeceği öngörülmektedir.

IHS verilerine göre ise küresel düzeyde sermaye ve işletme maliyetleri değerlendirildiğinde, UEA ile paralellik görülmektedir (Şekil 9). Buna karşın, 2017 yılı itibariyle, maliyetlerde bir önceki yıla göre %4’e yakın bir artış görülmektedir.

Şekil 9. Yatırım Maliyeti Artış Oranları (Kaynak: IHS)

100102 104

106 109

120

158

189

220

210204

217

226230 232

202

172 172177

100101 103

110

123127 141

159

182

169172

179

188195

200

190

168 169173

100

200

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Mal

iyet

End

eksi

(20

00=1

00)

UPSTREAM SERMAYE YATIRIMI ENDEKSİ

UPSTREAM İŞLETME MALİYETİ ENDEKSİ


Küresel Petrol Tüketimi2016 yılında, 96,5 milyon v/g olan dünya petrol tüketimi, 2017 yılında, %1,8’lik artış ile yaklaşık 98 milyon v/g olarak gerçekleşmiştir (Şekil 10). Bölgeler bazında en önemli artışlar, Asya Pasifik (%3,3) ile Avrupa ve Avrasya’da (%1,9) gerçekleşmiştir.

Şekil 10. 2008-2017 Bölgelere Göre Dünya Petrol Tüketimi (Kaynak: BP)

Şekil 11. 2017-2023 Ham Petrol Tüketim Artışı (Kaynak: IEA Oil 2018)

UEA, 2017-2023 döneminde, petrol tüketiminin 6,9 milyon v/g artacağını öngörmektedir. 2019 yılında petrol talebinin 100 milyon v/g’ün üzerine çıkması beklenirken, 2017-2023 döneminde ise petrol talebinin küresel düzeyde %1,1 artması beklenmektedir. 2017-2023 döneminde

4,2 milyon v/g talep artışı ile Asya Pasifik bölgesinin petrol talebinin en fazla artacağı bölge olması, Orta Doğu’nun 1,1 milyon v/g’lük talep artışı ile Asya Pasifik bölgesini takip etmesi beklenmektedir (Şekil 11).

4,21,1 0,7 0,5

-9,8

Asya Pasifik Orta Doğu Afrika Amerika Avrupa veAvrasya

Milyon v/g

24 23 24 23 23 23 23 24 24 24

6 6 6 6 7 7 7 7 7 7

20 19 19 19 19 18 18 18 19 19

7 8 8 8 8 8 9 9 9 93 3 3 3 4 4 4 4 4 4

26 26 28 29 30 30 31 32 34 35

86 8588 89 90 91 93 95 96 98

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Kuzey Amerika


Avrupa ve Avrasya

Orta Doğu

Afrika

Asya Pasifik

Milyon v/g


Şekil 12. 2023 Yılı Petrol Açık ve Fazlası Olacak Bölgeler (Kaynak: IEA Oil 2018)

Küresel Petrol Ticareti

Tablo 1. 2017 Dünya Petrol Ticareti (Kaynak: BP)

UEA’ya göre, Kuzey Amerika’da artan üretim nedeniyle, diğer bölgelerden petrol ithalatının azalması, Avrupa’nın rafinaj sektöründe daralma yaşanması, Asya’da ise gerek rafinaj sektörünün genişlemesi, gerekse talebin artması nedeniyle ayrıca 25,3 milyon varillik bir petrol açığının oluşması öngörülmektedir (Şekil 12).

2016 yılında, 64,8 milyon v/g olarak gerçekleşen dünya ham petrol ticareti, 2017 yılında, %4,3 artarak 67,6 milyon v/g olmuştur. 2016 yılında 42,5 milyon v/g olarak gerçekleşen bölgeler arası ham petrol ticareti ise, %2,2’lik düşüş ile 2017 yılında 41,6 milyon v/g olarak gerçekleşmiştir (Tablo 1).

AVRASYA

ORTA VE GÜNEY

AMERİKA

K. AMERİKA

SAHRA ALTIAFRİKA

AVRUPA

Milyon varil/günPetrol Eksiği Olan Bölge

Petrol Fazlası Olan Bölge

ASYA PASİFİK

25,3ORTA DOĞUSAHRA AFRİKA20,34,8

7,59,2

2,2

0,5

(BİN V/G)

İTH

ALAT

ÇI

ABD

KAN

ADA

MEK

SİKA

G. V

E O

. AM

ERİK

A

AVRU

PA

RUSY

A

ESKİ

SO

VYET

LER

BİRL

İĞİ

ORT

A D

OĞ

U

AFRİ

KA

AVU

STRA

LYA

ÇİN

HİN

DİS

TAN

JAPO

NYA

SİN

GAP

UR

DİĞ

ER

ASYA

PA

SİFİ

K

TOPL

AM

İHRA

CAT

İHRACATÇIABD 0,0 323,3 0,0 78,3 216,9 0,0 1,0 2,0 6,0 4,0 154,6 24,1 28,1 2,0 84,3 925KANADA 3420,0 0,0 1,0 2,0 44,2 0,0 0,0 1,0 1,0 1,0 12,0 2,0 0,0 0,0 0,0 3.484MEKSİKA 608,5 0,0 0,0 20,1 218,9 0,0 0,0 2,0 0,0 1,0 26,1 144,6 44,2 1,0 84,3 1.151G. VE O. AMERİKA 1373,6 10,0 1,0 0,0 220,9 1,0 0,0 0,0 2,0 0,0 1148,7 492,0 46,2 8,0 86,4 3.390AVRUPA 64,3 44,2 0,0 10,0 0,0 1,0 1,0 8,0 6,0 1,0 198,8 10,0 2,0 6,0 124,5 477RUSYA 48,2 6,0 0,0 60,2 3418,0 0,0 363,5 56,2 1,0 14,1 76,3 64,3 26,1 4,0 134,6 4.272

ESKİ SOVYETLER BİRLİĞİ 6,0 34,1 0,0 0,0 1333,5 12,0 0,0 106,4 8,0 0,0 76,3 64,3 26,1 4,0 134,6 1.805

IRAK 602,5 2,0 0,0 8,0 1016,2 1,0 0,0 90,4 34,1 0,0 741,0 823,4 54,2 20,1 403,7 3.797

KUVEYT 144,6 0,0 0,0 0,0 198,8 0,0 0,0 1,0 56,2 2,0 365,5 224,9 230,9 130,5 686,8 2.041

SUUDİ ARABİSTAN 943,9 100,4 0,0 78,3 743,0 0,0 0,0 275,1 166,7 6,0 1048,3 684,8 1273,2 202,8 1654,8 7.177

BAE 20,1 0,0 0,0 1,0 8,0 1,0 0,0 1,0 2,0 100,4 204,8 329,3 757,1 289,2 815,3 2.529

ORTA DOĞU 16,1 0,0 0,0 1,0 795,3 0,0 2,0 2,0 2,0 100,4 204,8 329,3 757,1 289,2 815,3 3.315KUZEY AFRİKA 130,5 28,1 0,0 42,2 1060,3 0,0 2,0 32,1 1,0 24,1 112,5 82,3 1,0 16,1 98,4 1.631BATI AFRİKA 508,1 46,2 0,0 164,7 1064,4 1,0 1,0 1,0 166,7 38,2 1451,9 530,2 16,1 10,0 303,2 4.303D. VE G. AFRİKA 1,0 0,0 0,0 0,0 24,1 1,0 1,0 1,0 1,0 0,0 94,4 24,1 1,0 1,0 4,0 154AVUSTRALYASYA 2,0 1,0 0,0 2,0 1,0 0,0 1,0 1,0 1,0 0,0 42,2 0,0 8,0 16,1 130,5 206ÇİN 0,0 0,0 0,0 1,0 0,0 0,0 0,0 1,0 1,0 1,0 0,0 0,0 38,2 4,0 52,2 98HİNDİSTAN 0,0 0,0 0,0 1,0 1,0 0,0 0,0 0,0 1,0 1,0 1,0 0,0 0,0 1,0 1,0 7JAPONYA 0,0 0,0 0,0 0,0 1,0 0,0 0,0 0,0 0,0 1,0 0,0 0,0 0,0 0,0 2,0 4SİNGAPUR 0,0 0,0 0,0 1,0 0,0 0,0 0,0 0,0 1,0 30,1 0,0 1,0 0,0 0,0 2,0 35DİĞER ASYA PASİFİK 24,1 0,0 0,0 1,0 1,0 0,0 0,0 2,0 1,0 208,9 267,1 110,5 70,3 118,5 0,0 804TOPLAM 7.913 595 2 472 10.366 18 373 583 459 534 6.226 3.941 3.380 1.124 5.618 41.605


Şekil 13. 2008 -2017 Bölge Bazında Dünya Rafine Ürün Miktarı (Kaynak: BP)

Küresel Rafinaj Faaliyetleri2016 yılında, 80,3 milyon v/g olarak kaydedilen rafineri petrol ürünleri üretimi, 2017 yılında %2’lik artış ile 81,9 milyon v/g olmuştur. 2017 yılında, rafine petrol ürünleri üretimi artışı Orta Doğu (%4,3), Avrupa (%2,9) ve Asya’da (%2,9)

gerçekleşmiştir. Dünyanın diğer bölgelerinde ise rafine ürün miktarında düşüşler dikkati çekmiştir(Şekil 13).

2014 - 2015 yıllarında oluşan fazla arz miktarının 2017 yılında piyasa tarafından çekildiği görülmektedir. Bu kapsamda, 2023 yılına kadar 7,7 milyon v/g’lük kapasite artışı beklenirken, piyasadaki ürün miktarının 5,4 milyon v/g yükselmesi beklenmektedir. Rafineri kapasite artışlarının ve ürün arzının aynı ülkelerde artması beklenmektedir. Bu

çerçevede, Orta Doğu Bölgesi 2 milyon v/g, Çin ise 1,7 milyon v/g’lük kapasite artışları ile dikkati çekmektedir. Bu durumun nedeni, işlenmiş petrol ürünleri talebinin yükseldiği ülkelerin petrol ürünleri konusunda dışa bağımlılıklarını azaltmak için rafineri yatırımlarına yönelmeleridir.

18 17 18 18 18 18 19 19 19 19

6 5 5 5 5 5 5 5 4 4

20 19 19 19 19 19 19 20 19 20

7 7 7 7 7 7 7 8 8 82

2 2 2 2 2 2 2 2 2

22 22 24 24 25 26 26 27 28 29

75 7375 75 76 77 78 80 80 82

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Asya Pasifik

Afrika

Orta Doğu

Avrupa ve Avrasya

Orta ve Güney Amerika

Kuzey Amerika

(milyon v/g)


Şekil 14. 2013-2017 Arasında Petrol Fiyatlarının Seyri (Kaynak: Energy Intelliegence, 2018)

Petrol FiyatlarıPetrol fiyatları 2016 yılının başında son 20 yılın en düşük seviyesi olan 27 $/v seviyesini gördükten sonra kademeli bir toparlanma sürecine girmiş ve 2017 yılına 40-50 $/v seviyelerinden başlamıştır. Piyasalar 2017 yılında önce 55 $/v seviyelerini test etmiş, ardından 40 $/v’in altını görmüş, yılsonuna doğru ise 70 $/v seviyelerine yükselmiştir (Şekil 14).

Petrol fiyatlarının beklentilerin dışında bir seyir izlemesinde birden fazla faktörün etkisi olmuştur. 2016 yılının Kasım ayında üretim kesintisi anlaşmasına varan OPEC üyeleri ve Rusya liderliğindeki petrol ihracatçısı ülkeler, piyasadan 1,5 milyon v/g çekilerek arz fazlasının azalmasını ve fiyatların yukarı yönlü hareket etmesini sağlamıştır. Halen piyasanın takip ettiği en önemli gösterge olan üretim kesintisi anlaşması, tarafların anlaşmaya sadık kalmaya devam edeceklerine yönelik açıklamalar ve bu yönde atılan resmi adımların etkisiyle fiyatları desteklemeye devam etmektedir.

En kritik iki taraf olan Rusya ve Suudi Arabistan, kendi iç politik ve ekonomik dinamikleri çerçevesinde arz kesintisini sağlamaya kararlı olduklarını açıklamıştır. Resmi bir açıklama gelmemekle birlikte, Rusya’nın petrol fiyatlarının yükselişinden yalnızca petrol ihracat geliri değil, doğal gaz ihracat geliri açısından da kazanç sağladığı değerlendirilmektedir. Öyle ki, doğal gaz ihracatının tamamına yakınını Avrupa’ya gerçekleştiren Rus milli petrol şirketi Gazprom, doğal gaz fiyatında uzun vadeli kontrata dayalı ve petrol fiyatına endeksli bir mekanizma uygulamaktadır. Mevcut dinamikler içinde Rusya’nın üretim kesintisi anlaşmasına destek vermeye devam edeceği beklentisi devam etmektedir.

Bir diğer kritik taraf olan Suudi Arabistan’da ise, yaklaşık %4,6’lık arz kesintisinden kaynaklı gelir kaybının, fiyatlardaki %40’a yaklaşan 15-20 $/v’lik artış ile çok rahat karşılandığı belirtilmektedir. Ancak Suudi Arabistan nezdinde petrol fiyatlarındaki artışındaki en büyük kazancı, kısa vadede ihraç gelir artışından ziyade, milli petrol şirketi Saudi Aramco’nun, planlanan halka arz sürecinden mümkün olan en yüksek hisse fiyatını elde ederek sağlayacağı değerlendirilmektedir. Arama-Üretim şirketlerinin piyasa değerleri, petrol fiyatları ile yüksek korelasyona sahiptir. Rezerv açısından dünyanın en büyük arama-üretim şirketi olan Saudi Aramco’nun birincil halka arzında (initial public offering), hisse fiyatının Suudi yönetimini tatmin edebilmesi, petrol fiyatlarının da görece yüksek seyretmesi gerekmektedir. Petrol fiyatlarını, en azından kısa vadede etkileme gücüne sahip olan Suudi yönetiminin, bu gücünü Saudi Aramco’nun halka arzına kadar kullanmaya devam etmesi beklenmektedir. 2019 yılını bulması beklenen halka arza kadar, Suudi yönetiminin üretim kesintisi anlaşmasına sadık kalarak fiyatları yukarı yönlü desteklemesi öngörülmektedir.

25

50

75

100

125

2013 2014 2015 2016 2017

KÜRESELEKONOMİNİNTOPARLANMA

BEKLENTİSİ

MISIR'DA ASKERİ DARBE LİBYA ÜRETİM

KESİNTİSİ

S. ARABİSTANÜRETİM ARTIŞI

K. AMERİKA ÜRETİM ARTIŞI

İRAN - P5+1NÜKLEER

GÖRÜŞMELERİ

İRAN - ABD YUMUŞAMASI

($/V) (109,50 ) (98,99) (52,38)

IŞİDTEHDİDİ

K. AMERİKA'DA ÜRETİM ARTIŞI,DOLARIN DEĞER

KAZANMASI, KÜRESEL PETROL

TALEBİNDE YAVAŞLAMA,

OPEC'TEN ÜRETİM KISMAMA KARARI

(54,19)

ABD SONDAJ FAALİYETİNDE

DÜŞÜŞ, LİBYA'DA İÇ KARIŞIKLIK

İRAN - P5+1NÜKLEER

ANLAŞMASI

İRAN YAPTIRIMLARINKALKMASI, FED FAİZ

ARTIRIMI, COP21

KÜRESELPETROL

ARZINDA YAVAŞLAMA

(42,09)

DOLARINDEĞERİNDE

DÜŞÜŞ


Petrol üretiminin azalması, düşük petrol fiyatlarında kayda değer seviyede artan petrol talebinin stoklar-dan karşılanmasıyla sonuçlanmıştır. Geçmiş yıllarda 800 bin ile 1,2 milyon v/g civarında yıllık artış serg-ileyen petrol talebi, fiyatların yaklaşık %60 oranında düşmesinin etkisiyle, 2017 yılında 1,8 milyon v/g artış göstermiştir. Talepteki bu artışta, küresel ekonomideki olumlu görünümün etkisi büyük olmuştur. 2009 yılında yaşanan finansal krizle birlikte yavaşlama evresine

giren gelişmiş ülke ekonomileri, krizden sonra ilk kez 2017 yılında güçlü bir büyüme göstermiştir. Gelişmekte olan ülkelerin de bu eğilimden pozitif etkilenmesiyle, küresel ekonomik büyüme, uzun yıllardan sonra ilk kez %3 seviyesinin üstüne çıkarak %3,2’lik bir seviyeye gelmiştir. Ekonominin büyümesi, en önemli emtia olan ham petrole olan talebi de güçlendirerek fiyatları yukarı yönlü desteklemiştir (Tablo 2).

TEMEL GÖSTERGELER 2015 2016 2017 2018 2019 Birim

KÜRESEL EKONOMİK BÜYÜME 2,90% 2,50% 3,20% 3,20% 3,10% %

PETROL TALEP ARTIŞI 1,8 1,3 1,8 1,9 1,6 milyon v/g

PETROL ÜRETİM ARTIŞI 2,9 0,3 0,8 2,3 1,8 milyon v/g

OPEC HAM PETROL ÜRETIM ARTIŞI 1,1 0,8 -0,1 0,3 0,4 milyon v/g

NON-OPEC HAM PETROL ÜRETIM ARTIŞI 1,2 -1 0,5 1,1 0,8 milyon v/g

KÜRESEL PETROL STOKLARINDAKİ DEĞİŞİM 1,6 0,6 -0,3 0,4 0,2 milyon v/g

Tablo 2. 2015-2019 Arasında Petrol Fiyatlarını Etkileyebilecek Temel Göstergeler (Kaynak: EIA, Worldbank, 2018)

Petrol fiyatlarının 2014 yılındaki düşüşünde en temel faktör olan ABD kaynaklı petrol üretim artışı, 2014 - 2017 yılları arasında yaklaşık %12 oranında düştükten sonra, 2017 yılının ortalarında yeniden yükselişe geçmiştir (Şekil 15).

8

9

10

11

12

2014 2015 2016 2017 2018 2019Notes: Data beyond November 2017 is the IHS Markit outlook.Source: IHS Markit © 2017 IHS Markit

Milyon Varil/Gün

ABD

S. ARABİSTAN

RUSYA

Şekil 15. Rusya, Suudi Arabistan ve ABD Petrol Üretimi (Kaynak: IHS Markit)


ABD petrol üretiminde 2014 yılına kadar görülen hızlı yükseliş, petrol fiyatlarının 30 $/v seviyelerine kadar inmesiyle yerini düşüşe bırakmıştı. Öyle ki; yapılan birçok analize göre, ABD şeyl petrol üretimi 60-70 $/v seviyesinin altında karlılığını kaybetmekteydi. Ancak bu düşük petrol fiyatları ortamında, ABD’li petrol üreti-cileri, verimlilik artışı ve girdi maliyeti düşüşü sayes-inde, 40-50 $/v seviyesinde karlılık elde etmeyi başardı. Projelerin kârlılık sunduğu ortamda petrol üretimi artışa geçti ve 2017 yıl sonunda 10 milyon v/g seviye-sine yaklaştı. ABD petrol üretim artışının devam etmesi, büyük ölçüde şeyl formasyonlarının jeolojik yapılarının yeni üretim tekniklerine uygun olmasına bağlı. Örnek vermek gerekirse, 2017 yılında görülen ve 2018’de de devam etmesi beklenen ABD üretim artışının tamamına yakını, çok sayıda şeyl formasyonu arasından sıyrılan Permian baseninden gelmiştir. Geçmiş yıllarda, ABD petrol üretiminin artışında büyük rol oynayan Eagle Ford ve Bakken gibi basenler, mevcut fiyat ortamında üretim artışını cazip kılacak karlılığı henüz sunmamaktadır. Bunda söz konusu formasyonların verimlilik artıracak yeni tekniklere uygun jeolojik yapıya sahip olmaması rol oynamaktadır.

Petrol fiyatlarının 2017 yılında izlediği seyirde, yukarıda bahsi geçen üç ana faktör rol oynamıştır. Bu faktörler arasında, OPEC ve OPEC dışı petrol üreticilerinin arz kesintisi anlaşması ile talep artış hızı, fiyatları yukarı yönlü desteklemiştir. Ancak mevcut piyasa koşullarında en önemli faktör olan ABD üretim artışı, fiyatları aşağı yönlü baskılamaktadır. Piyasada geleceğe dönük beklentiler, ABD üretim artış hızının 2018 yılında ivme kazanarak petrol fiyatlarını mevcut seviyelerin altına iteceği yönünde şekillenmektedir. Ancak dünyanın işlem hacmi yönünden en büyük emtiası olan ve çok sayıda ülkenin en önemli ihracat kalemi olan petrolün fiyatı, yukarıda sözü edilen üç faktörün yanısıra birçok farklı veriye de bağlı hareket etmektedir. Jeopolitik gelişmeler, doların değeri, çevresel düzenlemeler gibi faktörler, petrol fiyatlarının önümüzdeki dönemde izleyeceği seyri güçlü bir şekilde etkileyebilecektir. Bu bilgiler ışığında, çok sayıda bağımsız değişkenden etkilenen petrol fiyatlarının gelecekteki seyri, küresel petrol piyasalarını çok daha geniş bir açıdan incelemeyi gerektirmektedir.


%5,6’sı Kuzey Amerika’da, %4,2’si Orta ve Güney Amerika’da ve %1,5’i ise Avrupa’da bulunmaktadır (Şekil 16). OECD ülkelerinin doğal gaz rezervi ise 17,8 trilyon m3 olup, toplam rezervin %9,2’si olmuştur.

2016 yılında, 193,1 trilyon m3 olan dünya doğal gaz rezervleri, 2017 yılında %0,2 artarak 193,5 trilyon m3 olarak kaydedilmiştir.

Dünya doğal gaz rezervlerinin %40,9’u Orta Doğu’da, %30,6’sı Avrasya’da, %10’u Asya Pasifik’te, %7,1’i Afrika’da,

yılında da keşfedilen doğal gaz miktarının petrole oranla daha yüksek olduğu gözlenmektedir. 2017 yılı itibariyle, en fazla rezerve sahip on ülke arasındaki sıralama, gerçekleşen keşifler sonrasında değişmemiştir (Şekil 17).

Şekil 16. 2017 Yılı Dünya İspatlanmış Doğal Gaz Rezervleri Dağılımı (Kaynak: BP)

1.2 KÜRESEL DOĞAL GAZ SEKTÖRÜ

Küresel Doğal Gaz Rezervleri

Genel olarak, doğal gaz keşif büyüklüklerinde bir azalma dikkat çekmektedir. PWC verilerine göre 1950’den itibaren gerçekleşen en düşük keşif rakamı 2017’de söz konusu olmuştur. 2016 yılında olduğu gibi yine 2017

KUZEY AMERİKA10,8; % 6

ORTA ve GÜNEY AMERİKA8,2 ; % 4,2

AVRUPA3 ; % 1,5

AFRİKA13,8; % 7,1

AVRASYA59,2; % 30,6

ORTA DOĞU79,1; % 40,9

ASYA PASİFİK19,3; % 10

ABD8,7; % 4,5 ÇİN

5,5; % 2,8

RUSYA35 ; % 18,1

İRAN33,2 % 17,2


Uzun vadede ise üreticilerin konvansiyonel kaynaklara ek olarak ankonvansiyonel kaynaklara yönelmesi beklenmektedir (Şekil 18). Bu kapsamda teknolojinin gelişimi hem kurtarım faktörünün arttırılması hususunda hem de ankonvansiyonel kaynakların geliştirilmesi açısından büyük bir öneme haiz olacaktır.

Şekil 17. 2017 Yılı En Fazla Doğal Gaz Rezervine Sahip İlk 10 Ülke (Kaynak: BP)

Şekil 18. Dünya Konvansiyonel / Ankonvansiyonel Gaz Rezervleri (Kaynak: IEA, WEO 2016)

134

45 51

103

51

2819

10

5361

11

40

41

18

10

2111 9

10

15

5

17

21 7

5

171

140130

123

101

84

47

AVRASYA ASYA PASİFİK KUZEY AMERİKA ORTA DOĞU AFRİKA ORTA VE GÜNEYAMERİKA

AVRUPA

Trilyon m3KÖMÜR YATAKLARINDAN GAZ ELDESİ

TIGHT GAZ

ŞEYL GAZ

KONVANSİYONEL GAZ

5

6

6

6

8

9

20

25

33

35

Nijerya

Çin

BAE

Venezuela

S.Arabistan

ABD

Türkmenistan

Katar

İran

Rusya

(trilyon m3)


2016 yılında, 3,55 trilyon m3 olarak gerçekleşen küresel doğal gaz üretimi, 2017 yılında, %0,3 artışla 3,68 trilyon m3 olmuştur. Özellikle Avrasya (%6,2) ve Orta Doğu (%4,9) yaşanan oransal üretim artışları, 2017 yılında dikkat çekicidir (Şekil 19).

Şekil 19. 2008-2017 Bölgelere Göre Dünya Doğal Gaz Üretimi (Kaynak: BP)

Küresel Doğal Gaz Üretimi

2017 yılında, küresel doğal gaz üretim artışı büyük ölçüde Avrasya kaynaklı olmuştur. UEA, 2023 yılına kadar olan dönemde, dünya gaz talebinin %1,6 artmasını beklemektedir. Projeksiyon döneminde özellikle Kuzey Amerika’da 167 milyar m3’lük bir üretim artışı öngörülmektedir (Şekil. 20).

Şekil 20. 2017-2023 Dünya Doğal Gaz Üretim Artış Projeksiyonu (Kaynak: IEA GAS 201

801 807 821 866 894 900 937 969 945 952

163 159 163 167 174 176 177 178 179 179

1074 955 1027 1034 1028 1026 1003 995 1008 1057

400 420479 525 545 588 603 616 631 660213 200214 211 216 206 207 210 207 225417 440486 484 485 516 539 562 580

6083069 29813191 3288 3343 3409 3461 3530,6 3550

3680,4

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Asya Pasifik

Afrika

Orta Doğu

Avrupa ve Avrasya

Orta ve GüneyAmerikaKuzey Amerika

(milyar m3)

167

83

47

25 10 6

KUZEY AMERİKA ORTA DOĞU ASYA PASİFİK AFRİKA AVRUPA VEAVRASYA

LATİN AMERİKA

Milyar m3


Şekil 21. 2017 Yılı Bölgelere Göre Doğal Gaz Rezervi ve Rezerv Ömrü (Kaynak: BP)

2017 yılı için, mevcut rezerv miktarı (193,5 trilyon m3) mevcut üretime (3,68 trilyon m3) bölündüğünde, küresel rezerv ömrünün 52,6 yıl olduğu hesaplanmaktadır. Söz

konusu rezervlerin bölgelere göre dağılımı incelendiğinde, Orta Doğu birinci, Avrupa ve Avrasya ikinci, diğer Asya Pasifik ülkeleri ise üçüncü sırada yer almaktadır (Şekil 21).

Küresel Doğal Gaz Rezervlerinin Ömrü

Genel tanım itibariyle ortaya konulan 52,6 yıllık “doğal gaz rezerv ömrü” ifadesinde, söz konusu “ömür” bugün için ispatlanmış olan rezervlerin, mevcut konvansiyonel teknolojilerle ekonomik olarak üretimi çerçevesindeki bir ömürdür. Oysa yeni keşiflerle yeni rezervlerin devreye

girmesi, gelişen teknolojiler sayesinde daha ekonomik olarak üretilebilecek mevcut rezervlerin devreye alınması ile bu ömrün talebe de bağlı olarak değişebileceği dikkate alınmalıdır.

79

62

1914 11 8

120

59

32

61

11

46

Orta Doğu Avrupa veAvrasya

Asya Pasifik Afrika K. Amerika O. ve G.Amerika

Rezerv (Trilyon m3)

Rezerv Ömrü (yıl)


Buna ek olarak, Kuzey Amerika (%0,7) ve Orta ve Güney Amerika’da daralma (%0,7) gözlenmiştir (Şekil 22).

2017 yılında küresel doğal gaz talebi, bir önceki yıla göre %3 artarak, 3,6 trilyon m3 olarak gerçekleşmiştir. Talep artışı, son dönemde Afrika (% 6,8), Asya Pasifik (%6,2), Orta Doğu (%5,7), Avrupa (%5,5) ve Avrasya’dan (%0,6) kaynaklanmıştır.

Küresel Doğal Gaz Tüketimi

Şekil 22. 2008-2017 Dünya Doğal Gaz Tüketimi (Kaynak: BP)

UEA’ya göre Dünya gaz talebinin 2023 yılına kadar her yıl %1,6 oranında artacağı öngörülmektedir. Bu kapsamda en yüksek talep artışının Asya Pasifik ve Orta Doğu’da yaşanması beklenmektedir (Şekil 23).

Şekil 23. 2017-2023 Dönemi Bölgelere Göre Doğal Gaz Talep Artışı (Kaynak: IEA GAS 2018)

821 816 850 871 903 928 944 963 952 943

144 139 148 152 162 166 169 176 175 173

1.134 1.0481.127 1.099 1.083 1.051 1.006 1.010 1.044 1.078

347356

386 403 413 447 461 494 509 536101100

108 115 123 123 127136 133 142480

498

562 594627 678 694

702 727770

3.0282.957

3.181 3.2333.311

3.381 3.4013.480 3.540

3.643

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Asya Pasifik

Afrika

Orta Doğu

Avrupa ve Avrasya


Kuzey Amerika

204

8072

21 17

-18Asya Pasifik Orta Doğu Kuzey Amerika Afrika Latin Amerika Avrupa ve Avrasya

Milyar m3


konusunda esneklik ve enerji arz güvenliği boyutunda farklı ülkelerin tedarik sağlaması hususunda avantajlar getirmesi beklenmektedir. Yine doğal gaz fiyatlaması konusunda petrole endeksli sözleşmelerin ağırlığının giderek azalması ve spot fiyatlamanın artması beklenmektedir.

2017 yılında, doğal gaz ticareti, bir önceki yıla göre % 5,8 artarak 1.134,1 milyar m3 olarak gerçekleşmiştir. Boru hatları ile gerçekleşen ticaret % 3,6 artarak, toplamda 740,7 milyar m3’e, LNG ticareti ise %10,3 artarak, 393,4 milyar m3’e ulaşmıştır (Şekil 24).

UEA, doğal gaz ticaretinin 2017 yılından itibaren artmaya devam etmesi beklenmektedir. Bölgeler arası doğal gaz ticaretinin toplam doğal gaz ticaretinin %31’ine gelmesi beklenirken, özellikle LNG’nin payının %40’a hacim olarak ise 505 milyar m3’e ulaşması beklenmektedir. Bu durum üzerinde etkili olan husus büyük ölçüde LNG’nin enerji portföyü

Küresel Doğal Gaz Ticareti

Şekil 24. 2012–2017 Küresel Doğal Gaz Ticareti (Kaynak: BP)

328 325 332 326 357 393

705 707 677 709 714741

1.033 1.033 1.009 1.0341.071

1.134

2012 2013 2014 2015 2016 2017

(milyar m3)

LNG BORU HATTI


Küresel Doğal Gaz Depolama Faaliyetleri

Cedigaz istatistiklerine göre 2016 yılının sonunda, dünya doğal gaz depolama kapasitesi 424 milyar m3 olarak kaydedilmiştir. İlgili kapasitenin %38’i (161,1 milyar m3) Kuzey Amerika’da, %25’i (106 milyar m3) Avrupa’da, %30’u (127,2 milyar m3) Avrasya’da %5’i (21,2 milyar m3) Asya

Pasifik’te, %2’si (8,5 milyar m3) Orta Doğu’da bulunmaktadır (Şekil 26). İlgili depolama kapasitesinin %80’ini boşalmış rezervuarlar (depleted reservoirs), %12’sini akiferler, %8’ini ise tuz mağaraları oluşturmaktadır (Şekil 25).

161

127

106

218

Kuzey Amerika Avrasya Avrupa Asya Pasifik Orta Doğu

Milyar m3

Şekil 25. 2016 Bölgesel Doğal Gaz Depolama Kapasiteleri


2016 - 2017 yılları arasında petrol fiyatları 6 ile 12 $/mmBTU aralığında seyretmiştir. Petrol fiyatının seyri özellikle petrol ürünleri ve petrole endeksli doğal gaz ticareti açısından önemlidir. 2016 yılsonunda, petrole endeksli olan Japonya LNG fiyatı 7,10 $/mmBtu, büyük ölçüde uzun vadeli kontratlara ve petrole endeksli Rusya’nın AB’ye doğal gaz ihraç fiyatı 5,50 $/mmBtu, spot piyasada alınıp satılan Henry

Hub doğal gaz fiyatı ise 3,59 $/mmBtu olarak yılı noktalamıştır. 2017 yılsonunda ise, Japonya LNG fiyatı 8,10 $/mmBtu; Rusya AB’ye doğal gaz ithalat fiyatı 6,56 $/mmBtu; Henry Hub doğal gaz fiyatı ise 2,82 $/mmBtu olarak gerçekleşmiştir. 2018 yılında doğal gaz talebinin yüksek seyretmesi ve petrol fiyatlarının da yükselmesi ile birlikte doğal gaz fiyatlarının yükselmesi beklenmektedir. (Şekil 26).

Şekil 26. 2016-2018 Dönemi Brent Petrol Fiyatı ve Doğal Gaz Fiyatları (Kaynak: Ychart)

Doğal Gaz Fiyatları

Asya piyasalarında doğal gaz fiyatlarının diğer piyasaların üzerinde seyretmesini beklemektedir. Ayrıca, ABD’nin Henry Hub fiyatlarına bağlı LNG ihraç fiyat formülasyonu kullanması nedeniyle, dünyanın diğer bölgelerinde de Henry Hub doğal gaz fiyatı ile ilişkili fiyat hareketlerinin oluşması beklenmektedir.

Doğalgaz fiyat hareketleri değerlendirildiğinde, kış aylarında doğal gaz fiyatlarının bütün coğrafyalarda yükselişe geçtiği görülmektedir. Önümüzdeki dönemde, Japonya LNG fiyatlarında giderek petrol fiyatlarının etkisinin azalması, fiyat formülasyonunda petrolün daha az tercih edilmesi beklenmektedir. UEA, 2040 yılına kadar olan projeksiyonunda,

0

2

4

6

8

10

12

14

16

2016 2017 2018

($/MMBTU)

Japon LNG Fiyatı

Brent Petrolü $/mmBtu

Rusya Gazı AB Ort. Doğal GazFiyatı

Henry Hub Fiyatı


Dünyada teknik olarak üretilebilir ankonvansiyonel kaynakların 340 milyar varil petrol ve 212 trilyon m3 gaz olduğu tahmin edilmektedir. Bu kaynaklar, küresel olarak yaygınlık gösterseler de; gerek üretim, gerekse kaynak açısından en zengin bölge Kuzey Amerika’dır ikinci sırada Asya yer almaktadır.

İleri teknoloji ve geçtiğimiz dönemlerde yüksek seyreden petrol fiyatları ortamı, özellikle Kuzey Amerika’daki büyük ankonvansiyonel kaynakların ticari hale gelmesine sebep olmuştur. ABD petrol endüstrisi, hidrolik çatlatma ve yönlü sondaj gibi teknikler ile üretim faaliyetlerini hızlandırmıştır. Bu gelişmeler, küresel enerji dengelerini de değiştirmiştir. Dünyanın en büyük gaz üretici ülkesi olarak ABD, Suudi Arabistan ve Rusya gibi büyük üreticilerle aynı tarafta yer almaya başlamış ve bu durum ABD’nin enerji politikalarına da yansımıştır. Bunun sonucunda, ABD kaynak kıtlığı politikaları döneminden kaynak bolluğu politikaları dönemine geçiş yapmıştır. 2008’de 5 milyon v/g olan ABD petrol üretimi, güçlü ve durağan petrol fiyatları ortamında yaşanan teknolojik gelişmeler ve risk alma iştahının etkisinde artmaya devam etmiştir.

Ankonvansiyonel üretim, petrol fiyatlarının 2014 yılı ortalarında düşmeye başlamasıyla yavaşlamış, ABD’de ankonvansiyonel üretim yapan bazı şirketler finansal olarak sıkıntılar yaşanmıştır. 2014 yılı ortalarında 9 milyon varile yaklaşan günlük üretim, fiyatlardaki düşüşe rağmen 2015 yılı ortalarına kadar artmaya devam ederek 9,5 milyon varile ulaşmıştır. Petrol fiyatlarının 30 $/v civarına kadar düştüğü 2016 yılında ise tekrar 2014 yılı seviyelerine dönerek 8,8 milyon v/g’de sabit bir seyir izlemiştir. Petrol fiyatlarının tekrar yükselmeye başlaması ve sektörel verimliliğin artışı ile üretim seviyeleri 2018 itibariyle üretim günlük 10 milyon varili aşmıştır.

ABD ankonvansiyonel üretiminin beklenildiği kadar düşmemesi sahalarda yaşanan maliyet düşüşü ile açıklanmaktadır. Şekil 27’de görüldüğü gibi ABD’deki başlıca ankonvansiyonel sahalarda başabaş maliyetler 70 - 80 $/v bandından 40 $/v civarına düşmüştür.

Ankonvansiyonel Gaz Üretimi ve Enerji Sektörüne Etkileri

7066

52

38 38

74

67

60

40 42

82

69

55

3841

83 82

63

42 44

2013 2014 2015 2016 2017

Bakken Eagle Ford Permian Delaware Permian Midland

Şekil 27. 2013-2017 Kuyubaşı Şeyl Üretim (Başa Baş) Maliyetleri (Kaynak: Rystad Energy)

Kuyu başı başabaş maliyetlerinin düşüşü, şeyl alanlarında kuyu performansının artışı ile açıklanmaktadır. İlk 30 gün üretim performansı bakımından incelendiğinde, Permian sahası kuyularının üretimi 2014’e göre %60 artarak 2017 itibariyle günlük 1220 varile yükselmiştir. Permian’deki performans artışının sebeplerinden birisi de sondaj faaliyetlerinin en verimli alanlara odaklanılması olarak gösterilmektedir. Bu

bölgelerdeki kuyular diğer alanlara göre daha düşük başabaş maliyete sahip olmaları sebebiyle öne çıkmaktadır. 2013’te kuyuların %46’sı en verimli alanlarda gerçekleşirken, 2016’da bu oranın %80’e ulaştığı belirtilmektedir. Kuyu tamamlama faaliyetlerindeki optimizasyon işlemlerinin de performansı arttıran diğer etkenlerden olduğu değerlendirilmektedir.


Ankonvansiyonel üretimin küresel enerji piyasasında önemini uzun vadede de sürdürmesi beklenmektedir. ABD Enerji Bilgi İdaresi referans senaryosuna göre, ABD şeyl gaz üretiminin de 2016’daki yıllık 400 milyar m3’ten 2050’de 916 milyar m3 civarına çıkacağı tahmin edilmektedir (Şekil 28).

Şekil 28. ABD Şeyl Gaz Üretim Projeksiyonu (Kaynak: EIA)

399 414

459

510

557575

600629

651675

692713

732 744 752 761 768 774 784 791 801 812 819 826 834 840 849 856 864 871 879 888 899 905 916

300

400

500

600

700

800

900

1000

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Milyar m3/yıl

ABD Enerji Bilgi İdaresi’ne göre 2016 itibariyle 4,6 milyon varil olan günlük ABD tight petrol üretiminin 2025 sonrası durağan bir seyir izleyip 2050 yılında günlük 7,9 milyon varil olacağı tahmin edilmektedir (Şekil 29).

4,6

5,0

5,6

6,0

6,36,5

6,66,8

6,9 7,0 7,17,2

7,47,5

7,67,7 7,8 7,8

8,0 8,0 8,0 8,1 8,0 8,1 8,1 8,2 8,2 8,2 8,28,0 8,0 8,0 8,0 7,9 7,9

4

5

6

7

8

9

2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Milyon v/g

Şekil 28. ABD Şeyl Gaz Üretim Projeksiyonu (Kaynak: EIA)


Küresel arama-üretim sektörü, sondaj kule sayıları ve Brent petrol fiyatı incelendiğinde, petrol fiyatındaki değişimlerin kule sayısına yaklaşık üç ay gecikmeyle yansıdığı görülmektedir. Petrol fiyatlarının 2010 yılı Ocak ayından beri yükseliş eğilimini sürdürmesi, Mart 2012’de 125 $/v’i görmesiyle kule sayıları da aynı dönemde 3.900 civarına yükselmiştir. 2014 yılı sonuna kadar 3.500 civarında seyreden

Dönemsel olarak farklılıklar göstermekle birlikte, ABD’deki aktif kule sayısı, dünya ortalamasının %36’sı ile %60’ı arasında değişmektedir. Öyle ki, ABD’nin kule sayısındaki artış ve azalış, küresel kule sayılarını da etkilemektedir. Örneğin küresel kule sayısının son yıllarda zirveye çıktığı Şubat 2014’te küresel aktif kule sayısı 3.736 olarak gerçekleşirken, ABD kule sayısı 1.729 olarak gerçekleşmiştir. Aynı şekilde Nisan 2018’de küresel kule sayısı 2.087 olarak gerçekleşirken, ABD kule sayısı da son dönemdeki en yüksek seviyeye yükselerek 1.011 olarak gerçekleşmiştir.

kule sayıları, petrol fiyatlarının 52 $/v düzeyinde seyrettiği 2015’te 2.000’lere, ortalama petrol fiyatının 43 $/v olduğu 2016’da ise 1.400 civarına kadar düşmüştür. 2017’de petrol fiyatlarının tekrar 55 $/v civarına çıkmasıyla, kule sayıları da 15 ay sonra 2.100’leri aşmıştır. Şubat 2018’de ise 2271’e yükselerek, son 3 yılın en yüksek seviyesine ulaşmıştır (Şekil 30).

Bölgesel güvenlik riskleri arttığında, kule sayılarında azalma olmakla birlikte, petrol fiyatları ile ilişkilendirildiğinde, kule sayısının düşmesinin sebebi, sektörde faaliyet gösteren şirketlerin gelirlerinde meydana gelen düşüşle, yatırımlarını azaltmalarıdır. Yatırımlar çerçevesinde, şirketler yeni arama kuyusu açmak yerine açacakları kuyuları azaltmayı tercih etmektedirler. Kule sayısındaki düşüş, orta vadede daha az rezerv ekleme ve üretimde azalma beklentisi yaratıp, petrol fiyatlarının daha da düşmemesine veya kısmi yükselmesine neden olabilmektedir.

Aktif Kule Sayısı ve Arama - Üretim Faaliyetleri

Şekil 30. Dünyada Aktif Sondaj Kule Sayısı ve Petrol Fiyatları (Kaynak: Baker Hughes ve Energy Intelligence)

0

20

40

60

80

100

120

140

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

$/vAdet

Aktif Kule SayısıBrent Petrol Fiyatı


Son yıllarda, petrol sektöründe teknoloji, sektörün işleyişi üzerinde büyük etki sahibi olmuştur. Daha önce gidilemeyen coğrafyalarda üretim imkanı doğmuş, teknolojik olarak zorlu bölgelerde üretim imkanı doğmuş, mevcut rezervuarlarda ise kurtarım faktörünün arttırılmasında teknoloji büyük rol oynamıştır.

Uluslararası Enerji Ajansının verilerine göre, petrol sektöründe yeni dijital teknolojiler ile, %10 ile %20 arası üretim maliyetlerinin düşme imkanı bulunmaktadır. Buna ek olarak, mevcut rezervuarlarda %5’lik bir kurtarım faktörü artışı da söz konusu olabilmektedir.

Halihazırda, sektörde dijital teknolojiler özellikle sismik veri işleme ve rezervuar modellemeleri alanında başarı ile kullanılmaktadır. Ancak gelişen teknoloji ve dijitalleşme petrol sektörünün farklı alanlarına da hızla yayılmaktadır. Bu kapsamda uzak bölgelerdeki boru hattı ve üretim tesislerini

denetleme için insansız hava araçlarının kullanımı da yaygınlık kazanmaktadır. Ancak ilgili teknolojilere ek olarak, mevcut veriler üzerinden de büyük veri (big data) işleme ve değerlendirme ile teknolojiden faydalanma imkanı söz konusu olmuştur.

Yeni teknolojilerin destek süreçlerinde kullanılması ile kararların optimize edilmesi mümkün olmaktadır. Bu kapsamda önleyici bakım süreçlerinin, insansız hava araçları ve sensörler ile yürütülmesinin bakım onarım süreçlerinde %13 ile %25 arasında işletme maliyetlerinde düşüş sağlaması beklenmektedir. Buna ek olarak, rezervuara ilişkin modellemenin daha iyi yapılabilmesini sağlayan teknolojiler ile (4D seismic imaging gibi), rezervuarların sınırlarının daha iyi anlaşılması ve %20’ye kadar sermaye maliyetlerinde tasarruf sağlamasının mümkün olduğu değerlendirilmektedir (Tablo 3).

1.5 PETROL VE DOĞAL GAZ SEKTÖRÜNDE DİJİTALLEŞME VE MALİYET DÜŞÜRME

İYİLEŞTİRMEORANI İYİLEŞTİRME TÜRÜ

4B SİSMİK GÖRÜNTÜLEME %0 - %20 KURTARIM FAKTÖRÜNÜN/ REZERVUAR ÖZELLİKLERİNİN TANINMASI

İNSANSIZ HAVA ARAÇLARI SENSÖRLER %13 - %25 BAKIM ONARIM SÜREÇLERİNDE İYİLEŞTİRME

YENİ DİJİTAL TEKNOLOJİLER %10 - %20 MALİYET DÜŞÜŞÜ

YENİ DİJİTAL TEKNOLOJİLER %0 - %5 KURTARIM FAKTÖRÜNÜN ARTMASI

BÜYÜK VERİ %5 < GENEL MALİYET DÜŞÜŞÜ HER ALANDA KULLANILABİLİR

Tablo 3. Dijital Teknolojilerin Petrol Sektöründe Kullanımı


Şekil 31. 2016 yılı Türkiye birincil enerji talebi (Kaynak: ETKB)

Ortadoğu, Hazar Bölgesi, Rusya ve Orta Asya gibi ispatlanmış petrol ve doğal gaz rezervleri bakımından zengin bölgeler ile, başta AB ülkeleri olmak üzere, petrol ve doğal gaz ithalat bağımlılığı yüksek olan ülkeler arasındaki coğrafi konumuyla Türkiye, enerji kaynaklarının arz ve talep edilen bölgeler arasında taşınmasında stratejik öneme sahiptir. Özellikle Azerbaycan gazını Türkiye üzerinden Avrupa’ya taşıyacak TANAP Projesi, Türkiye’nin stratejik öneminin daha da ön plana çıkmasını sağlamıştır.

OECD ülkeleri arasında, 2010 yılından bu yana en yüksek enerji talep artış oranına sahip olan Türkiye’nin büyük ölçüde enerji ithalatına bağımlı olması, enerji güvenliği açısından dikkati çeken bir husustur. Bu kapsamda gerek TPAO, gerekse

Türkiye gelişen ekonomisi ile dünyanın önemli enerji tüketicileri arasında yer almaktadır. 2016 yılında, Türkiye’nin 136,2 milyon ton petrol eşdeğeri (tpe) olan birincil enerji

talebinde petrol %31 ile birinci sırada yer alırken, %28’erlik oranlar ile doğalgaz ve kömür, petrolü takip etmiştir (Şekil 31).

diğer enerji şirketleri farklı projelere ile, enerji arzının sürmesi ve yerli kaynakların değerlendirilmesi için çalışmaktadır.

Petrol fiyatlarının düşük seyretmesi, diğer petrol ve doğal gaz ithal eden ülkeler gibi Türkiye’nin de petrol ve doğal gaz ithalat maliyetinin azalmasını sağlamıştır. Petrol fiyatlarının düşmeye başladığı 2014 yılında 43,6 milyar $ olan cari açık, petrol fiyatlarının düşük seyrettiği 2015 ve 2016 yıllarında sırasıyla 32,1 milyar $ ve 32,6 milyar $ olarak açıklanmıştır. 2017 yılında, petrol fiyatlarında geçen iki yıla oranla görece artış kaydedilmiş, bu yıl Türkiye’nin cari açığı 47,1 milyar $ olarak açıklanmıştır.

2. TÜRKİYE’DE PETROL VE DOĞAL GAZ SEKTÖRÜNÜN GÖRÜNÜMÜ

2.1. TÜRKİYE ENERJİ GÖRÜNÜMÜ

Doğal Gaz28%

Petrol31%

Kömür28% Hidro

5%

Diğer Yenilenebilir

8%


Türkiye birincil enerji talebinin sektörlere göre dağılımı incelendiğinde; tüketimin %25’inin sanayide, %24’ünün konutlarda ve hizmet sektöründe, %23’ünün çevrim sektöründe (elektrik üretiminde) ve %20’sinin ise ulaştırma sektöründe kullanıldığı görülmektedir (Şekil 32).

Şekil 32. 2016 Yılı Türkiye Enerji Tüketiminin Sektörel Dağılımı (Kaynak: ETKB)

Sanayi25%

Konut / Hizmet24%

Çevrim Sektörü

23%

Ulaştırma20%

Diğer8%


2007-2016 yılları arasında Türkiye’nin birincil enerji tüketimi (2008 yılı hariç) sürekli yükselirken, petrol ve doğal gazın birincil enerji tüketimi içindeki payı %60’lar civarında seyretmiştir. 2016 yılında ise petrol ve doğal gaz tüketiminin

birincil enerji içindeki payı %59 olarak kaydedilmiştir (Şekil 34). Bu durum büyük ölçüde doğal gaz tüketiminin düşmesi ile ilişkilidir.

Şekil 33. 1990-2016 Yılları Türkiye Enerji Talebinin Dışa Bağımlılık Oranı (Kaynak: ETKB, EİGM)

Şekil 34. 2008-2017 Yılları Türkiye’nin Birincil Enerji, Petrol Ve Doğal Gaz Tüketimi (Kaynak: BP)

Birincil enerji talebinin yerli üretim ile karşılanma oranı (TYÜKO), 2016 yılında %25,9 olarak gerçekleşmiştir. Diğer bir ifadeyle, Türkiye’nin enerjide dışa bağımlılığı bir önceki yıla göre yaklaşık %1,9 azalarak %74,1 seviyesinde gerçekleşmiştir (Şekil 33). Dışa bağımlılık oranı, özellikle 1990’ların başından itibaren doğal gaz tüketimindeki büyük yükselişe bağlı olarak önemli bir artış göstermiş ve 2000’li yılların başından itibaren %70-76 arasında bir seyir izlemiştir.

51,6%

57,7%

67,2%72,4% 72,7% 73,8% 71,8% 70,6% 69,4%

71,9% 73,4% 73,5% 75,0% 76,0% 74,1%

%0

%25

%50

%75

%100

1990 1995 2000 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

686 709 694 673 704 757 777 915 972 1.007

638 610 648 757 783 795 843

831 803 934

2.025 2.052 2.162

2.312 2.456 2.442

2.522

2.761 2.900

3.167

1.324 1.319 1.3421.430 1.487 1.552

1.6201.746 1.775

1.941

-

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Petrol

Doğal Gaz

Toplam Birincil Enerji

Varil PE/Gün


2017 yılında, Türkiye’de günlük ortalama 49 bin v/g ham petrol üretimi yapılmış; buna karşılık yaklaşık 550 bin v/g ham petrol tüketilmiş; 517 bin v/g ham petrol ithalatı, 339

Türkiye’nin 2017 yılında yerli doğal gaz üretiminin tüketime oranı %0,6 olarak geçtiğimiz yıl ile aynı seviyede gerçekleşmiştir. 2008 yılında 1 milyar m3’e kadar çıkan doğal gaz üretimi, 2017 yılında, 354 milyon m3’e düşmüştür (Şekil

bin v/g ise işlenmiş ürün ithalatı gerçekleştirilmiştir. 2017 yılında, yerli ham petrol üretiminin, toplam tüketime oranı %5,4 olmuştur (Şekil 35).

36). Diğer bir ifadeyle, petrolde ithalata bağımlılık oranı %94,6 olan Türkiye’nin, doğal gazda ithalata bağımlılık oranı %99,4’dir.

Şekil 35. 2007-2017 Yılları Türkiye’nin Petrol Tüketimi Ve Yerli Üretim (Kaynak: EPDK)

Şekil 36. 2004-2017 Yılları Türkiye’nin Doğal Gaz Arzı Ve Yerli Üretim Oranları (Kaynak: EPDK)

43 43 48 50 48 47 48 49 47 49

469 441

283348 371 385 376 359

503 501

206200

376 295 254 248 298 316

242303

718684 707 694 672 680

722 724

792854

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Diğer Ürün İthalatıHam Petrol İthalatıYerli Ham Petrol Üretimi

Bin varil/gün

0,7 0,9 0,9 0,9 1,0 0,7 0,7 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,4 0,4

21,4 26,0

29,6 35,2 36,5 35,0

38,3 43,9 44,6

45,1 49,3 48,4 46,3

55,1 22,1

26,9 30,5

36,1 37,5 35,7 39,0

44,7 45,3 45,6 49,8 48,8 46,7

55,5

3,2%3,3%

3,0%

2,5% 2,7%

2,0%

1,9% 1,8%

1,5%1,2%

1,0%0,8% 0,8%

0,6%

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Milyar m3/yıl

Yerli Doğal Gaz Üretimi Doğal Gaz İthalatı Yerli Üretim Oranı


2017 yılında, Türkiye’nin ithal ettiği petrolün %89’u dokuz ülkeden gelmiştir. 2016 yılında ile ülkemizin petrol ithalatında Irak’ın %23 pay ile birinci sırada olduğu, bunu %19 pay ile Rusya’nın ve %17 pay ile İran’ın takip ettiği kaydedilmişti. 2017 yılında ise İran’ın payı önemli miktarda artarak %27 olarak gerçekleşmiş ve petrol ithalatımızda birinci sıraya yerleşmiştir. Rusya’nın payı %19 olarak sabit kalarak ikinci sırayı korumuş, Irak’ın payı ise %17’ye düşerek üçüncü sıraya gerilemiştir. 2017 yılında Irak, Rusya ve İran ile birlikte Hindistan (%8), Suudi Arabistan (%5), Kuveyt (%4) petrol ithalatımızda öne çıkan diğer ülkelerdir. Bu ülkeleri yaklaşık %3’lük payları ile Yunanistan, Bulgaristan ve İsrail takip etmektedir (Şekil 37).

Doğal gaz tüketiminde dışa bağımlılık oranı, petrole göre yüksek olup, Türkiye gaz talebinin %99,3’ü ithalatla karşılanmaktadır. Türkiye’de, 2017 yılında yaklaşık 55 milyar m3 doğal gaz tüketilmiş ve bu rakamın %0,7’si (354 milyon m3) ülke içi üretim ile karşılanmıştır.

2017 yılı Türkiye doğal gaz ithalatının ülkelere göre dağılımında, Rusya %52’lik oran ile birinci sıradadır. Bu ülkeyi, İran (%17), Azerbaycan (%12) ve Cezayir (%8) takip etmektedir (Şekil 38).

Şekil 37. 2017 Yılı Türkiye’nin İthal Ettiği Petrolün Kaynak Ülkelere Göre Dağılımı (Kaynak: EPDK)

Şekil 38. 2017 Yılı Türkiye’nin İthal Ettiği Doğalgazın Kaynak Ülkelere Göre Dağılımı (Kaynak: EPDK)

İran; %27

Rusya; %19

Irak; %17

Diğer; %11 Hindistan; %8

S. Arabistan; %5

Kuveyt; %4

Yunanistan; %3

Bulgaristan; %3

İsrail; %3

Rusya; 52%

İran; 17%

Azerbaycan; 12% Cezayir;

8%Nijerya; 4%

Katar; 3%Norveç; 2%

Diğer; 2%


2017 yılı Türkiye üretilebilir petrol rezervi, 324 milyon varil olarak kaydedilmiştir (Şekil 39). Yeni keşifler yapılmadığı takdirde, mevcut üretim miktarı dikkate alındığında, kalan üretilebilir ham petrol rezervinin yaklaşık 18 yıllık ömrü bulunmaktadır.

Türkiye doğal gaz rezervi ise, 2017 yılında 4,8 milyar m3 olarak kaydedilmiştir (Şekil 39). Yeni keşifler yapılmadığı takdirde, mevcut üretim miktarı dikkate alındığında, kalan üretilebilir doğal gaz rezervinin yaklaşık 13,5 yıllık ömrü bulunmaktadır.

Türkiye’deki petrol sahalarının %7’sinin rezervi 25 milyon varilden büyük olup, kalan %93’ünün rezervi 25 milyon varilden azdır. Diğer bir ifadeyle, Türkiye’de keşfedilmiş petrol sahalarının %93’ü küçük saha, %7’si ise orta büyüklükteki saha sınıfındadır. Büyük saha sınıfına giren 500 milyon varilden büyük rezerv barındıran saha bulunmamaktadır. Sahaların büyük çoğunluğu yaşlı sahalar olup, bu nedenle

kuyu verimleri giderek düşmektedir. Bu kapsamda, sahalarda uygulanan üretimi arttırma teknikleri, kuyuların verimi açısından büyük önem taşımaktadır.

Her geçen gün artan petrol ve doğal gaz ihtiyacının yurtiçi kaynaklardan karşılanması yönündeki faaliyetler kapsamında, yeterince aranmamış basenlerde ve özellikle Karadeniz ve Akdeniz'deki deniz alanlarında son yıllarda yapılan çalışmalar büyük bir ivme kazanmıştır.

Diğer taraftan, tüm dünyada doğal gaz piyasası dinamiklerini yeniden şekillendiren ankonvansiyonel petrol ve doğal gazın Türkiye'de aranmasına ve üretimine yönelik çalışmalara Güneydoğu Anadolu ve Trakya bölgelerinde devam edilmektedir. 2016 yılında petrol fiyatlarının düşük seyretmesi nedeniyle petrol ve doğal gaz arama yatırımlarında kesintiye gidilmiştir.

Şekil 39. 2017 Yılı Türkiye’de Kalan Üretilebilir Ham Petrol Rezervleri (Milyon Varil) (Kaynak: PİGM)

2.2. TÜRKİYE HİDROKARBON SEKTÖRÜ

Türkiye’deki Hidrokarbon Rezervleri


237,7 73%

DİĞER ŞİRKETLER

86,3 27%


1.750 36%

DİĞER ŞİRKETLER

3.050 64%

Şekil 40. 2017 Yılı Türkiye’de Kalan Üretilebilir Doğal Gaz Rezervleri (Milyon M3) (Kaynak: PİGM)


Yerli kaynakların arama ve üretimine ülke olarak önem verilmesi ve petrol fiyatlarının da yüksek seyretmesi sebebiyle 2014 yılına kadar petrol ve doğal gaz arama faaliyetlerinde artış görülmüştür. Ancak 2014 sonrası petrol fiyatlarının düşmesi, tüm dünyada olduğu gibi Türkiye’de de petrol ve doğal gaz arama faaliyetlerinde azalmaya sebep olmuştur. Faaliyetlerdeki azalmaya rağmen, 2016 yılında Thrace Basin şirketinin Valeura Energy tarafından satın alınması ve Statoil’in Trakya bölgesinde 3 blokta Valeura Energy ile ortak olması yılın dikkat çeken şirket aktiviteleridir.

Türkiye’de 2017 yılında, TPAO tarafından 37 ekip/ay jeoloji çalışması ve 124,9 ekip/ay jeofizik saha çalışması gerçekleştirilmiştir. 2015 yılında ülke çapında 62 adet

kuyuda sondaj gerçekleşirken 2016 yılında 45 sondaj gerçekleştirilmiştir. 2017 yılı içinde ise 41 adet arama ve tespit kuyusu, 45 adet üretim kuyusu olmak üzere toplam 86 adet kuyu açılmıştır. 2015 ve 2016 yıllarında arama ve sondaj faaliyetlerindeki azalmanın başlıca nedeni petrol fiyatlarının düşmesi ve şirketlerin buna bağlı olarak arama faaliyetlerine ayırdıkları kaynakları azaltmalardır. 2017 yılında ise, geçen yıllara oranla petrol fiyatlarında görülen görece artışın etkisiyle arama faaliyetlerinde artış görülmüştür (Şekil 41).

Yurt İçı Hıdrokarbon Arama ve Üretim Faalıyetlerındekı Gelişmeler

Şekil 41. 2017 Yılı Türkiye'de Yapılan Sondaj Sayıları (Kaynak: ETKB)

16

23

2

34

9

2

TPAO DİĞER ŞİRKETLER TPAO ORTAKLI

ARAMA VE TESPİT ÜRETİM


Şekil 42. 2008-2017 yılları Türkiye ham petrol üretimi (Kaynak: PİGM, JODIDATA)

Şekil 43. 2008-2017 Yılları Türkiye Doğal Gaz Üretimi (Kaynak: PİGM, JODIDATA)

2017 yılında, TPAO tarafından açılan 16 arama-tespit ve 2 ortak arama-tespit kuyusundan 3 adedi petrollü, 7 adedi ise gazlı kuyu olarak tespit edilmiştir. Türkiye’de 2017 yılında 17,9 milyon varil petrol (49.171 v/g) ve 354 milyon m3 doğal

gaz üretilmiştir. Türkiye’de petrol ve doğal gaz üretimi-Akçakoca deniz alanlarındaki doğal gaz üretimi hariç-kara alanlarından yapılmaktadır (Şekil 42,43).

43.379

48.233

50.127

47.54046.943

48.166

49.319

50.520

49.315 49.171

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Varil/gün

1.015

729 726793

664

562502

399 382 354

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Milyon m3/ yıl


Türkiye’de aynı anda sondaj yapan aktif kule sayıları petrol fiyatları ile birlikte incelendiğinde, özellikle 2014 yılının son dönemlerinde başlayan petrol fiyatlarındaki düşüşün, ülkemizdeki aktif kule sayılarını etkilediği görülmektedir. 2014 yılı ortalarında 40’lara çıkan aktif kule sayısı 2014 Kasım ayında 44’e yükselmiştir. 2014 Haziran ayından itibaren düşüş eğiliminde olan petrol fiyatlarının kule sayısına yansıması 2014 Aralık ayından itibaren başlamış, 2015 ve 2016 yılları boyunca 25-35 bandında seyredip Mart 2017 itibariyle 23’e düşmüştür. Kule sayısı petrol fiyatları ile

bağlantılı olmakla birlikte fiyatların düşüşünün kule sayısına yansıması gecikmeli olarak gerçekleşmektedir. 2017 yılında petrol fiyatlarının önceki yıllara göre görece artış trendinde olduğu görülmesine rağmen, aktif kule sayısı dünyada olduğu gibi Türkiye’de de azalma eğilimi göstermiştir. Buna neden olarak, önceki yıllarda düşük petrol fiyatları nedeniyle şirketlerin maliyet kısıntıları gösterilmektedir. Mart 2018 itibariyle Türkiye’de aynı anda sondaj yapan aktif kule sayısı 19 olarak kaydedilmiştir. (Şekil 44).

Türkıye Arama Üretım Sektörü ve Aktıf Kule Sayısı

Şekil 44. Türkiye’de aktif kule sayısı ve petrol fiyatları (Kaynak: Baker Hughes ve Energy Intelligence, EIA)

44

3032

23

19

87

64

31

52

66

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

120

-

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

Eki 14 Oca 15 Nis 15 Tem 15 Eki 15 Oca 16 Nis 16 Tem 16 Eki 16 Oca 17 Nis 17 Tem 17 Eki 17 Oca 18

Aktif Kule Sayısı (Adet)

Brent Petrol Fiyatı ($/v)


Petrol fiyatlarının faaliyetleri etkilemesine rağmen, Türkiye 2017’de olduğu gibi 2018’de de Avrupa’nın en fazla sondaj yapılan ülkesi konumunda bulunmaktadır. Aktif kule sayısı

19 olan Türkiye’yi, 18 kule sayısı ile Norveç, 7 kule sayısı ile Romanya ve 6 kule sayısı ile Polonya takip etmektedir (Şekil 45).

Şekil 45. Mart 2018 Avrupa’da Arama Faaliyetlerinin Yoğun Olduğu Ülkelerdeki Aktif Kule Sayıları (Kaynak: Baker Hughes)

2

2

2

2

3

3

6

6

7

18

19

MACARİSTAN

İZLANDA

FRANSA

SIRBİSTAN

HOLLANDA

İTALYA

BİRLEŞİK KRALLIK

POLONYA

ROMANYA

NORVEÇ

TÜRKİYE


Türkiye’de artan petrol talebi ile birlikte rafinerilerde gerçekleştirilen petrol ürünleri üretimi bir önceki yıla göre 866 bin ton artarak 2016 yılında 28,7 milyon tona yükselmiştir. Ülkede sadece TÜPRAŞ’a ait rafineriler bulunurken, son dönemde TÜPRAŞ rafinerilerinde gerçekleştirilen verim arttırma çalışmaları ile kapasite kullanım oranları önemli ölçüde artmıştır. (Tablo 4).

Rafinaj Sektörü

Tablo 4. 2016 yılı Türkiye’deki rafineriler ve rafineri projeleri(Kaynak: TÜPRAŞ, PETKİM, EPDK, IEA MTOMR 2016)

2

2

2

2

3

3

6

6

7

18

19

MACARİSTAN

İZLANDA

FRANSA

SIRBİSTAN

HOLLANDA

İTALYA

BİRLEŞİK KRALLIK

POLONYA

ROMANYA

NORVEÇ

TÜRKİYE

RAFİNERİKapasite

Kullanım OranıRafinaj

KapasitesiRafineri

Satış Miktarı % Milyon ton Milyon ton

İZMİT %107,4 11 14,8İZMİR %106,3 11 10,4KIRIKKALE %101,3 5 4,4BATMAN %92,5 1,1 0,8

TOPLAM 28,1 30,4

PROJE İşletme TarihiRafinaj

Kapasitesi Maliyet

Milyon ton Milyar $STAR 2018 10 4

UEA’ya göre, Türkiye’yi diğer OECD Avrupa ülkelerinden ayıran bir husus da artan ham petrol ve işlenmiş ürün talebidir. Türkiye’nin talep artışı ile birlikte, SOCAR’ın Türkiye’deki yatırımı olan PETKİM aracılığıyla gerçekleştirdiği 214.000 v/g kapasiteli Aliağa’daki Star rafinerisinin Avrupa’da önümüzdeki dönemde tamamlanması beklenen tek rafineri projesi olarak öne çıkmasıdır.


TPAO, 1954 yılından bu yana milli petrol şirketi olarak, Türkiye’nin her geçen gün artan petrol ve doğal gaz ihtiyacını yurtiçi ve yurtdışı kaynaklardan karşılama yönündeki vizyonu ve misyonu doğrultusunda, son yıllarda geliştirdiği yeni arama stratejisi ile faaliyetlerini Türkiye’nin yeterince aranmamış basenlerine, özellikle Karadeniz ve Akdeniz deniz alanlarına yönlendirmiş; 2015 yılına kadar yatırımlarına büyük bir ivme kazandırmıştır. TPAO, 2016 yılında ise petrol fiyatlarında görülen ciddi düşüş nedeniyle planlanan yatırım harcamalarında bir miktar kesintiye gitmekle birlikte, 2017

yılında da Türkiye’nin ham petrol ve doğal gaz arzına katkıda bulunmak amacıyla yurtdışında; Azerbaycan, Irak, Rusya, Afganistan ve Kuzey Kıbrıs Türk Cumhuriyeti’nde çalışmalarını sürdürmüştür.

TPAO, 2017 yılında 36,7 adam/ay jeoloji, karalarda 240 km 2B ve 402 km2 3B sismik çalışma ile denizlerde 860 km 2B, 10.442 km2 3B sismik çalışma gerçekleştirmiştir. Ayrıca, 2.337.231 noktada gravite manyetik jeofizik veri toplama çalışması yapılmıştır (Şekil 46).

2.3. TÜRKİYE PETROLLERİ'NİN SEKTÖRDEKİ YERİ

Türkıye Petrollerı’nın Yürüttüğü Arama - Üretım Faalıyetleri

Şekil 46. 2005-2017 Yılları TPAO Tarafından Yapılan 2B ve 3B Sismik Çalışmalar

TPAO’nun yaptığı sondaj faaliyetleri 2005-2014 yılları arasında artış göstermiş; ancak 2015 ve 2016 yıllarında, tüm dünyayı etkileyen petrol fiyatlarında görülen ciddi düşüş, TPAO faaliyetlerine de yansımıştır. Ancak 2017 yılında

özellikle 3B sismik çalışmalarda görülen artış ile TPAO bu alanda faaliyetlerini arttırmıştır. 2016 yılında 33 adet kuyuda 50.558 m sondaj gerçekleştirilirken, 2017 yılında ise 52 adet kuyuda, 85.486 m sondaj gerçekleştirilmiştir (Şekil 47).

0,4 0,8 1,2 1,1 0,8 0,8 0,5 0,0 0,0 0,4

4,0

0,5

1,7

4,5

6,1

4,4

6,6

10,4

1,1 0,8 0,9 0,7 0,6 1,20,2 0,3 0,7 0,2

12,5

9,7

12,3

0,5

12,6

16,5

2,8

0,90

5

10

15

20

25

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 20170

2

4

6

8

10

12

2B S

İSM

İK(b

in k

m)

3B S

İSM

İK(B

İN K

M2 )3B (DENİZ)

3B (KARA)

2B (DENİZ)

2B (KARA)


TPAO, 2017 yılında, Türkiye’de üretilen ham petrolün %69’unu, doğal gazın ise %72’sini üretmiştir. TPAO tarafından 2017 yılında, yurt içinde toplam 12,3 milyon varil ham petrol (33.800 varil/gün) ve 267 milyon m3 doğal gaz üretilmiştir.

Böylece TPAO’nun 2017 yılı yurt içi petrol eşdeğeri hidrokarbon üretimi yaklaşık 38.400 varil petrol eşdeğeri/gün (vpe/g) olarak gerçekleşmiştir (Şekil 48).

Şekil 47. 2007-2017 Yılları TPAO Tarafından Gerçekleştirilen Sondaj Faaliyetleri

Şekil 48. 2007-2017 Yılları TPAO’nun Hidrokarbon Üretimi

7463

7892

10394

104

133

53

33

52

133 122

158

181

199

176

197

237

88

51

85

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

KUYU SAYISI

METRAJ (BİN M)

28 2834 35 33 32 34 34 34 33 34

44

2522 22 21 21

2430

35 39 41

7

9 5 45 6

54

34

42

8 8 88 9

11

2425

28 27

81

71 69 7067 68

74

9197

104 106

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

YURTDIŞI GAZ

YURTİÇİ GAZ

YURTDIŞI PETROL

YURTİÇİ PETROL

(Bin varil PE/gün)


Azerbaycan, Irak ve Rusya’daki projelerle gerçekleşen yaklaşık 68.000 vpe/g’lük üretim de düşünüldüğünde, TPAO’nun 2017 yılı yurt içi ve yurt dışı günlük üretimi ortalama 106 bin vpe/g olarak gerçekleşmiştir. 2016 yılına kıyasla 2017 yılında ham petrol üretiminde artış görülürken, doğal gaz üretiminde azalma yaşanmıştır.

TPAO yurt içinde ve dışında arama üretim faaliyetlerini gerçekleştirirken, son dönemde hidrokarbon kaynaklarının sınırlı olduğu ülkemizde, üretimin %69’luk bölümünü gerçekleştirmektedir. Yıllar itibariyle üretim rakamları değerlendirildiğinde TPAO’nun yurt içi üretimdeki ağırlığı dikkat çekmektedir (Şekil 49).

66%

69%

47%

72%

61%

69%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

PETROL

D. GAZ

PETROL+DOĞAL GAZ

Şekil 49. 2007-2017 Yılları Arasında TPAO’nun Türkiye Hidrokarbon Üretimindeki Payı (Kaynak: PİGM)

Ülkemizin, her geçen gün daha büyük ölçüde ihtiyaç duyduğu en önemli enerji kaynaklarından olan petrol ve doğal gazın, öncelikle öz kaynaklarımızdan olmak üzere, yurt içi ve yurt dışı kaynaklardan sağlanması, petrol arama stratejimizin ana hedefini oluşturmaktadır. Bu hedefe ulaşmak için TPAO önceki yıllarda olduğu gibi, 2017 yılında da hidrokarbon varlığı ispatlanmış basenlerin yanı sıra, henüz yeterince aranmamış bölgelerde de çalışmalarına devam etmiştir.

2017 yılı içinde 52 adet kuyuda çalışma yapılmış olup, 2016 yılından devrolan 3 adet kuyu dâhil, 42 adet kuyu tamamlanmış, 8 adet kuyu ise 2018 yılına devrolmuştur. 2017 yılında devam eden projeler; Hidrokarbon Arama ve Üretim Yerlileştirme Projesi, Ağır Petrollerin Mikro Dalga Yöntemi Kullanılarak Üretilmesi Projesi, Denizlerde Yüzeyden Jeokimyasal Prospeksiyon Yöntemini Kullanarak Petrol Aramacılığı Projesi, Batı Karadeniz’de Gaz Hidrat Potansiyeli Köken Oluşum Mekanizması ve Üretimin 3D Modellemesi Projesi, Sondaj Gemisi Temini ve Geliştirilmesi Projesi ve Türkiye Yükseklik Sisteminin Modernizasyonu ve Gravite Altyapısının İyileştirilmesi projeleridir.

Öte yandan TPAO, Karadeniz başta olmak üzere kendi , KKTC ve ayrıca yabancı şirketlerle (Tiway Turkey Ltd., Petrol Ofisi A.Ş., Foinavon Energy Inc., NVT Perenco, Amity Oil, Shell Upstream Turkey BV) yürüttüğü ortaklık anlaşmaları çerçevesinde kara ve deniz alanlarında arama ve üretim

çalışmalarını sürdürmektedir.

TPAO’nun yurt içi arama stratejisi; başta Güney Doğu Anadolu, Trakya ve petrol potansiyeli bulunan diğer kara alanları ile özellikle son dönemde beklentilerin büyük olduğu denizlerde yoğunlaşmış bulunmaktadır. Bu kapsamda TPAO, ortaklıklar tesis edebildiği bölgelerde ortaklıklar ile ortaklıkların tesis edilemediği yerlerde ise arama çalışmalarını kendisi yürütmektedir. Operasyon kapasitesini arttırabilmek için TPAO, 2012 yılının sonunda Barbaros Hayreddin Paşa sismik gemisini satın almış ve denizlerdeki aktif aramacılık çalışmalarını daha da hızlandırmıştır. Bu kapsamda Barbaros Hayreddin Paşa tarafından sağlanan deniz alanlarına ilişkin veriler TPAO ekiplerince yorumlanmaktadır.

TPAO, 2017 yılının sonunda ise ülkemizin ilk derin deniz sondaj gemisini envanterine katarak, denizlerimizde sismik faaliyetlerden sonra, derin deniz aramacılığı yapacağını ortaya koymuştur. Gemi, 12.120 metre derinliğinde çok yüksek basınç altında deniz sondajı operasyonları yapma kapasitesine sahip olup, aktif konumlama (Dynamic Positioning) teknolojisiyle donatılmış, 6. Jenerasyon, en son teknoloji sondaj gemisi olarak tasarlanmıştır. Başta Doğu Akdeniz olmak üzere, deniz alanlarımızda sondaj faaliyetlerine 2018 yılında başlaması planlanmaktadır.


Karadeniz’de 2015 yılında başlayan Tuna 2B ve Ünye 2B sismik verilerinin re-proses/proses çalışmaları ile Çarşamba 3B sismik veri toplama çalışmaları tamamlanmıştır. Ağustos ayında başlayan Ordu 3B sismik veri toplama çalışması yılsonu itibariyle devam etmektedir. Tuna alanında re-prosesi yeni tamamlanan 2B sismik hatlar üzerinde yorum çalışmalarına başlanmış olup, buna paralel olarak prospekt oluşturma ve sıralama çalışmaları yürütülmektedir. Doğu Karadeniz’de eski ve yeni sismik hatlar kullanılarak jeoloji ve jeofizik değerlendirme çalışmalarına devam edilmiş olup, prospekt belirleme ve sıralama çalışmaları yürütülmüştür. Bu proje kapsamında, Barbaros Hayreddin Paşa Sismik Gemisi ile 4.927 km2 3B sismik veri toplama çalışması gerçekleştirilmiştir.

TPAO operatörlüğünde proje ortaklarımız Tiway Turkey Ltd, Tiway Petrol Üretim AŞ. ve Foinavon ile yürütülmekte olan Batı Karadeniz Arama ve Geliştirme Projesi kapsamında 2016 yılı içerisinde Akçakoca, Ayazlı ve Akkaya Sahalarından doğal gaz üretimine devam edilmiştir. 2016 yılı içerisinde Akçakoca-3

ve Akçakoca-5 Kuyularına üretimi artırmak amacıyla program dâhilinde perfore operasyonları yapılmıştır. Batı Karadeniz Sahalarından yıl boyunca ortalama 138.000 sm3/gün debi ile toplam 55.394.538 sm3 doğal gaz üretimi gerçekleştirilmiştir.

TPAO yurtdışı faaliyetleri kapsamında; Azerbaycan, Irak ve Rusya’da üretimini sürdürmektedir. 2017 yılında, Azerbaycan’da, Azeri Çıralı Güneşli (ACG) Projesinden 15.021 v/g petrol, Şah Deniz Projesinden 1,6 milyar m3/y doğal gaz ve 8.180 vpe/g kondensat, Irak Missan Projesi’nden 7.535 v/g ve Badra Projesi’nden 4.627 v/g petrol, Rusya’da Baytugan Sahasından ise 6.004 v/g petrol üretilmiştir. Petrol ve doğalgaz birlikte düşünüldüğünde 2017 yılında TPAO’nun toplam yurtdışı üretiminin yaklaşık 24,8 milyon varil petrol eşdeğeri olduğu görülmektedir. Libya’da, 2014 yılında başlayan iç karışıklıklar sebebiyle faaliyetler askıya alınmış ve 2016 Aralık ayı itibariyle projeden çıklılmıştır. Afganistan’da, Afganistan Maden ve Petrol Bakanlığı ile %40 hisse sahibi olduğumuz sahalardaki taahhüt yükümlülüklerinin azaltılması konusunda görüşmeler devam etmektedir.

TPAO’nun Yurt İçi ve Yurt Dışı Yatırımları

Şekil 50. TPAO’nun Son On Yıldaki Yatırımları

TPAO, gerek sektörde uygulanan en son teknolojik bilgi ve donanımları kullanarak, gerekse mali imkânlarını en üst seviyeye zorlayarak, uluslararası bir milli petrol şirketi olmayı amaçlamış ve çalışmalarını bu performansı sürdürmek üzere planlamıştır. Kazandırılan yeni teknolojiler ile faaliyetler etkin, verimli, daha düşük maliyetli ve zamandan tasarruf sağlanarak sürdürülmektedir.

TPAO, yurt içi faaliyetlerinin yanı sıra, ülke ihtiyacının kesintisiz, yeterli ve ekonomik bir biçimde karşılanması amacıyla yurt dışında da petrol ve doğal gaz arama, sondaj ve üretim faaliyetlerini 2017 yılında sürdürmüştür.

Tüm yurt içi ve yurt dışı faaliyetlerini gerçekleştirmek amacıyla, TPAO, 2017 yılında 306 milyon $’ı yurt içi, 1,1 milyar $’ı yurt dışı olmak üzere toplam 1,44 milyar $ yatırım harcaması gerçekleştirmiştir. Özellikle 2014 yılında, Şah Deniz Projesinde hisse satın alınması ile yatırımlar önemli miktarda artış kaydetmiştir. 2015 ve 2016 yılında ise petrol fiyatlarının düşük seyretmesi sebebiyle TPAO’nun yatırımlarında azalma yaşanmıştır. Son on yılda ise TPAO tarafından 13,3 milyar $ yatırım harcaması yapılmıştır (Şekil 50).

346 318 336 389579 502 396 414 462

156 303

390 325 282350

370 487 714

1.3821.628

1.319 1.142

1.450

736 643 618739

949 9891.110

3.246

2.090

1.475 1.445

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

YURT DIŞI

YURTİÇİ

(Milyon $)ŞAH DENİZ%10 HİSSE

SATIN ALMA


Türkiye, sahip olduğu jeostratejik konumu itibariyle, bölgesel petrol ve doğal gaz projelerinde öncü rol oynayarak, gerek ulusal arz güvenliğinin sağlanmasında gerekse de Avrupa başta olmak üzere bölgesel arz istikrarına katkıda bulunma konusunda büyük bir potansiyele sahiptir. Bu kapsamda, Ortadoğu, Hazar Bölgesi ve Orta Asya’nın zengin hidrokarbon kaynakları ile Avrupa ve dünyadaki tüketici ülkeler arasında güvenilir, istikrarlı ve ekonomik bir enerji merkezi olma doğrultusunda mevcut ve planlanan olmak üzere;

• Bakü-Tiflis-Ceyhan Ham Petrol Boru Hattı (BTC)

• Irak-Türkiye Ham Petrol Boru Hattı

• Bakü-Tiflis-Erzurum Doğal Gaz Boru Hattı (BTE)

• Samsun-Ceyhan Ham Petrol Boru Hattı

• Trans-Anadolu Doğal Gaz Boru Hattı (TANAP)

• Türkiye-Yunanistan Enterkonnektörü (ITG)

• Irak-Türkiye Doğal Gaz Boru Hattı

• Türk Akımı Doğal Gaz Boru Hattı

projeleri bulunmaktadır (Şekil 51).

2.4 HİDROKARBON KAYNAKLARININ NAKLİNDE TÜRKİYE’NİN KÖPRÜ KONUMU

Şekil 51. Türkiye’ye Uzanan veya Uzanması Planlanan Uluslararası Petrol ve Doğal Gaz Boru Hattı Projeleri

IRAK

SURİYE

İRAN

AZERBAYCAN

TÜRKMENİSTAN

S. ARABİSTAN

LÜBNAN

FİLİSTİN

KKTC

RUSYA

YUNANİSTAN

BULGARİSTAN

İTALYA

ROMANYA

Ankara

LİBYA 34

32

1,8

İSRAİL

41

TANAPTAP

BTEGÜRCİSTAN

BOĞAZLAR

LNG

Şematik Gösterim

7

UKRAYNA

TÜRKİYEBTC

IRAK-TÜR

102

158

143Gazze

MİLYARVARİL

TRİLYON M3

ARAP GAZ BH

REZERV

ITG

Ceyhan

ARNAVUTLUK

ÜRDÜNMISIRPetrol Boru Hattı

Doğal Gaz Boru Hattı

Kaynak: IHS

23,5


TPAO’nun da %6,53 hissesinin bulunduğu 1,2 milyon v/g kapasiteli Bakü-Tiflis-Ceyhan (BTC) ham petrol boru hattından 2018 yılında yaklaşık 700-750 bin v/g’lük petrol Ceyhan’a ve buradan da dünya pazarlarına taşınmaktadır. Irak-Türkiye ham petrol boru hattı ise 1,4 milyon v/g’lük kapasitesinin çok altında faaliyet göstermiştir. TPAO’nun %19 hissesine sahip olduğu Bakü-Tiflis-Erzurum (BTE) doğal gaz boru hattından 2017 yılında 10 milyar m3’lük Azerbaycan / Şah Deniz doğal gazı taşınmıştır. BTE boru hattının doğal gaz taşıma kapasitesinin yıllık 20 milyar m3’e çıkarılması için çalışmalar devam etmektedir.

Hazar Bölgesi’nde üretilecek doğal gazın Türkiye’ye ve Türkiye üzerinden bölgesel pazarlara ulaştırılması amacıyla, 26 Haziran 2012 tarihinde Türkiye ile Azerbaycan Hükümetleri arasında Trans-Anadolu Doğal Gaz Boru Hattı (TANAP) Anlaşması imzalanmıştır. TANAP Projesi ile elde edilecek taşıma ve vergi gelirlerine ilave olarak, doğal gaz arz güvenliğine de katkı sağlanması ve hattın genişletilebilir kapasitesi sayesinde orta ve uzun vadede önemli stratejik ve ekonomik avantajların da elde edileceği değerlendirilmektedir. Trans-Adriyatik Boru Hattı (TAP) Projesi ile, TANAP Projesi vasıtasıyla Türkiye’ye gelecek olan Azeri gazının Avrupa’ya sevk edilmesi sağlanacaktır. TANAP üzerinden ilk aşamada, Azerbaycan’daki Şah Deniz gaz sahasının 2. geliştirme fazından üretilecek yıllık 16 milyar m3’lük gazın 6 milyar m3’ünün Türkiye’de kullanılması ve kalan 10 milyar m3’lük gazın da, Şah Deniz konsorsiyumunun Haziran 2013’te seçtiği TAP Projesi ile Avrupa’ya taşınması planlanmaktadır.

İlgili projelere ilişkin, son dönemde taraflarca önemli adımlar atılmaktadır. Bu kapsamda BP, 15 Mart 2015 tarihinde TANAP doğal gaz boru hattına %12 ile ortak olmuş 17 Mart 2015 tarihinde ise boru hattının geçeceği ülkeler arasında temel atma töreni gerçekleştirilmiştir. İmzaların atılması sonrasında Türkiye ve Avrupa Birliği ülkelerinin enerji arz güvenliğinin sağlanması ve arz çeşitliliği yaratılması bakımından büyük önem taşıyan bu projedeki ortaklık payları; Güney Gaz Koridoru Şirketi (SGC) %58, BOTAŞ %30 ve BP %12 olarak şekillenmiştir. 2017 yılı itibariyle inşaatı devam eden projenin 2018 yıl sonunda Türkiye’ye gaz tedarik etmeye başlaması beklenmektedir. Uzun dönemde projenin taşıyacağı gaz miktarının 31 milyar m3’e çıkarılması planlanmaktadır.

Aralık 2016’da, Türkiye ve Rusya devlet başkanları arasında Türk Akımı olarak bilinen proje için imzalar atılmıştır. Proje kapsamında, kapasitesi 15,75 milyar m3/yıl olacak toplam 31,5 milyar m3 kapasiteli iki hattın Türkiye’de Kıyıköy’e kadar inşa edilmesi hususunda anlaşmaya varılmıştır. İlgili proje kapsamında bir hattın Türkiye’de gaz talebini karşılaması, diğer hattın ise Güney Doğu Avrupa ülkelerine yönelmesi beklenmektedir.

2017 yılı Türk enerji diplomasisi açısından aktif bir yıl olmuştur. BOTAŞ Marmara Ereğlisi tesisinin kapasitesinin geliştirilmesine yönelik çalışmalar gerçekleştirilirken, 2016 yılında faaliyete geçen, Türkiye’nin ilk FSRU terminali Etki Liman İşletmeleri Doğal Gaz İthalat ve Ticaret A.Ş.’ye ait Yüzen LNG Terminali (FSRU) ve 2017 yılında lisans verilen Hatay Dörtyol LNG (FSRU) tesisi işletmeye alınmıştır. Türkiye doğal gaz talebini karşılamak için Azerbaycan, Katar, İsrail nezdinde temaslarda bulunmaktadır. Bu kapsamda gerekli adımlar atılırken Türkiye bölgesinde keşiflerin gerçekleştiği önemli bir enerji merkezi olabilme potansiyelini pekiştirmektedir.


• Baker Hughes

• BP Statistical Review of World Energy, Haziran 2017

• BP Energy Outlook, Ocak 2018

• Cedigaz News Reports

• EIA, Annual Energy Outlook, 2018

• EIA Sektör Verileri

• Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı

• Enerji Piyasasi Denetleme Kurulu

• IHS Energy

• Petrol İşleri Genel Müdürlüğü

• Uluslararası Enerji Ajansı (IEA), World Energy Outlook, 2017

• Uluslararası Enerji Ajansı (IEA), World Energy Investment, 2017

• Uluslararası Enerji Ajansı (IEA), Oil 2018

• Uluslararası Enerji Ajansı (IEA),Gas 2017

• Rystad Energy

• Ycharts

KAYNAKLAR

www.tpao.gov.tr

2017 YILI HAM PETROL VE DOĞAL GAZ MAYIS SEKTÖR RAPORU · Şekil 51. Türkiye’ye Uzanan veya...

Documents

Transcript of 2017 YILI HAM PETROL VE DOĞAL GAZ MAYIS SEKTÖR RAPORU · Şekil 51. Türkiye’ye Uzanan veya...