Türkiye’nin Karadeniz’de Doğal Gaz Keşfi

EKONOMİGÖRÜŞ 26.08.2020
Kenan Aslanlı Araştırmacı, Ekonomi

Petrol ve doğal gaz fiyatlarındaki azalmanın yanında yerli gaz üretimine başlanması, döviz kurundaki dalgalanmalara rağmen Türkiye’nin elini rahatlatabilir.

Türkiye'nin Fatih Sondaj Gemisi, Karadeniz'de bulunan Sakarya Gaz Sahası'nın Tuna-1 Kuyusu'nda 320 milyar metreküp doğal gaz rezervi keşfetti. Bu buluşun Türkiye’ye getirdiği birtakım fırsatlar ve risklerin yanında bazı bölgesel etkileri de bulunmaktadır.

Fırsatlar

1. Doğal gaz kuyularında deklare edilen rezervlerin tamamı teknik olarak çıkarılamıyor.  Ancak kanıtlanmış rezervlerin ortalama %70’inin çıkarılması mümkün olabilmektedir. Dolayısıyla 320 milyar metreküplük gazın yaklaşık 225 milyar metreküpü üretime tabi tutulabilir. Tuna-1 Kuyusu'ndan yıllık ortalama 10 milyar metreküp üretim yapılırsa ve Türkiye'nin yıllık gaz talebi ortalama 40-50 milyar metreküp aralığında değişirse yıllık talebin en az %20-25’i takriben 20 yılı aşkın süre ile potansiyel olarak bu noktadan karşılanabilir.

2. Türkiye, 2019 yılında enerji ithalatına 41 milyar dolar harcamıştır. Sadece doğal gaz ithalatı için ise ihracatçı ülkelere 12 milyar dolar ödenmiştir. Yerli doğal gaz üretimi, bu paranın en azından bir kısmının ülkede kalmasına ve enerji ihraç eden ülkelerle ticaret dengesinin iyileşmesine yardımcı olabilir. Türkiye'nin cari açığındaki en büyük kalemin enerji ithalatı olduğu malumdur. Bu açıdan petrol ve doğal gaz fiyatlarındaki azalmanın yanında yerli gaz üretimine başlanması, döviz kurundaki dalgalanmalara rağmen Türkiye’nin elini rahatlatabilir.

3. Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı (TPAO) şirketi hâlihazırda Azerbaycan’da, Rusya’da, Irak’ta, Afganistan’da ve KKTC’de petrol ve doğal gaz arama, sondaj ve üretim projelerini başarıyla yürütmektedir. TPAO, Tuna-1 Kuyusu'ndan doğal gazın üretimini de arama ve sondaj faaliyetlerinde olduğu gibi kendi imkânları ile yapmayı planlamaktadır. Ama bu alanda, ileride daha fazla rezervin bulunması hâlinde yabancı petrol ve doğal gaz şirketleriyle bir konsorsiyum kurarak açık denizlerde bulunan derin doğal gaz kuyularından üretim yapma deneyimini ve uluslararası iş birliğini daha da genişletebilir. Bu deneyim gelecekte Doğu Akdeniz'de de Türkiye için faydalı olabilir.

Riskler

1. 320 milyar metreküp doğal gaz, Avrupa'nın 3,4 trilyon metreküplük kanıtlanmış gaz rezervinin yaklaşık %10’unu oluşturmaktadır. Rezervlerin sınıflandırılmasında kullanılan “3P” prensibi, rezervleri ticari verimliliğe ve rezervlerin hacminin ne kadar doğru tahmin edildiğine bağlı olarak 3 kategoriye ayırır: Çıkarılma olasılığı %90 olan “kanıtlanmış rezervler” (proved reserves); çıkarılma olasılığı %50 olan “makul rezervler” (probable reserves) ve çıkarılma olasılığı %10 olan “mümkün rezervler” (possible reserves). Ticari ve teknik açıdan bakıldığında başlangıç rezervlerinin ne kadar olduğundan ziyade bu rezervlerin ne kadarının gerçekte çıkarılabileceği çok daha önem arz etmektedir.

2. Beyan edilen rezervlerin çok daha büyük bir gaz rezervuarının bir parçası -bazı tahminlere göre 800 milyar metreküp- olduğu söylenmektedir. Tuna-1 Kuyusu, Romanya’nın doğal gaz bulduğu alana yakın olduğu için burada çok  büyük ama aynı zamanda ortak bir doğal gaz sahasının olması da mümkündür. Benzer bir ortak alan, dünyanın en büyük doğal gaz sahalarından biri olan İran ve Katar arasındaki South Pars/North Dome birleşik gaz alanıdır. Büyük bir çatışmaya yol açmasa bile ortak bir alanın işletilmesi  karşılıklı teknik ve hukuki problemlere neden olabilir.

3. Karadeniz’de doğal gaz veya petrol üretiminin ekolojik ve jeolojik olarak bazı zorlukları da vardır ki bunlar da üretimin zamanlamasını ve maliyetini etkileyebilir. Açık denizlerin derin sularından (deepwater offshore) doğal gaz veya petrol çıkarma projeleri pahalıdır ve karadaki (onshore) projelerden teknik olarak çok daha karmaşıktır. Tuna-1 Sahası'nın 100 km kuzeyinde Romanya’nın münhasır ekonomik bölgesinde bulunan ve 200 milyar metreküp rezervin olduğu söylenen “Neptun Deep” doğal gaz sahasının işletilmesi projesinden ExxonMobil şirketinin neden çekildiği iyi irdelenmelidir.

Bölgesel Etkiler

Türkiye, Mayıs 2020’de bir önceki yılın aynı ayına kıyasla sıvılaştırılmış doğal gaz (LNG) ithalatının oranını %18’den %54’e yani tam olarak 3 kat artırmıştır. Bu süre zarfında boru hattı ile doğal gaz ithalatı ise %82’den %46’ya düşmüştür. Ülkeler bazında en büyük azalma -fiyat nedeniyle- Rusya Federasyonu ve -boru hattının patlaması nedeniyle- İran’dan yapılan gaz ithalatında gözlemlenmiştir. Hatta İran’dan yapılan gaz ithalatı, 2020 yılının Mart-Haziran ayları arasında boru hattının kapalı olmasından dolayı tamamen durma noktasına gelmiştir. Türkiye’nin LNG ithalatında öne çıkan ülkeler ise Katar, Cezayir ve ABD olmuştur.

Tuna-1 Kuyusu'ndan doğal gaz üretiminin 2023 yılından sonra başlaması ile Rusya için her biri 15,75 milyar metreküp kapasiteli iki hattan oluşan Türk Akımı ve hatta son aylarda nerdeyse kullanılmayan Mavi Akım doğal gaz boru hatlarının geleceği ile ilgili belirsizlik biraz daha yükselmiş olabilir. Azerbaycan ve İran’dan boru hatları ile yapılan doğal gaz ise -miktarlar değişiklik gösterebilse de- önümüzdeki yıllarda olası yerli üretimden çok fazla etkilenmeden devam edebilir. Türkiye İran’dan doğal gaz ithalatını yaptırım riskine, bazı siyasi anlaşmazlıklara ve boru hatlarının geçtiği güzergâhtaki güvenlik riskine rağmen devam ettirmek iradesi sergilemektedir.

Tuna-1, Petrol, Doğal Gaz, Karadeniz, Türkiye

İran-Irak Elektrik İhracatı Anlaşması: Sorular ve Senaryolar

Kenan Aslanlı

Irak'ın İran'a enerji bağımlılığı ABD'yi rahatsız etmekte ancak alternatif bir kaynağın bulunamaması da önemli bir engel oluşturmaktadır.

Küresel Piyasalarda '3P' Depremi: Pandemi, Petrol ve Panik

Murat Aslan Kenan Aslanlı

OPEC+ ülkelerinin petrol üretim kesintisi ile ilgili uzlaşamamaları özelde Basra Körfezi’nde genelde Orta Doğu’da ekonomik, siyasi ve jeopolitik sonuçlar doğuracaktır.