PETROL VE DOĞAL GAZ ÇALIŞMA GRUBU PETROL ALT ÇALIŞMA GRUBU RAPORU
petrol raporu - Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi
petrol raporu - Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi
- No tags were found...
Create successful ePaper yourself
Turn your PDF publications into a flip-book with our unique Google optimized e-Paper software.
World Energy Council<br />
CONSEIL MONDIAL DE L’ENERGIE<br />
—<br />
Turkish National Committee<br />
COMITE NATIONAL TURC<br />
Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong><br />
<strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong><br />
<strong>RAPORU</strong><br />
Aralık 2007<br />
Ankara
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong><br />
<strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong><br />
Başkan<br />
Raportör<br />
Üye<br />
Üye<br />
Üye<br />
Üye<br />
Üye<br />
Üye<br />
Üye<br />
Üye<br />
: Hülya PEKER (DEK-TMK)<br />
: İsmail BAHTİYAR (TPAO Gn. Md.lüğü)<br />
: Uğur GÖNÜLALAN (TMMOB Jeofizik Müh. Odası)<br />
: Ceren KARTARİ (Çakmak Ortak Avukatlık Bürosu)<br />
: Ahmet DOĞAN (Çakmak Ortak Avukatlık Bürosu)<br />
: Doç. Dr. Serhat AKIN (ODTÜ)<br />
: Prof. Dr. Mustafa PARLAKTUNA (ODTÜ)<br />
: Feridun ULUGANER (Petrol İşleri Gn. Müdürlüğü)<br />
: Muzaffer DALAY (BOTAŞ)<br />
: Zuhal ARGUN (DEK-TMK)
İÇİNDEKİLER<br />
Yönetici Özeti...................................................................................................... 2-1-1<br />
1. Giriş................................................................................................................ 2-1-3<br />
2. Mevcut Durum ve Sorunlar........................................................................... 2-1-5<br />
2.1. Dünyada Petrol ve Doğal Gaz Rezervleri ................................................. 2-1-5<br />
2.2. Dünyada Petrol ve Doğal Gaz Üretimleri ................................................. 2-1-7<br />
2.3. Türkiye’nin Hidrokarbon Potansiyeli........................................................ 2-1-10<br />
2.4. Petrol ve Doğal Gaz Arama ve Üretim Faaliyetleri.................................. 2-1-12<br />
2.4.1.Arama ............................................................................................. 2-1-12<br />
2.4.1.1.Kara Arama ............................................................................ 2-1-12<br />
2.4.1.2.Deniz Arama........................................................................... 2-1-13<br />
2.4.2.Üretim ............................................................................................. 2-1-14<br />
2.4.2.1.Üretim Yöntemleri ve Teknoloji............................................... 2-1-15<br />
2.4.3. Kuruluş Sayısı............................................................................... 2-1-18<br />
2.5. Yurtdışı arama-üretim faaliyetleri .......................................................... 2-1-20<br />
2.6. Petrolün Standartları ve Sınıflandırılması.............................................. 2-1-21<br />
2.7. Üretim Miktarı ve Değeri........................................................................ 2-1-22<br />
2.8. Taşıma .................................................................................................. 2-1-25<br />
2.8.1 Mevcut Ham Petrol Boru Hatları.................................................... 2-1-25<br />
2.8.1.1 Yurt Dışı ................................................................................ 2-1-25<br />
2.8.1.1.1 Irak Türkiye Ham Petrol Boru Hattı ............................... 2-1-25<br />
2.8.1.1.2 Bakü Tiflis Ceyhan ( BTC ) Hampetrol Boru Hattı ......... 2-1-26<br />
2.8.1.2 Yurt İçi................................................................................... 2-1-26<br />
2.8.1.2.1 Batman Dörtyol Hampetrol Boru Hattı........................... 2-1-26<br />
2.8.1.2.2 Ceyhan Kırıkkale Hampetrol Boru Hattı ........................ 2-1-27<br />
2.9 Maliyetler .............................................................................................. 2-1-28<br />
2.10 Fiyatlara etki eden nedenler .................................................................. 2-1-28<br />
2.11 İstihdam................................................................................................. 2-1-29<br />
2.12 Mevcut Teşvik Tedbirlerinin Değerlendirilmesi ...................................... 2-1-30<br />
2.12.1. Petrol Kanunlarının Tarihsel Gelişimi ........................................... 2-1-30<br />
2.12.2. Neden Yeni Bir Kanuna İhtiyaç Var?............................................ 2-1-31<br />
2.12.3 Yeni Petrol Kanunu Hazırlanırken Dikkate Alınması Gereken<br />
Hususlar:...................................................................................... 2-1-32<br />
2.13 Sektörün Rekabet Gücü ........................................................................ 2-1-33<br />
2.14 Diğer Sektörler ve Yan Sanayi ile İlişkiler.............................................. 2-1-33<br />
2.15 Üniversite Petrol Sektörü İlişkileri .......................................................... 2-1-36<br />
3 Mevcut Durumun Değerlendirilmesi ....................................................... 2-1-37<br />
4 Sektörün Dünyada (OECD, DTÖ, Ülkeler) ve AB<br />
Ülkelerindeki Durumu............................................................................... 2-1-39<br />
5 Dünya Petrol ve Doğal Gaz Arz – Talep Projeksiyonları ....................... 2-1-40<br />
5.1. Petrol................................................................................................ 2-1-40<br />
5.2. Doğal Gaz......................................................................................... 2-1-42
Yönetici Özeti<br />
Tarih boyunca kullanılan enerji kaynakları düşünüldüğünde petrol ve doğal gazın<br />
tüketiminin artık bağımlılığa dönüştüğü ortaya çıkmaktadır. Fiyatları konusunda<br />
belirsizlikler olmasına rağmen, bugün yaşanan bu bağımlılık beraberinde birçok siyasi,<br />
ekonomik ve hatta yaşamsal riski de beraberinde getirmektedir. Arzda yaşanan<br />
sıkıntılar, tüketimin frenlenememesi, çoğu zaman ikamenin mümkün olmayışı; üretimin<br />
tüketimi karşılama oranını gün geçtikçe düşürmektedir.<br />
Dünya piyasalarındaki çalkantılar da düşünüldüğünde, Türkiye gibi yoğun ithalat yapan<br />
bir ülkenin de konumu gün geçtikçe kritikleşmektedir. Arama ve üretim çalışmalarında<br />
geri kalınmış olması, ithalatın artmasına neden olurken bunların sonucunda kuşkusuz ki<br />
ekonomi olumsuz bir biçimde etkilenmektedir. Bu durumun giderilmesi için arama ve<br />
üretim çalışmalarına acil olarak hız kazandırması gereken Türkiye, yoğun tartışmalara<br />
neden olan Petrol Kanunu ile yeni bir dönemin başına gelmiştir. Kanunda tartışmalara<br />
neden olan hususlar ortadadır, en kısa sürede bu tartışmalara neden olan sorunların<br />
giderilmesi, arama ve üretim çalışmalarına süratle devam edilmesi gerekmektedir.<br />
TPAO, hem yurtiçi hem de yurt dışında arama ve üretim çalışmalarını arttırmalıdır.<br />
TPAO’nun yurt dışında gerçekleştireceği başarılı arama ve üretim çalışmaları kuşkusuz<br />
ki Türkiye’nin ilgili bölgedeki stratejik üstünlüğünü arttıracaktır. Bunun yanısıra ekonomik<br />
anlamda da birçok avantaj sağlayacaktır.<br />
Türkiye, petrol ve doğal gazın yoğun bir biçimde üreticisi olan ülkelere komşuluğuyla<br />
zaten stratejik bir önem kazanmıştır. Boru hatlarının yapımında, mevcut üretimlerin<br />
iletiminde yer aldıkça bu önemini de arttırarak korumaya devam edecektir. Zira petrol ya<br />
da doğal gaz rezervine sahip olmak kadar, bunlar için güvenli bir iletim hattı oluşturmak<br />
da önemlidir. Hele ki arama- üretim tesislerine, boru hatlarına yapılan saldırılar da<br />
düşünüldüğünde bunun Türkiye’ye nasıl bir önem kazandıracağı da ortadadır. Hiç<br />
kuşkusuz ki stratejik bir öneme sahip olmak kadar bunun nasıl kullanılacağı da çok<br />
önemlidir. Türkiye, zaman kaybetmeden, konumunu ve konjonktürü değerlendirmeli,<br />
harekete geçmelidir.<br />
Arama ve üretim sırasında aslında pek de kalifiye eleman problemiyle karşılaşılmasa da<br />
ilgili sektörler içerisinde yoğun bir beyin göçü olduğu ortadadır. Aslında çok iyi petrol ve<br />
doğal gaz mühendisleri yetiştiren üniversitelerimizden mezun olan mühendisler,<br />
piyasadaki ücretlerle ilgili yoğun sorunlar yaşamakta ve bunun sonucunda da yurt dışı<br />
seçeneğini kullanmaktadır. Bu problemi ortadan kaldırabilecek çalışma şartları ve ücret<br />
düzeyleri oluşturulmalıdır. Beyin göçünün artması durumunda, sektör kalifiye eleman<br />
bulmakta problem yaşayacaktır.<br />
Petrol ve doğal gaz piyasaları aslında hem Dünya’da hem de Türkiye’de yoğun<br />
sorunların yaşandığı birer piyasadır. Fiyatlardaki belirsizlik, arz güvenliğindeki<br />
problemler, OPEC’in tutumu, ABD Dolarındaki değişimler, yeni rezerv bulmada yaşanan<br />
güçlükler her iki piyasaya da gün geçtikçe daha zor günler yaşatacaktır. Petrol ve doğal<br />
gazın birçok sektörün üretiminde hammadde olarak kullanıldığı da düşünülürse; ilerideki<br />
günlerin, sadece petrol ve doğal gaz piyasaları için değil, birçok sektör için sıkıntı<br />
getireceği ortadadır. Üstelik bundan en fazla zarar görecek ülkeler arasında gelişmekte<br />
olan ülkeler gelmektedir. Türkiye, üretiminde girdi olarak kullandığı petrol ve doğal gazı<br />
daha verimli bir biçimde kullanmayı öğrenmeli ve ikame etmeye de gitmelidir. Türkiye<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong> 2-1-1
için petrol ve doğal gaz gibi tamamına yakını ithal edilen kaynaklara olan bağımlılık,<br />
hem ekonomik hem politik hem de hayati bir bağımlılıktır.<br />
Türkiye, dinamik yapısıyla ve gün geçtikçe artan üretimiyle büyümeye devam edecektir.<br />
Ancak bu büyümenin sorunsuz ve devamlı olarak yaşanabilmesi için petrol ve doğal<br />
gazda arz güvenliğinin sağlanması şarttır. Petrol ve doğal gaz üreticisi olan ülkelere<br />
komşu durumda olan Türkiye sahip olduğu bu stratejik konumu çok iyi<br />
değerlendirmelidir. Boru hatlarının yapımıyla artan bu stratejik önem, diplomatik<br />
ilişkilerle sürdürülmeye devam edilmelidir. Arzda yaşanacak problemin ekonomide<br />
bırakacağı etki ortadadır. Arz güvenliğinin sağlanması kesinlikle şarttır. Mevcut ve yeni<br />
yapılacak anlaşmalar da sağlam, güvenilir projeksiyonlarla yapılmalıdır. Re-export hakkı<br />
olmayan ve doğru planlanmamış bir anlaşmanın Türkiye’nin lehine olmayacağı<br />
ortadadır.<br />
Türkiye, petrolü ve doğal gazı kullanmaya devam edecektir. Bu kaynakların<br />
kullanımında verimliliğin, arz güvenliğinin, sağlanması; güçlü ve dinamik bir Türkiye’nin<br />
de önünü açacaktır.<br />
2-1-2<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong>
1. Giriş<br />
Dünyanın en önemli enerji ve sanayi ham maddelerinden biri olan petrolün oluşumu<br />
konusunda çeşitli varsayımlar ileri sürülmüş ve değişik tarifleri yapılmıştır. Genel olarak<br />
petrol, milyonlarca yıl önce yaşamış bitki ve hayvan kalıntılarının denizlerde biriken<br />
çökel katmanlar içerisinde, oksijensiz bir ortamda çürüyerek, belirli bir basınç ve sıcaklık<br />
altında ayrışmasından oluşmuştur.<br />
Doğal olarak oluşan hidrokarbonlar (hidrojen ve karbondan oluşan bileşikler) karışımı<br />
olarak tanımlanan petrol çoğu zaman nitrojen, oksijen ve sülfür bileşenlerini de içerir.<br />
Rafine edilmiş petrolden ayırt etmek için ham petrol olarak adlandırılmıştır. Ham petrol<br />
başlıca sıvı hidrokarbonlarla, değişen oranlarda çözünmüş gazlardan ve katranlardan<br />
oluşur. Büyük oranda metan gazı içeren hafif hidrokarbonlardan oluşan petrol gazını<br />
imal edilmiş gazdan ayırt edebilmek için genelde doğal gaz olarak adlandırılır. Yarı katı<br />
ve katı haldeki petrol ise ağır hidrokarbon ve katrandan oluşur. Bu türden petrole, özel<br />
karakterlerine ve yöresel kullanımlarına bağlı olarak asfalt, zift, katran gibi isimler<br />
verilmiştir. Ham petrolün fiziksel özellikleri büyük farklılıklar göstermektedir. Çoğunlukla<br />
hafif (yüksek graviteli) petroller açık kahverengi, sarı veya yeşil renkli, ağır (düşük<br />
graviteli) petroller ise koyu kahverengi veya siyah renklidirler. Yüksek graviteli petrolün<br />
rafine edilmesinden (damıtılmasından) çoğunlukla benzin, gazyağı ve motorin gibi hafif<br />
beyaz ürünler, düşük graviteli petrolün rafine edilmesinden ise daha ziyade fueloil ve<br />
asfalt gibi ağır siyah ürünler elde edilir. İçerisinde petrol oluşan çökel kayalar ana kaya<br />
olarak adlandırılır. Ana kaya içerisinde oluşan petrolün, basınç ve sıcaklık altında<br />
kalmasıyla sıkışan çökellerden küçücük damlacıklar halinde sızarak, içerisine yerleştiği<br />
gözenekli ve geçirgen çökellere hazne kaya denir. Petrolün kaynak kayayı terk edip<br />
hazne kayada birikirken geçirdiği sürece ise petrolün göçü denmektedir. Hazne<br />
kayanın üzerinde yer alan ve petrolün kaçmasını engelleyen geçirimsiz kaya ise örtü<br />
kaya olarak isimlendirilir. Petrolün kaçmasını engelleyip, birikimini sağlayan şartların<br />
bulunduğu yerlere kapan denir. Kapanın petrol ve gaz içeren kısmına rezervuar denir.<br />
Eğer birçok petrol ve/veya gaz rezervuarı bir tek jeolojik yapı içerisinde bulunuyor veya<br />
yakın ilişkili durumda bulunuyor ise, bu rezervuarlar gurubuna saha denir.<br />
Petrol ve gaz sahalarının bulunması için öncelikle uzun jeolojik etütler, bunların olumlu<br />
çıkması sonucunda da jeofizik etütler yapılır. Ancak yeraltındaki bir petrol veya gaz<br />
rezervuarının varlığı ve büyüklüğü yalnızca kuyular açılarak ve üretim yapılarak<br />
belirlenebilir. Yeni bir rezervuar bulmak amacıyla açılan kuyulara arama kuyusu denir.<br />
Açılan bu kuyuda petrol ve/veya gaz rezervuarı bulunursa kuyuya keşif kuyusu adı<br />
verilir. Açılan kuyudan petrol ve/veya gaz ekonomik olarak üretilemez ise, durumlarına<br />
göre bu kuyulara petrol emareli, gaz emareli, petrol ve gaz emareli, sulu veya kuru<br />
kuyu gibi isimler verilir. Keşif kuyusundan sonra, aynı rezervuar üzerinde keşfi bir kere<br />
daha doğrulamak ve sahanın büyüklüğünü belirlemek amacıyla açılan kuyu veya<br />
kuyulara tespit kuyusu ve geliştirme kuyusu adı verilir. Tespit ve geliştirme<br />
kuyularından sonra artık tamamen belirlenmiş saha üzerinde üretim yapmak amacıyla<br />
açılan bütün kuyulara üretim kuyusu adı verilir. Açılan tespit, geliştirme ve üretim<br />
kuyuları ile tamamen belirlenen rezervuardaki petrol ve gaz miktarına yerinde rezerv<br />
denir. Ancak keşfedilen rezervuardaki miktarın büyük çoğunluğunu yeraltı koşulları ve<br />
bugünün teknolojik koşulları nedeniyle üretmek mümkün değildir. Rezervuardan<br />
sağılabilecek petrol ve doğalgaz miktarına ise üretilebilir rezerv adı verilir.<br />
Dünyada olduğu kadar ülkemizde de kalkınmanın temelini oluşturan enerjiye,<br />
teknolojinin gelişmesi ve nüfusun artması nedeniyle giderek daha fazla ihtiyaç<br />
duyulmaktadır. Bu nedenle ülkeler gelecekle ilgili planlarını yaparken enerji tasarrufunu<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong> 2-1-3
ve enerji üretimini birincil öncelik olarak görmektedirler. BP istatistiklerine (BP<br />
Statistical Review of World Energy, Haziran 2007) göre, 2006 yılında dünyada üç<br />
fosil yakıtı oluşturan, petrol, doğal gaz ve kömür enerji tüketiminde % 87,84’lük bir<br />
paya sahip olup, sadece petrolün enerji tüketimindeki payı ise % 35,76’dir. Tüketim<br />
sıralamasında petrolden sonra, % 28,41’lik oranla kömür, % 23,67’lik oranla doğal gaz,<br />
% 6,33’lik oranla hidroelektrik ve % 5,84’lük oranla nükleer enerji gelmektedir (Şekil 1).<br />
Şekil 1. Dünya Enerji Tüketimi<br />
2005 2006<br />
6.27%<br />
6.33%<br />
27.83%<br />
5.90%<br />
36.34%<br />
Petrol<br />
Doğal Gaz<br />
Kömür<br />
Nükleer<br />
Hidroelektrik<br />
28.41%<br />
5.84%<br />
35.76%<br />
23.65%<br />
23.67%<br />
Kaynak: BP Statistical Review of World Energy Haziran 2007<br />
Önümüzdeki yıllarda da ülkelerin kalkınmasında ekonomik ve siyasal politikaları<br />
yönlendirmesi açısından, petrol ve doğal gazın önemini sürdürmesi beklenmektedir. Her<br />
ne kadar hidrokarbon olarak adlandırılan petrol ve doğal gazın tüketiminin gittikçe<br />
artacağı varsayımı ile dünya rezervlerinin kısa sürede tükeneceği düşünülmekte ise de,<br />
arama teknolojilerindeki yeni gelişmelerle bu rezervlere yenilerinin katılacağı<br />
kuşkusuzdur. Bu nedenle petrol ve doğal gazın daha uzun yıllar başlıca birincil enerji<br />
kaynakları olarak dünya ülkelerinin gündeminde kalacağı yadsınamaz bir gerçektir.<br />
Petrol ve doğal gaz, kullanım alanının yaygın olması nedeniyle, dünya ekonomi<br />
politikalarında her zaman stratejik önemini korumuştur. Bu stratejik önemi kavrayabilen<br />
ülkeler, 20 inci yüzyılın başlarından itibaren petrole dayalı politikalar geliştirmiştir.<br />
Son yıllarda yaşanan petrol fiyatındaki artışlar, özellikle petrol ithal eden ve ekonomileri<br />
büyük oranda petrol ve doğal gaza bağlı olan ülkeler ve tüketiciler açısından haklı<br />
kaygılara neden olmaktadır. Bu nedenle, petrol fiyatlarının bundan sonraki seyri ile ilgili<br />
çok çeşitli analizler yapılmakta ve senaryolar üretilmektedir. Enerji güvenliğinin,<br />
ekonomik güvenliğin ve giderek ulusal güvenliğin ayrılmaz bir unsuru haline<br />
gelmesinden dolayı, petrol fiyatlarının geleceğe yönelik seyri herkesi çok yakından<br />
ilgilendirmektedir. 2006 sonu itibariyle tükettiği enerjinin yaklaşık % 35,62’sini petrol ile<br />
karşılayan ve tükettiği petrolünde yaklaşık % 93’ünü ithal eden ülkemiz için ise bu<br />
durum, daha da ciddi boyuttadır (Şekil 2).<br />
2-1-4<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong>
Şekil 2. Türkiye Enerji Tüketimi<br />
2005 2006<br />
26,69<br />
3,76<br />
7,44<br />
34,44<br />
Petrol<br />
Doğal Gaz<br />
Kömür<br />
Hidroelektrik<br />
25,62<br />
4,05<br />
7,15<br />
35,62<br />
Yenilenebilir ve Diğer<br />
27,67<br />
27,55<br />
Kaynak: ETKB/EIGM – 2006 değerleri geçici/ tahminidir.<br />
Ülkemizi petrol ve doğal gaz arama ve üretimi açısından değerlendirdiğimizde,<br />
Arap plakasının Anadolu plakasının altına doğru dalması, ülkemizde var olan petrol<br />
kapanlarının kırılarak dağılmasına veya son derece küçük hale gelmesine neden<br />
olmaktadır. Ülkemiz petrol aramacılığı açısından jeolojik olarak riski yüksek bir bölge de<br />
yer almaktadır (Güney Doğu Anadolu ve Trakya basenleri hariç). Ayrıca, aramacılık<br />
açısından son derece uygun şatlara sahip Orta Doğu ve Orta Asya ülkelerini de<br />
eklediğimizde ülkemiz, petrol ve doğal gaz aramacılığı açısından yatırımcıların daha az<br />
ilgisini çekmektedir.<br />
Ancak, Ülkemiz, dünya hidrokarbon rezervlerinin %70’inden fazlasını elinde bulunduran<br />
Orta Doğu ile eski Sovyetler Birliği ülkelerinin komşusu konumundadır. Doğal gaz<br />
kaynağı olarak büyük oranda Rusya’ya bağlı olan Avrupa Birliği ülkelerinin, Rusya-<br />
Ukrayna çekişmesi ve/veya doğrudan kendilerinin Rusya ile olan ilişkilerinde yaşadıkları<br />
sorunlar nedeniyle yeni bir alternatif transit kaynağı aradıkları açıktır. Ülkemizin, bu<br />
durumu bir fırsat olarak değerlendirmesi ve uzun vadeli petrol ve doğal gaz<br />
politikalarının oluşturulması çalışmalarını arttırması gerekmektedir.<br />
2. Mevcut Durum ve Sorunlar<br />
2.1 Dünyada Petrol ve Doğal Gaz Rezervleri<br />
2005 yılında 1200,7 milyar varil olan ham petrol rezervi çok az bir artış göstererek 2006<br />
yılı sonu itibariyle 1208,2 milyar varil olmuştur. OPEC, 914,6 milyar varillik rezervle<br />
dünya petrol rezervlerinin %75,7’sine sahiptir. Çoğunluğunun OPEC bünyesinde<br />
toplandığı Orta Doğu Ülkeleri dünyanın toplam rezervinin % 61,5’ine sahiptir (Şekil 3).<br />
Eski SSCB % 10,6, OPEC’e ve eski Sovyetlere dâhil olmayan ülkeler ise % 14,4’lük<br />
paylara sahiptir. OECD ülkelerinin toplam içindeki payı 79,8 milyar varil petrolle %<br />
6,6’dır. Avrupa Birliğinde çok küçük petrol rezervine sahip diğer ülkeler sayılmazsa<br />
İngiltere, Danimarka, İtalya ve Romanya’nın toplam 6,2 milyar varil rezervi olup,<br />
bunların toplamdaki payı % 0,51’dir. (Kaynak: BP Statictical Review of World<br />
Energy, Haziran 2007)<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong> 2-1-5
Şekil 3.<br />
2006 Yılı Ispatlanmış Dünya Petrol Rezervleri milyar varil<br />
Orta Doğu;<br />
742,7<br />
Asya - Pasifik;<br />
40,5<br />
Kuzey Amerika;<br />
59,9<br />
Orta ve Güney<br />
Amerika;<br />
103,5<br />
Afrika;<br />
117,2<br />
Avrupa - Asya;<br />
144,4<br />
Kaynak: BP Statistical Review of World Energy, Haziran 2007<br />
Coğrafik bölgelere göre ispatlanmış petrol rezervlerinin miktarı (milyar varil) ve yüzdesel<br />
dağılımı aşağıdaki tabloda gösterilmiştir.<br />
Tablo-1<br />
İspatlanmış Petrol Rezervleri (Milyar Varil)<br />
1985 % 1995 % 2005 % 2006 %<br />
Kuzey Amerika 101.5 13,17 89,0 8,66 59,5 4,95 59,9 4,93<br />
Orta ve Güney Amerika 62.9 8,16 83,8 8,16 103,5 8,62 103,5 8,56<br />
Avrupa – Asya 78.6 10,20 81,5 7,94 140,5 11,70 144,4 11,95<br />
Orta Doğu 431.3 55,98 661,5 64,41 742,7 61,86 742,7 61,84<br />
Afrika 57.0 7,40 72,0 7,01 114,3 9,52 117,2 9,70<br />
Asya – Pasifik 39.1 5,09 39,2 3,82 40,2 3,35 40,5 3,02<br />
Dünya Toplamı 770.5 100,00 1027,0 100,00 1200,7 100,00 1208,2 100,00<br />
Kaynak: BP Statistical Review of World Energy Haziran 2007<br />
Dünya petrol rezervleri 2006 yılı üretimleri ile 40,5 yıllık ihtiyacı karşılayacak düzeydedir.<br />
2005 yılı üretim düzeyi ile Orta Doğu’daki rezervler 79,5 yıl, Kuzey Amerikadaki<br />
rezervler 11,9 yıl, Orta ve Güney Amerikadakiler 40,7 yıl, ve OECD ülkelerindekiler 12<br />
yıl ömre sahiptir.<br />
2005 yılında 179,83 trilyon m 3 olan doğal gaz rezervi bir miktar artarak, 2006 yılında<br />
181,46 trilyon m 3 ’e yükselmiştir. Rusya dünya doğal gaz rezervinin 47,65 Trilyon m 3 ile<br />
%26,3’üne, İran 28,13 trilyon m 3 ile % 15,5’na, Katar 25,36 trilyon m 3 ile % 14,0’üne,<br />
ABD ise 5,93 trilyon m 3 ile %3,3’üne sahiptir. Eski Sovyetler Birliği Ülkeleri’nin toplam<br />
rezervi 58,11 trilyon m 3 ile % 32,0, OECD ülkeleri 15,90 trilyon m 3 ile %8,8, Avrupa<br />
Birliği’ne bağlı ülkeler 2,43 trilyon m 3 ile % 1,3 lük oranlara sahiptir.<br />
2-1-6<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong>
2.2 Dünyada Petrol ve Doğal Gaz Üretimleri<br />
Dünyada 2006 yılı petrol üretimi 81.663 bin varil/gün olarak gerçekleşmiştir. 2005 yılı ile<br />
karşılaştırıldığında üretim %0,4 artmıştır (Tablo 2). 2006 yılında Orta Doğu ülkeleri<br />
%0,7’lik bir artışla dünya üretimindeki paylarını %31,2’ye çıkartmıştır. Ülke bazında en<br />
yüksek üretim miktarına sahip 5 ülke Suudi Arabistan (%13,1), Rusya (%12,3), Amerika<br />
Birleşik Devletleri (%8,0), İran (%5,4) ve Meksika (%4,7) olarak sıralanmaktadır.<br />
OPEC’e bağlı ülkeler üretimlerini %0,2 arttırarak üretimlerini toplamın %41,7’sine,<br />
OECD ülkeleri ise %2,2 düşüş göstererek %23,3’e indirmiştir. Son 5 yıllık dönem<br />
incelendiğinde Orta Doğu ve eski Sovyetler Birliği ülkeleri ve en büyük üreticilerden<br />
olan Kanada ve Meksika’nın petrol üretimlerini arttırdıkları, Amerika’nın ise azaltmakta<br />
olduğu görülmektedir.<br />
2005 yılında 2763,0 milyar m 3 olan doğal gaz üretimi %2,5 artarak, 2006 yılında 2865,3<br />
milyar m 3 ’e yükselmiştir (Tablo-3). Rusya dünya doğal gaz üretiminin %21,6’sını, ABD<br />
%18,5’ini, Kanada %6,5’ini, İran %3,7’sini ve Norveç ise %3,0’ını karşılamaktadır.<br />
OECD ülkeleri toplam doğal gaz üretiminin %37,8’ini, eski Sovyetler Birliği Ülkeleri ise<br />
%27,1’ini karşılamaktadır. Avrupa Birliği’ne bağlı ülkeler ise % 7,1’lik üretim payına<br />
sahiptir.<br />
Tablo-2. Dünya Petrol Üretimi<br />
Petrol Üretimi Değişim 2006<br />
Bin varil gün 2002 2003 2004 2005 2006<br />
2005’e<br />
Oranla<br />
Toplama<br />
Oran<br />
Amerika Birleşik Devletleri 7626 7400 7228 6830 6871 -0.5% 8.0%<br />
Kanada 2858 3004 3085 3047 3147 4.4% 3.9%<br />
Meksika 3585 3789 3824 3759 3683 -2.1% 4.7%<br />
Kuzey Amerika Toplam 14069 14193 14137 13636 13700 0.1% 16.5%<br />
Arjantin 818 806 754 725 716 -1.3% 0.9%<br />
Brezilya 1499 1555 1542 1718 1809 5.5% 2.3%<br />
Kolombiya 601 564 551 549 558 0.7% 0.7%<br />
Ekvator 401 427 535 541 545 0.7% 0.7%<br />
Peru 98 92 94 111 116 3.5% 0.1%<br />
Trinidad ve Tobago 155 164 152 171 174 1.5% 0.2%<br />
Venezuella 2916 2607 2972 3007 2824 -3.9% 3.7%<br />
Diğer Güney ve Orta Amerika 152 153 144 142 140 -1.7% 0.2%<br />
Güney ve Orta Amerika<br />
Toplam 6640 6367 6745 6964 6881 -0.4% 8.8%<br />
Azerbaycan 311 313 317 452 654 44.9% 0.8%<br />
Danimarka 371 368 390 377 342 -9.3% 0.4%<br />
İtalya 106 107 105 118 111 -5.6% 0.1%<br />
Kazakistan 1018 1111 1297 1364 1426 5.6% 1.7%<br />
Norveç 3333 3264 3188 2969 2778 -6.9% 3.3%<br />
Romanya 127 123 119 114 105 -8.0% 0.1%<br />
Rusya 7698 8544 9287 9551 9769 2.2% 12.3%<br />
Türkmenistan 182 202 193 192 163 -15.2% 0.2%<br />
İngiltere (Birleşik Krallık) 2463 2257 2028 1808 1636 -9.6% 2.0%<br />
Özbekistan 171 166 152 126 125 -0.7% 0.1%<br />
Diğer Avrupa ve Euroasya 501 509 496 463 454 -2.9% 0.5%<br />
Toplam Avrupa ve Euroasya 16281 16965 17572 17534 17563 0.2% 21.6%<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong> 2-1-7
İran 3414 3999 4081 4049 4343 1.2% 5.4%<br />
Irak 2035 1339 2010 1820 1999 9.0% 2.5%<br />
Kuveyt 1995 2329 2481 2643 2704 2.4% 3.4%<br />
Oman 900 823 785 780 743 -4.6% 0.9%<br />
Katar 783 917 990 1097 1133 8.1% 1.3%<br />
Suudi Arabistan 8970 10222 10588 11035 10859 -2.3% 13.1%<br />
Suriye 545 562 529 469 417 -8.9% 0.5%<br />
Birleşik Arap Emirlikleri 2324 2611 2656 2751 2969 7.3% 3.5%<br />
Yemen 457 448 420 426 390 -8.7% 0.5%<br />
Diğer Orta Doğu 48 48 48 48 32 -7.7% <br />
Toplam Orta Doğu 21471 23296 24588 25119 25589 0.7% 31.2%<br />
Cezayir 1680 1852 1946 2015 2005 -0.3% 2.2%<br />
Angola 905 885 986 1242 1409 14.3% 1.8%<br />
Kamerun 75 68 62 58 63 8.6% 0.1%<br />
Çad - 24 168 173 153 -11.7% 0.2%<br />
Kongo (Brazzaville) 258 243 240 253 262 6.7% 0.3%<br />
Mısır 751 749 721 696 678 -2.5% 0.8%<br />
Guinea 210 234 329 355 358 0.6% 0.5%<br />
Gabon 295 240 235 234 232 -0.9% 0.3%<br />
Libya 1374 1486 1607 1702 1835 4.2% 2.2%<br />
Nijerya 2103 2263 2502 2580 2460 -4.9% 3.0%<br />
Sudan 233 255 325 379 397 11.8% 0.5%<br />
Tunus 75 68 72 74 69 -7.1% 0.1%<br />
Diğer Afrika 63 71 75 72 68 -5.3% 0.1%<br />
Toplam Afrika 8022 8438 9266 9835 9990 1.4% 12.1%<br />
Avustralya 731 624 541 554 544 -2.1% 0.6%<br />
Brunei 210 214 211 206 221 7.1% 0.3%<br />
Çin 3346 3401 3481 3627 3684 1.6% 4.7%<br />
Hindistan 801 798 816 784 807 3.1% 1.0%<br />
Endonezya 1288 1183 1152 1136 1071 -5.3% 1.3%<br />
Malezya 785 831 857 827 747 -3.1% 0.9%<br />
Tayland 191 223 220 276 286 8.7% 0.3%<br />
Vietnam 354 364 427 392 367 -8.0% 0.5%<br />
Diğer Asya Pasifik 193 195 186 199 215 8.0% 0.3%<br />
Toplam Asya Pasifik 7899 7832 7890 8000 7941 0.1% 9.7%<br />
TOPLAM DÜNYA 74382 77091 80198 81088 81663 0.4% 100.0%<br />
OECD 21422 21156 20716 19763 19398 -2.2% 23.3%<br />
OPEC 28882 30806 32985 33836 34202 0.2% 41.7%<br />
OPEC harici 35933 35673 35661 35343 35162 -0.5% 43.0%<br />
Eski Sovyetler Birliği 9533 10499 11407 11840 12299 3.9% 15.3%<br />
Kaynak: BP Statistical Review of World Energy Haziran 2007<br />
2-1-8<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong>
Tablo-3. Dünya Doğal Gaz Üretimi<br />
Doğal Gaz Üretimi Değişim 2006<br />
Milyar metreküp 2002 2003 2004 2005 2006<br />
2005’e<br />
oranla<br />
Toplama<br />
Oran<br />
Amerika Birleşik Devletleri 544.3 551.4 539.4 525.7 524.1 2.3% 18.5%<br />
Kanada 187.8 182.7 183.6 185.5 187.0 0.6% 6.5%<br />
Meksika 35.3 36.4 37.4 39.5 43.4 10.6% 1.5%<br />
Kuzey Amerika Toplam 767.4 770.5 760.4 750.6 754.4 2.3% 26.5%<br />
Arjantin 36.1 41.0 44.9 45.6 46.1 1.0% 1.6%<br />
Bolivya 4.9 6.4 8.5 10.4 11.2 7.2% 0.4%<br />
Brezilya 9.2 10.0 11.0 11.4 11.5 1.3% 0.4%<br />
Kolombiya 6.2 6.1 6.4 6.8 7.3 7.6% 0.3%<br />
Trinidad ve Tobago 17.3 24.7 28.1 29.0 35.0 15.6% 1.2%<br />
Venezuella 28.4 25.2 28.1 28.9 28.7 -1.0% 1.0%<br />
Diğer Güney ve Orta<br />
Amerika 2.3 2.2 2.8 3.5 4.8 5.0% 0.2%<br />
Güney ve Orta Amerika<br />
Toplam 104.4 115.7 129.7 135.6 144.5 4.7% 5.0%<br />
Azerbaycan 4.8 4.8 4.7 5.3 6.3 18.0% 0.2%<br />
Danimarka 8.4 8.0 9.4 10.4 10.4 -0.3% 0.4%<br />
Almanya 17.0 17.7 16.4 15.8 15.6 -1.2% 0.5%<br />
İtalya 14.6 13.7 13.0 12.0 11.0 -9.0% 0.4%<br />
Kazakistan 10.6 12.9 20.6 23.5 23.9 2.7% 0.8%<br />
Hollanda 59.9 58.4 68.8 62.9 61.9 -1.6% 2.2%<br />
Norveç 65.5 73.1 78.5 85.0 87.6 3.1% 3.0%<br />
Polonya 4.0 4.0 4.4 4.3 4.3 -1.3% 0.1%<br />
Romanya 13.2 13.0 12.8 12.9 12.1 0.2% 0.4%<br />
Rusya 555.4 578.6 591.0 598.0 612.1 2.4% 21.3%<br />
Türkmenistan 49.9 55.1 54.6 58.8 62.2 5.9% 2.2%<br />
Ukrayna 17.4 17.7 19.1 18.8 19.1 -1.7% 0.7%<br />
Birleşik Krallık 103.6 102.9 96.0 88.0 80.0 -8.6% 2.8%<br />
Özbekistan 53.8 53.6 55.8 55.7 55.4 0.8% 1.9%<br />
Diğer Avrupa ve Euroasya 11.3 10.7 11.0 9.8 10.9 7.8% 0.4%<br />
Toplam Avrupa ve<br />
Euroasya 989.4 1024.4 1055.9 1061.1 1072.9 1.2% 37.3%<br />
Bahreyn 9.5 9.6 9.8 9.9 11.1 3.2% 0.4%<br />
İran 75.0 81.5 84.9 87.0 105.0 4.1% 3.7%<br />
Kuveyt 8.0 9.1 9.7 9.7 12.9 4.9% 0.4%<br />
Umman 15.0 16.5 17.2 17.5 25.1 27.0% 0.9%<br />
Katar 29.5 31.4 39.2 43.5 49.5 8.1% 1.7%<br />
Suudi Arabistan 56.7 60.1 65.7 69.5 73.7 3.5% 2.6%<br />
Suriye 5.0 5.2 5.3 5.4 5.5 3.3% 0.2%<br />
Birleşik Arap Emirlikleri 43.4 44.8 46.3 46.6 47.4 0.9% 1.6%<br />
Diğer Orta Doğu 2.6 1.8 2.5 3.4 5.6 28.1% 0.2%<br />
Toplam Orta Doğu 244.7 259.9 280.4 292.5 335.9 5.8% 11.7%<br />
Cezayir 80.4 82.8 82.0 87.8 84.5 -4.3% 2.9%<br />
Mısır 22.7 25.0 26.9 34.7 44.8 29.3% 1.6%<br />
Libya 5.6 5.8 6.5 11.7 14.8 31.0% 0.5%<br />
Nijerya 14.2 19.2 21.8 21.8 28.2 25.9% 1.0%<br />
Diğer Afrika 6.8 6.9 7.0 7.0 8.2 - 0.3%<br />
Toplam Afrika 129.6 139.7 144.3 163.0 180.5 9.5% 6.3%<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong> 2-1-9
Tablo-3. Dünya Doğal Gaz Üretimi (devam)<br />
Avustralya 32.6 33.2 35.3 37.1 38.9 4.7% 1.4%<br />
Bangladeş 11.4 12.3 13.3 14.2 15.2 7.1% 0.5%<br />
Brunei 11.5 12.4 12.2 12.0 12.3 6.5% 0.4%<br />
Çin 32.7 35.0 41.0 50.0 58.6 17.2% 2.0%<br />
Hindistan 28.7 29.9 30.1 30.4 31.8 -1.0% 1.1%<br />
Endonezya 70.4 72.8 75.4 76.0 74.0 0.3% 2.6%<br />
Malezya 48.3 51.8 53.9 59.9 60.2 0.4% 2.1%<br />
Myanmar 8.4 9.6 10.2 13.0 13.4 3.1% 0.5%<br />
Yeni Zelanda 5.6 4.3 3.8 3.7 3.9 2.2% 0.1%<br />
Pakistan 20.6 23.2 26.9 29.9 30.7 4.8% 1.1%<br />
Tayland 18.9 19.6 20.3 21.4 24.3 2.8% 0.8%<br />
Vietnam 2.4 2.4 4.2 5.2 7.0 1.6% 0.2%<br />
Diğer Asya Pasifik 5.5 6.7 6.5 7.3 6.9 -5.4% 0.2%<br />
Toplam Asya Pasifik 297.0 313.1 333.0 360.1 377.1 4.0% 13.1%<br />
TOPLAM DÜNYA 2532.6 2623.3 2703.8 2763.0 2865.3 3.0% 100.0%<br />
Avrupa Birliği 228.6 225.0 228.5 212.4 202.7 -4.6% 7.1%<br />
OECD 1081.2 1085.9 1083.6 1065.9 1078.5 1.1% 37.8%<br />
Eski Sovyetler Birliği 691.9 723.5 745.8 760.0 779.3 2.5% 27.1%<br />
Diğer 751.6 804.9 873.7 953.9 1007.5 5.6% 35.1%<br />
Kaynak: BP Statistical Review of World Energy Haziran 2007<br />
2.3 Türkiye’nin Hidrokarbon Potansiyeli<br />
Türkiye jeolojik olarak oldukça yoğun tektonik yapıya sahiptir. Jeolojik devirler içerisinde<br />
sürekli devam eden ve halen devam etmekte olan bu tektonik hareketler, mevcut petrol<br />
sahalarını oldukça parçalı hale getirmiş, kısıtlı alanlarda depolanmış petrolün kırıklar<br />
boyunca kaçmasına sebebiyet vermiştir. Petrol havzaları dünya genelinde coğrafi<br />
sınırlarla birebir örtüşmemektedir.<br />
Bir bölgede petrolün oluşabilmesi ve korunabilmesi için bir çok parametrenin bir araya<br />
gelmesi gerekmektedir. Bunların en önemlileri; petrol türetecek yeterli miktarda ve<br />
kalitede organik maddeye sahip kaynak kaya, bu kaynak kayanın gömülmesini<br />
sağlayacak jeolojik koşullar, türeyen petrolü bünyesinde barındıracak hazne kayalar,<br />
petrolün dört yönlü olarak kapanlanmasını sağlayacak örtü kayanın varlığı gereklidir.<br />
Ancak bunların mevcudiyeti yeterli değildir, bunların yanı sıra biriken petrolün<br />
üretilebilirliliğini etkileyen petrolün kalitesi, kayacın gözenekliliği, geçirgenliği ve<br />
ekonomik miktarın varlığıdır. Maalesef, kara alanlarında Türkiye’nin mevcut tektonik<br />
yapısı (Şekil-4) bu parametrelerin belirlenmesine imkan vermediği gibi karmaşık jeolojik<br />
yapısı nedeniyle yer altı yapılarının belirlenmesinde kullanılan sismik veriyi de olumsuz<br />
etkilemektedir. Doğal olarak bunca güçlük, Türkiye’de petrol aramacılığını riskli veya<br />
pahalı hale getirmektedir. Bu nedenledir ki, ülkemize gelen yabancı sermaye kısa<br />
sürede çoğunlukla olumlu sonuca ulaşamamakta, yerli sermaye ise riski yüksek olan bu<br />
sektöre yeterince ilgi duymamaktadır.<br />
2-1-10<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong>
Şekil 4. Türkiye’nin mevcut tektonik yapısı (Okan ve Tüysüz, 1999)<br />
Çoğu zaman bulunan petrol ekonomik olamayabilir, yani yapılacak masraflar üretilecek<br />
petrole göre çok yüklü meblağlar tutabilir. Bu gibi durumlarda petrol emaresine<br />
rastlanan fakat ekonomik miktara sahip olmayan kuyular geçici olarak terk edilmektedir.<br />
Bu terk esnasında mevcut petrol kanununa göre açılan kuyuya ait tüm dökümanlar<br />
Petrol İşleri Genel Müdürlüğü’ne (PİGM) teslim edilmektedir. Kuyunun açılışı esnasında<br />
da bu kurum sürekli denetim yapmaktadır. Üretime konulmayan bütün kuyuların nasıl<br />
terk edilmesi gerektiği PİGM tarafından hazırlanan yönetmelikle belirlenmiş olup hem<br />
kuyuya hemde çevreye kuyudan doğabilecek zararların önlenmesi için kuyu emniyetli<br />
bir şekilde kapatılır. Dünyanın her yerindeki uygulama bu şekilde yapılmaktadır. Bu<br />
durumu gözlemleyen halk “kuyuda petrol çıktı fakat kapattılar” yorumunu yapmaktadır.<br />
Arap plakasının Anadolu plakasının altına dalması nedeniyle, jeolojik olarak son derece<br />
karmaşık, kıvrımlı ve kırıklı bir yapıya sahip olan ülkemizin bu durumu petrol<br />
potansiyelimizi olumsuz yönde etkilemekte, Azerbaycan, İran ve Irak gibi komşu<br />
ülkelere göre büyük rezervlere sahip olamamamıza neden olmaktadır.<br />
Sonuç olarak, ülkemizin karmaşık jeolojik durumu, aramacılığın riskli ve maaliyetli<br />
olmasına rağmen petrol ihtiva edebilecek sedimanter basenlerin çokluğu göz önüne<br />
alındığında, bugüne kadar yapılmış arama faaliyetlerinin çok düşük düzeyde kaldığı<br />
görülmektedir. Bugüne kadar yapılan faaliyetlerin çok büyük bir kısmı Güneydoğu<br />
Anadolu ve Trakya bölgesinde yoğunlaşmıştır (Şekil 5). Özellikle derin deniz bölgesi<br />
olması ve arama çalışmalarının son derece pahalı olması nedeniyle denizlerimiz ile iç<br />
bölgelerde yapılan çalışmaların da yetersizliği bu bölgelerin hidrokarbon<br />
potansiyellerinin kesin olarak ortaya çıkarılmasına yetmemiştir.<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong> 2-1-11
Şekil 5. Türkiye’de bulunan basenler ve bugüne değin açılan arama kuyu<br />
lokasyonları.<br />
2.4 Petrol ve Doğal Gaz Arama ve Üretim Faaliyetleri<br />
2.4.1 Arama<br />
Ülkemizde 1934 yılından 2006 yılı sonuna kadar 1290 adet arama kuyusu, 533 adet<br />
tespit kuyusu, 1392 adet üretim kuyusu 30 adet enjeksiyon kuyusu ve 81 adet istikşaf<br />
kuyusu olmak üzere toplam 3326 adet kuyu açılmış olup 6.386.980 metre sondaj<br />
yapılmıştır. Açılan 1187 adet arama kuyusu sonucunda ise, ancak 103 petrol sahası ile<br />
4 adedi karbondioksit olmak üzere 35 doğal gaz sahası keşfi yapılmıştır.<br />
2.4.1.1 Kara Arama<br />
Ülkemiz kara alanlarındaki aramacılığın büyük çoğunluğu Güneydoğu Anadolu ve<br />
Trakya bölgelerinde yapılmaktadır. 1934 - 2006 yılları arasında açılan 1290 adet arama<br />
kuyusunun % 26.9 si (347 adet) Marmara Bölgesinde, % 56.9’ü (734 adeti) Güneydoğu<br />
Anadolu Bölgesinde, % 9.3’ü (120 adet) Akdeniz bölgesinde açılmışken diğer kara<br />
alanlarında açılan kuyu sayısı sadece 89 adettir(% 6.9). (Şekil 5) Bu durum, özellikle<br />
sondaj öncesi arama yatırımları olarak nitelendirilen jeolojik ve jeofizik çalışmalarda da<br />
kendini göstermektedir.<br />
Bu istatistiki bilgi şu gerçeği ortaya koymaktadır ki, ülkemizin özellikle jeolojik olarak<br />
riskinin fazla olduğu alanlarda aramacılık faaliyetleri maalesef geçtiğimiz 72 yılda<br />
yeterince yapılamamıştır. Yapılan faaliyetlerin büyük çoğunluğu TPAO tarafından<br />
gerçekleştirilmiştir.<br />
2-1-12<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong>
Son yıllarda arama öncesi çalışmalarda teknolojik gelişmelere bağlı olarak, ülkemizin<br />
daha az aranmış olan jeolojik riski yüksek kara alanlarında şirketlere sağlanabilecek ek<br />
teşviklerle faaliyetlerin artması beklenilmelidir.<br />
2.4.1.2 Deniz Arama<br />
Deniz aramacılığının son derece pahalı olmasına rağmen son yıllarda Doğu ve Batı<br />
Karadeniz’de aramalara ivme kazandırılmış, bunun sonucunda ülkemizde ilk defa Doğu<br />
Karadeniz’in açıklarında 1500 m. su derinliğindeki yapılar Hopa-1 kuyusu ile test<br />
edilmiştir. Hopa–1 kuyusu ekonomik olarak petrol ve doğal gaz üretemese de, ”petrol<br />
ve gaz emareli” kuyu olarak bitirilmiştir. Hopa–1 kuyusunun petrol ve gaz emareli kuyu<br />
olarak tamamlanması nedeniyle, ileride burada yapılacak arama çalışmaları açısından,<br />
bölgenin halen potansiyelini koruduğu için umut vaat etmektedir.<br />
İkinci ve son derece önemli olan bir diğer gelişme ise, doğal gaz tüketimimizle<br />
kıyasladığımızda çok büyük olmamasına rağmen, Batı Karadeniz projesinin olumlu<br />
sonuç vermesidir. 2004 yılında Türkiye Petrolleri A.O., eski adı Madison Oil Turkey Inc.<br />
olan Toreador Resources. ve Stratic Energy. şirketlerinin Ayazlı–1 arama kuyusunu<br />
delmesi ile ilk defa Batı Karadeniz’de ekonomik olarak doğal gaz keşfi yapılmıştır. 2004<br />
yılından 2006 yılı sonuna kadar açılan 16 kuyunun 14’ünün gazlı kuyu olarak bitirilmesi<br />
sonucunda üretim aşamasına gelinmiş, kuyuların üretim bağlantıları yapılarak gazın<br />
karada toplanabilecek hale gelmesi sağlanmış AKSA Enerji’nin ana gaz iletim hattına<br />
verilmek üzere de karada gaz proses tesisleri kurulmuştur. Keşfedilen sahadan ilk<br />
üretim 2007 yılı içerisinde gerçekleşmiştir. Üretim gerçekleştiğinde, ilk belirlemelere<br />
göre halen Türkiye’nin yıllık doğal gaz üretiminin % 50 sinin, sadece bu sahadan<br />
üretilebileceği düşünülmektedir. Bu gelişmeye paralel olarak dünya petrol ve doğal gaz<br />
arama sektörünün Batı Karadeniz’e olan ilgisinin arttığı görülmektedir. Buna örnek<br />
olarak Brezilya milli şirketi Petrobras Oil and Gas B.V. şirketinin Milli şirketimiz olan<br />
Türkiye Petrolleri A.O. ile Orta Karadeniz’de ortak arama çalışmalarına başlamasını<br />
gösterebiliriz. Dünyadaki deniz aramacılığının yıl bazında sondaj sayılarıyla (Şekil 6)<br />
karşılaştırıldığında ülkemizde yapılan arama sondajlarının arttırılması gerekliliği<br />
aşikardır.<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong> 2-1-13
Şekil 6. Dünyada 1982 yılından günümüze deniz sondaj sayı toplamı (Baker<br />
Hughes, 2007).<br />
450<br />
400<br />
350<br />
300<br />
250<br />
200<br />
150<br />
100<br />
50<br />
0<br />
1982<br />
1983<br />
1984<br />
1985<br />
1986<br />
1987<br />
1988<br />
1989<br />
1990<br />
1991<br />
1992<br />
1993<br />
1994<br />
1995<br />
1996<br />
1997<br />
1998<br />
1999<br />
2000<br />
2001<br />
2002<br />
2003<br />
2004<br />
2005<br />
2006<br />
2007<br />
2.4.2 Üretim<br />
Yeraltında hazne kaya içerisinde bulunan hidrokarbonun rezervuardan kuyuya akışını<br />
sağlayan temel mekanizmaları beş maddede özetleyebiliriz. Bunlar;<br />
etkisidir.<br />
1- Üretimle oluşacak basınç düşüşü ile kaya ve mayi genleşmesi,<br />
2- Petrolün içinde erimiş halde bulunan gazın basınç düşüşü ile serbest hale<br />
gelerek genleşmesi,<br />
3- Rezervuarın keşfi sırasında rezervuarda serbest gaz olması durumunda bu<br />
gaz kütlesinin genleşmesi,<br />
4- Su itimi<br />
5- Gravite<br />
Rezervuardaki hidrokarbonların bu mekanizmaların yardımı ile kuyu içine akmasıyla<br />
gerçekleştirilen üretime birincil üretim denir. Rezervuardaki hidrokarbonların doğal<br />
mekanizmalar yardımı ile kuyu içerisine akmasının sağlanamadığı durumlarda üretimi<br />
arttırma amaçlı kuyuya su, karbondioksit, çeşitli kimyevi maddeler, buhar,<br />
hidrokarbonlar v.b. maddeler basılmasına ise ikincil üretim denir. Hidrokarbon<br />
yeraltında yüksek basınca sahip ise açılan kuyudan kendi enerjisi ile yüzeye gelir.<br />
Türkiye’de bulunan petrol sahalarının basınçları, ekonomik miktarlardaki mayii artezyen<br />
olarak üretebilecek düzeyde değildir. Bu nedenle üretim çeşitli pompaların kullanımı ile<br />
gerçekleşmektedir. Türkiye’de kullanılan pompalar dünya’da da en fazla kullanıma sahip<br />
2-1-14<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong>
olan at başı şeklindeki pompalardır. Ayrıca kuyunun potansiyeli ve üretilen akışkan<br />
özellikleri dikkate alınarak, elektrikli dalgıç pompa, hidrolik pompalar, burgu pompalarda<br />
(genellikle günlük 200 varilin altında üretim yapan kuyularda) kullanılmaktadır.<br />
2.4.2.1 Üretim Yöntemleri ve Teknoloji<br />
Güney Doğu Anadolu Bölgesinde petrol ve doğal gaz üretim derinlikleri genellikle 2500<br />
– 3500 metre, Trakya Bölgesinde üretilen petrol ve doğal gaz üretimlerinin derinlikleri<br />
ise genellikle 250 – 1000 metre aralığındadır. Türkiye’deki petrol rezervlerinin büyük<br />
çoğunluğu aktif taban suyuna sahiptir.<br />
Aktif taban suyu nedeni ile Türkiye’deki sahaların büyük bir çoğunluğu su enjeksiyon<br />
uygulamasına gerek duyulmadan birincil üretim yöntemleri ile üretilmektedir.<br />
Rezervuara basınç desteği sağlanması açısından olumlu katkı sağlayan aktif taban<br />
suyu, aynı zamanda üretim kuyularından giderek artan oranlarda su üretilmesine ve<br />
zamanla devre dışı kalmalarına da neden olmaktadır. Aynı zamanda üretilen formasyon<br />
sularından kurtulmak da giderek büyük bir çevre sorunu haline gelmektedir.<br />
Bu nedenle, 1996 yılından bu yana petrolle birlikte üretilen formasyon sularının, Petrol<br />
İşleri Genel Müdürlüğü’nden alınan enjeksiyon izinleri ile yer altı sularını kirletmeyecek<br />
şekilde tamamen geçirimsiz ortamlara geri basılması sağlanarak büyük bir çevre<br />
felaketinin önüne geçilmesi sağlanmıştır.<br />
Bazı sahalarda taban suyu bulunmamakta veya bulunsa bile aktif durumda değildir. Bu<br />
nedenle üretim esnasında rezervuarda hızlı bir basınç düşüşü gözlenmektedir. Bu tür<br />
sahalarda ikincil petrol üretim yöntemlerinin ilk uygulanması, Türkiye Petrolleri A.O.<br />
tarafından 1960 yılında Garzan sahasında başlatılan çevresel su enjeksiyonu projesi ile<br />
gerçekleşmiş olup, uygulamaya halen devam edilmektedir.<br />
Yine Türkiye Petrolleri A.O. tarafından rezervi büyük ancak gravitesi oldukça düşük olan<br />
Batı Raman sahasında çeşitli dönemlerde su enjeksiyonu kullanılmıştır. Sahada üretimi<br />
sağlamak için ikincil yöntem uygulaması (karbondioksit enjeksiyonu) yapılmaktadır.<br />
Türkiye’de ikincil üretim yöntemi ile petrol üreten diğer bir şirket ise N.V.Turkse<br />
Perenco şirketidir. Şirketin Kayaköy sahasında 1962–1967 yılları arasında<br />
gerçekleştirilen su enjeksiyonuna 1986 yılında tekrar başlanılmış olup uygulamaya<br />
halen devam edilmektedir.<br />
Öte yandan dünya genelinde özellikle ağır petrol içeren, düşük kurtarım oranına sahip<br />
karmaşık jeolojik yapılı olan petrol sahalarında daha önce uygulama maaliyetlerinin<br />
yüksek olması nedeniyle çoğu kez düşünülmeyen buhar enjeksiyonu, karbon dioksit<br />
enjeksiyonu, polimer enjeksiyonu gibi gelişmiş üretim teknikleri dünyada sıklıkla<br />
uygulanmaya başlanmıştır. Uygulama yöntemine göre değişmekle birlikte petrol<br />
kurtarımının ciddi miktarda artışı söz konusu olmaktadır. Ülkemizde bu yöntemlerden<br />
sadece karbon dioksit enjeksiyonu şu an için Batı Raman ve Batı Kozluca sahalarında<br />
uygulanılmaktadır. Özellikle A.B.D.’de ve Avrupa Birliği ülkelerinde karbon dioksit<br />
enjeksiyonu proje sayılarında ciddi bir artış görülmektedir. Ağır petrol içeren, düşük<br />
kurtarım oranına sahip karmaşık jeolojik yapılı olan sahalar ülkemizde de<br />
bulunmaktadır. Özellikle buhar enjeksiyonu gibi ısısal uygulamalarda ve marjinal petrol<br />
sahalarında başarı, kalan petrolün nerede olduğunun bilinmesiyle gelmektedir. Batı<br />
Raman da 1985 yılında başlayan ve geliştirilerek günümüze kadar sürdürülen<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong> 2-1-15
karbondioksit uygulaması, dünyadaki en büyük karbondioksit uygulamaları arasındadır.<br />
Çamurlu sahasında da 1986 yılından itibaren dört yıl süre ile karbondioksit enjeksiyonu<br />
uygulaması yapılmıştır. İkiztepe sahasında ise, pilot uygulama olarak karbondioksit ve<br />
buhar enjeksiyonu denenmiştir.<br />
Üretimi arttırmak için kullanılan bir diğer yöntem ise yatay kuyu teknolojisidir. Tarihsel<br />
geçmişi çok daha eskiye uzanmasına karşın, yatay kuyu teknolojisi özellikle 1980’li<br />
yıllarda (ilki 1939 yılında ABD’nin Ohio eyaleti Morgan şehrinde) ABD Texas’da yaygın<br />
olarak uygulanmaya başlanmış ve 1987–1997 yılları arasında sadece Texas’da sayıları<br />
2500’ü geçmiştir. 2000’li yıllara gelindiğinde ise ABD’de açılan yatay kuyu sayısı<br />
17000’i, Kanada’da 12000’i, diğer ülkelerde ise toplam 5000’i geçmiştir.<br />
Yatay kuyuların tercih edilmesinin nedeni, üretim yapılacak seviye ile kuyunun temas<br />
yüzeyinin dikey kuyulara kıyasla daha fazla olmasından kaynaklanmaktadır. Diğer bir<br />
deyişle petrolün daha fazla bir alandan daha kısa sürede üretilmesinin mümkün hale<br />
gelmesidir. Yatay kuyuların tercih edilmesinin bir başka nedeni de sığ ve çatlaklı<br />
rezervuarlardaki petrolün kısa sürede üretiminin sağlanmasıdır.<br />
Yatay kuyular doğal çatlaklı, çok tabakalı, ağır petrollü, su ve gaz konileşme problemi<br />
olan rezervuarlarda başarılı olabileceği gibi, tabii doğal gaz depolama alanlarının<br />
sağlanmasında, su enjeksiyonu veya diğer ikincil yöntemlerin uygulanmasında da<br />
kullanılabilmektedir. Ayrıca düşük geçirgenlikli ve yüksek akmazlıklı rezervuarlarda da<br />
bu yöntem uygulanabilmektedir.<br />
2001 yılında ABD’de yapılan bir istatistiksel çalışmada 12000 yatay kuyu, 138000 dikey<br />
kuyu ile karşılaştırılmış ve performansları açısından ilginç sonuçlar elde edilmiştir.<br />
Bunlar;<br />
• Yatay kuyuların dikey kuyulara göre 4 kata kadar daha fazla verimli olduğu,<br />
• Yatay kuyulardaki 5 yıllık toplam üretimin, düşey kuyulara göre 2 kat daha fazla<br />
olduğu,<br />
• Yatay kuyu açılmasındaki başarı oranının % 66 olduğu, (yani açılan her 3 kuyudan 2<br />
sinin olumlu sonuç verdiği),<br />
• Yatay kuyuların, aynı yerde açılacak olan dikey kuyulardan 2-3 kat daha fazla<br />
maliyet getirdiği ve yüksek ekonomik risk taşıdıkları,<br />
• Yatay kuyuların, birincil üretim yapılırken tabii çatlakların dikine, ikincil üretim<br />
yapılırken ise tabii çatlaklara paralel olarak delinmesinin kuyulardaki verim artışını<br />
belirgin hale getirdiği<br />
görülmüştür.<br />
Gelişen yatay sondaj teknolojisi sayesinde karadan denize sondaj yapma olanağı<br />
doğmuş, buna iyi bir örnek olarak, İngiltere’de 35000 feet’lik ( 10668 m.) rekor yatay<br />
sondaj kara tipi bir kule ile karadan denizdeki “Wytch Farm” sahasında kazılmıştır.<br />
Teknolojik gelişmeler artık bir noktadan çoklu yatay (multi lateral) kuyular kazılmasını<br />
mümkün hale getirmiştir. Çoklu yatay kuyular bir rezervuarın değişik tabakalarından<br />
aynı anda üretim yapma olanağı vermekte, özellikle deniz sondajlarında maliyet<br />
düşürücü önemli bir etken olmaktadır. Ülkemizden de buna iyi bir örnek olarak Batı<br />
Karadeniz’de keşfedilen Ayazlı, Doğu Ayazlı ve Akkaya sahalarını verebiliriz.<br />
2-1-16<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong>
Karadaki duruma baktığımızda ise, ülkemizde yatay kuyu tekniğini ilk olarak Türkiye<br />
Petrolleri A.O. kullanmıştır. Bu teknikle TPAO 8’i Raman ve 7’si Batı Raman<br />
sahalarında olmak üzere toplam 15 yatay kuyu açmıştır. Raman sahasında yapılan<br />
yatay kuyu teknolojisi çalışmalarından sonra aynı teknoloji bu kez Batı Raman<br />
sahasında; ilki 1994 yılında, ikincisi 1997, üçüncü ve dördüncü kuyular ise 1998 yılında<br />
sahanın doğusunda üretimi arttırmak amacıyla kullanılmıştır. Gelecekte büyük bir<br />
bölümü karbonatlı rezervuarlara sahip olan ülkemizde bu teknolojinin uygulanmasına<br />
devam edilmelidir.<br />
Aramacılıkta yüksek çözünürlüklü 3 boyutlu sismik çalışmaları ve özellikle Mini Sosie<br />
yöntemiyle sığ sismik çalışmaları yaparak daha önceden tespit edilemeyen karmaşık<br />
jeolojik yapıya sahip kalınlıkları az formasyonlarda petrol ve doğal gaz keşiflerini<br />
mümkün kılmıştır. Mini Sosie yöntemiyle Trakya bölgesinde doğal gaz keşifleri<br />
yapılmıştır. Yüksek çözünürlüklü sismik yöntemlerle özellikle karada ve denizde daha<br />
önceden arama yapılmamış bölgelerde ve Karadeniz ile Akdeniz’de arama çalışmaları<br />
yapılmalıdır. Yüzeyde yapılan jeokimyasal çalışmalar ile birleştirildiğinde sismik ve<br />
gravimetrik çalışmaları başarı oranını daha da arttırmıştır.<br />
Bir diğer üretimi arttırma teknolojisi de üretim sahalarında 4 boyutlu (4B) sismik<br />
kullanılmasıdır. Ülkemizde henüz uygulanılmayan 4B sismiğin öncelikli amacı; üretim<br />
sürecinin zamana karşı izlenmesi ve elde edilen veriler ışığında üretim strateji ve<br />
teknolojilerinin geliştirilmesi ve uygulanması ile hidrokarbon üretiminin arttırılmasıdır.<br />
Yöntemin kullanılmasının bir diğer iyi sonucu ise, üretilen ve kalan üretilebilir rezerv<br />
miktarı ile ilgili bilgi edinilmesine olanak tanımasıdır. Yöntem kullanıldığında saha<br />
ve/veya kuyuların verimliliği ile rezervin tükeneceği zaman hakkında öngörü ve<br />
yaklaşımlar yapılabilmektedir. 4B sismik çalışmalar temelde, sismik dalgaların alıcıları<br />
olarak nitelendirebileceğimiz jeofonların veri alınması istenilen alana serilmesi ve<br />
sabitlenmesi ile gerçekleştirilmektedir. Bu şekilde, istenilen zamanlarda, jeofizik alet<br />
düzeneği ve sismik parametrelerin kullanılması ile veri toplanmaktadır. Değişik<br />
zamanlarda aynı yöntemle toplanan sismik veriler karşılaştırıldıklarında, üretim yapılan<br />
kuyu ve/veya kuyular ile saha hakkında, üretimin rezervuara olan etkisinin ne kadar<br />
olduğuna dair bilgiler ve farklılıklar gözlemlenebilmektedir. Böylece, su-petrol<br />
dokanağının yer değiştirme miktarının hesaplanması ile farklı zamanlarda yapılmış olan<br />
iki sismik çalışma arasında üretilmiş olan rezervin miktarı belirlenebilmekte ve üretim<br />
performansı hakkında bilgi sahibi olunmaktadır. Bu teknik Türkiye’de henüz<br />
kullanılmamasına rağmen, en yaygın olarak kullanıldığı alanlar arasında Kuzey Denizi<br />
gelmektedir. Yöntem; Kuzey Denizinde birçok yapı üzerinde deniz tabanına sabitlenmiş<br />
jeofonlar yardımı ile uygulanmaktadır.<br />
Günümüzde derin sondajlar, “extended reach” sondajlar ve deniz sondajlarının maaliyeti<br />
azalmış, “top drive” ve “casing drilling” gibi yeni sondaj hızlandıran ekipmanlar ve<br />
yöntemler bulunmuştur. Özellikle “top drive” sondaj yöntemleri klasik dönen tabla<br />
sondaj tekniklerine oranla şu an için bir miktar pahalı olmasına rağmen daha güvenli<br />
olması, sondaj problemlerinin daha az görülmesi ve belki hepsinden önemli olarak<br />
sondaj süresini kısaltması nedeniyle gelecekte standart sondaj yöntemi olmasına kesin<br />
gözüyle bakılmaktadır. Bu yöntemlerin ülkemizde sıklıkla görülen marjinal petrol ve<br />
doğal gaz sahalarına ve deniz sondajlarına uygulanmasıyla daha önceden erişilmesi ve<br />
sondajı zor bölgelerde uygulanmasıyla başarı kazanılması beklenmelidir.<br />
Ülkemizde bulunan petrol ve doğal gaz sahalarından 2006 yılı sonuna kadar toplam<br />
126,4 milyon ton ham petrol ve 8,7 milyar m 3 doğal gaz üretimi gerçekleştirilmiştir. Yıllar<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong> 2-1-17
oyunca petrol tüketimimiz hızla artarken yerli üretimimiz de buna paralel olarak bir artış<br />
sağlanamamıştır. 1967 yılında en yüksek seviyesi olan üretimin tüketimi karşılama oranı<br />
% 57 iken, 2006 yılına gelindiğinde bu rakam % 7 seviyelerine kadar gerilemiştir.<br />
2006 yılı itibariyle kalan üretilebilir petrol rezervimiz 41,5 milyon ton olup, yeni keşifler<br />
yapılmadığı takdirde, bugünkü üretim seviyesi ile ham petrol rezervlerimizin ancak 19<br />
yıllık bir ömrü bulunmaktadır. Diğer bir ifadeyle kalan üretilebilir ham petrol<br />
rezervlerimizi yıllık tüketimimizle kıyasladığımızda yaklaşık 1,5 yıllık bir rezervimizin<br />
kaldığını söyleyebiliriz.<br />
2006 yılı itibariyle kalan üretilebilir doğal gaz rezervlerimize baktığımızda ise, 7,7 milyar<br />
m 3 lük kalan üretilebilir doğal gaz rezervimizin, 30 milyar m 3 olan 2006 yılı tüketimimizin<br />
ancak 4 aylık bir kısmını karşılayabildiğini söyleyebiliriz.<br />
1954 yılından 2006 yılı sonuna kadar ülkemize 184 adet yabancı şirket gelerek arama<br />
faaliyetinde bulunmuş olup, bu şirketlerden 20 adedi ikinci defa arama faaliyetlerine<br />
katılmışlardır. 2006 yılı sonu itibariyle yerli-yabancı toplam 40 şirket arama faaliyetlerini<br />
sürdürmektedir.<br />
Şekil 7: Ülkemizde 1954-2006 arası faaliyet yapan Yerli ve Yabancı Şirket Sayısı<br />
200<br />
150<br />
Yerli<br />
Yabancı<br />
100<br />
50<br />
0<br />
34<br />
Yerli<br />
184<br />
Yabancı<br />
16.12.2003 tarih 25318 sayılı Resmi Gazete de yayınlanarak yürürlüğe giren Çevresel<br />
Etki Değerlendirme (ÇED) Raporunda, petrol veya doğalgaz arama amaçlı yapılan<br />
jeolojik ve jeofizik faaliyetler için herhangi bir kısıtlama getirilmemekle birlikte üretim<br />
faaliyetleri için bu yönetmeliğin 29 uncu maddesi uygulanmaktadır.<br />
Ülkemiz, ihtiyacı olan petrol ve petrol ürünlerini büyük ölçüde ithalatla karşılamak<br />
zorundadır. Bu ithalat için ödediğimiz döviz uluslararası petrol piyasalarındaki fiyat<br />
hareketlerine bağlı olarak önemli rakamlara ulaşmaktadır. Özellikle 2004 – 2006<br />
döneminde uluslararası konjonktüre bağlı olarak petrol fiyatlarında önemli artışlar<br />
yaşanmıştır. Bunun sonucu olarak 2006 yılındaki petrol faturamız bir önceki yıla göre %<br />
43 artışla 13,1 milyar ABD doları olarak gerçekleşmiştir.<br />
2.4.3 Kuruluş Sayısı<br />
2006 yılında Türkiye’de tek başlarına ve/veya ortaklıklar halinde 19’u yerli, 25’i yabancı<br />
olmak üzere toplam 44 şirket ham petrol ve doğal gaz arama ve üretim faaliyetinde<br />
bulunmuştur. (Tablo–4)<br />
2-1-18<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong>
Tablo–4 2006 Yılında Arama ve Üretim Sektöründe Faaliyet Gösteren Kuruluşlar<br />
S.<br />
No<br />
Kamu Kuruluşu<br />
Şirketin Adı<br />
Faaliyete<br />
Başlama Tarihi<br />
Faaliyet şekli<br />
1 Türkiye Petrolleri A.O. 15.04.1955 Arama & İşletme<br />
Diğer Yerli Özel Kuruluşlar<br />
1 Arar Petrol Gaz Ar. Ür. Paz. Şti. 27.09.2003 Arama<br />
2 Aypet, Ayhanlar Petrol Ürünleri Madencilik ve Tic. A.Ş: 18.10.2005 Arama<br />
3 BM Mühendislik ve İnşaat A.Ş. 19.08.2005 Arama<br />
4 Çalık Enerji San. ve Tic. A.Ş. 26.02.2006 Arama<br />
5 Edirne Enerji Petrol Arama Üretim ve Tic. Ltd. Şti. 25.01.2006 Arama<br />
6 Ersan Petrol San. A.Ş. 18.03.1963 Arama & İşletme<br />
7 Güney Yıldızı Petrol Üretim Sondaj Müt. Ve Tic. A.Ş. 09.03.2000 Arama<br />
8 Hema Enerji A.Ş. 19.08.2005 Arama<br />
9 Krystal Petrol Gaz ve Madencilik Ür. Sondaj San.ve Tic. A.Ş. 02.02.2005 Arama<br />
10 Lotus Petrol Doğal Gaz İnş.Tur.Nak.Gıda İth.İhr.San.Tic.Ltd.Şti. 14.05.2003 Arama<br />
11 Maya Petrol Gaz San. ve Tic. Ltd. Şti. 08.04.2004 Arama<br />
12 Merty Enerji Petrol Ar. Eğitim ve Servis Hiz. Ltd. Şti. 31.10.2003 Arama<br />
13 Park Teknik Elektrik Madencilik Turizm San. ve Tic. A.Ş. 09.11.2006 Arama<br />
14 Petoil Petrol ve Petrol Ür. Uluslararası Ar. ve İşl. Şti. 30.07.2004 Arama<br />
15 Petrako Petrol Doğal Gaz İnş. Taah. İşl. Gıda Tarım Cam 31.10.2003 Arama<br />
16 Polmak Sondaj San. A.Ş. (*) 10.01.1989 Arama<br />
17 Yerbil Jeolojik Hizmetler Madencilik İnşaat San. ve Tic. Ltd. Şti. 12.09.2003 Arama<br />
18 Zorlu Petrogas, Petrol Gaz ve Petrokimya Ür. 23.09.2004 Arama<br />
Yabancı Özel Kuruluşlar<br />
1 Alaaddin Middle East Ltd. 26.12.1999 Arama & İşletme<br />
2 Amity Oil Iinternational Pty Ltd. 26.12.1999 Arama<br />
3 Avenue Energy Inc. 01.07.2003 Arama<br />
4 BP Exploration Türkiye B.V. 17.03.2002 Arama<br />
5 Chevron Exploration Turkey B.V. 12.03.2006 Arama<br />
6 Chevron Texaco International Ltd. (*) 05.11.1989 Arama<br />
7 Chevron Turkey B.V. (**) 19.09.2006 Arama<br />
8 Dorchester Master Ltd. Partnership 13.08.1985 Arama & İşletme<br />
9 Enron Thrace Exp. and Production B.V. (*) 02.05.2001 Arama & İşletme<br />
10 JKX Turkey Ltd. 25.01.2006 Arama<br />
11 Madison Turkey Inc. 22.05.2001 İşletme<br />
12 N.V.Turkse Perenco 20.02.1997 Arama & İşletme<br />
13 Omax International Ltd. (*) 16.10.2003 Arama<br />
14 Tethys Oil Turkey AB 09.09.2006 Arama<br />
15 Petrobras Oil and Gas B.V. 28.12.2006 Arama<br />
16 Petroleum Exploration Mediterranean Inc. 22.11.2001 Arama & İşletme<br />
17 Pinnacle Turkey Inc. 15.06.2001 Arama & İşletme<br />
18 Thrace Basin Natural Gas Türkiye Corp. 26.06.1986 Arama & İşletme<br />
19 TransAtlantic Turkey Ltd. 26.06.2006 Arama<br />
20 Southwind Energy LLC. (*) 16.05.2002 Arama<br />
21 Stratic Energy Turkey Inc. 04.01.2005 Arama<br />
22 Trans Mediterranean Oil Company Ltd. 03.05.1981 Arama & İşletme<br />
23 Toreador Turkey Ltd. 05.04.2001 Arama & İşletme<br />
24 Turkish Petroleum International Company Ltd. 07.06.2004 Arama<br />
25 Zeta Petroleum Ltd. 18.09.2006 Arama<br />
(*) Yıl içinde Faaliyetlerine son vermişlerdir.<br />
Kaynak: PİGM (Petrol İşleri Genel Müdürlüğü)<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong> 2-1-19
2.5 Yurtdışı arama-üretim faaliyetleri<br />
Ülkemiz, dünya petrol rezervinin üçte ikisine sahip bir coğrafyanın ortasında yer<br />
almaktadır. Bu coğrafyanın büyük bir kısmı tarihi bağımızın da olduğu ülkelerden<br />
oluşmaktadır. Ancak, esas olan karşılıklı güvenlik ve ekonomik fayda ilişkileri<br />
geliştirmektir. Bu amaçla, üretici konumundaki ülkelerin arama-üretim sektörlerine milli<br />
petrol şirketimiz TPAO’yu kullanarak yatırım yapmak ve rezerve yerinde sahip olup,<br />
ihtiyaç duyduğumuz arz güvenliğini tesis etmek gerekmektedir.. Dünya’nın en büyük<br />
tüketici ve ithalatcısı konumundaki Japonya, Kore, Çin, Hindistan gibi ülkeler milli petrol<br />
şirketlerini bu amaçla çok uzun bir süredir ve etkin bir şekilde kullanmaktadırlar.<br />
Türkiye’nin doğal gaz ve petrol ihtiyacının TPAO vasıtası ile karşılanan kısmının<br />
artırılması amacı ile 1985 yılında başlatılan uluslararası faaliyetler, özellikle 1993<br />
yılından sonra Orta Asya Türk Cumhuriyetleri ve Kuzey Afrika ülkelerine<br />
yaygınlaştırılmıştır. Halen, Azerbaycan, Kazakistan ve Libya’da yatırım yükümlülüğü<br />
olan petrol ve doğal gaz arama/üretim faaliyetleri sürdürülmekte ve bu ülkelerin yanı<br />
sıra Irak, Türkmenistan ve Suriye’de yeni yatırım imkanlarının araştırılmasına dönük<br />
faaliyetlere devam edilmektedir.<br />
TPAO’nun mevcut yurt dışı yatırımlarını arttırmaya yönelik faaliyetler Azerbaycan’da<br />
yoğunlaşmakla birlikte, Irak ve Hazar Denizi’nin Kazakistan sektörü öncelikli hedef<br />
bölgelerdir. Libya’da mevcut yatırımlar haricinde doğabilecek yeni yatırım imkanları da<br />
takip edilmektedir. TPAO’nun Kazakistan’daki faaliyetleri %49 hisse ile ortak olduğu ,<br />
Kazaktürkmunay Ltd. Şirketi (KTM) tarafından yürütülmekte ve KTM projesi kapsamında<br />
üretim faaliyetlerine devam edilmektedir.<br />
Diğer taraftan, TPAO'nun yurtdışı faaliyetleri kapsamında, zengin hidrokarbon rezervleri<br />
ve yatırım fırsatlarıyla büyük ilgi toplayan Hazar Bölgesi'nde, Azerbaycan sektöründe,<br />
uluslararası büyük petrol şirketleri ile konsorsiyumlara katılarak, Azeri-Çıralı-Güneşli<br />
(%6,75), Şah Deniz (%9) ve Alov (%10) Projeleri olmak üzere 3 büyük projede arama<br />
ve üretim faaliyetlerinde bulunmaktadır.2010’da Azeri-Çıralı-Güneşli Projesi üretiminin<br />
1,1 milyon varil/gün’e ulaşması beklenmektedir.<br />
Hazar Bölgesindeki büyük enerji kaynaklarının uygun taşıma güzergahları ve sistemleri<br />
ile dünya pazarlarına iletilmesi hem üretici ülkeler, hem tüketici ülkeler açısından önem<br />
taşımaktadır. TPAO, Hazar Denizi’nde ve Avrasya’da üretilecek petrolün Batı<br />
pazarlarına ulaştırılmasında en uygun yol olan;<br />
•Bakü-Tiflis-Ceyhan Ana İhraç Ham Petrol Boru Hattı Projesi -BTC Co. (%6,53)<br />
•Güney Kafkasya Doğal Gaz Boru Hattı Projesi (%9) ‘ne ortak ‘tır.<br />
Yurtdışında petrol arama üretim faaliyetlerinde bulunan bazı Türk şirketlerini<br />
Azerbaycan; TPAO (Petrol arama ve üretimi), ve Atilla Doğan (Petrol üretimi),<br />
Kazakistan; TPAO (Petrol arama ve üretimi), Irak; Pet Holding ve Genel Enerji,<br />
Türkmenistan; Çalık Enerji olarak sıralayabiliriz.<br />
Yurt dışında, özellikle Asya Türk Cumhuriyetleri'ndeki petrol ve doğal gaz arama ve<br />
üretim çalışmaları bir devlet politikası olarak ele alınmalı ve ilgili kuruluşlar arasında<br />
gerekli koordinasyonlar sağlanarak çalışmalar planlı şekilde yürütülmelidir.<br />
2-1-20<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong>
Öte yandan, yurt dışında en büyük arama ve üretim yatırımlarını planlayan kuruluş olan<br />
TPAO, bu piyasadaki uluslararası kuruluşlarla rekabet edebilecek şekilde dinamik bir<br />
yapıya kavuşturulmalıdır.<br />
1983-1984 yıllarında yapısal değişime uğrayan ve sadece arama ve üretimden sorumlu<br />
hale gelen TPAO’nun dünyada ki diğer petrol ve enerji şirketlerinde olduğu gibi dikey<br />
entegre yapısına yeniden kavuşturulması önem arzetmektedir.<br />
Yurt içinde yürütülen faaliyetlerin yanısıra yurt dışında da petrol ve doğal gaz arama ve<br />
üretim faaliyetleri ülkemizin jeopolitik konumuna uygun olarak artan bir ivme ile<br />
sürdürülmelidir. Böylelikle Hazar bölgesi ve komşu ülkelerin petrol ve gaz potansiyelinin<br />
dünya pazarlarına açılmasında da ülkemizin etkin rol alması ile, ülkemiz enerji<br />
politikalarının belirleyici olması sağlanacak ve enerjide bölgesel güç haline gelinecektir.<br />
2.6 Petrolün Standartları ve Sınıflandırılması<br />
Dünyada üretilen petrolün sınıflandırılmasında dikkate alınan en önemli faktörler<br />
petrolün özgül ağırlığı, akmazlığı ve içerdiği kükürt miktarıdır. Amerikan Petrol<br />
Enstitüsü (American Petroleum Institute - API) tarafından çıkarılan ve özgül ağırlığa<br />
bağlı API Gravite tanımı, bütün dünyada petrolün sınıflandırılması için genel kabul<br />
görmüştür. Bu tanıma göre düşük özgül ağırlıklı petrolün gravitesi yüksek, yüksek özgül<br />
ağırlıklı petrolün gravitesi düşük olarak değerlendirilmiştir.<br />
Bu tanıma göre petrolün sınıflandırılması Tablo-5’deki gibi yapılmaktadır.<br />
Tablo–5 Petrolün Sınıflandırılması<br />
Rezervuar Sıcaklık ve Basıncında<br />
API<br />
Akışkanlık (mPaS)<br />
Hafif >31,1 -<br />
Orta<br />
20–<br />
31,1<br />
Ham petrolün üretilmesinde ve işletilmesinde önemli bir diğer faktörde akmaya karşı<br />
direnç olarak tanımlanan akmazlıktır. Düşük akmazlıklı petrollerin üretimi, taşınması,<br />
işlenmesi daha kolay ve ekonomik olduğundan dünya ticaretinde tercih edilmektedir.<br />
Petrol içerdiği kükürt miktarı açısından da sınıflandırılır. Bu konuda belirlenmiş kesin<br />
sınırlar yoktur. Bununla birlikte genelde kükürt yüzdesinin 0,5’in altında olması<br />
durumunda petrol kükürtsüz kabul edilir. Türkiye’deki petrol sahalarının büyük kısmı ağır<br />
petrol içermekte olup, üretilen petroldeki kükürt miktarı % 0,0 ile 5,7 arasında<br />
değişmektedir.<br />
Doğal gazda ise ürün standardı, gazın ısıl değerine bağlı olarak belirlenmektedir. Halen<br />
Türkiye’de üretilen doğal gazın ısıl değeri 9155–10100 kcal/sm 3 arasında değişim<br />
göstermektedir.<br />
2.7 Üretim Miktarı ve Değeri<br />
2006 yılı itibarı ile Türkiye’de 11 şirket ham petrol üretimi yapmaktadır. Son on yıl<br />
içerisinde petrol üretiminde önemli ölçüde düşüş görülmektedir. Türkiye’nin 2000–2006<br />
yıllarına ait ham petrol ve doğal gaz üretim miktarları ve değerleri Tablo–6 ve Tablo–<br />
7’de verilmiştir. Şekil 7 ve Şekil 8’de ise petrol ve doğal gaz üretim grafikleri verilmiştir.<br />
verilmiştir.<br />
Tablo–6 Petrol ve Doğalgaz Üretimleri<br />
( Petrol: Milyon Ton, Doğal Gaz: Milyon m 3 )<br />
Sıra<br />
No<br />
Ana Mallar<br />
Yıllar<br />
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006<br />
1<br />
2<br />
Petrol 2,749 2,551 2,441 2,375 2,275 2,281 2,175<br />
% Artış -6,38 -7,20 -4,31 -2,70 -4,21 0,02 -4,64<br />
Doğal Gaz 639,22 315,56 378,40 560,63 707,01 896,42 906,59<br />
% Artış -12,67 -50,63 19,91 48,15 26,11 26,79 1,13<br />
Kaynak: PİGM<br />
Sıra<br />
No<br />
Ana Mallar<br />
Tablo–7 Petrol ve Doğal gaz Üretim Değerleri<br />
( Cari Fiyatlarla Milyon $ )<br />
Yıllar<br />
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006<br />
1<br />
2<br />
Petrol 487,06 374,84 375,76 426,88 488,68 625,64 823.3<br />
% Artış 47,45 -23,04 0,25 13,60 14,88 28,03 31.59<br />
Doğal Gaz 102,27 55,34 59,10 79,31 101,30 146,15 242.6<br />
% Artış -7,46 -45,89 6,79 34,20 27,73 44,27 65.99<br />
Kaynak: PİGM<br />
2-1-22<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong>
Şekil 8: Türkiye Petrol Üretimi (1963-2006)<br />
1963 - 2006<br />
Türkiye Petrol Üretimi<br />
5<br />
4,5<br />
4<br />
TPAO<br />
Aladdin +Ortakları<br />
Amity Oil Int. + TPAO<br />
Toreador Turkey Ltd. + TPAO<br />
Perenco + TPAO<br />
Perenco<br />
Petroleum + Dorchester<br />
3,5<br />
3<br />
2,5<br />
2<br />
1,5<br />
1<br />
0,5<br />
0<br />
1963<br />
1965<br />
1967<br />
1969<br />
1971<br />
1973<br />
1975<br />
1977<br />
1979<br />
1981<br />
1983<br />
1985<br />
1987<br />
1989<br />
1991<br />
1993<br />
1995<br />
1997<br />
1999<br />
2001<br />
2003<br />
2005<br />
Milyon Ton<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong> 2-1-23
Şekil 9: Türkiye Doğal Gaz Üretimi (1976-2006)<br />
1976 - 2006<br />
Türkiye Doğal Gaz Üretimleri<br />
1000<br />
900<br />
TPAO<br />
Thrace Basin + Ortakları<br />
N.V.Turkse Perenco<br />
Amity Oil Int. + TPAO<br />
800<br />
700<br />
600<br />
Milyon m3<br />
500<br />
400<br />
300<br />
200<br />
100<br />
0<br />
1976<br />
1978<br />
1980<br />
1982<br />
1984<br />
1986<br />
1988<br />
1990<br />
1992<br />
1994<br />
1996<br />
1998<br />
2000<br />
2002<br />
2004<br />
2006<br />
Kaynak:PİGM<br />
2006 yılı sonu itibariyle halen Doğal gaz üretimimiz Türkiye Petrolleri A.O., Thrace<br />
Basin Turkey Inc., Pinnacle Turkey Inc., N.V.Turkse Perenco, Amity Oil Turkey Inc.<br />
Tarafından yapılmaktadır. Toplam doğal gaz üretiminde TPAO’nun payı 2006 yılında<br />
%61,2 olmuştur. Petrol /Doğal gaz üretim değerleri Tablo-5, Şekil 9 ve Şekil 10’da<br />
verilmiştir.<br />
2-1-24<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong>
Şekil 9’da 2003, 2004 ve 2005 yıllarında Doğal gaz üretiminde görülen artışların nedeni,<br />
bu yıllarda TPAO tarafından Trakya’da yapılan yeni doğal gaz keşifleri ve eski doğal gaz<br />
sahalarında açılan yeni üretim kuyularının devreye girmesidir.<br />
900<br />
800<br />
700<br />
600<br />
500<br />
400<br />
300<br />
200<br />
100<br />
0<br />
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006<br />
Petrol Üretim Değeri (Milyon $)<br />
250<br />
200<br />
150<br />
100<br />
50<br />
0<br />
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006<br />
Doğalgaz Üretim Değeri (Milyon $)<br />
Şekil 10: Petrol Üretim Değeri (2000-2006). Şekil 11: Doğalgaz Üretim Değeri (2000-<br />
2006)<br />
Kaynak: PİGM<br />
2.8 Taşıma<br />
Petrol ve doğal gazın tüketiciye ulaştırılması için kara taşımacılığı, deniz taşımacılığı ve<br />
boru hatları ile iletim yöntemleri kullanılır. Batman Dörtyol Ham Petrol Boru Hattı ile<br />
taşınan farklı firmalara ait ham petroller Dörtyol terminalinde depolandıktan sonra<br />
buradan da deniz tankerleri ile İzmir-Aliağa , İzmit – T.Çiftlik , ve Ceyhan BOTAŞ limanı<br />
vasıtası ile Yumurtalık Kırıkkale Boru Hattı kullanılarak Kırıkkale – Orta Anadolu<br />
rafinerilerine gönderilmektedir.<br />
2.8.1 Mevcut Ham Petrol Boru Hatları<br />
2.8.1.1 Yurt Dışı<br />
2.8.1.1.1 Irak Türkiye Ham Petrol Boru Hattı<br />
Irak Türkiye Ham Petrol Boru Hattı Irak’ ın Kerkük ve diğer üretim sahalarında üretilen<br />
hampetrolün Ceyhan ( Yumurtalık ) Deniz Terminaline ulaştırılması amacıyla inşa<br />
edilmiştir. Boru Hattı 27 Ağustos 1973 tarihinde Türkiye Cumhuriyeti ile Irak Hükümeti<br />
arasında imzalanan anlaşmayı müteakip inşası tamamlanarak 1976 yılında işletmeye<br />
alınmış ve ilk gemi yüklemesi 25 Mayıs 1977 tarihinde gerçekleşmiştir. Birinci Tevsii<br />
Projesi çerçevesinde 1984 yılında tamamlanan çalışmalarla birlikte boru hattı kapasitesi<br />
yılda 35 milyon tondan 46.5 milyon ton’ a yükseltilmiştir. İkinci Tevsii Projesi ile de<br />
Birinci boru hattına paralel kapasite yılda 70.9 milyon ton’ a yükseltilmiştir.<br />
Boru Hattı kapasitesi 70.9 milyon ton/ yıl olup Birinci Boru Hattı 40 “ , İkinci Boru Hattı<br />
ise 46 “ çapındadır. Birinci Boru Hattı 986 km.olup 641 km.si , İkinci Boru Hattı ise 890<br />
km. uzunluğunda olup 656 km. si Türkiye sınırları içerisindedir. BOTAŞ hattın Türkiye<br />
sınırları içerisindeki kısmının mülkiyetine sahip olup , bu kısmın işletilmesi, kontrolü,<br />
bakım ve onarımını da üstlenmiştir. Boru Hattının Türkiye sınırları içerisindeki kısmında<br />
6 adet pompa istasyonu ( Silopi, İdil, Midyat, Viranşehir, Araban ve Pazarcık ) , 1 adet<br />
pik istasyonu vardır. Ceyhan Terminalinde her biri 135 000 m-3 olan 12 adet depolama<br />
tankı ile 3 adet 95 000 m-3 lük balast tankı vardır. Ceyhan Terminalindeki iskele 1950<br />
metre uzunluğunda olup, 15 000-300 000 DWT’luk gemilerin yanaşıp yükleme<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong> 2-1-25
yapabileceği 4 adet platform bulunmaktadır. Ayrıca terminalde iskeleye yanaşan<br />
tankerlere hizmet verebilmek amacı ile romorkörler, palamar ve pilot botları mevcuttur.<br />
2.8.1.1.2 Bakü Tiflis Ceyhan ( BTC ) Hampetrol Boru Hattı<br />
Bakü Tiflis Ceyhan Hampetrol Boru Hattı Azerbaycan’ da üretilen hampetrolün boru<br />
hattı ile Gürcistan üzerinden Ceyhandaki Deniz terminaline, buradan da tankerlerle<br />
dünya pazarlarına ulaştırma amacıyla inşa edilmiştir. Bakü yakınlarındaki Sangachai<br />
tesislerinden başlayarak , Gürcistan üzerinden Türkiye’ ye gelerek Akdeniz kıyısında<br />
Ceyhan tesislerine ulaşan Bakü Tiflis Ceyhan Hampetrol Boru Hattı’ nın yıllık kapasitesi<br />
, 50 milyon ton/ yıl ( 1 milyon varil/ gün )’ dır. Boru Hattı’ nın toplam uzunluğu 1 776 km.<br />
olup, Türkiye bölümü 1 076 km.’ dir. Mevcut BOTAŞ sahası içerisinde yaklaşık 70<br />
dekarlık bir alan içerisinde yapılan tesislerde her biri 150 000 m-3’lük 7 adet tanktan<br />
oluşan bir tank sahası, yaklaşık 2 612 metre uzunluğunda bir yükleme iskelesi<br />
mevcuttur.<br />
2.8.1.2 Yurt İçi<br />
2.8.1.2.1 Batman Dörtyol Hampetrol Boru Hattı<br />
1961 yılına kadar Güneydoğu’ da üretilen hampetrolün tamamı Batman rafinerisinde<br />
işlenmiştir.Süratle artan üretim Batman rafinerisinin işleme kapasitesinin üzerine<br />
çıktığından üretilen hampetrolün bir kısmı demiryolu tankerleri ile İskenderun limanına ,<br />
oradan da rafinerilere taşınmıştır. 1961 yılından sonra Diyarbakır bölgesinde N.V<br />
Turkse Shell şirketi tarafından hampetrol üretim sahasının geliştirilmesi üzerine bu<br />
bölgede üretilen hampetrolün Akdeniz’ e ulaştırılması problemi ortaya çıkmıştır. Sonuçta<br />
, TPAO tarafından Batman ile İskenderun Körfezi arasında bir boru hattının yapımına<br />
karar verilmiş ve 1964 yılında başlayan Batman Dörtyol Boru Hattı inşaatı 1966 yılı<br />
Aralık ayında tamamlanmış ve hampetrol pompajı başlamış, ilk gemi 4 Ocak 1967<br />
tarihinde yüklenmiştir. Batman Dörtyol Boru Hattı 13.01.1984 yılında yapılan bir<br />
protokolle TPAO’ dan BOTAŞ’ a devredilmiştir. Genel olarak Batman Dörtyol Boru<br />
Hattındaki işletme faaliyetleri, üretim şirketlerinin boru hattında taşınmak üzere teslim<br />
ettikleri hampetrolü istasyonlarda depolamak , belirlenen program dahilinde Batman<br />
TÜPRAŞ rafinerisinin ihtiyacı olan hampetrol ihtiyacını teslim ettikten sonra Batman<br />
terminalinde artan hampetrolle birlikte Diyarbakır ve Sarıl istasyonlarında teslim alınan<br />
hampetrolleri şirketlere göre karıştırmadan ( pik ve tapa vasıtasıyla ) Dörtyol terminaline<br />
getirmek ve burada depolayarak yine belirlenmiş çekiş programları dahilinde rafinerilere<br />
göndermek olarak özetlenebilir.<br />
Batman Dörtyol Hampetrol Boru Hattı Batman terminalinde başlamakta, Bismil,<br />
Diyarbakır Pirinçlik istasyonu, Siverek, Hilvan Bozova, Araban Sarıl istasyon; Pazarcık,<br />
İslahiye, Bahçe ve Osmaniye içerisinden geçerek Dörtyol’un yaklaşık 7 km.<br />
kuzeybatısında kurulmuş bulunan Dörtyol terminalinde sona ermektedir. Boru Hattı 18”<br />
çapında ve 511 km.uzunluğunda olup yıllık 4. 5 milyon ton taşıma kapasitesindedir.<br />
Yükleme iskelesi T şeklinde ve boyu 1320 metre uzunluğunda olup, maksimum 60 000<br />
DWT’ luk tankerler yanaşabilmektedir. Batman terminalinde 7 adet tank ( toplam 1 050<br />
000 varil) , D.Bakır istasyonunda 4 adet tank ( toplam 235 000 varil ) , Sarıl<br />
istasyonunda 4 adet tank ( toplam 203 000 varil ) ve Dörtyol terminalinde 7 adet tank ( 1<br />
050 000 varil ) bulunur.<br />
2-1-26<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong>
2.8.1.2.2 Ceyhan Kırıkkale Hampetrol Boru Hattı<br />
Kırıkkale ilinde tesis edilmiş bulunan TÜPRAŞ’ ın Orta Anadolu Rafinerisinin ihtiyacını<br />
karşılamak üzere TÜPRAŞ tarafından temin edilen hampetrolü Ceyhan Yumurtalık<br />
terminalinden Kırıkkale’ ye kadar iletmek amacı ile kurulmuştur. Proje, boru hattının<br />
1983 yılında TPAO tarafından BOTAŞ’ a devredilmesinden sonra inşaat çalışmalarına<br />
hız verilmiş ve 1985 yılında inşaatı tamamlanarak ilk hampetrol 12 Ekim 1985 tarihinde<br />
Orta Anadolu Rafinerisi tanklarına dolmaya başlamıştır. Bu hat ile mevcut durumda<br />
TÜPRAŞ’ ın Ceyhan terminaline getirdiği hampetrol taşınmaktadır. TÜPRAŞ<br />
hampetrolün bir kısmını Irak Türkiye Hampetrol ( ITHP ) Boru Hattından karşıladığı gibi<br />
diğer kısmını da deniz yolu ile getirebilmektedir. Deniz yolu ile getirilen hampetrolün bir<br />
bölümü de Batman Dörtyol Hampetrol Boru Hattı ile taşınıp Dörtyol’ a getirilen<br />
hampetroldür. Bu petrol de Dörtyol’ dan deniz yolu ile getirilmektedir.<br />
Zaman zaman Yumurtalık – Kırıkkale olarak da bahsedilen Boru Hattı 24 “ çapında olup<br />
yaklaşık 447 km. uzunluğundadır. Sistem Ceyhan’ da bir tank çiftliği, iki adet pompa<br />
istasyonu ve iki adet terminalden oluşmaktadır. Hattın kapasitesi yıllık 7.2 milyon ton’<br />
dur. Tank çiftliği, Irak Türkiye Hampetrol Boru Hattının Ceyhan’ daki mevcut tank çiftliği<br />
yanında bulunmakta ve her biri 50 000 m-3 lük 3 adet yüzer tavanlı tanktan<br />
oluşmaktadır. Ceyhan’ daki mevcut terminal tesis edilmiş olup , yeni terminal ( extension<br />
of marine terminal – EMT ) Yumurtalık hattına hizmet etmektedir. Ayrıca Kırıkkale’ de<br />
Orta Anadolu Rafinerisinin yanında bir teslim terminali ( Delivery Terminal – DT )<br />
bulunmaktadır.<br />
2.9 Maliyetler<br />
Petrol ve doğal gazın aranmasından üretilmesine kadar yapılan işlemler açısından<br />
maaliyetler üç bölümde incelenebilir.<br />
Bunlar;<br />
Arama Harcamaları: Petrol ve doğal gaz arama faaliyetleri kapsamında açılan kuyular<br />
ve bu kuyuların açılması öncesinde gerçekleşen tüm Jeolojik ve Jeofizik çalışmalara ait<br />
harcamalar ile ruhsat giderlerinin dâhil edildiği harcamaları kapsamaktadır.<br />
Geliştirme Harcamaları: Tespit edilen ham petrol ve doğal gazın üretilebilmesi,<br />
ayrıştırılması, toplanması ve depolanması için yapılan tesisler ile açılan üretim ve<br />
geliştirme kuyularına ait harcamalar bu kapsama girmektedir.<br />
Üretim Harcamaları: Petrol ve doğal gazı kuyudan çıkartmak için yapılan<br />
harcamalardır. Üretim kuyularının ve yüzey tesislerinin bakımı, onarım harcamaları ile<br />
personel ve işletme giderleri de bu kapsamda değerlendirilmektedir.<br />
Türkiye’de üretilen ham petrol ve doğal gazın maliyetleri, üretilebilen mayinin özellikleri,<br />
gerekli üretim ekipmanları, işçilik, üretilen petrol ve doğal gazın nakli gibi sorunların her<br />
saha için ayrı olması nedeni ile sahadan sahaya büyük farklılıklar göstermektedir.<br />
Dünyada petrol üretim maliyeti ortalaması karalarda 5,62 ABD dolar/varil, denizlerde ise<br />
7,55 ABD dolar/varil iken, ülkemiz için ortalama ham petrol üretim maliyeti olarak 8 ABD<br />
doları alınabilir.<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong> 2-1-27
2.10 Fiyatlara etki eden nedenler<br />
Son yıllarda giderek artan petrol fiyatları, özellikle petrol ithal eden ülkeler ve tüketiciler<br />
açısından, haklı kaygılara neden olmaktadır. Petrol fiyatlarının bundan sonraki seyri ile<br />
ilgili çok çeşitli analizler yapılmakta ve fiyatların daha da yükselip yükselmeyeceği başta<br />
olmak üzere değişik senaryolar üretilmektedir. Enerji güvenliğinin, ekonomik ve giderek<br />
ulusal güvenliğin de ayrılmaz bir unsuru haline gelmesinden dolayı, petrol fiyatlarının<br />
geleceğe yönelik seyri herkesi çok yakından ilgilendirmektedir. Bu durum tükettiği<br />
enerjinin yaklaşık % 40’ını petrol ile karşılayan ve petrolün de yaklaşık % 93’ünü ithal<br />
eden Türkiye için daha da yaşamsal boyuttadır.<br />
Petrol fiyatları, çok sayıda ve çeşitlilikteki etkenler tarafından belirlenmektedir. Bunların<br />
belli başlılarını bazı temel alt başlıklarla birlikte şöyle sıralayabiliriz.<br />
1- Ekonomik Etkenler<br />
- Rezervlerin durumu<br />
- Üretim-Tüketim dengesi (arz-talep)<br />
- Taşıma maliyetleri<br />
- Diğer yatırım maliyetleri<br />
2- Politik Etkenler<br />
- Piyasa düzenlemeleri (Yasal düzenlemeler, Yönetmelikler)<br />
- Ambargolar, siyasi riskler<br />
- Karteller (OPEC, şirketler, v.b.)<br />
- Vergiler<br />
- Çevre kirliliği düzenlemeleri<br />
3- Coğrafi Etkenler<br />
- Rezervlerin homojen olmayan dağılımı<br />
- Tanker (yada ihraç yolu) sağlayabilme olanağı<br />
- Hava durumu, mevsimsel etkenler<br />
4- Diğer Etkenler<br />
- Ürünlerin kalitesi<br />
- Piyasanın tercihleri<br />
- Alternatif ürünlerin varlığı/yokluğu<br />
- Rafinaj-taşıma kısıtlamaları<br />
- Borsa spekülatörleri (şirketler, alım-satım kuruluşları, v.b.)<br />
- Üretici ülkelerdeki etnik kökenli hareketler<br />
- Sabotajlar<br />
Yukarıda sayılan etkenlerden dönemsel olarak bir ya da bir kaçının ağır bastığı<br />
süreçlerde, fiyatların oluşumuna etki etmektedirler. Ancak bu etkenlerin bazıları, doğal<br />
olarak diğerlerinin ağırlıkları ile kıyaslanmayacak oranlarda belirleyici olabilmektedirler.<br />
Petrol piyasasının oyuncuları OPEC, OPEC dışı üreticiler ((Rusya Federasyonu,<br />
Meksika, Norveç, v.b.), Uluslarası Enerji Ajansı (IEA), A.B.D., büyük petrol şirketleri,<br />
uluslarası borsalar (NYMEX, IPE), uluslararası yayınlar (Platts, Bloomberg, WTRG, v.b.)<br />
ve petrol alım-satım şirketleri olarak sıralanabilir.<br />
2-1-28<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong>
Sıra<br />
No<br />
Ana<br />
Mallar<br />
Tablo–8<br />
Ortalama Kuyu Başı Fiyatları<br />
( Petrol: $/Varil – Doğal gaz: $/1000 Sm 3 )<br />
Yıllar<br />
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006<br />
1<br />
2<br />
Petrol 26,53 22,48 23,21 26,57 31,75 41.79 52.15<br />
% Artış 57,64 -15,27 3,25 14,48 19,50 31.62 24.79<br />
Doğal Gaz 156,38 178,77 171,98 163,53 160,97 180 220<br />
% Artış 14,32 -3,80 -4,91 -1,57 18,78 11.82 22.22<br />
Kaynak: PİGM<br />
2.11 İstihdam<br />
Dünyada petrol ve doğal gaz sektöründeki istihdam, petrol sektöründeki gelişmelere ve<br />
petrol fiyatlarındaki dalgalanmalara bağlı paralellik arz edecek bir şekilde gelişim<br />
göstermektedir. Petrol ve doğal gaz fiyatlarının artması, arama ve üretim yatırımlarının<br />
artmasına, dolaylı olarak da sektörde istihdam eden Jeoloji, Jeofizik ve Petrol<br />
Mühendislerine olan talebin artmasına neden olmaktadır. Öte yandan fiyatlarının<br />
düşmesi, arama ve üretim yatırımlarını düşürmekte dolayısı ile personel talebini de<br />
düşürmektedir. 1997–98 döneminde petrol fiyatlarının önemli miktarda düşmesi sonucu<br />
dünya genelinde sektörden çok miktarda kalifiye elemanın ayrılarak sektörün büyük bir<br />
yara almasına neden olmuştur. (Petroleum Economist, Mart 2006)<br />
Dünyada yaşanan bu döngüsel istihdam durumundan Türkiye’de doğal olarak<br />
etkilenmektedir. Son dönemde petrol fiyatlarında meydana gelen artışlar sektörde<br />
arama ve üretim yatırımlarını hızlandırmıştır. Fiyatların artmasına Çin ve Hindistan<br />
sanayisinde yaşanan üretim artışına paralel olarak ham petrole olan talebin artmasının<br />
da etkisi olmuştur. Fiyatların artması, Kazakistan ve Azerbaycan gibi Orta Asya Türk<br />
Cumhuriyetleri ile Orta Doğu ve Afrika’da bulunan petrol zengini bazı ülkelerde arama<br />
ve üretim çalışmalarının artmasına dolayısıyla tecrübeli mühendis talebinin de<br />
artmasına neden olmuş, çoğu tecrübeli önemli miktarda mühendis Türkiye’den<br />
ayrılmıştır. Bu durumu tetikleyen nedenlerin başında sektördeki en büyük ve en önemli<br />
işveren olan TPAO’nun kuruluş yapısının da katkısı olmuştur. TPAO yapısı itibariyle<br />
teknik personelinin maaşlarını dünyadaki düzeye yakın bir seviyede tutamamış, çoğu<br />
tecrübeli mühendisini kaybetmek zorunda kalmıştır.<br />
Türkiye’de yaşanan istihdam sıkıntısının diğer bir nedeni ise, Petrol Kanunu’nun<br />
yürürlüğe girdiği 1954 yılından günümüze kadar geçen 50 küsur yıllık süre içerisinde<br />
önemli petrol veya doğal gaz keşifinin yapılamamış olmasıdır. En büyük rezerve sahip<br />
Batı Raman Sahası 1961 yılında keşfedilmiştir. Sahanın yerinde rezervi 2006 sonu<br />
rakamlarına göre 288 milyon ton civarında olmasına rağmen, bunun yalnızca 28,8<br />
milyon tonu üretilebilmektedir. Sahada yaşanan bir başka büyük problem ise API<br />
gravitesinin düşük olması, bir başka deyişle akışkanlığı olmayan ağır petrol olmasıdır.<br />
Sahadaki üretimin tamamı ikincil yöntem kullanılarak yapılmakta dolayısıyla üretim<br />
masraflarının da yukarı yönde arttırmasına ve yatırım maliyetlerinin artmasına neden<br />
olmaktadır.<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong> 2-1-29
Ülkemizde yaşanan bir başka problem ise bugüne kadar keşif yapılan 103 petrol<br />
sahasından elde edilen üretimin %90’ının su ile beraber yapılıyor olmasıdır. Üretim<br />
sonucunda elde edilen üretim suyunun tekrar herhangi bir tatlı su akiferinden uzak<br />
tamamen geçirimsiz formasyona geri basılması gerekmekte, maliyetlerin yukarı yönde<br />
arttırmasına neden olmaktadır. Yeni bir büyük keşif yapılamaması ve maaliyetlerin bu<br />
düzeyde kalması durumunda istihdamın artması beklenmemektedir.<br />
Sektördeki kalifiye eleman sıkıntısını tetikleyen bir başka nedende yeni mezun<br />
mühendislerin yurt dışındaki üniversitelerde bulunan yüksek lisans ve doktora<br />
programlarına girmeleridir. 2001 – 2006 döneminde Orta Doğu Teknik Üniversitesi<br />
(ODTÜ), Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği bölümünden mezun olanların % 28’i,<br />
İstanbul Teknik Üniversitesi (İTÜ) Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği bölümünden mezun<br />
olanların %31’i yurt dışına yüksek lisans öğrenimi yapmak üzere Türkiye’den ayrılmıştır.<br />
Yurt dışında yüksek lisans ve/veya doktora eğitimi alan kaliteli mühendislerin tamamına<br />
yakın bir bölümü yine yurt dışında iş bulmakta ve geri dönmemektedir. Benzer bir durum<br />
petrol sektöründe çalışabilecek yeni mezun Jeoloji ve Jeofizik Mühendisleri için de söz<br />
konusudur.<br />
Sonuç olarak, petrol ve doğal gaz fiyatlarının önümüzdeki yıllarda da bu seviyelerde<br />
sürmesi ile birlikte daha fazla yetişmiş kalifiye eleman Türkiye’den ayrılacaktır.<br />
Ülkemizde petrol sektöründe faaliyet gösteren özel ve kamu şirketlerinde uygulanan<br />
maaş politikalarının değişmemesi durumunda beyin göçü engellenemeyecek ve<br />
Türkiye’de petrol sektöründe kalifiye eleman sıkıntısının önüne geçmek mümkün<br />
olmayacaktır.<br />
2.12 Mevcut Teşvik Tedbirlerinin Değerlendirilmesi<br />
Türkiye Cumhuriyetinin ilanından bu yana, 1926 yılında kabul edilip 1954 yılında 6326<br />
sayılı kanunla iptal edilen 792 sayılı 1. Kanun; 1954 yılında kabul edilen ve yapılan 6<br />
değişikliğe rağmen iptal edilmeyen 6326 sayılı 2. Kanun ve yürülüğe girmeyen 17 Ocak<br />
2007 tarihinde TBMM’de kabul edilen tasarı 3. Kanunumuz olacaktır.<br />
2.12.1. Petrol Kanunlarının Tarihsel Gelişimi<br />
1924 tarihli Romanya Petrol Kanunundan alınan ve ülke şartlarına göre hazırlanan<br />
Cumhuriyetimizin ilk Kanunu olan 24 Mart 1926 yılında 22 maddelik 792 sayılı Yasanın<br />
1. maddesinde “T.C. sınırları içinde bütün petrol dahil tüm madenlerin işletilmesi devlete<br />
aitdir” diyerek, Kanun koyucu petrol arama ve üretim faaliyetlerini gerçekleştirmek üzere<br />
ilk teşkilatlanmayı; 20 Mayıs 1933’de kabul edilen 2189 sayılı “Altın ve Petrol İşletme<br />
İdaresi Teşkiline” dair kanunla gerçekleştirmiştir. 1935 yılında kurulan Maden Tetkik ve<br />
Arama Enstitüsü bünyesine alınarak 2189 sayılı kanun iptal edilmiştir.<br />
20 Haziran 1935 yılında 2804 sayılı kanunla M.T.A Enstitüsünün kurularak Petrol Arama<br />
ve İşletme İdaresi Enstitüye bağlanır. 12 Kasım 1952’de hükümet her türlü petrol<br />
faaliyetini yabancı şirketlerin yatırımlarına açar. 6326 sayılı Cumhuriyetin ikinci Petrol<br />
Kanunu ve 6327 sayılı TPAO’nun Kuruluş Kanunu 07.03.1954 tarihinde kabul edilmiş,<br />
16.03.1954 tarihinde Resmi Gazetede yayınlanarak yürürlüğe girmiş, 792 sayılı kanun<br />
iptal edilmiştir. 10 Aralık 1954 tarihinde ise TPAO teşkilatlandırılmıştır. 6326 kanun ile<br />
”İZİN, DENETLEME <strong>VE</strong> YÖNLENDİRME YETKİSİNE” sahip önemli kuruluş “Petrol<br />
Dairesi Reisliği” kurulur. Yasada ilk değişiklik 13 Mayıs 1955 tarihinde 6558 sayılı yasa<br />
2-1-30<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong>
ile olur, iki sene sonra uygulamalardaki eksiklikler nedeni ile 6 Haziran 1957 tarihinde<br />
6987 sayılı kanunla yeni eklemeler yapılır. Kanunla; petrol arama ve üretim<br />
faaliyetlerinde yabancı şirketlere elverişli yatırım imkanları getirilmiştir.<br />
Liberal olan Petrol Kanunu’ndaki değişiklik 05.04.1973 tarihinde kabul edilen 1702 sayılı<br />
Kanun ile yapılmıştır. Türkiye’de Petrol ve Doğal gaz amaçlı yapılan Arama ve Üretim<br />
faaliyetlerinin takibi çerçevesinde; Petrol İşleri Genel Müdürlüğü yapılandırılmıştır. Diğer<br />
taraftan 1979’da 2217 sayılı ek yasa ile fiyatlandırmada düzenleme yapılmıştır.<br />
1702 sayılı yasa ile; 8 olan ruhsat sayısı TPAO lehine 16’ya çıkarılmış, petrol<br />
şirketlerine uygulanan özel vergilendirme hükümleri kaldırılmıştır. Tüm gelir ve<br />
kazançlar kurumlar vergisi, V.U.K. ile ilgili mevzuata tabi olmuştur. Şirketlerin hak ve<br />
mükellefiyet süreleri % 50 azaltılmıştır.<br />
Petrol üretimindeki düşüşü önlemek üzere, yabancı şirketlerin çekilmemesi için cazip<br />
koşulların ilave edilmesi savları ile yerli ve yabancı yatırımların artırılması için 1983<br />
yılında Petrol Kanunu’nda 28.3.1983 tarihli, 2808 sayılı Kanun ile düzenleme<br />
yapılmıştır. “İhraç (karada % 35, denizde % 45) hakkı, fiyatlandırma, petrolden sağlanan<br />
dövizi yurtdışında tutma, TPAO ile ortaklık, ruhsat sayısı (TPAO 12’ye diğerlerinin 8<br />
olacak şekilde) v.b. uygun düzenlemeler yapılmıştır.<br />
20.05.1983 tarihli (RG) 60 sayılı KHK ile 22.10.1983 tarihinde yürürlüğe giren 2929<br />
sayılı kanun ve 98 sayılı KHK gereğince TPAO, TPAŞ olarak değiştirilmiş, faaliyetleri<br />
arama, üretim, sondaj ve bunlara bağlı petrol ameliyeleri ile sınırlandırılmış, rafinaj,<br />
pazarlama ve boru hatları ile taşımacılık faaliyet konusu olmaktan çıkarılmış, Ortaklık,<br />
TÜPRAŞ, BOTAŞ, POAŞ ve DİTAŞ ile birlikte Türkiye Petrol Kurumu’nun (PETKUR)<br />
bağlı Ortaklığı haline getirilmiştir. Böylece TPAO parçalara ayrılmıştır. 16 Kasım<br />
1983’ten itibaren İPRAŞ’ta yapılan değişiklikle TÜPRAŞ’a dönüştürülür ve TPAO’nun<br />
elindeki rafineler alınarak TÜPRAŞ’a devredilmiştir. Sonuçda da TÜPRAŞ<br />
özelleştirilmiştir.. 18.6.1984 tarihinde yürürlüğe giren 233 sayılı KHK ile Türkiye Petrol<br />
Kurumu (PETKUR) lağvedilip, TPAŞ tekrar TPAO olarak değiştirilmiştir. Bağlı Ortaklıklar<br />
TPAO iştiraki olarak kalmıştır.. Daha sonra İPRA<strong>GAZ</strong>, İGSAŞ, TÜPRAŞ,<br />
POAŞ,DİTAŞ,TÜMAŞ özelleştirme kapsamına alındı. 1995 BOTAŞ ayrı bir teşekkül<br />
halinde yapılandırıldı.<br />
04.12.2003 tarihinde çıkarılan 5015 sayılı Petrol Piyasası Kanununa ve 18.2.2001<br />
tarihinde kabul edilen 4646 sayılı Doğal Gaz Piyasası Kanununa halen yürürlükte olan<br />
6326’nın içindek bazı bölümler dahil edilmiştir. Fiyatlandırma ile ilgili tanımlamalar 5015<br />
sayılı yasanın içine alınmıştır.<br />
2.12.2. Neden Yeni Bir Kanuna İhtiyaç Var?<br />
Türkiye’deki petrol arama ve üretim faaliyetleri, 1926 yılında kabul edilerek yürürlüğe<br />
giren 792 sayılı kanun ve onun devamı olan 1954 yılında yayınlanarak yürürlüğe giren<br />
6326 sayılı Petrol Kanunu ile sürdürülmektedir. Ancak mevcut kanun yayınlandığı<br />
tarihten itibaren birkaç kez değişikliğe uğramıştır. Ayrıca bu değişikliklerin yanında bir<br />
çok kez çıkarılan tebliğler ile de mevzuat kirliliği yaratılmıştır. Petrol sektöründe yenidan<br />
yapılanma sürecine girildiği 2000 li yıllara gelindiğinde ise 2001 yılında önce 4646 sayılı<br />
Doğalgaz Piyasası Kanunu daha sonra 2003 yılında 5015 sayılı Petrol Piyasası Kanunu<br />
çıkarılarak 6326’nın içindeki bazı bölümler de bu kanunlara içerisine dahil edilmesi<br />
nedeniyle de mevcut kanun daha da karmaşık bir hale gelmiştir.<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong> 2-1-31
Yukarıda da ifade edilen petrol piyasasının yeniden düzenlenmesi ile ülke ihtiyaçları da<br />
göz önünde bulundurularak 6326 sayılı Petrol Kanunu’nun aksayan maddeleri ile arama<br />
ve üretim sektöründeki yaşanan teknik gelişmelere ivme kazandıracağı düşünülen yeni<br />
maddelerin yanında mevzuat kirliliğini de ortadan kaldıracak olan yeni petrol kanununu<br />
düzenleme ihtiyacı ortaya çıkmıştır.<br />
Hazırlanacak yeni yasa da;<br />
1. Ruhsat sayılarındaki kısıtlamalar,<br />
2. Bölgesel Sondaj Mükellefiyetleri<br />
3. Ruhsat bazında faaliyetlerin yürütülmesinin bir program ve teminat karşılığında<br />
yapılabilmesine olanak sağlayan düzenlemeler<br />
4. Süresi sona eren bir sahaya aynı şirketin bir yıl müracaat edememesi,<br />
5. Deniz ve kara sınırlarının kıyı çizgisiyle ayrılmaması,<br />
6. Devlet hissesi,<br />
7. Mevzuat kirlenmesinin ortadan kaldırılması,<br />
8. Ekonomik stabilizasyon,<br />
gibi konularda mevcut kanunun yeniden düzenlenme gerekliliği ortaya çıkmıştır.<br />
2.12.3 Yeni Petrol Kanunu Hazırlanırken Dikkate Alınması Gereken Hususlar:<br />
• Petrol arama ve üretim faaliyetinde bulunmak için yapılan başvurunun<br />
değerlendirilmesinde 6326 sayılı mevcut yasanın ilk kriteri olan “talebin milli<br />
menfaatlere uygun olması” hususu mutlaka korunmalıdır. Ruhsat tahsisinde firmalarda<br />
aranan koşullar çok iyi belirlenmelidir.<br />
• 6326 sayılı yasada yer alan “Milli Menfaatin Korunması” başlığı altındaki hükümlerin<br />
tamamı yeni hazırlanacak yasada da korunmalıdır.<br />
• Bölge düzenlemesinde kara ve deniz alanlarının ayrı ayrı tanımlanması her iki alanda<br />
da arama ve üretim çalışmalarının mali ve teknik yönden farklı olması nedeniyle<br />
uygun olacaktır.<br />
• Arama ruhsat müracaat süresinin uzatılması rekabetin önünü açacaktır. Ruhsat<br />
sayısına kısıtlama getirilmemesi durumunda, özellikle güçlü tüzel kişilerce ruhsat<br />
tekelleşmesi gibi olumsuz durumların ortaya çıkmaması için bu hususun<br />
yönetmeliklerle detaylı olarak düzenlenmesi gerekmektedir.<br />
• Arama ruhsat alanları büyüklükleri konusunda, kara alanları için mevcut kanundaki<br />
büyüklük korunmalı, denizlerde ise aşırı büyük tutulmasının önüne geçilmelidir.<br />
Ayrıca, ruhsat sürelerinin uzatılması sondaj açma şartına bağlanmalı ve bu husus<br />
yönetmelikle açık bir şekilde düzenlenmelidir.<br />
• İşletme ruhsatında yapılacak faaliyetler ile ilgili düzenlemeler sahalar bazında mevcut<br />
üretimin daha da altında üretim yapılmasını teşvik edici nitelikte olmamalı, aksine bir<br />
an önce daha çok üretim yapılması yönünde tedbirleri içermelidir. İşletme lisansı<br />
tahsisi ve süresinin uzatılmasının bağımsız kuruluşlarca hazırlanan raporlara<br />
dayanarak gerçekleştirilmesi yönünde yeni ve net bir uygulama kanun ve yönetmelikle<br />
getirilmelidir.<br />
2-1-32<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong>
• Arama ruhsatlarında çok cüzi rakamlar tutan ve bürokratik işlemler gerektiren devlet<br />
hakkının kaldırılması uygun olacaktır.<br />
• Devlet hissesinin oranı kanunla belirlenip, devleti gelir kaybına uğratmayacak şekilde<br />
yönetmelikle düzenlenmelidir.<br />
• Yasayı yürütmek ve denetlemekle görevli olan PİGM bağımsız bir otorite olarak özel<br />
kanunla yapılandırılmalı, bu çerçevede teknik ve mali yönden güçlü hale getirilmelidır.<br />
• Petrol araması kapsamında, yabancı personel çalıştırılması ve yabancı gemilerle ilgili<br />
düzenlemeler PİGM’in yetkisi dahilinde olmalıdır.<br />
2.13 Sektörün Rekabet Gücü<br />
Petrol arama ve üretim sektörü, 1954 yılından beri gerek yerli gerek yabancı sermaye<br />
açısından Türkiye Petrolleri A.O.’na ruhsat sayıları ile bazı hususlarda tanınan<br />
imtiyazlar dışında serbest rekabete açık durumdadır. Yeni hazırlanan ve mecliste kabul<br />
edilen 5574 sayılı yasa ile de bu ayrıcalıkların tamamı kaldırılmaktadır. Ülkemizde 6326<br />
sayılı Petrol Kanunu’ nun yürürlüğe girdiği 1954 yılından bugüne kadar 196 yabancı 27<br />
yerli şirket arama faaliyetlerine katılmıştır.<br />
Yabancı şirketlerin pek çoğu sadece arama ruhsatı almakla yetinmiş ve ruhsat<br />
sahalarında herhangi bir ciddi faaliyet göstermeksizin ruhsat süreleri dolduğunda terk<br />
ederek ülkemizden ayrılmıştır. Yabancı şirketlerin yurtdışından getirmiş oldukları<br />
sermaye toplam olarak 1,1 milyar ABD Doları düzeyinde kalmıştır. Bunun yanında Milli<br />
şirketimiz olan TPAO hariç, yerli sermayeli özel şirketlerinde arama ve üretim<br />
faaliyetlerinde önemli bir payı olmamıştır. Özellikle 1983 yılında bu sektöre yatırım<br />
yapan Eczacıbaşı Holding’e ait EPAŞ Eczacıbaşı Pet. Ara. Ve İşlet. San. Ve Tic.<br />
A.Ş. ve Koç Holding bünyesinde kurulan PETRORAMA Petrol Arama ve Sanayi A.Ş.<br />
şirketleri Weeks Turkey Ltd. şirketi ile ortak Çalgan-101 arama kuyusunu delmiş, ancak<br />
kuyu 1400 m. son derinlikte Derdere Formasyonu içerisinde Kuru kuyu olarak<br />
tamamlanmasından sonra ülkemizin bu iki büyük sermaye grubu kısa bir süre sonra<br />
temel olarak arama yatırımlarındaki riskin büyüklüğü ve kuyunun petrol veya gazlı<br />
olarak bitirilememesinden dolayı geri dönüşünün olmaması sebebi ile faaliyetlerine son<br />
vermişlerdir.<br />
Bu dönem süresince çalışmaların büyük bir kısmı, Devletin kıt kaynaklarından<br />
ayırabildiği imkanlarla TPAO tarafından gerçekleştirilmiştir. TPAO’nun 2006 sonu<br />
itibariyle saha jeolojisi etütlerindeki payı % 69, Jeofizik etütlerindeki payı % 74 ve ortak<br />
sahalar hariç sondaj faaliyetlerindeki payı kuyu adedi olarak % 68’dir.<br />
5015 Sayılı Petrol Piyasası Kanunu’nun 10 ncu maddesi, yerli ham petrole uygulanacak<br />
emsal piyasa fiyatının belirlenmesinin esaslarını belirleyerek, rafinerilerin ham petrol<br />
temininde yerli ham petrolün alımına öncelik tanımalarını düzenlemiştir.<br />
2.14 Diğer Sektörler ve Yan Sanayi ile İlişkiler<br />
Türkiye’de, petrol arama ve üretiminde kullanılan malzemeler seri olarak üretilmemekte,<br />
ancak yapılan talep doğrultusunda imalat gündeme gelmektedir. API (American<br />
Petroleum Institute ) belgesine sahip firma sayısı da oldukça sınırlı olup, yedek parça<br />
imalatında ise bu belgeye sahip firma hemen hemen bulunmamaktadır. İmal edilen<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong> 2-1-33
ürünlerin petrol sektöründe dünya çapında satılabilmesi için üreticilerin API belgesine<br />
sahip olmasının büyük önemi vardır. Yurtiçinde imal edilen malzemelerin bir kısmında<br />
fiyatların yurtdışı fiyatlara oranla daha düşük olduğu görülürken, malzemelerin bir<br />
kısmının fiyatlarının ise yüksek olduğu görülmektedir. Aynı zamanda malzemeler<br />
değerlendirilirken sadece fiyatları ile değil kalitesi ile de birlikte değerlendirilmelidir.<br />
Diğer taraftan üretim faaliyetinde bulunulurken genellikle demir çelikten imal edilmiş<br />
malzemeler (sondaj borusu, komple sondaj kulesi, matkap, pompa, vana jeneratör,<br />
elektrik motoru v.b.) kullanılmakta ve bu malzemeler Kamu İhale Kanunu ve<br />
yönetmelikler kapsamında iç ve dış piyasadan temin edilmektedir.<br />
Ülkemizde petrol sektörüne yönelik olarak çalışan yeterli firma bulunmaması veya<br />
teknolojik olarak imalatının yapılamaması nedenleriyle ihtiyaçların parasal olarak<br />
yaklaşık % 85’ine yakın bölümü yurt dışı piyasalardan temin edilmektedir.<br />
Yurt içinden tedarik edilerek kullanılmış olan demir çelik ürünleri standartlar dâhilinde<br />
üretilmekte olup, ciddi sorunlarla karşılaşılmamaktadır. Başta borular olmak üzere bu<br />
imalatı gerçekleştiren firmaların çoğunluğunun API belgesine sahip oldukları, ancak<br />
ihtiyaca cevap veremedikleri görülmektedir. Bu firmalar sektörde kullanılan boruların her<br />
ebadını ve kalitesini üretememektedirler. Bu nedenle sektörde çalışan şirketler<br />
malzemeleri yurt dışından satın alma yolu ile tercih etmektedirler.<br />
Kaliteli elektrik enerjisi, sürekli var olan, frekans ve voltaj düzeyi kabul edilebilir sınırlar<br />
içinde olan enerjidir. Üretim esnasında gerekli olan elektrik ihtiyacı da TEDAŞ’tan temin<br />
edilmektedir. Şebekeye uzak yeni keşfedilmiş sahalarda ise, elektrifikasyon yapılana<br />
kadar jeneratör yardımı ile elektrik sağlanmaktadır. Özellikle Güney Doğu Anadolu<br />
Bölgesinde yer alan Batman ve Adıyaman Bölgelerinde kaliteli elektrik enerjisi<br />
alınamamakta olup, bu durum bazı yerlerde regülasyonlu trafolar ile karşılanmaktadır.<br />
Kalitesizlik özellikle sahalarımızda çeşitli arızalara yol açmaktadır.<br />
Bakım onarım konusunda ise, tam istenilen düzeyde olmasa da talepler<br />
karşılanabilmesine rağmen, zaman zaman farklı onarımlarda uzman ve yetkili firma<br />
bulunmasında sıkıntı çekilmektedir. Bakım onarım konusunda çalışan distribütör ve<br />
yetkili firmalar dışında ülkemizde uluslararası firmalarla rekabet edecek firma sayısı<br />
oldukça sınırlıdır.<br />
Bu nedenle makine ve teçhizatın bakım ve onarımında mümkün olduğu kadar yetkili<br />
firmalarla çalışılmakta, istenilen kalite ve garanti şartları sağlanabilmektedir. Ancak,<br />
Batman ve Adıyaman Bölgelerimizde bu imkânlar istenilen seviyede değildir.<br />
Diğer taraftan birçok konuda, özel ve kamu kuruluşlarının uygulamalarında<br />
bilgisayarlardan faydalanılması ve kişisel bilgisayar kullanımında görülen artışlar,<br />
ülkemizde bilgi teknolojisinin de bir gelişme kaydettiğinin göstergesidir. Bu anlamda de<br />
petrol sektörünün de bilişim teknolojilerine son derece uygun bir sektör olduğunu<br />
söylemek mümkündür. Bu kapsamda kurumsal kaynak planlaması (ERP) çalışmaları<br />
başlatılmıştır.<br />
Sonuç olarak; petrol sektörü dünyamızda en önemli, stratejik ve ileri teknoloji<br />
gerektiren bir sektördür. ABD bu sektörde lider olup, bu konudaki standartları belirleyen<br />
ülke konumundadır. ABD’den sonra İngiltere, Almanya, Romanya, İtalya, Kanada, Çin<br />
ve Hindistan bu sektör için malzeme ve donanım üreticisi konumundadır.<br />
2-1-34<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong>
Arama sondaj ve üretim faaliyetlerinde kullanılan makine ve ekipmanların birbirlerinden<br />
oldukça farklı olması nedeni ile Milli petrol şirketi olan TPAO’nun makine parkı çok fazla<br />
çeşitlilik arz etmektedir. Toplam 24 adet sondaj makinesi vardır.<br />
TPAO petrol sektörüne ilişkin ana malzemeleri, makine ve ekipmanları ile bunların<br />
yedek parçalarının % 90’lık bölümünü yurt dışından tedarik etmektedir. Tedarikte ana<br />
kural Amerikan standartları olan API standartlarına sahip olmasıdır. Çin ve Hindistan<br />
firmalarının API belgeleri olmasına rağmen bu ülkelerden alınan malzemelerde kalite<br />
problemleri yaşanmaktadır. Kanada firmalarının ise API standartları yok denecek kadar<br />
az olup Türkiye pazarına karşı ilgisizdir.<br />
Son dönemlerde firma birleşmeleri ve satın almalar nedeni ile yedek parça üreten firma<br />
sayısı oldukça azalmıştır. Petrolle ilgili yedek parça sektörünün gelişememesinin bir<br />
nedeni de, Türkiye’de arama ve üretim faaliyetlerinin az olması, sürekliliğin<br />
olmamasıdır.<br />
Bu nedenle gerçekten yedek parça sektörüne yatırım yapacak, kendini ispatlamış, mali<br />
kaynak sıkıntısı çekmeyen büyük firmaların ilgisi çekilemediğinden, sektörün iyi yönde<br />
gelişmesi için rekabette sağlanamamıştır.<br />
Petrol sektöründeki malzemeler sipariş esasına göre üretildiğinden tedarik süreci uzun<br />
olmaktadır. Örneğin kule, pompa gibi ana malzemelerin tedarik süreleri bir yılı<br />
bulmaktadır. Şirketler KİK (Kamu İhale Kurumu) ve buna paralel olan kendi satın alma<br />
yönetmeliklerine göre siparişlerini yapmaktadırlar.<br />
Bütün bunlara ilaveten petrol sektöründeki ülkelerin arama faaliyetlerini kendi ülkelerine<br />
çekmek için bir rekabet ortamı içinde oldukları bilinmektedir. Arama yatırımlarının icap<br />
ettirdiği teknoloji ve bilgi birikimini, kendi ülkelerine çekebilmek için ülkeler;<br />
• Var olan politik riskleri,<br />
• Hukuk düzenine saygınlığı,<br />
• Jeolojik riskleri,<br />
• Yatırımcıların diğer beklentilerini<br />
de gözönüne alarak belirli teşvikler getirmekte, belirli tedbirleri almaktadırlar.<br />
Jeolojik risklerin azaldığı oranda, (diğer şartların da varlığı ile) bu ülkeler devletin petrol<br />
üretiminden aldığı payı(devlet hissesi ve vergileri üretim paylaşım anlaşmalarında devlet<br />
payını) arttırmakta, arama faaliyetini teşvik etmek isteyen ülkeler ise petrol<br />
şirketlerine daha fazla pay vererek ülkelerarası rekabet ortamı yaratmaya<br />
çalışmaktadırlar. Türkiye’nin konumunu çok iyi tarif edip hangi ülkeler ile rekabet<br />
edeceğini saptayarak devlet/şirket paylaşımını buna uygun olarak gerçekçi bir şekilde<br />
belirlemesi halinde ihtiyaç duyulan yabancı sermayenin Türkiye’ye gelerek arama<br />
faaliyetlerine bir ivme kazandırması mümkün olacaktır.<br />
Diğer taraftan, Türkiye’nin ham petrol ve doğal gaz üreten ülkeler ile tüketen ülkeler<br />
arasında transit ülke konumunda olduğu bilinmektedir. Bu konumun getirdiği avantajı<br />
çok iyi bir şekilde kullanarak, Türkiye’nin bu endüstride önemli bir oyuncu haline<br />
dönüşmesi gerekmektedir. Transit ülke olmanın avantajları yanında, transit taşınan gaz<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong> 2-1-35
veya petrolden Türkiye’nin ihtiyacının daha ucuz olarak karşılanması ihtimali de<br />
mevcuttur.<br />
İstanbul ve Çanakkale boğazlarındaki tanker trafiğinin hem çevreye verdiği zarar hem<br />
de yarattığı büyük tehlikelere karşı korunabilmesi için, petrol trafiğinde boğazlar<br />
yerine karadan yapılacak boru hatlarına yönelimin sağlanması gerekmektedir. Bu<br />
boru hatlarının Türkiye dışarıda bırakılarak yapılması, Türkiye’nin bunlardan elde<br />
edeceği diğer avantajları da kaybetmesi anlamına gelecektir. Türkiye’nin gerekli her<br />
türlü teşviki sağlayarak ivedilikle bu boru hatlarının inşa edilmesi için gerekli tedbirleri<br />
alması gerekmektedir.<br />
Bakü-Tiflis-Ceyhan, Irak-Ceyhan, Batman-Dörtyol ve Ceyhan-Kırıkkale ham petrol<br />
boru hatları yanında Samsun-Ceyhan boru hattının da inşa edilmesi halinde Ceyhan<br />
terminali dünyaya arz edilen petrolün belirli bir yüzdesini kontrol edecek konuma<br />
gelecektir. Ceyhan terminalinin dünya petrol arzında önemli bir konuma getirilebilmesi<br />
için gerekli çalışmaların ve teşviklerin bir an önce verilmesi gerekmektedir.<br />
Türkiye’nin komşu ülkelerde ve bilhassa Irak’taki yeniden yapılanma sırasında gerekli<br />
payı alması şarttır. TPAO’nun Azerbaycan ve Kazakistan’daki başarılı ve cesaretli<br />
yatırımlarının faydaları görülmekte olup, ileride bu faydaların daha da artacağı açıktır.<br />
Irak’ta ise TPAO ve Türk özel sektör şirketlerinin hem petrol arama ve üretim<br />
faaliyetlerinde hem de petrol endüstrisi servis faaliyetlerinde yer alabilmesi için<br />
Türkiye’nin bütün kurumları ile birlikte hem politik hem de mali destek vermesi<br />
kaçınılmazdır.<br />
Petrol fiyatlarındaki son zamanlarda gözlenen artışlar Türkiye’nin petrol faturasını<br />
arttırmış olsada, duruma diğer bir yönden bakıldığında, yüksek petrol fiyatları yabancı<br />
yatırımcıların arama yatırımlarında riskli ülke konumunda gördükleri Türkiye’de daha<br />
fazla risk alarak, daha fazla arama yatırımı yapması ihtimalini de doğurmaktadır.<br />
Türkiye bu ortamı kendi lehine çevirecek önlemleri derhal almak durumundadır.<br />
2.15 Üniversite Petrol Sektörü İlişkileri<br />
Hızla küreselleşen dünyada teknolojinin giderek daha fazla önem kazandığını<br />
görmekteyiz. Toplumsal refahın gelişmesi, bilimsel ve teknolojik çalışmaların<br />
imkanlarından etkin bir şekilde yararlanmakla sağlanabilir.<br />
Ülkelerin kalkınmışlık düzeyini o ülkedeki sanayinin gelişmişlik düzeyi belirlemektedir.<br />
Bir ülkedeki sanayi dışa bağımlı olmadan kendi teknolojisini kendisi üretebiliyorsa,<br />
küreselleşen dünya pazarında rekabet şansı da o derece yüksek olacaktır. Sanayinin<br />
kendi teknolojisini üretebilmesi için teknolojiyi üretebilecek bilgiye kolayca ulaşabilmesi<br />
gerekir. Bu da ancak Bilgi birikimini üretime dönüştürmenin en önemli araçlarından biri<br />
olan güçlü bir üniversite-sanayi işbirliği ile mümkündür.<br />
Uzun yıllardan beri dünyada ve ülkemizde akademik dünya ile sanayinin ortak problem<br />
alanı olarak işbirliği konusu sürekli tartışılmıştır. Üniversilerde elde edilen temel ve teorik<br />
bilgilerin uygulamaya dönüştürülmesinin güzel bir aracı olarak üniversite-sanayi işbirliği<br />
çeşitli ülkelerde kullanılmaktadır. Birçok ülkede üniversite-sanayi işbirliği, sanayinin<br />
teknoloji ihtiyacına cevap verirken, sanayi de üniversitelere pratik uygulama imkanı<br />
sağlamaktadır. Bu karşılıklı işbirliği ülkelerin ekonomik gelişmesini hızlandırmaktadır.<br />
2-1-36<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong>
Bu alanda gelişmiş veya endüstrileşmiş ülkelerde iyi bir noktaya varılmasına rağmen,<br />
ülkemiz açısından istenilen seviyeye ulaşılamamıştır.Bunda üniversitelerin kendilerini iyi<br />
tanıtamamalarının etkisi olduğu gibi, sanayinin teknolojik araştırmalara yönelen bir<br />
yapısının olmayışının da önemli rolü bulunmaktadır.<br />
Türkiye'de 2001 yılında yürürlüğe sokulan Teknoloji Geliştirme Bölgeleri Kanunu'na<br />
göre bir kamu araştırma kurumu veya üniversite kampüsünde kamu desteğinde yeni<br />
teknolojileri yaratacak projelerin yürütülmesi mümkün olmaktadır.<br />
Bu kanun çerçevesinde ODTÜ, HACETTEPE, KOCAELI, ESKISEHIR, IZMIR, ITÜ,<br />
YTÜ, TÜBITAK-MAM, BILKENT ve GOSB (Gebze) Teknoparkları hizmete sokulmuştur.<br />
Ayrıca, bir çok üniversite teknopark kurma girişimlerini sürdürmektedir.<br />
Bölgenin kuruluş amacı; üniversiteler, arastırma kurum ve kuruluşları ile üretim<br />
sektörlerinin işbirliği sağlanarak, ülke sanayisinin uluslararası rekabet edebilir ve<br />
ihracata yönelik bir yapıya kavuşturulması amacıyla teknolojik bilgi üretmek, üründe ve<br />
üretim yöntemlerinde yenilik geliştirmek, ürün kalitesini veya standardını yükseltmek,<br />
tasarım kalitesini yükseltmek, verimliliği artırmak, üretim maliyetlerini düşürmek,<br />
teknolojik bilgiyi ticarileştirmek, teknoloji yoğun üretim ve girisimciliği desteklemek,<br />
teknoloji transferlerine yardımcı olmak ve yüksek/ileri teknoloji sağlayacak yabancı<br />
sermayenin ülkeye girişini hızlandıracak, AR-GE yeteneği ve geleneğine sahip<br />
uluslararası firmaların Bölgede AR-GE yapabilmeleri için gerekli teknolojik altyapıyı<br />
sağlamaktır.<br />
Türkiye’de petrol arama üretim çalışmaları yapan TPAO,üniversitelerimizle ortak<br />
projeler yürütmüş ve yürütmektedir.Böylece elemanların gelişen teknolojiye kolaylıkla<br />
ayak uydurmaları mümkün olmakta ,üniversitelerimizin ise uygulama alanlarına<br />
kavuşması sağlanmaktadır.<br />
3 Mevcut Durumun Değerlendirilmesi<br />
Dünyada ve ülkemizde sosyal ve ekonomik kalkınmanın en ağırlıklı temel girdisi olan<br />
enerjiye gün geçtikçe daha fazla gereksinim duyulmaktadır. Dünya nüfusunun artması<br />
ve teknolojinin gelişimi ile birlikte enerji tüketiminin de artışı, bu sektörde oluşan gelişme<br />
ve değişimlerin yakından izlenmesini gerekli kılmaktadır.<br />
Petrolün günümüz dünya ekonomi ve siyasetindeki önemi tartışılmaz bir gerçektir.<br />
Petrolün kullanım alanının yaygın olması nedeniyle arz-talep dengesi içinde bu ürüne<br />
bağımlılığın artmasına ve yerküre içindeki diğer kaynaklardan ayrılarak stratejik bir<br />
konuma gelmesini sağlamıştır.<br />
Ülkeler, gelişen sanayi ve endüstrilerinde petrolü kullanmaya başlamaları sonucu,<br />
stratejik önemi kavranmış, 20 nci yüzyılın başlarından itibaren de yeryüzünde petrole<br />
dayalı bir siyasi oluşum ve hareketlenme başlamıştır. Bu da petrol fiyatlarını son derece<br />
hassas hale getirmiştir.<br />
Son 15 sene içinde coğrafyada ve sektördeki gelişmelere bakarak fiyatlarda meydana<br />
gelen dalgalanmaları ve etkenleri gözlemlemek mümkün olmaktadır. 1997 yılında<br />
Güney Doğu Asya ülkelerinin krize girmesi ve 1997–1998 kışının sıcak geçmesi nedeni<br />
ile petrole olan talep beklenen düzeyde artmamıştır. Diğer taraftan Birleşmiş Milletler<br />
kararı doğrultusunda Irak 1996 yılı sonundan itibaren gıda karşılığı petrol ihracına<br />
başlamış ve Irak dışından başka kaynaklardan da ilave petrol arzı gerçekleşmesi<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong> 2-1-37
sonucu 1997 yılının kış aylarında da petrol stokları artış göstermiş ve bu durumun bir<br />
yıldan fazla sürmesi sonucunda 1998 yılında petrol fiyatları tarihinin en düşük seviyesi<br />
olan 9,39 dolar/varil’e düşmüştür. Daha sonra OPEC kota da indirime giderek üretimi<br />
düşürmüş dolayısı ile fiyatlar tekrar artmaya başlamıştır. 1999–2000 yıllarında ham<br />
petrol stok seviyelerindeki düşüş ile birlikte olumsuz hava koşulları fiyatları 30 dolar/varil<br />
seviyesine çıkarmıştır. 2000–2001 yıllarında ise OPEC dışı ülkelerin ve özellikle<br />
Rusya’nın üretimlerini arttırmaları arz fazlası yaratmış ve buna ABD’de yaşanan 11<br />
Eylül terör saldırılarının eklenmesi nedeniyle de fiyatlar 17 dolar/varil seviyesine kadar<br />
inmiştir. 2001 yılı sonunda düşen fiyatlar 2002 yılında Venezüella’da ulusal petrol şirketi<br />
işçilerinin de genel greve katılması sonucu artmaya başlamış, ABD’nin 2003 yılı<br />
başında Irak’a müdahale hazırlıkları ile 35 dolar/varil’e kadar yükselmiştir. Fiyatların<br />
yükselmesi nedeniyle OPEC’in üretim kotalarını arttırması ve ABD’nin Irak’ta hedefine<br />
ulaşması sonucunda fiyatlar düşmüş, 2004 yılına gelindiğinde ise özellikle siyasi<br />
nedenlerle ciddi artış yaşanmıştır. Özellikle Çin ve Hindistan gibi büyüyen Asya<br />
ülkelerinde petrol ve petrol ürünlerine olan talebin hızla artması, Orta Doğu’daki siyasi<br />
gerginlikler ile Nijerya ve Venezüella gibi önemli iki OPEC ülkesinde yaşanan siyasi<br />
istikrarsızlıklar ve ABD’nin petrol ve petrol ürünü stoklarındaki daralmalar petrol<br />
fiyatlarının bu denli artmasında önemli etken olmuşlardır. 2005 yılı son çeyreğinde ham<br />
petrol fiyatları 60 dolar/varil mertebesine yükselmiştir. 2006 yılı başlarında ABD İran<br />
gerginliği ile 80 dolar/varil sınırına yaklaşmış ve yıllık ortalama 65,14 dolar/varil<br />
(Kaynak: BP Statistical Review of World Energy Haziran 2007) olmuştur.<br />
Diğer taraftan arz sıkıntısı ve alternatif enerji kaynaklarının rekabet güçlerinin düşük<br />
olması, son yıllarda dünyada önemli bir petrol keşfinin olmaması petrol fiyatlarının<br />
önümüzdeki 15–20 yıl daha yüksek olacağını göstermektedir.<br />
Sonuç olarak;<br />
Türkiye bu durumu dikkate alarak arama çalışmaları ile rezerv belirlemeye yönelik<br />
teknolojileri ve stratejileri geliştirerek çalışmalara hız vermelidir.<br />
Deniz sismik ve sonar sistemlerinin deniz tabanı ve altı araştırmaları için geliştirilmesi ve<br />
ülkemize kazandırılması, dolayısıyla üniversitelerimize ait araştırma gemilerinin teknik<br />
donanımının da sağlanması ve deniz sondajlarının artırması gerekmektedir.<br />
Son yıllarda arama öncesi çalışmalarda teknolojik gelişmelere bağlı olarak, ülkemizin<br />
daha az aranmış olan jeolojik riski yüksek kara alanlarında şirketlere sağlanabilecek ek<br />
teşviklerle faaliyetlerin artması sağlanmalıdır.<br />
Yurt dışında, özellikle Asya Türk Cumhuriyetleri'ndeki petrol ve doğal gaz arama ve<br />
üretim çalışmaları bir devlet politikası olarak ele alınmalı ve ilgili kuruluşlar arasında<br />
gerekli koordinasyonlar sağlanarak çalışmalar planlı şekilde yürütülmelidir.<br />
Öte yandan, yurt dışında en büyük arama ve üretim yatırımlarını planlayan kuruluş olan<br />
TPAO, bu piyasadaki uluslararası kuruluşlarla rekabet edebilecek şekilde dinamik bir<br />
yapıya kavuşturulmalıdır.<br />
Türkiye’de petrol ve doğal gaz kaynaklarının sınırlı olması nedeniyle gaz hidratların yanı<br />
sıra, kömür kökenli gaz, hidrojen, hidrojen sülfür ve olabilecek diğer alternatif enerji<br />
kaynaklarının kullanımının araştırılmasına da devam edilmesi gerekmektedir.<br />
2-1-38<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong>
4 Sektörün Dünyada (OECD, DTÖ, Ülkeler) ve AB Ülkelerindeki Durumu<br />
Petrol ticari olarak kullanıldığı tarihlerden bu yana devletlerin dış politika ve ulusal<br />
güvenlik politikalarında belirleyici olmuştur. 19 uncu yüzyıl ortalarına kadar petrol üretimi<br />
ilkel yöntemlerle sürdürülmüş, asfalt, ham petrol ve yağ olarak üretilip kullanılmıştır. I.<br />
Dünya savaşı sonrası dünyada petrol giderek önem kazanmış, otomobil ve diğer<br />
motorlu taşıtların yaygınlaşmasıyla petrol ihtiyacı giderek artmıştır. 1960 yılında ise hala<br />
önemini koruyan, dünyanın en önemli üretici organizasyonu olan 11 üyeli Petrol<br />
İhracatçısı Ülkeler Teşkilatı (OPEC) kurulmuştur. Dünyada ve AB Ülkelerinde, 1973<br />
yılında ilk petrol bunalımına kadar, genel olarak enerji tüketiminde tutumsuz davranış<br />
şartı ve ithalata aşırı bağımlı bir yapı gözlenmiş, petrol bunalımıyla birlikte, ülkeler<br />
spekülatif olaylardan çok etkilenen, siyasi ve ekonomik gelişmelere karşı son derce<br />
duyarlı olan enerji arz ve talebini dengeleyecek stratejilere ihtiyaç duyulduğunu fark<br />
etmişlerdir. 1980’lerde ise özellikle AB’de yeni bir olgu olarak çevreye gösterilen ilgi,<br />
petrol ve ürünlerinin rasyonel kullanımını da gündeme getirmiş, alternatif ürün<br />
arayışlarını hızlandırmıştır. Körfez krizi ile birlikte dünya yeni petrol kaynakları aramaya<br />
yönelmiştir. Eski Sovyetler Birliği’nin dağılmasıyla Hazar çevresi petrol yatakları<br />
işletmeye açık hale gelmiştir. Hazar çevresi petrol yatakları günümüzde üzerinde en çok<br />
araştırma yapılan yerlerin başında gelmekte ve dev petrol şirketleri burada faaliyet<br />
göstermektedir.<br />
Uzun yıllar kişi başına enerji tüketimi kalkınmışlığın ölçütü olarak kullanılmış olup,<br />
önemini devam ettirmektedir. Ancak içinde bulunduğumuz 21 inci yüzyılda enerji<br />
verimliliği ve daha az enerji tüketimiyle çok daha fazla enerji üretimi de yeni göstergeler<br />
olarak gündeme gelmektedir. Dünya birincil enerji tüketiminde üç fosil yakıt toplamda %<br />
88’e yakın bir pay ile ağırlık taşımaktadır.<br />
Günümüzde petrol ve doğal gaz, enerji kaynağı olarak dünya politikasında stratejik rolü<br />
ile küreselleşme sürecine giren ülkelerin kalkınmasında ağırlıklı payı oluşturmaktadır.<br />
Petrol, özellikle ulaştırma sektörünün yakıtıdır. Doğal gaz ise santrallerde, yerleşim<br />
merkezlerinde, ticari merkezlerde ve içerdiği bazı fiziksel ve kimyasal özelliklerinden<br />
dolayı endüstri kesiminde de kullanılmaktadır. Kömür ve ham petrolle kıyaslandığında,<br />
özellikle çevre sorunları yaratmadığından dolayı tercih edilmektedir.<br />
AB’de esas olarak rafinerilerde dönüşüm girdisi olarak kullanılmakta ve fosil yakıtlar<br />
AB’nin toplam gayri safi iç tüketiminde en önemli yakıt türünü oluşturmaktadır. AB’de<br />
enerji arz ve talebindeki değişiklikler, özellikle çevre standartlarının belirlenmesi<br />
amacıyla oluşturulan yasal çerçeve sonucunda ortaya çıkan teknolojik değişikliklerle de<br />
yakından ilgilidir. Bu çerçevede örneğin Almanya’da rüzgâr gücü ve bioyakıt enerjisine<br />
yapılan yatırımlar desteklenmektedir. Geleneksel enerji santralleri arasında kombine<br />
devreli doğal gaz santralleri oldukça yaygın olup, gelecek için en popüler alternatif<br />
olarak değerlendirilmektedir. Avrupa Birliği enerji sektöründe gaz tribünlerine yönelme<br />
eğiliminin önümüzdeki yıllarda da devam edileceği düşünülmekle birlikte petrol ve petrol<br />
ürünlerinin AB ülkeleri ekonomisi içerisindeki yeri önemini koruyacaktır. Genişleme<br />
sürecindeki AB’nin katılımcı yeni üyelerinin petrol ve petrol ürünleri ihtiyaçları da bu<br />
grupta belirleyici olacaktır.<br />
AB’de olduğu gibi, OECD ülkelerinin uygulamaya çalıştıkları yeni enerji politikaları ile<br />
daha etkili ve temiz teknolojilerin daha hızlı yayılmasıyla birlikte daha az karbon içeren<br />
yakıtların kullanımı artacaktır.<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong> 2-1-39
Dünya Ticaret Örgütü(DTÖ)’ndeki son gelişmeler dikkate alınarak, 2001 yılında<br />
Katar’ın başkenti Doha’da yapılan DTÖ Bakanlar Konferansında, alınan kararlar<br />
doğrultusunda yeni bir müzakere süreci başlamıştır. Petrol de sanayi ürünü olarak bu<br />
müzakerelerin içerisinde yer almaktadır. Bu konuda 1 Ağustos 2004 tarihinde kabul<br />
edilen çerçeve metnin tarım dışı ürünlere ilişkin kısmı için müzakerelerin temel<br />
prensipleri ortaya konmuştur. Buna göre tüm ürünler liberalizasyon sürecine dâhil<br />
edilecektir. Olası bir tarife indirimi genel olarak tüm ürünler için geçerli olacaktır.<br />
Alternatif enerji kaynaklarının aranması ve enerji alanında kullanılan teknolojilerin<br />
geliştirilmesi konusunda harcanan tüm çabalara karşın, bilimsel tahminlere göre<br />
önümüzdeki dönemde de enerji talebinde görülecek artışların büyük bir bölümünün<br />
petrol ve doğal gaz ile karşılanması beklenmektedir.<br />
5 Dünya Petrol ve Doğal Gaz Arz – Talep Projeksiyonları<br />
5.1. Petrol<br />
2002-2030 yıllarında dünya petrol talebi (milyon varil/gün) aşağıdaki tabloda<br />
gösterilmektedir:<br />
Tablo-8: 2002-2030 Yıllarında Dünya Petrol Talebi (Milyon Varil/Gün)<br />
Kaynak: WEO 2004 (IEA)<br />
Önümüzdeki 25 yıllık dönemde dünya petrol talebinin yıllık ortalama %1,6 oranında<br />
artması beklenmektedir. Bu artışın en önemli kaynağı ulaşım sektöründeki talep artışı<br />
olarak görülmektedir. Şu anda toplam petrol tüketiminin %47’si ulaşım sektöründen<br />
2-1-40<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong>
kaynaklanırken, bu oranın 2030 yılında %54’e ulaşacağı tahmin edilmektedir. Tablodan<br />
da görüldüğü üzere, gelişmekte olan ülkelerde ve geçiş ekonomilerinde petrol<br />
tüketiminin OECD ülkelerine göre daha hızlı artması beklenmektedir. 2002 yılında,<br />
dünya petrol talebi içerisinde %59’luk paya sahip OECD ülkelerinin, 2030 yılında bu<br />
payının %47’ye düşmesi beklenmektedir. Gelişmekte olan ülkelerdeki (özellikle Asya)<br />
petrol talebinin daha hızlı bir artış göstereceği tahmin edilmektedir.<br />
2002 ve 2030 yılları arasında meydana gelmesi beklenen 44,3 milyon varil/günlük<br />
küresel petrol talebi artışının, yaklaşık 28 milyon varil/günlük kısmının gelişmekte olan<br />
ülkelerden kaynaklanması beklenmektedir. Bu payın da çok önemli bir kısmının<br />
gelişmekte olan Asya ülkelerine karşılık geleceği öngörülmektedir. Örneğin, 2002<br />
yılında Çin’in 5,2 milyon varil/gün olan petrol talebinin 2030 yılında 13,3 milyon varil/gün<br />
olması beklenmekte iken, diğer Asya ülkelerindeki talebin de 3,9 milyon varil/gün’den<br />
8,8 milyon varil/gün’e ulaşacağı tahmin edilmektedir. Diğer taraftan OECD Kuzey<br />
Amerika ülkelerinde petrol tüketiminin de 2002 yılında 22,6 milyon varil/gün’den 2030<br />
yılında 31 milyon varil/gün’e çıkarak hızlı bir artış göstereceği öngörülürken, diğer<br />
OECD bölgelerindeki artışın daha yavaş olması beklenmektedir. Bir başka deyişle,<br />
toplam petrol talebindeki artışın yaklaşık 2/3’ünün OECD dışı ülkelerden kaynaklanması<br />
beklenmekte olup, OECD ülkelerinde ise kişi başına düşen petrol tüketiminin de daha<br />
fazla olacağı tahmin edilmektedir. Önümüzdeki 25 yıllık dönemde en önemli petrol talebi<br />
artışının, OECD-K.Amerika ülkelerinde gerçekleşmesi beklenmekte olup, bunu Çin ve<br />
diğer Asya ülkelerinin takip edeceği öngörülmektedir. Yıllık büyüme hızlarına<br />
bakıldığında, Çin ve diğer Asya %3,4’lük ve %3’lük oranlarla göze çarpmaktadır. Bu<br />
artışın en önemli nedeni hızla gelişen ekonomi, nüfus artışı, sanayileşme ve<br />
kentleşmedir.<br />
Dünyadaki enerji kaynakları, enerji talebindeki öngörülen artışı karşılayabilecek<br />
durumdadır. Günümüzde petrol kaynakları halen yeterlidir. Ancak 2030 yılına kadar<br />
artacak petrol talebini karşılayabilmek için daha çok rezervin belirlenebilmesi<br />
gerekmektedir.<br />
Aşağıdaki tabloda görüldüğü gibi, 2002 yılında (konvansiyonel üretim) 73,5 milyon<br />
varil/gün olan dünya petrol üretiminin 2030 yılında (konvansiyonel üretim) 108,2 milyon<br />
varil/gün olacağı tahmin edilmektedir.<br />
Zengin hidrokarbon potansiyeline sahip olan Ortadoğu ve BDT ülkelerindeki üretim<br />
artışı, gelecekteki dünya petrol ve doğalgaz talep artışını karşılayabilecek durumdadır.<br />
Önümüzdeki 25 yıllık dönemde, küresel petrol talebindeki artışın %60’ının özellikle<br />
Ortadoğu’daki OPEC üreticileri tarafından karşılanması beklenmektedir.<br />
Kuzey Amerika ve Kuzey Denizi gibi bilinen en eski hidrokarbon bölgelerinde ise,<br />
üretimin düşmesi beklenmektedir. Ayrıca, Rusya ve Hazar Bölgesi petrol üretiminin<br />
artması, petrol ithal eden ülkeler açısından kaynakların çeşitlenmesini sağlayacaktır.<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong> 2-1-41
Tablo 9: 2002-2030 Yıllarında Dünya Petrol Arzı (Milyon varil/gün)<br />
Kaynak: World Energy Outlook (WEO), 2004 (IEA)<br />
OPEC üyesi ülkeler toplam petrol arzındaki paylarını, önümüzdeki on yıllarda Kuzey<br />
Amerika ve Kuzey Denizi Bölgeleri’ndeki üretim düşüşü nedeniyle önemli ölçüde<br />
arttıracaklardır. 2002 yılında yaklaşık 28,2 milyon varil/gün olan OPEC arzının 2030<br />
yılında yıllık ortalama %3 artışla yaklaşık 64,8 milyon varil/gün olması beklenmektedir.<br />
Günümüzde en önemli yedi petrol üreticisi ülkeden ikisi OPEC üyesidir. Tablodan da<br />
görüldüğü üzere, OPEC dışı üretimin, 2010 yılı civarında 51,3 milyon varil/gün ile en<br />
yüksek seviyeye çıkması ve daha sonraki yıllarda yavaş yavaş düşmesi beklenmektedir.<br />
5.2. Doğal Gaz<br />
Doğal gaz talep tahminleri incelendiğinde 2002-2030 yılları arasında, günümüzde de en<br />
büyük pazarlar olan Kuzey Amerika, Geçiş Ekonomileri ve Avrupa’nın bu özelliklerini<br />
koruyacağı görülmektedir.<br />
Yıllık ortalama büyüme açısından, Çin ve Afrika’nın %5’in üzerindeki oranlar ile ilk<br />
sıralarda yer aldığı, bu bölgeleri Güney Asya ve Latin Amerika’nın izlediği<br />
görülmektedir. Bu yüksek talep artış oranlarına rağmen 2030 yılında bu bölgelerdeki<br />
talep, Kuzey Amerika, Geçiş Ekonomileri ve Avrupa’daki talebin oldukça altında<br />
kalmaktadır.<br />
Aşağıdaki tabloda dünya doğal gaz talep toplamına bakıldığında, 2002 yılında 2,6<br />
trilyon m 3 olan doğal gaz talebinin, 2030 yılında 4,9 trilyon m 3 ’e ulaşması<br />
beklenmektedir. Ortalama yıllık talep artışı ise % 2,3 olacaktır.<br />
2-1-42<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong>
Tablo-10: 2002-2030 Yıllarında Dünya Doğalgaz Talebi<br />
Kaynak: WEO 2004 (IEA)<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong> 2-1-43
2-1-44<br />
<strong>PETROL</strong> <strong>VE</strong> <strong>DOĞAL</strong> <strong>GAZ</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>PETROL</strong> <strong>ALT</strong> <strong>ÇALIŞMA</strong> <strong>GRUBU</strong> <strong>RAPORU</strong>