Doğal gazda gerçekler ve sorunlar - Dr. Ferruh DEMİRMEN
Medyaya yansıyan haberlerde gerçek ile fantezi arasındaki fark sokaktaki vatandaşın gözünden kaçmış olmalı. Doğal gaz gelişmelerini burada mercek altına alalım. Petrol ayrı bir konu.
Doğal gazda keşif ve proje
Batı Karadeniz'de Ağustos 2020'de Tuna-1 sondajı ile TPAO tarafından keşfedilen Sakarya doğal gaz sahası enerji açısından Türkiye için önemli, sevinç verici bir kazanımdı. Yapılan açıklamaya göre Türkiye'nin Münhasır Ekonomik Bölgesi'nde TPAO'nun %100 ruhsat sahibi olduğu bir blokta, Ereğli'nin 175 km kuzeyinde, 320 milyar m3'lük bir rezerv bulunmuştu. Su derinliği "ultra derinlik" olarak adlandırılacak 2115 m idi. Kuyunun son derinlik 4775 m'ye ulaşmasından sonra rezerv 405 milyar m3'e ulaşmıştı. Kuyu Fatih sondaj gemisi ile açılmıştı.
2021'de açılan Amasra-1 kuyusu ile 135 milyar m3 daha keşfedilmiş, rezerv 540 milyar m3'e ulaşmış, ve "DeGolyer & MacNaughton" uluslararası şirketin değerlendirmesi ile rezerv daha artarak 652 milyar m3 olmuştu. 2022 yılında açılan Çarcuma-1 kuyusu ile 58 milyar m3 ek rezerv keşfedildikten sonra toplam rezerv 710 milyar m3'e ulaşmıştı.
Bunlara ek olarak sahada Türkali-1 ve Türkali-2 tespit kuyuları açılmış, yapılan akış testleri ile üretilebilecek doğal gazın akış hızı ve basıncı konusunda veri toplanmıştı. Bu veriler kuyuların ekonomik üretim potansiyeli hakkında bilgi veriyor. Kuyu akış testleri Kanuni sondaj gemisi ile yapıldı.
TPAO tarafından yürütülen "Sakarya Doğal Gaz Sahası Geliştirme Projesi" deniz altında kurulacak doğal gaz üretim sistemi, Karadeniz Filyos kıyısında kurulacak bir işleme tesisi, ve bu iki üniteyi birbirine bağlayacak, deniz tabanında kurulacak boru hatlarından oluşuyor. Üretim sistemi 2200 metre su derinliğinde olacak. Üretilen gaz Filyos'a ulaştıktan sonra su ve yabancı maddeler ayrıştırılarak BOTAŞ tarafından abonelere dağıtılacak. Nisan ayında ilk gaz Filyos'a ulaştı.
Projenin ilk fazında üretimin günde 10 milyon m3, gelecek fazların devreye sokulmasıyla 2026'da günde 40 milyon m3'e çıkarılacağı öngörülüyor. İlk fazın tamamı Eylül'de devreye girecek. İlk faz için Subsea 7 - Schlumberger şirketi ile ortaklık anlaşması imzalandı; Wood Mackenzie firması ise projenin yönetiminde yer olacak.
Keşfin önemi
710 milyar m3 rezerv büyüklüğü ile Sakarya "sahası" dünyada en büyük 30 doğal gaz sahası sıralamasında yer almıyorsa da, dünya standartlarına göre yine de önemi bir keşif.
Sakarya keşfi öncesi, 2021 yılı verilerine göre Türkiye'de doğal gaz rezervin 3.1 milyar m3 olduğu düşünülürse, 710 milyar m3 rezervin Türkiye için önemi açıkça ortaya çıkıyor. Aynı yıl 395 milyon m3 doğal gaz üretimi yaklaşık 60 milyar m3 toplam tüketimin ancak % 0.7'sini karşılıyordu. Başka bir deyişle, tüketimin %99.3'ü ithalat ile karşılanıyordu. Toplam tüketimin %28'si konut sektöründe idi.
Projenin ilk fazında üretimin günde 10 milyon m3, 2026'dan itibaren günde 40 milyon m3'e ulaşması ne anlama geliyor? Günde 10 milyon m3 gaz yılda yaklaşık 3.7 milyar m3 gaza eşdeğer. 2022 yılında gaz tüketimi 53.3 milyar m3 idi; bu takdirde ilk fazda tüketimin ancak %7'si karşılanabilecek.
2026'dan itibaren günde 40 milyon m3 gaz ise yılda 14.6 milyar m3 gaza eşdeğer ki, bu takdirde 2. fazda tüketimin en fazla %27'si karşılanabilecek.
Başka bir deyişle, doğal gazda dışa bağımlılık azalsa da, devam edecek; ihracat ise söz konusu olmayacak. Bu nedenle Sakarya doğal gaz keşfini biraz alçak gönüllülükle karşılamak doğru olur.
Üretimin devreye girmesiyle günümüzde geçerli olan doğal gaz alım anlaşmalarında ileride değişiklik yapmak gerekecek. 2022 yılında Türkiye yaklaşık 53.3 milyar m3 doğal gaz ithal etti, ve ithalat ağırlıklı olarak Rusya, İran ve Azerbaycan'dan yapıldı. doğal gaz alım anlaşmalarında değişiklik yapılır iken bu anlaşmalarda yer alan "al ya da öde" koşulu görüşmelerde sınırlayıcı olabilecek.
Seçimlere yatırım ve abartmalar
Sakarya keşfi açıkça bir seçim aracı olarak kullanıldı. Saha keşfedilince kuyu henüz planlanan derinliğe bile ulaşmamış ve saha hakkındaki bilgiler çok erken aşamada iken üretime 2023'de başlanacağı açıklandı. Bu, açıkça 2023 seçimlerine bir yatırım idi ve bu yaklaşım seçimlere kadar devam etti. 2023'e atıf sadece Cumhurbaşkanı Erdoğan tarafından değil, Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanı Fatih Sönmez tarafından da yapıldı, ve siyaset-üstü olması gereken TPAO'nun basın açıklamalarında da yer aldı.
Esefle kayda değer ki, bu açıklamalarda abartılı, hȃttȃ gerçekle bağdaşması zor olan savlar da gündeme geldi.
Örneğin, Erdoğan, Nisan ayı sonlarında Zonguldak Filyos Gaz İşleme Tesisi'nin açılış töreninde yaptığı konuşmada halka "müjde" vererek konutlarda kullanılan doğal gaz tüketiminin bir ay boyunca ücretsiz olacağını ve aylık 25 m3'e denk gelen bedelinin ise Mayıs 2023'den itibaren bir yıl boyunca faturalardan düşürüleceğini açıkladı. Aylık 25 m3 gaz yılda 300 m3 gaz demektir. Türkiye'de 2021 yılında konutlarda abone başına gaz tüketimi ortalama 933 m3 idi. Bu demek oluyor ki, bir yıllık "müjde" ortalama yıllık tüketimim 1/3'üne tekabül eden ücretin faturadan düşmesi anlamına geliyor.
14 Mayıs seçimlerinin hemen öncesinde "müjde" daha da çarpıtılarak, "Konutlarda Bir Yıl Doğal Gaz Bedava" afişleri sokaklarda görüntülendi.
Ücretten söz ederken bir süredir Avrupa piyasasında doğal gaz fiyatları hızla düşerken Türkiye'de konutlara verilen gazda enflasyon-üstü zamlar yapıldığı da kayda değer. Sadece 2022 yılında konutlarda kullanılan doğal gaza yapılan zamların toplamı %164 oldu. Nisan ayında konut abonelerinin tarifesine %35, sanayi abonelerinin tarifesine %50 ve elektrik üretim amaçlı tarifeye %44,3 zam yapıldı.
Başka bir örnek: Erdoğan 2022 Aralık ayı sonlarında yaptığı bir açıklamada 710 milyar m3'lük rezervin uluslararası piyasalardaki değerinin 1 trilyon dolar olduğunu belirtti. Bu "değer"in nasıl hesaplandığı açıklanmadı. Doğal gazda uluslararası piyasasından söz etmek zor. Bu "değer" büyük bir olasılıkla Aralık ayında Avrupa piyasasındaki ortalama "spot" gaz fiyatına dayanıyor. Ancak Aralık ayından bu yana Avrupa piyasasında fiyatlar önemli düşüş gösterdi; Nisan ayında düşüş %62 oranında idi. Doğal gaz fiyatları ABD'de çok daha düşük.
"Değer" derken çok önemli bir hususun altını çizmek gerekir. Yapılan açıklamalar, kamuoyunda bir trilyon dolar sanki zamanla devletin kasasına girecek gibi bir izlenim yarattı. Oysa bu, gerçeklerden çok uzak bir izlenim; zira bu rezervin üretime çevrilip abonelere dağıtıma hazır olmasına ilişik giderler görmezden geliniyor. Gerçek değer bu giderlerin hesaba katılmasıyla ortaya çıkar. Bu noktada bir açıklama yok.
Ultra deniz derinlikte kurulacak bir doğal gaz üretim sistemi ve boru hatları ile gazın Filyos'a getirilmesi yalçın dalgalar, yüksek basınç, yüksek ısı, hidratlaşma, H2S korozyonu, aşınma gibi teknik açıdan birçok zorlukları beraberinde getireceği gibi, şüphesiz büyük mali yükü de içerecektir.
TPAO bu yönde bir ekonomik değerlendirme yapmış mıdır? Başka bir deyişle, bir "fayda ve maliyet" analizi yapmış, ve Sakarya projesinin reel anlamdaki maliyet üstü değerini saptamış mıdır?
Şaşırtıcı ifadeler
Sakarya doğal gaz keşfine ilişik olarak kamuoyuna yansıyan şaşırtıcı ifadelere de değinmek gerekir. Bu ifadeler "keşifler" ve adlandırmalar ile ilgili. Petrol ve doğal gaz sektöründe bir keşif yapılıp o keşif veya saha adlandırıldıktan sonra üretim öncesi aynı sahada açılacak kuyular "tespit" veya değerlendirme ("appraisal") kuyuları olarak algılanır, ve kuyular o sahanın adını taşırlar. Aynı sahada 2. veya 3. keşif olamaz. Yeni bir keşif yapılmışsa, bu yeni saha anlamına gelir. Bir sahada akışkanlar arasında basınç sürekliliği veya teselsül vardır.
Sakarya sahasında keşif yapan kuyu Tuna-1 kuyusu idi; sonra saha "Sakarya" olarak adlandırıldı. Bu aşamaya kadar adlandırma normaldi. Sonra Amasra-1 kuyusu açıldı; hem adı değişikti, hem de "2. keşif" dendi; TPAO web sitesinde "Kuzey Sakarya Sahası" adını aldı. Tespit kuyuları Türkali-1 ve -2 adlarını aldı. Dahası, daha sonra açılan Çaycuma-1 kuyusu da kendi başına bir ad aldı, ve "3. keşif" dendi.
Bunlar garipsenecek ifadeler. TPAO petrol ve doğal gaz sektöründe yeni bir adlandırma yöntemi girişiminde mi?
Akla gelen sorular: Sözü geçen kuyular Sakarya sahasında ise adları niçin değişik oldu? Amasra-1 ve Çaycuma-1 kuyuları Sakarya sahasında ise niçin yeni keşifler olarak lanse edildi? Bu keşifler gerçekten 2. ve 3. keşifler ise Sakarya sahası dışında başka 2 saha mı keşfedildi?
Bu belirsizlikler yetmiyormuş gibi TPAO'nun 2022 Aralık ayı ortalarında Twitter'de yayımladığı bir haberde Türkali-10, -11, -12 kuyularından söz edildi. Bunlar üretim kuyuları olmalı. O takdirde sahanın adı "Sakarya" değil, "Türkali" mi?
Ayrıca: Açılan kuyular gerçekten Sakarya sahasında ise açıklamalarda birden fazla rezerv keşfinden söz edilmesi kamuoyunda daha olumlu bir algının yaratılması amacını mı taşıyordu?
TPAO web sitesinde kuyu ve sahaları gösteren bir haritaya ulaşmak imkansız. Bu noktada aydınlanmak amacıyla bu yazar tarafından TPOA'ya ana rezervuar seviyesindeki yapısal haritanın gönderilmesi için yapılan başvuru cevapsız kaldı.
Medyada yayınlanan "kroki" haritalarından anlaşıldığına göre Amasra-1 kuyusu Tuna-1 kuyusundan yaklaşık 70 km kuzeydoğuda, Çayçuma-1 ise yaklaşık 70 km güneydoğuda; ve Sakarya bloğunun dışında. Görünen o ki, Amasra-1 ve Çaycuma-1 kuyuları belli başlı sahaları belirliyor. Başka bir deyişle söz konusu olan tek saha (Sakarya) değil, 3 değişik saha.
Bu hususlar adlandırmanın ötesinde: Rezervler eklense bile (710 milyar m3) rezervlerin bir veya birden fazla sahada olması üretim stratejisini etkiler. Bu noktada akla gelen bir soru: Filyos'a çok daha yakın olan Çaycuma "sahası"nın Sakarya sahası ile entegre bir şekilde geliştirilmesi yerine başlı başına bir proje olarak geliştirilmesi ekonomik açıdan daha avantajlı olmaz mı?
Temel sorun ve kuşkular
Doğal gaz keşiflerinde önemli bir nokta, ekonomik olma. Her keşfedilen petrol veya doğal gaz sektörde "rezerv" olarak algılanmaz. Keşfedilen petrol veya doğal gazın "rezerv" olması için günün koşullarında ekonomik (özel firmalar için ticari) olması gerekir. Özellikle, ultra derin deniz alanlarda yapılan doğal gaz keşiflerinin mȃliyet ve öngörülen doğal gaz piyasası tarifeleri açısından ekonomik olarak saptanması büyük önem taşıyor. Umud edilir ki TPAO bu noktada gereken ekonomik analizi yapmıştır. Ticari şirketler için bir keşif sonrası ekonomik analiz yapmak ve senaryolar geliştirmek rutindir.
Diğer önemli bir konu, keşfedilen rezerv(lerin) güvenirlik derecesi. Rezerv ekonomik olsa bile sözü edilen gaz miktarı başlangıçta (veriler henüz erken aşamada iken) "kanıtlanmış", "kanıtlanmış ve olası" ve "kanıtlanmış, olası ve olabilir" olarak adlandırılır. Burada esas olan rezerv miktarının ne ölçüde güvenilir olduğu. Güvenirliğin iki ana gereksinimi değerlendirme (appraisal) ve üretimdir; değerlendirme ve üretim yapıldığı ölçüde bilgi donanımı artar ve rezerv miktarı kesinleşir.
TPAO'ya danışmanlık yapan DeGolyer & MacNaughton şirketi bu konularda bilgili olmalı; sanırız bu hususları TPAO'ya iletti.
Bu demek oluyor ki, üretime başlamadan önce - hele keşiflerden hemen sonra - Karadeniz'de keşfedilen doğal gaz rezervlerinin güvenirlik derecesi düşük. Başka bir deyişle, 710 milyar m3 kaba bir taslak olup "olası" ve "olabilir" miktarlarını da içeriyor. Rezerv değerlendirmesinin oldukça çaba ve birikim gerektiren bir işlem olduğu sektörde bilinen bir gerçek.
En son olarak temel bir kuşkuya dikkat çekelim. Kuşku, üretime geçiş takvimiyle ilgili. Saha Ağustos 2020'de keşfedilince sahanın yapısı, rezervuar ve rezerv verileri ve üretim potansiyeli hakkındaki bilgiler henüz çok erken aşamada iken üretime 2023'de başlanacağı açıklandı ve bu plan gerçekleşti; üretim Nisan'da başladı. Üretime geçiş takvimi sadece keşif kuyusundan elde edilen verilere dayanıyordu. Daha sonra 2 tespit kuyusu, ve yukarıda belirtildiği gibi, aynı sahada olduğu soru işareti olan diğer 2 kuyu, Amasra-1 ve Çaycuma-1, açıldı; ancak takvimde herhangi bir revizyon yapılmadı.
Tek bir saha olsa dahi, 710 milyar m3 rezerve sahip bir doğal gaz sahasının keşiften sadece 2.5 yıl sonra üretime geçmesi ekonomi açısından savunulması zor. Ultra derin deniz ortamının ve işlemlerinin teknik açıdan zorlayıcı olmasının dışında Sakarya sahasındaki rezervuar deniz-altı yelpaze sisteminde oluşan türbidite kayaçlarından oluşuyor. Bu sistemlerin jeolojik modellemesi zorlayıcı olduğu gibi rezervuar kalitesi ve akışkan içeriği kısa mesafelerde değişebilir, ve gaz içeren bir kuyunun yakınında açılan bir kuyuda gaza rastlanmayabilir.
Bu gibi sahalarda üretime başlamak en aşağı 4-5 yıl ister, ve bu sürede en az 4-5 tespit kuyusu açmak gerekir. Doğu Akdeniz'de 1450 metre su derinliğinde açılan kuyu ile keşfedilen ve rezervuarı karbonat olan Zohr doğal gaz sahasında bile üretime başlamak 2 yıldan fazla sürdü.
Yukardaki uyarının amacı, üretime geçmeden önce saha hakkında yeterince teknik bilgilerin edinilmesinin ve bu bağlamda tespit kuyularının öneminin altını çizmek. Politik nedenler ve kısa vadeye yönelik çıkarlar kapsamında yapılan erken üretim, uzun vadede kolayca ekonomik kayba yol açabilir. Bu noktadaki kuşkular teknik literatürde kayda alınmıştır, ve önemsenmelidir.
Doğu Akdeniz'de durum
TPAO'nun Doğu Akdeniz çalışmaları da kuşku verici. 1960'lı yıllardan günümüze kadar çok sayıda (bilindiği kadar yaklaşık 20) sığ ve derin deniz arama kuyuları açıldı. Sondajlar sismik etütlerden sonra millî envanterde olan Fatih, Yavuz, Kanuni ve Abdülhamid Han gemileriyle yapıldı. En son açılan, Mersin'in açıklarındaki derin deniz Taşucu-1 kuyusu. Bu kuyularda çeşitli seviyelerde gaz ve petrol emareleri bulunduysa da, ortada henüz ekonomik keşif yok. Bu faaliyetler şüphesiz yüksek mȃliyet içerdi. Başarısız arama faaliyetlerinin bir sınırı olmalı.
Hollanda merkezli Shell şirketi 2011 yılında Antalya açıklarında bir ruhsat alanında hidrokarbon araması için TPAO ile ortaklık anlaşması imzaladı. Sismik etütlerinden sonra bir potansiyel görmemiş olmalı ki, sondaj yapılmadan ortaklıktan ayrıldı.
Yapılacak olan, başta yer bilimciler olmak üzere teknik bir heyetin Doğu Akdeniz'de ilgi alanında hidrokarbon potansiyelini derinlemesine değerlendirmesi ve arama stratejisinin ona göre belirlenmesi.
Sonuç:
Sonuç olarak, Karadeniz'deki yeni doğal gaz keşfi şüphe yok ki Türkiye için sevindirici olmuştur; ancak keşif birçok sorunları da beraberinde getirdi. Gönül isterdi ki, keşif bir seçim aracı olarak kullanılmasaydı, ve saydamlık ve daha bilimsel bir yaklaşım kaçınılmaz bir kılavuz olsaydı. Umud edilir ki, bir kamu kuruluşu olan TPAO birtakım yabancı şirketlerin ortaklığı ve danışmanlığı ile yeni keşfedilen doğal gaz rezervlerinin en iyi bir şekilde ülkeye yarar sağlamasını başarır.
Ayrıca Doğu Akdeniz'de de derinden bir değerlendirme akılcı olur. Yakın tarihte Doğu Akdeniz'de derin su aramaları için TPAO'ya yatırım izni vermeyen Hazine, günümüzde sınırsız bir kaynak olarak algılanmamalı.
Jeostrateji açısından, Doğu Akdeniz'de diğer kıyıdaş ülkeler tarafından keşfedilen doğal gazın Türkiye üzerinden AB'ye nakli fırsatının din eksenli (ihvancı) bir dış politika sonucu kaybedildiği de unutulmamalı. Türkiye bu nakil için en ekonomik güzergâh; bu güzel fırsat kaçırıldı.
