EU-IPA12/CS03. Gaz Ticareti Platformu için Tasarım ve Uygulama Planının Oluşturulması Danışmanlık Hizmetleri

Avrupa Birliği / Katılım Öncesi Yardım Aracı (IPA) Enerji Sektörü

Teknik Destek Projesi

EU-IPA12/CS03

Gaz Ticareti Platformu için Tasarım ve Uygulama Planının

Oluşturulması Danışmanlık Hizmetleri

D10 – Nihai İnceleme ve Değerlendirme Raporu(FSER)

- v1.0 Mart 2016

Bu proje, Avrupa Birliği ve Türkiye Cumhuriyeti tarafından ortaklaşa finanse edilmektedir

t

Bu proje, Avrupa Birliği ve Türkiye Cumhuriyeti tarafından ortaklaşa finanse edilmektedir

Türkiye

Gaz Ticareti Platformu için Tasarım ve Uygulama Planının Oluşturulması Danışmanlık Hizmetleri

Avrupa Birliği / Katılım Öncesi Yardım Aracı (IPA), Enerji Sektörü Teknik Destek Projesi: EU-IPA12/CS03

D10 – Nihai İnceleme ve Değerlendirme Raporu (FSER)

-

v1.0

Mart 2016

Ekip Üyeleri:

Orhan Çıtanak Bakatjan Sandalkhan Jan Haizmann Ogan Köse Sinan Doğusoy Serhat Bölükbaşı Kaan Kara

Yasal ve Gizlilik Uyarısı

Bu belge, ekinde yer alan tüm diğer belgelerle birlikte bir bütündür; bu belgenin içerisinde yer alan tüm bilgiler Accenture Danışmanlık Limited Şirketi (“Accenture”) mülkiyetinde olup, Accenture gizli bilgisi niteliğindedir. Burada bulunan bilgi, fikir ve görüşler yalnızca Türkiye Cumhuriyeti Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı Dış İlişkiler ve Avrupa Birliği Genel Müdürlüğü (“Müşteri”) tarafından bu belgede belirtilen hizmetlerle ilgili yardım sağlama kabiliyetini geliştirmek üzere kullanılacaktır.

Belgede yer alan bilgilerin doğruluğu ve bütünlüğü Accenture tarafında beyan ve garanti edilmemektedir. Belge üzerinde herhangi bir bildirimde bulunmaksızın değişiklik gerçekleştirilebilir. Bu belge kopyalanamaz ve belgenin teslim edildiği, Accenture tarafından gönderildiği veya Accenture tarafından bir kopyasının paylaşıldığı kişi dışında ifşa edilemez ve dağıtılamaz. Müşteri açıkça geleceğe yönelik tahmin ve beyanlar da dahil olmak üzere, imada bulunulan, ifade edilen ve Belgede veya başka herhangi bir yazılı veya sözlü iletişimdeki eksiklikten ötürü oluşabilecek her türlü durum için tüm sorumluluğu reddeder.

Yukarıdaki nedenlerle bu belgenin içeriği ve eğer mevcutsa Accenture tarafından sağlanan tüm ilgili belge ve bilgiler (i) belgenin değerlendirilmesinden doğrudan sorumlu olan Müşteri çalışanları dışında herhangi bir kişiye iletilmemeli veya ifşa edilmemeli; (ii) yalnızca Accenture tarafından talep edildiğinde ve bu doğrultuda yazılı rıza bildirimi yapıldığı takdirde belgenin değerlendirilmesinde görevli üçüncü şahıslarla paylaşılmalı; (iii) belgenin değerlendirilmesi dışında herhangi başka bir amaçla herhangi bir kişi tarafından kullanılmamalıdır; (iv) belgenin içeriğiyle ilgili herhangi bir yanlışlık, hata veya başlatılabilecek herhangi bir yasal işlem nedeniyle sorumluluk kabul edilmez.

“Accenture”a olan atıflar; sözleşme icrasında temin edilecek ve itimat edilecek işgücü, yönetim, kilit çalışanlar, tesis ve performans stratejileri de dahil olmak üzere Accenture iştiraklerine referanslar içerebilir. Müşteri, mevcut olan ilgili tüm garanti ve teminatlar çerçevesinde, çıktıların kabulü sonrası; kullanımı, Accenture tarafından sağlanan, yeniden düzenlenmiş iş süreçleri ve uygulamaları dahil olmak üzere, hizmet ve çıktıların sözleşme uyarınca Müşteri iş gereksinimlerini ve iç yönergelerine uyumluluğu konularında sorumlu olacaktır.

Bu belge Müşteri tarafından verilen talimat ve bilgiler doğrultusunda hazırlanmış olup bu nedenle herhangi bir yanlışlık veya hata ya da gerçekleştirilen veya gerçekleştirilmeyen herhangi bir eylem için sorumluluk kabul edilmez.

Yürürlükte bulunan tüm kanun ve yönetmelikler ile uyumlu olunması ve hizmetlerin, Müşteri ve işi için geçerli olan tüm kanunlarla uyumlu olmasını sağlamak Müşteri’nin sorumluluğundadır. Accenture, hizmetlerinin Müşteri için geçerli olan tüm kanun ve yönetmelikler ile uyumlu olacağı hususunda hukuki, mali veya düzenleyici tavsiye ve güvence vermemektedir.

Accenture adı, logosu, Accenture’ın ve/veya diğer ülkelerdeki iştiraklerinin ticari markalarıdır. Bu belge başkaların mülkiyetinde bulunan ticari markalara atıfta bulunabilir. Ticari markaların bu biçimde kullanılması Accenture’un bu markaların sahibi olduğu anlamına gelmemekte ve bu markaların yasal sahipleriyle Accenture arasında bir ortaklık olduğunu ima veya iddia edilmemektedir.

Müşteri; hizmet, çıktı ve diğer ürünlerin herhangi birinin nasıl kullanılacağı veya Accenture tarafından hizmetleri sonucu ortaya konulan öneriler ile ilerlenmesi konularında sorumludur. Accenture hizmetlerinin herhangi bir fayda sağlayacağını beyan ve garanti etmez ve bu faydaların doğması konusunda güvence verilemez.

Versiyon Versiyon Tarihi Yorumlar

Versiyon 1.0 21.03.2016 14.03.2016 tarihinde paylaşılan İngilize v2.0’a tekabül eden Türkçe versiyondur.

İçindekiler

ŞEKİL LİSTESİ ___________________________________________________________________ III TABLO LİSTESİ __________________________________________________________________ III KISALTMALAR LİSTESİ ____________________________________________________________4 1. GİRİŞ ________________________________________________________________________5 2. AVRUPA DOĞAL GAZ PİYASALARININ ÖZETİ _____________________________________6 2.1. Seçilen Avrupa Ülkelerinde Doğal Gaz Altyapısı ve Ticari Yapı _________________6 2.2. Avrupa’daki Doğal Gaz Ticaret Platformları ve Borsaları ____________________ 10 2.2.1. ICE / ICE – Endex __________________________________________________ 11 2.2.2. PEGAS __________________________________________________________ 12 2.2.3. Gestore del Mercati Energetici (GME) __________________________________ 13 2.2.4. Orta Avrupa Doğal Gaz Borsası (CEGH) ________________________________ 15 3. AVRUPA PİYASALARINDA ARZ GÜVENLİĞİ İLKELERİ ____________________________ 16 3.1. Avrupa Piyasalarında Arz Güvenliğinin Temelleri __________________________ 16 3.2. Arz Güvenliği’nin Korunması ve EU 994/2010 No.lu Tüzüğün İlga Edilmesine

Yönelik Mevzuat Önerisi _____________________________________________ 17 3.3. Dahili Enerji Piyasası’nın (IEM) Etkin İşleyişi _____________________________ 19 3.4. Talep Tarafı Önlemleri _______________________________________________ 20 3.5. Arz Kaynaklarının Çeşitlendirilmesi _____________________________________ 21 3.5.1. Dünyadaki LNG Piyasasının Görünümü _________________________________ 21 3.5.2. LNG Piyasası’nda Son Dönemdeki Gelişmeler ___________________________ 28 3.5.3. FLNG ve FSRU ____________________________________________________ 29 3.6. Depolama Görünümünün İncelenmesi __________________________________ 31 3.6.1. Avrupa’da Mevcut Depolama Görünümü ________________________________ 32 4. SONUÇ ____________________________________________________________________ 34 5. EK ________________________________________________________________________ 36 5.1. Avrupa LNG Piyasasının Görünümü ____________________________________ 36 5.2. Asya LNG Piyasasının Görünümü _____________________________________ 37 5.2.1. Çin LNG Piyasası __________________________________________________ 38 5.2.2. Japonya LNG Piyasası ______________________________________________ 39

Şekil Listesi

Şekil 1 Türkiye'nin ve Seçilen AB Piyasalarının Doğal Gaz Altyapılarının ve Ticari Yapılarının Karşılaştırması ____________________________________________________________________________________ 6 Şekil 2 Türkiye’nin ve AB Piyasalarının Doğal Gaz Altyapılarının Karşılaştırması ___________________ 9 Şekil 3 Borsalarda ve Tezgah Üstü Piyasalarda İşlem Gören Ürünler ve İşlem Hacimleri (İngilizce) ____ 10 Şekil 4 Avrupa Borsalarında Vadeli İşlem ve Spot İşlem Hacimleri (2014) (İngilizce) ________________ 12 Şekil 5 Avrupa Borsalarında Toplam İşlem Hacimleri (2014) (İngilizce) ___________________________ 12 Şekil 6 Avrupa Doğal Gaz Organize Piyasası Olarak PEGAS (İngilizce) __________________________ 13 Şekil 7 GME Piyasa Yapısı _____________________________________________________________ 14 Şekil 8 CEGH Aylık İşlem Hacimleri (2009-2014) ____________________________________________ 15 Şekil 9 Doğal Gazda Dahili Enerji Piyasası’nın Temel İlkeleri __________________________________ 19 Şekil 10 Doğal Gaz ve LNG’nin Küresel Görünümü (İngilizce) __________________________________ 21 Şekil 11 Küresel Kümülatif Sıvılaştırma Kapasitesinin Görünümü (mtpa) (İngilizce) _________________ 23 Şekil 12 Küresel Kümülatif Gazlaştırma Kapasitesinin Görünümü (mtpa) _________________________ 23 Şekil 13 Değişen LNG Ticaret Akışları ____________________________________________________ 24 Şekil 14 Küresel LNG Talebindeki Yıllık Artışlar (2006-2015 İlk 6 Ay) ____________________________ 24 Şekil 15 En Büyük LNG İhracatçılarının İhracat Hacimlerinin Gelişimi (2010-2014) _________________ 25 Şekil 16 Katar’ın LNG İhracatının Dağılımı (2010-2014) _______________________________________ 26 Şekil 17 Japonya LNG ve TTF Fiyatları (2007-2016) (İngilizce) _________________________________ 27 Şekil 18 Küçük Ölçekli LNG’nin Değer Zincirindeki Genişlemesi (İngilizce) ________________________ 28 Şekil 19 Küresel LNG Fiyatları ve Dalgalanması (İngilizce) ____________________________________ 29 Şekil 20 İşletmede Olan ve Planlanan FSRU Projeleri ________________________________________ 30 Şekil 21 Doğal Gaz Depolama Zorluklarının Aşılmasına İlişkin Accenture Görüşü __________________ 31 Şekil 22 Avrupa’da 2015 Ekim Ayı İtibariyle Yer Altı Depolama Tesislerindeki Teknik Doğal Gaz Kapasite Hacmi (bcm) ________________________________________________________________________ 33 Şekil 20 Avrupa’nın Boru Hattı Doğal Gazı ve LNG İthalatının Ülkeler Bazında Dağılımı (2014) _______ 36 Şekil 21 Avrupa’nın Boru Hattı Doğal Gazı ve LNG İthalatının Ülkeler Bazında Dağılımı (2014) _______ 37 Şekil 22 Küresel LNG Talebinin Dağılımı (2014)_____________________________________________ 37 Şekil 23 Çin’in Doğal Gaz Üretimi, Tüketimi ve Net İthalatı (2004-2014) __________________________ 38 Şekil 24 Çin’in Boru Hattı Doğal Gazı ve LNG İthalatının Ülkeler Bazında Dağılımı (2014) ____________ 39 Şekil 25 Japonya’nın Elektrik Üretiminin Yakıt Türleri Bazında Dağılımı (2010-2016 Tahmini) _________ 40 Şekil 26 Japonya’nın Doğal Gaz Üretimi, Tüketimi ve Net İthalatı (2004-2013) _____________________ 40 Şekil 27 Japonya’nın LNG İthalatının Ülkelere Göre Dağılımı (2014) _____________________________ 41

Tablo Listesi

Tablo 1 ICE ve ICE-Endex’te Sunulan Doğal Gaz Sözleşmeleri ________________________________ 11 Tablo 2 AB’deki Çift Yönlü ve Tek Yönlü Enterkonneksiyon Kapasitelerinin Gelişimi ________________ 17 Tablo 3 994/2010 Sayılı AB Tüzüğüne Göre Piyasaya Dayalı Olan ve Piyasaya Dayalı Olmayan Doğal Gaz Arz Önlemleri ________________________________________________________________________ 20 Tablo 4 994/2010 Sayılı AB Tüzüğüne Göre Piyasaya Dayalı Olan ve Piyasaya Dayalı Olmayan Talep Tarafı Önlemleri ___________________________________________________________________________ 20 Tablo 5 İnşa Halindeki LNG Projeleri _____________________________________________________ 22 Tablo 6 Şirketler ve Müşterilerine Göre İşletmede Olan ve Planlanan FSRU Projeleri _______________ 30

Kısaltmalar Listesi

AB: Avrupa Birliği

ABD: Amerika Birleşik Devletleri bcm: milyar m³

BOTAŞ: Boru Hatları ile Petrol Taşıma A.Ş.

CEER:Avrupa Enerji Düzenleyici Kurumları Konseyi CEGH: Orta Avrupa Gaz Üssü

EC: Avrupa Komisyonu

ECC: Avrupa Emtia Takas Merkezi EEX: Avrupa Enerji Borsası

EFET:Avrupa Enerji Ticareti Federasyonu

EIA: Amerika Birleşik Devletleri Enerji Bilgilendirme Kuruluşu EİGM: Enerji İşleri Genel Müdürlüğü

EPDK: Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu ETKB: Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı FLNG: Yüzen Sıvılaştırılmış Doğal Gaz

FSRU: Yüzen Depolama ve Gazlaştırma Ünitesi GME: Gestore del Mercati Energetici

HH: Henry Üssü

HHI: Herfindahl-Hirschman Endeksi IEA: Uluslararası Enerji Ajansı

IEM: Dahili Enerji Piyasası (Internal Energy Market) LNG: Sıvılaştırılmış Doğal Gaz

mcm: milyon m³ Mtpa: Yıllık milyon ton NCG: Netconnect Almanya OTC: Tezgah Üstü Piyasası PEGAS: Pan-Avrupa Doğal Gaz WGC: Dünya Gaz Konferansı

YBBO: Yıllık Bileşik Büyüme Oranı (CAGR)

1. GİRİŞ

İşbu D10 – Nihai İnceleme ve Değerlendirme Raporu (FSER), Avrupa Birliği / Katılım Öncesi Yardım Aracı (IPA), Enerji Sektörü Teknik Yardım Projesi: EU-IPA12/CS03 "Doğal Gaz Ticaret Platformu için Tasarım ve Uygulama Planı" (“Proje”) kapsamında, Proje Yönetim Komitesine (PIC) sunulmuştur.

Teknik Şartname ve D1 – Proje Başlangıç Raporu’nun onaylanmış versiyonunda açıklandığı şekliyle, bu proje çıktısının amacı; Çalıştay-1'in sonuçlarını da dikkate alarak “D6 – Taslak İnceleme ve Değerlendirme Raporuna (DSER-2)” son halini vermektir. Danışman şimdiye kadar “D6 – Taslak İnceleme ve Değerlendirme Raporunu" dört kez revize etmiştir: Rapor ilk defa 27 Ağustos 2015 tarihinde sunulmuş ve 28 Ekim 2015 tarihinde de son halini almıştır. Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı (ETKB), Enerji İşleri Genel Müdürlüğü (EİGM) ve BOTAŞ'tan alınan tüm geri bildirimler rapora yansıtılmıştır ve rapor son olarak Müşteri tarafından 5 Kasım 2015 tarihinde onaylanmıştır.

Ayrıca “D10 – Nihai İnceleme ve Değerlendirme Raporu” ile ilgili olarak; 1-2 Eylül 2015 tarihlerinde Ankara'da ETKB, EİGM, AB Bakanlığı, Dünya Bankası, EPDK ve BOTAŞ'ın katılımı ile DSER-2 hakkında iki günlük bir seminer ile 20 Ekim 2015 tarihinde Ankara'da ETKB, EİGM, AB Bakanlığı, Dünya Bankası, EPDK, BOTAŞ, PETFORM / GAZTED (Doğal Gaz Tedarikçileri Derneği) ve GAZBİR'i (Doğal Gaz Dağıtıcıları Birliği Derneği) temsilen toplam 75 kişinin katıldığı Çalıştay-1 düzenlenmiştir.

Danışman ayrıca ETKB, EPDK ve BOTAŞ'tan üst düzey yetkililerin katılımıyla İtalya'nın Milano ve Almanya'nın Leipzig/Berlin şehirlerine iki saha ziyareti gerçekleştirmiştir. Bu iki saha ziyareti sırasında enerji borsaları (PEGAS/EEX), İletim Sistemi İşletmecileri (SNAM Rete Gas, ONTRAS), kapasite platformu (PRISMA Avrupa Kapasite Platformu), takas ve teminat kuruluşu (ECC), piyasa bölgesi yöneticisi (Gaspool) ve borsa/aracı sistemleri için çözüm hizmetleri sağlayıcısı (Trayport) tarafından sunumlar yapılmıştır. Bu ziyaretler doğal gaz piyasası tasarımı, doğal gaz ticaret operasyonları, platform ve sistem işleyişi ile ilgili anlayışı daha da güçlendirmiş ve saha ziyaretlerinin katılımcıları arasında tartışmaların daha da derinleştirilmesine katkıda bulunmuştur.

Dolayısıyla, Danışman sadece Seminer ve Çalıştay-1'den alınan geri bildirimleri değil, aynı zamanda hem saha ziyaretleri hem de saha dışı ziyaretler sırasında gerçekleştirilen ikili ve gayrı resmi görüşmeler sırasında gündeme gelen ilave konuları da içerecek şekilde FSER raporunu genişletmenin faydalı olacağını değerlendirmiştir. Öte yandan ETKB, 17 Kasım 2015 tarihinde aşağıda yer alan ve D10 raporunda ele alınmasını istediği ilave konular bildirmiştir:

 LNG'nin Mevcut ve Gelecekteki Görünümü

 DSER-2 Kapsamındaki Ülkeler için Arz Güvenliği Stratejilerinin Analizi

 Avrupa'daki Doğal Gaz Platformlarının ve Borsalarının Ayrıntılı Açıklaması

 DSER-2'de Sunulan Avrupa Enerji Piyasaları Karşılaştırmasının Maddeler Halinde Analizi

 Danışman, 20 Ekim 2010 tarihli ve 994/2010 sayılı AB Tüzüğü ve Avrupa Enerji Düzenleyicileri Konseyi'nin (CEER) 21 Temmuz 2015 tarihli Arz Güvenliği Kavram Belgesi ışığında, bu raporu arz güvenliği konusu daha derinlemesine ele alınacak şekilde yapılandırmıştır. Dolayısıyla, Danışman bu raporu beş ana bölüm halinde yapılandırmıştır: Bölüm-1 raporun Giriş bölümüdür.

 Bölüm-2'de Avrupa'daki doğal gaz piyasaları Altyapı ve Ticari Yapı bakımından özetlenmekte ve borsalar ile diğer ticaret platformları da dahil olmak üzere ayrıntılı bir analiz sunulmaktadır.

 Bölüm-3'te Dahili Enerji Piyasası uygulamaları, talep tarafı önlemleri, Depolama ve LNG/FSRU da dahil olmak üzere AB düzenlemeleri ve uygulamaları bakımından Arz Güvenliğine ilişkin temel ilkeler ele alınmaktadır.

 Bölüm-4'te Raporun Sonuçları sunulmaktadır.

 Bölüm-5'te Raporun Ekleri sunulmaktadır.

2. AVRUPA DOĞAL GAZ PİYASALARININ ÖZETİ

2.1. Seçilen Avrupa Ülkelerinde Doğal Gaz Altyapısı ve Ticari Yapı

D6 – Taslak İnceleme ve Değerlendirme Raporunda (DSER-2), Danışman seçilen AB Piyasaları (İtalya, Fransa, Almanya, Hollanda, İngiltere ve Türkiye) arasında yapılan karşılaştırmaları özetlemek için iki şekil sunmuştur. Ticari esneklik için temel bir etken olarak altyapı, bir ülkenin sisteminin fiziksel esnekliğinin sınırlamalarını veya avantajlarını belirlemektedir; dolayısıyla hem altyapıya hem de ticari yapıya ilişkin karşılaştırmalar birlikte sunulmuştur. Fiziksel ve ticari esneklikler birlikte doğal gaz ticaret faaliyetlerini ve böylelikle bir doğal gaz üssünün derinliğini ve likiditesini arttırmakta olup, doğal gaz ticaret üslerinden güvenilir fiyat sinyallerinin alınmasını sağlamaktadır. Fiziksel esnekliğin sınırlı olması halinde, takip edilebilecek yollardan birisi komşu piyasalar ve bölgeler ile enterkonneksiyonları arttırmaktır.

D6 Raporu’nda yer verilen iki şekil, daha ayrıntılı açıklamaları ile birlikte aşağıda tekrar sunulmaktadır:

Şekil 1 Türkiye'nin ve Seçilen AB Piyasalarının Doğal Gaz Altyapılarının ve Ticari Yapılarının Karşılaştırması

Kaynak: EPDK, BP 2015 Dünya Enerji İstatistikleri İncelemesi, Avrupa Gaz Altyapısı Kurumu, Avrupa Komisyonu Ülke Raporları, World Factbook, İletim Sistemi İşletmecisi İnternet Siteleri, Takım Analizi

Yukarıdaki şekil aşağıdaki gibi yorumlanabilir:

 Büyüklük bakımından, Türkiye Almanya, İngiltere ve İtalya'dan sonra dördüncü en büyük doğal gaz piyasasına sahiptir, ancak fiziksel altyapı bakımından benzer ülkelerin oldukça gerisinde kalmıştır. Doğal gaz tüketiminde elektrik santrallerinin payının en büyük olduğu ülke Türkiye

(2014 tibariyle yüzde 50'ye yakın) iken, karşılaştırılan diğer tüm ülkeler daha çeşitlendirilmiş elektrik üretim mikslerine sahiptir.

 Elektrik üretiminde yenilenebilir enerji kaynaklarının payı, elektrik üretiminde doğal gaz kullanımına bağımlılığın dolaylı bir göstergesidir; İtalya yüzde 42,3'lük ve Almanya yüzde 25,8'lik bir pay ile elektrik üretiminde doğal gaz tüketimini düşürebilmiştir. Fransa'da nükleer elektrik üretimi sebebiyle doğal gaza bağımlılık sadece yüzde 6 oranında bağımlıdır.

 Tüketime göre depolama kapasite oranı Türkiye'de yaklaşık yüzde 5 düzeyinde iken, İtalya, Fransa ve Almanya'da yüzde 30'a yakın veya daha yüksektir. İngiltere'de depolama kapasitesi tüketimin sadece yüzde 8'i düzeyindedir, ancak 52 bcm ile Avrupa'daki en yüksek LNG kapasitesi bunu dengelemektedir.

 İngiltere yüzde 78'lik tüketim / LNG kapasitesi oranına sahiptir ve onu yüzde 61 ile Fransa takip etmektedir. Toplam tüketimin yüzde 45'ini oluşturan yerli üretim ile esnekliği sürdürebilmek amacıyla İngiltere, boru hatlarıyla kıta Avrupası ile olan enterkonneksiyonları arttırmaya (örneğin Bacton-Zeebrugge enterkonnektörü yoluyla) ve LNG terminallerinin sayısını arttırmaya (son 10 yıl içerisinde 4 terminal inşa edilmiştir ve bunların üçü faaliyettedir) yönelik bir strateji izlemektedir. Dört 4 LNG tesisi ülke ithal edilen toplam LNG'nin neredeyse yarısına eşit bir kapasiteye sahiptir. LNG ithalatının büyük kısmı Katar'dan gelmekle birlikte, LNG tesislerine sahip olmak, LNG ticareti faaliyeti dünya genelinde yükselişte olduğu düşünüldüğünde gerektiğinde dünya piyasasından spot doğal gaz tedarik etme esnekliği sağlamaktadır. ABD Şubat 2016'da ihracata başladığında İngiltere, ABD kaynaklı LNG tankerlerinin hedef pazarlarından birisi olacaktır (Centrica daha şimdiden uzun vadeli bir sözleşme ile arzı güvence altına almıştır).

 Yıllık tüketime göre en yüksek depolama kapasitesine sahip ülke Hollanda'dır (32,1 bcm tüketim için 12,9 bcm depolama kapasitesi). Hollanda aynı zamanda yüksek enterkonneksiyon kapasitesi sayesinde Almanya'daki depolama tesislerini de kullanmaktadır. Doğal gaz depolama olanağı sistem kararlılığını desteklemekte ve özellikle mevsimselliğe bağlı toptan satış fiyatı dalgalanmasının azaltılmasına yardımcı olmaktadır. Bu durum aynı zamanda satış portföyü yönetim maliyetlerini de düşürmekte ve doğal gaz tüketicileri için daha düşük fiyatlar sağlamaktadır.

 Depolama kapasitesinin yıllık tüketimin yüzde 35’ini oluşturduğu Almanya, puant talep dönemlerini nispeten daha kolay atlatma esnekliğine sahiptir. Bu altyapısal esneklik aynı zamanda Almanya doğal gaz piyasası katılımcılarının ithalatta Rusya’nın hakimiyetini yönetmelerini de sağlamaktadır. Almanya’nın herhangi bir LNG tesisine sahip olmaması şaşırtıcı olarak değerlendirilebilir; bunun sebeplerinden birisi Almanya’nın kuzeydeki kıyı hattının kısa olması ve bunun da bir LNG tesisi için uygun olmamasıdır. Yüksek düzeydeki enterkonneksiyon ve yüksek depolama kapasitesi sayesinde Almanya, Rotterdam Gateway terminalini LNG için giriş noktası olarak kullanabilmekte ve herhangi bir LNG tesisine sahip olmaksızın arz düzeyini doğru şekilde yönetebilmektedir.

 Boru hattı uzunluğunun tüketime oranı (km/bcm) coğrafi koşullara bağlı olarak doğal gaz altyapısının olgunluk düzeyinin tek başına bir göstergesi değildir; ülkenin her noktasına ulaşma yönündeki politikası sayesinde Türkiye, 12.000 km’nin üzerinde uzunluğa sahip yaygın bir boru hattı altyapısı şebekesi inşa edebilmiştir.

 İngiltere şebeke altyapısında her 274 km başına bir kompresör istasyonu bulunurken bu rakam, Türkiye’de 1.400 km ve Almanya’da 1.000 km’nin biraz üzerindedir. Sistemin fiziksel esnekliğini, dolayısıyla da ticari esnekliğini arttırabilmek için, kompresörlerin sayısı ve büyüklüğü bakımından yapılacak teknik ve ticari optimizasyonun daha ayrıntılı olarak incelenmesi gerekmektedir.

 Türkiye, Fransa ve Almanya’da yerli üretim düşük seviyelerdedir. Bu ülkelerde toplam üretimin doğal gaz tüketimine oranı %10’’un altındadır ve Türkiye ve Fransa’da sırasıyla sadece yüzde

1 ve 2’dir. Bununla birlikte Fransa ve Almanya, ithalata ağır bir biçimde bağımlı olmalarına rağmen, enterkonneksiyon, LNG, depolama veya enerji miksleri yoluyla çözümler geliştirmiştir.

 22 giriş ve 16 çıkış noktası Almanya’nın sistemde yerel bir kısıt oluşması halinde birden fazla kaynaktan doğal gaza erişebilmesini sağlamaktadır. İletim sisteminin Giriş ve Çıkış noktaları transit güzergahlarını ve doğal gaz arzı için farklı kaynakları kullanma esnekliğini göstermektedir. Türkiye’nin iletim sistemi sadece bir enterkonneksiyon çıkış noktasına sahiptir.

 Almanya’nın deneyimleri Türkiye için potansiyel bir rol modeli sunmaktadır. Almanya LNG ithalatının yapılmadığı, sınırlı üretimi olan ve Rusya gibi ihracatçılarla uzun vadeli arz sözleşmeleri bulunan, tamamen boru hattına bağımlı bir ülkedir, ancak rekabetçi bir piyasa yapısı oluşturabilmiştir.

 Ticari açıdan, birden fazla borsaya sahip olma yönündeki eğilim açıkça görülmektedir (örneğin İngiltere’de 3, Hollanda’da 2). Kapasite ticareti alanında PRISMA’nın olduğu gibi, PEGAS da Avrupa’nın Doğal Gaz Ticaret Platformu haline gelme iddiasına sahiptir. Örneğin, Vadeli İşlemler Piyasasında GME’nin performansının yetersiz olması sebebiyle İtalya’da piyasa katılımcıları likiditeyi arttırmak adına PEGAS’ı Vadeli İşlemler Piyasası’nı oluşturması için davet etmiştir.

 Herfindahl-Hirschmann endeksi, piyasa konsantrasyonu bakımından piyasa katılımcıları arasındaki rekabetçiliğinin bir göstergesidir. Avrupa Komisyonu, 1000’ın altındaki bir endeks değerini düşük düzeyli konsantrasyon, 1.000 ile 2.000 arasındaki bir endeks değerini orta düzeyli konsantrasyon ve 2.000’in üzerindeki bir endeks değerini yüksek düzeyli konsantrasyon olarak kabul etmektedir.

 Fransa piyasasında, yerleşik şirketlerin payı %73 ile oldukça yüksek bir düzeydedir. Türkiye ve Hollanda ise arzda en yüksek piyasa konsantrasyonuna sahiptir. Hollanda’daki durum yerli üretimin yüzde 67,4 olması sebebiyle yüksek düzeyde olması şeklinde açıklanmaktadır.

Perakende düzeyinde, 300’lük Herfindahl-Hirschman endeks değerinin gösterdiği gibi, Almanya’nın piyasa konsantrasyonu çok düşüktür ve bunun temel sebeplerinden birisi

“Stadtwerke”’lerin (belediyelerin) mevcudiyetidir.

 Son iki ölçü -yani ticaret hacmi ve net hareket oranı- piyasa likiditesinin göstergeleridir. 2014 yılı, hareket oranının daha yüksek olması sebebiyle TTF’teki likiditenin NBP’deki likiditeyi ilk kez geçtiği yıl olmuştur. Diğer üslerin toplam hacmi, TTF’in hacminden daha düşük gerçekleşmiş olup, bu durum halen süregelemektedir. Yani 2014 yılında TTF, kıtada doğal gaz için ana fiyat belirleyici referans haline gelmiştir.

Açıklama getirilen parametrelerin daha ayrıntılı dağılımı aşağıdaki şekilde sunulmaktadır:

Şekil 2 Türkiye’nin ve AB Piyasalarının Doğal Gaz Altyapılarının Karşılaştırması

Kaynak: EPDK, BP 2015 Dünya Enerji İstatistikleri İncelemesi, Avrupa Gaz Altyapısı Kurumu, Avrupa Komisyonu Ülke Raporları, World Factbook, İletim Sistemi İşletmecisi İnternet Siteleri, Takım Analizi

Yukarıdaki şekil şöyle yorumlanmalıdır:

 Almanya’da iletim sistemi işletmecilerinin sayısının yüksek olması, daha parçalı bir iletim yapısı ile her bölgenin kendi iletim sistemi işletmecisine sahip olduğunu, geçmişten gelen bölgesel belediye yapısı çerçevesinde kanıtlamaktadır. Bununla birlikte Almanya, iki büyük piyasa bölgesi -Gaspool ve Netconnect Germany (NCG)- sayesinde iyi bir şekilde organize olmuştur.

Federal siyasi ve sosyal sistem, Almanya’nın birleşik bir doğal gaz piyasası elde etmek için aşmaya çalıştığı zorluklardan birisidir. Ancak son yıllarda Almanya tek bir şebeke elde etmek adına tüm şebekelerin birleştirilmesi yönünde önemli adımlar atmıştır.

 Yine Fransa’da altyapı kısıtları, tüm piyasayı yöneten tek üslü ve tek iletim sistemi işletmecili bir yapı elde edememenin temel sebebi olmuştur. Fransa’nın özellikle ülkenin kuzeyi ve güneyi arasındaki kısıtları azaltmaya yönelik yatırımları devam etmekte ve gelecekte tek bir iletim sistemi işletmecisi ile tek bir üs olarak faaliyet göstermeye başlaması beklenmektedir.

 Segmentler bazında doğal gaz tüketimi, Türkiye’de elektrik santrallerinin tüketiminin en yüksek olduğunu, konut ve ticari tüketimlerin Avrupa seviyelerine henüz ulaşamadığını göstermektedir.

 Boru hattı ithalatı, Türkiye, İtalya, Fransa ve Almanya’da yüzde 80’e yaklaşan veya bu düzeyi aşan bir oran ile hakim doğal gaz arz yöntemidir. Bu dört ülke arasında, Fransa dışında, ithalatın en fazla yapıldığı ülke Rusya’dır. Fransa aynı zamanda yüzde 20’yi aşan bir oran ile en yüksek LNG ithalat yüzdesine sahiptir.

 Rusya ve Norveç, raporda ele alınan altı piyasa için en büyük tedarikçi ülkeler konumundadır.

Büyük LNG kapasitelerinin mevcut olduğu İngiltere ve Fransa’da Katar ikinci en büyük tedarikçi olarak ortaya çıkmaktadır. Hollanda, Türkiye dışında en fazla ithalat yapan ilk üç ülke arasında yer almaktadır. Bu durum diğer piyasalar ile iyi bir bağlantıya sahip olduğunun bir göstergesidir.

2.2. Avrupa’daki Doğal Gaz Ticaret Platformları ve Borsaları

Danışman, Çalıştay-1’de sunulduğu gibi, aşağıdaki şekilde tezgah üstü piyasalarda ve Avrupa borsalarında işlem gören ürünleri ve işlem hacimlerini tespit etmiştir:

Şekil 3 Borsalarda ve Tezgah Üstü Piyasalarda İşlem Gören Ürünler ve İşlem Hacimleri (İngilizce)

Kaynak: ICE, ICE Endex, Powernext, CEGH, GME, Patrick Heather, Takım Analizi Doğal gaz piyasasında, aşağıdaki ürünler öne çıkmaktadır:

 Spot Piyasa Ürünleri: Gün içi veya Sonraki-gün ürünleridir (hafta sonu günlerine kadar).

 Vadeli İşlem Ürünleri: Teslim süreleri bir ay, üç ay, bir mevsim veya bir yıl olan, borsada işlem gören ürünlerdir.

 Forward Ürünler: Vadeli işlem ürünlerine karşılık gelen tezgah üstü sözleşmelerdir, ancak ikili olarak anlaşılan teslim sözleşmesi vardır.

 Opsiyon Ürünler: Sahibinin belirli bir süre içerisinde alma veya satma hakkını kullanabildiği opsiyonlardır.

Borsalar ve aracılar (birlikte Organize Piyasalar olarak adlandırılmaktadırlar) ürün kodunu, miktarını, fiyatını ve talimatın alış talimatı mı yoksa satış talimatı mı olduğunu belirterek üyeleri tarafından işlem yapılan ürünleri, sözleşme türlerini veya araçları tanımlarlar. Diğer tüm ayrıntılar, organize piyasanın ürün tanımı ile belirlenir (örneğin teslimat noktası, teslimat süresi, ölçü birimi, para birimi, vb.).

İkili tezgah üstü piyasalarda, piyasa katılımcıları işlem koşulları üzerinde serbest bir şekilde anlaşmaya vardıkları için ürün kodlarının kullanılması gerekmemektedir. Hukuki hususlar, EFET veya ISDA tarafından yayınlanan çerçeve anlaşmalarda belirlenirken, daha ayrıntılı ticari ayrıntıların açık bir şekilde kararlaştırılması ve bir sözleşmede belgelenmesi gerekmektedir.

Aracı sistemleri kendi ürünlerini veya borsa ürünlerini taklit eden “benzer” ürünleri sunarlar. Bir doğal gaz işlemi için borsa veya aracı sistemini kullanmak arasındaki temel farklar şunlardır:

 aracılı tezgah üstü piyasa daha likit olabilir,

 aracı ücretleri genellikle borsa ücretlerinden daha düşüktür,

 aracılı işlemler gerçekleştirildikten sonra değiştirilebilir veya iptal edilebilir,

 aracılı işlemler isimsiz olarak gerçekleştirilmez,

 aracılı işlemler takas için otomatik olarak kaydedilmez,

 aracılı işlemler riske daha fazla dikkate edilmesini ve karşı taraflar arasında ikili teminat yönetimini gerektirir,

 elektronik teyitleşme ve eşleşme, aracılı işlemler için de en etkin yöntemi ifade etmektedir.

Yukarıdaki şekil, neredeyse tüm Avrupa üslerinde çoklu borsa kullanımına doğru bir eğilim olduğunu açıkça göstermektedir. İngiltere piyasasında ICE ve ICE Endex hakim iken, diğer tüm piyasalarda çoğunlukla PEGAS hakimdir. NBP ve TTF çok yüksek tezgah üstü piyasa hacimlerine ulaşmıştır ve bu durum likidite bakımından öne çıkmalarına katkıda bulunmuştur. Öte yandan, ICE / ICE-Endex’i ayrıştıran gerçek fark, vadeli işlem piyasalarındaki işlem hacimlerinden gelmektedir (hem borsa hem de tezgah üstü piyasa). Ayrıca, ICE / ICE-Endex, opsiyon ürünleri sunan tek borsadır.

Dikkat çekilmesi gereken bir başka özellik de işlem sistemi altyapısıdır. ICE / ICE Endex petrol işlemlerindeki geçmiş deneyimlerine dayanarak kendi sistemini kullanırken, Trayport kendisini diğer borsalar için bir standart olarak konumlandırmıştır. Trayport dünya genelinde 14 borsaya, 25 toptan satış aracısına ve 6 takas merkezine hizmet vermekte ve elektrik, doğal gaz ve LNG’yi içeren enerji işlemleri için tek bir platform sunmaktadır. Bu noktada değinilmesi gereken bir başka husus da, Trayport tarafından uygulanan standart ekrandır. Bu standart ekran, enerji tacirleri için fiyat keşfi, işlemin gerçekleştirilmesi ve işlem sonrası şeffaflık bakımlarından daha fazla güvenlik sunmaktadır.

Danışman Milan ve Leipzig’de olmak üzere PEGAS’ı iki kez, ve Milano’da GME’yi bir kez ziyaret etmiştir.

Bu borsalara ilişkin bir özet aşağıda sunulmaktadır. Önümüzdeki saha ziyaretleri kapsamında, aşağıda ayrıntılı olarak açıklanan ICE / ICE-Endex ve CEGH’e de ziyaretler programlanacaktır.

2.2.1. ICE / ICE – Endex

Daha sonra ICE Borsası adını alan Uluslararası Petrol Borsası (International Petroleum Exchange - IPE), Avrupa’da doğal gaz için vadeli işlem sözleşmelerini 1997’de NBP’de sunan ilk borsadır. NBP’nin OCM adı verilen dengeleme piyasası, APX ile birleştirilerek, ICE’nin çoğunluk hissedarı olduğu ICE- Endex kurulmuştur.

ICE ve ICE-Endex borsalarında aşağıdaki doğal gaz sözleşmelerini sunmaktadır:

Tablo 1 ICE ve ICE-Endex’te Sunulan Doğal Gaz Sözleşmeleri

ICE ICE-Endex

NBP Vadeli İşlem ve Opsiyon Ürünleri TTF Vadeli İşlem ve Opsiyon Ürünleri NCG, Gaspool, ZTP Vadeli İşlem Ürünleri Yıllık, Mevsimlik, Üç Aylık, Aylık Ürünler

Yıllık, Mevsimlik, Üç Aylık, Aylık Ürünler Ay Öncesinden 5 Yıla Kadar Forward Ürünleri Ay Öncesinden 6 Yıla Kadar Forward Ürünleri NBP, TTF, ZTP Spot Sözleşmeleri

NBP: OCM (Dengeleme) TTF, ZTP: Gün İçi, Gün Öncesi Kaynak: ICE, ICE-Endex, Takım Analizi

Hatırlatıcı bir not olarak, Spot piyasalar finansal portföy optimizasyonu ve dengeleme amaçları için kullanılırken, Vadeli İşlem piyasaları tacirlerin ve finansal kuruluşların katılımı ile riskten korunma amaçlı bir mekanizma olarak işlev görmektedir. NBP ve TTF’teki yüksek işlem hacimleri sebebiyle, ICE / ICE- Endex, Vadeli İşlem piyasasında büyük bir hakimiyete sahip iken, EEX ve Powernext’in ortak platform olan PEGAS, Spot piyasada en yüksek hacme sahiptir.

Şekil 4 Avrupa Borsalarında Vadeli İşlem ve Spot İşlem Hacimleri (2014) (İngilizce)

Kaynak: ICE, ICE-Endex, EEX, Powernext, CEGH, GME, Patrick Heather

Hem Spot hem de Vadeli İşlem sözleşmeleri birlikte düşünüldüğünde, Vadeli İşlem piyasalarındaki işlem hacminin büyüklüğünden ötürü ICE / ICE-Endex’in, Avrupa üslerindeki toplam borsa işlemleri hacminin (Spot ve Vadeli İşlem) yüzde 95’ine sahip olduğu düşünülmektedir.

Şekil 5 Avrupa Borsalarında Toplam İşlem Hacimleri (2014) (İngilizce)

Kaynak: ICE, ICE-Endex, EEX, Powernext, CEGH, GME, Patrick Heather

NBP’deki işlem hacminin yüzde 40’tan fazlasının ve TTF’teki işlem hacminin yüzde 80’inin tezgah üstü piyasalardan gelmektedir; ayrıca NBP’deki borsa işlem hacimleri, tezgah üstü piyasada işlem hacimlerinin önünde olup, bu durum ICE’ta işlem gören yüksek hacimleri desteklemektedir.

2.2.2. PEGAS

PEGAS, EEX ve Powernext tarafından ortaklaşa kurulan merkezi doğal gaz ticaret platformudur.

Üyelerinin tek bir platform üzerinden tüm ürünlere erişimlerini sağlamakta ve Belçika (ZEE, ZTP), Hollanda (TTF), Fransa (PEG Nord, PEG Sud), Almanya (Gaspool, NCG), İtalya (PSV) ve İngiltere (NBP) piyasalarında doğal gaz sözleşmeleri alıp satmalarına olanak tanımaktadır. PEGAS’taki ürün yelpazesi, Avrupa’daki tüm önemli doğal gaz üsleri için spot ve vadeli işlem sözleşmelerini içermektedir.

Aynı zamanda bu piyasa alanları arasında lokasyon bazlı spread ürünlerinin ticaretini yapma olanağı

tanımaktadır. PEGAS, EEX’in yüzde 78,29 ile çoğunluk hissesine sahip olduğu Powernext tarafından işletilmektedir. Diğer hissedarları ENEL, E.On, EdF ve 3GRT olup, 2013 yılında kurulmuştur.

EEX ve Powernext arasındaki işbirliği çerçevesinde, iki şirket bir Pan-Avrupa doğal gaz piyasası oluşturmak amacıyla doğal gaz piyasası faaliyetlerini birleştirmeye karar vermiştir. 2015 yılından itibaren, EEX ve Powernext’in Avrupa doğal gaz piyasalarındaki tüm iş faaliyetleri PEGAS markası altında Powernext tarafından yürütülecektir. Daha ileri düzeydeki bu konsolidasyon, piyasalar arası uyumunun arttırılmasına ve önde gelen bir Pan-Avrupa doğal gaz ticaret piyasasının oluşturulmasına hizmet edecektir.

Üyeleri tek bir ortak doğal gaz ticaret platformundan yararlanarak borsalarda sunulan tüm ürünlere erişebilmektedir: Almanya, Fransa, Belçika, İngiltere (2015’ten itibaren), Hollanda ve İtalya piyasa alanlarına yönelik spot ve türev ürünleri. Bu piyasa alanları arasındaki spread ürünleri de aynı platform üzerinde alınıp satılabilmektedir.

Şekil 6 Avrupa Doğal Gaz Organize Piyasası Olarak PEGAS (İngilizce)

Kaynak: PEGAS

PEGAS, piyasa standardını oluşturan Trayport Global Vision teknolojisi (Doğal Gaz Ticaret Platformu) üzerinde işletilmektedir. Lokasyon bazlı spread ürünleri de dahil olmak üzere PEGAS’ta alınıp satılabilen sözleşmeler şunlardır:

 Spot: Gün İçi, Gün Öncesi, Hafta Sonu, Cumartesi, Pazar, Banka Tatili, Bireysel Gün

 Vadeli İşlemler: Aylık, Üç Aylık, Mevsimlik, Takvim / Gaz Yılı

Spot işlemlerin yüzde 70’inin ve Vadeli işlemlerinin yüzde 90’ının aracı ekranları üzerinden gerçekleştiğinin anlaşılması üzerine PEGAS, tüm Avrupa doğal gaz üslerinde tek bir işlem ekranı üzerinden işlem ve takas imkanı sunarak aracılara bir alternatif oluşturmaya, dolayısıyla sadece diğer borsalar ile değil aynı zamanda aracılar ile de piyasa payı için rekabet etmeye karar vermiştir.

2.2.3. Gestore del Mercati Energetici (GME)

Gestore del Mercati Energetici (GME), doğal gaz piyasasını (MGAS) düzenlemekte ve yönetmektedir.

MGAS’da, “Punto di Scambio Virtuale (PSV)” sanal ticaret noktasında işlem yapmaya yetkili taraflar doğal gaz için forward ve spot işlemleri yapabilmektedir.

MGAS’da, GME Piyasa Katılımcıları tarafından gerçekleştirilen işlemler için merkezi karşı taraf rolü oynamaktadır. MGAS aşağıdaki piyasa segmentlerinden oluşmaktadır:

Şekil 7 GME Piyasa Yapısı

SRG: SNAM Rete Gas Kaynak: GME

 Doğal Gaz Dengeleme Platformu (PB-GAS): PB-GAS katılımcısı sıfatını alan dengeleme kullanıcıları, depolama kaynaklarının satın alınmasına ve satılmasına yönelik gaz talep ve arz tekliflerine girebilmektedir. Snam Rete Gas, dengeden sorumlu taraf olarak, her mevsim tek bir talep teklifi veya tek bir arz teklifi sunarak beklenen sistem dengesizliğini karşılamak için gerekli doğal gaz kaynaklarını alıp satabilmektedir.

 Gün Öncesi Doğal Gaz Piyasası (M-GAS kapsamında): MGP-GAS sürekli ticaret mekanizması kapsamında gerçekleşmektedir. MGP-GAS’da, gaz satış ve alış teklifleri eşleştirilmektedir; seans sonrasındaki ikinci ve üçüncü gaz günlerine ilişkin ürünler için işlem saatleri her gün 09:00 ile 17:00 saatleri arasıdır. Seans sonrasındaki gaz gününe ilişkin ürünler için işlem seansı saat 11:00’da kapanmaktadır.

 Gün İçi Doğal Gaz Piyasası (M-GAS kapsamında): MI-GAS sürekli ticaret mekanizması kapsamında gerçekleşmektedir. MI-GAS’da gaz satış ve alış teklifleri eşleştirilmektedir. D gaz gününe ilişkin ürünler için işlem saatleri; D-1 gaz günü için her gün 14:00 ile 17:00 saatleri arası, D gaz günü için ise 09:00 ile 15:30 saatleri arasıdır.

 Forward Doğal Gaz Piyasası (M-GAS kapsamında): MT-GAS sürekli ticaret mekanizması kapsamında gerçekleşmektedir. MT-GAS’da gaz satış ve alış teklifleri eşleştirilmektedir. Alınıp satılabilen ürün türleri şunlardır: yıllık/termik yıl, yıllık/takvim yılı, altı aylık, üç aylık, aylık ve Ayın Geri Kalanı (BoM). İşlem saatleri her gün 09:00 ile 17:00 saatleri arasıdır.

 Doğal Gaz Ticaret Platformu (P-GAS): P-Gas, 2010 yılında ithalat yükümlülüğü bulunan ithalatçıların ithal edilen doğal gazın belirli bir kotasını piyasaya sunmalarına olanak tanıyan bir

ticaret platformu olarak kurulmuştur. Ürettikleri gazın belirli bir kotasını piyasaya sunma yükümlülüğü altında olan üreticiler için de aynı işleyiş geçerlidir.

P-GAS’da sadece aylık ve yıllık ürünler mevcuttur ve merkezi karşı taraf bulunmamaktadır.

2.2.4. Orta Avrupa Doğal Gaz Borsası (CEGH)

Viyana Borsasının CEGH Doğal Gas Borsası, Wiener Börse AG ve European Commodity Clearing AG (ECC – Avrupa Emtia Takas Merkezi) tarafından ortaklaşa işletilmektedir. Avusturya Gaz Borsasının işletmecisi olarak CEGH fiziksel uzlaştırmayı yürütmekte olup müşterilere karşı, borsanın yüzü konumundadır. Emtia borsası takas merkezi olarak, Avrupa Emtia Takas Merkezi (ECC) borsa işlemleri için takas ve uzlaştırma hizmetleri ile tezgah üstü piyasası işlem tescil hizmetleri sunmaktadır. Tüm CEGH Doğal Gaz Borsası süreçleri, Trayport GlobalVision ETS ile yürütülmektedir.

Başlangıçta fiziksel bir doğal gaz üssü olarak öngörülen CEGH Sanal Ticaret Noktası (VTP) Ocak 2013’te uygulamaya konulmuştur ve o tarihten bu yana CEGH işlem hacimleri artış kaydetmektedir.

CEGH’te gün içi, gün öncesi, hafta sonu ve vadeli işlem ürünlerinin ticareti gerçekleştirilmektedir.

Şekil 8 CEGH Aylık İşlem Hacimleri (2009-2014)

Kaynak: CEGH

3. AVRUPA PİYASALARINDA ARZ GÜVENLİĞİ İLKELERİ

3.1. Avrupa Piyasalarında Arz Güvenliğinin Temelleri

Doğal gaz piyasalarının ulusal ekonomik kalkınma ve büyüme üzerindeki doğrudan ve dolaylı etkileri sebebiyle, arz güvenliği en fazla önem taşıyan konudur. Arz güvenliği yıllık talep, kış puant talepleri, arz çeşitlendirmesi ve piyasa modeli ile ölçülmektedir.

2009 yılında yaşanan Rusya-Ukrayna doğal gaz ihtilafı sonrasında 994/2010 sayılı Tüzüğün (“Tüzük”) kabulü ile AB’nin Arz Güvenliği stratejisi daha da güçlendirilmiştir. Tüzük, tüm üye devletler için bağlayıcıdır ve coğrafi kısıtların veya başka kısıtların tam uygulamaya izin vermediği durumlarda geçerli olacak muafiyetlere ilişkin rehberlik sağlamaktadır. Tüzük ile ilgili olarak üye devletlerin aşağıdaki hükümleri kabul etmeleri gerekmektedir:

 Doğal gaz arz güvenliği ile ilgili tehditleri (örn. bir üretim tesisinin veya taşıma hattının devreden çıkması) değerlendirmek için ortak bir göstergenin (N-1) oluşturulması,

 N-1 kesintisi durumunda karşılanması gereken bir arz standardının (doğal gaz için korunan müşterilere en az 30 günlük doğal gaz temin etme kapasitesi) tanımlanması,

 Sadece arz güvenliğinden (izlenmesinden) sorumlu ulusal bir kurumun oluşturulması,

 Arz risklerinin değerlendirildiği ve yeni doğal gaz altyapısı gibi önleyici tedbirlerin önerildiği bir Önleyici Eylem Planı’nın hazırlanması,

 Düzenleyici kurum tarafından, bir arz krizi ortaya çıktığında kriz ile baş etmeye yönelik spesifik prosedürleri içeren Acil Durum Planları’nın hazırlanması,

 Doğal Gaz Koordinasyon Grubu’nun Avrupa Komisyonu’na, AB’nin içinde bulunabileceği acil bir durumda arz güvenliği tedbirlerinin koordinasyonu için danışman olarak destek sağlaması.

994/2010 sayılı Tüzük üye devletlerin kendilerinin ve Avrupa Birliği’nin arz güvenliğini korumalarına ve Dahili Enerji Piyasası’nın düzgün işleyişine katkıda bulunmalarına yönelik yasal çerçeveyi sunmaktadır.

Tüzüğün amacı AB içerisinde ve AB’ye doğal gaz tedarik eden üçüncü ülkeler ile gerekli altyapı bağlantılarının olmayışı sonucunda üye devletlerin kendilerini “doğal gaz adalarında” bulmalarını önlemektir.

Arz Güvenliğini korumanın temel ülkeleri, basit bir eylem sıralamasına dayanmaktadır; yani “Önce Önle, Sonra Azalt”. Bu ilke öncelikle piyasa oyuncularına piyasaya dayalı önlemlerle cevap verebilmeleri için yeterli fırsatların tanınması yoluyla piyasaya dayalı önlemlerin uygulanmasını (“Önleme”), bu önlemlerin mümkün olduğunca sürdürülmesini, daha sonra acil durum planları yoluyla devlet müdahalelerine geçilmesini (“Azaltma”) öngörmektedir; ancak azaltma eylemlerine geçildiğinde dahi potansiyel bir arz kesintisinin etkilerinin azaltılmasında piyasaya dayalı araçlara öncelik verilmesi gerekmektedir.

Dolayısıyla, Arz Güvenliği konusu bu raporda üç bileşen halinde ele alınmaktadır:

 Dahili Enerji Piyasası’nın (Internal Energy Market - IEM) etkin işleyişi,

 Talep Tarafı Önlemleri,

 LNG ve Depolama da dahil olmak üzere Arz Kaynaklarının Çeşitlendirilmesi.

3.2. Arz Güvenliği’nin Korunması ve EU 994/2010 No.lu Tüzüğün İlga Edilmesine Yönelik Mevzuat Önerisi

994/2010 nolu Tüzük’e istinaden ilgili mevzuatın AB’deki gaz kesintilerine yönelik dayanışma ve hazırlık sürecine katkılarını inceleyen AB Komisyonu, ilgili mevzuatın AB genelindeki arz güvenliğine ilişkin riskleri önlemekte ve etkilerini azaltmakta yardımcı olduğu kanaatine varmıştır. Bununla birlikte Komisyon, üye ülkelerin olası doğal gaz arz sorunları dikkate alındığında hedeflenen işbirliği seviyesine ulaşamadıklarını, özellikle aşağıdaki sebeplerden ötürü, tespit etmiştir:

 Bilgi Eksikliği: tüketim hacimleri ve biçimleri (mevsimsellik, yakıt değişimi, vs.) ile doğal gaz şirketleri ile AB harici ülkelerdeki doğal gaz tedarikçileri arasındaki doğal gaz arz sözleşmeleri yeterince şeffaf değildir;

 Korunan Müşteriler için Standart Olmayan Metodolojiler: Korunan müşteriler üye ülkeler tarafından benzer şekilde tanımlansa da üye ülkeler, korunan müşteriler için arz güvenliği uygulamalarını mecbur kılan ve kontrol eden standardları, EU 994/2010’un bir parçası olan ulusal önleyici aksiyon planları çerçevesinde oluşturamamıştır,

 AB’deki Ters Akış Kapasiteleri: N-1 kuralına göre tek bir ithalat boru hattı, depolama veya benzer altyapıya sahip üye ülkelerin çoğunlukla uyumluluk sağladığı gözlemlenmekle birlikte;

Avrupa Komisyonu’na göre ters akış kapasiteleri ciddi oranda yükselmiş olsa dahi, AB’nin şebeke esnekliği istenilen seviyede değildir. Kritik enterkonneksiyon noktalarında çift yönlü akış kapasitelerinin bulunmamasından ötürü AB’nin İngiltere, Hollanda ve Almanya ile önemli LNG kapasitelerine sahip olan Fransa ve İspanya’dan Doğu Avrupa’ya yönelik doğal gaz akışı yetkinliği kısıtlanmaktadır. Buna rağmen sınır ötesi enterkonneksiyon noktalarındaki gelişmeler, aşağıdaki tabloda özetlenmiştir:

Tablo 2 AB’deki Çift Yönlü ve Tek Yönlü Enterkonneksiyon Kapasitelerinin Gelişimi

2009 2014

AB-16’daki Sınır Ötesi

Enterkonneksiyon Noktalarının Sayısı 49 53

Çif Yönlü

Enterkonneksiyonların Sayısı 12 21

Tek Yönlü

Enterkonneksiyonların Sayısı 37 32

Kaynak: Avrupa Komisyonu

Avrupa Komisyonu, bir sonraki kısımda tartışılan Dahili Enerji Piyasası’nın (IEM) yapı taşlarını teşkil eden arz ve altyapı standardına ilişkin Avrupa çapında, üye ülkelerin işbirliği seviyelerini tespit etmek adına, stress testleri gerçekleştirmiştir. Stres testlerinin sonuçları aşağıda özetlenmiştir:

 Özellikle Doğu Avrupa’daki bazı bölgeler, yetersiz altyapı standardları sebebiyle doğal gaz kesintisi halinde kötü yönde etkilenecektir,

 Doğal gaz kesintisi doğal gaz fiyatlarını, 2012’de de görüldüğü üzere, yukarı yönlü etkileyecektir. Avrupa Komisyonu verilerine göre, iyi işlemeyen toptan satış piyasalarından ötürü 2012’de İtalya’da doğal gaz fiyatları 38 EUR/MWh’dan 65 EUR/MWh’ye, İngiltere, Almanya ve Avusturya’da 23 EUR/MWh’den 38 EUR/MWh’ye yükselmiştir,

 Her iki sonuç da, arz güvenliğine sadece ulusal çıkarlar doğrultusunda yaklaşım gösterilmesinden, teknik kısıtlardan (yetersiz altyapı) ve AB dışı tedarikçilerin davranış biçimlerinden ötürü ortaya çıkmıştır.

Sonuç olarak Komisyon, “Bazı Prensipler / Standardlar AB Seviyesi’nde Belirlenmek üzere Daha Yüksek İşbirliği” sağlamak amacıyla yeni bir taslak öneri hazırlamıştır. Komisyon önerideki yaklaşımı maliyet, fiyatlara olan etki, paydaşlara olan etki, Dahili Enerji Piyasası’nın tamamlanması, bütçe etkileri ve mevzuat uyumluluğu açılarından değerlendirmiş ve aşağıdaki sonuçlara ulşamıştır:

 Avrupa Komisyonu’nun birincil önceliği, arz güvenliği standardı önlemlerinin şeffaf ve maliyet açısından verimli olacak şekilde uygulanmasıdır,

 Avrupa Komisyonu, verimsiz olabilecek zorunlu yatırımları engellemek adına mevcut N-1 kuralının korunmasını önermektedir. Bu prensibe uygun olarak talep tarafı önlemleri maliyet açısından verimli önlemler olarak görülmektedir.

 ENTSOG, 715/2009 No.lu Tüzük’e uygun olarak yıllık yaz ve kış arzı için hidrolik simülasyon uygulamaları gerçekleştirmelidir,

 Üye bir ülke mesken ve başlıca sosyal hizmetler için olduğu gibi, Küçük-Orta Ölçekli İşletmeleri (KOBİ-SME) de korunan müşteriler kapsamına alabilir ve bu müşteriler için de arz standardı yükümlülüklerini yerine getirmeyi taahhüt edebilir,

 Risk değerlendirmelerinin gözden geçirilmesi ve risk planlamaları gibi ulusal planlarda yer alan aktiviteler, tekrar sebebiyle üye ülkeler için bir yük teşkil edebilir. Bu öneri, iki yerine dört senede bir tekrar edilmek üzere, AB çapında prensip ve standardların belirlenmesini teşvik etmek amacıyla bölgesel risk değerlendirmelerini ve bölgesel planlamayı içermektedir. Bu planların ulusal veya bölgesel bazda yürütülmesinden bağımsız olarak, plan çerçevesindeki zaman periyotları ve sorumluluklar net bir şekilde uygulamaya geçirilmelidir.

 Gözlem ve raporlama AB standardları ile uyumlu olmalıdır; Avrupa Komisyonu AB’deki arz güvenliğini takip etmeye devam edecek ve düzenli olarak Doğal Gaz Koordinasyon Grubu’na raporlayacaktır.

 Yukarıda bahsi geçen görüşler ve doğal gazın, önemli bir bölümü AB dışı ülkelerden ithal edilmek suretiyle birlikteki enerji tedariğinin ana bir bileşeni olarak kalacağı düşünüldüğünde, 994/2010 No.lu Tüzük’ün değiştirilmesi önerisi Komisyon’un, mevcut tüzüğün gerçekleştirdiklerinin yanı sıra, iyi işleyen bir Dahili Enerji Piyasası’na olan gerekliliği vurgulayarak, üye ülkeleri doğal gaz kesintilerinin olumsuz etkilerinden korumayı amaçlamaktadır. Dahili Enerji Piyasası, AB çapında ve üye ülkeler özelinde arz güvenliğini garanti eden en etkin uygulamadır. Ulusal seviyedeki önlemler, üye ülkeler arasındaki yardımlaşmayı aksatmakta ve bu sebeple bölgesel planların bu önlemlerin yerini alması önerilmektedir. Avrupa Komisyonu bölgesel planlar ile, bölgesel işbirliğinin faydalarından yararlanılarak, daha verimli ve maliyet açısından etkin önlemlerin alınabileceğine güçlü bir biçimde inanmaktadır. Bu prensip düşünüldüğünde, özellikle altyapıların güçlendirilmesi, daimi çift akışların tesis edilmesi ve çift akışlar için 994/2010 No.lu Tüzük’te verilen muafiyet rejimlerinin gözden geçirilmesi, altyapı standartları açısından önem kazanmaktadır.

3.3. Dahili Enerji Piyasası’nın (IEM) Etkin İşleyişi

Üçüncü Enerji Paketi ve Şebeke Yönetmelikleri ile, Dahili Enerji Piyasası’nın (IEM) AB üye devletleri tarafından tam olarak uygulanması amaçlanmaktadır. Bu üç temel direk şeklinde görselleştirilmektedir:

Şekil 9 Doğal Gazda Dahili Enerji Piyasası’nın Temel İlkeleri

Kaynak: CEER

CEER’in Arz Güvenliğine ilişkin Kavram Belgesinde, yukarıdaki şekilde birinci temel ilkeye karşılık gelecek şekilde, tümüyle işleyen Dahili Enerji Piyasası’nın, kıtlık için sinyaller vererek, fiyat sinyalleri yoluyla varlıkların etkin kullanımını sağlayacak ve böylelikle akışları optimize ederek iyi işleyen spot ve forward piyasalarını mümkün kılacaktır. Şeffaflık, iyi işleyen piyasaların temeli olarak kabul edilmekte ve sınır ötesi işbirliklerini arttırarak piyasaların, arz güvenliği endişelerine karşın piyasaya dayalı önlemler almalarına olanak tanıyacak şekilde şeffaflığı güçlendireceği ifade edilmektedir.

Dahili Enerji Piyasası’nın ikinci temel ilke, doğal gaz kesintilerini önleyebilmek adına hem bir üye devlet içerisinde hem de AB genelinde iyi bağlantılı bir şebekenin geliştirilmesi anlamına gelen yeterli altyapının gerekliliğini ortaya koymaktadır.

Üçüncü temel ilke olan “Arz Güvenliği Modellerinin Oluşturulması” ile iyi işleyen doğal gaz piyasaları, çift akışlar ile (ters akış) etkin bir biçimde kullanılan enterkonneksiyonlar benzeri sınır ötesi altyapılar açısından ilişkilendirilmiştir. 994/2010’e göre, birlik haricindeki sınır ötesi enterkonneksiyonlar ve çift yönlü akışlar, Dahili Enerji Piyasası’ndaki arz güvenliğine katkı sağlyabilmekte olup, ilgili mevzuat spesifik olarak Türkiye, Yunanistan ve İtalya enterkonneksiyonlarını içerecek şekilde Güney Doğal Gaz Koridoru’na atıf yapmaktadır. Bu sebeple Dahili Enerji Piyasası ile arz güvenliğine yönelik altyapı yatırımları önceliklendirilmelidir. Dahili Enerji Piyasası, enterkonneksiyonların güçlendirilmesi ve ters akışların mümkün kılınması adına üye ülkeler ile Türkiye de dahil olmak üzere doğal gaz koridorları üzerinde yer alan ülkeler arasında işbirliğini zorunlu olarak değerlendirmektedir. Avrupa Komisyonu’nun görüşü, özellikle bir “koridor” yaklaşımı dikkate alındığında ulusal düzeydeki önlemlerin en iyi çözümleri teşkil etmediği ve ulusal arz güvenliği önlemlerinin, diğer üye ülkelerin arz güvenliğini olumsuz yönde etkileyebilecek sonuçlara yol açabileceği yönündedir.

Azaltma önlemleri alınmadan önce, “Önleme” aşamasında piyasaya dayalı önlemlere mümkün olduğunca izin verilmesi, hem Tüzüğün öngördüğü bir gereklilik, hem de CEER’in ortak görüşüdür.

Böylelikle birincil olarak piyasaya dayalı önlemlere güvenilmesi ve piyasaya dayalı araçların işleyişine mümkün olduğunca izin verilmesi esastır.

Piyasaya dayalı olan ve piyasaya dayalı olmayan önlemler, Tüzüğün II ve III no’lu eklerinde aşağıdaki tabloda belirtildiği şekilde sıralanmaktadır:

Tablo 3 994/2010 Sayılı AB Tüzüğüne Göre Piyasaya Dayalı Olan ve Piyasaya Dayalı Olmayan Doğal Gaz Arz Önlemleri

Piyasaya Dayalı Önlemler Piyasaya Dayalı Olmayan Önlemler

Üretim Esnekliğinin Arttırılması Stratejik Doğal Gaz Depolama Kapasitesinin Kullanılması İthalat Esnekliğinin Arttırılması Alternatif Yakıt Stoklarının Kullanımının Sağlanması Yenilenebilir Enerji Kaynaklarından Elde Edilen Doğal Gazın

Gaz Şebeke Altyapısına Entegrasyonunun Sağlanması

Doğal Gaz Dışındaki Kaynaklardan Üretilen Elektriğin Kullanımının Sağlanması

Ticari Doğal Gaz Depolama

(Çekiş Kapasitesi ve Depolamadaki Doğal Gaz Hacmi) Doğal Gaz Üretim Seviyelerinin Arttırımının Sağlanması LNG Terminal Kapasitesi ve Azami Çekiş Kapasitesi Depolama Çekişinin Sağlanması

Doğal Gaz Arz Kaynaklarının ve Doğal Gaz Güzergahlarının Çeşitlendirilmesi

Ters Akışlar

İletim Sistemi İşletmecileri Tarafından Eşgüdümlü Sevkiyat Uzun Vadeli ve Kısa Vadeli Sözleşmelerin Kullanımı Çift Yönlü Kapasite de dahil olmak üzere Altyapı Yatırımları

Doğal Gaz Arz Güvenliğini Sağlamaya Yönelik Sözleşme Düzenlemeleri

Kaynak: 994/2010 sayılı AB Tüzüğü, Ek-II

CEER’in bakış açısı, gerekli düzeyde arz güvenliğini en düşük maliyetle sağlamaktır; Avrupa Konseyi ise Avrupa’da doğal gaz talebinin düştüğünü kabul etmekte ve dolayısıyla tüm arz güvenliği önlemlerinin ekonomik uygunluk bakımından değerlendirilmesi gerektiğini öngörmektedir.

3.4. Talep Tarafı Önlemleri

Talep tarafı önlemleri, bir arz kesintisi durumunda sanayi amaçları için doğal gaz kullanan tüketicilerin doğal gaz tüketimlerini düşürme yetenekleri olarak açıklanmaktadır. Hızlı bir şekilde uygulanabildikleri ve talebi hızlı bir şekilde düşürebildikleri için talep tarafı önlemleri, önem teşkil etmektedir. Dolayısıyla talep tarafı önlemleri, bir arz kesintisini zamanında ve yeterli şekilde telafi edebilirler.

Gönüllü talep azaltımı, kesintili sözleşmeler ve yakıt değişimi gibi önlemler talep tarafı katılımı için temel uygulamalar olarak görülmektedir. Dolayısıyla, kesintiler mümkün olduğu ölçüde gönüllü/ticari esasa dayalı olarak gerçekleşmelidir.

Talep tarafı önlemleri Tüzüğün II ve III no’lu eklerinde aşağıdaki tabloda belirtildiği gibi açıklanmaktadır:

Tablo 4 994/2010 Sayılı AB Tüzüğüne Göre Piyasaya Dayalı Olan ve Piyasaya Dayalı Olmayan Talep Tarafı Önlemleri

Piyasaya Dayalı Önlemler Piyasaya Dayalı Olmayan Önlemler Kesintili Sözleşmelerin Kullanımı Zorunlu Yakıt Değişimi Uygulamaları Sanayi ve Elektrik Üretim Tesislerinde Alternatif Yedek

Yakıtların Kullanılması da Dahil Olmak Üzere Yakıt Değiştirme Olanakları

Kesintili Sözleşmelerin Kullanımının Zorunlu Kılınması

Gönüllü Yük Atma Uygulamaları Zorunlu Yük Atma Uygulamaları Verimlilik Artışı

Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Daha Fazla Kullanımı Kaynak: 994/2010 sayılı AB Tüzüğü, Ek-II

3.5. Arz Kaynaklarının Çeşitlendirilmesi

Avrupa Birliği’nde arz güvenliğinin çeşitlendirilmesi, üye devletlerin ve bir bütün olarak Avrupa Birliği’nin arz güvenliği bakımından kritik öneme sahiptir. Bu durum AB ülkelerinin doğal gaz ve diğer enerji kaynakları bakımından tek bir tedarikçiye bağımlılığını azaltan yeni güzergahların belirlenmesini ve kullanımını içermektedir.¹

LNG ve Depolama tesisleri de dahil olmak üzere Avrupa’daki örnek vakalar, Danışman’ın D6 – Taslak İnceleme ve Değerlendirme Raporu’nda (DSER-2) sunulmuştur. İlerleyen kısımlarda dünyadaki LNG piyasasının görünümü daha ayrıntılı olarak ele alınacak ve Depolama konusu tekrar gözden geçirilecektir.

3.5.1. Dünyadaki LNG Piyasasının Görünümü

LNG piyasası, artık dengeleme piyasası olarak görülmekte ve küresel doğal gaz talebinin sadece yaklaşık yüzde 10’unu oluşturmaktadır. Bu sebeple dünya doğal gaz piyasasındaki çok küçük değişikliklerde bile piyasa hızlı bir şekilde dalgalanmaktadır. Başta dünyadaki en büyük LNG piyasasına sahip olan Japonya ve LNG büyüme hızı sebebiyle Çin olmak üzere Asya piyasaları, LNG piyasasının ana yönlendiricisidir. Çin’in etkisiyle enerji miksinde küresel ölçekte doğal gaza doğru yaşanan geçiş uzun vadeli görünümde talep artışını destekleyecek olup LNG’nin 2030 yılına kadar toplam talebin yüzde 12’sini karşılaması beklenmektedir.

Şekil 10 Doğal Gaz ve LNG’nin Küresel Görünümü (İngilizce)

Kaynak: Enerdata, GIIGNL, IEA, Oxford Energy Enstitüsü, Accenture Analizi

1 Avrupa Komisyonu, Doğal Gaz ve Petrol Arz Güzergahları, https://ec.europa.eu/energy/en/topics/imports-and-secure- supplies/gas-and-oil-supply-routes adresinden 26 Kasım 2015 tarihinde alıntılanmıştır

Buna bağlı olarak LNG sıvılaştırma kapasitesinin özellikle Avustralya ve ABD’de artması ve önümüzdeki üç yıllık dönemde dünya genelinde toplam 131 bcm’lik kapasitenin devreye girmesi beklenmektedir.

Ayrıntılı bir tablo aşağıda sunulmaktadır:

Tablo 5 İnşa Halindeki LNG Projeleri

Proje Kapasite (bcm) Yıl

QCLNG (Avustralya) 8.5 2015

Donggi Senoro (Endonezya) 2.0 2015

PFLNG T1 (Malezya) 1.2 2015

MLNG (Malezya) 3.6 2015

Gladstone LNG T1

(Avustralya) 3.9 2015

Angola LNG (Angola) 9.0 2016

Gladstone LNG T2

(Avustralya) 3.9 2016

Gorgon T1 & T2 (Avustralya) 10.0 2016

AP LNG (Avustralya) 9.0 2016

Sabine Pass T1 & T2 (ABD) 9.0 2016

Prelude (Avustralya) 3.6 2017

Gorgon T3 (Avustralya) 5.0 2017

Ichthys (Avustralya) 8.5 2017

Wheatstone (Avustralya) 8.9 2017

Sabine Pass T3 & T4 (ABD) 9.0 2017

Sengkang LNG (Endonezya) 1.0 2017

Freeport LNG T1 (ABD) 4.4 2018

Dominion Cove Point (ABD) 5.0 2018

Cameron LNG (ABD) 12.0 2018

PFLNG T2 (Malezya) 1.5 2018

Elba Island (ABD) 2.5 2018

Cameron 1 (ABD) 4.0 2018

Yamal 1 (Rusya) 5.5 2018

Toplam 131.0

Kaynak: UBS

2018 yılına kadar devreye girmesi beklenen toplam 131 bcm’lik bu kapasitenin 19,2 bcm’lik bölümünün 2015 sonuna kadar devreye girmesi beklenmektedir. 2018 yılına kadar sağlanacak bu kapasite artışında Avustralya 61,3 bcm’lik bir pay ile toplam kapasite artışının neredeyse yarısını oluştururken, 45,9 bcm’lik bir pay ile ABD ikinci sırada yer almaktadır. 2020 yılına kadar sağlanacak olan toplam sıvılaştırma kapasitesinin yüzde 63’ü için henüz nihai yatırım kararının alınmadığını belirtmekte fayda görülmektedir.²

Özellikle belirtilmesi gereken bir başka husus da Avrupa LNG tedariği bakımından ABD’deki kapasite artışlarıdır. 2025 yılına kadar, LNG aktörlerinin çekiş anlaşmaları yoluyla Henry-Hub endeksli (HH endeksli) arza ulaşmak amacıyla ABD’ye yatırım yapması ve ihracat olanaklarının geliştirilmesi yoluyla ABD’nin 100 mtpa’lık ilave HH endeksli LNG ihracat kapasitesi yaratması beklenmektedir.

2Petrol ve Doğal Gaz SektöründeDeğer Yaratma, Accenture Strategy

Şekil 11 Küresel Kümülatif Sıvılaştırma Kapasitesinin Görünümü (mtpa) (İngilizce)

Kaynak: Enerdata, Accenture Analizi

Yukarıdaki şekil, baz senaryo kapasitesinin (işletmede olan, inşa halinde olan, yatırım kararı veya sonrası aşamasında olan kapasitenin) Kuzey Amerika ve Avustralya’da 160 mtpa’dan fazla artacağını, buna ek olarak yatırım kararı öncesi aşamada veya planlama aşamasında olan 51 mtpa’lık spekülatif olarak sınıflandırılan kapasite bulunduğunu göstermektedir.

Alıcılar tarafında ise, yüksek LNG ithalat veya depolama kapasitesi yoluyla boru hattı gazına alternatif arayışı çerçevesinde, küresel gazlaştırma kapasitesi artışında Asya ve Avrupa’nın önemli rol oynaması beklenmektedir.

Şekil 12 Küresel Kümülatif Gazlaştırma Kapasitesinin Görünümü (mtpa)

Kaynak: Enerdata, Accenture Analizi

En yüksek gazlaştırma kapasitesi Asya ve Avrupa’da sağlanacak olup, bu durum LNG ticaret akışlarının değişen yapısını göstermektedir. Gazlaştırma görünümünde, talebi karşılama ve enerji güvenliğini arttırma Avrupa’daki temel güdüler iken, Asya’daki artan LNG talebi gazlaştırma projelerinin sürükleyici etkenidir ve 2020 yılına kadar 70 Mt/yıl kapasite artışı ile Çin önemli rol oynamaktadır.

Sonuç olarak, sözleşmelerdeki varış noktası hükümlerinin sona ermesi ile birlikte, üretici ülkelerden doğal gaz taşıyan büyük boru hatlarındaki ve LNG terminallerindeki doğal gaz akışlarının hem kaynağı hem de miktarı ile ilgili belirsizlikler sebebiyle değişen LNG akışları, LNG fiyatlarındaki yakınsamayı daha da arttıracaktır.

Şekil 13 Değişen LNG Ticaret Akışları

Kaynak: Accenture Analizi, Enerdata, Wood Mackenzie, APPEA, FECR , LNG Projeleri İnternet Siteleri

Ancak kısa vadede, 2000 ile 2011 arasındaki güçlü talep artışı dönemi sonrasında, küresel doğal gaz talebindeki genel yavaşlama sebebiyle küresel yıllık LNG talebi, 2012 yılından bu yana önemli bir artış kaydetmemiştir.

Şekil 14 Küresel LNG Talebindeki Yıllık Artışlar (2006-2015 İlk 6 Ay)

Kaynak: Reuters, BP 2015 Dünya Enerji İstatistikleri Raporu, Takım Analizi

LNG piyasası 2014 yılında sadece yüzde 2’lik bir büyüme kaydettikten sonra, 2015 yılının ilk 6 aylık döneminde yüzde 4 daralmıştır. Bu daralma temel olarak aşağıdaki sebeplere atfedilebilir:

 2015 yılının ilk 6 aylık dönemde Çin’deki doğal gaz talebinin yüzde 2 artması,

 Japonya’da elektrik üretiminde doğal gazın çevrim santralleri yerine nükleer reaktörlerin devreye girmesi,

 Asya genelinde yerli üretimin artması, dolayısıyla 2015 yılının ilk 6 aylık döneminde Asya’da LNG tüketiminin azalması (LNG tüketimi Güney Kore’de yüzde 18, Çin’de yüzde 6, Japonya’da yüzde 1 azalmıştır).

Küresel LNG talebinin artmaması sonucunda, LNG ihracatçıları yeni pazar arayışına girmiş olup Katar, Avustralya, Malezya ve Nijerya dışındaki tüm ihracatçıların LNG hacimleri düşmüştür.

Şekil 15 En Büyük LNG İhracatçılarının İhracat Hacimlerinin Gelişimi (2010-2014)

Kaynak: BP 2015 Dünya Enerji İstatistikleri Raporu, Takım Analizi

Katar, Asya piyasasında güçlenen konumu sayesinde, yüzde 5’ten büyük yıllık bileşik artış oranı ile LNG ihracat hacmini arttırabilen tek ülkedir. Katar ihracatını Avrupa’dan Asya ülkelerine kaydırabilmiştir;

Katar’ın en fazla ihracat yaptığı ilk üç ülke sırasıyla Japonya, Güney Kore ve Hindistan olurken, Katar’ın portföyünde en fazla büyüyen ülke Çin olmuştur.