Derin Denizlerde Sondaj ve Karadeniz’deki Yeni Gaz Keşfi Üzerine Notlar

Dr. Okan YARDIMCI

27 Ağustos 2020

2015 yılında bir başka yazımda bitirdiğim yerden devam edeyim. O yazının son sözü bu yazının ilk sözü olsun. Petrol ve doğal gaz mühendisi meslektaşlarımın pankartlarında taşıdığı, büyük önder Mustafa Kemal Atatürk’ün aşağıda yer alan sözüyle başlayalım:

Karadeniz’deki yeni gaz keşfimizin ülkemize hayırlı olmasını temenni ediyorum. Emeği geçen herkese canı gönülden teşekkürler. Geçmiş dönemlerden bugüne çalışmalarda görev yapan meslektaşlarımın bir kısmını tanıyorum. Kabus gibi devam eden 2020 yılında almış olduğumuz bu haber hepimizi mutlu ederken, yer bilimcilerde apayrı umutlar ve heyecanlar da yarattı. Pek tabi kafalarda birçok soru işareti bulunuyor. Bu yazıyla soru işaretlerinin hepsini olmasa da bir kısmını giderebilmenizi umarım.  

1999 yılında ODTÜ’de petrol ve doğal gaz mühendisliği eğitimine başladım. Mezun olduktan birkaç ay sonra mesleğe bir uluslararası petrol arama-üretim şirketinde rezervuar mühendisi olarak adım attım. Daha sonra işin hukuk ve finans alanlarına yöneldim. Öğrencilik yıllarında bize öğretilen ve mesleğin ilk yıllarında gözlemlediğimiz bir maliyet hesabı vardı: kısaca 1’e 10 kuralı diyebiliriz. Karalarda bir kuyu delmenin (sondaj yapmanın) maliyeti, özellikle derinliğe göre değişmekle birlikte, 1-2 milyon dolarken, denizlerde maliyetin 10 kat seviyelerde (10-20 milyon dolar) olduğuydu. O dönem bahsi geçen denizler, su derinliğinin 50-100 metre olduğu sığ denizlerdi. Açık denizlerde sondajdan pek söz edilemezdi, çünkü teknoloji bütün Dünya’da yeni yeni gelişiyordu. 6. nesil sondaj gemileri 11 yıldır, yani 2009 yılından beri denizlerde. Bu gemiler 3600 metre su derinliğinde sondaj yapabilirken, deniz seviyesinden 12000 metre aşağıya kadar kuyu delebiliyor. 1999 yılında ortaya çıkan bir alt teknoloji, 5. nesil derin deniz sondaj gemileri de 3000 metre su derinliğinde çalışabiliyordu. Bu karmaşık sayıları bir kenara koyacak olursak, kısaca, benim öğrencilik yıllarımdan önce Karadeniz’in ya da Akdeniz’in derin kısımlarında (2100 metre ve üzeri denizlerde) sondaj yapmak teknik olarak pek de mümkün değildi. Günümüzde, 3600 metre su derinliğinde sondaj yapabilen gemilerle Karadeniz’in bütününde, Akdeniz’in en derin noktası (5267 metre su derinliği) olmasa bile çok büyük bir bölümünde sondaj yapmak teknik olarak mümkün. Özetle, biz Karadeniz’deki yeni gaz keşfini ancak 21. yüzyıl teknolojisi ile yapabilirdik. Öyle de yaptık. Peki, derin deniz sondajlarında teknolojinin gelişimi nereye kadar devam edecek? İnsanoğlu varoluşundan itibaren tüm doğayı bilmek, ona egemen olmak istemiştir. Teknolojik gelişmeler, okyanusun en derin noktası olan Mariana Çukurunda, yani 11000 metre su derinliğinde sondaj çalışması yapabilen X nesil sondaj gemilerine kadar devam edecektir. Bu çerçevede, son dönemde Doğu Akdeniz’de bölgesel çapta gerginliğin tırmandığı gibi, okyanus tabanlarındaki zenginlikler için global çapta çatışmaları öngörebiliriz. 

 

Petrol endüstrisinde çok sayıda şehir efsanesi vardır. Endüstride yeni şehir efsaneleri oluşmaması için deniz sondajlarındaki teknolojik gelişmeyi aklımızın bir köşesine not ederek yazıya başlamak istedim. Lozan anlaşmasının gizli maddeleri dolayısıyla kendi hidrokarbon kaynaklarımızı yer üstüne çıkartamadığımız, yabancı şirketlerin petrol buldukları kuyulara civa döküp kapattıkları gibi iddialar bu şehir efsanelerinden bazıları. Yabancı bir petrol şirketinde durumu gözlemlemiş birisi olarak şunu içtenlikle söyleyebilirim, petrol şirketleri ekonomik ve teknik açıdan üretimi uygun olan her bir birim petrol ve gazı üretmeye çalışırlar. Pek tabi maliyet yönetimleri, alternatif bölgeleri değerlendirmeleri, öncelik sıralamaları, teknik, ekonomik, politik risk alma yaklaşımları, özetle çeşitli karar alma davranışları milli petrol şirketlerine göre farklılık gösterebilir. Peki, kendimize ait derin deniz sondaj gemilerimiz olmasa bu keşif gerçekleşebilir miydi? Benim tahminime göre kısa zaman içerisinde hayır. Ancak daha uzun bir süre sonra ve çok büyük bir ihtimalle çeşitli ortaklıklar ile gerçekleşebilirdi. Şöyle bir benzetme yapabiliriz. Elinizde pasta yapmak için yeterli malzemeniz olduğunu düşünüyorsunuz. Pasta yapıp pastanede satmak istiyorsunuz ama aşçınız ve dükkanınız yok. Dükkanı kiralarsanız dükkan sahibine kira ödüyorsunuz, hatta ortak oluyorsunuz, her an size çık diyebilir, başka sorunlar yaşanabilir. O dükkanı belki Karadeniz’de açarsınız ama Doğu Akdeniz’de açmanıza asla izin vermez! İşte bu sebeplerle, ülkemizde konuya vakıf uzmanların çoğunluğu sondaj gemilerinin satın alınmasını çok doğru bir yöntem olarak değerlendirmiştir. Her konu tartışmaya açık olsa da benim görüşüm de bu yönde. Gelelim aşçıya. Ülkemiz yer bilimleri alanında yetişmiş insan gücü yönüyle çok zengin olsa da derin deniz sondaj teknolojisini ithal etmiş bir ülke. Bu alanda insan kaynağımızın deneyim kazanmasının da en az sondaj gemilerine sahip olmak kadar kritik öneme sahip olduğu bir gerçek. Pasta malzememiz ne kadar diye soracak olursanız, sizi 5 yıl önce yazdığım bir başka yazıya yönlendirmek istiyorum. Türkiye’de Petrol Var mı?: Bilmiyoruz. Karadeniz’deki gaz hidratlar özelinde bilgi almak isteyenleri de Doç. Dr. Şükrü Merey hocamızın çalışmalarına yönlendirmek isterim.

 

Petrol endüstrisinde arama ve üretim safhası, sermaye yoğun (capital-intensive), riskli ve bununla birlikte getiri ihtimali en yüksek faaliyet alanıdır. Petrol ve doğal gaz endüstrisinde arama ve üretim sürecini aşağıdaki şekildeki gibi özetlemek mümkündür. 

Şekil-1: Petrol Endüstrisinde Arama ve Üretim Süreci

 

Görüldüğü üzere çok uzun bir süreçten oluşan arama ve üretim aşamaları, süreç içerisinde çok fazla belirsizlik ve dolayısıyla risk barındırmaktadır. Sermaye yoğun yatırım sürecinde, belirli riskleri göze alamayan şirketler, hatta bazen devletler, tek başlarına hareket etmek yerine çeşitli ortaklıklara yönelme mecburiyetinde kalabilmektedir.

 

Literatürde, arama safhasındaki başarı şansına yönelik (chance of success, COS) birtakım kabuller çerçevesinde, çeşitli oranlar bulunduğu görülmektedir. Yapılan bir çalışma, arama safhasının ticari petrol satışı haline dönüşebilmesi olarak belirlediği başarı oranını, dünya ortalamasında %30-40 bandında bulmuştur (Kunjan, 2016). Bu konuda yapılan çalışmalarda ortak sonuç, jeoloji ve jeofizik alanlarındaki yeni uygulamaların, özellikle üç boyutlu sismik (3D seismic) teknolojisindeki gelişmelerin, başarı oranını her geçen yıl arttırdığıdır. Endüstrinin ilk dönemlerinde %10’larda olduğu tahmin edilen, bir sahada delinen ilk kuyu (wildcat well) için başarı oranı, farklı veri setlerinden ve çeşitli varsayımlardan hareketle, 20. yüzyılın sonlarında %19-40 bandına ulaşmıştır (Lawrence ve arkadaşları, 1995). Karadeniz’deki 7. derin deniz sondajının gaz keşfi ile sonuçlanması da bu aralığa yakın bir sonuçtur. 

 

2D ya da 3D sismik bizlere yerin binlerce metre altı için net olmayan ancak önemli birtakım bilgiler verir. Formasyon hakkındaki daha detaylı bilgiler ve petrolün veya gazın keşfi ancak kuyu delinerek sağlanabilir. Bugünkü teknolojilerle işin maliyet tarafına baktığımızda ise çok genel katsayılarla, karalarda maliyetlerin 1 birim, sığ denizlerde 10 birim, derin denizlerde 100 birim olduğunu söylemek mümkündür. Yani, günümüzde geçerli yeni maliyet katsayıları: 1-10-100. Dolayısıyla sermaye yoğunluğu, risk ve bunlara bağlı olarak getiri beklentisi, derin denizler için oldukça yüksektir. Kuyu delindikçe karot, çamur ve loglar vasıtasıyla elde edilen veriler bizlere biraz daha net bir resim sunmaya başlar ancak belirsizlik hiçbir zaman ortadan kalkmaz. Petrol veya gaz emaresi olmaması durumunda kuyu kuru (dry well) olarak değerlendirilir ve kapatılır. Petrol veya gaz keşfi ile birlikte önce kaynak (resource) miktarına yönelik hesaplamalar yapılır. Sahanın ekonomik olarak üretilebilir olduğu değerlendirildiğinde üretim için nihai yatırım kararı (final investment decision, FID) alınır. Üretim tesisleri kurularak, üretim kuyuları delinir ve üretim fazına geçilir. Bu aşamaya kadar ilgili saha için sadece gider varken (varlık/saha/lisans satışı durumları hariç), bu aşamadan sonra ilk üretimle birlikte gelir elde edilmeye başlanır. 

 

Arama ve üretim şirketlerinin hesaplamalarındaki iki önemli belirsizlik dolayısıyla işleri pek de kolay değildir. Bunlardan birincisi petrol ve gaz fiyatlarındaki yüksek oynaklık (high volatility) ve dolayısıyla belirsizliktir. Petrol arama ve üretim şirketleri çeşitli türev araçları kullanarak riskten belirli ölçülerde korunma yoluna gidebilirler. İkinci önemli belirsizlik ise şirketlerin elle tutamadıkları ve göremedikleri, yerin binlerce metre altında bulunan bir kaynağa yönelik çeşitli tahminler üzerine hesaplamalar yapmalarından kaynaklanmaktadır. Bu durum arama ve üretim faaliyetlerine yönelik endüstriye özgü oldukça özel bir risk oluşturur. Arama ve üretim faaliyetlerinin sermaye yoğun özelliği göz önünde bulundurulacak olursa, söz konusu riskin doğru yönetilebilmesinin önemi çok daha yüksek seviyelere ulaşmaktadır. Öyle ki, yapılan hatalar milyarca dolarlık bir yatırımın geri dönememesi anlamına gelebilmektedir. Jeolojik ve jeofizik etütler, kuyu logları, hem arama hem üretim safhasında benzeri her türlü sondaj verisinden elde edilen yeni bilgiler, kaynak ve buna bağlı olarak yapılan rezerv miktarlarına yönelik hesaplamalardaki belirsizliği sürekli olarak azaltsa da hiçbir zaman tamamen ortadan kaldıramaz. Gözeneklilik (porosity), net kalınlık (net thickness) gibi birçok parametreye yönelik yapılan tahminler, kendi içerisinde belirli olasılıkları barındırmaktadır. Her bir parametreye yönelik tahminlerin birleşimi de kaynak ve rezerv miktarına yönelik tahminler yapmamızı sağlar. Sonuç olarak, yerin altında ne kadarlık bir kaynak bulunduğu, belirli rezerv kategorileri çerçevesinde teknik ve ekonomik olarak ne kadarlık kısmının üretilebilir olduğu, ekonomik kısıtların olmadığı durumlarda teknik olarak elde edilebilir kaynak (technically recoverable resource, TRR) miktarları sürekli olarak elde edilen yeni veriler ışığında güncellenir. Dolayısıyla petrol ve doğal gaz arama ve üretim faaliyetlerinde olasılıkların yoğun olduğu tablolar ve hesaplamalar bulunur.

 

Ticari olarak üretilebilir rezerv miktarı 3 kategoriye ayrılır: 

- Kanıtlanmış ya da ispatlanmış olarak ifade edilen (proved) rezerv, %90 ihtimalle yer üstüne çıkartılabilme ihtimali olan rezerv miktarını belirtir. Kanıtlanmış rezerv, 1P (ya da P90) olarak da adlandırılır. 

- Kanıtlanmış ve muhtemel (probable) rezerv toplamı (2P ya da P50 olarak ifade edilir) için ihtimal %50’dir. 

- Kanıtlanmış, muhtemel ve olası (possible) rezerv toplamı (3P ya da P10 olarak ifade edilir) için ihtimal %10’dur. Bir başka deyişle, %90 ihtimalle 3P miktarına ulaşılamaz. 

Yatırımcılar ve uluslararası kuruluşlar, %90 ihtimalle ticari olarak üretilebilme anlamına gelen kanıtlanmış rezerv miktarını (1P ya da P90) dikkate alırlar. Pek tabi bu miktar sahadaki yeni bulgular ve petrol/gaz fiyatları ile birlikte zaman içerisinde değişiklik gösterir. Bununla birlikte yeni sismik verileri ve sondaj kuyularından elde edilen bulgular ile 1P - 3P arasındaki fark zaman içerisinde azalır. Petrol ve doğal gaz arama-üretim endüstrisinin teknik, hukuki ve ekonomik detaylarına daha fazla ilgi duyanlar için pandemi döneminde 9 meslektaşımla birlikte kapsamlı bir kitap hazırladık. Yakında kitapçılarda yer bulmasını umuyoruz. 

 

Gelelim bu genel bilgiler ışığında Karadeniz’deki yeni gaz keşfimize yönelik diğer bazı detaylara:

 

Ülkemiz yetki alanlarındaki derin denizlerde petrol ve doğal gaz ruhsatlarının tamamı milli petrol şirketimiz TPAO’nun elinde bulunuyor. Bugün gaz keşfi yapılan ruhsat alanı için 2010 yılının Eylül ayında ABD’li Chevron şirketi (%50) ile TPAO (%50) arasında “Müşterek İşletme Anlaşması” ya da bir başka ifadeyle “Ortak Girişim ve Operasyon Anlaşması” (Joint Operating Agreement, JOA) yapıldığı görülüyor. Resmi Gazete’de yayımlanan bu anlaşmaya göre, üç adet arama kuyusunun delinmesi, masrafların Chevron’a ait olması, ilk iki kuyuda operatörün TPAO, üçüncü kuyuda Chevron olması, TPAO tarafından yapılan 2D ve 3D sismik etüdlerin masraflarının Chevron tarafından TPAO’ya geri ödenmesi, başarı durumunda ek 3D sismik etüdler yapılması ve geliştirme/üretim safhalarına geçilmesi durumunda masrafların ve paylaşımın anlaşma hükümleri uyarınca olması planlanıyor. Yine Resmi Gazete’de yayımlandığı üzere ruhsat alanında bir kuyu deliniyor ve 2013 yılının Nisan ayında diğer iki kuyuya yönelik yükümlülüklerini yerine getirmeyen Chevron ile anlaşma sona erdiriliyor. Keşfin o dönem yapılamamasının Chevron için büyük bir talihsizlik olduğu kesin. Büyük ölçekli bir şirket olsa da bugün kendi içlerinde bazı sorgulamalar yaptıklarını tahmin ediyorum. Keşfin o dönem yapılamamasına TPAO açısından bakacak olursak, bir açıdan şans bir açıdan şanssızlık diyebiliriz. Evet şimdi ortağımız yok ama gaz fiyatları o dönemlere göre çok düşük seviyelerde. Rakamlarla anlatmak gerekirse, bugün açıklanan miktarın Türkiye piyasasında bugün için değerinin 65 milyar dolar, spot gaz fiyatları dikkate alındığında 30-35 milyar dolar anlaşılıyor. Bu miktar gazın 2015 yılındaki piyasa değeri yaklaşık 200 milyar dolar seviyelerindeydi. O dönem varlık satışı ya da yeni ortaklık anlaşmaları ile gaz henüz üretim aşamasına geçmeden bile önemli kazanımlar elde etmek mümkündü. Pek tabi bu karşılaştırmayı ve hesaplamaları yaparken gazın kısa bir sürede üretilmeyeceğini, sahanın üretiminin 5-50 yıl sürebileceğini düşünmek gerekiyor. Peki ilerleyen dönemde, yani biz üretim aşamasına geçersek bu gazın değeri ne olur? 30 milyar dolar da olabilir, gaz fiyatlarının artmasıyla birlikte tekrar 200 milyar dolar seviyelerine de ulaşabilir. Sonuç olarak, neden şimdi keşfettik diye üzülecek halimiz yok. Gaz ithal eden bir ülke olarak gaz fiyatları artsın diye umut etmek de anlamlı olmayacaktır. Diğer detaylarla devam edelim.

TPAO’nun 21 Ağustos 2020 tarihinde yaptığı basın açıklamasından ve yapılan diğer açıklamalardan; 

-   TPAO’ya ait olan 6. nesil sondaj gemisi Fatih’in Tuna-1 kuyusunu delmeye devam ettiğini,

-   Sondajın 2115 metre su derinliğinde yapıldığını,

-   Açıklama yapıldığı tarihte yaklaşık 3500 metre toplam derinlikte olunduğunu,

-  Yapılan yaklaşık 1400 metrelik sondajda, 500 metrelik 2 kesitin geçildiğini, Pliocene ve Miocene kumlarda 100 metreden fazla doğal gaz ihtiva eden net formasyon kalınlığı (net pay thickness) görüldüğünü,

-  Jeofizik çalışmalarla 320 milyar metreküplük potansiyel kuru gaz (lean gas veya dry gas) hesaplandığını,

-     Hedef derinliğin 4525 metre olduğunu,

-     Sondajın devam ettiği aşağı kısımlarda 2 kesit daha beklendiğini,

-     İlk gaz üretimi için 2023 yılının hedeflendiğini anlıyoruz.

 

Kuyunun tamamlanmasının ardından, 3D sismik yapılacağı, tespit kuyularının açılacağı ve birtakım rezervuar detaylarının zaman içerisinde elde edileceği bekleniyor. Gazın derinliği, rezerv kayanın özelliği ve gazın kuru olması, ilk anda akıllara bu gazın biyojenik kökenli gaz (biogenik gas) olduğunu getiriyor. Biyojenik kökenli gaz, termojenik kökenli gaza (thermogenic gas) nazaran sığ alanlarda ve yüzeye daha yakın bulunur. Rezerv miktarı genellikle termojenik kökenli gazlara nazaran daha azdır. Gazlar bir diğer kategorik ayrımla kuru gaz ve ıslak gaz (zengin gaz, rich gas) şeklinde ikiye ayrılır. Biyojenik gazlar genellikle kurudur. Kuru gaz, içeriğinde ağırlıklı olarak metan ihtiva eden, karışım yönüyle çok zengin olmayan gazdır. Üretimi daha kolay ve görece daha az maliyetli olur. Dezavantajları ise aynı birim miktar bazında ıslak gaza göre daha değersizdir ve LNG’ye çevrilmesi daha zordur. Kuru gazların taşınmasında genellikle boru hatları daha uygun olur. Pek tabi bu değerlendirmeler ilk açıklamalar ışığında. Aşağıdaki potansiyel alanlara da ulaşıldığında ve gazın özelliklerine yönelik bilgilerimiz arttıkça değerlendirmeler şekillenecektir. 

Gelelim toplam yatırım tutarına. İlgili sahada üretim için nihai yatırım kararı verildiği durumda elimizde rezervuar miktarı, alan büyüklüğü, derinlik gibi parametreler açısından daha sağlıklı veriler olacaktır. Şu aşamada net bir rakam vermek için çok erken olmakla birlikte ön verilerle ve bir çok varsayım altında 5-6 milyar dolarlık bir yatırım gerekliliğinden söz edilebilir. Karadeniz’deki ilk gaz keşfimiz olan Akçakoca sahası için bugüne kadar yapılan yatırım tutarı proje ortaklarınca (Trillion Energy, 49%; TPAO, 51%) 608 milyon dolar olarak açıklanmıştır. Pek tabi orada Sakarya blogu için açıklanan miktarlara göre çok küçük bir miktardan ve sığ denizden bahsediyoruz. Akçakoca sahasının geliştirilmesi için delinen 23 kuyunun yatırım tutarı yaklaşık 300 milyon dolar, 4 adet üretim platformunun yatırım tutarı yaklaşık 200 milyon dolar, boru hattı ve kara işletme sahasının yatırım tutarı yaklaşık 100 milyon dolar seviyelerinde gerçekleşmiştir. Akçakoca sahası yaklaşık 100 metrelik sığ denizde ve anakaraya yaklaşık 10 km uzaklıktadır. Tuna-1 kuyusunun 2100 metre derin denizde ve anakaraya 175 km uzaklıkta olduğunu ve 1-10-100 kuralını hatırlayalım. Derin deniz sondaj gemilerimizin bize ait olması dolayısıyla Akçakoca’ya nazaran 5-10 kat, üretim platformları ve boru hatları yönüyle 10-15 kat yatırım ihtiyacı beklenebilir. Bu hesaplamaların mevcut ön bilgiler ışığındaki bir sahanın  geliştirilmesi için olduğu unutulmamalıdır. Umut ederiz ilerleyen çalışmalar ile alan genişler ve hem rezerv miktarı hem de rezerv miktarındaki artış dolayısıyla yatırım ihtiyacı artar. 

Her bir metreküp gaz keşfi kesinlikle çok ama çok önemlidir. Milli petrol şirketimize bir varlık değeri olarak eklenecektir. Ancak her miktar ekonomik olarak üretilebilir demek değildir. Bu sebeple rezerv miktarı ve kategorisi yani bir başka ifadeyle hangi oranda bir ihtimalle ne kadarlık bir miktarın teknik ve ekonomik açıdan üretilebilir olduğu büyük önem taşır. Bunun en yakın örneği Tuna-1 kuyusunun yaklaşık 80 km kuzeyinde OMW Petrom (50%) – ExxonMobil (50%) ortaklığındaki Karadeniz Neptun bloğudur. Domino-1 kuyusu ile 70 metrelik net formasyon kalınlığında gaz keşfi yapılmış, ilk gaz keşfinin ardından ilave tespit kuyularıyla (7 adet sondaj yapılarak) Neptun’de 42-84 bcm rezerv hesaplanmış ve şimdiye kadar toplam 1,5 milyar dolar (Exxon payı 750 milyon dolar) yatırım yapıldığı açıklanmıştır. Saha üretim safhasına geçememiş ve Exxon bu yıl başında sahadaki hissesini 250 milyon dolara satmak istemiştir. Karadeniz'de yakın iki ruhsat alanın sahibi Rus Lukoil şirketinin de bu alanla ilgilendiği bilinmektedir. Ancak göz önünde bulundurulması gereken hususlardan ilki yer altının homojen olmadığıdır. Sakarya blogunda Neptun blogundaki durumdan çok farklı bir yapıyla karşılaşmak mümkündür. Neptun blogunda görece daha sığ ve derin olmayan sondajlar yapılmıştır. Yer bilimcilerimizce Neptun bloğundan daha cazip görünen Sakarya bloguna yönelik yorumlar (Tuna nehrinin birikimlerinin Sakarya blogunda daha fazla olduğu yönünde) heyecan verirken, Tuna-1 kuyusunun çevresine yönelik alanlarla ilgili sismik çalışmaların ve tespit kuyularının sonuçları önem taşıyacaktır. Dikkate alınması gereken bir diğer husus ise, Romanya deniz yetki alanlarındaki keşiflerin ekonomik değer yönüyle ABD’li bir şirket ile TPAO arasında farklı olabileceğidir. Kendi deniz yetki alanlarımızdaki keşiflerle ve bize ait sondaj gemilerimizle başka bir şirkete cazip gelmeyen o miktardaki rezerv, Türkiye gaz piyasası açısından cazip hale gelebilir. Bu sebeplerle TPAO’nun önümüzdeki dönemlerde yakın alanlardaki keşiflerle ya da varlık satışlarıyla da ilgilenmesi beklenebilir. Son olarak, kendi topraklarımızda ve deniz yetki alanlarımızda petrol ve gazımızı üretebilmenin arz güvenliği yönüyle önemi muhakkak. Doğal gaz özelinde uzun dönemli anlaşmaların sona ermesiyle birlikte bize fiyat pazarlığının yanı sıra diğer kontrat hükümlerine yönelik (al ya da öde, yerine getirme hükmü, istikamet hükmü gibi) hususlarda da bir esneklik sağlaması beklenebilir. Tüm bunları netleştirebilmek için Tuna-1 kuyusunun tamamlanmasını, ilave sismik ve tespit kuyularının sonuçlarını bekleyeceğiz. Dileyelim hem Akdeniz’de hem Karadeniz’de devam eden çalışmalarımızdan güzel sonuçlar elde edilebilsin.

Sağlıklı günler dilerim. 

Dr. Okan YARDIMCI

Oxford, Ağustos 2020