BORU HATLARI LE PETROL TAIMA A Doal Gaz
BORU HATLARI İLE PETROL TAŞIMA A. Ş. Doğal Gaz Arz Güvenliğinin Sağlanması için Alternatif Arz İmkanları ve Gerekli Yatırımlar 1
Sunum İçeriği • Arz/Talep Durumları • Günlük Arz/Talep Durumları • Yıllık Arz/Talep Durumları • Projeler • FSRU • Ulusal İletim Sistemine Entegrasyonu • Görüşülen Firmalar Tablosu • Yeni ve Eski FSRU Kıyaslaması • Aliağa LNG Terminali Genişletme • Kuzey Irak • Proje Zaman Planı • Yatırım ve İşletme Maliyetleri Karşılaştırma Tablosu • Öneriler ve Sonraki Adımlar 2
BORU HATLARI İLE PETROL TAŞIMA A. Ş. Türkiye’nin 2016 -2024 Dönemi Günlük Doğal Gaz Arz Talep Durumu 3
BORU HATLARI İLE PETROL TAŞIMA A. Ş. Günlük Mevcut Arz Talep Durumu (Milyon Sm 3) 350 300 250 200 231 195 187 213 259 252 247 244 221 215 211 280 273 266 227 233 252 246 239 302 295 288 258 184 150 100 50 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 RUSYA BATI MAVİ AKIM İRAN AZERBAYCAN FAZ 1 AZERBAYCAN FAZ 2 TPAO DEPO TUZGÖLÜ DEPO FAZ 1 ALİAĞA LNG MARMARA EREĞLİ LNG Linefill ve Kesinti GERÇEKLEŞEN GÜNLÜK PİK TALEP TAHMİNİ GÜNLÜK PİK TALEP GERÇEKLEŞEN KIŞ AYLARI ORTALAMA TALEP TAHMİNİ KIŞ AYLARI ORTALAMA TALEP 2024 4
RUSYA BATI MAVİ AKIM İRAN 2013 Günlük Mevcut Arz Talep Durumu (Milyon Sm 3) 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 41 47 29 41 47 29 41 47 29 AZERBAYCAN FAZ 1 19 19 19 AZERBAYCAN FAZ 2 0 0 0 6 11 17 17 17 TPAO DEPO 20 20 20 25 25 25 TUZGÖLÜ DEPO FAZ 1 0 0 0 20 20 40 40 40 ALİAĞA LNG 16 16 16 MARMARA EREĞLİ LNG 18 18 18 LINEFILL VE KESİNTİ 35 35 35 TOPLAM GÜNLÜK ARZ MİKTARI 225 225 230 255 261 287 287 287 GÜNLÜK PİK TALEP 231 195 244 247 252 259 266 273 280 288 295 302 GÜNLÜK ARZ TALEP FARKI -6 30 -19 -17 -22 -4 -5 14 7 -1 -8 -15 KIŞ AYLARI ORTALAMA TALEP 187 184 213 211 215 221 227 233 239 246 252 258 KIŞ AYLARI ORTALAMA ARZ TALEP FARKI 38 41 12 19 15 34 34 54 48 41 35 29 5
Mevcut Durum ve Kamu Yatırımlarına Göre Günlük Arz Talep Durumu (Milyon Sm 3) 400 350 300 250 200 231 195 187 213 211 215 273 266 259 252 247 244 221 227 233 239 302 295 288 280 258 252 246 184 150 100 50 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 MEVCUT GÜNLÜK ARZ LINEFILL VE KESİNTİ MARMARA EREĞLİ LNG TUZGÖLÜ DEPO FAZ 2 TPAO DEPO İLAVE YATIRIM GERÇEKLEŞEN GÜNLÜK PİK TALEP TAHMİNİ GÜNLÜK PİK TALEP GERÇEKLEŞEN KIŞ AYLARI ORTALAMA TALEP TAHMİNİ KIŞ AYLARI ORTALAMA TALEP 6
Mevcut Durum ve Kamu Yatırımlarına Göre Günlük Arz Talep Durumu (Milyon Sm 3) 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 MEVCUT GÜNLÜK ARZ 190 190 195 220 226 252 252 252 LINEFILL VE KESİNTİ 35 35 35 MARMARA EREĞLİ LNG 0 0 0 9 9 9 9 TUZGÖLÜ DEPO FAZ 2 0 0 0 0 0 20 20 TPAO DEPO İLAVE YATIRIM 0 0 0 0 35 40 45 50 KAMU YATIRIMI TOPLAMI 0 0 0 9 9 9 44 49 74 79 KAMU YATIRIMI SONRASI GÜNLÜK ARZ 225 225 230 264 270 296 331 336 361 366 GÜNLÜK PİK TALEP 231 195 244 247 252 259 266 273 280 288 295 302 -6 30 -19 -17 -22 5 4 23 51 48 66 64 KIŞ AYLARI ORTALAMA TALEP 187 184 213 211 215 221 227 233 239 246 252 258 KIŞ AYLARI ORTALAMA ARZ TALEP FARKI 38 41 12 19 15 43 43 63 92 90 109 108 KAMU YATIRIMI SONRASI ARZ TALEP FARKI 7
BORU HATLARI İLE PETROL TAŞIMA A. Ş. Projeler 8
BORU HATLARI İLE PETROL TAŞIMA A. Ş. • Yeni Projeler • FSRU (Floating Storage and Regasification Unit) / Yüzer LNG Depolama ve Gazlaştırma Ünitesi • Aliağa Egegaz LNG Terminali Kapasite Artışı • Uluslararası Projeler • Kuzey Irak 9
BORU HATLARI İLE PETROL TAŞIMA A. Ş. Yeni Projeler 10
FSRU Yüzer LNG Depolama ve Gazlaştırma Ünitesi 11
BORU HATLARI İLE PETROL TAŞIMA A. Ş. FSRU • FSRU’lar gazlaştırma sistemine sahip LNG gemileridir. • Maksimum 300. 000 m 3 LNG depolama kapasitesine sahiptir. • Ancak piyasada genellikle 160. 000 -170. 000 m 3 LNG depolama kapasitesine sahip FSRU’lar kullanılmaktadır. • Yıllık 7, 5 milyar Sm 3’e kadar LNG gazlaştırma işlemi yapılabilmektedir. • Yeni bir FSRU ortalama 32 -36 ay gibi bir sürede inşa edilebilmektedir. • Platform için gerekli deniz derinliği 25 -40 metredir. • Dalga boyu < 3 metre olmalıdır. Gazlaştırma • Bir FSRU’nun depolama kapasitesinden bağımsız olarak günlük gazlaştırma (‘send-out’) kapasitesi 14. 000 Sm 3 ile 21. 000 Sm 3 arasında değişebilmektedir. Kısa süreli olarak 28. 000 Sm 3’e kadar çıkabilmektedir (yedeksiz çalıştırılarak). 12
BORU HATLARI İLE PETROL TAŞIMA A. Ş. Yüzer Platform (Single Point Mooring) 13
BORU HATLARI İLE PETROL TAŞIMA A. Ş. FSRU’nun Temini ve Ulusal İletim Sistemine Entegrasyonu 14
BORU HATLARI İLE PETROL TAŞIMA A. Ş. FSRU Temin Yöntemleri ve Maliyetleri • ‘Leasing’ (Finansal Kiralama) • Günlük kira bedeli kontrat süresine göre değişmekle birlikte ortalama 150. 000 ABD Doları/gün’dür. Bu ücret, yakıt ve vergiler hariç; yatırım, işletme maliyetlerini ve şirket kârını kapsamaktadır. • Satın Alma • Yaklaşık 300 milyon ABD Doları’dır. • İşletme maliyeti yıllık yaklaşık 12, 6 milyon ABD Doları’dır. 15
BORU HATLARI İLE PETROL TAŞIMA A. Ş. FSRU’nun Ulusal İletim Sistemine Bağlantısı İçin Gereken Çalışmalar ve Yatırımlar 1. ‘Offshore’ çalışmaları; FSRU’nun yanaşacağı yüzer platform (single point mooring) ve ‘Offshore’ boru hattı veya iskele ile ‘Onshore’ boru hattı inşası. 2. ‘Onshore’ işlemleri; ‘Onshore’ boru hattı ile Doğal Gaz İletim Sistemimize bağlantı. 3. Mevzuat işlemleri; Çevre ve Şehircilik Bakanlığı, UDH Bakanlığı, Gümrük ve Ticaret Bakanlığı, Maliye Bakanlığı, Kalkınma Bakanlığı ve EPDK’dan gerekli izin ve onayların alınması için gerekli girişimler başlatılmıştır. 16
BORU HATLARI İLE PETROL TAŞIMA A. Ş. Örnek Proje: FSRU’nun Ulusal İletim Sistemine Bağlantı Maliyeti İster ‘leasing’ ister satın alma olsun her iki durumda da, 20 Milyon Sm 3 ‘send-out’ kapasitesine göre BOTAŞ’ın üstleneceği bir yatırım maliyeti olacaktır; Söz konusu FSRU’nun Bandırma’ya bağlantısı için maliyetler toplamı yaklaşık 58 Milyon $’dır. Denizaltı Ekipmanı: 18 Milyon $ Yüzer Ekipman: 8 Milyon $ Offshore Sistem Montajı: 10 Milyon $ Denizaltı Boru Hattı: 10 Milyon $/24 inç 2 km için Kara Boru Hattı ve Bağlantısı: 12 Milyon $/30 inç, 4 km için 17
Örnek Proje: FSRU’nun BOTAŞ İletim Sistemine Bandırma Üzerinden Bağlantı Lokasyonu 18
BORU HATLARI İLE PETROL TAŞIMA A. Ş. FSRU Teminine İlişkin Görüşülen Firmalar 19
FSRU Leasing Şirketleri Höegh LNG Ülke Norveç Sojitz Corporation Japonya Bank of America Merrill Lynch ABD Durum Not 18 Aralık 2015 tarihinde ilk görüşme yapıldı. o Altyapının hazır olması durumunda 6 ay içerisinde geçici bir FSRU ve 2017 ilk çeyreğinde yeni FSRU'yu temin edebileceklerini ilettiler. o Firma aynı zamanda Cheniere (ABD) firması üzerinden LNG tedariği yapabileceğini iletmiştir. 11 Ocak 2016 tarihinde Marmara Ereğlisi LNG terminalinde bir toplantı yapılacaktır. o Şirket, LNG ticareti yapan LNG Japan şirketinin ortağıdır. LNG Japan’ın bir diğer ortağı Sumitomo’dur. o Sojitz Corp. alt şirketi olan Sojitz Marine’in yeni gemi inşa, ikinci el gemi 22 Aralık 2015 tarihinde E-Posta ve ticareti ve filo işletimi alanlarında faaliyet gösterdiği öğrenilmiştir. telefon iletişime geçildi. o Sojitz şirketi yetkilileri Sumitomo şirketi ile temasa geçip hem LNG hem de FSRU için ivedi olarak geri dönüş yapacaklarını bildirmişlerdir. o 15 Ocak 2016 tarihinde Ankara'da bir toplantı yapılacaktır 23 Aralık 2015 tarihinde ilk görüşme yapıldı. o FSRU ve spot LNG temin edebileceklerini ilettiler. Ayrıntılı bilgi bekleniyor. Eski bir FSRU'nun temini Yeni bir FSRU inşası 30 Aralık 2015 tarihinde Bir LNGC'nin FSRU'ya dönüştürülmesi alternatiflerini sundular. telekonferans yapıldı. Aynı zamanda firma ile LNG tedariği konusu görüşülecektir. 15 Ocak 2016 tarihinde Ankara'da bir toplantı yapılacaktır. 06 Ocak 2016 tarihinde ilk FSRU ve LNG tedariği konusunda ilk görüşme yapıldı. Firmadan bilgi beklenmektedir. görüşme yapıldı 18 Ocak 2016 tarihinde Ankara'da o 14 Ocak 2016 tarihinde FSRU ve LNG tedariği konusunda bir toplantı görüşülecek. yapılacaktır. o o o Golar LNG Norveç Trafigura İsviçre Excelerate Energy ABD Misc Berhad Malezya Cevap Bekleniyor BW Group Norveç Cevap Bekleniyor MOL Japonya Cevap Bekleniyor Cheinere ABD Cevap Bekleniyor Gunvor İsviçre/Global Cevap Bekleniyor 20
BORU HATLARI İLE PETROL TAŞIMA A. Ş. 1 AY 2 AY 3 AY 4 AY 5 AY 6 AY 7 AY 8 AY 9 AY 10 AY 11 AY 12 AY 13 AY 14 AY 15 AY 16 AY 17 AY 18 AY 19 AY 20 AY 21 AY 22 AY 23 AY 24 AY 25 AY 26 AY 27 AY 28 AY 29 AY FSRU Leasing Zaman Çizelgesi FSRU Projesi (Leasing) Danışmanlık Hizmeti/ Mühendislik/ 3 AY Kamulaştırma/ ÇED Çalışmaları İhalesi Mühendislik/Kamulaştırma/ÇED ve Teknik Şartnamenin Hazırlanması 8 AY FSRU Leasing İhalesi 4 AY Leasing Durumunda Teslim 4 Ay Onshore ve Offshore Yapım İhale Süreci 3 AY Onshore ve Offshore Lead Time 9 AY Onshore ve Offshore Yapım ve Montaj 6 AY 21
BORU HATLARI İLE PETROL TAŞIMA A. Ş. 1 AY 2 AY 3 AY 4 AY 5 AY 6 AY 7 AY 8 AY 9 AY 10 AY 11 AY 12 AY 13 AY 14 AY 15 AY 16 AY 17 AY 18 AY 19 AY 20 AY 21 AY 22 AY 23 AY 24 AY 25 AY 26 AY 27 AY 28 AY 29 AY 30 AY 31 AY 32 AY 33 AY 34 AY 35 AY 36 AY 37 AY 38 AY 39 AY 40 AY Yeni FSRU Satın Alma Zaman Çizelgesi FSRU Projesi (Satın Alma) Danışmanlık Hizmeti/Mühendislik/ 3 AY Kamulaştırma/ ÇED Çalışmaları İhalesi Mühendislik/Kamulaştırma /ÇED ve Teknik Şartnamenin Hazırlanması 8 AY 4 AY FSRU Satın Alma İhalesi Satın Alma Durumunda Teslim 32 AY Onshore ve Offshore Yapım İhale Süreci 3 AY Offshore ve Onshore Lead Time Onshore ve Offshore Yapım ve Montajı 9 AY 6 Ay 22
BORU HATLARI İLE PETROL TAŞIMA A. Ş. Yeni ve İkinci El FSRU Kıyaslaması 23
Yeni-İkinci El FSRU Satın Alma Avantaj & Dezavantajları Yeni FSRU Avantajları o Yakıt tüketimi 60% oranına kadar düşebilmektedir. o Talebe uygun depolama ve send-out kapasitesine İkinci El FSRU Avantajları o Temin süresi kısadır. o Maliyeti daha düşüktür. göre üretim esnekliği sağlar (14 -28 Milyon Sm 3/gün ve 300 bin m 3’e kadar depolama kapasitesi). o Kullanım ömrü daha uzundur (Yaklaşık 40 yıl). o ‘Zero send-out’ gün sayısı 21 güne kadar çıkabilmektedir. o ‘Boil-off’ gaz kaybı düşüktür. Dezavantajları o Sipariş üzerine üretildiğinden temin süresi uzundur. o Maliyeti daha yüksektir. Dezavantajları Temin imkanı kısıtlıdır. Kullanım ömrü daha kısadır. Yakıt maliyetleri daha yüksektir. Depolama ve ‘send-out’ için esnekliği daha azdır. o ‘Zero send-out’ gün sayısı 3 güne kadar düşebilmektedir. o ‘Boil-off’ gaz kaybı yüksektir. o o
BORU HATLARI İLE PETROL TAŞIMA A. Ş. Aliağa Egegaz LNG Terminali 25
BORU HATLARI İLE PETROL TAŞIMA A. Ş. Aliağa Egegaz LNG Terminali • 2 Adet 140. 000 m 3’lük depolama tankı mevcuttur. Toplam kapasite 280. 000 m 3’tür. • Aliağa Egegaz Terminali 16 milyon Sm 3/gün ‘send-out’ kapasitesine sahiptir. • Tekrar gazlaştırma ve sevk kapasitesi: 6 milyar m 3/yıl’dır. • İskele sistemi: 17 metre su derinliği ile Qmax LNG tankerlerine uygundur. • BOTAŞ Aliağa Egegaz LNG terminalinden 2013 yılında yaklaşık 1, 6 milyar Sm 3 2014 yılında yaklaşık 2, 1 milyar m 3 ve 2015 yılında yaklaşık 2, 55 milyar m 3 ‘send-out’ gerçekleştirmiştir. 26
Ja 14 n. Fe 14 b. M a 14 r. Ap 14 r. M a 14 y. Ju 14 n. Ju 14 l. Au 14 g. Se 14 p. Oc 14 t. No 14 v. De 14 c. Ja 15 n. Fe 15 b. M a 15 r. Ap 15 r. M a 15 y. Ju 15 n. Ju 15 l. Au 15 g. Se 15 p. Oc 15 t. No 15 v. De 15 c- 2014 -2015 Egegaz Aylara Göre Günlük Ortalama ‘Send -out’ Gerçekleşmesi (Milyon Sm 3) 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 27
BORU HATLARI İLE PETROL TAŞIMA A. Ş. Aliağa Egegaz LNG Terminali Kapasite Artırım Projesi • 16 milyon Sm 3/gün ‘send-out’ kapasitesine sahip olan terminalin, ‘send-out’ kapasitesinin ilk etapta %50 artırılarak 24 milyon Sm 3/gün’e çıkarılması planlanmıştır. • Bunun için 10 yıl boyunca 3 milyar m 3/yıl ‘throughput’ garantisi istenmektedir. • İkinci etapta ‘send-out’ kapasitesinin 50 milyon Sm 3/gün’e çıkarılması planlanmaktadır. • Bunun için 20 yıl boyunca 6 milyar m 3/yıl ‘throughput’ garantisi istenmektedir. 28
BORU HATLARI İLE PETROL TAŞIMA A. Ş. Mevcut Durum, Kamu Yatırımları ve Yeni Projelere Göre Günlük Arz Talep Durumu (Milyon Sm 3) 450 400 350 300 250 200 231 195 187 184 213 211 266 259 252 247 244 215 221 227 233 239 302 295 288 280 273 246 252 258 150 100 50 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 MEVCUT GÜNLÜK VE KAMU YATRIMLARI TOPLAM ARZI Linefill ve Kesinti ALİAĞA LNG FSRU GERÇEKLEŞEN GÜNLÜK PİK TALEP 29
Mevcut Durum, Kamu Yatırımları ve Yeni Projelere Göre Günlük Arz Talep Durumu (Milyon Sm 3) 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 MEVCUT GÜNLÜK VE KAMU YATRIMLARI TOPLAM ARZI 190 190 195 229 235 261 296 301 326 331 LINEFILL VE KESİNTİ 35 35 35 ALİAĞA LNG 0 0 8 8 34 34 34 FSRU 0 0 0 20 20 YENİ PROJELER TOPLAMI 0 0 8 28 54 54 54 YENİ PROJELER SONRASI GÜNLÜK ARZ 225 225 230 238 292 324 350 385 390 415 420 GERÇEKLEŞEN GÜNLÜK PİK TALEP 231 195 244 247 252 259 266 273 280 288 295 302 -6 30 -19 -17 -14 33 58 77 105 102 120 118 GERÇEKLEŞEN KIŞ AYLARI ORTALAMA TALEP 187 184 213 211 215 221 227 233 239 246 252 258 KIŞ AYLARI ORTALAMA ARZ TALEP FARKI 38 41 12 19 23 71 97 117 146 144 163 162 YENİ PROJELER SONRASI TOPLAM ARZ TALEP FARKI 30
BORU HATLARI İLE PETROL TAŞIMA A. Ş. Uluslararası Proje 31
BORU HATLARI İLE PETROL TAŞIMA A. Ş. Kuzey Irak • Kuzey Irak’ın mevcut ispatlanmış doğal gaz rezervi 3, 6 trilyon m 3’dür ve dünya rezervlerinin yaklaşık %2’sidir. • Gaz rezervlerinin %75’i ‘associated gas’dır. • Rezervlerin geliştirilip 7, 5 trilyon m 3’e ulaşabileceği öngörülmektedir. Geliştirilecek rezervin 4, 5 trilyon m 3’ünün ‘non-associated gas’ olacağı tahmin edilmektedir. • Kuzey Irak, Dünyada karalarda keşfedilmiş ancak geliştirilmemiş çok önemli petrol ve doğal gaz sahalarına sahip son bölgedir. • TEC ve KRG arasında 10 milyar m 3/yıllık bir anlaşma imzalanmıştır. Zamanlaması ve yıllar itibari ile alım miktarları işletme anlaşması imzalandıktan sonra belirlenecektir. 32
BORU HATLARI İLE PETROL TAŞIMA A. Ş. Mevcut Durum, Kamu Yatırımı, Yeni Projeler ve Uluslararası Projelere Göre Günlük Arz Talep Durumu (Milyon Sm 3) 500 450 400 350 300 250 200 244 231 195 187 213 184 247 211 252 215 259 221 266 227 273 233 280 239 288 246 295 252 302 258 150 100 50 0 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 MEVCUT GÜNLÜK VE KAMU YATRIMLARI TOPLAM ARZI LINEFILL VE KESİNTİ YENİ PROJELER TOPLAM KUZEY IRAK GERÇEKLEŞEN GÜNLÜK PİK TALEP 33
Mevcut Durum, Kamu Yatırımı, Yeni Projeler ve Uluslararası Projelere Göre Günlük Arz Talep Durumu (Milyon Sm 3) 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 MEVCUT GÜNLÜK VE KAMU YATRIMLARI 190 TOPLAM ARZI 190 195 229 235 261 296 301 326 331 LINEFILL VE KESİNTİ 1 35 35 35 YENİ PROJELER TOPLAM 0 0 8 28 54 54 54 KUZEY IRAK 7 0 0 0 9 9 9 14 14 14 ULUSLARARASI PROJELER SONRASI GÜNLÜK ARZ 225 225 230 238 292 332 358 393 404 429 434 GÜNLÜK PİK TALEP 231 195 244 247 252 259 266 273 280 288 295 302 ULUSLARARASI PROJELER SONRASI FARK -6 30 -19 -17 -14 33 66 85 113 116 134 132 KIŞ AYLARI ORTALAMA TALEP 187 184 213 211 215 221 227 233 239 246 252 258 KIŞ AYLARI ORTALAMA ARZ TALEP FARKI 38 41 12 19 23 71 105 125 154 158 177 176 ULUSLARARASI PROJELER TOPLAM 34
BORU HATLARI İLE PETROL TAŞIMA A. Ş. Türkiye’nin 2016 -2024 Dönemi Yıllık Doğal Gaz Arz Talep Durumu 35
BORU HATLARI İLE PETROL TAŞIMA A. Ş. Mevcut Anlaşmalar ve Kuzey Irak ile Yıllık Arz Talep Durumu (Milyar Sm 3) 70 60 51 53 57 55 59 61 62 64 65 50 40 30 20 10 0 2016 2017 2018 2019 Mevcut Kontratlar 2020 TANAP 2021 Kuzey Irak 2022 2023 2024 Yıllık Talep 36
Mevcut Anlaşmalar ve Kuzey Irak ile Yıllık Arz Talep Durumu (Milyar Sm 3) 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 MEVCUT KONTRATLAR 51 51 51 TANAP 0 0 1 3 5 6 6 KUZEY IRAK 0 0 0 3 3 3 5 5 5 TOPLAM ARZ 51 51 52 57 59 60 62 62 62 YILLIK TALEP 51 53 55 57 59 61 62 64 65 ARZ TALEP FARKI 0 -2 -3 0 0 -1 0 -2 -3 YILLAR 37
BORU HATLARI İLE PETROL TAŞIMA A. Ş. Proje Zaman Planı 38
BORU HATLARI İLE PETROL TAŞIMA A. Ş. 1 AY 2 AY 3 AY 4 AY 5 AY 6 AY 7 AY 8 AY 9 AY 10 AY 11 AY 12 AY 13 AY 14 AY 15 AY 16 AY 17 AY 18 AY 19 AY 20 AY 21 AY 22 AY 23 AY 24 AY 25 AY 26 AY 27 AY 28 AY 29 AY 30 AY 31 AY 32 AY 33 AY 34 AY 35 AY 36 AY 37 AY 38 AY 39 AY 40 AY 41 AY 42 AY 43 AY 44 AY 45 AY 46 AY 47 AY 48 AY Kapasite Artırım Projeleri Zaman Çizelgesi Kapasite Artırım Projeleri TPAO Yer Altı Depolama 1 Kapasite Artırımı Faz I AY Egegaz LNG Terminali Genişletme Faz I Marmara Ereğlisi LNG Terminali Kapasite Genişletme Faz I FSRU Leasing Egegaz LNG Terminali Genişletme Faz II FSRU Satın Alma Marmara Ereğlisi LNG Terminali Kapasite Genişletme Faz II (4. Tank İnşası) TPAO Yer Altı Depolama Kapasite Artırımı Faz II 12 AY 24 AY 29 AY 30 AY 40 AY 48 AY 2021 -2023 39
BORU HATLARI İLE PETROL TAŞIMA A. Ş. Yatırım ve İşletme Maliyetleri Karşılaştırma Tablosu 40
Çözüm Alternatifleri ve Yaklaşık Yatırım Bedelleri Yıllık Operasyonel Gider Yatırımlar Dahil Tahmini Birim Maliyet (USD/1000 m 3) 4 Alternatif Yatırım Bedeli NPV 1 Bağlantı Altyapı Yatırımı 2 FSRU Temini (Bugün Satın Alma NPV) 250 Milyon USD 58 Milyon USD 12. 6 Milyon USD 3 $17, 69 FSRU Temini (10 yıl süre ile Leasing + Satın Alma NPV) 355 Milyon USD 58 Milyon USD 12. 6 Milyon USD $18, 39 FSRU Temini (10 yıl süre ile Leasing NPV) 257 Milyon USD 58 Milyon USD 12. 6 Milyon USD $21, 45 FSRU Temini (5 yıl süre ile Leasing NPV) 150 Milyon USD 58 Milyon USD 12. 6 Milyon USD $25, 78 200 -250 Milyon USD 0 16 Milyon USD 5 $20, 00 Egegaz LNG Terminali Genişletme I 10 yıl süre ile 3 milyar m 3 ‘throughput’ garanti 0 54, 7 Milyon USD 6 $14. 55 7 Yeni Kara LNG Terminali Kurulması Yaklaşık 1 Milyar USD 0 40 Milyon USD $27, 50 8 BOTAŞ Marmara Ereğli LNG Terminali Kapasite Genişletme 41
Tablo Açıklamaları 1 FSRU'nun kiralanması veya satın alınması durumunda ödenen kira ve maliyetin (‘OPEX’ hariç) %10 indirgeme oranı kullanılarak Net Bugünkü Değeri (NPV) hesaplanmıştır. 2 FSRU temininde gazlaştırılan LNG'nin iletim sistemimize bağlanabilmesi için gereken altyapı yatırımıdır. 3 FSRU kiralama veya satın alma durumunda katlanılması gereken ‘OPEX’ (bakım -onarım, personel, sigorta) ve yakıt tüketimlerinin yıllık maliyeti hesaplanmıştır. 4 Yatırım ve operasyonel maliyetler dahil yıllara sari yapılan harcamaların NPV'sini sıfıra eşitleyen tarife. 5 2014 yılı Marmara Ereğlisi LNG terminali Hizmet Bedeli yaklaşık olarak 32 milyon USD’dir. Kapasitenin %50 artacağı düşünülürse ortalama hizmet bedeli artışı 16 milyon USD olacağı öngörülmüştür. 6 Geçmiş yıl ödemeleri ile kıyaslandığında bulunan rakam. 7 Egegaz mevcut gazlaştırma tarifesi. 8 1 Milyar USD ilk yatırım maliyeti ve yıllık 6 milyar Sm 3 gazlaştırma kapasitesi kullanılarak hesaplanmış tarifedir. Daha kapsamlı çalışmalar şirketlerle görüşmeler sonrasında yapılacaktır. 42
BORU HATLARI İLE PETROL TAŞIMA A. Ş. Öneriler ve Sonraki Adımlar • Arz güvenliği ile ilgili olarak BOTAŞ tarafından yapılacak hizmet alımı, proje ve yatırımlar için BOTAŞ’ın görevlendirilmesine ilişkin Bakanlar Kurulu Kararı istihsali, • FSRU’nun sisteme entegrasyonu için gerekli izin ve onayların ivedilikle alınması, • FSRU için gerekli bağlantı altyapısının ivedilikle inşa edilmesine ilişkin projenin başlatılması, • Egegaz’ın ilk aşama kapasite artış projesine başlaması için BOTAŞ ile Egagaz arasında gerekli hizmet alım sözleşmesi ve prosedürlerin hızlı bir şekilde tamamlanması, • Uzun dönemli ilave LNG tedarik anlaşması yapılması gerekmektedir. 43
BORU HATLARI İLE PETROL TAŞIMA A. Ş. İhale Süreçleri
BORU HATLARI İLE PETROL TAŞIMA A. Ş. KİK’e göre Yapım İşleri İhale Süreci Yapım İşleri İhalelerinde Açık İhale Usulüne Göre Yaklaşık Süreç Süre (Gün) İşlem Teknik Şartnamelerin tamamlanması ve İhale Onayının alınarak İhaleye çıkılmaya hazır olunması İhale İlanının Kamu İhale Bülteninde yayınlanması için 3 gereken süre İhale İlanının yayında kalması gereken minimum süre Tekliflerin açılması, değerlendirilmesi için gereken minimum süre İhale Yetkilisi tarafından İhale sonucunun karara bağlanması için gereken süre Kesinleşen İhale Kararının bildirilmesi için gereken süre Takvim X X+3 14/21/40 X+17/24/43 1 X+18/25/44 5 X+23/30/49 3 X+26/33/52 X+27/34/53 Tebligat süresi 1 İhale kararının bildirilmesinden sonra İdareye Şikayet Başvurusu için beklenecek süre 10 X+37/44/63 Sözleşmeye Davet için tebligat süresi 1 X+38/45/64 Sözleşmenin imzalanması için gereken süre 10 X+48/55/74
BORU HATLARI İLE PETROL TAŞIMA A. Ş. KİK’e göre Mühendislik Hizmeti Alımı İhale Süreci Danışmanlık Hizmet Alımında Belli İstekliler Arasında İhale Usulüne Göre Yaklaşık Süreç İşlem Süre (Gün) Teknik Şartnamelerin tamamlanması ve İhale Onayının alınarak İhaleye çıkılması İhale İlanının Kamu İhale Bülteninde yayınlanması için gereken süre Ön Yeterlik İlanının yayında kalması gereken minimum süre İhale Dokümanında değişiklik yapılması durumunda Zeyilname ile 20 gün ek süre Ön Yeterlik değerlendirmesi için gereken minimum süre Değerlendirme sonucu İhaleye davet edilen İsteklilerin tekliflerini sunmaları için beklenecek süre Tekliflerin değerlendirilmesi ve sonuçlandırılması için gereken minimum süre İhale Yetkilisi tarafından İhale sonucunun karara bağlanması için gereken süre Kesinleşen İhale Kararının bildirilmesi için gereken süre Tebligat süresi İhale kararının bildirilmesinden sonra İdareye Şikayet Başvurusu için beklenecek süre Sözleşmeye Davet için tebligat süresi Sözleşmenin imzalanması için gereken süre Takvim X 3 X+3 7/14 X+10/17 20 1 X+11/18 21/40 X+32/58 1 X+33/59 5 X+38/64 3 1 X+41/67 X+42/68 10 X+52/78 1 10 X+53/79 X+63/89
BORU HATLARI İLE PETROL TAŞIMA A. Ş. KİK’e göre İhale Süreçleri İhalelerde Şikayet Sürecindeki Disiplinel Süreler İşlem Süre (Gün) Takvim 10 X+52/78 10 X+62/88 Gerekçeli Karar’ın bildirilmesi için gereken süre 3 X+65/91 Tebligat süresi 1 X+66/92 10 X+76/102 20 X+96/122 5 X+101/127 Tebligat süresi 1 X+102/128 Sözleşmeye Davet için tebligat süresi 1 X+103/129 Sözleşmenin imzalanması için gereken süre 10 X+113/139 İhale kararının bildirilmesinden sonra İdareye Şikayet Başvurusu için beklenecek süre İdarenin şikayet başvurusuna değerlendirmesi ve Gerekçeli Karar’ın alınması için gereken süre İsteklinin Kamu İhale Kurumu’na itirazen şikayet başvuru süresi Kamu İhale Kurumu’nun başvuruyu değerlendirmesi için gereken süre Kamu İhale Kurulu Kararı’nın İdareye bildirilmesi için gereken süre
- Slides: 47