Yazarın notu: Büyük seçim bu hafta gerçekleşti ve beklenen oldu. Azeri gazını Avrupa'ya taşıyacak proje olarak TAP seçildi. Bu sebeple, "Nabucco West'in rakibi TAP" başlıklı yazımı "Büyük seçimin galibi TAP" olarak düzenleyerek yeniden yayınlıyorum.
Şah Deniz-II sahasının geliştirme çalışmaları sonucunda üretilecek doğal gazı Avrupa piyasasına ulaştırmayı planlayan projeler için Şah Deniz Konsorsiyumu [Shah Deniz Consortium (SDC)] tarafından şart koşulan 8 seçim kriteri, 15 Mart 2011 açıklamıştı. Bu tarihten itibaren, Hazar Denizi ve Orta Doğu’da üretilen doğal gazı Avrupa’ya taşımayı amaçlayan ve Güney Koridoru olarak adlandırılan güzergah kapsamında, hayata geçirilmek istenen projeler, söz konusu kriterler kapsamında değerlendirilerek, TAP (Trans Adriatic Pipeline/Trans Adriyatik Boru Hattı) ile ITGI (Interconnector Turkey-Greece-Italy/Türkiye-Yunanistan-İtalya Enterkonnektörü) ve Nabucco West (Nabucco Batı) ile SEEP (South East European Pipeline/Güneydoğu Avrupa Boru Hattı) arasında seçime gidilmişti. Bu seçimler sonucu, SDC, Şubat 2012’de TAP’ı ve Haziran 2012’de Nabucco West’i seçerek adı geçen diğer projeleri elemiştir. Adı geçen iki proje hakkında, son karar TAP'tan yana verildi ve 28 Haziran’da resmi olarak kamuoyuna duyurulacak. Büyük seçimin galibi TAP’ı biraz tanıyalım.
Trans Adriyatik Boru Hattı’nın Genel Özellikleri:
TAP, Yunanistan’dan, Arnavutluk ve Adriyatik Denizi üzerinden İtalya’ya, oradan da Batı Avrupa’ya Şah Deniz-II sahasında üretilecek olan doğal gazı taşımak üzere planlanmış bir boru hattı projesi. Proje, doğal gazın mevcut ITG (Interconnector Turkey-Greece/Türkiye-Yunanistan Enterkonnektörü) ile Gümülcine’ye taşınmasını, Yunanistan sınırlarında 478 km geçerek, Arnavutluk’a girişini ve Arnavutluk sınırlarında 204 km geçtikten sonra Fier şehrinden Adriyatik Denizi’ne girmesini, deniz altında inşa edilecek 105 km’lik boru hattından geçtikten sonra, İtalya Brindisi’ye varmasını ve Lecce’ye kadar yapılacak 4 km’lik yeni hat vasıtasıyla mevcut İtalyan hatlarına bağlanmasını öngörmekte. Gümülcine-Lecce güzergahında, 791 km uzunluğa sahip olacak boru hattının biri Selanik yakınlarında, biri Arnavutluk kıyısında olmak üzere yapılacak iki kompresör istasyonuyla yılda 10 milyar metreküp (bcm) kapasitesi olması planlanıyor. İhtiyaç halinde Yunanistan-Arnavutluk sınırına yapılacak bir kompresör istasyonuyla kapasitenin yılda 20 bcm’e çıkarılması hedefleniyor. Karada 18 mm kalınlığında çelikten 48 inç (gaz akışı 95 bar) çapında, denizde ise 25-36 mm kalınlığında çelikten 36 inç (gaz akışı 145 bar) çapında boruların kullanımı tasarlanıyor. Arnavutluk’un Dumre bölgesinde yapılacak olan doğal gaz depolama sahası da proje dâhilinde. Ayrıca boru hattının yılda 8 bcm kapasiteyle tersine akışı mümkün kılınacak.
TAP’ı planlama, geliştirme ve inşa etme hedefiyle 2008 yılında, İsviçreli EGL Group ile Norveçli Statoil ASA tarafından kurulan TAP AG firmasının hisse dağılımı, Mayıs 2010’da Alman E.ON Ruhrgas’in katılımıyla, %42,5 EGL Group, %42,5 Statoil ASA ve %15 E.ON Ruhrgas şeklinde.
Projenin tahmini bedeli 1,5 milyar euro. Bu maliyetin tamamen özel yatırımlarla karşılanacağı ve dış finansman/öz kaynak oranının 70/30 olduğu belirtiliyor.
TAP dahilinde hayata geçirilmesi planlanan bir diğer proje de, İyonya Adriyatik Boru Hattı (IAP/Ionian Adriatic Pipeline). IAP’nin, Arnavutluk’un Fier şehrinde TAP’a bağlanarak, Karadağ ve Bosna Hersek boyunca geçen ve Hırvatistan’ın Split kentinde son bulması planlanmakta. Boru hattının bu bölgede Hırvatistan’ın mevcut gaz dağıtım sistemine bağlanması öngörülüyor. Ayrıca projenin Hırvatistan’ın Krk şehrinde yapılması planlanan Adria LNG Terminali’ne kadar uzatılması da olası tasarılar arasında. Toplamda 512 km uzunluğunda olması öngörülen IAP’nin kapasitesinin yıllık 5 bcm (tek yönlü) olması planlanmakta. Bu projenin geliştiricileri, TAP AG ile birlikte Plinacro (Hırvatistan), BH-Gas (Bosna Hersek), Geoplin Plinovodi (Slovenya) ve Karadağ ve Arnavutluk hükümetleri.
IAP vasıtasıyla, eski Yugoslavya ülkeleri arasında küçük ve orta ölçekli enterkonnektörler inşa edilmesini öngören Batı Balkan Ringi (Western Balkans Ring/WBR) ile Yunanistan-Bulgaristan Enterkonnektörü’nün (Interconnector Greece-Bulgaria/IGB) de TAP’a entegrasyonu öngörülmekte[i].
SDC’nin Seçim Kriterleri ve TAP Sınıflandırması:
SDC’nin Şah Deniz-II sahasının geliştirme çalışmaları sonucunda üretilmesi beklenen yaklaşık 16 bcm gazın, Türkiye üzerine TANAP (Trans Anatolian Pipeline/Trans Anadolu Boru Hattı) vasıtasıyla Türkiye’nin Batı sınırına getirildikten sonra hangi proje ile Avrupa piyasasına taşınacağına karar verdiği sekiz kriter; ticarilik [commerciality], projenin teslim edilebilirliği [project deliverability], finansman sağlanabilmesi [financial deliverability], engineering design [mühendislik çalışması], uyum ve şeffaflık [alignment and transparency], işlerlik [operability], ölçeklenebilirlik [scalability] ve kamu politikası hususlarından [public policy considerations] oluşuyor. TAP’ın söz konusu kriterlere göre sınıflandırılmasını yapalım:
Ticarilik: Bu koşul kriter için üç kavramın (piyasa fiyatları, altyapıya erişim ücretleri, tarifeler) üzerinde durmak gerekir. Bu sebeple söz konusu proje vasıtasıyla doğal gazın taşınacağı ilgili piyasaların derinlikle incelenmeli. Avrupa’nın ‘artan talep-azalan üretim’ (Uzun vadede genel kabul bu yönde olsa da, 2011 yılında, üretimde meydana gelen düşüşü, tüketim de %9,9’luk bir azalma meydana izlemişti. 2012 yılında da tüketimde %2,2’lik bir düşüş meydana geldiği tahmin ediliyor) çelişkisinin yanı sıra, Rusya’ya olan ihracat bağımlılığını arttırmak istememe eğilimi hasebiyle, alternatif doğal gaz güzergahlarına olan Avrupa ilgisinin yükselen bir ivmeyle artması muhtemel kılıyor. BP istatistikleri baz alındığında, Orta Avrupa piyasasına oranla, TAP’ın son durağı olan İtalya piyasasında gazın satış fiyatının %5, IAP aracılığıyla ulaşılabilecek Güneydoğu Avrupa piyasasında %25 daha yüksek olması[ii] da, TAP için önemli bir avantaj. Fakat Gazprom’un Güney Akım’ın güzergahı olan ülkelerde yaptığı indirimler sonucunda, ülkelerin TAP’tan beklentisi olan $300/1000m3’lük fiyat, proje için şimdilik pek olası değil.
Yapılan yatırımın geri dönüşünün alınmasını fiyat kadar sağlayacak bir başka faktör olan uzun dönemli talep garantisi için de, IAP’nin gerçekleşmesi büyük öneme haiz. Bu projenin gerçekleşmesiyle, tek tek bakıldığında küçük olan fakat birleşimlerinden yıllık yaklaşık 10 bcm gaz talebi[iii] elde edilecek olan Balkan ülkelerinin, bu gaz talebi, TAP’ın ticariliği açısından çok önemlidir. Fakat TAP ve IAP hayata geçirilmeden, halihazırda Romanya, Macaristan, Hırvatistan ve Bulgaristan arasında yürütülen ve 2015 yılında tamamlanması beklenen enterkonnektör çalışmaları ile IGB’nin tamamlanmasının akabinde Yunanistan aracılığıyla mezkur ülke piyasalarına LNG olarak ulaşabilecek olan Katar gazı ve/veya Şah Deniz sahasında ilk etapta üretilecek olan Azeri gazının, söz konusu piyasaların talebini karşılayabilecek olması TAP için önemli bir risk arz etmekte[iv]. Fakat böylesi bir tabloda bir enerji terminali olacak olan Yunanistan’ın tüm doğal gaz altyapısını elinde bulunduran devlet şirketi DESFA’nın Azeri enerji şirketi SOCAR’a satılması, TAP’ın tüm bu projelere entegrasyonunu kolaylaştıran bir faktör oldu. Daha büyük bir risk ise, yeni yapılan LNG yatırımları sebebiyle yılda 20 bcm daha gaz alabilecek olan İtalya piyasası için TAP’tan gelen gazın arz fazlası olma[v] ihtimaliyle mevcut.
Altyapı erişim ücreti babında, bir doğal gaz boru hattı projesinin temel altyapı maliyetleri, dört kalemde ele alınabilir. İlk üç kalem olan, malzeme, işçilik ve mühendislik, etüt, yönetim ve çevresel masrafları içeren muhtelif kalemler, yaklaşık olarak toplam maliyette eşit paya sahip. Dördüncü kalem olan irtifak giderleri [right-of-way expenses] de %8-9’luk bir yer tutmakta. 2030 yılına kadar yapılan tahminler uyarınca, irtifak giderleri ile malzeme giderlerinin paylarının artması bekleniyor[vi]. Bu bağlamda, TAP’ın ortaklarının çelik üreticileriyle halihazırda var olduğu iddia edilen anlaşmaları ve nihai yatırım kararı verilmeden önce bu hususta herhangi bir yatırım yapmalarının gerekli olmaması[vii] dikkate alındığında, söz konusu projenin, malzeme kaleminde avantajlı olduğu ileri sürülebilir. İşçilik ve teknik olarak nitelendirilebilecek muhtelif giderler kalemleri açısından, projenin teknik yürütücülerinin deniz için Statoil ASA ile kara için E.ON Ruhrgas gibi kara ve deniz boru hattı projelerinde tecrübeli iki şirket olması önemli. İrtifak giderleri ise nihai yatırım kararının verilmesinden sonra karar verilecek olan nihai güzergah uyarınca değişim gösterecek. Ayrıca TAP’ın görece daha kısa bir güzergah izlemesi, bu projeyi altyapı maliyetleri ve dolayısıyla üretici marjı açısından cazip kılmaktadır. Bu çerçevede, Avrupa’nın en büyük doğal gaz altyapı operatörlerinden Belçikalı Fluxys’in TAP’a ortak olacağını açıklaması da proje için önemli bir artı.
“Ticarilik” kriterinin son ayağı olan tarifeler, SDC ortaklarından BP plc. İcra Başkanı Bob Dudley tarafından, projeler arasında yapılacak seçimin tek kıstası olarak gösterilmekte[viii]. Piyasa dedikoduları, Nabucco West’ten daha az maliyeti olan TAP’ın daha ucuza gaz taşıyacağı taahhütünü verdiği yönünde. Bu tarife oranının, kapasite artışı sağlandığında, projenin 5 yıl başlangıç kapasitesiyle işlemesinin ardından, alıcıların “al veya öde” garantisi vermeleri sonucu indirileceği ve bu indirimin, mevcut tahminlere göre yaklaşık %40 olacağı tahmin ediliyor[ix].
Projenin teslim edilebilirliği: Bu bağlamdaki yeterliliği test etmek amacıyla, projenin daha önceki takvimleriyle karşılaştırmaya gidilebilir. Daha önceki takvimlerin sürekli güncellenmesinden, projenin programında aksamalar olduğu ve öngörülerin doğru çıkmadığı sonucuna varılabilirse de, TAP’ın çalışma takviminin gaz tedarikinin sağlanacağı TANAP projesine uyumlu olacak şekilde değiştirildiği bir gerçek. Yine de bu bağlamda TAP, özellikle ‘irtifak’ konusunda sıkıntılar yaşadığı bilinen İtalya’da aynı zamanda ÇED’i (çevresel etki değerlendirme) yapmakta zorlanıyor. Bu kapsamda İtalya hükümeti, TAP’a bu konu için 9 ay daha ek süre tanıyarak, son tarihi Eylül 2013’e çekti. Arnavutluk ise 11 Nisan 2013’te TAP için gereken çevresel izinlerin tümünü verdi.
Fakat bu çerçevede, “TAP’ın Aşil topuğu” olarak görülen ve uzmanlar tarafından öngörülen “örgütsel” yetersizlikler de giderek aşılmaya başlanmıştır. Projenin en büyük eksikliği olarak görülen üçlü hükümetlerarası anlaşma (IGA/Intergovernmental Agreement) 13 Şubat 2013 tarihinde Arnavutluk, İtalya ve Yunanistan arasında imzalandı ve söz konusu anlaşma, 25 Mart 2013’te Arnavutluk Parlamentosu, 9 Nisan 2013 tarihinde Yunanistan Parlamentosu’nca onaylanmıştır. Bu anlaşmaların öncülü olarak kabul edilebilecek olan ve üç ülkenin de siyasi desteğini beyan ettiği Mutabakat Anlaşması, 28 Eylül 2012’de imzalanmış olsa da, bu imzaları takiben gelişen süreçte, özellikle ev sahibi ülke anlaşmaları bağlamında, Arnavutluk hariç hiçbir ülkede şimdilik aşama kaydedilememiştir. Fakat projenin bu çerçevedeki işlerinin daha kolay yürütülebilmesi için Arnavutluk, İtalya ve Yunanistan üçlü bir anlaşmayla bir ‘siyasi komite’ kurmuşlardır.
Bu bağlamda, İtalyan Enel veya ENI ile Yunan M&M (Mytilineos&Motor Oil), projeye birleşik hisseyle %20-30 ortak olmak istemektedir[x]. 27 Haziran 2012’de BP Şah Deniz Geliştirme Başkan Yardımcısı Al Cook’un “prensipte anlaştık” diyerek açıkladığı, şirketin TAP’a katılma isteğini[xi], finansal bir karar olmasının yanı sıra, ‘İtalya’nın projeye yasal ve ekonomik bakış açısını değiştirme’ amacı taşıyan stratejik bir hamle olarak okumak da mümkündür[xii]. Yunanistan’ın özellikle bir Yunan şirketinin projeye ortak olması ve iç piyasa tüketimi için projeden istenen yıllık 1,5 bcm gazın garanti edilmesi gibi ön koşulları muğlaklığını korusa da, 19 Aralık 2012 tarihinde Yunanistan ile TAP arasında başlayan görüşmeler sonucunda, TAP Yunanistan Genel Müdürü Rikar Skoufias’ın açıklamasına göre, 2013 yılı içerisinde Yunanistan, ev sahibi ülke anlaşmasını imzalayacaktır[xiii].
Finansman sağlanabilmesi: Bu anlamda, projenin en büyük avantajı, proje finansmanı planında hiçbir kamu sektörüne ait kuruluşun finansal desteğinin ve sübvansiyonların yer almaması. Başka bir deyişle, proje “Avrupalı vergi mükelleflerine yük olmamakta”. Ayrıca projenin, Avrupa Yeniden Yapılandırma ve Geliştirme Bankası (EBRD/European Bank for Reconstruction and Development) tarafından ‘güvenilir’ [bankable] olarak nitelendirilmesi de finansal olarak sağlamlığını ortaya koyuyor. Fakat Mart 2012’de, TAP’ın küçük ortağı E.ON Ruhrgas’ın RWE ile ortak olarak üstlendiği İngiltere’deki nükleer enerji santrali projesini finansal sebeplerden dolayı terk etmesi, Ağustos 2011’de 85.600 çalışanından 11.000’inin işine son vermesi ve 2010’da 4 yıldır sponsoru olduğu İngiltere Federasyon Kupası (FA Cup) ile anlaşmasını sonlandırması, şirketin kısa dönemli de olsa ekonomik sıkıntı yaşadığının bir göstergesi olarak düşünülebilir.
Finansman sağlama konusunda, TAP açısından yaşanan en büyük gelişme, Ağustos 2012’de SDC ile TAP AG arasında imzalanan ve projenin finansmanının SDC tarafından garanti edildiğini ortaya koyan anlaşma. Bu anlaşma doğrultusunda, projenin seçilmesi halinde, SDC’nin TAP’ta %50 paya sahip olacağı da belirtildi. Bu %50’lik pay, SOCAR ve BP %20’şer, Total %10 olmak üzere dağıtılacak.
Aynı zamanda, yukarıda belirtildiği şekilde, projeye BP’nin de ortak olma iradesi göstermesi, projenin finansmanı açısından kritik öneme haiz. Al Cook’un ortak olma kararını açıkladığı konuşmasında, katılımın temel saiklerinden birisini, “kısa dönemde kaynak sağlamak” olarak açıklaması da, E.ON Ruhrgas’in kısa dönemde yaşadığı finansal sıkıntıları kompanse edeceğinin ve BP’nin projeden alacağı %15 veya %20 hisseyle finansman konusunda söz sahibi olabileceğinin işaretidir.
Finansman yönetimi açısından Mart 2013’te, projenin finansal danışmanlığına ünlü Fransız yatırım bankası Société Générale’in seçilmesi önemli bir gelişmedir. 2010 ve 2012 yıllarında, sektörün en prestijli dergilerinden Infrastructure Journal tarafından Yılın Petrol & Gaz Finansmanı Danışmanı seçilen banka, özellikle sınırötesi boru hattı projelerinde önemli tecrübeye sahip. Bu bağlamda, Société Générale, Rusya’dan Almanya’ya gaz taşıyan Nord Stream (Kuzey Akım) Boru Hattı’nın finansal danışmalığını da yürütüyor. Fakat Fransa’nın süregiden ekonomik kriz sebebiyle, Société Générale’in 2013’ün ilk çeyreğinde elde ettiği net karda %50’lik bir düşüş yaşandı ve banka, ilk etapta 550 kişiyi işten çıkartıldı. Finansal açıdan bu kötüye gidiş, proje açısından soruna yol açabilir.
Finansal durumu sıkıntıya sokabilecek diğer olası gelişmeler ise, yukarıda bahsedildiği üzere İtalya ve Yunanistan’ın devlete ait şirketler aracılığıyla projeye dahil olma istekleri. Bu koşul, TAP’ın en büyük avantajı olan ‘devletlerden bağımsız finansman’ siyasasını zarar görmesine sebep olabilir. Aynı zamanda, dünyada halen etkisini gösteren mevcut ekonomik krizden Avrupa’da en çok etkilenen ülkelerinden olan Yunanistan ve İtalya’nın dolaylı da olsa, projeye fiilen dahlinin, projenin kredibilitesini düşürme riski de mevcut.
Mühendislik çalışması: TAP, deniz yatağı etüdünü de içeren temel mühendislik çalışmalarını, Mart 2007’da sonlandırdı ve 2007 yılında halen sürmekte olan masabaşı mühendislik çalışmalarına (FEED) başladı. Bu çalışmalar, öngörülen takvime uygun şekilde, Mart 2013’te sonlandırılırken, rakibi Nabucco West için bu tarih Ağustos’a sarktı. Ayrıca mühendislik projeleri kapsamında, TAP, tüm güzergah ülkelerine “her şey dahil” bir çalışma programı önermekte ve tüm teknik işlerin sorumluluğunu üzerine almakta. Bu bağlamda, TAP’ın teknik yürütücüsü olan iki şirketin ve projeye dahil olabilecek olan BP’nin tecrübeleri bir kez daha öne çıkmaktadır.
Uyum ve şeffaflık: Proje inşasının bitiş tarihi olarak öngörülen 2017 yılının, Şah Deniz-II sahasının üretime başlayacağı tahmin edilen yıl olması da, Şah Deniz olan uyumun bir göstergesidir. 22 Ocak 2013’te kamuoyuna duyurulan Hissedarlık Anlaşması’nın TAP ile SDC arasında imzalanmış olması da, proje açısından çok önemli bir kazanımdır.
Ayrıca SDC’nin iki büyük ortağından ve SDC Gaz Ticarileştirme Komitesi sorumlusu olan Statoil ASA’nın TAP’ın büyük ortağı olması ve SDC’nin diğer büyük ortağı ve aynı zamanda Konsorsiyum’un yürütücü olan BP’nin TAP’a ortak olma isteği de, projenin Şah Deniz’le teknik işbirliği içinde olması kendiliğinden gerçekleştirebilir. Bu bağlamda, SDC ile TAP arasında Ağustos 2012’de imzalanan İş Birliği Anlaşması da, bu teknik işbirliği kuvvetlendirecek bir gelişme.
Söz konusu kriterde belirtilen “şeffaflık” şartı, TAP’ın ortaklarının şeffaflığı zorunlu koşan borsada işleme açık olması ile test edilebilir. İsviçreli EGL Group, 1958’de İsviçre Borsası’na açılmasına rağmen, 2012 yılında şirketin Axpo tarafından alımının gerçekleşmesiyle, şirketin borsadaki hisseleri geri çekilmiş ve tek hissedarı Axpo haline geldi. Norveç devletine ait olan Statoil ASA, 2001 yılında özelleştirilerek %33 hissesi Oslo ve New York borsasına arz edilmiştir. TAP’ın küçük ortağı olan E.ON Ruhrgas ise halihazırda Frankfurt Borsası DAX Endeksi’nde işlem görmektedi.
İşlerlik: “Mezkur kriter hususunda projenin yeterliliği, TAP’ın ortaklarının faaliyet alanlarında yürüttükleri projelerdeki başarılarına ve mevcut durumlarına bakılarak ölçülebilir.
Projenin iki büyük ortağından biri olan EGL Group, İsviçre merkezli bir enerji ticareti şirketi. 2012 yılında İsviçre’nin en büyük enerji sağlayıcısı Axpo Group tarafından satın alınan EGL, İsviçre’nin kuzeydoğusunda bulunan kantonların en büyük enerji şirketi. Aralarında Türkiye’nin de olduğu 21 ülkede faaliyet gösteren şirkete ait toplam 2.338 MW enerji üreten tesisler bulunmaktadır. İtalya’da doğalgaz çevrim santrallerine sahip olan şirket, 2011 yılında 107,5 milyon İsviçre frankı (CHF) kar sağladı. Halihazırda off-shore rüzgar enerjisi projeleri olan Global Tech 1 ve Winbis ile Norveç ve Almanya enerji altyapılarını birbirine bağlayacak olan NorGer’in 1/6 ortağı.
Projenin diğer büyük ortağı Statoil ASA, Avrupa’nın ikinci büyük gaz sağlayıcısı ve 8.000 km’den fazla deniz altı boru hatlarıyla dünyanın en büyük boru hattı işletmecisi. Ekim 2011 itibariyle piyasa değeri 51 milyar euro. Avrupa’da bulunan Zeepipe, Statpipe, Europipe I-II ve Franpipe’ın gaz sağlayıcısı olmasının yanı sıra aynı zamanda teknik hizmet sağlayıcısı. Aynı zamanda Statoil ASA, Cezayir, Angola, Azerbaycan, Brezilya, Kanada, Çin, Libya, Nijerya, Rusya, ABD ve Venezuela’da belirli gaz sahalarında üretim çalışmalarını sürdürmekte. Statoil ASA’nın mevcut kredi notları, uzun dönemde Aa2 (Moody’s) ve AA- (S&P); kısa dönemde ise P-1 (Moody’s) ve A-1+’dır (S&P).
Projenin küçük ortağı E.ON Ruhrgas, dünyanın 30 ülkesinde faaliyet gösteren dünyanın en büyük özel sermayeli enerji sağlayıcı şirketi. Gazprom’un %6,4 hissesine sahip olan şirket, Kuzey Almanya’daki MEGAL Boru Hattı’nın %51 payıyla teknik ve ticari yürütücüsü konumda ve iştiraki olan Open Grid Europe şirketi, 11.600 km’den fazla doğal gaz boru hattına sahiptir. Daha çok nükleer enerji sektöründe faaliyet gösteren şirket, Almanya’nın ‘nükleer enerjiden çıkış’ kararıyla ve MEGAL projesindeki ortağı GdF Suez ile Avrupa Komisyonu’nun (AK) “antitröst kuralları”nı çiğnedikleri gerekçesiyle toplam 1,1 milyon avro cezaya çarptırılmasıyla birlikte finansal sorunlar yaşamaya başladı ve yeniden organizasyon faaliyetlerine girişerek yeni piyasalar arayışına girdi. 2011 yılında, tarihinde ilk defa bir önceki yıla göre gelirlerinde düşüş yaşayan E.ON, uzun dönemde A2 (Moody’s) ve A (S&P) olan kredi notları da geriledi. Yine de mevcut kredi notlarını, uzun dönemde A3 (Moody’s) ve A- (S&P); kısa dönemde P-2 (Moody’s) ve A-2 (S&P) seviyelerinde korumayı başardı.
Ölçeklenebilirlik: Bu bağlamda, TAP’ın, başlangıç kapasitesi olan 10 bcm’i, 20 bcm’e çıkarma teknik yeterliliğine sahip olması önemli. Bunun yanı sıra, yukarıda belirtilen proje dâhilinde yapılacak olan üçüncü bir kompresör yapma imkanı da projeyi avantajlı kılıyor. Aynı zamanda, ihtiyaç dahilinde, doğal gazın tersine akıtılarak farklı piyasalara ulaştırılma imkanı olması, projenin bu kriter açısından kritik öneme sahip özelliklerinden biri. Ayrıca, proje kapsamında düşünülen, yukarıda adı geçen IAP, WBR ve IGB projelerinin hayata geçirilerek tüm Balkanlar’a gaz ulaştırılması ihtimali, kriterde belirtilen “ihracat olanaklarının genişletilme ve eklenme potansiyeli” olarak değerlendirilmeli. Ayrıca TAP’ın son durağı olan İtalya’nın Avrupa’nın büyük doğalgaz piyasalarından Fransa, İsviçre ve Almanya’ya olan yakınlığı ve özellikle sıralanan ilk iki ülke ile arasında faaliyet gösteren enterkonnektörler olması da projenin ölçeklenebilirliği açısından çok önemli. Bu noktada, SDC’nın %10 hisseli ortaklarından Total A.S.’nin Fransa’ya Azeri gazının taşınması için istekli olacağı da gözden kaçırılmamalı.
Kamu politikası hususları: Azerbaycan’ın SOCAR üzerinden gaz piyasasında yürüttüğü stratejik hedefleri, Şah Deniz sahalarına yapılan yatırımların geri dönüşünün sağlanması, alıcıların çeşitlendirilmesi ve petrolde olduğu gibi hem upstream, hem de downstream alanlarında dünyada etkili bir oyuncu olmak[xiv] olarak ortaya konabilir. Bu hedefler doğrultusunda, Azerbaycan’ın uzun dönemde (20-25 yıl) yüksek fiyattan sabit bir talebi garantilemesi çok önemli.
Bu bağlamda, Azeri gazının TAP sayesinde İsviçre ve Fransa’ya İtalya aracılığıyla ulaştırılması, proje için önemli bir avantaj. Bu hususta kritik bir öneme sahip olan IAP’nin gerçekleştirilmesi ve TAP’ın kapasitesinin arttırılması halinde ise, bu piyasalara Güneydoğu Avrupa piyasası da eklenecek. Yukarıda belirtildiği üzere, yıllık 10 bcm gaz talep etmesi beklenen bu piyasa, alıcıların çeşitlendirilmesi hedefi için çok uygun. Ayrıca TAP’ın odağında olan bu iki piyasanın doğal gaz alım daha yüksek olması da, yatırımın geri dönüşünün daha hızlı alınmasını sağlayabilir.
Ayrıca Balkan piyasasına girişin sağlayacağı bir diğer avantajı da, Balkan ülkelerindeki altyapı ve downstream çalışmalarına yatırım yapma imkanı tanıması. Özellikle doğal gaz altyapısı ve kullanımı olmayan Arnavutluk, Karadağ ve Kosova’nın doğal gaz kullanımı için tüm donanımlarının tamamlanması ve piyasaya entegrasyonu çalışmaları, Azerbaycan’ın stratejik hedefleri konusunda, bu piyasayı cazip kılıyor[xv]. SOCAR’ın bu tür çalışmaları Gürcistan, Romanya, Ukrayna ve İsviçre’de petrol alanında yapması, yukarıda adı geçen ülkelerde benzer çalışmaları doğal gaz alanında da yapmak isteyeceğinin işareti.
Bu kriterde bahsi geçen Avrupa Komisyonu’na uyum kapsamında, projenin katkı sağlamak zorunda olduğu süreçler, Avrupa’nın enerji arz güvenliğinin sağlanması ve Rusya’ya olan ithalat bağımlılığının azaltılması olarak sıralanabilir. Arz güvenliğinin sağlanması adına, projenin yeni depolama alanı inşasını içermesi ve tersine akış imkanıyla ihtiyaç halinde farklı bölgelere gaz dağıtımı imkanı sağlaması, TAP’ın önemli artılarından.
Ayrıca Balkan ülkelerinin Avrupa gaz piyasasına entegrasyonu, Avrupa’nın enerji arz güvenliğinin daha yukarıya taşınması anlamına gelmekte. Rusya’nın tek doğal gaz satıcısı olarak tekel olduğu bu bölgeye, Azeri gazının girmesiyle bu tekelin kırılma imkanı doğacak. Rusya’dan gelen dışında bir ikinci satıcıdan gelecek gazın alternatif bir boru hattıyla bölgeye ulaştırılması, aynı zamanda bölgenin enerji arz güvenliği açısından çok önemlidir. Bu bağlamda, AK’nin Üçüncü Enerji Paketi’nde öngörülen “Üçüncü Taraf Erişimi” [The Third Party Access] kararını 17 Mayıs 2013’te aldı.
Ülkeler düzeyinde ele alacak olursak, Arnavutluk’un, ülkenin en büyük seviyedeki doğrudan yabancı yatırımını bu proje sayesinde alacak olması ve dolayısıyla yaratılacak istihdam ve gelişme imkanları dolayısıyla, projeyi istikrarlı bir şekilde destekleyeceği öngörülebilir. Ayrıca, projeyi hem ITGI ile girdiği seçimden galip çıkması, hem de SDC’nin projenin finansmanını garanti etmesi, projenin arz edicisi olarak paydaşı olan SDC’den ‘tam destek’ aldığının işareti. Bunlara ek olarak, alıcı konumunda projenin paydaşı olan Avrupa Birliği (AB), projeye desteğini, 2003 yılında projeyi ‘müşterek menfaat projesi’ [project of common interest] ilan ederek açıkladı. Ayrıca, 2011’de AB Enerji Komisyonu Üyesi Gunther Oettinger, “TAP’ın Avrupa için en ideal proje”[xvi] olduğunu belirtmişti.
Öte tarafta ise ABD, TAP’tan ziyade Nabucco West’in ülkenin dış politika hassasiyetlerine uyduğu, Nabucco West’in Rusya’ya enerji konusunda tam bağımlı ülkelere gaz sağladığı ve TAP’ın gaz tedariği sağlayacağı piyasalarınsa zaten Kuzey Afrika tarafından beslendiği gerekçeleriyle, TAP’ı desteklememesi, mezkur proje için büyük bir siyasi destekten mahrum olma anlamına geliyor[xvii].
Bitirirken
Uzun uzun anlatılan şu kısa tabloda özetleyerek bitirmek okunurluk açısından daha faydalı olacak sanki:
Olumlu yönler
· Doğal gazın Avrupa piyasası için yükselen bir ivmeyle önem kazanması,
· Projenin doğal gazı ulaştırdığı ve IAP aracılığıyla ulaştırabileceği pazarların piyasa fiyatlarının ortalamanın üzerinde olması,
· Altyapıya erişim ücretleri kapsamında çelik üreticilerine yakınlığı ve Fluxys'in ortaklık isteği,
· Tarifede indirim yapabilme olanağına sahip olması,
· Proje ortaklarının projeyi zaman ve bütçe kısıtlamaları çerçevesinde teslim edebilecek tecrübe ve teknik yeterliliğe sahip olmaları,
· Kamu sektöründen hiçbir destek alınmadan projenin yapılacak olması,
· BP gibi hem SDC’de bulunan hem de dünyanın en büyük enerji şirketlerinden olan bir şirketin projenin ortağı olmak için istekli olması,
· SDC’nin proje finansmanını garanti etmesi ve projeye ortak olma ihtimali,
· Proje ortaklarının mühendislik çalışmalarını sorunsuzca yürütecek yeterliliğe sahip olmaları,
· Proje takviminin Şah Deniz’in takvimiyle uyumlu olması,
· SDC’nin büyük ortaklarından Statoil’ın TAP’ın ortağı olması sebebiyle teknik işbirliğe yatkınlık,
· TAP’ın ortaklarından ikisinin borsaya açık olması,
· Proje ortaklarının uzun dönemde projeyi yürütebilecek yeterliliğe sahip olması,
· Statoil ASA ve E.ON Ruhrgas’in kredi notlarının ‘yatırım yapılabilir’ seviyesinin üstünde olmaları,
· Projenin kapasitesinin arttırılabilir olması,
· Projenin doğal gazı ulaştırdığı pazarın büyük piyasalara yakınlığı,
· Projenin ek ihracat olanakları yaratabilecek olması,
· Projenin Azerbaycan stratejik hedefleri ve Avrupa Komisyonu’nun öncelikleriyle uyumlu olması,
· Proje paydaşlarından SDC ve AB’nin desteğini almış olması.
Olumsuz yönler
· Gazın ulaştırılacağı İtalya piyasasının ve ulaştırılabilme ihtimali olan Balkan piyasasının doyuma ulaşma riski,
· Projenin bir önceki takvimine göre aksamalar meydana gelmesi,
· E.ON Ruhrgas’in kısa dönemli finansal sıkıntı içinde olması,
· Yunanistan ve İtalya’nın siyasi destek için şart koşabileceği ilgili ülkelerin devlete ait enerji şirketlerinin, projenin ‘devlet desteği olmadan’ finanse edilmesi özelliğini zedeleyebilecek olması,
· Yunanistan ve İtalya’nın içinde bulundukları ekonomik krizden dolayı projenin finansal güvenilirliğine zarar verebilme ihtimali,
· Projenin büyük ortaklarından EGL Group’un borsaya açık olmaması,
· E.ON Ruhrgas’in uzun dönemde kredi notunun düşürülmüş olması,
· ABD’nin dış politikasına uygun olmadığı için ABD tarafından desteklenmemesi.
[vii] Kjetil Tungland (2010), “Opening the Southern Corridor”, s. 6, Caspian Oil & Gas 2010 (Bakü), 2 Haziran 2010
[ix] Gulmira Rzayeva ve Dr. Theodoros G.R. Tsakiris (2012), Strategic Imperative: Azerbaijani Gas Strategy and the EU’s Southern Corridor, s. 9, Baku: SAM Center for Strategic Studies,
[xii] Gulmira Rzayeva ve Dr. Theodoros G.R. Tsakiris (2012), Strategic Imperative: Azerbaijani Gas Strategy and the EU’s Southern Corridor, s. 30, Baku: SAM Center for Strategic Studies,
[xiv] Stanislav Pritchin (2010), “Azerbaijan’s New Gas Strategy”, Turkish Policy Quarterly,
[xv] Gulmira Rzayeva ve Dr. Theodoros G.R. Tsakiris (2012), Strategic Imperative: Azerbaijani Gas Strategy and the EU’s Southern Corridor, s. 34, Baku: SAM Center for Strategic Studies,
