1 Doğal Gaz Arz Güvenliğinin Sağlanması için Alternatif Arz İmkanları ve Gerekli Yatırımlar

2 Türkiye’nin 2016-2024 Dönemi Yıllık ve Günlük Doğal Gaz Arz Talep Durumu

3 Yıllık Doğal Gaz Arz -Talep DurumuYILLAR1 MEVCUT DURUM DOĞU AKDENİZ VE KUZEY IRAK GAZI GELİRSE YILLIK ARZ (Milyar Sm3) YILLIK TALEP (Milyar Sm3) FARK YILLIK ARZ (Milyar Sm3) 2016 51 2017 53 -2 2018 52 55 -3 2019 54 57 2020 56 59 2021 61 -4 60 -1 2022 62 -5 65 3 2023 64 -7 1 2024 -8 arasındaki dönemde gerek yıllık bazda gerekse günlük bazda (Türkiye'nin kış döneminde artan günlük pik çekiş miktarlarının oluşturacağı ilave talep) oluşacak arz açığı spot piyasadan LNG tedarik edilerek karşılanabileceği öngörülmüştür.

4 Mevcut Alım Anlaşmaları ve Giriş Noktalarına Göre Günlük Arz Miktarları2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 RUSYA BATI 1 42,00 MAVİ AKIM 47,36 İRAN2 28,60 AZERBAYCAN FAZ 1 3 18,68 AZERBAYCAN FAZ 2 5,70 11,30 17,00 TPAO DEPO (2,841 BCM) 25,00 ALİAĞA LNG 4 16,00 MARMARA EREĞLİ LNG5 18,00 Toplam Günlük Arz 195,63 201,33 206,93 212,63 Günlük Pik Talep 247 252 259 266 273 280 288 295 302 GÜNLÜK ARZ TALEP FARKI -51,37 -56,37 -57,67 -59,07 -60,37 -67,37 -75,37 -82,37 -89,37

5 Tablo Açıklaması 1 BOTAŞ'a ait 4 bcm/yıllık Rusya Federasyonu Batı hattı Anlaşması 31 Aralık 2021 yılında sona erecektir. Anlaşmanın aynı miktarda uzatılacağı varsayılmıştır. 2 İran ile yapılan anlaşma 29 Temmuz 2026 tarihi itibari ile sona erecektir 3 Azerbaycan (Faz 1) ile yapılan anlaşma 16 nisan 2021 tarihinde sona erecektir. Aynı miktarda devam edeceği varsayılmaktadır. 4 Aliağa LNG'nin send out kapasitesinin 2016 yılı sonunda 24 mcm/güne, 2018 yılında 49 mcm/güne 2019 yılı ve sonrasında 50 mcm/güne çıkacağı varsayılmıştır. 5 Nijerya anlaşması 1 Ekim 2021 yılında Cezayir ise 1 Ekim 2024 tarihinde sona erecektir. Anlaşmaların aynı miktarda devam edeceği varsayılmaktadır.

6 Arz Açığını Karşılama AlternatifleriMuhtemel Kuzey Irak ve Doğu Akdeniz gazı dışında boru gazı olarak orta vadede yeni bir alternatif öngörülmemektedir. Bu sebep ile arz açığının karşılanması için mevcut piyasa koşullarında en gerçekçi alternatif ilave LNG tedariğidir. Bu kapsamda; Marmara Ereğlisi LNG Terminali Kapasite Artışı Egegaz LNG Terminali Kapasite Artışı TPAO Yeraltı Depolama Tesisi Kapasite Artırımı FSRU (Yüzer Depolama ve Gazlaştırma Ünitesi) temini Yeni Bir Sabit LNG Tesisi İnşası

7 Marmara Ereğlisi LNG Terminali GenişletmeQmax ve Qflex gemilerinin yanaşabilmesi için Dolphin projesi İnşaatı tamamlanma aşamasındadır yılı Nisan ayında hizmete alınacaktır. Send out kapasitesinin %50 artırılması projesi Mühendislik çalışması tamamlanmıştır. YPK kararı ve Kalkınma Bakanlığı’nın fizibilite onayını müteakip 2016 yılı Ocak ayı sonunda yapım ihalesine çıkılacaktır. Bu ihale kapsamında mevcut tesisin send-out kapasitesinin 18 Milyon Sm3/gün’den 27 Milyon Sm3/gün’e, depolama tankı kapasitesinin ise m3’den m3’e çıkarılması için 4.tankın inşa edilmesi ve bununla alakalı altyapı çalışmaları gerçekleştirilecektir. Bu projenin ilk 2 yılı sonunda send out kapasitesi 27 Milyon Sm3 /gün ’e, 4. tankın inşaatı ise 4. yılda tamamlanacaktır. Bu projenin finansman ihtiyacı %100 BOTAŞ Özkaynaklarından karşılanacaktır.

8 Egegaz LNG Terminali GenişletmeEgegaz LNG tesisinin send out kapasitesinin 16 Milyon Sm3 /günden 24 Milyon Sm3/gün’e çıkarılması için gerekli süre 12 ay ve talep edilen throughput garantisi 10 yıl süre ile 3 bcm/yıl’dır. Mevcut tarife ve 10 yıl süre ile 3 bcm/yıl throughput garantisi ile bu işe başlanılması gerekli Bakanlar Kurulu Kararı ile arz güvenliği kapsamında BOTAŞ’ın talimatlandırılması halinde uygun görülmektedir. Halihazırda Bakanlar Kurulu Kararı ile Egegaz’dan 1’er yıllık dönemler ile gazlaştırma hizmeti alınmaktadır. Send out kapasitesinin 16 Milyon Sm3/günden 50 Milyon Sm3 /güne çıkarılması için 3. tankın inşası ve ilgili altyapı yatırımlarına ihtiyaç duyulmaktadır. Bunun için tahmini yatırım süresinin ay olabileceği Egegaz yetkilisince ifade edilmiştir. 50 Milyon Sm3/gün kapasiteye çıkarmak için Egegaz BOTAŞ’tan yeni bir hizmet tarifesi ve yılda 6 bcm 20 yıl süre ile throughput garantisi talep etmektedir. Bu müzakere edilmesi gereken bir husustur.

9 TPAO Yeraltı Depolama Tesisi Kapasite ArtırımıTPAO depolarının mevcut 20 milyon Sm3 gün olan send out kapasitesinin 25 Milyon Sm3 ‘e çıkarılması çalışmaları tamamlanma aşamasındadır. 2016 Ocak ayı sonu itibari ile deponun send out kapasitesinin günlük 25 milyon Sm3’e çıkarılacağı TPAO yetkililerinden öğrenilmiştir. İkinci faz genişletme projesi kapsamında yıllık depolama kapasitesinin 2,6 milyar Sm3’den 4,3 milyar Sm3’e ve günlük send out kapasitesinin de 25 milyon Sm3’ten kademeli olarak 75 Milyon Sm3 ‘e çıkarılması projesinin 2024 yılında tamamlanabileceği öngörülmektedir.

10 FSRU’nun Temini ve BOTAŞ İletim Sistemine Entegrasyonu

11 FSRU Floating Storage and Regasification Unit GazlaştırmaFSRU’lar gazlaştırma sistemine sahip LNG gemileridir. Maksimum m3 LNG depolama kapasitesine kadar üretilebilmektedir. Piyasada genellikle m3’lük FSRU’lar kullanılmaktadır. Yıllık 7,5 milyar Sm3 LNG gazlaştırma işlemi yapılabilmektedir. Ortalama ay gibi bir sürede üretilebilmektedir Gazlaştırma Bir FSRU’nun depolama kapasitesinden bağımsız olarak günlük gazlaştırma (send-out) kapasitesi m3 ile m3 arasında değişebilmektedir. Kısa süreli m3‘e kadar çıkabilmektedir (yedeksiz çalıştırılarak).

12 FSRU

13 Offshore’da yapılacak çalışmalarFSRU’nun Doğal Gaz İletim Sistemimize Bağlantısı İçin Gereken Çalışmalar ve Yatırımlar Offshore’da yapılacak çalışmalar FSRU’nun yanaşacağı yüzer platform (single point mooring) ve Offshore boru hattı veya iskele ve Onshore boru hattı inşası Onshore’da yapılacak işlemler Onshore boru hattı ile BOTAŞ ana iletim sistemine bağlantı. Mevzuatsal işlemler Çevre ve Şehircilik Bakanlığı, UDH Bakanlığı, Gümrük ve Ticaret Bakanlığı, Maliye Bakanlığı, Kalkınma Bakanlığı ve EPDK ile gerekli izin ve onayların alınması .

14

15 FSRU Temin Yöntemleri ve MaliyetleriLeasing (Finansal Kiralama). Günlük kira bedeli kontrat süresine göre değişebilmek ile birlikte ortalama ABD Doları’dır. Leasing, yakıt ve vergiler hariç yatırım, işletme maliyetlerini ve şirket karını kapsamaktadır. Satın alma Yaklaşık 300 milyon ABD Doları İşletme maliyeti yıllık yaklaşık 15,7 milyon ABD Doları

16 FSRU’nun BOTAŞ İletim Sistemine Bağlantı Maliyetiİster leasing ister satın alma olsun her iki durumda da, 20 Milyon Sm3 send-out kapasitesine göre BOTAŞ’ın üstleneceği yatırımın dağılımı Denizaltı Ekipmanı: 18 Milyon $ Offshore Sistem Montajı: 10 Milyon $ Yüzer Ekipman: 8 Milyon $ Kara Boru Hattı ve Bağlantısı: 3 Milyon $/30 inch, 1 km için Denizaltı Boru Hattı: 5 Milyon $/24 inch 1 km için

17 FSRU’nun Temini ve BOTAŞ İletim Sistemine Bağlantısını Kapsayan Süreçler (KİK Mevzuatına Göre)Danışmanlık hizmeti/Mühendislik/Kamulaştırma/ÇED çalışmaları ihalesi 3 ay. Mühendislik/Kamulaştırma/ÇED ve Teknik Şartnamenin hazırlanması 8 ay FSRU’nun Leasing ya da satın alma ihalesi 4 ay Yeni bir gemi sipariş edilirse, yapım ve teslim süresi ay Leasing’de piyasadaki mevcudiyetine göre teslim süresi değişebilmektedir. (Minimum 4 ay) Onshore ve offshore Yapım ihale süreci 3 ay Onshore ve offshore Yapım ve montaj 15 ay Buna göre; Mevcut bir FSRU’nun satın alınması veya finansal kiralama yöntemi ile devreye alınma süresi yaklaşık 29 ay, Yeni bir FSRU inşa ettirilip satın alınarak devreye alınması yaklaşık 40 aydır.

18 Yeni Bir Sabit LNG Terminali KurulmasıYaklaşık 1- 1,5 milyar ABD Dolar yatırım bedeli ve 5-6 yıl bir proje tamamlanma süresi gerekmektedir.

19 ALTERNATİF ARZ KAYNAKLARI VE GEREKLİ YATIRIMLAR TAMAMLANDIĞINDA GÜNLÜK ARZ TALEP DURUMU

20 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Mevcut Günlük Arz 195,63 201,33 206,93 212,63 TUZGÖLÜ DEPO 6 0,00 20,00 40,00 60,00 TPAO DEPO İLAVE YATIRIM (3,287 BCM/3,787 BCM/4,287 BCM) 35,00 45,00 50,00 ALİAĞA LNG 8,00 24,00 34,00 MARMARA EREĞLİ LNG 9,00 KUZEY IRAK 7 8,50 14,00 DOĞU AKDENİZ 8 FSRU Yeni Sabit LNG Alternatif Yatırımların Toplam Arzı 73,00 91,50 111,50 146,50 165,50 190,50 195,50 Alternatif Yatırımlar (Kuzey Irak ve Doğu Akdeniz Dahil) ile Toplam Arz 203,63 274,33 298,43 324,13 359,13 378,13 403,13 408,13 ALTERNATİF YATIRIM SONRASI GÜNLÜK ARZ TALEP FARKI -51,37 -48,37 15,33 32,43 51,13 79,13 90,13 108,13 106,13

21 Tablo Açıklaması yılı sonrası devreye alınacak ilave Kavernalar ile %50 kapasite genişletilmesi düşünülmektedir 7 Kuzey Irak'ın 2019 yılında 3 bcm olarak devreye gireceği ve yıllar itibari ile bcm olarak devam edeceği varsayılmıştır. 8 Doğu Akdeniz'in 2022 yılında 3 bcm olarak devreye gireceği ve yıllar itibvari ile bcm olarak devam edeceği varsayılmıştır.

22 Çözüm Alternatifleri ve Yaklaşık Yatırım Bedelleri

23 Yatırım Bedeli (Milyon USD) Yıllık Hizmet Bedeli (Milyon USD) Alternatif Yatırım Bedeli (Milyon USD) Yıllık Hizmet Bedeli (Milyon USD) Birim Hizmet Bedeli (USD/1000 Sm3) Sağlayacağı Ek Kapasite (Milyon Sm3 /Gün) Sağlayacağı Ek Kapasite (Milyar Sm3/Yıl) Devreye Gireceği Tarih FSRU Temini (10 yıl süre ile Leasing NPV) +Bağlantı Yatırımı (yıllık 4bcm) 330 ( ) 15,7 16,95 14-21 4 BOTAŞ Marmara Ereğli LNG Terminali Kapasite Genişletme 16 1 11,12 9 3 FSRU Temini (Satın Alma NPV) + Bağlantı Yatırımı (yıllık 4bcm) 370 (300+70) 12,85 FSRU Temini (5 yıl süre ile Leasing NPV) + Bağlantı Yatırımı (yıllık 4bcm) 230 ( ) 20,27 FSRU Temini (10 yıl süre ile Leasing + Satın Alma NPV) +Bağlantı Yatırımı (yıllık 4bcm) 425 ( ) 15,02 Kuzey Irak Gazının Temini2 Şırnak DGBH Yatırım Bedeli: 90 Mevcut İletim Sisteminde Taşıma arası 8.5 3-10 Doğu Akdeniz Gazının Temini4 05 15 -20 2022 Egegaz LNG Terminali Genişletme I 10 yıl süre ile 3 Milyar Sm3 throughput garanti 54,7 14,55 8 2017 (12 Ay) Egegaz LNG Terminali Genişletme II 20 yıl süre ile 6 Milyar Sm3 throughput garanti Müzakere Edilecektir Faz Faz 1+6 2019 (30 Ay) TPAO Yeraltı Depolama Kapasite Artırımı I 72 68 29,50 5 0,180 2016 TPAO Yeraltı Depolama Kapasite Artırımı II 1100 57,89 50 1,626 2023 Yeni Kara LNG Terminali Kurulması 40 33,00 Yaklaşık 20 6

24 Tablo Açıklaması yılı Marmara Ereğlisi LNG terminali Hizmet Bedeli 96 Milyon TL'dir. Yani yaklaşık olarak 32 milyon USD. Kapasitenin %50 artacağı düşünülürse ortalama hizmet bedeli artışı 16 milyon USD olacağı öngörülmüştür 2 TEC ve KRG arasında bir anlaşma imzalanmakla birlikte İşletme Anlaşması henüz imzalamamıştır. Bunun imzalanmasının ardından rakamlar netleşecektir. 3 Şırnak DGBH'nın yapım işinin tamamlanma tarihi 2018’dir. 4 Henüz Türkiye üzerinden taşıma ile ilgili herhangi bir anlaşma imzalanmamış olup, ilgili üreticilerin açıklamalarına dayanarak tahmin edilmiştir. 5 Proje ile ilgili somut bir veri olmadığından tahminlerde oynama payı yüksek olabilir. Zamanlama belli değildir. Irak ve Doğu Akdeniz gazının birlikte devreye girmesi durumunda ilave kompresör ve boru hattı yatırımına ihtiyaç duyulabilecektir.

25 Sonuç BOTAŞ mevcut LNG terminali kapasite artış projesinin planlandığı gibi sürdürülmesi Egegaz ile ilk aşama kapasite artış projesine başlanılması için gerekli sözleşme ve prosedürlerin hızlı bir şekilde tamamlanması BOTAŞ’ın kısa dönem için leasing yöntemi ve orta dönem de satın alma opsiyonu ile FSRU temini ve bu FSRU’nun ana iletim sistemine bağlantısı için gerekli olan onshore ve offshore yatırımlarının BOTAŞ tarafından yapılması için gerekli izin ve onayların (Bakanlar Kurulu Kararı, İlgili Bakanlık ve Kurullardan izin ve onaylar) süratle alınarak ihale süreçlerine başlanması. Mevcut TPAO yeraltı depolarının ve kapasite artış projelerinin YPK Kararı ile BOTAŞ’a devredilmesi için gerekli işlemlerin süratle yapılması. 4 Milyar S m3/Yıl’lık ilave LNG tedariği için gerekli çalışmalara başlanması.