Analiz
NNPC’nin 29 Eylül 2026’da yayımladığı denetlenmiş sonuç duyurusu, 2025 ham petrol ve kondensat üretimini %5 artışla 565,8 milyon varil, şirkete düşen payı %11 artışla 223,7 milyon varil olarak bildirir. Gaz 2.606,2 Bscf, bunun özsermaye payı 1.154,9 Bscf’tir. Bunlar bir saha veya kuyunun değil 2025 portföyünün toplamlarıdır.
Aynı duyuru 40 inçlik 623 km AKK ana hattının ve Nijer Nehri geçişinin tamamlandığını, ANOH–OB3 teslim ölçümünün devreye girdiğini ve 300 MMscfd ANOH işleme tesisinin ilk çalıştırmaya hazır olduğunu bildirir. İnşaat tamamlanması, ölçümün devreye girmesi ve sürekli satış teslimatı ayrı aşamalardır.
Üretim paydalarını uzlaştırmak
565,8 milyon varil / 365 gün yaklaşık 1,550 milyon varil/gün eder. Duyuru ayrıca 1,77 milyon varil/gün ortalama belirtir. Basit takvim hesabında rakamlar uyuşmadığından aynı ölçü kabul edilmez; kapsam veya tanımın açıklanması gerekir. Kaynak, 565,8 milyon varillik toplam ile 1,77 milyon varil/gün ortalamanın hangi farklı sınırlarla hesaplandığını açıklamıyor; bu fark ekonomik karşılaştırmalarda açık tutulmalıdır.
223,7 / 565,8 = %39,5 portföy oranıdır, her kuyunun mülkiyet payı değildir. Farklı ortaklık ve muhasebe sınırları toplamı etkiler. Gaz özsermaye payı da brüt gaz üretimine eklenip ikinci kez sayılamaz.
Fiziksel zinciri izlemek
Üretilen gazın müşteriye ulaşması toplama, işleme, sıkıştırma, ana taşıma, ölçüm ve alım sözleşmesi gerektirir. AKK ana hattının bitmesi bir inşaat eşiğini kaldırır; tüm bağlantıların, kompresörlerin ve alıcıların hazır olduğunu kanıtlamaz. Bu zincirin sözleşilen hızda işlemesi için izinler ve ekipmanların da fiilen hazır olması gerekir.
Teslim sayacı çalışıp kalibre edildiğinde devri ölçebilir. İlk çalıştırmaya hazır 300 MMscfd tesisin hâlâ devreye alma ve gaz kalite testleri vardır. NNPC’nin Eylül Ima yatırım kararı ayrı bir projede yaklaşık 300 MMscfd gelecek tepe gazı tanımlar; karar bugünkü üretim değildir. Tesisin isim plakası kapasitesi kadar beslenecek gazın sürekliliği de doğrulanmalıdır.
Açık varsayımsal duyarlılık
AKK tasarım kapasitesi iddiası olmaksızın, örnek 300 MMscfd’lik bir hat parçasında yıllık hacim 300 × 365 × kullanılabilirliktir. Varsayımsal %100, %90, %80 ve %70 oranları sırasıyla 109,5; 98,55; 87,6 ve 76,65 Bscf/yıl verir. Yakıt gazı ve sistem kaybı hariçtir.
%100 ile %80 farkı yılda 21,9 Bscf’tir. Ekonomik değeri besleme, alıcı talebi ve pozitif net satış marjına bağlıdır. Tarife ve gerçekleşen gaz fiyatı olmadığı için gelir tahmini yapılmaz. LNG’ye dönüşüm katsayısı da verilmediğinden boru hattı hacmi doğrudan LNG satış miktarı sayılamaz.
Yatırım eşikleri
NNPC 2027’de 2 milyon, 2030’da 3 milyon varil/gün petrol ve 2030’da 12 Bscf/gün gaz hedefliyor. Hedefler rezerv veya onaylı kuyu programı değildir. Köprü; tarihli kuyu projeleri, doğal düşüş telafisi, işleme ve güvenilir nakil kapasitesidir. Açıklanan hedefler Ekim 2026’da ölçülmüş üretim hızı anlamına da gelmez.
Bir proje için ek satış yazmadan önce saha/kuyu verisinin, devreye almanın ve alım sözleşmelerinin doğrulanması gerekir. Gelir düşerken kâr artması, tek bir hattın veya kuyu müdahalesinin marjinal getirisini göstermez.
Değerlendirmeyi değiştirecek veri
Bağlı hatların aylık ölçülü hacmi, devreye alma belgeleri, tesis kullanım oranı ve kesintiler fiziksel zinciri sınar. Varlık bazında brüt/özsermaye üretimi portföy sayılarının dayanağını açıklar. İki petrol hızı arasındaki fark için açıklama gerekir.
Besleme ve alıcıyla yüksek çalışır süre sağlanırsa altyapı satışa dönüşebilir. Bir bağlantı dar boğaz kalırsa isim plakası kapasitesi teslimatı abartır. 6 Ekim itibarıyla açıklama sonucu kesinleştirmiyor.