Türkiye doğal gaz piyasası Beklentiler, gelişmeler 2012

Mart 2012

Yazar hakkında

Erdinç Özen Serbest Danışman, ODTÜ Elektrik Elektronik Mühendisliği Bölümü mezunudur. BOTAŞ’ta 1988 – 2011 yılları arasında çalıştı. 2002 ile 2009 yılları arasında Doğal Gaz İşletmeleri Bölge Müdür Yardımcısı olarak görev yaptığı dönemde, BOTAŞ’ın İletim Şebekesine Üçüncü Taraf Erişimine dair çalışmaları yönetti. Yine bu dönemde doğal gaz sektörü müktesebat uyumuna dair bazı AB projelerinde Kıdemli Proje Yöneticisi olarak yer almıştır. Doğal Gaz sektörüne dair mevzuat, anlaşmalar ve işletmeciliğe ilişkin deneyim sahibidir.

İçindekiler

Giriş 1. Türkiye’deki düzenleyici çerçeve, pazar durumu ve doğal gaz piyasasında yaşanan gelişmeler 1.1 Düzenleyici çerçeve 1.1.1 Ayrışma 1.1.2 Altyapıya erişim 1.1.3 İthalat/Alım serbestisi 1.1.4 Toptan satış 1.1.5 Tarifeler 1.2 Pazar 1.2.1 Talep 1.2.2 Arz 1.2.3 Arz / Talep projeksiyonu 1.3 Piyasa faaliyetlerinde yaşanan gelişmeler 1.3.1 İthalat 1.3.2 İhracat 1.3.3 İletim 1.3.4 Depolama 1.3.5 Toptan satış 1.3.6 Dağıtım

8

10 10 11 12 13 13 14 15 15 16 18 19 19 23 24 32 37 43

2. Avrupa Birliği'nde doğal gaz piyasasına ilişkin düzenleyici çerçevede yaşanan gelişmeler, Türkiye’nin uluslararası projeleri 2.1 Düzenleyici çerçeve 2.1.1 Üçüncü gaz direktifi, 2009/73/EC 2.1.2 Yönetmelik 715/2009/EC 2.1.3 Yönetmelik 713/2009 2.2 Komşu coğrafyalar ile gaz ticaretine dair ilişkiler 2.3 Türkiye geçişli transit projeler, türkiye’nin enerji terminali olma vizyonu 2.3.1 Transit projelerine ilişkin yaşanan gelişmeler ve son durum 2.3.2 Türkiye’nin enerji terminali olma vizyonu 64 3. Sonuç; beklentiler, öneriler Referanslar

51 51 51 52 53 55 60 61

72 82

Kısaltmalar

AB ABB ACER AGDAŞ BAŞKENTGAZ BCM BHAB BOTAŞ BURSAGAZ CEER DİVİD DGF DPK ENTSOG EPDK ERGEG ESGAZ GAZBİR GTE+ İGDAŞ İZGAZ ITGI KK KUE LNG MCM MOU NBP NIGEC PEG PETFORM PSV SCADA STS ŞİD SOCAR TPAO TSO TTF TYNDP UDN YBBO

Avrupa Birliği Ankara Büyükşehir Belediyesi Agency for the Cooperation of Energy Regulators Adapazarı Gaz Dağıtım A.Ş. Başkent Doğal Gaz Dağıtım Anonim Şirketi Milyar Metreküp (Billion Cubic Meters) Birim Hizmet Amortisman Bedeli Boru Hatları ile Petrol Taşıma A.Ş. Bursa Şehiriçi Doğal Gaz Dağıtım Ticaret ve Taahüt Anonim Şirketi Council of European Energy Regulators Doğal Gaz İthalatçıları ve İhracatçıları Derneği Dengeleme Gazı Fiyatı Doğal Gaz Piyasası Kanunu European Network of Transmission System Operators for Gas Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu European Regulators Group for Electricity and Gas Eskişehir Şehiriçi Doğal Gaz Dağıtım Ticaret ve Taahhüt A.Ş. Doğal Gaz Dağıtıcıları Birliği Derneği Gas Transmission Europa İstanbul Gaz Dağıtım ve Sanayi A.Ş. İzmit Gaz Dağıtım Sanayi ve Ticaret Anonim Şirketi Interconnector Turkey-Greece-Italy Kurul Kararı Kullanım Usül ve Esasları Sıvılaştırılmış Doğal Gaz (Liquefied Natural Gas) Milyon Metreküp (Million Cubic Meters) Mutabakat Zaptı (Memorandum of Understanding) National Balancing Point İran Milli Doğal Gaz İhracat Şirketi (National Iranian Gas Export Company) Fransa Gaz Ticaret Merkezi (Ponit d’Echange de Gaz) Petrol Platformu Derneği İtalya Gaz Ticaret Merkezi (Punto di Scambio Virtuale) Kontrol ve Veri Toplama Sistemi (Supervisory Control and Data Acquisiton) Standart Taşıma Sözleşmesi Şebeke İşleyiş Düzenlemeleri Azerbaycan Cumhuriyeti Devlet Petrol Şirketi (State Oil Company of Azerbaijan Republic) Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı İletim Sistemi İşletmecisi (Transmission System Operator) Hollanda Gaz Ticaret Merkezi (Title Transfer Facility) On Yıllık Şebeke Gelişimi Planı (Ten Year Network Development Plan) Ulusal Dengeleme Noktası Yıllık Bileşik Büyüme Oranı

4

Önsöz

Türkiye Doğal Gaz Piyasası’na dair gelişmeleri irdeleyen son raporumuzu 2008 yılında yayımlamıştık. 2011 yılı sonu itibarıyla yaşanan gelişmeleri ele alan bu son raporumuzda ise, Türkiye’de liberal bir doğal gaz piyasasının oluşturulması hedefi için atılan temel adım olarak niteleyebileceğimiz 4646 Sayılı Doğal Gaz Piyasası Kanunu’nun yayımlandığı 2001 yılı ile 2011 yılları arasındaki on yıllık dönemde, sektöre ilişkin düzenleyici çerçevenin gelişimi, sektörün farklı segmentlerinde yaşanan gelişmeler, piyasa aktörleri arasında yürütülen ilişkiler ve bu çerçevede yaşanan tecrübe detaylı bir şekilde irdelenmektedir. Liberal bir gaz piyasasının oluşabilmesi açısından olmazsa olmaz koşul olarak niteleyebileceğimiz, iletim şebekesi, LNG terminalleri ve depolama tesisleri gibi temel alt yapılara üçüncü taraf erişimine dair düzenleyici çerçeve ve konuya dair yaşanan tecrübenin de kapsamlı olarak yer aldığı raporumuzun, içeriği itibarı ile Türkiye doğal gaz piyasasına dair detaylı bilgi sahibi olmak isteyen tüm taraflar için bir başvuru kaynağı olmayı hedefler bir şekilde ele alındığını da burada vurgulamak istiyorum. 2008 – 2011 yılları arasındaki dönem dikkate alındığında, piyasanın gelişimine dair üç önemli beklentinin gerçekleşmemiş olduğu ifade edilebilir. Bunlardan birincisi 4646 sayılı Kanun’da kapsamlı bir tadilin yapılmamış olması, ikincisi BOTAŞ’ın Kanun’un öngördüğü şekilde hukuksal ayrışımının gerçekleştirilmemiş olması ve üçüncüsü ise BOTAŞ’ın geçmiş dönemde toplamda 4 bcm olarak gerçekleştirdiği kontrat devirleri sürecinin, yeni devirler ile devam etmemiş olmasıdır. 2008 yılına gelmeden dahi yaşanan tecrübe, 4646 sayılı Kanun ile ortaya koyulan “2009 yılı sonuna kadar BOTAŞ’ın pazar payının yüzde yirmi seviyesine düşürülmesi hedefi”nin ulaşılabilir olmadığını ortaya koymuş, bunun ötesinde, liberalleşme açısından BOTAŞ’ın veya herhangi bir piyasa oyuncusunun pazar payının mutlaka bu seviyelere çekilmesinin de gerekli olmadığı hususunda bir ortak anlayış da oluşmuştur.

Sibel Çetinkaya Sorumlu Ortak Enerji ve Doğal Kaynaklar

5

4646 sayılı Kanun’da yapılması talep edilen değişiklikler bu dönemde sürekli olarak gündem konusu olarak yer almış, tam liberal bir piyasa beklentisi ile dile getirilen önerilerin yanı sıra, sektörde dikey bütünleşmiş güçlü kamu şirketlerinin varlığının şart olduğuna dair tersi yönde görüşler de çeşitli platformlarda dile getirilmiştir. Kanun’un öngörmüş olduğu, BOTAŞ’ın hukuksal ayrışımının gerçekleştirilmesi hususu özel sektör piyasa oyuncuları tarafından ısrarlı bir biçimde gündeme getirilmekle birlikte, konuya ilişkin gelişmenin Kanun tadili ile ele alınacağı konusunda bir genel beklenti oluşmuş durumdadır. Raporumuzda detaylı olarak irdelendiği üzere, kontrat devirleri açısından ise bir gelişme sağlanamamış olmakla birlikte, 2011 yılı sonu itibarı ile sona eren 6 bcm’lik Rusya (Batı Hattı) kontratının 2012 yılı içinde sağlanacak gelişmelerle özel sektör tarafından devralınması kontrat devrine dair gündemdeki en büyük beklenti durumundadır. Doğalgaz piyasasında serbestleşmeye ilişkin yukarıda bahsettiğimiz çeşitli hususlar sadece doğal gaz piyasasını değil, aynı zamanda doğal gaza dayalı üretimin etkin olduğu elektrik sektörünü de büyük ölçüde etkilemektedir. Her ne kadar doğal gaza dayalı elektrik üretiminin Türkiye kurulu gücü üzerindeki payının azaltılmasına ilişkin hedefler bulunsa da, doğal gaza dayalı gerçekleştirilen mevcut yatırımlar ve alternatif yatırımların (yenilenebilir, linyit ve nükleer gibi) hayata geçme hızı değerlendirildiğinde, kısa vadede doğal gaza dayalı elektrik üretiminin etkin olmaya devam edeceği açıkça görülmektedir. Etkin işleyen, liberal, öngörülebilir ve güvenilir bir doğal gaz piyasası, elektrik sektörüne etkileri açısından da önemli bir husustur.

Piyasanın liberalleşmesi adına gerçekleştirilemeyen beklentiler olarak niteleyebileceğimiz yukarıda ele aldığımız meselelere karşın, aynı dönemde bazı önemli Kanun değişikliklerinin gerçekleştirildiği, ikincil mevzuat açısından çok önemli adımların atıldığı, çok önemli bir pazar deneyimi oluştuğu gerçeğine de burada vurgu yapmak istiyorum. Rapor içeriğinde detaylı olarak yer alan bu gelişmeler kısaca şöylece özetlenebilir. •İletim Şebekesi’ne BOTAŞ dışında üçüncü tarafların erişimi ve şebeke üzerinden gaz sevk etmeye başlamalarının artan yoğunlukta devam etmesi, • Toptan satış alanında faaliyetlerin yoğunlaşması, ŞİD kapsamında sanal noktalar üzerinden ticaret hacminin önemli bir hacme ulaşması, piyasa aktörlerinin yaşadıkları deneyimin bir sonucu olarak, doğal gaz alanında bir enerji borsası oluşturmanın ilk adımlarını oluşturabilecek bir “Tezgah Üstü Piyasa” platformunun hayata geçirilmesine ilişkin girişimler, • LNG ithalatının serbest bırakılıp, 4646 sayılı Kanun ile düzenlenmemiş bulunan spot LNG ithalatı faaliyetinin düzenleme altına alınması, özel sektörce LNG ithalatının 2009 yılından bu yana gerçekleştiriliyor olması, • LNG terminallerine üçüncü taraf erişimine ilişkin yönetmeliğin EPDK tarafından 2009 yılında yayımlanması, 2010 yılında ise BOTAŞ Marmara Ereğlisi LNG Terminali ile EGEGAZ Aliağa LNG Terminalinin üçüncü taraflarca kullanımına ilişkin usul ve esasların EPDK tarafından onaylanarak yürürlüğe girmesi, •Yeraltı depolama tesislerine üçüncü taraf erişimine baz olmak üzere ilgili yönetmeliğin 2011 yılında yayımlanması, • Hazar ve Ortadoğu bölgelerinden Avrupa’ya doğal gazın transit geçişine dair alternatif projelerde yaşanan gelişmeler, buna dair yeni projelerin ortaya çıkması.

6

Sektörümüzde günümüze değin en hızlı gelişmelerin kaydedildiği dağıtım alanında da çok önemli bir aşamaya gelmiş durumdayız. EPDK tarafından yürütülmüş olan dağıtım lisansı ihalelerindeki şartlardan 8 yıllık dönem için sabit tarife uygulaması, 2011 yılından itibaren bazı dağıtım şirketleri için sona erme durumuna gelmiştir. 2011’in son günlerinde EPDK tarafından “Doğal Gaz Dağıtım Şirketleri İçin Tarife Hesaplama Usül ve Esasları”nın yayımlanması, tüm sektör tarafından takip edilen bir gelişmeydi. Yeni tarife dönemi uygulamaları, diğer taraftan en büyük iki kentimizin dağıtım şirketlerinin (BAŞKENTGAZ ve İGDAŞ) özelleştirilme süreçleri çok yakından takip edeceğimiz konular olacaktır. Avrupa coğrafyasında doğal gaz piyasalarında yaşanan gelişmeler ülkemizde her zaman yakından takip edilen bir konu olmuştur. Türkiye’nin Ortadoğu ve Hazar Bölgesi kaynakları ile Avrupa kıtası arasında bir enerji köprüsü olma vizyonu, diğer taraftan Avrupa Birliği’ne üyelik perspektifi doğrultusunda sağlanması gerekli müktesebat uyumu, AB’nin konuya dair müktesebatında yapılan değişikliklerin yakından takip edilmesini zorunlu kılıyor.

Bu bağlamda, özellikle dikey bütünleşmiş yapıların mutlaka sona erdirilmesi gibi amaçlar doğrultusunda oldukça radikal adımlar içeren III. Enerji Paketine dair gerek bilgilendirme, gerekse üye ülkelerde yaşanan gelişmeler raporumuzda kapsamlı olarak yer aldı. Türkiye’nin bir enerji terminali olma vizyonuna dair birçok platformda dile getirilen görüş ve önerilere biz de bir katkıda bulunmak istedik. Bu bağlamda, AB’nin yakın coğrafya ile doğal gaz alanında ilişkilerini belirleme adına ortaya koymuş olduğu strateji detaylı olarak ele alınmış, Türkiye’de bir gaz ticaret merkezi oluşturulması vizyonu çerçevesinde Avrupa’daki bu merkezlerin genel karakteristikleri irdelenmiş ve Türkiye’nin bu vizyonunun gerçekleştirilebilmesi için atılması gerekli adımlara dair öneriler ortaya konmuştur. Türkiye’de 2000’in başlarında başlayan enerji sektörü reformunda 10 yıllık bir süreyi geride bıraktık. Geriye baktığımızda, bu dönemde Türkiye enerji piyasalarının liberalizasyonunda çok önemli gelişmelerin yaşanmış olduğunu görüyor ve bu süreçte önemli görevler üstlenmiş olmanın mutluluğunu ve sorumluluğunu hissediyoruz. Sektör reformu ve liberalizasyon sürecine verdiğimiz önem çerçevesinde, bundan sonra elektrik sektörü ile birlikte doğal gaz sektörünün de yeniden yapılanmasında hem kamu kuruluşlarının hem de özel sektörün yanında yer almak konusunda büyük bir hırs ve heyecan içinde olduğumuzu belirtmek isterim. Raporumuzun hazırlanma sürecinde doğal gaz sektörünün belli başlı kamu ve özel sektör kuruluşları, dernek ve platformlarından yetkililer ile görüşmelerde bulunulmuştur. Bizlerle görüşlerini samimi bir şekilde paylaşan bu yetkililer ile yazarımız Erdinç Özen’e teşekkürlerimi sunmak istiyorum.

Sibel Çetinkaya Ortak Enerji ve Doğal Kaynaklar Lideri

7

Giriş

2008 yılında Deloitte Türkiye tarafından yayınlamış olduğumuz “Türkiye Doğal Gaz Piyasası Gelişmeler 2008” sektör raporunda vurgulandığı üzere Enerji sektörü başta olmak üzere kilit şebeke altyapısı sektörlerinin düzenlenmesi, “dolaylı etkileri” nedeniyle tüm ekonominin performansı için önem taşımaktadır. Bu endüstrilerde sektörel düzenleme sadece ilgili sektörlerde piyasa koşulları üzerinde doğrudan bir etki yaratmakla kalmayıp aynı zamanda bu endüstrilerin çıktılarını üretim süreçlerinde ara girdi olarak kullanan birçok farklı sektörü de dolaylı olarak etkilemektedir. Ayrıca, birçok gelişmiş ülkede hizmete dayalı ekonomiye geçiş yaşandığı göz önüne alındığında, kilit altyapı sektörlerinin mikro düzeydeki performansı ile ulusal ekonomilerin makro düzeydeki performansı arasındaki bağ her geçen gün daha da güçlenmektedir. Dolayısıyla, bu sektörlerin doğru bir şekilde düzenlenmesi daha da büyük bir önem kazanmaktadır. 4646 sayılı Doğal Gaz Piyasası Kanununun 2001 yılında yayınlanması, Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu’nun oluşturulması, Kurum tarafından sektörü düzenleyici Yönetmeliklerin yayınlanması, şehir içi doğal gaz dağıtım bölgelerinin belirlenerek çok hızlı ve etkin bir biçimde yürütülen özelleştirme ve lisans ihaleleri çalışmaları, 2004 yılı itibarı ile iletim şebekesinin üçüncü taraf erişimine açılması, tekel konumundaki BOTAŞ’ın ticaret (ithalat, ihracat ve toptan satış), iletim ve depolama (LNG terminali) faaliyetleri için hesap ayrışımının gerçekleştirilmesi gibi gelişmeler dikkate alındığında 2001 ile 2004 yıllarını kapsayan dönem Türkiye’de doğal gaz piyasasının serbestleştirilmesi adına oldukça etkin bir başlangıç dönemi olarak nitelenebilir. Nitekim, üyelik perspektifi kapsamında AB’nin ilk Gaz Direktifinin hedeflediği piyasa yapısına dair hükümlerinin büyük ölçüde dikkate alındığı 4646 sayılı Kanun, bazı açılardan çok daha liberal adımların atılmasını hükmetmektedir.

Her ne kadar gerçekçi bir hedef olmadığı genelde kabul görmüş olsa da, tekel konumundaki BOTAŞ’ın pazar payının 2009 yılı sonuna dek yüzde yirmiye düşürülmesi hükmü, iletim şebekesi işletmecisi için “Mülkiyet Ayrışımı” modelinin benimsenmesi (ki bu model AB’de ancak 3. Gaz Direktifi ile kısmen zorunlu olarak ortaya konmuştur) serbestleşme adına alınmış oldukça radikal kararlar olarak DPK’’de yer almaktadır. Öte yandan, 2004 yılı 1 Eylül itibarı ile İletim Şebekesi İşleyiş Düzenlemelerine İlişkin Esaslar yürürlüğe girmiş ve iletim şebekesi üçüncü taraf erişimine açılmıştır. O yıl itibarı ile AB üyesi ülkelerden Almanya dahil birçoğu henüz ilgili düzenlemeleri (Network Code) yayınlamış ve üçüncü taraf erişimine ilişkin yasal düzenlemeyi tamamlamış durumda değildi. Piyasanın serbestleşmesi açısından etkin bir dönem olarak niteleyebileceğimiz başlangıç döneminden sonra, 2004 ile 2007 yılları düzenlemeler ve rekabetin oluşması açısından oldukça durağan bir dönem olmuş; bununla birlikte EPDK tarafından yürütülen lisans ihaleleri sonrasında şehir içi dağıtım şirketlerinin faaliyetlere başlamaları süreci oldukça etkin bir biçimde yürütülmüş, 2007 yılı sonu itibarı ile 52 dağıtım bölgesinde şehir içi dağıtım şirketleri faaliyetlerine başlamıştır. 2007 ile 2011 yılları arasındaki dönem ise gerek düzenlemeler gerekse ithalat ve toptan satış alanında yaşanan piyasa hareketleri ve Türkiye üzerinden gaz transiti açısından oldukça önemli gelişmelerin yaşandığı bir dönem olmuştur. Raporumuzun ilgili alt bölümlerinde her biri detaylı olarak irdeleniyor olmakla birlikte bu gelişmeleri aşağıdaki şekilde özetleyebiliriz:

8

• İletim şebekesine BOTAŞ dışında üçüncü tarafların erişimi ve şebeke üzerinden gaz sevk etmeye başlamaları ile toptan satışta BOTAŞ tekelinin kalkması (2007 Temmuz) • İlk kontrat devirleri ihalesinin sonuçlandırılarak yıllık toplam 4 bcm olmak üzere 4 yeni ithalatçının piyasaya girmesi (2007 yılı sonu ile 2009 yılı ilk çeyreği arasındaki dönem) • Yunanistan’a BOTAŞ tarafından ihracat (reexport) faaliyetinin başlaması (Kasım, 2007) • 09.07.2008 Tarihli ve 5784 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu ve Bazı Kanunlarda Değişiklik Yapılmasına Dair Kanun’un yayınlanmasıyla LNG ithalatının serbest bırakılıp, 4646 sayılı Kanun ile düzenlenmemiş bulunan Spot LNG ithalatı faaliyetinin düzenleme altına alınması, EGEGAZ tarafından Aliağa’daki LNG Terminali üzerinden LNG ithalatının 2009 yılı Mayıs ayından itibaren başlaması, • LNG terminallerine üçüncü taraf erişimine ilişkin yönetmeliğin EPDK tarafından 2009 yılında yayınlanması; 2010 yılında ise BOTAŞ Marmara Ereğlisi LNG Terminali ile EGEGAZ Aliağa LNG Terminalinin üçüncü taraflarca kullanımına ilişkin usul ve esasların EPDK tarafından onaylanarak yürürlüğe girmesi, • Yeraltı depolama tesislerinin kullanımına ilişkin yönetmeliğin 2011 yılında yayımlanması, • BOTAŞ’ın Batı Hattı’nda 2011 yılı itibarı ile süresi dolan yıllık 6 bcm miktarlı Gazprom Export kontratının BOTAŞ tarafından uzatılmaması (Aralık 2011’de varılmış olan özel mutabakat hariç olmak üzere),

• Özellikle NABUCCO projesi kapsamında hükümetlerarası anlaşmanın yapılması ve sonrasında yürütülen yoğun faaliyetler; bununla birlikte Şahdeniz Gazı II. Faz üretiminin Avrupa’ya sevkiyatının BOTAŞ şebekesi üzerinden Yunanistan ve Bulgaristan bağlantılı olarak yapılması yönünde BOTAŞ ile Konsorsiyum arasında mutabakata varılması ve buna ilişkin olarak Hükümetlerarası Anlaşmanın da yapılması (2011 Ekim Ayı). • Tüm bu gelişmeler yaşanmış tecrübelerle birlikte raporumuzda detaylı olarak ele alınmakta olup, raporun ilk bölümü Türkiye’deki düzenleyici çerçeve, üçüncü taraf erişimine ilişkin ilgili işletmecilerin düzenlemeleri, piyasa faaliyetleri açısından kritik öneme haiz bazı Kurul Kararları hakkında bilgilendirmeler ile birlikte rekabet hususu başta olmak üzere yaşanan piyasa deneyimlerini içermektedir. Raporumuzun ikinci kısmında AB Komisyonu tarafından yayımlanan III. Gaz Direktifi ve yayımlanması sonrasında yaşanan gelişmeler ile birlikte Avrupa’ya Türkiye üzerinden transit gaz akışına ilişkin projelerde yaşanan gelişmelere yer verilmektedir. Raporumuzun son bölümü ise ülkemiz doğal gaz piyasasının geleceğine ilişkin beklenti ve öneriler ile birlikte, Türkiye’nin uluslararası arenada doğal gaz ticareti açısından bir transit ve ticaret merkezi olma vizyonuna dair irdelemeler ile atılması gereken adımlara ilişkin önerileri kapsamaktadır.

9

1. Türkiye’deki düzenleyici çerçeve, pazar durumu ve doğal gaz piyasasında yaşanan gelişmeler
1.1 Düzenleyici çerçeve Türkiye’de gaz ithalatı, ticareti, iletimi ve depolaması uzun zaman boyunca kamu şirketi BOTAŞ’ın tekelinde olmuş, buna karşılık sektörün dağıtım ayağına özel sektörün girişi 1990’larda başlamıştır. Sektörün diğer alanlarını rekabete açan en temel düzenleme 2001 yılının Nisan ayında kabul edilen Doğal Gaz Piyasası Kanunu’dur (DPK). Kanun “ulusal iletim hatları” dışında, BOTAŞ’ın doğal gaz sektöründeki tekel haklarına son vermiş ve ithalat, iletim, toptan satış, dağıtım, ihracat, depolama faaliyetlerinin her birini ayrı bir lisansa tabi kılmıştır. Perakende satışın ayrı bir faaliyet olarak tespit edilmemiş olması dikkat çekicidir. Kanun, yayınlandığı tarihte hazır ve planlanan doğal gaz iletim şebekesinin BOTAŞ’a ait olacağını hükme bağlamakta; bununla birlikte özel şirketlerin de kendi iletim şebekelerini, mevcut şebekeyle arabağlantı kurulması koşuluyla inşa edip sahibi olabilmelerine cevaz vermektedir. Sonuçta Kanun, piyasanın BOTAŞ’ın hakimiyetindeki tekelci yapıdan, yeni giriş ve yatırımlardan çekilmesi suretiyle daha rekabetçi bir yapıya dönüştürülmesini hedeflemektedir. Öte yandan EPDK, zaman içinde gerekli olan ikincil mevzuatı da çıkarmış olduğu yönetmelik, tebliğler ve kurul kararlarıyla oluşturmuştur.

Tablo 1: Doğal gaz piyasası yönetmelikleri

Do al Gaz Piyasas Yönetmelikleri
Do al Gaz Piyasas Lisans Yönetmeli i Do al Gaz Piyasas Sertif ika Yönetmeli i Do al Gaz Piyasas Da t m ve Mü teri Hizmetleri Yönetmeli i Do al Gaz Piyasas Tarif eler Yönetmeli i Do al Gaz Piyasas Tesisler Yönetmeli i Do al Gaz Piyasas letim ebekesi leyi Yönetmeli i

Do al Gaz Piyasas ç Tesisat Yönetmeli i Do al Gaz Piyasas nda Yap lacak Denetimler ile Ön Ara t rma ve Soru turmalarda Takip Edilcek Usul ve Esaslar Hakk nda Yönetmelik Yer Alt Do al Gaz Depolama Tesisi Temel Kullan m Usul Ve Esaslar na Dair Yönetmelik S v la t r lm Do al Gaz Depolama Tesisi Temel Kullan m Usul ve Esaslar n n Belirlenmesine

Dair Yönetmelik

Kaynak: EPDK

10

Tablo 2: Doğal gaz piyasası tebliğleri

Do al Gaz Piyasas Tebli leri Do al Gaz Piyasas letim ebekelerine Yap lacak Ba lant lara li kin Usul ve Esaslar Kaçak veya Usulsüz Do al Gaz Kullan m Durumunda Uygulanacak Usul ve Esaslar S v la t r lm Do al Gaz (LNG) letim Tebli i Do al Gaz n Faturaland rmaya Esas Sat Miktar n n Tespiti ve Faturaland r lmas na li kin Esaslar Hakk nda Tebli Muhasebe Uygulama ve Mali Raporlama Genel Tebli i (Tebli No:2002/1) Do al Gaz Piyasas Kanununun 9 uncu Maddesi Uyar nca Uygulanacak Para Cezalar Hakk nda Tebli
Kaynak: EPDK

DPK’nın sektörde rekabetin oluşmasını sağlamaya yönelik belli başlı hükümleri aşağıda daha ayrıntılı olarak ele alınmaktadır.
1.1.1 Ayrışma

sahip olmaları şart koşulmaktadır. Halihazırda AB ülkelerinde yasal ayrışmadan mülkiyet ayrışmasına geçiş aşaması yaşanmaktadır. Ülkemizde DPK, BOTAŞ ve piyasaya girecek diğer doğal gaz şirketlerine dair ayrışma hükümleri içermektedir. DPK uyarınca, BOTAŞ’ta muhasebesel ayrıştırma uygulanmaktadır ve 2009 yılına kadar yasal ayrışmanın gerçekleştirilmesi öngörülmüştür.1 Buna göre ithalat, iletim, depolama ve dağıtım faaliyetleri farklı tüzel kişilikler tarafından üstlenilmesi; 2009 yılından sonra ise BOTAŞ’ın iletim, depolama, ithalat ve toptan satış faaliyetleri arasında mülkiyet ayrışmasına gidilmesi, BOTAŞ şemsiyesi altında iletim dışındaki faaliyetleri yürüten doğal gaz şirketleri özelleştirilmesi ve BOTAŞ adının ise yalnızca ithalat ve toptan satış ticareti yapan şirkette kalması öngörülmüştü. Ancak, öngörülen takvim gerçekleşmemiş ve BOTAŞ’ın mevcut tüzel kişiliği aynı şekilde devam etmiştir. Toplam 4 bcm/ yıl hacminde bir kontrat devri gerçekleştirilmiş olmakla birlikte pazar payı DPK’da ortaya konulan hedefin çok üstünde bir oranda devam etmektedir.

İlke olarak altyapının tekel niteliğinde olduğu sektörlerde ve altyapı sahibinin aynı zamanda pazarın farklı kesimlerinde rekabet eden bir oyuncu olarak yer aldığı durumlarda, adil ve kalıcı rekabetin sağlanması için altyapı sahibi şirkete yasa koyucu tarafından ayrışma (unbundling) yükümlülüğü getirilebilmektedir. Ayrışma yükümlülüğü üç şekilde hayata geçirilebilmektedir. Muhasebe ayrıştırmasında dikey bütünleşmiş şirketin altyapıya yönelik faaliyetleri ile rekabetçi piyasadaki faaliyetlerinin muhasebesini ayrı tutması gerekmektedir. Bu en yüzeysel ayrışma tedbiridir. Yasal ayrışma olarak anılan yöntemde, dikey bütünleşmiş şirketin altyapı faaliyetleri ile rekabetçi faaliyetlerini farklı tüzel kişilikler altında yürütmesi talep edilmektedir. Nihayet mülkiyet ayrışması adı verilen yöntemde ise, altyapı faaliyetlerini yürüten tüzel kişilik ile rekabetçi pazarda faaliyet gösteren hizmet sağlayıcının farklı hissedar yapısına

1. Bkz. DPK Geçici Hükümler Madde 2

11

1.1.2 Altyapıya erişim

Doğal gaz piyasasında canlı bir rekabetin sağlanması bakımından, tekel niteliğini taşımaya devam edecek iletim altyapısına erişimin de (Üçüncü Taraf Erişimi) düzenlenmesi gerekmektedir. Burada dikkat edilmesi gereken husus, BOTAŞ’ın iletim altyapısının sahibi olarak, ithalat veya toptan satış alanında faaliyet gösteren diğer birimleri lehine bir ayrımcılık yapmasının önlenmesidir. Nitekim Avrupa’da piyasanın rekabete açılış aşamasında karşılaşılan güçlüklerden biri bu olmuştur. Bu ülkelerde iletim altyapısına sahip kamu işletmecisi, doğal gaz sektöründe daha ciddi rekabetin yaşandığı üretim veya toptan ticaret kolundaki kendi şirketine avantaj sağlamak adına üçüncü tarafların iletim altyapısına erişimlerini zorlaştırmaya ve geciktirmeye çalıştırmıştır. DPK üçüncü tarafların iletim altyapısına2 erişiminin belirli tarifelere göre sağlanmasını öngörmektedir. Burada Kanun, rekabeti teşvik etmek amacıyla daha müdahaleci bir yöntemi benimsemiştir. Üçüncü tarafların iletim hattına sahip şirketle müzakere etmeleri yerine, bağlantı ve iletim tarifelerinin EPDK tarafından saptanmasını öngörmüştür. Ayrıca üçüncü taraflar ile BOTAŞ arasında iletim hattına erişim konusunda bir sorun yaşanması halinde de üçüncü tarafların EPDK’ya başvuru hakları bulunmaktadır. İletim şebekesine üçüncü taraf erişimine dair EPDK’nın İletim Şebekesi İşleyiş Yönetmeliği’nde detay prensipler yer almamakla birlikte, Yönetmelik buna ilişkin düzenlemelerin iletim lisansı sahibi tarafından hazırlanması ve onay sürecine tabi olması gerektiğini ortaya koymaktadır. “Düzenlemeye Tabi Erişim”in (Regulated Access) hükmedildiği yasal çerçeve gereğince ilgili düzenlemeler “BOTAŞ İletim Şebekesi İşleyiş Düzenlemelerine İlişkin Esaslar” adı altında BOTAŞ tarafından hazırlanmış, EPDK onay süreci sonrasında 1 Eylül 2004 tarihinde Resmi Gazetede yayınlanarak yürürlüğe girmiştir. Böylelikle rekabetin sağlanması adına en önemli adım atılmış olmakla birlikte BOTAŞ dışında ilk taşıtan ancak 2007 yılında şebekeye erişim sağlamıştır.

Bununla birlikte takip eden yıllarda süreç çok hızlı ilerlemiş, 2011 yılı için Standart Taşıma Sözleşmesi imzalayarak iletim hizmeti alan taşıtan sayısı 6 ithalat şirketi ve 12 toptan satış şirketi olmak üzere on sekizi bulmuştur. Üçüncü taraf erişimi açısından diğer kritik alt yapılar LNG terminalleri ile depolama tesisleridir. 4646 sayılı Kanun LNG terminallerini de depolama tesisi kapsamına almakta, (AB müktesebatında ise bu tesislerin sadece gazlaştırma prosesini sağlayan kısımları aynı kapsam içine alınmaktadır) depolama kapasitelerinin sistem elverişli olduğu durumda taraflar arasında tarafsız ve eşit bir şekilde kullanılmasını hükmetmekte3 , bununla birlikte depo kullanımı için uygulanacak tarifenin ise taraflar arasında serbestçe müzakere edilebileceğini4 ortaya koymaktadır. EPDK 2009 yılında LNG terminallerine tamamen açık erişim prensibi çerçevesinde “Sıvılaştırılmış Doğal Gaz Depolama Tesisi Temel Kullanım Usül ve Esasları” yönetmeliğini yayımlamış; Türkiye’de biri kamu (BOTAŞ), diğer özel sektör (EGEGAZ) tarafından çalıştırılan 2 LNG terminali için ayrı ayrı olmak üzere “Kullanım Usül ve Esasları – KUE” adı geçen kuruluşlarca hazırlanmış ve BOTAŞ’ın KUE’si 03.062010 tarih ve 2586/2 sayılı, EGEGAZ’ın KUE’si ise yine aynı tarih ve 2586/1 sayılı Kurul Kararları ile yürürlüğe girmiştir. Yeraltı depolama tesislerine erişim konusunda ise “Yeraltı Doğal Gaz Depolama Tesisi Kullanım Usül ve Esaslarına Dair Yönetmelik” EPDK tarafından 04.06.2011 tarihinde yayımlanmış, halen Türkiye’de mevcut tek yeraltı depolama tesisi konumundaki Silivri Yeraltı Depolama Tesisi’ne ilişkin kullanım usül ve esasları için 28.06.2011 tarihli taslak doküman tesis sahibi TPAO tarafından hazırlanmış ve ilgili tarafların görüşlerine açılmıştır. Mülkiyet ayrışımının olmadığı durumlarda, iletim şebekesi, LNG terminalleri ve depolama tesislerine erişim ve kapasite kullanımı anlamında tesis sahibine tanınabilecek muafiyet (exemption) konusuna 4646 sayılı Kanun’da hiç yer verilmemiş olması da dikkate değer hususlardan biridir.
2. Aslında Kanun özel sermayeye iletim altyapısına yatırım imkanını da vermiştir. 3. Bkz DPK Madde 4.4.d 4. Bkz DPK Madde 11

12

1.1.3 İthalat/Alım serbestisi

4646 sayılı kanun kontrat devirleri ve/veya miktar devirleri yoluyla BOTAŞ’ın pazar payının yüzde yirmiye kadar düşürülmesini hükmetmekte, öte yandan BOTAŞ’ın hâlihazırda alım kontratı olan ülkelerin şirketleriyle yeni alım kontratlarını yasaklamaktadır.5 Bununla birlikte 2008 yılında bir Kanun düzenlemesi ile LNG ithalatı serbest bırakılmıştır. Raporun ilerleyen bölümlerinde detaylı olarak söz edileceği üzere, EGEGAZ 2009 yılından bu yana LNG ithalat faaliyetini sürdürmüştür. 2007 yılında BOTAŞ tarafından yürütülen ihale süreci sonrasında kontrat devrinin yapıldığı dört özel şirket ile birlikte fiili gaz ithalatında bulunan şirket sayısı altıya ulaşmıştır. Dikkate alınması gerekli önemli bir husus, Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu, 14.04.2006 tarih ve 725 sayılı kararı (daha sonra 07.08.2008 tarih ve 1709 sayılı KK ile revize edilmiştir) ile BOTAŞ’ın gaz alımı yapmadığı ülkelerden özel kuruluşlarca akte bağlanacak yeni alım kontratlarına onay vermeden önce EPDK’nın BOTAŞ’ın görüşünün alınacağını uygulamaya koymasıdır. Kurul Kararı’nın BOTAŞ’ın alım kontratlarındaki “Al ya da Öde” yükümlülükleri, gereğinden fazla ithalat bağlantısının yapılması ve dolayısı ile kamusal zararın oluşmaması adına önlem alınması kaygısını yansıttığı düşünülebilir. Bununla birlikte, rekabetin sağlanması adına, BOTAŞ’ın piyasanın eşit şartlarda faaliyet göstermesi istenen piyasa oyuncularından biri olarak kabul edilmesi olgusu karşısında anılan Kurul Kararı tartışılan bir konumda yer almaktadır. Rekabetin sağlanmasında önemli bir unsur olan serbest tüketici limitleri ise 4646 sayılı Kanun’da

yıllık 15 mcm olarak yer almakla birlikte EPDK’ya tanınan yetki çerçevesinde yıllara sari olarak düşürülmüş, nihai süreçte 2011 yılı için 700.0006, 2012 yılı için 300.000 m3 olarak belirlenmiştir7. Bununla birlikte, dağıtım lisansı ihalesi sonucunda lisans sahibi oluş tüzel kişiler için lisans yürürlük tarihinden başlamak üzere ilk beş yıl için serbest tüketici limiti 15 mcm olarak uygulanmaktadır ; ayrıca Tüm Kullanıcı Birlikleri ve bunları oluşturan Katılımcılar tüketimlerine bakılmaksızın serbest tüketici olarak değerlendirilmiştir.
1.1.4 Toptan satış

Rekabetin oluşmasında ithalat alanında tekelin kalkmasının yanı sıra, piyasada çok sayıda toptan satış şirketinin faaliyette bulunuyor olması da önemli unsurlar içinde yer almakta, son kullanıcıya gaz arzının sağlanmasında ithalatçıların yanı sıra toptan satış şirketlerinin etkin durumda olmaları da piyasanın liberalleşmesi adına önemli mesajlar içermektedir. 2011 yıl sonu itibarı ile 37 şirket toptan satış lisansına sahip olmakla birlikte bunlardan 12 tanesi Taşıma Sözleşmesi imzalayarak iletim şebekesine erişim sağlamıştır. ŞİD hükümlerinde 2008 yılında yapılan revizyon ile gün öncesinde ve gün sonrasında taşıtanlar arasında sanal noktaları kullanarak kendi aralarında ticaret yapabilmelerine imkan verilmesi bu alandaki faaliyetlerin yoğunlaşmasında önemli etkenlerden biri olarak değerlendirilmektedir. Nisan 2011 tarihinde UDN’ nin tanımında yapılan değişiklik ile Taşıtanlar arasında gün öncesi ticaretinin yapılması ile daha esnek bir ortam sağlanmıştır.

5. Bkz DPK Geçici Hükümler Madde 2 6. Bkz EPDK 28.12.2010 tarih ve 2966 Sayılı Kurul Kararı 7. Bkz EPDK 28.12.2011 tarih ve 3600 Sayılı Kurul Kararı

13

1.1.5 Tarifeler

DPK’de8 ve Tarifeler Yönetmeliği’nde, Kurul’ca onaylanmak üzere düzenlenen tarifeler aşağıdaki şekilde belirlenmiştir: • Bağlantı tarifeleri • İletim ve sevkiyat kontroluna ait tarifeler • Depolama tarifesi • Toptan satış tarifesi • Perakende satış tarifesi Konuya ilişkin detaylı irdelemeler raporumuzun ilerleyen bölümlerinde yer almakla birlikte, burada vurgulanması gereken bir husus, AB mevzuatında üzerinde önemle durulan konulardan birinin şeffaflık (Transparency) ilkesi olduğu hususudur. DPK’da ve ilgili yönetmelikte, tarifelerde şeffaflık ilkesi ve bunun yerine getirilmesine dair özel hükümler bulunmamakta, bugüne değin yaşanmış olan uygulamalarda da Kurum tarafından bu yönde bir tasarrufta bulunulmadığı gözlenmektedir. Her ne kadar DPK’da depolama hizmetine ilişkin tarifenin taraflar arasında serbestçe belirleneceği yer alıyor ise de, mevcut 2 LNG terminali için kullanım usül ve esasları yürürlüğe girdikten sonra EPDK tarafından kullanım bedeli üst sınırları iki terminal için aynı olacak şekilde belirlenmektedir. Rekabet açısından durum değerlendirilmesi yapılırsa; rekabetin oluşmadığı alanlarda Kurum’un düzenleme yetkisi dikkate alınmakla birlikte, LNG Terminalleri arasında hizmete ilişkin rekabetin ancak çok sayıda terminalin aynı coğrafyaya hizmet veriyor olması durumunda oluşabileceği de değerlendirilebilir.

LNG terminalleri gibi büyük ölçekli yatırım gerektiren alt yapılar için yatırım kararlarının alınmasında üçüncü taraflara verilecek hizmet ile elde edilecek gelir ve bu alanda rekabet etme düşüncesi arka planda kalmakta olup, ana unsur LNG’ye dair ticari projeksiyonlar olmaktadır. Bununla birlikte yatırımcı açısından belli muafiyetlerin sağlanması durumunda, DPK’da yer alan, ithalat ve toptan satış faaliyetlerinde bulunacak tüzel kişiler ve dağıtım şirketleri için faaliyetlerine başlamalarından itibaren 5 yıl içinde depolama hizmeti alma yükümlülüğü, gelecekte özellikle yeraltı depolama hizmetine ilişkin rekabet ortamının oluşabileceği düşüncesini beslemektedir. Fiili durumda rekabetin yaşandığı alan olan toptan satış faaliyetine ilişkin tarife uygulaması incelendiğinde, Kurum her yıl bu alanda faaliyet gösteren şirketlerin uyması gerekli prensipleri belirtir kısa bir Kurul Kararı yayımlamakta, toptan satış şirketlerinin dağıtım şirketlerine uyguladıkları fiyatlar ile serbest tüketiciler için fiyatlarının internet sitelerinde yayınlanmasını istemekte ve doğal gazın toptan satışının taraflar arasında serbestçe belirleneceğini hükme bağlamaktadır. Mevcut tarife ve ilgili Kurul Kararları’nın toptan satış alanında rekabetin tesis edilmesinde çok önemli bir etkisinin gözlenmediği ifade edilebilir. Perakende satış tarifesi, dağıtım bölgesinde uygulanacak “Birim Hizmet ve Amortisman Bedeli” ile “Taşıma Bedeli”ni (fiyat tavanı olarak) ortaya koymakta, dağıtım şirketinin bizzat gaz satışı yapması durumunda kar marjını bu bedeller ile sınırlamaktadır. Bu doğrultuda toptan satış alanında rekabet açısından perakende satış tarifesinin olumsuz bir etkisi bulunmadığı söylenebilir.

14

8. Bkz DPK Madde 11

1.2 Pazar
1.2.1 Talep

Ülkemizde doğal gaz ithalatı 1988 yılında başlamıştır. O zamandan günümüze tüketim hızla artmış, 2007’de 35,8 bcm’e, 2008 yılında ise 36,8 bcm’e ulaşmıştır. 2009 yılında yaşanan küresel kriz etkisiyle tüketim 35,2 bcm’e gerilemiş; takip eden 2010 yılında ise 37,4 bcm’e yükselmiştir. Son on yılda doğal gaz tüketimi yaklaşık %230 artmış; son 6 yılda yıllık bileşik büyüme oranı (YBBO) %9,3’ü bulmuştur. Nitekim son yıllardaki gelişmelerle beraber Türkiye’de doğal gazın toplam enerji tüketimi içindeki payı %33’e ulaşarak Avrupa ortalamasını da geçmiştir. EPDK’nın 2010 yılı Doğal Gaz Piyasası Raporu’nda yer alan tahmine göre geçmiş yıllardaki artış trendinin 2011 yılında da devam etmesi ve Türkiye toplam tüketiminin 43 bcm civarında olması beklenmektedir. Ülkemizin doğal gaz tüketim profilinde göze çarpan temel husus, birincil enerji kaynağı olarak doğal gaz kullanımının elektrik üretimindeki yüksek payıdır. Önümüzdeki yıllarda devreye girecek olan doğal gaz santralleri de düşünüldüğünde, 2010

senesinde elektrik üretimi için gerçekleşen yaklaşık 19 bcm’lik doğal gaz tüketimi, artış eğilimine devam etme potansiyelini taşımaktadır. Ancak bu noktada gözden kaçırılmaması gereken bir diğer husus, doğal gaz santrallerinin tüketebileceği miktarın, doğal gaz fiyatlarına ve elektrik talebine doğrudan bağlı olmasıdır. Bu bağlamda elektrik talebinin “göreceli olarak yüksek” seyretmesi senaryosu altında devreye girecek yüksek verimli santraller, düşük verimli santrallerin yerini almayarak gaz tüketimini büyük oranda arttıracaktır. Elektrik üretimi amaçlı doğal gaz tüketiminin yanı sıra, sanayi ve mesken amaçlı doğal gaz tüketiminin de gelecek senelerde artış eğiliminde olması beklenmektedir. Özellikle sanayide kullanılan doğal gaz payının 2010 yılında bir önceki yıla göre %36’lık bir artış göstermiş olması, iletim altyapısının henüz tüm Türkiye’yi kapsamamış olması, dolayısıyla ana şebekeye bağlanacak ilave sayıda il ve doğal gaz şebekesine bağlanacak ilave sayıdaki tüketicinin Türkiye doğal gaz piyasasında ciddi bir potansiyel yaratıyor olması bu yöndeki beklentileri güçlendirmektedir.

Şekil 1: Türkiye doğal gaz tüketim profili

40 35 30 25 bcm 20 15 10 5 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Sanayi Mesken Gübre Üretimi Elektrik Üretimi

2010 Sektörel Kırılımı %32

%17

%51

Kaynak : BOTAŞ, EPDK

2010

15

1.2.2 Arz

Arz tarafında ise Türkiye’nin yaklaşık %98 oranındaki ithalat bağımlılığı devam etmektedir. İthalat bağımlılığını azaltmaya yönelik yürütülen doğal gaz arama ve üretim yatırımları 2004 yılında Batı Karadeniz’deki Ayazlı-1 kuyusunda gerçekleştirilen doğal gaz keşfini takiben Akçakoca’da da hızla devam ettirilmektedir. Akdeniz ve Güneydoğu Anadolu’da arama ve üretim alanında çalışmaların ve yatırımların başlamasına yönelik TPAO ve Shell arasında 23 Kasım 2011 tarihinde ortak işletme anlaşmaları imzalanmıştır. Anlaşmalara göre TPAO ve Shell Upstream Turkey BV, Akdeniz Bölgesi Antalya deniz alanlarında 2013 yılının sonuna kadar sismik çalışmaları tamamlayıp 2016 tarihine kadar 1 adet kuyu açılmasına yönelik çalışmalarını sonlandıracaklardır.

Diğer taraftan tüm dünyada doğal gaz piyasası dinamiklerini yeniden şekillendiren “kaya gaz” ının (shale gas) Türkiye’de aranmasına ve üretimine yönelik çalışmaların Güneydoğu Anadolu bölgesinde gerçekleşmesi planlanmaktadır. Güneydoğu Anadolu bölgesi haricinde, işletme anlaşması kapsamına alınmamış ancak önümüzdeki dönemde çıkarılması gündeme gelebilecek, Trakya havzasının “Hamitabat” ve “Mezdere” bölgelerinde de önemli miktarlarda çıkarılabilir kaya gazının bulunduğu tahmin edilmektedir.9 İthalat tarafında ise, doğal gaz kullanımına dair 1990’lı yıllarda gerçekleştirilmiş olan talep tahmin çalışmalarına dayalı olarak, 25 yıl süreli gaz alım anlaşmaları imzalanmıştır. Bunun sonucunda bazı dönemler için iç tüketimi aşan oranda bir doğal gaz ithalatı yükümlülüğü ortaya çıkmıştır. Bu anlaşmaların al veya öde şartına göre, anlaşma miktarının belli bölümünün Türkiye tarafından çekilmesi, çekilemediği durumlarda ise parasal karşılığının kaynak ülkeye ödenmesi (4 - 5 yıllık telafi döneminde çekebilme hakkı baki kalmak üzere) gerekmektedir. Akdedilen doğal gaz alım anlaşmalarına dair tablo ve gerçekleşmiş ithalat miktarlarına dair şekil aşağıda verilmektedir.

Şekil 2 : Gerçekleşmiş doğal gaz üretimi

1,60 1,40 1,20 bcm 1,00 0,80 0,60 0,40 0,20 0,00 2005
Doğalgaz üretimi (bcm) Kaynak: BOTAŞ, PİGM, EPDK

%3,50

%3,2
%2,9 %2,9 %2,5 %2,5 %2,7 %2,7

%3,00 %2,50 % %1,9 %1,9 %1,8 %1,8 %2,00 %1,50 %1,00 %0,50 %0,00

2006

2007

2008

2009

2010

Toplam talebi karşılama oranı
9. Bkz EIA World Shale Gas Resources: An Initial Assesment of 14 Regions Outside the United States

16

Tablo 3: Doğal gaz alım anlaşmaları

Anla ma mzalanan Ülke BCM / y l (Plato) Rusya (Bat Hatt ) Cezayir (LNG) Nijerya (LNG) ran Rusya (Mavi Ak m) Rusya (Bat Hatt ) Türkmenistan Azerbaycan
Kaynak: BOTAŞ

mza Tarihi 14.02.1986 14.04.1988 09.11.1995 08.08.1996 15.12.1997 18.02.1998 21.05.1999 12.03.2001

Süre 25 20 22 25 25 23 30 15

Yürürlülük Tarihi 1987 1994 1999 2001 2003 1998 2007

Kalan Y l 2 9 14 16 9 10

6 4 1,2 10 16 8 16 6,6

Şekil 3 : Gerçekleşmiş ithalat miktarları

40 35 30 25 b bcm 20 15 10 5 0 2005
Spot (LNG) Nijerya (LNG)
Kaynak : EPDK

2006

2007

2008
İran Rusya

2009

2010

Cezayir (LNG) Azerbaycan

Gerçekleşmiş ithalat miktarları değerlendirildiğinde Cezayir ve Nijerya ile yapılmış LNG ithalat anlaşmalarının kullanım oranlarının diğer ülkelerle yapılmış anlaşmalara göre daha yüksek olduğu ortaya çıkmaktadır. 2005 yılından itibaren yıllık bazda incelendiğinde Cezayir kontratının 2010 senesine kadar en az %85’lik bir hacminin, Nijerya kontratının ise en az %75’lik bir kısmının ithal edildiği sonucu ortaya çıkmaktadır.
17

1.2.3 Arz / Talep projeksiyonu Yıllık plato kontrat miktarları ele alındığında arz fazlasının yaşandığı bir tablo ortaya çıksa da, puant tüketimlere ilişkin günlük miktarda doğal gaz talebinin 2011 yılı sonuna doğru karşılanamadığı görülmektedir. Bu anlamda Hamitabat ve Ambarlı santrallerine verilen doğal gazın zaman zaman kısıntıya uğraması ve gelecekte karşılaşılabilecek arz güvenliğine dair olası tehditler, 2011 yılı itibariyle Türkiye doğal gaz piyasasının gündeminde yer almaya başlamıştır. Özellikle BOTAŞ’ın CezayirSONATRACH ile yıllık 4 bcm eşdeğer LNG temin kontratının 2014 yılında sona eriyor olması, Türkmen gazı ile ilgili belirsizliğin halen sürmesi ve bu gazın iletiminde karşılaşılan hukuksal zorluklar ve teknik gereksinimler dikkate alındığında Türkmen gazının devrede olmayacağı varsayımı, 2017 yılına kadar en azından kış günlerine ilişkin arz açığının oluşması ve ithalat açısından şirketler arasında bir rekabet ortamının meydana geleceği ihtimalini ortaya koymaktadır. Ancak bu, satıcı taraf lehine ortaya çıkacak bir rekabet ortamı olmaktadır.

Aşağıda yer alan grafikte öngörülen talep tahmini; elektrik üretimi, sanayi ve mesken amaçlı doğalgaz tüketimleri toplamının yıllar itibariyle olası gelişimini göstermektedir. Elektrik üretimi amaçlı tüketilen doğal gaz tahmininde, Deloitte’un elektrik piyasası için yürütmekte olduğu piyasa modellemeleri çalışmalarından elde edilen düşük ve yüksek senaryo sonuçları kullanılmıştır. Mesken ve sanayi talep tahminleri için pro-rata yaklaşımlar uygulanmış olup, mesken talep öngörüsünde yıllık bileşik büyüme oranı düşük ve yüksek senaryolar için sırasıyla %2 ve %6 olarak alınmıştır. Sanayi tüketimi öngörüsünde Economist Intelligence Unit’in Türkiye için öngördüğü büyüme oranı kullanılmıştır. Sanayi talebinin son 5 yıllık YBBO oranının %19 civarında olduğu göz önünde bulundurulduğunda, senaryolarda öngörülen talep tahminin, “kötümser” bir senaryo olacağı yorumunda bulunulabilir. Ancak talep tarafındaki bu öngörülere rağmen, yukarı paragrafta değinilen arz tarafındaki olası gelişmeler ve de özel sektör LNG ithalatının fiyat baskısı sebebiyle sınırlı kalması öngörüsüyle, ana hatları plato seviyesindeki kontrat miktarlarıyla belirlenen arz gelişiminin 2015-2017 yılları aralığında toplam talebi karşılayamayabileceği, dahası puant tüketimin yaşandığı soğuk kış günlerinde önemli arz açığı oluşabileceği ortaya çıkmaktadır.

Şekil 4 : Arz – Talep projeksiyonu* 60 50 40 bcm 30 20 10 0 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Not:* Alım kontratları hükümleri doğrultusunda bir sonraki seneye aktarılabilen kontrat telafi miktarları ve olası üretim değerleri projeksiyona dahil edilmemiştir. Unutulmamalıdır ki gösterilen değerler yıllık arz – talep öngörülerini yansıtmakta olup, günlük arz talep değerlerinin ele alındığı bir çalışmada arz – talep dengesi çok daha yakın bir zamanda bozulabilir. Kaynak: Deloitte analizi

18

Buna karşın, Azerbaycan Şahdeniz Faz-II kapsamında tahminen 2017 yılından itibaren üretilecek ilave gazın yıllık 6 bcm’lik kısmının, 2011 Ekim ayında imzalanan Hükümetlerarası Anlaşma’da öngörüldüğü üzere Türkiye pazarına sunulacak olması, arz güvenliği konusunda geleceğe yönelik endişeleri azaltan bir etmen olarak karşımıza çıkmaktadır. 1.3 Piyasa faaliyetlerinde yaşanan gelişmeler Yukarıdaki bölümlerde özetle bahsedilen gelişmeler aşağıdaki bölümlerde her bir piyasa faaliyeti için ayrı başlıklar halinde detaylı olarak ele alınmaktadır.
1.3.1 İthalat

Günümüze değin, Türkiye’nin kısıtlı üretim potansiyeli karşısında, doğal gaz arzında ithalatın % 98 civarındaki yüksek payı süregelmiştir. Aşağıda detaylı bir şekilde ele alınacağı üzere, 2010 yılı hariç, kısıtlı bir spot LNG ithalatı bir yana bırakılacak olursa, uzun dönemli al ya da öde niteliğindeki gaz alım anlaşmaları ve bu anlaşmalardaki ham petrol ve petrol türevlerinin uluslararası borsalarda oluşan dönemsel fiyatları ile oluşturulan fiyatlama mekanizmaları nedeniyle, dünya petrol piyasasında oluşan değişimlerin Türkiye doğal gaz pazarında da, fiyat, rekabet ve tüketim anlamında ana belirleyici unsur olma özelliği devam etmiştir.

ABD’deki Kaya Gazı (Shale Gas) gibi konvansiyonel olmayan türdeki gaz üretiminde yakın geçmişte yaşanan gelişmeler ve sürpriz bir şekilde bu ülkenin LNG ithalatına neredeyse ihtiyaç duymayan bir konuma gelmesi, bu durum karşısında özellikle Katar gibi bazı ülkelerde LNG arzı fazlalığının oluşması, bu döneme denk gelen global ekonomik kriz, petrol fiyatlarındaki düşüşler, dünya genelinde spot LNG fiyatlarında önemli düşüşlere yol açmıştır. Bu gelişmelerin Türkiye’de etkisi, dünyadaki diğer benzer durumlar gibi, kısa bir dönem için geçerli olmuş, 2011 yılı için 1 bcm civarında olacağı öngörülen spot LNG ithalatı, 2010 yılında 3,079 bcm miktarına ulaşmıştır. Gerek global ekonomide canlanma, gerekse Japonya’nın yaşadığı deprem felaketi sonrasında oluşan nükleer facia sonrasında Japonya, Almanya gibi bazı ülkelerin elektrik üretiminde nükleer tesisleri giderek devreden çıkarmaya yönelik kararları LNG ticareti ve fiyatları açısından üretici ülkeler lehine bir atmosfer yaratmıştır. Nitekim spot LNG fiyatlarının Japonya pazarında 2011 yılında 2010 yılına göre %100 civarında, Avrupa pazarında ise %50’yi aşan artışlar gösterdiği kaydedilmiştir. Günümüz şartları ve BOTAŞ’ın gaz alım anlaşmalarındaki sürelerin 2014 yılından itibaren dolmakta oluşu dikkate alındığında, Türkiye’nin yeni doğal gaz ithalat projeksiyonunda yine çok büyük ölçüde, uzun dönemli, al ya da öde koşullarını içeren alım anlaşmalarının yer alacağı düşünülmektedir. 2007 yılı ile 2011 yılı arasındaki dönemde Türkiye’de doğal gaz ithalatı açısından yaşanan önemli gelişmelere alt başlıklar altında detaylı bir şekilde yer verilmektedir.

19

Kontrat devirleri ve sonrasında yaşanan gelişmeler DPK gereğince BOTAŞ tarafından alım kontratlarının özel şirketlere devrine ilişkin süreç 2004 yılında başlatılmış olmakla birlikte ilk ihale iptal edilmiş; 2005 yılında 5367 sayılı Doğal Gaz Piyasası Kanununda Değişiklik Yapılmasına Dair Kanun ile DPK’nin geçici ikinci maddesinde değişiklik yapılmış ve satıcı tarafın onayı ihaleye katılım için ön şart haline getirilmiştir.

2005 yılında BOTAŞ tarafından ikinci kez ihale sürecine çıkılmış, yıllık asgari 250 mcm’lik Lot baz alınarak, 64 Lot’luk kontrat devri için Rusya, İran, Cezayir ve Nijerya tarafları ile olan alım kontratları kontrat devri ihalesi kapsamına alınmıştır. Süreç sonunda Rusya tarafının toplam 16 Lot (4 bcm) onay vermiş olduğu Batı Hattı (Malkoçlar) alım kontratı dışında satıcı tarafların onay verdiği bir teklif oluşmamıştır. Söz konusu kontrat devrine ilişkin taraflar ve kontrat miktarlarını gösteren tablo aşağıda verilmektedir.

Tablo 4: BOTAŞ’tan Kontrat Devralan (Rusya Batı Hattı) Özel Sektör Kuruluşları ve Kontrat Miktarları Rusya (Bat Hatt ) Kontrat Devralan Y ll k Kontrat Miktarlar (bcm) irketler
Enerco Enerji Bosphorus Gaz Avrasya Gaz Shell
Kaynak: EPDK

2,5 0,75 0,5 0,25

BOTAŞ’ın Batı Hattına ilişkin alım kontratlarında gerekli zeyilnamelerin yapılması, EPDK ve Rekabet Kurumu tarafından onaylar, ilgili taraflar arasında (BOTAŞ, Gazprom Export ve yeni alıcı) devir protokollerinin imzalanması gibi süreçlerin tamamlanmasından sonra ilk olarak SHELL firması BOTAŞ ile Standart Taşıma Sözleşmesi imzalayarak 2007 yılı Aralık ayında iletim şebekesine erişim sağlamış ve kontrat yükümlülüklerini devralmıştır. 2008 yılında diğer üç yeni aktörden sisteme giren olmamış; takip eden 2009 yılı içinde Bosphorus

Gaz Ocak ayında, ENERCO ve Avrasya Gaz Nisan ayında iletim şebekesine erişim sağlamış ve kontrat devrine ilişkin yükümlülüklerini üstlenmişlerdir. Genel ithalat ve BOTAŞ’ın doğal gaz alımlarına dair aşağıdaki tablolarda yer alan verilerden hareketle, bu dört firmanın 2009 yılında ithalatlarının toplamda 2,266 bcm, 2010 yılında ise 2,991 bcm olarak gerçekleştiği görülebilmektedir.

Tablo 5: BOTAŞ’ın yıllara sari doğal gaz alım kaynakları ve miktarları (mcm)
Y llar 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
20

Rusya Fed. (*) 6.549 8.698 10.082 10.928 11.574 12.460 14.102 17.524 19.316 22.753 22.962 17.207 14.535

Tpao 148 294 151

ran

Azerbaycan

Cezayir 2.766 2.964 3.594 3.626 3.721 3.795 3.182 3.814 4.210 4.204 4.219 4.487 3.907

136 87 41

114 660 3.461 3.497 4.248 5.594 6.054 4.113 5.252 7.765

1.257 4.580 4.959 4.521

Kaynak: BOTAŞ

Tablo 6: 2005 – 2010 Yılları Tükiye’nin doğal gaz ithalat kaynak ve miktarları (mcm)
Y llar 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Kaynak: EPDK

Rusya 17.524 19.316 22.762 23.159 19.473 17.526

ran 4.248 5.594 6.054 4.113 5.252 7.765

Azerbaycan Cezayir 3.786 4.132 4.205 4.148 4.487 3.906

Nijerya 1.013 1.100 1.396 1.017 903 1.189

Spot Al mlar 79 167 333 781 3.079

Toplam 26.571 30.221 35.842 37.350 35.856 38.037

1.258 4.580 4.960 4.521

Fiilen 2009 yılında tamamlanan bu ilk kontrat devri sürecinden sonra BOTAŞ 2011 yılında Gazprom Export ile yürürlükte olan Mavi Akım kontratından 24 Lot’luk bir bölüm (6 bcm) için benzer ihale sürecini başlatmış, ancak satıcı tarafın hiçbir firmaya kontrat devrine ilişkin onay vermemesi sonucu geçerli teklif alınamamıştır. LNG İthalatı BOTAŞ’ın Cezayir ve Nijerya’dan LNG ithalatına yönelik uzun dönem anlaşmaları dışında yeni bir uzun dönemli LNG anlaşması gerçekleşmemiştir. Öte yandan, DPK’da ilgili bir düzenleme altına alınmamış olan spot LNG ithalatı, ilk kez BOTAŞ tarafından 2006 yılı sonlarında gerçekleştirilmiştir. Geçmiş dönemde soğuk kış günlerinde gerek şebeke alt yapısının tamamlanmamış olması, gerekse İran’dan ve Rusya (Batı) hattından genelde Ukrayna ile Rusya gaz şirketleri arasında yaşanan ihtilaflar nedeniyle gaz sevkiyatında yaşanan olumsuzluklar, BOTAŞ’ı önlem arayışına itmiştir. Tamamlanmış olmakla birlikte devrede olmayan İzmir – Aliaağa’daki EGEGAZ LNG Terminalinin kullanımı ile, gerek ilave (spot) LNG temini, gerek basınç profili açısından en kritik konumda olan İzmir ve civarında fiziksel dengenin korunması ve gerekse BOTAŞ Marmara Ereğlisi LNG Terminaline yapılacak LNG sevkiyatları ve bu terminalde yaşanabilecek aksaklıklara karşı bir yedekleme işlevleri açısından maksimum faydanın elde edilebileceği ortaya konulmuş ve EGEGAZ ile BOTAŞ arasında Aliağa LNG Terminali’nin kullanımı için özel bir hizmet sözleşmesi imzalanmıştır.

BOTAŞ tarafından 2006 ile 2010 yılları arasında temelde arz güvenliğini temin etme adına gerçekleştirilen spot LNG ithalat miktarları Tablo 6’da görülmektedir. 09.07.2008 tarih ve 5784 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu ve Bazı Kanunlarda Değişiklik Yapılmasına Dair Kanun ile BOTAŞ’a LNG ithalatına ilişkin yeni kontrat yapabilme serbestliği sağlanmış, diğer taraftan özel sektör kuruluşları tarafından spot LNG ithalatı yapılabilmesine imkan verilmiştir. Bu çerçevede BOTAŞ dışında 21 özel şirketin spot LNG Lisansı temin ettiği10 görülmekle birlikte, bunlardan yalnızca EGEGAZ tarafından fiili olarak spot LNG ithalatı gerçekleştirilmiştir. Yukarıda detaylı bir şekilde bahsedildiği üzere LNG fiyatlarının uluslararası piyasada düşmesi ve uzun dönemli anlaşmalarla sağlanan boru gazı fiyatlarına göre avantajlı hale gelmesi sonucu EGEGAZ 2010 yılında toplam 3,079 bcm eşdeğer LNG ithalatı gerçekleştirmiş, bu miktar o yıl için Türkiye’nin toplam LNG ithalatının % 37,3’ünü, toplam tüketimin ise % 8.2’sini oluşturmuştur11. 2011 yılında ise artan LNG fiyatları ve rekabet koşullarının elvermemesi sonucu EGEGAZ tarafından gerçekleştirilen spot LNG ithalatı önemli oranda düşmüş olup, 2011 yılı rakamının 1 bcm civarında gerçekleşeceği öngörülmektedir. DPK’da Spot LNG ithalatına ilişkin özel bir hüküm yer almamakta olup, mevzuatın bu alanda düzenleme adına bir eksikliğinden söz etmek mümkündür.

10. Bkz EPDK Doğal Gaz Piyasası Sektör Raporu 2010 11. Bkz EPDK Doğal Gaz Piyasası Sektör Raporu 2010

21

Al ya da öde yükümlülükleri BOTAŞ’ın tüm uzun dönem alım kontratları al ya da öde hükümlerini içeriyor olmakla birlikte, bu kontratların bazılarında asgari yıllık alım taahhütleri (Minimum Annual Quantities) aynı zamanda bu miktarları dönemsel bazda (yaz/kış veya çeyrek) ayırmakta ve her bir dönem için ayrı ayrı taahhütler olarak işlem görmektedir. Yaz dönemlerinde, özellikle Mayıs ayında tüketimin önemli ölçüde azalması (ki bazı günler kaydedilen tüketim, kışın puant tüketim günlerinde kaydedilenin yarısı civarındadır) al ya da öde yükümlülükleri açısından BOTAŞ’ın önünde hep bir risk unsuru olarak durmuş, bununla birlikte 2007 yılına kadar yıllık asgari alım taahhütleri tutturulmuştur. 2007 yılına değin tüketim profilindeki artış, kontratlarda plato dönemine değin yıllık artışları karşılayabilmiştir. Diğer taraftan TPAO’ya ait Silivri Yeraltı Depolama Tesisi’nin 2008 yılından itibaren devreye girerek, yaklaşık 1,6 bcm depolama hacmini BOTAŞ’ın kullanımına sunması, yaz döneminde al ya da öde yükümlülükleri açısından BOTAŞ’a çok önemli bir katkı sağlamakla birlikte, 1 bcm depolama hacmi sağlaması planlanan Tuz Gölü Yeraltı Depolama Tesisinin yapımının gerçekleştirilememesi ve alt yapıdaki diğer problemler, global ekonomik kriz nedeniyle tüketimlerdeki düşüşler veya öngörülen tüketim artışının gerçekleşmemesi, LNG fiyatlarında dönemsel düşüşler sonucu kaybedilen pazar payı, son üç yılda hidroelektrik santrallerinde kapasite kullanımının yoğun yağışlar sonucu yükselerek doğal gaz yakıtlı elektrik santrallerinde tam kapasite kullanımının geçmişe oranla azalması gibi faktörler nedeniyle BOTAŞ, (TBMM Başkanlığı’na verilen soru önergeleri kapsamında açıklandığı üzere) Rusya ve İran gazına ilişkin kontratlarında 2007, 2008, 2009 ve 2010 yıllarında ve basında yer aldığı üzere Azerbaycan kontratına ilişkin de 2011 yılında cüzi miktarda da olsa al ya da öde yükümlülükleri açısından temerrüde girmiş durumdadır.

Önümüzdeki birkaç yıllık dönem bedeli ödenmekle birlikte çekilemeyen gaz miktarları için telafi dönemi olmakla birlikte, satıcı tarafların Günlük Kontrat Miktarı (Daily Contract Quantity) üzerinde gaz verme yükümlülüklerinin bulunmayışı ve telafi gazının (Make Up Gas) çekilişinde belli kısıtlar çerçevesinde hareket etme zorunluluğu, gündemde olan yeni bir global ekonomik kriz etkisiyle tüketimlerde beklenen artışların gerçekleşmemesi, Tuz Gölü Yeraltı Depolama Tesisinin bu dönemde emreamade olmayışı, rekabet sonucu pazar payının düşmesi gibi riskler dikkate alındığında, BOTAŞ’ın bu dönemi çok etkin bir şekilde yönetme zorunluluğu ortaya çıkmaktadır. Buna dair BOTAŞ’ı oldukça rahatlatacak önemli bir gelişme, aşağıda değinildiği üzere 2011 yılı sonunda yaşanmış olup, Türk ve Rus tarafları arasında, Mavi Akım kontratından doğan al ya da öde miktarlarının 2012 yılı boyunca, batı hattından çekiş yapmak üzere telafi edilebilmesine imkan sağlayan bir anlaşma gerçekleşmiştir. Tahkim süreçleri BOTAŞ, İran Milli Gaz Şirketi NIGC’den 2001 yılından bu yana gaz tedarik etmekte olup, geçen dönemde NIGC şirketinin gaz arzında özellikle kış dönemlerinde gerek miktar gerekse kalite unsurları açısından yükümlülüklerini gereğince yerine getiremediği olgusundan da hareketle 2004 yılında NIGC’den fiyat revizyon talebinde bulunmuş, bu talebin karşılık görmemesi sonucu 2005 yılında ICC Cenevre nezdinde tahkim sürecini başlatmıştır. Sürecin başlamasından sonraki dönemde, 2008 yılı Ocak ayında yaklaşık 20 gün süren bir kesintinin yaşanması, İran gazı temininde yaşanan aksaklıkların başlıcalarından biri olmuştur. Tahkim süreci 2009 yılında BOTAŞ lehine sonuçlanmış, fiyat revizyonu mahkemece saptanan indirim çerçevesinde geçmişe (aynı zamanda geleceğe) şamil olacak şekilde gerçekleşmiştir.

22

Sona eren, yeni imzalanan uzun dönem alım anlaşmaları Yukarıda da bahsedildiği üzere BOTAŞ’ın Rus gazına (Batı Hattı) ilişkin kontratlarından ilki olan yıllık 6 bcm’lik kontratın süresi 2011 yılı ile sınırlı olup, BOTAŞ bu kontratı yenilemeyeceğini 2011 Ekim ayında karşı tarafa bildirmiştir. Aynı gazın özel sektör tarafından ithalatı gündeme gelmiş olup, EPDK buna ilişkin ithalat lisansı başvurularının en geç 23 Kasım 2011 tarihine kadar yapılmasını ve 2012, 2013 ve 2014 için 4, 2015 yılı için 5 ve takip eden yıllar için kontrat miktarlarının azami 6 bcm olabileceğini ortaya koyan 26.10.2011 tarih ve 3476 sayılı Kurul Kararını yayınlamıştır. Söz konusu ithalata ilişkin ilk etapta 26 özel sektör kuruluşu EPDK’ya başvuruda bulunmuş, ancak hiçbiri Rusya tarafı ile anlaşma belgesini sunamadığı için bu ilk başvuru süreci sonuca ulaşmamıştır. Bu gelişme üzerine yeni bir görüşme süreci başlatılmış, Türk ve Rus tarafları arasında söz konusu alım anlaşması ile birlikte, Rusya’nın Güney Akım (South Stream) projesi, BOTAŞ’ın Mavi Akım alım kontratında geçmiş dönemlerde temerrüde düştüğü al ya da öde yükümlülükleri, fiyat revizyonu konuları bir paket olarak ele alınmış ve Aralık Ayı son haftasında konulara ilişkin mutabakata varılmıştır. Buna göre, BOTAŞ yürürlükte olan 4 bcm’lik kontratı dışında, Batı Hattı’ndan 2012 yılı sonuna kadar 5,6 bcm ilave gaz alabilecektir. Batı hattındaki sona eren 6 bcm’lik alım anlaşmasının 2013 yılından itibaren özel sektör tarafından gerçekleştirilmesine dair Türk tarafının öngörüsü ortaya konmuş olup, 2012 yılında konuya dair yeni gelişmeler beklenmektedir.

Azerbaycan Şahdeniz II. Faz üretiminden temin etmek üzere 2017 yılından itibaren teslimatı öngören ilave 6 bcm’lik bir alım anlaşması, Türkiye ve Azerbaycan hükümetleri arasında 2011 Ekim ayında İzmir’de imzalanan Hükümetlerarası Anlaşma’nın konularından biri olmuştur. Taraflar arasında yaklaşık 2 yıl süren görüşmeler birçok konuyu içeren bir anlaşmalar paketinin sonuçlandırılmasına yönelik olmuş, bu paketin diğer önemli unsurlarından biri de, yıllık 10 bcm gazın Türkiye üzerinden transit geçişinde BOTAŞ’ın iletim şebekesinin belli bir tarife altında kullanılması olmuştur. Her ne kadar DPK BOTAŞ’ın pazar payının yüzde yirmi oranına düşmesine değin, boru hattı vasıtasıyla yeni bir alım anlaşması yapamayacağını hükmetmekte ise de, uluslararası nitelikte olan söz konusu Hükümetlerarası Anlaşmanın ilgili meclislerde onaylanmasıyla birlikte bu yeni alım anlaşması hukuki manada geçerlik kazanacaktır.
1.3.2 İhracat

BOTAŞ’ın Azeri gazı alımına ilişkin kontrat dışındaki diğer uzun dönemli alım anlaşmalarında nihai varış noktası (destination clause) olduğu ve ihracat (reexport) hakkının verilmediği bilinmektedir. Azeri gazının alım fiyatına endeksli bir fiyat formülü çerçevesinde BOTAŞ ile Yunanistan’ın DEPA şirketi arasında 2001 yılında imzalanan anlaşma çerçevesinde Yunanistan’a gaz ihracı 2007 yılı Kasım ayında başlamıştır. Bu ülkeye yapılan ihracatta en yüksek miktar 2009 yılında 708 mcm olarak gerçekleşmiştir.12

12. Bkz EPDK Doğal Gaz Piyasası Sektör Raporu 2010

23

Türkiye’nin arz kaynaklarının gerek kaynak ülkeler bazında, gerekse coğrafik açıdan çeşitliliği, tüketim noktalarına gaz sevkiyatında pratikte gerçek anlamda bir havuz sistematiğinin devrede olmasını sağlamaktadır. Bu yapı göz önüne alındığında, aynı havuzdan ihracat amaçlı gaz sevkiyatının hukuksal anlamda önünü açtığı ve alım anlaşmalarındaki kısıtlayıcı hükümlerin pratikte Türkiye’den gaz ihracatına bir engel oluşturamayacağı düşünülebilir. Bu doğrultuda, özellikle 2009 yılında Rusya ile Ukrayna arasında yaşanan doğal gaz krizinden sonra Bulgaristan ve Yunanistan’a gaz ihracatı, özellikle Bulgaristan tarafından gelen talep üzerine gündemde yer almıştır. Konuya ilişkin olarak BOTAŞ dışındaki tüzel kişiliklerden; Bulgaristan’a ihracat konusunda bir, Yunanistan’a ihracat konusunda iki firmaya 30 yıl süreli ihracat lisansı verildiği görülmektedir. Bununla birlikte, BOTAŞ dışındaki bu lisanslı firmalar tarafından henüz ihracat gerçekleştirilmiş durumda değildir.
1.3.3 İletim

Şekil 5: BOTAŞ Doğal gaz iletim sistemi

Kaynak: BOTAŞ

DPK yeni iletim şirketlerinin kurulabilmesine cevaz vermekle birlikte, BOTAŞ bu alanda lisans sahibi tek firma olarak yer almaktadır. BOTAŞ’ın iletim şebekesinin Türkiye geneline yaygınlaştırılması anlamında yatırımları büyük ölçüde tamamlanmış olup, yüksek basınçlı hatların toplam uzunluğu yaklaşık 13.000 km.’ye ulaşmıştır. Ana iletim şebekesine 4 adet diğer (yurt dışı) iletim şebekesi, 2 LNG terminali, 1 yeraltı depolama tesisi, 2 yerli üretim sahasından gaz girişi yapılmakta, şebekeye doğrudan bağlı durumda olan 270 civarında Basınç Düşürme ve Ölçüm İstasyonu’ndan çıkış yapılmaktadır. Bundan sonraki yatırımların büyük ölçüde gaz sevkiyat kapasitesini artırmaya yönelik loop hatları inşası ve yeni kompresör istasyonlarının tesisi şeklinde olacağı öngörülebilir. Halen faal durumda 7 adet kompresör istasyonuna ilaveten yakın gelecekte iki adet yeni kompresör istasyonu inşa çalışmaları başlayacaktır. BOTAŞ’ın yüksek basınçlı iletim hatlarıyla birlikte kompresör istasyonlarını gösteren şema aşağıda yer almaktadır.

İletim şebekesi üzerinden gerçekleştirilen gaz sevkiyatında en yüksek günlük değerler 2011 yılı Aralık ayında 172 mcm civarında tespit edilmiştir. Soğuk kış günlerinde, doğal gaz yakıtlı elektrik santrallerinin de tam kapasite ile kullanılması gerekmesi durumunda, bu değerin doğal gaz şebekesinin mevcut haliyle maksimum 180 mcm olabileceği ifade edilmektedir. Devreye girecek doğal gaz santralleriyle beraber, sanayi ve mesken amaçlı gaz tüketiminin artacağı ve depolamaya ilişkin alt bölümde de bahsedildiği üzere özellikle TPAO’nun yer altı depolama tesisindeki günlük gaz çekişini arttırmaya yönelik yatırımlarının kısa sürede devreye girmemesi durumunda, önümüzdeki yıllarda günlük maksimum sevkiyat değerinin üzerinde günlük taleplerin gerçekleşebilceği ve dolayısıyla olası arz sıkıntılarının yaşanabileceği yorumunda bulunabilinir.

24

İletim şebekesine üçüncü taraf erişimi DPK, BOTAŞ’ın ayrışma sürecinin mülkiyet ayrışımı biçiminde olmasını ortaya koymaktadır. Kanun ayrışma sonrasında iletim şebekesi mülkiyet ve işletme sorumluluğunun tamamen bağımsız bir işletmeciye geçeceğine, iletim şebekesine erişim ve iletim tarifesinin düzenlemeye tabi olacağına hükmetmektedir. Kanun çerçevesinde EPDK tarafından 26 Ekim 2002 tarihinde yayınlanan İletim Şebekesi İşleyiş Yönetmeliği ise, şebekeye erişim anlamında bazı temel prensipler ile birlikte iletim lisansı sahibinin yükümlülüklerine ilişkin detayları içermektedir. Bu yükümlülüklerin içinde yer alan şebeke işleyiş düzenlemelerinin hazırlanarak Kurum onayına sunulması, pratikte “İletim Şebekesine Üçüncü Taraf Erişimi” ile ilgili düzenleyici çerçevenin tamamlanması anlamına gelmektedir. Uluslararası gaz literatüründe en genel tabiri “Network Code” olarak kullanılan bu düzenlemeler BOTAŞ tarafından “BOTAŞ İletim Şebekesi İşleyiş Düzenlemeleri” adı altında 2003 yılında hazırlanmaya başlanmıştır. EPDK ile yürütülen görüşmeler ve piyasanın ilgili aktörlerinden hazırlanan taslak metin üzerinde görüşlerin alındığı bir konsultasyon sürecinden sonra anılan düzenlemeler “BOTAŞ İletim Şebekesi İşleyiş Düzenlemelerine İlişkin Esaslar” adıyla Kurul tarafından onaylanmıştır.

Kısaca “ŞİD” olarak adlandırılan doküman 1 Eylül 2004 tarihinde de Resmi Gazetede yayımlanarak yürürlüğe girmiştir. Aynı dönemde BOTAŞ’ın ticarete ilişkin (ithalat, ihracat, toptan satış) aktiviteleri ile iletim ve depolama (LNG Terminali) faaliyetleri için hesap ayrışımı gerçekleştirilmiş ve ŞİD hükümleri paralelinde “İletim ve Sevkiyat Kontrol Tarifesi” BOTAŞ tarafından hazırlanmaya ve Kurum onayına sunulmaya başlanmıştır. ŞİD 1 Eylül 2004 tarihinde yürürlüğe girmekle birlikte, kontrat devirlerine ilişkin ilk ihale sürecinde yaşanan gecikmeler nedeniyle BOTAŞ’ın tekel konumu 2007 yılı Temmuz ayına kadar devam etmiş ve ŞİD’in fiili uygulaması başlatılamamıştır. Belirtilen tarihte BOTAŞ’ın tekel konumu, özel bir toptan satış şirketi tarafından sonlandırılmıştır. AKSA Doğal Gaz Toptan Satış A.Ş., TPAO’nun Akçakoca açıklarında ürettiği doğal gazı, iletim şebekesi üzerinden taşıtmak üzere, BOTAŞ dışında ilk “Taşıtan” ünvanıyla, Standart Taşıma Sözleşmesi imzalamış ve şebekeye erişim sağlamıştır. Bundan sonraki süreçte, kontrat devirleri ihalesi sonucu oluşan yeni ithalatçı şirketlerden SHELL 2007 yılı Aralık ayında üçüncü Taşıtan olarak şebekeye erişim sağlayarak faaliyetlerine başlamış, kontrat devralan diğer üç ithalatçı şirket ise 2009 yılında Standart Taşıma Sözleşmesi imzalayarak ithalat ve toptan satış faaliyetlerine başlamışlardır. 2007 yılından başlamak üzere iletim şebekesine Standart Taşıma Sözleşmesi imzalayarak erişim sağlayan Taşıtanların sayı ve vasıflarını gösteren tablo aşağıda verilmektedir.

Tablo 7: Yıllar itibarı ile iletim şebekesine erişim sağlayan taşıtanlar Toptan satış lisanslı 1 1 3 9 12 1 1 1 1 1 İhracat lisanslı

İthalat lisanslı 2007 2008 2009 2010 2011 2 2 6 6 6

Kaynak: 2011 Taşıtanlar Forumu

25

Tablodan görüldüğü üzere 2009 yılından itibaren Taşıtan vasfını alan toptan satış şirketlerinin sayısı önemli ölçüde artmıştır. Bu hususun ortaya çıkmasında aşağıda detaylı bir şekilde ele alındığı üzere 2008 yılında ŞİD üzerinde yapılan, taşıtanlar arasında miktar devrininin önünü açan düzenlemeler ve taşıtanlar arasında gün öncesinde ve gün sonrasında ticaret için bir mekanizma oluşturan “Ulusal Dengeleme Noktası” ve “Transfer Giriş/Çıkış Noktaları” gibi sanal nokta tanımlamaları önemli bir rol oynamıştır. Fiilen yürürlüğe girmiş olduğu 2007 yılından itibaren her yıl kısmi revizyonların gerçekleştirildiği ŞİD’in ve “İletim Şebekesine Üçüncü Taraf Erişimi”ne dair kuralların kısa bir özeti aşağıda yer almaktadır. • Taşıyıcı ile STS imzalayarak şebekeye erişim sağlamak ve iletim hizmetinden yararlanmak isteyen tüzel kişiliklerin EPDK tarafından verilen ithalat, toptan satış veya ihracat lisanslarından en az birine sahip olmaları gerekmektedir. Transit, EPDK tarafından lisansa tabi bir piyasa faaliyeti olarak yer almadığından dolayı, bu alana dair ŞİD’de bir düzenleme yer almamaktadır. • ŞİD, üçüncü taraf erişimi ile ilgili temel dokümandır. ŞİD’de detaylı bir biçimde yer almayan bazı hususlar STS’de detaylandırılmıştır. Taşıtanlar, STS imzalamak suretiyle ŞİD’in hükümlerini kabul etmiş olurlar. Taşıtanların rezerve etmiş oldukları kapasiteleri belgeleyen “Kapasite Tescil Belgesi” STS’nin bir Ek’i olmaktadır. STS’ler en fazla bir yıl, en az bir ay süreli imzalanmaktadır. • BOTAŞ’ın yasal ayrışımı gerçekleşmemiş olmakla birlikte, BOTAŞ’ın ticaret ile ilgili bölümünün, BOTAŞ’ın iletim faaliyetleri ile sorumlu ünitesi (Taşıyıcı) karşısında herhangi bir taşıtan konumunda yer almasını sağlayacak şekilde ticari ilişkilerini yürütmesi öngörülmektedir.

• Ayrılabilir kapasiteler fiziksel giriş ve çıkış noktalarının her biri için ayrı ayrı olmak üzere teknik kısıtlar ve simülasyon çalışmaları çerçevesinde belirlenmekte ve kapasite rezervasyon başvuruları da bu çerçevede yapılmaktadır. • Kapasite rezervasyonu için Giriş/Çıkış Sistemi (Entry/Exit System) uygulanmaktadır. Rezervasyon süresi Sm3/Gün bazında maksimum bir yıl, minimum bir aydır. Diğer iletim şebekelerine bağlantılar için fiili durum dikkate alınarak, sadece tek yönlü akış çerçevesinde (forward flow) rezervasyon yapılmakta olup, ters akış (Reverse Flow) için rezervasyon uygulaması yer almamaktadır. Taşıma hizmeti sadece “Kesintisiz Taşıma” prensibi altında verilmekte, ayrı tarifeye tabi bir “Kesintili Taşıma Hizmeti” tanımlanmamaktadır. • Dengeleme dönemi günlük olarak belirlenmiştir. “Dengeleme Gazı Fiyatı” ise, ay öncesinde alınan teklifler ve ay içinde fiili dengeleme gazı çekişlerinin sonunda ağırlıklı ortalama alınarak aylık bazda tespit edilmektedir. Taşıyıcı, şebekenin fiziksel dengelemesini sağlamaktan sorumlu olup, “Ek Hizmet” kavramı altında ilave bir tarifeye tabi dengeleme hizmeti tanımlanmamıştır.

26

• Boru hattı stoğu Taşıyıcı’nın varlıklarından biri olmakta, kompresörlerde yakılan gaz gibi dahili kullanım gazı, hesaba katılamayan gaz (ölçümdeki belirsizlik, tespit edilemeyen kaçaklar) gibi unsurlar İletim ve Sevkiyat Kontrol Tarifesinde işletme giderleri içinde yer almakta ve bu giderler iletim bedeli içinde kapsanmış olmaktadır. Taşıtanlardan ayni katkı şeklinde gaz talep edilmesi (gas in kind) uygulaması yoktur. • Taşıtanlar ile nominasyon süreçleri “Elektronik Bülten Tablosu (EBT)” olarak adlandırılan internet üzerinden erişim sağlanan bir sistem üzerinden yürütülmektedir. Nominasyon süreçleri gün öncesinde belli bir zaman diliminde tamamlanmakta, gün içinde program değişiklik talepleri mücbir sebep halleri dışında kabul edilmemektedir. • Taşıtanlar arasında miktar devirleri her bir giriş noktasında tanımlı “Transfer Giriş/Çıkış Noktaları” olarak adlandırılan sanal noktalar üzerinden yapılmaktadır. Öte yandan şebekenin tümü için tanımlı olan sanal “Ulusal Dengeleme Noktası”, Taşıtanlar arasında gün öncesinde gaz alışverişleri için, gün sonrasında ise dengesizliklerin minimize edilmesi için kullanılmaktadır. • Tüm çoklu giriş ve çıkış noktalarında ilgili taşıtanların tespit edilen toplam miktar değişmemek üzere kendi aralarında miktarlar üzerinde anlaşmalarına imkan veren tahsisat hükümleri yer almaktadır. DPK ve onun çerçevesinde yayımlanmış olan ilgili mevzuat, BOTAŞ’ın tekel konumunun sona ermesi ve iletim şebekesine diğer aktörlerin de erişiminin gerçekleşmesinden sonra, elektrik sektöründe örneği yaşandığı üzere “Geçiş Dönemi” olarak adlandırılabilecek bir adaptasyon süreci öngörmemiştir. Dolayısıyla, BOTAŞ dışında ilk taşıtanın sisteme girişi ile ŞİD’in fiilen uygulanmaya başlandığı 2007 yılı Temmuz ayından itibaren ŞİD kuralları tavizsiz bir şekilde yürürlükte olmuştur.

Çok oyunculu bir piyasa yapısına hızlı bir geçiş olarak nitelenebilecek bu süreç, ŞİD açısından da bir test süreci olarak nitelenebilir. Taşıtanlar ile Taşıyıcı arasında dava konusu olan ihtilaflar nadiren yaşanmış olmakla birlikte, ŞİD hükümlerinin tutarsızlığı veya Türkiye piyasasına uygunsuzluğu sonucuna yol açabilecek bir kaos ortamı da yaşanmamıştır. Yapılan görüşmeler çerçevesinde, bazı kritik konulara ilişkin yaşanan tecrübeler ile birlikte taraflar arasında oluşan problemlere aşağıda yer verilmektedir. • Kapasite rezervasyonlarında, kapasite yetersizliğinden kaynaklı, talebin karşılanamadığı durumlar yaşanmamıştır. • Sisteme giriş konusunda EPDK’nın hakemliğine gidildiği bir ihtilaf yaşanmamıştır. Bununla birlikte 2011 yılı için EGEGAZ giriş noktasında BOTAŞ tarafından belirlenen Maksimum Ayrılabilir Kapasite konusunda EGEGAZ tarafından EPDK’ya itirazda bulunulmuş, 12.05.2011 tarih ve 3211/6 sayılı Kurul Kararı ile EGEGAZ’ın itirazı doğrultusunda bu miktar yükseltilmiştir. • Temerrüde düşen bir taşıtan nedeniyle fesih edilen bir STS olmamıştır. • Taşıtanın giriş noktasında gaz teslim edememesi veya eksik teslim etmesi nedeniyle ilgili son kullanıcı tesislerinde kısıntıya gidilmesi durumu, Malkoçlardan gaz girişinin Ukrayna ile Rusya arasındaki sorunlar nedeniyle kesildiği durumlarda (2009 yılı Ocak Ayı, 2009 yılı Nisan ayı) yaşanmış olup, kontrat devri yoluyla ithalat lisansına sahip olan dört Taşıtan bu durumdan olumsuz bir şekilde etkilenmişlerdir. • Giriş noktasında teslim edilen doğal gazın ŞİD’in Kalite Şartnamesine uygunluk sağlamaması nedeniyle gaz girişinin uzun süreli durdurulması 2008 yılında Bazergan (İran), 2010 ve 2011 yıllarında iki kez Malkoçlar Giriş Noktası için yaşanmıştır.

27

Şekil 6: Dengeleme gazı fiyatı ile botaş’ın serbest tüketicilere satış fiyatı karşılaştırması

900 Serbest Tüketici Fiyat 800 700 600 500 400 300 Dengeleme Gaz Fiyat

TL

ub.09

ub.10

Mar.09

Mar.10

Kas.09

Kas.10

Ara.09

Ara.10

Oca.09

Oca.10

A u.09

A u.10

May.09

May.10

Tem.09

Kaynak: 2011 Taşıtanlar Forumu

Üzerinde durulması gereken bir husus da, her ne kadar DGF’nin ay sonunda tespit edileceği öngörülmekte ise de, bu fiyatın pratikte BOTAŞ’ın teklif fiyatı veya ona çok yakın bir fiyat olacağının bilinmesi ve bu fiyatın ise diğer piyasa oyuncuları tarafından tahmin edilebiliyor olmasıdır. Bu durum ise, özellikle gaz ticaret hacmi küçük taşıtanlar açısından dengesizlik toleransları içinde kalmak kaydıyla, bilinçli olarak (DGF’nin kendi satış fiyatlarından farkına göre) UDN üzerinden gün sonu ticaret mekanizmasını da kullanarak, pozitif veya negatif dengesiz pozisyonları tercih etmelerinin ticari bir enstrüman haline gelmesi, Taşıyıcı – Taşıtan ilişkileri açısından ideal durum olan sıfır dengesizlik ilkesinden sapılması sonucunu doğurmaktadır. Boru hattı stoğunun ticari amaçlarla kullanımının ise şebekenin fiziksel dengesini sağlamada yaratacağı olumsuzluklar dikkate alınarak, Taşıyıcı tarafından ŞİD’in Geçici Hükümler bölümüne 2008 yılında yapılan bir revizyon ile özel bir madde eklenmiş olup, bu madde doğrultusunda Taşıyıcı tarafından taşıtanların ayın sonlarına doğru oluşan kümülatif dengesizliklerine göre geri kalan günlerde nominasyonlarına müdahale edilmekte, gaz

programlarında yer alan giriş miktarları her bir taşıtanın kümülatif dengesizliğini minimum seviyeye indirecek şekilde Taşıyıcı tarafından tek taraflı olarak belirlenmektedir. Taşıyıcı – Taşıtan ilişkileri açısından en çok sıkıntı ve külfet yaratan bu durum, her yıl düzenlenen forumların ana gündem maddelerinden birini oluşturmaktadır. •Sanal noktaların kullanımına ilişkin uygulamalar Taşıyıcı ile taşıtanlar arasında yaşanan ana ihtilaf konuları arasında yer almıştır. Sanal noktalar 2008 yılından bu yana ŞİD hükümleri içinde yer alarak uygulaması süregelmiştir.

28

Tem.10

Oca.11

Nis.09

Nis.10

Eyl.10

Eki.09

Haz.09

Haz.10

Eki.10

Eyl.09

BOTAŞ’ın DPK’da öngörülen BOTAŞ’ın miktar devri için hazır altyapı oluşturulması, bir ithalat şirketi veya üretim şirketi tarafından toptan satış şirketlerine miktar devri uygulaması, kendi giriş noktasında yeterli gaz girişi yapamayacak taşıtanların diğer taşıtanlardan gaz temin edebilmesine ilişkin uygulamaların ŞİD hükümleri çerçevesinde gerçekleştirilerek, bu alanda ihtiyaç duyulan düzenlemenin tamamlanması amaçlanmış olmakla birlikte, Taşıyıcı tarafından öngörülen bazı kısıtların kaldırılarak, hükümlerin tüm taşıtanlar arasında sanal ortamda gaz alış verişine imkan sağlayacak bir şekilde EPDK tarafından revize edilmesi, toptan satış alanında taşıtanların kendi aralarında dolaylı bir pazar oluşumunu sağlamış, oluşan bu ortam birçok toptan satış şirketinin ŞİD’e taraf olması sonucunu doğurmuştur. 2011 yılında 12 olan ŞİD’e taraf toptan satış şirketi sayısının 2012 yılında çok daha artacağı tahmin edilmektedir. Bununla birlikte, Taşıyıcı açısından öngörülmeyen birçok uygulama, ŞİD’de ilgili hükümlerin yeterince detaylanmamış olması nedeniyle, taraflar arasında tartışma konusu olmuş ve olmaya devam etmektedir. Örneğin, gazın mülkiyetinin taşıtanlar arasında bir çok kez el değiştirmesi şeklinde uygulamalar taşıtanlar tarafından (bunun aslen likit piyasalarda teşvik edilen bir unsur olduğu da ilgili platformlarda vurgulanmaktadır) talep edilmekle birlikte, özellikle mevcut EBT alt yapısının kısıtları nedeniyle, Taşıyıcı tarafından tahsisat işlemlerinin tamamlanmasında büyük güçlükler doğurduğundan kabul görmemektedir. Sanal noktaların kullanımına ilişkin tartışmaların ve bu doğrultuda ŞİD’de gerekli güncellemelerinin yapılmasının önümüzdeki süreçte de yoğun bir şekilde devam edeceği görülmektedir. Konuya ilişkin PETFORM tarafından özel bir çalışma grubu oluşturulmuş olup, taşıtanların kendi aralarında Tezgah Üstü (Over the Counter) bir pazar oluşturmalarına yönelik bir hedef doğrultusunda çalışmalar gerçekleştirilmektedir, ancak Tezgah Üstü Piyasa üzerinden yapılacak sözleşmelerden doğabilecek damga vergisi maliyeti bu girişimi olumsuz yönde etkileyebilecektir.

Bununla birlikte, yetersiz durumdaki EBT alt yapısının tamamen değiştirilmesi, gerçek zamanlı bilgi takibinin tüm giriş ve çıkış noktaları için EBT aracılığı ile taşıtanlar tarafından yapılabilmesi ön şart olarak ortaya çıkmaktadır. Öte yandan, BOTAŞ’ın ihtiyaçlar doğrultusunda yeni bir EBT kurulumu için yatırım kararı aldığı ifade edilmektedir. Toptan satış başlığı altındaki bölümde detaylı olarak irdelendiği üzere, BOTAŞ dışındaki taşıtanlar, pazar hakimi konumundaki BOTAŞ (Ticaret)in sanal noktalar kullanılarak gerçekleştirilen ticaret için aktif konumda yer alması için başvurularına rağmen bir sonuç alamamış olmalarının, gerek kendi faaliyetleri açısından gerekse piyasanın genel işleyişi açısından olumsuz bir ortam yarattığını dile getirmektedirler. •ŞİD hükümlerinin ihtiyaçlar çerçevesinde revize edilmesi çalışmalarının ise, yine ŞİD’de yer alan ilgili hükümler çerçevesinde ilgili tarafların görüş ve ihtiyaçlarını ortaya koymalarına imkan veren ve bunların etkin bir şekilde dikkate alındığı süreçlerde yürütüldüğü görülmektedir. PETFORM ve DİVİD tarafından 2007 yılından bu yana her yıl organize edilen “Taşıtanlar” forumu, EPDK, BOTAŞ gibi doğrudan ilgili kuruluşlar dışında, Enerji Bakanlığı ve Rekabet Kurumu gibi diğer kuruluşlar ve ilgili diğer tarafların da katılımı ile etkin bir forum olma özelliğini korumuştur.

29

İletim ve sevkiyat kontrol tarifesi İletim ve Sevkiyat Kontrol Tarifesi 2010 yılına dek EPDK tarafından yıllık olarak yayımlanmakla birlikte, 2011 yılı için yayımlanan tarife, 2012 ve 2013 yıllarını da kapsayacak şekilde, takip eden yıllarda ücretlerin enflasyon doğrultusunda artırılacağını ortaya koymuştur. İletim tarifesi, sabit kapasite rezervasyon bedeli ile birlikte, taşınan miktar ile doğru orantılı hizmet bedelinden oluşan iki parçalı yapıdadır. Giriş noktaları için farklı kapasite rezervasyon ücretleri, tüm çıkış noktaları için ise aynı ücretin uygulandığı bir sistem uygulanmakta olup, bu tarife yapısı “Giriş/Posta Pulu Çıkış” (Entry/ Postalised Exit) olarak adlandırılmaktadır. Her gaz yılı öncesinde STS imzalamak üzere kapasite rezervasyon başvuruları, bu başvurularda belirtilen öngörülen yıllık taşıma miktarları, Taşıyıcı’nın öngörülen yıllık işletme giderleri ve EPDK

tarafından da onaylanmış olan yatırımlara ilişkin öngörülen giderler, iletim şebekesinin düzenlemeye esas varlık değeri, amortismanlar gibi unsurlar tarifenin temel girdilerini oluşturmakta ve Taşıyıcı tarafından hazırlanan tarife önerisi en geç 31 Ekim tarihine kadar (veya Kurul Kararı ile ötelenen diğer bir tarihe kadar) EPDK’ya onay için sunulmaktadır. 2011 yılına ilişkin giriş ve çıkış noktalarında uygulanacak kapasite rezervasyon bedelleri ile hizmet bedeline ilişkin, 28.12.2010 tarih ve 2970 sayılı Kurul Kararı metninin ilgili kısmı aşağıda yer almaktadır. “a) İletim Kapasite Bedeli; Doğal Gaz Piyasası İletim Şebekesi İşleyiş Yönetmeliğinin 15 inci maddesi uyarınca, taşıyıcı tarafından iletim şebekesi üzerinde belirlenen ve ilan edilen giriş ve çıkış noktalarında, taşıtan tarafından m3/ gün olarak rezerve edilen kapasite karşılığında

Giriş ve çıkış Giriş 1 Giriş 2 Giriş 3 Giriş 4 Giriş 5 Giriş 6 Giriş 7 Giriş 8 Giriş 9 Çıkış İhracat çıkış
Kaynak: EPDK

İletim kapasite bedelleri (TL/m3/Gün) 0,000314 0,000313 0,000157 0,000476 0,000339 0,000252 0,000171 0,000522 0,000522 0,005056 0,045088

İletim kapasite bedelleri (TL/kWh/Gün) 0,00002951 0,00002942 0,00001476 0,00004474 0,00003186 0,00002368 0,00001607 0,00004906 0,00004906 0,00047519 0,00423759

30

Burada; Giriş 1: Rusya-Türkiye Doğal Gaz Boru Hattı ile Türkiye’ye giriş yapan doğal gazın, miktarları ile kalitesinin belirlendiği Malkoçlar Ana Ölçüm İstasyonudur. Giriş 2: Marmara Ereğlisi LNG Terminalinde, iletim şebekesine sevkedilen gazlaştırılmış LNG’nin miktarlarının ve kalite değerlerinin belirlendiği ölçüm ünitesinin çıkış vanasının çıkış tarafıdır. Giriş 3: Mavi Akım Doğal Gaz Boru Hattı ile Türkiye’ye giriş yapan doğal gazın miktarları ile kalitesinin belirlendiği Durusu Ana Ölçüm İstasyonudur. Giriş 4: İran- Türkiye Doğal Gaz Boru Hattının Türkiye sınırına girdiği nokta olup teslim alınan miktarlar ve kalite değerleri İran tarafındaki Bazargan ölçüm istasyonunda belirlenir. Giriş 5: Azerbaycan- Türkiye Doğal Gaz Boru Hattı ile Türkiye’ye giriş yapan doğal gazın miktarları ile kalitesinin belirlendiği Türkgözü Ana Ölçüm İstasyonudur. Giriş 6: EGEGAZ Aliağa LNG Terminalinde, iletim şebekesine sevkedilen gazlaştırılmış LNG’nin miktarlarının ve kalite değerlerinin belirlendiği ölçüm ünitesinin çıkış vanasının çıkış tarafıdır. Giriş 7: TPAO Silivri Doğal Gaz Yeraltı Deposundan çekilerek iletim şebekesine sevkedilen doğal gazın miktarlarının ve kalite değerlerinin belirlendiği ölçüm ünitesinin çıkış vanasının çıkış tarafıdır. Giriş 8: TPAO Akçakoca Doğal Gaz işleme tesislerinden İletim Şebekesine, Doğal Gazın Miktarının ve kalite değerlerinin belirlenmesinden sonra, sevk edildiği noktadır.

Giriş 9: TEMİ Edirne Üretim tesislerinden İletim Şebekesine sevk edilen Doğal Gazın Miktarlarının ve kalite değerlerinin belirlendiği ölçüm ünitesinin çıkış vanasının çıkış tarafıdır. İhracat çıkış noktası: Türkiye - Yunanistan Doğal Gaz Boru Hattı’nın Yunanistan sınırına girdiği nokta olup, teslim edilen Miktarlar ve kalite değerleri Yunanistan tarafındaki Kipi Ölçüm İstasyonunda belirlenir. Çıkış zonu: Taşıyıcı tarafından teslim alınan doğal gazın, taşıtanlara veya onlar adına hareket edenlere teslim edildiği tüm Çıkış Noktaları, tek bir çıkış zonu içinde yer alır. İhracat çıkış noktası için hem çıkış kapasite bedeli hem de ihracat çıkış kapasite bedeli tahsil edilir. b) İletim Hizmet Bedeli; Taşıtanın STS ve ŞİD hükümleri çerçevesinde sahip olduğu, iletim şebekesine doğal gaz girişi yapma ve iletim şebekesinden doğal gaz çekme hakkı kapsamında, şebekeden çektiği birim m3 doğal gaz için taşıyıcıya ödeyeceği iletim hizmet bedeli üst sınırı aşağıdaki şekilde belirlenmiştir. İletim Hizmet Bedeli Üst Sınırı = 0,015868 TL/m3 İletim Hizmet Bedeli Üst Sınırı = 0,00149135 TL/ kWh” Tarifede iletime ilişkin bedeller dışında, kapasite aşım ücretleri, tolerans dışı dengesizliklere ilişkin ücretler, düzenleme ücretleri, hizmet kesintisi bedelleri ve kesinti dengeleme bedelleri ayrıca yer almaktadır.

31

Bugüne değin uygulamalar dikkate alındığında, temelde gelir ihtiyacının belirlenmesi prensibi ile oluşan ve Tarifeler Yönetmeliğinde belirtildiği üzere “Fiyat Tavanı” yönteminin uygulandığı bir tarife yapısının esas alındığı söylenebilir. Konuya ilişkin olarak şeffaflık prensibinin EPDK tarafından tam olarak uygulanmadığı, ilgili yönetmelikte yer alan genel hükümler dışında tarife hazırlamaya esas hangi prensiplerin uygulandığının yeterince açık bir şekilde ortaya koyulmadığı görülmektedir. Örneğin iletim şebekesinin varlık değerinin ne olduğu ve ne şekilde tespit edildiği, getiri oranının ne olduğu formal düzlemde ortaya koyulmuş değildir. İletim yatırımları İletim şebekesinde yer alan yüksek basınçlı boru hatlarının toplam uzunluğu yaklaşık 13.000 km’ye ulaşmış olmakla, şebekenin genişletilmesi anlamında yatırımın büyük ölçüde tamamlanmış olduğu söylenebilir. Bununla birlikte, doğu kaynaklarından batı bölgelerine gaz sevkiyatlarında kontrat değerlerinin karşılanabilmesi adına ilave kompresör istasyonlarının devreye girmesi gerekmekte olup, buna ilişkin yatırımlar hedeflenen tarihlerde gerçekleştirilememiştir. İhalesine ilk kez 2005 yılında çıkılan Erzincan Kompresör İstasyonu ile ilgili ihale süreci ancak 2011 yılında sonuçlanabilmiştir. BOTAŞ’ın doğu kaynakları ile Avrupa arasında gaz transitine ilişkin değişik senaryoların baz alındığı uzun vadeli alternatif yatırım planları, bugüne değin ilgili projelerden (NABUCCO, ITGI, TAP gibi) hangisinin işlerlik kazanacağı belli olmadığından bir türlü uygulamaya koyulamamıştır. Zira bu projelerden NABUCCO müstakil bir transit hattı öngörmekte, diğerleri ise kapasite artırımı ile mevcut BOTAŞ şebekesinin kullanımını öngörmektedir. Bu alandaki belirsizliğin kalkması ile birlikte BOTAŞ’ın iletim alt yapısına ilişkin uzun dönemli bir yatırım programını uygulamaya koyabileceği düşünülmektedir.

Erzincan Kompresör İstasyonu inşaası dışında, Eskişehir’de mevcut istasyonun yerine daha yüksek kapasiteli yeni bir kompresör istasyonu tesis edilmesine karar verilmiş ve ihale hazırlıkları başlamıştır. Gebze’de kurulu olan CS-3 Kompresör istasyonu ise halihazırda sökülerek, Kırşehir yakınlarında yeni bir kompresör istasyonu olacak şekilde demontaj ve montaj faaliyetleri devam etmektedir. Yüksek basınçlı iletim hatları boyunca münhasır, fiber optik telekom alt yapısı oluşturmak üzere yapılan çalışmalar tamamlanmak üzeredir. Bu telekom altyapısını kullanacak olan SCADA Sisteminin merkez ve bazı uç birimlerinde yenileme çalışmaları, SCADA sisteminden on-line veri transferine imkan sağlayacak şekilde yeni bir Elektronik Bülten Tablosu kurulması da yatırım programına alınmış olup, 2012 yılında ihaleye çıkılması öngörülmektedir.
1.3.4 Depolama

Daha önce ifade edildiği üzere DPK LNG terminallerini de depolama tesisi kapsamına almakta, depolama kapasitelerinin sistem elverişli olduğu durumlarda taraflar arasında tarafsız ve eşit bir şekilde kullanılmasını hükmetmekte13 (DPK madde 4.4.d), bununla birlikte depo kullanımı için uygulanacak tarifenin ise taraflar arasında serbestçe müzakere edilebileceğini14 ortaya koymaktadır. Diğer taraftan ithalat şirketleri ile toptan satış şirketleri için, sisteme girdikleri tarihten itibaren 5 yıl içinde ifa edilmek üzere, kontrat miktarlarının yüzde onu oranında depolama imkanı yaratacak şekilde düzenlemelere gitmeleri şart koşulmaktadır. Depolama tesisleri, bunlara ilişkin düzenlemeler ve yaşanan gelişmelere, LNG terminalleri ve yeraltı depolama tesisleri için ayrı alt başlıklar altında yer verilmektedir.

32

13. Bkz DPK Madde 4.4.d 14. Bkz DPK Madde 11

LNG Terminalleri Türkiyedeki mevcut 2 LNG terminalinden biri BOTAŞ’ın (Marmara Ereğlisi LNG Terminali), diğeri ise (Aliağa LNG Terminali) bir özel sektör kuruluşu olan EGEGAZ’ın mülkiyetindedir. Gazlaştırma yoluyla iletim şebekesine sevkiyatın dışında, terminallerden kara tankerleriyle gaz şebekesinin ulaşmadığı yörelere LNG sevkiyatı da önemli bir miktarda gerçekleşmektedir. 2010 yılı için kara tankerleriyle gerçekleştirilen LNG’nin toplam tüketimdeki payı %1.5 olmuştur.15 LNG Terminallerinin üçüncü taraf kullanımına da açılmasına ilişkin EPDK ilk çalışmalarını 2004 yılında başlatmış ve BOTAŞ’tan Marmara Ereğlisi LNG Terminali için üçüncü taraflarca kullanıma da imkan sağlayacak şekilde işleyiş düzenlemelerinin hazırlanmasını istemiştir. Bu konuda ilk taslak doküman BOTAŞ tarafından 2005 yılında hazırlanarak, EPDK’ya gönderilmiş ancak buna ilişkin görüşme süreci, (muhtemelen düzenleyici çerçevenin tamamlanması adına, LNG Terminallerinin kullanımını düzenleyen bir yönetmeliğin olmadığı dikkate alınarak) devam etmemiştir. EPDK 2009 yılında LNG terminallerine tamamen açık erişim prensibi çerçevesinde “Sıvılaştırılmış Doğal Gaz Tesisi Temel Kullanım Usül ve Esasları” yönetmeliğini yayınlamış; Türkiye’de biri kamu (BOTAŞ), diğer özel sektör (EGEGAZ) tarafından çalıştırılan 2 LNG Terminali için ayrı ayrı olmak üzere “Kullanım Usül ve Esasları – KUE” taslak dokümanları adı geçen kuruluşlarca EPDK’ya gönderilmiştir. EPDK tarafından son şekli verilerek 03.06.2010 tarihli Kurul Kararları arefesinde dökümanlar yürürlüğe girmiş ve KUE’lerin yürürlüğe girmesi ile birlikte ilgili kuruluşlar her iki terminale ilişkin aylara sari rezerve edilmiş ve kullanıma açık kapasiteleri düzenli olarak yayımlamaya başlamışlardır. Bu terminallere ilişkin teknik detaylar, Kullanım Usül ve Esaslarına dair özet bilgiler aşağıda yer almıştır.

BOTAŞ Marmara Ereğlisi LNG Terminali Terminal 1994 yılından bu yana faaliyette olup, her biri 85.000 m3 LNG depolama kapasiteli 3 depolama tankı bulunmaktadır. Terminalin yıllık maksimum gazlaştırma kapasitesi 8,2 bcm olup, iletim şebekesine günlük azami 22,05 mcm gazlaştırılmış LNG gönderilebilmektedir. BOTAŞ’ın LNG temini konusunda, Cezayir (SONATRACH) ve Nijerya (SHELL) firmalarıyla uzun dönemli alım kontratları olup, BOTAŞ, LNG’yi Marmara Ereğlisi Terminalinde teslim almaktadır. Terminal, kuruluşundan bu yana uzun dönemli kontratlarda taahhüde bağlanan miktarlar doğrultusunda bir arz kaynağı olarak işlev görmektedir. 4 bcm eşdeğeri LNG yıllık kontrat miktarlı Cezayir tarafı ile olan kontrat 2014 yılında, 1,2 bcm’lik Nijerya kontratı ise 2021 yılında sona erecektir. BOTAŞ LNG Terminaline Üçüncü Taraf Erişimi Yukarıda değinildiği üzere, terminale Üçüncü Taraf Erişimi ile ilgili kurallar, kısaca KUE olarak adlandırılan “BOTAŞ Marmara Ereğlisi LNG Terminali Temel Kullanım Usül ve Esasları”nda yer almaktadır. EPDK’nın ilgili yönetmeliği, düzenlemeye tabi kamu şirketi olan terminal sahibine kapasite kullanımı açısından muafiyet tanınmadığı, tamamen açık erişimli (Full Open Access) bir yapı tanımlamaktadır. KUE bu çerçevede hazırlanmış olmakla birlikte, dokümanın Geçici Hükümler bölümünde, KUE’nin yürürlüğe girmesinden önce BOTAŞ’ın imzalamış olduğu LNG alım satım anlaşmalarının sona ermesine değin bu anlaşmalarda terminalin kullanımına ve işletilmesine dair tüm hak ve yükümlülüklerinin saklı kalacağı belirtilmektedir. Bununla beraber, geçici madde uygulamasına ilişkin açık detayların dokümanda yer almadığı görülmektedir. Örneğin, günlük gazlaştırma kapasitesinin ne kadarlık kısmında BOTAŞ’ın mutlaka önceliği olacağı gibi üçüncü taraflar açısından mutlaka ihtiyaç duyulan bir hüküm, KUE’de yer almış değildir.

15. Bkz EPDK Doğal Gaz Piyasası Sektör Raporu 2010 33

Diğer taraftan kara tankerlerine dolum rampalarının kullanımına dair, bu rampaların yapımını üstlenen firmalarla 2006 yılında imzalanan Protokolün hükümlerinin süresi bitimine kadar KUE’nin bir Ek’i olacağı belirtilmekle birlikte, bu rampalardaki kapasitenin diğer taraflarca nasıl kullanılabileceğine dair bir açıklık yoktur. BOTAŞ LNG Terminali KUE’sine ilişkin bazı temel bilgiler ile dikkat çekici hususlar aşağıda özetlenmektedir: • İthalat, toptan satış ve ihracat lisansı olan tüzel kişilikler KUE kapsamında hizmet alabilmek üzere başvuruda bulunabilirler. • Terminalden hizmet alabilmek için zamanlamaları sözleşme öncesinde belirlenmiş bir kargo trafiğine bağlı depolama kapasitesi rezerve edilerek, Terminal İşletmecisi ile (BLNG) “Standart Terminal Hizmet Sözleşmesi (STHS)” imzalamak gereklidir. STHS imzalamak suretiyle hizmet alan KUE hükümlerini kabul etmiş olur. STHS’ler en fazla bir yıl süreli olmaktadır. • Hizmet alan’lar, LNG kargolarının boşaltımından sonra, kısıtlı bir süre içinde boşaltılan miktarı gazlaştırarak iletim şebekesine sevk ettirmek veya LNG formunda kara tankerlerine yükletmek zorundadırlar. Bu süre, depoya boşaltılan LNG miktarının % 95’i için kış döneminde 8 gün, yaz döneminde 15 gün olup, kalan % 5 miktar için ise 30 günlük süre tanınmaktadır. • LNG gemilerinin boşaltım trafiği ve depolardaki miktarların durumuna bağlı olarak, BLNG’nin hizmet alanlar arasında envanter devri yapma veya kapasite devri yapma yetkisi bulunmaktadır. Buna ilişkin her bir hizmet alandan ayrıca bir teminat mektubu alınması öngörülmüştür. • Hizmet alanlar depolarda tutulması gereken asgari LNG düzeyi (topuk LNG) için, ekipmanlarda yakılan gaz için depo kullanım oranları doğrultusunda gaz bırakmak suretiyle ayni katkı sağlamakla yükümlüdür.

Diğer taraftan ölçüm farkı ile tespitlerin günlük yapılarak bunun da taraflar arasında ayni olarak karşılanması, bacada mecburi nedenlerle yakılan kaynama gazının, belli bir Hizmet Alanın kusurundan kaynaklanmıyor ise depodaki miktarlar baz alınarak oransal bir şekilde rücu edileceği hükümler arasındadır. KUE yürürlüğe girmesinden bu yana BOTAŞ LNG Terminali’nde rezerve edilmiş ve kullanılabilir kapasiteler düzenli olarak yayınlanmakla birlikte, BOTAŞ dışında üçüncü bir tarafca terminalden hizmet alınmamış ve kapasite rezerve edilmemiştir. EGEGAZ Aliağa LNG Terminali EGEGAZ Aliağa LNG Terminali 2003 yılında inşa edilmiş olup, her biri 140.000 m3 LNG depolama kapasiteli 2 depolama tankı bulunmaktadır. Terminalin yıllık maksimum gazlaştırma kapasitesi 6 bcm olup, günlük olarak azami 50 kara tankerine LNG dolumu yapılabilmektedir. BOTAŞ ile 2006 yılında, taraflar arasında aktedilen bir terminal hizmet sözleşmesi kapsamında Terminale ilk LNG gemisi (Comissioning Cargo) 2006 yılı Aralık ayında devreye alma (Start Up) amaçlı boşaltım yapmıştır. Terminalin devreye alınması kısa sürede tamamlanarak normal LNG gazlaştırma ve sevk hizmetine başlanmıştır. BOTAŞ’ın soğuk kış günlerindeki puant tüketimleri karşılamak için ilave arz kaynağı ihtiyacı, Rusya ile Ukrayna arasındaki ihtilaflar nedeniyle batı hattından gaz arzının kesilmesi veya azalması riski, İzmir bölgesinde kış aylarında karşı karşıya kalınan basınç probleminin bertaraf edilmesi ve daha önce örnekleri yaşandığı üzere şiddetli fırtınalı havalarda Çanakkale Boğazının geçişe uygun olmaması riski veya bizzat Marmara Ereğlisi LNG Terminalinde oluşabilecek problemler dikkate alınarak, bu hizmet sözleşmesi 2010 yılı Nisan ayına kadar devam ettirilmiştir. 2008 yılındaki Kanun düzenlemesinin ardından EGEGAZ tarafından ilk LNG kargosu ise 2009 yılı Mayıs ayında Terminale getirilmiştir.

34

EGEGAZ LNG Terminaline Üçüncü Taraf Erişimi Terminale Üçüncü Taraf Erişimi ile ilgili kurallar, kısaca KUE olarak adlandırılan “EGEGAZ Aliağa LNG Terminali Temel Kullanım Usül ve Esasları”nda yer almaktadır. Terminalin sahibi durumdaki EGEGAZ şirketi, BOTAŞ gibi, terminalin işletmeciliği ile birlikte LNG ithalatı, toptan satış faaliyetlerini de yürütmektedir. Yukarıda da değinildiği üzere EPDK’nın ilgili yönetmeliği düzenlemeye tabi, terminal sahibine kapasite kullanımı açısından muafiyet tanınmadığı, tamamen açık erişimli (Full Open Access) bir yapı tanımlamakta olup, EGEGAZ’a da bu anlamda Terminalin kapasite kullanımına ilişkin bir muafiyet tanınmamıştır. AB’deki uygulamalarda ise genel yaklaşımın farklı olarak, Terminal sahibine buna dair bir muafiyet tanınması şeklinde gerçekleştiği görülmektedir.

dahilinde benzer bir yapıya sahip olduğu sonucu çıkarılabilir. Bununla birlikte, erişime ilişkin iki doküman arasındaki temel farklılıklardan birisi, BOTAŞ’ın ayrıştırma süreci tamamlanıncaya dek, Marmara Ereğlisi LNG Terminali’nde BOTAŞ’ın uzun dönemli LNG alım kontratlarına binaen, kapasite kullanımı konusunda BOTAŞ’a bir öncelik tanınmış olmasıdır. EGEGAZ’ın DPK yayınlanmadan önce LNG ithalatına ilişkin uzun dönemli bir akti olmadığından dolayı, paralel bir uygulamanın EGEGAZ için yer almadığı sonucu çıkarılabilir. Diğer bir ayrılık ise, BOTAŞ LNG Terminali’nde, LNG dolum rampalarında mevcut kapasite kullanımına ilişkin daha önce BOTAŞ ve kullanıcı özel şirketler arasında yürürlüğe koyulan protokolün şartları devam etmekle birlikte, EGEGAZ LNG Terminali LNG dolum rampalarının kullanımında herhangi bir şirkete özel kapasite kullanım hakkı tanınmamaktadır. KUE’nin yayınlanmasından sonraki süreçte 2011 yılı için üçüncü tarafların kapasite rezervasyon talepleri alınmış, bu doğrultuda sadece bir ithalat (spot LNG) lisanslı firma (Gazport) kapasite rezervasyonu yaptırmakla birlikte, 2011 Yılı Aralık ayı itibarı ile bu firma tarafından LNG kargosu Terminale getirilmiş değildir. Böylelikle, EGEGAZ LNG Terminali’ne üçüncü taraf erişimi ile ilgili tek örnek, BOTAŞ ile EGEGAZ arasında, ilgili düzenlemelerin yayınlanmasından önce, taraflar arasında imzalanan Terminal Hizmet Sözleşmesi olmuş, sözleşme yaklaşık 4 yıl süreyle BOTAŞ tarafından devam ettirilmiş, bu sözleşmenin son ayları süresince EGEGAZ’ın da LNG kargoları Terminale boşaltılmış olup, Terminal Hizmet Sözleşmesi ve Ek’i olarak hazırlanan KUE kapsamında kısa süre de olsa çok kullanıcılı bir dönem geçirmiştir. Diğer taraftan 2011 yılı Aralık ayında BOTAŞ tarafından Aliağa LNG Terminali’nin 2012 yılı sonuna kadar kullanımı için taraflar arasında Standart Terminal Hizmet Sözleşmesi imzalanması kaydedilen son gelişme olmuştur.

EGEGAZ Terminaline ait KUE, BOTAŞ LNG Terminali’ne ait KUE ile oldukça benzer yapı ve hükümler içermektedir. Her iki kuruluş tarafından hazırlanan taslak KUE’ler için piyasa aktörlerinin de görüşünün alındığı süreç ve değerlendirmeler sonunda dokümanların nihai kapsam ve hükümlerinin EPDK’nın tercihi ve yönlendirmesi

35

Tarife, her 2 LNG terminali için kullanım ücretlerine ilişkin üst sınır bedellerini aynı olacak şekilde belirlemektedir. Her ne kadar, bu üst sınır bedel baz alınarak, ilgili taraflar serbestçe, farklı bir tarifeyle sözleşme ilişkisine girebilecek olsalar dahi, bu alanda tarifelerin serbest piyasa koşullarını yansıtmadığı da görülmektedir. Zira, iki terminalin devreye alınış yılları ve dolayısı ile amorti edilmiş varlık değeri, kullanım kapasiteleri oldukça farklıdır. EPDK tarafından böyle bir uygulamaya gidilmesinde, bu alanda rekabet koşullarının oluşmadığı düşüncesinin yer aldığı dile getirilmektedir. Bununla birlikte dikkate alınması gerekli bir husus, büyük yatırım bedeli gerektiren LNG terminallerinin kurulmasına dair yatırım kararlarında, sadece hizmetten elde edilecek gelirleri ve bu alanda rekabette öne çıkmayı hedefleyen bir fizibilitenin esas alınmayacağı gerçeğidir. Yeraltı depolama tesisleri

Yeraltı depolama tesislerine erişim konusunda ise “Doğal Gaz Yeraltı Depolama Tesisi Temel Kullanım ve Esaslarına Dair Yönetmelik” EPDK tarafından 04.06.2011 tarihinde yayımlanmış, halen Türkiye’de mevcut tek yeraltı depolama tesisi konumundaki Silivri Yeraltı Depolama Tesisi’ne ilişkin Kullanım Usül ve Esasları için taslak doküman tesis sahibi TPAO tarafından hazırlanmış ve 2011 yılı Haziran ayında ilgili tarafların görüşlerine açılmıştır. Bu taslak dokümana göre, BOTAŞ’a 1,6 bcm’lik ilk kapasite tahsisatı arttırılarak 2,1 bcm’lik kapasite tahsis edilmiş, bu kapasite haricinde ilave olarak 561 mcm’lik kapasitenin de üçüncü tarafların kullanımına sunulması öngörülmektedir. Bununla birlikte, BOTAŞ’ın mevcut kontratındaki hakları, özellikle günlük gaz enjeksiyon ve çekiş kapasitelerinin yeni yatırımlarla artırılması gerçekleştirilene kadar, bu ilave kapasitenin BOTAŞ dışındaki taraflarca kullanımı açısından belirsizlik yaratmaktadır. Yatırımlar

Türkiye’de faal durumdaki tek yeraltı depolama tesisi, TPAO’ya ait Silivri açıklarındaki üretim sahası ile Değirmenköy’deki üretim sahasının, çıkarılabilir gaz miktarlarının çekilmesinden sonra aynı kuruluş tarafından yeraltı depolama tesisine dönüştürülmesiyle oluşan tesistir. Tesisin depolama kapasitesinin kullanımı için, TPAO ile BOTAŞ 1999 yılında sözleşme imzalayarak, ilk anda tespit edilmiş yaklaşık 1,6 bcm’lik depolama kapasitesinin kullanımı BOTAŞ’a tahsis edilmiştir. Tesise halen günlük maksimum 14 mcm gaz enjeksiyonu yapılabilmekte, depoda kalan gazın miktar ve basıncına bağlı olarak, günlük maksimum 17 mcm gaz, iletim şebekesine sevk edilebilmektedir.

LNG Terminallerine İlişkin Yatırım Projeleri

Marmara Ereğlisi LNG Terminali için dördüncü depolama tankının yapımı gündemdedir. Özel sektör kuruluşlarınca, İzmir ve Ceyhan civarında yeni LNG Terminali projeleri gündeme getirilmektedir. Bununla birlikte, kesinleşmiş bir proje henüz yoktur. Terminal kapasite kullanımına ilişkin yatırım sahibine muafiyet tanınmaması durumunda, bu tür büyük ölçekli yatırım kararlarının alınması da şüpheli görülmektedir.

36

Yeraltı Depolama Tesislerine İlişkin Yatırım Projeleri Bu alanda akla ilk gelen proje BOTAŞ tarafından yapımı gerçekleştirilecek olan Tuz Gölü Yeraltı Depolama Tesisi’dir. Hirfanlı Barajı’ndan su boru hattı bağlantısı ile Tuz Gölü’nün altında ergitme yoluyla oluşturulacak “Tuz Mağarası (Salt Cavern)” oluşumları ile depolama tesisinin inşasını öngören proje uzun yıllar gecikmiştir. Dünya Bankası’ndan sağlanan kredi anlaşmasının koşulları doğrultusunda çıkılan ihalelerden ilki 2006 yılında iptal edilmiş, 2009 yılında çıkılan ikinci ihale ise 2011 Kasım Ayında sonuçlandırılarak China Tianchen Engineering Corporation firmasıyla sözleşmeye bağlanmıştır. 2015 yılında tamamlanması öngörülen, 1 bcm depolama kapasitesi ile günlük 40 mcm çekiş sağlamayı hedefleyen projenin gecikmesi, BOTAŞ’ın son yıllarda al ya da öde yükümlülükleri açısından sıkıntıya girmesinde etkenlerden biri olmuştur. TPAO tarafından mevcut Silivri Depolama Tesisi’nin depolama kapasitesi ile günlük geri üretim kapasitelerinin artırımına yönelik projelerin ilk fazları tamamlanmış, 2 ve 3. faz çalışmaları devam etmektedir. 2016 yılında tamamlanması planlanan projeye göre, depolama kapasitesi 2,661 bcm, günlük geri üretim kapasitesi ise 40 mcm olacaktır. Değirmenköy – Osmancık bölgesinde ise günlük 10 mcm geri üretim imkanı veren yeni bir tesis inşa edilecektir. Böylelikle günlük geri üretim kapasitesi toplamda maksimum 50 mcm olabilecektir. Doğal gaz alanında üretim yapan özel şirketlerin Trakya bölgesinde eski üretim sahalarını depolama tesisine çevrilebilirliği konusunda çalışmalar yürüttükleri bilinmektedir. Diğer taraftan Tarsus civarında yeraltı depolama tesisi kurulmasına yönelik özel sektör firmalarınca çalışmalar yapılmaktadır.

Doğal gaz sektöründe rekabetin gelişmesi bakımından önem taşıyan bir diğer unsur da toptan satış piyasalarının gelişmesidir. Bu piyasada BOTAŞ tekel konumunu çok yakın bir zamana kadar (2007 yılı), lokal üretim ve doğrudan bağlantılar dışında, iletim şebekesi üzerinden sevkiyatla Türkiye genelinde sürdürmekteydi. Bundan dolayı, tekel konumundaki BOTAŞ’ın toptan satış faaliyeti, her yıl konuya ilişkin yayınlanan EPDK Kurul Kararları ile düzenleme altına alınmakta, doğal gazın ve LNG’nin toptan satış fiyatları ile ilgili üst limitler belirlenmekteydi. 2007 yılını takip eden süreçte, kontrat devralan ithalatçı şirketler ile birlikte spot LNG ithalatı faaliyetinde bulunmak üzere yeni oyuncuların piyasaya girmesi, diğer taraftan bazı yerli üretim sahalarında üretilen doğal gazın üretici firmalar tarafından dönemsel ihaleler yöntemiyle satışı, toptan satış piyasasında faaliyetlerin yoğunlaşmasına sebep olmuştur. ŞİD hükümlerinde 2008 yılında yapılan sanal ortamda miktar devri ile gaz alış verişine imkan sağlayan revizyonlar, bu faaliyetlerin çok daha hareketlenmesine ortam hazırlamıştır. 2011 yılı itibarı ile lisanslı durumda olan toptan satış şirketi sayısı 3716 olup, bunlardan 12 tanesi iletim şebekesi üzerinden sevkiyatlarını sürdürmek için STS imzalamıştır.

16. Bkz http://www2.epdk.org.tr/ lisans/dogalgaz/lisansdatabase/ toptan.asp

37

Toptan satış piyasasında rekabetin oluşturulması amacıyla DPK’nın geçici maddesi BOTAŞ’ın, ithalatı toplam tüketime oranı yüzde 20’nin altına düşmeden yeni doğal gaz alım anlaşması yapmasını yasaklamaktadır. BOTAŞ dışında herhangi bir piyasa oyuncusunun da pazar payının yüzde yirmiden fazla olamayacağı düzenleme altına alınmıştır. Bununla birlikte, genel görüş, DPK’da belirtilen BOTAŞ’ın pazar payının azaltılmasına ilişkin hedeflerin hem çok iddialı olduğu, hem de uluslararası karşılaştırmalarda emsalinin bulunmadığı şeklindedir. Avrupa’da programlar, genelde talebin %10’dan azının 3-4 yıl içinde serbest bırakılması yönünde olmuştur. Kaldı ki doğal gaz piyasasında rekabet yaratabilmiş olan bazı AB ülkelerinde bile toptan piyasada hakim konumda olan üç şirketin pazar payı İtalya’da %57,5, İspanya’da %62, Hollanda’da %80 ve Fransa’da ise %97’yi17 bulmaktadır. Kısaca BOTAŞ’ın piyasa payının kısa bir zamanda %20’ye indirilmesi gerçekçi gözükmemektedir. Ancak sonuçta ithalat sözleşmelerinin devri, toptan piyasalarda rekabetin gelişmesi için temel araç olarak görülmüştür. Sözleşme devirleri suretiyle Kanun’da belirlenen hedeflere ulaşılmasının önündeki en ciddi engel, kaynak ülke ile ithalat sözleşmesini devralacak şirket arasında bir anlaşma yapılması zorunluluğudur. Kaynak ülkenin BOTAŞ ile yapmış olduğu sözleşmeyi bir özel sektör firmasına devretmesi için herhangi bir teşvik bulunmamaktadır. Üstelik BOTAŞ’ın sağladığı garantileri, herhangi bir özel sektör firmasının sağlaması da güç olacaktır. Bu şartlarda kaynak ülkenin BOTAŞ yerine özel sektör firmasını tercih etmesi için de görünürde, alt akışta etken olma stratejisi dışında, bir neden bulunmamaktadır. Nitekim, daha önce belirtildiği üzere, Mavi Akım için 2011 yılı Haziran ayında çıkılan kontrat devri ihalesinde geçerli teklif alınamamıştır. Diğer taraftan BOTAŞ’ın sona erdirdiği 6 bcm’lik Gazprom Export kontratı için ilk etapta 26 ithalat lisansı başvurusu olmuştur. Başvuru sahiplerinin hiçbirisi Rus tarafı ile anlaşma belgesi sunamadığı için sonuç alınamayan bu ilk etaptan sonra raporun ithalat kısmında değinildiği gibi Rusya ile Battı Hattı’na ilişkin yeni bir süreç başlamıştır.
38

Sözleşme devri programına ilişkin bazı giriş engelleri de bulunmaktadır. Buna ilişkin ortaya çıkan ilk zorluk, ihaleye girmeyi düşünen adayların mevcut sözleşmeleri incelemesini engelleyen gizlilik maddeleridir. Bazı adayların iştirak ilişkileri nedeniyle sözleşmelere özel erişim imkânı olabilmekte, bu da haksız avantaj doğurmaktadır. DPK’nın, ithalatçıların ilk 5 yıl içindeki ithalat hacimlerinin %10’unu depolayacak tesisi garantilemesini gerektirmesi de giriş maliyetlerini arttırmaktadır. Sonuçta, ithalat sözleşmeleri devri modelinin, işaret edilen zorluklar nedeniyle, toptan piyasada arzu edilen rekabeti yaratmaya yeterli olmayacağı düşünülmektedir. Toptan piyasada rekabet oluşturmanın bir diğer yöntemi olan miktar devri hususunda ise, Haziran 2005’te 5367 sayılı Kanun aracılığıyla DPK’da yapılan değişiklikler, sözleşme devirlerinin başarılı olmaması durumunda (özellikle de kazanan tarafların satıcıyla yeni bir sözleşme imzalayamamaları durumunda) BOTAŞ’ın miktar devirleri ihaleleri yapmasını öngörmektedir. Bununla birlikte, BOTAŞ tarafından böyle bir ihale süreci henüz başlatılmış değildir. Miktar devirleri kanuni açıdan sözleşme devrinden daha kolay olmakla beraber, olası ekonomik kazanımlar daha düşük olabilir. Miktar devirleri yapıldığında, orijinal sözleşmenin koşulları değişmemektedir, bu da işletme açısından esnekliği sınırlayabilir. Sözleşme devri olduğunda, en azından teorik olarak sözleşmenin karşılıklı avantaj sağlayacak şekilde yenilenme olasılığı bulunmaktadır.

17. Bkz 2009-2010 Report on Progress in Creating the Internal Gas and Electricity MarketComission Staff Working Paper, 09.06.2011

Toptan satış alanında rekabeti oluşturma adına düzenleyici çerçevenin ortaya koyduğu hüküm ve uygulamaların içerisinde, doğal gaz dağıtım şirketlerinin satın aldıkları doğal gazın en fazla yüzde ellisini aynı tedarikçiden temin etme, doğal gazı en ekonomik kaynaktan temin ettiklerini belgeleme yükümlülükleri, toptan satış şirketlerinin dağıtım şirketlerine ve serbest tüketicilere doğal gaz satış fiyatlarını internet sitelerinde yayımlama yükümlülüğü gibi hususlar yer almaktadır. Piyasada toptan satış alanında BOTAŞ’ın tekel durumunun kalktığı 2007 yılından bu yana yaşanan gelişmeler aşağıda özetlenmektedir: • Toptan satış fiyatlarında düzenleme kalkmış olup, 2008 yılından bu yana konuya ilişkin Kurul Kararları, fiyatların taraflar arasında serbestçe belirleneceğini belirtmektedir.

• BOTAŞ kontratlarında yer alan miktarların, piyasada global kriz etkisiyle daralan talebin karşılanmasında büyük ölçüde yeterli olduğu görülmektedir. Bu çerçevede tedarikçiler tarafından dağıtım şirketleri ile serbest tüketicilere toptan satış fiyatlarının belirlenmesinde, elektrik piyasasında gözlemlenen EDAŞ tarifelerine endeksli fiyatlandırmalara benzeyen yapıda, fiyatların “BOTAŞ’ın Serbest Tüketicilere Satış Fiyatı – %X” şeklinde formüllerle belirlendiği mekanizmalar etken olmuştur. Arz fazlalığının oluştuğu ve BOTAŞ’tan kontrat devralan yeni ithalatçı şirketlerin sözleşmelerinde de yer alan al veya öde koşulları kaçınılmaz olarak bu sonucu doğurmuştur. Zira, rekabetin diğer bir unsuru olabilecek arz güvenliği konusunda zaten diğer firmalar BOTAŞ’a göre avantajlı bir konumda değillerdir. Sözü edilen BOTAŞ fiyatlarına endeksli fiyat oluşumu, üretici şirketlerce toptan satış şirketlerine yerli üretilen gazın satış fiyatı için de geçerli olmuştur.

39

• BOTAŞ’ın serbest tüketicilere doğal gaz satış fiyatları böylelikle toptan satış faaliyetleri açısından gündemin ana konusu olmuştur. Bu dönemde, 14.02.2008 tarih ve 2008/T-5 sayılı Yüksek Planlama Kurulu “Enerji KİT’lerinin Uygulayacağı Maliyet Bazlı Fiyatlandırma Usül ve Esasları Kararı” yayımlanmıştır. Buna göre Enerji KİT’leri belirleyecekleri yeni tarifeler ile güncel Genel Yatırım ve Finansman Programında belirlenen mali hedefleri tutturacaklardır. 1 Temmuz 2008 tarihinden itibaren uygulamaya konulan ve uygulama döneminin 31 Aralık 2012’de sona ereceği belirtilen YPK kararı gereği BOTAŞ, dağıtım şirketleri ve serbest tüketicilere doğal gaz satış fiyatını, 1 Temmuz tarihinden itibaren döviz kurları ve alım maliyetlerindeki değişiklikleri aylık bazda yansıtan otomatik bir fiyatlandırma mekanizmasına tabi tutmakla yükümlü kılınmıştır. Fakat daha sonraki süreçte BOTAŞ bu YPK kararından muaf tutulmuştur. BOTAŞ’ın bu dönemde uyguladığı fiyat politikasının 4054 sayılı Rekabet Kanunu’nun 6. Maddesi’ne aykırılık teşkil ettiği (hakim durumu kötüye kullanma) gerekçesiyle, gizlilik çerçevesinde Rekabet Kurumu’na şikayette bulunulmuştur. Kurum yaptığı incelemede, 1 Temmuz 2008’den sonraki dönemi baz almış ve bu dönem için yapılan şikayeti haklı görmemiştir.18

2007 yılından itibaren yeni oyuncuların piyasaya girmesi ve bu yeni oyuncuların müşteri portföylerinin büyük ölçüde mevcut BOTAŞ müşterilerinin transferi ile oluşturulmaları, diğer taraftan BOTAŞ’ın al veya öde yükümlülüklerinde temerrüde düşmesi ve Spot LNG fiyatlarındaki düşüşler BOTAŞ’ı yeni bir satış stratejisi belirlemek durumunda bırakmıştır. BOTAŞ 2009 yılı Eylül ayında, OSB’ler başta olmak üzere stabil çekişi olan müşterilere 01.01.2010 tarihinden itibaren belli şartlara tabi olmak üzere özel indirimler yapacağına dair duyuru yapmış ve anılan müşteriler bu uygulamaya büyük ilgi göstermişlerdir. Bununla birlikte spot LNG piyasasında o dönemde yaşanan büyük fiyat indirimleri neticesinde özel sektör tarafından ithal edilen LNG miktarının önemli ölçüde artması ile toptan satış piyasasında 2010 yılı BOTAŞ’ın pazar payının yaklaşık % 84 olarak en düşük gerçekleştiği yıl olmuştur. BOTAŞ’ın fiyat politikaları konusunda Rekabet Kurumu’na bir başka başvuru 2009 yılında Bosphorus Gaz ve PETFORM tarafından yapılmıştır. Şikayet dilekçesinde, BOTAŞ’ın 4054 sayılı kanunun 6. Maddesi’ni ihlal ettiği, internet sayfasında daha önceden yayımlamakta olduğu aylık bazda kontratlara ilişkin ithalat miktarları ile uyguladığı fiyatları artık yayımlamadığı, müşteri bazlı fiyat tespiti ile yıkıcı fiyat politikası uyguladığı yer almıştır. Kurum bu şikayet dilekçesi çerçevesinde BOTAŞ’ın 2007 ve 2008 dönemlerini incelemiş, 11 Şubat 2010 tarihli Kararı ile söz konusu süre zarfında “BOTAŞ’ın yıkıcı fiyat veya başka uygulamalar yoluyla hakim durumunu kötüye kullanmadığına” karar vermiştir.19 01.01.2010 tarihinden geçerli olacak BOTAŞ fiyat indirimleri konusunda ise o aşamada detaylı bir analiz için henüz veri olmadığından bir inceleme yapılmamıştır.

18. Bkz 09.09.2009 tarih ve 09-41/999-256 sayılı Rekabet Kurumu kararı 19. Bkz 10-16/189-73 sayılı Rekabet Kurumu kararı

40

2009 yılı Mayıs ayından 2011 yılı Ekim ayına kadar BOTAŞ sözü edilen fiyatlara zam yapmamıştır. Petrol fiyatları ve döviz kurlarındaki yükselişler sonucu belirlemiş olduğu dağıtım şirketleri ve serbest tüketiciler için gaz satış fiyatı, paçal alım maliyetleri altında kalmakla birlikte, satış portföyünde bulunan özel sözleşme ve satış hükümlerine tabi ve tüketim figürleri yüksek doğal gaz yakıtlı elektrik santralleri için (Yap İşlet, Yap İşlet Devret santralleri ile EÜAŞ Ambarlı, Ovaakça ve HEAŞ Hamitabat santralleri) diğer portföydeki zararını telafi etmek üzere daha yüksek satış bedelleri belirlemiştir.20 Bu fiyat politikasının BOTAŞ’ın tek başına kendi inisiyatifi ile belirlediği bir politika olmayıp, siyasi iradenin konutlara ve sanayiciye düşük bedelli gaz arzı sağlama yönündeki belirlediği politikasının yansıması olduğu birçok platformda dile getirilmiştir. • Uzun dönemli anlaşmalarla taahhüde bağlanmış olan miktarlar doğrultusunda ortaya çıkan arz kapasitesinin talebe göre fazlalık oluşturmasıyla BOTAŞ ve diğer ithalatçı şirketler arasında zorunlu olarak fiyat indirimleri sonucunu doğuran rekabet şartları, ithalatçı konumda olmayan ve iletim şebekesine erişim sağlayan toptan satış şirketleri açısından hareketli bir ortam oluşturmuştur. BOTAŞ ve diğer ithalatçı şirketlerin dağıtım şirketleri ve serbest tüketicilere satış fiyatları arasındaki farklar, bir ticaret alanı yaratmıştır. Bunun yansımaları, aynı holding/grup içinde yer alan toptan satış şirketlerinin dağıtım şirketlerine gaz satışı yapmaları ve sanal ortamda şirketlerin gerek gün öncesinde, gerekse oluşan dengesizliklere ilişkin olarak gün sonunda al-sat ilişkileri şeklinde yoğun bir şekilde yaşanmıştır. Fiili durum bu şirketlerin BOTAŞ dışındaki ithalatçılardan gaz teminine dayalı ilişkiler şeklinde ortaya çıkmıştır. Yapılan bir araştırmaya göre bu ticaret hacmi21 2009 yılında 1,9 bcm, 2010 yılında 7,8 bcm olarak gerçekleşmiş olup, 2011 yılı için 8 bcm olarak gerçekleşmesi tahmin edilmektedir. EGEGAZ’ın 2011 yılında ithal ettiği LNG miktarının 2010 yılına göre oldukça düşük bir düzeyde olduğu dikkate alındığında, sanal

ortamda yapılan ticaretin önemli miktarlara ulaştığı sonucuna varılmaktadır. Kimi toptan satış şirketleriyle ithalatçı şirketler BOTAŞ ile ŞİD’de tanımlanan sanal ortamlar üzerinden bir anlaşma çerçevesinde alım ilişkisine girmek üzere başvuruda bulunmuş iseler de BOTAŞ tarafından olumlu yanıt verilmemiştir. BOTAŞ açısından konuya ilişkin yaşanan tek örnek 2009 yılı Nisan ayında Ukrayna’da yaşanan problem nedeniyle Batı Hattı’ndan gaz girişinin kesilmesi ve diğer dört ithalatçının sisteme hiç gaz getirememesi üzerine gerçekleşmiştir. Diğer arz kaynaklarının sağladığı olanakların talep için yeterli olması ile BOTAŞ bu 4 şirkete UDN üzerinden geçici bir dönem gaz satışı gerçekleştirmiştir. BOTAŞ’ın diğer taşıtanlar ile bu tarz ilişkilere girmemesi bir eleştiri konusu olmaya devam etmektedir. Konuya ilişkin mevzuat hükümlerinin incelenmesinde yarar vardır. Zira DPK’da toptan satış, “doğal gazın dağıtım şirketlerine ve serbest tüketicilere satışı” olarak dar bir çerçeve ile tanımlanmaktadır. Toptan satış şirketlerinin birbirleri arasında gaz alım-satımları konusunda özel bir düzenleme bulunmamakta (böyle bir düzenlemeye ihtiyaç olup olmadığı ayrıca değerlendirmeye muhtaçtır), ikincil düzenlemeler içinde sadece Lisans Yönetmeliği’nde konuya ilişkin bir madde bulunmaktadır. BOTAŞ’ın konuya yaklaşımının, bu tarz bir satış ilişkisine girilmesinin ancak DPK’nın Geçici Hükümler, 2. Maddede yer aldığı üzere ihale yöntemiyle gerçekleştirilecek miktar devri yöntemi ile olabileceği şeklinde görüldüğü ifade edilmektedir. • Yönetmelikte yer alan “tedarikçiler her bir müşteri için katlanmış oldukları iletim ve sevkiyat kontrolüne ait bedelleri ilgili müşteriye yansıtır” hükmüne rağmen genel uygulamanın bu maliyetleri paçal uygulamayla müşterilere paylaştırılması, müşteri bazında farklı iletim ve sevkiyat kontrolüne dair ücretlendirme yapılmadığı şeklindedir.

20. Bkz Rekabet Kurumu İnceleme Raporu 21. Bkz Mete Baysal/Zorlu Enerji, Gas and Power II. Türkiye Enerji Zirvesi Doğal Gaz & Elektrik 11-13 Ekim 2011, Sunum Materyali

41

Yukarıda detaylı şekilde ele alındığı üzere tüm ithalatçı şirketler açısından talepteki yetersizlik nedeniyle oluşan elverişsiz koşullar ve sonucunda yapılmak zorunda kalınan fiyat indirimleri, serbest tüketicilerde, aslında piyasaların gelişimi açısından aranır bir kriter olan tedarikçi değiştirme sıklığını artırmış, kendileri açısından fiyat ve arz güvenliği unsurları ele alındığında belki en avantajlı ortamı oluşturabilecek birkaç farklı tedarikçiden gaz satın alma gibi düzenlemelere girmişlerdir. Tedarikçiler ise kendi planlamaları açısından belirsizlik yaratan bu duruma karşı, müşteri satış sözleşmelerine belli dönemler için minimum alım taahhüdü içeren al ya da öde hükümleri koymuşlardır. Tüm bu ilişkiler çerçevesinde, serbest tüketiciler açısından tedarikçi değişiminde ana kriterin fiyatlar olduğu dile getirilmekte, arz güvenliğinin arttırılması amacıyla tedarikçi değişiminin ise ikinci planda kaldığı düşünülmektedir. Diğer taraftan, serbest tüketicilerin BOTAŞ’a gaz alım anlaşması için herhangi bir dönemde yaptıkları başvuruların BOTAŞ tarafından reddedilmediği de görülmüştür. Toptan Satış piyasasında BOTAŞ’ın tekel konumunun kalktığı 2007 yılından bu yana yaşanan gelişmeler incelendiğinde, şirketlerin kar-zarar durumları bir yana bırakılacak olursa, bilgi birikimi ve deneyim anlamında oldukça verimli bir dönem geçirildiği söylenebilir.

Bu alanda faaliyet gösteren özel şirket kuruluşlarının PETFORM koordinasyonunda, toptancı şirketler arasında gaz alım-satım mekanizmalarının bir tezgah üstü pazar (Over the Counter) sistematiğinde yapılabilmesine yönelik çalışmaları, oluşan bu deneyimin göstergesidir. Liberal bir gaz piyasasının en temel göstergelerinden olan toptan satış alanında rekabetin Türkiye’de gerçek anlamda oluşabilmesinin, zaman içinde tüketimin artması, BOTAŞ’ın ithalattaki payının düşmesi gibi gelişmeler ile birlikte, piyasanın kendi dinamikleri içinde gerçekleşebileceği düşünülse dahi, BOTAŞ’ın ithalata ilişkin pazar payının yüksek olduğu her dönemde böyle bir rekabetin tesis edilmesi ancak hükümet politikalarının bu yönde karar vererek strateji belirlemeleri ile gerçekleşebilecektir. Bu bağlamda BOTAŞ’ın sadece belli müşteri gruplarına gaz satışını düzenleyen ve buna paralel miktar devirleri yapmasını öngören düzenlemelere gidilmesi gibi öneriler ilgili özel sektör kuruluşları tarafından birçok platformda dile getirilmiş olmakla birlikte, buna dair henüz bir politika benimsenmiş ve uygulamaya konulmuş değildir.

42

1.3.6 Dağıtım Ülkemizde doğal gaz tüketiminin artışına katkıda bulunan temel dinamiklerin başında doğal gaz kullanımının yurt çapına yayılması yer almaktadır. 2003 yılında yalnızca 6 şehirde doğal gaza erişim imkanı bulunurken, 2011 sonu itibariyle toplam 62 dağıtım bölgesinde gaz dağıtımı ihaleleri yapılmış, bunlardan 59 tanesinde fiilen gaz kullanılıyor olup, il bazında ulaşılan sayı ise 61'dir.
Şekil 7: Türkiye’de il bazında dağıtım faaliyetlerinin

4646 say l Kanun öncesinde do al gaz arz sa lanm

ehirler ehirler ehirler

Do al gaz da t m lisans ihalesi yap lm ve do al gaz arz na ba lanm Do al gaz da t m lisans ihalesi yap lmam
Kaynak: EPDK

Do al gaz da t m lisans ihalesi yap lm ancak do al gaz arz na ba lanmam ehirler

Gaz dağıtımının bu derece çabuk gelişebilmesi, dağıtımın özel sektöre açılmasını sağlayan EPDK tarafından yürütülen ihale süreçlerinin başarısıyla yakından ilgilidir. Doğal gaz dağıtımının yurt çapında yayılmasını teşvik eden modelin belli başlı unsurları şu şekildedir: EPDK dağıtım bölgesinin sınırlarını belirleyerek ihale açmaktadır. İhaleye giriş için firmaların belirlenen mali yeterlilik (asgari 1 milyon YTL özsermaye) ve tecrübe kriterlerini yerine getirmeleri gerekmektedir. Bu kriterleri sağlayan firmalara ihale şartnameleri verilmektedir.

43

İhalelerde göz önüne alınan yegane kriter katılımcı firmaların taahhüt ettikleri dağıtım bedelidir. Dağıtım bedeli, birim hizmet ve amortisman bedellerinden oluşmaktadır. İhale, en düşük dağıtım bedeli teklif eden 3 firmadan yeni teklifler alınarak sonuçlandırılmaktadır. Teklif edilen dağıtım bedeli 8 yıl için geçerli olmaktadır. Bu sürenin sonuna bazı firmalar için gelinmiş olup, 2012 yılı sonuna kadar 8 yıllık ilk tarife dönemini tamamlamış firma sayısı 23 olacaktır. Aşağıda detaylı bir şekilde ele alınan Doğal Gaz Dağıtım Şirketleri için Tarife Hesaplama Usul ve Esasları 22.12.2011 tarihli ve 3580 sayılı EPDK Kurul Kararı ile belirlenmiş ve 31.12. 2011 tarihli Resmi Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe girmiştir. Dağıtım hakkını elde eden firmaya verilen lisans 30 yıl için geçerlidir. Firma lisansını bu süre içerisinde EPDK’nın onayına tabi olarak bir üçüncü tarafa devredebilir. Lisans sahibi firmanın gelirleri, müşterilerinden elde ettiği tek seferlik bağlantı ücretleri ile abone statüsündeki müşterilere gaz satışından elde ettiği “Birim Hizmet ve Amortisman Bedeli (BHAB)” ve serbest tüketici konumundaki son kullanıcılara sağlanan gaz sevkiyatına ilişkin elde ettiği “Taşıma Bedeli”dir. Her ne kadar serbest tüketicilere gaz satış yetkileri olsa dahi, perakende satış tarifesi ve konuya yönelik yayımlanan Kurul Kararları, dağıtım şirketlerinin gelirlerini BHAB ve taşıma bedeli ile sınırlamakta, sonuçta hizmet bedeli olarak elde edilmesi öngörülen gelirin üzerinde ticari bir marjları bulunmamaktadır. Yüksek cirolar ile işletilen Dağıtım Şirketlerinin büyük miktarda Perakende Satış Riskleri bulunduğu, bu riskinde gözetilerek belli oranda kar marjı sağlanayacak düzenlemelerin yapılması gereği sektör tarafından dile getirilmektedir. Sanayi kuruluşları gibi üretim amaçlı gaz kullanan münferit hat bağlantıları için ilke olarak talep edilen bağlantı ücretinin, bağlantının gerçek maliyetinden en fazla % 10 oranında daha yüksek olabilmesine imkan tanınmaktadır. Firma ayrıca bu tarz müşterilerinden

ödeme sorunlarına karşılık bir sefere mahsus olarak bir teminat da alabilmektedir. Abone statüsündeki müşterilere satış fiyatı perakende satış tarifesi ile belirlenmekte ve bu fiyat “Doğal Gaz Alım Fiyatı + BHAB + Diğer Faktörler” olmak üzere tanımlanmaktadır. Taşıma bedeli, DPK’da yeralan tanımlar içinde bulunmamakla birlikte, dağıtım lisans bölgesinde diğer tedarikçilerden gaz temin eden serbest tüketicilere gazın taşınmasına ilişkin bir hizmet bedeli olarak uygulanmaktadır. EPDK’nın konuya ilişkin açıklık getiren 14.12.2004 tarih ve 397 sayılı Kurul Kararı doğrultusunda, taşıma bedeli üst sınırı EPDK tarafından ihalesi gerçekleştirilen dağıtım bölgelerinde BHAB ile aynı bedel olmakta, 4646 sayılı kanunun yayınından önce verilen haklar ve Özelleştirme İdaresi tarafından gerçekleştirilen ihaleler sonucunda belirlenen lisanslı şirketler (İGDAŞ, İZGAZ, BURSAGAZ, ESGAZ, AGDAŞ, BAŞKENTGAZ, BAGDAŞ) için BHAB’dan farklı olarak, Kurul Kararı ile tespit edilmiş bedeller olmaktadır. İhale sonrasında dağıtım lisansını alan firmanın ilk 6 ayda yatırıma başlaması, ilk 18 ayda en azından bir bağlantı yapmış olması ve de ilk 5 senede talep eden her müşteriyi sisteme bağlamış olması gerekmektedir. Bu son yükümlülük, bağlantının ekonomik ve teknik olarak yapılabilir olması ve sistem kapasitesinin yeterli olması şartına bağlıdır. Dağıtım firmalarının yatırım faaliyetleri EPDK tarafından denetlenmektedir. Firmalar EPDK’ya yıllık raporlarının yanısıra yatırım programlarına dair düzenli ilerleme raporları sunmakla mükellef tutulmuşlardır. Bu denetimler için şu anda EPDK’nın yetkilendirmiş olduğu iki kuruluş 5 yıllık faaliyet dönemini tamamlamış olan firmaların yatırım ilerlemelerine ilişkin denetimlerini sürdürmektedir. Yükümlülüklerini tamamladıkları tespit edilen firmalara kesin teminatları iade edilmektedir.

44

22. Bkz EPDK 2010 Doğal Gaz Sektör Raporu

2003 – 2010 yılları arasındaki dönemde dağıtım bölgelerindeki toplam yatırım tutarının 2,3 milyar TL’yi bulduğu, 2 milyon konut eşdeğer bağlantısı yapıldığı, potansiyelin ise 6,25 milyon konut eşdeğerine yükseldiği tespit edilmiştir.22 Yerel yönetimlerin şebeke yapım faaliyetlerine yaklaşımları, imar planlarında yapılan değişiklikler vb. hususların yatırımların zamanında ilerlemesi açısından problem yarattığı dile getirilmekle birlikte, yatırımların genelde tatminkar bir hızla tamamlandığı söylenebilir. Keza mevcut durum incelendiğinde, birçok bölgede alt yapı sağlanmış olmasına rağmen, abone bağlantı talepleri düşük düzeyde kalmıştır. Türkiye’de hâlihazırdaki penetrasyon oranının (Kullanıcı Eşdeğer Tüketim / Potansiyel Tüketim) yaklaşık %33 olduğu tahmin edilmektedir. DPK ilk başta bir dağıtım şirketinin en fazla iki dağıtım bölgesinde tesis sahibi olup işletebileceğini öngörmesine rağmen, 16.06.2005 tarih ve 5367 sayılı kanun ile şehirlerin gelişmişlik durumu, tüketim gibi unsurlar dikkate alınarak EPDK’ya da bu sayıyı artırma yetkisi verilmiştir. EPDK uygulamada şirketlerin 22 bölgeye kadar faaliyette bulunmalarına izin vermiştir.

Bazı dağıtım bölgelerinde piyasada çok şiddetli rekabet olmuş, bazı ihaleler sıfır birim hizmet ve amortisman bedeliyle ve EPDK’nın belirlediğinden daha düşük abone bağlantı bedeliyle sonuçlanmıştır. İhale sonuçlarının incelenmesinden de görüleceği üzere, teklif edilen BHAB’lar arasında kaydadeğer farklılıklar bulunmaktadır. Bazı bölgesel dağıtım ihaleleri (Denizli, Amasya, Çukurova, Ordu, Afyon, Gaziantep, Antalya, Edirne) sıfır dağıtım bedeliyle sonuçlanmıştır. Bu bölgelerde kazanan firmalar birim hizmet ve amortisman bedeli talep etmemiş, yalnızca sabit bir abone bağlantı bedeli talebinde bulunmuşlardır. Edirne’de ise abone bağlantı bedeli talebinde dahi bulunulmamıştır. Buna karşılık Van, Diyarbakır ve Kars’ta ise BHAB’lar 0,27-0,29 cent/ KWh seviyesine çıkmıştır. Bu farklılıkları, dağıtım bölgesinin büyüklüğü, dağıtım bölgesinde yeralan sanayi tesislerinin yoğunluğu (büyük kullanıcılara yönelik hizmet birim maliyetleri daha düşüktür) ve de katılımcı firmaların 8. yıldan sonraki tarife tavanı ile ilgili beklentilerin farklılığından kaynaklandığı ifade edilebilir. Ayrıca ihalelere katılan toplam firma sayısının da nihai dağıtım bedelinin seviyesi üzerinde etkili olduğu söylenebilir.

Şekil 8 : Bölgelere göre BHAB’lar*

0,6 0,5 0,4

EskiEski Bölgeler bölgeler Yeni bölgeler Yeni Bölgeler

cent/kWh

0,3 0,2 0,1 0

Kaynak: EPDK Not:* Eski Bölgeler için Tarife Kurul Kararlarında TL bazında belirtilen değerler, Kurul Karar tarihinde geçerli olan TCMB ABD Doları Satış kuru üzerinden yansıtılmıştır. Değerler kurul kararlarını yansıtmaktadır ve karar tarihinden bugüne ÜFE değişikliğinden oluşan farklar yansıtılmamaktadır. 45

Aksaray Samsun K r kkale K r ehir Çorum Konya Ere li Kütahya Sivas Bal kesir Band rma Çatalca negöl Gebze Çorlu Erzurum Konya Kayseri Adapazar stanbul Bahçe ehir Bursa Eski ehir zmit

Öte yandan dağıtım ihalelerinde belirlenen birim hizmet ve amortisman bedellerinin, daha önceden dağıtımın özelleştirilmiş olduğu bölgelerdeki bedellerle karşılaştırıldığında düşük olduğu görülmektedir.

Dağıtım sektörüne dair yaşanan süreç ile ilgili bazı önemli gelişmeler ve edinilen deneyime aşağıda yer verilmektedir. • Lisans yükümlülüklerini yerine getiremediği gerekçesiyle lisansı iptal edilen bir firma olmamıştır. Kamuoyuna da yansıdığı üzere, EPDK denetimlerinin önemli sonuçlarından biri EGO ve ESGAZ şirketlerinin sayaçlarda uygulanması gerekli K düzeltme katsayısına ilişkin hatalı uygulamaları sonucu, geriye yönelik olarak faturaların (müşteriler lehine) düzeltilmesi kararı olmuştur. • Özelleştirme dışı satış ve el değiştirmeye örnek Kayseri bölgesi olmuştur. Bunun dışında, BURSAGAZ ortaklık yapısı değişmiş, Alman EWE firması şirketin %80 hissesini satın almıştır. Özelleştirme süreci sonrasında ihaleyi kazanan Gaz De France İZGAZ’ın hisselerinin %90’ına sahip olmuştur. Bu iki firma dağıtım sektörüne yabancı sermaye/kuruluşların girmesi konusundaki önemli örnekler olmuştur. • Dağıtım Bölgelerindeki BOTAŞ varlıklarının ve bu bölgelerdeki faaliyetlerin lisans alan dağıtım şirketlerine devirlerinde önemli bir aksama yaşanmamıştır. Bununla birlikte, bazı devir kapsamları ihtilaf konusu olmuş, BOTAŞ’ın AGDAŞ’a devir kapsamı dışında tuttuğu Adapazarı’nda kurulu ENKA Yap İşlet statülü santralı besleyen tesisler ile BURSAGAZ’ın Bursa Ovaakça’da kurulu EÜAŞ’a ait Ovaakça Santralı’nı besleyen tesislerin devir kapsamına alınması yönünde başlattığı dava süreçleri uzun yıllar almış ve adı geçen dağıtım şirketleri lehine (Ovaakça temyiz sürecindedir) sonuçlanmıştır.

Nitekim dağıtım ihalelerinde verilen tekliflerin göreceli düşüklüğü, bu hizmetlerin sürdürülebilirliği açısından tereddütlere yol açmıştır. Ancak dağıtım lisansı alan şirketlerin bugüne kadarki faaliyetlerine bakıldığında, bu endişelerin yersiz olduğunu söylemek mümkündür. Lisans sahibi firmalar planlandığı şekilde yatırımlarına devam etmişlerdir. Bu alanda herhangi bir sorun yaşanmamıştır. Dağıtıma ilişkin mevzuat hükümleri arasında, dağıtım şirketlerinin doğal gaz alımlarının en fazla yarısını tek bir şirketten yapabileceklerine dair bir koşul da bulunmaktadır. Bu hüküm yasa koyucu tarafından toptan piyasada rekabetin oluşmasına yardımcı olmak amacıyla konulmuştur. Yukarıda toptan satış bölümünde de değinildiği üzere BOTAŞ’ın toptan piyasadaki tekel durumu kalkmasına rağmen halen pazar payının çok yüksek olması nedeniyle henüz pratiğe yansımayan bu koşul, zaman içinde toptan piyasada rekabetin yaratılmasına yardımcı olabilecektir. Ancak dağıtım şirketlerinin hangi noktada ve zaman diliminde bu kısıtlayıcı hükme uyum sağlamakla mükellef tutulacakları belli değildir. Sonuç olarak, benzer bir süreçten geçen diğer ülkelerle karşılaştırıldığında, Türkiye’de doğal gaz dağıtımının özelleştirilmesine ilişkin sürecin oldukça başarılı sonuçlar verdiği ifade edilmelidir. Bu sayede özel sektör tarafından doğal gaz dağıtımı yapılan bölge sayısını hızla artırabilmek mümkün olmuş, bu bölgelerde doğal gaz dağıtım sisteminin, yeni yatırımlar suretiyle hızla yaygınlaştırılması da sağlanmıştır. Bunda uygulanan serbestleşme modeli ile bu süreci yürüten ve denetleyen EPDK’nin rolü büyüktür.

46

taşıma hizmeti için taşıma bedeli 0,77 sent/ m3 olarak belirlenmiştir. ABB tarafından yürütülen ihale süreci sonrasında teklifler 14 Mart 2008 tarihinde alınmıştır. En yüksek bedel 1,61 milyar dolar olarak Global Yatırım – Energaz ortaklığı tarafından verilmiştir. İkinci en yüksek teklif ise 1,55 milyar dolar olmuştur. Ancak ihalede öngörülen ödeme yükümlülükleri ilk sırayı alan firmalarca yerine getirilmediğinden, hisse satışı ihalesi iptal edilmiştir. Kanun’un yayınlanmasından sonra 2 yıllık sürenin bitiminde, yetki Özelleştirme İdaresi Başkanlığı’na (ÖİB) geçmiştir. ÖİB tarafından gerçekleştirilen ihalede teklifler 2010 yılı Ağustos ayında alınmış, en yüksek teklif 1,2 milyar dolar olarak MMEKA tarafından verilmiştir. Ancak bu ihalede de ilkine benzer bir süreç yaşanmış ve ilk sıralarda yer alan firmaların ödeme yükümlülüklerini gerçekleştirmemeleri üzerine ihale tekrar iptal edilmiştir. BAŞKENTGAZ’ın yüzde seksen hissesinin satışı için 2011 yılı yaz döneminde üçüncü kez ihale sürecine çıkılmış ve ilk olarak 2011 yılı Kasım ayı olarak belirlenen teklif alma takvimi, önce 27 Ocak 2012 tarihine daha sonra tekrar ertelenip 16 Nisan tarhine ötelenmiştir. İstanbul şehrinin gaz dağıtım şirketi İGDAŞ ÖİB uhdesinde özelleştirme sürecine alınmakla birlikte konuya ilişkin ihale süreci henüz belirlenmemiştir.

• Ankara ve İstanbul şehirlerinin gaz dağıtım hizmeti ile ilgili Özelleştirme süreçleri halen devam etmektedir. Ankara’da Belediye’nin bir Genel Müdürlüğü (EGO) altında yürütülen şehir içi gaz dağıtım faaliyetlerine yönelik olarak 25.05.2007 tarih ve 5669 sayılı Kanunla DPK’ye geçici bir madde ilave edilmiş, buna göre Ankara Büyükşehir Belediyesi (ABB) tarafından 6762 sayılı Kanun çerçevesinde yeni bir şirket (BAŞKENTGAZ) kurularak gaz dağıtım faaliyetlerinin bu şirket yapılanması altında sürdürülmesine karar verilmiştir. Bu şirketin yüzde seksen hisse satışı yoluyla özelleştirilmesi için ABB’ye 2 yıl süreyle yetki verilmiştir. Aynı Kanun hükümleri içinde, özelleştirmeden elde edilecek gelirle, EGO’nun BOTAŞ ve Hazine’ye olan borçlarının ödenmesine dair hususlar ile birlikte, 30 yıllık lisans dönemi hükmedilmiş ve ilk 10 yıl süre için uygulanmak üzere BHAB 5,55 sent/m3 ve serbest tüketicilere

47

• Dağıtım faaliyetine ilişkin düzenlemeler büyük ölçüde Dağıtım ve Müşteri Hizmetleri Yönetmeliği’nde yer almaktadır. Bununla birlikte, bu faaliyete ilişkin özel ve kapsamlı bir düzenleme ihtiyacı dağıtım şirketlerince dile getirilmekle birlikte, “Dağıtım Şebekesi İşleyiş Düzenlemeleri” olarak adlandırılabilecek böyle genel bir düzenleme çalışması EPDK tarafından henüz başlatılmamıştır. Dağıtım şirketlerinin tedarikçilerle “Taşıma Hizmeti Sözleşmesi”, tedarikçi ve son kullanıcı ile “Teslim Hizmeti Sözleşmesi” yapmaları suretiyle bu alandaki hizmete ilişkin detayların belirlenmesi öngörülmüştür. Dağıtım bölgeslerinde yer alan serbest tüketicilere gaz sevkiyat hizmeti için öngörülen Taşıma Hizmeti Sözleşmesi, birçok farklı dağıtım şirketi tarafından farklı içeriklerde hazırlanmış, bu hususun ise bir kaos oluşturduğu genel bir kabul görmüştür. Tüm dağıtım bölgelerinde standart olarak kullanılacak tip bir Taşıma Hizmeti Sözleşmesi hazırlanması yaygın bir tercih olmakla birlikte, Yap İşlet ve Yap İşlet Devret santralleri gibi özel gaz alım sözleşmelerine tabi tesislere gaz sevkiyat hizmetinin de özel koşullar gerektirdiği düşünülebilir. Nitekim BOTAŞ ile AGDAŞ arasında ENKA’nın Adapazarı Santrali’ne gaz arzına ilişkin Taşıma Hizmeti Sözleşmesi bu duruma bir örnek oluşturabilir. Gazın serbest tüketiciye teslimatına ilişkin dağıtım şirketi, serbest tüketici ve tedarikçi arasında imzalanması öngörülen Teslim Hizmeti Sözleşmesine dair uygulama örnekleri ise henüz görülmemiştir. Dikkate alınması gerekli bir nokta, sözü edilen iki sözleşmenin birbirlerini tamamlar mahiyette olması gereğinden dolayı, sadece birinin imzalanması durumunda taraflar arasında kurulması gerekli sözleşmesel ilişkinin eksik kalacağı hususudur.

Dağıtım şirketleriyle iletim şirketi arasındaki gaz devir teslimine dair ilişkilerin de ikili bir anlaşma sureti ile düzenlenmesi ayrıca dikkate alınması gerekli bir konudur. DPK ve onun çerçevesinde çıkarılan yönetmeliklerde buna dair bir detay yer almamakla birlikte ŞİD’de iki tarafça gazın devir teslimin yapıldığı basınç düşürme ve ölçüm istasyonlarına ilişkin “İşletme Protokolü” imzalamaları öngörülmektedir. Halen uygulamada olan İşletme Protokolü’nün kapsamının genişletilerek, özellikle ölçümleme ve ölçüm kontrolu ile ilgili tüm detayları içerecek bir yapıya dönüştürülmesi hedeflenmiş ise de iletimci tarafından hazırlanan taslağın üzerinde mutabakat sağlanamamıştır. • Dağıtım sektörüne dair sorunların ve mevzuata dair revizyon önerilerinin ele alındığı, dağıtım şirketlerinin yetkilileri ile EPDK yetkililerini bir araya getiren, “Dağıtım Forumu” mahiyetindeki yıllık toplantılar GAZBİR tarafından 2006 yılından bu yana düzenli olarak organize edilmektedir. Doğal gaz dağıtım şirketleri için tarife hesaplama usül ve esasları DPK’da tarife türleri arasında dağıtıma yönelik olarak “Perakende Satış Tarifesi” yer almış, bunun dışında dağıtım faaliyetine özgü başka bir tarife tanımlanmamıştır. Tarifeler Yönetmeliği’nde ise, perakende satış tarifesi ile ilgili hükümler incelendiğinde, dağıtım bölgelerinde uygulanacak BHAB ve taşıma bedelinin nasıl belirleneceğine ilişkin bir yöntem veya prensiplerin yer almadığı görülmektedir. Serbestleşme sürecinde ihale ile dağıtım lisansı almış olan şirketlerin 8 yıllık sabit BHAB uygulama dönemi sonunda uygulanacak tarifeler için yapılması gereken düzenleme ihtiyacı karşısında EPDK ilk olarak 2009 yılı Mayıs ayında, hazırladığı “Tarife Hesaplama Usül ve Esasları”na ilişkin taslağı görüşe açmıştır. Süreç içerisinde hazırlanan ikinci taslak 2011 yılı Ocak ayında oluşturulmuştur.

48

Tüm bu süreçte konuya ilişkin olarak dağıtım şirketlerinin fikir birliğinin sağlanma amacı güdülmüştür. 05.10.2011 tarihinde alınan 3 Kurul Kararı ile (3445-1,2,3) tarifeye ilişkin birinci uygulama döneminin 5 yıl olacağı, itfa süresinin 22 yıl olacağı ve Reel Makul Getiri Oranının % 11,83 olacağı belirlenmiştir. 2011 yılı Ekim ve Aralık ayları itibarı ile iki dağıtım şirketinin 8 yıllık sabit tarife uygulama dönemleri sona erdiğinden bu döneme yetiştirilmeye çalışılan düzenlemenin yürürlüğe girmesi, 3441 nolu Kurul Kararı ile konu üzerinde fikir birliği sağlanamadığı ifade edilerek ertelenmiş ve anılan usül ve esaslar yürürlüğe girene dek mevcut tarifelerin uygulanmaya devam edeceği ve sonraki süreçte belirlenecek tarifeler çerçevesinde geçmişe yönelik düzeltme yapılacağı belirtilmiştir. Doğal Gaz Dağıtım Şirketleri için Tarife Hesaplama Usul ve Esasları’nın nihai şekli ise, 22.12.2011 tarihli ve 3580 sayılı EPDK Kurul Kararı ile 2011 yılının son gününde Resmi Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe girmiştir. Birçoğu düşük BHAB teklif bedelleri ile lisans alan dağıtım şirketlerinin işletme faaliyetlerinin kaliteli, güvenilir hizmet çerçevesinde yürütülmesi ve bu şirketlerin uzun vadeli yatırım planlarını belirleyebilmeleri ve gerçekleştirmeleri açısından son derece önem arz eden usul ve esasların nihai şeklini alarak 2011 yılı sona ermeden yayımlanmış olması kuşkusuz sektör gelişimi açısından önemli bir gelişmedir. Önümüzdeki süreçte dağıtım şirketlerinin düzenlemeye yönelik yaklaşımları

çok önem arz edecektir. Nitekim, geçmiş bazı dönemlere ilişkin EPDK tarafından belirlenen taşıma bedellerine karşı ESGAZ, BURSAGAZ ve AGDAŞ tarafından Danıştay nezdinde açılan itiraz davaları, anılan şirketler lehine sonuçlanmış ve yeniden belirlenen taşıma bedellerinin geçmişe yönelik uygulanması gereği sıkıntılara yol açmıştır. Tarifeler için belirleyici konuların başında gelen varlık tabanı hesaplama yöntemi ise, 22.12.2011 tarihli ve 3579 sayılı Kurul Kararı ile yürürlüğe giren “İhalesi Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Tarafından Yapılan Doğal Gaz Dağıtım Şirketlerinin Varlık Tabanının Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar” ile netlik kazanmıştır.23 Yayımlanan bu yönteme göre ihaleli doğal gaz dağıtım şirketlerinin ilk sekiz (8) yıllık dönem sonrasındaki varlık tabanları, yatırımlar ve ilk sekiz yıllık dönemde ayrılan itfalar ile belirlenir; bağlantı bedelleri ise vergi yükü dikkate alınarak enflasyon ile güncellenir ve şebeke yatırım harcamalarından düşülür. Dağıtım faaliyetine ilişkin yatırımlar ise, amortisman ayrılmış endeksle güncellenmiş varlık değeri yöntemi ile hesaplanır.

23. Mevcut şirketlerden baz yıl varlık tabanı belirlenmemiş olan şirketler için (AGDAŞ, BAŞKENTGAZ, BAHÇEŞEHİRGAZ) baz yıl varlık tabanı Kurul tarafından ayrıca belirlenecektir.
49

Doğal gaz dağıtımının özelleştirilmesinde bugüne kadar sağlanmış olan başarının uzun vadede kalıcı olmasını temin etmek, düzenleyici çerçevede var olan birtakım belirsizliklerin ortadan kaldırılmasını gerektirmektedir. Bunların başında dağıtım şirketlerine getirilen bağlantı yükümlülüklerinin istisnasını teşkil eden ve tesis edilecek bağlantının “teknik ve ekonomik fizibiliteye” sahip olmasını şart koşan kavramın açığa kavuşturulması gelmektedir. Bu şartın ne anlama geldiği henüz net değildir. Zaman içinde ortaya çıkacak ihtilaflar neticesinde konunun netlik kazanacağı düşünülmektedir. Asıl önemli husus ise 8 yıllık süre sonunda uygulanacak olan tarifelerdir. Tarifelerde yer alacağı öngörülen hizmet bedellerinin seviyesi bu bölgelerde yürütülen doğal gaz dağıtım faaliyetlerinin ekonomik olarak sürdürülebilirliği

bakımından büyük önem taşımaktadır. Sabit BHAB benimsenen ilk dönem için “sıfır” bedel taahhüt ederek ihaleleri kazanan şirketler bakımından bu durum daha da kritik önemdedir. İlk dönemde faaliyetler, yatırımların tamamlanması ve sorumlu oldukları bölgede kullanıcıların dağıtım şebekesine bağlanmasına odaklanmaktadır. Ancak 8 yıllık dönemin sonunda bu yatırım hamlesi büyük ölçüde sona ermiş olacak ve şirketlerin dağıtım altyapısının güvenliği ve de özellikle müşteri memnuniyetine odaklanmaları gerekecektir. Doğal gaz sektöründe yarattıkları istihdam ve ekonomiye katkısı açısından dağıtım şirketlerinin özel bir konumu bulunmaktadır. Bu bağlamda dağıtım şirketleri için, yatırımlara imkan sağlayacak makul gelir mekanizmalarının tarife çerçevesinde belirlenmesi büyük önem taşımaktadır. Toptan satış piyasasındaki rekabet artışı da, dağıtım şirketlerinin doğal gazı daha rekabetçi ortam ve fiyatlarla temin etmesini sağlayacaktır.

50

2. Avrupa Birliği'nde doğal gaz piyasasına ilişkin düzenleyici çerçevede yaşanan gelişmeler, Türkiye’nin uluslararası projeleri
Avrupa Birliği’nde, enerji sektöründe yaşanan tecrübeler sonucu, rekabetin tesisi ve entegre olmuş iç pazarın tesisi adına bu sektöre dair düzenlemelerin kapsamlı bir revizyona tabi tutulması ve yeni politikaların geliştirilmesi gerektiğine dair kararlar, Avrupa Komisyonunca 2007 yılında deklare edilmiş; sonraki süreçte 2009 yılı, enerji sektörüne ilişkin özellikle gaz ve elektrik alanlarında mevcut düzenleyici çerçevenin kapsamlı bir revizyona tabi tutularak, “Üçüncü Enerji Paketi” olarak adlandırılan düzenlemeler ve politikaların yayımlandığı önemli bir dönem olmuştur. Enerji sektörünün geleceğe yönelik açılımları açısından çok önemli bir strateji ise Avrupa Komisyonu’nca 2007 yılında ortaya koyulmuş, “Energy 2020” olarak kısaca ifade edilen belgeyle, 2020 yılı hedefleri, “enerji verimliliğinin %20 artırılması, yenilenebilir enerji kaynaklarının payının %20'ye çıkartılması ve karbon emisyonlarının %20 azaltılması” olarak belirlenmiştir. 2.1 Düzenleyici çerçeve AB enerji piyasalarına ilişkin yaşanan deneyimler sonrasında, rekabeti arttırma ve AB dahili enerji piyasasının oluşturulması hedefleri adına acil önlemler alınması ihtiyacı hissedilmiş ve yeni düzenlemeler özellikle aşağıdaki dört alana yoğunlaşmıştır: • Enerji alanında üretim ve tedarik faaliyetleri ile şebekelerin ayrıştırılmasının etkin bir şekilde gerçekleştirilmesi, • Düzenleyici Kurumların etkinliklerinin artırılması ve bunlar arasında işbirliğinin sağlanması, bu çerçevede Enerji Regülatörleri İşbirliği Ajansı (ACER) kurularak, bu kuruluşun sınır ötesi (cross border) hususlarda karar alma yetkisine kavuşturulması, • Şebeke işletmecileri arasında özellikle sınır aşan yatırım ve diğer uygulamalara dair işbirliği ve koordinasyonun sağlanması, • Şeffaflık. Üçüncü Enerji Paketinde doğal gaz piyasasına ilişkin temel düzenlemeler “Üçüncü Gaz Direktifi (Third Gas Directive)” ile belirlenmiştir. 13 Temmuz 2009 tarih ve 2009/73/EC referans numaralı bu yönerge24 ile birlikte aynı tarihli, EC 715/2009 referanslı “İletim Şebekelerine Erişime Dair Yönetmelik”25 ve EC 713/2009 referanslı, “Elektrik ve Gas Sektörlerine Dair Enerji Sektörü Düzenleyici Kurumlarının İşbirliği Ajansı’nın Kurulmasına Dair Yönetmelik”26 diğer temel düzenlemeler olarak yayımlanmış ve 3 Eylül 2009 tarihinde yürürlüğe girmiştir. Üye ülkelerin ise en geç 3 Mart 2011 tarihine kadar ulusal müktesebatlarını uyumlu hale getirmeleri hükme bağlanmıştır. Bu üç düzenlemeye ilişkin bazı temel bilgilendirmeler aşağıda verilmektedir.
2.1.1 Üçüncü gaz direktifi, 2009/73/EC

II. Gaz Direktifi 2003/55/EC’nin yerine yürürlüğe konulan bu yeni direktif, doğal gaz, sıvılaştırılmış doğal gaz (LNG), biyogaz ve biyokütleden üretilen doğal gazı ilgilendirmektedir. Direktifin kapsamına ilişkin bazı özet bilgilere aşağıda verilmektedir. • Ulusal Düzenleyici Kurumların bağımsız iradeleri kuvvetlendirilecek, yetkileri artırılacak, bütçesel otonomileri sağlanacak ve yeterli yetkin personel istihdam edebileceklerdir.

24. Bkz Directive Concerning Common Rules for the Internal Market in Natural Gas 25. Bkz Regulation on Establishing an Agency for the Natural Gas Transmission Networks 26. Bkz Agency for the Cooperation of Enerji Regulators-ACER 51

• 3 Mart 2012 tarihi en geç olmak üzere, üye ülkeler iletim şebekesi işletmecileri ayrıştırılmasına ilişkin aşağıdaki üç seçenekten birini yürürlüğe koyacaklardır: 1) Bağımsız Sistem (altyapı) İşletmecisi 2) Bağımsız Şebeke İşletmecisi 3) Mülkiyet Ayrışımı • İletim, LNG, depolama ve dağıtım faaliyetleri birleşik işletmeci (combined operator) yapılanması altında yürütülebilir • Ulusal piyasaların, bir veya daha fazla bölgesel piyasalar içinde yer almak üzere entegrasyonu sağlanacaktır. Ada veya izole bölge konumundaki üyelerin de bu bölgesel piyasalardan birine dahil edilmesi sağlanacaktır. Ulusal Düzenleyici Kuruluşlar bu doğrultuda ACER ile işbirliğine gideceklerdir. • Birkaç ülkeyi birden ilgilendiren arz kaynağı problemlerinde bölgesel veya uluslararası işbirliği, eşgüdüm sağlanacaktır. • İletim şebekesi işletmecileri her yıl 10 yıllık şebeke geliştirme planlarını hazırlayacaklar ve Düzenleyici Kurumlara sunacaklardır. Bu planlar Avrupa iletim altyapısına entegrasyon açısından yeterli sınır ötesi kapasiteleri sağlamaya yönelik olacaktır • Düzenleyici Kurumlar depolama tesisleri ile boru hattı stoğuna erişim için şartları belirleyeceklerdir. • Dağıtım şebekesi işletmecilerinin, dağıtıma ilişkin olmayan diğer faaliyetlerden hukuksal ayrışımı gerçekleştirilecektir. • İletim şebekesi işletmecileri, birlik dışındaki üçüncü ülkelerden kontrol edilebilir bir yapıda olamayacaklar ve lisans koşulları da buna bağlı olacaktır. • Tüketicilerin, 3 haftalık bir süre içinde tedarikçilerini kolayca değiştirebilmelerini elverecek düzenlemeler yapılacaktır.

2.1.2 Yönetmelik 715/2009/EC

İletim şebekeleri ile birlikte depolama tesisleri ve LNG terminallerine ayrımcılığa yer vermeyecek bir erişim sağlamayı amaçlayan bu yönetmelik, daha önce yürürlükte olan 1775/2005/EC numaralı yönetmeliğin yerini almıştır. Yönetmeliğin bazı hükümleri şöylece özetlenebilir: • İletim şebekesi, depolama tesisi ve LNG terminal işletmecileri aynı servisi farklı kullanıcılara aynı sözleşmesel hükümler doğrultusunda sunmalıdır. İletim şebekesi işletmecisi, hizmetini farklı ancak birbiriyle uyumlu Taşıma Sözleşmeleri altında veya genel bir Şebeke Yönetmeliği (Network Code) altında verebilir. • Bir kullanıcıya ait olmakla birlikte kullanılmayan kapasiteler diğer kullanıcılara kısa dönem bazlı olmak kaydıyla kullandırılabilir. Sistem kullanıcıları kapasite ticareti açısından serbestliğe sahip olacaklardır. • Adaleti gözeten ve şeffaflık içeren teknik dengeleme kuralları yer alacaktır. Sistem basıncının sürekli olarak emniyetli bir düzeyde korunması hususu gözetilecektir. İletim Şebekesi İşletmecisi, kullanıcıları dengelemeye ilişkin pozisyonları hakkında bilgilendirecektir. • Tarifeler, sistemin maruz kaldığı maliyetleri yansıtır tarzda olacaktır. Farklı basınç ve gaz kalitesi teminatları için farklı tarifeler uygulamaya koyulabilir. Yönetmelikte ayrıca ENTSOG’un çalışmaları için kapsam, hedef ve iş planları belirlenmiştir. Sınır aşan gaz şebekeleri için enterkonneksiyon noktalarında uygulanmak üzere tüm taraflar için geçerli olacak genel kodların (common network codes) hazırlanması ve buna dair ENTSOG’un görevlendirilmesi yönetmelik hükümleri içinde yer almıştır.

52

2.1.3 Yönetmelik 713/2009

Komisyonun 2003 yılında aldığı kararla, daha önce European Regulators Group for Electricity and Gas (ERGEG) adıyla üye ülkelerin düzenleyici kuruluşlarından temsilcilerin katılımı ile danışma kurulu mahiyetinde sürdürülen faaliyetler, birlik genelini veya birden fazla üyeyi doğrudan ilgilendirecek düzenlemelere dair kararlar alınmasında hissedilen boşluk nedeniyle legal bir tüzel kişilik altında devam etmesi ve “Agency for the Cooperation of Energy Regulators-ACER” adıyla faaliyetini sürdürmesi kararlaştırılmıştır. ACER’in 3 Mart 2011 itibarıyle faaliyetine başlamasından sonra, Komisyon’un 16 Mayıs 2011 tarihinde aldığı kararla ERGEG’in varlığı sona erdirilmiştir. Yönetmelik ACER’ın kurulumu, yapılanması, görev ve yetkilerine dair hususları ortaya koymaktadır. ACER, üye ülkelerin kendi iç düzenlemelerine dair bir yetkisi bulunmamakla birlikte, birden fazla üye ülkeyi ilgilendiren düzenlemelerle ilgili ihtilaflarda hakem olarak ve üye ülkelerin tümü tarafından uygulanacak kodların hazırlanmasında rol almaktadır. ACER, “Avrupa Birliği Regülatör Kurumu” olarak tanımlanmamakla birlikte, üye ülkelerin düzenleyici kurumlarının verdikleri kararların direktife uygunluğuna dair bir izleme görevi vardır.

ACER’ın, ülkelerin düzenleyici kurumlarının eşgüdümünü sağlamaya dair çerçeve düzenlemeyi hazırlamak, TSO’lar arasında bölgesel işbirliği hususunu takip etmek gibi görevleri yanı sıra, sınır aşan altyapılara ilişkin, istisnai durumların belirlenmesi dahil olmak üzere karar yetkileri bulunmaktadır. Bu altyapılara ilişkin kapasite tahsisat prosedürleri, tahsisata ilişkin zaman dilimlerinin belirlenmesi, kullanım gelirlerinin paylaşılması ve kullanıcı bedellerinin belirlenmesine dair hususlar ACER’ın görev ve yetki alanına girmektedir. ENTSOG – European Network of Transmission System Operators for gas, daha önce Gas Transmission Europa (Avrupa Gaz İletim İşletmecileri) (gte+) tarafından yürütülen faaliyetleri de devralmak üzere, 1 Aralık 2009 tarihinde, 22 Avrupa Birliği ülkesinden 33 İletim Şebekesi İşletmecisi’nin katılımı ile kurulmuştur. Kuruluşun hedefleri Yönetmelik 715/2009’da belirtilmektedir. Bunlar arasında, şebeke işleyiş düzenlemelerinin (Network Code – Şebeke Yönetmeliği) hazırlanması, Birlik genelinde 10 yıllık şebeke gelişim planı hazırlanması, piyasaya bilgi sağlama konusunda çalışmaların güçlendirilmesi ve şebeke işletiminin koordinasyonu açısından genel işletim mekanizmalarının hazırlanması sayılabilir. Sınır ötesi iletim için erişim imkanlarının geliştirilmesi ve böylece gaz ticaretinin kolaylaştırılması, Avrupa’daki şebeke(ler)in bugüne ve geleceğe dair emniyetli ve güvenilir bir konumda taşıma hizmetlerini yerine getirmesine katkıda bulunmak da hedefler arasındadır.

53

Sınır ötesi uygulamalar için geçerli olmak üzere şebeke işleyiş düzenlemelerinin hazırlanması; ENTSOG tarafından taslak dokümanların üye ülkeler ve kuruluşlarla bir konsültasyon sürecinden geçirilerek hazırlanması, bu dokümanların ACER’ın onayından sonra Komisyon’un onay sürecine girmesi (comitology) şeklinde özetlenebilecek bir süreç çerçevesinde gerçekleştirilmektedir. Bu kodların aşağıda belirtilen alanlarda hazırlanması öngörülmektedir: • Şebeke Emniyeti ve Güvenilirliği (Network Security And Reliability) • Şebekeye Bağlantı ve Erişim (Grid Connection and Access) • Veri Değişimi ve Uzlaştırma (Data Exchange and Settlement) • Kapasite Tahsisi ve Sıkışıklık Yönetimi (Capacity Allocation and Congestion Management) • Dengeleme (Balancing) • Karşılıklı Çalışma (Interoperability) • Acil Durumlarda İşletme Prosedürleri (Operational Procedures İn Emergency) • Şeffaflık (Transperancy) • Tarifelerin Harmonizasyonu (Tariff Harmonisation) ENTSOG’un kuruluşundan bu yana gerçekleştirilen bazı çalışmaların son durumu aşağıdaki şekilde özetlenebilir. • Birlik geneli için 2011-2020 dönemine dair 10 yıllık şebeke geliştirme planı hazırlanarak ACER’a sunulmuş olup, üye ülkelerle konsültasyon süreci devam etmektedir.

• GTE+ bünyesinde daha önce 2008 yılında başlatılan “Kapasite Tahsisat Yöntemleri (Capacity Allocation Methodoligies-CAM) Şebeke Yönetmeliği”nin taslağı 21 Haziran 2011’de yayınlanmış olup, 27 Ocak 2012’de son haliyle ACER’a sunulacaktır. Yönetmelik (diğerleri için de öngörüldüğü üzere), yürürlüğe girmesiyle birlikte 1775/2005/EC numaralı Yönetmeliğin bir eki haline gelecektir. • 28.09.2010 tarihinde ilk taslağı hazırlanan Sıkışıklık Yönetimi Prosedürlerine dair düzenlemeler (Congestion Management Procedures-CMP) son olarak Madrid Forumu’nda ele alınmış, 6 Ekim 2011 tarihi itibarı ile onay süreci başlatılmıştır. • Dengeleme (balancing) ve bakım çalışmalarının harmonizasyonuna dair taslak düzenlemeler hazırlanmış ve konsültasyon sürecine girilmiştir.
3. Gaz direktifinin ulusal müktesabatlara uyarlanması

Direktifte belirtilen 3 Mart 2011 tarihine gelindiğinde, üye ülkelerin hiçbiri, yasal mevzuatlarda gerekli uyarlamaları tamamladıklarına dair Komisyon’a bildirimde bulunmamıştı. 26-27 Eylül 2011 tarihlerinde gerçekleştirilen 20. Madrid Forumu’nda ele alındığı üzere, Eylül ayı itibarı ile, 9 üye ülke konuya ilişkin olarak Direktif’in uyarlamasının tamamen yerine getirildiğini bildirmiştir. Direktifte yer alan özellikle Düzenleyici Kurumların yeniden yapılandırılması ve işletmecilerin ayrıştırılmasına dair hususların uzun süreç gerektirdiği ifade edilmiştir. 10 yıllık şebeke gelişim planlarını hazırlamamış durumda olan birçok üye ülke de bulunmaktadır.

54

2013 yılı itibarı ile şebeke işletmecilerinin ayrışımının direktifte tanımlanan şekliyle tamamlanması, 2014 yılına gelindiğinde ise yukarıda sözü edilen ortak tüm yönetmeliklerin tamamlanarak yürürlüğe girmesi, piyasaya ilişkin tüm düzenlemelerin harmonize edilmiş duruma gelmesi ve bu yıl itibarı ile entegre iç pazarın oluşmuş duruma ulaşması Komisyon’un ortaya koyduğu ana hedefler arasındadır. Bu süreçte özellikle enerji üretimi ve ticaretinin gerçek anlamıyla sınır ötesi niteliği taşır hale getirilmesi üzerinde durulan konudur. Piyasalar arasında bütünleşmeye engel teşkil eder mahiyetteki, temin kontratlarında Son Varış Noktası-“Destination Clause”lara ve transit için özel şartlar getirilmesine kesinlikle tolerans gösterilmeyeceği Komisyon tarafından ifade edilmektedir. İletim altyapılarındaki kapasiteler verimli kullanılmalı ve “enerjiye nerede ihtiyaç duyuluyor ise ulusal bariyerlere takılmaksızın oraya doğru akışı gerçekleşmelidir”. Belirlenen hedeflere ulaşmak için yürütülen özel çalışmalardan bir tanesi de “Gas Target Model” dir. 2010 Eylül Ayında düzenlenen 18. Madrid Forumunun sonuçlarından biri olarak, Avrupa Komisyonu ve düzenleyici kuruluşlar, sistem işletmecileri ve diğer ilgili taraflar ile işbirliği oluşturarak, şebeke yönetmelikleri açısından hangi alanlarda karşılıklı bağımlılık ve etkileşim

oluştuğunun tespiti için ve bir hedef gaz modeli oluşturulmasına yönelik süreç başlatmaya davet edilmiştir. Konuya ilişkin çalışmalar düzenleyici kurumların koordinasyonu altında ilgili kuruluşların katılımı ile yürütülmektedir. CEER (Council of European Energy Regulators) ilgili tüm tarafları hazırlanan taslak doküman üzerinde görüş bildirmeye davet etmiştir. Konuya ilişkin forumlar düzenli olarak gerçekleştirilmekte olup, sonuncusu 28 Haziran 2011’de Brüksel’de gerçekleştirilmiştir. 2.2 Komşu coğrafyalar ile gaz ticaretine dair ilişkiler Avrupa Birliği'nin doğal gaz alanında birlik dışı ülkelerden yapılması gerekli ithalat bağımlılığının giderek artacağı, 2011 yılı için 2.019.286 GWh (190,78 bcm) olarak tahmin edilen birlik dahilindeki üretimin, 2020 yılında 1.312.001 GWh’a düşeceği tahmin edilmektedir. ENTSOG’un hazırlamış olduğu 2011-2020 dönemine ilişkin 10 yıllık yatırım planında yer alan talep ve potansiyel arz kaynaklarının durumuna ilişkin tablolar aşağıda verilmektedir. Talebe ilişkin senaryo sonucu tahminler, 20-20-20 hedeflerine ulaşılmasına yönelik öngörülerin sonuçlarını ve Avrupa’nın ekonomik performansı ve ekonomilerin enerji yoğunluğunun geleceği hakkında çeşitlilik gösteren öngörülerin sonuçlarını yansıtmaktadır.

55

Şekil 9 - Talep gelişimi 2011-2020 (GWh/yıl)

Kaynak : ENTSOG TYNDP Report

Şekil 10 - Arz Görünümü (GWh/yıl) 8.000.000 7.000.000 6.000.000 5.000.000 4.000.000 3.000.000 2.000.000 Üretim potansiyeli 1.000.000 0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Gwh/yıl
Kaynak: ENTSOG TYNDP Report 56

Azeri gazı arz potansiyeli Libya gazı arz potansiyeli Cezayir gazı arz potansiyeli LNG gazı arz potansiyeli Norveç gazı arz potansiyeli Rusya gazı arz potansiyeli

Gwh/yıl

Tablolardan anlaşılacağı üzere, birlik dahili üretimin talebi karşılama oranı % 22’ye düşmekte, açığın kapanmasında Rusya, Norveç, Cezayir, Azerbaycan ve Libya ile birlikte değişik ülkelerden LNG ithalatı başlıca potansiyel sağlayıcılar olarak görülmektedir. Kaya Gazı (Shale Gas) gibi konvansiyonel olmayan gaz üretimine ilişkin Kuzey Amerika’da yaşanan deneyimin Avrupa’nın doğal gaz üretimine etkisinin ne olacağı hususu üzerinde en çok durulan konular arasında yer almaktadır. Başta Polonya olmak üzere Almanya, İspanya, Fransa ve İngiltere önemli potansiyelin var olduğu AB üyesi ülkeler olarak yer almakla birlikte, ABD’de sağlanan gelişmenin uzun bir deneyim süreci sonunda ortaya çıktığı vurgulanmaktadır. Kaya Gazı üretiminin kullandığı teknik nedeniyle su kaynaklarına oluşturduğu tehdit ve ortaya çıkardığı diğer çevresel sorunlar, en büyük sorun olarak görülmektedir. AB’nin çevreye duyarlı politikaları, üye ülkelerdeki halkların da bu konudaki bilinç düzeyi ve duyarlılığı, ABD’deki durumun tersi olarak coğrafyadaki nüfus yoğunluğu önemli ters etmenler olarak değerlendirilebilir. Üretim maliyetleri ve gazın gazla rekabeti anlamında ortaya çıkacak durum diğer önemli bir parametre olup, konuya ilişkin özellikle Polonya’da yürütülen çalışmaların yakın gelecekte bir veri ortaya koyacağı düşünülebilir. Ancak her halükarda AB coğrafyasında kaya gazı üretiminin 2020 yılından önce gerçekleşmeyeceği tahmin edilmektedir. Tüm bu hususlar dikkate alındığında, konvansiyonel olmayan gaz üretiminin en azından yakın gelecek açısından AB’nin doğal gazda dış coğrafyaya bağımlılığını önemli oranda düşürebilecek bir etmen olarak değerlendirilmesi pek mümkün görülmemektedir.

Avrupa gaz şebekesinin bir geçiş dönemi yaşadığı ifade edilmektedir. Geçmişte, ana gaz tedarikçilerinden temine yönelik ve birkaç büyük oyuncu tarafından planlanarak inşa edilen büyük kapasiteli ve özünde taşıma maliyetlerini minimize etmeyi hedefleyen boru hattı projelerinden sonra artık, iç pazar entegrasyonunu sağlamaya ve gerek talep gerek arz açısından kaynak çeşitliliğinin sağlanmasına yönelik projeler hayata geçmektedir. Özellikle 2009 yılı Ocak ayında yaşanan Ukrayna krizi sonrasında, belli tedarikçilere olan bağımlılığı azaltmak üzere kaynak çeşitliliğinin artırılması yanı sıra, tedarik koridorlarının da alternatiflerinin çoğaltılması üzerinde durulan hususlardan biri olmuştur. Bu doğrultuda gaz tedariki açısından üç ana koridor tanımlanmıştır. • Güney Koridoru: Avrupa Birliğinin Hazar Bölgesi, Orta Asya ve Orta Doğu bölgelerinden gaz temini ile tedarik kaynaklarını arttırma hedefine yönelik olarak tanımlanmıştır. • Baltık, Adriyatik, Ege Denizleri ile birlikte Karadeniz’in Bağlanması: Bu tanımlama özellikle aşağıdaki iki hedef projenin hayata geçirilmesi ile ilgilidir. • BEMIP (Baltic Energy Market Interconnection Plan)

57

• Avrupa'nın orta doğusunda ve güney doğu Avrupa’da yer alan Kuzey-Güney Koridoru • Batı Avrupa’da yer alacak Kuzey-Güney Koridoru: İçerideki kapasite darlıklarının giderilmesi ve kısa sürede temin olanaklarınının artırılması; bu çerçevede tüm alternatif dış kaynakların, Afrika’dan olanlar dahil olmak üzere, tümüyle kullanımı ve böylece mevcut alt yapının başta LNG terminalleri ve depolama tesisleri olmak üzere optimize edilmesi. Doğal gaz ithalatı açısından AB’nin Rusya’ya yüksek oranda bağımlılığı ve buna karşılık tedarik kaynaklarının çeşitlendirilmesi ihtiyacı uzun yıllardır dile getirilmekle birlikte, Rusya ile Almanya arasında Baltık Denizi altında inşa edilen ve North Stream olarak adlandırılan 48 inç çapında, iki paralel boru hattından ilki Kasım 2011’de devreye alınmıştır. İkinci boru hattı da büyük ölçüde tamamlanmış olup, 2012 yılında devreye alınacaktır. Yıllık 55 bcm kapasiteli proje ile ilgili olarak birçok üye ülke tarafından Rusya’ya olan bağımlılığı arttırması ve serbestleşme çabalarına sekte vuracağı argümanı dile getirilmekle birlikte, AB’nin artan doğal gaz ihtiyacı ve özellikle Ukrayna geçişli ana transit hattında sık sık yaşanan problemler karşısında Rusya’dan yeni tedarik ve transit koridorlarının arz güvenliği açısından gerekliliği karşı argumanlar olmuştur. AB’ye doğal gaz temini açısından Türkiye’yi ilgilendiren koridor, yukarıda tanımlanan Güney Koridoru olup, buna dair transit projeleri sonraki bölümde ele alınmaktadır.

AB’nin dış dünyaya ilişkin enerji politikası, doğal gaz iç pazarının oluşturulması ve etkinliği açısından büyük önem taşımaktadır. Avrupa Komisyonu 2020 yılına ait stratejileri bugün itibarı ile % 60 oranında ithalat bağımlısı olan AB gaz sektörünün bu bağımlılığı gelecekte daha da yükselecektir. Geçmiş deneyimler göstermiştir ki, üye ülkeler ile üçüncü taraf tedarikçiler ve transit ülkeler arasında kurulan ikili ilişkiler Avrupa Birliği’nde tedarik imkanları ve rekabeti güçlendirmekten daha çok iç pazar bütünlüğünün bozulmasına yol açmaktadır. Üye ülkeler, AB Parlamentosu ve AB vatandaşları, dış dünya ile enerji ilişkileri söz konusu olduğunda, AB’nin tek bir ses olarak konuşması gerektiği hususunu sık sık gündeme getirmişlerdir. 2020 yılına gelindiğinde, Avrupa’nın ilave gaz kaynakları ve transit koridorlara kavuşmuş olması ve komşu ülkelerin enerji piyasaları ve düzenleyici çerçevelerinin AB ile mümkün olduğunca entegre olması hedefleri Energy 2020 strateji belgelerinde ortaya koyulmuştur.

58

Avrupa Komisyonu 7 Eylül 2011 tarihli COM(2011)539 “The EU Energy Policy: Engaging with Partners Beyond Our Borders” belgesiyle, AB dışındaki ülkelerle enerji alanında kurulacak ilişkilerin temellerini ortaya koymuş ve buna ilişkin önceliklerin aşağıdaki gibi yer almasını önermiştir.: • Enerji iç pazarının harici dünyaya ilişkin yapısının inşa edilmesi • Emniyetli, sürdürülebilir ve rekabetçi enerji piyasasına yönelik işbirliğinin güçlendirilmesi • Gelişmekte olan ülkeler için sürdürülebilir enerjiye erişim imkanlarının geliştirilmesi • AB politikalarının AB dışındaki ülkelerde daha iyi tanıtımı. Üye ülkeler ile üçüncü ülkeler arasında enerji alanında yapılacak Hükümetlerarası Anlaşmalar için bilgi alış-verişine dair mekanizmalar kurulması Komisyon tarafından önerilmekte olup, bu alanda üye ülkelere desteğini sunmaya hazır olduğunu ifade etmektedir (NABUCCO projesine dair Hükümetlerarası Anlaşma buna bir örnek olarak ortaya konmaktadır). Yakın geçmişte Avrupa Konseyi’nin, Azerbaycan ile Türkmenistan arasında, Hazar geçişli bir gaz boru hattı inşa edilebilmesi için, hukuksal bir çerçeve oluşturmaya yönelik bir anlaşma için görüşmelerde bulunmak üzere Komisyon’a talimat vermiş olması da AB’nin enerji güvenliğini sağlama adına birlik seviyesinde aldığı aksiyonlara diğer bir örnek oluşturmaktadır. Bu çerçevedeki geleceğe dair aksiyon planının temel unsurları:

• Üye ülkelerin üçüncü ülkelerle yaptıkları ikili anlaşmalar konusunda şeffaflığın ve bilgi alış verişinin artırılması için mekanizmalar oluşturulması, • AB’nin temel hedeflerine ulaşılması açısından nerede gerekli ise üçüncü ülkeler ile AB düzeyinde; örneğin çok büyük ölçekli alt yapı projeler için, görüşmelerde bulunulması olarak ortaya konmuştur. Doğal gaz ithalatı açısından “Üçüncü Gaz Koridoru” en öncelikli alt yapı hedefleri arasında olup, 2020 yılına gelindiğinde AB’nin gaz talebinin %10 ila %20’sinin bu koridordan temin edilmesi öngörülmektedir. Rusya’nın geçtiğimiz yıllarda gündeme getirerek ilgili ülkeler olan Bulgaristan, Romanya, Yunanistan, Sırbistan, Macaristan ve Avusturya ile prensip anlaşmasına vardığı “South Stream” projesi bu koridora dair önemli projelerden olmakla birlikte, kaynak çeşitliliğinin sağlanması ve Rusya’ya bağımlılığın azaltılması AB’nin üzerinde durduğu konular arasındadır. Bu doğrultuda başta Azerbaycan, Türkmenistan ve Irak olmak üzere, Orta Doğu ve Orta Asya ülkeleri ile uzun dönemli politik ve ekonomik ilişkiler kurma yönündeki iradesini deklare etmiştir. Güney Koridoru ile ilgili olarak Türkmenistan, Azerbaycan ve AB arasında bir boru hattının kurulması, (TransCaspian Gas Transmission and Infrastructure) bu sayede Türkmen gazının da Avrupa’ya (Rusya koridorundan farklı bir koridor olmak üzere) transit akışı, üzerinde en çok durulan konulardan biridir.

59

Türkiye ve Ukrayna’nın AB’ye gaz transiti açısından iki kilit ülke olarak yer aldığı ifade edilmektedir. Türkiye’nin yakın gelecekte AB için gaz ticaret merkezi ve transit ülke olma potansiyeli vurgulanmaktadır. AB ile üyelik müzakereleri kapsamında Enerji Faslı’nın açılması ve Türkiye’nin Energy Community Treaty’ye üye olması (halihazırda gözlemci konumundadır) Komisyon’un üzerinde durduğu konulardandır. Türkiye’nin konuya yönelik yaklaşımı ise, bu üyeliğin AB üyelik müzakereleri sürecinde halihazırda tarama süreci başarılı geçen Enerji Faslı’nın açılması kaydıyla Türkiye’nin Energy Community Treaty’ye üye olabileceği yönündedir. Bununla birlikte bu faslın açılması Kıbrıs Rum Yönetimi tarafından bloke edilmekte olup, buna neden olarak da Türk tarafının Rum Yönetimini Doğu Akdeniz’de petrol ve doğal gaz arama çalışmalarına engel çıkarması olarak gösterilmektedir.27 Ukrayna ise halihazırda AB sınırlarına giren gazın yaklaşık % 20’sinin bu ülkeden transit geçişiyle özel bir konumdadır. Oldukça eskiyen gaz iletim hatlarının elden geçmesi, yenilenmesi konularında Ukrayna’ya destek verilmesiyle birlikte, bu ülkenin gaz transit düzenlemelerinin de ele alınması ve şeffaflığın sağlanması üzerinde durulmaktadır. Komşu coğrafyada yer alan ülkelerle, “Energy Community Treaty” ve “Energy Charter Treaty” çerçevesi altında ilişkilerin sağlanması da ana hedefler arasındadır. Energy Community Treaty, Güney Doğu Avrupa’da AB üyesi olmayan ülkelerin de AB enerji müktesebatına paralel tek bir düzenleme altında enerji ticaretnin yapılmasını hedeflemektedir. Üye ülkelerin dış dünya ile kuracağı ilişkiler, geliştirecekleri stratejiler için bir koordinasyon ve destek alt yapısı oluşturmak üzere Uluslararası Enerji İşbirliği Strateji Grubu (Strategic Group for International Energy Cooperation) kurulması da Komisyon tarafından karar altına alınmıştır.

2.3 Türkiye geçişli transit projeler, türkiye’nin enerji terminali olma vizyonu Türkiye coğrafi olarak enerji kaynakları bakımından zengin Doğu ile enerji tüketen Batı arasında yer almaktadır. Örneğin dünyada kanıtlanmış doğal gaz rezervlerinin yalnızca %2’sine sahip olan AB ülkeleri, küresel doğal gaz tüketiminin %17’sini gerçekleştirmektedirler. Buna karşılık Türkiye’nin yakın komşuları niteliğindeki İran, Rusya, Azerbaycan, Türkmenistan, Özbekistan ve Kazakistan’ın kanıtlanmış doğal gaz rezervleri dünya rezervlerinin %47’sine ulaşmaktadır.28 Bu konumu Türkiye’ye enerji alanında bir köprü rolü oynamasına olanak vermektedir. Nitekim Türkiye de bu avantajlı konumunun bilincinde olarak bölgesel bir enerji merkezi olmak amacına yönelik bir politika yürütmektedir. Bu politikanın temel ekseni ise boru hatlarının geliştirilmesi suretiyle Türkiye’nin petrol ve doğal gazda bir enerji terminali olmasıdır. Konu doğal gaz özelinde ele alındığında, AB açısından Türkiye’nin jeostratejik konumu büyük önem taşımakta olup, yukarıda da değinildiği üzere AB’nin komşu coğrafyadaki ülkelerle doğal gaz alanına dair ilişkilerinde kilit rolü bulunmakta ve strateji hedeflerinde Türkiye ile ilişkiler özel olarak yer almaktadır. Her ne kadar Türkiye’nin AB’ye üyeliğine dair bir perspektif ve çok yavaş da olsa yürüyen bir süreç var ise de, üyeliğin gerçekleşip gerçekleşmeyeceğine dair kuşkular veya gerçekleşse dahi bunun uzun bir dönem gerektireceği realitesi, gerek AB gerekse Türkiye açısından doğal gaz alanına ilişkin ilişkilerde kendi çıkarları açısından özel politikalar ve strateji geliştirme ihtiyacını doğurmaktadır. AB için alternatif gaz tedarik kaynakları ile alternatif güzergahların oluşturulması adına, yukarıda detaylı olarak değinildiği üzere Güney Gaz Koridoru ve bu çerçevede Türkiye’nin konumu büyük önem taşımaktadır.

27. Bkz Problems and Prospects For the Fourth Corridor: The Positions and Role of Turkey in Gas Transit to Europe , Oxford Institute for Energy Studies 28. Bkz BP Statistical Review of World Energy Full Report 2011 60

2.3.1 Transit projelerine ilişkin yaşanan gelişmeler ve son durum
Türkiye üzerinden AB coğrafyasına gaz naklini hedefleyen projeler, özünde Azerbaycan, İran, Türkmenistan ve Irak’taki zengin doğal gaz kaynaklarının kullanımını esas almıştır. Zaman içinde bu ülkelerin uluslararası arenadaki ilişkileri, Hazar Denizi’nin statüsündeki belirsizlikler, ülkelerin yabancı sermaye yatırımları için ortaya koydukları mevzuat ve yatırımcı şirketlerin yatırım kararları almaları için değişik fizibilite senaryoları projelerde sık sık revizyonlar gerektirmiş olup, projelerin geleceğine dair belirsizlik ortamı henüz ortadan kalkmış değildir. Projeler için Azerbaycan’nın Şahdeniz II. Faz yatırımı sonrasında 2017 yılı itibarı ile üretilmesi öngörülen yaklaşık 16 bcm yıllık ilave kapasite tüm bu projeler için bir somut veri oluşturmuştur. Aslında potansiyeli en yüksek olan İran seçeneği, uluslararası arenada yaşanan İran ile ilgili problemler sonrasında gündemden düşmüş ve Irak seçeneği öne çıkmıştır. Uluslararası platformda uzun yıllardan beri gündemde olan ve yukarıda değinildiği üzere AB’nin Güney Gaz Koridoru tanımlaması altında toplanabilecek transit boru hattı projeleri ile ilgili yaşanan gelişmeler ve gelinen son durum aşağıda özetlenmektedir.

sağlayıp, yatırımlarını gerçeklestirmesi amacı ile 2005 yılında Ortak Girişim Anlaşmasının imzalanmasını müteakip söz konusu şirketin Nabucco Gas Pipeline International GmbH (NIC) isimli şirkete dönüşümü kabul edilmiştir. Bununla birlikte, her transit ülkede boru hattının yapımı işletmesi ile bakımı ve idamesinden sorumlu olan Nabucco Ulusal Şirketleri (NNC) kurulmuştur. Türkiye’de kurulan NNC sirketi 18 Haziran 2010 tarihinde faaliyete geçmiştir.29 NIC yapılanması içinde 5 ülkenin gaz iletim şirketleri dışında Almanya kökenli RWE de 2008 yılında yeni bir ortak olarak yer almış olup, her ortağın eşit (%16,6) hissesi bulunmaktadır. Hattın uzunluğu yaklaşık 3.800 km olup, 56 inç çap ve 31 bcm yıllık maksimum taşıma kapasitesi öngörülmüştür. Transit hattın arz kaynağı olarak başlangıç döneminde Azerbaycan (Şahdeniz Faz II) ile birlikte İran seçeneği düşünülmüş ise de yukarıda değinildiği üzere bugün itibarı ile Irak potansiyel arz kaynağı olarak görülmektedir. Konuyla bağlantılı olarak diğerlerinin yanı sıra NABUCCO projesi ortaklarından OMV, MOL ve RWE şirketlerinin Kuzey Irak Özerk Yönetimi ile yaptığı doğal gaz üretimine dair anlaşmaların, sonraki süreçte geçerli addedilmediğinin Merkezi Yönetim tarafından deklare edilmesi, yakın gelecek açısından, sadece Azerbaycan Şahdeniz II Fazına dair 16 bcm’lik ilave kapasitesi 2017 yılı itibarı ile görünür arz kaynağı potansiyeli konumuna sokmakta, hattın kalan kapasitesinin (muhtemelen Irak’ta üretilecek gaz ile) ne zaman tam olarak kullanılabileceğine dair belirsizlik bulunmaktadır.

NABUCCO Transit Boru Hattı Projesi
NABUCCO, Türkiye’nin Gürcistan sınırından başlayarak Bulgaristan-Romanya-Macaristan üzerinden Avusturya’nın Baumgarten doğal gaz dağıtım merkezine ulaşan bir transit hat olarak adı geçen 5 ülke tarafından planlanmıştır. Bu kapsamda, 2004 yılında merkezi Viyana’da “Nabucco Company Study Pipeline GmbH” Şirketi kurulmustur. Proje geliştirme sürecinde gelinen aşama göz önünde bulundurularak projenin finansmanını

29. Bkz BOTAŞ 2010 Yılı Faaliyet Raporu

61

NIC tarafından hattın kurulumu, işletilmesi ve kapasitenin yüzde ellisinin üçüncü taraf erişimine açılmayıp doğrudan NIC ortakları tarafından kullanılabilmesine dair üye ülkeler nezdinde muafiyetlerin alınması, konuya ilişkin Hükümetlerarası Anlaşmanın 2009 yılında imzalanması, akabinde proje açısından katedilen önemli gelişmelerdir. 2010 yılında meclis onayı ve ilgili kanunun yürürlüğe girmesi, 8 Haziran 2011’de Proje Destek Anlaşmasının (Project Support Agreement) imzalanması, Türkiye’de konuya ilişkin olarak yaşanan diğer gelişmeler olmuştur. Diğer taraftan NABUCCO Şebeke Yönetmeliği, Standart Taşıma Sözleşmesi ve Taşıma Tarife’sine ilişkin dokümanların son şekline getirilmesi, düzenleyici kurumlarca bunların onaylanma süreçleri tamamlanma aşamasına gelmekle birlikte, piyasadan talep toplama ve kapasite rezervasyonlarını belirlemeye yönelik “Open Season” süreci, şu durumda arz kaynağı olarak belirleyici durumda olan Şahdeniz Konsorsiyumunun kararının (NABUCCO lehine) ortaya koyulmaması nedeniyle başlatılamamıştır. Hatta aşağıda değinildiği üzere Türkiye ve Azerbaycan arasında Şahdeniz II. Faz kapsamında üretilecek gazın bir kısmının Türkiye içinde kullanılması, bir kısmının da Yunanistan ve Bulgaristan sınırlarından Avrupa’ya transit edilmesine dair Türkiye ve Azerbaycan arasında Hükümetlerarası Anlaşmanın 25 Ekim 2011’de imzalanması; transit konusunda diğer bir alternatif olarak Anadolu’yu baştan başa kat edecek yeni bir hattın inşasını ele alan Mutabakat Zaptının 26 Aralık 2011’de imzalanması, NABUCCO projesinin başlangıç noktasının değişmesi ve projenin Gürcistan sınırı yerine Bulgaristan sınırından başlaması olasılığını beraberinde getirmiştir. Konuya ilişkin dikkat çeken diğer bir husus ise, Şahdeniz ortaklarından BP’nin 2011 Eylül sonunda ortaya çıkardığı güzergah ve alt yapıya ilişkin alternatif düşünce olmuştur. SEEP (South East European Pipeline) olarak adlandırılan bu alternatif, Şahdeniz II gazının Bulgaristan’dan itibaren Bulgaristan, Romanya ve Macaristanda’ki mevcut alt yapının mümkün derecede kullanılarak Orta Avrupa’ya sevkiyatını öngörmekte ve NABUCCO projesinden farklı bir konsept ortaya koymaktadır.

ITGI – Türkiye – Yunanistan – İtalya Boru hattı Projesi (Interconnector Turkey – Greece – Italy) Azerbaycan’da veya diğer çevre kaynaklarda üretilen doğal gazın Türkiye, Yunanistan bağlantısı ile İtalya’ya uzanan bir boru hattı ile pazara sunmayı hedefleyen projeye dair ilk çalışmalar 2001 yılında başlatılmış olup, Türkiye – Yunanistan arasında ihracat (reexport) anlaşması doğrultusunda gerçekleştirilen bağlantı projeye dair katedilen ilk adım olarak değerlendirilebilir. Yıllık maksimum 12 bcm’lik bir kapasite öngören projeye dair Hükümetlerarası anlaşma 2007 yılında imzalanmakla birlikte, Türkiye tarafında henüz meclis onayından geçmiş değildir. Projede yer alan şirketler olan BOTAŞ, DEPA (Yunanistan) ve EDISON (İtalya) arasında imzalanan çeşitli dokümanların ardından, Projenin yürütülmesine dair esasları belirleyen bir Anlaşma Memorandumu (Memorandum of Agreement-MoU) 17 Haziran 2010 tarihinde imzalanmakla birlikte (Bkz BOTAŞ 2010 Sektör Raporu), daha sonraki süreçte bir gelişme yaşanmamıştır. Şahdeniz II. Faz üretiminin sevkine dair verilecek karar bu proje için de belirleyici olacaktır. TAP – Trans Adriyatik Boru Hattı Projesi (Trans Adriatic Pipeline Project) Bu Proje de, Azeri gazı başta olmak üzere bölgede üretilen gazın uluslararası pazarlara nakledilmesine yönelik olup, ITGI’dan farklı olarak Yunanistan’dan sonra İtalya bağlantısını Arnavutluk üzerinden gerçekleştirmeyi hedeflemekte ve İsviçre gibi bazı orta Avrupa ülkelerine de branşman alınmasını öngörmektedir. Projeye ilişkin mühendislik çalışmaları İsviçreli EGL tarafından başlatılmıştır. Projede EGL firması ile birlikte Norveç’li Statoilhydro ve E-ON ortaklık şeklinde yer almaktadır. Bu proje de ITGI gibi Türkiyede’ki mevcut şebeke alt yapısının (kapasite artırmak suretiyle) kullanılmasını öngörmekte olup, maksimum kapasite 20 bcm olarak hedeflenmektedir.

62

AB’nin Güney Koridoru olarak tanımladığı kapsam içinde düşünülebilecek veya dördüncü gaz koridoru (Rusya, Norveç ve Kuzey Afrika’ya ilaveten Rusya’yı by pass eden yeni bir temin koridoru) olarak da referans verilen yukarıdaki üç proje de yakın geleceğe dair projeksiyon ele alındığında, Şahdeniz II. Faz kapsamında üretilecek doğal gaza endeksli konumda olmuştur. Nitekim, Şahdeniz Konsorsiyumu ile bu üç projenin muhatapları arasında yakın geçmişte yoğun görüşmeler yaşanmış ve konsorsiyumun bu konuda bir tercihte bulunması beklenmiştir. Zira sözü edilen Azeri gazı tek başına ele alındığında bu üç projeden sadece birinin rantabl olarak hayatiyet kazanmasına imkan vermektedir. Türkiye’nin konuya yaklaşımı ise, herhangi bir projeden yana tavır almak yerine, konuya ilişkin kararın, üretilecek gazın sahibi konumunda bulunan Şahdeniz Konsorsiyumu’nun gazı satacakları tarafla ilgili karara göre belirlenmesi yönünde olmuştur. Geçtiğimiz aylarda ise konuyla ilgili çok önemli gelişmeler yaşanmıştır. BOTAŞ ile Azerbaycan Devlet Petrol Sirketi SOCAR arasında 07 Haziran 2010 tarihinde imzalanan Mutabakat Zaptı ile Azerbaycan Şahdeniz Faz-I sahasından doğal gaz ithaline ilişkin 12 Mart 2001 tarihli Doğal Gaz Alım Satım Anlaşması’na ilaveten BOTAS ile Şahdeniz Konsorsiyumu arasında imzalanacak bir alım satım anlaşması ile Azerbaycan Şahdeniz Faz-II sahasından ülkemize doğal gaz ithalatı hususunda mutabık kalınmış ve bu çerçevede, BOTAŞ ile Şahdeniz Faz II Konsorsiyumu arasında görüşmelere başlanmıştıı.30 Bu görüşmeler geçtiğimiz Ekim ayı itibarı ile sonuçlandırılmış, Şahdeniz II Faz üretimine ilişkin 6 bcm gazın Türkiye’de tüketilmesi, 10 bcm gazın ise BOTAŞ İletim Şebekesi üzerinden Bulgaristan, Yunanistan ve Avrupa kıtasına transiti ile ilgili hükümleri içeren bir Çerçeve Anlaşması konusunda mutabakata varılmış ve buna dair Türkiye ve Azerbaycan

Hükümetleri arasında Hükümetlerarası Anlaşma imzalanmıştır. Bu anlaşmanın ülke meclislerinde onay sürecine girmesi beklenirken, Azeri SOCAR Şirketinin başkanı Rövnag Abdullayev 2011 Kasım ayında İstanbulda gerçekleştirilen Atlantik Konseyi Karadeniz Enerji ve Ekonomik Forumu’ndaki konuşmasında, gazın Türkiye üzerinden transitine ilişkin başka bir alternatifi gündeme getirmiş, Gürcistan sınırından başlayarak Bulgaristan ve Yunanistan sınırlarına kadar komple yeni bir doğal gaz boru hattının tesisinin (Trans Anatolian Pipeline – TANAP) de söz konusu olabileceğini, buna dair çalışmaların (başta güzergah tespiti olmak üzere) başlatılacağını ve 2012 yılı Haziran ayına kadar bu çalışmaların tamamlanmasının hedeflendiğini bildirmiştir. Devam eden süreçte, 26 Aralık 2011 tarihinde söz konusu transit hattın yapımına ilişkin Türkiye Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı ve Azerbaycan Sanayi ve Enerji Bakanlığı arasında bir mutabakt zaptı imzalanmıştır. Mutabakat zaptı uyarınca, projenin %20 hissesinin BOTAŞ – TPAO konsorsiyumuna, %80 hissesinin ise SOCAR firmasına ait olacağı açıklanmıştır.
Türkiye’nin (henüz) taraf konumunda bulunmadığı, öngördüğü yıllık maksimum 63 bcm’lik miktar ile önemli projeler arasında yer alan Rusya’nın Güney Akım (South Stream) projesi ile ilgili çok önemli bir gelişme 2011 yılının son günlerinde yaşanmıştır. Rus gazının güney koridorundan Avrupa’ya transiti için Ukrayna güzergahını devreden çıkarmayı öngören projenin yüksek maliyeti (tahmini 15 Milyar Euro) ve Karadeniz’deki güzergah tespiti, görülen önemli problemler arasında yer almaktaydı. Türkiye ile Rusya arasında mevcut doğal gaz kontratları ile birlikte Güney Akım boru hattının Karadeniz’de Türk karasularından geçebilmesi hususu da 2011 yılı sonlarında ele alınmış ve Türk tarafının bu konuda mutabakat vermesiyle, adı geçen proje açısından çok önemli bir aşama kaydedilmiştir.

30. Bkz BOTAŞ 2010 Yılı Sektör Raporu 63

Mısır ve Suriye gazını Türkiye’ye ve Türkiye üzerinden Avrupa’ya ulaştırmayı amaçlayan Arap Gaz Boru Hattı Projesi kapsamında Maşrek ülkeleriyle de işbirliği yapılmaktadır. Mısır Al-Arish’den başlayan söz konusu hattın Suriye’nin merkezî bölümünde yer alan Rayan’a kadar olan bölümü tamamlanmış olup, Mısır gazı Suriye’ye ulaşmış durumdadır. Mısır gazının ülkemize geliş tarihi belirsizligini korurken, 2009 yılında Suriye ile Türkiye ve Suriye’nin doğal gaz boru hattı sistemlerinin birleştirilmesi, transit gaz taşımacılığı ve Suriye’ye gaz satışı hususlarında çalışmalar başlatılmıştır. İki ülkenin ilgili bakanlıkları arasında 20 Ağustos 2009 ve 23 Aralık 2009 tarihlerinde iki MOU imzalanmıştır.31 Fakat geçen süre içinde gerek Mısır’daki gaz üretim potansiyelinin LNG dönüşümü yönünde kullanılması, gerekse iki ülkede yaşanan politik gelişmeler dikkate alındığında, bu projeye ilişkin yakın gelecekte olumlu bir gelişme beklenmemektedir.

2.3.2 Türkiye’nin enerji terminali olma vizyonu

Günümüzde, en kritik enerji kaynakları olarak değerlendirebileceğimiz petrol ve doğal gaz kaynaklarının en zengin olarak Türkiye’nin yakın coğrafyasında yer aldığı, dünyadaki en büyük gaz ithalatçısı konumundaki AB’ye doğal gazın Hazar bölgesi ve Ortadoğu ülkelerindeki üretim alanlarından boru hatlarıyla iletiminde en elverişli güzergahların Türkiye üzerinden geçişi öngören güzergahlar olduğu dikkate alındığında, uluslararası enerji arenasında Türkiye’nin rolünün önem taşıdığı alan olarak doğal gaz sektörü öne çıkmaktadır.

Şekil 11: Potansiyel Gaz Kaynakları (‘000 bcm)

Norveç 2

Rusya 44,8

Di er LNG 10,7

Azerbaycan 1,3 Cezayir 4,5 Libya 1,5

Türkmenistan 8

Irak

3,2

ran 29,6

Katar 25,3

Nijerya 5, 3

Kaynak: BP Statistical Review 2011 31. Bkz BOTAŞ 2010 Yılı Faaliyet raporu 64

Türkiye’nin zengin doğu kaynakları ile büyük tüketici batı arasında bir enerji köprüsü olma vizyonu Türkiye’nin bu sektörle tanışmasıyla birlikte oluşmuştur. Sektörün Türkiye’deki mazisi, üretici konumda olmayan Türkiye’ye ilk doğal gaz ithalatının Rusya’dan 1987 yılında başlamış olmasıyla çok yenidir. Bununla birlikte 1990’lı yılların başından itibaren, Avrupa’ya gaz sevkiyatına dair projelerle ilgili çalışmalar başlamış, bunun ilk örneği olarak, Katar’ın zengin doğal gaz potansiyelinin aradaki Arap ülkeleriyle birlikte Türkiye’den geçecek boru hatlarıyla Avrupa’ya ulaştırılması konusunda iki ülkenin gaz şirketleri arasında yoğun görüşmeler yapılmıştır. Fakat, bilindiği üzere Katar’ın tercihi Avrupa ve dünya piyasalarına doğal gaz ihracatı için LNG tesisleri kurmaktan yana olmuştur. Yine Irak’taki doğal gaz potansiyelinin Türkiye ve Avrupa pazarına ulaştırılmasına yönelik çalışmalar da oldukça eskiye dayanmakla birlikte, bu ülkenin uzun yıllardır süregelen istikrarsız konumu, teknik anlamda en kolay hayata geçirilebilir niteliği olan Irak projelerinin gerçekleşmesine imkan vermemiştir. 1990’lı yılların ortasından itibaren başlayan süreçte, ise Türkiye’nin artan gaz ihtiyacının tek kaynağa (Rusya) bağımlı kalmayacak şekilde karşılanması öne çıkan hedef olmuş, bu bağlamda Türkmenistan ile 1998 yılında, İran ile 1996 yılında ve Azerbaycan ile 2001 yılında doğal gaz alım anlaşmaları imzalanmıştır. Bunlardan İran ve Azeri taraflarıyla yapılan anlaşmalar fiiliyata geçmiş, Türkmenistan ile yapılan ve plato döneminde yıllık 16 bcm miktar öngören anlaşmanın fiiliyata geçmesi sağlanamamıştır. Türkmenistan’dan Türkiye’ye sevkiyat için düşünülebilecek iki güzergahtan, Hazar geçişine dair hukuki problemin ortadan kalkmamış oluşu, diğer uygun seçenek olabilecek İran üzerinden Türkiye’ye sevkiyatın ise ABD’nin bu ülkeye olan ekonomik yaptırımları nedeniyle seçenek olarak ortaya konamaması, bu projeye ilişkin gelişme sağlanamamasında öne çıkan nedenler olmuştur. Yukarıda değinildiği üzere en azından Türkmenistan ile Azerbaycan arasında

Hazar geçişli bir boru hattının inşaasının önünü açacak şekilde bu denizin hukuki statüsünün belirlenmesinde, kıyısı olan ülkelerce konsensüs sağlanmasına yönelik çabalar AB tarafından devam ettirilmekle birlikte, böyle bir bağlantının gerçekleşmesinde çıkarı olmayıp tersine olumsuz etkilenmesi daha muhtemel olan İran ve Rusya’nın böyle bir konsensüse varması da zor görünmektedir. Azerbaycan ve Türkmenistan arasında bir ikili mutabakat sağlanarak, iki ülkenin Hazar Denizi’ndeki üretim sahalarının birbirine bağlanması üzerinde durulan bir seçenek32 konumundadır. Gerek Türkiye’nin gaz arzı ihtiyacının karşılanması, gerekse AB’ye gaz sevkiyatı açısından önemli bir enstruman durumundaki 16 bcm’lik anlaşmanın geleceği belirsizliğini korumaktadır. Türkmen tarafının konuya yaklaşımı ise kendi sınırları ötesinde aktif bir durumda yer almamak şeklinde olmuş, hatta son derece önemli bir konu olan Hazar Denizi’nin kıyı ülkelerce kullanımına dair statütüsünün belirlenmesinde pasif bir tutum takınmıştır. İran’ın doğal gaz rezervleri açısından Rusya’dan sonra en zengin ülke olması; bu ülkede yabancı sermaye yatırımları açısından teşvik edici bir atmosfer olmaması, ABD ile ilişkilerdeki gerginlikler sonucu ülkeye uygulanan yaptırımlar gibi olumsuz unsurlara rağmen, İran ile doğal gaz alanında işbirliği çabalarının Türkiye dahil birçok ülke ve enerji şirketleri tarafından sürdürülmesine yol açmaktadır.

32. Bkz Problems and Prospects For the Fourth Corridor: The Positions and Role of Turkey in Gas Transit to Europe , Oxford Institute for Energy Studies 65

2007 yılı Mayıs ayında Türkiye ile İran arasında bir Mutabakat Zaptı imzalanmış, Türkiye’nin İran’ın Güney Pars gaz sahalarındaki üç blokta 3,5 milyar dolarlık yatırım yapması, yıllık 30 bcm İran/Türkmen gazının Türkiye üzerinden Avrupa’ya iletimi gibi hedefler konmuştur. TPAO tarafından üretim konusuna ilişkin görüşmeler yürütülmekle birlikte istenilen gelişme sağlananamamış, geldiğimiz noktada ise, İran’ın nükleer programı nedeniyle uluslararası platformda başta ABD olmak üzere oluşan karşı tutum ve yaptırımlar nedeniyle bir ilerleme olamamıştır. Keza, İsviçreli EGL firması da 2008 yılında İran Milli Doğal Gaz İhracat Şirketi (NIGEC) ile yıllık 5,5 bcm gazın TAP vasıtasıyla Avrupa’ya sevk edilebilmesi için bir alım anlaşması yapmıştır. Hatta, SOM (İran tarafı) ve TURANG Türkiye tarafı) adlı şirketler İran’da üretilecek doğal gazın sevkiyatı için Türkiye üzerinden Almanya’ya dek uzanacak bir transit hattın yapımına talip olmuştur. Ancak gelinen noktada, başta NABUCCO olmak üzere BOTAŞ’ın içinde yer aldığı transit projelerinde İran’ın yakın gelecek açısından bir arz kaynağı olarak senaryolara dahil edilmemesi sonucu ortaya çıkmıştır. AB’ye Türkiye üzerinden gaz sevkiyatı açısından en uygun coğrafik yerleşimde yer alan ve zengin doğal gaz kaynaklarının bulunduğu bu üç ülke (İran, Irak ve Türkmenistan) ile ilgili belirsiz ortamın sona ermesi ve bu ülkelerin Türkiye ile birlikte AB’ye gaz ihracını sağlayacak üretim ve iletim alt yapılarına sahip olmaları yakın gelecekte mümkün görülmemekte, Azeri gazının ise yukarıda sözü edildiği üzere yıllık 10 bcm miktarının 2017 yılından itibaren Türkiye üzerinden Avrupa’ya transit edilmesi (muhtemelen 2012 yılı ortasından önce hangi proje veya alt yapı seçeneğinin kullanılacağı belli olmak suretiyle) tek somut gelişme olarak ortaya çıkmaktadır. Azeri ve potansiyel olarak Türkmen gazının AB’ye sevk edilmesine dair Türkiye dışında başka güzergahların kullanılmasını öneren proje çalışmaları da bulunmaktadır.

Bunlardan biri White Stream olarak anılan ve Gürcistan ile Romanya arasında Karadeniz altına boru hattı inşasını öngören, diğeri ise kısaca AGRI olarak refere edilen (Azerbaijan Georgia Romania Interconnector) ve Azeri gazının Gürcistan’da kurulacak sıvılaştırma tesisinden gemilerle Romanya’ya nakledilmesini ve burada tekrar gazlaştırılmasını öngören projelerdir. Her iki proje de gerek maliyet gerek kapasite-fizibilite açısından Türkiye güzergahının kullanılmasına göre bir avantaj ortaya koyamamaktadır. Diğer taraftan, Irak ve İran potansiyeli ele alındığında Hazar ve Ortadoğu bölgelerindeki zengin doğal gaz kaynaklarının boru hatları ile AB’ye ulaştırılmasında Türkiye güzergahının kullanılması dışında önemli bir seçenek ortaya çıkmış değildir. Konu AB açısından ele alındığında, birlik genelinde LNG Terminalleri yatırımları büyük artış kaydetmekle birlikte Japonya’da 2010 yılındaki deprem felaketi sonrasında yaşanan nükleer facianın, özellikle bu ülkenin elektrik üretimi için LNG tedariğini önemli oranda artırmasına yol açması başta olmak üzere diğer etmenlerin LNG fiyatlarını yükseltmesi, AB’de kurulu bulunan LNG terminallerinin gerek kapasite, gerekse fiyat anlamında boru hattı projeleri ile ithal edilecek gaz karşısında bir seçenek olarak yer almasını mümkün kılmamaktadır. Rusya artan gaz ihtiyacının karşılanmasında en güvenilir kaynak olarak durmakla birlikte, bu ülkeye gaz ithalatı bağlamında aşırı bağımlılık oluşmaması ve alternatif tedarik kaynaklarının devreye konulması stratejisi, Orta Doğu ve Hazar Bölgesi ülkelerindeki zengin doğal gaz kaynaklarının batıya transfer edilmesi AB açısından kaçınılmaz bir hedef olarak ortaya çıkmaktadır.

66

Sözü edilen ülkeler açısından AB pazarı dışında boru hattı projeleri ile erişebilecekleri pazarlar düşünüldüğünde Çin, Hindistan ve Rusya gibi ülkeler gündeme gelmekle birlikte, AB pazarı, gerek şeffaflık, gerek politik stabilite ve güvenilirlik ve gerekse fiyatlar açısından cazip konumunu her zaman koruyacaktır. elektrik üretimi için LNG tedariğini önemli oranda artırmasına yol açması başta olmak üzere diğer etmenlerin LNG fiyatlarını yükseltmesi, AB’de kurulu bulunan LNG terminallerinin gerek kapasite, gerekse fiyat anlamında boru hattı projeleri ile ithal edilecek gaz karşısında bir seçenek olarak yer almasını mümkün kılmamaktadır. Rusya artan gaz ihtiyacının karşılanmasında en güvenilir kaynak olarak durmakla birlikte, bu ülkeye gaz ithalatı bağlamında aşırı bağımlılık oluşmaması ve alternatif tedarik kaynaklarının devreye konulması stratejisi, Orta Doğu ve Hazar Bölgesi ülkelerindeki zengin doğal gaz kaynaklarının batıya transfer edilmesi AB açısından kaçınılmaz bir hedef olarak ortaya çıkmaktadır. Sözü edilen ülkeler açısından AB pazarı dışında boru hattı projeleri ile erişebilecekleri pazarlar düşünüldüğünde Çin, Hindistan ve Rusya gibi ülkeler gündeme gelmekle birlikte, AB pazarı, gerek şeffaflık, gerek politik stabilite ve güvenilirlik ve gerekse fiyatlar açısından cazip konumunu her zaman koruyacaktır. Bu realite karşısında, Türkiye’nin sahip olduğu bu jeostratejik avantajı nasıl kullanacağı hep gündem konusu olmuştur. AB tarafından yapılan değerlendirmelerde, Türkiye’nin üyelik müzakerelerinde enerji faslının açılması önünde müktesebat uyumu açısından büyük bir engel görülmemekle birlikte, “Gaz Transit” özelinde Türkiye’nin AB müktesebatına uyum göstermediği; realitede ise buna ilişkin bir düzenlemesinin de bulunmadığı üzerinde durulan ana konu olmuştur.

Türkiye içinde konuya ilgili tarafların değerlendirmelerinde hep farklılıklar görülmüş, tamamen şeffaf ve AB müktesebatı ile uyumlu bir Transit mevzuatının yer alması gereğini savunanların yanı sıra, böyle bir düzenlemenin Türkiye’nin çıkarlarına aykırı olacağı, Türkiye’nin doğal gaz ticaretinde etkin bir aktör olarak yer alması şansını yok edeceği yönünde yaklaşım sergileyenler olmaktadır. Transit konusunda düzenleyici çerçevenin hazırlanması Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığının yetkisinde olup, henüz konuya ilişkin net bir politika oluşturulmamış, transit projelerin Türkiye açısından yasal alt yapıları Hükümetlerarası Anlaşmalara konulan maddeler ile oluşturulmuştur. Türkiye’nin Avrupa’ya gaz sevkiyatında ticari bir aktör olarak etkin olma isteğini dile getiren kimi irade beyanlarına AB Kuruluşları ve Azerbaycan tarafından temkinli bir yaklaşım sergilenmiş ve hatta Türkiye’nin bu yaklaşımının Rusya’nın mevcut tutumu ile analoji oluşturduğu öne sürülmüştür. Oysa ki yerli üretim gazının çok cüzi miktarda gerçekleştiği Türkiye’nin Rusya’ya benzer bir hakim güç elde etme olanağı olmadığı aşikardır. Türkiye’deki kimi çevrelerce savunulagelen, Türkiye’nin coğrafik avantajını ortaya koyarak yakın coğrafyadaki gaz kaynaklarını uzun vadeli alım kontratları ve tercihen ihracat (reexport) serbestisi ile Türkiye havuzuna toplamak ve uygun bir kar marjı ile Avrupa’ya gaz ihracatında bulunma stratejisi başta AB olmak üzere ilgili muhataplarca benimsenmemektedir ve bu stratejiye karşı stratejilerin de hemen oluşturulabileceği yaşanan örneklerle görülmektedir.

67

Azeri gazının Türkiye güzergahı üzerinden Avrupa’ya sevk edilmesi yerine komşu Rusya tarafından satın alınabileceği seçeneği 2008 yılında, GAZPROM’un Azeri gazını pazar fiyatları üzerinden (Avrupa’daki cari fiyatların Rusya – Azerbaycan sınırındaki netback edilmişi) satın almaya hazır olduğu deklarasyonu üzerine masada yer almıştır. Böyle bir seçeneğin Azeri gazı üretiminde yer alan Konsorsiyum’un elinde olması, Türkiye’nin Azeri gazını AB ülkelerine kendisi tarafından pazarlanması gibi kimilerince savunulan strateji için hareket alanını oldukça daraltmıştır. Türkiye için gaz ticaret merkezi (gas trading hub) olma modeli Türkiye’nin yakın coğrafyasında bulunan zengin doğal gaz kaynaklarının batıya transferi anlamında sahip olabileceği anahtar rol ile, özellikle AB ile gaz ticaret ilişkilerini hangi temeller üzerinde geliştirmesi gerektiği hep gündem konusu olmuş; tedarik kaynakları ve güzergahlarının çeşitliliği (halihazırda 6 farklı ithalat noktası), LNG terminalleri ve yakın gelecekte tatminkar bir kapasiteye ulaşması beklenen depolama potansiyeli ile fiziki manada bir gaz merkezi konumundaki Türkiye’nin aynı zamanda “ticari bir gaz merkezi – gas trading hub” hüviyetine kavuşturulmasını hedefleyen bir vizyon öne çıkmıştır. Bu vizyonun ne derece ulaşılabilir olduğu veya çok uzun bir hazırlık dönemi gerektireceği gibi argumanlarla birlikte alternatif olarak ele alınabilecek ve birbirine zıt mahiyetteki diğer iki model de “Transit” ve “Reexport” olarak ifade edilmiştir. Mevzuatlarda piyasa faaliyeti olarak yer alan bu iki tanımlamanın Türkiye için model olarak ortaya konulmasında ne ifade ettiği ise kısaca şöyle özetlenebilir.

Transit modeli, Türkiye’nin AB müktesebatına ve Energy Şartı Düzenlemeleri (Energy Charter Treaty)’ne uygun olmak üzere bir transit mevzuatı geliştirmesi, Türkiye geçişli transit projelerinin ve buna dair yeni boru hatlarının yapımının teşvik edilmesi, böylelikle Türkiye güzergahının AB’ye gaz sevkiyatında maksimum düzeyde kullanılması ve buna dair transit hizmet gelirinin de maksimize edilmesi, Türkiye’nin bu yolla bir Enerji Köprüsü olma hüviyetini en kısa sürede kazanmasının sağlanması olarak özetlenebilir. İhracat (Reexport) modeli ise, tersine Türkiye üzerinden transit boru hattı projelerine imkan verilmemesi, transit hüviyetinde gaz geçişine imkan verecek düzenlemelere gidilmemesi veya böyle bir gaz geçişinin kısıtlı seviyede tutulması, yakın coğrafyadaki gaz kaynaklarının Türkiye’de yerleşik piyasa oyuncuları tarafından ihracatın engellenmediği alım kontratları ile veya üst akıştaki (upstream) üretim bölgelerinde faal olarak, önce Türkiye gaz havuzuna sokulması ve bu havuzdan AB’ye ihracata dair satış anlaşmaları yoluna gidilmesi şeklinde özetlenebilir. Bu tanımlamalar bir piyasa faaliyeti olarak ele alındığında ise, hub modeli diğer faaliyetler ile birlikte bu iki faaliyeti zaten içinde barındırmaktadır. Türkiye özelinde “Gas Trading Hub” modelini ele almadan önce AB’deki mevcut durum ve gaz ticaret merkezlerinin oluşumuna dair bazı gereklilikler üzerinde durulacaktır.

68

Gaz Merkezi (Gas Hub) tanımlaması, fiziki ve ticari olmak üzere iki kategoride tanımlanmaktadır. Fiziki tanım birçok farklı ithal ve ihraç (import and export) boru hatlarının kesiştiği veya yoğunlaştığı, gerekli bağlantılarla depolama tesislerinin kullanımına elveren bağlantıların ve çoğu kez diğer fiziksel merkezler ile bağlantının (interconnector) yer aldığı ve gaz ticaretine dair birçok oyuncu arasında gazın mülkiyet devirlerinin büyük bir toplam hacimde ve sıklıkla gerçekleştiği fiziksel bir bölge veya noktaya işaret etmektedir. Ticari Gaz Merkezi ise, gaz ticaretine ilişkin ikili anlaşmalar şeklinde yürüyen tezgah üstü pazar (Over the Counter), pazar bazlı fiyatların oluşumunu esas alan dengeleme mekanizmaları ile elektronik ortamda vadeli işlemler ve finansal türevlerin uygulamalarına imkan veren bir oluşuma işaret eder ve bu oluşum bazen fiziki gaz merkezi ile aynı nokta, bazen de bir sanal nokta ismi ile anılır (örnek NBP-National Balancing Point/İngiltere). Bu bağlamda gaz merkezlerinden beklenen hizmetler, fiziki gaz akışına yönelik, özellikle TSO tarafından sağlanacak hizmetler (sevkiyat, depolama, dengeleme, geçici depolama ve gaz ödünç verme (Parking, Loaning), diğer şebekeye veya boru hattına yönlendirme (wheeling), mülkiyet devri (title transfer)) ile gaz ticareti yapan piyasa oyuncularının birbirleri arasında, piyasa oyuncuları ile tüketiciler arasında ve yerine göre piyasa oyuncuları ile TSO arasında, özellikle spot ve kısa dönemli alım-satım işlemlerinin bir pazar işletmecisinin (market operator, hub operator) yönetimi altında etkin, güvenilir ve kolayca yürütülebilir bir tarzda gerçekleştirilmesini sağlayacak hizmetler olarak belirtilebilir. Buna dair düzenleyici çerçevenin de yer alması ayrıca bir gerekliliktir.

Bu hizmetlerin tümünün sağlanabilmesi ancak gelişmiş bir Fiziki Merkez üzerinde inşa edilmiş bir Ticari Merkez tarafından gerçekleştirilebilir ki bundan sonraki değerlendirmelerimiz de böyle bir Ticari Merkez (Gas Trading Hub) üzerine olacaktır. Avrupa’daki Ticari Gaz Merkezleri, NBP (İngiltere), Zeebrugge (Belçika), TTF (Hollanda), PEG (Fransa) ve PSV (İtalya) olarak sayılabilir. Bunlar arasında en gelişmişi olarak NBP nitelenebilecek olup, İngiltere ile kıta Avrupası arasında gerçekleştirilen iki enterkonnektör bağlantısı ile (Belçika ve Hollanda’ya) sözü edilen üç merkezin yer aldığı Avrupa’nın en hareketli bölgesel pazarı (Regional Market) oluşmuştur. Başlangıcı en az 15 yıl geriye dayandırılabilecek İngiltere örneği ve diğer örnekler kapsamında edinilen tecrübe de göz önünde tutularak, bir Ticaret Merkezi oluşumunda gerekli alt yapı unsurları, yaşanması gerekli süreçler ile böyle merkezlerin ortak özellikleri aşğıdaki gibi özetlenebilir. • Tedarik alanı ile (ki bunlar yüksek çıktılı gaz üretim tesisleri, depolama tesisleri, LNG terminalleri ve enterkonnektörler) ile tüketim alanı arasında kaynak ve güzergah çeşitliliği, çok sayıda sistem bağlantısı, • Ticari faaliyetlerden tamamen bağımsız, ayrışmış bir yapıda TSO, tekel ve hakim güç oluşumunu engelleyecek, rekabetin oluşumunu teşvik eden ve eşit şartlarda rekabeti gözeten, kısa dönemli ticaretin önünü açan, tüketicilerin çıkarlarını koruyan ve gözeten düzenleyici çerçeve ve bağımsız, yetkin bir Düzenleyici Otorite,

69

• Arz güvenliğini sağlayacak yeterli depolama kapasitesi, tedarik kaynaklarındaki aksaklıklar veya sistemdeki teknik aksaklıklar nedeniyle oluşabilecek acil durumlarda yürürlüğe konulmak üzere ayrımcılığa yol açmayacak ve etkin bir şekilde uygulanabilecek hazırlanmış bir Acil Durum Planı, • Depolama ihtiyacını asgariye indirebilecek dengeleme mekanizmaları, TSO tarafından verilecek dengeleme gibi esneklik (flexibility) hizmetleri, • Tarife yapılarında şeffaflık, yatırımcıların uzun dönemli olarak önlerini görebilme imkanı, • Transit gaz akışına ilişkin (aleyhte) ayrımcı hükümlerin olmaması veya minimum etkide olması, Türkiye için “Hub” olma vizyonu değerlendirilirken, temel varsayım olarak, AB ile Türkiye arasındaki gaz akışının Türkiye’den AB’ye doğru olacağı, tersi yönde bir uygulamanın acil durumlar gibi çok özel durumlarda kısa süreli gerçekleşebileceği düşünülebilir. Türkiye etrafındaki potansiyel kaynaklar göz önüne alındığında ve AB’nin büyük gaz açığı düşünüldüğünde, yıllık 100 bcm miktarının uzun vadede hedeflenebileceği dile getirilmektedir. Bu ölçekli bir gaz akışının ancak içinde uluslararası devlerin yer alacağı büyük ölçekli alt yapı yatırımları ile gerçekleşebileceği ve AB uygulamalarına uyumlu bir vizyonla alt yapısı oluşturulacak Hub konseptinin gerek çevredeki kaynak coğrafyada gerekse Türkiye’de yatırımlar açısından bir teşvik oluşturacağı söylenebilir.

Türkiyenin kendi coğrafyasında üretimin çok düşük seviyede olmasının bir handikap yarattığı düşünülse dahi, bu dezavantajın, mevcutlara ilave yeni LNG tesislerinin kurulması ve depolama imkanlarının artırılması ile asgari seviyeye düşürülmesi de mümkündür. Realize edilmesinin belki uzun bir dönemi gerektireceği bu vizyonla ilgili kısa dönemde öncelikle ele alınması gerekli hususlara ilişkin düşüncemiz aşağıdaki gibi özetlenebilir. • Düzenleyici çerçeve açısından oldukça yol almış durumda olan Türkiye’nin transit rejimini açık bir şekilde ortaya koyacak yasal çerçevenin hazırlanması, transit gaz akışının önünün açılması, • AB coğrafyasına gaz sevkiyatı açısından Türkiye’nin çıkış kapıları konumunda yer alan Bulgaristan ve Yunanistan ile ilk etapta bir bölgesel pazar oluşturulmasına yönelik alt yapı planlama ve inşa yönünde işbirliği yapılması, bu alt yapının gelecekte çok daha büyük sevkiyatlara elverecek tarzda ele alınması, • Mevcut ulusal iletim şebekesinin, yerli ihtiyaçlara ilaveten, doğudaki kaynaklardan AB’ye en az 15 bcm gaz transiti sağlayacak bir biçimde kapasitesinin artırılması, AB normları ile uyumlu yeni bir Elektronik Bülten Tablosu’nun SCADA sitemi ile entegre olacak şekilde kurulumu • Özellikle Trakya bölgesinde eski üretim sahalarından elverişli olanların yeraltı depolama tesislerine dönüştürülmesi için, TPAO’nun halen yürüttüğü çalışmalara ilaveten yeni yatırımların teşvik edilmesi, bu bölgedeki potansiyel kapasitenin kısa sürede tümüyle aktif duruma getirilmesi,

70

• Vadeli işlemler borsaları ile ilgili sınırlı uygulamaların gerçekleştiği Türkiye’de, gaz ticaretine ilişkin vadeli işlemler ve finansal enstrumanlar konusunda bilgi birikiminin sağlanması, enerji alanında buna dair pilot uygulamaların elektrik sektöründe denenerek düzenlemelere dair bir tecrübe oluşturulması, • Doğal Gaz müktesebatında, AB’nin Üçüncü Enerji Paketi ile ilgili uyum sağlamak üzere gerekli revizyonların yapılması, • Doğal Gaz sektörüne ilişkin kısa ve orta vade Strateji Belgelerinin ortaya konarak, Doğal Gaz Sektörü ile ilgili geliştirilecek stratejilerde, Hub konusunun özel bir yer alması, birçok platformda Hub noktası olarak Ankara yakınlarındaki Ahiboz’a değinilmiş ise de, AB’ye sevkiyatların gerçekleştirileceği bölgenin Trakya olması ve

buradaki doğal gaz alt yapısının mevcut LNG terminali, depolama tesisleri, az miktarda dahi olsa üretim tesisleri, ithalat ve ihracat boru hatları ile en donanımlı bir durumda olması dikkate alınarak, Türkiye’nin Gaz Ticaret Merkezi olarak Trakya’nın tanımlanması (Thrace Hub) üzerinde durulmalıdır. Bu Hub’ın fiziksel alt yapı unsurları olarak Türkiye’nin ulusal iletim şebekesi ile Yunanistan, Bulgaristan ve Trakya’dan geçecek transit hat arasında iki yönlü gaz akışına uygun bağlantılar ile bölgede mevcut ve yeni kurulabilecek doğal gaz depolama tesisleri kurgulanabilir. Bu örnek veya bunun dışında Hub noktası olarak neresinin tanımlanması uygun görülmüş ise, bu ismin gelecekteki ticari merkez olarak sık sık gündeme getirilmesi, hub alt yapı planlarının hazırlanması.

71

3. Sonuç; beklentiler, öneriler

Doğal gaz piyasasının rekabete açıldığı 2001 yılından bu yana, dağıtım alanında olduğu gibi başarılı uygulama örneklerinin yanı sıra, BOTAŞ’ın ithalat kontratlarına ilişkin 2009 yılı itibarı ile ulusal tüketimdeki payının %20 seviyelerine düşürülmesi çerçevesinde kontrat devirleri sürecinin tamamlanması ve BOTAŞ’ın yeniden yapılandırılma sürecinin tamamlanması gibi DPK hükümlerinin de gerçekleştirilemediği görülmüştür. Bununla birlikte, tüm piyasa faaliyetleri açısından önemli düzenlemelerin yürürlüğe girdiği, piyasa oyuncuları açısından kapsamlı bir deneyim ve bilgi birikiminin oluştuğu bir on yıllık sürece şahit olunmuştur. Türkiye’de doğal gaz kullanımının yeni yaygınlaşmaya başladığı 90’lı yıllardan beri gündemde olan, Türkiye’nin gerek kendi ihtiyaçlarını kaynak çeşitliliği çerçevesinde sağlama, gerekse zengin Orta Doğu ve Hazar Bölgesi kaynakları ile Batı arasında bir enerji köprüsü olma vizyonu çerçevesinde yapılan çalışmalar ve oluşturulmaya çalışılan stratejik planlar son yılların da gündem konusu olmuştur. Ancak, özellikle son birkaç yıl içinde yakın coğrafyamızda zengin doğal gaz kaynaklarına sahip ülkelerle ilgili uluslararası arenadaki gelişmeler (ki bunlar bu kaynakların yakın dönemde kullanılabilmesi hedefi açısından olumsuz sonuç doğuran gelişmeler olmuştur), diğer taraftan üretim tekniklerinde sağlanan gelişmelerle Kuzey Amerika’da başlamak üzere yeni üretim alanlarının ve zengin potansiyelin ortaya çıkması, bu durumun dünyadaki LNG ticareti ilişkilerini de yeniden şekillendirmesi gibi süreçler peş peşe yaşanmıştır. Tüm bu gelişmeler çerçevesinde, halihazırda yurt içinde bir üretim potansiyeli bulunmayan ve yurt dışındaki üretim alanlarında TPAO vasıtasıyla aktiviteleri henüz çok kısıtlı düzeyde bulunan ve bu nedenlerle uzun dönemli bir gaz stratejisi belirleme adına eli çok da güçlü olmayan Türkiye açısından takip edilecek yol konusunda sık sık farklı senaryolar ortaya çıkarmıştır.

Örneğin Türkiye’nin İsrail için de bir enerji köprüsü olma potansiyeli bir dönem çalışma konusu olmuş, konuya ilişkin olarak Rusya ve İsrail tarafları ile görüşmelerde bulunulmuş, II. Mavi Akım Projesi ile gerek İsrail’e sevkiyat gerekse, Ceyhan’da bir gaz sıvılaştırma terminali kurulması gibi vizyonlar ortaya konmuştur. Ancak yapılan arama çalışmaları, 2011 yılına gelindiğinde, İsrail açısından Doğu Akdeniz’de zengin doğal gaz üretim potansiyelini ortaya çıkardığı için, sözü edilen çalışmalar belki bir daha gündeme gelmeyecektir. Türkiye’nin de Karadeniz açıklarında doğal gaz arama faaliyetleri son dönemde yoğunlaşmış olup, son yapılan çalışmalar olumlu sonuçlanmayarak arama çalışmaları sonlandırılmıştır. Ancak mevcut durum ele alındığında, Türkiye’nin gerek kendi ilave gaz ihtiyacı ve arz güvenliği, gerekse Doğu ile Batı arasında bir Enerji Terminali olma vizyonu; İran’ın uluslararası ilişkilerdeki konumu, Irak’ın kendi iç sorunlarını çözüp çözemediği ve Türkmenistan’a dair ise Hazar Denizi statüsünün en azından Türkmenistan ile Azerbaycan arasında Hazar geçişli bir boru hattı yapımına imkan sağlayacak şekilde belirlenebilmesi ve iki ülke arasında sağlanacak anlaşmalar ile yakından ilgili olacaktır. Bu bağlamda Azerbaycan ve Rusya ile halen yürütülen işbirliğinin aynen devam edeceği varsayılmakla birlikte yakın gelecek açısından Türkiye’nin öncelikli hedefinin, kendi doğal gaz ihtiyacı konusunda arz güvenliği riskinin bertaraf edilmesi olarak ortaya çıkacağı, aşağıda belirtilen nedenlere dayanılarak düşünülmektedir: • 2014 yılı sonuna gelindiğinde, yürürlükte olan uzun dönemli kontratların sağladığı arz imkanı yıllık 47,8 bcm olup (2011 yılı sonu itibarı ile sona eren BOTAŞ’ın 6 bcm’lik Rus batı hattı kontratının özel sektör kuruluşlarınca devralınacağı varsayılmıştır), bu yıl itibarı ile sona eren Cezayir ile 4 bcm’lik LNG alım kontratının uzatılıp uzatılmayacağı belirsizdir. Dünyada LNG’ye olan talep üretici ülkeler lehine artmakta ve Türkiye’nin uygun fiyat koşulları ile bu kontratı devam ettirme şansı riskli görülmektedir.

72

• Talep senaryoları ele alındığında, 2007 yılında Dünya Bankası tarafından hazırlanan “Turkey: Gas Sector Strategy” raporu çerçevesinde yapılan talep tahmin çalışmasına göre, 2015 yılına gelindiğinde düşük talep senaryosuna göre talep 45,5 bcm, orta düzeydeki talep senaryosuna göre 53,4 bcm ve yüksek senaryoya göre ise 71,4 bcm’dir. 2015 yılı talep düzeyi için BOTAŞ’ın tahmini ise 49,8 bcm olarak yer almıştır.33 Çalışmalara göre mevcut kontratların arz/talep dengesi açısından yetersiz kaldığı sonucu çıkmaktadır. Her ne kadar talebin artış hızı belirleyici olacak olsa da belli senaryolar altında kendi yapmış olduğumuz analiz çalışmaları da benzer sonuçlar ortaya koymaktadır. • Evsel tüketicilerin sayısında önümüzdeki dönemde de önemli artışlar olacağı, doğal gaz yakıtlı elektrik üretim tesislerinden 2012, 2013 yılları itibarı ile toplam tahmini 3.000 MW civarında bir ilave kapasitenin devreye gireceği, sonraki döneme ilişkin de halen yatırım kararı kesinleşen önemli bir kapasite artışı, sanayi üretiminde beklenen artışlar, refah düzeyinin artması ile birlikte kişi başına elektrik tüketiminin de artacağı dikkate alındığında, talep artışı açısından sürpriz bir sonucun beklenmeyeceği düşünülmektedir. Hatta, artan elektrik üretimi ihtiyacı karşısında, açığın önemli bir kısmının yeni kömür yakıtlı santraller ve küçük kapasiteli hidroelektrik santralleri ile kapatılacağı öngörülmekle birlikte, bu tür santral yatırımlarının çevresel etkileri nedeniyle özellikle yöre halklarının itirazları sonucu yaşanan problemler nedeniyle öngörülen takvimlerde tamamlanamaması veya hiç hayata geçirilememesi, öngörülenin ötesinde yeni doğal gazlı elektrik santral projelerini ve dolayısı ile daha da artan bir doğal gaz talebini beraberinde getirebilir.

• Dikkate alınması gereken diğer bir husus ise soğuk kış günlerindeki puant doğal gaz tüketiminin nasıl karşılanacağıdır. Alım kontratlarında yer alan günlük maksimum arz taahhütleri bunu karşılamak için yeterli olmamakta, özellikle Kasım 2011’de yaşandığı gibi gaz arzında kalite sorunları gibi nedenlerle kısıtlamalar oluştuğunda yeraltı deposu ile LNG terminallerinden maksimum çekiş gerekli hale gelmektedir. Ancak önümüzdeki birkaç yıllık dönemde, spot LNG fiyatlarında yaşanan büyük artışlar ve daha önce değinilen özel sektör kuruluşları açısından riskli rekabet ortamı dikkate alındığında, mevcut 2 LNG terminalinin kış dönemlerinde tam kapasiteli olarak hizmet verip veremeyeceği de bir soru işaretidir. Bu tespitler ışığında, önümüzdeki birkaç yıllık dönem dikkate alındığında, BOTAŞ’ın Tuzgölü Yeraltı Depolama Tesisi’nin inşası ile TPAO’ya ait Silivri ve Değirmenköy Yeraltı Depolama tesislerinin depolama ve günlük çekiş miktarlarının artırılmasına yönelik yatırımların tamamlanmasına kadar kış dönemlerinde gaz arzında yetersizlik muhtemel bir risk olarak ortaya çıkmaktadır. Depolamaya ilişkin yatırımların tamamlanma hedefleri 2016 yılı olarak belirlenmekle birlikte bu tür büyük ölçekli yatırımlarda gecikmeler her zaman karşı karşıya kalınan bir risktir. Bu çerçevede kısa vadede alım kontratlarına dair günlük azami taahhüt miktarları üzerinde gaz alım imkanlarının araştırılması, TPAO’nun yeraltı depolama tesislerinden geri üretim miktarının maksimize edilebilmesi için çalışmaların öncelikli olarak ele alınması ve elektrik sektörü tarafında doğal gaz yakıtlı elektrik santrallerinin kış dönemlerinde tam yükte çalıştırılmasına ihtiyaç göstermeyecek düzenlemelere (alternatif yakıta geçiş, ithalat gibi) gidilmesi alınabilecek tedbirler arasında sayılabilir.

33. Bkz Dünya Bankası “Turkey: Gas Sector Strategy” Raporu 2007 73

Yukarıda değinildiği üzere Türkiye açısından gaz alım anlaşmalarına yönelik uzun vadeli strateji oluşturmasının önünde İran, Türkmenistan ve Irak gibi ülkelerin durumunun belirsizliği bir engel gibi görünmekte olup, konu dünya genelindeki doğal gaz ticaretinin muhtemel projeksiyonu da dikkate alınarak değerlendirilmelidir. Buna dair Uluslararası Enerji Ajansı (International Energy Agency) tarafından geçtiğimiz Haziran ayında doğal gaza özel olarak hazırlanan “World Energy Outlook Special Report – Are We Entering Golden Age of Gas” çok kapsamlı bir rehber oluşturmaktadır. Raporun ortaya koyduğu ana sonuç, 2035 yılına gelindiğinde, doğal gazın dünya geneli enerji üretimi açısından birinci sıraya (%25) yerleşeceği tahminidir. “GAS (Golden Age of Gas – Gazın Altın Çağı) Senaryoları” adıyla yapılan senaryo çalışmaları sonucunda elde edilen talep, üretim ve bölgeler bazında net ticaret değerlerine dair tablolar aşağıda verilmektedir.
Tablo 8: “GAS Senaryosu Altında Bölgeler Bazında Birincil Doğal Gaz Talebi”

2008 OECD Kuzey Amerika ABD Avrupa Pasifik Japonya OECD Üyesi Olmayan Ülkeler Do u Avrupa/Avrasya Rusya Asya Çin Hindistan Ortado u Afrika Latin Amerika Brezilya Dünya Avrupa Birli i 1 541 815 662 555 170 100 1 608 701 453 341 85 42 335 100 131 25 3 149 536

2015 1 615 841 661 574 200 118 2 070 755 474 576 247 81 428 139 172 48 3 685 553

2020 1 691 872 668 608 210 122 2 328 786 487 715 335 104 470 154 203 66 4 019 587

2025 1 773 924 700 636 213 123 2 611 824 504 864 430 134 536 164 224 76 4 384 609

2030 1 865 986 741 653 226 127 2 912 857 522 1 049 535 176 592 170 245 88 4 778 621

2035 1 950 1 052 786 667 231 127 3 182 876 528 1 244 634 234 632 173 258 98 5 132 636

2008 2035* 0,9% 0,9% 0,6% 0,7% 1,1% 0,9% 2,6% 0,8% 0,6% 4,9% 7,7% 6,5% 2,4% 2,1% 2,5% 5,1% 1,8% 0,6%

De i im & 2035 y l na ait yeni politika senaryosu ** 192 138 122 38 15 10 405 38 25 309 239 57 23 9 26 21 597 38

* Ortalama Bile ik Y ll k Büyüme Oran ** Yeni Politika Senaryosu
Kaynak: IEA Special Report June 2011 74

Tablo 9: “GAS Senaryosu altında bölgeler bazında doğal gaz üretimi”

2008 OECD Kuzey Amerika Kanada ABD Avrupa Norveç Pasifik Avustralya OECD Üyesi Olmayan Ülkeler Do u Avrupa/Avrasya Rusya Türkmenistan Asya Çin Hindistan Endonezya Ortado u ran Katar Suudi Arabistan Afrika Cezayir Nijerya Latin Amerika Dünya Avrupa Birli i 1 157 797 175 575 307 102 53 45 2 010 886 662 71 376 80 32 74 393 130 78 74 207 82 32 148 3 167 216

2015 1 175 805 149 608 281 106 90 84 2 509 967 706 83 512 137 67 87 550 143 166 95 288 121 42 193 3 685 185

2020 1 237 837 166 618 270 114 130 126 2 782 1 019 720 104 604 185 88 95 594 154 182 100 331 136 57 233 4 019 165

2025 1 280 891 184 647 250 123 139 136 3 104 1 136 801 116 673 222 102 102 657 179 197 107 386 156 79 253 4 384 136

2030 1 343 961 189 709 232 128 149 147 3 435 1 203 842 127 748 264 119 109 793 226 238 125 415 163 102 276 4 778 113

2035 1 404 1 035 192 779 213 127 156 155 3 728 1 257 881 136 823 303 135 119 917 279 260 139 438 168 119 292 5 132 93

2008 2035* 0,7% 1,0% 0,3% 1,1% 1,4% 0,8% 4,1% 4,7% 2,3% 1,3% 1,1% 2,4% 2,9% 5,0% 5,5% 1,8% 3,2% 2,9% 4,5% 2,3% 2,8% 2,7% 5,0% 2,6% 1,8% 3,1%

De i im & 2035 y l na ait yeni politika senaryosu ** 216 189 18 173 6 5 21 21 381 80 67 8 170 119 34 9 116 44 35 15 3 6 6 12 597 0

* Ortalama Bile ik Y ll k Büyüme Oran ** Yeni Politika Senaryosu
Kaynak: IEA Special report June 2011

75

Şekil 12: “Temel bölge ve senaryo bazında net gaz ticareti”
İthalatçılar Doğu Avrupa /Avrasya Orta Doğu Afrika OECD Okyanusya Latin Amerika Asya Diğer OECD Kuzey Amerika Hindistan OECD Asya Çin OECD Avrupa
-600
Kaynak: IEA Special Report June 2011

İhracatçılar

2035 GAS Senaryosu

2035 Yeni Politikalar Senaryosu WEO-2010 2008

-400

-200

0

200

400

600 bcm

Raporun ortaya koyduğu sonuçlara göre, Çin gelecekte çok büyük üretim potansiyeline sahip olmakla birlikte, 2035 yılına gelindiğinde AB ile birlikte en büyük 2 doğal gaz ithalatçısından biri olacaktır. Bu ithalat hem boru hatları hem de LNG terminalleri ile gerçekleşecek olup, boru hattı ile ithalat konusunda kaynak ülkeler arasında yakın gelecek için Rusya, Türkmenistan ve Kazakistan; uzun vadede ise İran ön plana çıkmaktadır. Haihazırda Türkmenistan ile Çin arasında inşa edilen “Central Asia Gas Pipeline” 2012 yılı itibarı ile yıllık 40 bcm kapasiteye ulaşacak olup, yakın coğrafya ile Çin arasında benzer bağlantıların sayısının ve kapasitesinin kısa sürede artacağı düşünülebilir. Keza Hindistan da doğal gaz ithalatı büyük rakamlara ulaşacak ülkeler arasında görülmektedir. Bölgeler arası doğal gaz ticaretinde LNG en büyük payı almakta olup, bu rakamın 2020 yılı itibarı ile 540 bcm’e ulaşacağı tahmin edilmektedir. Özellikle Çin, Hindistan ve Japonya’dan gelecek talep karşısında LNG ticaretinin giderek artacağı, Rusya’dan sonra en büyük doğal gaz kaynak potansiyeline sahip olan İran açısından uzun vadede ihracatın önemli bir bölümünün LNG olarak yapılmasının gündeme geleceği tahmin edilmektedir.

Yakın coğrafyamızda bulunan zengin doğal gaz kaynaklarının dünya pazarlarında tüketilmesine yönelik kaynak ülkelere geniş imkanlar sunan bu olgu karşısında Türkiye’nin doğu ile batı arasında boru hatları ile doğal gaz ticaretini kolaylaştırma adına atması gereken adımlar konusunda her zamankinden daha aktif bir tutum takınması, gerek kendi arz güvenliği, gerekse bir enerji terminali olma vizyonunu gerçekleştirmesi için gerekli görülmektedir. Buna dair yapılması gerekenler konusunda çok farklı yaklaşımlar dile getirilmekte, piyasa faaliyetlerinin ayrıştırılma süreçlerinin tamamlanarak tam liberalleşmeyi savunanların yanı sıra, enerji alanında liberalleşmenin Türkiye’nin çıkarlarına aykırı olduğu, enerji arenasında söz sahibi olmak için “milli şampiyon” hüviyetinde, dikey bütünleşmiş yapıda gaz ve petrol şirketlerinin, hatta bunların da birlikteliklerinin sağlandığı yapılanmalara gidilmesi gerektiğini savunanlar bulunmaktadır. Bizim konuya ilişkin önerilerimiz ise Türkiye’nin AB’ye tam üyelik hedefinin takip edildiği ve bu çerçevede liberal bir enerji piyasasının esas alındığı bir yaklaşımın benimsenmesi yönündedir.

76

Mevzuat ve düzenlemelere dair: DPK’da 2009 yılı için öngörülen BOTAŞ’ın ithalattaki pazar payının %20 seviyesine düşmesi ve beraberinde yeniden yapılandırılmasına dair hedefin gerçekleşmemiş olması sebebiyle DPK’da kapsamlı bir revizyon yapılması 2008 yılından bu yana gündemde olmuştur. Gerek doğal gaz piyasası, gerekse birinci dereceden etkilenen elektrik piyasası ve beraberinde ülkenin geleceği açısından kritik öneme sahip bu Kanun’un revizyonu ile ilgili temkinli bir yaklaşım sürdürüldüğü görülmekle birlikte, yurt içi ve yurt dışı birçok piyasa aktörünün de konuya ilişkin belirsizlik ortamının devam etmesinden olumsuz etkilendikleri dile getirilmektedir. Her zaman üzerinde durulan noktalardan biri olan toptan satış alanında rekabetin tesis edilmesi gerekliliğine dair ise, çok büyük pazar payına sahip bir kamu şirketinin varlığı karşısında, rekabetçi ortamın ancak Bakanlık ve ilgili düzenleyici kurumlar başta olmak üzere kamu tarafından yürürlüğe koyulacak rekabeti destekleyici kararlar ve politikalarla sağlanabileceği düşünülmektedir. Başta DPK olmak üzere, diğer ikincil mevzuat ve düzenlemelere ilişkin revizyon önerileri aşağıdaki gibi özetlenebilir: • DPK, özü itibarı ile AB müktesebatına uyumlu hükümler içermekle birlikte, terminolojik anlamda bütünlüğün sağlanması için bazı tanımlamaların yeniden yapılması, yeni tanımlamalar getirilmesi ve ikincil düzenlemelerde de paralel değişikliklerin yapılması gerekmektedir. • Yaşanan deneyimin de ortaya koyduğu üzere, BOTAŞ’ın ithalata ilişkin anlaşmalarına dair

DPK’nin öngördüğü kontrat devri (BOTAŞ’ın pazar payının %20 seviyesine düşmesi) kısa vadede gerçekleştirilebilir bir hedef değildir. Bir piyasa oyuncusunun en fazla %20 pazar payına sahip olması hükmü de yeniden değerlendirilerek revize edilmeli ve bu yeni oran hedef alınarak, BOTAŞ Kontrat Devri yerine Miktar Devri yapmakla görevlendirilmelidir. Gerek miktar devri sürecinin sağlıklı bir şekilde yürütülebilmesi, gerekse toptan satış alanında sağlıklı bir rekabet ortamının tesis edilmesine yönelik tedbirler DPK’da yer almalıdır. Bunlar arasında BOTAŞ’ın, belirlenen müşteri gruplarına gaz satışı yapmaması düşünülebilir. • “Doğal Gaz Transit” faaliyeti piyasa faaliyetleri içinde sayılarak bununla ilgili düzenlemeler DPK kapsamına alınmalıdır. Buna ilişkin bir geçiş döneminin tanımlanması, bu geçiş dönemi boyunca mevcut iletim sisteminin taşıma kapasitesi içinde tahsis edilebilecek maksimum miktar olarak tanımlanmış bir bölümünün transit amaçlı kullanılabileceği, yurt içi arz güvenliğinin tehlikeye düşmemesi adına özel hükümlerin yer alacağı düzenlemelerin yürürlükte olması düşünülebilir. Yeni transit hatların yapımının ise şimdiye kadar uygulandığı üzere Hükümetlerarası Anlaşmalara bağlı olarak gerçekleştirilmesi de öngörülebilir. Bu noktada üzerinde önemle durulan konu Türkiye’nin transit ile ilgili bir düzenlemesinin yürürlüğe konulması olup, bu düzenlemenin AB müktesebatı ile uyumlu hale getirilmesi, ilişkilerde yaşanan gelişmelere paralel olarak gündeme getirilebilir.

77

• DPK’da doğal gaz sektörüne dair depolama ve LNG tesislerinin kurulumu başta olmak üzere, yatırım teşviği sağlanması ve yatırımların finanse edilebilmesinin desteklenmesi amacıyla belli yatırımlar için muafiyet mekanizmalarının önünün açılması gereklidir. • Mevcut mevzuat, iletim şebekesi, depolama tesisleri gibi alt yapı tesislerine erişim için en fazla bir yıl süreli sözleşmelere cevaz vermekte olup, mevzuatın uzun dönemli sözleşmelere, kapasite rezervasyonlarına ve tarife yapılarına imkan verecek şekilde yeniden ele alınması gereklidir. • Doğal gaza ilişkin “Acil Durum Planı” hazırlanışı ve uygulamasına dair hükümler DPK’da yer almalı, buna dair muhtemelen Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı koordinasyonunda bir yapılanma veya özerk bir yapılanma tanımlanmalıdır. Geçmişte, BOTAŞ’ın tekel konumda olduğu senaryoya göre hazırlanmış olan plan yerine, çok oyunculu piyasa yapısının ve bununla ilgili düzenlemelerin dikkate alındığı yeni bir plan (yürürlüğe konulduğunda ilgili tüm ikincil düzenlemelerin üzerinde yer alacak şekilde) hazırlanmalı ve yürürlüğe konulmalıdır. Bu plan ile birlikte, elektrik sektörüne dair benzer plan beraber düşünülmeli ve iki plan biribirine uyumsuzluk göstermemelidir. • Son Kullanıcıların doğal gaz arz güvenliği konusunda ilave düzenlemelere gidilmeli, “son kaynak tedarikçisi (Last Point of Resort)” ile ilgili düzenlemeler bunlar içinde yer almalıdır.

• AB müktesebatında yer aldığı üzere “Bağımsız Sistem İşletmecisi – Independent System Operator” yapılanmasına izin verilmeli, İletim Şebekesi İşletmecisi’nin aynı zamanda Depolama Tesisi İşletmecisi olabilmesinin yolu açılmalıdır. Transit gaz taşımacılığı ile ilgili taahhütlerin yerine getirilmesinde İletim Şebekesi İşletmecisi’nin temerrüde düşmemesi için özel düzenlemelere (örneğin yeraltı depolama tesislerinde gaz hesabı olmasına imkan sağlanması gibi) gidilmelidir. • Yeraltı depolama tesislerinin üçüncü taraf erişimine açılması sonrasında, BOTAŞ dışında diğer tedarikçilerin de yeraltı depolama tesisinden faydalanmaları durumu ortaya çıkmış olup, bunu dikkate alarak ŞİD’de yeni düzenlemelere gidilmesi ihtiyacı doğacaktır. Bu kapsamda ŞİD ile LNG Terminalleri KUE’lerinin de birbirleriyle uyumsuz hükümlerinin de tespit edilerek, ŞİD ile tüm depolama tesislerine dair kullanım usül ve esaslarının tam uyumlu hale getirilmesi gereklidir. • Doğal gaza ilişkin alt yapıların kullanımına dair (İletim Şebekesi, Dağıtım Şebekesi, LNG Depolama, Yeraltı Depolama) tarife yapıları ve esaslarında şeffaflığı artırıcı düzenlemelere gidilmelidir.

78

Yatırımlara dair: • Ulusal İletim Şebekesi doğu bölgesinden yıllık en az 10 bcm transit vasıflı gazın AB’ye sevkiyatına imkan verecek şekilde planlanmalı, buna dair yatırımlara bir an önce başlanmalıdır (Münhasır bir transit boru hattı yapımı kesinleşse dahi, Türkiye’nin ulusal şebekesinin transit gaz akışı için de hizmet vermesi, enerji terminali olma vizyonu açısından önemlidir). • Trakya bölgesinde BOTAŞ ve TPAO tarafından gerçekleştirelecek boru hatları ve depolama tesislerine yönelik yatırımlar, bu bölgenin AB’ye gaz sevkiyatının fiilen gerçekleştiği/gerçekleşeceği bölge olması dikkate alınarak, özel bir program çerçevesinde beraberce planlanmalı, gaz kalite normlarının AB standartlarını karşılamasına yönelik gerekli alt yapı tesislerinin kurulması da dikkate alınmalıdır. Bu bölgedeki doğal gaz alt yapısı planlamasında Yunanistan ve Bulgaristan tarafındaki iletim şebekesi işletmecileri ile de işbirliği yapılarak, bir bölgesel pazarın teknik gereklerinin beraberce oluşturulması yoluna gidilmeli, Türkiye’nin kendi ulusal şebekesi ile bu iki ülkenin şebekeleri arasında iki yönlü çalışabilen, kısa sürede yüksek miktarların sevkine imkan sağlayacak bir bölgesel şebeke alt yapısı oluşturulmalıdır. Bölgedeki yoğun sanayi yapılaşması göz önüne alınarak, gelecekte transit amaçlı boru hatlarının inşaasına imkan sağlayacak bir kamulaştırma planı hazırlanmalıdır. • Türkiye’yi kat edecek bir transit hattın inşaası söz konusu olduğunda, bu transit hat ile ulusal şebeke arasında iki yönlü gaz transferine uygun bağlantılar da birlikte planlanmalıdır.

• Yeraltı depolama tesislerinin inşaası öncelikli hedef olarak belirlenmeli, gerekli teşvik mekanizmaları oluşturulmalı, fizibilite açısından özel sektörün cazip görmediği potansiyel bölgelerde kamu yatırımı gündeme getirilmelidir. • İletim şebekesi ve dağıtım şebekelerine ait SCADA sistemlerine dair yatırımlarda, sistemler arasında veri transferi gerçekleştirmeye uygun arayüzler oluşturmak için BOTAŞ ile dağıtım şirketleri arasında bir eşgüdüm sağlanması, bu konuya EPDK’nın ikincil düzenlemelerde yer vermesi yararlı olacaktır. “Gaz Ticaret Merkezi” uygulamalarına da uygun alt yapı oluşturacak tarzda, SCADA sistemine entegre yeni bir Elektronik Bülten Tablosu, dağıtım şirketlerinden de gerekli veri girişlerini sağlayacak şekilde planlanmalı ve kurulmalıdır. Doğal gaz piyasasına ilişkin yurt içi ve yurt dışı platformlara dair: Doğal Gaz Dağıtım Şirketlerinin büyük çoğunluğu (55 Dağıtım Şirketi), GAZBİR (Doğal Gaz Dağıtıcıları Birliği Derneği) adıyla bir dernek yapılanması içine dahil durumdadır. 2004 yılında kurulan dernek EUROGAS, IGU ve Marcogaz (Technical Association of the European Natural Gas Industry) üyesi olup, toplantılara katılım sağlamaktadır. Bu bağlamda 2009 yılındaki EUROGAS toplantısı GAZBİR’in koordinasyonu ile Antalya-Kemerde gerçekleştirilmiştir. Dernek, 2006 yılından bu yana sektörün sorunlarını istişare etme amacıyla EPDK ile 2 gün süreli çalıştaylar düzenlemektedir.

79

Doğal Gaz Üretim, İthalat ve Toptan Satış faaliyetlerinde bulunan özel sektör kuruluşları PETFORM (Petrol Platformu Derneği) adıyla dernek yapılanması içinde yer almaktadır. Doğal gaz ithalatı faaliyetinde bulunan özel şirketler ayrıca DİVİD – Doğal Gaz İthalat ve İhracatçıları Derneği adıyla bir dernek yapılanması oluşturmuştur. PETFORM – DİVİD Şebeke İşleyiş Düzenlemelerinde yapılmasını önerdikleri revizyonların tartışılmasına yönelik “Taşıtanlar Forumu”nu 2007 yılından bu yana organize etmektedir. Forumlar, EPDK, BOTAŞ ve diğer ilgili kuruluşlardan temsilcilerin geniş katılımı ile yılda bir kez gerçekleştirilmektedir. Sıvılaştırılmış ve Sıkıştırılmış Doğalgazcılar Derneği, ilgili aktörlerin katılım sağladığı diğer bir oluşum olup 2009 yılında kurulmuştur. TOBB Türkiye Odalar ve Borsalar Birliği bünyesinde oluşturulan Türkiye Sektör Meclislerinden biri olarak Doğal Gaz Sektör Meclisi yakın geçmişte kurularak faaliyetlerine başlamış olup, düzenli toplantılarını en geç üç ayda bir olmak üzere gerçekleştirmektedir.. Sektör meclisleri, sektörle ilgili kamu kurum ve kuruluş temsilcileri ile sektörde faaliyet gösteren işadamlarının kurduğu dernek ya da kuruluşlarının başkan ve başkan yardımcılarına öncelik verilmek üzere firmaların itibar, bilgi ve deneyim sahibi temsilcilerinden seçilen en çok kırk kişiden oluşmaktadır.

Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi Derneği 1949 yılında kurulmuştur. Dernek, diğer faaliyetlerinin yanı sıra, 3 yılda bir Türkiye Enerji Kongresi’ni düzenlemektedir. Son kongre 2009 yılında İzmir’de gerçekleştirilmiş olup, yenisi 2012 yılında Ankara’da düzenlenecektir. BOTAŞ’ın üyesi olduğu platformlar aşağıda belirtilmektedir: • Observation Mediterranean De L’Energie (OME) • International Gas Union (IGU) • UN-ECE (United Nations Economic Comission for Europe) Gas Center • EUROGAS (European Union of Gas Industry) • GIIGNL (Grouppe International Des Importateurs De Gaz Naturel Liquefie) • GTE-Gas Transmission Europe (ENTSOG’un kuruluşundan sonra GTE’nin varlığı sona ermiştir) EPDK’nın katılım sağladığı uluslararası düzeydeki platformlar aşağıda yer almaktadır. • ERRA – Energy Regulators Regional Association • ERGEG – European Regulators Group for Electricity and Gas (ACER’ın kurulması ile ERGEG’in faaliyetleri 2001 yılı mart ayında sona ermiştir) • ICER – International Confederation of Energy Regulators • ECRB – Energy Community Regulatory Board • MEDREG – Association of the Meditterranean Regulators for Electricity and Gas

80

Doğal gaz sektörüne dair uluslararası kuruluşlara üyeliğin yetersiz düzeyde olduğu ve yine Dünya Gaz Konferansı gibi uluslararası platformdaki önemli kongre ve toplantılara katılım, tanıtım, bu etkinliklerde sunum yapma, çalışma sunma şeklinde aktif bir biçimde yer alma açısından ülkemiz kamu ve özel sektör temsilcilerinin gereken aktif tavrı sergileyemedikleri gözlemlenmektedir. Doğal Gaz sektörüne dair oldukça büyük stratejik önemi bulunan Türkiye’nin, bu vasfına uygun bir biçimde, önemli uluslararası platformlarda aktif bir tavır yansıtması gerekmektedir.

Türkiye’nin gerek kendi doğal gaz ihtiyacının karşılanması, gerekse bir enerji terminali olma vizyonu ile ilgili toplantılar, tartışmalar, sempozyumlar yıllardan beridir yoğun bir şekilde gerçekleşmekle birlikte, konunun bireysel çalışmaların, görüşlerin ötesinde, geniş katılımın sağlandığı kurumsal bir kimlikle takip edilmesi gerekmektedir. Muhtemelen Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı koordinasyonu ile sektörde deneyim sahibi kişiler, konuyla ilgili çalışmalarda bulunan akademisyenler ve deneyimli bürokratların katılımı ile özel oluşturulmuş yetkin bir strateji grubu tarafından Türkiye’nin enerji terminali olma vizyonunun kurumsal bir kimlikle ele alınması, sürdürülmesi ve strateji geliştirilmesinde yarar görülmektedir.

81

Referanslar

Avrupa Komisyonu (2009) “Directive 2009/73/EC” Avrupa Parlamentosu (2009) “Regulation (EC) No 715/2009, Regulation (EC) No 713/2009 Baysal, Mete. (2011) “Gas and Power II. Türkiye Enerji Zirvesi Doğal Gaz & Elektrik, Sunum Materyali” BOTAŞ Boru Hatları ile Petrol Taşıma A.Ş. (2011) “2010 Yılı Faaliyet Raporu” British Petroluem (2011) “Statistical Review of World Energy Full Report 2011” Dünya Bankası (2007) “Turkey: Gas Sector Strategy” EPDK (2011) “Doğal Gaz Piyasası Sektör Raporu 2010” ENTSOG (2011) “Ten-Year Network Development Plan 2011 – 2020” Gareth M., Winrow. (2009) “Problems and Prospects For the Fourth Corridor: The Positions and Role of Turkey in Gas Transit to Europe” Oxford Institute for Energy Studies Uluslararası Enerji Ajansı (2011) “Are We Entering A Golden Age of Gas” World Energy Outlook Special Report US Energy Information Agency (2011) “World Shale Gas Resources: An Initial Assesment of 14 Regions Outside the United States”

82

83

İletişim Sibel Çetinkaya Sorumlu Ortak - Enerji ve Doğal Kaynaklar scetinkaya@deloitte.com Elif Düşmez Tek Kıdemli Müdür etek@deloitte.com Ali Güleç Danışman agulec@deloitte.com

Deloitte Türkiye Sun Plaza Maslak Mah. Bilim Sok. No:5 34398 Şişli, İstanbul Tel: 90 (212) 366 60 00 Fax: 90 (212) 366 60 30 Armada İş Merkezi A Blok Kat:7 No:8 06520, Söğütözü, Ankara Tel: 90 (312) 295 47 00 Fax: 90 (312) 295 47 47 Punta Plaza 1456 Sok. No:10/1 Kat:12 Daire:14 – 15 Alsancak, İzmir Tel: 90 (232) 464 70 64 Fax: 90 (232) 464 71 94 www.deloitte.com.tr www.verginet.net www.denetimnet.net

Deloitte, faaliyet alanı birçok endüstriyi kapsayan özel ve kamu sektörü müşterilerine denetim, vergi, danışmanlık ve kurumsal finansman hizmetleri sunmaktadır. Küresel bağlantılı 150’den fazla ülkedeki üye firması ile Deloitte, nerede faaliyet gösterirse göstersin, başarılarına katkıda bulunmak için müşterilerine birinci sınıf kapasitesini ve derin yerel deneyimini sunar. Deloitte’un yaklaşık 182.000 uzmanı, mükemmelliğin standardı olmaya kendini adamıştır. Deloitte; bir veya birden fazla, ayrı ve bağımsız birer yasal varlık olan, İngiltere mevzuatına göre kurulmuş olan Deloitte Touche Tohmatsu Limited ve üye firma ağına atfedilmektedir. Deloitte Touche Tohmatsu Limited ve üye firmalarının yasal yapısının detaylı açıklaması için lütfen www.deloitte.com/about adresine bakınız. ©2012 Deloitte Türkiye. Member of Deloitte Touche Tohmatsu Limited
84