T.C. SAYIġTAY BAġKANLIĞI BOTAġ BORU HATLARI ĠLE PETROL TAġIMA ANONĠM ġġrketġ 2013 YILI DENETĠM RAPORU
Bu rapor 03.12.2010 tarih ve 6085 sayılı Kanun ve 233 Sayılı Kanun Hükmünde Kararname uyarınca düzenlenmiģ, Rapor Değerlendirme Kurulunun 16.10.2014 tarih ve 157 karar sayılı oturumunda kabul edilmiģtir.
KuruluĢun Adı Merkez Ġlgili Bakanlık Esas Sermayesi : Boru Hatları ile Petrol TaĢıma A.ġ. (BOTAġ) : Ankara : Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı :1.830 milyon TL. (Tamamı ödenmiģtir.) Karar Organı (Yönetim Kurulu) Karar Organındaki Unvanı Adı ve Soyadı Temsil Ettiği Bakanlık veya KuruluĢ Görevi veya Mesleği Görevli Bulunduğu Süre BaĢlama BitiĢ Tarihi Tarihi BaĢkan V. Mehmet KONUK BOTAġ Genel Müdür V. 22.03.2012 Devam Ediyor Üye Selahattin ÇĠMEN ETKB ETKB MüsteĢar Yrd. 06.05.2011 17.12.2013 22.11.2013 Devam Ediyor Üye Sefa Sadık AYTEKĠN Hazine MüsteĢarlığı ETKB MüsteĢar Yrd. 12.09.2011 Devam Ediyor Üye Ġbrahim TAN BOTAġ Genel Müdür Yrd. 14.01.2011 20.02.2014 Üye Ömer KOCA ETKB Petrol ĠĢleri Gn.Md.Yrd. 21.04.2014 Devam ediyor Üye Mehmet KONUK BOTAġ Genel Müdür Yrd. 12.05.2008 22.03.2012
Ġ Ç Ġ N D E K Ġ L E R Sayfa No I TOPLU BAKIġ I A Petrol ve doğal gazın Dünya ekonomisindeki yeri B KuruluĢun tarihçesi C - Öneriler II. ĠDARĠ BÜNYE 1 A - Mevzuat 1 B - TeĢkilat 8 C- Personel Durumu 22 III. MALĠ BÜNYE 37 A- Mali Durum 37 B- Mali Sonuçlar 43 IV. ĠġLETME ÇALIġMALARI 47 A- ĠĢletme Bütçesinin Genel Durumu 47 B- Finansman 48 C- Giderler 51 D- Tedarik ĠĢleri 53 E- Üretim ve Maliyetler 65 F- Pazarlama 89 G- Sigorta ĠĢleri 104 H- ĠĢletme Sonuçları 105 I- Bağlı ġirketler ve ĠĢtirakler 110 J- Kalkınma Planı ve Yıllık Programlar 126 V. BĠLANÇO 168 Aktif 168 Pasif 214 VI. GELĠR TABLOSU (Kar ve Zarar Hesabı) 228 VII. EKLER 243 I III XI
AB ABD ADK AGSC AġED BOTAġ BIL BTC Co. CS DWT EGO EPDK EÜAġ F/O HEAġ HPBH Ġnç KĠT KHK KĠK LNG MBTU MEP m 3 NIC NNC NIGC ODTÜ OSB PETKUR SDG Sm 3 SSCB TBMM TAKE or PAY TEFE TPAO TPPD TPIC TÜPRAġ YDK YPK Raporda yer alan kısaltmalar : Avrupa Birliği : Amerika BirleĢik Devletleri : AtanmıĢ Devlet KuruluĢu : Azerbaycan Devlet Petrol ġirketi SOCAR : Adıyaman-ġanlıurfa-Elazığ-Diyarbakır : Boru Hatları ile Petrol TaĢımacılık Anonim ġirketi : BOTAġ International Limited ġirketi : Bakü Tiflis Ceyhan ġirketi : Kompresör istasyonu : Uluslararası Denizcilik Ticaretinde ve Denizcilik Endüstrisinde kullanılan metrik ton cinsinden ağırlık ölçüm birimidir. : Elektrik Gaz Otobüs ĠĢletmeleri : Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu : Elektrik Üretim Anonim ġirketi : Fiber optik : Hamitabat Elektrik Üretim ve Ticaret A.ġ. : Ham Petrol Boru Hattı : Ġngiliz uzunluk birimi (2,54 cm) : Kamu Ġktisadi TeĢebbüsü : Kanun Hükmünde Kararname : Kamu Ġhale Kurumu : Liguid Natural Gas (sıvılaģtırılmıģ doğal gaz) : Milyon Ġngiliz Isı Birimi : Main Export Pipeline : Hacım birimi metre küp : Uluslararası Nabucco Gaz Boru Hattı ġirketi : Nabucco yerel Ģirketleri : Ġran Ulusal Gaz ġirketi : Orta Doğu Teknik Üniversitesi : Organize sanayi bölgesi : Türkiye Petrol Kurumu : SıvılaĢtırılmıĢ doğal gaz : Standart metre küp : Sovyet Sosyalist Cumhuriyetler Birliği : Türkiye Büyük Millet Meclisi : Al ya da öde : Toptan eģya fiyat endeksi : Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı : Türkiye Petrolleri Petrol Dağıtım A.ġ. : Turkish Petroleum International Company Ltd. : Türkiye Petrol Rafinerileri Anonim ġirketi : Yüksek Denetleme Kurulu : Yüksek Planlama Kurulu
Tablo listesi Bölüm Tablo No Adı Sayfa I. TOPLU BAKIġ 1 Toplu bilgiler V II. ĠDARĠ BÜNYE 2 Takip edilen davalar 16 3 Personel sayısı 22 4 Personele yapılan harcamalar 29 5 Sosyal giderler 34 III. MALĠ BÜNYE 6 Mali durum 37 IV. ĠġLETME ÇALIġMALARI A- ĠĢletme Bütçesinin Genel Durumu 7 Bütçeye iliģkin toplu bilgiler 47 B- Finansman 8 Finansman programı büyüklükleri 49 C- Giderler 9 Giderler 51 10 ÇeĢitli giderler 52 D- Tedarik ĠĢleri 11 Ġlk madde ve malzeme alımları 54 12 Mevcut doğalgaz ith. AnlaĢmaları 55 13 2013 yılı doğal gaz alımları 59 14 Hizmet alımları 63 15 Ġlk madde ve malzeme stokları 64 E- Üretim ve Maliyetler 16 Petrol ve doğalgaz faaliyetleri 66 17 Verimlilik 74 18 Hizmet üretim maliyet giderleri 87 19 Hizmet üretim birim maliyeti 88 F- Pazarlama 20 SatıĢlar 90 21 Doğal gaz satıģları 91 22 Sektörel doğal gaz satıģları 91 23 SıvılaĢtırılmıĢ doğal gaz satıģları 94 24 Ham petrol taģıma hizmet gelirleri 94 25 Doğal gaz satıģ fiyatları 98 26 Mamul, yarı mamül ve ticari mal stokları 101 G- Sigorta ĠĢleri 27 Sigorta iģleri 105 H- ĠĢletme Sonuçları 28 SatıĢ sonuçları 106 29 Faaliyet sonucu göstergeleri 107 I- Bağlı Ortaklık ve ĠĢtirakler 30a Bağlı ortaklık ve iģtiraklerinin taahhüt ve ödemeleri 110 30b Bağlı ortaklık ve iģtiraklerinin kuruluģa isabet eden temettüleri 125 J- Kalkınma planı ve yıllık programlar 31 Yatırımlar 127 V.BĠLANÇO 32 Aktif hesaplar 169 33 Bankalar 170 34 Ticari alacaklar 172 35 Alıcılar 172 36 ITP Hattı yıllara göre petrol taģıma ve kalan alacaklar 178 37 Diğer alacaklar 185 38 Stoklar 194 39 Irak malzeme 1 198 40 Irak malzeme 2 198 41 Maddi duran varlıklar 208 42 Maddi varlıklar net değerleri 211 43 BirikmiĢ Amortismanlar 212 44 Maddi olmayan duran varlıklar 213 45 Pasif hesaplar 215 46 Ticari borçlar 217 47 Satıcılara borçlar 217 48 Diğer borçlar 219 VI. GELĠR TABLOSU 49 Gelir ve giderler 229 50 Faaliyet giderleri 232
I TOPLU BAKIġ A- Petrol ve doğal gazın Dünya ekonomisindeki yeri: Kömür, petrol ve doğal gaz dünyada en çok tüketilen birincil enerji kaynağı olan fosil yakıtlardır. Fosil yakıtların toplam enerji tüketiminde payı % 80 iken gelecek 25 yıl içinde % 75 e düģmesi, enerji kaynakları içinde payını arttıran tek fosil yakıtın da doğal gaz olacağı öngörülmektedir. Birincil enerji kaynakları tüketiminde ilk sırayı % 36,7 payla petrol almakta, onu % 30 ile doğal gaz, % 17,5 ile kömür ve % 15,1 ile diğerleri (nükleer ve hidro) takip etmektedir. Doğal gazın tüketimi yıldan yıla artıģ göstermektedir. göre; British Petroleum Company nin dünya enerji istatistikleri 2014 yılı raporuna 2013 yılında 238,2 milyar ton olan dünya petrol rezervinin %17,7 si Venezuela, %15,8 i Suudi Arabistan, %10,3 ü Kanada, %9,3 ü Ġran, %8,9 u Irak, %6,0 sı Kuveyt, % 5,8 i BirleĢik Arap Emirlikleri nde bulunmaktadır. 2013 yılında dünyada günlük petrol üretimi geçen yıla göre %0,6 artarak 86.808 bin varil olmuģtur. En çok petrol üreten ülkeler açık farkla 2012 yılına göre %1.1 azalıģ ile Suudi Arabistan (11.525 bin varil/gün), Rusya (10.788 bin varil/gün), ABD (10.003 bin varil/gün), Çin (4.180 bin varil/gün), Kanada (3.948 bin varil/gün) ve Ġran (3.558 bin varil/gün) dır. Üretim verileri içinde en dikkat çeken değiģimler, ABD de yaģanan %13,5 lik artıģ ve Ġran da yaģanan % 6,0 lık azalıģtır. Bu ülkelere ilaveten BAE, Kuveyt, Irak, Meksika, Venezuela, ve Nijerya da petrol üretiminde söz sahibi ülkeler arasında sayılmaktadır. ABD nin ülke içi kaynaklarının tümünü devreye sokma çalıģmaları neticesinde, birkaç yıl içinde petrol üretiminde Suudi Arabistan ı, doğal gazda da Rusya yı geride bırakarak en büyük üretici olacağı öngörülmektedir. ABD ve Çin in ülkelerindeki kaya gazı rezervlerinin iģletilmesi için ciddi yatırımlar yapmasının gelecekte petrole olan taleple birlikte petrol ve doğal gaz fiyatlarını da düģüreceği beklenmektedir. Dünyada 2013 yılında günlük petrol tüketiminin bir önceki yıla göre % 1,4 artarak 91.331 varile ulaģtığı tahmin edilmektedir. 2013 verilerine göre en fazla petrol tüketen ülkelerin baģında ABD (18.887 bin varil/gün), Çin (10.756 bin varil/gün), Japonya (4.551 bin varil/gün), Hindistan (3.727 bin varil/gün) ve Rusya (3.313 bin varil/gün) gelmektedir. 2013 yılında Brezilya nın petrol tüketimi bir önceki yıla göre % 5,8 artarken bu oran Çin için % 3,8 olmuģ; Avrupa Birliği nin petrol tüketimi %1,9 azalırken ABD nin petrol tüketimi ise % 2 oranında artmıģtır. 2012 yılında % 6 artıģ yaģayan Japonya da ise % 3,8 azalıģ gerçekleģmiģtir. Petrol, dünyada en çok tüketilen enerji kaynağı olmakla birlikte, enerji kaynakları içindeki payı giderek azalmaktadır.
II Sayıştay 2012 yılı sonu itibarıyla 185,3 trilyon m 3 olarak tespit edilen dünya doğal gaz rezervinin 2013 yılı sonu itibarıyla 185,7 trilyon m 3 olduğu görülmektedir. Doğal gaz rezervlerinin % 52,3 ü olan 97,3 trilyon m 3 ü Rusya (31,3 trilyon m 3 ), Ġran (33,8 trilyon m 3 ), Katar (24,7 trilyon m 3 ) ve Türkmenistan (17,5 trilyon m 3 ) da bulunmaktadır. Ġran ispatlanmıģ doğal gaz rezervleri ile Rusya yı geçmiģ, dünyada doğal gaz rezervi en yüksek ülkedir. Türkmenistan doğal gaz rezervi olan ülkeler arasında 4. sıradadır. Doğal gaz rezervinin % 43,2 si Ġran ve Katar ın dahil olduğu Orta Doğu Ülkelerine, % 30,5 i de Rusya ve Hazar Bölgesinin içinde olduğu Avrupa-Avrasya Ülkelerine aittir. Dünyanın en büyük ikinci ekonomisi olan Çin in petrol ve doğal gaz kaynağı açısından oldukça fakir bir ülke olması, onu önemli bir pazar haline getirmekte ve Orta Asya rezervlerinin yönünü belirlemede etkili olmaktır. Türkmenistan ve Özbekistan doğal gazının en büyük alıcısı olan Çin in yıllık doğal gaz tüketimi % 10,8 artıģ ile 143,8 milyar m 3 den 161,6 m 3 e ulaģmıģ durumdadır. Dünya petrol ve doğal gaz rezervlerinin önemli bölümüne Orta Doğu, Rusya Federasyonu ve Orta Asya ülkelerinin sahip olduğu dikkate alındığında, dünya petrol ve doğal gaz ticaretinin bu güzergâhta Ģekillendiği görülmektedir. 2012 yılında dünya doğal gaz üretimi bir önceki yıla göre %1,1 oranında artarak 3.39 trilyon m 3 olarak gerçekleģmiģtir. En fazla rezerve sahip Orta Doğu Ülkeleri, doğal gaz üretiminin ancak % 16,7 sini (568,2 milyar m 3 ) karģılarken, Rusya nın üretimdeki payı tek baģına % 17,8 (604,8 milyar m 3 ) dır. Fakat 2012 yılında Rusya nın ürettiği doğal gaz miktarı bir önceki yıla gore %2,7 azalırken 2013 yılında % 2,4 artıģ göstermiģtir. Orta Doğu ülkelerinin üretimi % 4,5 artıģ göstermiģtir. ABD ve Kanada dünya doğal gaz rezervinin %6,3 üne sahipken, üretimdeki payları (899,1 milyar m 3 ) % 26,7 dir. Dünya doğal gaz üretiminin % 38,3 ü Rusya (604,8 milyar m 3 ) ve ABD (687,6 milyar m 3 ) tarafından karģılanmaktadır. ABD nin kaya gazı üretimi 2000 li yıllardan itibaren arttırarak 200 milyar m 3 e ulaģmıģ, 2011 yılında kaya gazı üretimi ülkenin doğal gaz ve petrol üretiminin % 34,5 ini karģılamaktadır. 2011 yılında ABD nin kaya gazı üretiminde eriģtiği 223,8 milyar m 3, Rusya nın yıllık doğal gaz ihracatını geçmektedir. ABD nin kaya gazını dünyaya pazarlamaya baģlaması, hem petrol hem de doğal gaz fiyatlarını aģağıya doğru baskılamakta, doğal gaz fiyatını petrole sabitleyen Rusya yı rekabete itmektedir. Dünya doğal gaz tüketimi 2012 yılında geçen yıla göre % 1,4 oranında artarak 3,347,6 trilyon m 3 olmuģtur. Tüketiminin % 22,2 (737,2 milyar m 3 ) ABD de, % 31,7 si (1.064,7 milyar m 3 ) da Rusya ve Türkiye nin dahil olduğu Avrupa-Avrasya ülkelerinde gerçekleģmiģtir. ABD nin tüketimi bir önceki yıla göre %1,5 artarken, Rusya nın tüketimi % 0,4 oranında azalmıģtır. Avrupa-Avrasya ülkelerinde de doğal gaz tüketimi bir önceki yıla göre %1,4 oranında düģmüģtür. Rusya ve Avrupa ülkelerinde doğal gaz tüketimi düģerken Çin, Japonya, Suudi
III Arabistan, Katar, Meksika ve Brezilya da doğal gaz tüketimi en çok artan ülkelerin baģında gelmektedir. Doğal gaz talebinin yıllık ortalama % 1,7 artıģla 2035 yılında 5 trilyon metreküpe ulaģması ve en fazla talebin Çin den gelmesi öngörülmektedir. Dünya petrol ve doğal gaz kaynaklarının yaklaģık % 70 inin Türkiye çevresindeki ülkelerde bulunması, bu kaynakların Türkiye üzerinden yeni projelerle Avrupa pazarlarına ulaģtırılmasının gündeme gelmesi Türkiye açısından ayrı bir önem arz etmekte, enerji koridoru olma fırsatını vermektedir. Türkiye de bilinen petrol ve doğal gaz rezervi çok az olduğu için talebin önemli kısmı ithalatla karģılanmaktadır. BP Dünya Enerji Ġstatistikleri Raporuna göre Türkiye de 2013 yılında petrol tüketimi % 5,7 oranında artarken, doğalgaz tüketimindeki artıģ hızı % 1,1 düzeyinde kalmıģtır. Türkiyenin doğalgaz tüketimi 2013 yılında 45,6 milyar metreküpe çıkarak, dünya doğalgaz tüketiminin % 1,4 üne yükselmiģtir. 2013 yılında doğalgaz ithalat miktarı 44,3 milyar m 3 olarak gerçekleģmiģtir. Doğal gaz ithalatının % 59,1 i Rusya Federasyonu ndan, % 19,7 si Ġran dan, % 7,4 ü Azerbaycan dan yapılmıģ, Nijerya ve Cezayir den LNG olarak alınan doğal gaz ithalatın % 11,5 i olmuģ, % 2,2 oranında da spot piyasadan LNG olarak temin edilmiģtir. Kaynak: 1-BP Statistical World Review of Energy, Haziran 2013 2-EIA, Short term Energy Outlook March 2014 http://www.eia.gov/forecasts/steo/pdf/steo_full.pdf B-KuruluĢun tarihçesi: BOTAġ, Türkiye Cumhuriyeti ile Irak Cumhuriyeti Hükümetleri arasında 27.08.1973 tarihinde imzalanan Ham Petrol Boru Hattı AnlaĢması çerçevesinde Irak ham petrolünün Ġskenderun Körfezine taģınmasını gerçekleģtirmek üzere, 7/7871 Sayılı Kararnameye istinaden 15.08.1974 tarihinde Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı nın (TPAO) Bağlı Ortaklığı olarak kurulmuģtur. Bakanlar Kurulunun 08.02.1995 tarih ve 96/6526 sayılı kararıyla Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı nın (TPAO) Bağlı Ortaklığı statüsünden çıkarılarak, Kamu Ġktisadi TeĢebbüsü (KĠT) olarak yapılandırılmıģtır. BOTAġ, 233 sayılı Kanun Hükmünde Kararnameye tabi, özel hukuk hükümlerine göre kurulmuģ, karlılık ve verimlilik ilkeleri doğrultusunda faaliyetlerini sürdüren bir Kamu Ġktisadi TeĢebbüsüdür. 233 sayılı KHK nin 58/3 üncü maddesine istinaden, 06.06.1996 tarih ve 96/8293 sayılı Bakanlar Kurulu Kararı ile BOTAġ a ülkenin ham petrol, doğal gaz ve LNG ihtiyacını karģılamak ve uluslararası alanda faaliyette bulunmak üzere yurt dıģında Ģirket kurmak, kurulmuģ Ģirketlere ortak olmak ve yatırım yapmak yetkisi de verilmiģtir. Söz konusu Bakanlar Kurulu Kararının 2 inci maddesine istinaden sermayesinin tamamı BOTAġ a ait ancak Ģirket merkezi Jersey Kanal Adaları nda bulunan, BOTAġ International Limited.ġti. (BĠL) kurulmuģtur. 02.01.1990 tarih ve 397 sayılı KHK ile doğalgaz piyasasında BOTAġ a tekel hakkı tanınmıģ ise de, 02.05.2001 tarih ve 24930 sayılı Resmi Gazetede yayımlanarak yürürlüğe giren ve 397 sayılı KHK yı yürürlükten kaldıran 4646 sayılı Doğal Gaz
IV Sayıştay Piyasası Kanunu ile doğal gaz piyasası yeniden düzenlenmiģtir. Bu tarihten itibaren BOTAġ sektördeki faaliyetlerini ithalat, iletim, depolama lisansı sahibi olarak sürdürmektedir. BOTAġ ın son beģ yıldaki faaliyetlerine iliģkin toplu bilgiler aģağıdaki tabloda gösterilmiģtir.
V Tablo 1 Toplu bilgiler Toplu bilgiler Ölçü 2009 2010 2011 2012 2013 Son iki yıl Farkı ArtıĢ veya Sermaye Bin TL 1.830.000 1.830.000 1.830.000 1.830.000 1.830.000 - - ÖdenmiĢ sermaye " 1.830.000 1.830.000 1.830.000 1.830.000 1.830.000 - - Öz kaynaklar " 7.881.641 8.084.185 6.741.709 6.135.465 7.691.930 1.556.465 25 Yabancı kaynaklar " 9.544.007 9.416.527 6.048.245 11.592.327 9.403.035 (2.189.292) (19) Finansman giderleri " 1.096.319 38.433 37.721 10.967 154.411 143.444 1.308 Maddi duran varlık.(edinme değeri) " 6.223.245 6.429.054 6.728.574 7.284.670 7.878.410 593.740 8 Maddi dur.varlık.birikmiģ amor. " 3.657.355 3.762.635 3.900.979 4.059.774 4.211.358 151.584 4 Yatırımlar için yapılan nakdi öde. Bin TL 79.998 195.957 265.158 458.698 540.129 81.431 18 Yatırımların gerçek or. (nakdi) % 19 44 66 82 90 8 10 Bağlı ortaklıklara ödenen sermaye Bin TL 671 671 671 671 1.067.821 1.067.150 159.039 Bağlı ortaklıklar temettü gelirleri Bin TL - - - - - - - ĠĢtiraklere ödenen sermaye Bin TL 7.240 18.574 33.614 57.631 93.947 36.316 63 ĠĢtirakler temettü gelirleri Bin TL - - - - - - - BaĢlıca alım tutarı (doğalgaz) Bin TL 14.245.161 31.917.054 27.075.810 34.278.366 31.531.016 (2.747.350) (8) Tüm alım tutarı Doğalgaz alım miktarı Bin TL Milyon Sm 3 14.355.280 33.069 16.124.797 31.917 27.813.454 39.337 34.194.703 42.581 31.703.484 38.163 (2.616.556) (4.427) (8) (10) TaĢınan doğal gaz toplamı Milyon Sm 3 35.998 38.187 43.828 46.773 46.534 (239) (1) HPBH taģınan petrol miktarı Milyon Ton/yıl 28 25 27 24 25 (8) (32) HPBH toplam kapasitesi Milyon Ton/Yıl 82 82 82 82 82 - - HPBH kapasitesinden yar. oranı % 34 30 32 29 20 (9) (45) HPBH satıģ maliyeti Bin TL 54.032 54.086 63.135 66.612 69.466 2.854 4 Doğal gaz satıģ maliyeti Bin TL 14.663.999 16.320.932 27.987.182 34.124.162 31.717.254 (2.406.908) (7) Doğal gaz satıģ miktarı Milyon Sm 3 32.351 31.619 39.985 41.663 38.481 (3.182) (8) Net satıģ tutarı Bin TL 18.326.416 16.997.387 26.605.681 36.456.218 32.796.449 (3.659.769) (10) Stoklar: -Ġlk madde ve malzeme Bin TL 24.230 23.037 22.490 21.329 20.089 (1.240) (6) -Yarı mamüller Bin TL -Mamüller Bin TL 142 142 142 142 142 -Ticari mallar Bin TL 924.386 1.141.583 977.882 1.900.011 1.605.926 (294.085) (15) -Diğer stoklar Bin TL 4.546 4.244 7.387 29.158 28.776 (382) (1) ĠĢçi (ortalama) KiĢi 2.799 2.823 2.793 2.812 2.849 37 1 Personel için yapılan tüm giderler Bin TL 188.681 204.436 224.428 255.685 299.666 43.981 17 Cari yıla iliģkin; -ĠĢçiler için yapılan giderler Bin TL 188.552 200.879 220.880 241.741 293.604 51.863 21 -ĠĢçi baģına aylık ortalama gider Bin TL 5.524 5.930 6.590 7.164 8.588 1.424 20 Dönem karına iliģkin ver. ve diğ.yük. Bin TL 1.023.012 Tahakkuk eden vergiler Bin TL 2.509.602 1.147.893 1.230.252 1.205.392 1.049.796 (155.596) (13) GSYIH'ya katkı (üretici fiyatlarıyla) Bin TL 3.795.972 832.297 (1.191.623) (297.822) 644.211 942.033 (316) GSYIH'ya katkı (alıcı fiyatlarıyla) Bin TL 5.282.562 1.980.181 36.727 907.469 1.694.007 786.538 87 GSMH'ya katkı (alıcı fiyatlarıyla) Bin TL 6.716.336 1.974.286 28.136 882.638 1.539.596 656.958 74 Faaliyet karlılığı (öz kaynak yön.) % 56 50 Mali karlılık (öz Kaynak yön.) % 68 3 20 Ġktisadi karlılık % 33 12 Zararlılık % 9 Faaliyet karı veya( zararı) Bin TL 3.491.950 496.518 (1.558.160) (771.188) (68.234) 702.954 (91) Dönem karı veya (zararı) Bin TL 4.257.572 202.544 (1.342.476) (606.244) 1.556.465 2.162.709 (357) Bilanço karı veya (zararı) Bin TL 3.234.560 3.437.104 2.094.628 1.488.384 3.044.849 1.556.465 105 azalıģ%
VI Sayıştay Kurumun kayıtlı sermayesi, 27.12.2005 tarih ve 2005/T-24 sayılı YPK ile, 05.10.2005 tarih ve 2005/57-459 sayılı yönetim kurulu kararı ile 1.830 milyon TL ye çıkarılmıģ olup, tamamı ödenmiģtir. Yönetim kurulunun 22.04.2014 tarih ve 2014/03-23 sayılı kararı ile 2013 yılı faaliyetleri ile ilgili teģekkül bilançosu kabul edilmiģtir. Cari yıl sonu itibariyle kurumun aktif ve pasifleri toplamı; 17.095 milyon TL dir. Aktiflerin % 72 si dönen, % 28 i duran varlıklardan oluģmaktadır. Dönen varlıkların yaklaģık % 6 oranında, 959 milyon TL si hazır değerdir. Pasif (kaynaklar) hesapların; % 50 si kısa vadeli, % 5 i uzun vadeli olmak üzere toplam % 55 i yabancı kaynaklardan, % 45 i ise öz kaynaklardan oluģmaktadır. KuruluĢun satıģ hasılatının % 90 oranı ile en önemli bölümünü oluģturan doğalgaz satıģ fiyatlarının 2011 ve 2012 yıllarında maliyetlerin altında belirlenmesi sonucu, 2011 yılı dönem sonucu 1,3 milyar TL, 2012 yılında da 606,2 milyon TL zararla kapattığından 2011 yılında öz kaynakların % 16,9 unu, 2012 yılında da % 9 unu yitirmiģ bulunmaktadır. 2013 yılı itibariyle, KuruluĢun sermayesi öz kaynaklarının % 24 ünü, tüm kaynakların ise % 11 ini oluģturmaktadır. Geçen yıla göre öz kaynaklar 10 puan artarken, yabancı kaynaklar 10 puan azalmıģtır. Cari yılda 154,4 milyon TL finansman gideri oluģmuģtur. Bu tutarın % 95 i dıģ borçlarla irtibatlı kur farkıdır. Kurumun dönen varlıklarının kısa vadeli yabancı kaynaklarını karģılamasını gösteren cari oran, 2012 yılında 1,32 iken, 2013 yılında 1,45 olarak gerçekleģmiģtir. Cari oran ve likidite oranında geçen yıla göre kısa vadeli yabancı kaynaklarının önemli düzeyde azalıģ göstermesi yanında dönen varlıklardaki düģmenin etkisiyle artıģ görülmektedir. ġirketin dönen varlıklarının kısa süreli borçlarını karģılayabilecek durumda olduğu görülmektedir. KuruluĢ cari yılda faaliyet döneminin karla sonuçlanması ve yabancı kaynak kullanımının da azalıģ göstermesinin etkisiyle kısa süreli borçlarının % 90,2 sini özkaynakları ile karģılayabilir duruma gelmiģtir. Kurumun süratle paraya çevrilebilir değerlerinin kısa vadeli yabancı kaynakları karģılama oranı (disponibilite oranı) 2012 yılında 11,6 iken, 2013 yılında bu oran 11,2 de kalmıģtır. Cari yıl sonunda 1.656 milyon TL stok mevcut olup, bu tutarın % 97 si ticari mal ile irtibatlıdır. 31.12.2013 tarihi itibariyle, Kurumun esas faaliyetlerinde dolayı 68.235 bin TL zarar etmiģ olmakla birlikte, yıl sonundaki net ticari karı 1.556,5 milyon TL olmuģtur. 2010, 2011, 2012 yılları mali dönemlerinde oluģan toplam 2.605 milyon TL mali zarar, 2013 yılı kurumlar vergisi matrahının tespitinde indirim konusu yapılmadığından vergi tahakkuk etmemiģtir. Geçen yıla göre; yurtiçi satıģlar % 10, satıģların maliyeti % 12 oranında düģmüģtür. Ayrıca diğer faaliyetlerden doğan olağan gelir ve karlar % 23 oranında azalırken, diger faaliyetlerden doğan olağan gider ve zararlar % 43 oranında iyileģmiģtir. Bunun yanı sıra, olağandıģı gelir ve karlar kapsamındaki diğer olağandıģı gelir ve karlar % 1.700 oranında artıģ göstermiģtir. Kurumun geçmiģ yıllara nazaran kara geçmesinde; - Bakü-Tiflis-Ceyhan Ham Petrol Boru Hattı Projesi çerçevesinde yapılan
VII maliyet giderlerinin önceki dönem 2.888.482 bin TL olurken cari yılda 4.556 bin TL olmasıyla, satıģların maliyetinin önceki döneme göre 4.357.489 bin TL azalmasını netice vermesi, -1.714 milyon TL tutarındaki diğer olağandıģı gelir ve karlar ın % 63 ü oranında 1.067 milyon TL sinin, Turkish Petroleum International Company Ltd ġirketinin 500 milyon ABD Doları karģılığı tutarındaki sermaye ile BOTAġ a devri sonucu yapılan gelir kaydı, -Rusya dan (Mavi Akım) al ya da öde kaynaklı telafi sonucu ucuz fiyattan Ocak ve ġubat 2013 aylarında alınan doğalgazdan 385.585 bin TL, Ġran dan al ya da öde kaynaklı telafi sonucu ucuz fiyattan alınan doğalgazdan 225.122 bin TL olmak üzere toplam 613.707 bin TL gelir etkili olmuģtur. Bakanlar Kurulunun 24.12.2012 tarih, 2012/4152 sayılı Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığına bağlı Turkish Petroleum International Company Ltd. ġirketinin (TPIC) bedelsiz olarak BOTAġ a devredilmesine iliģkin kararı 22.01.2013 tarih, 28536 sayılı Resmi Gazete de yayımlanmıģ, gerekli prosedürün 29.07.2013 tarihinde tamamlanmasıyla TPIC, BOTAġ ın bağlı ortaklığı haline gelmiģtir. TPIC in BOTAġ a devri sonucu yapılan gelir kaydı olan 1.067.150 bin TL ile Rusya ve Ġran dan al ya da öde kaynaklı telafi sonucu ucuz fiyattan alınan doğalgazdan 613.707 bin TL olmak üzere her yıl için kar unsuru olamayacak olan toplam 1.680.857 bin TL nin 2013 yılı karı 1.556.465 bin TL den istisna edilmesi halinde ġirket in cari dönemi zararla kapatacağı anlaģılmaktadır. Doğrudan kar-zarar tutarına etkisi olmamakla birlikte, BaĢkent Doğalgaz A.ġ den 676.977 bin TL lik Kurum alacağı, bu ġirketin özelleģtirilmesi sonucu tasfiye edilmiģtir. Cari yılda Kurumun bağlı Ģirketlerinden, iģtiraklerinden temettü geliri bulunmamaktadır. KuruluĢun karlı ve verimli çalıģmak zorunluluğu bulunduğundan, doğalgaz alımı konusunda yapılan anlaģmalarda yer alan AL-YA DA-ÖDE kuralı gereği, asgari alım tutarı kadar gaz alınamaması nedeniyle ödenen ve 2013 yıl sonu itibariyle 679,5 milyon TL alacağının, doğal gaz bedellerine karģılık olarak anlaģmalarda belirlenen süreler içinde gaz alarak mahsubu yapılamadığı takdirde, zarar kaydedilmesi, hem KuruluĢ açısından, hem de ülke ekonomisi açısından bir kayıp niteliğinde olacağından, bu durumun giderilmesine yönelik stratejilerin belirlenip uygulanması, nakit yetersizliğini gidermek amacıyla BOTAġ ın mali yapısının düzeltilmesi için gerekli önlemlerin bir an önce alınması gerekli görülmektedir. KuruluĢun doğalgaz alım sözleģmelerinde yer alan AL-YADA-ÖDE hükmü kapsamında Ġran, Rusya ve Azerbaycan a ödenen ve mukavele hükümleri gereği 5-12 yıl içersinde alınacak, asgari alım miktarı üzerindeki doğal gaz bedeline mahsup edilmek üzere 2013 yıl sonu itibariyle bilançoda 679,5 milyon TL olarak yer alan alacağın, sözleģme hükümleri kapsamında telafi edilememesi ve zarar kaydedilmesi halinde kuruluģun mali yapısını olumsuz yönde etkilemesi kaçınılmaz görünmektedir. KuruluĢun 2013 yıl sonu itibariyle; içinde bulunduğu finansman darboğazı nedeniyle zamanında ödeyemediği Gümrük TIR Müdürlüğüne 2,5 milyar TL KDV
VIII Sayıştay borcunun olduğu, kısa ve uzun vadeli borçlar toplamının 9,4 milyar TL olduğu, söz konusu yabancı kaynaklar için cari yılda 154,4 milyon TL faiz ve kur farkı ödediği, 473 milyon TL kambiyo zararının oluģtuğu görülmüģtür. BOTAġ ın insiyatifi dıģında geliģen olaylar çerçevesinde, BirleĢmiĢ Milletler Güvenlik Konseyi kararı ile uygulamadan doğacak zararın Hazine ce karģılanması için çıkarılan Bakanlar Kurulu kararına dayanarak Irak Türkiye Ham Petrol Boru Hattının kapatılması nedeniyle 6,5 yıl süre ile yıllık asgari taģıma geliri ile yapılan giderlerden oluģan zararın, Bakanlar Kurulu Kararı çerçevesinde Hazine tarafından tazmini için yeniden giriģimlerde bulunulması, 2003 yılından sonraki yıllarda, hattın düģük akıģ bazında iģletilmesi nedeniyle yıllık taģıma miktarından doğan alacak konusundaki anlaģmazlığın, Irak Milli Petrol ġirketi olan SOMO Ģirketi ile baģlatılan görümelerden sonuç alınamaması halinde, iki ülke arasındaki ekonomik ve diplomatik iliģkiler çerçevesinde çözümlenmesini teminen, DıĢ ĠĢleri Bakanlığı ve Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı nezdinde giriģimlerde bulunulması gerekmektedir. 2013 yılında toplam 1.495 milyon TL tutarında cari gider gerçekleģmiģ olup, bunun % 19 u ilk madde ve malzeme gideri, % 24 ü dıģarıdan sağlanan fayda ve hizmet, % 8 i çeģitli giderlerdir. Cari yılda, % 92 si ithal, kalanı yurt içinden olmak üzere toplam; 38.163 bin Sm 3 doğalgaz alınmıģtır. Tüm alımlar nedeniyle, toplam 31.651 bin TL ödenmiģtir. Doğalgaz alımlarında geçen yıla gore % 13 oranında düģüģ olmuģtur. Cari yılda yatırımlar için 540 milyon TL nakdi ödeme yapılmıģtır. Geçen yıla göre yatırımlarda % 18 oranında artıģ mevcuttur. Cari yılda 32.803 milyon TL brüt satıģ gerçekleģmiģtir. Geçen yıla göre brüt satıģlar % 10 oranında azalmıģtır. SatıĢlar ilk programın % 10, revize programın da % 2 altında gerçekleģmiģtir. SatıĢların maliyeti 32.785.477 bin TL olup, faaliyet giderlerinden sonra, 68.235 bin TL faaliyet zararı doğmuģtur. 2013 yılında çıkarılan 11.03.2013 tarih ve 2013/4408 sayılı Bakanlar Kurulu kararı ile BOTAġ ın 2013 yılında doğalgaz satıģ fiyatlarının Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığının uygun görüģü alınması ve yılık yatırım ve finansman programınında gerekli değiģiklikler yapılması kaydıyla alım maliyetinin altında belirleyebileceği ve bunun sonucunda doğabilecek zarar veya mahrum kalınan dolayı BOTAġ Genel Müdürlüğüne herhangi bir ödeme yapılamayacağı hükmü yer aldığından, bu durumun ġirketin mali bünyesini olumsuz etkileyeceği kaçınılmaz görünmektedir. 11.03.2013 tarih ve 2013/4408 sayılı Bakanlar Kurulunun, BOTAġ ın 2013 yılında doğal gaz satıģ fiyatlarını Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığının uygun görüģünün alınması ve yıllık yatırım ve finansman programında gerekli değiģiklik yapılması kaydıyla alım maliyetinin altında belirleyebileceği ve bunun sonucunda doğabilecek zarar veya mahrum kalınan kardan dolayı BOTAġ Genel Müdürlüğüne herhangi bir ödeme yapılmayacağı, hususundaki kararının 233 sayılı KHK nin 35 inci maddesi ile çeliģmesi nedeniyle, söz konusu kararın yeniden değerlendirilmesi gerekmektedir. 22.02.2013 tarih, 2013/4347 sayılı Bakanlar Kurulu kararı ile doğal gazın her bölgede yaygınlaģtırılması hedefi doğrultusunda BOTAġ, mevcut doğal gaz dağıtım lisansı bölgeleri dıģında kalan ve nüfusu 10.000 nin üzerinde olan ilçelere de doğal gaz
IX ulaģtırmakla görevlendirilmiģtir. Doğal gaz tüketimi ekonomik geliģme, alım gücü, yakıt kullanım alıģkanlıkları, konutların doğal gaz kullanımına uygunluğu ile doğru orantılı olduğundan, bu görevlendirme kapsamında yapılacak yatırımların planlamasında sadece nüfus kriterinin ön plana alınması ve bu yerleģim yerlerinde doğal gaz tüketimini arttıracak, destekleyecek sanayi unsurları bulunmadığı takdirde, doğal gaz dağıtım yatırımlarının rantabl olmayan, mali yükü fazla, sosyal nitelikli yatırımlar olarak kalacağına ve beklenen faydayı sağlamayacağına dikkat çekilir. Doğal gaz, diğer yakıtlara göre kalori bazında ucuz ve temiz bir yakıt olmakla beraber; dıģa bağımlı bir enerji kaynağı olması ve petrole endeksli fiyatının yükselme eğiliminde olması, döviz kurlarındaki artıģlar doğal gazı pahalı bir ürün yapmaktadır. BOTAġ ın yılda 82,4 milyon ton olan petrol taģıma kapasitesi 2006 yılında faaliyete geçen Bakü-Tiflis-Ceyhan (BTC) Ham Petrol Boru Hattı ile birlikte 130 milyon tona ulaģmıģtır. BTC nin iģletmeciliği BOTAġ ın bağlı ortaklığı BOTAġ International Ltd. (BĠL) tarafından yapılmaktadır. BĠL in merkezi yurt dıģında olup, tabi olduğu mevzuat bakımından yabancı Ģirketlerin Türkiye de faaliyet gösteren Ģubesi olarak görülmektedir. Türkiye nin doğusunda yer alan Hazar Bölgesi doğal gaz kaynaklarını Orta Avrupa ülkelerine ulaģtırmak üzere projelendirilen Nabucco Doğal Gaz Boru Hattını gerçekleģtirmek üzere kurulan ve BOTAġ ın da %18 payla dahil olduğu Nabucco Gas Pipeline International ġirketi (NIC) için, Haziran 2013 itibarıyla 25,6 milyon EURO sermaye aktarımı yapılmıģ, 569 bin ABD Doları da proje danıģmanlık masrafı olarak ödenmiģtir. Ancak, ġah Denizi Konsorsiyumunun TANAP projesi devamında (TAP) projesini destekleyeceğinin açıklaması üzerine, taģıyacağı doğal gaz kaynağını temin edemeyen Nabucco ġirketi nin tasfiye kararı alınmıģtır. Dünya Bankasının Türkiye Gaz Sektörü GeliĢtirme Projeleri için verdiği 325 milyon ABD Doları tutarındaki kredi anlaģması 02.02.2006 tarihinde yürürlüğe girmiģtir. Dünya Bankası Kredisi ile finanse edilen Erzincan Kompresör Ġstasyonunun sözleģmesi 80,4 milyon ABD Doları bedelle 14.04.2011 tarihinde, Tuz Gölü Yeraltı Doğal Gaz Depolama projesinin sözleģmesi 607,5 milyon ABD Doları bedelle 15.06.2011 tarihinde imzalanmıģtır. Ġki projenin sözleģme bedelleri toplamı 688 milyon ABD Dolarıdır. Erzincan Kompresör Ġstasyonu yatırımının tamamı söz konusu kredi ile gerçekleģtirildiği için Tuz Gölü Yeraltı Doğal Gaz Depolama projesinin 363 milyon ABD Doları finansman açığı olmuģ, projenin danıģmanlık hizmetleri sözleģmeleri ile birlikte 400 milyon ABD Doları ek finansman açığı olduğu hesaplanmıģtır. Doğal gaz arz güvenliği çerçevesinde önemli bir proje olan ve ilk aģamasının 2017 yılında tamamlanacağı planlanan Tuz Gölü Yeraltı Doğal Gaz Depolama projesinin gecikmemesi için 400 milyon ABD Doları tutarındaki ilave finansman ihtiyacının kısa sürede çözümlenmesi ve projenin hangi kaynaklardan finanse edileceğinin açıklığa kavuģması gerekmektedir. Tuz gölü yer altı depolama projesi ile Erzincan kompresörü projesi finansmanında kullanılan Dünya Bankası kredisinin de 2006 yılında iģlerlik kazanmasına rağmen, yatırımların zamanında tamamlanamaması
X Sayıştay nedeniyle kredinin ödemesiz 7 yıllık süresinin 2012 yıl sonu itibariyle dolması üzerine 2013 yılından itibaren geri ödemelerinin baģladığı dikkate alındığında, gelecek yıllarda oluģacak faiz ve kur farklarının da kuruluģun mali yükünü artıracağı ve mali yapısının daha fazla bozulmasına neden olacağı görülmektedir. BOTAġ ın özellikle 2005-2007 döneminde gerçekleģtirdiği doğal gaz boru hattı yapım iģlerinin geçici kabul eksikliklerinin makul süresi içinde tamamlanamamıģ olması, geçici kabul ile kesin kabul iģlemleri arasındaki sürenin uzaması, buna bağlı olarak garanti süresi içinde boru hattının iģletimi esnasında ortaya çıkan her sorunun yüklenici sorumluluğunda görülmesi taraflar arasında çok sık hukuki ihtilaf konusu olmuģtur. Geçici kabul eksikliklerinin verilen süresi içinde tamamlatılması için her türlü önlem alınarak kesin kabul iģlemleri kısa sürede, hızlı bir Ģekilde sonuçlandırılmalı, teminat süresinde idare ve yüklenici sorumluluğuna giren sorunların ayrımı yapılarak, bu nedenle ortaya çıkan ihtilafların önüne geçilmelidir. BOTAġ sermayesinin tamamı Devlete ait 233 sayılı KHK ye tabi bir iktisadi devlet teģekkülü olduğu halde, KĠT lerin personel rejimini düzenleyen 399 sayılı KHK nin geçici 9 uncu maddesindeki Özel hukuk hükümlerine göre kurulmuģ olup yönetim kademelerinde iģ kanunları çerçevesinde personel çalıģtıran ve ekli 1 sayılı cetvelde yer almayan teģebbüs ve bağlı ortaklık personeli hakkında, yeni bir düzenleme yapılıncaya kadar 233 sayılı Kanun Hükmünde Kararnamenin yürürlüğe girdiği tarihten önce tabi oldukları iģ kanunu hükümleri uygulanır. Kurumla ilgili yeni bir mevzuat düzenlemesi yapılmadığından kapsam dıģı statüde çalıģan personelin özlük haklarında belirsizlikler yaģanmaktadır. Nitekim son olarak BOTAġ tarafından hazırlanan Kapsam DıĢı Disiplin Yönetmeliği yayımlanmak üzere BaĢbakanlığa gönderilmiģ, ancak kapsam dıģı personelle ilgili yasal düzenleme yapılamadığı için yayımlanmamıģtır. 399 sayılı KHK ile hukuki dayanak kazanan iktisadi devlet teģekküllerinin personel rejimi, belirtilen KHK nin Ek 1 sayılı listesinde yer almayan BOTAġ ta uygulanmamıģtır. 399 sayılı KHK nın geçici 9 uncu maddesinde belirtilen hukuki düzenleme yapılmadığından, Kurumda çalıģan kapsam dıģı personelin özlük hakları açık bir yasal dayanağı olmaksızın, yönetim kurulu kararları ile çıkartılan iç mevzuat (yönetmelik, yönerge v.b) hükümlerine göre düzenlenmiģtir. 399 sayılı KHK nin Ek I sayılı cetvelinde yer almayan teģebbüslerde çalıģan kapsam dıģı personelin durumu Anayasanın 128. maddesinin, Memurların ve diğer kamu görevlilerinin nitelikleri, atanmaları, görev ve yetkileri, hakları ve yükümlülükleri, aylık ve ödemeleri ve diğer özlük iģleri kanunla düzenlenir. hükmü ile örtüģmemektedir. Kurumda kapsam dıģı personelin özlük haklarına iliģkin hususların yasa ile düzenlenmesi gerekirken, yasal dayanağı olmaksızın yönetmelikle düzenlenmesi hukuki sorunlara neden olabilecek mahiyettedir. Kapsam dıģı personelle ilgili olarak, 1990 yılından bu yana düzenlenmesi öngörülen, 399 sayılı KHK nin geçici 9 uncu maddesinde belirtilen Özel hukuk hükümlerine göre kurulmuģ olup yönetim kademelerinde iģ kanunları çerçevesinde personel çalıģtıran ve ekli 1 sayılı cetvelde yer almayan teģebbüs ve bağlı ortaklık personeli hakkında, yeni bir düzenleme yapılıncaya kadar, hükmünün yerine getirilmesini sağlamak ve oluģan mevzuat boģluğunun doldurulmasına yönelik düzenlemenin yapılmasını teminen ilgili merciler nezdinde giriģimlerde bulunulması
XI gereklidir. C- Öneriler: Boru Hatları ile Petrol TaĢıma A.ġ.nin (BOTAġ) 2013 yılı çalıģmaları üzerinde SayıĢtay tarafından yapılan incelemeler sonucunda getirilen öneriler aģağıdadır. Yılına iliģkin öneriler: 1-UlaĢtırma Bakanlığı DLH ĠnĢaatı Genel Müdürlüğü nün 1989 yılı yatırım programında 77E050030 proje numarası ile yer alan, Yüksek Planlama Kurulu nun 15.08.1989 tarih ve 89/T-64 sayılı kararına istinaden 26.10.1990 tarihli protokol ile BOTAġ a devredilen, YPK nın 01.02.2006 tarih ve 2006/T-5 sayılı kararı ile ilgili kısımları, Ġstanbul BüyükĢehir Belediyesi-ĠSKĠ Genel Müdürlüğü ve Kocaeli BüyükĢehir Belediyesi-ĠSU Genel Müdürlüğü ne devredilmesi kararlaģtırılan ancak bu devri gerçekleģtirilemeyen Ġzmit (ĠpraĢ) Ġstanbul (Haramidere) 16 akaryakıt boru hattı konusunda yapılacak iģlemlerin belirlenmesi için gerekli merciler nezdindeki giriģimlerin sürdürülmesi (Sayfa:84), 2-Yeni yapılacak ve mevcut tüm boru hatları ve tesislerinin yerlerine ait; -Topoğrafya, yerleģim yerleri, jeolojik (fay zonları, duraysız alanlar ile sıvılaģma alanları ve benzeri) ve jeomorfolojik yapılar, vadi tabanları, yeraltı ve yerüstü su kaynakları, orman alanları, askeri yasak bölgeler, sit alanları, sulak, kurak ve çöl alanları, koruma statüsü olan alanlar, ekosistemler, kıyı ve sahil Ģeritleri, arazi kullanımı (verimli tarım arazileri, imarlı-imarsız alanlar) atmosfer olayları, otoyollar, demiryolları, akarsu geçiģleri, geçitler (viyadükler, köprüler, vb.), eski boru hatları, baraj ve göletler, taģkın alanları, raylı ulaģımlar, enerji nakil hatları, tabiat parkları, endemik alanlar, alt ve üst yapılar, maden ve taģ ocağı arama ve iģletme ocakları, PTT ve Telekom hatları, gibi her türlü konum bilgilerin CBS ye aktarılması, iģlenmesi ve sayısallaģtırılması ile veri tabanı oluģturulması, -Coğrafi Bilgi Sisteminde (CBS) kullanılan programların modelleme aracından yararlanılarak sayısallaģtırılmıģ verilerin mekânsal analizleri ile ihaleye konu olabilecek en ideal ve alternatif boru hatlarını belirlemek, mevcut hatların risk analizlerini ortaya koymak için gerekirse hizmet alımına da gidilerek çalıģmaların baģlatılması (Sayfa:96), 3-Boru hattı ve tesislerinin yapım aģamasından önce, tüm konumsal veriler birlikte değerlendirilerek, ideal alternatif boru güzergah ve tesis yerlerinin Coğrafi Bilgi Sistemlerinde (GIS) kullanılan programların modelleme araçları ile tespitine yönelik çalıģmaları kapsayacak Ģekilde, BOTAġ Entegre Yönetim Sistemi Prosedürlerinin revize edilmesi hususunun değerlendirilmesi (Sayfa:96), 4-24.12.2012 tarih ve 2012/4152 sayılı Bakanlar Kurulu Kararı ile BOTAġ a bağlı Ģirket haline getirilen TPIC in bu kararın 5. maddesi doğrultusunda; TPIC in yönetimi, çalıģma esasları, iç denetimi ve BOTAġ ile iliģkileri Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı nın koordinasyonunda Kalkınma Bakanlığı, Hazine MüsteĢarlığı ve BOTAġ tarafından belirlenmesine yönelik çalıģmaların daha fazla zaman kaybetmeden gereğinin bir an önce yerine getirilmesi hususunda ilgili makamlarla
XII Sayıştay irtibata geçilmesi (Sayfa:119), 5-Bilanço kalemlerinin gerçek durumu yansıtmasını teminen; -Kapıkule Gar Müdürlüğü nden 2.460 bin TL alacakla ilgili, BOTAġ ın davanın karar düzeltme talebinin de DanıĢtay 7. Dairesi nin 2006/4495 esas no ve 2007/3630 nolu kararı ile de reddedilerek davanın kesinleģmesine rağmen yıllardır söz konusu alacağın bilançoda yer alması, -Caan Tekstil ve Turizm san. Ve Tic. A.Ş den 108 bin TL lik alacakla ilgili, BOTAġın davanın karar düzeltme talebinin de Yargıtay 7. Hukuk Dairesi nin 2008/1114 esas no ve 2008/2470 nolu kararı ile de reddedilerek davanın kesinleģmesine rağmen yıllardır söz konusu alacağın bilançoda yer alması Göz önüne alınarak, söz konusu toplam 2.568 bin TL alacağın bilanço akıbetinin ve alacakların gerçekliğinin belirlenmesi amacıyla aralarında Hukuk MüĢavirliği ile Finansman ve Muhasebe Daire BaĢkanlığı temsilcilerinin de bulunduğu bir komisyon teģkil edilmesi, komisyon kararlarının BOTAġ Yönetim Kurulu nca kabülünden sonra uygulanması, bundan sonra böyle durumlara mahal verilmemesi ve gerekli koordinasyonun sağlanması için Hukuk MüĢavirliği ile Finansman ve Muhasebe Daire BaĢkanlığı arasında öncelikle yıl sonu yazılı mutabakatın sağlanmasının rutin haline getirilmesi (Sayfa:193-194), 6-BirleĢmiĢ Milletlerce onaylanan 430 sayılı kontrat kapsamında Irak a borç kaydedilmek üzere Irak-Türkiye ham petrol boru hattının Irak tarafında kullanılmak üzere BOTAġ tarafından 1997 ve 1999 yıllarında satın alınıp Petrol ĠĢletmeleri Bölge Müdürlüğü ambarında muhafaza edilen, 463.054,02 ABD Doları maliyetli elektrik motoru ve yedeklerin, bedeli mukabilinde bir an önce Irak Noc/Somo firmasına gönderilmesini teminen, konunun, aralarında Petrol ĠĢletmeleri Bölge Müdürlüğü, Ġkmal Daire BaĢkanlığı ve Finansman ve Muhasebe Daire BaĢkanlığı temsilcilerinin bulunacağı bir komisyon oluģturularak değerlendirilmesi, alınacak komisyon kararının Yönetim Kurulu na sunularak gereğinin yapılması (Sayfa:202), 7-Raporun ilgili bölümlerinde yer alan ve rapor ekinde (Ek:14) listesi verilen diğer öneri ve tavsiyelerin de yerine getirilmesi. Önceki yıllardan devam eden ve izlemede olan konular; 1-10.05.2011 tarih, 2011/17-117 sayılı yönetim kurulu kararı ile ihdas edildiği halde 2011 yılından beri uygulanmayan bu kararın gereği yerine getirilerek, Deniz Hizmetleri ve ĠĢletmeler Daire BaĢkanlığının bir an önce faaliyete geçirilmesi (Sahife:6-61), 2-ġirketteki personel atamalarıyla ilgili iģlemlerin 233 sayılı KHK hükümleri çerçevesinde doğrudan ġirket Yönetim Kurulunun yetkisinde olduğu, 3346 sayılı Yasa gereğince, BOTAġ ın iģ ve iģlemlerinin TBMM nin tasvibine sunulması nedeniyle sorumluluğun doğrudan BOTAġ Yönetiminde olduğu gerçeği göz önünde bulundurularak, açıktan veya naklen personel atamalarında ilgili Bakanlığın görüģünün alınması yönündeki uygulamaya son verilmesini teminen, Enerji ve Tabii Kaynaklar