Çok Tedarikçili Türkiye Doğal Gaz Piyasası I. İstişare Toplantısı. Antalya, 29 Mart 2013

Organizasyonunda Katılımlarıyla Çok Tedarikçili Türkiye Doğal Gaz Piyasası I. İstişare Toplantısı Antalya, 29 Mart 2013 1

Gündem 09:30 10:00 Açılış Konuşmaları 10:00 11:45 I. Oturum Piyasaya Giriş Engellerinin Kaldırılması ve Likiditenin Sağlanması 11:45 14:30 Öğle Arası 14:30 17:30 II. Oturum Doğru İşleyen Fiyat Yapısının Kurulması Teknik Altyapı nın Sağlanması 18:30-19:45 I. İstişare Gala Yemeği 2

Türkiye Doğal Gaz Piyasası 2001-2013 2001 Doğal Gaz Piyasası Kanunu 2002-2003 Mavi Akım ve İran dan Gaz Tedariki 2005-2006 Kontrat Devirleri İhalesi 2007 TPAO Silivri Depolama Tesisinin Devreye Alınması İlk özel Taşıtan 2008 İlk Özel İthalatçı Şirketin Piyasaya Girişi Maliyet bazlı fiyatlandırma YPK Kararı 2009 4 özel ithalatçının ve toptan satış şirketlerinin piyasaya girişi 2010 LNG KUE ler 2012 TPAO Silivri KUE 2013 3 yeni ithalatçı şirketin piyasaya girmesi İlk miktar devri 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 bcm 2001-2013 Arz Talep Dengesi Grafiği %9,5 (CAGR) Talep artışı 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 BOTAŞ İthalat Özel İthalat Yerli Üretim Talep 2 3 14 21 23 30 28 1% 7% 15% 11% 6% 21% 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Taşıtan Sayısı 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Özel ithalat payı (2013 değerleri tahminidir) 3

Çok Tedarikçili Türkiye Doğal Gaz Piyasası Amaçlar Sonuçlar - Arz güvenliği - Gerçek maliyetlerin yansıtılabildiği piyasa fiyat yapısı - Ülke sınırları içerisinde rekabetçi, şeffaf, yüksek - Yeni altyapı yatırımları için fiyat sinyali likiditeli, bütün tarafların eşit katılımı olan ve mali - Rekabetçi piyasa, artan ülke refahı açıdan güçlü bir doğal gaz piyasası oluşturmak - Türkiye Enerji Borsası, bölgesel Hub - Ülkeye en ekonomik yoldan güvenilir gaz tedarik imkanlarını oluşturmak - Türkiye piyasa referans fiyatının ithalat kontratlarına baz olması 3 ÖNEMLİ ADIM Piyasaya Giriş Engellerinin Kaldırılması ve Likiditenin Sağlanması Teknik Altyapının Sağlanması Doğru İşleyen Fiyat Yapısının Kurulması Birincil mevzuattaki yapısal değişikliklerin hayata geçirilmesi İkincil mevzuatta bu amaçları destekleyecek düzenlemelerin yapılması 4

Yol Haritası Çalışma Grubu nun kurulması Değerlendirme raporunun hazırlanması ve mevzuat değişikliklerinin hazırlanmaya başlanması Hazırlanan Mevzuat Değişiklik taslakların Kurul gündemine alınması 15 Nisan 2013 30 Nisan 2013 30 Haziran 2013 Kurul görüşleri doğrultusunda taslakların güncellenmesi ve yayımlanması 2.İstişare Toplantısı AMAÇ: Kış Dönemi öncesi gerekli mevzuat değişikliklerinin yapılmış olması 15 Temmuz 2013 31 Temmuz 2013 5

Piyasaya Giriş Engellerinin Kaldırılması ve Likiditenin Sağlanması Piyasa Yapısı Sisteme Giriş Son Tüketici ye Ulaşma 6

BOTAŞ ın Ayrıştırılması Sorunlar 4646 sayılı Kanun da BOTAŞ ın 2009 yılına kadar ayrıştırılmış olması öngörülmüştür. Kanun daki açık hükmün henüz uygulanmamış olması piyasa işleyişinde büyük problemlere yol açmaktadır: Tarafsız karar alma mekanizmasındaki problemler Üçüncü taraflara açık şeffaf raporlamaların eksikliği (ayrıştırılmamış bilançolar) Hakim durumun yarattığı olumsuz etkiler Üçüncü tarafların erişimi Hem Serbest Piyasa Teorisi Hem gelişmiş piyasa örnekleri Hem AB enerji mevzuatı Hem ayrışmamış yapıda yaşanan tecrübeler Hem de ayrıştırılmış ve hukuki hakları rehabilite edilmiş bir Sistem İşletmecisinin Türkiye ye stratejik ve ekonomik katkıları dikkate alındığında AYRIŞTIRILMAYI KAÇINILMAZ KILMAKTADIR! Çözüm Önerileri Yeni yasa değişikliği beklenmeksizin, 4646 sayılı Kanun un amir hükümleri uygulanmalı ve BOTAŞ ın iletim ve ticari birimleri ayrıştırılmasına ilişkin bir yol haritası belirlenerek 2014 Gaz Yılı öncesi hayata geçirilmelidir. Oluşacak iletim şirketin idari ve profesyonel bağımsızlığı temin edilmelidir. BOTAŞ ın ayrıştırılması sonucu oluşacak şirketlerin özelleştirilme hedefleri, piyasa rol ve vizyonları tanımlanmalı ve buna yönelik olarak organizasyonlarını güçlendirmeleri sağlanmalıdır. Dünyada şebeke şirketi ayrıştırılıp bağımsız bir yapıya ulaştırılmadan başarılı olmuş bir serbest piyasa örneği bulunmamaktadır. 7

Tekel Yapı ve BOTAŞ Pazar Payının Düşürülmesi Sorunlar 4646 sayılı Kanun gereği BOTAŞ ın piyasa payının 2009 yılı itibariyle %20 ye düşürülmesi öngörülmüştür. Bugün itibariyle bu hedefin oldukça uzağında bulunulmaktadır. BOTAŞ ın bugün sahip olduğu %80 piyasa payı nedeniyle BOTAŞ satış koşulları referans olarak alınmakta ve bu durum bir piyasa oluşumunu engellemektedir. Hakim konumda olan BOTAŞ, çapraz sübvansiyon yaparak piyasanın rekabete açık olan segmentlerine maliyetin altında satış yapmakta ve bu durum özel tedarikçiler için öngörülemeyen ve yıkıcı bir rekabet ortamı oluşturmaktadır. BOTAŞ tabi olduğu yasal ve siyasi kısıtlamalar nedeniyle piyasada tekdüze bir satış ve tedarik politikası takip etmekte ve likidite oluşturacak işlemler yapmamaktadır. BOTAŞ ın piyasadaki hakim konumu son bulmadığı sürece sağlıklı işleyen rekabet ortamı ve likiditenin sağlanması mümkün değildir. Çözüm Önerileri 4646 sayılı kanunun amacında belirtilen prensiplerin takip edilmesi durumunda rekabet oluşacak ve ülke menfaati tesis edilecektir. Bu amaç doğrultusunda, serbest piyasanın en önemli unsuru olan rekabetin temini ve çok oyunculu piyasa yapısına ulaşabilmek için BOTAŞ ın yurt içindeki hakim durumun sonlandırılması gerekmektedir. Dünyadaki diğer tecrübeler ve mevcut kontratsal yükümlülükler dikkate alındığında, hakim durumun sona ermesi ve piyasada likiditenin sağlanmasının en uygun yolu BOTAŞ ın kanunda öngörülen «Miktar Devri» sürecini işletmesidir. Özel sektör ithalatının serbest bırakılması gerekmektedir. Stratejik ülke menfaatleri doğrultusunda, geçiş süresi boyunca BOTAŞ ın ithalat payının belli bir seviyede korunması ve özellikle her İthalat Giriş Noktasında BOTAŞ ın payını oransal olarak muhafaza etmesi gerekmektedir. Piyasada likiditenin sağlanmasının en uygun yolu Kanun da belirtilen Miktar Devri sürecinin işletilmesidir. 8

Depolama Taahhüdü Sorunlar 4646 sayılı Kanunun 4.4.(a).3 maddesinde ithal edilen yıllık gaz miktarının yüzde onu kadar bir miktarın 5 yıl içinde ülke içinde depolanmasının taahhüt edilmesi şartı bulunmaktadır. Gelinen nokta itibariyle, Kanunun kritik hükümlerinin uygulanmamış olması ve bu süre zarfında öngörülen piyasa yapısına ulaşılamaması nedeniyle söz konusu yükümlülük ithalat şirketleri açısından ciddi bir engel haline gelmiştir. BOTAŞ ın sübvansiyona dayalı ve gerçek maliyetleri yansıtmayan fiyat politikası özel sektör açısından bu gibi maliyetlerin katlanılmasını mümkün kılmamaktadır. Öte yandan gerçekçi olmayan fiyatlandırma politikası yeni depolama yatırımlarının gelişmesini engellemiştir. Hali hazırda 3. taraf erişimine açık toplam depolama kapasitesi kanunun uygulanabilmesini matematiksel olarak mümkün kılmamaktadır. Çözüm Önerileri Kanun un esas uygulamalarının gerçekleştirilmediği ve hakim oyuncu BOTAŞ ın dahi mevcut (TPAO) sözleşmelerine rağmen %10 lük taahhüdü yerine getiremediği bir ortamda, piyasa riskini üstlenen özel sektör şirketlerinden yükümlülüklerini yerine getirmelerini beklemek adil ve gerçekçi bir tutum olmayacaktır. Bu duruma ilişkin ek süre tanınması ve taahhüt edilecek oranının piyasa gelişimine ve 3. taraf erişimine açık fiziki depolama imkanlarına paralel olarak tadil edilmesi gerekmektedir. Depolama maliyetlerinin standart bir bedel olarak son kullanıcalara yansıtıldığı bir model geliştirilmelidir. Depolama taahhüdü piyasaya giriş açısından önemli belirsizlik unsurlarından biridir. 9

Taşıma Hizmet ve Teslim Sözleşmeleri Sorunlar (13/12/2012 tarihli 4169 No lu Kurulu Kararı) «Madde 8 a) Serbest tüketici ve tedarikçi arasında imzalanan doğal (gaz alım-satım sözleşmesi, dağıtım şirketine bildirildiği tarihten itibaren 15 gün içinde, dağıtım şirketiyle mevzuatta tanımlanan sözleşmelerin imzalanması koşuluyla, yürürlüğe girer. Bu yükümlülükleri yerine getirmeyen serbest tüketicinin dağıtım şirketinden doğal gaz satın almaya devam ettiği kabul edilir ve tedarikçi tarafından bir hak iddia edilemez.» Maddenin bu hali, Dağıtım şirketlerinin tedarikçiye olası engeller getirebilme ihtimalini doğurmaktadır. Tedarikçiler serbest tüketicilerle anlaşmaya varsalar dahi dağıtım şirketleriyle imzalanacak sözleşmeler piyasaya giriş engeli olacaktır.bu durum piyasanın serbestleşmesi adına ciddi bir engel teşkil etmektedir. Taşıma ve Teslim Hizmeti Sözleşmeleri Tedarikçiler ve Dağıtım Şirketleri arasında uzun yıllardır anlaşmazlık yaratan bir husustur. Bu sözleşmelerin taraflarca serbestçe belirlenen koşullarla tüm taraflara eşit ve adil bir şekilde imzalanması, meri mevzuat kapsamında yer almayan hüküm ve şartların sözleşme kapsamına dercedilmesi nedeniyle çoğunlukla mümkün olmamaktadır. (kapasite kullan ya da öde gibi). Sözleşmeler arasında bir terminoloji birliği bulunmamakta, sözleşmelerdeki giriş noktası, çıkış noktası, istasyon, hukuki teslim noktası, ticari teslim noktası gibi tanımlar birbirleriyle çelişmektedir. Hatta, Bağlantı sözleşmesi, Taşıma ve Teslim Sözleşmesi ve Standart Taşıma Sözleşmesinde taahhüt edilen asgari basınç seviyeleri farklıdır. Çözüm Önerileri THS nin imzalanmasına dair süre sınırı kaldırılmalıdır. THS nin imzalanmasına yönelik Taşıtan ve son kullanıcı arasındaki ön koşulların sağlanması durumunda dağıtıcı şirketlerin onay zorunluluğu getirilmelidir. EPDK tarafından mevzuata uygun olarak acilen standart sözleşmeler hazırlanmalıdır. EPDK bu süreci şeffaf olarak yürütmeli ve tüm tarafların görüşleri dinlenmelidir. Bu standart sözleşmeler hazırlanana kadar bu madde uygulanmamalıdır. Bu sözleşmelerin elektrik pazarında olduğu gibi standart hale getirilmesi sayesinde: Ödeme Vadesi, Damga Vergisi, Teminat gibi maddelerin her dağıtım bölgesi ve Taşıtan için standart hale gelecektir. Dağıtım bölgesindeki sorumlulukların ilgili mevzuat ve ihale dokümanlarıyla uyumlu halde sözleşmelerde yer alması sağlanacaktır. Dağıtım Şebekesi nin temel kullanım koşullarının Şebeke Yönetmeliği nde belirlenerek açıklığa kavuşturulmayan bazı noktalar yüzünden süregelen ve gerekli olmadığını düşündüğümüz DAŞİD gibi bir düzenlemenin de gündemden kalkması sağlanacaktır. Taşıtan, Taşıyıcı ve Dağıtımcı tarafından imzalanan sözleşmeler teknik taahhütler standart hale getirilmelidir. Taşıma Hizmeti ve Teslim Sözleşmeleri nin piyasa işleyişine ve son tüketiciye ulaşmaya engel olması önlenmelidir. 10

Aylık Ölçülen Serbest Tüketiciler (AÖST) Sorunlar EPDK nın 2010 ve 2011 Piyasa Değerlendirme Raporlarında da tespit edildiği üzere serbest tüketici limitlerinin düşürülmesinin serbest tüketicilerin dağıtım şirketi dışında bir tedarikçilerden gaz alımına etkisi çok düşük olmaktadır. Bunun en önemli nedenleri düşük tüketimli müşterilerin tüketimlerinin günlük olarak ölçülememesi ve tarife problemidir.* 2012 ve öncesinde şehir giriş istasyonunda okunan tüketim değerinden serbest tüketicilerin günlük okunan tüketim değeri çıkarıldıktan sonra geriye kalan miktar dağıtım şirketinin evsel tüketicilere satmış olduğu değer olarak adlandırılmaktaydı. Yeni düzenleme neticesinde, dağıtım şirketinin hali hazırda günlük ölçüm yapılamayan Serbest Tüketicilerine satış yapan taşıtanın günlük tahsisatının belirlenememesi dolayısıyla evsel tüketicilerin tahsisatlarının tespiti de imkansız hale gelmiştir. Dağıtım şirketleri tek bir tedarikçiden evsel tüketiciler ve AÖST için toplu bir anlaşma yapmak zorunda bırakılmakta ve tedarik opsiyonları kısıtlanmaktadır. İlgili Kurul Kararı ile serbest tüketicilerden, tedarikçisini seçme hakkını kullanabilmesi için beklenen ölçüm yatırımları, bu tüketicilerin haklarını kullanması durumunda elde edeceği avantaja kıyasla çok yüksektir; bu nedenle yatırımdan kaçınarak tedarikçi değiştirmeyeceklerdir. Çözüm Önerileri Elektrik piyasasında olduğu gibi Aylık Ölçülen (Günlük Sayacı Ölçülmeyen NDM) Müşteri tipi (300.000 m3 altı, ticarethane vb. kırılımlarla aylık okuma sağlanarak) ve bunlara gaz sağlanması durumunda dengeleme, iletim hizmetleri açısından gerekli süreç ve hesaplamalar ŞİD ve ilgili diğer mevzuatta tanımlanarak gereksiz uzaktan okuma yatırımlarının serbestleşmeye engel olmaması sağlanmalıdır. *2009 yılından 2010 yılına geçerken serbest tüketici olma sınırı 1.000.000 m3 ten 800.000 m3 e indirilmiştir. 2010 yılından 2011 yılına geçerken serbest tüketici olma sınırı 800.000 m3 ten 700.000 m3 e indirilmiştir. 2009, 2010 ve 2011 yıllarıında tedarikçilerden doğal gaz satın alan serbest tüketicilerin toplam serbest tüketiciler içerisindeki payı sırasıyla %17, %18, %14 tür Serbest Tüketicilerin tedarikçilerini seçmeleri önündeki ölçüm altyapısı engeli kaldırılmalıdır. 11

Aylık Ölçülen Serbest Tüketiciler (AÖST) Teknik ikincil mevzuat düzenlemeleri Aylık okunan serbest tüketiciler (AOST) : Yıllık tüketimi EPDK nın belirleyeceği miktarın altında olan serbest tüketiciler. Profillendirme: Elektrik sisteminde olduğu gibi Dağıtım Şirketleri tarafından gaz yılı öncesinde tüketici profilleri oluşturulur ve EPDK tarafından onaylanır. Onaylanan profiller Dağıtım Şirketi tarafından AÖST lere atanır. Örnek: Konut profili, sanayi profili vs Tahsisatlar: ST tahsisat: Sayaçta belirlenen tüketim değeri AOST İlk Tahsisat (AOST1): İlk tahsisat, taşıtan tarafından ilgili noktanın AOST kısmına verilen programla aynı şekilde oluşturulur. Taşıtan tarafından günlük program girildiğinde ilgili gün için ilk tahsisat günün programıyla aynı olarak EBT ye işlenir. AOST Son Tahsisat(AOST2): Dağıtım bölgesi Operatörü tarafından ilgili AOST için belirlenen profillendirme sisteminin Aylık Ölçüm değerine uygulanması sonucunda oluşan İlk Tahsisat tan farklı oluşabilecek tüketim değeri. Evsel ilk Tahsisat(E1): Günlük evsel tüketimin ilk tahsisatı Dağıtım bölgesi giriş noktasında (DBT) ölçülen tüketim değerinden serbest tüketicilerin ve AOST ilk tahsisatı (AOST1) çıkarılarak bulunan tüketim değeridir. E1= DBT-ST-AOST1(Günlük tahsisat) Evsel Son Tahsisat(E2): Günlük evsel tüketimin ilk tahsisatı Dağıtım bölgesi giriş noktasında (DBT) ölçülen tüketim değerinden serbest tüketicilerin ve AOST Son tahsisatı (AOST2) çıkarılarak bulunan tüketim değeridir. E2= DBT-ST-AOST2 (Günlük tahsisat) Taşıtan faturaları aylık değerler belirlendikten sonra oluşturulur. A Çıkış Noktası A Çıkış Noktası Tarih Program İlk Tahsisat Son Tahsisat ST 2.000.000 750.000 750.000 Evsel 1.230.000 1.230.003 AOST 175 175 172 Profil sonrası değer 12

Son Kaynak Tedarikçisi Sorunlar Son Kaynak Tedarikçisi hakkında geçerli bir tanım bulunmasa da, 4169 numaralı Kurul Kararı nda bu sorumluluk dolaylı olarak Dağıtım Şirketlerine yüklenmiş ve Tedarikçiye sahip olmayan Serbest Tüketicilere gaz tedariğinin bu şirketler tarafından sağlanması gerektiği belirtilmiştir. Fakat dağıtım şirketlerinin bu gazı kimden hangi şartlarla alacağı belirlenmemiştir. «4169 Madde 8. c) Dağıtım şirketi, tedarikçi ile doğal gaz alım-satım sözleşmesi bulunmayan serbest tüketicilere doğal gaz arzı sağlamak zorundadır.» Çözüm Önerileri Dağıtım şirketleri, serbest tüketici olduğu halde başka bir tedarikçiden doğal gaz temin edemeyen tüketicilere, doğal gaz sağlamakla yükümlü kılınarak bu durum lisansına dercedilir. Dağıtım şirketlerinin Son Kaynak Tedarikçisi piyasadaki mevcut hakim konumu gereği BOTAŞ olmalıdır. Son Kaynak Tedarikçisi sıfatıyla sağlanacak doğal gaz tarifeleri, Kurul tarafından belirlenir. Doğal gaz piyasasının gelişimi doğrultusunda Kurulca gerekli görülmesi halinde, Son Kaynak Tedarik yükümlüsü yeni tedarik şirket(ler)i Kurul tarafından yetkilendirilir. Son Kaynak Tedarikçisinin yetkilendirilmesine, son kaynak yükümlülüklerine, Son Kaynak Tedarik Tarifelerinin belirlenmesine ve Son Kaynak Tedariki uygulamasına ilişkin usul ve esaslar yönetmelikle belirlenir. Mevcut piyasa realitelerine göre dağıtım şirketleri için Son Kaynak Tedarikçisi BOTAŞ olmalıdır. 13

Son Kaynak Tedarikçisi Gelişim Süreci Son Kaynak Tedarikçisi ihtiyacı Tedarikçinin Plansız Çıkışı (Örnek : Ödeme aczi, iflas ) Tedarikçinin Planlı Çıkışı (Tedarikçi kendi tercihiyle piyasadan çekilir. ) Gaz yılı öncesinde serbest tüketicilerin tedarikçi bulamaması Tedarikçilerin Lisans İptalleri Plansız Tedarik Bozuklukları/Noksanlığı (Örnek : Mücbir sebep halleri, ithalat problemleri sebebiyle oluşan kontratsal problemler.) Son Kaynak Tedarikçisinin Görevleri Kullanıcı belirli bir zaman aralığından önce bilgilendirme yapmadığı takdirde SKT yi tedarikçisi olarak kabul etmiş sayılır. SKT, tüm oyuncular ile her türlü işbirliğini gerçekleştirecek ve kullanıcıların doğal gaz arz güvenliğini sağlayacaktır. Önceden belirlenmiş bir zaman aralığı (Örnek: 6 ay) boyunca olağan doğal gaz tedariğini sürdürecektir. SKT önceden belirlenen dönem sonlarında kullanıcıya farklı tedarikçilerden doğal gaz tedarik etme opsiyonunu sağlayacaktır. İkinci aşamada Son Kaynak Tedariğine dair esaslar detaylandırılmalıdır. 14

Serbest Tüketici Kararları ve Piyasa Engelleri Sorunlar 4169 Sayılı Kurul Kararı ile birlikte belirsiz bazı durumlar ortaya çıkmıştır. Madde 5 -Serbest tüketicilerin yapacakları doğal gaz alımsatım sözleşmelerinde takvim yılı esas alınır. Madde 9 -Tedarikçisini değiştirmek isteyen serbest tüketici yeni doğal gaz alım-satım sözleşmesi imzalamadan önce, bir önceki tedarikçisine veya doğal gazı dağıtım şirketinden almış ise, dağıtım şirketine olan yükümlülüklerini yerine getirdiğini yeni tedarikçisine belgelemek zorundadır. Serbest tüketicinin bir önceki tedarikçisinden veya dağıtım şirketinden, borcu olmadığına ilişkin belge talep etmesi halinde söz konusu belge, başvuru tarihini izleyen iki iş günü içerisinde serbest tüketiciye verilir. Madde 16 BOTAŞ İletim Şebekesi İşleyiş Düzenlemelerine İlişkin Esaslar (ŞİD), Acil Durum, Zor Gün, Sınırlı Kapasite Günü başlıklı 14 üncü bölümünde tanımlanan acil durum, zor gün ve sınırlı kapasite durumlarından biri ya da birkaçının oluşması durumunda, dağıtım şirketleri, dağıtım bölgelerinde bulunan Elektrik enerjisi üretimi için gaz satın alan şirketler e gaz arzını, sistem ve arz güvenliğinin sağlanması amacıyla, iletim lisansı sahibi şirketin talebi üzerine, istenen süreler için durdurmak zorundadır. İletim lisansı sahibi şirketin talebi doğrultusunda gaz arzının durdurulması kaynaklı ortaya çıkabilecek sonuçlardan dağıtım şirketleri sorumlu tutulamaz. Çözüm Önerileri Sözleşmelerde «Takvim Yılı» esas alınmamalıdır. Tarafların mutabık kaldığı durumlarda kısa vadeli, dönemsel ve spot alımlara engel konulmamalıdır. «Borçlu olmama» durumuyla ilgili yazıların sadece vadesi gelmiş borçlarla ilgili olduğunu açıklığa kavuşturulmalıdır. Dağıtım Şirketleri nin ihaleler ve mevzuatın izin verdiği çerçevede sunabilecekleri yan hizmetler ve bunların tarifeleri açıklığa kavuşturulmalıdır. Acil Durumlarda Dağıtım Şirketi yanında Tedarikçilerin de sorumlu tutulamayacağının belirtilmesi gerekmektedir. Tedarikçi değiştirme süreçlerine ilişkin süreç detaylarına ilişkin bir Serbest Tüketici Yönetmeliği hazırlanmalı ve dağıtım şirketlerinin hakim durumlarını istismar etmelerinin önüne geçilmelidir. 4169 Sayılı Kurul Kararı ile getirilen düzenlemeler piyasa işleyişinde karışıklığa sebep olmayacak şekilde açıklayıcı ve düzeltici ek düzenlemelerle desteklenmelidir. 15

Basınç Bedeli Gelişim Süreci Taşıyıcı, Giriş Teslim Basıncı nın 50 Bar ın altında kalması durumunda İthalatçılara ŞİD 11.2.6. Kapsamında EPDK tarafından Tarifeler Kurul Kararı nda belirlenmiş formülasyonu kullanarak cezai işlem uygulamaktadır. (Basınç Bedeli = Düşük Basınçla İthal Edilen Gaz Miktarı * 0,007 * DGF) Düşük basınçla Taşıyıcı ya gaz teslim etmenin oluşturduğu ek maliyetler aşağıdaki grafikte gösterilmektedir. Grafikte gazı basınçlandırmak için kullanılan kompresörlerin fazla çalışmasının oluşturduğu ek maliyetlerin giriş basıncına bağlı olarak değişimi gösterilmiştir. Grafiğin üst tarafında bulunan kırmızı çizgi mevcut ödenen bedeli göstermektedir. (DGF=0,781 TL/sm3) 16

Basınç Bedeli Sorunlar Basınçlandırma Maliyeti taraflara Giriş Basıncı Minimum Basınç farkından bağımsız olarak yansıtılmaktadır. Adet 100 80 60 40 20 0 85 8,000,000 TL 6,000,000 TL 4,000,000 TL 2,000,000 TL 35 26 28 Çözüm Önerisi 15 9 18 13 7 7 9 3 0 1 1 0 3 1 0.5 1 1.5 2 2.5 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 0 TL Bedel Ödenen Gün Adedi Nisan 2009 Şubat 2013 tarihleri arasında, 3 Bar aralığında tam 198 kere cezaya maruz kalınmıştır. Toplam Bedel 2009 2010 2011 2012 Basınç Farkı (bar) İlgili Kurul Kararı nın Taşıyıcı nın gerçek basınçlandırma maliyetini yansıtacak şekilde revize edilmesi gerekmektedir: 70 60 50 40 30 20 10 66 Basınç Bedeli = 0,00026 * DGF * P - 13% 12% 12% 11% 11% 10% 10% 9% Basınç Bedeli /Maliyet Oranı 33 22 16 13 11 8 6 5 4 4 3 3 2 2 2 2 2 0.5 1 1.5 2 2.5 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Basınç Bedeli/İletim Hizmet Bedeli Oranı (%) 12% 11% 11% 17 Basınç Farkı (bar) 10% 2009 2010 2011 2012 Maliyetten bağımsız tarife revize edilmeli ve maliyete dayalı tarife belirlenmelidir.

UDN/TN Ticareti Uygulamaları Sorunlar ŞİD de TN giriş, TN çıkış, UDN giriş ve UDN çıkış noktaları ayrı ayrı tanımlanmaktadır ve program kısıtlaması bulunmamaktadır Buna rağmen, Taşıyıcı, taşıtanların EBT ye TN ve UDN de aynı gün için girmiş olduğu karşılıklı alım satım programları netleştirilerek EBT ye işlenmektedir. Örnek; Program ve tahsisatları aşağıdaki gibidir. Taşıtan Talebi Taşıyıcı Talebi Sm 3 Program Tahsisat Program Tahsisat TN (alım) 400.000 400.000 300.000 300.000 UDN (satım) 100.000 100.000 0 0 Kesinti durumunda tahsisatlar aşağıdaki gibi olacaktır. Taşıtan Talebi Taşıyıcı Talebi Sm 3 Program Tahsisat Program Tahsisat TN (alım) 400.000 0 300.000 0 UDN (satım) 100.000 100.000 0 0 İkinci durumda UDN noktasında yapılan satış gerçekleşmemektedir. Bu nedenle transfer noktasından UDN de yapılan programların çıkarılması ciddi uyuşmazlıklara ve karışıklığa sebep olacaktır. Taşıtan Talebi Taşıyıcı Talebi Sm 3 Program Tahsisat Program Tahsisat TN (alım) 400.000 400.000 100.000 100.000 UDN (satım) 300.000 300.000 0 0 Çözüm Önerisi: Tahsisatlar UDN de olduğu için programlar tahsisatlara eşit şekilde yapılacaktır. Net incelendiğinde bir değişiklik olmamasına rağmen bu işlemler farklı sözleşmesel değerleri olan (farklı giriş noktaları, arz çeşitlendirmesi, vs)hacimler için taşıtanların kendi aralarında ticaret yapmasını sağlamaktır. ŞİD düzenlemelerine aykırı bir durum da söz konusu değildir. Taşıtanların transfer ve ulusal dengeleme noktalarında programlarına ŞİD de detaylandırılan uygulamaların dışına çıkılarak müdahale edilmemesidir. 18

Elektrik Piyasası ile Faz Farkı Sorunlar Taşıtanlar, Elektrik üretim santrallerine gaz satışı yapmaları durumunda elektrik ve doğalgaz mevzuatlarının gün tanımı farkından ve MYTM talimatları nedeni ile ciddi öngörüsüzlük içerisindedir. Çözüm Önerileri Elektrik mevzuatındaki gün tanımı Doğalgaz mevzuatına eşitlenmelidir. Müşteri bazlı tolerans sistemine geçilmeli ve elektrik santrali müşterileri için daha fazla tolerans tanımlanmalıdır. PMUM ve EBT sistemleri kendi aralarında eşleştirilerek MYTM talimatı sonucunda değişen tüketim tolerans içi değerlendirilmelidir. Tüketim farklılıklarını giderebilmek için yeraltı deposu kullanılabilir. KUE nin içerisine gün içi revize program uygulaması derc edilmiştir. Aynı şekilde ŞİD in içerisine gün içi revize program uygulamasının getirilmesi uygun olacaktır. Elektrik santrallerinin gaz tüketim tahminlerinde iki piyasa arasındaki temel uyumsuzluk nedeniyle karşılaşılan farklar ticarete engel olmamalıdır. 19

Damga Vergisi Sorunlar Mali mevzuat kapsamında doğal gaz piyasasında yapılan her sözleşmeden damga vergisi alınmaktadır. Çözüm Önerileri İlk adım olarak iletim ve dağıtım şirketleri ile zorunlu olarak imzalanan sözleşmelerin damga vergisinden muaf tutulması Damga vergisi sektöre yaklaşık %1 oranında ek maliyet getirmektedir. İleriki adımda doğal gaz piyasasında yapılan sözleşmelerin damga vergisinden muaf tutulması Taşıtanların ve toptan satış şirketlerinin zorunlu olarak imzaladıkları sistemsel sözleşmeler (STS, THS, MTS, vb.) de damga vergisine tabidir. Bu sayede gazın el değiştirme oranı önemli ölçüde yükselecektir. Bu duruma ilişkin Bakanlığın görüşe açtığı Kanun taslağındaki muafiyet maddesi değişikliğe uğramadan yasalaşmalıdır. Damga vergisi diğer tüm unsurlardan bağımsız olarak tek başına likiditenin gelişmesi önündeki en büyük engellerden biri durumundadır. 20

Doğru İşleyen Fiyat Yapısının Kurulması 21

Maliyet Bazlı Fiyatlandırma Sorunlar Yüksek Planlama Kurulu tarafından 14.02.2008 tarihinde Enerji KİT lerinin Uygulayacağı Maliyet Bazlı Fiyatlandırma Mekanizmasının Usul ve Esasları yayınlanmış ve 01.07.2008 tarihinden itibaren BOTAŞ satış fiyatlarını bu usul ve esaslar çerçevesinde belirlemeye başlamıştır. Ancak 2009 yılı son çeyreğine gelindiğinde bu uygulamaya son verilmiştir. BOTAŞ maliyetlerindeki ve kurlardaki değişimi çok uzun bir zamandır çapraz sübvansiyon uygulayarak diğer segmentlere yaptığı satışlar ile kapatmaya çalışsa dahi, oluşan fark zaman zaman telafi edilemez seviyelere ulaşmaktadır. Serbest piyasada faaliyet göstermeye çalışan piyasa oyuncuları BOTAŞ ın yıkıcı fiyat politikası nedeniyle uğradıkları zararlar neticesinde piyasa faaliyetlerine devam edemez duruma düşmekle karşı karşıyadırlar. Çözüm Önerileri BOTAŞ ın uygulayacağı -iletim ve sevkiyat kontrol bedelleri hariç- en düşük satış fiyatı, Piyasa oyuncularının arz emniyetini ve ticari sürdürülebilirliğini riske atmayacak şekilde, Global enerji fiyatlarındaki değişimi ve kur değişikliklerini yansıtacak şekilde maliyet bazlı olarak belirlenmeli ve yayınlanmalıdır. Çapraz sübvansiyon uygulaması sona ermeli, bazı tüketicilerin desteklenmesi gerektiğinde bu fiyatlara müdahale etmeden yapılmalıdır. Doğru fiyat yapısı sağlıklı işleyen bir piyasanın olmazsa olmaz temel unsurudur. 22

Fiyat Farklılaştırması I Sorunlar BOTAŞ, her şey (iletim ve sevkiyat kontrol bedelleri ve depolama bedeli) dahil bir fiyat politikası uygulamaktadır. İletim ve depolama tarifelerinde değiştiği dönemlerde dahi BOTAŞ ın her şey dahil satış fiyatı sabit kalmıştır. Hali hazırda BOTAŞ ın açıkladığı 3 farklı fiyat vardır. Uygulanan fiyatlar tüketicilerin profillerinden, dengeleme yükü ve kapasite maliyetlerinden bağımsız olarak belirlenmektedir. Baz yük müşteri fiyatı ile mevsimsel müşteri fiyatı arasındaki fark depolama ve dengeleme maliyetlerini karşılamaktan uzaktır. Mevsimsel dengeleme maliyetinin satış fiyatlarına yansıtılmaması nedeniyle depolama kullanımı ekonomik ve uygulanabilir olmamaktadır. Yeterince fiyat farklılaştırmasının olmaması yeni depolama yatırımlarının yapılması için piyasa sinyali üretmemektedir. Çözüm Önerileri Her müşterinin neden olduğu maliyeti üstlenmesi esas olmalıdır. Buna göre her profilin gerektirdiği depolama, dengeleme ve kapasite maliyetleri satış fiyatına yansıtılmalıdır. BOTAŞ her şey dahil fiyatlandırma politikasından vazgeçmeli, müşterilerin çekiş miktarı ve profiline göre gerçek maliyet kalemlerini her ay faturada şeffaf olarak göstererek uygulamalıdır. BOTAŞ mevsimsel satış fiyatı (konut) : 778 TL/1,000 m3 BOTAŞ baz yük satış fiyatı (s. tüketici) : 718 TL/1,000 m3 Fark : 60 TL/1,000 m3 Depolama maliyeti (TPAO Silivri-indirimli) ~ 125 TL/1,000 m3 23

Fiyat Farklılaştırması II AB de uygulanan farklı fiyat kategorileri: BOTAŞ satış tarifeleri: Kaynak: Eurostat Fiyat Farklılaştırması sayesinde tüketiciler neden oldukları maliyeti karşılayacak ve adaletli bir fiyat metodolojisi oluşturulacaktır. 24

Depolama ve LNG Terminal Yatırımları Sorunlar Türkiye birkaç yıl içerisinde bölgesinin ve Avrupa nın en büyük doğal gaz piyasası haline gelecektir. İletim şebekesinde taşınmakta olan doğal gaz miktarı 50 bcm e yaklaşmış olmasına rağmen arz güvenliği konusunda çok temel eksiklikler bulunmaktadır. Yer altı depolama kapasitesi son derece yetersizdir. Bu durum stratejik depolama ve mevsimsel dengeleme konularında ciddi sorunlara yol açmaktadır. Arz güvenliğinin sağlanması ve likiditenin artırılması için Giriş noktası sayısının artırılması gerekmektedir. Mevcut mevzuata göre depolama ve LNG terminal yatırımları koşulsuz 3. taraf erişimine açık olmak zorundadır. Bu durum ciddi sermaye gerektiren bu tarz yatırımların yapılması önündeki en büyük engellerden biridir. BOTAŞ haricindeki şirketler mevcut yeraltı deposunda kapasite rezerve edebilmesine rağmen KUE metodolojisi günlük kapasitenin her durumda kullanımına imkan vermemektedir; yani BOTAŞ ın depodaki önceliklerinin önüne geçilememiştir. Çözüm Önerileri Liberal çok tedarikçili ve sağlıklı işleyen bir doğal gaz piyasasına kavuşmak için Giriş noktası sayısının ve kapasitesinin arttırılması gerekmektedir. Depolama kapasitesinin arttırılması gerekmektedir Yukarıdaki hususların gerçekleşebilmesi için yer altı doğal gaz ve LNG terminal yatırımlarının teşvik edilmesi gerekmektedir. Depolama yatırımları için üçüncü taraflara yatırımın hizmete sunulmasını takiben erişim muafiyeti ve teşvik edici tarife yapılarının oluşturulması, gerekirse devlet özel sektör işbirliğiyle depo yapılması sağlanmalı. LNG Terminali yatırımları için üçüncü taraflara yatırımın hizmete sunulmasını takiben erişim muafiyeti sağlanmalı. Mevcut tesislerden maksimum faydayı sağlayacak alternatif yöntemler üzerinde çalışılmalıdır. Ör:BOTAŞ ın geri üretim kapasitesinin Batı Hattı ndaki DCQ seviyesi ile sınırlandırılması Depolama ve LNG Terminal yatırımları yapılabilmesi için gerekli teşvik ve destekler sağlanması büyük önem taşımaktadır. 25

Dengeleme Gazı Sorunlar Taşıyıcı dengeleme gazı ve dahili kullanım gazı ihtiyacını sadece BOTAŞ Ticaret vasıtasıyla karşılamaktadır. Bu durum daha adil ve şeffaf bir dengeleme gazı fiyatı oluşumunun önünde büyük bir engel oluşturmaktadır. ŞİD kapsamındaki talimat mekanizması kullanılarak dengeleme gazı sağlaması mümkündür. Tarifede ise dengeleme gazı fiyatının oluşumu detaylanmıştır; nitekim bu mekanizma doğru şekilde çalıştırılamamıştır. Çözüm Önerileri ŞİD Madde 23.1.3.1 in kaldırılması, 23.1.3.1 Taşıyıcı, Dahili Kullanım Gazı ve/veya Dengeleme Gazı için özel sözleşmeler yapmayacak, bu amaçla BOTAŞ ın Doğal Gaz ithalat / ihracat / toptan satış üniteleri tarafından İletim Şebekesi ne sokulan Doğal Gazı kullanacaktır. EPDK, BOTAŞ, DİVİD ve PETFORM üyelerinin katılımıyla dengeleme gazı alımı için usul ve esasların, gerekli ŞİD değişikliklerinin detaylandırılacağı bir komisyon kurulması Dahili Kullanım ve Dengeleme Gazı ayrımının yapılması İletim Şebekesi Stoğunun izlenebilir olması Dengeleme Gazı Fiyat Teklifleri nin toplanması ve değerlendirilmesi Dengeleme Gazı Fiyatı nın oluşması ve zamanında yayımlanması Enerji Borsası yolunda, taşıtanlardan günlük dengeleme gazı temin edilmesi suretiyle dengeleme gazı piyasası oluşumunun çok önemli bir adım olduğu düşünülmektedir. 26

Depolama Tesisi Kullanımında Oluşan İlave İletim Masrafları Sorunlar Giriş Noktası Son Kullanıcı İletim Maliyeti : 25,010 TL / 1000 Sm³ Giriş Noktası Depolama Tesisi Son Kullanıcı İletim Maliyeti : 49,834 TL / 1000 Sm³ Depolama Tesisi kullanımında İletim Maliyetleri yaklaşık iki katına çıkmakta, bu durum Depolama Tesisi nin kullanımını olumsuz etkilemektedir. 27

Depolama Tesisi Kullanımında Oluşan İlave İletim Masrafları Çözüm Önerileri Giriş Noktası Depolama Tesisi Son Kullanıcı İletim Maliyeti : 25,194 TL / 1000 Sm³ Talebimiz: Mükerrer alınan İletim Hizmet ve Çıkış Kapasite bedelleri kaldırılmalıdır. 28

Teknik Altyapının Sağlanması 29

İletim Sistemi Yatırımları ve Tarifeler Gündemdeki Konular İletim şebekesi altyapısı Yeni iletim tarifeleri, iletim tarife metodolojisinin bulunmaması. Beklentiler BOTAŞ Türkiye nin orta ve uzun vadeli ihtiyaçlarına cevap verecek genişleme ve kapasite artırım yatırımlarının planını hazırlamalı, yayınlamalı ve en kısa sürede tamamlamalıdır. Acil kompresör yatırımlarının ivedilikle tamamlanması sağlanmalıdır. BOTAŞ ın 5 yıllık yatırım projeksiyonu yayımlamalıdır. Yeni tarife dönemi öncesinde iletim tarife metodolojisi tarafların görüşleri alınarak yayınlanmalıdır. Tarife metodolojisinde dönem içerisinde Geri Ödemeler Hesabı öngörülmeli ve Gelir Tavanı yöntemine uygun olarak gelir düzeltme bileşenleri bulunmalıdır. Buna uygun olarak BOTAŞ İletim in 2011-2013 yılları arasında iletim ve sevkiyat kontrol bedelleri ve diğer ceza kalemleri dahil toplam gelirindeki negatif ve pozitif sapmalar şeffaf bir şekilde piyasayla paylaşılmalı ve yeni dönem gelir gereksiniminde düşülmelidir. 30

Ölçüm Altyapısı ve EBT Sorunlar Dağıtım ve iletim ölçüm ve haberleşme altyapısındaki (SCADA) eksiklikler geçen on yılda tamamlanamamış, zamanlı ve kaliteli veri akışı henüz tesis edilememiştir. EBT nin istenilen yetkinliklte olmaması piyasanın gelişimini ve likidite artışını engellemektedir. 28 02 2013 tarihli EBT İhalesi Sonucu Çözüm Önerileri Teklif Verenler (alfabetik sırayla) 3M Bilişim (243.000 TL) Bilişim Mühendislik (595.000 TL) BTT Bilgi (350.000 USD) Deloitte Promis (598.000 USD) Emsal Müh. Bilişim (111.111 TL) İsomer Bilişim (881.000 TL) Kalitte (292.000 TL) KR Otomasyon (419.450 TL) Krizma Yazılım (232.500 TL) NKR Yazılım (1.860.000 TL) Sabit Ölçme Bilişim (1.320.000 TL) Sim Soft (3.284.000 TL) Su BT Volt Teknik (450.000 TL) Vizyon Bilişim (1.487.000 TL) Şartnamedeki belirsizlikler ihaleye katılan firma profili ve verilen tekliflerde ciddi bir çeşitliliğe neden olmuştur. Gelinen durum işin kalitesi açısından endişe vericidir. Sağlıklı işleyen bir EBT ye kavuşulması için ihale sonrası süreçte işin kapsamı ve hizmet kalitesi yakın olarak takip edilmelidir. Dağıtım Şirketleri tarafından yapılması gereken Sevkiyat Kontrol Merkezlerini n 31.12.2013 tarihine kadar tamamlanması hususundaki ilerleme EPDK tarafından takip edilmelidir. Dağıtım Şirketlerinin SCADA sistemleriyle BOTAŞ sisteminin entegrasyonu sağlanmalıdır. EPDK sevkiyat kontrol merkezlerinin asgari kapsamı ve piyasa haberleşmesine ilişkin standartları belirlemelidir. Ölçüm altyapısı ve EBT Borsa olma yolundaki bir piyasa için atılması gereken ilk adımlardan biridir. 31

Depolama Program Sorunlar Depolama Tesisi Kullanım Usul Esasları na göre (KUE), Depolama Tesisi nden Hizmet Alanlar ın gün içerisinde programlarını revize etme hakları bulunmaktadır. Mevcut maddede (KUE Madde 6.5.2) Gün İçi Revize Programlar İletim Şirketi nin onayına bağlanmaktadır. KUE deki bu mekanizmayı ŞİD de detaylandıran bir yapı henüz tesis edilmemiştir. Bu eksiklik sebebiyle Hizmet Alanlar ın Gün İçi Revize talepleri İletim Şirketi tarafından kabul görmemektedir. Depolama Tesisi nde Gün İçi Revize Program, Taşıtan ların günlük dengesizliklerini yönetmelerine olanak vermesi sebebiyle, Depolama Tesisi nin sağladığı faydaların başında gelmektedir. ŞİD ve KUE mevzuatları arasında uyum tesis ederek bu mekanizma işler hale getirilmelidir. Çözüm Önerileri 1. Gün İçi Program Revize lerinde Depolama Şirketi ve Hizmet Alanlar, İletim Şirketi ne bilgi vererek gerekli işlemleri yapabilir olmalıdırlar. Mevcut ŞİD maddelerindeki eksiklik sebebiyle aradaki onay mekanizması çalışmamaktadır, bu sebeple KUE de yer alan onay mekanizması bilgilendirme şeklinde revize edilmelidir. 2. ŞİD de ilgili maddelerde yapılacak değişiklikle Depolama Tesisi kullanımından dolayı gün içerisinde revize program vermek mümkün kılınmalıdır. 3. Depolama tesisinde hafta sonları program revizyonu yapılabilmelidir. Piyasa oyuncuları tarafından Depo nun efektif ve etkin bir şekilde kullanılmasının önü açılmalıdır. 32

ŞİD Kapasite Rezervasyonları Sorunlar Depolama Tesisi nin üçüncü tarafların kullanımına açılması ile birlikte, bir aydan daha kısa süreler için kapasite rezervasyonu yapma ihtiyacı hasıl olmuştur. Taşıtanlar bu noktaları bütün bir ay kullanmayı planlamadıkları sebebiyle aylık kapasite rezervasyonu yapmamakta, bunun yerine ihtiyaç hasıl olan günlerde Kapasite Aşım Cezaları nı göze alarak bu noktaları kullanmak istemektedirler. Bu günlerde İletim Şirketi, bu noktalarda aylık kapasite rezerve edilmediği için talep edilen işlemleri onaylamamaktadır. Çözüm Önerileri 1. Depolama Tesisi giriş ve çıkış noktalarında işlem yapmak için aylık kapasite rezervasyonu ön şart olarak ortaya konulmayarak, rezerve kapasitenin üzerinde işlem ihtiyacı hasıl olduğunda Kapasite Aşım Ücreti ödemek koşuluyla işlem yapılmasının önünün açılması, 2. ŞİD kapsamında bir aydan daha kısa süreler için (bir ya da birkaç günlük) kapasite rezervasyonu yapabilmenin önünü açacak düzenlemeler yapılması. Piyasa oyuncuları tarafından Depo nun efektif ve etkin bir şekilde kullanılmasının önü açılmalıdır. 33

Pozitif Dengesizlikte «k» Faktörü Belirlenmesi Sorunlar ŞİD madde 3.3.1.2 Kuşkuya mahal bırakmamak için, herhangi bir Günde bir Taşıtanın sıfır gaz akışının olması halinde veya bütün çıkışları sanal noktalar olan Taşıtanlar için, söz konusu Gün ve Taşıtanlar için Müsaade Edilen Tolerans sıfır olacaktır ifade edilmektedir. Çözüm Önerileri Bu nedenle tarifedeki k veya ŞİD deki F faktörününün ceza bedeli en fazla negatif dengesizlik durumunda ödenen cezanın 2 katı (DGF x 0,16) olacak şekilde sınırlandırılmasının ve ŞİD 3.3.1.2 nin kaldırılmasının adil olacağını düşünüyoruz. k faktörü TDM/TİM olarak tanımlanmıştır. Sanal noktada satış yapan taşıtan, herhangi bir şekilde pozitif kalması durumunda(tim=0) k sonsuza yakın bir değer alınarak, taşıtanın ticari hayatını bitirecek derecede ciddi mali yükümlülük altına sokulmaktadır. Yaz döneminde (özellikle bakım periyotlarında ve elektrik santrali müşterisi olanlar için) müşteri çekiş dengesizliği nedeni ile tolerans dışına cıkıldığında gaz bedelinin üzerinde dahi cezai bedellerinin oluşması çok olasıdır ve geçmişte vuku bulmuştur Gerekli düzenleme yapılarak adil bir limit getirilmesi gerekmektedir. 34

Kesinti Kısıntı Prosedürü Sorunlar Yakın dönemde İletim Şebekesinde yaşanan sıkıntılardan sektör ve tüketiciler olumsuz etkilenmiştir. ŞİD Madde 14.11.3 gereği Taşıtanlar kesinti/kısıntı yapılacak Son Kullanıcılara ilişkin öncelik listesini Taşıyıcıya iletmekle yükümlüdür; fakat Taşıyıcı bu listeyi gerektiği şekilde yorumlayıp uygulayamamıştır. Kesinti/Kısıntı Prosedürü 10.12.2009 tarih ve 2326 sayılı Kurul Kararı ile ŞİD kapsamından çıkarılmıştır. Daha önceden birçok platform ve ŞİD değişiklik önerilerinde detaylandrılmasının talep edilmesine karsın Kesinti/Kısıntı Prosedürü henüz hazırlanıp taşıtanlar ile paylaşılmamıştır. Böyle bir prosedür var ise tüm paydaşlar ile paylaşılması gerekmektedir. Çözüm Önerileri Kesinti Kısıntı prosedürünün hazırlanması ve taraflar ile paylaşılması gerekmektedir. ŞİD Madde 14 kapsamında verilen talimatların aşağıdaki bilgileri içermesi gerekmektedir. Talimatın sebebi ve İletim Şebekesinin hangi segmentlerini etkilediği. Talimat durumunda etkilenen ve etkilenme ihtimali olan Son Kullanıcıların listesi. Kesinti/Kısıntı/Arttırma Talimatı verilen Son Kullanıcıların Listesi Kısıntı/Arttırma Talimatı verilen Son Kullanıcıların ilgili Taşıtanın Kapasite Tescil Belgesinde kayıtlı Azami Günlük/Saatlik Çekiş Miktarları üzerinden orantısal olarak Kısıntı/Arttırma miktarları. Azami Günlük/Saatlik Çekiş Miktarları tespit edilemiyen Kısıntı/Arttırma Talimatı verilen Son Kullanıcılar için kullanılması öngörülen kapasite miktarları. Talimatın geçerlilik süresi. Talimatlara uygun hareket eden Taşıtanlara, talimatlar doğrultusunda hareket ettikleri günler ve talimatlar doğrultusunda hareket ettikleri miktarlar için, Negatif ve Pozitif Dengesizlik hesaplamalarında TDM'ler TİM olarak değerlendirilmesi gerekmektedir. Kesinti kısıntı prosedürünün netleştirilmesi ve tüm piyasa paydaşları ile paylaşılması gerekmektedir. 35

Boru hattı ile ulaşılmasının ekonomik olmadığı bölgeler Sorunlar Çözüm Önerileri Dağıtım Şirketleri nin boru hatlarıyla gaz götürmenin ekonomik ve teknik olmadığını belirledikleri yerlere yatırım yapma yükümlülükleri yoktur. Ancak bu bölgelere doğal gazın diğer formlarının hangi şartlarla götürülebileceği açık değildir. Ekonomik ve teknik olarak Dağıtım Şebekesi nin götürülmesi Kurum/Kurul tarafından uygun olmadığı belirlenen site, mahalle, şehir gibi tanımlanmış bölgelerde veya birden fazla tüketicinin serbestçe (tedarikçi, fiyat, diğer hizmet koşulları serbestisi) ortak bir hatla doğal gaz almasını sağlayacak bir düzenleme olmalıdır. Hem LNG/CNG hem de nakliye ve diğer hizmet maliyetlerini faturalara yansıtabilecek bir serbestiyle bu tür tüketicilerin doğal gaz alternatifini de değerlendirmeleri sağlanabilir. Bu sayede daha fazla tüketicinin doğal gazdan faydalanması sağlanacaktır. 36

Emanet Gaz Sorunlar Mevzuat kapasamında olmasa da BOTAŞ tarafından uygulanan bir yöntem haline gelmiştir. Taşıyıcı, taşıtanların ay sonunda sistemde bırakmış olduğu gazı almak istememekte ve emanet gaz konseptini önermektedir. 2011 ŞİD değişiklik önerilerinde; Taşıyıcının bir Giriş Noktasında verdiği azaltma talimatına uymayarak Ay boyunca sistemde gaz bırakmaya devam eden Taşıtanın bu gazı Taşıyıcı tarafından emanete alınacaktır. Taşıyıcıya bu şekilde gaz emanet eden Taşıtanın Ay boyu kümülatif pozitif dengesizlik miktarı kümülatif negatif dengesizlik miktarından fazla ise, aradaki fark miktar emanete alınan gazın miktarı olarak değerlendirilecektir. Emanete alınan gaz miktarının Dengeleme gazı Fiyatı üzerinden belirlenen bedelini Taşıyıcı Taşıtana ödemekle yükümlü olmayacaktır. Taşıtan emanete alınan gazını, müteakip Ayın ilk yedi günü içerisinde sistemden geri çekmekle yükümlüdür. Taşıyıcıya emanet bıraktığı gazı sistemden geri çekmek isteyen Taşıtan, geri çekeceği emanet gazının Miktarını KISIM II BÖLÜM 7 de yer alan hükümler çerçevesinde Emanet Gazı Giriş Noktasında TMB bildirmek suretiyle Taşıyıcıya iletecektir. Emanet gazı olarak sistemden geri çekilen günlük Miktar (Emanet Gazı Giriş Noktası tahsisat miktarı) Gün öncesinde Emanet Gazı Giriş Noktasında bildirilen TMB Miktarına eşit olacaktır. Emanet gazının sistemden geri çekilmesi için tanınan yedi günlük süre boyunca Emanet Gazı Giriş Noktasında yapılan TMB lerin toplamı emanet gazı miktarından fazla olamaz. Taşıyıcıya gaz emanet eden bir Taşıtan, emanet bıraktığı gaz miktarı için doğal gaz piyasası ile ilgili depolama tarifesi hakkında alınan Kurul Kararına göre belirlenen depolama fiyatı üzerinden Taşıyıcıya gaz emanet bırakma ücreti ödeyecektir. Çözüm Önerileri Taşıtanların, ayın herhangi bir gününde olduğu gibi ay sonunda da müşterilerinin tüketiminde farklılıklar oluşabilmekte ve ay sonunda pozitif kalabilmektedir. Taşıtanlara mevcutta günlük dengesizlikleri için cezai yaptırımlar bulunmaktadır. Ay sonunda sistemde bırakılan gaz için depolama bedeli adı altında yeniden bedel ödemesi adil değildir. Taşıyıcının görüşü tek taraflıdır; eğer bu uygulmaya geçilecek ise taşıtanlara bir sonraki ay eksik kalınan gazlarını sisteme sokmalarının önü açılmalıdır ve bunun için ayrıca bir ücret ödenmemelidir. İleriki dönemde dengeleme güç piyasasına geçilmesine emanet gaz uygulaması büyük engel oluşturacaktır. Dengeleme Gazı nın hedeflendiği bir piyasada Taşıtanların aylık talimatlara maruz kaldığı ŞİD 23.1 3.2 kaldırılmalıdır. Piyasa oyuncuları tarafından da kabul görecek çift taraflı bir düzenleme getirilmelidir. 37

Sonuç ve Çözüm Önerileri 38

Sonuç 1 Konu Temel Sorun Çözüm beklentisi Botaş ın ayrıştırılması Tekel yapı ve BOTAŞ pazar payının düşürülmesi Depolama taahhüdü Serbest tüketici kararları Yerel ve AB mevzuatı, ayrıca genel piyasa yapısı gereği ayrıştırma olması kaçınılmazdır BOTAŞ ın pazar payı ve fiyatlandırma politikasının diğer taşıtanlar için olumsuz etkilerinin olması Teknik ve ekonomik olarak depolamanın mümkün olmaması Müşterilerin teknik ve hukuki sorunlar nedeniyle tedarikçi değiştiremeyecek olması ve piyasadaki beklenen serbestliğin elde edilememesi Yeni yasa değişikliği beklenmeksizin ayrıştımaya ilişkin yol haritası hazırlanması Kanun çalışmaları sürecinde DİVİD ve Petform üyelerinin çalışma gruplarına katılımının temin edilmesi Miktar devri sürecinin işletilmesi Son kullnıcıya yansıtlabilecek standart depolama bedeli ve yeterli depolama yatırımı oluşuncaya kadar 5 yıllık sürede ve %10 luk miktarda revizyon olması Profil uygulaması, standart taşıma hizmet ve müşteri teslim sözleşmelerinin hazırlanması ve diğer önerileri detaylandıracak usul ve esasların yayımlanması Son kaynak tedarikçisi Dağıtım şirketlerinin gaz tedarikçisi eksikliği BOTAŞ ın son kaynak tedarikçisi olarak atanması ve son kaynak tarifesi belirlenmesi Basınç bedeli Maliyetten uzak bir bedelin uygulanması İlgili Kurul Kararı nın gerçek maliyeti yansıtacak şekilde revize edilmesi 39

Sonuç 2 Konu Temel Sorun Çözüm beklentisi UDN/TN ticareti uygulamaları Elektrik piyasası ile faz farkı Damga vergisi Boru hattı ile ulaşılmasının ekonomik olmadığı bölgeler Maliyet bazlı fiyatlandırma BOTAŞ İletim tarafından alım satım programlarının netleştirilerek sisteme girilmesi Taşıtanların gün tanımı ve talimatlar nedeni ile elektrik santrallerine satışlarının kısıtlanması Diğer tüm unsurlardan bağımsız olarak tek başına likiditenin gelişmesi önündeki en büyük engellerden biri durumundadır Bu tarz bölgelerde doğal gaz faaliyetinin nasıl yapılacağına ilişkin mevzuatın bulunmaması BOTAŞ tarifelerinin bazı dönemlerde çapraz sübvansiyon nedeni ile taşıtanlar için yıkıcı duruma gelebilmesi Fiyat farklılaştırılması BOTAŞ fiyatlarının tüketicilerin profillerinden, dengeleme yükü ve kapasite maliyetlerinden bağımsız olarak belirlenmesi Taşıtanların transfer ve ulusal dengeleme noktalarında programlarına ŞİD de detaylandırılan uygulamaların dışına çıkılarak müdahale edilmemesi Elektrik santralleri için daha uygun tolerans tanımlaması yapılması ve gün tanımının eşitlenmesi Doğal gaz piyasasındaki sözleşmelerin damga vergisinden muaf tutulması Rekabetçi ve son kullanıcıya maliyetlerin yansıtılabildiği LNG/CNG piyasalarının oluşturulması YPK Kararı nın uygulamaya geçirilmesi ve çapraz sübvansiyon olmadan gerçek maliyetlerin kullanıcılara yansıtılması BOTAŞ her şey dahil fiyatlandırma politikasından vazgeçmeli, müşterilerin çekiş miktarı ve profiline göre gerçek maliyet kalemlerini her ay faturada şeffaf olarak göstererek uygulamalıdır. 40

Sonuç 3 Konu Temel Sorun Çözüm beklentisi Depolama tarifesi Dengeleme gazı Pozitif dengesizlikte «k» faktörü belirlenmesi Emanet gaz İletim sistemi yatırımları ve tarifeler İlave iletim bedelinin tesisi ekonomik olmaktan çıkarması Sadece Botaş tan temin edilmesi ve şeffaf bir dengeleme gazı temin mekanizması olmaması k sonsuza yakın bir değer alınarak, taşıtanın ticari hayatını bitirecek derecede ciddi mali yükümlülük altına sokulmaktadır Taşıyıcı, taşıtanların ay sonunda sistemde bırakmış olduğu gazı almak istememekte ve emanet gaz konseptini önermektedir. İletim sistemindeki teknik ve ekonomik öngörülerin bulunmaması Ölçün altyapısı ve EBT Gelişen piyasaya uygun piyasadaki önümüzdekidönem beklentileri karşılayan bir EBT kurulması İlave iletim bedelinin kaldırılması Enerji borsası yolunda çok önemli bir adım olan dengeleme gazının yüksek likidite oluşacak şekilde sadece BOTAŞ tan değil tüm taşıtanlardan temin edilmesini sağlayacak usul ve esasların oluşturulması tarifedeki k veya ŞİD deki F faktörününün ceza bedelinin sınırlandırılması Uygulamanın dengeleme gazı ve dolayısıyla borsa yolunda önemli engel teşkil edecek olması nedeniyle benimsenmemesi Botaş ın 5 yıllık yatırım planının yayımlanması ve yeni tarifelerin taşıtanların katılımı ile şeffaf bir metodoloji ile oluşturulması İhale neticesinin ve alınacak hizmet kalitesinin yakın takibi, taşıtanlardan gerekli desteklerin alınması 41

Sonuç 4 Konu Temel Sorun Çözüm beklentisi Depolama ve LNG terminali yatırımları Depolama Gün içi revize program ŞİD Kapasite rezervasyonları Kesinti kısıntı prosedürü Mevcut yapının bu yatırımları teşvik etmemesi ve arz güvenliği tehlikesi KUE ve ŞİD uyumsuzluğu nedeni ile gün içi revizyon yapılamaması Depolama tesisinde bir aydan daha kısa süreler için kapasite rezervasyonu yapılamaması İletim şebekesinde yaşanan sıkıntıların tüm tarafları olumsuz etkilemesi Depolama ve LNG yatırımlarının teşvik edilmesi ŞİD de ilgili maddelerde yapılacak değişiklikle Depolama Tesisi kullanımından dolayı gün içerisinde ve hafta sonu revize program vermek mümkün kılınmalıdır ŞİD kapsamında bir aydan daha kısa süreler için (bir ya da birkaç günlük) kapasite rezervasyonu yapabilmenin önünü açacak düzenlemeler yapılması Kesinti Kısıntı prosedürünün hazırlanması ve taraflar ile paylaşılması 42

Yol Haritası Çalışma Grubu nun kurulması Değerlendirme raporunun hazırlanması ve mevzuat değişikliklerinin hazırlanmaya başlanması Hazırlanan Mevzuat Değişiklik taslakların Kurul gündemine alınması 15 Nisan 2013 30 Nisan 2013 30 Haziran 2013 Kurul görüşleri doğrultusunda taslakların güncellenmesi ve yayımlanması 2.İstişare Toplantısı AMAÇ: Kış Dönemi öncesi gerekli mevzuat değişikliklerinin yapılmış olması 15 Temmuz 2013 31 Temmuz 2013 43

TEŞEKKÜR EDİYORUZ... 44