1

EU IPA13/CS-02.a

2013 ENERJİ SEKTÖR PROGRAMI

FAZ-2 PROJESİ

Enerji Piyasası Gelişimi

Doğal Gaz Piyasası ve Sürekli Ticaret Platformu

Değerlendirme Raporu

[Türkçe Versiyon - Revizyon 3]

Mayıs 2019

2

Yasal ve Gizlilik Uyarısı

Bu Rapor, Avrupa Birliği / Katılım Öncesi Yardım Aracı (IPA), Enerji Sektörü Teknik Yardım Projesi: EU-IPA13/CS02-a “Enerji Piyasası Gelişimi Projesi” (Proje) kapsamında, Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı Dış İlişkiler ve Avrupa Birliği Genel Müdürlüğü’nün (“Müşteri”) talebi üzerine, MRC-ECCO-EXERGIA konsorsiyumunun (“Danışman”) altyüklenicisi Orhan Çıtanak (“Altyüklenici Danışman”) tarafından hazırlanmıştır.

Rapor, Müşteri tarafından sağlanan bilgiler, kamuya açık bilgiler ve Danışman’ın ve Altyüklenici Danışman’ın kendi mülkiyetindeki bilgiler kullanılarak hazırlanmıştır.

Belgede yer alan bilgilerin doğruluğu ve bütünlüğü Danışman ve/veya Altyüklenici Danışman tarafından beyan ve garanti edilmemektedir.

Zaman içerisinde, ilgili verilerde ve/veya varsayımlarda değişiklikler yaşanabilir ve bu değişiklikler raporda yer alan tespit, görüş, değerlendirme ve önerin de değişmesi neticesini doğurabilir. Danışman ve/veya Altyüklenici Danışman, belge üzerinde herhangi bir bildirimde bulunmaksızın değişiklik gerçekleştirilebilir.

Rapor’da yer alan içeriğin herhangi bir şekilde kullanımı ve/veya Rapor’a istinaden bazı kararların alınması ve/veya işlemlerde bulunulması neticesinde oluşacak sonuçlardan Danışman sorumlu değildir.

Versiyon Versiyon Tarihi Yorumlar

Versiyon 1.0 18.12.2018

Versiyon 2.0 08.03.2019

Versiyon 3.0 16 Mayıs 2019

3

İÇİNDEKİLER TABLOLAR .............................................................................................................................................. 4

KISALTMALAR ........................................................................................................................................ 5

1. ÖNSÖZ ........................................................................................................................................... 7

2. YÖNETİCİ ÖZETİ ............................................................................................................................. 9

3. TARİHSEL GELİŞİM, HEDEFLER, ÖNCELİKLER ................................................................................. 24

3.1. DOĞAL GAZ PİYASASI KANUNU VE REKABETÇİ PİYASASA GEÇİŞ SÜRECİ ................................... 24 3.2. YAKIN DÖNEMDE KAYDEDİLEN GELİŞMELER ............................................................................. 25

3.2.1. SİSTEM GİRİŞ KAPASİTESİNDEKİ ARTIŞ ............................................................................. 25 3.2.2. ARZ GÜVENLİĞİNİN İZLENMESİ ........................................................................................ 26 3.2.3. SÜREKLİ TİCARET PLATFORMUNUN DEVREYE ALINMASI VE PİYASA BAZLI DENGELEMEYE GEÇİŞ 26 3.2.4. KURUMSAL YETKİNLİKLERDE GÖZLEMLENEN İYİLEŞMELER ............................................. 26 3.2.5. ŞEFFAFLIK PLATFORMU .................................................................................................... 27 3.2.6. SCADA’NIN DEVREYE ALINMASI VE SAYAÇ VERİLERİNİN TOPLANMASINDA YAŞANAN İYİLEŞMELER ....................................................................................................................................... 27

3.3. MEVCUT DURUM, ÖNCELİKLİ ÇALIŞMALAR VE HEDEFLER......................................................... 27

4. PİYASA KATILIMCILARININ İHTİYAÇLARININ KARŞILANMASINA İLİŞKİN GÖSTERGELERE (ACER GTM MARKET PARTICIPANTS’ NEEDS METRICS) İLİŞKİN TESPİT VE DEĞERLENDİRMELER ..................... 29

4.1. GÖSTERGELER VE HEDEF DEĞERLERİ ........................................................................................ 29 4.2. TEKLİF DEFTERİ HACMİ .............................................................................................................. 29 4.3. EN İYİ ALIŞ VE SATIŞ FİYATLARI ARASINDAKİ FARK ..................................................................... 30 4.4. EN İYİ TEKLİF İLE DİĞER TEKLİFLER ARASINDAKİ FARK ............................................................... 31 4.5. GÜNLÜK İŞLEM SAYISI ............................................................................................................... 32 4.6. İLGİLİ TESPİT VE DEĞERLENDİRMELER ....................................................................................... 32

5. PİYASANIN SAĞLIK DURUMUNA İLİŞKİN GÖSTERGELERE (ACER GTM MARKET HEALTH METRICS) İLİŞKİN TESPİT VE DEĞERLENDİRMELER ............................................................................................... 34

5.1. HEDEF DEĞERLER ...................................................................................................................... 34 5.2. HHI ENDEKSİ (HERFINDAHL-HIRSCHMANN INDEX) ................................................................... 34 5.3. TEDARİK KAYNAĞI SAYISI (NUMBER OF SUPPLY SOURCES) ....................................................... 34 5.4. RSI ENDEKSİ (RESIDUAL SUPPLY ENDEX) ................................................................................... 35 5.5. ALIŞ VE SATIŞ TEKLİFLERİNE İLİŞKİN PİYASA KONSANTRASYONU (CONCENTRATION FOR BID

AND OFFER ACTIVITIES) .......................................................................................................................... 35 5.6. TİCARET İŞLEMLERİNE İLİŞKİN PİYASA KONSANTRASYONU (CONCENTRATION FOR TRADING

ACTIVITIES) ............................................................................................................................................. 36 5.7. İLGİLİ TESPİT VE DEĞERLENDİRMELER ....................................................................................... 37

6. GAZ REFERANS FİYATINA VE İŞLEM MİKTARINA İLİŞKİN TESPİT VE DEĞERLENDİRMELER ............ 40

6.1. GAZ REFERANS FİYATINA İLİŞKİN TESPİT VE DEĞERLENDİRMELER ............................................ 40 6.2. İŞLEM MİKTARLARINA İLİŞKİN TESPİT VE DEĞERLENDİRMELER ................................................ 42 6.3. ÖZET .......................................................................................................................................... 43

7. TÜKETİCİ FİYATLARINA İLİŞKİN TESPİT VE DEĞERLENDİRMELER .................................................. 44

7.1. TÜKETİCİ FİYATLARI ................................................................................................................... 44 7.2. BOTAŞ’IN TARİFE YAPISI ............................................................................................................ 46 7.3. SOSYAL TARİFE MEKANİZMASI .................................................................................................. 49

8. TİCARET RİSKLERİNİN YÖNETİLMESİ ............................................................................................ 50

9. 2019-2023 DÖNEMİ ARZ – TALEP DENGESİNE, FİYAT HAREKETLERİNE VE BUNLARIN OLASI SONUÇLARINA İLİŞKİN DEĞERLENDİRMELER ........................................................................................ 52

10. DOĞRU FİYAT SİNYALLERİNİN ÖNEMİ .......................................................................................... 54

4

ŞEKİLLER

Şekil 1 - GTM2014 Çerçevesinde Piyasanın Sağlık Durumuna İlişkin Göstergelerin Değerleri ................... 13

Şekil 2 - US$/MWh bazında GRF ile GasPool VTP Fiyat Endeksinin Kıyaslaması ........................................ 14

Şekil 3 - Avrupa Doğal Gaz Ticaret Merkezleri, 2017 Yılı, Spot Ürünler, Teklif Defteri Hacimleri .............. 30

Şekil 4 - Avrupa Doğal Gaz Ticaret Merkezleri, 2017 Yılı, Spot Ürünler, En İyi Alış ve Satış Teklifleri Arasındaki Fark ........................................................................................................................................... 31

Şekil 5 - Avrupa Doğal Gaz Ticaret Merkezleri, 2017 Yılı, Spot Ürünle, Günlük İşlem Sayıları .................... 32

Şekil 6 - GTM2014 Çerçevesinde Piyasanın Sağlık Durumuna İlişkin Göstergelerin Değerleri .................. 35

Şekil 7 - GTM2014 Çerçevesinde Piyasanın Sağlık Durumuna İlişkin Göstergelerin Değerleri ................... 37

Şekil 8- Arz ve Talep Eğrilerinin Davranışları .............................................................................................. 38

Şekil 9 - US$/MWh bazında GRF ile GasPool VTP Fiyat Endeksinin Kıyaslaması ........................................ 41

Şekil 10 - Nihai Tüketicilere Yapılan Doğal Gaz Satışları ............................................................................. 47

Şekil 11 - Nihai Tüketicilere Yapılan Doğal Gaz Satışlarındaki Pazar Payları ............................................... 47

TABLOLAR

Tablo 1 - Nihai Tüketicilere Yapılan Doğal Gaz Satışları ............................................................................. 16

Tablo 2 - Nihai Tüketicilere Yapılan Doğal Gaz Satışlarındaki Pazar Payları ............................................... 16

Tablo 3 - AGTM Çerçevesinde Piyasa Katılımcılarının İhtiyaçlarının Karşılanmasına İlişkin Göstergeler .... 29

Tablo 4 - GTM2014 Çerçevesinde Piyasanın Sağlık Durumuna İlişkin Göstergeler .................................... 34

Tablo 5 - STP’de Yapılan İşlem Miktarları ................................................................................................... 42

Tablo 6 - Evsel Tüketici Fiyatlarının Kıyaslaması ......................................................................................... 44

Tablo 7 - Serbest Tüketici Fiyatlarının Kıyaslaması .................................................................................... 45

5

KISALTMALAR

AB: Avrupa Birliği

ABD: Amerika Birleşik Devletleri

ACER: Avrupa Birliği Enerji Sektörü Düzenleyici Kurumları için İşbirliği Ajansı

AGTM: Avrupa Doğal Gaz Piyasasına ilişkin olarak, 2011 yılında Council of European Energy Regulators (CEER) tarafından ortaya konan ve Gas Target Model (Doğal Gaz Hedef Modeli) ismi verilen vizyon 2014 yılında Agency for the Corporation of Energy Regulators (ACER) tarafından güncellenmiş ve AGTM adını almıştır; GTM2014 olarak da bilinir.

AT–VTP: Avusturya Ticaret Merkezi / Dengeleme Noktası

bcm: Milyar metreküp

BOTAŞ: Boru Hatları ile Petrol Taşıma A.Ş.

CEER: Council of European Energy Regulators / Avrupa Enerji Düzenleyicilerin Konseyi

CEGH: Orta Avrupa Gaz Ticaret Merkezi

EBT: Elektronik Bülten Tablosu

ENTSOG: European Network of Transmission System Operators for Gas / Avrupa Doğal Gaz Sistem işletmecileri Birliği

EPİAŞ: Enerji Piyasaları İşletme Anonim Şirketi

ETKB: Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı

EEX Group: European Energy Exchange (EEX), the European Power Exchange (EPEX SPOT), Powernext, Cleartrade Exchange, Power Exchange Central Europe (PXE), Gaspoint Nordic, Nodal Exchange and the clearing companies European Commodity Clearing (ECC) ve Nodal Clear şirketlerinden oluşan Avrupa’nın lider elektrik ve doğal gaz ticaret platformu.

€: Euro

IPA: Avrupa Birliği Katılım Öncesi Yardım Aracı

GPL: GasPool (Almanya) Ticaret Merkezi

HHI: Herfindahl-Hirschmann Endeksi

LNG: Sıvılaştırılmış Doğal Gaz

mcm: Milyon metreküp

mcm/g: Milyon metreküp / gün

NBP: Birleşik Krallık Ticaret Merkezi / Dengeleme Noktası

NCG: NetConnect Almanya

PEG-N: Fransa Kuzey - Gaz Ticaret Merkezi / Dengeleme Noktası

PEG-S: Fransa Güney - Gaz Ticaret Merkezi / Dengeleme Noktası

PEGAS: EEX Group bünyesindeki Powernext SAS şirketi tarafından işletilen, Paris merkezli ve 9 ülkede, 12 dengeleme noktasında spot ve vadeli ürünler sunan, 2017 yılı itibariyle 202 bcm yıllık hacme ulaşmış, Avrupa’nın lider doğal gaz ticaret platformu.

6

PSV: İtalya Ticaret Merkezi / Dengeleme Noktası

PUE: Organize Toptan Doğal Gaz Satış Piyasası İşletim Usul ve Esasları

REMIT: Regulation on Wholesale Energy Market Integrity and Transparency / Enerji Toptan Satış Piyasaları Doğruluk ve Şeffaflık Yönetmeliği

RSI: Artık Arz Endeksi

RTU: Remote Terminal Unit / Uzaktan Erişim Birimi

ŞİD: BOTAŞ İletim Şebekesi İşleyiş Düzenlemelerine İlişkin Esaslar

TTF: Hollanda Ticaret Merkezi / Dengeleme Merkezi

US$: Amerikan Doları

VTP Çekya Ticaret Merkezi / Dengeleme Merkezi

ZEE: Belçika Zeebrugge Beach Ticaret Merkezi / Dengeleme Noktası

ZTP: Belçika Ticaret Merkezi / Dengeleme Noktası

7

1. ÖNSÖZ

Bu Doğal Gaz Piyasası ve Sürekli Ticaret Platformu Değerlendirme Raporu, Avrupa Birliği / Katılım Öncesi Yardım Aracı (IPA), Enerji Sektörü Teknik Yardım Projesi: EU-IPA13/CS02-a “Enerji Piyasası Gelişimi Projesi” (Proje) kapsamında MRC-ECCO-EXERGIA konsorsiyumunun altyüklenicisi Orhan Çıtanak tarafından hazırlanmıştır.

Rapor’un hazırlanması sürecinde,

• Türkiye Doğal Gaz Piyasası’nın gelişim süreci ve mevcut durumu gözden geçirilmiş,

• özellikle EPİAŞ tarafından 1 Eylül 2018 tarihinde devreye alınan Organize Toptan Doğal Gaz Satış Piyasası’nın yapısı ve etkileri, böyle bir piyasaya işlerlik kazandırabilmek için Organize Toptan Doğal Gaz Satış Piyasası İşletim Usul ve Esasları (PUE) ve BOTAŞ İletim Şebekesi İşleyiş Düzenlemelerine İlişkin Esaslar (ŞİD) dokümanlarında yapılan değişikliklerle birlikte incelenmiş,

• sektörel hedeflere ulaşılması adına gerekli olabilecek iyileştirme fırsatları belirlenmeye çalışılmış ve

• bu Raporu takiben kaleme alınacak Doğal Gaz Piyasası ve Sürekli Ticaret Platformu Öneriler Raporu’nda yer alacak önerilere ve yol haritasına baz oluşturacak tespit ve değerlendirmelerde bulunulmuştur.

Rapor, söz konusu bu tespit ve değerlendirmelerin Proje kapsamındaki ilgili taraflara aktarılması amacıyla hazırlanmıştır.

Yapılan incelemenin ilk kısmında, ACER Gas Target Model1’de (AGTM) kullanılan göstergelerden yararlanılmıştır. Bu kapsamda aşağıdaki göstergeler kullanılmıştır:

• Piyasa Katılımcılarının İhtiyaçlarının Karşılanmasına İlişkin Göstergeler (Market Participants’ Needs’ Metrics)

o Teklif Defteri Hacmi

o En İyi Alış ve Satış Teklifleri Arasındaki Fark

o En İyi Teklifle Diğer Teklifler Arasındaki Fark

o İşlem Sayısı

• Piyasa Sağlık Durumuna İlişkin Göstergeler

o HHI Endeksi (Herfindahl-Hirschmann Index)

o Tedarik Kaynağı Sayısı

o RSI Endeksi (Residual Supply Index)

o Alış ve Satış Tekliflerine İlişkin Piyasa Konsantrasyonu (Tek Bir Şirketin Payı)

o Ticaret İşlemlerine İlişkin Piyasa Konsantrasyonu (Tek Bir Şirketin Payı)

1 Avrupa Doğal Gaz Piyasasına ilişkin olarak, 2011 yılında Council of European Energy Regulators (CEER) tarafından ortaya konan ve Gas Target Model (Doğal Gaz Hedef Modeli) ismi verilen vizyon, 2014 yılında Agency for the Corporation of Energy Regulators (ACER) tarafından güncellenmiş ve AGTM adını almıştır; GTM2014 olarak da bilinir.

8

Rapor’da, ACER Gas Target Model çerçevesinde yer alan göstergelere ilave olarak,

• Gaz Referans Fiyatına İlişkin Tespit ve Değerlendirmeler

• Tüketici Fiyatlarına İlişkin Tespit ve Değerlendirmeler,

• 2019 – 2023 Dönemi Arz Talep Dengesine, Fiyat Hareketlerine ve Bunların Olası Sonuçlarına İlişkin Değerlendirmeler ve

• Doğru Fiyat Sinyallerinin Önemi

başlıklarına yer verilmiştir.

9

2. YÖNETİCİ ÖZETİ

Doğal Gaz Piyasası ve Sürekli Ticaret Platformu Değerlendirme Raporu’nda ele alınan başlıca tespitler aşağıda özetlemiştir:

Sektörel Hedefler

Türkiye Doğal Gaz Piyasası’na ilişkin olarak yürütülen çalışmaların, aşağıda listelenen nihai hedeflere katkı sağlanmasının hedeflendiği anlaşılmaktadır:

• Arz güvenliğinin sağlanması.

• Toplam doğal gaz ithalat faturasının asgari seviyede tutulması ve bu sayede tüketici fiyatlarının sübvansiyonsuz ve sürdürülebilir bir şekilde olabildiğince aşağı seviyede seyretmesinin sağlanması ve cari açık ile mücadeleye azami katkı sağlanması.

• Türkiye Doğal Gaz Ticaret Merkezi’nin kurulması ve ülke olarak enerji denklemindeki konumumuzun güçlendirilmesi.

• Bu amaçlara, (i) rekabetçi, şeffaf, öngörülebilir bir piyasa yapısı içerisinde ve (ii) kamu üzerine finansal yük ve yükümlülük getirmeden varılması.

Giriş Kapasitesi ve Arz Güvenliği

Sistem giriş kapasitesi konusunda çok büyük ilerlemeler kaydedilmiştir. 2019-2023 yılları arasındaki 5 yıllık dönemde istisnai stres senaryoları hariç kayda değer seviyede bir arz güvenliği riskinin kalmadığı düşünülmektedir.

Talebin üzerinde bir seviyede arzın fiziki olarak sisteme girebilmesi, sadece arz güvenliği açısından değil, aynı zamanda rekabetçi bir piyasa modelinin uygulanabilirliği ve amaçlarına ulaşabilmesi için de olmaz ise olmaz bir unsur, bir önkoşuldur. Bu şartın sağlanmış olduğunu görmekteyiz.

Organize Toptan Doğal Gaz Satış Piyasası

1 Eylül 2018 tarihinde devreye alınan Organize Toptan Doğal Gaz Satış Piyasası

• katılımcıların dengesizliklerini kendi aralarında yapacakları işlemlerle giderebilmeleri,

• iletim şirketinin sistemdeki dengesizlikleri piyasa bazlı olarak giderebilmesi,

• enerji kaynaklarının optimal kullanımının sağlanması ve

• bir referans fiyatın oluşturulabilmesi

adına son derece önemli ve yerinde bir adım olmuştur. Sürekli Ticaret Platformunun kurgusunun ve böyle bir piyasaya işlerlik kazandırabilmek için ilgili mevzuatta yapılan değişikliklerin, son derece itinalı çalışılmış ve isabetli kararlar içeren bir sürecin neticesi olduğu düşünülmektedir.

10

Kurumsal Gelişim

Yapılan tüm görüşmelerde gözlemlenen bir durum olmakla birlikte, özellikle piyasanın operasyonel anlamda merkezinde olan

• BOTAŞ Doğal Gaz İşletme ve Piyasa İşlemleri Bölge Müdürlüğü’nde

• BOTAŞ Doğal Gaz Piyasa İşlemleri Müdürlüğü’nde ve

• EPİAŞ’ta

yapılan toplantılarda gerek bakış açısı olarak, gerekse teknik konulara hakimiyet açısından yetkin personel sayısında önemli bir artış olduğu ve kurumlar arasında büyük ölçüde fikir birliği olduğu gözlemlenmiştir.

Kurumsal yetkinliklerde gözlemlenen iyileşmeler, hem mevcut kurgunun sağlıklı bir şekilde işletilmesi, hem de müteakip adımların atılması anlamında son derece ümit verici niteliktedir.

Piyasa Performans Göstergeleri

Piyasanın var olması kadar,

• doğru fiyat sinyalleri üretiyor olması,

• piyasa katılımcılarının ihtiyaçlarını karşılıyor olması, ve

• sağlıklı bir yapıya sahip olması da

önemlidir.

Önümüzdeki dönemde, bu 3 başlıktaki iyileştirme fırsatlarının belirlenmesi ve hayata geçirilmesi gerektiği düşünülmektedir. İlgili tespitlere Rapor’un ilgili kısımlarında yer verilmiştir.

Bu konudaki detaylı önerilere, Doğal Gaz Piyasası ve Sürekli Ticaret Platformu Öneriler Raporu’nda yer verilecektir. Bununla birlikte, olası önerilerimizin bir özeti Rapor’un Yönetici Özeti kısmının sonunda sunulmaktadır.

Fiyat Sinyalleri

Piyasaların arz talep ve marjinal maliyetleri doğru yansıtan fiyatlar üretmemesi durumunun piyasa gelişimine ne şekilde ve ne seviyede zarar verebileceği konusundaki anlayışın tüm taraflar arasında aynı seviyede olmadığı, konuya ilişkin anlayışın güçlendirilmesinde fayda görülmektedir:

• Fiyatlar, trafik ışıkları gibi, kimin ne zaman ne yapması gerektiğini söyleyen sinyallerdir. Her bir üreticiye ne zaman üretmeleri gerektiğini, her bir tüketiciye ne zaman tüketmeleri gerektiğini söylerler.

• Yanlış fiyat sinyalleri oluşturan bir piyasa, durması gereken arabalara yeşil, geçmesi gereken arabalara kırmızı ışık yakılan bir kavşak gibidir. Üretilmemesi gerekenler üretilir; tüketilmemesi gerekenler tüketilir, yapılmaması gereken yatırımlar hayata geçer, katılımcılar arasında zarar görenler olur. Böyle bir piyasa kendinden beklenenleri karşılayamaz.

• Bu çerçevede, hem doğal gaz piyasasında, hem elektrik piyasasında, hem toptan satış piyasasında oluşan fiyatların, hem de nihai tüketici fiyatlarının sürekli bir şekilde izlenmesinde, ne denli doğru sinyaller üretildiğinin incelenmesinde fayda olduğu düşünülmektedir.

11

ACER Gas Target Model Göstergeleri – Piyasa Katılımcılarının İhtiyaçları ACER Gas Target Model - AGTM çerçevesinde toptan satış piyasalarının piyasa katılımcılarının ihtiyaçlarının karşılama seviyesine ilişkin olarak 4 temel gösterge (Teklif Defteri Hacmi, En İyi Alış ve Satış Teklifleri Arasındaki Fark, En İyi Teklifle Diğer Teklifler Arasındaki Fark ve İşlem Sayısı) tanımlanmıştır.

İlgili metodoloji doğrultusunda, göstergelerin değerlerinin (i) spot işlemler, (ii) 1 aydan kısa vadeli işlemler ve (iii) 1 aydan daha uzun vadeli işlemler tahtalarına ait verilerle hesaplanması gerekmektedir.

Henüz kurulmamış olduğu için, vadeli işlemler piyasasına ilişkin olarak söz konusu gösterge değerlerinin ölçümlenmesi mümkün değildir. Bununla birlikte iyi işleyen bir vadeli işlemler piyasasının, serbest ve rekabetçi bir piyasa yapısının en önemli unsurlarından birisi olduğu ve piyasa katılımcılarının ihtiyaçlarına cevap veren bir vadeli işlemler piyasasının mümkün en yakın zamanda açılmasının gerektiği açıktır.

Spot işlemler piyasası ise 6 aydan biraz fazla bir zaman önce açılmıştır. Bu sebeple, spot işlemler piyasası tarafında da, söz konusu göstergelere ilişkin sağlıklı ölçümler ve değerlendirmeler yapılmasını sağlayacak tarihsel veri mevcut değildir.

Söz konusu ölçüm ve değerlendirmelerin ileride yapılabilmesi için teklif defterlerinin ilgili verileri içerecek şekilde 15 dakikada bir ekran görüntülerinin alınması gerekmektedir.2 Geçmiş aylara ilişkin bu tür bir kaydın olmadığı anlaşılmaktadır. Bununla birlikte, yeni kurulmuş bir piyasa için bu göstergelerin değerlerinin yeterli seviyede olması zaten olası değildir.

Bu çerçevede, detaylı hesaplamalara ihtiyaç olmaksızın, gerek mevcut spot işlemler piyasasının gerekse kurulması düşünülen vadeli işlemler piyasasının piyasa katılımcılarının ihtiyaçlarına en iyi şekilde cevap verebilmesi adına,

• teklif defterinin hacminin arttırılmasına ve

• alış ve satış fiyatları arasındaki farkın düşürülmesine

yönelik tedbirlere öncelik verilmesinde fayda olacağı düşünülmektedir.

Bu kapsamda birinci derece öncelikli konunun, doğal gaz ve elektrik piyasalarındaki fiyat öngörülebilirliğinin arttırılması olduğu düşünülmektedir.

Bu konudaki detaylı önerilere, Doğal Gaz Piyasası ve Sürekli Ticaret Platformu Öneriler Raporu’nda yer verilecektir. Bununla birlikte, olası önerilerimizin bir özeti Rapor’un Yönetici Özeti kısmının sonunda sunulmaktadır.

2 İlgili hesaplamaların nasıl yapılacağı ve gerekli verilerin neler olduğu Rapor’un ilgili kısımlarında açıklanmaktadır.

12

ACER Gas Target Model Göstergeleri – Piyasa Sağlık Durumu

ACER Gas Target Model - AGTM çerçevesinde toptan satış piyasasının sağlık durumuna ilişkin olarak 5 temel gösterge tanımlanmıştır.

Bu göstergelerden RSI3 göstergesinin ACER Gas Target Model kapsamında hedef değeri %110’dur. Halihazırda 48.8 bcm/yıl seviyesinde bir talep ve BOTAŞ’ın EBT sayfasında ilan edilen Maksimum Ayrılabilir Kapasite verileri ile %108 seviyesinde olduğunu hesapladığımız4 RSI ACER Gas Target Model hedeflerine çok yaklaşmıştır.

Bu kapsamdaki diğer bir gösterge olan HHI5 göstergesinin ACER Gas Target Model kapsamında hedef değeri 2000’dir. Endeks, arz (üretim ve ithalat) tarafında ve talep tarafında ayrı ayrı hesaplanabilir. ACER Gas Target Model kapsamında arz tarafındaki HHI değerine odaklanılır.

Türkiye Doğal Gaz Piyasasının arz tarafındaki HHI Endeksinin değeri 2017’deki 6.787 seviyesinden 2018’da 7.088 seviyesine yükselmiştir. ACER Gas Target Model kapsamındaki hedefler dikkate alındığında, bu tarafta bir iyileştirme yapılması ihtiyacı olduğu açıktır.

Diğer göstergelerden teklif defteri konsantrasyonu ve işlem konsantrasyonu değerlerinin yüksekliği de, arz tarafındaki HHI göstergesinin yüksekliğinin bir yansıması niteliğindedir. Zaman içerisinde piyasadaki el değiştirme oranı6 arttıkça ve talep tarafındaki HHI düştükçe, konsantrasyon seviyelerinin de düşmesi beklenir.

HHI göstergesinin değerinin düşürülmesine ve RSI göstergesinin değerinin yükseltilmesine yönelik çalışmalar uzun yıllardır Türkiye Doğal Gaz Piyasası’nın gündeminde yer almıştır. Uzun dönemli gaz alım anlaşmalarının BOTAŞ tarafından özel sektöre devredilmesi ve yeni sözleşmelerin özel sektör tarafından yapılması suretiyle HHI düşürülmeye, TANAP Projesinin hayata geçirilmesi suretiyle RSI yükseltilmeye ve LNG giriş kapasitesinin artırılması ile hem HHI düşürülmeye hem de RSI yükseltilmeye çalışılmıştır.

Bu çalışmalar, RSI tarafında olumlu netice verirken, var olan uzun dönemli sözleşmeler, ülkemizin coğrafi konumu ve gelişmiş gaz ticaret merkezileri ile arasındaki enterkonneksiyon durumu ve piyasa fiyatlarının öngörülebilirliğinin kısıtlı oluşu bu çabaların HHI üzerindeki olumlu sonuçlarını sınırlandırmaktadır.

Örneğin, yerli üretimin talebi karşılama oranı açısından Türkiye ile benzerlik gösteren Avrupa ülkelerine baktığımızda, bu oranın Almanya’da ve İtalya’da yaklaşık %10 seviyesinde, Belçika, Fransa ve İspanya’da ise %1’in altında olduğunu görmekteyiz. Bu ülkeler arasında sadece Fransa HHI hedefini tutturmuş olsa da, diğer ülkelerde de önemli iyileşmeler yaşanmıştır.

3 RSI: Residual Supply Index. En büyük tedarikçinin arzı sıfıra çekmesi durumunda talebin karşılanma seviyesini gösteren bir endeks. 4 Hesaplamada, (i) Rusya’dan hiç arz gelmeyeceği ve Batı Hattı, Mavi Akım ve Türk Akımı giriş noktalarından giriş olmayacağı varsayılmış, (ii) diğer boru hatlarının yıllık teorik azami kapasitelerinin %85’i ve LNG giriş noktalarının yıllık teorik azami kapasitelerinin %75’i seviyesinde çalışacağı varsayılmış ve (iv) hesaplama yıllık değerler üzerinden yapıldığı depo giriş kapasiteleri hesaba katılmamıştır. 5 HHI: Herfindahl-Hirschmann Index. Piyasa arz ya da talep tarafındaki konsantrasyonu, dolayısıyla rekabet seviyesini gösteren bir endeks. 6 Bir malın, burada doğal gazın, fiziki olarak tüketilene kadar ticari olarak el değiştirme sayısı. İngilizce “Churn Rate” anlamında kullanılmıştır.

13

Şekil 1 - GTM2014 Çerçevesinde Piyasanın Sağlık Durumuna İlişkin Göstergelerin Değerleri

Kaynak: ACER Market Monitoring Report 2017 – Gas Wholesale Markets Volume

Yerli üretimi düşük olan bu ülkelerdeki HHI değerlerinin zaman içerisinde iyileştirilmesi, temel olarak

(i) Avrupa gaz piyasalarının tamamının birlikte ve koordineli bir dönüşüm geçirmesi,

(ii) bu ülkelerin komşu ülkeler ile güçlü enterkoneksiyonlarla fiziksel olarak bağlı olmaları,

(iii) bu ülkelerin şebekelerinde yer alan dengeleme noktalarında teslimatlı spot ve vadeli ürünlerin (ve ilgili finansal ürünlerin), aynı ticaret platformlarda aynı şekilde işlem gören sadece teslimat noktaları farklı ürünler olarak konumlandırılabilmesi ve piyasa düzenlemelerinin ve altyapısının böyle bir ticari uyumu desteklemesi,

(iv) bir dönem boyunca çok sayıda uzun dönemli sözleşmenin birbirine paralel şekilde yeniden müzakere edilmesi, ve

(v) hâkim konumdaki oyuncuların fiyatlamalarına ve piyasayı bozucu olası etkilerinin engellenmesine ilişkin düzenlemeler

neticesinde mümkün olmuştur.

Etkisi ancak uzun vadede olacak olsa da, arz tarafındaki HHI Endeksinin düşürülmesine yönelik olarak, zaman içerisinde talep artışına ve/veya mevcut uzun dönemli sözleşmelerin bitişine ve/veya ihracat imkanlarına bağlı olarak ihtiyaç duyulabilecek ilave alımların, daha kısa vadeli ve ticari esneklik sağlayan sözleşmeler üzerinden BOTAŞ’ın dışındaki piyasa katılımcıları tarafından da yapılması bir yaklaşım olarak benimsenebilir.

Bununla birlikte, temel olarak,

• mevcut sözleşmelerin sona erme tarihleri,

• talep büyümesine ilişkin öngörüler ve

• sözleşme devirlerine ilişkin deneyimler

dikkate alındığında, önümüzdeki birkaç yıllık dönemde, arz tarafındaki HHI Endeksinin değerinde kayda değer bir gerileme olması beklenmemektedir.

Bu durumda, BOTAŞ’ın elindeki miktarların vadeli piyasa işlemleri ile piyasalaştırılması ve doğal gaz ve elektrik piyasalarındaki fiyat öngörülebilirliğinin arttırılması suretiyle, el değiştirme oranının arttırılması, konsantrasyon ve talep tarafındaki HHI Endeksinin değerinin düşürülmesi hedeflenebilir.

Bu konudaki detaylı önerilere, Doğal Gaz Piyasası ve Sürekli Ticaret Platformu Öneriler Raporu’nda yer verilecektir.

14

Toptan Satış Fiyatları (GRF) ve STP İşlem Hacmi

Son 6 aylık dönemdeki fiyatlar incelendiğinde aşağıdaki noktalar göze çarpmaktadır:

• GRF 21.40-28.30 US$/MWh bandında yatay dalgalanmıştır ve hali hazırda 26.30 US$/MWh seviyesindedir.

• Avrupa piyasalarındaki spot fiyatlar Eylül 2018’de ulaştığı 35 US$/MWh seviyesinden günümüze kadar düşüş trendi içerisinde hareket etmiştir ve hali hazırda 16 US$/MWh seviyesindedir.

• ABD Henry Hub’daki spot fiyat ağırlıklı olarak 8 – 12 US$/MWh bandında yatay hareket etmiş; Aralık başında geçici olarak 16 US$/MWh seviyesine kadar yükselmiş ancak hızlı bir şekilde geri gelmiştir ve halihazırda 9.75 US$/MWh seviyesindedir.

• Mevsim normallerinin üzerinden geçen kışa bağlı olarak zayıf seyreden LNG fiyatları ise, Asya teslimatlı kargolar için dahi 24 US$/MWh’ın altına gerilemiştir.

Avrupa piyasalarındaki gerilemeyi incelediğimizde, yerel üretimde yaşanan gerilemeye rağmen,

(i) artan LNG kapasitesinin önemli bir kısmını çekmesi beklenen Uzak Doğu Piyasası’nda yumuşak geçen kışa bağlı olarak talebin ve fiyatların zayıf seyretmesi, buna bağlı olarak LNG kargolarının Avrupa’ya yönelmesi,

(ii) Rusya’nın Avrupa’ya sağladığı arzın rekor seviyelerde seyretmesi,

(iii) Avrupa’daki talebin de ortalamadan sıcak geçen kışa bağlı olarak zayıf seyretmesi neticesinde,

böyle bir fiyat düşüşü yaşandığını görmekteyiz.

Söz konusu trendin bir devamı olarak 2019 yazında da fiyatların düşük seyretmesi, buna bağlı olarak Avrupalı elektrik üreticilerinin kömürden gaza geçiş yapmaları, bu şekilde doğal gaz fiyatlarının destek bulması beklenmektedir.

Şekil 2 - US$/MWh bazında GRF ile GasPool VTP Fiyat Endeksinin Kıyaslaması

Kaynak: EXIST, GasPool

Bu durum, gazın gaz ile rekabeti konseptinin hayata geçirilmesi durumunda oluşan piyasa ve fiyat dinamiklerinin ortaya konması ve elektrik, doğal gaz, kömür gibi emtialarda doğru fiyat sinyallerinin oluşması halinde enerji kaynaklarının optimal kullanımının ne şekilde mümkün olacağının açıklanması adına güzel bir örnek oluşturmaktadır.

15

Yeni kurulmakta olanlar kısmen hariç olmak üzere, AB’deki doğal gaz ticaret merkezlerinde oluşan fiyatlar arasında çok güçlü bir korelasyon oluşmuş ve bu merkezler arasındaki fiyat farkları son derece küçük seviyelere inmiş durumdadır.

AB’deki doğal gaz ticaret merkezleri ile entegrasyon seviyesinin hem fiziksel hem ticari açıdan güçlenmesi ile, GRF ile AB’deki Doğal Gaz Ticaret Merkezlerinde oluşan fiyatlar arasında da güçlü ve pozitif bir korelasyon oluşacaktır.

Bununla birlikte, mevcut durumda,

• GRF ile AB’deki Doğal Gaz Ticaret Merkezlerinde oluşan fiyatlar arasında bir korelasyon olmadığı,

• Talebin ve talebin karşılanmasında LNG’nin payının yüksek olduğu dönemlerde, BOTAŞ’ın fiyatlandırma yaklaşımlarına bağlı olarak, GRF ile LNG fiyatları arasındaki sınırlı bir korelasyonun oluşabileceği,

• GRF ile US$/TL kuru arasında güçlü bir korelasyon olduğu,

• GRF ile Brent Petrol ve rafine ürün fiyatları arasında faz farkı içeren güçlü bir korelasyon olduğu,

• GRF ile talep arasında da bir belirgin bir korelasyon olsa da, oldukça az sayıda kaynak içeren ve oldukça yatay bir arz eğrisinin olması sebebi ile, talebe bağlı olarak oluşacak fiyat hareketlerinin büyüklüklerinin sınırlı olacağı,

• Tüm bunlar neticesinde, TL bazlı GRF’nin ağırlıklı olarak US$/TL kuru, ülke içi talep ve Brent petrol fiyatlarındaki 3 aylık ortalama değişimlere bağlı olarak şekilleneceği, zaman zaman GRF ile LNG fiyatları ve AB’deki doğal gaz ticaret merkezlerinde oluşan fiyatlar arasında önemli farkların oluşabileceği ve bu durumun önemli ticaret fırsatları yaratacağı

anlaşılmaktadır.

Avrupa’daki spot piyasa işlem miktarları dikkate alındığında, günlük ortalama 4 mcm seviyesindeki spot piyasa hacminin önünde büyük bir büyüme potansiyeli olduğu düşünülmektedir.

BOTAŞ Doğal Gaz Toptan Satış Tarifesi EPDK tarafından yayınlanan 2018 yılı Doğal Gaz Piyasası Aylık Sektör Raporlarından yer alan verilere göre, 1 Ocak 2018 – 31 Aralık 2018 arasındaki 12 aylık dönemde:

• Tüketicilere yapılan toplam satış 48,91 bcm’dir.

• BOTAŞ’ın serbest tüketicilere satışı 23,48 bcm’dir.

• BOTAŞ’ın Dağıtım Şirketleri üzerinden serbest ve serbest olmayan tüketicilere yaptığı satışlar 21,76 bcm’dir.

• BOTAŞ tarifeleri ile tüketicilere, doğrudan BOTAŞ tarafından ve Dağıtım Şirketleri üzerinden yapılan toplam satış 45,24 bcm’dir.

• BOTAŞ tarifeleri üzerinden alım yapan tüketicilerin toplam tüketim içerisindeki payı %92,49’dur.

• BOTAŞ’ın serbest tüketicilere satışlardaki pazar payı %86,47’dir.

16

Tablo 1 - Nihai Tüketicilere Yapılan Doğal Gaz Satışları

Kaynak: EPDK

Tablo 2 - Nihai Tüketicilere Yapılan Doğal Gaz Satışlarındaki Pazar Payları

Kaynak: EPDK

Bu sayılar bize, BOTAŞ Doğal Gaz Toptan Satış Tarifesinin hem doğal gaz hem de elektrik piyasaları7 açısından hem oluşan fiyatlar, hem de fiyat oluşum süreci anlamında belirleyici bir faktör olduğunu göstermektedir.

Söz konusu tarife incelendiğinde aşağıdaki hususlar göze çarpmaktadır:

• Tarifeler bir ay boyunca geçerlidir. Müteakip aylarda hangi fiyatın geçerli olacağı belli değildir.

• Tarifeler bir önceki ayın / dönemin son gününde açıklanmakta, piyasa katılımcıları çok yakın bir zaman içerisinde karşılaşacakları fiyatlara ilişkin son derece kısıtlı bir

7 BOTAŞ’ın fiyatları elektrik piyasasında oluşacak fiyatlar açısından da çok belirleyicidir, çünkü saatlerin büyük bir bölümünde PTF’yi belirleyen (arz talep eğrilerinin kesişim noktasında yer alan) üretim birimi doğal gaz yakıtlı bir santraldir. Dolayısıyla, doğal gaz yakıtlı santralların maliyet yapıları ile ve doğal gaz fiyatları ile, PTF arasında kuvvetli bir korelasyon vardır.

Column1 BOTAŞ

Özel Sektör İthalat

Lisansı

Sahiplerinin

Satışları

Özel Sektör

Toptan Satış

Lisansı

Sahiplerinin

Satışları

CNG Satışları Dağıtım Satışları Toplam Satışlar BOTAŞ + Dağıtım

Ocak 2,491 1 132 13 3,531 6,168 6,022

Şubat 2,040 35 142 11 3,130 5,359 5,171

Mart 1,626 78 333 12 2,794 4,843 4,419

Nisan 1,480 177 301 15 1,736 3,709 3,216

Mayıs 1,532 74 285 27 1,078 2,997 2,610

Haziran 1,740 32 140 17 755 2,684 2,495

Temmuz 2,640 38 147 28 811 3,664 3,451

Ağustos 2,086 7 126 18 692 2,929 2,778

Eylül 1,994 187 257 24 845 3,306 2,839

Ekim 1,994 187 240 17 1,062 3,500 3,056

Kasım 1,758 147 250 16 1,928 4,098 3,685

Aralık 2,093 27 119 14 3,399 5,653 5,492

Toplam 23,475 989 2,473 212 21,761 48,909 45,236

HHI 8,559

2018 Yılı Nihai Tüketiciye Yapılan Satışlar

Column1 BOTAŞ

Özel Sektör İthalat

Lisansı

Sahiplerinin

Satışları

Özel Sektör

Toptan Satış

Lisansı

Sahiplerinin

CNG Satışları Dağıtım Satışları BOTAŞ + Dağıtım

Ocak 40.38% 0.02% 2.13% 0.21% 57.25% 97.63%

Şubat 38.08% 0.64% 2.66% 0.21% 58.41% 96.49%

Mart 33.57% 1.60% 6.88% 0.26% 57.69% 91.26%

Nisan 39.91% 4.78% 8.11% 0.39% 46.80% 86.71%

Mayıs 51.11% 2.47% 9.52% 0.91% 35.98% 87.10%

Haziran 64.84% 1.18% 5.20% 0.65% 28.12% 92.96%

Temmuz 72.05% 1.04% 4.02% 0.75% 22.14% 94.19%

Ağustos 71.22% 0.23% 4.31% 0.62% 23.61% 94.84%

Eylül 60.32% 5.65% 7.77% 0.72% 25.55% 85.87%

Ekim 56.99% 5.34% 6.85% 0.48% 30.34% 87.33%

Kasım 42.89% 3.59% 6.10% 0.38% 47.05% 89.93%

Aralık 37.02% 0.47% 2.11% 0.25% 60.14% 97.16%

Toplam 48.00% 2.02% 5.06% 0.43% 44.49% 92.49%

2018 Yılı Nihai Tüketiciye Yapılan Satışlarda Pazar Payları

17

öngörülebilirliğe sahip olabilmektedirler. Bu durum elektrik piyasasına da sirayet etmektedir.

• Söz konusu tarifede yer alan farklı müşteri grupları için uygulanan fiyatlar arasındaki farklar, tüketim profili, dengesizlik riski, tahsilat riski, ölçek ekonomisi gibi unsurlarla açıklanamayacak büyüklüktedir. Dolayısıyla eş zamanlı olarak bu fiyatlardan en fazla birisinin maliyet bazlı olabileceği, diğer fiyatların artı ya da eksi ciddi bir brüt kâr marjı içerdiği düşünülmektedir.

• Makro ekonomik ve sosyal politikalar ışığında evsel tüketicilerin bir kısmına sosyal tarife mekanizmaları kapsamında indirimli fiyat uygulanması birçok ülkede görülen bir durumdur. Evsel tüketicilere uygulanan fiyatların, diğer müşterilere uygulanan fiyatlara göre oldukça düşük seviyede olması, böyle bir durumun Türkiye’de de olduğuna işaret etmektedir8. Bununla birlikte, gelir seviyesinden bağımsız olarak yaklaşık 14 milyon serbest olmayan tüketicinin tamamına aynı fiyatın uygulanmakta oluşu ilgi çekicidir.

Bu durumun, BOTAŞ üzerinde bir kısmı gerekli olsa bile önemli bir kısmı gereksiz bir finansal yüke sebep olabileceği, ithal bir kaynağın olduğundan daha ucuzmuşçasına olması gerekenden daha fazla miktarda tüketilmesine, nihayetinde toplam enerji ithalat faturasının ve cari açığın büyümesine yol açabileceği düşünülmektedir.

Tüketici Fiyatları Serbest Olmayan Tüketici Fiyatları:

• Serbest olmayan tüketicilere sunulan fiyatlar açısından, Türkiye’deki tüketicilerin, AB’deki ve ABD’deki tüketicilere göre çok avantajlı bir konumda olduğu görülmektedir.

• Temmuz 2013 – Haziran 2018 arasındaki 5 yıllık ortalama değerlere bakıldığında, Türkiye’deki serbest olmayan tüketicilere sunulan doğal gaz fiyatları, dünyanın açık ara en düşük fiyatlı toptan satış piyasasına sahip ABD’deki fiyatlardan dahi düşük durumdadır; AB ülkelerindeki ortalama fiyatın ise yarısının altındadır.

• Temmuz 2016 – Haziran 2018 arasındaki 2 yıllık ortalama değerlere bakıldığında ise fark büyümektedir. Türkiye’deki serbest olmayan tüketici fiyatları ortalama olarak ABD’deki fiyatlardan %32, AB’deki fiyatlardan %58 daha ucuzdur.

8 BOTAŞ’ın gerçek maliyetleri gizlilik şartları sebebiyle tarafımızca bilinmemektedir. Bununla birlikte, ilgili satıcıların uzun dönemli sözleşmelerinde ne tür formüllere yer verildiği, mevcut Brent petrol ve refine ürün fiyatları ve mevcut kurlar ile ne seviyede maliyetlerin oluşacağı hakkında bir fikrimiz vardır. Ayrıca, BOTAŞ’ın finansal araçlarla risk yönetimi (hedging) yapmadığı anlaşılmakta, bu doğrultuda varsayıma dayalı hesaplamalarla bulunan değerlerin çok dışında maliyetlere sahip olamayacağı düşünülmektedir. Yakın dönemde kazanılan tahkim davalarından elde edilen gelirler ve geçmiş yıllara ait dağıtılmayan karların maliyet düşürücü unsurlar olarak hesaba katılabileceği düşünülmektedir. Bu bilgiler ışığında bazı sonuçları hesaplayabilecek olmakla birlikte, bu sonuçları yeterince desteklememizin mümkün olmamasına bağlı olarak, maliyetler yerine, ortalama satış fiyatı referans alınarak, bir tespitte bulunulmuştur. Meskenlere uygulanan satış fiyatı, maliyetlerden bağımsız olarak, diğer müşterilere uygulanan fiyatlara göre oldukça düşüktür.

18

Serbest Tüketici Fiyatları:

• Serbest tüketicilere sunulan fiyatlar açısından, Türkiye’deki ve AB ülkelerindeki tüketicilerin benzer fiyatlara sahip olduğu, ABD’deki tüketicilerin ise çok avantajlı bir konumda olduğu görülmektedir.

• Son 5 yıllık ortalama değerlere göre, Türkiye’deki serbest tüketiciler ABD’deki serbest tüketicilerin yaklaşık 2.3 kat bir fiyat ödemek durumundadır. Son 2 yılda bu katsayı 1.86’ya düşmüştür.

• Son 5 yıllık ortalama değerlere göre, Türkiye’deki serbest tüketiciler AB ülkelerindeki serbest tüketicilerden ortalama % 11 daha düşük bir fiyat ödemektedirler. Son 2 yılda bu oran %16’ya yükselmiştir.

Sosyal Tarife Mekanizması

BOTAŞ’ın cari ithalat maliyetleri tarafımızca bilinmemekle birlikte, serbest olmayan tüketicilere uygulanan 890TL/1000Sm3 seviyesindeki fiyatın, cari petrol ve rafine ürün fiyatları, kurlar, AB ve ABD piyasalarında serbest olmayan tüketicilere uygulanan fiyatlar dikkate alındığında, oldukça düşük seviyede olduğu düşünülmektedir:

• Dünyanın en düşük toptan satış fiyatlarının oluştuğu piyasaya sahip ABD’de, enerji, iletim, dağıtım bedelleri ve vergiler dahil olmak üzere, 2018 yılına ait ortalama evsel tüketici tarifesi 10.23 US$/mmBtu (2018 yılı ortalama kuru ile yaklaşık 1.787 TL/1000Sm3) seviyesindedir.9

2018 yılında Henry Hub’da oluşan ortalama fiyat 3.17 US$/mmBtu (2018 yılı ortalama kuru ile yaklaşık 554 TL/1000Sm3) seviyesinde olmuştur. Yani, 2018 yılında enerji, iletim, dağıtım bedelleri ve vergiler dahil ortalama evsel tüketici fiyatı, ortalama toptan satış fiyatının 3.22 katıdır.

Rapor’un güncellendiği 8 Mart 2019 günü, Henry Hub’da fiyatlar 2.87 US$/mmBtu, aynı tarihli kur ile yaklaşık 567 TL/1000Sm3, seviyesinde, aynı tarihli GRF’nin %62.6 altındadır.10

• 28 AB üyesi ülkesindeki, enerji, iletim, dağıtım bedelleri ve vergiler dahil olmak üzere, 2018 yılının ilk 6 ayına ait ortalama evsel tüketici tarifesi 43.1 €/MWh (2018 yılının ilk 6 ayındaki ortalama kuru ile yaklaşık 2.265 TL/1000Sm3) seviyesindedir.11

2018 yılının ilk 6 ayındaki GasPool VTR Endeksi’nin ortalama değeri 21.0 €/MWh (2018 yılının ilk 6 ayındaki ortalama kuru ile yaklaşık 1.204 TL/1000Sm3) seviyesinde olmuştur. Yani, 2018 yılında enerji, iletim, dağıtım bedelleri ve vergiler dahil ortalama evsel tüketici fiyatı, ortalama dengeleme gazı fiyatının 2.05 katıdır.12

Rapor’un güncellendiği 8 Mart 2019 günü, GasPool VTP Endeksi 16.9 €/MWh, yaklaşık 1100 TL/1000Sm3, aynı tarihli GRF’nin %27.5 altındadır13

9 Kaynak: US Energy Information Agency web sitesi: https://www.eia.gov/dnav/ng/hist/n3010us3m.htm 10 Kaynak: https://www.investing.com uygulaması. 11 Kaynak: Eurostat’ın web sitesinin “Gas prices for household consumers - bi-annual data” sayfası: http://appsso.eurostat.ec.europa.eu/nui/show.do?dataset=nrg_pc_202&lang=en 12 Kaynak: GasPool web sayfası: https://www.gaspool.de/en/services/balancing-group-manager/compensation-energy/prices-for-compensation-energy/monthly-average-price/ 13 Kaynak: PEGAS web sitesi: https://www.powernext.com/spot-market-data

19

Sonuç itibariyle

• ABD piyasasında 2018 yılında, ortalama toptan satış fiyatı yaklaşık 554 TL/1000Sm3 seviyesindeyken, ortalama evsel tüketici tarifesinin yaklaşık 1.787 TL/1000Sm3

seviyesinde oluştuğu,

• 28 AB Üyesi ülkede 2018 yılının ilk 6 ayında, ortalama toptan satış fiyatı yaklaşık 1.204 TL/1000Sm3 seviyesindeyken, ortalama evsel tüketici tarifesinin yaklaşık 2.265 TL/1000Sm3 seviyesinde oluştuğu,

• GRF’nin son 6 ayda 1.303-1.656 TL/1000Sm3 bandında hareket ettiği

dikkate alınırsa, ÖTV, dağıtım bedelleri ve vergiler dahil evsel tüketici fiyatlarının ülkemizde 1250 TL/1000Sm3 seviyesinde olması dikkat çekici bir durumdur.

Makro ekonomik ve sosyal politikalar ışığında evsel tüketicilerin bir kısmına sosyal tarife mekanizmaları kapsamında indirimli fiyat uygulanması birçok ülkede görülen bir durumdur.

Ancak, verilmek isteniyorsa bu desteğin, piyasa fiyatlarına ve dinamiklerine etki edilmeksizin, sosyal tarife mekanizması üzerinden sağlanmasında büyük fayda vardır.

Ayrıca, verilecek desteklerin, ihtiyacı olan tüketicilere, ihtiyaçları oranında ve gereğinden fazla tüketime (israfa) neden olmayacak şekilde sağlanmasına dikkat edilmelidir. Gereksiz indirimlerin kaldırılması neticesinde, indirimin finansal yükünün ötesinde, talebin ve toplam ithalat faturasının da düşmesi beklenir.

Doğal Gaz Piyasası ve Sürekli Ticaret Platformu Öneriler Raporu’nda konuya ilişkin öneriler yapılacak olmakla birlikte, Sosyal Tarife Mekanizmasının tasarımının bu Proje kapsamında yapılması mümkün değildir.

Bu konuda, temel olarak

• Sosyal Tarife uygulamasında yer alacak yeni abone gruplarının tanımlanmasında kullanılabilecek müşteri verilerinin erişilebilirliğinin ve dağıtım şirketlerinin faturalama becerilerinin incelenerek, uygulanması mümkün olan Sosyal Tarifeden Yararlanma Kriterleri’nin belirlenmesi,

• ETKB, EPDK, BOTAŞ ve Dağıtım Şirketleri ile istişare içerisinde ve uygulanması mümkün olan Sosyal Tarifeden Yararlanma Kriterleri çerçevesinde, (i) yeni abone grupları, (ii) bu abone grupları için destek (indirim) oranları ve (iii) ödeme planları içeren Alternatif Önerilerin geliştirilmesi,

• Alternatif Önerilerin, (i) BOTAŞ’ın finansal durumuna etkisi, (ii) toplam tüketim ve ithalat faturasına etkisi ve (iii) kamuoyunda yaratacağı etki anlamında olası neticelerinin ortaya konması

çalışmalarını içeren ayrı bir proje yapılması düşünülebilir.

20

Risk Yönetim Sistemleri

Etkin risk yönetim yaklaşımları, fiyat volatilitesini azaltacak, doğru zamanlarda yapılacak alımlarla toplam maliyeti düşürecek, fiyat öngörülebilirliğini arttıracak uygulamalardır.

Bu çerçevede, risk yönetim yaklaşımları, tarafımızca, sosyal tarife uygulamaları ile birlikte, maliyet bazlı fiyatlandırmanın sürdürülebilirliğinin ve fiyat öngörülebilirliğinin arttırılmasının ön koşulları olarak görülmektedir.

Doğaldır ki, risk yönetiminin (hedging’in) bazı maliyeti olacaktır:

• İşlem ücreti.

• Teminat hesabındaki nakdin finansman maliyeti

• Kullanılamayan opsiyonların maliyeti

• Spot fiyatların açılan bir uzun pozisyonun açılış fiyatından daha aşağıya gelmesi durumundaki kayıp.

CME bünyesindeki Globex platformunda “NYMEX WTI Light Sweet Crude Oil Futures” isimli ürünün çeşitli vadelerdeki sözleşmelerinden günde ortalama yaklaşık 1.2 milyon sözleşme (1.2 milyar varil petrol) el değiştirmektedir. En yüksek likiditeye sahip platform olması sebebi ile BOTAŞ için de tavsiye edilebilecek bir platformdur.

İşlem ücreti, Globex platformunda, sözleşme başına, üyelik tipine, işlem hacmine ve işlem platformuna göre 0.50 – 2.00 US$ seviyesindedir. Bu tutar elde edilmesi hedeflenen getiriye kıyasla ihmal edilebilir bir tutardır.

Açılış teminatı, Globex platformunda, sözleşmenin vadesine göre değişmekle birlikte, varil başına 2,35 – 3,70 US$ bandındadır. Örnek olarak 1 bcm’lik gazın hedge edilmesi için yaklaşık 4.000 - 4.500 sözleşmelik long pozisyon açılması düşünülebilir. Bu durumda, yaklaşık 10-15 milyon US$ bandında bir açılış teminatına ihtiyaç duyulacaktır.

Opsiyon almak (örneğin Brent’in 50 US$/varil seviyesine gerilediğinde, bu seviyeden alım yapmak yerine, daha da düşmesini beklemek ancak yükselme riskine karşı 55 US$/varil seviyesinden alım yapma hakkı satın almak) bir tür sigorta yaptırmak gibidir. Fiyatlar daha da gevşerse ya da yükselmesine rağmen 55 US$/varil seviyesini aşmaz ise, opsiyonu almak için verilen tutar, kaza yapılmadığı zaman boşa gitmiş gibi görünen kasko sigortasının bedeli gibi, gider yazılacaktır.

Dördüncü maliyet unsuru vadeli işlemlerde oluşacak zararlardır. Örneğin Brent 50 US$/varil seviyesine gerilediğinde, bu seviyeden alım yapılabilir. Brent yükselirse, bu pozisyondan kar elde edilir; bu kar ile Brent’e bağlı olarak yükselen gaz alım maliyetleri karşılanır. Brent düşerse, bu pozisyondan zarar edilir; ancak Brent’in düşüşüne bağlı olarak gaz alım maliyetleri de düşer. Böyle bir işlem ile, gaz alım maliyeti yaklaşık olarak sabitlenmiş olur. Burada kritik unsur, Brent’in yeterince geri gelerek yeni bir alım fırsatı vermesi ya da vermemesidir.

Sonuç itibariyle, dünyada BP, ENI, Shell, ExxonMobile, Engie benzeri tüm oyuncuların vadeli işlemler piyasalarında pozisyon aldığı açıktır ve BOTAŞ’ın konuyu değerlendirmesinde fayda görülmektedir.

Doğal Gaz Piyasası ve Sürekli Ticaret Platformu Öneriler Raporu’nda konuya ilişkin öneriler yapılacak olmakla birlikte, bu tür işlemlerin ne şekilde optimize edileceğine ve işlemler, işlem kararları, raporlamalar ve denetim için ne tür süreçlere ve sistemlere ihtiyaç olacağına dair detaylı tanımlamaların mevcut Proje kapsamında yapılması mümkün değildir. Bu konuda ayrı bir proje yapılması önerilmektedir.

21

2019-2023 Dönemi

2019-2023 yılları arasındaki 5 yıllık dönemde, özellikle Batı Hattı ve Azerbaycan sözleşmelerinin sürelerinin tamamlanacağı 2021 yılına kadar, yıldan yıla miktarı ve senaryolara göre olasılığı değişmekle birlikte, aşağıdaki durumların oluşma ihtimalinin yüksek olduğu sonucuna varılmıştır:

• Özellikle, (i) Yap İşlet ve Yap İşlet Devret Santrallerinin sürelerinin tamamlanmasına ve ilgili santrallerin çalışma saatlerinde yaşanacak düşüşe ve (ii) global likidite daralmasının ülke ekonomisine etkilerine bağlı olarak yıllık talep büyümesinin zayıf seyretmesi.

• Yıllık talepte güçlü bir büyüme beklenmemesine rağmen, toplam talepte doğal gaz çevrim santrallerinin payının azalıp, evsel tüketimin payının artmasına bağlı olarak, günlük kış talebinde önemli artışlar yaşanması.

• Soğuk kış günleri hariç yılın önemli bir kısmında sistemde arz fazlası oluşması.

• Buna bağlı olarak, yılın önemli bir kısmında fiyatlarda aşağı yönlü baskı oluşması.

• Bazı ithalatçıların günlük, mevsimlik ve yıllık asgari alım yükümlüklerini karşılamakta zorlanması.

• Bu duruma bağlı olarak bazı ithalatçıların piyasadan çekilmeleri ve özel ithalatçılar segmentinde bir konsolidasyon yaşanması.

• Konsolidasyon sonrasında, EPİAŞ tarafından yayınlanan Gaz Referans Fiyatı’nın güvenilirlik kazanması halinde, Avrupa’da 2009-2015 döneminde 30 farklı sözleşmeye ilişkin olarak yürütülen 65 gözden geçirme neticesinde gerçekleşen sözleşme değişikliklerine benzer şekilde, Türk doğal gaz ithalatçılarının alım sözleşmelerinin de yeniden müzakere etmeleri için gerekli şartların oluşması.

• Bu müzakerelerde, fiyat indirimi, al ya da öde yükümlülüklerinin azaltılması, kısmen ya da tamamen doğal gaz ticaret merkezlerindeki fiyatlara endeksli fiyat formüllerine geçilmesi, fiyat gözden geçirme dönemlerinin sıklığının arttırılması gibi alıcıların lehine sözleşme değişikliklerin gündeme gelmesi.

• Sınırlı sayıdaki soğuk kış günlerinde yaşanacak talebin karşılanabilmesi adına uzun dönemli sözleşmelerin dışında ilave arza ihtiyaç olması.

• Boru hatlarında da bir miktar kullanılabilir kapasite olmakla birlikte, söz konusu ilave arzın büyük ölçüde yeraltı depolarından ve LNG tesislerinden karşılanması.

• Bu dönemlerde spot piyasa fiyatların, (i) söz konusu ilave arz ihtiyacının miktarına, (ii) fiziki olarak ilave arzın sağlanacağı noktalarda arz sağlayacak oyuncular arasında oluşacak rekabetin seviyesine, (iii) global LNG fiyatlarına ve (iv) zaman içerisinde Güneydoğu Avrupa piyasası ile entegrasyonun oluşması ile birlikte bu piyasalardaki fiyatlara bağlı olarak, geçici olarak bir miktar yükselmesi.

• Söz konusu fiyatlardan yapılacak işlem hacminin toplam hacim içerisindeki payının sınırlı (örneğin 50 bcm içerisinde belki 2.5 bcm yani %5) olması sebebi ile, ortalama nihai tüketici fiyatlarını çok etkilememesi.

• Fiyat öngörülebilirliği konusunda gerekli iyileştirmelerin sağlanmaması halinde, özel sektör ithalatçılarının ilave ithalatın gerçekleşmesini sağlayacak sözleşmelere girmekten çekinmeleri ve buna bağlı olarak ilave ithalata rağmen HHI’da iyileşme sağlanamaması.

22

Yukarıdaki tespitler çerçevesinde öncelikli olarak ele alınmasında fayda olduğu düşünülen, bu doğrultuda Doğal Gaz Piyasası ve Sürekli Ticaret Platformu Öneriler Raporu’nda ağırlıklı olarak ele almayı planladığımız çalışmalar özetlenmiştir:

Piyasa katılımcılarının ihtiyaçlarına daha iyi cevap verilebilmesi için

• vadeli işlemler piyasasının kurulması (Çalışma 1) ve

• hem spot hem vadeli işlemler piyasasında (i) teklif defteri hacminin ve işlem sayısının arttırılması ve (ii) alış ve satış fiyatları arasındaki farkın düşürülmesi

gerekmektedir.

Spot piyasa işlemlerinde bunun sağlanabilmesi piyasa katılımcılarının davranışlarına bağlıdır:

• Dengesizlik miktarını doğru takip etmeye başlayan katılımcılar dengesizliğe düşmek yerine spot piyasada işlem yapmayı tercih edeceklerdir.

• İkili anlaşmaların tarafların her bir gün içerisinde yapılacak satış / teslimat miktarı üzerinde teslim tarihinden önce peşinen mutabık kalmalarını gerektirecek şekilde kurgulanması ve bu sayede arz kaynaklı dengesizlik riskinin satıcıda, talep kaynaklı dengesizlik riskinin alıcıda kalması, hem spot piyasa teklif defterinin hacmini, hem de piyasaya talep tarafı katılımını arttıracaktır.

Bu noktada ilk etapta doğal gaz çevrim santrali gibi yüksek tüketime sahip tüketicilerin (ilerleyen aşamalarda dağıtım şirketlerinin) gerekli idari şartları sağlayarak piyasa katılımcısı olmaları ya da yapacakları ikili anlaşmaların (i) sistem optimizasyonuna olumlu katkı sağlayacak tüketim kararları almalarını ve (ii) yaratacakları dengesizleri asgari seviyeye çekmelerini mümkün kılacak ve teşvik edecek şekilde kurgulanması önem arz edecektir. (Çalışma 2)

• Piyasa katılımcıları yetkinliklerini geliştirdikçe daha başarılı fiyatlamalarda bulunacaklardır ve bu fiyat farklarının daralmasını sağlayacaktır.

• Bu noktada piyasa katılımcılarına verilecek eğitimler (Çalışma 3) önem arz edecektir.

Vadeli işlemler piyasasında teklif defteri ve işlem hacminin arttırılması ve alış ve satış fiyatları arasındaki farkın düşürülmesi için temel önkoşul ise fiyat öngörülebilirliğinin arttırılmasıdır.

Bu noktada BOTAŞ’ın maliyet bazlı fiyatlandırmaya geçmesi (Çalışma 4), satış hacminin bir kısmı ikili anlaşmalardan vadeli işlemler piyasasına kaydırması (Çalışma 5) önem arz edecektir.

BOTAŞ’ın maliyet bazlı fiyatlandırmaya geçmesi için ise sosyal tarife uygulamasına geçilmesine (Çalışma 6) ve etkin risk yönetimi uygulamalarına (Çalışma 7) gerek vardır.

Etkin risk yönetimi uygulamaları, maliyet volatilitesini sınırlayacak, fiyat öngörülebilirliğini artıracak ve teminat ihtiyacının aşırı yükselmesini engelleyecektir.

Tüm bu süreç içerisinde ACER Gas Target Model çerçevesinde tanımlanan göstergelerin takip edilmesinde ve yayımlanmasında (Çalışma 8) fayda olacaktır.

BOTAŞ’ın maliyet bazlı fiyatlandırmaya geçmesi Gaz Referans Fiyatına duyulan güveni de arttıracaktır. Bu ise, (tüm Avrupa Piyasalarında daha önce olduğu gibi) zaman içerinde gündeme gelecek uzun dönemli sözleşmelerin başarılı bir şekilde yeniden müzakeresi (Çalışma 9) noktasında büyük önem taşıyacak olan bir unsurdur.

23

Piyasa gelişimi açısından önem arz eden diğer konular ise, kapasite platformunun kurulması (Çalışma 10), iletim tarife metodolojisinin gözden geçirilmesi (Çalışma 11) ve Güney Doğu Avrupa piyasaları ile fiziki ve ticari entegrasyonun güçlendirilmesine yönelik hazırlıklardır (Çalışma 12).

Bu yaklaşım içerisinde Doğal Gaz Piyasası’nın gelişimine yönelik bir yol haritasının aşağıdaki çalışmaları içermesi beklenebilir:

Çalışma 1 - Vadeli İşlemler Piyasasının Kurulması

Çalışma 2 – İkili Anlaşmaların Kurgusunun Değiştirilmesi

Çalışma 3 – Piyasa Katılımcılarına Yönelik Eğitimler

Çalışma 4 – BOTAŞ’ın Maliyet Bazlı Fiyatlandırmaya İlişkin Kurumsal Yetkinliklerinin Geliştirilmesi

Çalışma 5 – BOTAŞ Satış Hacminin Kısmen Vadeli İşlemler Piyasasına Kaydırılması

Çalışma 6 – Sosyal Tarife Uygulamasına Geçilmesi

Çalışma 7 – BOTAŞ’ın Risk Yönetimine İlişkin Kurumsal Yetkinliklerinin Geliştirilmesi

Çalışma 8 – ACER Gas Target Model Göstergelerinin Takip Edilmesi

Çalışma 9 - Uzun Dönemli Sözleşmelerin Yeniden Müzakeresi

Çalışma 10 - Kapasite Platformunun Kurulması

Çalışma 11 – İletim Tarife Metodolojisinin Gözden Geçirilmesi

Çalışma 12 - Güney Doğu Avrupa Piyasaları ile Entegrasyonun Güçlendirilmesi

Önümüzdeki günlerde, ilgili taraflarla yukarıda yer alan bu çalışmalara ilişkin görüş alışverişinde bulunulacak ve optimal bir yol haritası oluşturularak, Doğal Gaz Piyasası ve Sürekli Ticaret Platformu Öneriler Raporu kapsamında sunulacaktır.

24

3. TARİHSEL GELİŞİM, HEDEFLER, ÖNCELİKLER

3.1. DOĞAL GAZ PİYASASI KANUNU VE REKABETÇİ PİYASASA GEÇİŞ SÜRECİ

Türkiye Doğal Gaz Piyasası’nın rekabetçi bir yapıya geçiş süreci 18/4/2001 tarihli ve 4646 sayılı Doğal Gaz Piyasası Kanunu ile başlamıştır.

Söz konusu kanunda, doğal gazın kaliteli, sürekli, ucuz, rekabete dayalı esaslar çerçevesinde çevreye zarar vermeyecek şekilde tüketicilerin kullanımına sunulması, temel amaç olarak ortaya konmuş; bu amaca ulaşılabilmesi için doğal gaz piyasasının serbestleştirilmesi ve mali açıdan güçlü, istikrarlı ve şeffaf bir doğal gaz piyasasının oluşturulması hedeflenmiştir.

Kanun’unda yer alan rekabete dayalı esaslar çerçevesinde işletilen ve serbestleştirilmiş bir piyasa yapısına geçiş amacına yönelik ilerlemeler uzun yıllar boyunca temel olarak

• dağıtım faaliyetinin özel sektör şirketleri tarafından yürütülmesi,

• toplam 10 bcm/yıl hacmindeki sözleşmenin özel sektör ithalatçılarına devredilmesi ve

• sınırlı miktarda LNG ithalatının özel sektör şirketlerince yapılması,

ile sınırlı kalmıştır.

Kanun’da yer alan

• doğal gazın rekabete dayalı esaslar çerçevesinde tüketicilerin kullanımına sunulması,

• doğal gaz piyasasının serbestleştirilmesi, ve

• mali açıdan güçlü, istikrarlı ve şeffaf bir doğal gaz piyasasının oluşturulması

hedefleri için gerekli olan

• arz, talep ve maliyetlere göre fiyat sinyallerinin oluşacağı spot bir piyasanın,

• piyasa bazlı bir dengeleme mekanizmasının ve

• vadeli sözleşmeler piyasasının

tesis edilmesine ve gelişmiş bir piyasa yapısı için gerekli olan tamamlayıcı unsurlara yönelik ilerlemeler, temel olarak

• şebeke giriş kapasitesindeki yetersizliğe,

• şebeke kapasitesinin yeterli olmadığı bir noktada rekabetçi bir modele geçilmesi halinde fahiş ya da genel olarak tüketicilerin alım gücünü aşan fiyatların oluşabileceğine ilişkin endişelere, ve

• arz güvenliği için gerekli görülen ilave arzın sağlanması noktasında özel sektörün yeterli olamayabileceği ve arz güvenliğinin riske girebileceği endişesine,

bağlı olarak mümkün olamamıştır.

Bu 3 temel sebebin yanısıra,

• soğuk kış günlerindeki yüksek çekiş dışında fiziki talebin mevcut uzun dönemli sözleşmeler ile karşılanabilir seviyede olması,

25

• buna bağlı olarak önemli miktarlarda (özel sektör şirketleri tarafından yapılabilecek) ilave ithalatın mümkün olmaması,

• arz, talep ve maliyetleri yansıtan bir fiyatlandırma yaklaşımından ziyade makroekonomik ve sosyal politikalar çerçevesinde bir fiyatlandırma yapılmasının tercih edilmesi

rekabetçi bir piyasa yapısına geçiş sürecinin hızını kesen diğer unsurlar olmuşlardır.

Bu noktada, uzun yıllar boyunca, doğal gazın sürekli ve ucuz şekilde tüketicilerin kullanımına sunulması amacına, rekabetçi bir piyasa yapısı içerisinde çok sayıda piyasa katılımcısı tarafından yürütülecek yatırım ve faaliyetlerden ziyade, BOTAŞ tarafından yürütülen yatırım ve faaliyetleri ile ulaşılmaya çalışılmıştır.

3.2. YAKIN DÖNEMDE KAYDEDİLEN GELİŞMELER

Yakın dönemde, rekabetçi piyasa yapısına geçiş süreci büyük bir hız kazanmış ve bu yönde çok önemli gelişmeler yaşanmıştır. Söz konusu bu gelişmeler aşağıda özetlenmektedir:

3.2.1. SİSTEM GİRİŞ KAPASİTESİNDEKİ ARTIŞ

2018 yılı sonu itibariyle,

• boru gazı giriş kapasitesi 145,9 mcm/g,

• LNG giriş kapasitesi 115,5 mcm/g,

• depo giriş kapasitesi 45,0 mcm/g,

• üretim giriş kapasitesi 1,32 mcm/g olmak üzere

• toplam giriş kapasitesi 307,7 mcm/g

seviyesine yükselmiştir.14

Devam eden yatırımların tamamlanmasıyla birlikte toplam giriş kapasitesinin

• 2020’de 343 mcm/g ve

• 2021’de 413 mcm/g

seviyesine ulaşacağı anlaşılmaktadır.

Kapasiteye ilişkin bu veriler ile birlikte,

• 2018-2019 kışın 245 mcm seviyesine ulaşmış olan günlük azami talep seviyesi ve

• önümüzdeki birkaç yıl zayıf seyredeceğini öngördüğümüz yıllık talep büyüme oranları

dikkate alındığında, arz güvenliği konusunda çok büyük ilerleme kaydedildiği ve istisnai stres senaryoları hariç kayda değer seviyede bir arz güvenliği riskinin olmadığı düşünülmektedir.

Talebin üzerinde bir seviyede arzın fiziki olarak sisteme girebilmesi, sadece arz güvenliği açısından değil, aynı zamanda rekabetçi bir piyasa modelinin uygulanabilirliği ve amaçlarına ulaşabilmesi için de olmaz ise olmaz bir unsur, bir önkoşuldur. Bu şartın sağlanmış olduğu görülmektedir.

14 Kaynak: EİGM

26

3.2.2. ARZ GÜVENLİĞİNİN İZLENMESİ

Arz güvenliğine ilişkin bu gelişmenin yanında, ETKB bünyesinde yer alan Arz Güvenliği Daire Başkanlığı ve BOTAŞ’ın ilgili birimleri tarafından,

• (i) talep, (ii) arz kaynakları, (iii) sistem gelişimi ve (iv) işletim kısıtlarına ilişkin orta ve uzun vadeli senaryoların geliştirildiği,

• bu senaryolara bağlı olarak akış simülasyonlarının yapıldığı ve

• arz güvenliğine ilişkin risklerin ve olası etkilerinin detaylı olarak takip edildiği

anlaşılmaktadır.

Orta ve uzun dönemli arz güvenliğinin bu şekilde takip edilmesini, gerekli altyapı yatırımlarına bu şekilde yön verilmesini ve bu sayede şebeke kapasitesinin sürekli yeterli seviyede tutulmasının sağlanmasını son derece olumlu bir durum olarak görmekteyiz.

Bu noktada, piyasa katılımcılarının sürecin ilgili aşamalarında aktif katılımlarının sağlanması açısından ENTSOG bünyesinde yürütülen 10 Yıllık Şebeke Gelişim Planlaması çalışmalarında izlenen yaklaşımların değerlendirilmesinde fayda olacağı düşüncesindeyiz.

3.2.3. SÜREKLİ TİCARET PLATFORMUNUN DEVREYE ALINMASI VE PİYASA BAZLI

DENGELEMEYE GEÇİŞ

Çeşitli noktasal önerilerde bulunacak olmakla birlikte, Sürekli Ticaret Platformu’nun kurgusunun ve PUE ve ŞİD’de yapılan değişikliklerin,

• katılımcıların dengesizliklerini kendi aralarında yapacakları işlemlerle giderebilmeleri,

• iletim şirketinin sistemdeki dengesizlikleri piyasa bazlı olarak giderebilmesi,

• enerji kaynaklarının optimal kullanımının sağlanması ve

• bir referans fiyatın oluşturulabilmesi

adına son derece hassas ve isabetli kararlar içeren bir çalışmanın eseri olduğu görüşündeyiz.

Piyasa katılımcılarının doğru risk/portföy yönetimi ve fiyatlandırma yaklaşımları sergilemeleri halinde, Sürekli Ticaret Platformunda ve Piyasa Bazlı Dengeleme Yaklaşımında ortaya konan tasarımın ve düzenlemelerin

• hem kaynak optimizasyonu,

• hem de sağlıklı fiyat sinyallerinin üretilmesi

adına son derece önemli bir rol oynayacağı inancındayız.

3.2.4. KURUMSAL YETKİNLİKLERDE GÖZLEMLENEN İYİLEŞMELER

Yapılan tüm görüşmelerde gözlemlenen bir durum olmakla birlikte, özellikle piyasanın operasyonel anlamda merkezinde olan

• BOTAŞ Doğal Gaz İşletme ve Piyasa İşlemleri Bölge Müdürlüğü’nde

• BOTAŞ Doğal Gaz Piyasa İşlemleri Müdürlüğü’nde ve

27

• EPİAŞ’ta

yapılan toplantılarda gerek bakış açısı olarak, gerekse teknik konulara hakimiyet açısından yetkin personel sayısında önemli bir artış olduğu ve kurumlar arasında büyük ölçüde fikir birliği olduğu gözlemlenmiştir.

Kurumsal yetkinliklerde gözlemlenen iyileşmelerin, hem mevcut kurgunun sağlıklı bir şekilde işletilmesi, hem de müteakip adımların atılması anlamında son derece ümit verici bir durum olarak değerlendirilmektedir.

3.2.5. ŞEFFAFLIK PLATFORMU

Çeşitli ilave veri ve analizlerin yayımlanmasına yönelik önerilerde bulunacağımızı tahmin etmekle birlikte, EPİAŞ tarafından işletilmekte olan şeffaflık platformunun piyasa gelişimi adına önemli bir gelişme olduğunu düşünmekteyiz.

Proje kapsamında şeffaflık konusuna ilişkin ayrı bir çalışma yürütülmektedir. Bu konudaki detaylı tespit ve öneriler ayrıca sunulacaktır.

3.2.6. SCADA’NIN DEVREYE ALINMASI VE SAYAÇ VERİLERİNİN TOPLANMASINDA

YAŞANAN İYİLEŞMELER

SCADA Modernizasyon Projesinin ve Gaz Kontrol Binasının tamamlanması ile ülkemize ve sektöre yakışır bir işletim merkezi devreye alınmıştır.

Simülasyon ve talep tahminin alanlarındaki yazılımların iyileştirilmesi, bir kısım RTU’ların yenilenmesi ve sayaç verilerin toplanmasına ilişkin bazı iyileştirmelerin hayata geçirilmesi alanlarında çalışmaların devam ettiği anlaşılmaktadır.

Sistem işlemine ilişkin bu altyapının, sağlıklı piyasa gelişimi açısından çok önemli bir adım olduğunu düşünmekteyiz.

3.3. MEVCUT DURUM, ÖNCELİKLİ ÇALIŞMALAR VE HEDEFLER

Yakın dönemde kaydedilen bu gelişmeler neticesinde, temel olarak

• Piyasa bazlı bir dengeleme mekanizmasının tesis edilmiş olduğu,

• Piyasa katılımcılarının öngördükleri dengesizliklerini giderebilecekleri ve pozisyonlarını optimize edebilecekleri bir spot piyasasının tesis edilmiş olduğu ve

• Spot piyasanın referans bir fiyat üretmekte olduğu

görülmektedir.

Bu gelişmeleri takiben,

• fiziki teslimatlı vadeli sözleşmeler piyasasının kurulması ve

• talep tarafının piyasalarda etkin bir şekilde işlem yapabilmesi

başta olmak üzere, bir dizi gelişmenin daha hayata geçirilmesinin hedeflediği anlaşılmaktadır.

28

Bu çerçevede,

• kurulan ve kurulacak piyasalardaki teklif defteri derinliğinin, işlem miktarının ve ürün çeşitliliğinin arttırılması ve bu kapsamda piyasa yapıcılığı konusunun ele alınması,

• kapasite platformunun tesis ederek sistemin optimal kullanımına katkı sağlanması,

• iletim tarifelerinin gözden geçirilerek sistemin optimal kullanımına katkı sağlayacak değişikliklerin yapılması,

• şeffaflık platformunda gerekli olabilecek iyileştirmelerin yapılması ve

• Güneydoğu Avrupa Doğal Gaz Piyasaları ile çift yönlü fiziki kapasite, sistem işletmeciliği ve piyasa işletmeciliği anlamlarında entegrasyonun sağlanması

dile getirilen diğer öncelikli konular olarak karşımıza çıkmaktadır.

Konuya daha geniş bir perspektiften yaklaştığımızda, tüm bu çalışmalar ile Türkiye Doğal Gaz Piyasası’na ilişkin aşağıda listelenen nihai hedeflere katkı sağlanmasının hedeflendiği anlaşılmaktadır:

• Arz güvenliğinin sağlanması.

• İthalat maliyetlerinin asgari seviyede tutulması ve bu sayede tüketici fiyatlarının sübvansiyonsuz ve sürdürülebilir bir şekilde olabildiğince aşağı seviyede seyretmesinin sağlanması ve cari açık ile mücadeleye azami katkı sağlanması.

• Türkiye Doğal Gaz Ticaret Merkezi’nin kurulması ve ülke olarak enerji denkleminde konumumuzun güçlendirilmesi.

• Bu amaçlara, (i) rekabetçi, şeffaf, öngörülebilir bir piyasa yapısı içerisinde ve (ii) kamu üzerine finansal yük ve yükümlülük getirmeden varılması.

29

4. PİYASA KATILIMCILARININ İHTİYAÇLARININ KARŞILANMASINA İLİŞKİN

GÖSTERGELERE (ACER GTM MARKET PARTICIPANTS’ NEEDS METRICS)

İLİŞKİN TESPİT VE DEĞERLENDİRMELER

4.1. GÖSTERGELER VE HEDEF DEĞERLERİ

ACER Gas Target Model - AGTM çerçevesinde toptan satış piyasalarının piyasa katılımcılarının ihtiyaçlarının karşılama seviyesine ilişkin olarak tanımlanan göstergeler ve bu göstergelerin hedef değerleri aşağıdaki tabloda gösterilmiştir.

Tablo 3 - AGTM Çerçevesinde Piyasa Katılımcılarının İhtiyaçlarının Karşılanmasına İlişkin Göstergeler

Spot SözleşmelerGelecek Ayın Son Gününe Kadar

Teslimli Sözleşmeler

Daha Uzun Vadeli (2-18 Ay)

Sözleşmeler

Teklif Defteri Hacmi≥ 2,000 MW(~4900 Sözleşme Teklifi)

alış ve satış taraflarında ayrı ayrı

≥ 470 MW (~1150 Sözleşme Teklifi)

alış ve satış taraflarında ayrı ayrı

≥ 120 MW (~295 Sözleşme Teklifi)

alış ve satış taraflarında ayrı ayrı

takip eden 17 ay için

En İyi Alış ve Satış Teklifleri

Arasındaki Fark≤ En İyi Alış Fiyatı x %0.4 ≤ En İyi Alış Fiyatı x %0.2

≤ En İyi Alış Fiyatı x %0.7 (Gelecek 24

Ay İçin)

En İyi Teklifle Diğer Teklifler

Arasındaki Fark

En İyi Fiyat ile İlk 120 MW İçin

Fiyatların Ortalaması Arasındaki

Fark ≤ %0.02 x En İyi Fiyat

En İyi Fiyat ile İlk 120 MW İçin

Fiyatların Ortalaması Arasındaki

Fark ≤ %0.1 x En İyi Fiyat

En İyi Fiyat ile İlk 120 MW İçin

Fiyatların Ortalaması Arasındaki

Fark ≤ %0.2 x En İyi Fiyat (Gelecek

24 Ay İçin)

İşlem Sayısı Günlük İşlem Sayısı ≥ 420 Günlük İşlem Sayısı ≥ 160Günlük İşlem Sayısı ≥ 8 (Gelecek 24

Ay İçin)

Hedef Değer

Gösterge

Piyasa Katılımcılarının İhtiyaçlarının Karşılanmasına İlişkin Göstergeler

4.2. TEKLİF DEFTERİ HACMİ

Teklif Defter Hacmi, spot ürünlere ilişkin olarak aşağıdaki şekilde hesaplanır:

• Analiz dönemi içerisindeki (genellikle son 12 aylık dönem içerisindeki) her bir işlem gününde, 15 dakika aralıkla, teklif defterlerinin resmi çekilir.

• Bu resimler kullanılarak, alış ve satış tarafı emirleri için ayrı ayrı, her bir güne ait en yüksek teklif defteri hacimleri belirlenir.

• Analiz dönemi içindeki günlere ait günlük azami teklif hacimlerinin medyanı, analiz dönemi teklif defteri hacmidir.

• 2016 yılında AGTM çerçevesindeki 2.000 MW’lık (yaklaşık 4900 sözleşme) hedefi tutturan tek doğal gaz ticaret merkezi TTF iken, 2017 yılında TTF’e NBP, PSV, GPL ve NCG de katılmışlardır. Hedefi tutturamamış olmakla birlikte, ZEE, PEGN ve AVTP’deki defter hacimleri de ciddi seviyelere ulaşmıştır.

30

Şekil 3 - Avrupa Doğal Gaz Ticaret Merkezleri, 2017 Yılı, Spot Ürünler, Teklif Defteri Hacimleri

Kaynak: REMIT verileri ve ACER ACER Market Monitoring Report 2017 – Gas Wholesale Markets Volume

4.3. EN İYİ ALIŞ VE SATIŞ FİYATLARI ARASINDAKİ FARK

En iyi alış ve satış teklifleri arasındaki fark, spot ürünlere ilişkin olarak aşağıdaki şekilde hesaplanır:

• Analiz dönemi içerisindeki (genellikle son 12 aylık dönem içerisindeki) aktif ticaret penceresinde (örneğin saat 10:00-16:00 arasında) 15 dakika aralıkla, spot sözleşmelere ait teklif defterlerinin resmi çekilir.

• Bu resimler arasında hem alış hem satış tarafında en az bir teklif olan resimler seçilir; diğerleri elenir.

• Seçilen her bir resim için, en iyi alış fiyatı ile en iyi satış fiyatı arasındaki fark en iyi alış fiyatına bölünerek, yüzde olarak o resme ait fiyat farkı hesaplanır.

• Bu şekilde, bir güne ilişkin olarak seçilen resimlerin yüzde olarak fiyat farklarının ortalaması o güne ait ortalama fiyat farkıdır.

• Analiz dönemi içindeki günlere ait günlük ortalama fiyat farklarının ortalaması, analiz dönemine ait ortalama fiyat farkıdır.

• Bu hesaplama yeteri teklif olmaması sebebi ile, analiz dönemi içerisindeki günlerin en az %80’i için yapılamıyorsa, gösterge hesaplanamıyor olarak kabul edilir.

• 2017 yılında 2016 yılına kıyasla tüm doğal gaz ticaret merkezlerinde bir iyileşme sağlanmış olsa da, %0.4 seviyesindeki AGTM hedefini sadece NBP ve TTF yakalamış durumdadır.

31

Şekil 4 - Avrupa Doğal Gaz Ticaret Merkezleri, 2017 Yılı, Spot Ürünler, En İyi Alış ve Satış Teklifleri Arasındaki Fark

Kaynak: REMIT verileri ve ACER ACER Market Monitoring Report 2017 – Gas Wholesale Markets Volume

4.4. EN İYİ TEKLİF İLE DİĞER TEKLİFLER ARASINDAKİ FARK

En iyi teklif ve diğer teklifler arasındaki fark, spot ürünlere ilişkin olarak aşağıdaki şekilde hesaplanır:

• Analiz dönemi içerisindeki her bir işlem günü içindeki aktif ticaret penceresinde (örneğin saat 10:00-16:00 arasında) 15 dakika aralıkla, spot sözleşmelere ait teklif defterlerinin resmi çekilir.

• Seçilen her bir resimde alış ve satış tarafı için ayrı ayrı aşağıdaki işlemler yapılır. Aşağıdaki anlatım, alış tekliflerine ilişkindir. Aynı işlemler satış teklifleri için ayrıca yapılır.

• Resimler arasında en az 90 MW (220 sözleşme) alış teklifi olan resimler seçilir; diğerleri elenir.

• “En iyi teklifin fiyatı” ile “takip eden 120 MW’lık (295 sözleşme) teklifin fiyatlarının ağırlık ortalaması” arasındaki fark “en iyi teklifin fiyatına” bölünerek, yüzde olarak o resme ait fiyat farkı hesaplanır. Takip eden teklif miktarı 120 MW’dan (295 sözleşmeden) az ise, hesaplamada mevcut teklif fiyatlarının ağırlıklı ortalaması kullanılır.

• Bu şekilde, bir güne ilişkin olarak seçilen resimlerin fiyat farklarının ortalaması, o güne ait ortalama fiyat farkıdır.

• Analiz dönemi içindeki günlere ait günlük ortalama fiyat farklarının ortalaması, analiz dönemine ait ortalama yüzde fiyat farkıdır.

• Bu hesaplama yeteri teklif olmaması sebebi ile, analiz dönemi içerisindeki günlerin en az %80’i için yapılamıyorsa, gösterge hesaplanamıyor olarak kabul edilir.

32

4.5. GÜNLÜK İŞLEM SAYISI

Günlük İşlem Sayısı, spot ürünlere ilişkin olarak aşağıdaki şekilde hesaplanır:

• Analiz dönemi içerisindeki her bir işlem gününde spot ürünlere ilişkin olarak yapılan işlem adedi belirlenir.

• Analiz dönemi içindeki günlük işlem adetlerinin medyanı, analiz dönemine ait günlük işlem sayısıdır.

• 420 seviyesindeki AGTM günlük işlem sayısı hedefini sadece TTF yakalamış durumdadır.

.

Şekil 5 - Avrupa Doğal Gaz Ticaret Merkezleri, 2017 Yılı, Spot Ürünle, Günlük İşlem Sayıları

Kaynak: REMIT verileri ve ACER ACER Market Monitoring Report 2017 – Gas Wholesale Markets Volume

GTM2014 çerçevesindeki göstergeler arasında yer almamakla birlikte,

• piyasada işlem yapan katılımcı adedi,

• işlem gören ürün adedi,

• piyasalardaki işlem hacmi ve

• GTM2011 çerçevesindeki göstergeler arasında yer alan Churn Rate (ticari işlem hacminin fiziksel hacme oranı)

piyasanın gelişim seviyesinin değerlendirilmesine ilişkin göstergeler arasında yer alabilir.

4.6. İLGİLİ TESPİT VE DEĞERLENDİRMELER

Henüz kurulmamış olduğu için, vadeli işlemler piyasasına ilişkin olarak söz konusu gösterge değerlerinin ölçümlenmesi mümkün değildir. Bununla birlikte iyi işleyen bir vadeli işlemler piyasasının, serbest ve rekabetçi bir piyasa yapısının en önemli unsurlarından birisi olduğu ve piyasa katılımcılarının ihtiyaçlarına cevap veren bir vadeli işlemler piyasasının mümkün en yakın zamanda açılmasının gerektiği açıktır.

33

Spot işlemler piyasası ise 6 aydan biraz fazla bir zaman önce açılmıştır. Bu sebeple, spot işlemler piyasası tarafında da, söz konusu göstergelere ilişkin sağlıklı ölçümler ve değerlendirmeler yapılmasını sağlayacak tarihsel veri mevcut değildir.

Söz konusu ölçüm ve değerlendirmelerin ileride yapılabilmesi için, yukarıda açıklandığı üzere, teklif defterlerinin ilgili verileri içerecek şekilde 15 dakikada bir ekran görüntülerinin alınması gerekmektedir. Geçmiş aylara ilişkin bu tür bir kaydın olmadığı anlaşılmaktadır. Bununla birlikte, yeni kurulmuş bir piyasa için bu göstergelerin değerlerinin yeterli seviyede olması zaten olası değildir.

Bu çerçevede, detaylı hesaplamalara ihtiyaç olmaksınız, gerek mevcut spot işlemler piyasasının gerekse kurulması düşünülen vadeli işlemler piyasasının piyasa katılımcılarının ihtiyaçlarına en iyi şekilde cevap verebilmesi adına,

• teklif defterinin hacminin arttırılmasına ve

• alış ve satış fiyatları arasındaki farkın düşürülmesine

yönelik tedbirlere öncelik verilmesinde fayda olacağı düşünülmektedir.

Bu kapsamda birinci derece öncelikli konunun, doğal gaz ve elektrik piyasalarındaki fiyat öngörülebilirliğinin arttırılması olduğu düşünülmektedir.

Bu konudaki detaylı önerilere, Doğal Gaz Piyasası ve Sürekli Ticaret Platformu Öneriler Raporu’nda yer verilecektir.

34

5. PİYASANIN SAĞLIK DURUMUNA İLİŞKİN GÖSTERGELERE (ACER GTM

MARKET HEALTH METRICS) İLİŞKİN TESPİT VE DEĞERLENDİRMELER

5.1. HEDEF DEĞERLER

ACER Gas Target Model - AGTM çerçevesinde piyasanın sağlık durumuna ilişkin olarak tanımlanan göstergeler ve bu göstergelerin hedef değerleri aşağıdaki tablo gösterilmiştir:

Tablo 4 - GTM2014 Çerçevesinde Piyasanın Sağlık Durumuna İlişkin Göstergeler

Gösterge Hedef Değer

HHI Endeksi (Herfindahl-Hirschmann Index) ≤ 2,000

Tedarik Kaynağı Sayısı ≥ 3

RSI Endeksi (Residual Supply Index) ≥ %110

Alış ve Satış Tekliflerine İlişkin Piyasa Konsantrasyonu

(Tek Bir Şirketin Payı) ≤ %40

Ticaret İşlemlerine İlişkin Piyasa Konsantrasyonu

(Tek Bir Şirketin Payı) ≤ %40

Piyasanın Sağlık Durumuna İlişkin Göstergeler

5.2. HHI ENDEKSİ (HERFINDAHL-HIRSCHMANN INDEX)

HHI Endeksi hesaplamasında, tedarikçilerin pazar payları 100 ile çarpılır; bulunan sayının karesi alınır ve bu karelerin toplamı HHI Endeksinin değerini verir.

Basitçe bir örnek vermek gerekirse, 2 şirketin %50’şer paya sahip olduğu bir pazarda, HHI değeri 502 + 502 = 2500 + 2500 = 5000’dir.

Endeks, arz (üretim ve ithalat) tarafında ve talep tarafında ayrı ayrı hesaplanabilir.

ACER Gas Target Model kapsamında arz tarafındaki HHI değerine odaklanılır ve bu göstergenin model kapsamındaki hedef değeri 2.000’dir.

Türkiye Doğal Gaz Piyasasının arz tarafındaki HHI Endeksinin değeri 2017’deki 6.787 seviyesinden 2018’da 7.088 seviyesine yükselmiştir. ACER Gas Target Model kapsamındaki hedefler dikkate alındığında, bu tarafta bir iyileştirme yapılması ihtiyacı olduğu açıktır.

5.3. TEDARİK KAYNAĞI SAYISI (NUMBER OF SUPPLY SOURCES)

Bu göstergenin hesaplanmasında tedarik kaynağı olarak şirketler, gaz sahaları ya da güzergahları değil, ülkeler sayılır.

Sadece boru gazı ithal edilen ülkelerin hesaba katılması halinde dahi, buradaki hedef değer olan 3 yakalanmaktadır. 2017 yılında 3 ülkeden boru hattı ile 9 ülkeden ise sıvılaştırılmış halde olmak üzere toplamda 12 ülkeden doğal gaz ithal edilmiştir.

35

5.4. RSI ENDEKSİ (RESIDUAL SUPPLY ENDEX)

RSI Endeksi, en büyük tedarikçinin arzının sıfıra düşmesi halinde talebin ne kadarının karşılanabileceğini gösterir ve bir piyasanın talebin karşılanması noktasında bir tedarikçiye ne derece bağımlı olduğunun ölçümlenmesine yöneliktir. ACER Gas Target Model çerçevesindeki hedef değer %110 ve üzeridir.

Halihazırda 48.8 bcm/yıl seviyesinde bir talep ve BOTAŞ’ın EBT sayfasında ilan edilen Maksimum Ayrılabilir Kapasite verileri ile %108 seviyesinde olduğunu hesapladığımız15 RSI ACER Gas Target Model hedeflerine çok yaklaşmıştır.

Şekil 6 - GTM2014 Çerçevesinde Piyasanın Sağlık Durumuna İlişkin Göstergelerin Değerleri

Kaynak: REMIT verileri ve ACER ACER Market Monitoring Report 2017 – Gas Wholesale Markets Volume

5.5. ALIŞ VE SATIŞ TEKLİFLERİNE İLİŞKİN PİYASA KONSANTRASYONU

(CONCENTRATION FOR BID AND OFFER ACTIVITIES)

Bu gösterge, her bir şirket ya da şirketler grubu için, alış teklifleri ve satış teklifleri için ayrı ayrı, ancak spot ve vadeliler için birlikte olacak şekilde, aşağıdaki şekilde hesaplanır:

• A Analiz Dönemi içerisindeki her bir işlem günü içindeki aktif ticaret penceresinde (örneğin saat 10:00-16:00 arasında) 15 dakika aralıkla, spot ve vadeli sözleşmelere ilişkin tüm ürünlere ait teklif defterlerinin resmi çekilir.

• Seçilen her bir resimde alış ve satış tarafı için ayrı ayrı aşağıdaki işlemler yapılır. Aşağıdaki anlatım, alış tekliflerine ilişkindir. Aynı işlemler satış teklifleri için ayrıca yapılır.

• G gününde çekilen tüm resimlerdeki (spor ve vadeli tüm ürünler için) alış teklifleri toplanarak Toplam Alış Teklifi Hacmi (TATH g) hesaplanır.

15 Hesaplamada, (i) Rusya’dan hiç arz gelmeyeceği ve Batı Hattı, Mavi Akım ve Türk Akımı giriş noktalarından giriş olmayacağı varsayılmış, (ii) diğer boru hatlarının yıllık teorik azami kapasitelerinin %85’i ve LNG giriş noktalarının yıllık teorik azami kapasitelerinin %75’i seviyesinde çalışacağı varsayılmış ve (iv) hesaplama yıllık değerler üzerinden yapıldığı depo giriş kapasiteleri hesaba katılmamıştır.

36

• G gününde çekilen tüm resimlerde (spot ve vadeli tüm ürünler için) Ş şirketine (ya da şirketler grubuna) ait alış teklifleri toplanarak Ş Şirketi’nin G gününe ilişkin Şirket Alış Teklifi Hacmi (ŞATH g,ş) hesaplanır.

• Ş Şirketi’nin G gününe ilişkin Şirket Alış Teklifi Hacmi (ŞATH g,ş), G gününe ilişkin Toplam Alış Teklifi Hacmine (TATH g) bölünerek, Ş Şirketi’nin G gününe ilişkin Alış Teklifi Payı (ATP g,ş) hesaplanır.

• Ş Şirketinin A Analiz Dönemi içerisindeki tüm günlere ait Alış Teklifi Paylarının (ATP g,ş) ortalaması alınarak, Ş Şirketinin A Analiz Dönemi içerisindeki Alış Teklifi Payı (ATP a,ş) hesaplanır.

5.6. TİCARET İŞLEMLERİNE İLİŞKİN PİYASA KONSANTRASYONU

(CONCENTRATION FOR TRADING ACTIVITIES)

Bu gösterge, her bir şirket ya da şirketler grubu için, alış ve satış işlemleri için ayrı ayrı, ancak spot ve vadeliler için birlikte olacak şekilde, aşağıdaki şekilde hesaplanır.

Bu hesaplamada aynı grup içerisinde bulunan şirketler arasında yapılan işlemler dikkate alınmaz.

• A Analiz Dönemi içerisindeki her bir işlem günü için aşağıdaki işlemler yapılır.

o G gününde yapılan tüm işlemlerdeki (spot ve vadeli tüm ürünler için)

sözleşme satısı toplanarak, G gününe ait Toplam İşlem Miktarı (TİM g)

(sözleşme adedi olarak) hesaplanır. Bu sayımda, bir sözleşme alış ve satış

için ayrı ayrı 2 defa değil, 1 defa hesaba katılır.

o G gününde Ş Şirketi tarafından yapılan tüm alış işlemlerdeki (spor ve vadeli

tüm ürünler için) sözleşme sayısı toplanarak, Ş Şirketi’nin G Günü’ne ait

Şirket Alış İşlemi Miktarı (ŞAİM g) (sözleşme adedi olarak) hesaplanır.

o Ş Şirketi’nin G Günü’ne ait Şirket Alış İşlemi Miktarı (ŞAİM g), G gününe ait

Toplam İşlem Miktarı’na (TİM g) bölünerek, Ş Şirketi’nin G gününe ilişkin

Şirket Alış İşlemi Payı (ŞAİP g,ş) hesaplanır.

o G gününde Ş Şirketi tarafından yapılan tüm satış işlemlerdeki (spor ve vadeli

tüm ürünler için) sözleşme sayısı toplanarak, Ş Şirketi’nin G Günü’ne ait

Şirket Satış İşlemi Miktarı (ŞSİM g) (sözleşme adedi olarak) hesaplanır.

o Ş Şirketi’nin G Günü’ne ait Şirket Satış İşlemi Miktarı (ŞSİM g), G gününe ait

Toplam İşlem Miktarı’na (TİM g) bölünerek, Ş Şirketi’nin G gününe ilişkin

Şirket Satış İşlemi Payı (ŞSİP g,ş) hesaplanır.

• Ş Şirketinin A Analiz Dönemi içerisindeki tüm günlere ait Şirket Alış İşlemi Paylarının (ŞAİP g,ş) ortalaması alınarak, Ş Şirketinin A Analiz Dönemi içerisindeki Şirket Alış İşlemi Payı (ŞAİP a,ş) hesaplanır.

• Ş Şirketinin A Analiz Dönemi içerisindeki tüm günlere ait Şirket Satış İşlemi Paylarının (ŞSİP g,ş) ortalaması alınarak, Ş Şirketinin A Analiz Dönemi içerisindeki Şirket Satış İşlemi Payı (ŞSİP a,ş) hesaplanır.

37

5.7. İLGİLİ TESPİT VE DEĞERLENDİRMELER

HHI göstergesinin değerinin düşürülmesine ve RSI göstergesinin değerinin yükseltilmesine yönelik çalışmalar uzun yıllardır Türkiye Doğal Gaz Piyasası’nın gündeminde yer almıştır. Uzun dönemli gaz alım anlaşmalarının BOTAŞ tarafından özel sektöre devredilmesi ve yeni sözleşmelerin özel sektör tarafından yapılması suretiyle HHI düşürülmeye, TANAP Projesinin hayata geçirilmesi suretiyle RSI yükseltilmeye ve LNG giriş kapasitesinin artırılması ile hem HHI düşürülmeye hem de RSI yükseltilmeye çalışılmıştır.

Bu çalışmalar, RSI tarafında olumlu netice verirken, var olan uzun dönemli sözleşmeler, ülkemizin coğrafi konumu ve gelişmiş gaz ticaret merkezileri ile arasındaki enterkonneksiyon durumu ve piyasa fiyatlarının öngörülebilirliğinin kısıtlı oluşu bu çabaların HHI üzerindeki olumlu sonuçlarını sınırlandırmaktadır.

Örneğin, yerli üretimin talebi karşılama oranı açısından Türkiye ile benzerlik gösteren Avrupa ülkelerine baktığımızda, bu oranın Almanya’da ve İtalya’da yaklaşık %10 seviyesinde, Belçika, Fransa ve İspanya’da ise %1’in altında olduğunu görmekteyiz. Bu ülkeler arasında sadece Fransa HHI hedefini tutturmuş olsa da, diğer ülkelerde de önemli iyileşmeler yaşanmıştır.

Şekil 7 - GTM2014 Çerçevesinde Piyasanın Sağlık Durumuna İlişkin Göstergelerin Değerleri

Kaynak: ACER Market Monitoring Report 2017 – Gas Wholesale Markets Volume

Yerli üretimi düşük olan bu ülkelerdeki HHI değerlerinin zaman içerisinde iyileştirilmesi, temel olarak

(vi) Avrupa gaz piyasalarının tamamının birlikte ve koordineli bir dönüşüm geçirmesi,

(vii) bu ülkelerin komşu ülkelerle ile güçlü enterkoneksiyonlarla fiziksel olarak bağlı olmaları,

(viii) bu ülkelerin şebekelerinde yer alan dengeleme noktalarında teslimatlı spot ve vadeli ürünlerin (ve ilgili finansal ürünlerin), aynı ticaret platformlarda (temel olarak PEGAS’da) aynı şekilde işlem gören sadece teslimat noktaları farklı ürünler olarak konumlandırılabilmesi ve piyasa düzenlemelerinin ve altyapısının böyle bir ticari uyumu desteklemesi,

(ix) fiyat öngörülebilirliğinin zaman içerisinde yükselmesi,

(x) bir dönem boyunca çok sayıda uzun dönemli sözleşmenin birbirine paralel şekilde yeniden müzakere edilmesi, ve

(xi) hâkim konumdaki oyuncuların fiyatlamalarına ve piyasayı bozucu olası etkilerinin engellenmesine ilişkin düzenlemeler

neticesinde mümkün olmuştur.

38

Etkisi ancak uzun vadede olacak olsa da, arz tarafındaki HHI Endeksinin düşürülmesine yönelik olarak, zaman içerisinde talep artışına ve/veya mevcut uzun dönemli sözleşmelerin bitişine ve/veya ihracat imkanlarına bağlı olarak ihtiyaç duyulabilecek ilave alımların, daha kısa vadeli ve ticari esneklik sağlayan sözleşmeler üzerinden BOTAŞ’ın dışındaki piyasa katılımcıları tarafından da yapılması bir yaklaşım olarak benimsenebilir.

Bununla birlikte, temel olarak,

• mevcut sözleşmelerin sona erme tarihleri,

• talep büyümesine ilişkin öngörüler ve

• sözleşme devirlerine ilişkin deneyimler

dikkate alındığında, önümüzdeki birkaç yıllık dönemde, arz tarafındaki HHI Endeksinin değerinde kayda değer bir gerileme olması beklenmemektedir.

Bu durumda, BOTAŞ’ın elindeki miktarların vadeli piyasa işlemleri ile piyasalaştırılması ve doğal gaz ve elektrik piyasalarındaki fiyat öngörülebilirliğinin arttırılması suretiyle, el değiştirme oranının arttırılması, konsantrasyon ve talep tarafındaki HHI Endeksinin değerinin düşürülmesi hedeflenebilir. Doğal Gaz Piyasası ve Sürekli Ticaret Platformu Öneriler Raporu’nda bu konu detaylandırılacaktır.

HHI ENDEKSİ DÜŞÜK REKABET SEVİYESİ YÜKSEK BİR PİYASA GİBİ DAVRANMAK

Bu noktada, HHI ve konsantrasyon değerlerinin yeterince düşük olduğu, çok katılımcılı ve piyasa içi rekabetin yüksek olduğu bir piyasanın davranışı ile HHI ve konsantrasyon değerlerinin yüksek olduğu bir piyasanın davranışını kıyaslamakta fayda olacaktır:

• Farklı alım gücüne sahip ve ürüne farklı değerler biçen alıcıların fiyatlamaları ile talep eğrisi oluşur. Fiyat arttıkça talep düşer, fiyat azaldıkça talep artar.

• Rekabet seviyesinin yüksek olduğu bir piyasada, arz eğrisi, farklı maliyet yapılarına sahip farklı tedarikçilerin, rekabet içerisinde yapacakları fiyatlamalar ile oluşur. Fiyat arttıkça yüksek maliyetli üretimler de devreye girer ve arz artar, fiyat azaldıkça yüksek maliyetli üretimler devreden çıkmaya başlar ve arz azalır.

Sayısal bir örnek oluşturmak amacıyla aşağıda 2 adet grafik sunulmuştur. Sol taraftaki grafikte, 9 TL fiyatta 70 birimlik, 10 TL fiyatta 100 birimlik ve 12 TL fiyatta 130 birimlik arz olacağını görüyoruz. 10 TL fiyatta talep de 100 birim olduğu için, arz ve talep eğrilerinin 10 TL fiyat ve 100 birim miktar noktasında kesiştiğini görüyoruz.

Şekil 8- Arz ve Talep Eğrilerinin Davranışları

39

• Arz tarafında hâkim bir katılımcının olması ve söz konusu katılımcının ortalama fiyat yaklaşımını benimsemesi halinde, fiyat ortalama maliyet üzerine eklenecek ortalama kâr marjı ile (ya da belki de bir indirim oranı ile) belirlenecek ve farklı miktarlar için farklı fiyatlar içeren arz eğrisi, sağ taraftaki grafikte gösterildiği şekilde sabit bir seviyeden geçen lineer bir çizgiye dönüşecektir. Yani miktarın 70 birim ya da 100 birim ya da 130 birim olmasından bağımsız bir şekilde, 8 TL, 10 TL ya da 12 TL gibi tek bir sabit fiyat oluşacaktır.

• Bu örnekte verilen talep eğrisinin yapısına göre fiyatın 10 birimden 8 birime çekilmesi durumunda talebin 130 birime çıktığını görmekteyiz. Ancak, arz eğrisinden 130 birim arz için gerekli fiyatın 12 TL olduğunu, 8 TL seviyesindeki bu fiyat sebebi ile satıcıların/üreticilerin bir kısmının (belki de tamamının) zarar edeceği ve sistemin kaynak optimizasyonundan ve sürdürülebilir olmaktan uzaklaşacağı anlamaktayız.

• Benzer şekilde fiyat 10 TL’nin üzerinde belirlenirse, talep 100 birimin altına düşecektir. 10 TL fiyat ile üretim yapmak isteyen üreticilerin bir kısmı âtıl kalacaktır; bazı satıcılar beklediklerinden fazla para kazanırken, bazıları ise para kazanamaz duruma geleceklerdir. Bu durum, yine kaynak optimizasyonundan uzaklaşılan, ekonomik büyümeyi baskılayan bir durumdur.

HHI Endeksinin ve piyasa konsantrasyonun yüksek olmasına rağmen, hâkim konumdaki katılımcının, ortalama bir fiyat sunmak yerine, kendi marjinal maliyet eğrisini yansıtan dinamik bir fiyatlama yapması ve peşinen bilenen miktarlarda satış yapması (peşinen bilinmeyen ve dengesizlik riskini üzerine alan şekilde, sayacın yazdığı kadar satmak yerine) halinde, rekabetçi bir piyasa yapısına benzer bir arz eğrisinin oluşması mümkündür.

Böyle bir fiyatlama sayesinde, kaynak optimizasyonunda ve fiyat öngörülebilirliğinde iyileşmeler sağlanır.

Gelecekte oluşacak spot fiyatın öngörülebilirliğinin yeterli seviyede olmadığı bir ortamda, piyasa katılımcıları alım için ya da satım için hangi fiyatın iyi olacağını bilemeyecekleri için (bu fiyattan vadeli satış yapmayalım, spot piyasada daha yüksek fiyatlar oluşabilir ya da bu fiyattan vadeli alış yapmayalım, spot piyasada daha düşük fiyat oluşabilir düşüncesi ile) vadeli işlemlere girmeyecekler ve vadeli işlemler piyasası gelişemeyecektir.

Hâkim konumdaki piyasa katılımcısının marjinal maliyet eğrisini yansıtan dinamik bir fiyatlama yapmasına bağlı olarak artacak fiyat öngörülebilirliği sayesinde, diğer piyasa katılımcıları vadeli pozisyonlar alabilir hale gelebilirler ve bu sayede belki de yeni arzın getirilmesi noktasında yeterli hale gelebilirler.

Bunun da ötesinde, hâkim konuma sahip katılımcı aylık, 3 aylık, yıllık, 2-3 yıllık gibi çeşitli vadeli ürünleri bir ihale ile ya da sürekli ticaret platformu üzerinden piyasaya arz edebilir. Bu yaklaşımın, öncelikle talep tarafındaki HHI Endeksinin, zamanla arz tarafındaki HHI Endeksinin aşağıya gelmesini sağlaması olasıdır.

40

6. GAZ REFERANS FİYATINA VE İŞLEM MİKTARINA İLİŞKİN TESPİT VE

DEĞERLENDİRMELER

Defter derinliklerine, en iyi alış ve en iyi satış teklifleri arasındaki fiyat açıklığını, alış ve satış tekliflerinin kendi içleri arasındaki farklara ilişkin anlamlı analizler yapamıyor olmakla birlikte, 1 Eylül 2018 – 28 Şubat 2019 tarihleri arasındaki 6 aylık veri ile, temel olarak, Şeffaflık Platformunda yayımlanan

• Gaz Referans Fiyatı

• Kontrat Eşleme Miktarı

• İlave Dengeleyici İşlem Miktarı

• Sistem Dengesizlik Miktarı

• Taşıtan Dengesizlik Miktarı

• Şebeke Giriş ve Çıkış Miktarı

verileri analiz edilmiştir.

Söz konusu analizlerde verilerin kendi aralarındaki korelasyonlar ve özellikle Gaz Referans Fiyatı ile

• Dolar Kuru

• Brent Petrol Fiyatı (ABD Doları ve TL olarak)

• GasPool Referans Fiyatı

• Henry Hub Referans Fiyatı

arasındaki korelasyonlar analiz edilmiştir.

Ayrıca, EPDK tarafında yayınlanmakta olan Aylık Doğal Gaz Sektör Raporlarında yer alan veriler, özellikle tüketim verilerinin tüketici grupları bazında ve satıcıların lisans türleri bazında kırılımları incelenmiştir.

Söz konusu incelemeler neticesinde yapılan tespitler aşağıda özetlenmiştir.

6.1. GAZ REFERANS FİYATINA İLİŞKİN TESPİT VE DEĞERLENDİRMELER

Son 6 aylık dönemdeki fiyatlar incelendiğinde aşağıdaki noktalar göze çarpmaktadır:

• GRF 21.40-28.30 US$/MWh bandında yatay dalgalanmıştır ve hali hazırda 26.30 US$/MWh seviyesindedir.

• Avrupa piyasalarındaki spot fiyatlar Eylül 2018’de ulaştığı 35 US$/MWh seviyesinden günümüze kadar düşüş trendi içerisinde hareket etmiştir ve hali hazırda 16 US$/MWh seviyesindedir.

• ABD Henry Hub’daki spot fiyat ağırlıklı olarak 8 – 12 US$/MWh bandında yatay hareket etmiş; Aralık başında geçici olarak 16 US$/MWh seviyesine kadar yükselmiş ancak hızlı bir şekilde geri gelmiştir ve halihazırda 9.75 US$/MWh seviyesindedir.

• Mevsim normallerinin üzerinden geçen kışa bağlı olarak zayıf seyreden LNG fiyatları ise, Asya teslimatlı kargolar için dahi 24 US$/MWh’ın altına gerilemiştir.

41

Avrupa piyasalarındaki gerilemeyi incelediğimizde, yerel üretimde yaşanan gerilemeye rağmen,

(i) artan LNG kapasitesinin önemli bir kısmını çekmesi beklenen Uzak Doğu Piyasası’nda yumuşak geçen kışa bağlı olarak talebin ve fiyatların zayıf seyretmesi, buna bağlı olarak LNG kargolarının Avrupa’ya yönelmesi,

(ii) Rusya’nın Avrupa’ya sağladığı arzın rekor seviyelerde seyretmesi,

(iii) Avrupa’daki talebin de ortalamadan sıcak geçen kışa bağlı olarak zayıf seyretmesi neticesinde,

böyle bir fiyat düşüşü yaşandığını görmekteyiz.

Söz konusu trendin bir devamı olarak 2019 yazında da fiyatların düşük seyretmesi, buna bağlı olarak Avrupalı elektrik üreticilerinin kömürden gaza geçiş yapmaları, bu şekilde doğal gaz fiyatlarının destek bulması beklenmektedir.

Şekil 9 - US$/MWh bazında GRF ile GasPool VTP Fiyat Endeksinin Kıyaslaması

Kaynak: EXIST, GasPool

Bu durum, gazın gaz ile rekabeti konseptinin hayata geçirilmesi durumunda oluşan piyasa ve fiyat dinamiklerinin ortaya konması ve elektrik, doğal gaz, kömür gibi emtialarda doğru fiyat sinyallerinin oluşması halinde enerji kaynaklarının optimal kullanımının ne şekilde mümkün olacağının açıklanması adına güzel bir örnek oluşturmaktadır.

Yeni kurulmakta olanlar kısmen hariç olmak üzere, AB’deki doğal gaz ticaret merkezlerinde oluşan fiyatlar arasında çok güçlü bir korelasyon oluşmuş ve bu merkezler arasındaki fiyat farkları son derece küçük seviyelere inmiş durumdadır. AB’deki doğal gaz ticaret merkezleri ile entegrasyon seviyesinin hem fiziksel hem ticari açıdan güçlenmesi ile, GRF ile AB’deki Doğal Gaz Ticaret Merkezlerinde oluşan fiyatlar arasında da güçlü ve pozitif bir korelasyon oluşacaktır.

Ancak halihazırda, GRF ile AB’deki Doğal Gaz Ticaret Merkezlerinde oluşan fiyatlar arasında bir korelasyon bulunmamaktadır.

Yapılan incelemede güçlü sayılabilecek 2 korelasyon tespit edilmiştir:

• GRF (TL/1000sm3) ile US$/TL kuru arasındaki korelasyon katsayısı: 0.72

• GRF (US$/1000sm3) ile Talep (mcm/gün) arasındaki korelasyon katsayısı: 0.69

42

Piyasanın olgunlaşmasıyla beraber, özellikle piyasa katılımcılarının aynı yönde ve kayda değer seviyede enerji açık ya da fazlalarının olduğu zamanlarda, ağırlıklı olarak (i) talebin ithalatçıların asgari alım yükümlülükleri seviyesinde yapacakları ithalat ile bile piyasada arz fazlası oluşacak kadar düştüğü (mesela 80-90 mcm/gün ve altında) dönemlerde ve (ii) talebin ilave spot ithalat gerektirecek seviyede yükseldiği (mesela 180 mcm/gün ve üzerinde) dönemlerde, fiyatlar ile talep arasındaki korelasyonun daha güçlü seyredeceği ve talebin bu iki sınırın arasında kalan geniş bir bandın içerisinde hareket ettiği dönemlerde ise talep değişiminin fiyat üzerindeki etkisinin sınırlı olacağı tahmin edilmektedir.

Söz konusu korelasyonun güçlenmesi durumunda dahi, çok sayıda ve büyük maliyet farkları içeren arz kaynaklarından oluşan bir arz yapısı söz konusu olmadığı için ve de buna bağlı olarak oldukça yatay bir arz eğrisinin oluşacağı için, talebe bağlı olarak oluşacak fiyat hareketlerinin büyüklüklerinin sınırlı olması, kura bağlı fiyat hareketlerinin ve 6-9 aylık bir faz farklı ile olsa da petrol fiyatlarına bağlı hareketlerin gölgesinde kalması beklenmektedir.

GRF (US$/1000sm3) ile günlük Brent Petrol Fiyatı (US$/varil) arasındaki anlamlı bir korelasyon çıkmamıştır. Bunun sebebi günlük fiyat oluşumu anlamında aralarında bir ilişki olmamasıdır. Son 6 aylık dönemde GRF (US$/1000sm3) grafiğinin analizinde sadece 2 kere, 3 Eylül 2018 ve 31 Aralık 2018 tarihlerinde kalıcı fiyat hareketi olmuştur. Bu 2 tarih de 3 aylık fiyat ayarlama dönemlerinin son günüdür ve söz konusu fiyat hareketleri Brent petrol fiyatındaki 3 aylık ortalama fiyatların değişimi ile uyumludur.

6.2. İŞLEM MİKTARLARINA İLİŞKİN TESPİT VE DEĞERLENDİRMELER

1 Eylül 2018 – 28 Şubat 2019 arasında STP’de yapılan işlem miktarlarına bakıldığında, piyasanın açıldığı ilk altı ayda toplam 775 mcm, günlük ortalama 4.28 mcm ticaret gerçekleşmiştir. Bu miktar aynı dönemdeki ortalama talebin %2.68’sine tekabül etmektedir.

STP’de oluşan doğal gaz ticaret hacminde ilave dengeleme işlemlerinin miktarı dikkat çekmektedir. Söz konusu 6 aylık döneminde toplam ticaretin %61.2’si16 bu işlemler aracılığı ile gerçekleşmiş, günlük ortalama ilave dengeleme işlem miktarı 2.62 mcm seviyesinde gerçekleşmiştir.

İlave dengeleyici işlemler dışında günde ortalama 1.66 mcm doğal gaz el değiştirmiştir ki, bu miktar aynı dönemdeki ortalama talebin yaklaşık %1’ine tekabül etmektedir.

Tablo 5 - STP’de Yapılan İşlem Miktarları

Aylık ortalama değerlere baktığımızda, Eylül 2018’de günlük ortalama 2.45 mcm’lik bir işlem gerçekleştiği, bu sayının Ekim ve Kasım aylarında sırasıyla aylık 6.50 - 6.07 mcm seviyesine kadar

16 Hesaplamalar kontrat günü bazında yapılmıştır. 6 aylık toplam 1 kodlu ilave dengeleyici işlem miktarı 466.1 mcm; 2 kodlu ilave dengeleyici işlem miktarı ise 8.3 mcm’dir. Toplamdaki 474.4 mcm’lik hacmin 775 mcm’e oranı %61.2 ye tekabül etmektedir.

43

yükseldiği, ancak sonra tekrar azalmaya başladığı ve Ocak’ta 2.31 mcm, Şubat’ta 4.28 mcm seviyesine gerilediği görülmektedir.

Günlük ortalama eşleme miktarının talebin içerisindeki payı olarak baktığımızda, bu oranın Eylül 2018’de %2.2 olduğu, Ekim 2018’de %5.56’ya kadar yükseldiği, Ocak 2019’da %1.15’e kadar gerilediği, 6 aylık ortalama olarak %2.68 seviyesinde olduğu görülmektedir.

PEGAS’ın 2018 sonuçlarına baktığımızda, spot ürünlerde 104.4 bcm seviyesinde bir işlem miktarına ulaştıkları görülmektedir. 79.5 bcm’lik vadeli işlemler ve 0.5 bcm’lik opsiyon işlemleri ile birlikte PEGAS’ın 2018 toplam işlem miktarı 184.4 bcm olmuştur.

Spot işlemler tarafında en yüksek hacme sahip ülkelerdeki 2018 yılı işlem miktarlarına baktığımızda, Hollanda’da 35.9 bcm, Almanya’da 35.5 bcm, Fransa’da 15.2 bcm seviyesinde işlem olduğu görülmektedir. Söz konusu spot işlemlerin tahmini 2018 tüketim miktarları üzerinden talep içerisindeki payı ise Hollanda’da %77, Almanya’da %39, Fransa’da %35.4 seviyesindedir.

6.3. ÖZET

Yeni kurulmakta olanlar kısmen hariç olmak üzere, AB’deki doğal gaz ticaret merkezlerinde oluşan fiyatlar arasında çok güçlü bir korelasyon oluşmuş ve bu merkezler arasındaki fiyat farkları son derece küçük seviyelere inmiş durumdadır. Fiyat hareketleri, gazın gaz ile rekabet konseptinin başarı ile hayata geçirildiğini göstermektedir.

AB’deki doğal gaz ticaret merkezleri ile entegrasyon seviyesinin hem fiziksel hem ticari açıdan güçlenmesi ile, GRF ile AB’deki Doğal Gaz Ticaret Merkezlerinde oluşan fiyatlar arasında da güçlü ve pozitif bir korelasyon oluşacaktır.

Bununla birlikte, mevcut durumda,

• GRF ile AB’deki Doğal Gaz Ticaret Merkezlerinde oluşan fiyatlar arasında bir korelasyon olmadığı,

• Talebin ve talebin karşılanmasında LNG’nin payının yüksek olduğu dönemlerde, BOTAŞ’ın fiyatlandırma yaklaşımlarına bağlı olarak, GRF ile LNG fiyatları arasındaki sınırlı bir korelasyonun oluşabileceği,

• GRF ile US$/TL kuru arasında güçlü bir korelasyon olduğu,

• GRF ile Brent Petrol ve rafine ürün fiyatları arasında faz farkı içeren güçlü bir korelasyon olduğu,

• GRF ile talep arasında da bir belirgin bir korelasyon olsa da, oldukça az sayıda kaynak içeren ve oldukça yatay bir arz eğrisinin olması sebebi ile, talebe bağlı olarak oluşacak fiyat hareketlerinin büyüklüklerinin sınırlı olacağı,

• Tüm bunlar neticesinde, TL bazlı GRF’nin ağırlıklı olarak US$/TL kuru, ülke içi talep ve Brent petrol fiyatlarındaki 3 aylık ortalama değişimlere bağlı olarak şekilleneceği, zaman zaman GRF ile LNG fiyatları ve AB’deki doğal gaz ticaret merkezlerinde oluşan fiyatlar arasında önemli farkların oluşabileceği ve bu durumun önemli ticaret fırsatları yaratacağı

anlaşılmaktadır.

Avrupa’daki spot piyasa işlem miktarları dikkate alındığında, günlük ortalama 4 mcm seviyesindeki spot piyasa hacminin önünde büyük bir büyüme potansiyeli olduğu düşünülmektedir.

44

7. TÜKETİCİ FİYATLARINA İLİŞKİN TESPİT VE DEĞERLENDİRMELER

7.1. TÜKETİCİ FİYATLARI

Yapılan analizlerin bir parçası olarak ülkemizdeki ortalama nihai tüketici fiyatları, ABD ve AB piyasalarındaki ortalama nihai tüketici fiyatları17 ile kıyaslanmıştır. Kıyaslamada kullanılan nihai tüketici fiyatları vergiler dahil tüketicinin ödediği toplam bedellerdir.

Türkiye ve ABD piyasaları için daha detaylı veri mevcut olmasına karşın, AB piyasalarına ilişkin Eurostat istatistiklerinin formatına uygun şekilde 6 aylık ortalama değerler kullanılmıştır. Söz konusu ülkelerdeki abone gruplarına ilişkin tanımlamalar arasında farklar olabildiği için hesaplamalarda bazı varsayımlar kullanılmıştır. Bu varsayımlar değerlendirmeleri etkileyecek seviyede etkileri olduğu düşünülmemektedir.

Dağıtım bölgeleri arasındaki dağıtım ücretleri farklı olmakla birlikte, veriye erişim kolaylığına bağlı olarak, kıyaslamada İZGAZ fiyatları kullanılmıştır. Dağıtım bölgeleri arasındaki fiyat farklarının değerlendirmeleri etkileyecek seviyede etkileri olduğu düşünülmemektedir.

Aşağıdaki tablolardan da görüleceği üzere, dikkat çekici noktalar söz konusudur:

• Son 5 yıllık ortalama değerlere bakıldığında, Türkiye’deki serbest olmayan tüketicilere sunulan doğal gaz fiyatları, dünyanın açık ara en düşük fiyatlı toptan satış piyasasına sahip ABD’deki fiyatlardan dahi düşük durumdadır; AB ülkelerindeki ortalama fiyatın ise yarısının altındadır.

• Son 2 yıllık ortalama değerlere bakıldığında ise fark büyümektedir. Türkiye’deki serbest olmayan tüketici fiyatları ortalama olarak ABD’deki fiyatlardan %32, AB’deki fiyatlardan %58 daha ucuzdur.

Tablo 6 - Evsel Tüketici Fiyatlarının Kıyaslaması

Dönem

İZGAZ ABD AB İZGAZ - ABD İZGAZ - AB

2013-2 14.80 12.85 27.82 15% -47%

2014-1 13.71 11.45 26.72 20% -49%

2014-2 13.98 13.54 27.14 3% -48%

2015-1 12.55 10.62 21.65 18% -42%

2015-2 11.21 13.09 23.02 -14% -51%

2016-1 11.04 9.89 20.34 12% -46%

2016-2 9.99 13.58 20.44 -26% -51%

2017-1 8.24 11.23 18.48 -27% -55%

2017-2 8.28 13.79 21.81 -40% -62%

2018-1 7.32 11.01 20.95 -34% -65%

Ortalama - 5 Yıl 11.11 12.11 22.84 -7% -52%

Ortalama - Son 2 Yıl 8.46 12.40 20.42 -32% -58%

FİYAT FARKI (%)Vergiler Dahil Ortalama Evsel Tüketici Fiyatları

(US$/mmBtu)

17 ABD piyasasına ilişkin fiyatlar U.S. Energy Information Administration’ın (EIA) web sitesinden alınmıştır. https://www.eia.gov/dnav/ng/hist/n3010us3m.htm AB Ülkelerine ilişkin fiyatlar Eurostat istatistiklerinden alınmıştır. https://ec.europa.eu/eurostat/data/database

45

Kaynak: İzgaz, U.S. Energy Information Administration ve Eurostat’ın web sitelerinde bulunan verileri ve bu verilere dayalı analizler

• Serbest tüketicilere sunulan fiyatlar açısından, Türkiye’deki ve AB ülkelerindeki tüketicilerin benzer fiyatlara sahip olduğu, ABD’deki tüketicilerin ise çok avantajlı bir konumda olduğu görülmektedir.

• Son 5 yıllık ortalama değerlere göre, Türkiye’deki serbest tüketiciler ABD’deki serbest tüketicilerin yaklaşık 2.3 kat bir fiyat ödemek durumundadır. Son 2 yılda bu katsayı 1.86’ya düşmüştür.

• Son 5 yıllık ortalama değerlere göre, Türkiye’deki serbest tüketiciler AB ülkelerindeki serbest tüketicilerden ortalama % 11 daha düşük bir fiyat ödemektedirler. Son 2 yılda bu oran %16’ya yükselmiştir.

Tablo 7 - Serbest Tüketici Fiyatlarının Kıyaslaması

Dönem

İZGAZ ABD AB İZGAZ - ABD İZGAZ - AB

2013-2 12.50 4.35 14.60 187% -14%

2014-1 11.53 5.76 14.42 100% -20%

2014-2 11.76 5.00 12.80 135% -8%

2015-1 10.59 4.08 10.83 159% -2%

2015-2 9.41 3.45 10.10 173% -7%

2016-1 9.26 3.06 8.99 203% 3%

2016-2 8.32 3.68 8.58 126% -3%

2017-1 6.74 4.11 8.11 64% -17%

2017-2 6.71 3.76 8.58 78% -22%

2018-1 7.08 4.00 9.22 77% -23%

Ortalama - 5 Yıl 9.39 4.13 10.62 130% -11%

Ortalama - Son 2 Yıl 7.21 3.89 8.62 86% -16%

Vergiler Dahil Ortalama Büyük Serbest Tüketici

Fiyatları (US$/mmBtu)FİYAT FARKI (%)

Kaynak: İzgaz, U.S. Energy Information Administration ve Eurostat’ın web sitelerinde bulunan verileri ve bu verilere dayalı analizler

BOTAŞ’ın cari ithalat maliyetleri tarafımızca bilinmemekle birlikte, serbest olmayan tüketicilere uygulanan 890TL/1000Sm3 seviyesindeki fiyatın, cari petrol ve rafine ürün fiyatları, kurlar, AB ve ABD piyasalarında serbest olmayan tüketicilere uygulanan fiyatlar dikkate alındığında, oldukça düşük seviyede olduğu düşünülmektedir:

• Dünyanın en düşük toptan satış fiyatlarının oluştuğu piyasaya sahip ABD’de, enerji, iletim, dağıtım bedelleri ve vergiler dahil olmak üzere, 2018 yılına ait ortalama evsel tüketici tarifesi 10.23 US$/mmBtu (2018 yılı ortalama kuru ile yaklaşık 1.787 TL/1000Sm3) seviyesindedir.18

2018 yılında Henry Hub’da oluşan ortalama fiyat 3.17 US$/mmBtu (2018 yılı ortalama kuru ile yaklaşık 554 TL/1000Sm3) seviyesinde olmuştur. Yani, 2018 yılında enerji, iletim, dağıtım bedelleri ve vergiler dahil ortalama evsel tüketici fiyatı, ortalama toptan satış fiyatının 3.22 katıdır.

18 Kaynak: US Energy Information Agency web sitesi: https://www.eia.gov/dnav/ng/hist/n3010us3m.htm

46

Rapor’un güncellendiği 8 Mart 2019 günü, Henry Hub’da fiyatlar 2.87 US$/mmBtu, aynı tarihli kur ile yaklaşık 567 TL/1000Sm3, seviyesinde, aynı tarihli GRF’nin %62.6 altındadır.19

• 28 AB üyesi ülkesindeki, enerji, iletim, dağıtım bedelleri ve vergiler dahil olmak üzere, 2018 yılının ilk 6 ayına ait ortalama evsel tüketici tarifesi 43.1 €/MWh (2018 yılının ilk 6 ayındaki ortalama kuru ile yaklaşık 2.265 TL/1000Sm3) seviyesindedir.20

2018 yılının ilk 6 ayındaki GasPool VTR Endeksi’nin ortalama değeri 21.0 €/MWh (2018 yılının ilk 6 ayındaki ortalama kuru ile yaklaşık 1.204 TL/1000Sm3) seviyesinde olmuştur. Yani, 2018 yılında enerji, iletim, dağıtım bedelleri ve vergiler dahil ortalama evsel tüketici fiyatı, ortalama dengeleme gazı fiyatının 1.88 katıdır.21

Rapor’un güncellendiği 8 Mart 2019 günü, GasPool VTP Endeksi 16.9 €/MWh, yaklaşık 1100 TL/1000Sm3, aynı tarihli GRF’nin %27.5 altındadır22

Sonuç itibariyle

• ABD piyasasında 2018 yılında, ortalama toptan satış fiyatı yaklaşık 554 TL/1000Sm3 seviyesindeyken, ortalama evsel tüketici tarifesinin yaklaşık 1.787 TL/1000Sm3

seviyesinde oluştuğu,

• 28 AB Üyesi ülkede 2018 yılının ilk 6 ayında, ortalama toptan satış fiyatı yaklaşık 1.204 TL/1000Sm3 seviyesindeyken, ortalama evsel tüketici tarifesinin yaklaşık 2.265 TL/1000Sm3 seviyesinde oluştuğu,

• GRF’nin son 6 ayda, ABD piyasası spot fiyatlarının çok üzerinde, 28 AB üyesi ülkedeki spot fiyatların ortalama yaklaşık %20 üzerinde, 1.303-1.656 TL/1000Sm3 bandında hareket ettiği

dikkate alınırsa, ülkemizde nihai evsel tüketici fiyatlarının AB ve ABD’deki nihai evsel tüketici fiyatlarının çok altında olması dikkat çekici bir durumdur.

7.2. BOTAŞ’IN TARİFE YAPISI

EPDK tarafından yayınlanan 2018 yılı Doğal Gaz Piyasası Aylık Sektör Raporlarından yer alan verilere göre, 1 Ocak 2018 – 31 Aralık 2018 arasındaki 12 aylık dönemde:

• Tüketicilere yapılan toplam satış 48,91 bcm’dir.

• BOTAŞ’ın serbest tüketicilere satışı 23,48 bcm’dir.

• BOTAŞ’ın Dağıtım Şirketleri üzerinden serbest ve serbest olmayan tüketicilere yaptığı satışlar 21,76 bcm’dir.

• BOTAŞ tarifeleri ile tüketicilere, doğrudan BOTAŞ tarafından ve Dağıtım Şirketleri üzerinden yapılan toplam satış 45,24 bcm’dir.

19 Kaynak: https://www.investing.com uygulaması. 20 Kaynak: Eurostat’ın web sitesinin “Gas prices for household consumers - bi-annual data” sayfası: http://appsso.eurostat.ec.europa.eu/nui/show.do?dataset=nrg_pc_202&lang=en 21 Kaynak: GasPool web sayfası: https://www.gaspool.de/en/services/balancing-group-manager/compensation-energy/prices-for-compensation-energy/monthly-average-price/ 22 Kaynak: PEGAS web sitesi: https://www.powernext.com/spot-market-data

47

• BOTAŞ tarifeleri üzerinden alım yapan tüketicilerin toplam tüketim içerisindeki payı %92,49’dur.

• BOTAŞ’ın serbest tüketicilere satışlardaki pazar payı %86,47’dir.

Şekil 10 - Nihai Tüketicilere Yapılan Doğal Gaz Satışları

Kaynak: EPDK

Şekil 11 - Nihai Tüketicilere Yapılan Doğal Gaz Satışlarındaki Pazar Payları

Kaynak: EPDK

Bu sayılar bize, BOTAŞ Doğal Gaz Toptan Satış Tarifesinin hem doğal gaz hem de elektrik piyasaları23 açısından hem oluşan fiyatlar, hem de fiyat oluşum süreci anlamında belirleyici bir faktör olduğunu göstermektedir.

23 BOTAŞ’ın fiyatları elektrik piyasasında oluşacak fiyatlar açısından da çok belirleyicidir, çünkü saatlerin büyük bir bölümünde PTF’yi belirleyen (arz talep eğrilerinin kesişim noktasında yer alan) üretim birimi doğal gaz yakıtlı bir santraldir. Dolayısıyla, doğal gaz yakıtlı santralların maliyet yapıları ile ve doğal gaz fiyatları ile, PTF arasında kuvvetli bir korelasyon vardır.

Column1 BOTAŞ

Özel Sektör İthalat

Lisansı

Sahiplerinin

Satışları

Özel Sektör

Toptan Satış

Lisansı

Sahiplerinin

Satışları

CNG Satışları Dağıtım Satışları Toplam Satışlar BOTAŞ + Dağıtım

Ocak 2,491 1 132 13 3,531 6,168 6,022

Şubat 2,040 35 142 11 3,130 5,359 5,171

Mart 1,626 78 333 12 2,794 4,843 4,419

Nisan 1,480 177 301 15 1,736 3,709 3,216

Mayıs 1,532 74 285 27 1,078 2,997 2,610

Haziran 1,740 32 140 17 755 2,684 2,495

Temmuz 2,640 38 147 28 811 3,664 3,451

Ağustos 2,086 7 126 18 692 2,929 2,778

Eylül 1,994 187 257 24 845 3,306 2,839

Ekim 1,994 187 240 17 1,062 3,500 3,056

Kasım 1,758 147 250 16 1,928 4,098 3,685

Aralık 2,093 27 119 14 3,399 5,653 5,492

Toplam 23,475 989 2,473 212 21,761 48,909 45,236

HHI 8,559

2018 Yılı Nihai Tüketiciye Yapılan Satışlar

Column1 BOTAŞ

Özel Sektör İthalat

Lisansı

Sahiplerinin

Satışları

Özel Sektör

Toptan Satış

Lisansı

Sahiplerinin

CNG Satışları Dağıtım Satışları BOTAŞ + Dağıtım

Ocak 40.38% 0.02% 2.13% 0.21% 57.25% 97.63%

Şubat 38.08% 0.64% 2.66% 0.21% 58.41% 96.49%

Mart 33.57% 1.60% 6.88% 0.26% 57.69% 91.26%

Nisan 39.91% 4.78% 8.11% 0.39% 46.80% 86.71%

Mayıs 51.11% 2.47% 9.52% 0.91% 35.98% 87.10%

Haziran 64.84% 1.18% 5.20% 0.65% 28.12% 92.96%

Temmuz 72.05% 1.04% 4.02% 0.75% 22.14% 94.19%

Ağustos 71.22% 0.23% 4.31% 0.62% 23.61% 94.84%

Eylül 60.32% 5.65% 7.77% 0.72% 25.55% 85.87%

Ekim 56.99% 5.34% 6.85% 0.48% 30.34% 87.33%

Kasım 42.89% 3.59% 6.10% 0.38% 47.05% 89.93%

Aralık 37.02% 0.47% 2.11% 0.25% 60.14% 97.16%

Toplam 48.00% 2.02% 5.06% 0.43% 44.49% 92.49%

2018 Yılı Nihai Tüketiciye Yapılan Satışlarda Pazar Payları

48

Mart 2019 için geçerli olan BOTAŞ tarifesi incelendiğinde, 5 farklı abone grubu için, iletim ve sistem işletim bedelleri dahil, ÖTV, KDV ve dağıtım bedelleri hariç olmak üzere, aşağıdaki şekilde 5 farklı fiyat söz konusu olduğu görülmektedir:

• Yıllık Çekiş miktarı 300.000 Sm3 ve altında olan Tüketiciler 890TL/1000Sm3

• Yıllık Çekiş miktarı 300.000 Sm3 ve üzerinde Tüketiciler 1.351TL/1000Sm3

• OSB 1.345TL/1000Sm3

• Kompozit Kullanım 1.503TL/1000Sm3

• Elektrik Üretimi Amaçlı Kullanım 1.550TL/1000Sm3

Söz konusu tarife incelendiğinde aşağıdaki hususlar göze çarpmaktadır:

• Tarifeler bir ay boyunca geçerlidir. Müteakip aylarda hangi fiyatın geçerli olacağı belli değildir.

• Tarifeler bir önceki ayın / dönemin son gününde açıklanmakta, piyasa katılımcıları çok yakın bir zaman içerisinde karşılaşacakları fiyatlara ilişkin son derece kısıtlı bir öngörülebilirliğe sahip olabilmektedirler. Bu durum elektrik piyasasına da sirayet etmektedir.

• Söz konusu tarifede yer alan ve farklı müşteri grupları için uygulanan fiyatlar arasındaki farklar, tüketim profili, dengesizlik riski, tahsilat riski, ölçek ekonomisi gibi unsurlarla açıklanamayacak büyüklüktedir. Dolayısıyla eş zamanlı olarak bu fiyatlardan en fazla birisinin maliyet bazlı olabileceği, diğer fiyatların artı ya da eksi ciddi bir brüt kâr marjı içerdiği düşünülmektedir.

• Makro ekonomik ve sosyal politikalar ışığında evsel tüketicilerin bir kısmına sosyal tarife mekanizmaları kapsamında indirimli fiyat uygulanması birçok ülkede görülen bir durumdur. Evsel tüketicilere uygulanan fiyatların, diğer müşterilere uygulanan fiyatlara göre oldukça düşük seviyede olması, böyle bir durumun Türkiye’de de olduğuna işaret etmektedir24. Bununla birlikte, gelir seviyesinden bağımsız olarak yaklaşık 14 milyon serbest olmayan tüketicinin tamamına aynı fiyatın uygulanmakta oluşu ilgi çekicidir.

Bu durumun, BOTAŞ üzerinde bir kısmı gerekli olsa bile önemli bir kısmı gereksiz bir finansal yüke sebep olabileceği, ithal bir kaynağın olduğundan daha ucuzmuşçasına olması gereken daha fazla miktarda tüketilmesine, nihayetinde toplam enerji ithalat faturasının ve cari açığın büyümesine yol açabileceği düşünülmektedir.

24 BOTAŞ’ın gerçek maliyetleri gizlilik şartları sebebiyle tarafımızca bilinmemektedir. Bununla birlikte, ilgili satıcıların uzun dönemli sözleşmelerinde ne tür formüllere yer verildiği, mevcut Brent petrol ve refine ürün fiyatları ve mevcut kurlar ile ne seviyede maliyetlerin oluşacağı hakkında bir fikrimiz vardır. Ayrıca, BOTAŞ’ın finansal araçlarla risk yönetimi (hedging) yapmadığı anlaşılmakta, bu doğrultuda varsayıma dayalı hesaplamalarla bulunan değerlerin çok dışında maliyetlere sahip olamayacağı düşünülmektedir. Yakın dönemde kazanılan tahkim davalarından elde edilen gelirler ve geçmiş yıllara ait dağıtılmayan karların maliyet düşürücü unsurlar olarak hesaba katılabileceği düşünülmektedir. Bu bilgiler ışığında bazı sonuçları hesaplayabilecek olmakla birlikte, bu sonuçları yeterince desteklememizin mümkün olmamasına bağlı olarak, maliyetler yerine, ortalama satış fiyatı referans alınarak, bir tespitte bulunulmuştur. Meskenlere uygulanan satış fiyatı, maliyetlerden bağımsız olarak, diğer müşterilere uygulanan fiyatlara göre oldukça düşüktür.

49

7.3. SOSYAL TARİFE MEKANİZMASI

Makro ekonomik ve sosyal politikalar ışığında evsel tüketicilerin bir kısmına sosyal tarife mekanizmaları kapsamında indirimli fiyat uygulanması birçok ülkede görülen bir durumdur.

Ancak, verilmek isteniyorsa bu desteğin, piyasa fiyatlarına ve dinamiklerine etki edilmeksiniz, sosyal tarife mekanizması üzerinden sağlanmasında büyük fayda vardır.

Ayrıca, verilecek desteklerin, ihtiyacı olan tüketicilere, ihtiyaçları oranında ve gereğinden fazla tüketime (israfa) neden olmayacak şekilde sağlanmasına dikkat edilmelidir. Gereksiz indirimlerin kaldırılması neticesinde, indirimin finansal yükünün ötesinde, talebin ve toplam ithalat faturasının da düşmesi beklenir.

Sosyal tarife mekanizması, maliyet bazlı bir tarife yaklaşımın sürdürülebilirliği için bir önkoşul niteliğindedir.

Doğal Gaz Piyasası ve Sürekli Ticaret Platformu Öneriler Raporu’nda konuya ilişkin öneriler yapılacak olmakla birlikte, Sosyal Tarife Mekanizmasının tasarımının bu Proje kapsamında yapılması mümkün değildir.

Bu konuda, temel olarak

• Sosyal Tarife uygulamasında yer alacak yeni abone gruplarının tanımlanmasında kullanılabilecek müşteri verilerinin erişilebilirliğinin ve dağıtım şirketlerinin faturalama becerilerinin incelenerek, uygulanması mümkün olan Sosyal Tarifeden Yararlanma Kriterleri’nin belirlenmesi,

• ETKB, EPDK, BOTAŞ ve Dağıtım Şirketleri ile istişare içerisinde ve uygulanması mümkün olan Sosyal Tarifeden Yararlanma Kriterleri çerçevesinde, (i) yeni abone grupları, (ii) bu abone grupları için destek (indirim) oranları ve (iii) ödeme planları içeren Alternatif Önerilerin geliştirilmesi,

• Sağlanacak indirimlerin kaynağının ve fon akış mekanizmasının belirlenmesi,

• Alternatif Önerilerin, (i) BOTAŞ’ın finansal durumuna etkisi, (ii) toplam tüketim ve ithalat faturasına etkisi ve (iii) kamuoyunda yaratacağı etki anlamında olası neticelerinin ortaya konması

çalışmalarını içeren ayrı bir proje yapılması düşünülebilir.

50

8. TİCARET RİSKLERİNİN YÖNETİLMESİ

Maliyet bazlı bir tarife yaklaşımın sürdürülebilirliği için ihtiyaç duyulacağına (sosyal tarifelerle beraber) inandığımız ikinci yaklaşım etkin bir ticaret riski yönetiminin uygulanmasıdır.

Sözleşme fiyat formüllerine ve formüllerdeki parametrelerin değerlerine göre değişiklik gösterecek olmakla birlikte, konunun sayısal bir örnek ile açıklanabilmesi adına, BOTAŞ’ın ve özel sektör ithalatçılarının sözleşmeye bağlı her 1 bcm’lik alım için, 1 bcm gazlık uzun (long) pozisyona ve yaklaşık ortalama 4 milyon varil petrol kısa (short) pozisyona sahip olduğunu varsayalım. Gerekli verilere sahip kişilerin bu sayının tam değerini kullanarak benzer hesaplamalar yapması mümkündür.

Bu varsayıma göre,

• ithalatçı kuruluş vadesi geldiğinde fiziksel olarak 1 bcm doğal gazı teslim alacak, karşılığında 4 milyon varil Brent petrolün fiyatına yakın bir ödeme yapılacaktır;

• Ülkenin yaklaşık 50 bcm’lik ithalatı için 200 milyon varil Brent petrol parası ödenecektir.

Bu doğrultuda, petrol fiyatlarının ve dolar kurunun artması halinde, doğal gaz maliyetleri TL bazında artmaktadır. Brent petrolün varilindeki her bir ABD doları artış, ülkenin toplam ithalat faturasını ve dolayısıyla cari açığını 200 milyon ABD Doları seviyesinde arttıracaktır. Dolar kurunun artması, eş zamanlı olarak, tüketicilerin alım gücünde zayıflamaya işaret etmektedir. Böyle bir durumda, BOTAŞ’ın artan maliyetlerini mir noktadan sonra tüketicilere yansıtmakta zorlanacağı açıktır.

Mevcut alım sözleşmelerine ters pozisyonlar açarak (örneğin Brent petrol fiyatı ya da dolar kuru düşükken, Brent petrolde ve dolarda uzun pozisyon açarak ve/veya alım opsiyonu alarak) maliyetlerinin petrol ve kur dalgalanmalarına duyarlılığını ve volatilitesini azaltmaksızın, BOTAŞ’ın maliyet bazlı bir fiyatlamayı sürdürülebilir bir şekilde uygulamasının zor olacağı düşünülmektedir.

Kesin bir hesaplama olarak değil, sadece mekanizmanın ne şekilde çalışacağının örneklenmesi ve sonuçların mertebelerinin ortaya konması amacıyla aşağıdaki gibi bir örnek verebiliriz:

• Bir önceki proje kapsamında, Mart 2017’de ilgili eğitimde detaylıca açıklandığı gibi, 1 bcm gaz alımı, CME Globex gibi bir sistem üzerinden (yaklaşık 15 milyon dolar civarında bir nakit teminat ile) açılacak 4 milyon varil uzun pozisyon ile hedge edilebilir.

• Söz konusu eğitim tarihinde, Brent 56 dolarken, 1 yıl vadeli (Mart 2018 vadeli) 4 milyon varil uzun pozisyon açılsa idi, bu işlemden varil başına (77 – 56) 21 dolar, 4 milyon varil için 84 milyon dolarlık gelir elde edilmiş olacaktı. Bu da 1 bcm’lik gazın maliyetinde yaşanan 84 milyon dolarlık artışın bu pozisyon ile karşılanmış olması demek olacaktı. Böyle bir pozisyon alınmış olsaydı, 1 bcm gazın maliyeti 77x4 = 308 milyon dolar değil, (56 x 4) 224 milyon dolar olurdu.

• Herhangi bir gün itibariyle, fiyatı yüksek olsa ve düşeceğine inanılsa dahi, Brent tarafında kısa pozisyon açmak, spekülatif bir hareket olacaktır. Brent’in daha da yükselmesi halinde, hem bu pozisyondan zarar edilecek, hem de gaz alım maliyetleri yükselecektir. Brent’in düşmesi halinde de çift taraflı kazanç olacaktır. Hem karı hem zararı katlayan böyle bir pozisyon hedging olarak değil, spekülatif bir pozisyon olarak değerlendirilir. Burada vurgulamaya çalışılan nokta, spekülatif pozisyon açılmasının değil, hedging yapılmasının getirebileceği faydalardır.

51

Etkin risk yönetim yaklaşımlarının uygulanması, fiyat volatilitesini azaltacak, doğru zamanlarda yapılacak alımlarla toplam maliyeti düşürecek, fiyat öngörülebilirliğini arttıracaktır.

Bu çerçevede, risk yönetim yaklaşımları, sosyal tarife uygulamaları ile birlikte, maliyet bazlı fiyatlandırmanın sürdürülebilirliğinin ve fiyat öngörülebilirliğinin arttırılmasının ön koşulları olarak görülmektedir.

Doğaldır ki, risk yönetiminin (hedging’in) bazı maliyeti olacaktır:

• İşlem ücreti.

• Teminat hesabındaki nakdin finansman maliyeti

• Kullanılamayan opsiyonların maliyeti

• Spot fiyatların açılan bir uzun pozisyonun açılış fiyatından daha aşağıya gelmesi durumundaki kayıp.

CME bünyesindeki Globex platformunda “NYMEX WTI Light Sweet Crude Oil Futures” isimli ürünün çeşitli vadelerdeki sözleşmelerinden günde ortalama yaklaşık 1.2 milyon sözleşme (1.2 milyar varil petrol) el değiştirmektedir. En yüksek likiditeye sahip platform olması sebebi ile BOTAŞ ve özel sektör ithalatçıları için de tavsiye edilebilecek bir platformdur.

İşlem ücreti, Globex platformunda, sözleşme başına, üyelik tipine, işlem hacmine ve işlem platformuna göre 0.50 – 2.00 US$ seviyesindedir. Bu tutar elde edilmesi hedeflenen getiriye kıyasla ihmal edilebilir bir tutardır.

Açılış teminatı, Globex platformunda, sözleşmenin vadesine göre değişmekle birlikte, varil başına 2,35 – 3,70 US$ bandındadır. Örnek olarak 1 bcm’lik gazın hedge edilmesi için yaklaşık 4.000 - 4.500 sözleşmelik long pozisyon açılması düşünülebilir. Bu durumda, yaklaşık 10-15 milyon US$ bandında bir açılış teminatına ihtiyaç duyulacaktır.

Opsiyon almak (örneğin Brent’in 50 US$/varil seviyesine gerilediğinde, bu seviyeden alım yapmak yerine, daha da düşmesini beklemek ancak yükselme riskine karşı 55 US$/varil seviyesinden alım yapma hakkı satın almak) bir tür sigorta yaptırmak gibidir. Fiyatlar daha da gevşerse ya da yükselmesine rağmen 55 US$/varil seviyesini aşmaz ise, opsiyonu almak için verilen tutar, kaza yapılmadığı zaman boşa gitmiş gibi görünen kasko sigortasının bedeli gibi, gider yazılacaktır.

Dördüncü maliyet unsuru vadeli işlemlerde oluşacak zararlardır. Örneğin Brent 50 US$/varil seviyesine gerilediğinde, bu seviyeden alım yapılabilir. Brent yükselirse, bu pozisyondan kar elde edilir; bu kar ile Brent’e bağlı olarak yükselen gaz alım maliyetleri karşılanır. Brent düşerse, bu pozisyondan zarar edilir; ancak Brent’in düşüşüne bağlı olarak gaz alım maliyetleri de düşer. Böyle bir işlem ile, gaz alım maliyeti yaklaşık olarak sabitlenmiş olur. Burada kritik unsur, Brent’in yeterince geri gelerek yeni bir alım fırsatı vermesi ya da vermemesidir.

Sonuç itibariyle, dünyada BP, ENI, Shell, ExxonMobile, Engie benzeri tüm oyuncuların vadeli işlemler piyasalarında pozisyon aldığı açıktır ve BOTAŞ’ın ve özel sektör ithalatçılarının konuyu değerlendirmesinde fayda görülmektedir.

Doğal Gaz Piyasası ve Sürekli Ticaret Platformu Öneriler Raporu’nda konuya ilişkin öneriler yapılacak olmakla birlikte, bu tür işlemlerin ne şekilde optimize edileceğine ve işlemler, işlem kararları, raporlamalar ve denetim için ne tür süreçlere ve sistemlere ihtiyaç olacağına dair detaylı tanımlamaların mevcut proje kapsamında yapılması mümkün değildir. Bu konuda ayrı bir proje yapılması önerilmektedir.

52

9. 2019-2023 DÖNEMİ ARZ – TALEP DENGESİNE, FİYAT HAREKETLERİNE VE

BUNLARIN OLASI SONUÇLARINA İLİŞKİN DEĞERLENDİRMELER

Türkiye Doğal Gaz Piyasası’nın gelişimine katkı sağlayacak önerilerin geliştirilebilmesi adına yapılan analiz çalışmaları kapsamında, 2019-2023 yılları arasındaki 5 yıllık döneme ait arz – talep dengesine ilişkin çeşitli senaryoların neticeleri gözden geçirilmiştir.

Bu noktada amaç, gelecekte oluşacak talebi yüksek doğrulukla tahmin etmek değil, oluşabilecek farklı durumların neticelerini ortaya koymaktır.

Bu noktada, örneğin 2020 yılında yıllık talebin 45 bcm ya da 55 bcm olması durumlarının her ikisine de cevap verebilen esneklikte bir kurguya sahip olabilmek ve bunun için gerekli unsurları ortaya koymak önem arz etmektedir.

Piyasa katılımcılarının, ETKB’nin ve İletim Sistemi İşletmecisi’nin, piyasalardaki gelişmeleri takip etmeleri, kendi senaryolarını gelişmelere paralele olarak güncellemeleri ve gerçekleşen ya da olasılığını yükselten senaryolara uygun eylemleri hayata geçirmeleri en doğru yaklaşım olacaktır.

Bununla birlikte, yapılan değerlendirmelerde,

• tarihsel talep verileri, talep gelişim senaryoları ve bunlara bağlı olarak ortaya çıkan talep projeksiyonları,

• mevcut şebeke kapasitesi ve devam eden yatırımlar sonucunda erişilecek kapasite,

• mevcut uzun dönemli alım sözleşmelerinin miktarları ve mevcut sözleşmelerin şartları çerçevesindeki olası günlük giriş miktarları, ve

• sistemdeki yedek kapasitenin kullanımıyla sağlanabilecek diğer arz imkanları

dikkate alınmış ve 2019-2023 yılları arasındaki 5 yıllık dönemde, özellikle Batı Hattı ve Azerbaycan Sözleşmelerinin sürelerinin tamamlanacağı 2021 yılına kadar, yıldan yıla miktarı ve senaryolara göre olasılığı değişmekle birlikte, aşağıdaki durumların oluşma ihtimalinin yüksek olduğu sonucuna varılmıştır:

• Özellikle, (i) Yap İşlet ve Yap İşlet Devret Santrallerinin sözleşme sürelerinin tamamlanmasına ve ilgili santrallerin çalışma saatlerinde yaşanacak düşüşe ve (ii) global likidite daralmasının ülke ekonomisine etkilerine bağlı olarak yıllık talep büyümesinin zayıf seyretmesi.

• Yıllık talepte güçlü bir büyüme beklenmemesine rağmen, toplam talepte doğal gaz çevrim santrallerinin payının azalıp, evsel tüketimin payının artmasına bağlı olarak, günlük kış talebinde önemli artışlar yaşanması.

• Soğuk kış ayları hariç yılın önemli bir kısmında sistemde arz fazlası oluşması.

• Buna bağlı olarak, yılın önemli bir kısmında fiyatlarda aşağı yönlü baskı oluşması.

• Bazı ithalatçıların günlük, mevsimlik ve yıllık alım yükümlüklerini karşılamakta zorlanması.

• Bu duruma bağlı olarak bazı ithalatçıların piyasadan çekilmeleri ve özel ithalatçılar segmentinde bir konsolidasyon yaşanması.

• Konsolidasyon sonrasında, piyasada yeterli seviyede likidite ve şeffaflık olması halinde ve EPİAŞ tarafından yayınlanan Gaz Referans Fiyatı’nın güvenilirlik kazanması halinde, Avrupa’da 2009-2015 döneminde 30 farklı sözleşmeye ilişkin olarak yürütülen 65 gözden geçirme neticesinde gerçekleşen sözleşme

53

değişikliklerine benzer şekilde, Türk doğal gaz ithalatçılarının alım sözleşmelerinin de yeniden müzakere etmeleri için gerekli şartların oluşması.

• Bu müzakerelerde, fiyat indirimi, al ya da öde yükümlülüklerinin azaltılması, kısmen ya da tamamen doğal gaz ticaret merkezlerindeki fiyatlara endeksli fiyat formüllerine geçilmesi, fiyat gözden geçirme dönemlerinin sıklığının arttırılması gibi alıcıların lehine sözleşme değişikliklerin gündeme gelmesi.

• Sınırlı sayıdaki soğuk kış günlerinde yaşanacak talebin karşılanabilmesi adına uzun dönemli sözleşmelerin dışında ilave arza ihtiyaç olması.

• Boru hatlarında da bir miktar kullanılabilir kapasite olmakla birlikte, söz konusu ilave arzın büyük ölçüde yeraltı depolarından ve muhtemelen BOTAŞ tarafından yapılacak ithalat ile LNG tesislerinden karşılanması.

• Bu dönemlerde spot piyasa fiyatların, (i) söz konusu ilave arz ihtiyacının miktarına, (ii) fiziki olarak ilave arzın sağlanacağı noktalarda arz sağlayacak oyuncular arasında oluşacak rekabetin seviyesine, (iii) global LNG fiyatlarına ve (iv) zaman içerisinde Güneydoğu Avrupa piyasası ile entegrasyonun oluşması ile birlikte bu piyasalardaki fiyatlara bağlı olarak, geçici olarak bir miktar yükselmesi.

• Söz konusu fiyatlardan yapılacak işlem hacminin toplam hacim içerisindeki payının sınırlı (örneğin 50 bcm içerisinde belki 2.5 bcm yani %5) olması sebebi ile, ortalama nihai tüketici fiyatlarını çok etkilememesi.

Olasılığını düşük bulmakla birlikte, arz fazlası yerine arz güvenliği endişelerinin ön planda olacağı senaryolar da söz konusu olabilir. Bununla birlikte, yukarıda özetlediğimiz senaryonun gerçekleşme ihtimali doğrultusunda,

• referans fiyatın güvenilirliğini arttıracak yaklaşımlar izlenmesinde,

• sözleşmelerin yeniden müzakere edilme olasılığının irdelenmesinde ve

• Güney Doğu Avrupa piyasaları ile fiziki ve ticari entegrasyonun güçlendirilmesine yönelik hazırlıklarda bulunulmasında

fayda görülmektedir. Öneriler Raporu’muzda bu konular ele alınacaktır.

54

10. DOĞRU FİYAT SİNYALLERİNİN ÖNEMİ

Piyasaların arz talep ve marjinal maliyetleri doğru yansıtan fiyatlar üretmemesi durumunun piyasa gelişimine ne şekilde ve ne seviyede zarar verebileceği konusundaki anlayışın tüm taraflar arasında aynı seviyede olmadığı, konuya ilişkin anlayışın güçlendirilmesinde fayda görülmektedir:

• Fiyatlar, trafik ışıklar gibi, kimin ne zaman ne yapması gerektiğini söyleyen sinyallerdir. Her bir üreticiye ne zaman üretmeleri gerektiğini, her bir tüketiciye ne zaman tüketmeleri gerektiğini söylerler.

• Yanlış fiyat sinyalleri oluşturan bir piyasa, durması gereken arabalara yeşil, geçmesi gereken arabalara kırmızı ışık yakılan bir kavşak gibidir. Üretilmemesi gerekenler üretilir; tüketilmemesi gerekenler tüketilir, yapılmaması gereken yatırımlar hayata geçer, katılımcılar arasında zarar görenler olur. Böyle bir piyasa kendinden beklenenleri karşılayamaz.

• Bu çerçevede, hem toptan satış piyasasında oluşan fiyatların, hem de nihai tüketici fiyatlarının sürekli bir şekilde izlenmesinde, ne denli doğru sinyaller üretildiğinin incelenmesinde fayda olduğu düşünülmektedir.

Konuyu somutlaştırmak amacıyla fiyat sinyallerinin kaynak optimizasyonuna etkisini bir miktar açalım:

Mevcut piyasa kurgusu içerisinde talep tarafının ilgili lisansı alarak ya da lisanslı bir şirket ile yapacağı bir anlaşma üzerinden, Sürekli Ticaret Platformunda işlem yapmasının mümkün olduğu anlaşılmaktadır.

Bu katılımın kaynak optimizasyonuna imkân verebilmesi ancak hem elektrik hem doğal gaz piyasalarında doğru fiyat sinyallerinin oluşması ile mümkündür. Şöyle ki:

• Doğal gaz piyasasında ana senaryomuzda öngörülenden daha yüksek seviyede bir talep oluşması ve/veya depolarda yeterli gaz bulunmaması ve/veya sistem işletim kısıtlarının oluşması ve/veya arz ülkesi/güzergahı kaynaklı sorunlar olması gibi hallerde, talebin karşılanmasının fiziki olarak mümkün olmayacağı zamanlar oluşabilir.

• Bu noktada, şebeke stokunun kullanılması geçici bir çözüm olabilecek olsa da, daha sağlıklı bir yaklaşım fiziki talep sahiplerinin doğrudan ya da dolaylı olarak piyasaya katılması, fiziki çekişlerini gönüllü olarak azaltmalarıdır.

• Örneğin, 1 MWh satılabilir elektrik enerjisi üretmek için ortalama 200 m3 doğal gaz yakan bir doğal gaz kombine çevrim santrali25, yakıt dışı değişken işletme giderlerini (örnek açısından bu sayıyı da 10 TL/MWh olarak varsayalım) de hesaba katarak

o Elektrik fiyatının 310 TL/MWh olduğu bir gün, doğal gazın fiyatının 1.500

TL/1000Sm3 seviyesini aşması durumunda,

o Elektrik piyasasında talebin ve spot fiyatların daha yüksek seyrettiği, örneğin

elektrik fiyatının 410 TL/MWh olduğu bir gün, doğal gazın spot fiyatının

2.000 TL/1000Sm3 seviyesini aşması durumunda, ve

25 İşletim rejimine bağlı olarak değişiklik göstermekle birlikte F Sınıfı bir doğal gaz kombine çevrim santrali satılabilir her bir MWh için ortalama yaklaşık 183 Sm3 doğal gaz tüketmektedir. Bununla birlikte, sayısal örneğin daha kolay takip edilebilmesi için bu sayı 200 Sm3/MWh olarak verilmiştir.

55

o Elektrik piyasasında talebin ve spot fiyatların daha düşük seyrettiği, örneğin

elektrik fiyatının 210 TL/MWh olduğu bir gün, doğal gazın spot fiyatının

1.000 TL/1000Sm3 seviyesini aşması durumunda,

gazı yoksa gaz almamayı ve üretim yapmamayı, peşinen satın almış olduğu gaz var

ise, bu gazı yakıp elektrik üretmek yerine, söz konusu gazı spot piyasada satmayı ve

yine üretim yapmamayı tercih edebilir.

Bu durumlara bağlı olarak gerçekleşecek doğal gaz satışları sayesinde, spot doğal gaz fiyatı örnekte verilen 1.000, 1.500 ya da 2.000 TL/1000Sm3 seviyesine ve belki daha aşağıya doğru hareket edecektir.

Yani, arz güvenliği sorununa yol açmayacak seviyede olsa dahi, talebin yüksek olduğu soğuk bir kış gününde, talebin geri çekilmesi fiyatların yükselişini sınırlandıracaktır.

Bu kurgu içerisinde, doğal gaz çevrim santrallerinin her birisi her gün, her iki piyasadaki fiyat durumuna bakacak ve satın almış olduğu doğal gazı (i) doğal gaz olarak satmak ya da (ii) elektrik enerjisine çevirip elektrik olarak satmak noktasındaki kararını verecektir. Fiyat sinyallerinin doğru olması (ilgili maliyetleri yansıtması) halinde, optimum miktardaki doğal gaz elektriğe çevrilecek, bakiyesi doğal gaz olarak kalacaktır; bu durum sistem optimizasyonuna katkı sağlayacaktır:

• Bazı günlerde, elektrik talebinin zayıflığına ve/veya alım garantili üretimlerin seviyesinin yüksekliğine bağlı olarak, doğal gaz santralları zaten devre dışı kalacaklardır. O gün çalışacağını zannederek önceden doğal gaz satın almış olan bir santral, bu sayede gazını gün öncesi işlemleriyle satabilir ve elindeki fazla gazdan piyasa fiyatları çerçevesinde kurtulmuş olur.

• Bazı günlerde ise, elektrik piyasasındaki talep ve fiyatlar yüksek olacaktır. Bu durumda dahi, doğal gaz piyasasındaki talep ve fiyat yeterince güçlü ise, bir doğal gaz santralinin satmış olduğu elektriği üretmek yerine piyasadan elektrik satın almayı ve gazını gün öncesinde satmayı tercih etmesi mümkündür.

• Bu durumda, doğal gaz santralinin üretmediği elektrik belki de bir barajlı santral tarafından üretilecek ve bu sayede, barajdaki su doğal gaz talebinin karşılanması ya da doğal gaz fiyat artışının sınırlanması noktasında yeraltı deposundaki doğal gaz ile ayrı görevi üstlenmiş olacaklardır.

Talep tarafının katılımının elektrik ve gaz sistemlerinin beraberce optimize edilmesi noktasında ülkemize sağlayacağı önemli katkıyı sayısal bir örnek ile izah etmek isteriz:

• Doğal Gaz Santrali 24 saat için 500 MWh/h, toplam 12.000 MWh elektrik satmıştır. Bu üretimi yapmak için ise, 0.1 mcm/saat, gün için toplam 2.4 mcm gaz satın almıştır. Elektriği satış fiyatının ve gazı alış fiyatının örneğimiz ve sonuçları açısından herhangi bir önemi yoktur.

• Bu oyuncu, doğal gaz fiyatlarının elektrik fiyatlarına göre daha yüksek seyrettiği bir günde, eş zamanlı olarak,

o 300 TL/MWh ortalama fiyat ile (bu alım olmasaydı üretilmeyecek olan ve bu

alıma bağlı olarak örneğin barajlı bir santral tarafından üretilen) toplam

12.000 MWh elektrik alır ve bunun için 3.6 milyon TL öder,

o 12.000 MWh elektrik üretmek için önceden almış olduğu 2.4 mcm gazı,

ortalama 1.550 TL/1000Sm3 fiyat ile satar ve satıştan, 3.720.000 TL gelir

elde eder.

56

• Bu sayede:

o Doğal gaz yakıtlı elektrik santrali bu iki işlemden 120.000 TL para kazanmıştır

ve yakıt dışı değişken üretim maliyetleri tasarruf edilmiştir.

o Doğal gaz sistemine 1.550 TL/1000Sm3 fiyat ile 2.4 mcm arz girmiştir ve

talebin daha yüksek, örneğin ortalama 1.580 TL/1000Sm3 gibi bir fiyat

yerine, 1.550 TL/1000Sm3 seviyede karşılanması sağlanmıştır.

o Buna bağlı olarak, doğal gaz alıcıları, örneğin 30 TL/1000Sm3 daha düşük

fiyattan alım yapıp, toplamda 72.000 TL tasarruf etmişlerdir.

o Barajlı santraller, teklif ettikleri fiyattan satış yaptıkları için mutludur.

o Hem doğal gaz alıcıları, hem doğal gaz santrali, hem de barajlı santraller bu

işlemlerden karlı çıkmıştır. Bu noktada, talep tarafının katılımının olmaması

halinde, 2.4 mcm gazı 1.580 TL/1000Sm3 fiyat ile satacak olan satıcı satışı

kaçırmış olur.

• Birkaç gün sonra (doğal gaz talebinin ve fiyatlarının nispeten düşük olduğu bir gün), barajlı santral yaptığı 12.000 MWh’lık bu satış ile kaybettiği suyu geri koymak isteyebilir ve elektrik fiyatlarının 300 TL/MWh’ın altında olduğu bir gün, mesela 280 TL/MW fiyat ile alış işlemi yaparak, su seviyesini bu iki işlemin öncesindeki noktaya çeker ve bu iki işlemden 20 TL/MW, toplamda 240.000 TL para kazanmış olur.

• Barajlı santral bu 280 TL/MW fiyat ile 12.000 MWh’lık alımı yaparken, doğal gaz santrali piyasadan muhtemelen 1.300 - 1.350 TL/1000Sm3 bandındaki fiyat ile doğal gaz alımı yapmış ve barajlı santralin satın aldığı elektriği üretmiştir.

• Suyun gaz ile takası olarak tanımlayabileceğimiz bu iki işlem sonunda takas işlemini yapan doğal gaz santrali ve barajlı santral, hem doğal gaz, hem elektrik piyasalarının optimize edilmelerine katkı sağlamışlar ve bu işlemlerden gelir elde etmişlerdir. Bu sayede, doğal gaz fiyatlarının aşırı düşmesini ve aşırı yükselmesini önleyici bir rol üstlenmişlerdir.

Fiyat sinyallerinin arz talep ve maliyetleri doğru yansıtmaması halinde ve/veya teklif sahiplerinin tekliflerinin kendi marjinal maliyetlerini doğru yansıtmaması halinde, ülke kaynaklarının rekabetçi piyasa yapısı içerisinde optimum kullanımı mümkün olmaz.