GÜNCEL GELİŞMELER IŞIĞINDA TÜRKİYE DOĞAL GAZ PİYASASI
TARİFE UYGULAMALARI VE YATIRIM ORTAMININ DEĞERLENDİRİLMESİ
Yazarlar :
Elif Burcu GÜNAYDIN, Okan YARDIMCI
Yayım Yeri :
Günaydın E.B., Yardımcı, O., Güncel Gelişmeler Işığında Türkiye Doğal Gaz Piyasası Tarife Uygulamaları ve Yatırım Ortamının Değerlendirilmesi, 17. Uluslararası Enerji ve Çevre Fuarı ve Konferansı (ICCI) Bildiriler Kitabı, Sayfa : 235-241, Haziran 2011.
Günaydın E.B., Yardımcı, O., Güncel Gelişmeler Işığında Türkiye Doğal Gaz Piyasası Tarife Uygulamaları ve Yatırım Ortamının Değerlendirilmesi-1, Doğal Gaz Dergisi, ISSN 1305-2055, Sayı : 164, Sayfa : 74-77, Temmuz-Ağustos 2011.
Günaydın E.B., Yardımcı, O., Güncel Gelişmeler Işığında Türkiye Doğal Gaz Piyasası Tarife Uygulamaları ve Yatırım Ortamının Değerlendirilmesi-2, Doğal Gaz Dergisi, ISSN 1305-2055, Sayı : 165, Sayfa : 74-77, Eylül-Ekim 2011.
Günaydın E.B., Yardımcı, O., Güncel Gelişmeler Işığında Türkiye Doğal Gaz Piyasası Tarife Uygulamaları ve Yatırım Ortamının Değerlendirilmesi-2, Doğal Gaz Dergisi, ISSN 1305-2055, Sayı : 165, Sayfa : 74-77, Eylül-Ekim 2011.
ÖZET
Türkiye Doğal Gaz Piyasası mevzuatı, doğal tekel niteliğindeki faaliyetlerin tarife düzenlemesinin Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu tarafından belirlenmesini, doğal tekel niteliğinde olmayan diğer faaliyetlerde rekabet ortamının sağlanması durumunda ise fiyatların rekabet koşulları altında serbest piyasada oluşmasını tasarlamıştır. 2008 yılından itibaren tarife uygulamalarında önemli değişiklikler yaşanmaktadır. Bunlar kısaca, toptan satış tarifelerinin serbest bırakılmasının ardından yaşanan gelişmeler, iletim ve sevkiyat kontrol tarifelerinin uzun dönemli belirlenmesi, Doğal Gaz Piyasası Tarifeler Yönetmeliğinde yapılan değişiklikler ile getirilen Sistem Kullanım Bedeli kavramı, doğal gaz dağıtım şirketlerinin uygulayacakları Sistem Kullanım Bedelinin belirlenmesine yönelik metodoloji çalışmaları, depolama tarifelerinin Kullanım Usul ve Esasları çerçevesinde uygulanması olarak sıralanabilir. Yapılan analizler, tarifeler yoluyla, Türkiye doğal gaz piyasasında güvenli ve elverişli bir yatırım ortamı oluşturulduğunu göstermektedir.
SUMMARY
Natural Gas Market Law and the legislation relevant to natural gas market foresees that according to their natural monopolistic features the tariffs applied by distribution and transmission companies and the tariffs applied to non-eligible customers are to be determined by the regulatory authority. In this concept, connection fees applicable to non-eligible customers, transmission tariffs and retail tariffs are to be determined by the regulatory authority. In the contrary the tariffs to be applied by the other market players and the tariffs applicable to eligible customers are supposed to be determined freely in agreement between the parties or to be formed in the market. Because of the special conditions in the wholesale market EMRA (Board) has determined the wholesale tariffs and prices until other gas importers have emerged in 2008. Similarly, since there are a few storage facilities and storage capacity is insufficient, the Board still determines the storage tariffs. After the year 2008 there have been a lot of developments about tariff implementations. These can be summarized as; the development relevant to the decontrolling of wholesale prices, introducing long term tariffs in the transmission segment, the amendments in the Natural Gas Market Tariff Regulation concerning a new concept named System User Fee, changes in the storage tariff regulations after the guidelines about the terms of usage have become effective and the introduction of a draft legislation concerning the methodology used in the designation of the System User Fees. The analysis displayed in the last part of the paper points out that by the means of tariff regulations a reliable and convenient investment environment has been created. Also the upcoming developments are planned to create a more prosperous investment environment and more transparent market than today.
GÜNCEL GELİŞMELER IŞIĞINDA TÜRKİYE DOĞAL GAZ PİYASASI
TARİFE UYGULAMALARI VE YATIRIM ORTAMININ DEĞERLENDİRİLMESİ
GİRİŞ
1980’li yıllarda dünyada başlayan serbestleşme ve özelleştirme eğilimi enerji sektörünü de etkisi altına almış ve aynı yıllarda İngiltere’de, 1990’larda ise Avrupa Birliği’nin genelinde enerji sektöründe faaliyet gösteren kamu şirketlerinin piyasadaki hâkimiyetlerinin kırılması ve piyasada rekabetin oluşması için çalışmalar başlatılmıştır. Aynı şekilde Türkiye de bu eğilimin dışında kalmayarak, ilk kez 2001-2005 yılı Sekizinci Kalkınma Planı’nda enerji sektörü ile ilgili ciddi değişiklikler öngörmüş ve 2001 yılından itibaren yürürlüğe konulan kanunlarla söz konusu değişiklikleri hayata geçirmeye başlamıştır. 2001 yılında kabul edilen Doğal Gaz Piyasası Kanunu (Kanun) da bu değişikliklerin doğal gaz sektörü ile ilgili ayağını oluşturmaktadır. Kanun ile yurt içinde gerçekleştirilen doğal gaz piyasası faaliyetlerinin tümüne ilişkin detaylı düzenlemeler getirilmiştir. Söz konusu düzenlemeler arasında en önemlilerinden birisi de, doğal gaz piyasasında taraflar arasında uygulanması öngörülen tarifelere ilişkin hükümlerdir.
Hizmetlerin dikey bütünleşmiş kamu şirketleri eliyle yürütüldüğü yıllarda, tarifelerin tarafları devlet ile tüketiciyken, yukarıda özetlenen yeni yapıda hizmetlerin ayrıştırılması ve özel sektörün piyasada faaliyet göstermeye başlamasıyla birlikte, tarifelerin tarafları, kamu/özel şirket ile tüketici ya da kamu şirketi ile özel şirket olabilmektedir. Şüphesiz bu durum tarife düzenlemelerinin önemini arttırmıştır. Düzenleyici otoritenin en büyük yardımcısı “rekabet” ortamı olup, rekabetin tesis edilebildiği alanlarda tarifelerin serbest bırakılması, rekabetin oluşamadığı alanlarda rekabet tesis edilene kadar düzenleme yapılması, doğal tekel niteliği taşıyan alanlarda ise tarifelerin düzenlenmesi esastır. Düzenleyici otoritenin, tarife düzenlemelerindeki yardımcısı ise özellikle son yıllarda büyük gelişim içinde olan "finans bilimi"dir.
Şekil 1 : Düzenleyici otorite – finans bilimi
Yazarın Notu : Tarife düzenlemelerinde,
düzenleyici otoritenin bağımsızlığı ve
hesaplamalardaki hassasiyet büyük öneme sahiptir.
EPDK’nın ABD’deki muadili olan FERC’ün girişinde,
sizi Themis heykeli karşılar.
Bu bildiride öncelikle, Kanunda düzenlenen tarife türleri ve güncel uygulamalarına ilişkin bilgiler ile önümüzdeki dönem uygulamalarına yönelik tahminlere yer verilecek, ardından tarife uygulamaları finans bilimi çerçevesinde analiz edilerek Türkiye doğal gaz piyasasında yatırım ortamı değerlendirilecektir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu (EPDK), tarifeler ile ilgili düzenleme yetkisini Elektrik Piyasası Kanununun 5/A maddesinde yer alan piyasada rekabetin yeterince oluşmadığı durumlarda fiyat ve tarife belirlemeye ilişkin (f) bendinden ve Kanunun 11 inci maddesinde yer alan tarifelerle ilgili hükümlerden almaktadır. Aşağıda, Kanunda yer alan tarifeler ve söz konusu tarifelerin düzenlenmesine dair hususlara yer verilmektedir.
A) İletim ve sevkiyat kontrolüne ait tarifeler: Kanunda, iletim faaliyetinin tek bir iletim firması tarafından yürütüleceğine dair bir hüküm bulunmamakla birlikte, ülkede Boru Hatları ile Petrol Taşıma A.Ş. (BOTAŞ) haricinde bir iletim şirketinin faaliyet göstermesinin mevcut durumda ekonomik olmaması ve BOTAŞ iletimin parçalanması gibi bir yasal düzenlemenin veya öngörünün bulunmaması gibi hususlar göz önünde bulundurulduğunda, yeni bir iletim şirketinin piyasaya girmesi beklenmemektedir. [1] İletim faaliyetinin doğal tekel niteliği de göz önünde bulundurularak Kanunun 11 inci maddesinin 2 nci bendi uyarınca iletim tarifelerinin EPDK tarafından belirlenmesi uygun bulunmuştur. Söz konusu yetki kapsamında iletim tarifelerine ilişkin düzenlemeler; Doğal Gaz Piyasası İletim Şebekesi İşleyiş Yönetmeliği, Doğal Gaz Piyasası Tarifeler Yönetmeliği ve iletim şirketi tarafından hazırlanarak 17/08/2004 tarih ve 356/20 sayılı Kurul Kararı ile yürürlüğe girmiş olan “İletim Şebekesi İşleyiş Düzenlemelerine İlişkin Esaslar (ŞİD)” metninde detaylandırılmıştır. Ayrıca, alınan tarife kararlarında da iletim ve sevkiyat kontrol tarifelerine ilişkin uygulamalar ayrıntılı şekilde düzenlenmektedir.
Mevzuat ile iletim tarifelerinin hesaplanmasında gelir tavanı yönteminin uygulanması hüküm altına alınmıştır. Diğer yöntemlerle yapılan karşılaştırmalar sonucunda, BOTAŞ iletim sistemi için sabit fiyat rejimlerinden birinin uygulanmasının, iletim şirketinin maliyetlerinin büyük oranda sabit maliyetlere dayanması dolayısıyla da sabit fiyat rejimleri içerisinde gelir tavanı yönteminin uygulanmasının yerinde olduğu; bununla birlikte ülke ve piyasa şartları ile diğer hususlar (Avrupa Birliği müktesebatına uyum gibi) dikkate alındığında; BOTAŞ iletim şebekesi için en uygun yöntemin, giriş-çıkış yöntemi olduğu düşünülmektedir. [1]
“İletim ve sevkiyat kontrol” ifadesinin birinci unsuru olan “iletim tarifeleri”, iletim kapasite ve iletim hizmet bedellerinden oluşmaktadır. İletim kapasite ve iletim hizmet bedelleri, iletim sistemini kullanan tüzel kişiler tarafından (Taşıtanlar) iletim şirketine ödenen bedellerdir. İletim hizmet bedeli, iletim şirketinin sunduğu doğal gaz taşıma hizmeti için belirlenen bedeli ifade etmektedir. İletim kapasite bedeli ise taşıtanın talep ettiği günlük azami doğal gaz miktarının iletim şebekesine getirdiği yüke ve Taşıtana ayrılan azami günlük kapasiteye göre belirlenen bedeli ifade etmektedir. “İletim ve sevkiyat kontrol” ifadesinin ikinci unsuru olan “sevkiyat kontrolüne ait tarifeler”; sistem dengelemesine katılım bedeli, kesinti dengeleme bedeli ve hizmet kesintisi bedeli alt başlıkları altında düzenlenmiştir. Sistem dengelemesine katılım bedeli de kendi içinde günlük dengesizlik ücreti ve düzenleme ücreti olarak ikiye ayrılmaktadır. Günlük dengesizlik ücreti, giriş noktasından sisteme verilen doğal gaz ile çıkış noktasında sistemden çekilen doğal gaz miktarı arasında dengesizlik olduğu durumda söz konusu olmaktadır. Düzenleme ücreti ise taşıtanın ilgili gün için programda belirtilen giriş ve çıkış miktarları ile gerçekleşen miktarlar arasında fark olması durumunda söz konusu olur. Özetle, dengesizlik giriş–çıkış noktaları arasındaki miktar farklılığını, düzensizlik ise programlanan ve gerçekleşen miktarlar arasındaki miktar farklılığını ifade eder. Diğer bir konu ise, yaşanan kesintilerle ilgili uygulanan bedellerdir. Bunlar da, Taşıyıcının işletme hatası sonucunda sistem dengesinin bozulması ve kesintiye yol açılması durumunda uygulanan Kesinti dengeleme bedeli ve bir Taşıtanın günlük çekişinin günlük girişinden fazla olması sonucu sistem dengesinin bozulması nedeniyle Taşıyıcının başka bir Taşıtana yaptığı doğal gaz teslimlerinde kesinti veya azaltmaya gitmesi durumunda uygulanan Hizmet kesintisi bedelidir. Bu bedeller arasındaki temel fark da iki bedel de taşıyıcı tarafından ödenmesine karşın ilk bedelin oluşmasında taşıyıcının kendi hatasından kaynaklanan bir durum olması, ikincisinin ise taşıtanların gerçekleştirdiği dengesizlik sonucu oluşmasıdır. [2]
İletim ve Sevkiyat Kontrol tarifeleri 24/10/2002 tarihinden itibaren Kurul tarafından belirlenmektedir. Tablo-1’den de görüleceği üzere, 2004 yılının sonuna kadar geçerli olan tarifeler bir yıldan kısa sürelidir. Bu dönem, iletim tarifeleri açısından geçiş dönemi olarak nitelendirilebilir.
2004 yılının sonunda alınan 396 sayılı Kurul Kararı ve sonrasında alınan Kararlarda yıllık tarife yaklaşımı benimsenmiştir. İletim tarifelerinde birinci dönem olarak adlandırılabilecek bu 6 yıllık süreçte, yapılan yatırımlar ve işletme giderleri birer yıllık süreler dâhilinde hesaplamalara katılmış, daha ileriye yönelik işletme gideri ve yatırım projeksiyonlarına yer verilmemiştir. Aynı metodoloji çerçevesinde hesaplanan bedeller uygulama yılı öncesi Aralık ayı içerisinde açıklanmıştır.
Kurul Kararının Tarihi | Kurul Kararının Sayısı | Uygulama Dönemi |
24.10.2002 | 65 | 1 yıldan kısa |
27.11.2002 | 71 | 1 yıldan kısa |
30.12.2002 | 80 | 1 yıldan kısa |
21.03.2003 | 123 | 1 yıldan kısa |
27.01.2004 | 291 | 1 yıldan kısa |
14.12.2004 | 396 | 1 yıl (2005 yılı) |
07.12.2005 | 588 | 1 yıl (2006 yılı) |
12.12.2006 | 1004 | 1 yıl (2007 yılı) |
27.12.2007 | 1437 | 1 yıl (2008 yılı) |
24.12.2008 | 1901 | 1 yıl (2009 yılı) |
24.12.2009 | 2358 | 1 yıl (2010 yılı) |
28.12.2010 | 2970 | 3 yıl (2011, 2012, 2013 yılları) |
Tablo 1: İletim ve Sevkiyat Kontrol Tarifeleri Kurul Kararları
Kanunun tarifelere ilişkin maddesinde yapılan 09 Temmuz 2008 tarihli değişiklik ile uzun dönemli tarife uygulaması mümkün hale gelmiştir. Uzun dönemli tarifelendirme aşağıda belirtilen avantajlara sahiptir:
Ø İletim şirketinin verimli ve etkin çalışmasını teşvik edici bir mekanizma sağlar.
Ø İletim şirketinin ve Taşıtanların uygulanan bedeller hakkında uzun dönemli bir öngörüye sahip olmasını sağlar.
Ø Şirketlerin bu yolla öngörülebilir bir mali yapıya sahip olarak orta vadeli iş planlarını yapabilmelerine elverişlidir.
Ø Düzenleme maliyetlerini ve kırtasiyeyi azaltır.
Bu nedenle, 2010 yılında yapılan çalışmalar neticesinde 2970 sayılı Kurul Kararı alınarak, uzun dönemli tarife uygulamasına geçilmiş ve 2011-2012-2013 yıllarını kapsayan 3 yıllık bir dönem için iletim tarifeleri belirlenmiştir. Söz konusu çalışmalarda, önceki yıllarda alınan Kurul Kararları ile belirlenen iletim bedellerinin hesaplanmasına temel teşkil eden metodoloji kullanılmıştır. İletim tarifelerinde ikinci dönem olarak adlandırılabilecek bu dönem hesaplamalarında, iletim şirketinin yatırımlarına, işletme giderlerine ve gaz akışlarına ilişkin 3 yıllık projeksiyonlara yer verilmiştir. [2]
Önümüzdeki dönem iletim tarifelerinde aşağıdaki gelişmelerin yaşanması beklenmektedir;
Ø Uygulama döneminden 6-9 ay önce tarifelerin belirlenmesi ve kamuoyuna açıklanması.
Ø 3 yıldan daha uzun süreli tarife uygulama dönemleri.
Ø Elektronik Bülten Tablosu (EBT)’nin işlevselliğinin artmasıyla birlikte iletim şirketinin sabit maliyetlerinin kapasite bedelleri, değişken maliyetlerinin ise iletim hizmet bedeli ile karşılandığı bir yapı (bu yapı kapasite bedellerinde artışa, iletim hizmet bedelinde ise düşüşe yol açacaktır).
Ø BOTAŞ İletim’in yanı sıra sistemi kullanan Taşıtanların da tarife çalışmaları sürecinde etkin rol almaları.
B) Toptan satış tarifeleri: Kanunun amaçlarına uygun şekilde, Kurulun toptan satış tarifelerine ilişkin yetkisi 11 inci maddenin 3 üncü fıkrası ile tarifelerde esas alınacak unsurları belirlemek olarak düzenlenmekte ve fiyatların bu esaslar çerçevesinde serbestçe belirlenmesi öngörülmektedir. Ancak, 4628 sayılı Kanunun 5/A maddesinin (f) bendi dikkate alınarak Doğal Gaz Piyasası Tarifeler Yönetmeliğinin Geçici 2 nci maddesinde toptan satış fiyatlarının Kurul tarafından belirlenebileceğine dair hüküm konulmuştur. Kurul bu çerçevede 2007 yılı sonuna kadar toptan satış tarifesine ilişkin üst sınır fiyat belirlemiş, piyasaya BOTAŞ dışında ithalatçı şirketlerin de girmesiyle birlikte 2008 yılı toptan satış tarifelerini düzenleyen 27/12/2007 tarih ve 1439_2 sayılı Kurul Kararı ile toptan satış fiyatlarının taraflar arasında serbestçe belirleneceğini karara bağlamıştır.
Toptan satış şirketlerinden yalnızca BOTAŞ’ın uygulayacağı toptan satış fiyatları Yüksek Planlama Kurulu (YPK)’nun 14/02/2008 tarih ve 2008/T-5 sayılı “Enerji KİT’lerinin Uygulayacağı Maliyet Bazlı Fiyatlandırma Mekanizmasının Usul ve Esasları”na ilişkin kararı uyarınca belirlenmekte olup yine bu Kararda bulunan formülasyon ile güncellenmektedir. BOTAŞ’ın dağıtım şirketi abone ve serbest tüketici müşterilerine satış fiyatında ise Mayıs 2009-Mayıs 2011 tarihleri arasında herhangi bir değişiklik yapılmamıştır.
BOTAŞ haricindeki toptan satış şirketleri ise fiyatlarını alıcıları ile yapacakları sözleşmeler kapsamında serbestçe belirlemektedir. Ancak, Kanun uyarınca Kurul her yıl toptan satış tarifelerine ilişkin usul ve esasları belirlemekle yükümlüdür. 2011 yılı için 28/12/2010 tarih ve 2971 sayılı Kurul Kararı ile belirlenen usul ve esaslar aşağıda kısaca özetlenmektedir:
Ø Fiyatların belirlenmesinde eşit taraflar arasında ayrım yapılmaması,
Ø Dağıtım şirketlerine ilgili ayda uygulanacak toptan satış fiyatının iletim-sevkiyat kontrolüne ait bedeller, varsa depolama bedeli, asgari alım-azami çekiş kaynaklı bedeller vb. her şey dahil tek bir fiyat olarak belirlenmesi,
Ø Dağıtım şirketlerine uygulanan fiyatlar ile satış miktarlarını ve serbest tüketicilere uygulanan tarifelere ilişkin bilgileri aylık olarak internet sitesinde herkesin kolay ulaşabileceği bir şekilde yayımlanması,
Ø Her bir müşteri için katlanılan maliyetlerin müşteriye yansıtılması
2008 yılından itibaren değiştirilen uygulama sonrasında yaşanan gelişmeler EPDK tarafından takip edilmektedir. Söz konusu gelişmeler değerlendirilerek piyasadaki yoğunlaşma/rekabet oranını temsil eden Herfindahl-Hirschman Index (HHI)[*] çalışması yapılmış olup, 2008 yılı başında 0,95 olan piyasa yoğunluğunun 2010 yılı sonunda 0,70 seviyelerine gerilediği, bununla birlikte piyasanın hala yüksek derecede yoğun olduğu görülmektedir. (Tablo-2) Piyasada halen devam eden bu yoğunluğun, kontrat devirleri sürecinin hızlandırılması ve iç pazardaki müşterilerin devri ile birlikte azalmasının mümkün olacağı düşünülmektedir.
C) Depolama tarifesi: Kanun depolama faaliyetini rekabete açık bir alan olarak tanımlamış ve gerek LNG Terminali işletmeciliğini gerekse yer altı depolama faaliyetini bu kapsamda ele almıştır. Dolayısıyla, depolama tarifelerinin de toptan satış gibi taraflar arasında belirlenmek üzere serbest bırakmıştır. Ancak, toptan satış faaliyetinde olduğu gibi depolama faaliyetinde de Elektrik Piyasası Kanununun ilgili hükümlerine dayanılarak, Yönetmelik kapsamında ülkedeki depolama kapasitesi yeterli seviyeye ulaşıncaya kadar depolamaya ilişkin fiyat ve tarifelerin Kurul tarafından belirlenebileceği öngörülmüştür.
Bu kapsamda Kurul 2004 yılından itibaren depolama tarifelerini düzenlemektedir. 2004-2010 yılları arasında, depolama fiyatı üst sınırı olarak tek bir bedel belirlenmiştir. 2010 yılında depolama lisansı sahibi tüzel kişilerin depolama tesislerine ilişkin temel kullanım usul ve esaslarına (KUE) ilişkin çalışmaların neticelendirilmesinin ardından, kapasite ve hizmet bedeli ayrımına dayanan bir depolama tarifesinin uygulanmasının yerinde olacağı düşünülmüş ve 18/08/2010 tarih ve 2699 sayılı Karar ile Sıvılaştırılmış Doğal Gaz Tesislerinde Uygulanacak Olan Depolama Tarifeleri verilen hizmet bazında ayrıştırılmıştır. Buna göre; depolama tarifeleri; kapasite bedeli, depolama bedeli ve boşaltım ve sevkiyat bedelinden oluşmaktadır. Aşağıda söz konusu bedellerin detaylı açıklamalarına yer verilmektedir:
Ø Kapasite bedeli, hizmet alanın, yıllık gönderim kapasitesi kapsamında yapmış olduğu rezervasyon sonucunda belirlenen (başvuru miktarı, ya da pro-rata sonucu oluşan) miktara uygulanır. Kapasite tutarı aylık bazda hesaplanarak tahsil edilir.
Ø Depolama bedeli, hizmet alanın envanterindeki miktar için depolama şirketinin KUE’lerinde belirlenen yöntem doğrultusunda günlük bazda hesaplanır.
Ø Boşaltım ve sevkiyat bedeli, gazlaştırılan birim metreküp gaz için ödenir.
İlgili Kurul Kararında belirlenen diğer bedeller ise; Kapasite aşım, Boşaltım ve Sevkiyat Düzensizlik Ücreti, Gecikme ve Hizmet Kesintisi bedelleri olarak sıralanabilir:
Ø Kapasite aşım bedelinin, kapasite bedelinin iki katı
Ø Boşaltım ve Sevkiyat Düzensizlik Ücretinin, birim boşaltım ve sevkiyat ücreti,
Ø Gecikme bedelinin, Hizmet alanın gemisinin planlanan varışından en az 36 saat önce geminin geç ulaşacağına dair yazılı bir tebligat gönderilmezse en fazla 10.000 ABD Doları,
Ø Hizmet kesintisi bedelinin, hizmet kesintisi durumunda gün bazında sevkiyatı yapılamayan LNG’nin her Sm3’ü için hizmet alana ödenecek bedelin ilgili tarife kaleminin 2 katı
olarak uygulanması öngörülmektedir.
Her ne kadar halihazırda, üçüncü tarafların erişimine açık bir yer altı deposu bulunmamakta ise de 2010 yılının ikinci yarısından itibaren bu konuda olumlu gelişmeler yaşanmış ve daha önce yalnızca sözleşme kapsamındaki yükümlülükleri nedeniyle BOTAŞ’a hizmet vermekte olan Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı (TPAO) 561 milyon Sm3 miktarında bir kapasiteyi üçüncü tarafların erişimine açma konusunda gerekli adımları atmıştır. Yeni gelişmeler doğrultusunda hazırlanmış olan “Yeraltı Doğal Gaz Depolama Tesisi Temel Kullanım Usul ve Esaslarının Belirlenmesine Dair Yönetmelik” Kurum internet sayfasında görüşe açılmış ve gelen görüşler de dikkate alınarak Kurula sunulmuştur. Yönetmeliğin kabulünün ardından TPAO’nun EPDK’ya sunacağı kullanım usul ve esasları değerlendirilecektir. Bu süreçte, şirketin tarife önerileri de alınarak yer altı depolama tesisleri için de ayrı bir tarife belirlenmesi planlanmaktadır.
Ülkedeki depolama kapasitesinin yeterli seviyeye ulaşmasıyla birlikte depolama tarifeleri serbest bırakılacaktır. Ancak öncelikle, depolama yükümlülüğünün çerçevesinin belirlenmesinin, lisans sahibi şirketlerin depolama yükümlülüklerinin kamuoyuna açıklanmasının, LNG tesislerinde yapılan tanklarda bekletme işleminin ve gazlaştırma işleminin yükümlülük kapsamında nasıl değerlendirileceğinin belirlenmesine ilişkin adımların atılması gerekmektedir.
D) Bağlantı tarifeleri: Bağlantı tarifeleri Kanun kapsamında serbest tüketiciler için iletim sistemine veya dağıtım sistemine yapılacak bağlantılarda eşit taraflar arasında ayrım yapılmaması ilkesi doğrultusunda serbestçe belirlenmektedir. Aboneler için uygulanacak bağlantı tarifeleri ise yine Kanun uyarınca her yıl Kurul tarafından belirlenmektedir. Kurumun yapmış olduğu ihaleler sonucunda lisans almış dağıtım şirketlerinin ilk beş yıl için uygulayacağı bağlantı tarifeleri ise ihalede belirlenmektedir.
Bağlantı tarifeleri kapsamında belirlenen abone bağlantı bedeli; Doğal Gaz Piyasası Dağıtım ve Müşteri Hizmetleri Yönetmeliği (Dağıtım Yönetmeliği)’nde “Sayaç dahil dağıtım şebekesinin abone iç tesisatına bağlantısı için gereken proje, işçilik, malzeme, kontrol ve onay harcamalarının abone başına düşen payını ifade eden sabit bedeli ifade eder.” şeklinde tanımlamıştır.
Abone bağlantı bedeli, Kurul tarafından ilk olarak 2003 yılında bağlantı bedeli+sayaç bedeli olarak belirlenmiş söz konusu Karar 2004 yılında yürürlüğe girmiştir. Ayrıca, mal ve hizmet üretim amaçlı doğal gaz kullanan abonelere Dağıtım Yönetmeliğinde tanınan hak kapsamında kendi münferit bağlantılarını yaptırmaları halinde uygulanacak olan bedelin de bağlantı maliyetinin üzerine %10 oranında bir kar eklenmesiyle oluşan bedeli geçemeyeceğine ilişkin hüküm ihdas edilmiştir.
2004 yılında alınan bir başka Kararla; mekanik sayaç kullanan abonelerin dağıtım şirketlerine ödediği güvence bedeli ve mevzuatta belirlenen istisnai durumlarda alınabilecek olan sayaç açma-kapama bedelleri de bağlantı tarifeleri kapsamında belirlenmeye başlanmıştır. Konut ısınma amaçlı doğal gaz kullanan abonelerin ödeyeceği güvence bedelleri cihaz başına sabit bedel olarak belirlenirken, mal ve hizmet üretim amaçlı doğal gaz kullanan abonelerin güvence bedelleri niteliklerinden ötürü iki aylık maksimum tüketim karşılığı doğal gaz bedelini geçemeyeceğine ilişkin hüküm konulmuştur.
Abone bağlantı bedellerinin belirlenmesinde şirketlerin tüm kalemler için katlandıkları ortalama maliyetler göz önüne alınarak, ortalama bedel belirleme yoluna gidilmiştir. Bu tür bir uygulamanın seçilmesinde; abone bağlantı bedelinin ihalelerde yarışma unsuru olarak kullanılmış olması, dağıtım bölgesi bazında tek bir bedelin uygulanmasının hakkaniyete daha uygun olması, dağıtım şebekesinin ulaştığı yerlerde 5 yıllık süre içerisinde abone olmayanların farklı bir abone bağlantı bedeline maruz kalacak olması gibi unsurlar ve şirketlerin de bu yönde görüş sunmaları etkili olmuştur. Teoride abone bağlantı bedelinin her bir bağlantı bazında (her binanın ya da her dairenin kendi servis hattı uzunluğuna göre ortaya çıkacak olan servis hattı maliyetini karşılaması) maliyet esaslı olarak oluşturulması mümkün gözükmekle beraber pratikte yaşanacak bir takım sorunlar nedeniyle bu uygulama yürürlüğe konmamıştır. Bununla birlikte, Abone Bağlantı Bedelinin ortalama maliyetler göz önüne alınarak belirlenmesinin dağıtım şirketlerine ekonomik yönden haksız fayda ya da zarar getireceğini düşünmek de doğru olmayacaktır. Çünkü artı ya da eksi bakiyelerin çeşitli metodolojiler yoluyla perakende satış tarifelerinde sisteme dahil edilmesi mümkündür. Nitekim, Kurumun internet sayfasında 2009 yılında yayımlayarak piyasa görüşüne açmış olduğu “Doğal Gaz Dağıtım Şirketleri İçin Tarife Hesaplama Usul ve Esasları”nda da bu metotların kullanıldığı görülmektedir. [3]
2010 yılında alınan bağlantı tarifeleri Kurul kararında, uygulamadaki bazı problemler ve mevzuat değişiklikleri göz önüne alınarak, daha önceki yıllarda yapılmış olan düzenlemelerden farklı hükümler getirilmiştir: Öncelikle, abone bağlantı bedeli sayaç dahil olmak üzere basınç düşürme ve ölçüm istasyonu veya servis kutusu çıkışına kadar servis hattı ile ilgili tüm maliyetleri kapsayacak şekilde belirlenmiştir. Sayaç bağlantı malzemeleri ve sayaç montaj bedelleri de aynı şekilde Abone Bağlantı Bedeline dahil edilmiştir. Bu şekilde tüm dağıtım şirketlerinin uygulamaları yeknesak hale getirilmiş ve servis hattı ve sayaç mülkiyeti hususlarındaki tartışmaların da önüne geçilmiştir. Dağıtım Yönetmeliğinde yapılan değişiklik kapsamında, abonelerin yazılı talebi ile dağıtım şirketi tarafından mevcut mekanik sayacın ön ödemeli sayaç ile değiştirilmesi durumunda Kurul Kararı ile belirlenecek bir bedelin alınabileceği öngörülmüş, bu doğrultuda 2357 sayılı Kurul Kararında bu şekilde bir bedel tanımlanmıştır. Uygulamada ortaya çıkan birtakım problemlerin önüne geçilmesi amacıyla; mal ve hizmet üretim amaçlı doğal gaz kullanan abonelerden alınacak güvence bedeli hesabında yapılan 2 aylık maksimum tüketimin hesabına ilişkin farklı uygulamaların ortadan kaldırılması amacıyla bir formülasyon geliştirilerek ilgili Kararda detaylı bir şekilde anlatılmıştır. Aynı yıl yapılan bir başka değişiklik de ihaleler nedeniyle ABD Doları olarak belirlenmiş olan bağlantı bedellerinin diğer şirketler için 1/1/2010 tarihinden itibaren Türk Lirası olarak uygulanmaya başlanmasıdır.
E) Perakende satış tarifeleri: Kanunda düzenleyici kurum tarafından belirlenmesi öngörülen bir başka tarife ise perakende satış tarifeleridir. Perakende satış olarak isimlendirilen ve esasen dağıtım faaliyetini kapsayan bu faaliyet mevcut durumda bölgelerinde tekel olarak çalışmakta olan dağıtım şirketleri tarafından gerçekleştirilmektedir. Bu nedenle söz konusu şirketlerin müşterilerine uyguladıkları tarifeler Kurul tarafından belirlenmektedir. Kanun perakende satış fiyatlarının unsurlarını; birim gaz alım fiyatı, birim hizmet bedeli, amortisman bedeli ve diğer faktörler olarak belirlemiştir.
Kanun çerçevesinde şekillendirilen Yönetmeliğin 14 üncü maddesinde, 16 Aralık 2010 tarihinde yürürlüğe girmiş olan Yönetmelik değişiklikleri öncesinde yapı, birim gaz alım fiyatının üzerine eklenmek için, abonelere uygulanan Birim Hizmet ve Amortisman Bedeli (BHAB) ve serbest tüketicilere uygulanan Taşıma Bedeli (TB) olmak üzere iki adet bedel öngörmekteydi. Ancak, Kanunun 8 inci maddesi uyarınca Kurul, bütün tüketiciler serbest tüketici oluncaya kadar her yıl serbest tüketici olma sınırını yeniden belirlemektedir. İlk kez 2010 yılı için alınan 2378 sayılı Kurul Kararı ile bu sınır 800.000 metreküpe indirilmiş, ayrıca 2011 yılı için alınan 2966 sayılı Karar ile 700.000 metreküp olarak yeniden belirlenmiştir. Nitekim, Kanunun ruhuna uygun olarak serbest tüketici limitinin yıllar itibariyle de düşürülerek, bütün tüketicilerin serbest tüketici olmasının sağlanması öngörülmektedir. Bu nedenle, önceki düzenlemenin devam etmesi durumunda, taşıma bedeli ödeyen tüketiciler giderek artacak, tüketimleri arasında çok büyük farklılıklar olmasına rağmen pek çok tüketici aynı bedeli ödemeye başlayacak ve serbest tüketici limiti sıfıra düşürüldüğünde BHAB olarak belirlenen bedeli ödeyen herhangi bir tüketici grubu olmayacaktı. Sonuç olarak, doğal gazı ısınma amaçlı olarak kullanan bir tüketici ile tüketimi milyar metreküp seviyesinde olan bir sanayi müşterisi aynı birim bedelleri ödeyecek, yüksek tüketimi olan tüketicilerin düşük tüketimi olan tüketicileri sübvanse ettiği bir yapı ortaya çıkacaktı. Ayrıca mevzuatımızda serbest tüketici olmak temelde tedarikçi seçme serbestliği hakkının kullanılması ile ilgili olup, Kanunda bu statünün dağıtım bedelinin etkilenmesini gerektiren herhangi bir hüküm bulunmamaktadır. Bu hususlar göz önüne alındığında yeni bir düzenleme yapılmak suretiyle, dağıtım bedellerinin serbest tüketici limitinden ayrıştırılarak tüketim miktarlarına bağlanmasının ve sisteme getirilen maliyet esas alınarak bir kullanım bedeli uygulanmasının daha uygun olacağı düşünülmüş ve Yönetmelikte gerekli değişiklikler yapılarak doğal gaz kullanan tüketicilerin ödeyecekleri sistem kullanım bedellerinin, serbest tüketici limitine bağlı olmaksızın sisteme getirdikleri maliyet oranında belirlenmesinin önü açılmıştır. Ancak, Kanunun Geçici 3 üncü maddesine getirilen bir ilave fıkra[†] ile BHAB ve TB, Kanunda zikredilmiş ve yapılan ihalelerde dönemin mevzuatı uyarınca bedeller BHAB ve TB olarak belirlenmiştir. Bu nedenle BHAB ve TB kavramları da korunarak içeriklerinde farklılığa gidilmiş, söz konusu bedeller sistem kullanım bedeli olarak tek bir bedel altında birleştirilmiştir. Yeni düzenlemede,
Ø Sistem kullanım bedelinin abone veya serbest tüketici ayrımına değil, tüketim miktarlarına dayalı olarak belirlenecek bir bedel olduğu açıkça belirtilmektedir. Ayrıca aynı tüketim diliminin içerisinde kalan tüketicilere uygulanacak bedelin adı dağıtım şirketinden almakta olduğu hizmete göre (BHAB veya TB) farklılık arz etmekle birlikte, bedelin miktarında bir değişiklik olmayacağı hükme bağlanmıştır.
Ø Dağıtım şirketinin serbest tüketicilere uygulayacağı sistem kullanım bedelinin Kurul tarafından tüketim miktarına göre belirlenecek olan bedelleri geçemeyeceği hükme bağlanmıştır.
Ø Dağıtım şirketinin sistem kullanım bedellerini uygularken kendi serbest tüketicisi ile diğer serbest tüketiciler arasında ayrım yapması yasaklanmıştır.
Ø Sistem kullanım bedelinin Kurul tarafından, tüketim miktarına veya tüketici gruplarına göre kendi içinde kademelendirilebileceği hükme bağlanmıştır.
Ø Tüketim miktarlarının Kurul tarafından belirleneceği ve dağıtım bölgelerinin özellikleri dikkate alınarak dağıtım bölgesi bazında değişiklik gösterebileceği düzenlenmiştir.
Yönetmelik uyarınca belirlenecek olan kademeler belirlenene kadar yapılacak olan uygulama yine Yönetmeliğin geçici 6 ncı maddesinde yer almaktadır. Söz konusu düzenlemeye göre, yeni kademeler belirlenene kadar sistem kullanım bedeli iki kademeli olarak uygulanmaya devam edecek olup, uygulama için eşik değer 800.000 m3 olarak belirlenmiştir. 2011 yılı için alınan 2966 sayılı Karar ile serbest tüketici limiti 700.000 m3’e indirilmiştir. Tüm bu gelişmeler doğrultusunda 2011 yılı için uygulanmakta olan perakende satış fiyatları oluşumu aşağıdaki tabloda özetlenmektedir:
Şirket | Aboneler için Gaz Alım Fiyatı + BHAB | Serbest Tüketiciler için Gaz Alım Fiyatı + BHAB | Serbest Tüketiciler için Gaz Alım Fiyatı + TB |
ESGAZ-BURSAGAZ-İZGAZ | 0- | - | |
BAŞKENTGAZ | 0- | 700.000- | |
İGDAŞ-AGDAŞ-BAHÇEŞEHİRGAZ | 0- | 700.000- | |
İlk 5 yılı dolmamış olan ihaleli şirketler* | - | ||
İlk 5 yılı dolmuş olan ihaleli şirketler* | 0- | - | |
*İhaleli şirketlerde ilk 8 yıl için SKB=TB=BHAB olması nedeniyle fiyat uygulamasında herhangi bir değişiklik oluşmamaktadır. İhale gereği, lisans alma tarihinden itibaren ilk 5 yıl için geçerli olan serbest tüketici limiti | |||
Tablo 3: 16/12/2010 Tarihli Yönetmelik Değişikliği ve 2966 Sayılı KK Kapsamında Perakende Satış Fiyatları Oluşumu
EPDK, Doğal Gaz Piyasası mevzuatı çerçevesinde piyasada faaliyette bulunan tüzel kişilerden, tarifelerin düzenlenmesinde kullanılacak bilgi ve belgelerle birlikte tarife önerilerini almaktadır. Tarifelerin düzenlenmesine ilişkin yapılan çalışmalarda sadece tarife önerileri değil, şirketlere ait tüm detaylı bilgi ve belgeler ile piyasa verileri birlikte değerlendirilmekte; mevzuat kapsamında uluslar arası regülasyon literatürüne uygun şekilde oluşturulan metodoloji doğrultusunda tarifeler düzenlenmektedir.
4646 sayılı Kanunun yürürlüğe girdiği tarihten evvel alınmış bir hak, belge, izin ve yetkilendirmeye müsteniden doğal gaz dağıtım faaliyetinde bulunan şehir içi doğal gaz dağıtım tüzel kişilerinin (mevcut şirketler) tarifeleri aynı metodoloji çerçevesinde her yıl EPDK tarafından belirlenmiştir. Tarifesi düzenlenen bu mevcut şirketler şunlardır; İGDAŞ, BAŞKENTGAZ (2007 yılından itibaren 10 yıllık bir süre için Kanun ile tarifesi sabitlenmiştir), İZGAZ, BURSAGAZ, ESGAZ, BAHÇEŞEHİRGAZ ve AGDAŞ.
Kurumun yaptığı ihale sonucu lisans almış şirketler (ihaleli şirketler) ise hali hazırda 53 adettir. İhaleli şirketlerin 8 yıl boyunca uygulayacakları tarifeler ihale ile belirlenmiş olup, bu sürenin sonunda tarifeler, EPDK tarafından düzenlenecektir.
Kanunun öngördüğü hedeflerden biri de lafzında pek çok kez belirtildiği üzere doğal gaz piyasasında şeffaf bir düzenleme mekanizmasının oluşturulmasıdır. Bu hedef Yönetmelikte de aynı şekilde benimsenmiş ve tarifelerin düzenlenmesinde esas alınan ilkelerden biri de şeffaflık ilkesi olarak belirlenmiştir. Bu doğrultuda dağıtım şirketlerinin tarifelerinin belirlenmesinde temel aldığı esasları ve kullanılan metodolojiyi hukuki bir metin haline getirmek amacıyla gerekli adımlar atılmış ve Doğal Gaz Dağıtım Şirketleri İçin Tarife Hesaplama Usul ve Esasları (Usul ve Esaslar) adı altında bir taslak metin oluşturulmuştur. Bu kapsamda öncelikle 2009 yılının ortasında taslak metin kamuoyunun bilgisine sunularak görüşe açılmış, gelen görüşler değerlendirilerek revize edilmiş, ardından sektör temsilcileriyle çeşitli toplantılar gerçekleştirilmiştir. Ayrıca taslak metnin hazırlanmasından itibaren geçen dönemde gerek uygulamada gerekse mevzuatta gerçekleşen tüm gelişme ve değişiklikler yeniden değerlendirilerek mevcut durumda taslak metne son hali verilmiştir. Söz konusu Usul ve Esasların kısa bir süre içerisinde yürürlüğe girmesi beklenmektedir. Bu sürecin ardından, yukarıda belirtilen Yönetmelik değişiklikleri kapsamında belirlenmesi öngörülen kademe uygulamalarının da yürürlüğe konulması planlanmaktadır.
TÜRKİYE DOĞAL GAZ PİYASASINDA YATIRIM ORTAMININ DEĞERLENDİRİLMESİ
Enerji arz kaynaklarının çeşitlendirilmesi amacıyla bundan 25 yıl önce eski Sovyetler Birliği ile imzalanan anlaşma ile Türkiye ciddi anlamda doğal gaz kullanmaya başlamıştır. Plato değeri yıllık 6 milyar metreküp olan bu anlaşmayı çevre ülkelerle birbiri ardına yapılan boru gazı anlaşmaları takip etmiştir. Aradan geçen 25 yıl sonrasında yıllık doğal gaz tüketimimiz yıllık 37 milyar metreküp seviyelerine ulaşmıştır. Geçmiş 25 yıllık dönemde Türkiye’nin toplam doğal gaz tüketimi ise 371 milyar metreküp olarak gerçekleşmiştir. (Şekil 2) Kısacası doğal gaz, Türkiye Enerji Piyasasının en önemli birincil enerji kaynağı haline gelmiştir. Bu yönüyle Türkiye doğal gaz sektörünü, sürekli ve hızlı bir şekilde büyüyen, yatırma elverişli genç bir sektör olarak tanımlamak yanlış olmayacaktır. Şekil 3’de yer alan grafikten de görüleceği üzere Türkiye’nin bu alandaki konumu hızla değişmektedir. 2010 yılında Türkiye, doğal gaz tüketen ülkeler sıralamasında 24 üncü sıraya yerleşmiştir. Türkiye’nin doğal gaz tüketiminin, Dünya toplam doğal gaz tüketimi içerisindeki payı ise %1,2 olmuştur.
Şekil 3 : Türkiye’nin Dünya Doğalgaz Tüketimindeki Konumu [4]
EPDK’da lisanslama sürecinde bulunan, doğal gaz yakıt türlü santrallerin kurulu gücü 23.000 MW dolaylarındadır. [5] Bu gelişmeyi doğal gaz piyasası yatırımcısı açısından önemli bir potansiyel olarak görmek mümkündür. Bir diğer önemli potansiyel ise doğal gaz yatırımlarındaki yurt içi kaynak kullanım oranlarıdır. Doğal gaz dağıtım şirketlerinin yurt içi kaynak kullanım oranları ortalama %80’ler mertebelerindedir. [6]
Bildirinin başında da belirtildiği üzere mevzuatımız gereği doğal tekel niteliğine haiz faaliyetlerde sürekli olarak, rekabetin oluşmadığı alanlarda ise rekabet oluşana kadar tarife düzenlemesi esastır. Türkiye doğal gaz piyasasında abonelerin bağlantı bedelleri, dağıtım şirketlerinin sistem kullanım bedelleri ve iletim şirketinin sistemi kullanan taşıtanlara uyguladığı iletim ve sevkiyat kontrolüne ait bedeller EPDK tarafından belirlenmektedir. Toptan satış tarifeleri 2008 yılından bu yana serbest bırakılmışken, depolama tarifeleri yeterli rekabet seviyesinin henüz oluşmaması dolayısıyla Kurumca belirlenmeye devam etmektedir. Doğal tekel niteliğine sahip alanlarda genel olarak yatırımcının sabit maliyetlerinin değişken maliyetlerine oranla yüksek olduğu düşünülmektedir. Rekabet ortamı varmış gibi, şirketin ortalama maliyetlerinin, marjinal maliyetlere yakınsamasının verimlilik yoluyla sağlanması ve bu yolla düzenleyici otoritenin “sosyal faydayı” maksimize etmeye çalışması tarife uygulamalarının temelini oluşturur. [7] Tıpkı bir teraziye benzeyen tarife uygulamasının tarafları bazen kamu/özel şirket ile tüketiciyken bazen de kamu şirketi ile özel şirketi olabilmektedir.
Türkiye doğal gaz piyasasında yatırım ortamının uygunluğunun değerlendirilmesinden önce risk-getiri ilişkisi çerçevesinde tarife hesaplamalarının analiz edilmesi faydalı olacaktır. Şüphesiz tarifesi düzenlenen piyasalar için tarife düzenlemelerinin gelişimine en büyük katkı, dünyada finans biliminin gelişimi ile sağlanmıştır. 20 nci yüzyılın ortalarında risk ile getirinin ilişkilendirilmesi ve sayısallaştırılması, sadece finans biliminde ve dolayısıyla tarife uygulamalarında bir çığır açmamış, dünyada bir çok değişimi beraberinde getirmiştir. Riske Hakimiyet Kavramı “modern zamanlarla karanlık geçmiş çağlar arasındaki ana çizgiyi tanımlayan devrimci fikir, insanın riski kontrol altına alarak ona hükmetmeyi öğrenmesi” olarak tanımlanmaktadır. [8] İtalyanca’da “cüret etmek” anlamında kullanılan risicare fiilinden gelen “risk” sözcüğü bir seçimi ifade eder.
Bütün dünyada tarife hesaplamaları uzun ve karmaşık formülasyonlara dayanmakla birlikte hesaplamaların temelinde risk-getiri ilişkisi yatmaktadır. Bu ilişki basitçe şöyle ifade edilebilir; risk çok ise getiri ya da kayıp çok olabilir; riskli bir işe cüret etmeyerek güvenli limanlarda seyreden yatırımcının getirisi ya da kaybı ise az olacaktır. Riski sayısallaştırarak getirinin varyansı olarak ifade eden ve bu yolla 1952 yılında Modern Portföy Teorisinin (MPT) temellerini atan Harry Markowitz, 1990 yılında Ekonomi Bilimi Nobel ödülü sahibi de olmuştur. Teorinin özünde; çeşitlendirilmiş bir portföyün getiri oranının, bileşimindeki menkul değerlerin tek tek sağlayacakları getiri oranlarının ortalamasına eşit olurken, oynaklığının bileşimindeki menkul değerlerin tek tek oynaklığının altında kalacağı yatmaktadır. Teorik olarak sıfır riske sahip olduğu düşünülen devlet kağıtlarının MPT’ye eklenmesiyle, bugün Türkiye doğal gaz piyasası tarifelerinde de kullanılan ve sermayenin maliyetini ortaya koyan Sermaye Varlıklarını Fiyatlama Modeli (CAPM) doğmuştur.
Yatırım araçlarının toplam riski, pazar riski (sistematik risk) ve firma riski (sistematik olmayan risk) gibi iki unsurdan oluşmaktadır. Firma riski firmadan kaynaklanmakta, pazar riski ise genel ekonomik, politik veya firma dışı herhangi bir nedenden kaynaklanmaktadır. Portföy oluştururken iyi bir şekilde çeşitleme yapıldığı takdirde firma riski büyük ölçüde ortadan kaldırılabilmektedir. Ancak piyasa riskini ortadan kaldırmak mümkün olmamaktadır. [9] Bu teori pazar riskinin her zaman belli bir seviyede var olacağını ve pazar riskinin yatırım çeşitlendirmesi yoluyla düşürülmesinin mümkün olmayacağını söyler.
Tarife hesaplamalarının temelinde MPT ve CAPM olmakla birlikte, düzenlenen piyasalarda faaliyet göstermenin avantajı piyasa riskinin düşürülüyor olmasıdır. Örneğin, turizm sektöründe faaliyet gösteren bir şirkete yatırım yapan yatırımcının geliri, şirketin kötü yönetilmesinden dolayı düşecektir. Ancak gelirin düşmesine her zaman yatırımcı ya da şirket yönetimi sebep değildir. Ekonomik kriz döneminden ya da komşu ülkede meydana gelen küçük bir huzursuzluktan etkilenebilen bu sektörde kesin getiri diye bir şey söz konusu değildir. İşler iyi gittiğinde yatırımcıyı yüksek kar oranları beklemekte yatırımcının koyduğu parayı bir yaz dönemi içerinde geri alması mümkün olabilmektedir. İşlerin yatırımcının elinde olarak ya da elinde olmadan kötü gitmesi durumunda, beklenen en hazin son iflastır. Tarifesi düzenlenen doğal gaz alanlarında faaliyet gösteren şirketler için ise bu durum farklıdır. Özetle bu alanda faaliyet gösteren yatırımcılar yüksek getiriler elde etmeyecekler ancak kısmen düşük oranda olan gelirleri kesin olacaktır. Bir diğer bilinen ise bu getirinin, devlet kağıtları getirisinden yüksek olacağıdır. Doğalgaz piyasasında yatırımın tarifelerde dikkate alınan itfa süresi 22 yıldır. Amortisman ve getiri birlikte değerlendirildiğinde yatırımın geri dönüş süresi 7-10 yıl içerisinde olabilmektedir Şirketin etkin yönetilmesi durumunda gelir yükselir ve geri dönüş süresi kısalırken, şirketin elinde olmayan sebeplerle zarar etmesi söz konusu olmamaktadır.
Herhangi bir alanda yatırım ortamının değerlendirilmesinde alınan riskin ölçülmesi ve dikkate alınması büyük öneme sahiptir. Türkiye doğal gaz piyasasında tarife uygulamalarının uluslar arası kabul görmüş finans teorilerine dayanması yatırım ortamı için güvenli ve elverişli bir zemin hazırlamaktadır. Tarifesi düzenlenen sektörlere yapılan yatırım ile tarifesi düzenlenmeyen sektörlere yapılan yatırımın karşılaştırılmasından sonra uluslar arası bir karşılaştırma yaparak Türkiye doğal gaz piyasasında yatırım ortamı değerlendirilecektir. Bu karşılaştırma için en uygun kriter düzenleyici otoritelerin hesaplamalarda dikkate aldıkları Ağırlıklı Ortalama Sermaye Maliyeti (Weighted Average Cost of Capital, WACC) karşılaştırmasıdır. Reel Makul Getiri Oranı ya da elektrik sektöründeki bilinen adıyla Alternatif Maliyet Oranı batı Avrupa ülkelerinde %6-8 (reel ve vergi öncesi) seviyelerindeyken doğu Avrupa ülkelerinde %9-10 mertebelerindedir. Türkiye doğal gaz dağıtım sektörü için Reel Makul Getiri Oranının, EPDK tarafından önümüzdeki dönemde açıklanması beklenmektedir. 2011-2015 dönemi Türkiye elektrik piyasası dağıtım sektörü için açıklanan %10,49 oranı dikkate alındığında doğal gaz sektörü için de, diğer ülkelere göre avantajlı bir yatırım ortamına imkan sağlayacak oranın açıklanması muhtemeldir.
KAYNAKÇA
[1] Ertürk M., “Doğal Gaz İletiminde Uygulanan Tarife Yöntemlerinin İncelenmesi, Karşılaştırılması ve Türkiye Örnek Uygulaması”, Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu Uzmanlık Tezi, Mart 2006.
[2] Yardımcı O., “Doğal Gaz İletim Tarifelerinde Yeni Dönem”, Enerji Piyasası Bülteni, Sayı: 13-14, Şubat-Nisan 2011.
[3] Yardımcı O., “Doğal Gaz Piyasasında Abone Bağlantı Bedeli”, Enerji Piyasası Bülteni, Sayı: 6, Ağustos 2009.
[4] BP Statistical Review of World Energy 2011 isimli çalışmada yer alan verilerden derlenmiştir.
[5] EPDK, Elektrik Piyasası 2011 Yılı Sektör Raporu
[6] EPDK, Doğal Gaz Piyasası 2011 Yılı Sektör Raporu
[7] Energy Regulators Regional Association, “Price Regulation and Tariffs”, 2006.
[8] Bernstein, P.L., “Tanrılara Karşı Riskin Olağanüstü Tarihi”, Ak Portföy Yayınları, 2005.
[9] Karan, M.B., “Yatırım Analizi ve Portföy Yönetimi”, Gazi Kitabevi, 3. Baskı, 2011.
[*] HHI piyasada faaliyet gösteren şirketlerin piyasa paylarının karelerinin toplamından oluşmaktadır.
İndeksin 0.01'in altında olması yüksek rekabet derecesini, indeksin 0.1'in altında olması yoğunluk derecesinin düşük olduğunu, indeksin 0.1 ile 0.18 arasında olması piyasanın orta yoğunlukta olduğunu, indeksin 0.18 arasında olması piyasanın yüksek yoğunlukta olduğunu (rekabetçi olmadığı) gösterir.
[†]Doğal Gaz Piyasası Kanunu (5669 sayılı Kanunun 1 inci maddesi ile değişik) Geçici Madde 3/e bendi uyarınca Ankara’da faaliyet gösterecek olan dağıtım şirketinin lisansının geçerlilik süresinin ilk on yılında uygulayacağı birim hizmet ve amortisman bedeli 0,05555 ABD Dolar/m3 karşılığı TL, taşıma bedeli ise 0,0077 ABD Doları/m3 olarak belirlenmektedir.
No comments :
Post a Comment