E-Dergi Oku 
E-Bültene Abone Olun
 

Türkiye Doğal Gaz Piyasasında Botaş İletim Şebekesi İşleyiş Düzenlemelerine İlişkin Esaslar (Kısaca ŞİD) ile Doğal Gaz İletim Ve Sevkiyat Kontrol Tarifelerine İlişkin Değerlendirmeler

Türkiye Doğal Gaz Piyasasında  Botaş İletim Şebekesi İşleyiş  Düzenlemelerine İlişkin Esaslar  (Kısaca ŞİD) ile Doğal Gaz İletim Ve Sevkiyat Kontrol Tarifelerine İlişkin Değerlendirmeler

15 Kasım 2011 Salı / 20:34 | TEKNİK MAKALE
166. Sayı (EKİM 2011)
174 kez okundu

Hızır Hakan ÜNAL 
BOTAŞ Doğal Gaz İşletmeleri Bölge Müdürlüğü
 
Özet
Türkiye doğal gaz piyasasında, 4646 sayılı Doğal Gaz Piyasası Kanunu ile bu kanuna dayanan mevzuat çerçevesinde iletim şebekesi yoluyla doğal gaz taşınması ile ilgili tarafların belli hak ve yükümlülüklerinin kayıt altına alındığı mevzuat Şebeke İşleyiş Sistemine İlişkin Esaslar (Kısaca ŞİD) ile düzenlenmiştir. İletim şebekesi yoluyla doğal gaz taşınması için ödenecek bedeller ise İletim ve Sevkiyat Kontrol Tarifeleri ile saptanmaktadır. Türkiye doğal gaz piyasasının BOTAŞ’ın sahip olduğu tek tedarikçi olma hüviyetinden çıkması ile oluşan çoklu tedarikçi piyasayı yakından ilgilendiren mevzuat ve problemlerin gündeme taşınması büyük önem arz etmektedir. 
 
1. Giriş
4646 sayılı Kanun ile doğal gaz iletim faaliyetlerinin ticaret faaliyetlerinden ayrıştırılmış bir yapıda yürütülmesi kapsamında BOTAŞ hesap ayrışmasına (Account Separation) giderek Kanun gereği kurulacak iletim şirketinin ilk adımı olan “İletim ve Ticaret” faaliyetlerini ayrıştırmıştır. BOTAŞ Doğal Gaz İşletmeleri Bölge Müdürlüğü’nün bu kapsamda görevi olan doğal gaz iletim hizmetinden yararlanmak isteyen diğer aktörlere de şebekeye erişim hakkı verilmesi (Third Party Access) ile iletim hizmetinin, oluşturulacak tarife modelleri dahilinde tüm ilgili aktörlere, eşit şartlarda verilmesi esası ile hareket etmesi, ŞİD kapsamında esas alınmıştır. 
 
Türkiye doğal gaz piyasasında doğal gaz taşımacılığı, Temmuz 2007 tarihinde Aksa firmasının TPAO Akçakoca üretimden aldığı gazı Ulusal İletim Sisteminden yararlanmak sureti ile “Taşıtan” sıfatıyla sisteme girmesi ve akabinde BOTAŞ’tan kontrat devri kapsamında sırasıyla, Aralık 2007’de Shell Enerji A.Ş., Ocak 2009’da Bosphorus, Nisan 2009’da ise Avrasya ve Enerco firmalarının “Taşıtan Tedarikçi” sıfatıyla sistemden yararlanmaya başlaması ile BOTAŞ’ın monopol olarak yürüttüğü yapıdan ayrılmıştır. ŞİD’in fiili olarak işlevsellik kazanması ve tarife yapısının buna paralel tek tarifeden Giriş/ Çıkış modeli doğrultusunda, her bir giriş noktası için ayrı, tüm çıkış noktaları için ise aynı kapasite bedeli, giriş veya çıkış noktasından bağımsız olarak da, fiilen taşınan gaz miktarına yönelik hizmet bedeli olarak ilanına geçilmiştir.
ŞİD’de yapılan mevzuat değişiklikleri (Transfer Giriş/Çıkış Noktası) ile ise 2010 yılsonu itibarı ile iletim şebekesi yoluyla doğal gaz taşıtan firma sayısı BOTAŞ (Ticaret) hariç 17’ye yükselmiştir. Bu firmalar sisteme ilk giriş sırası ile şunlardır: Aksa Doğal Gaz Toptan Satış A.Ş., Shell Enerji A.Ş., Bosphorus Gaz Corparation A.Ş., Enerco, Avrasya, Egegaz, Gazport, Ewe, Aygaz, Pozitif, Doğal Enerji, Zorlu Doğalgaz , Naturgaz, Turcas, Hattuşa, Akenerji, Zorlu Tedarik A.Ş.
 
2011 yılında ise, Mayıs ayı itibarı ile GDF Suez TGT A.Ş., Enerjisa, Medgaz firmaları sisteme dahil olmuşlardır.
 
2. İletim ve Sevkiyat Kontrol Tarifelerine Genel Bakış 2005-Haziran 2007, Temmuz 2007-2010, 2011-2013 Yılları Arası BOTAŞ (İletim)  Teklifi ile EPDK Tarafından Onaylanan Tarifelerin Dünü ve Bugününe İlişkin Genel Bakış
 
İletim tarifelerinin hesaplanmasında, Doğal Gaz Piyasası Tarifeler Yönetmeliği gereği olarak “Gelir Tavanı Yöntemi” uygulanmaktadır. Gelir tavanı ve buna ilişkin parametreler, verimlilik hedeflerine ulaşılması ölçüsünde, ilgili mevzuattaki hükümlere uygun olarak sabit ve değişken maliyetlerinin karşılanması ve yatırımların sürdürülmesi için makul bir getiri elde edilmesi prensibine dayanmaktadır.
 
İletim ve Sevkiyat Kontrol Tarifeleri’nin düzenlenmesinde, doğal gazın tüketicilere güvenilir, yeterli, kaliteli, sürekli ve düşük maliyetli olarak sunulabilmesi ilkesi benimsenmiştir. Bu amaç doğrultusunda, tüketiciler arasında ayrım yapılmaması ve şeffaflık ilkeleri baz alınarak, bölgeler arasında tarife farklılıklarının minimuma indirgenebileceği zon ayrışımları tercih edilmiştir.
Doğal Gaz İletim Tarifesi için gazın iletim şebekesine sokulduğu giriş noktası ile şebekeden çekildiği çıkış noktası arasında fiziksel, mesafeye dayalı bir link kurmayan, belirli sayıda çıkış zonu tanımlayarak, farklı çıkış zonlarında, giriş noktalarından bağımsız bir fiyatlandırma öngören “Giriş Çıkış Sistemi” baz alınmıştır. Çıkış zonu olarak hâlihazırda tüm Türkiye’yi kapsayan tek bir zon öngörülmüş olup bu çerçevede oluşturulan model “Giriş- Çıkış” olarak adlandırılmaktadır. 
 
Giriş-Çıkış Yöntemi; 
BOTAŞ iletim sistemi için maliyetleri yansıtıcı olduğu,
Doğal gaz piyasasında rekabetin gelişmesini destekleyici olacağı, 
BOTAŞ iletim sisteminin karmaşık bir sistem olması,
BOTAŞ iletim sistemi tek yönlü uzanan bir şebeke olmaktan hızla uzaklaşmakta olduğu, 
BOTAŞ iletim sistemi üzerindeki farklı çıkış noktalarının sisteme getirdiği yük farklı olduğu ve AB müktesebatına uygun olduğundan Türkiye’deki mevcut iletim şebekesi için en uygun iletim tarife yöntemi olmaktadır[1].
 
İletim Tarifesi iki bileşenden oluşmaktadır. Bunlardan birincisi; giriş ve çıkış noktalarından, bulunulan gaz yılı içinde günlük bazda çekilmesi öngörülen azami miktarlar doğrultusunda rezerve edilen kapasite için ödenen sabit kapasite bileşeni; diğeri ise bir giriş noktasından teslim alınarak bir çıkış noktasına taşınması gerçekleştirilen miktarlar için ödenen değişken hizmet kalemidir. Yatırımlara ilişkin harcamalar, amortismanlar ve varlık değeri üzerinden belli bir yüzde ile geri dönüsün kapasite kaleminden, isletme harcamalarının ise hizmet kaleminden sağlanması öngörülür. Kapasite Tarifelerinde ise giriş noktaları kapasite bedellerinden önemli bir gelir hedeflenmemekte, esas ağırlık Çıkış Kapasite Tarife bedelleri üzerinden gerçekleşmektedir.
 
BOTAŞ iletim sistemine yönelik tarife düzenlemelerinde, gelir tavanı yönteminin kullanılmasının daha uygun olmasında temel etmen, BOTAŞ’ın maliyet yapısında gelir gereksinimi içinde sabit maliyetlerin payının daha yüksek olmasıdır. Kaldı ki, doğal gaz iletim faaliyetinde bulunan şirketlerin maliyet yapısı incelendiğinde, işin niteliğinden dolayı genel olarak sabit maliyetlerin değişken maliyetlere oranla oldukça yüksek olduğu görülebilir. Örneğin, değişken işletme giderlerinin toplam gelir gereksinimine oranı Amerika’da ve Kanada’da genelde %10 civarındadır[2]. Bir fikir verebilmesi açısından söz konusu paylar Yunanistan da %80’e %20, Danimarka da %75’e %25 civarındadır[3]. 
 
Türkiye doğal gaz piyasasında tarifelerin oluşumu esnasında Kapasite tarifelerinin ve Hizmet tarifesinin Toplam tarife içerisinde oranlarında 2005, 2006, 2007 yıllarında bir konfigürasyona gidilmezken, 2008, 2009, 2010 yıllarındaki uygulamalarda Gelir Tavanının %30’a (CAPEX) %70 (OPEX) olarak dağılımı öngörülmüştür. 
 
Bu öngörüdeki temel amaç, Türkiye doğal gaz piyasasının çok hızlı büyümekle birlikte, İletim faaliyetlerinden üçüncü tarafların yararlanımının yeni olması ve Sevkiyat Kontrol Bedellerinin kurgusunun temelde sabit maliyet üzerine oluşu sebebiyle piyasanın bir olgunlaşma süreci geçirmesinin önünü açmaktır. 
 
BOTAS2010 yılında gelecek yıllara ilişkin tarife önerisinin EPDK’ya sunumu hazırlanırken, gelecek yıllara ilişkin tarifelerin firmalar tarafından önceden bilinmesinin maliyet hesabı açısından önemli olduğu gerçeğinden hareket ile Tarifelerin ilgili yıl önceki ay ilanı yerine farklı bir yaklaşım ile Tarife dönemi olarak 3 yıllık bir periyot tespit edilmiş, her yıl enflasyon farkı, varlık artış ya da azalışları, gelir tavanındaki artış ya da azalışlar da dikkate alınarak revizesi temel prensip olarak kabul görmüştür. Uzun dönemli tarifelendirmenin BOTAŞ iletiminin verimli ve etkin çalışmasını teşvik edici olması, gerek BOTAŞ Ticaret’in gerekse de iletim sisteminden hizmet alan Taşıtanların iletim bedelleri hakkında uzun dönemli bir öngörü yapabilmesine olanak tanıması önemli bir avantaj olarak görülmektedir. Şirketlerin bu yolla öngörülebilir bir mali yapıya sahip olarak orta vadeli iş planlarını yapabilmeleri ve düzenleme maliyetlerinin düşürülmesi hedeflenmiştir[4]. 2011, 2012 ve 2013 yılları tarifelerinde uygulamalarda ise Gelir Tavanının % 35’e (CAPEX ) % 65 (OPEX) olarak dağılımı öngörülmüştür. Yıllara göre tarifelere ilişkin (tarifeler içerisinde önemli bir yer teşkil etmeyen giriş noktası tarifeleri hariç) veriler Tablo 1’de ve Grafik 1’de yer almaktadır. 
 
Düzenlenmiş varlık değerlerinin hesaplanmasında, uluslararası kabul görmüş yöntemlerden yararlanılarak, sabit kıymetlerin edinme değeri ve bu sabit kıymetler için bugüne kadar ayrılmış amortismanlar belli bir endeksle bugüne getirilmiş ve varlık değeri hesaplanmıştır. Bu doğrultuda, dönem başı itibarı ile hesaplanan varlık değerinden, 22 yıllık faydalı ömür süresi doğrultusunda yıpranma payı düşülerek net varlık değeri tespit edilmiştir. Bu çalışmalar yapılırken; amortisman ayrılmış endeksle güncellenmiş varlık değeri (Depreciated Indexed Historical Value-DIHV) enflasyona göre endeksleme yapılarak Üretici Fiyat Endeksi (ÜFE) kullanılarak hem varlık edinme değeri, hem de bu varlık için her dönem sonunda ayrılmış olan amortismanlar, endeks çarpanıyla bugüne getirilmiş ve hesaplanacak net değer tarife dönemi için varlık tabanı olarak alınmıştır.
 
Hesaplamalarda gerçekleşmesi beklenen yatırım kalemleri de dikkate alınmıştır.
 
Hesaplamalara ilişkin temel bazı formüller ise;BOTAS
Gelir Tavanı = Sabit Bileşen + Değişken Bileşen
Sabit Bileşen= (Düzenlenmiş Sabit Kıymetler X Amortisman Oranı) + (Düzenlenmiş Sabit Kıymetler + Line Pack Tutarı) X Geri Dönüş Yüzdesi
Kapasite Tarifesi= Kapasite Gelir Tavanı / Rezerve Kapasite
Çıkış Noktaları Gelir Tavanı= Gelir Tavanı X %35 – Giriş Noktaları Gelir Tavanı
Hizmet Tarifesi = Gelir Tavanı x % 65 / Öngörülen Toplam Gaz Akışı
 
İhracat Çıkış Noktasına ilişkin tarife önerimiz ise farklı bir yapıya sahip olup konu burada işlenmemiştir. 
 
3. Doğal Gaz Piyasasında BOTAŞ İletim Şebekesi İşleyiş Düzenlemelerine İlişkin Esaslar (ŞİD)’ın 2004’ten 2010 Yılına Kadar Gelişimine İlişkin Genel Bakış
 
ŞİD hükümleri, Çeşitli Giriş Noktaları üzerinden ülkemize ithal edilen, doğal gaz üretim sahalarının uzak oluşu, edinilen tecrübe doğrultusunda, talepteki artışa paralel Giriş Noktalarındaki arzın artırılması veya bir Giriş Noktasındaki sevkiyatın azalması nedeniyle başka bir Giriş Noktasındaki arz miktarının artırılmasının temininin genelde günler alan bir süreç olduğu, ülkemizde doğal gaz yeraltı depolama tesislerinin henüz yeterli seviyede olmadığı ve boru hattı stokunun sistem dengesinin sağlanması için yegane enstrüman olduğu gibi gerçekler dikkate alınarak hazırlanmıştır. Bu çerçevede, coğrafik olarak farklı yerlerde Giriş Noktalarının var olması nedeniyle, kapasite rezervasyonu için, halen Avrupa Birliği üye ülkelerinde çoğunlukla benimsenmiş olan Giriş-Çıkış Sistemi (Entry-Exit System) benimsenmiştir. Tedarikçilerin Giriş Noktalarından İletim Şebekesi’ne günlük girişleri ile iletim Şebekesindeki Çıkış Noktalarından günlük çekişlerinin arasındaki farkın, tanımlanan bir tolerans sınırında kalmalarını öngören, günlük esaslı bir dengeleme rejimi ortaya konmuştur. Taşıtanlar arasında kapasite devri veya kapasite ticareti, en az bir ay süreli dönemler için gerçekletilmesi kaydıyla uygun görülmüştür. (Dengeleme rejiminin saatlik takip edilmesi ve kapasite devri veya kapasite ticaretinin günlük bazda gerçekleştirilmesi kimi ülkelerdeki ileri düzey uygulamalardır.)[5]
 
ŞİD EPDK’nın 17.08.2004 tarih ve 356/20 sayılı Kurul kararı ile onaylanmış, 1 Eylül 2004 tarihinde de Resmi Gazete’de yayınlanarak yürürlüğe girmiştir. ŞİD’de; sisteme giriş, kapasite tahsisi, sevkiyat kontrolü ve sistem dengelemesi, Taşıma Miktarı Bildirimi ve Programlar, ölçüm ve taşıma miktarının tespiti İletim Şebekesinin kullanım koşulları, özellikleri ile günlük isletme ve bakım gereksinimleri gibi, Taşıyıcı ile Taşıtanların iletim hizmetine ilişkin hak ve yükümlülüklerini düzenleyen genel ve ayrıntılı kural ve ilkeler belirtilmektedir.
 
3.1. 2007 Kasım [6] ŞİD değişiklikleri ile özetle; ŞİD’in ana kurgusunun temel fonksiyon ve işleyişleri oturmuş bir piyasa olgusu hedefi ile değerlendirmesi yapıldığında, piyasa oyuncularının ve Türkiye doğal gaz piyasasının da yeni oluşumundaki konumu da dikkate alınarak temel etmen olan bazı unsurların esnekleştirilmesi öngörülmüştür. Piyasa oyuncularının tecrübe kazanımıyla bu öngörünün tekrar gözden geçirilmesi gerekmektedir. Bu kapsamda yer alan bazı diğer hususlar şu şekilde sıralanabilir:
Kapasite devir ve aktarımdan ücret alınması kaldırılmıştır. “Bir Taşıtanın Ana Çıkış Noktalarındaki toplam Rezerve Kapasitesi, Giriş Noktalarındaki toplam Rezerve Kapasitesinden daha düşük olamaz”, “Bir Günlük çekişin en az bu değere eşit olması esastır. Bu prensip gereği Ölçüm Ekipmanlarının yeniden teçhiz edilme zorunluluğunun çıktığı tesisler için, bu yükümlülük Son Kullanıcıya aittir. Ölçüm ekipmanının yeniden teçhiz edilmesi gerektiği Taşıyıcı tarafından Taşıtana bildirilir” gibi bazı kısıtlamalar kaldırılmıştır. Kapasite Aşım Ücret Dönemsel Katsayıları düşürülmüştür. Rezerve Kapasiteyi Artırma Yükümlülüğüne ilişkin değerlendirmelerin yapılacağı kış döneminde, 5 aydan 3 aya indirilmiştir. Dengesizliklerin negatif pozitif olma durumlarına göre artırma veya azaltma talimatı verilmesi durumunda ücretlendirme yapılmamasına ilişkin düzenlemeler yapılmıştır. 
 
Sistem Dengelemesine Katılım Bedeli dâhilinde “Günlük Dengesizlik Ücretleri” ile “Düzenleme Ücretleri”nde düzenlemeler yapılmış ve bu kapsamda tolerans düzeylerindeki esneklik payı Taşıtanlar lehine yükseltilmiştir. Hizmet Kesintisi Bedellerinde düzenleme yapılmıştır. Doğal gazın ithal edildiği giriş noktalarına ilave “Müsaade Edilen Tolerans” tanımlanmıştır. Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği kapsamında bulunan elektrik santrallerine doğal gaz arzı sağlayan taşıtan tedarikçiler için ayrı düzenlemeler ilave edilmiştir. Tahsisatlara ilişkin düzenlemeler yapılmıştır. ŞİD değişiklik önerilerin nasıl yapılacağına ilişkin maddede düzenlemeler yapılmıştır. Sistem dengelemesini ilişkin geçici hükümlerde düzenleme yapılmıştır.
 
3.2. 2008 Ekim [7] ŞİD değişiklikleri ile özetle; ithalatçı firmaların 2. elde gaz ticaretine olanak sağlamak amacı ile sanal giriş çıkış nokta tanımlamaları ile arz açıklarını ve sistem dengesizliğini giderebilmelerine olanak tanıyan nokta tanımlamaları ve gerekli düzenlemeler yapılarak ithalatçı olmayan yeni piyasa oyuncularının girişine olanak tanınmıştır. Bu kapsamda yer alan bazı hususlar şu şekilde sıralanabilir:
İhracat Çıkış Noktası tanımlanmıştır. Sanal Noktada doğal gaz devri yapılabilmesi için “Transfer Giriş/Çıkış Noktası” tanımlanmıştır. Sanal Noktada dengesizlik işlemlerinin giderilebilmesine olanak tanımak maksadı ile yapılabilmesi için “Ulusal Dengeleme Giriş/Çıkış Noktası” tanımlanmıştır. Atıl Kapasite Uygulama düzenlemeler yapılmıştır. Taşıtan daha önce kapasite rezervasyonuna sahip olmadıkları bir noktada Gaz Yılının sonuna kadar rezervasyon yapılması durumunda katsayılar uygulanmaması hükmü getirilmiştir. Rezerve Kapasiteye ilişkin düzenlemeler yapılmıştır. Kapasite devirlerinde önceki ayın 10’una kadar başvurma esası ayın 20’sine çekilmiştir. Rezerve Kapasiteyi Artırma Yükümlülüğüne ay içinde 6 kez aşılmasında uygulanacak yatırımlar 8 kez aşılmasında uygulanmak üzere esneklik payı artırılmıştır. Dahili Kullanım Gazına ilişkin düzenleme yapılmıştır. Fatura ödeme tarihleri her ayın 15’inden 18’ine çekilmiştir.
 
3.3. 2009 Yılı Aralık [8] ŞİD değişiklikleri ile özetle; uygulamalara ilişkin düzenlemelerin yanı sıra ŞİD’de acil olarak yapılmasının gerekli olduğuna inanılan değişiklik önerilerinin, süreç dışında da yapılabilmesine olanak tanınmıştır. Bu kapsamda yer alan bazı hususlar şu şekilde sıralanabilir:
Günlük Dengesizlikler ile ilgili olarak bir Giriş Noktasında artırma veya bir Çıkış Noktasında azaltma talimatları ile bir Giriş Noktasında azaltma veya bir Çıkış Noktasında artırma talimatına ilişkin uygulama esasları detaylandırılmıştır. İletim Şebekesi Stoğu ilişkin hükümler detaylandırılmıştır. Tahsisatlara ilişkin bazı hükümler detaylandırılmıştır. Ulusal Dengeleme Giriş Noktaları / Ulusal Dengeleme Çıkış Noktaları İçin Tahsisatların nasıl yapılacağı ŞİD’e eklenmiştir. Acil durumda uygulayacağı eylem planına ilişkin hükümler detaylandırılmıştır. Zor Gün veya Sınırlı Kapasite Gününe sebep olan Taşıtanın Tali Çıkış Noktaları ve tek bir Son Kullanıcıya bağlı Ana Çıkış Noktalarına ilişkin hükümler detaylandırılmıştır. Kesinti Kısıntı Prosedürüne ilişkin hükümler detaylandırılmıştır. ŞİD’de değişiklik önerisinde bulunabilecek taraflardan herhangi birisinin ŞİD’de acil olarak yapılmasının gerekli olduğuna inandığı değişiklik önerilerini, süreç dışında da doğrudan EPDK’ya sunabilmesine ilişkin tanımlama yapılmıştır.
 
3.4. 2010 Yılı Kasım [9] ŞİD değişiklikleri ile özetle; sevkiyat kontrol bedellerinin uygulanmasında taşıtanlar lehine bazı istisnai ayrıcalıklar ilave edilmiş ve normal dönem ŞİD değişiklik öneri süreci yılda bir olarak değiştirilmiştir. Bu kapsamda yer alan bazı hususlar şu şekilde sıralanabilir:
Çoklu Çıkış Noktasında Kapasite Aşım Ücreti, Taşıtanların o noktadaki toplam Kapasite Rezervasyonunun aşılmadığı durumlarda, Tarifedeki iletim kapasite bedeli üzerinden kapasite aşımı bedelinin ödeneceğine ilişkin hüküm eklenmiştir. ŞİD’de değişiklik önerilerine ilişkin talepleri Taşıyıcı Yıl içinde bir kez (1 Nisan – 30 Eylül) değerlendirmeye alacaktır şeklide düzenleme getirilmiştir. Taşıyıcı tarafından verilen talimatla Programları belirlenen günlere ilişkin yapılacak değerlendirmelerde, uygun hareket eden Taşıtanlara uygun hareket edilen miktar için Tolerans dışında kalan Miktarın Tolerans içine alınmasına hüküm eklenmiştir.
 
3.5. 2011 Nisan [10] Acil ŞİD değişiklikleri ile özetle; Ulusal Dengeleme Çıkış/Giriş Noktasında daha önce yalnızca arz güvenliği ve dengeleme amaçlı yapılan işlemlerin tamamen serbest bir şekilde ticarete açılmak maksadı ile düzenlemeler yapılmıştır. Bu kapsamda yer alan bazı hususlar şu şekilde sıralanabilir:
Ulusal Dengeleme Çıkış/Giriş Noktası tanımlamalarında düzenlemeler yapılmıştır. Dengeleme İçin Müsaade Edilen Tolerans Düzeylerinin hesaplama yöntemlerine ilişkin düzenlemeler getirilmiştir. Taşıtanın Transfer Giriş/Çıkış Noktasındaki tahsisat Miktarının nasıl yapılacağına ilişkin düzenlemeler yapılmıştır. Ulusal Dengeleme Giriş Noktaları / Ulusal Dengeleme Çıkış Noktaları için tahsisat Miktarı Program Miktarına eşitleme yönünde düzenleme yapılmıştır. Kalite ve basınçla ilgili hesaplamalar tarifelerde yer almak üzere ŞİD de düzenleme yapılmıştır.
 
4. Doğal Gaz Piyasasında BOTAŞ İletim Şebekesi İşleyiş Düzenlemelerine İlişkin Esaslar (ŞİD) 2011 Sonrası Gelişimine İlişkin Değerlendirmeler ile İletim ve Sevkiyat Kontrol Tarifelerinin 2013 Sonrası Gelişimine İlişkin Değerlendirmeler ve Sonuç
 
Çok gelişmiş bir alt yapıya sahip bulunan ülkelerde belirli bir miktarda gaz hacmine yönelik oluşturulmuş olan günlük borsa yapısı, şebekede sanal bir nokta olarak tanımlanabilecek “Ulusal Dengeleme Noktası” (National Balancing Point) üzerinde dengeleme gazı ticareti yapılmasına ilişkin düzenlemelerin gereği ve sistemin işlevselliği için en önemli unsurlardan biri olan Elektronik Bülten Tablosu’nun (EBT) revizesi 2013’ten önce gerçekleştirilecektir. 2013 yılı sonrasına ilişkin tarife tekliflerine hazırlıkta piyasanın o günkü durumu göz önüne alınarak Türkiye piyasasının özel yapısına uygun tarifeler sunmak hedeflenmektedir.
 
Kaynaklar
[1] ERTÜRK M., “Doğal Gaz İletiminde Uygulanan Tarife Yöntemlerinin İncelenmesi, Karşılaştırılması ve Türkiye Örnek Uygulaması” Uzmanlık Tezi EPDK, Mart 2006. 
[2] THE BRATTLE GROUP, “Methodologies for Establishing National and Cross-Border Systems of Pricing of Access to the Gas System in Europe”, Prepared for the European Commission by the Brattle Group Limited, Madrid Forum II, 17 Şubat 2000, s. 60.
[3] FULWOOD M., “Technical Asistance to BOTAS on Gas Transmission and Transit-Tariffs Raport”, Energy Markets Limited, Mart 2007.
[4] YARDIMCI O., “Doğal Gaz İletim Tarifelerinde Yeni Dönem”, Enerji Piyasası Bülteni Şubat-Nisan 2011Sayı 13-14, s. 29.
[5] ÖZEN E., “Botaş İletim Şebekesine Üçüncü Taraf Erisimi”, Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi Türkiye 10. Enerji Kongresi 2007.
[6] 28.11.2007 tarih 26714 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan 22.11.2007 tarih 1384 sayılı Kurul Kararı.
[7] 25.10.2008 tarih 27035 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan 17.10.2008 tarih 1809 sayılı Kurul Kararı. 
[8] 10.12.2009 tarih 27428 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan 03.12.2009 tarih 2326 sayılı Kurul Kararı.
[9] 15.11.2010 tarih 27760 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanan 09.11.2010 tarih 2869 sayılı Kurul Kararı. 
[10] Acil ŞİD değişikliği olarak 12.04.2011 tarih 3161 sayılı Kurul Kararı ile değiştirilmiştir.
 
Bu makale, 15-16-17 Haziran  2011 tarihlerinde yapılan 17. ICCI 2010 Uluslararası Enerji ve Çevre Fuarı ve Konferansı’nda bildiri olarak sunulmuştur.

 


İlginizi çekebilir...

Doğalgaz Şalteri

Doğalgaz şalteri Ar-Ge projesi, gaz dağıtım şirketlerinin kesintisiz gaz arzı hedefinden yola çıkılarak keşfedilmiştir. Bu yazımızda, 28 Kasım 2018 ta...
11 Nisan 2019 Perşembe / 09:38

Deprem ve Doğalgaz

Türkiye aktif deprem kuşağı üzerinde bulunduğundan dolayı deprem esnasında önlem alınmamış bölgelerde doğalgazdan kaynaklı ciddi can ve mal kayıpları ...
12 Aralık 2018 Çarşamba / 10:26

Doğalgaz Piyasası Hukukunda Abone Bağlantı Bedeli ve Güvence Bedeli Uygulamaları Hakkında İnceleme

Av. BURAK AYTEKİN Başkent Doğalgaz Dağıtım GYO A.Ş. Hukuk Müşavirliği, Ankara Barosu...
17 Ekim 2018 Çarşamba / 13:39

 

  • Boat Builder Türkiye
  • Çatı ve Cephe Sistemleri Dergisi
  • Enerji ve Çevre Dünyası
  • Su ve Çevre Teknolojileri Dergisi
  • Tersane Dergisi
  • Tesisat Dergisi
  • Yalıtım Dergisi
  • Yangın ve Güvenlik
  • YeşilBina Dergisi

©2019 B2B Medya - Teknik Sektör Yayıncılığı A.Ş. | Sektörel Yayıncılar Derneği üyesidir.