Rekabet Kurumu · D.2018 -1-24 (Ortak Girişim ) Karar Sayısı : 18-14/2 · K.18-14/254 -120 Karar Tarihi : 08.05.2018 A. TOPLAN

Rekabet Kurumu Başkanlığından, REKABET KURULU KARARI Dosya Sayısı : 2018 -1-24 (Ortak Girişim ) Karar Sayısı : 18-14/254 -120 Karar Tarihi : 08.05.2018 A. TOPLANTIYA KATILAN ÜYELER Başkan : Prof. Dr. Ömer TORLAK Üyeler : Arslan NARİN, Adem BİRCAN , Şükran KODALAK , Mehmet AYAN B. RAPORTÖRLER: Remzi Özge ARITÜRK, Emine TOKGÖZ, Hakan EREK, Öykü SARIASLAN C. BİLDİRİMDE BULUNAN : Boru Hatları ile Petrol Taşıma A.Ş. Bilkent Plaza A -2 Blok 068 00 Bilkent Ankara (1) D. DOSYA KONUSU: Boru Hatları ile P

Rekabet Kurumu Başkanlığından, REKABET KURULU KARARI Dosya Sayısı : 2018 -1-24 (Ortak Girişim ) Karar Sayısı : 18-14/254 -120 Karar Tarihi : 08.05.2018 A. TOPLANTIYA KATILAN ÜYELER Başkan : Prof. Dr. Ömer TORLAK Üyeler : Arslan NARİN, Adem BİRCAN , Şükran KODALAK , Mehmet AYAN B. RAPORTÖRLER: Remzi Özge ARITÜRK, Emine TOKGÖZ, Hakan EREK, Öykü SARIASLAN C. BİLDİRİMDE BULUNAN : Boru Hatları ile Petrol Taşıma A.Ş. Bilkent Plaza A -2 Blok 068 00 Bilkent Ankara (1) D. DOSYA KONUSU: Boru Hatları ile Petrol Taşıma A.Ş. ile State Oil Company of Azerbaijan Republic (Az ərbaycan Respublikas ının Dövl ət Neft Şirkəti) aras ında tarafların ortak kontrolünde bir ortak girişim şirketi oluşturulması işlemine izin verilmesi talebi. (2) E. DOSYA EVRELERİ: Kurum kayıtlarına 30.04.2018 tarihinde giren bildirim üzerine düzenlenen 02.05.2018 tarih ve 2018 -1-24/Öİ sayılı Ön İnceleme R aporu görüşülerek karara bağlanmıştır. (3) F. RAPORTÖR GÖRÜŞÜ: İlgili raporda, bildirime konu iş leme izin verilmesinde sakınca bulunmadığı ifade edilmiştir. G. İNCELEME VE DEĞERLENDİRME (4) Başvuruda, Boru Hatları ile Petrol Taşıma A.Ş. (BOTAŞ) ile State Oil Company of Azerbaijan Republic (Az ərbaycan Respublikas ının Dövl ət Neft Şirkəti) (SOCAR) arasında tarafların ortak kontrolündeki bir ortak girişim şirketi oluşturulmasına izin verilmesi talep edilmiştir. Planlanan ortak girişim şirketi çatı şirket şeklinde yapılandırılacak ve bu çatı şirketin %100 hisse oranı ile kontrol edeceği şu faaliyet şirketle ri ni barındıracaktır: - Faaliyet Şirketi 1 : ( ..) . - Faaliyet Şirketi 2 : ( ..) . -Faaliyet Şirketi 3 : ( ..) . G.1. Taraflar ve Doğal Gaz Sektörüne İlişkin Bilgiler G.1.1. BOTAŞ ve Türkiye Doğal Gaz Sektörünün Genel Görünümü (5) Türkiye nin enerji profiline bak ıldığında , en önemli özelliklerin in hızlı büyüme dolayısıyla artan enerji talebi, fosil yakıtlarda dışa olan bağımlılığı ve hidrokarbon rezervlerinde zengin olan ülke/bölgelerle bu kaynakların tüketicisi konumundaki ülke/bölgeler arasındaki jeopolitik konu mu olduğu görülmektedir. Türkiye, birincil enerji tüketiminin yaklaşık %30 unu doğal gaz ile karşılamaktadır. Aşağıdaki tabloda Türkiye birincil enerji tüketiminin kaynaklara gö re dağılımına yer verilmiştir: 18-14/254 -120 2/31 Tablo 1: Ülkemizde Kaynaklar Bazında Birincil E nerji Tüketimi (2015) Birincil Kaynak Birincil Enerji Tüketimindeki Pay ı (%) Doğal gaz 31,0 Petrol 30,0 Kömür 27,0 Hidro 4,5 Diğer yenilenebilir 7,5 Kaynak: TPAO 2016 Ham Petrol ve Doğal Gaz Sektör Raporu (6) Birincil enerji tüketimimizde önemli payı ol an doğal gazın ancak yaklaşık %1 i ülkemizde üretilmektedir. Enerji Piyasası Düzenleme Kuru munun (EPDK) 2016 verilerine göre yurt içinde üretim yapan toptan satış lisansı sahibi dokuz şirket tarafından 2016 yılında 367,28 milyon Sm3 doğal gaz satışa sunulm uştur. Üretimi yapılarak satışa sunulan gaz miktarı 2015 yılına göre %3,69 azalmıştır. Geri kalan doğal gaz ihtiyacımız ithalat yoluyla karşılanmaktadır. 2016 yılında yaklaşık 46,4 milyar Sm3 doğal gaz ithal edilmiştir. Doğal gaz ithalatı 2015 yılına kıyas la %4,28 oranında azalmıştır. 2016 yılında, ithalat %52,94 lük payla en fazla Rusya dan yapılmıştır. 2016 yılında 7.627,68 milyon Sm3 sıvılaştırılmış doğal gaz (LNG) ( uzun dönemli ve spot ) ithalatı yapılmış olup, söz konusu miktar toplam ithalatın %16,46 s ıdır. Toplam LNG ithalatının %27,84 lük bölümü Spot LNG ithalatı olup, geri kalan kısmı BOTAŞ tarafından Cezayir ve Nijerya dan uzun vadeli sözleşmelerle karşılanmıştır. Aşağıda belirtildiği üzere depolama yatırımları son yıllarda artmıştır. EPDK nın her y ılbaşında bir sonraki yıl için yaptığı doğal gaz tüketim tahminine göre 2018 yılındaki Türkiye doğal gaz tüketimi 54,5 milyar Sm3 olarak gerçekleşecektir1. Aşağıdaki tabloda 2015 ve 2016 yılı sonları itibarıyla doğal gaz tüketiminin sektörlere göre dağılım ı yer almaktadır: Tablo 2: Doğal Gaz Tüketiminin Sektörel Dağılımı ( Sm3) Sektör 2015 2016 % Dönüşüm/Çevrim Sektörü (Elektrik santralleri) 19.010,67 16.730,31 36 Sanayi Sektörü 13.965,52 14.094,99 30 Konut 11.000,36 11.620,38 25 Hizmet Sektörü 3.160,64 3.098,73 7 Ulaşım Sektörü 423,11 397,37 1 Enerji Sektörü 302,34 346,3 0 1 Diğer 136,62 106,97 1 Toplam 47.999,26 46.395,06 100 Kaynak: EPDK 2016 Doğal Gaz Sektör Raporu (7) BOTAŞ, 15.08.1974 tarihinde Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı na (TPAO) bağlı olarak Irak tan Ceyhan a ham petrol taşımak üzere kurulmuş; tüzel kişiliğe sahip faaliyetlerinde özerk ve sorumluluğu sermayesi ile sınırlı bir İktisadi Devlet Teşekkülü olarak yapılandırılmıştır. 1987 den bu yana BOTAŞ ın ham petrol boru hattı faaliyeti, doğal gaz taşımacılığı ve ticareti ni de kapsayacak şekilde genişletilmiştir. BOTAŞ, 397 sayılı ve 09.02.1990 tarihli Kanun Hükmünde Kararname (KHK) ile doğal gaz ithalatı, iletimi (şehir içi dağıtımı dışında), ticareti ve tarifelerinde tekel statüsü elde et miştir. 1995 te 233 sayılı KHK ile karlılık ve verimlilik ilkeleri doğrultusunda BOTAŞ, bağımsız şirket statüsünü kazanarak kamu iktisadi teşekkülü (KİT) şeklinde yeniden yapılandırılmıştır. (8) BOTAŞ; Ener ji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı nın (ETKB) ilgili kurul uşu olup 24.01.2017 tarih ve 2017/9756 sayılı Bakanlar Kurulu kararı ile sermayesinde bulunan hisselerin tamamının Türkiye Varlık Fonu na aktarılmasına karar verilmiştir. 1 EPDK, 18.01.2017 tarih ve 7649 -1 sayılı Karar. 18-14/254 -120 3/31 (9) 1974 yılında kurulan ve 1995 yılında K İT haline getirilen BOTAŞ'a, sektörün rekabet e açık olmaması nedeniyle tekel hakkı ile birlikte büyük yatırımların gerçekleştirilmesini içeren bir kamu hizmeti yükümlülüğü de verilmiştir. İthalata imkân veren yüksek basınçlı doğal gaz boru hatlarının inşası, bu hatların işletilmesi ve kaynak çeşitlen dirmesine yönelik yeni yatırımlara ilişkin faaliyetler bu dönemde ETKB nin koordinasyonunda kamu -özel sektör işbirliğiyle yürütülmekte ise de ithalat hizmetlerinin tamamı BOTAŞ vasıtasıyla gerçekleştirilmiştir. (10) 4646 sayılı Doğal Gaz Piyasası Kanunu (4646 s ayılı Kanun) ile doğal gazın kaliteli, sürekli, ucuz, rekabete dayalı esaslar çerçevesinde tüketicilerin kullanımına sunulması için doğal gaz piyasasının serbestleştirilerek mali açıdan güçlü, istikrarlı ve şeffaf bir doğal gaz piyasasının oluşturulması ve bu piyasada bağımsız bir düzenleme ve denetimin sağlanması amaçlanmıştır. Bu çerçevede ithalat, iletim, depolama, toptan satış ve şehir içi dağıtım faaliyetleri doğalgaz piyasası faaliyetleri olarak sayılmış ve bu faaliyetlerde bulunacak teşebbüslere EPDK dan lisans alma mecburiyeti getirilmiştir. Doğal gaz piyasasındaki dağıtım özelleştirmeleri sonucu BOTAŞ ın şehir içi dağıtım faaliyetleri son bulmuştur. 4646 sayılı Kanun ile doğalgaz iletim faaliyeti BOTAŞ ın elinde bırakılmış olup BOTAŞ, ülkemiz doğal gaz iletim şebekesinin sistem işletmecisi dir (iletim sistem operatörü (İSO)). BOTAŞ, hem yasal hem de doğal tekel olarak bu faaliyetini 4646 sayılı Kanun ve Doğal Gaz İletim Şebekesi İşleyiş Yönetmeliği ne dayanılarak çıkarılan ve EPDK nın 17.08.2004 ta rihli kararıyla 01.09.2004 tarihinden itibaren yürürlüğe giren BOTAŞ İletim Şebekesi İşleyiş Düzenlemelerine İlişkin Esaslar (ŞİD) çerçevesinde yerine getirmektedir. Arz güvenliği nede niyle yaşanan problemler hariç i letim hattına üçüncü tarafların (taşıt anların - shippers ) erişimi mutlaktır. BOTAŞ, İSO olarak şebeke altyapı yatırımlarını gerçekleştirmek ve arz güvenliğini geliştirmekle görevlidir. (11) BOTAŞ ın iletim sistemine üçüncü tarafların erişimine sağlaması ile doğal gaz piyasasına yeni girecek şirketle r için bütün imkanlar yerleşik şirketlerle eşit koşull arda olmaktadır. Bildirim Formu nda yer alan açıklamalara göre ŞİD çerçevesinde, piyasaya yeni girecek şirketler yıl öncesinde veya yıl içinde iletim sistemine girmek için iletim sistemi operatörü olan B OTAŞ a Standart Taşıma Sözleşmesi (STS) başvurusu yaparlar. STS imzalayan şirketler giriş ve çıkış noktaları için kapasite başvurusu yapar. Bir noktada istasyon kapasitesinden fazla kapasite başvurusu geldiyse talebe göre pro - rata yapılarak dağıtım yapılır . Malkoçlar giriş noktası bunun istisnasıdır. Malkoçlar giriş noktasında DCQ (günlük sözleşme miktarı) değerleri ve talep miktarları da dikkate alınarak bir dağıtım yapılır. Yıl öncesinde şartlar böyle iken, yıl içerisinde ise eğer kapasite almak istenen n oktada atıl kapasite var ise kapasite alınabilmektedir. (12) BOTAŞ; doğal gaz piyasasında tanımlanmış olan gaz ithalat (boru hatları ile ya da LNG olarak), ihracat, depolama, iletim, toptan satış, LNG ticareti, petrol iletimi faaliyetlerini sürdürmektedir. 2016 yılı sonu itibarıyla ülkemiz doğal gaz tüketiminin yaklaşık %99 unu ithalat vasıtasıyla karşılamaktadır .2 Bu kapsamda Rusya Federasyonu, İran ve Azerbaycan dan boru hatlarıyla; Cezayir, Nijerya ve Katar dan ise LNG olarak doğal gaz ithalatı gerçekleştirme ktedir. BOTAŞ ın yedi ülke ile dokuz ayrı uzun dönemli doğal gaz ve LNG anlaşması mevcut olup halen beş ülkeden yedi uzun vadeli anlaşma kapsamında doğal gaz ithal edilmektedir. Aşağıdaki tablolarda ( ..) kaynak ülkelere göre doğal gaz ithalatı bilgileri sunulmaktadır : 2 2016 yılında ülkem izin toplam doğal gaz arzının % 0,79 u Türkiye de üretilen doğal gaz ile geri kalan % 99,21 lik kısmı da yurt dışından ithalat lisansı sahibi şirketler tarafından değişik kaynaklardan gerçekleştir ilen ithalat ile karşılanmıştır. EPDK, Doğal Gaz Piyasası 2016 Sektör Raporu, s. 17. 18-14/254 -120 4/31 Tablo 3: BOTAŞ ın Mevcut İthalat Sözleşmeleri Anlaşma , (kaynak ve gazın niteliği) Miktar (milyar m3/yıl) Teslimat başlangıç tarihi Süre Anlaşmanın bitiş tarihi Bugünkü operasyonellik durumu ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) devrede ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) devrede ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) devrede ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) devrede ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) devrede ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) devrede ( ..)3 ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) devrede ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) - ( ..)4 ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) - ( ..)5 ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) - Kaynak: Bildirim Formu ve ekleri Tablo 4: Kaynak Ülkelere Göre Doğal Gaz İthalat Miktarları (milyon Sm3) Rusya İran Azerbaycan Cezayir Nijerya Spot LNG Toplam 2016 24.540 7.705 6.480 4.284 1.220 2.124 46.352 Dağılım (%) 52,94 16,62 13,98 9,24 2,63 4,58 100,00 Kaynak: EPDK 2016 Doğal Gaz Sektör Raporu (13) BOTAŞ ayrıca ( ..) çerçevesinde 0,75 milyar m3/yıl doğal gaz ihraç etmektedir. EPDK nın 2016 verilerine göre aynı yıl ihracat lisansı sahibi sekiz şirketten sadece BOTAŞ faaliyette bulunmuştur. (14) Aşağıda anlatılacağı üzere doğal gaz sekt öründe uzun vadeli kontratlardan daha esnek olan spot piyasaya doğru kademeli bir geçiş yaşanmaktadır. 09.07.2008 tarih ve 5784 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu ve Bazı Kanunlarda Değişiklik Yapılmasına Dair Kanun ile spot LNG ithalatı, BOTAŞ ve diğer piyas a katılımcıları için serbest bırakılmıştır. Düzenleme ile alınacak tek bir ithalat (spot LNG) lisansı kapsamında birden fazla ülkeden ithalat yapılabilmesinin önü açılmıştır. Cezayir ve Nijerya dan uzun dönemli sözleşmelerle alınan LNG ile spot piyasadan alınan LNG nin depolanması, gazlaştırılması ve iletim hattına gönderilmesi üzerine kurulan ve faaliyette olan, ikisi yüzen LNG terminali ( floating storage and regasification unit (FSRU)) olmak üzere dört adet LNG terminali bulunmaktadır. Bu LNG terminaller ine ilişkin bilgiler e aşağıdaki tabloda yer verilmiştir: Tablo 5: Türkiye deki LNG ve FSRU Terminalleri LNG/FSRU terminali Kontrol sahibi Depolama kapasitesi (Sm3) Günlük gazlaştırma kapasitesi (Sm3) Marmara Ereğli (LNG) ( ..) ( ..) ( ..)6 Aliağa (LNG) ( ..) ( ..) ( ..)7 ETKİ Liman (Neptune) (FSRU)8 ( ..) ( ..) ( ..) Dörtyol FSRU ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) Kaynak: Bildirim Formu ve ekleri 3 Yakıt gazı olarak kullanılmaktadır. 4 ( ..) . 5 ( ..) . 6 2018 Şubat itibarıyla bu değere ulaşmıştır. Daha önce bu değer ( ..) Sm3 tür. 7 2017 Ekim itibarıyla bu değere ulaşmıştır. 8 Kurulumuzun 20.02.2018 tarih ve 18 -06/91 -46 sayılı karar ile Neptune tesisinin sahipliği Engie S.A. dan Tot al S.A. ya geçmiştir. Kalyon/Kolin/İska ise Etki Liman İşletmeleri Doğalgaz İthalat ve Ticaret A.Ş. nin sahibid ir. 18-14/254 -120 5/31 (15) Tablo da yer alan tüm tesislere üçüncü tarafların ayrımcı olmayan ve şeffaf erişimi için 4646 sayılı Kanun ve Sıvılaştırılmış Doğal Gaz Depolama Tesisi Temel Kullanım Usul ve Esaslarının Belirlenmesine Dair Yönetmelik uyarınca EPDK tarafından Kullanım Usul ve Esaslar (KUE) yayımlanmaktadır. Bu çerçevede BOTAŞ kontrolündeki Dörtyol FSRU ya üçüncü tarafların e rişimini düzenlemek üzere , Dörtyol Yüzen Sıvılaştırılmış Doğal Gaz (LNG) Terminali (FSRU) Temel Kullanım Usul ve Esasları (KUE) (09.11.2017 tarih ve 7433 sayılı EPDK Kararı) yayımlanmıştır. Buna göre, FSRU ların temel olarak iki fonksiyonu vardır: i) LNG n in FSRU ya yanaştırılan gemilerden boşaltımı ve depolanması ii) FSRU da depolanan LNG nin gazlaştırılması ve iletim şebekesine gönderilmesi. İletim Şebekesinin ve Terminal işletme koşullarının uygun olması halinde, Terminalin yıllık Maksimum Gazlaştırma Ka pasitesi 5 milyar 250 milyon Sm3/yıl dır. Terminalin Günlük Gazlaştırma Kapasitesi 15 milyon Sm3/gün olup uygun koşullar oluşması halinde bu miktar yaklaşık 20 milyon Sm3/gün e (Azami Günlük Gazlaştırma Kapasitesi) kadar çıkabilmektedir. (16) Marmara Ereğli LN G terminali için Boru Hatları ile Petrol Taşıma Anonim Şirketi Sıvılaştırılmış Doğal Gaz Depolama Tesisi Temel Kullanım Usul ve Esasları ile Aliağa LNG terminali için Ege Gaz Anonim Şirketi Sıvılaştırılmış Doğal Gaz Depolama Tesisi Temel Kullanım Usul v e Esasları 03.06.2010 tarihinde EPDK tarafından yayımlanmıştır. Yine ETKİ Liman FSRU ya üçüncü tarafların erişimi ise 27.10.2017 tarihinde yayımlanan Etki Liman İşletmeleri Doğalgaz İthalat ve Ticaret Anonim Şirketi Aliağa Yüzen LNG Terminali (FSRU) Teme l Kullanım Usul ve Esasları (KUE) çerçevesinde EPDK tarafından düzenlenmektedir9. LNG depolama lisansı sahibi şirketlerce kara tankerlerine teslim edilen LNG miktarları ile gazlaştırılarak iletim şebekesine sevk edilen doğal gaz miktarları toplamı 2016 yı lı sonu itibarıyla yaklaşık 7,5 milyar Sm3 olmuştur10. (17) LNG terminalleri ve FSRU lar gibi özellikle puant (mevsimsellik ya da arz kısıtı sebebiyle talebin çok arttığı) zamanlarda önemli olmakla beraber aşağıda anlatılacağı gibi daha esnek ve bölgesel/ulusla rarası hale gelmeye başlayan doğal gaz ticareti açısından elzemdir. Şöyle ki; uzun vadeli kontratlarla ticareti yapılan boru hattı gazının günlük ve yıllık kapasiteleri belli olup bu hatların belli bir basınç seviyesinde tutulması gerekmektedir. Arıza, kıs ıt gibi durumlarda ya da talebin çok arttığı zamanlarda oyuncular dengeleme sorumluluklarını yerine getirebilmeleri için birtakım esneklik araçlarına ihtiyaç duymaktadır. (18) Spot LNG ithalatı yapılan ülkeler ve alım miktarları aşağıdaki tabloda yer almaktadı r: Tablo 6: Spot LNG İthalatı Yapılan Ülkeler ve Alım Miktarları Ülke Adı Miktar (milyon Sm3) Katar 919,29 Trinidad ve Tobago 332,12 ABD 242,86 Nijerya 178,06 Mısır 99,47 Norveç 90,41 Fransa 90,17 Belçika 85,99 Hollanda 85,35 Toplam 2.123,72 9 Bahse konu KUE ler piyasa dinamikleri göz önünde bulundurularak EPDK tarafından zaman zaman güncellenmektedir. 10 EPDK 2016 Doğal Gaz Sekt ör Raporu, s. 23. 18-14/254 -120 6/31 (19) EPDK 2016 Doğal Gaz Sektör Raporu nda yer alan bilgilere göre, ithalatçı şirketlerce ithal edilen LNG formundaki doğal gazın bir kısmının Marmara Ereğlisi ve Aliağa LNG Terminallerinden LNG formunda temin edilerek piyasaya satışını gerçekleştiren Toptan Satış ve İthalat Lisansı sahibi şirketlerin 2016 yılındaki toptan satış miktarı 572,62 milyon Sm3 olarak gerçekleşmiştir. 2016 yılında LNG formunda toptan gaz satışı yedi adet şirket tarafından gerçekleştirilmiştir. (20) LNG terminalleri ve FSRU lar yanında yer al tı depolama tesisleri de bu esneklik ihtiyacını karşılayabilmektedir. Ülkemizdeki mevcut depolama tesisleri hâlihazırda BOTAŞ sahipliğinde olmakla beraber EPDK tarafından yayımlanan KUE çerçevesinde depolara da üçüncü tarafların erişimi mümkündür. Aşağıdak i tabloda mevcut depolama tesisleri ve kapasite bilgileri sunulmaktadır: Tablo 7: BOTAŞ ın Depolama F aaliyetleri Yer altı depolama projeleri Bugünkü yıllık depolama kapasitesi (milyar Sm3) Bugünkü günlük geri üretim kapasitesi (milyon Sm3) Projenin 2023 t e tamamlanmasıyla yıllık kapasite (milyar Sm3) Projenin 2023 te tamamlanmasıyla günlük kapasite (milyon Sm3) Kuzey Marmara (Silivri)11 ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) Tuz Gölü ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) Kaynak: Bildirim Formu ve ekleri (21) Kuzey Marmara Silivri Depola ma tesisine üçüncü tarafların erişimi EPDK tarafından çıkarılan Boru Hatları İle Petrol Taşıma Anonim Şirketi (BOTAŞ) Silivri Yer Altı Doğal Gaz Depolama Tesisi Temel Kullanım Usul ve Esasları (KUE) çerçevesinde ve Tuz Gölü yer altı deposuna erişim de Boru Hatları ile Petrol Taşıma Anonim Şirketi (BOTAŞ) Tuz Gölü Yer Altı Doğal Gaz Depolama Tesisi Temel Kullanım Usul ve Esaslari (KUE)12 çerçevesinde gerçekleşmektedir. Tablo 7 den de görüleceği üzere Tuz Gölü depolama tesisi henüz planlanan kapasitesinin çok altında çalışmaktadır. Diğer yandan 2016 yılı sonu itibarıyla Silivri depolama tesisi, yedisi ithalat lisansı sahibi biri toptan satış lisansı sahibi olmak üzere sekiz adet tedarikçiye hizmet vermiştir .13 EPDK verilerine göre 2016 yılı sonu itibarıyla yeral tı doğal gaz depolama lisansına sahip beş şirket bulunmaktadır. Başvuru sahibi tarafından sunulan bilgilere göre ise depolama lisansı alan üç firma mevcut olup bunlardan ( ..) faaliyete geçecektir. (22) BOTAŞ ın ithalat ve altyapı faaliyetleri (iletim sistem iş letmeciliği, LNG ve depolama) yanında ticaret faaliyeti de bulunmaktadır. BOTAŞ ın evsel (hanehalkı) nihai tüketiciye satışı bulunmamakta olup yaptığı ticaretin (toptan satış) dağılımı son üç yılda aşağıdaki tablodaki gibi gerçekleşmiştir: Tablo 8: BOTAŞ ı n Satışlarının Sektörel Dağılımı Sektör 2015 payı (%) 2016 payı (%) 2017 payı (%) Elektrik santralleri ( ..) ( ..) ( ..) Konut ( ..) ( ..) ( ..) Sanayi ( ..) ( ..) ( ..) Yeniden satıcılar (Socar Turkey Petrokimya A.Ş.)14 ( ..) ( ..) ( ..) 11 Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı (TPAO) tarafından işletilen İstanbul ili Silivri ilçesinde yer a lan depolama tesisi 01.09.2016 tarihinde BOTAŞ mülkiyetine geçmiştir. 12 http://tuzgoluebt.botas.gov.tr/media/files/7566_KUE.pdf 13 EPDK 2016 Doğal Gaz Sektör Raporu, s. 22. 14 ( ..) . 18-14/254 -120 7/31 (23) BOTAŞ, yuka rıda yer verildiği üzere boru hatları ile yaptığı gaz ithalatını uzun vadeli sözleşmelerle gerçekleştirmektedir. Bu sözleşmeler, genel olarak hükümetler arası anlaşmaları, ev sahibi hükümet anlaşmalarını ve/veya taşıma anlaşmalarını ve gaz alım anlaşmaları nı kapsamaktadır. Bu anlaşmaların uzun vadeli olmasının sebebi yatırımların ölçeklerinin büyük olması ile miktar riski ve fiyat riski nin alıcılar ve satıcılar tarafından yönetilmesi amaçlıdır. Üretici/kaynak ülkeler yatırımlarının geri dönmesini temine n ve işlem maliyetlerinden kaçınmak amaçlı uzun süreli sözleşmeleri tercih etmektedirler. Bu bağlamda uzun süreli sözleşmeler aynı zamanda bir yatırım aracıdır (proje finansmanı aracı) .15 Diğer taraftan talep tarafı bakımından, enerjinin hem bir ana girdi h em de ara girdi olmasından dolayı uzun süreli sözleşmelerle doğal gaz arzının sürekliliği ve güvenilirliğinin sağlanması gerekmektedir .16 İşte bu karşılıklı bağımlılık dolayısıyla uzun vadeli sözleşmelere al -ya da -öde yükümlülükleri konulmakta ve fiyat pe trole endekslenmektedir. Böylece miktar riski ithalatçıda kalırken fiyat endeksi uygulamasıyla fiyat riski ihracatçıda kalmaktadır. (24) Uzun vadeli sözleşmeler birtakım esneklik mekanizmalarını içinde barındırmaktadır. Şöyle ki sözleşmelerdeki belli maddelerl e alıcıya günlük/aylık/mevsimsel esneklik sağlayabilmekte, alım miktarları yıl içinde değişebilmekte ve telafi ( carry forward ve make -up) mekanizmaları sayesinde al -ya da -öde yükümlülükleri miktarından daha az ya da fazla alım da yapılabilmektedir .17 Bununl a birlikte aşağıda yer verileceği üzere tüm dünyada spot piyasalara ve gazla petrolün fiyatlamasının ayrışmasına doğru bir gidiş gözlenmektedir. Bunun için gazın gazla rekabetinin olması (arz fazlası, düşük olmayan churn oranları) ve piyasa mekanizmasını t eminen gerekli kurumsal yapının tamamlanması gerekmektedir. (25) BOTAŞ, petrol sektöründe yalnızca ham petrolün uluslararası boru hatları ile taşınmasında aktiftir. Bu kapsamda BTC boru hattında hisse ve kontrol sahibidir. (26) BOTAŞ, aşağıda açıklanacağı üzere TA NAP projesinde SOCAR ve BP ile hisse ve ortak kontrol sahibidir. BOTAŞ ın yurt dışında özellikle hidrokarbon arama ve üretim alanında faaliyet göstermek üzere kurulmuş %100 iştirakleri şunlardır: -BOTAŞ International Limited (BIL) -Turkish Petroleum Intern ational Company (TPIC) -( ..) (gayri -faal)18 G.1.2. State Oil Company of Azerbaijan Republic (SOCAR) (27) Hisselerinin %100 üne Azerbaycan devletinin sahip bulunduğu SOCAR, petrol ve gaz alanlarının ara ştırma, keşif ve geliştirilmesi; petrol ve gaz ürünleri nin üretim, iletim, işleme ve satışı; diğer petrol ve gaz ile ilgili işlerin gerçekleştirilmesi alanlarında faaliyet gösteren uluslararası bir şirkettir. Bakü -Tiflis-Ceyhan (BTC) ve Güney Kafkaslar (SCP) boru hatları (Bakü -Tiflis-Erzurum) ile TANAP ın kontrol s ahibi ve proje ortaklarındandır. ( ..)19 ( ..) . 15 A. A. Konoplyanik, Russian Gas at European Energy Market: Why Adaptation is Inevitable , Energy Strategy Reviews, 1, 2012, s. 47. 16 Rekabet Kurumu, Doğal Gaz Sektör Araştırması, 2012. 17A. A. Knoplyanik, Russian Gas at European Energy Market: Why Adaptation is Inevitable , Energy Strategy Reviews, 1, 2012, s. 43. 18 ( ..) 19 Southern Gas Corridor Joint Stock Company. 18-14/254 -120 8/31 (28) SOCAR ın ülkemizde 35 iştiraki bulunmaktadır. Şirketin TANAP ve BTC yanında Türkiye enerji piyasalarındaki iştirakleri şunlardır: -SOCAR Turkey Petrokimya A.Ş. (STPAŞ) -SOCAR Turkey LNG Satış A.Ş. (SOCAR LNG) -SOCAR Gaz Ticareti A.Ş. (SOCAR Gaz Ticaret) -TANAP Doğal Gaz İletim A.Ş. (TANAP İletim) -SOCAR Turkey Enerji A.Ş. (STEAŞ) (hisse dağılımı: %87 SOCAR, %13 Goldman Sachs International) -SOCAR Turkey Petrol Enerji Dağıtım Sanayi ve Ticaret A.Ş. (SOCAR Petro l) -SOCAR Power Enerji Yatırımları A.Ş. -SOCAR Turkey Akaryakıt Depolama A.Ş. (SOCAR Akaryakıt Depolama) -STAR Rafineri A.Ş.: İnşaatı devam etmektedir. -PETK İM Petrokimya Holding A.Ş. (PETK İM) (29) ( ..TİCARİ SIR ..): (30) Oybirliği aranan kararlar ( ..TİCARİ SIR ..): (31) ( ..TİCARİ SIR ..) (32) Nitelikli çoğunluk (en az ( ..) olumlu oy) aranan kararlar ( ..TİCARİ SIR .. ). 18-14/254 -120 9/31 (33) Basit Çoğunluk ( ( ..) olumlu oy) aranan karar: ( ..TİCARİ SIR ..) . (34) Tüm bu düzenlemelerden TANAP ın SOCAR, BOTAŞ ve BP nin ortak kontro lünde olduğu anlaşılmaktadır. (35) ( ..TİCARİ SIR ..) . (36) ( ..TİCARİ SIR ..) . (37) ( ..TİCARİ SIR ..) . (38) SOCAR ın ülkemizdeki iştiraklerinden STPAŞ, ( ..) . (39) STPAŞ, PETKİ M in %51 oranındaki hissesini elinde bulundurmaktadır. PETK İM in hissedarlık yapısı aşağ ıdaki şekildedir: Tablo 9: PETK İM in Hissedarlık Yapısı Hisse Sahibi Hisse Oranı (%) ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) Toplam 100,00 Kaynak: PETKİM (40) STPAŞ, 2013 ile 2016 yılları arasında BOTAŞ tan devraldığı gazı ( ..) satmıştır. 2016 yılı sonu itib arıyla SOCAR Gaz Ticaret faaliyetlerini durdurmuştur .20 Faaliyetlerini durdurana kadar satışını yaptığı gaz yıllık yaklaşık ( ..) Sm3 olmuştur (Türkiye piyasasının yaklaşık %( ..) si).21 20 Toptan satış lisa nsı devam etmektedir. 21 ( ..) . 18-14/254 -120 10/31 (41) SOCAR LNG ve SOCAR Petrol, sahip oldukları lisanslar ile ülkemizde LNG ve CNG22 satışı yapmaktadır. Ülkemizin yıllık doğal gaz tüketiminin 50 milyar Sm3 ü geçtiği ve Türkiye doğal gaz piyasasında LNG nin yıllık toplam tüketim miktarı nın 2016 yılı sonu itibarıyla 561 milyon Sm3 olduğu düşünüldüğünde bu miktarların etkisi oldukç a sınırlıdır: Tablo 10: SOCAR ın Ülkemizdeki LNG ve CNG Satışları (milyon m3) 2015 2016 2017 LNG Satış miktarı ( ..) ( ..) ( ..) CNG Satış Miktarı ( ..) ( ..) ( ..) Toplam ( ..) ( ..) ( ..) Kaynak: Bildirim Formu (42) SOCAR Petrol ün sahip olduğu lisansla r ve bu kapsamda sattığı ürünlerle pazar payı bilgileri aşağıda sıralanmaktadır : - 2028 yılında süresi dolacak Akaryakıt Dağıtıcı Lisansı : ( ..) adet istasyonlu akaryakıt bayisi ve ( ..) adet istasyonsuz ihrakiye bayisi bulunmaktadır. 2017 itibarıyla Türkiye benzin satışlarındaki payı % ( ..) , motorin satışlarındaki payı ise % ( ..) tür. - 2028 yılında süresi dolacak İhrakiye Teslim Lisansı : Fuel oil, havacılık yakıtı (jet yakıtı), motorin, denizcilik yakıtları (damıtık denizcilik yakıtı), artık denizc ilik yakıtı. Havacılık -jet yakıtında 2016 yılında toplam pazar payı % ( ..) ; 2017 yılında ise % ( ..) olmuştur. Denizcilik yakıtlarında ise 2016 da toplam pazar payı % ( ..) ; 2017 de % ( ..) olarak gerçekleşmiştir. - Azoil Petrolcülük A.Ş.: Bayilik lisansları. (43) SOCAR Akaryakıt Depolama nın İzmir Aliağa da ( ..) tank kapasiteli depolama faaliyeti (2032 de süresi dolacak lisans çerçevesinde) bulunmaktadır. Bu kapsamda depolanan ürünler ( ..) dür. Ayrıca aynı şirketin aynı yerde beyaz ürün iletimine yönelik ileti m lisansı mevcut olup bu kapsamda şirket ( ..) gerçekleştirmektedir. G.1.3. Kurulan Ortak Girişim Şirketleri (44) Planlanan işlemin temelini taraflar arasında 26.02.2018 tarihinde imzalanan Pay Sahipleri Sözleşmesi oluşturmaktadır . Buna göre, öncelikle tarafl arın ortak kontrolündeki bir çatı holding şirketi (HOLDCO) teşkil edilecektir. Daha sonra paylarının tümü bu holding şirketine ait olmak üzere iki si Türkiye de ve bir i de Azerbaycan da kurulması öngörülen üç adet faaliyet şirketi (OPCO lar) ortaya çıkacakt ır. HOLDCO nun herhangi bir faaliyette bulunması öngörülmemektedir. Gerek HOLDCO, gerekse de OPCO lar gerek hissedarlık gerekse de yönetim ve karar alma yapıları itibarıyla ana şirketlerin ortak kontrolünde olacaktır. G.1.3.1. Faaliyet Şirketi 1 (OPCO 1) (( ..) ) (45) TANAP Projesi nin yürütücüsü ve bu proje kapsamında inşa edilmekte olan TANAP Doğal Gaz Boru Hattı nın sahibi olan TANAP İletim e, ilgili boru hattının işletilmesine ilişkin olarak, ( ..) . (46) ( ..TİCARİ SIR ..) 22 Sıkıştırılmış doğal gaz; daha çok taşıma sektöründe kullanılmaktadır. 18-14/254 -120 11/31 (47) ( ..TİCARİ SIR ..) (48) ( ..TİCARİ SIR ..) G.1.3.2. Faaliyet Şirketi 2 (OPCO 2) (( ..) ) (49) Planlanan işlem kapsamında kurulacak Faaliyet Şirketi 2 nin, öncelikle Türkiye piyasasında ve sonrasında yakın coğrafyadaki piyasalarda, ( ..)23. (50) ( ..TİCARİ SIR .. )24. (51) Bildirim Formu nda yer alan aç ıklamalara göre , OTSP nin öngörüldüğü şekilde tam olarak faaliyete geçmesi ile öncelikli olarak iç pazarda rekabetin artması sonrasında ise bölgesel olarak öngörülebilir fiyatların oluştuğu, yeni yaratılan ticari fırsatları içerisinde barındıran, şeffaf ve adil bir ticaret merkezinin çekiciliğinden faydalanmak suretiyle yeni oyuncuların piyasaya dâhil edilmesi ve mevcut oyuncular arasında rekabetin artması mümkün olabilecektir. Bu çerçevede, oluşan ticari fırsatları doğru okuyabilen ve değerlendiren oyuncul arın, bölgesel anlamda diğer oyuncularla rekabete girebilecek kapasiteye erişmesi olasıdır. OPCO 2 nin de ( ..) katkı sağlanmış olacaktır. G.1.3.3. Faaliyet Şirketi 3 (OPCO 3) (( ..)) (52) Azerbaycan da kurulacak olan OPCO 3 ün ( ..)25. Planlanan ortak girişimi n ülkemiz doğal gaz piyasalarına olan etkisini daha iyi anlayabilmek için aşağıdaki bölümlerde dünyada ve ülkemizde doğal gaz sektöründe yaşanan gelişmelere yer verilm iştir. G.1.4. Doğal Gazın Uluslararası Ticareti ve Dünyadaki Güncel Gelişmeler (53) Doğal gaz (ve petrol) kaynakları yukarıda değinildiği üzere dünyanın belli bölgelerinde yoğunlaşmış durumdadır. Diğer yandan bu kaynakların arama ve üretimi ile taşınması, farklı ülkelerdeki tüketicilere arz edilmesi önemli riskler barındırmakta ve dolayısıyla büyük ölçekli ve uzun vadeli yatırımlar gerektirmektedir. Aşağıda sunulan doğal gaz değer zincirinden anlaşıldığı gibi uluslararası doğal gaz ticareti (hem boru hattı hem de LNG) dışa bağımlı olan ülkeler için esastır. LNG, boru gazına göre daha esnek olup aşağ ıda anlatılacağı üzere doğal gaz piyasalarının ulusal olmaktan çıkarak petroldeki gibi bölgesel/küresel olmaya başlamasında önemli rol oynamaktadır. 23 Punto di Scambio Virtuale; İtalyan sanal ticaret merkezi. 24 01.04.2018 tarihinde sanal ticaret uygulaması EPİAŞ bünyesinde başlamıştır. 25 Doğal ga z ve petrol. 18-14/254 -120 12/31 Şekil 1: Doğal Gaz Arz -Değer Zinciri Kaynak: Putting a Price on Energy: Int ernational Pricing Mechanisms for Oil and Gas , Energy Charter Secretariat, 2007, s. 37. Kaynak: Putting a Price on Energy: International Pricing Mechanisms for Oil and Gas , Energy Charter Secretariat, 2007, s. 37. (54) Aşağıdaki tablolarda dünyadaki ilk on doğal gaz üreticisi, net ihracatçısı ve net ithalatçısına yer verilmektedir. Tablolardaki ihracat ve ithalat verileri hem boru gazını hem de LNG yi kapsamaktadır. Bu tablolar 2015 verileri ile hazırlanmış olup 2015 ve 2016 yıllarında yakın bölgemizde de ( İsrail, Mısır ve Kuzey Kıbrıs Türk Cumhuriyeti) doğal gaz rezervleri keşfedilmiştir. ABD nin üretimde en ön sıraya yükselmesi ise konvansiyonel olmayan kaya gazı teknolojilerinin gelişimi sayesinde gerçekleşmiştir. Takibinde ABD den diğer ülkelere LNG ihra catı ( Sabine Pass Projesi) yapılmasına izin verilmiştir:26 Tablo 11: Dünya Doğal Gaz Üretiminin Ülkelere Göre Dağılımı Üretici ülke Milyar Sm3 Dünya % 1 ABD 769 21,4 2 Rusya Federasyonu 638 17,8 3 Iran 184 5,1 4 Katar 164 4,6 5 Kanada 164 4,6 6 Çin Halk Cumhuriyeti 134 3,7 7 Norveç 122 3,4 8 Suudi Arabistan 87 2,4 9 Türkmenistan 83 2,3 10 Cezayir 82 2,3 Geri kalan ülkeler 1163 32,4 Kaynak: OECD 2016, Key World Energy Statistics Tablo 12: Net İhracatçı ve İthalatçı Ülkeler Net İhracatçı Ülke ler Milyar Sm3 Net İthalatçı Ülkeler Milyar Sm3 1 Rusya Federasyonu 192 Japonya 117 2 Katar 115 Almanya 73 3 Norveç 115 İtalya 61 4 Kanada 59 Çin Halk Cum. 56 5 Türkmenistan 51 Türkiye 48 6 Cezayir 44 Kore 43 7 Endonezya 33 Fransa 39 8 Avustralya 28 Meksika 37 9 Malezya 25 İngiltere 31 10 Nijerya 25 İspanya 27 Geri kalan ülkeler 143 Geri kalan ülkeler 280 Kaynak: OECD 2016, Key World Energy Statistics 26 Department of Energy, Offıce of Fossıl Fuels, Order No 4150, 30.01.2018. ÜRETİM Ulusal Boru Hattı Sıvılaştırma LNG Taşınması Yeniden Gazlaştırma Ulusal Boru Hattı ( İletim ) Ulusal Boru H. ( dağıtım ) Tüketim Uluslararası Boru Hattı Depolama 18-14/254 -120 13/31 (55) Son yıllarda enerji sektöründe ön plana çıkan en önemli gelişmelerin başında iklim değişikl iği ile mücadele gelmektedir. Karbon emisyonlarının yaklaşık dörtte üçünün sorumlusu olan sektörde fosil yakıtlara olan bağımlılığın azaltılması, enerji verimliliğinin artırılması ve tabii yenilenebilir enerjinin yaygınlaştırılması en önemli gündemi oluştu rmaktadır. İkinci olarak, teknolojik gelişmelere ve doğru düzenlemelere bağlı olarak Kuzey Amerika, özellikle ABD de kaya gazı/konvansiyonel olmayan gaz üretiminin artması ile gazın küresel ticareti yolunda önemli bir mesafenin alınmış olmasıdır. Yine benz er şekilde LNG kapasitesinin/yatırımlarının da artış göstermesi ve Asya da artan gaz tüketimi son yıllarda piyasa yapısını oluşturan önemli gelişmelerden olmuştur.27 Bu gelişmelerin işaret ettiği en önemli bulgu, özellikle doğal gaz ticaretinin bölgesellikt en küreselliğe doğru evirildiğidir. Aşağıda sunulacağı üzere, her ne kadar bugün, fiyat açısından halen bölgesel piyasalardan bahsediyor olsak da (Avrupa, Amerika, Asya)28 teknolojik gelişmelerle beraber petrolde olduğu gibi küresel bir gaz piyasası oluşum sürecindedir. Üçüncü önemli gelişme enerji politikasının dış politika ve güvenlik ile olan bağı sonucu arz güvenliği endişelerinin artmasıdır. Özellikle 2014 Ukrayna krizinden sonra Avrupa Birliği nde gözlemlendiği gibi belli bir kaynak ülkeye olan bağımlı lık ve uluslararası iletim hatlarının güvenliği son yıllarda sektörü etkileyen önemli unsurlardan biri olmuştur. (56) Diğer taraftan özellikle Avrupa Komsiyonu nun 4. Enerji Paketi olarak anılan Energy Union Package ve politika metinlerinden anlaşılacağı üz ere, rekabet hukuku ve politikası son yıllarda diğer kurumsal düzenlemelerle beraber sektörde arz güvenliği, sürdürülebilirlik ve makul fiyat (tüketici dostu) bir yapılanmayı hayata geçirmek için en önemli rolü üstlenmektedir.29 Bu çerçevede rekabet hukuku bağlamında en önemli meseleler, üst pazarda belli kaynak ülkelere olan bağımlılığın azaltılması, uzun vadeli kontratların esnetilmesi, toptan satış piyasasında likidite ve referans fiyatın oluştuğu bir ticaret merkezi oluşturma meselesi, şebekeye erişim (ü çüncü tarafların erişimi (ÜTE)) ve perakende piyasasında rekabet olarak sayılabilir. Uzun vadeli kontratların esnetilmesi ve fiyatlama meselesi (57) Yukarıda da değinildiği gibi, doğal gaz geleneksel olarak uzun vadeli sözleşmelerle ithal edilmektedir. Al -ya da -öde yükümlülükleri, petrol endeksi ve uzun vade, varlık özgüllüğü ve piyasa belirsizleri gibi sebeplerle risk dağılımı fiyat riski satıcıda ve miktar riski alıcıda kalacak şekilde yapılanan bu sözleşmeler özellikle 2009 dan beri sorgulanmaya başlamıştır. Yine de pek çok ülkede gerek boru gazı gerekse LNG halen uzun dönemli sözleşmeler ile tedarik edilmektedir. Bu devamlılığın en önemli sebebi ise belli ülke/bölgelerde likit bir toptan satış piyasası veya referans fiyatın oluşacağı likit bir ticaret merkezi nin inşa edilmemiş olmasıdır.30 (58) Basitçe uzun vadeli sözleşmelerdeki petrole endeksli fiyatlama şu formülle hesaplanır: 27 Franzsika Holz, Phillip M. Richter ve R. Egging, A Global Perspective on the Future of Natural Gas: Resources, Trade and Climate Constraints Review of Environmenta l Economics and Policy , kış 2015, s.2. 28 Anne Neumann ve Christian von Hirschhausen, Natural Gas: An Overview of a Lower -Carbon Transformation Fuel Review of Environmental Economics and Policy , cilt 9, sayı 1, Kış 2015, ss. 78 -9. 29 Energy Un ion Package, A Framework for a Resilient Energy Union with a Forward -Looking Climate Change Policy(COM (2015) 80) Brüksel, 25.02.2015. 30 Anne Neumann, Sophia Rüster ve Christian von Hirschhausen, Long Term Contracts in the Natural Gas I ndustry - Literature Survey and D ata on 426 Contracts (1965 -2014) DIW, Berlin, Şubat 2015, ss.10 -2. P0+index 18-14/254 -120 14/31 (59) P0, baz fiyat iken endeks, baz fiyatın zaman içerisinde nasıl değişeceğini belirler. Bu formül, üç ayda bir önceki 6 -9 ayın petrol fiyatlarının ortalamasına göre fiyatların güncellenmesi şeklinde işler. Piyasayı etkileyen en önemli faktörler rakip yakıtların fiyatları, GSMH büyüme oranları, enflasyon ve vergi, sanayi yapısı, çevre ile ilgili düzenlemeler ile diğer ülke/bölgeye özgü faktörlerdir. Sözleşmelerde yer alan fiyatın gözden geçirilmesi maddesi ise genel olarak üç yılda bir yeniden belirlenmesidir.31 (60) Gazın fiyatlama mekanizması açısından, dünyayı dört bölgeye ayırmak mümkündür. Bu bölgeler fiyatın Ulusal Dengeleme Nokt ası ya da ticaret merkezinde oluştuğu ve dolayısıyla gazın gazla rekabet edebildiği, spot fiyatlamanın egemen olduğu İngiltere ve ABD ile; fiyatın petrole endeksli olduğu Avrupa32 ve Kuzeydoğu Asya. Ticaret merkezlerinin ( hub; gazin gazla rekabet edebildiği fiziksel/sanal noktalar) oluşumu ve likit toptan satış piyasalarının oluşmaya başlamasıyla beraber petrole endeksli fiyatlamanın yanında arz -talep koşullarına göre belirlenen spot fiyatlama önem kazanmaya başlamıştır. Fiyatlamanın petrole endeksli katı bi r yapıdan daha esnek hale gelmesine bağlı olarak yukarıdaki dörtlü kategori yerini talep tarafının da tercihlerini yansıtacak yeni bir sınıflamayı ortaya çıkarmaya başlamıştır. (61) Bu bağlamda, doğal gazın kaynak olarak belli bölge ve ülkelerde yoğunlaşmış olm ası sebebiyle ulusal doğal gaz piyasalarından bahsetmek mümkün olmayıp arz ve talep yapılarına göre dünya gaz pazarının on iki bölgeye ayrılmış olduğu savunulmaktadır: Afrika, Kanada, Çin -Hindistan, Güney Amerika, Avrupa, Rusya Federasyonu, Japonya/Kore, O rta Doğu, Okyanusya, Sahalin, Güneydoğu Asya ve Amerika Birleşik Devletleri.33 Bu bölgeler özellikle geleneksel olmayan gazın çıkarılması ve üretilmesinin ekonomik olmaya başlaması, gazın sıvılaştırılması ve yeniden gazlaştırılması gibi teknolojik gelişmele rle LNG ve depolara ilişkin arz değer zincirinin daha ekonomik hale gelmesiyle şekillenmiştir. Sonuç olarak, gaz arzındaki artış ile gazın tüketim tarafına daha makul koşullarda sunulabileceğinin ortaya çıkmış ve ithalatçı ülkeler de piyasada yer almaya ba şlamıştır.34 (62) Kaynak ülkelerin doğal gaz fiyatlarının uzun dönemli sözleşmelerle petrole endeksli olmasını tercih etmeleri esasen yatırım finansmanı rasyoneline dayanmaktadır. Kaynak ülkeler ile ithalatçı ülkeler arasındaki dikey ilişki üç temel üzerine şeki llenmektedir: i) al ya da öde yükümlülükleri, ii) fiyat endeksleme (petrol), iii) yeniden ihracat yasağı (ulusal pazarların fiilen bölünmesi). Doğal gaz arzının dünya genelinde geleneksel olmayan gaz ve LNG zincirindeki gelişmeler sayesinde artmasıyla bera ber yukarıda yer verilen üç temel üzerinde şekillenen dikey ilişkileri de değiştirmeye başlamıştır. 31 Jonathan Stern, International Gas Pricing in Europe and Asia: A Crisis of Fundamentals Energy Policy (64), 2014, pp. 43 -5. 32 Aşağıda anlatıldığı üzere Avrupa da bu durum kademeli ola rak değişmekte olup spot fiyatlarla petrole endeksli fiyatlar bir arada görülmeye başlamıştır. 33 United States of America, Department of Energy, Office of Fossil Energy. Order No 3282, 17.05.2013, s. 46. 34 Uluslararası Enerji Ajansı, Are We Entering a Go lden Age of Gas? Special Report, GAS Scenario. World Energy Outlook , 2011. 18-14/254 -120 15/31 (63) Doğal gazın fiyatlaması ya da ithalat sözleşmelerinde yer alan fiyatlama formülü ulusal pazarda rekabetin oluşturulması/geliştirilmesi açısından oldukça ön emlidir. Doğal gaz fiyatlaması 1990 ların ortasından itibaren analizlere konu olagelmiştir. Piyasa gelişimi anlık bir olgu olmayıp dinamik, süreklilik arz eden bir olgudur. Kurumsal çerçeve, boru hatları/LNG terminallerinin kapasitesi, depolama kapasitesi ve elbette ticaret merkezi/hub likiditesi doğal gaz fiyatlamasının önemli unsurlarıdır. Uluslararası ölçekte bakıldığında Kuzey Amerika (Henry Hub) ile Avrupa karşılaştırıldığında halen İngiltere NBP nin kademeli olarak Henry Hub a yaklaştığı ancak Kara Av rupası nda TTF (Hollanda gaz ticaret merkezi Title Transfer Facility), NCG (Almanya gaz ticaret merkezi NetConnect Germany) ve Zeebrugge (Belçika hub ı) ticaret merkezlerinin likidite (churn oranı ile ölçülmektedir) açısından Henry Hub dan oldukça geri kal dığı görülmektedir. (64) Diğer yandan ABD Henry Hub gibi gerçek anlamda likit bir ticaret merkezi henüz Avrupa da gelişmiş durumda değildir. Halen yaklaşık yarı yarıya fiyatlar petrole endeksli -spot olarak oluşmaktadır. Avrupa da geçerli olan bu hibrid fiyatl ama (petrol endeksi ve hub fiyatlamasının bir karışımı) özellikler sebebiyle savunulmaktadır: Uzun dönemli sözleşmelerde yer alan arz esnekliği, yatırımcıların hedging için petrolü çıpa olarak kullanması, gazın liyakat sıralamasında petrolle birlikte puan t yakıtı olması, petrol fiyatlarının enflasyon beklentilerini sıkı takibi,35 hâlihazırdaki hub fiyatlarının petrol endeksini de içine alması dolayısıyla sağlıklı bir gösterge olmayacağı ve Avrupa daki ticaret merkezlerinin yalnızca bir dengeleme noktası gib i çalışması gibi unsurlar hub fiyatları ile sözleşme fiyatları arasında açıklık olsa dahi bunların geçici (2008 -2009 dönemi gibi) olması. Dolayısıyla halen petrol endeksinin arz güvenliği ve esneklik için ödenen bir prim olduğu savunmaları mevcuttur36. Uluslararası Boru Hattı Projeleri ve ÜTE Rejimi (65) Uluslararası projelerin müzakere aşamaları ve nihai sözleşmelerin maddeleri ulusal piyasaların rekabetçi gelişimi açısından büyük önem taşımaktadır. Avrupa Komisyonu (Komisyon) , arz güvenliği ve rekabet arasınd aki dengenin hassasiyetini gözeterek 3. Enerji Paketi nde ÜTE muafiyet rejimini geliştirmiş ve pek çok uluslararası boru hattı projesine uygulamıştır.37 Gerek teknolojik gelişmeler gerekse de yaşanan enerji krizleri; esnek, maliyet -etkin ve teknolojik açıda n gelişmiş bir altyapının arz güvenliği açısından taşıdığı önemi ortaya çıkarmıştır. AB de son birkaç yılda yaşanan rekabet politikası gelişmelerine baktığımızda öncelikle Enerji Birliği Paketi ve Gas Target Model karşımıza çıkmaktadır. Bu belgelerde şu hususlar vurgulanmıştır: i) gaz tedariğinde daha fazla şeffaflık ii) enterkonneksiyon yatırımlarının artırılması iii) düzenleyici kurumların bağımsızlığı ve rekabet hukukunun daha sıkı uygulanması (özellikle piyasa kapama ve sözleşmelerdeki yer sınırlamala rı ile fiyatlama hükümleri) iv) 715/2009 sayılı Tüzük ile düzenlenen ÜTE nin uygulanması v) arz güvenliği için N -1, RSI gibi endeksleri kullanılması vi) dengelemenin piyasa koşullarında gerçekleştirilmesi iv) toptan satış piyasasında likidite; özellikle ka pasite kısıtları ve tahsisleri meselelerinin çözümü (şebeke kodu) v) arz -değer zincirindeki yeni gelişmeler (örneğin LNG -CNG altyapı yatırımlarının ÜTE den muaf olup olmayacağı).38 35 1970 lerdeki petrol krizleri ile birlikte enflasyon (hedefleme) ve petrol fiyatları arasında sıkı bi r ilişki doğmuş olup günümüzde halen sürmektedir. 36 Jonathan Stern ve Howard Rogers, The Transition to Hub -Based Pricing in Continental Europe: A Response to Sergei Komlev of Gazprom Export The Oxford Institute for Energy Studies, Şubat 2013; Sergei Komlev, Pricing the Invisible Commodity Contracts Structuring and Pricing Direc torate, Gazprom Export, 11.1.2013. 37 Directive 2009/73/EC of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009 concerning common rules for the internal market in natural gas and repealing Directive 2003/55/EC. 38 Energy Union Package; European Gas Target Model: Review and Update Agency for the Cooperation of Energy Regulators, Ocak 2015. 18-14/254 -120 16/31 (66) Bu bağlamda, iletim sistem işletmecisi ile tedarikçinin entegre olduğu ve ad il, şeffaf bir erişim rejiminin olmadığı yapılar yerini iletim sistem işletmesi ile piyasa işletmesinin birbirinden ayrıldığı, iyi tanımlanmış bir erişim rejimine bırakmıştır. Bu sayede tedricen de olsa Avrupa da taşıtanların (toptan satış şirketleri) biri ncil kapasiteleri teminat altına alabilmesi sağlanmıştır. (67) Bununla beraber altyapı yatırımları için AB de aşağıdaki koşulların bir arada (kümülatif) sağlanması şeklinde bir muafiyet rejimi geliştirilmiştir: 1. Yatırım, gaz tedariğindeki rekabeti ve arz güv enliğini artırmalıdır. 2.Yatırımın maruz kaldığı risk seviyesi, yatırıma muafiyet verilmemesi halinde yatırımın gerçekleşmeyeceği kadar yüksek olmalıdır. 3. Yatırıma konu altyapı, yatırımın dahil olacağı sistemin işletmecisinden (İSO) en azından hukuki ola rak ayrıştırılmış bir tüzel/gerçek kişinin mülkiyetinde olmalıdır 4. Altyapı giderleri, o altyapıyı kullanacak olanlardan tahsil edilmelidir. 5. Muafiyet; rekabete, iç pazarın etkin işleyişine ya da ilgili altyapının dahil olduğu düzenlemeye tabi sistemin etkin işleyişine zarar vermemelidir. (68) Bu rejimin uygulanmasında bir pozitif bir de negati f örnek verilebilir. TAP (Trans - Adriyatik Pipeline)39, Komisyon un rekabet değerlendirmesine göre muafiyet almış, ancak hakim durumdaki teşebbüslerin kapasitesine tava n getirmiş ve muafiyeti projenin ilk kapasite miktarı ile sınırlayıp (10 bcm40), genişleme sonrası kapasiteyi (10bcm) kapsamamıştır. Ayrıca ilk kapasite miktarının %5 i kısa dönemli ticarete ayrılmıştır. Kademeli olarak yeni hat çıkış noktaları oluşturulmas ı da muafiyet şartlarından biri olarak getirilmiştir. Değerlendirmede, hem yatırımı teşvik edecek hem de rekabeti artıracak formüller bulunması yöntemi benimsenmiş ve mutlak bir ÜTE rejiminden kaçınılmıştır. Nord Stream projesinde ise Komisyon hattın karad aki kısmından OPAL a yalnızca %50 oranında muafiyet tanımış; projenin NEL hattına ise sınırlar -arası olmadığı için muafiyet vermemiştir.41 Yukarıda yer verildiği gibi TANAP ın belli miktardaki kapasitesine üçüncü tarafların erişimi rejimi de düzenlenmiştir. TANAP ile ülkemiz doğal gaz piyasasına girecek [ilk etapta] 6 bcm lik kısmı42 ile hem ülkemiz arz güveliğine hem de üst akış toptan satış piyasasında tedarikçi Gazprom un hakim durumunu yumuşatarak gazın gazla rekabetine katkı sağlayacaktır. (69) Bu gelişmeler in yanında 2011 yılında başlayan Gazprom un ABİDA nın 102. maddesini ihlal ettiği iddialarına yönelik Komisyon soruşturmasında Gazprom geçtiğimiz yıl birtakım taahhütler sunmuştur. Soruşturmaya konu üç ana iddia şu şekildedir: i) ihracat yasakları -yer hükü mleri43 gibi sebeplerle pazarın bölünmesi (Orta ve Doğu Avrupa) ii) adil olmayan fiyatlama (petrol endeksi) iii) satışları altyapı kontrolüne bağlama (Bulgaristan ve Polonya).44 Gazprom un sunduğu taahhütlerden en önemlileri Orta ve Doğu Avrupa ülkeleri ile yaptığı doğal gaz anlaşmalarından yeniden satış yasaklarının çıkarılması ve entekonneksiyon noktalarındaki nominasyonlara ilişkin olanlardır. 39 Güney Gaz Koridoru nun TANAP tan sonraki kısmı. 40 Milyar metreküp. 41 Andreas Goldthau, Assessing Nord Stream 2: Regulation, Geopolitics and Energy Securi ty in the EU, Cnetral Eastern Europe and the UK Strategy Paper 10, European Center for Energy and Research Security, Temm uz 2016. 42 TANAP, ölçeklenebilir ( scalable ) bir proje olup ilerlelyen zamanlarda kapasitesi artabilecektir. 43 Re-export bans and d estination clauses. 44 Antitrust: Commission sends Statement of Objections to Gazprom Factsheet, Brüksel, 22 April 2015. 18-14/254 -120 17/31 (70) Tüm bu gelişmeler, likit bir toptan satış piyasası ve ticaret merkezi inşası hedeflerinin pek çok kurumsal reform , önemli gaz kaynakları, sağlam altyapı, esnek arz kaynakları ve tecrübeli ticari oyuncuları bir arada gerekli kıldığını göstermektedir. Bu çerçevede kurulacak Ortak Girişim in gittikçe küreselleşen doğal gaz ticaretinin her alanında tecrübe sahibi olacağı düşünüldüğünde ülkemizin gerek fiziki gerekse de kurumsal altyapısına ve ticaret merkezi olma hedefimize hizmet edeceği düşünülmektedir. Aşağıda ülkemiz toptan satış piyasasının gelişimine yer verilm iştir. G.1.5. Türkiye Doğal Gaz Piyasalarında Serbestle şme Süreci, Organize Toptan Satış Piyasası ve Ticaret Merkezi Hedefi (71) 4646 sayılı Kanun ile birlikte BOTAŞ ın toptan satış piyasasındaki payı öncelikle üst akış toptan satış piyasasındaki (ithalat) kontrat devirleri ile azalmaya başlamıştır. Yukarıda yer ve rildiği gibi özel sektör LNG tesisleri yatırımları ve spot LNG ithalatı ile depolara erişim rejimi sayesinde alt akış toptan satış piyasası da kademeli olarak gelişmektedir. Aşağıdaki tabloda 2016 yılı sonu itibarıyla boru hatları ile yapılan ithalat payla rının dağılımı yer almaktadır: Tablo 13: İthalat Miktarlarının Dağılımı (2016, milyon Sm3) Şirket Unvanı Toplam Miktar Dağılım (%) BORU HATLARI İLE PETROL TAŞIMA A.Ş. 37.556,57 81,02 ENERCO ENERJİ SANAYİ VE TİCARET A.Ş. 2.096,42 4,52 BOSPHORUS GAZ CORPO RATİON A.Ş. 2.041,14 4,40 AKFEL GAZ SANAYİ VE TİCARET A.Ş. 1.991,99 4,30 BATI HATTI DOĞALGAZ TİCARET A.Ş. 949,4 0 2,05 KİBAR ENERJİ A.Ş. 858,43 1,85 AVRASYA GAZ A.Ş. 418,85 0,90 EGE GAZ A.Ş. 252,46 0,54 SHELL ENERJİ A.Ş. 186,9 0 0,40 Toplam 46.352,17 100,00 Kaynak: EPDK 2016 Do ğal Gaz Sektör Raporu (72) Aşağıdaki tabloda ise son üç yılda BOTAŞ ile diğer tedarikçilerin pazar payları gelişimi ne yer verilmiştir: Tablo 14: BOTAŞ ve Diğer Tedarikçilerin Yurt İçi Satışları nın Karşılaştır ılması (milyon Sm3) Şirket 2015 2016 2017 BOTAŞ 40.367,68 % 84,10 36.415,72 %78,49 42.716,12 %80,11 Diğer tedarikçiler 7.631,60 % 15,90 9.979,34 %21,51 10.603,04 %19,89 Toplam 47.999,28 %100,00 46.395,06 %100,00 53.319,16 %100,00 Kaynak: Bildirim Formu (73) Yukarıda yer verildiği üzere LNG nin payı ülkemiz toplam ithalatında payını gittikçe artırmakta olu p özel sektör de bu yatırımlard a yer almaktadır. Diğer yandan aşağıda yer verildiği üzere organize toptan satış piyasasının kurulması ile LNG tesisleri ve depolara ÜTE daha çok ge lişecek, taşıtanların dengesizlik sorumluluklarının piyasada fiyatlanıyor olması ile altyapının etkin kullanımı sağlanacaktır. 18-14/254 -120 18/31 (74) 2012 yılının Temmuz ayında yayımlanan Rekabet Kurumu Doğal Gaz Sektör Raporunda toptan satış piyasasında rekabetin tesisi ve gel işimi için gerekli olan koşullar ise şu şekilde sayılmıştır45: - Altyapıda (iletim hattının kapasitesi, kompresör yatırımları, esneklik sağlayan depo ve LNG altyapıları) yeterli kapasiteye ulaşılması, - Müşteri çeşitliliği ve tüketim artışındaki ivmenin azalmas ı bakımından talep yapısının gelişmesi, - Katılımcı sayısı ve kaynak çeşitliliği bakımından gerek piyasadaki rakip teşebbüsler arasında gerekse üst akış toptan satış piyasasında çeşitlendirmeye gidilmesi. (75) Aynı raporda bir ticaret merkezi oluşturarak gazın g azla rekabetinin ve referans spot fiyatların oluşumunun sağlanabilmesi gayesinden hareketle Kara Avrupası ndaki ülkelere kıyasla görece likit bir ticaret merkezi olan İngiltere NBP nin yapısı incelenmiş ve aşağıdaki özelliklerin bu ticaret merkezinin geliş iminde önemli avantaj sağladığı belirtilmiştir: - İngiltere nin uzun süredir devam eden üretici kimliği, - İstikrarlı ve oturmuş bir düzenleyici çerçevenin varlığı, - Şeffaflığın sağlanmış olması, - Fiyat oynaklığının düşük olmasından dolayı diğer hub lar için bi r referans noktası (benchmark ) oluşturması (fiyat dalgalanmalarının +/ -%2.5 bandında kalması), - Hem birincil hem de ikincil piyasanın varlığı (oyuncuların birincil piyasada ihalelerle kapasite aldıktan sonra bunları ikili anlaşmalarla alıp satmasını mümkün kılan hukuki ve finansal alt yapı oluşturulmuştur), - Sağlıklı risk yönetimi sağlayan enerji borsalarının (APX, IFE) varlığı. (76) Ülkemizde toptan satış piyasasındaki likiditeyi artırmak, referans fiyatın oluşumunu piyasada sağlamak ve oyuncuların dengeleme ve y an hizmetler piyasaları gibi ikincil piyasalarda sürekli ticaret yapabilmelerine olanak sağlamak üzere 2017 yılında EPDK tarafından Organize Doğal Gaz Toptan Satış Yönetmeliği (OTSP Yönetmeliği) çıkarılmış, ilerleyen süreçte de Piyasa İşletim Usul ve Es asları (PUE) yayımlanmış ve ŞİD de gerekli değişiklikler yapılarak EPİAŞ ın piyasa işletmecisi olduğu bir Sürekli Ticaret Platformu (STP) kurgulanmıştır. Bu Platform sanal olarak 01.04.2018 de devreye alınmış olup 01.09.2018 de tamamen fonksiyonel olaca ktır. OTSP Yönetmeliği nin amacı objektif ve şeffaf koşullar altında doğal gazın piyasada fiyatlanmasını sağlamak olup yönetmelik ile piyasa katılımcılarının (taşıtanlar), sistem işletmecisinin (iletim şirketi BOTAŞ), piyasa işletmecisinin (EPİAŞ), merkezi karşı tarafın (TAKASBANK) hak ve sorumlulukları ile standart taşıma sözleşmeleri (STS ler) düzenlenmiştir. STP de gün öncesi, gün içi ve gün sonu ticareti yapılacak olup bu sayede Borsa da günlük, aylık ve yıllık referans fiyatların oluşması söz konusu olacaktır. Fiziksel giriş noktaları arasında LNG terminalleri ve depolar da sayılmış olup OTSP ile birlikte şeffaf , adil ve ayrımcı olmayan ÜTE rejimi daha sistematik hale gelecektir.46 45 s. 67. 46 Bu kapsamda ŞİD de pek çok değişiklik yapılmıştır. 18-14/254 -120 19/31 G.2. İlgili Pazar G.2.1. İlgili Ürün Pazarları (77) Yukarıda yer verilen bilgi ve belgeler dikkate alındığında tarafların gaz ve petrol arz - değer zincirinin birçok aşamasında faaliyetlerin in var olduğu görülmektedir. BOTAŞ, ülkemizde üretim, dağıtım ve perakende satış dışında zincirin tüm aşamalarında aktiftir. Diğer taraftan SOCAR ile TANAP Projesinden dolayı ve ayrıca Shah Deniz Faz I den gelen gaz ithalat ilişkileri mevcuttur. SOCAR ise ülkemize doğal gaz ihraç etmekte, ülkemiz üzerinden küresel piyasalara petrol ihracatı yapmakta, ayrıca ülkemizde petrol rafinerisi ve petrokimya ürünlerinin üretim ve satışı işlerinde aktif bulunmaktadır. SOCAR ın ayrıca toptan satış lisansı ve spot LNG t icareti lisansı bulunmaktadır. Diğer taraftan yeni kurulacak OPCO lardan sadece biri ( ..) , aşağıda yer verildiği üzere doğal gaz ve petrolün arama işinde ilgili coğrafi pazar küreseldir. Aşağıdaki tabloda ana şirketlerin mevcut faaliyetleri ile OPCO ların planlanan faaliyetleri arasındaki yatay ve dikey ilişkiler bulunmaktadır: Tablo 1 5: Tarafların İlgili Pazarlardaki Faaliyetleri Doğal gaz/petrol arz zinciri aşaması BOTAŞ SOCAR OPCO 1 OPCO 2 OPCO 3 Doğal gaz ve petrolün aranması ve üretimi ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) Doğal gaz ve petrolün uluslararası hatlarla taşınması ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) Uluslararası doğal gaz ve petrol boru hatlarına yönelik teknik hizmetler ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) Doğal gazın ulusal iletim hattının işletmeciliği ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) Doğal gaz depolama hizmetleri ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) LNG tesisleri hizmetleri ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) Doğal gaz üst akış toptan satış piyasası (ithalat/ihracat) ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) Doğal gaz alt akış toptan satış piyasası (ulusal; taşıtanlar, yeniden satıcılar) ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) Petrol rafinaj hizmetleri ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) Petrol ürünlerinin dağıtımı/toptan ticareti ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) ( ..) (78) Ülkemizde bu piyasalardaki gen el görünüme bakıldığında, yukarıda da değinildiği üzere, doğal gazda dışa bağımlılığımız sebebiyle üst akış toptan satış piyasasında BOTAŞ ın payı yaklaşık %80 civarındadır. Bununla beraber sekiz adet şirket daha boru hattı ile gaz ithalatı yapabilmektedir . Spot LNG ticaretinde de özel sektör oyuncuları aktif olup alt akış toptan satış piyasasında 2016 sonu itibarıyla 47 adet toptan satış lisansı sahibi oyuncu mevcuttur .47 Bu oyuncuların dokuz u aynı z amanda ülkemizdeki sınırlı miktardaki üretimi gerçekleştir en şirketler, sekiz i ise aynı zamanda boru hatları ithalat ı yapan şirketlerdir. Söz konusu 47 lisans sahibinden 17 si 2016 EPDK verilerine göre gayri -faaldir. 47 2016 EPDK Sektör Raporu, s. 24. 18-14/254 -120 20/31 (79) Yine EPDK verilerine göre 2016 yılında 45 adet şirket tarafından boru hatlarıyla toptan satış ge rçekleştirilmiştir. Bu şirketlerden bir kısmı doğal gaz üretimi gerçekleştiren şirketler, bir kısmı doğal gaz ithalatı gerçekleştiren şirketler, bir kısmı ise üretim veya ithalat gerçekleştirmeyip, doğal gaz arzı sağlayan söz konusu şirketlerden doğal gazı satın alarak gaz satışı gerçekleştiren şirketlerdir (yeniden satışçılar). Aşağıdaki tabloda lisans türlerine göre faaliyetlerin miktarları bulunmaktadır: Tablo 1 6: Türkiye doğal gaz toptan satış piyasasının lisans türlerine göre görünümü Lisans türü Faali yette bulunan şirket sayısı Satış miktarı (milyon Sm3) Uzun Dönemli İthalat Lisansı 8 27.416,41 Toptan Satış Lisansı (Üretim Harici) 15 8.964,42 Spot (LNG) İthalat Lisansı 13 5.987,85 Toptan Satış Lisansı (Üretim yapan) 9 164,16 Toplam 45 42.532,83 Kaynak: EPDK 2016 Doğal Gaz Sektör Raporu (80) Bu bilgilerden hareketle doğal gaz üst akış toptan satış piyasasının ; kaynak ülkelerdeki Gazprom, SOCAR, Sonatrach, NLNG gibi üreticilerle al -ya da -öde yükümlülükleri de içeren uzun vadeli sözleşmeler çerçevesinde yapılan gaz ticaretinden oluştuğu görülmektedir. Yani gaz üretici si yabancı şirketlerin ülkemiz büyük ölçekli ithalatçı /toptan satış şirketlerine yaptığı satışları kapsamaktadır. Üst akış toptan satış piyasasında ithalatçı şirketlerimize en çok gaz tedarik eden ülke %52,94 payla Rusya olup Azerbaycan %13,98 pay ile üçüncü sıradadır. (81) Aynı şekilde , doğal gaz alt akış toptan satış piyasasının ise yukarıda yer verildiği gibi ülkemizdeki üreticiler ve yeniden satışçıların da aktif olduğu ulusal şebekede (depola ma ve LNG terminalleri dahil) taşınan gazın söz konusu olduğu piyasa olduğu anlaşılmaktadır. Bu piyasada 2016 itibarıyla en yüksek pay %80 civarındaki pazar payı ile BOTAŞ tadır.48 (82) Bunların yanında, yukarıda yer verildiği gibi ülkemiz toptan satış piyasalar ında son iki yıldır ivme kazanan bir rekabete açılma söz konusudur. Doğal gaz toptan satış fiyatlarının uzun vadeli sözleşmelerle belirlendiği, yerleşik şirket BOTAŞ ın oyuncuların dengesizliklerini giderdiği ve bu sebeple esneklik aracı sağlayan depo ve L NG gibi unsurların ticari olarak kullanılmadığı, iletim tarifesinin BOTAŞ tarafından önerilerek EPDK tarafından onaylandığı bir yapıdan; sürekli ticaret platformu sayesinde fiyatın piyasada oluştuğu, oyuncuların dengeleme ve yan hizmetler piyasalarında da rekabet ederek iletim altyapısını en etkin şekilde kullandığı ve de tarafsızlık, şeffaflık ve sorumluluk ilkeleri çerçevesinde faaliyette bulundukları bir yapıya geçilmektedir. (83) Bir organize toptan satış piyasasında rekabetçi yapının gelişebilmesi aşağıdaki koşullara bağlıdır: - Etkin bir üçüncü tarafların erişimi rejimi (hem iletim sistemi hem de depolara): Serbestleşme ilerledikçe toptan satışta rekabetin en önemli parametresi altyapıyı etkin kullanabilme olacaktır. - Mevcut ve potansiyel oyunculara güven ver ecek bir şeffaflık rejimi - Uzun vadeli sözleşmelerin koşullarının kademeli olarak esnetilmesi. - Talebin üstünde arz kapasitesinin var olması (gazın gazla rekabeti). 48 Üst akış ve alt akış toptan satı ş pazar tanımlamaları için bkz: COMP/M.3440 ENI/EDP/GDP; COMP/M. 6910 - Gazprom/Wintershall/Target Companies; COMP/M.5467 -RWE/Essent; COMP/M.5220 -ENI/DISTRIGAZ; COMP/M.5802 -RWE Energy Mitgas. 18-14/254 -120 21/31 (84) Gaz ticaret merkezi ( hub), öncelikle bir dengeleme mekanizmasından ibaret değildir. Ticaret mekanizmasının esas işlevi, etkin fiyat oluşumunu (arz -talebe dayalı) ve böylece doğru yatırım sinyallerin i sağlamaktır. Ticaret merkezi i le mevcut oyuncular portföylerini maliyet -etkin bir şekilde optimize etme imkanına sahip olurken piyasaya girişler de kolaylaşmaktadır. Ticaret merkezi, fiziksel olabileceği gibi (ABD), sanal (AB de ve ülkemizde) da olabilmektedir. Bunlar arasındaki farkın temeli şu şekilde açıklanabilir: Fiziksel hub da mülkiyet hakları rejimi oldukça gelişmiş olup noktadan noktaya trans fer (point -to-point transportation ) söz konusudur. Sanal hub da ise tüm ülke tek bir ticaret ağı (c ommercial network ) olup giriş -çıkış modeli ile gaz taşınmaktadır. Giriş -çıkış modeli ticareti basit kıldığından likidite gelişimine katkısı oldukça olumludur (mekan ve zaman anlamında oyunculara esneklik sağlamaktadır). Bununla beraber, yan hizmetlere olan ihtiyacı artırdığından toplumsal maliyetleri artırabilmektedir. Giriş -çıkış modelini veri olarak aldığımızda toplumsal maliyetlerin en aza indirilmesi için hem PUE likiditeyi ençoklayacak şekilde kurgulanmalı hem de ithalat sözleşmeleri esnetilmelidir. (85) Petrol piyasalarındaki faaliyetlere baktığımızda yatay ilişkilerin bulunmadığını, ancak taraflar ve kurulacak ortak girişimin faaliyetleri arasında dikey iliş kilerin bulunduğunu görüyoruz. Komisyon un kararlarında yer aldığı üzere, petrol ve doğal gaz arama ve üretim faaliyetleri küresel piyasalardır . Bilindiği gibi doğal gaz, petrol sahalarında bulunan bir hidrokarbon olup ham petrol ve doğal gazın aranması, üretilmesi ve geliştirilmesi aynı pazardır49. (86) Bu bağlamda, ilgili ürün pazarları yatay ve dikey ilişkiler başlıkları altında aşağıdaki gibi tespit edilmiştir: Yatay İlişkiler 1. Doğal gaz ve petrolün aranması ve üretimi 2. Doğal gaz ve petrolün uluslarara sı hatlarla taşınması 3. Doğal gaz toptan satış piyasası (üst akış ve alt akış toptan satış piyasaları) Dikey İlişkiler 1. BOTAŞ ın iletim faaliyeti ve doğal gaz toptan satış piyasası 2. BOTAŞ ın depolama ve LNG faaliyetleri ve doğal gaz toptan satış piyas ası 3. Üst akış toptan satış piyasası (ithalat/ihracat) ve alt akış toptan satış piyasası 4. Ham petrolün üretimi ve satışı ile rafinaj ve petrol ürünlerinin toptan satışı 5. BTC boru hattı ve rafinaj faaliyetleri ile petrol ürünlerinin toptan satışı G.2.2. İlgili Coğrafi Pazarlar (87) Yukarıda yer verilen piyasalardan doğal gaz ve ham petrolün aranması ve üretimi ile ham petrolün uluslararası boru hatlarıyla taşınması faaliyetleri bakımından işlemin Türkiye pazarına etkilerinin değerlendirilmesinde küresel din amikler dikkate alınabilecektir. (88) Doğal gaz üst akış ve toptan satış piyasaları ile petrol rafinaj faaliyetleri ve petrol ürünlerinin toptan satışı piyasaları ise ulusal ölçekte işlediğinden ve belli bir bölgede arz ve talep koşulları farklılaşmadığından d olayı bu piyasalar için ilgili coğrafi pazar Türkiye olarak ele alınabilecektir. 49 Case No COMP/m.6801 -Rosneft/TNK -BP; COMP/M.1532 -BP Amoco/Arco; C OMP/M.2681 -Conoco/Philipps Petroleum, COMP/M.1383 -Exxon/Mobil. 18-14/254 -120 22/31 (89) Bu bilgilerin ve değerlendirmelerin yanında belirtilmelidir ki , aşağıda yer verildiği üzere , planlanan işlem pazar tanımından bağımsız olarak herhangi bir pazarda rekabetin önemli ölçüde azaltılması sonucu doğurmayacağından , İlgili Pazarın Tanımlanmasına İlişkin Kılavuz un 20. paragrafı da dikkate alınmak suretiyle, bu kararın amaçları bakımından kesin bir ilgili pazar tanımlaması yapılma mıştır . G.3. Yapılan Tespit v e Değerl endirmeler G.3.1. İşlemin Niteliği (90) İlgili işlem BOTAŞ ile SOCAR ın %( ..) şer pay la Türkiye de bir şirket kurmalarına ilişkindir. Bu kapsamda taraflar arasında ( ..) tarihinde Pay Sahipleri Sözleşmesi (Sözleşme) imzalanmıştır. Kurulacak ortak girişimin amacı ( ..) olarak belirtilmiştir . (91) Sözleşme nin yürürlükte kalabilmesi için tamamlanması gerekli olan önemli iş ve işlemler 3. ve 4. maddelerde tanımlanmıştır. Buna göre 4 . maddede sayılan iş ve işlemlerin, Sözleşme nin imzalandığı ( ..) tarihinden itibare n ( ..) işgünü içerisinde veya taraflarca yazılı olarak kararlaştırılacak daha ileri bir tarihe kadar tamamlanması gerekmektedir. (92) ( ..TİCARİ SIR ..) . (93) ( ..TİCARİ SIR ..) : (94) Plananan işlemin ekonomik ve stratejik gerekçesi şu şekilde açıklanmaktadır: ( ..) . G.3.2. Ortak Girişim ve Hakim Durum Bakımından Değerlendirme G.3.2.1. Ortak Girişimin Değerlendirilmesi (95) 4054 sayılı Rekabetin Korunması Hakkında Kanun un (4054 sayılı Kanun) 7. maddesinde, hâkim durum yaratan ya da var olan bir hâkim durumu güçlend iren ve böylelikle rekabetin önemli ölçüde azalması sonucunu doğuran yoğunlaşmalar yasaklanmaktadır. Bu çerçevede öncelikle işlemin 2010/4 sayılı Rekabet Kurulundan İzin Alınması Gereken Birleşme ve Devralmalar Hakkında Tebliğ in (201 0/4 sayılı Tebliğ) 5. maddesi çerçevesinde bir devralma olarak değerlendirilip değerlendirilemeyeceği incelenmiş, takiben hakim durum değerlendirmesi yapılmıştır. (96) 2010/4 sayılı Tebliğ in 5. maddesinin üçüncü fıkrası hükmü çerçevesinde, bir ortak girişimin anılan Tebliğ kapsamın da bir devralma işlemi sayılabilmesi için i) ortak kontrol altında bir teşebbüsün bulunması ve ii) ortak girişimin bağımsız bir iktisadi varlık (tam işlevsel) olarak ortaya çıkması unsurlarının birlikte sağlanması gerekmektedir. i) Ortak Kontrol 18-14/254 -120 23/31 (97) Ortak kon trolün varlığının gerçekleşip gerçekleşmediğini tespit ederken ana teşebbüslerin eşit oy hakkına sahip olması veya karar organlarında eşit üyeyle temsil edilmesi; ana teşebbüslerden bazılarının azınlık paylarına sahip olmasına rağmen veto haklarını elinde bulundurması, oylamalarda ortak hareket edilmesi gibi hususlar belirleyici olmaktadır. Yani, ortak kontrol sadece hissedarlık yapısıyla değil, karar alma süreci, yönetim mekanizması, şirketin önemli kararlarında veto hakkının varlığı, hukuki/fiili olarak o y haklarının birlikte kullanılması ihtimalleri ve belirleyici oy un (casting vote kesin neticeyi belirleyen oy) yokluğu gibi faktörlerin değerlendirilmesiyle, niceliksel olmaktan çok niteliksel olarak test edilen bir kavramdır. (98) Planlanan işlem sonucunda kurulacak HOLDCO nun yönetim k urulu (YK), ( ..) . (99) ( .TİCARİ SIR...) . (100) ( ..TİCARİ SIR ..) . (101) Sözleşme de ayrıca Kilitlenme ( deadlock ) durumu ve bunun çözüm yolları da belirlenmiştir. Buna göre Kilitlenme, ( ..) . (102) Taraflarca ( ..) . Buna rağmen çözü mün sağlanamaması ( ..) başvurulacaktır. (103) Bu düzenlemelerden, kurulacak ortak girişim şirketlerinin tarafların ortak kontrolünde olduğu anlaşılmaktadır. ii) Bağımsız İktisadi Varlık Unsuru (104) İktisadi bağımsızlık, ortak girişimin, stratejik kararların alınmas ı bakımından taraflarından tamamen ayrı hareket etmesini değil ; operasyonel anlamda bağımsız faaliyette bulunabilmesini ifade etmektedir. Zira ortak kontrol altındaki bir varlığın stratejik olarak ana teşebbüslerden tamamen bağımsız olması gerçekçi olmayac aktır. Bu sebeple ortak girişimin bağımsız iktisadi varlık olup olmadığı, pazarda aktif bir rol üstlenmeye hazır bir durumda olup olmadığıyla ve devamlılık (en azından pazarda kalıcı bir değişiklik meydana getirebilecek kadar devamlı) saikiyle kurulup kuru lmadığı ile ilgilidir. Bunun dışında temel sözleşmelerde ana teşebbüslerin beklenmeyen durumlarla ilgili çekincelere/tedbirlere yer vermiş olması ortak girişimin devamlılığına halel getirmeyecek bir olgudur. 18-14/254 -120 24/31 (105) Bağımsız bir iktisadi varlığın operasyonlarını gerçekleştirebilecek kaynağının bulunması gerekmektedir. Bu kaynaklar günlük işlerini yürütecek bir personel, yönetim, finansman kaynakları, maddi ve gayri -maddi varlıklar olabilir. Ayrıca ortak girişimin kısa sayılabilecek belli bir süre için ya da belli bir proje için kurulmamış olması; pazarda kalıcı olması gerekmektedir. Bu bağlamda temel sözleşmelerde, ortak girişimlerin yönetim ve genel kurullarının belirlenme ve çalışma yöntemlerine ilişkin düzenlemelerin olması, ayrıca finansmanının ve hisse devrini n usullerinin ve benzer mali durum unsurlarının tespit edilmiş olması, ortak girişimlerin bağımsız bir teşebbüs olarak faaliyet gösterip karar alabileceğini göstermektedir. (106) Yukarıda açıklandığı üzere Pay Sahipleri Sözleşmesi ile personel, yönetim, bütçe - finansman gibi unsurlar ayrıntılı olarak düzenlenmiş ve şirketlerin faaliyete geçmesi için belli sürelerde ilgili kuruluş işlemlerinin tamamlanması öngörülmüştür. İlk aşamada HOLDCO nun sermayesinin ( ..) TL; OPCO 1 in sermayesi nin ( ..) TL ve OPCO 2 nin se rmayesinin ( ..) TL olması kararlaştırılmıştır. OPCO ların faaliyet alanları tanımlanmış ve ilk aşamada ulusal olarak büyüdükten sonra bölgesel oyuncu olacakları ifade edilmiştir. Dolayısıyla ilgili faaliyet şirketlerinin ilgili pazarlarda kalıcı ve bağıms ız olarak faaliyet göstereceği değerlendirilmektedir . (107) Öte yandan, t arafların cirolarının 2010/4 sayılı Tebliğ in 7. maddesinin birinci fıkrası (a) bendinde öngörülen eşikleri aşması nedeniyle işlemin Kurulumuzun iznine tabi olduğu anlaşılmıştır. G.3.2.2. Hakim Durum/Rekabetin Önemli Ölçüde Azaltılması Değerlendirmesi (108) 4054 sayılı Kanun un 7. maddesinde rekabetin önemli ölçüde azalması sonucunu doğuracak şekilde hâkim durum yaratan ya da var olan bir hâkim durumu güçlendiren yoğunlaşmalar yasaklanmaktadır. H âkim durum kavramı ise, aynı Kanun un 3. maddesinde, Belirli bir piyasadaki bir veya birden fazla teşebbüsün, rakipleri ve müşterilerinden bağımsız hareket ederek fiyat, arz, üretim ve dağıtım miktarı gibi ekonomik parametreleri belirleyebilme gücü olara k tanımlanmaktadır. G.3.2.2.1. Yatay İlişkiler (109) Yatay yoğunlaşmalar, tek taraflı etkiler ve eş güdüm doğurucu etkiler açılarından irdelenmektedir. İlk olarak, tek taraflı etkiler, birleşen teşebbüslerin tek başına hakim durum oluşturmasını/pazar gücü e lde etmesini anlatmaktadır. Bu tür etkilerin muhtemel olup olmadığı incelenirken tarafların sahip oldukları yüksek pazar payı, işlem taraflarının yakın rakip olmaları, müşterilerin sağlayıcı değiştirme olanaklarının sınırlı olması, yoğunlaşma işleminin tar aflarının rakiplerin büyümesini önleyebilecek kapasitede olması ve işlem ile önemli bir rekabetçi gücün ortadan kalkması gibi faktörler ele alınmaktadır50. 50 Yatay Birleşme Devralmaların Değerlendirilmesi Hakkında Kılavuz, para. 22, 27, 28, 31, 35, 36. 18-14/254 -120 25/31 (110) İkinci olarak, eş güdüm doğurucu etkiler, işlem sonucunda ilgili pazardaki rekabetin doğasının bozul ması ve daha önce eş güdüm (koordinasyon) içinde bulunmayan teşebbüslerin davranışlarını koordine etmelerinin daha kolay, istikrarlı ve etkin hale gelmesini anlatmaktadır. Burada işlem ile pazarın yapısının koordine hareketi kolaylaştırarak arz ve talep ko şullarının piyasa dışında belirlenmesini rasyonel kılan bir hale dönüşmesi söz konusudur. Eşgüdümün sürdürülebilirliği az sayıda ve simetrik yapıda (pazar payları, maliyet yapıları, kapasite düzeyleri) oyuncunun varlığına, istikrarlı ve şeffaf bir piyasa y apısının mevcudiyetine, eşgüdümden sapmayı zorlaştıracak caydırıcı mekanizmaların işlemesine ve en önemlisi eşgüdüm içinde bulunmayan teşebbüslerin, potansiyel rakiplerin ve müşterilerin tepkilerinin zayıf olmasına bağlıdır. Bunların yanında çapraz hisseda rlık ve ortak girişimlere iştirak ile kendini gösteren yapısal/organik bağlar eşgüdümü kolaylaştıran olgulardır51. Doğal gaz ve petrolün aranması ve üretimi (111) Yukarıda açıklandığı üzere ülkemiz doğal gaz ve petrol rezervleri bakımından oldukça fakir olup bu piyasa da küresel dinamikler belirleyicidir . BOTAŞ ın planlanan ortak girişim ile yapacağı arama -üretim yatırımları ülkemizdeki doğal gaz ve petrol toptan satış piyasalarının gelişimine katkı sağlayacaktır. Bu bağlamda, bu piyasa açısından işlemin rekabetin kısıtlanması sonucunu doğurmaktan uzak olduğu değerlendirilmektedir. Doğal gaz ve petrolün uluslararası boru hatlarıyla taşınması (112) Yukarıda yer verildiği üzere BOTAŞ ile SOCAR, TANAP ve BTC de ortak kontrol sahibidir. Bu bağlamda BOTAŞ ile SOCAR arasındaki yatay ilişki, plan lanan ortak girişim den önce de tamamıyla mevcuttur. TANAP ın ilk etapta ülkemiz piyasasına arz edeceği 6 bcm ulusal iletim şebekemize girecekken, 10 bcm miktarındaki gaz TANAP tan transit olarak taşınarak TAP a ve dolayısıyla Avrupa ya g idecektir. Ayrıca TANAP İletim in esas sözleşmesinde, rekabet incelemesi bağlamında kaygı uyandırabilecek (stratejik olarak yatırımdan kaçınma, kapasite kapatma, üçünü tarafların erişimini engellemeye yönelik aksiyonlarda bulunma, üçüncü taraflara ayrımcı tarife veya şartlarla erişim sağlanması gibi) hususları bertaraf etmeye uygun birtakım mekanizmalar öngörülmüştür. Bu çerçevede ( ..) oyuyla gerçekleştirilebileceği görülmektedir. (113) BTC de ülkemizden transit olarak geçmekte küresel petrol piyasasına arz gerçekleştirmektedir. Son derece homojen bir ürün olan ham petrol, hattın çıkış noktasından tankerlerle dünyanın çeşitli yerlerine taşınmaktadır. Petrol piyasalarında büyük ölçekli uluslararası ticaret gerçekleştiren şirketler ve trader lar mevcut olup herhan gi bir petrol tankerinin tam olarak hangi tüketiciye ulaştığı dahi bilinmekten uzaktır52. Burada dikkat edilmesi gereken husus uluslararası doğal gaz ve petrol boru hatlarının da bölgesel/küresel bir piyasaya işaret etmesidir. Ayrıca bu iletim hatları genel likle projelerin bir parçası olduğundan ortak kontrole tabi olmaktadır. Bu bağlamda, bu piyasa açısından işlemin rekabet karşıtı etkileri yaratmaya elverişli olmadığı değerlendirilmektedir. 51 Yatay Birleşme Devralmaların Değerlendirilmesi Hakkında Kılavuz, para. 22, 38 -56. 52 Case No C OMP/m.6801 -Rosneft/TNK -BP. 18-14/254 -120 26/31 Doğal gaz üst akış toptan satış piyasası (114) Yukarıda yer verildiği ü zere doğal gaz üst akış toptan satış piyasası, kaynak ülkelerdeki ihracatçı şirketlerin ülkemizde ithalat lisansı sahibi şirketlere yaptığı satışları kapsamaktadır. Bu piyasada BOTAŞ yukarıda anlatıldığı üzere hakim durumdadır. SOCAR ın ithalat lisansı bul unmamakta, ancak, BOTAŞ tan sağladığı yıllık yaklaşık ( ..) doğal gazı teslim alarak ( ..) de kullanmaktadır. Bu ilişki planlanan OG den önce de tamamıyla mevcut olup planlanan işlemin bu piyasada rekabet karşıtı etki yaratması söz konusu değildir. (115) Diğer t araftan Azerbaycan dan sağladığımız doğal gazın payı yaklaşık % ( ..) iken Rusya dan (Gazprom) sağladığımız doğal gazın payı % ( ..) civarıdır. TANAP ölçeklenebilir bir proje olup ileride ülkemizin ticaret merkezi olması halinde ve/veya gaz talebi arttığında üst akış toptan satış piyasasındaki tedarikçiler (ihracatçılar) arasındaki rekabeti artıracak nitelikte (böylece, gazın gazla rekabeti olgusunu gerçekleştirecek) bir projedir. Planlanan ortak girişim lerin faaliyetleri arasında ihracat da sayılmış olup uzu n vadeli sözleşmelerde halen yer alan ihracat yasaklarını da aşmak için bir araç olabilecektir. Bu bağlamda da planlanan işlemin bu piyasa açısından herhangi bir rekabet karşıtı etki doğurması söz konusu değildir. Doğal gaz alt akış toptan satış piyasası (116) Yukarıda yer verildiği üzere alt akış toptan satış piyasasında BOTAŞ mevcut durumda hakim durumdadır. Bununla beraber SOCAR ın alt akış toptan satış piyasasındaki payı %( ..) in altındadır. Alt akış toptan satış piyasasındaki tüm teşebbüsler EPDK lisansı ve ilgili mevzuat çerçevesinde faaliyet göstermekte olup ana şirketlerden ikincisinin düşük payı dikkate alındığında tek taraflı ya da eşgüdüm doğurucu etkilerle rekabeti bozacak (rasyonel) bir strateji söz konusu değildir. OTSP nin de kurulması ile doğal gazda sürekli bir ticaret platformu işler hale gelecek ve tüm toptan satış şirketleri daha şeffaf ve marjinal maliyet esaslı bir yapıda faaliyetlerini optimize edeceklerdir. Bunlara ek olarak, TANAP ın ÜTE rejimi tanımlanmış olup kısmen erişime açıktır. İle rleyen dönemde projenin kapasitenin artması da mümkün olup planlanan ortak girişim in bu kapasiteye erişimi kontrol etmesi söz konusu değildir. Zira planlanan işlemin sonucunda kurulacak OPCO 2 yalnızca ( ..) vermeye odaklanmaktan ibarettir. G.3.3.2.2. Dikey İlişkiler (117) Rekabet hukukunda dikey birleşmelerin; işlem maliyetlerinin azaltılması, etkinlik kazanımları, ilişkili pazarlarda tekelci kar marjının içselleştirilmesi suretiyle fiyatların düşmesi, piyasa faaliyetlerinin eşgüdümünü kolaylaştırması (tasarım, üretim, satış ve dağıtım süreçlerinin organizasyonun kolaylaşması), tüketiciye tek duraklı alışveriş sağlama gibi olumlu yanlarının ağır olduğu kabul görmektedir. Diğer taraftan, bazı durumlarda dikey yoğunlaşmalar pazar kapamaya ( anticompetitive foreclos ure) yol açabilmekte ve bu yolla etkin rekabeti engelleyebilmektedir. Pazar kapama, birleşme sonucu meydana gelen teşebbüsün, mevcut ve potansiyel rakiplerinin tedarik kaynaklarına ya da pazarlara (müşteri kanallarına) erişimini engelleme kabiliyeti ve güdüsüne sahip olması halinde gerçekleşebilecek bir olgudur. (118) Pazar kapama iki şekilde ortaya çıkmaktadır i) girdi kısıtlaması ( input foreclosure ) ii) müşteri kısıtlaması ( customer foreclosure ). Girdi kısıtlaması, birleşik teşebbüsün, alt pazardaki rakiplerin ihtiyacı olan önemli girdilere erişimini kısıtlaması ve bu yolla rakiplerin maliyetlerini artırabilmesidir. Müşteri kısıtlaması, birleşik teşebbüsün üst pazardaki rakiplerin yeterli müşteri tabanına erişimini kısıtlamasıdır53. 53 Yatay Olmayan Birleşme Devralmaların Değerlendirilmesi Hakkında Kılavuz, para. 31. 18-14/254 -120 27/31 (119) Girdi kısıtlamasında esas alın acak husus, artan girdi maliyetlerinin tüketicilere daha yüksek fiyat uygulamasına sebep olup olmayacağ ıdır. Girdi kısıtlaması değerlendirilirken öncelikle birleşik teşebbüsün bu imkana ( ability ) sahip olup olmadığı irdelenmektedir. Şayet üst pazarda pazar gücü söz konusu ise bu imkanın var olduğu söylenebilecektir. Girdi kısıtlaması güdüsü ise kısıtlamanın ne ölçüde karlı olacağına bağlı olarak değerlendirilen bir husustur. Girdi temininin hem üst hem de alt pazarda elde edilecek karlar üzerindeki etkileri dikkate alınmaktadır54. Dosya konusu işlemde aşağıda da açıklanacağı üzere üst pazardaki ana şirket sınırlı bir pazar payına sahiptir. Daha da önemlisi girdi kısıtlaması stratejisi; talebin arttığı, LNG ve depo altyapılarının geliştiği ve yeni uluslararası projelerin devreye alındığı bir piyasa için rasyonel bir strateji değildir. Müşteri kısıtlaması, üst pazarda faaliyet gösteren bir teşebbüsün alt pazarda önemli yer tutan bir teşebbüs ile birleşmesi halinde ortaya çıkmaktadır. Dosya konusu işlemde gerek a na şirketlerden birinin ülkemiz toptan satış piyasalarındaki payının oldukça sınırlı olması gerekse de doğal gazın ve genel olarak enerjinin kamu hizmeti tarafının da bulunması ve toptan satış piyasalarının özellikle EPİAŞ ın işletmeye başlayacağı STP ile gittikçe anonim olmaya başlamasından dolayı müşteri kısıtlaması güdüsü ve/veya imkanından bahsetmek aşağıda anlatılacağı gibi teşebbüsler bakımından rasyonel görünmemektedir. (120) Son olarak dikey bütünleşmeler etkin rekabet üzerindeki toplam/genel etkiler aç ısından irdelenmektedir. Burada özellikle nihai tüketiciler üzerindeki etkiler incelenmektedir. Birleşme sonucu üst pazarda hakim durum yaratılması/güçlendirilmesi yoluyla rekabetin önemli ölçüde azaldığının söylenebilmesi için üst pazardaki önemli miktard aki çıktı miktarının söz konusu birleşmeden etkilendiğinin ortaya konması gerekmektedir. Üst pazarda dikey birleşmeden etkilenmeyen rakiplerin varlığı halinde girdi fiyatları ve dolayısıyla alt pazardaki fiyatlar etkilenmeyebilir. Bunun yanında potansiyel rakiplerin alt ya da üst piyasada etkin şekilde rekabet edebilmesi için her iki pazara da girmesi gerekiyorsa potansiyel rekabet baskısı azalmış olacaktır. Bununla birlikte alıcı gücü ve üst/alt pazarlara gerçekleşecek olan girişlerin etkin rekabeti sağlay abilme gibi dengeleyici ihtimaller de değerlendirmede dikkate alınmalıdır55. BOTAŞ ın iletim faaliyeti ve doğal gaz toptan satış piyasası (121) Dosya konusu ortak girişim de taraflardan BOTAŞ, ülkemizin hem iletim sistem operatörü hem de yerleşik ticaret şirketid ir. Diğer yandan hem SOCAR toptan satış piyasasında aktiftir hem de kurulacak şirketlerden OPCO 2, toptan satış piyasasında faaliyette bulunmayı planlamaktadır. Burada dikkat edilmesi gereken husus, iletim hattına üçüncü tarafların erişiminin adil, ayrımcı olmayan ve şeffaf olacak şekilde düzenlemeye tabi olduğudur. Taşıtanlar, BOTAŞ ile bir gaz taşıma hizmet anlaşması imzalayarak gazlarını iletim hattında taşıtmaktadır. BOTAŞ ın İSO olması dolayısıyla ayrıca iletim hattına gerekli genişleme ve bakıma ilişk in yatırımları da yapması gerekmektedir. BOTAŞ ın her iki piyasada aktif olmasından kaynaklı olarak fiyatları kontrol etmesi de olası değildir. 54 Yatay Olmayan Birleşme Devralmaların Değerlendirilmesi Hakkında Kılavuz, para. 34, 38, 42. 55 Yatay Olmayan Birleşme Devralmaların Değerlendiri lmesi Hakkında Kılavuz, para. 48, 49, 51. 18-14/254 -120 28/31 (122) Yukarıda yer verildiği üzere, BOTAŞ ın Doğal Gaz Toptan Satış Fiyatlarını oluşturan unsurlardan biri olan günce l alım fiyatları, uluslararası ham petrol ve petrol ürünü fiyatlarına endeksli formüllerle belirlenmekte ve geçmiş 6 -9 aylık ham petrol ve petrol ürünleri fiyat ortalamasına göre hesaplanmaktadır. Bununla birlikte; doğal gaz alım maliyetlerini doğrudan etk ileyen ABD Dolar kurundaki değişimler de BOTAŞ ın Doğal Gaz Toptan Satış Fiyatlarının belirlenmesinde etken unsurlardan biridir. BOTAŞ, Doğal Gaz Toptan Satış Fiyatlarını yukarıda açıklanan maliyet değişimleri çerçevesinde yapılan çalışmalar neticesinde, p azarın durumunu, ülkenin ekonomik şartlarını, piyasa fiyat istikrarını, EPDK'nın tarife ile ilgili kararlarını, alım ve işletme giderlerini ve piyasa koşullarını da dikkate alarak belirlemektedir. (123) BOTAŞ, iletim faaliyetleri kapsamında, kendi ticaret kısmı da dâhil olmak üzere bütün taşıtanlara Şebeke İşleyiş Düzenlemeleri (ŞİD) çerçevesinde işletilen Elektronik Bülten Tablosu (EBT) yazılımı vasıtasıyla hizmet vermektedir. Taşıtanlar EBT ye kapasite başvurusunu ve gün öncesinde Taşıma Miktar Bildirimlerini y apmaktadır. Nihai akış gerçekleştikten sonra, taşıtanın iletim hizmeti kapsamındaki bedeller hesaplanarak aylık bazda faturalanmaktadır. Taşıtanların dengesizlikle ilgili bedelleri de yine iletim faturası kapsamında ilgili taşıtanlara iletilmektedir. BOTAŞ iletim tarifesi için üç yılda bir yöntem bildirimi BOTAŞ tarafından EPDK ya sunulmaktadır. EPDK nihai kararı vererek tarife hesaplamaya ilişkin usul ve esasları yayımlamaktadır. Her yıl aşağıdaki girdiler dikkate alınarak güncel tarife bedelleri hesaplanm aktadır. -Sabit varlıklar (boru hatları, yer üstü tesisleri, binalar) , -Yatırımlar, -İtfa, -Stok miktarı , -İşletme giderleri , -ÜFE endeksi , -İki yıl önce tahmin edilen gelir ve gerçekleşen gelir arasındaki fark miktarı , -İki yıl önce tahmin edilen yatırım ve gerçekleşen yatırım arasındaki fark miktarı . (124) Bildirim Formu nda yer verilen açıklamalarda şu husus vurgulanmıştır: BOTAŞ ın ticaret ve iletim üniteleri arasındaki ilişki, herhangi bir özel sektör tedarikçisi ile BOTAŞ ın iletim ünitesi arasındaki ilişki ile aynıdır. Piyasadaki bütün faaliyetler EBT (Elektronik Bülten Tablosu) üzerinden yürütülmektedir. BOTAŞ ın ticaret kısmı bir taşıtan olarak EBT ye tanımlanmış olup diğer taşıtanlarla aynı yetkilere sahiptir. ŞİD in Bölüm A, 5 inci maddesi ve Bölüm B dek i maddeleri, taşıyıcının, eşit taraflar arasında ayrım yapmaksızın, adil, şeffaf ve tarafsız davranması gerektiğini hüküm altına almıştır. (125) Bunların yanında OTSP nin kurulması ve piyasa işletmecisi ile sistem işletmecisinin ayrışması, piyasadaki likiditeni n yeni kaynaklarla artması, oyuncuların toptan satış piyasalarında tecrübe kazanması ile erişim rejimi daha da gelişecektir. Bu bilgi ve açıklamaların yanında SOCAR ın gerek üst akış gerekse de alt akış toptan satış piyasasında piyasa kapama güdüsü veya im kanına yer verecek bir paya sahip olmaması (üst akışta % ( ..) ; alt akışta % ( ..) ) da dikkate alındığında işlemin bu ilişki bakımından rekabet karşıtı etki doğurmayacağı değerlendirilmektedir. 18-14/254 -120 29/31 (126) Dolayısıyla, her ne kadar bildirim konusu işlemin taraflarında n biri ulusal yerleşik şirket ise de taraflardan diğerinin ithalatımızdaki payı oldukça düşüktür. Bu pay, BOTAŞ ın alt akış toptan satış piyasasındaki gelirlerden vazgeçmesini ya da SOCAR ın üst akış toptan satış piyasasındaki gelirleri ve uzun vadeli anla şmalardan doğan yükümlülükleri yerine getirmemesi gibi stratejiler için oldukça düşüktür. Diğer taraftan hedef şirketler, bölgesel ölçekte rekabet etme hedefi ile kurulmaktadır. Yukarıda anlatıldığı gibi dünya gaz piyasalarında ikili ilişkilerden küreselle şmeye doğru bir dönüşüm yaşanmaktadır. Planlanan işlem de ülkemizin bu oluşumda ticaret merkezi olmasına hizmet edecek niteliktedir. Yine taraflardan birinin sınırlı pazar payı sebebiyle BOTAŞ ın alt akış toptan satış piyasasında taşıtanları kendisine ve/v eya SOCAR a karşı dezavantajlı duruma düşürecek şekilde kapasite kontrolü, stratejik alt yatırıma gitme gibi güdülerle hareket etmesi rasyonel olmayacaktır. Daha da önemlisi var olan şebeke kodları ve genel anlamda düzenleme rejimi, OTSP ile artacak şeffaf lık ve anonimleşen piyasa yapısı ile BOTAŞ ın arz güvenliği görevi de bu tür bir rekabet karşıtı davranış imkânını otomatik olarak kısıtlamaktadır. BOTAŞ ın depolama ve LNG faaliyetleri ile doğal gaz toptan satış piyasası (127) Yukarıda yer verildiği üzere depo lama sahipliği bakımından BOTAŞ halihazırda tekel konumundadır. Bununla beraber Silivri doğal gaz deposunun % ( ..) kapasitesi geçtiğimiz yıl özel sektör oyuncularına kullandırılmıştır. Tuz Gölü deposu i se henüz düşük kapasite ile çalışmaktadır. Bu noktada dikkat edilmesi gereken hususlar yukarıda yer verildiği gibi depo altyapılarına erişimin KUE ler ile düzenlenmiş olması ve henüz dengeleme piyasası tam olarak faaliyete geçmediğinden BOTAŞ ın İSO olması da hasebiyle depo kapasitelerine en fazla ihtiyaç duy an teşebbüs ün BOTAŞ olmasıdır. Yani mevcut durumda depolara erişim talebi sınırlıdır.56 Dolayısıyla OTSP ile piyasadaki ticaret arttıkça depolara diğer toptan satış şirketlerinin de talebi artacak olup KUE ler bu taleplerin karşılanmasını sağlayacaktır. Bun lara ilaveten depolama yatırımları devam etmekte olup ilerleyen dönemde ülkemizin depo kapasitesi hem ticaret merkezi olma hedefi hem de arz güvenliği amaçlı mevzuat yükümlülükleri (lisans koşulu) dolayısıyla kademeli olarak artacaktır. (128) LNG tesislerinde v e spot LNG ithalatında BOTAŞ yanında diğer lisans sahibi şirketler de aktif olup BOTAŞ ın LNG piyasasının ayrı bir pazar olarak tanımlanması halinde payı %50 civarındadır. Zaten doğası gereği LNG, boru gazına göre daha esnek bir arz yapısına sahip olup LNG tesislerine olan yatırımlar da ÜTE ye tabidir. Komisyon un bazı kararlarında LNG gazının boru hatları ile ithal edilen gaza direkt bir rekabetçi baskı oluşturduğu değerlendirmesi yapılmıştır.57 (129) Diğer taraftan, SOCAR ın depolama faaliyeti bulunmamaktadır. Ş irketin LNG satışlarındaki payı ise % ( ..) in altında olup bu marjinal artış ilgili piyasanın en dar tanımında bile rekabetçi baskı oluşturmayacaktır. 56 Depolara erişim talebinin sınırlı olmasının bir başka sebebi yaz ve kış dönemlerindeki gaz fiyatı fa rkı ve dolayısıyla depolama maliyetlerinin bu farkla karşılaştırılmasıyla ilgilidir. 57 COMP/M.4545 -Statoil/HYD RO; COMP/M.6477 -BP/Chevron/ENI/Sonangol/Total/JV. 18-14/254 -120 30/31 Üst akış toptan satış piyasası (ithalat/ihracat) ve alt akış toptan satış piyasası (130) Yukarıda yer verildi ği üzere SOCAR ın üst akış toptan satış piyasasında tedarikçi kimliği mevcuttur. Aynı zamanda SOCAR alt akış toptan satış piyasasında aktif olup işlem ile kurulacak OPCO 2 de ülkemizde bu piyasada faaliyet gösterecektir. Bu dikey ilişki dolayısıyla piyasa kapama imkanından söz edilebilmesi, SOCAR ın mevcut ithalat payı olan % ( ..) lik gaz miktarının alternatif kaynaklarca karşılanıp karşılanamayacağına bağlıdır. Öncelikle mevcut durumda gaz alım anlaşmaları uzun dönemli olarak yapılmaktadır. Bu anlaşmalarda ki fiyat ve miktar koşulları keyfi davranışa izin vermeyecek şekilde kararlaştırılmıştır. Bununla beraber % ( ..) lik pay son dönemde dünya spot gaz ticaretinin gelişmesi sayesinde, altyapı yatırımlarının artmış olması sayesinde ve mevcut ihracatçı ülkelerl e (Rusya, İran ve diğerleri) olan anlaşmalar çerçevesinde kapasite artırılmasıyla karşılanabilecektir. Piyasa kapama güdüsü açısından baktığımızda ise SOCAR ın kısa dönemde fiyat artışı gibi bir strateji ile uzun vadede ihracat gelirlerinden yoksun kalma r iskine katlanması rasyonel değildir. Bu bağlamda bu piyasada işlem ile rekabet karşıtı etkilerin ortaya çıkması söz konusu değildir. Ham petrolün üretimi ve satışı ile rafinaj ve petrol ürünlerinin toptan satışı (131) Yukarıda yer verildiği gibi ülkemizdeki ham petrol rezervleri ve üretimi son derece sınırlıdır. Diğer taraftan ülkemizde dört adet işleyen (İzmit, İzmir, Batman ve Kırıkkale) bir adet de inşa halinde olan rafineri bulunmaktadır. Dosya konusu teşebbüslerden yalnızca SOCAR petrol rafineri ve petrol ü rünlerinin toptan satışı işinde aktiftir. Diğer taraftan planlanan OPCO 2 de ham petrolün üretim ve toptan satışında aktif olacaktır. Bununla beraber ana şirketlerden yalnızca SOCAR ın petrol üretimi faaliyetlerinin bulunması ve bu piyasanın da küresel dinamiklerle işlemesi nedeniyle Türkiye de rekabet karşıtı bir etki doğ maya caktır. BTC boru hattı ile petrol ürünlerinin rafinajı ve toptan satışı (132) Son olarak işleme petrol boru hatları -petrol ürünlerinin rafinajı ve toptan satışı dikey ilişkisi açısından ba ktığımızda, yukarıda da yer verildiği gibi bu boru hattından taşınan petrol direkt olarak küresel piyasaya arz edilmektedir. BTC boru hattından SOCAR rafinerisine direkt çıkış noktası söz konusu değildir. Bu bağlamda planlanan işlem ile bu ilişki bakımında n da rekabet karşıtı etki doğmayacağı değerlendirilmektedir. (133) Tüm bu bilgi, belge ve değerlendirmeler çerçevesinde, planlanan işlem ile herhangi bir pazarda hakim durum yaratılması veyahut da mevcut bir hakim durumun güçlendirilmesinin söz konusu olmadığı kanaatine varılmıştır. (134) Diğer taraftan 2010/4 sayılı Tebliğ in 13. maddesinin üçüncü fıkrası uyarınca bir ortak girişim işleminin 4054 sayılı Kanun un 4. maddesi açısından rekabetçi davranışların koordinasyonu riski taşıyıp taşımadığının değerlendirmesi de y apılmalıdır. Bir ortak girişimin, bağımsız teşebbüsler arasında rekabetçi davranışların koordinasyonunu amaçlamış ya da bu sonucu doğurmuş olup olmayacağı iki şekilde belirlenmektedir. Bu hallerden ilkinde bu şekilde bir koordinasyon riski ya da sonucunun meydana gelmemesi için ana teşebbüslerin ortak girişimin faaliyet göstereceği pazardaki etkinliklerinin önemsiz seviyede kalması veya ana teşebbüslerden sadece birinin bu pazardaki faaliyetlerine devam etmesi gerekir. İkinci durumda ise ana teşebbüslerin ortak girişimin faaliyet göstereceği pazardaki tüm faaliyetlerini ortak girişime devretmeleri sayesinde bu şekilde bir riskin tamamen bertaraf edilmiş olacağı kabul edilmektedir. 18-14/254 -120 31/31 (135) Yukarıda da yer verildiği üzere tarafların faaliyetlerinin yatay anlamda orta k girişim ile örtüştüğü dört pazar bulunmaktadır: i) ham petrol ve doğal gazın aranması ve üretimi ii) doğal gaz ve ham petrolün uluslararası boru hatları ile taşınması iii) doğal gaz üst akış toptan satış piyasası yani üst piyasada doğal gazın ithalatı ih racatı iv) doğal gaz alt akış toptan satış piyasası yani gaz ülke sınırlarına girdikten sonra taşıtanların bulunduğu pazar. Bu pazarların ilki, küresel çapta bir pazar olup bu pazarda BOTAŞ ın payı yok denecek kadar azdır (ülkemizde gerek petrol gerek doğa l gaz rezervi yok denecek kadar azdır). Diğer taraftan Azerbaycan; doğal gaz rezervleri dünya sıralamasında 27. iken petrol rezervleri bakımından 20. sıradadır . Diğer taraftan işin doğası gereği, yukarıda da izah edildiği gibi petrol ve doğal gazın aranmas ı ve üretilmesi ile taşınması ciddi ve riskli altyapı yatırımları ile gerçekleşmekte olup boru hatları projeleri de çok - uluslu ve çok taraflı konsorsiyumlarla gerçekleşmektedir. Yani işin doğası gereği günümüzde doğal gaz ve ham petrolün boru hatları ile t aşınması da (ülke piyasasında çıkış noktası olmadıkça) bölgesel veya küreseldir. Doğal gaz toptan satış piyasalarında ise ana şirketlerden bir tanesinin (BOTAŞ) Türkiye piyasasında önemli bir payı varken diğer ana şirketin payı sınırlıdır (SOCAR ın üst akı ş toptan satış piyasasındaki payı yaklaşık % ( ..) ; alt akış toptan satış piyasasındaki payı ise % ( ..) in altındadır). Dolayısıyla yukarıda ayrıntılı olarak anlatıldığı üzere işlem taraflarının hâlihazırdaki ilişkilerinde sınırlı bir artış yaşanacak olup p lanlanan işlem le tarafların faaliyetleri arasında herhangi ciddi bir örtüşme oluşmayacaktır . H. SONUÇ (136) Düzenlenen rapora ve incelenen dosya kapsamına göre, bildirim konusu işlemin 4054 sayılı Kanun un 7. maddesi ve bu maddeye dayanılarak çıkarılan 2010/4 s ayılı Rekabet Kurulundan İzin Alınması Gereken Birleşme ve Devralmalar Hakkında Tebliğ kapsamında izne tabi olduğuna; işlem sonucunda aynı Kanun maddesinde yasaklanan nitelikte hakim durum yaratılmasının veya mevcut hakim durumun güçlendirilmesinin ve böylece rekabetin önemli ölçüde azaltılmasının söz konusu olmaması nedeniyle işleme izin verilmesine, gerekçeli kararın tebliğinden itibaren 60 gün içinde Ankara İdare Mahkemelerinde yargı yolu açık olmak üzere, OYBİRLİĞİ ile karar verilmiştir.

• Rekabet Kurumu · D.2003 -3-148 (Muafiyet) Karar Sayısı : 05-7/63-28 K · K.05-7/63-28 Karar Tarihi : 3.2.2005 A. TOPLANTIYA K
• Rekabet Kurumu · D.2007 -2-6 (Devralma) Karar Sayısı : 07-27/252 -87 · K.07-27/252 -87 Karar Tarihi : 22.3.2007 A-TOPLANTIY
• Rekabet Kurumu · D.2008-4-263 (Devralma ) Karar Sayısı : 09-02/19-12 · K.09-02/19-12 Karar Tarihi : 14.1.2009 A. TOPLANTIYA
• Rekabet Kurumu · D.2009 -3-87 (Önaraştırma) Karar Sayısı : 09-41/988 · K.09-41/988 -250 Karar Tarihi : 9.9.2009 A. TOPLANTI