Boru Hatları ile Petrol Taşıma A.Ş. ile State Oil Company of Azerbaijan Republic (Azərbaycan Respublikasının…

Rekabet Kurumu Başkanlığından,

REKABET KURULU KARARI

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 06800 Bilkent Ankara

(1) D. DOSYA KONUSU: Boru Hatları ile Petrol Taşıma A.Ş. ile State Oil Company of Azerbaijan Republic (Azərbaycan Respublikasının Dövlət Neft Şirkəti) arasında 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 Raporu görüşülerek karara bağlanmıştır.

(3) F. RAPORTÖR GÖRÜŞÜ: İlgili raporda, bildirime konu işleme 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 (Azərbaycan Respublikasının Dövlət 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 şirketleri”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 bakıldığında, en önemli özelliklerinin 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 konumu olduğu görülmektedir. Türkiye, birincil enerji tüketiminin yaklaşık %30’unu doğal gaz ile karşılamaktadır. Aşağıdaki tabloda Türkiye birincil enerji tüketiminin kaynaklara göre dağılımına yer verilmiştir:

Tablo 1: Ülkemizde Kaynaklar Bazında Birincil Enerji Tüketimi (2015)

Birincil Kaynak Birincil Enerji Tüketimindeki Payı (%)

Doğal gaz 31,0

Kaynak: TPAO 2016 Ham Petrol ve Doğal Gaz Sektör Raporu

(6) Birincil enerji tüketimimizde önemli payı olan doğal gazın ancak yaklaşık %1’i ülkemizde üretilmektedir. Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunun (EPDK) 2016 verilerine göre yurt içinde üretim yapan toptan satış lisansı sahibi dokuz şirket tarafından 2016 yılında 367,28 milyon Sm [3] doğal gaz satışa sunulmuştur. 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 Sm [3] doğal gaz ithal edilmiştir. Doğal gaz ithalatı 2015 yılına kıyasla %4,28 oranında azalmıştır. 2016 yılında, ithalat %52,94’lük payla en fazla Rusya’dan yapılmıştır. 2016 yılında 7.627,68 milyon Sm [3] sıvılaştırılmış doğal gaz (LNG) (uzun dönemli ve spot) ithalatı yapılmış olup, söz konusu miktar toplam ithalatın %16,46’sıdır. 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 yılbaşında bir sonraki yıl için yaptığı doğal gaz tüketim tahminine göre 2018 yılındaki Türkiye doğal gaz tüketimi 54,5 milyar Sm [3] olarak gerçekleşecektir [1]. Aşağıdaki tabloda 2015 ve 2016 yılı sonları itibarıyla doğal gaz tüketiminin sektörlere göre dağılımı yer almaktadır:

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 ticaretini 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 etmiştir. 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; Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığının (ETKB) ilgili kuruluşu 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.

(9) 1974 yılında kurulan ve 1995 yılında KİT haline getirilen BOTAŞ'a, sektörün rekabete 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 çeşitlendirmesine 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 sayılı 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 tarihli kararıyla 01.09.2004 tarihinden itibaren yürürlüğe giren “BOTAŞ İletim Şebekesi İşleyiş Düzenlemelerine İlişkin Esaslar” (ŞİD) çerçevesinde yerine getirmektedir. Arz güvenliği nedeniyle yaşanan problemler hariç iletim hattına üçüncü tarafların (taşıtanların- 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 şirketler için bütün imkanlar yerleşik şirketlerle eşit koşullarda olmaktadır. Bildirim Formunda yer alan açıklamalara göre ŞİD çerçevesinde, piyasaya yeni girecek şirketler yıl öncesinde veya yıl içinde iletim sistemine girmek için iletim sistemi operatörü olan BOTAŞ’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 noktada 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 gerçekleştirmektedir. 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 ülkemizin 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 gerçekleştirilen ithalat ile karşılanmıştır. EPDK, Doğal Gaz Piyasası 2016 Sektör Raporu, s. 17.

Tablo 3: BOTAŞ’ın Mevcut İthalat Sözleşmeleri

Anlaşma, Miktar (milyar Teslimat Süre Anlaşmanın Bugünkü

(kaynak ve gazın m [3] /yıl) başlangıç bitiş tarihi operasyonellik

niteliği) tarihi durumu

(…..) (…..) (…..) (…..) (…..) devrede

Kaynak: Bildirim Formu ve ekleri

Tablo 4: Kaynak Ülkelere Göre Doğal Gaz İthalat Miktarları (milyon Sm [3])

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 m [3] /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 sektöründe 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 piyasa 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 terminallerine ilişkin bilgilere aşağıdaki tabloda yer verilmiştir:

Tablo 5: Türkiye’deki LNG ve FSRU Terminalleri

LNG/FSRU terminali Kontrol sahibi Depolama Günlük gazlaştırma

kapasitesi (Sm [3]) kapasitesi (Sm [3])

Kaynak: Bildirim Formu ve ekleri

3 Yakıt gazı olarak kullanılmaktadır.

4 (…..).

5 (…..).

6 2018 Şubat itibarıyla bu değere ulaşmıştır. Daha önce bu değer (…..) Sm 3’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 Total S.A.’ya geçmiştir. Kalyon/Kolin/İska ise Etki Liman İşletmeleri Doğalgaz İthalat ve Ticaret A.Ş.’nin sahibidir.

(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 erişimini 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’nin 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 Kapasitesi 5 milyar 250 milyon Sm [3] /yıl’dır. Terminalin Günlük Gazlaştırma Kapasitesi 15 milyon Sm [3] /gün olup uygun koşullar oluşması halinde bu miktar yaklaşık 20 milyon Sm [3] /gün’e (Azami Günlük Gazlaştırma Kapasitesi) kadar çıkabilmektedir.

(16) Marmara Ereğli LNG 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 ve 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) Temel Kullanım Usul ve Esasları (KUE)” çerçevesinde EPDK tarafından düzenlenmektedir [9]. LNG depolama lisansı sahibi şirketlerce kara tankerlerine teslim edilen LNG miktarları ile gazlaştırılarak iletim şebekesine sevk edilen doğal gaz miktarları toplamı 2016 yılı sonu itibarıyla yaklaşık 7,5 milyar Sm [3] olmuştur [10].

(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/uluslararası 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, kısıt 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 almaktadır: Tablo 6: Spot LNG İthalatı Yapılan Ülkeler ve Alım Miktarları

Ülke Adı Miktar (milyon Sm [3])

Katar 919,29

Toplam 2.123,72

[9] Bahse konu KUE’ler piyasa dinamikleri göz önünde bulundurularak EPDK tarafından zaman zaman güncellenmektedir.

10 EPDK 2016 Doğal Gaz Sektör Raporu, s. 23.

(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 Sm [3] olarak gerçekleşmiştir. 2016 yılında LNG formunda toptan gaz satışı yedi adet şirket tarafından gerçekleştirilmiştir.

(20) LNG terminalleri ve FSRU’lar yanında yer altı 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. Aşağıdaki tabloda mevcut depolama tesisleri ve kapasite bilgileri sunulmaktadır:

Kuzey Marmara (…..) (…..) (…..) (…..)

(Silivri) 11

Tuz Gölü (…..) (…..) (…..) (…..)

Kaynak: Bildirim Formu ve ekleri

(21) Kuzey Marmara Silivri Depolama 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 yeraltı 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 işletmeciliği, 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’ın Satışlarının Sektörel Dağılımı

Sektör 2015 payı (%) 2016 payı (%) 2017 payı (%)

Elektrik santralleri (…..) (…..) (…..)

A.Ş.) 14

11 Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı (TPAO) tarafından işletilen İstanbul ili Silivri ilçesinde yer alan 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 (…..).

(23) BOTAŞ, yukarıda 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 anlaşmalarını 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 teminen 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 hem 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 petrole 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 maddelerle 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] Bununla 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 teminen 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 TANAP 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 International 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 araştırma, keşif ve geliştirilmesi; petrol ve gaz ürünlerinin 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 sahibi 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.

[17] A. 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.

(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 Petrol) -SOCAR Power Enerji Yatırımları A.Ş.

-SOCAR Turkey Akaryakıt Depolama A.Ş. (SOCAR Akaryakıt Depolama) -STAR Rafineri A.Ş.: İnşaatı devam etmektedir.

-PETKİM Petrokimya Holding A.Ş. (PETKİM)

(29)

(…..TİCARİ SIR…..):

(30) Oybirliği aranan kararlar

(…..TİCARİ SIR…..):

(31)

(…..TİCARİ SIR…..)

(32) Nitelikli çoğunluk (en az (…..) olumlu oy) aranan kararlar

(…..TİCARİ SIR…..).

(33) Basit Çoğunluk ((…..) olumlu oy) aranan karar:

(…..TİCARİ SIR…..).

(34) Tüm bu düzenlemelerden TANAP’ın SOCAR, BOTAŞ ve BP’nin ortak kontrolünde olduğu anlaşılmaktadır.

(35)

(…..TİCARİ SIR…..).

(36)

(…..TİCARİ SIR…..).

(37)

(…..TİCARİ SIR…..).

(38) SOCAR’ın ülkemizdeki iştiraklerinden STPAŞ, (…..).

(39) STPAŞ, PETKİM’in %51 oranındaki hissesini elinde bulundurmaktadır. PETKİM’in hissedarlık yapısı aşağıdaki şekildedir:

Tablo 9: PETKİM’in Hissedarlık Yapısı

Hisse Sahibi Hisse Oranı (%)

(…..) (…..)

Kaynak: PETKİM

(40) STPAŞ, 2013 ile 2016 yılları arasında BOTAŞ’tan devraldığı gazı (…..) satmıştır. 2016 yılı sonu itibarıyla SOCAR Gaz Ticaret faaliyetlerini durdurmuştur. [20] Faaliyetlerini durdurana kadar satışını yaptığı gaz yıllık yaklaşık (…..) Sm [3] olmuştur (Türkiye piyasasının yaklaşık %(…..)’si). 21

20 Toptan satış lisansı devam etmektedir.

21 (…..).

(41) SOCAR LNG ve SOCAR Petrol, sahip oldukları lisanslar ile ülkemizde LNG ve CNG 22 satışı yapmaktadır. Ülkemizin yıllık doğal gaz tüketiminin 50 milyar Sm [3]’ü geçtiği ve Türkiye doğal gaz piyasasında LNG’nin yıllık toplam tüketim miktarının 2016 yılı sonu itibarıyla 561 milyon Sm [3] olduğu düşünüldüğünde bu miktarların etkisi oldukça sınırlıdır: Tablo 10: SOCAR’ın Ülkemizdeki LNG ve CNG Satışları (milyon m [3])

2015 2016 2017

LNG Satış miktarı (…..) (…..) (…..)

CNG Satış Miktarı (…..) (…..) (…..)

Toplam (…..) (…..) (…..)

Kaynak: Bildirim Formu

(42) SOCAR Petrol’ün sahip olduğu lisanslar 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 denizcilik 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 “iletim 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 tarafların ortak kontrolündeki bir çatı holding şirketi (HOLDCO) teşkil edilecektir. Daha sonra paylarının tümü bu holding şirketine ait olmak üzere ikisi Türkiye’de ve biri de Azerbaycan’da kurulması öngörülen üç adet faaliyet şirketi (OPCO’lar) ortaya çıkacaktır. 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.

(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 Formunda yer alan açıklamalara 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 oyuncuların, 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 girişimin ülkemiz doğal gaz piyasalarına olan etkisini daha iyi anlayabilmek için aşağıdaki bölümlerde dünyada ve ülkemizde doğal gaz sektöründe yaşanan gelişmelere yer verilmiştir.

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 aşağıda 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 gaz ve petrol.

Şekil 1: Doğal Gaz Arz-Değer Zinciri

Depolama

ÜRETİM Ulusal Boru Sıvılaştırma LNG Yeniden Ulusal Boru Ulusal Boru Tüketim

Hattı Taşınması Gazlaştırma Hattı (İletim) H. (dağıtım)

Uluslararası

Boru Hattı

Kaynak: “Putting a Price on Energy: International 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 ihracatı (Sabine Pass Projesi) yapılmasına izin

verilmiştir: 26

Tablo 11: Dünya Doğal Gaz Üretiminin Ülkelere Göre Dağılımı

Üretici ülke Milyar Sm [3] Dünya %

1 ABD 769 21,4

Kaynak: OECD 2016, Key World Energy Statistics

Tablo 12: Net İhracatçı ve İthalatçı Ülkeler

Net İhracatçı Ülkeler Milyar Sm [3] Net İthalatçı Ülkeler Milyar Sm [3]

1 Rusya Federasyonu 192 Japonya 117

Kaynak: OECD 2016, Key World Energy Statistics

26 Department of Energy, Offıce of Fossıl Fuels, Order No 4150, 30.01.2018.

(55) Son yıllarda enerji sektöründe ön plana çıkan en önemli gelişmelerin başında iklim değişikliği 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 oluşturmaktadır. 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 benzer 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 bölgesellikten 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 bağımlılık 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 üzere, 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 (üçüncü 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 merkezinin inşa edilmemiş olmasıdır. 30

(58) Basitçe uzun vadeli sözleşmelerdeki petrole endeksli fiyatlama şu formülle hesaplanır:

P [0] +index

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 Environmental 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 Union 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 Industry- Literature Survey and Data on 426 Contracts (1965-2014)” DIW, Berlin, Şubat 2015, ss.10-2.

(59) P [0], “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 Noktası ya da ticaret merkezinde oluştuğu ve dolayısıyla gazın gazla rekabet edebildiği, spot fiyatlamanın egemen olduğu İngiltere ve ABD ile; fiyatın petrole endeksli olduğu Avrupa [32] 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 bir 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 olması 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, Orta 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 gelişmelerle 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 başlamıştır. 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 şekillenmektedir: 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 beraber 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 olarak 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 Golden Age of Gas?” Special Report, GAS Scenario. World Energy Outlook, 2011.

(63) Doğal gazın fiyatlaması ya da ithalat sözleşmelerinde yer alan fiyatlama formülü ulusal pazarda rekabetin oluşturulması/geliştirilmesi açısından oldukça önemlidir. 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 Avrupası’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 kaldığı 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 fiyatlama” (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 puant 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 gibi 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 mevcuttur [36].

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 arasındaki 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 açıdan 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 sınırlamaları 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 kapasite 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 bir 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 Directorate, 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.

(66) Bu bağlamda, iletim sistem işletmecisi ile tedarikçinin entegre olduğu ve adil, 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) birincil 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 güvenliğini 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 olarak 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 negatif örnek verilebilir. TAP (Trans- Adriyatik Pipeline) [39], Komisyon’un rekabet değerlendirmesine göre muafiyet almış, ancak hakim durumdaki teşebbüslerin kapasitesine tavan getirmiş ve muafiyeti projenin ilk kapasite miktarı ile sınırlayıp (10 bcm [40]), genişleme sonrası kapasiteyi (10bcm) kapsamamıştır. Ayrıca ilk kapasite miktarının %5’i kısa dönemli ticarete ayrılmıştır. Kademeli olarak yeni hat çıkış noktaları oluşturulması 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 karadaki 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 kısmı [42] 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 gelişmelerin 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 hükümleri [43] 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 Security in the EU, Cnetral Eastern Europe and the UK” Strategy Paper 10, European Center for Energy and Research Security, Temmuz 2016.

[42] TANAP, “ölçeklenebilir” (scalable) bir proje olup ilerlelyen zamanlarda kapasitesi artabilecektir.

43 “Re-export bans and destination clauses.”

44 Antitrust: Commission sends Statement of Objections to Gazprom – Factsheet, Brüksel, 22 April 2015.

(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 verilmiştir.

G.1.5. Türkiye Doğal Gaz Piyasalarında Serbestleşme 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 verildiği 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 paylarının dağılımı yer almaktadır:

Tablo 13: İthalat Miktarlarının Dağılımı (2016, milyon Sm [3])

Şirket Unvanı Toplam Miktar Dağılım (%)

BORU HATLARI İLE PETROL TAŞIMA A.Ş. 37.556,57 81,02

Kaynak: EPDK 2016 Doğal Gaz Sektör Raporu

(72) Aşağıdaki tabloda ise son üç yılda BOTAŞ ile diğer tedarikçilerin pazar payları gelişimine yer verilmiştir:

Tablo 14: BOTAŞ ve Diğer Tedarikçilerin Yurt İçi Satışlarının Karşılaştırılması (milyon Sm [3])

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 olup özel sektör de bu yatırımlarda yer almaktadır. Diğer yandan aşağıda yer verildiği üzere organize toptan satış piyasasının kurulması ile LNG tesisleri ve depolara ÜTE daha çok gelişecek, taşıtanların dengesizlik sorumluluklarının piyasada fiyatlanıyor olması ile altyapının etkin kullanımı sağlanacaktır.

(74) 2012 yılının Temmuz ayında yayımlanan Rekabet Kurumu Doğal Gaz Sektör Raporunda toptan satış piyasasında rekabetin tesisi ve gelişimi için gerekli olan koşullar ise şu şekilde sayılmıştır [45]:

- Altyapıda (iletim hattının kapasitesi, kompresör yatırımları, esneklik sağlayan

depo ve LNG altyapıları) yeterli kapasiteye ulaşılması,

- Müşteri çeşitliliği ve tüketim artışındaki ivmenin azalması 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 gazla 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 gelişiminde 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 bir 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 yan 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 Esasları” (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 olacaktır. 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.

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 faaliyetlerinin 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 ticareti 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 15: Tarafların İlgili Pazarlardaki Faaliyetleri

Doğal gaz/petrol arz zinciri BOTAŞ SOCAR OPCO 1 OPCO 2 OPCO 3

aşaması

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

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 genel 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 dokuzu aynı zamanda ülkemizdeki sınırlı miktardaki üretimi gerçekleştiren şirketler, sekizi ise aynı zamanda boru hatları ithalatı yapan şirketlerdir. Söz konusu 47 lisans sahibinden 17’si 2016 EPDK verilerine göre gayri-faaldir.

47 2016 EPDK Sektör Raporu, s. 24.

(79) Yine EPDK verilerine göre 2016 yılında 45 adet şirket tarafından boru hatlarıyla toptan satış gerçekleştirilmiştir. 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 16: Türkiye doğal gaz toptan satış piyasasının lisans türlerine göre görünümü

Lisans türü Faaliyette bulunan şirket sayısı Satış miktarı (milyon Sm [3])

Uzun Dönemli İthalat Lisansı 8 27.416,41

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 üreticisi 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 (depolama 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 piyasalarında 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 LNG 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 verecek 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 satış 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.

(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 sinyallerini sağlamaktır. Ticaret merkezi ile 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 transfer (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 ilişkilerin 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 pazardır [49].

(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 uluslararası 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 piyasası

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 dinamikler 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 dolayı 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; COMP/M.2681-Conoco/Philipps Petroleum, COMP/M.1383-Exxon/Mobil.

(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 yapılmamıştır.

G.3. Yapılan Tespit ve Değerlendirmeler

G.3.1. İşlemin Niteliği

(90) İlgili işlem BOTAŞ ile SOCAR’ın %(…..)’şer payla 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 itibaren (…..) 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 güçlendiren 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 (2010/4 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 kapsamında 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

(97) Ortak kontrolün 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 oy haklarının birlikte kullanılması ihtimalleri ve belirleyici oyun (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 kurulu (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 çözümün 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 alınması 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 olmayacaktır. 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 kurulmadığı ile ilgilidir. Bunun dışında temel sözleşmelerde ana teşebbüslerin beklenmeyen durumlarla ilgili çekincelere/tedbirlere yer vermiş olması ortak girişimin devamlılığına halel getirmeyecek bir olgudur.

(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 devrinin 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 sermayesinin (…..) 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 bağımsız olarak faaliyet göstereceği değerlendirilmektedir.

(107) Öte yandan, tarafların 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. Hâkim 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” olarak 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 elde 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 taraflarının rakiplerin büyümesini önleyebilecek kapasitede olması ve işlem ile önemli bir rekabetçi gücün ortadan kalkması gibi faktörler ele alınmaktadır [50].

50 Yatay Birleşme Devralmaların Değerlendirilmesi Hakkında Kılavuz, para. 22, 27, 28, 31, 35, 36.

(110) İkinci olarak, eş güdüm doğurucu etkiler, işlem sonucunda ilgili pazardaki rekabetin doğasının bozulması 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 koşullarının 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 yapısının 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 hissedarlık ve ortak girişimlere iştirak ile kendini gösteren yapısal/organik bağlar eşgüdümü kolaylaştıran olgulardır [51].

Doğal gaz ve petrolün aranması ve üretimi

(111) Yukarıda açıklandığı üzere ülkemiz doğal gaz ve petrol rezervleri bakımından oldukça fakir olup bu piyasada 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, planlanan ortak girişimden 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 gidecektir. 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 herhangi bir petrol tankerinin tam olarak hangi tüketiciye ulaştığı dahi bilinmekten uzaktır [52]. Burada dikkat edilmesi gereken husus uluslararası doğal gaz ve petrol boru hatlarının da bölgesel/küresel bir piyasaya işaret etmesidir. Ayrıca bu iletim hatları genellikle 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 COMP/m.6801-Rosneft/TNK-BP.

Doğal gaz üst akış toptan satış piyasası

(114) Yukarıda yer verildiği üzere 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 bulunmamakta, 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 taraftan 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 girişimlerin faaliyetleri arasında ihracat da sayılmış olup uzun 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. İlerleyen dönemde projenin kapasitenin artması da mümkün olup planlanan ortak girişimin 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 foreclosure) 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 kısıtlamasıdır [53].

53 Yatay Olmayan Birleşme Devralmaların Değerlendirilmesi Hakkında Kılavuz, para. 31.

(119) Girdi kısıtlamasında esas alınacak husus, artan girdi maliyetlerinin tüketicilere daha yüksek fiyat uygulamasına sebep olup olmayacağıdır. 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 alınmaktadır [54]. 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 ana 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 açısından 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 miktardaki 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 sağlayabilme gibi dengeleyici ihtimaller de değerlendirmede dikkate alınmalıdır [55].

BOTAŞ’ın iletim faaliyeti ve doğal gaz toptan satış piyasası

(121) Dosya konusu ortak girişimde taraflardan BOTAŞ, ülkemizin hem iletim sistem operatörü hem de yerleşik ticaret şirketidir. 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 ilişkin 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 Değerlendirilmesi Hakkında Kılavuz, para. 48, 49, 51.

(122) Yukarıda yer verildiği üzere, BOTAŞ’ın Doğal Gaz Toptan Satış Fiyatlarını oluşturan unsurlardan biri olan güncel 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 etkileyen 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, pazarın 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 yapmaktadır. 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 hesaplanmaktadır.

-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 Formunda 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’deki 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 likiditenin 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 imkanına yer verecek bir paya sahip olmaması (üst akışta %(…..); alt akışta %(…..)) da dikkate alındığında işlemin bu ilişki bakımından rekabet karşıtı etki doğurmayacağı değerlendirilmektedir.

(126) Dolayısıyla, her ne kadar bildirim konusu işlemin taraflarından 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 anlaşmalardan 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 küreselleşmeye 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/veya 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 şeffaflık 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 depolama sahipliği bakımından BOTAŞ halihazırda tekel konumundadır. Bununla beraber Silivri doğal gaz deposunun %(…..) kapasitesi geçtiğimiz yıl özel sektör oyuncularına kullandırılmıştır. Tuz Gölü deposu ise 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 duyan teşebbüsün 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. Bunlara 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 ve 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. Şirketin 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 farkı ve dolayısıyla depolama maliyetlerinin bu farkla karşılaştırılmasıyla ilgilidir.

57 COMP/M.4545-Statoil/HYDRO; COMP/M.6477-BP/Chevron/ENI/Sonangol/Total/JV.

Üst akış toptan satış piyasası (ithalat/ihracat) ve alt akış toptan satış piyasası

(130) Yukarıda yer verildiği 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 anlaşmalardaki 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 ülkelerle (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 riskine 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 ürünlerinin 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 doğmayacaktır.

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 baktığımızda, 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 bakımından 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 yapılmalıdır. 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.

(135) Yukarıda da yer verildiği üzere tarafların faaliyetlerinin yatay anlamda ortak 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 ihracatı 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 doğal 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 aranması 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 taşınması 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 akış 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 planlanan işlemle 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 sayılı 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.