EN
TR
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 29/12/2022 tarihli toplantısında; 03/10/2013 tarihli ve 4638-1 sayılı Kurul Kararı ile kabul edilen “Doğal Gaz İletim Lisansı Sahibi Şirketlerin Tarifelerine Esas Gelir Tavanlarının Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar" çerçevesinde 23/05/2003 tarihli ve DİL/148-17/021 numaralı iletim lisansı sahibi Boru Hatları İle Petrol Taşıma Anonim Şirketinin (BOTAŞ) 2023-2025 tarife uygulama dönemine ilişkin ekteki Yöntem Bildiriminin onaylanmasına ve söz konusu Kararın Resmî Gazete'de yayımlanmak üzere Cumhurbaşkanlığına gönderilmesine,
karar verilmiştir.
Dördüncü Tarife Uygulama Dönemine İlişkin Yöntem Bildirimi
1. GİRİŞ
Dördüncü Tarife Uygulama Dönenime İlişkin Yöntem Bildirimi (Yöntem Bildirimi) doğal gaz piyasası mevzuatı esas alınarak hazırlanmıştır. Bu dokümanda. Boru Hatları İle Petrol Taşıma Anonim Şirketi'nin (BOTAŞ) iletim ve sevkiyat kontrol tarifelerinin belirlenmesinde ve uygulanmasında izlenen yöntem açıklanmaktadır.
Bu Yöntem Bildirimi, 03/10/2013 tarihli ve 4638-1 sayılı Kurul Kararı eki “Doğal Gaz İletim Lisansı Sahibi Şirketlerin Tarifelerine Esas Gelir Tavanlarının Belirlenmesine İlişkin Usul Ve Esaslar” (Metodoloji) kapsamında belirlenen 01/01/2023 tarihinde başlayan dördüncü uygulama donemi boyunca geçerlidir. Ancak, ilgili Yöntem Bildiriminin sunulması aşamasında öngörülmeyen durumların ortaya çıkması veya piyasadaki gelişmelerin Yöntem Bildiriminde değişiklik yapılmasını gerekli kılması durumunda Kurul tarafından re'sen veya BOTAŞ'ın talebi üzerine Kurul onayı ile değişiklik yapılması mümkündür.
İletim tarifelerinde giriş-çıkış sistemi esas alınmakta olup tarifeler kapasite ve hizmet bedellerinden oluşur. Kapasite bedelleri; 18 giriş noktası, 1 çıkış noktası ve 3 ihracat çıkış noktası için belirlenerek ilgili noktalar için rezerve edilen kapasiteye uygulanır. Ancak, giriş noktaları ve ihracat çıkış noktaları için rezerve edilen kapasiteler konsolide edilmek suretiyle tek bir giriş kapasite bedeli ve tek bir ihracat çıkış bedeli belirlenir ve ilgili noktalar için rezerve edilen kapasiteye uygulanır. Tüm giriş ve ihracat çıkış noktaları için tek bir giriş kapasite bedeli ile tek bir ihracat çıkış bedeli belirlendiği için dönem içerisinde yeni giriş ya da ihracat çıkış noktaları oluşması durumunda herhangi bir revizyon yapılmasına gerek bulunmamaktadır.
Sistemde taşınan gaz miktarına uygulanmak üzere ülke genelinde geçerli olan hizmet bedeli belirlenir.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu (Kurul) tarafından tarife uygulama, döneminin her bir yılı için onaylanan gelir tavanlarının %45’i kapasite bedelleri. %55'i ise hizmet bedeli ile karşılanır.
Bu dokümanda sevkiyat kontrol bedelleri olarak, BOTAŞ İletim Şebekesi İşleyiş Düzenlemelerine İlişkin Esaslar (ŞİD) uyarınca dengesizlik, düzensizlik, hizmet kesintisi, kesinti dengeleme ve asgari basınç bedellerine yönelik hesaplama metodolojisine yer verilmiştir.
Bu dokümanda geçen;
• Kış Dönemi; 1 Kasım günü saat 08:00‘da başlayıp 1 Nisan günü saat 08:00'da sona eren dönemi,
• Ara Dönem; Nisan, Eylül ve Ekim aylarını içeren donemi,
• Yaz Dönemi; 1 Mayıs günü saat 08:00'da başlayıp 1 Eylül günü saat 08:00'da sona eren dönemi
ifade eder.
2. İLETİM TARİFELERİ
Kapasite ve hizmet, bedellerinden oluşan iletim tarifeleri aşağıdaki şekilde hesaplanır.
2.1. Kapasite Bedellerine Esas Noktalar
İletim şebekesinin kapasite bedellerine esas alınan noktaların tanımları aşağıda belirtilmektedir:
Giriş 1: Rusya-Türkiye Doğal Gaz Boru Hattı ile Türkiye'ye giriş yapan doğal gazını miktarları ile kalitesinin belirlendiği Malkoçlar Ana Ölçüm İstasyonu'dur.
Giriş 2: Marmara Ereğlisi LNG Terminalinde, iletim şebekesine sevk edilen gazlaştırılmış LNG'nin miktarlarının ve kalite değerlerinin belirlendiği ölçüm ünitesinin çıkış vanasının çıkış tarafıdır.
Giriş 3: Mavi Akını Doğal Gaz Boru Hattı ile Türkiye’ye giriş yapan doğal gazın, miktarları ile kalitesinin belirlendiği Durusu Ana Ölçüm İstasyonu'dur.
Giriş 4: İran-Türkiye Doğal Gaz Boru Hattı'nın Türkiye sınırına girdiği nokta olup, teslim alınan miktarlar ve kalite değerleri İran tarafındaki Bazargan Ölçüm İstasyonu'nda belirlenir.
Giriş 5: Azerbaycan-Türkiye Doğal Gaz Boru Hattı ile Türkiye'ye giriş yapan doğal gazın, miktarları ile kalitesinin belirlendiği Türkgözü Ana Ölçüm İstasyonu'dur.
Giriş 6: Egegaz Aliağa LNG Terminalinde, iletim şebekesine sevk edilen gazlaştırılmış LNG’nın miktarlarının ve kalite değerlerinin belirlendiği ölçüm ünitesinin çıkış vanasının çıkış tarafıdır.
Giriş 7: BOTAŞ Kuzey Marmara ve Değirmenköy-Silivri Doğal Gaz Yeraltı Depolarından çekilerek iletim şebekesine sevk edilen doğal gazın miktarlarının ve kalite değerlerinin belirlendiği ölçüm ünitesinin çıkış vanasının çıkış tarafıdır.
Giriş 8: TP Akçakoca Üretim Tesislerinden iletim şebekesine sevk edilen doğal gazın miktarlarının ve kalite değerlerinin belirlendiği ölçüm ünitesinin çıkış vanasının çıkış tarafıdır.
Giriş 9: TEMI Edirne Üretim Tesislerinden iletim şebekesine sevk edilen doğal gazın miktarlarının ve kalite değerlerinin belirlendiği ölçüm ünitesinin çıkış vanasının çıkış tarafıdır.
Giriş 10: ETKİ Aliağa FSRU Terminalinde, iletim şebekesine sevk edilen gazlaştırılmış LNG'nin miktarlarının ve kalite değerlerinin belirlendiği ölçüm ünitesinin çıkış vanasının çıkış tarafıdır.
Giriş 11: Tuz Gölü Yeraltı Depolama Tesisinden çekilerek iletim şebekesine sevk edilen doğal gazın miktarlarının ve kalite değerlerinin belirlendiği ölçüm ünitesinin çıkış vanasının çıkış tarafıdır,
Giriş 12: MARSA Gelibolu Üretim Tesislerinden iletini şebekesine sevk edilen doğal gazın miktarlarının ve kalite değerlerinin belirlendiği ölçüm ünitesinin çıkış vanasının çıkış tarafıdır.
Giriş 13: Dörtyol LNG Terminalinde, iletim şebekesine sevk edilen gazlaştırılmış LNG’nın miktarlarının ve kalite değerlerinin belirlendiği ölçüm ünitesinin çıkış vanasının çıkış tarafıdır.
Giriş 14: Trans Anadolu Doğal Gaz Boru Hattı Projesi (TANAP) Boru Hattından Eskişehir İli Seyitgazi İlçesinde iletim şebekesine sevk edilen doğal gazın miktarlarının ve kalite değerlerinin belirlendiği ölçüm ünitesinin çıkış vanasının çıkış tarafıdır.
Giriş 15: Türk Akımı Kıyıköy Doğal Gaz Boru Hattı ile Türkiye'ye giriş yapan doğal gazın, miktarları ile kalitesinin belirlendiği Kırklareli Kıyıköy’deki Ana Ölçüm İstasyonu’dur.
Giriş 16: Tanap Trakya noktasından BOTAŞ İletim Sistemine giriş yapan doğal gazını miktarları ile kalitesinin belirlendiği Tekirdağ Şarköy'deki Ana Ölçüm İstasyonu’dur.
Giriş 17: Saros FSRU Terminalinde, iletim şebekesine sevk edilen gazlaştırılmış LNG'nin miktarlarının ve kalite değerlerinin belirlendiği ölçüm ünitesinin çıkış vanasının çıkış tarafıdır.
Giriş 18: TP Filyos Karadeniz Üretim Tesislerinden İletim Şebekesine sevk edilen doğal gazın miktarlarının ve kalite değerlerinin belirlendiği ölçüm ünitesinin çıkış vanasının çıkış tarafıdır.
Çıkış Noktası: Taşıyıcı tarafından teslim alınan doğal gazın. Taşıtanlara veya onlar adına hareket edenlere teslim edildiği tüm çıkış noktaları, tek bir çıkış zonu içinde yer alıyor olarak değerlendirilmiştir.
İhracat Çıkış Noktası (Yunanistan): Türkiye - Yunanistan Doğal Gaz Boru Hattı’nın Yunanistan sınırına girdiği nokta olup, teslim edilen miktarlar ve kalite değerleri Yunanistan tarafındaki Kipi Ölçüm İstasyonunda belirlenir.
İhracat Çıkış Noktası (Bulgaristan): Türkiye - Bulgaristan Doğal Gaz Boru Hattı'nın Bulgaristan sınırına girdiği nokta olup, teslim edilen miktarlar ve kalite değerleri Malkoçlar Ölçüm İstasyonunda belirlenir. (Malkoçlar noktasından ihracat yapılması durumunda kullanılacak nokta olarak tanımlanmıştır.)
İhracat Çıkış Noktası (Nahçıvan): Türkiye - Nahçıvan Özerk Cumhuriyeti (Azerbaycan)
Doğal Gaz Bora Hattı’nın Nahcivan sınırına girdiği nokta olup, teslim edilen doğal gaz miktarları ve kalite değerleri Türkiye tarafındaki Dilucu Sınır Kapısı yakınında inşa edilen DİLUCU FMS Ölçüm İstasyonunda belirlenir.
2.2. Kapasite Bedelleri İçin Öngörülen Gelir Tavanının Tahsisi
İlgili yıl için onaylanan gelir tavanının %45’inin kapasite bedelleri üzerinden karşılanması esastır. Bu tutarın ihracat çıkış noktasının toplam yatının harcaması (CAPEX) içerisindeki oranına tekabül eden kısmı ihracat çıkış noktası için gelir tavanı olarak belirlenir, kalan kısım diğer noktalara tahsis edilir. İhracat çıkışa tahsis edilen gelir tavanı hariç tutarın Bölüm 2.1.’de tanımlanan noktalara ait kapasite bedellerine tahsisinde ilgili noktaların sabit kıymet değeri ve iletim stoku maliyeti dikkate alınır.
Her bir noktaya tahsis edilen gelir tavanı Eşitlik (1)‘e göre hesaplanır.
Bu eşitlikte geçen;
i : Bölüm 2.1. 'de tanımlanan her bir noktayı (ihracat çıkış noktası hariç),
n : Bölüm 2.1.'de tanımlanan toplam nokta sayısını (ihracat çıkış noktası hariç),
NGTi : i noktasına tahsis edilen gelir tavanını,
KGT : İhracat çıkış noktası hariç kapasite bedellerine tahsis edilen gelir tavanını,
SKDi : i noktası için tarife hesaplamalarında esas alınan sabit kıymet değerini.
İSMi : i noktası için tarife hesaplamalarında esas alınan iletim stoku maliyetini
ifade eder.
2.3. Kapasite Bedellerinin Hesaplanması
Giriş noktaları için ilgili yılda geçerli olan kapasite bedeli (TL/Sm3-Gün) Eşitlik (2)’ye göre hesaplanır.
Bu eşitlikte geçen;
j : Bölüm 2.1'de tanımlanan her bir giriş noktasını,
m : Bölüm 2.1'de tanımlanan toplam giriş noktası sayısını,
GKB : Giriş kapasite bedelini.
NGTj : j noktasına tahsis edilen gelir tavanını,
KMj : j noktası için öngörülen yıllık kapasite rezervasyon miktarını (Sm3), ifade eder.
Çıkış ve ihracat çıkış noktaları için ilgili yılda geçerli olan kapasite bedeli (TL/Sm3-Gün). Bölüm 2.2. kapsamında hesaplanan gelir tavanlarının ilgili nokta için öngörülen/kesinleşen yıllık rezerve kapasite miktarına bölünmesi suretiyle elde edilir.
Yeraltı depolama tesisleri giriş noktalarında iletim çıkış kapasite bedelinin %10'u uygulanır.
ŞİD’in “Atıl Kapasite Uygulama Esasları’' başlıklı 2.1.4. maddesi kapsamında rezerve edilen kapasiteler için uygulanacak atıl kapasite bedelleri, anılan maddede tanımlanmış dönem katsayılarının ilgili nokta için geçerli olan kapasite bedeli ile çarpılması suretiyle hesaplanır.
ŞİD'in "Atıl Kapasite Uygulama Esasları” başlıklı 2.1.4. maddesi uyarınca, depolama tesislerine (LNG Terminalleri hariç) bağlı giriş ve çıkış noktalarında;
• günlük kapasite bedeli olarak, ilgili noktalar için belirlenen atıl kapasite bedellerinin 2 katı,
• aylık kapasite bedeli olarak, ilgili noktalar için belirlenen atıl kapasite bedellerinin 1.3 katı
uygulanır.
2.4. İletim Hizmet Bedelinin Hesaplanması
İlgi yıl için uygulanacak olan iletim hizmet bedeli (TL/Sm3) Eşitlik (3)'e göre belirlenir.
Bu eşitlikte geçen;
İHB : İletim hizmet bedelini.
HGT : İletim hizmet bedeline tahsis edilen gelir tavanını (Gelir Tavanının %55'i),
SHB : Taşıtanlara standart sunulan hizmet karşılığı uygulanan bedeli,
TS : Bir önceki gaz yıl için STS imzalamış taşıtan sayısını,
TGA : Öngörülen toplam gaz akış miktarını (Sm3),
ifade eder.
Taşıyıcı tarafından taşıtanlara standart olarak sunulan iletim hizmetleri karşılığında belli bir bedelin alınması gerekmekte olup, söz konusu bedel Eşitlik (4)'e göre hesaplanır. Yıllık olarak hesaplanan bu bedel, Standart Taşıma Sözleşmesi (STS ) imzalanan taşıtanlar tarafından aylık eşit taksitler halinde ödenir.
Bu eşitlikte geçen;
SHB : Standart hizmet bedelini,
HGT : İletim hizmet bedeline tahsis edilen gelir tavanını (Gelir Tavanının %55'i),
TS : Bir önceki gaz yıl için STS imzalamış taşıtan sayısını,
ifade eder.
Yeraltı depolama tesisleri giriş noktalarında iletim hizmet bedelinin %10’u uygulanır.
2.5. Kapasite Aşını Ücretinin Hesaplanması
Kapasite aşım ücreti, her bir giriş noktası ve çıkış noktası bazında olmak üzere, rezerve kapasitenin aşıldığı her gün için ilgili noktaya ait kapasite bedelinin ŞİD'in 2.8.2. maddesinde tanımlanmış dönem katsayıları ile çarpılması suretiyle hesaplanır ve rezerve kapasitenin aşıldığı miktar için ilgili Taşıtana tahakkuk ettirilir.
3. SEVKİYAT KONTROL TARİFELERİ
Sevkiyat kontrol tarifeleri kapsamındaki bedeller; sistem dengelemesine katılım bedeli, kesinti dengeleme bedeli, hizmet kesinti bedeli ve basınç kaybı bedelinden oluşur.
3.1. Sistem Dengelemesine Katılım Bedeli
Sistem dengelemesine katılım bedeli, günlük dengesizlik ücretleri ile düzenleme ve Taşıma Miktar Değişiklik Bildirimi (TMDB) ücretlerini kapsar.
3.1.1. Günlük Dengesizlik Ücretleri
Günlük dengesizlik ücretleri ŞİD hükümleri uyarınca hesaplanacaktır.
3.1.2. Düzenleme Ücreti
Düzenleme ücreti, ilgili giriş ve çıkış noktaları içim ilgili günde programda belirtilen giriş ve çıkış miktarları ile gerçekleşen miktarlar arasındaki farkın, ŞİD'de yer alan düzenlenmiş tolerans miktarlarını aşan miktarları için taşıtanlar tarafından ödenecek bedel olup, Eşitlik (5)'e göre hesaplanır.
DÜ = TMMD x İHB x 0.20 (5)
Bu eşitlikte geçen;
DÜ : Düzenleme ücretini.
TMMD : Giriş ve çıkış noktalarında oluşan düzenlenmiş tolerans miktarını aşan kısmın mutlak değerini,
İHB : İlgili yıl için Bölüm 2.4. çerçevesinde hesaplanan bedeli, ifade eder.
3.1.3. TMDB Ücreti
TMDB ücreti, ilgili giriş ve çıkış noktaları için, ilgili günde TMB'de belirtilen miktar ile TMDB'de belirtilen miktar arasındaki farkın, ŞİD'de yer alan kullanılmayan düzenlenmiş tolerans miktarlarını aşan miktarları için taşıtanlar tarafından ödenecek bedel olup, Eşitlik (6)’ya göre hesaplanır.
TMDBÜ = TMBMD x İHB x 0,10 (6)
Bu eşitlikte geçen;
TMDBÜ : TMDB ücretini
TMBMD : İlgili günde, ilgili noktadaki TMB ve TMDB miktarları arasındaki farkın düzenleme ücreti hesaplamasında ilgili nokta için kullanılmayan düzenlenmiş tolerans miktarını aşan kısmının mutlak değerini,
İHB : İlgili yıl için Bölüm 2.4. çerçevesinde hesaplanan bedeli
ifade eder.
3.1.4. Hizmet Kesintisi Bedeli
Taşıtanın ŞİD'e uygun davranması koşuluyla, taşıyıcının işletme hatası sonucunda sistem dengesinin bozulması ve kesintiye yol açılması durumunda, taşıyıcı tarafından kesinti veya azaltmaya uğrayan taşıtanlara ödenen ve ŞİD'de düzenlenen tutarın hesaplanmasına esas hizmet kesintisi bedeli Eşitlik (7)’ye göre hesaplanır.
HKB = İHB x 2 (7)
Bu eşitlikte geçen;
HKB : Hizmet kesinti bedelini.
İHB : İlgili yıl için Bölüm 2.4. çerçevesinde hesaplanan bedeli, ifade eder.
3.1.5. Kesinti Dengeleme Bedeli
Bir taşıtanın günlük çekişinin günlük girişinden fazla olması sonucu, sistem dengesinin bozulması nedeniyle taşıyıcının başka bir taşıtana yaptığı doğal gaz teslimlerinde kesinti veya azaltmaya gitmesi durumunda, buna neden olan taşıtanın bundan etkilenen taşıtana ödenmek üzere, taşıyıcıya ödemekle yükümlü olduğu ve ŞİD’de düzenlenen tutarın hesaplanmasına esas kesinti dengeleme bedeli Eşitlik (8)’e göre hesaplanır.
KDB = GRF x 0,5 (8)
Bu eşitlikte geçen;
KDB : Kesinti dengeleme bedelini,
GRF : ŞİD çerçevesinde düzenlenen günlük referans fiyatını,
ifade eder.
3.1.6. Basınç Kaybı Bedeli
ŞİD'in 11.2.5 ve 11.2.6 maddeleri uyarınca asgari teslim basıncının altında doğal gaz teslim edildiği günlerde ilgilisi tarafından basınç kaybı bedeli Eşitlik (9)‘a göre hesaplanır.
BKB = M x 0,00055 x (1+AP) x GRF (9)
Bu eşitlikte geçen;
BKB : Basınç kaybı bedelini.
M : ŞİD’in 11.2.5 ve 11.2.6 maddeleri kapsamında belirlenen miktarı.
AP : İlgili giriş ve çıkış noktalarında olması gereken basınç değerleri ile fiilen gerçekleşen basınç değerleri arasındaki farkını,
GRF : ŞİD çerçevesinde düzenlenen günlük referans fiyatını,
ifade eder.
