Rekabet Kurumu - Karar Sayı 18-14/254-120

Rekabet Kurumu Başkanlığından,
REKABET KURULU KARARI
Dosya Sayısı : 2018-1-24 (Ortak Girişim)
Karar Sayısı : 18-14/254-120
Karar Tarihi : 08.05.2018
A. TOPLANTIYA KATILAN ÜYELER
Başkan : Prof. Dr. Ömer TORLAK
Üyeler : Arslan NARİN, Adem BİRCAN, Şükran KODALAK, Mehmet AYAN
B. RAPORTÖRLER: Remzi Özge ARITÜRK, Emine TOKGÖZ, Hakan EREK,
Öykü SARIASLAN
C. BİLDİRİMDE
BULUNAN : Boru Hatları ile Petrol Taşıma A.Ş.
Bilkent Plaza A-2 Blok 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:
18-14/254-120
2/31
Tablo 1: Ülkemizde Kaynaklar Bazında Birincil Enerji Tüketimi (2015)
Birincil Kaynak Birincil Enerji Tüketimindeki Payı (%)
Doğal gaz 31,0
Petrol 30,0
Kömür 27,0
Hidro 4,5
Diğer yenilenebilir 7,5
Kaynak: TPAO 2016 Ham Petrol ve Doğal Gaz Sektör Raporu
(6) Birincil enerji tüketimimizde önemli payı 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 Sm3 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
Sm3 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 Sm3 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 Sm3 olarak gerçekleşecektir1. Aşağıdaki tabloda 2015 ve 2016
yılı sonları itibarıyla doğal gaz tüketiminin sektörlere göre dağılımı yer almaktadır:
Tablo 2: Doğal Gaz Tüketiminin Sektörel Dağılımı (Sm3)
Sektör 2015 2016 %
Dönüşüm/Çevrim Sektörü (Elektrik santralleri) 19.010,67 16.730,31 36
Sanayi Sektörü 13.965,52 14.094,99 30
Konut 11.000,36 11.620,38 25
Hizmet Sektörü 3.160,64 3.098,73 7
Ulaşım Sektörü 423,11 397,37 1
Enerji Sektörü 302,34 346,30 1
Diğer 136,62 106,97 1
Toplam 47.999,26 46.395,06 ~100
Kaynak: EPDK 2016 Doğal Gaz Sektör Raporu
(7) BOTAŞ, 15.08.1974 tarihinde Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı’na (TPAO) bağlı
olarak Irak’tan Ceyhan’a ham petrol taşımak üzere kurulmuş; tüzel kişiliğe sahip
faaliyetlerinde özerk ve sorumluluğu sermayesi ile sınırlı bir İktisadi Devlet Teşekkülü
olarak yapılandırılmıştır. 1987’den bu yana BOTAŞ’ın ham petrol boru hattı faaliyeti,
doğal gaz taşımacılığı ve 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.
18-14/254-120
3/31
(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.
18-14/254-120
4/31

Tablo 3: BOTAŞ’ın Mevcut İthalat Sözleşmeleri
Anlaşma,
(kaynak ve gazın
niteliği)
Miktar (milyar
m3/yıl)
Teslimat
başlangıç
tarihi
Süre Anlaşmanın
bitiş tarihi
Bugünkü
operasyonellik
durumu
(…..) (…..) (…..) (…..) (…..) devrede
(…..) (…..) (…..) (…..) (…..) devrede
(…..) (…..) (…..) (…..) (…..) devrede
(…..) (…..) (…..) (…..) (…..) devrede
(…..) (…..) (…..) (…..) (…..) devrede
(…..) (…..) (…..) (…..) (…..) devrede
(…..)3 (…..) (…..) (…..) (…..) devrede
(…..) (…..) (…..) (…..) (…..) -
(…..)4 (…..) (…..) (…..) (…..) -
(…..)5 (…..) (…..) (…..) (…..) -
Kaynak: Bildirim Formu ve ekleri
Tablo 4: Kaynak Ülkelere Göre Doğal Gaz İthalat Miktarları (milyon Sm3)
Rusya İran Azerbaycan Cezayir Nijerya Spot LNG Toplam
2016 24.540 7.705 6.480 4.284 1.220 2.124 46.352
Dağılım (%) 52,94 16,62 13,98 9,24 2,63 4,58 ~100,00
Kaynak: EPDK 2016 Doğal Gaz Sektör Raporu
(13) BOTAŞ ayrıca (…..) çerçevesinde 0,75 milyar m3/yıl doğal gaz ihraç etmektedir.
EPDK’nın 2016 verilerine göre aynı yıl ihracat lisansı sahibi sekiz şirketten sadece
BOTAŞ faaliyette bulunmuştur.
(14) Aşağıda anlatılacağı üzere doğal gaz 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
kapasitesi (Sm3)
Günlük gazlaştırma
kapasitesi (Sm3)
Marmara Ereğli (LNG) (…..) (…..) (…..)6
Aliağa (LNG) (…..) (…..) (…..)7
ETKİ Liman (Neptune) (FSRU)8 (…..) (…..) (…..)
Dörtyol FSRU (…..) (…..) (…..)
(…..) (…..)
Kaynak: Bildirim Formu ve ekleri


3 Yakıt gazı olarak kullanılmaktadır.
4 (…..).
5 (…..).
6 2018 Şubat itibarıyla bu değere ulaşmıştır. Daha önce bu değer (…..) Sm3’tür.
7 2017 Ekim itibarıyla bu değere ulaşmıştır.
8 Kurulumuzun 20.02.2018 tarih ve 18-06/91-46 sayılı karar ile Neptune tesisinin sahipliği Engie S.A.’dan Total
S.A.’ya geçmiştir. Kalyon/Kolin/İska ise Etki Liman İşletmeleri Doğalgaz İthalat ve Ticaret A.Ş.’nin sahibidir.
18-14/254-120
5/31
(15) Tablo’da yer alan tüm tesislere üçüncü tarafların ayrımcı olmayan ve şeffaf erişimi için
4646 sayılı Kanun ve “Sıvılaştırılmış Doğal Gaz Depolama Tesisi Temel Kullanım Usul
ve Esaslarının Belirlenmesine Dair Yönetmelik” uyarınca EPDK tarafından Kullanım
Usul ve Esaslar (KUE) yayımlanmaktadır. Bu çerçevede BOTAŞ kontrolündeki Dörtyol
FSRU’ya üçüncü tarafların 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
Sm3/yıl’dır. Terminalin Günlük Gazlaştırma Kapasitesi 15 milyon Sm3/gün olup uygun
koşullar oluşması halinde bu miktar yaklaşık 20 milyon Sm3/gün’e (Azami Günlük
Gazlaştırma Kapasitesi) kadar çıkabilmektedir.
(16) Marmara Ereğli 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 düzenlenmektedir9. 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 Sm3 olmuştur10.
(17) LNG terminalleri ve FSRU’lar gibi özellikle puant (mevsimsellik ya da arz kısıtı
sebebiyle talebin çok arttığı) zamanlarda önemli olmakla beraber aşağıda anlatılacağı
gibi daha esnek ve bölgesel/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 Sm3)
Katar 919,29
Trinidad ve Tobago 332,12
ABD 242,86
Nijerya 178,06
Mısır 99,47
Norveç 90,41
Fransa 90,17
Belçika 85,99
Hollanda 85,35
Toplam 2.123,72


9 Bahse konu KUE’ler piyasa dinamikleri göz önünde bulundurularak EPDK tarafından zaman zaman
güncellenmektedir.
10 EPDK 2016 Doğal Gaz Sektör Raporu, s. 23.
18-14/254-120
6/31
(19) EPDK 2016 Doğal Gaz Sektör Raporu’nda yer alan bilgilere göre, ithalatçı şirketlerce
ithal edilen LNG formundaki doğal gazın bir kısmının Marmara Ereğlisi ve Aliağa LNG
Terminallerinden LNG formunda temin edilerek piyasaya satışını gerçekleştiren Toptan
Satış ve İthalat Lisansı sahibi şirketlerin 2016 yılındaki toptan satış miktarı 572,62
milyon Sm3 olarak gerçekleşmiştir. 2016 yılında LNG formunda toptan gaz satışı yedi
adet şirket tarafından gerçekleştirilmiştir.
(20) LNG terminalleri ve FSRU’lar yanında yer 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:
Tablo 7: BOTAŞ’ın Depolama Faaliyetleri
Yer altı depolama
projeleri
Bugünkü yıllık
depolama
kapasitesi (milyar
Sm3)
Bugünkü günlük
geri üretim
kapasitesi
(milyon Sm3)
Projenin 2023’te
tamamlanmasıyla
yıllık kapasite
(milyar Sm3)
Projenin 2023’te
tamamlanmasıyla
günlük kapasite
(milyon Sm3)
Kuzey Marmara
(Silivri)11
(…..) (…..) (…..) (…..)
Tuz Gölü (…..) (…..) (…..) (…..)
Kaynak: Bildirim Formu ve ekleri
(21) Kuzey Marmara Silivri 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 (…..) (…..) (…..)
Konut (…..) (…..) (…..)
Sanayi (…..) (…..) (…..)
Yeniden satıcılar (Socar Turkey Petrokimya
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
13 EPDK 2016 Doğal Gaz Sektör Raporu, s. 22.
14 (…..).
18-14/254-120
7/31
(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.
17A. A. Knoplyanik, “Russian Gas at European Energy Market: Why Adaptation is Inevitable”, Energy Strategy
Reviews, 1, 2012, s. 43.
18 (…..)
19 Southern Gas Corridor Joint Stock Company.
18-14/254-120
8/31
(28) SOCAR’ın ülkemizde 35 iştiraki bulunmaktadır. Şirketin TANAP ve BTC yanında
Türkiye enerji piyasalarındaki iştirakleri şunlardır:
-SOCAR Turkey Petrokimya A.Ş. (STPAŞ)
-SOCAR Turkey LNG Satış A.Ş. (SOCAR LNG)
-SOCAR Gaz Ticareti A.Ş. (SOCAR Gaz Ticaret)
-TANAP Doğal Gaz İletim A.Ş. (TANAP İletim)
-SOCAR Turkey Enerji A.Ş. (STEAŞ) (hisse dağılımı: %87 SOCAR, %13 Goldman
Sachs International)
-SOCAR Turkey Petrol Enerji Dağıtım Sanayi ve Ticaret A.Ş. (SOCAR 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…..).


18-14/254-120
9/31
(33) Basit Çoğunluk ((…..) olumlu oy) aranan karar:


(…..TİCARİ SIR…..).


(34) Tüm bu düzenlemelerden TANAP’ın SOCAR, BOTAŞ ve BP’nin ortak 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 (%)
(…..) (…..)
(…..) (…..)
(…..) (…..)
Toplam 100,00
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 (…..) Sm3 olmuştur (Türkiye
piyasasının yaklaşık %(…..)’si).21

20 Toptan satış lisansı devam etmektedir.
21 (…..).
18-14/254-120
10/31
(41) SOCAR LNG ve SOCAR Petrol, sahip oldukları lisanslar ile ülkemizde LNG ve CNG22
satışı yapmaktadır. Ülkemizin yıllık doğal gaz tüketiminin 50 milyar Sm3’ü geçtiği ve
Türkiye doğal gaz piyasasında LNG’nin yıllık toplam tüketim miktarının 2016 yılı sonu
itibarıyla 561 milyon Sm3 olduğu düşünüldüğünde bu miktarların etkisi oldukça sınırlıdır:
Tablo 10: SOCAR’ın Ülkemizdeki LNG ve CNG Satışları (milyon m3)
2015 2016 2017
LNG Satış miktarı (…..) (…..) (…..)
CNG Satış Miktarı (…..) (…..) (…..)
Toplam (…..) (…..) (…..)
Kaynak: Bildirim Formu
(42) SOCAR Petrol’ün sahip olduğu 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.
18-14/254-120
11/31
(47)

(…..TİCARİ SIR…..)


(48)

(…..TİCARİ SIR…..)


G.1.3.2. Faaliyet Şirketi 2 (OPCO 2) ((…..))
(49) Planlanan işlem kapsamında kurulacak Faaliyet Şirketi 2’nin, öncelikle Türkiye
piyasasında ve sonrasında yakın coğrafyadaki piyasalarda,(…..)23.
(50)

(…..TİCARİ SIR…..)24.


(51) Bildirim 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.
18-14/254-120
12/31
Şekil 1: Doğal Gaz Arz-Değer Zinciri

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 Sm3 Dünya %
1 ABD 769 21,4
2 Rusya Federasyonu 638 17,8
3 Iran 184 5,1
4 Katar 164 4,6
5 Kanada 164 4,6
6 Çin Halk Cumhuriyeti 134 3,7
7 Norveç 122 3,4
8 Suudi Arabistan 87 2,4
9 Türkmenistan 83 2,3
10 Cezayir 82 2,3
Geri kalan ülkeler 1163 32,4
Kaynak: OECD 2016, Key World Energy Statistics

Tablo 12: Net İhracatçı ve İthalatçı Ülkeler
Net İhracatçı Ülkeler Milyar Sm3 Net İthalatçı Ülkeler Milyar Sm3
1 Rusya Federasyonu 192 Japonya 117
2 Katar 115 Almanya 73
3 Norveç 115 İtalya 61
4 Kanada 59 Çin Halk Cum. 56
5 Türkmenistan 51 Türkiye 48
6 Cezayir 44 Kore 43
7 Endonezya 33 Fransa 39
8 Avustralya 28 Meksika 37
9 Malezya 25 İngiltere 31
10 Nijerya 25 İspanya 27
Geri kalan ülkeler 143 Geri kalan ülkeler 280
Kaynak: OECD 2016, Key World Energy Statistics


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

ÜRETİM

Ulusal Boru
Hattı

Sıvılaştırma

LNG
Taşınması


Yeniden
Gazlaştırma


Ulusal Boru
Hattı (İletim )


Ulusal Boru
H. ( dağıtım )


Tüketim


Uluslararası
Boru Hattı

Depolama


18-14/254-120
13/31
(55) Son yıllarda enerji sektöründe ön plana çıkan en önemli gelişmelerin başında iklim
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:



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.
P0+index
18-14/254-120
14/31
(59) P0, “baz fiyat” iken endeks, baz fiyatın zaman içerisinde nasıl değişeceğini belirler. Bu
formül, üç ayda bir önceki 6-9 ayın petrol fiyatlarının ortalamasına göre fiyatların
güncellenmesi şeklinde işler. Piyasayı etkileyen en önemli faktörler rakip yakıtların
fiyatları, GSMH büyüme oranları, enflasyon ve vergi, sanayi yapısı, çevre ile ilgili
düzenlemeler ile diğer ülke/bölgeye özgü faktörlerdir. Sözleşmelerde yer alan “fiyatın
gözden geçirilmesi” maddesi ise genel olarak üç yılda bir yeniden belirlenmesidir.31
(60) Gazın fiyatlama mekanizması açısından, dünyayı dört bölgeye ayırmak mümkündür. Bu
bölgeler fiyatın Ulusal Dengeleme Noktası ya da ticaret merkezinde oluştuğu ve
dolayısıyla gazın gazla rekabet edebildiği, spot fiyatlamanın egemen olduğu İngiltere ve
ABD ile; fiyatın petrole endeksli olduğu Avrupa32 ve Kuzeydoğu Asya. Ticaret
merkezlerinin (hub; gazin gazla rekabet edebildiği fiziksel/sanal noktalar) oluşumu ve
likit toptan satış piyasalarının oluşmaya başlamasıyla beraber petrole endeksli
fiyatlamanın yanında arz-talep koşullarına göre belirlenen spot fiyatlama önem
kazanmaya başlamıştır. Fiyatlamanın petrole endeksli katı 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.
18-14/254-120
15/31
(63) Doğal gazın fiyatlaması ya da ithalat sözleşmelerinde yer alan fiyatlama formülü ulusal
pazarda rekabetin oluşturulması/geliştirilmesi açısından oldukça 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 mevcuttur36.
Uluslararası Boru Hattı Projeleri ve ÜTE Rejimi
(65) Uluslararası projelerin müzakere aşamaları ve nihai sözleşmelerin maddeleri ulusal
piyasaların rekabetçi gelişimi açısından büyük önem taşımaktadır. Avrupa Komisyonu
(Komisyon), arz güvenliği ve rekabet 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.
18-14/254-120
16/31
(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 bcm40), 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 kısmı42 ile hem ülkemiz arz
güveliğine hem de üst akış toptan satış piyasasında tedarikçi Gazprom’un hakim
durumunu yumuşatarak gazın gazla rekabetine katkı sağlayacaktır.
(69) Bu 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 hükümleri43 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.
18-14/254-120
17/31
(70) Tüm bu gelişmeler, likit bir toptan satış piyasası ve ticaret merkezi inşası hedeflerinin
pek çok kurumsal reform, önemli gaz kaynakları, sağlam altyapı, esnek arz kaynakları
ve tecrübeli ticari oyuncuları bir arada gerekli kıldığını göstermektedir. Bu çerçevede
kurulacak Ortak Girişim’in gittikçe küreselleşen doğal gaz ticaretinin her alanında
tecrübe sahibi olacağı düşünüldüğünde ülkemizin gerek fiziki gerekse de kurumsal
altyapısına ve ticaret merkezi olma hedefimize hizmet edeceği düşünülmektedir.
Aşağıda ülkemiz toptan satış piyasasının gelişimine yer 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 Sm3)
Şirket Unvanı Toplam Miktar Dağılım (%)
BORU HATLARI İLE PETROL TAŞIMA A.Ş. 37.556,57 81,02
ENERCO ENERJİ SANAYİ VE TİCARET A.Ş. 2.096,42 4,52
BOSPHORUS GAZ CORPORATİON A.Ş. 2.041,14 4,40
AKFEL GAZ SANAYİ VE TİCARET A.Ş. 1.991,99 4,30
BATI HATTI DOĞALGAZ TİCARET A.Ş. 949,40 2,05
KİBAR ENERJİ A.Ş. 858,43 1,85
AVRASYA GAZ A.Ş. 418,85 0,90
EGE GAZ A.Ş. 252,46 0,54
SHELL ENERJİ A.Ş. 186,90 0,40
Toplam 46.352,17 100,00
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 Sm3)
Şirket 2015 2016 2017
BOTAŞ 40.367,68 % 84,10 36.415,72 %78,49 42.716,12 %80,11
Diğer tedarikçiler 7.631,60 % 15,90 9.979,34 %21,51 10.603,04 %19,89
Toplam 47.999,28 %100,00 46.395,06 %100,00 53.319,16 %100,00
Kaynak: Bildirim Formu
(73) Yukarıda yer verildiği üzere LNG’nin payı ülkemiz toplam ithalatında payını gittikçe
artırmakta 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.
18-14/254-120
18/31
(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 sayılmıştır45:
- 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.
18-14/254-120
19/31
G.2. İlgili Pazar
G.2.1. İlgili Ürün Pazarları
(77) Yukarıda yer verilen bilgi ve belgeler dikkate alındığında tarafların gaz ve petrol arz-
değer zincirinin birçok aşamasında 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
aşaması
BOTAŞ SOCAR OPCO 1 OPCO 2 OPCO 3
Doğal gaz ve petrolün aranması
ve üretimi
(…..) (…..) (…..) (…..) (…..)
Doğal gaz ve petrolün
uluslararası hatlarla taşınması
(…..) (…..) (…..) (…..) (…..)
Uluslararası doğal gaz ve petrol
boru hatlarına yönelik teknik
hizmetler
(…..) (…..) (…..) (…..) (…..)
Doğal gazın ulusal iletim hattının
işletmeciliği
(…..) (…..) (…..) (…..) (…..)
Doğal gaz depolama hizmetleri (…..) (…..) (…..) (…..) (…..)
LNG tesisleri hizmetleri (…..) (…..) (…..) (…..) (…..)
Doğal gaz üst akış toptan satış
piyasası (ithalat/ihracat)
(…..) (…..) (…..) (…..) (…..)
Doğal gaz alt akış toptan satış
piyasası (ulusal; taşıtanlar,
yeniden satıcılar)
(…..) (…..) (…..) (…..) (…..)
Petrol rafinaj hizmetleri (…..) (…..) (…..) (…..) (…..)
Petrol ürünlerinin dağıtımı/toptan
ticareti
(…..) (…..) (…..) (…..) (…..)
(78) Ülkemizde bu piyasalardaki 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.
18-14/254-120
20/31
(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 Sm3)
Uzun Dönemli İthalat Lisansı 8 27.416,41
Toptan Satış Lisansı (Üretim Harici) 15 8.964,42
Spot (LNG) İthalat Lisansı 13 5.987,85
Toptan Satış Lisansı (Üretim yapan) 9 164,16
Toplam 45 42.532,83
Kaynak: EPDK 2016 Doğal Gaz Sektör Raporu
(80) Bu bilgilerden hareketle doğal gaz üst akış toptan satış piyasasının; kaynak ülkelerdeki
Gazprom, SOCAR, Sonatrach, NLNG gibi üreticilerle al-ya da-öde yükümlülükleri de
içeren uzun vadeli sözleşmeler çerçevesinde yapılan gaz ticaretinden oluştuğu
görülmektedir. Yani gaz 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.
18-14/254-120
21/31
(84) Gaz ticaret merkezi (hub), öncelikle bir dengeleme mekanizmasından ibaret değildir.
Ticaret mekanizmasının esas işlevi, etkin fiyat oluşumunu (arz-talebe dayalı) ve
böylece doğru yatırım 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 (commercial 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 pazardır49.
(86) Bu bağlamda, ilgili ürün pazarları yatay ve dikey ilişkiler başlıkları altında aşağıdaki gibi
tespit edilmiştir:
Yatay İlişkiler
1. Doğal gaz ve petrolün aranması ve üretimi
2. Doğal gaz ve petrolün 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.
18-14/254-120
22/31
(89) Bu bilgilerin ve değerlendirmelerin yanında belirtilmelidir ki, aşağıda yer verildiği üzere,
planlanan işlem pazar tanımından bağımsız olarak herhangi bir pazarda rekabetin
önemli ölçüde azaltılması sonucu doğurmayacağından, İlgili Pazarın Tanımlanmasına
İlişkin Kılavuz’un 20. paragrafı da dikkate alınmak suretiyle, bu kararın amaçları
bakımından kesin bir ilgili pazar tanımlaması 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
18-14/254-120
23/31
(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.
18-14/254-120
24/31
(105) Bağımsız bir iktisadi varlığın operasyonlarını gerçekleştirebilecek kaynağının bulunması
gerekmektedir. Bu kaynaklar günlük işlerini yürütecek bir personel, yönetim, finansman
kaynakları, maddi ve gayri-maddi varlıklar olabilir. Ayrıca ortak girişimin kısa
sayılabilecek belli bir süre için ya da belli bir proje için kurulmamış olması; pazarda
kalıcı olması gerekmektedir. Bu bağlamda temel sözleşmelerde, ortak girişimlerin
yönetim ve genel kurullarının belirlenme ve çalışma yöntemlerine ilişkin düzenlemelerin
olması, ayrıca finansmanının ve hisse 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 alınmaktadır50.

50 Yatay Birleşme Devralmaların Değerlendirilmesi Hakkında Kılavuz, para. 22, 27, 28, 31, 35, 36.
18-14/254-120
25/31
(110) İkinci olarak, eş güdüm doğurucu etkiler, işlem sonucunda ilgili pazardaki rekabetin
doğasının 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 olgulardır51.
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
uzaktır52. 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.
18-14/254-120
26/31
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 kısıtlamasıdır53.

53 Yatay Olmayan Birleşme Devralmaların Değerlendirilmesi Hakkında Kılavuz, para. 31.
18-14/254-120
27/31
(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 alınmaktadır54. Dosya konusu işlemde
aşağıda da açıklanacağı üzere üst pazardaki ana şirket sınırlı bir pazar payına sahiptir.
Daha da önemlisi girdi kısıtlaması stratejisi; talebin arttığı, LNG ve depo altyapılarının
geliştiği ve yeni uluslararası projelerin devreye alındığı bir piyasa için rasyonel bir
strateji değildir. Müşteri kısıtlaması, üst pazarda faaliyet gösteren bir teşebbüsün alt
pazarda önemli yer tutan bir teşebbüs ile birleşmesi halinde ortaya çıkmaktadır. Dosya
konusu işlemde gerek 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 alınmalıdır55.
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.
18-14/254-120
28/31
(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.
18-14/254-120
29/31
(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.
18-14/254-120
30/31
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.
18-14/254-120
31/31
(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.


Full & Egal Universal Law Academy