Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 14/12/2023 Tarihli ve 12249 Sayılı Kararı
KURUL KARARLARI | 2023-12-16

16 Aralik 2023 CUMARTESi 
Resmî Gazete 
Sayı : 32401
KURUL KARARI 
Enerji Piyasasi Düzenleme Kurumundan:
KURUL KARARI 
Karar No: 12249
Karar Tarihi: 14/12/2023
Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 14/12/2023 tarihli toplantısında; 03/10/2013tarihli ve 4638-1 sayılı Kurul Kararı ile kabul edilen "Doğal Gaz İletim Lisansı Sahibi Şirketlerin Tarifelerine Esas Gelir Tavanlarının Belirlenmesine Ilişkin Usul ve Esaslar"çerçevesinde; 23/05/2003 tarihli ve DİL/148-17/021 numaralı iletim lisansı sahibi Boru Hatları ile Petrol Taşıma Anonim Șirketi'nin (BOTA$) 2023-2025 tarife uygulama dönemine ilişkin 29/12/2022 tarihli ve 11522 sayılı Kurul Kararı ile kabul edilmiş olan Yöntem Bildiriminin ekte yer aldiğı şekilde güncellenmesine ve Resmî Gazete'de yayımlanmak üzere Cumhurbaşkanlığına gönderilmesine,
karar verilmiştir.
EK- Dördüncü Tarife Uygulama Dönemine İlişkin Yöntem Bildirimi.

DÖRDÜNCÜ TARİFE UYGULAMA DÖNEMİNE İLİŞKİN YÖNTEM BİLDİRİMİ
1. GİRİŞ
Dördüncü Tarife Uygulama Dönemine 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 dördüncüuygulama dönemi boyunca geçerlidir. Ancak, ilgili Yöntem Bildiriminin sunulmasıaşamasında öngörülmeyen durumların ortaya çıkması veya piyasadaki gelişmelerin Yöntem Bildiriminde değişiklik yapılmasını gerekli kılması durumunda Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu (Kurul) tarafindan 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 ve 1 çıkış noktası için belirlenerek ilgili noktalar için rezerve edilen kapasiteye uygulanır. Ancak, giriş noktaları için rezerve edilen kapasiteler konsolide edilmek suretiyle tek bir giriş kapasite bedeli belirlenir ve ilgili noktalar için rezerve edilen kapasiteye uygulanır. Tüm giriş noktaları için tek bir girişkapasite bedeli belirlendiği için dönem içerisinde yeni giriş noktası oluşması durumunda herhangi bir revizyon yapılmasına gerek bulunmamaktadır.

Sistemde taşınan gaz miktarına uygulanmak üzere ülke genelinde geçerli olan hizmet bedeli belirlenir.

Kurul tarafindan 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 İşleyişDüzenlemelerine Ilişkin Esaslar (ŞID) 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 dönemi,
Yaz Dönemi; 1 Mayıs günü saat 08:00'da başlayıp 1 Eylül günü saat 08:00'da sona eren dönemi 

ifade eder.
2. ÍLETİM 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 gazın,miktarları ile kalitesinin belirlendiği Malkoçlar Ana Ölçüm İstasyonu'dur.
Giriş 2: Marmara Ereğlisi LNG Terminalinde, iletim şebekesine sevk edilen gazlaştırılmışLNG'nin miktarlarının ve kalite değerlerinin belirlendiği ölçüm ünitesinin çıkış vanasının çıkış tarafıdır.

Giriş 3: Mavi Akım Doğal Gaz Boru Hattı ile Türkiye'ye giriş yapan doğal gazın, miktarlarıile 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 tarafindaki Bazargan Ölçüm İstasyonunda 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 gazlaştırılmışLNG'nin miktarlarının ve kalite değerlerinin belirlendiği ölçüm ünitesinin çıkış vanasının çıkış tarafidır.

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 çıkıştarafidır.

Giriş 9: TEMI Edirne Üretim Tesislerinden iletim şebekesine sevk edilen doğal gazin miktarlarının ve kalite değerlerinin belirlendiği ölçüm ünitesinin çıkış vanasının çıkıştarafidır.

Giriş 10: ETKİ Aliağa FSRU Terminalinde, iletim şebekesine sevk edilen gazlaştırılmışLNG'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 iletim şebekesine sevk edilen doğal gazın miktarlarının ve kalite değerlerinin belirlendiği ölçüm ünitesinin çıkış vanasının çıkıştarafidır.


Giriş 13: Dörtyol LNG Terminalinde, iletim şebekesine sevk edilen gazlaştırılmış LNG'nin miktarlarının ve kalite değerlerinin belirlendiği ölçüm ünitesinin çıkış vanasının çıkıştarafidır.

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 gazın,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 çıkıştarafidır.

Giriş 18: TP Filyos Karadeniz Üretim Tesislerinden İletim Şebekesine sevk edilen doğal gazın miktarlarının ve kalite değerlerinin belirlendiği ölçüm ünitesinin çıkış vanasının çıkıştarafidır.

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.

2.2. Kapasite Bedelleri İçin Öngörülen Gelir Tavanının Tahsisi 
Îlgili yıl için onaylanan gelir tavanının %45'inin kapasite bedelleri üzerinden karşılanmasıesastır. Söz konusu 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.
NGT_{i}=KGT\times\frac{\left(SKD_{i}+\dot{I}SM_{i}\right)}{\sum_{i=1}^{n}\left(SKD_{i}+\dot{I}SM_{i}\right)}
Bu eşitlikte geçen;
:: Bölüm 2.1.'de tanımlanan her bir noktayı,
n : Bölüm 2.1.'de tanımlanan toplam nokta sayısıni,
NGT; : i noktasıa tahsis edilen gelir tavanıni,
KGT : Kapasite bedellerine tahsis edilen gelir tavanıni,
SKD; : i noktası için tarife hesaplamalarında esas alınan sabit kıymet değerini,
iSM; : i noktası için tarife hesaplamalarında esas alıan iletim stoku maliyetini 
ifade eder.
(1)

2.3. Kapasite Bedellerinin Hesaplanması
Giriş noktaları için ilgili yılda geçerli olan kapasite bedeli $\mathrm{(T L/S m^{3}\mathrm{-G i n})}$ d Eşitlik (2)’ye göre hesaplanir.

G K B=\frac{\sum_{j=1}^{m}N G T_{j}}{\sum_{j=1}^{m}K M_{j}}
Bu eşitlikte geçen;
j : Bölüm 2.1.'de tanımlanan her bir giriş noktasıni,
m : Bölüm 2.1.'de tanımlanan toplam giriş noktası sayısını,
GKB : Giriş kapasite bedelini,
$\mathrm{N G T_{j}}$ : j noktasına tahsis edilen gelir tavanıni,
$\mathrm{K M}_{\mathsf{j}}\quad:\mathsf{j}$ noktası için öngörülen yıllık kapasite rezervasyon miktarını (Sm³)
ifade eder.
Çıkış noktası için ilgili yılda geçerli olan kapasite bedeli $\mathrm{(T L/S m^{3}\mathrm{-G\ddot{u}n})}$ ., 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 tanımlanmışdönem 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.
\dot{I}HB=\frac{HGT-TS\times SHB}{TGA}
Bu eşitlikte geçen;
İHB : İletim hizmet bedelini,
(2)
(3)

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 SS imzalamış taşıtan sayısıni,
TGA : Öngörülen toplam gaz akış miktarını (Sm³),
ifade eder.
Taşıyıcı tarafindan taşıtanlara standart olarak sunulan iletim hizmetleri karşılığında belli bir bedelin alinması gerekmekte olup, söz konusu bedel Eşitlik (4)'e göre hesaplanır. Yıllık olarak hesaplanan bu bedel, Standart Taşıma Sözleşmesi (STS) imzalanan taşitanlar tarafindan aylık eşit taksitler halinde ödenir.

SHB=\frac{HGT\times0,0003}{TS}
Bu eşitlikte geçen;
SHB : Standart hizmet bedelini,
HGT : İletim hizmet bedeline tahsis edilen gelir tavanıni (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 Aşım 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 katilım bedeli,kesinti dengeleme bedeli, hizmet kesinti bedeli ve basınç kaybi 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 Üereti 
Düzenleme ücreti, ilgili giriş ve çıkış noktaları için, ilgili günde programda belirtilen giriş ve çıkış miktarları ile gerçekleşen miktarlar arasındaki farkı, şİD'de yer alan düzenlenmiş
(4)

tolerans miktarlarını aşan miktarları için taşıtanlar tarafından ödenecek bedel olup, Eşitlik (5)'e göre hesaplanır.

\mathrm{D\ddot{U}=TMMD\times\dot{I}HB\times0.20}
Bu eşitlikte geçen;
DÜ: Düzenleme ücretini,
TMMD : Giriş ve çıkış noktalarında oluşan düzenlenmiş tolerans miktarını aşan kismın mutlak değerini,
IHB : İlgili yıl için Bölüm 2.4. çerçevesinde hesaplanan bedeli,
ifade eder.
3.1.3. TMDB Üereti 
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 düzenlenmiştolerans miktarlarını aşan miktarları için taşıtanlar tarafından ödenecek bedel olup, Eşitlik (6)'ya göre hesaplanır.

\mathrm{TMDB\ddot{U}=TMBMDx\dot{I}HBx0,10}
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 kismının mutlak değerini,
İHB : İlgili yıl için Bölüm 2.4. çerçevesinde hesaplanan bedeli 
ifade eder.
3.1.4. Hizmet Kesintisi Bedeli 
Taşıtanın ŞiD'e uygun davranması koşuluyla, taşıyıcının işletme hatası sonucunda sistem dengesinin bozulması ve kesintiye yol açılması durumunda, taşıyıcı tarafindan kesinti veya azaltmaya uğrayan taşitanlara ödenen ve ŞiD'de düzenlenen tutarın hesaplanmasına esas hizmet kesintisi bedeli Eşitlik (7)'ye göre hesaplanır.

H K B=\dot{I}H B\times2
Bu eşitlikte geçen;
HKB : Hizmet kesinti bedelini,
ÍHB : İlgili yıl için Bölüm 2.4. çerçevesinde hesaplanan bedeli,
ifade eder.
(5)
(6)
(7)

3.1.5. Kesinti Dengeleme Bedeli 
Bir taşitanın 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 taşitanın bundan etkilenen taşıtana ödenmek üzere, taşıyıcıya ödemekle yükümlü olduğu ve ŞİD'de düzenlenen tutarın hesaplanmasına esas kesinti dengeleme bedeli Eşitlik (8)'e göre hesaplanır.

\mathrm{KDB}=\mathrm{GRF}\times0.5
Bu eşitlikte geçen;
KDB : Kesinti dengeleme bedelini,
GRF : ŞiD çerçevesinde düzenlenen günlük referans fiyatıni,
ifade eder.
3.1.6. Basınç Kaybı Bedeli 
şÍD’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.
\mathrm{BKB}=\mathrm{M}\times0.00055\times(1+\Delta\mathrm{P})\times\mathrm{GRF}
Bu eşitlikte geçen;
BKB : Basınç kaybı bedelini,
M : ŞÍD'in 11.2.5 ve 11.2.6 maddeleri kapsamında belirlenen miktari,
∆P : İlgili giriş ve çıkış noktalarında olması gereken basınç değerleri ile fiilen gerçekleşen basınç değerleri arasındaki farkını,
GRF : ŞİD çerçevesinde düzenlenen günlük referans fiyatıni,
ifade eder.
(8)
(9)