ENERJİ PİYASASI GELİŞİMİ PROJESİ · Sistem iletimi Adil Rekabet effaflık Altyapıya Eriim Kapasitenin Optimal Kullanımı 2 1. Enterkonneksiyon Kapasitelerinin Kullanıma

1© 2019 Orhan Çitanak

ENERJİ PİYASASI GELİŞİMİ PROJESİEU IPA13/CS-02.a

Doğal Gaz Ticareti ve Fiyatlandırma Eğitimi

9-11 Ekim 2019, Ankara


GİRİŞ

Sektörel Amaçlar

Piyasanın Mevcut Durumuna İlişkin Tespitler

Önerilen Değişiklikler

Piyasa Bazlı Dinamik Fiyatlandırma Yaklaşımları

Fiyat Oluşumunda Mevcut Durum


Elektrik Piyasası Kanunu

Amaç

MADDE 1

Bu Kanunun amacı; elektriğin yeterli, kaliteli, sürekli, düşük maliyetli ve çevreyle uyumlu bir şekilde

tüketicilerin kullanımına sunulması için, rekabet ortamında özel hukuk hükümlerine göre faaliyet

gösteren, mali açıdan güçlü, istikrarlı ve şeffaf bir elektrik enerjisi piyasasının oluşturulması ve bu

piyasada bağımsız bir düzenleme ve denetimin yapılmasının sağlanmasıdır.

Doğal Gaz Piyasası Kanunu

Amaç

MADDE 1

Bu Kanunun amacı; doğal gazın kaliteli, sürekli, ucuz, rekabete dayalı esaslar çerçevesinde çevreye zarar

vermeyecek şekilde 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 sağlanmasıdır.

Amaçlar – Doğal Gaz ve Elektrik Piyasası Kanunları


Değerlendirme ve Tasarım Kriterleri

Yeterli / Kaliteli / Sürekli

Arz Güvenliği

Düşük Maliyetli / Ucuz

Tüketici Fiyatları

Piyasa Bazlı

Rekabete Dayalı

Mali Açıdan Güçlü

İstikrarlı / Sürdürülebilir

Şeffaf

Çevreye Uyumlu

Arz > Talep

Arzın Finanse Edilebilir Olması

Öngörülebilir

Şeffaf Fiyat Oluşumu

Likidite

Eşitler Arasında Ayrım Gözetmemek

Adil Rekabet

Kaynak Optimizasyonu / Verimlilik


Geçici Madde Düzenlemeleri

Doğal Gaz Piyasası Kanunu

Geçici Madde 2

(Değişik birinci fıkra: 16/6/2005 – 5367/2 md.) (Değişik birinci cümle: 9/7/2008-5784/20 md.) BOTAŞ, bu Kanunun

yayımlandığı tarihten sonra ithalatı ulusal tüketimin yüzde yirmisi oranına düşünceye kadar, sıvılaştırılmış doğal gaz (LNG)

ithalatı haricinde yeni doğal gaz alım sözleşmesi yapamaz.

2009 yılına kadar toplam yıllık ithalat miktarını yıllık ulusal tüketimin yüzde yirmisine düşürünceye kadar, mevcut doğal gaz

alım veya satım sözleşmelerinin kısmi veya bütün olarak tüm hak ve yükümlülükleri ile devredilmesi için istekli olan diğer

ithalat lisans yeterlilik sahibi ve satıcı şirketten sözleşme devri hususunda ön onay alan şirketlerin katılacağı devir için

BOTAŞ tarafından ihale yapılır.

BOTAŞ tarafından her takvim yılında devredilen miktarlar, Kanunun yürürlüğe girdiği tarihte alım taahhüdünde bulunulan

toplam doğal gaz miktarının yüzde onundan daha az olamaz.

Bu Kanun hükümlerine göre, dağıtım faaliyeti hariç, BOTAŞ'ın dikey bütünleşmiş tüzel kişiliği 2009 yılına kadar devam eder.

Bu tarihten sonra BOTAŞ yatay bütünleşmiş tüzel kişiliğe uygun olarak yeniden yapılandırılır.

Yeniden yapılandırılma sonucu meydana gelecek yeni tüzel kişilerden, sadece gaz alım ve satım sözleşmelerine sahip olan

ve ithalat faaliyeti yapacak olan şirket, BOTAŞ'ı temsil eder ve BOTAŞ adı ile anılır.

Yeniden yapılandırılma sonucu ortaya çıkan bu şirketlerden iletim faaliyeti yapan şirket hariç, diğerleri iki yıl içinde

özelleştirilir.


GİRİŞ

Sektörel Amaçlar






Doğal Gaz Piyasası Kanunu’nun Amaçları Açısından Ana Tespitler

Güçlü Yanlar

• Giriş Kapasitesi ve Arz Güvenliği

• Tüketici Fiyatları

• Dağıtım Şebekesi ve Tüketicilerin

Şebekeye Erişimi

• Organize Toptan Doğal Gaz Satış

Piyasası

• Piyasa Bazlı Dengeleme Mekanizması

• Kurumların ve Çalışanların Bakış

Açısı ve Yetkinlik Seviyesi

İyileştirme Alanları

• Yüksek HHI Endeksi ve Piyasa

Konsantrasyonu

• Rekabet Eksikliği

• Öngörülebilirlik / Vadeli İşlemler

• Fiyat Sinyalleri

• Kapasiteye Erişim Şartları

• Çift Yönlü Enterkonneksiyon Kapasitesi ve

İşletimi

• TSO’nun BOTAŞ Bünyesinde Olması


Doğal Gaz Piyasası Kanunu’nun Amaçları Açısından Ana Tespitler

Uzun Dönemli Sözleşmelerin

Yapısı ve Payı

Arz Güvenliği Kaygıları

Tüketici Fiyatlarına İlişkin

Kaygılar

Asgari Alım Yükümlülüklerine

İlişkin Kaygılar

Piyasayı Kendi Dinamiklerine

Bırakamama

Köken Sebepler

Durum

Yüksek Piyasa Konsantrasyonu

Düşük Öngörülebilirlik

Düşük Likidite

Yanlış Fiyat Sinyalleri

Kaynak Verimsizlikleri

Sürekli Sübvansiyon İhtiyacı

Sonuçlar

TSO’nun Ayrıştırılmamış Olması ve Bağımsız Olmaması

Adil Rekabet Ortamında /Şeffaflıkta Eksikler

İthalatta/İhracatta Kısıtlar

Kapasite Platformunun Olmaması

Enterkonneksiyon Anlaşmaları Olmaması

Kapasiteye Erişimde Eksikler

Fiyatlama Yönteminin Dinamik ve Piyasa Bazlı Olmaması

Satış Sözleşmelerinin Yapısının Piyasa Gelişimine

Uygun Olmaması

Piyasa /Fiyat Riskinin Yönetiminde Eksiklikler

Sosyal Tarife Olmaması

BOTAŞ’ın 233 KHK Kapsamında Olması


ACER’ın Hedef Doğal Gaz Piyasası Modelinde Piyasanın Sağlık Durumunu Ortaya Koyan Göstergeler

Gösterge Hedef Değer

HHI Endeksi (Herfindahl-Hirschmann Index) ≤ 2,000

Tedarik Kaynağı Sayısı ≥ 3

RSI Endeksi (Residual Supply Index) ≥ %110

Alış ve Satış Tekliflerine İlişkin Piyasa Konsantrasyonu

(Tek Bir Şirketin Payı) ≤ %40

Ticaret İşlemlerine İlişkin Piyasa Konsantrasyonu

(Tek Bir Şirketin Payı) ≤ %40

Piyasanın Sağlık Durumuna İlişkin Göstergeler


Spot SözleşmelerGelecek Ayın Son Gününe Kadar

Teslimli Sözleşmeler

Daha Uzun Vadeli (2-18 Ay)

Sözleşmeler

Teklif Defteri Hacmi≥ 2,000 MW(~4900 Sözleşme Teklifi)

alış ve satış taraflarında ayrı ayrı

≥ 470 MW (~1150 Sözleşme Teklifi)


≥ 120 MW (~295 Sözleşme Teklifi)


takip eden 17 ay için

En İyi Alış ve Satış Teklifleri

Arasındaki Fark≤ En İyi Alış Fiyatı x %0.4 ≤ En İyi Alış Fiyatı x %0.2

≤ En İyi Alış Fiyatı x %0.7 (Gelecek 24

Ay İçin)

En İyi Teklifle Diğer Teklifler

Arasındaki Fark

En İyi Fiyat ile İlk 120 MW İçin

Fiyatların Ortalaması Arasındaki

Fark ≤ %0.02 x En İyi Fiyat



Fark ≤ %0.1 x En İyi Fiyat



Fark ≤ %0.2 x En İyi Fiyat (Gelecek

24 Ay İçin)

İşlem Sayısı Günlük İşlem Sayısı ≥ 420 Günlük İşlem Sayısı ≥ 160Günlük İşlem Sayısı ≥ 8 (Gelecek 24

Ay İçin)

Hedef Değer

Gösterge

Piyasa Katılımcılarının İhtiyaçlarının Karşılanmasına İlişkin Göstergeler

ACER’ın Hedef Doğal Gaz Piyasası Modelinde Piyasa Katılımcılarının İhtiyaçlarının Karşılanma Durumunu Ortaya Koyan Göstergeler


ACER’ın Göstergelerine Göre Türkiye Doğal Gaz Piyasasının Mevcut Durumu

ACER GTM kapsamında arz tarafındaki HHI değerine odaklanılır ve bu göstergenin model kapsamındaki hedef değeri 2.000’dir.

Türkiye Doğal Gaz Piyasası’nın HHI değeri 7088 seviyesindedir.

Arz tarafındaki bu konsantrasyon, piyasadaki tekliflere ve işlemlere ilişkin konsantrasyonun da yüksek çıkmasına sebep olmaktadır.

Piyasanın ACER’ın modeline göre sağlıklı bir yapıya kavuşması için HHI’ın düşmesi gerekmektedir.

Piyasa Katılımcılarının İhtiyaçlarının Karşılanmasına yönelik göstergelerin değerlerinin iyileşebilmesi için vadeli işlemler piyasalarının kurulması ve belli bir derinliğe ulaşması gerekmektedir.


GİRİŞ

Sektörel Amaçlar






Ticari Konular

Sözleşme Yapıları

Fiyatlama


Risk Yönetimi

Hakim Konumun Düzenlenmesi

Vadeli İşlemler Piyasası

Uzun Dönemli Sözleşmeler

Toplam 17 Öneri

Sistem İşletimi

Adil Rekabet

Şeffaflık

Altyapıya Erişim

Kapasitenin Optimal Kullanımı

TSO’nun Bağımsızlığı Süreç ve Sistemin Yönetimi

Öneriler


Alanlar Öneriler

1. Piyasa Bazlı Dinamik Fiyatlandırmaya Geçilmesi.

2. Tüketicilerin Piyasa Dışı Unsurlarla Desteklenmesi:

• Evselde, Enerji Verimliliğine Zarar Verilmeden, İhtiyacı Olan İhtiyacı Ölçüsünde Destek.

• Sanayi ve Ticaret Müşterilerinin Enerji Verimliliği Projelerinin Teşvik Edilmesi ve Projelere Finansman Çözümü Sağlanması.

3. Satış Sözleşmelerinin Çeşitlendirilmesi:

• Aylık, 3 Aylık, 6 Aylık, Yıllık Sözleşmeler

• Fiyatın Sözleşme Süresi Boyunca Tek Taraflı Değiştirilemediği Sözleşmeler

• UDN Teslimatlı, Sabit Miktarlı Dengesizlik Riskini Büyük Tüketicilerde Bırakan Sözleşmeler

• Alıcı’ların Fiyat Yükselince Geri Satış, Fiyat Düşünce İlave Alım Yapabilmesi

• Talebin Fiyat Esnekliğinin Oluşması

4. Risk Yönetim Süreç ve Sistemlerinin Kurulması / Brent ve Kurun Hedge Edilmesi.

5. BOTAŞ’ın Elindeki Gazın Yeterli Bir Kısmını Vadeli İşlemler Piyasalarında (İhalelerle ve/veya Sürekli Olarak) Satması

6. Vadeli İşlemler Piyasasının Kurulması.

7. BOTAŞ’ın Yeni Uzun Vadeli Alım Anlaşmasına Girmemesi.

8. Uzun Dönemli Sözleşmelerin Yeniden Müzakere Edilmesi. Bu Kapsamda, Son 10 Yılda Müzakerelerden Büyük Kazanımlar Elde Eden Alıcı’ların Deneyimlerinden Yararlanılması.

Ticari Konular

Sözleşme Yapıları

Fiyatlama


Risk Yönetimi

Vadeli İşlemler Piyasası

Hakim Konum

Uzun Dönemli Sözleşmeler

1

Öneriler


Süreç ve Sistemin Yönetimi4

1. Tüm Bunların Bir Strateji Belgesi Olarak Kaleme Alınması; Çalışmaların Takvime Bağlanması ve Kurumların Görevlendirilmesi.

2. EPDK ve Rekabet Kurumu’nun Piyasa Gelişimini, Adil Rekabeti Köstekleyen Davranışlara Caydırıcı Yaptırımlarda Bulunması

Alanlar Öneriler

Sistem işletimi

Adil Rekabet

Şeffaflık

Altyapıya Erişim

Kapasitenin Optimal Kullanımı

2

1. Enterkonneksiyon Kapasitelerinin Kullanıma Açılması.

2. Enterkonneksiyon Anlaşmalarının ve OBA’larının İmzalanması.

3. Kısa ve Uzun Vadeli Kapasite Ürünlerinin Tanımlanması ve Bunların İhale Edilmesi.

4. İkinci El İşlemlere de İzin Veren Elektronik ve Dinamik Bir Kapasite Platformunun Devreye Alınması. Enterkonneksiyonlar için Prizma’nın ve RBP’nin İncelenmesi.

5. LNG Terminallerinin Boş Kapasitenin, Tarifelerin Yayınlanması ve Kullanılmayan Kapasitenin Piyasaya Arz Edilmesi

1. Sistem İşletim, Yeraltı Depo ve LNG Terminali faaliyetlerinin BOTAŞ’tan Türetilecek Doğal Gaz Altyapı Şirketi’nin Bünyesinde Toplanması. BOTAŞ’ın ve Doğal Gaz Altyapı Şirketi’nin 233 Sayılı KHK Kapsamından Çıkartılması

2. Tercih Edilmesi Halinde, Şirket’lerin Halka Arz Yoluyla Özelleştirilmesi:

• Azınlık Pay ve İmtiyazlı Hisse İle Kamunun Belirli Konularda Veto Hakkını Elinde Tutması

• THY Modeli gibi Azınlık Paya Sahip Olsa da Kontrol Haklarının Kamuda Kalması

TSO’nun Bağımsızlığı

3

Öneriler


Öneriler

Söz konusu bu öneri paketinin iç tutarlılığı olan bütüncül bir program kapsamında uygulanması gerekmektedir.

Öneri paketinin bazı kısımlar olmadan, gerisinin uygulanması hedeflenen faydayı sağlayamayabilir; hatta böyle bir uygulamanın yararından çok zararı olabilir.

Örneğin, Alım Gücü Düşük Tüketicilerin Piyasa Dışı Unsurlarla Desteklenmesi sağlanmadan, Piyasa Bazlı Dinamik Fiyatlandırmaya Geçilmesi ya da Uzun Dönemli Sözleşmelerin Yeniden Müzakere Edilmesi planlanmadan ithalatın tamamen serbest bırakılması sıkıntı yaratabilir.


GİRİŞ

Sektörel Amaçlar






Piyasa Bazlı Dinamik Fiyatlandırma

Rekabetçi piyasa, arzın, talebin, risklerin, kurların, maliyetlerin, rakiplerin fiyatlarının, piyasada oluşan fiyatların, gün gün, hatta gün içerisinde değişebildiği bir ortamdır.

Böyle bir ortamda, tüm alıcılar ve satıcılar kendileri için uygun olan alış ve satış fiyatlarını sürekli olarak yeniden belirlemek durumundadırlar.

4 Yıllık ve 3 Aylık Brent Petrol Grafikleri

4 Yıllık Bant: 27 – 87 US$/Varil

3 Aylık Bant: 56 - 72 US$/Varil



3 Yıllık ve 3 Aylık US$/TRY Grafikleri

3 Yıllık Bant: 3,05 – 7,22 TL/US$

3 Aylık Bant: 5,44 – 5,86 TL/US$

Brent petrolün, petrol ürünlerinin ve USD/TRY kurunun günlük olarak değişiklik gösterdiği bir ortamda, Uzun Dönemli ve Petrol Endeksli Doğal Gaz Alım Anlaşmalarından doğan TL/1000Sm3

bazındaki maliyet de sürekli olarak değişir.

Piyasa katılımcılarının da fiyatları, piyasa şartları izin verdiği ölçüde, değişen maliyetlerine göre ayarlaması beklenir.



Uzun dönemli alım anlaşmalarından doğan maliyetlerin günlük bazda değişiminin ötesinde, Türkiye’nin bir doğal gaz ticaret hub’ı olması durumunda, Avrupa hub’larında oluşan fiyatlar ve LNG fiyatları da dinamik fiyatlandırmayı zorunlu kılacaktır.

Aksi durumda, piyasada öngörülebilirlik ve işlem derinliği azalacak; makul olmayan karlar ve/veya zararlar doğabilecektir.

Kaynak: S&P Global Platts


Fiyatlandırmanın Amacı

Gelişmiş ve iyi işleyen doğal gaz piyasalarında tüm piyasa katılımcıları, basiretli tüccar yaklaşımı ile, maliyetlerini ve risklerini minimize etmeye, portföylerini optimize etmeye, karlarını maksimize etmeye çalışırlar.

İçinde kamu payı olsa da, piyasa katılımcıları, tüketici fiyatlarını belli bir seviyede tutmak gibi bir misyona sahip değildir. Herhangi bir özel sektör kuruluşu gibi çalışırlar.

Hatta hakim güçlerini karlarını arttırmak üzere kullanmışlardır ve bu yüzden çok defalar yaptırımlarla karşılaşmışlardır.

Düşük alım gücüne sahip tüketiciler, sosyal tarife sistemleri ile desteklenirler.

Marjinal Maliyet Bazlı Fiyatlandırma

Fiyatlamada, çeşitli arz kaynaklarının ortalama maliyeti ya da bir arz

kaynağının belirli bir dönem içerisindeki ortalama maliyeti değil; an

itibariyle kullanılabilecek her bir arz kaynağının Kısa Vadeli Marjinal

Maliyeti dikkate alınır.

Kısa Vadeli Marjinal Maliyetin üzerine eklenecek bir brüt marj ile

• yatırım harcamalarının itfası,

• genel giderler,

• finansman giderleri (vade farkları, al ya da öde maliyetleri)

• risk yönetim giderleri (opsiyon bedelleri, kar ya da zararla kapatılmış pozisyonların kar/zarar, işlem komisyonları)

• üçüncü taraflarla yapılan anlaşmalarla yönetilmeyen riskler için(örneğin sabit TL ile yapılan ve ABD Doları / TL riski hedge edilmemiş satış sözleşmeleri için) oluşturulacak fonu beslemek üzere belirlenen risk primi,

• dengeleme maliyetleri ve

• net kar marjı

karşılanmaya çalışılır.



Piyasa Fiyatlarının Etkisi

Marjinal Maliyet + Hedef Brüt Kar Marjı ile bulunacak Hedef Fiyat ile Cari Piyasa Fiyatı arasında fark olacaktır.

Ucuz bir kaynaktan yaptığınız bir alımın Hedef Fiyatı 1200 TL/1000Sm3 olabilir ama piyasada fiyatlar 1500 TL/1000Sm3 ise, Hedef Fiyatın çok üzerinde bir fiyatla ve karla satış yapabilir ve pozisyonu kapatabilirsiniz.

Tam tersi bir şekilde, Hedef Fiyatı’nızın 1500 TL/1000Sm3 olduğu bir noktada, piyasada fiyatlar 1200 TL/1000Sm3

seviyesine gevşemiş olabilir. Bu durumda satış işlemi yapmamayı tercih edebilirsiniz. Ancak, taşıdığınız uzun pozisyon belli bir noktada size fiziksel olarak teslim edilecek ise, sizin de teslimat tarihine kadar yakalayacağınız en iyi fiyat ile pozisyonu kapatmanız ya da teslimatı depoya çekmeniz gerekir.

Örneğin Ocak 2020’de teslim alacağınız gazı satmak için önümüzdeki 3-4 ay boyunca her gün gazı o gün satmak ya da Ocak 2020’ye kadar oluşabilecek daha iyi bir fiyatı beklemek konusunda yeniden karar vermeniz gerekir.

Bu kararı alırken, (i) pozisyonu taşıma maliyetinizi, (ii) taşıdığınız toplam riski ve (iii) risk taşıma kapasitenizi sürekli olarak gözden geçirmeniz ve gerekirse kol kesmeniz (zararına pozisyon kapatmanız) gerekir.

ENI, ENGIE, NATURGY gibi ülkelerinde hakim konuma sahip oyuncular bu riski «fiyatları tek taraflı olarak değiştirebilme» ya da «1 aydan daha uzun süreli fiyat vermeme» gibi bir yaklaşım ile yönetemezler.

Çünkü, böyle bir yaklaşım, başka ithalatçılardan, başka tedarikçilerden alım yapma imkanına sahip müşteriler tarafından kabul görmez; müşteriler başka tedarikçilere geçerler.

Bu noktada, ENI, ENGIE, NATURGY gibi firmaların risk yönetimine büyük önem verdikleri görülmektedir.



GİRİŞ

Sektörel Amaçlar






Mevcut fiyatlandırma yaklaşımında,

maliyetlerin yanısıra, sosyal ve ekonomik politikaların dikkate alındığı,

söz konusu politikalara uygun olarak, tüketici fiyatlarının belirli bir aralık içerisinde tutulmasına gayret edildiği,

bu amaçla maliyet değişikliklerinin fiyatlara her zaman zamanında yansıtılamayabildiği

anlaşılmaktadır.

Mevcut Fiyatlandırma Yaklaşımı


Piyasa Yapısı

Mevzuat

Piyasa Mekanizmaları

OTC Fiyatlamaları

EÜAŞ-GTŞFiyatlaması

GTŞ Fiyatları

Serbest Tedarikçi Fiyatları

An itibariyle bağımsız değişkenler

Talep

Emreamade Kapasite

İletim Şebekesi

Doğal Gaz Fiyatları

Kömür Fiyatları

Kurlar

Yenilenebilir Kaynakların Durumu

Katılımcının Durumu

Alış Satış Taahhütleri

Hedefler

Finansal Durum

Piyasa Algısı

YEKDEM Bedeli

YEKDEM Santralları

YEKDEM Düzenlemeleri

GÖP

Fiyat Teklifleri

Üretim Planları

PTF

Doğal Gaz Fiyatları

EÜAŞ – GTŞ

Fiyatlaması

GTŞ

Fiyatları

Serbest Tedarikçi

Fiyatları

Fiyat Teklifleri

Üretim Planları

PTF

OTC Fiyatlamaları

Elektrik Piyasası



Öngörülebilirlik, Finansman ve Arz Güvenliği

Vergi Gelirleri

Kredi Dönüşleri –Sermaye Yeterlilik Oranı – Kredi Kapasitesi - Büyüme

Öngörülebilirlik, Likidite ve Piyasa Gelişimi

Fiyat Sinyalleri – Kaynak Optimizasyonu – Cari Açık

Sermaye ve Dış Finansman Girişi

Sürdürülebilir Büyüme

Özel Sektör Finansal Sürdürülebilirlik

BOTAŞ – EÜAŞ Bilanço – Kamu Maliyesi



Tüketici Fiyatlarının Düşüklüğü Enerji Verimliliği Çabalarını Köstekler



ÖNERİLEN DEĞİŞİKLİKLERİN GAZ TİCARETİNE ETKİLERİ

Farklı Sözleşme Yapılarının Oluşması İhtiyacı

Gelişmiş Doğal Gaz Piyasalarındaki Fiyatlama Yaklaşımları

Risk Yönetimi

Tüketicilerin Desteklenmesi


Sözleşme Müzakere Süreci:

Rekabet seviyesinin yüksek olduğu piyasalarda belirli bir hacim üzerindeki alıcılar ve satıcılar, alım satım ihtiyaçlarını

• organize piyasalarda işlem gören standart sözleşmelerle ve/veya

• çeşitli alıcılarla ve satıcılarla serbestçe müzakere ederek tezgah üstü sözleşmelerle

karşılayabilirler.

Söz konusu müzakerelerin neticesinde taraflar, fiyat ya da miktar riskini farklı şekillerde paylaşabilirler ve tezgah üstü piyasalarda birbirinden farklı çok sayıda sözleşme kurgusu oluşabilir.

Riskin paylaşım şekli fiyatlamayı etkiler. Bir Alıcı, daha esnek (ve daha risksiz) ama daha yüksek fiyatlı bir sözleşmeyi tercih ederken, bir diğeri riski üstlenip daha düşük fiyat alabilir. Müzakerenin verimli geçebilmesi adına toplam fiyatı oluşturan bileşenler net bir şekilde ortadadır.

Bu esnek ve alternatifli yapı, alıcıların ve satıcıların şartlarına ve tercihlerine uygun sözleşmeler yapabilmelerine olanak tanır.

Çoğu alıcının ya da satıcının portföyünde organize piyasalarda işlem gören standart alış satış sözleşmelerin yanısıra, birbirinden farklı risk paylaşım kurguları ve fiyatlama modelleri içeren tezgah üstü sözleşmeler ve risk yönetim amaçlı sözleşmeler de bulunur.




Değişim Sürecinde BOTAŞ’ın Rolü:

Ülkemizde tesis edilmek istenen rekabetçi doğal gaz piyasasının gelişimi açısından,

• aktif satıcı sayısının ve BOTAŞ dışındaki satıcılar tarafından satılan miktarın artması,

• farklı vadelere sahip standart sözleşmelerin organize piyasalarda işlem görmeye başlaması ve

• özellikle (i) fiyat, (ii) miktar ve (iii) teslimat noktasına ilişkin farklı şartlar içeren alternatif ikili anlaşmaların yaygınlaşması

gerekmektedir.

İkili anlaşmaların yapısındaki değişim,

• BOTAŞ dışı tedarikçi sayısının ve tedarik miktarının artması (dolayısıyla HHI değerinin düşmesi ve rekabetin seviyesinin yükselmesi) ve

• kurulacak organize vadeli işlem piyasalarında yeterli likidite sağlanması

için bir önkoşuldur.

Söz konusu bu değişimi başlayabilecek tek piyasa katılımcısı BOTAŞ’tır.


Fiyata İlişkin Hususlar:

BOTAŞ ile Dağıtım Şirketleri ve Serbest Tüketiciler arasındaki doğal gaz alım satım sözleşmelerinde, fiyatın sözleşme dönemi içerisinde, Alıcı’nın kontrolü ve öngörüsü dışında değişebildiği görülmektedir.

Bu duruma bağlı olarak, Alıcı bir sonraki dönem hangi fiyattan alım yapacağını bilememektedir.

Alıcı fiyatın ne zaman, neye göre, ne kadar değişeceğini bilemediği için, sözleşmenin fiyat riskini yönetememektedir.

Örneğin, maliyetinin kura ve petrol fiyatlarına endeksli olarak değişeceğini bilen bir sanayici ya da elektrik üreticisi, vadeli piyasalarda yapacağı kur/petrol işlemleri ile maliyetlerinin öngörülebilirliğini arttırabilir, volatilitesini düşürebilir, riskini sınırlandırabilir, hatta maliyetini sabitleyebilir.

Mevcut sözleşmeler çerçevesinde fiyat değişimi, tanımlı bir endekse göre değişmediği için, Alıcı’ların bunları etkin bir şekilde yapılması mümkün olamamaktadır.

Maliyetlerini öngöremeyen bir sanayici / elektrik üreticisi optimal bir üretim planı ve fiyatlandırma yapamaz. Öngörülemezlik elektrik piyasasına da sirayet etmiş olur.



Fiyata İlişkin Hususlar:

İkili anlaşma fiyatının öngörülemez oluşu, doğal gaz ve elektrikte vadeli işlem yapılmasını zorlaştırır.

Alıcılar, diğer alıcılara nazaran pahalı alım yapar durumuna düşme riskine giremezler ve vadeli işlem yapmazlar. Organize vadeli piyasalarda işlem hacmi yükselemez.

Benzer şekilde rekabet etmeleri gereken fiyatı öngöremeyen ithalatçılar, yurtdışı piyasalardaki fiyatların alım yapmak için uygun seviyede olup olmadığını bilemezler ve ilave arz sağlayacak alım sözleşmelerine girmekte zorlanırlar.

Farklı ithalatçılar tarafından ilave arz bağlantılarının yapılamamasına bağlı olarak rekabet gelişemez, piyasa konsantrasyonu düşmez ve rekabetçi bir piyasa modelini kendinden beklenen neticeleri üretemez.



Teslimata ve Miktara İlişkin Hususlar:

BOTAŞ ile Dağıtım Şirketleri ve Serbest Tüketiciler arasındaki doğal gaz alım satım sözleşmelerine bakıldığında, satış miktarının teslimat gününden önceki bir tarihte belirlenmiş (günde 100 bin Sm3 gibi) sabit bir miktar olmadığı görülmektedir.

Örneğin, (faturalama aylık olsa da) bir gün sayaç 75 bin Sm3 yazdıysa o gün 75 bin Sm3 satış yapılmış olur; ertesi gün sayaç 125 bin Sm3 yazdıysa 125 bin Sm3 satış yapılmış olur. Bu sözleşme kurgusunda, Alıcı’nın dengesizlik riski ya da farklı alım satım işlemleri yapma imkanı yoktur.

Farklı günlerde piyasada farklı fiyatların oluşması ve çekilen gazın ne kadarının hangi gün çekildiği sözleşme fiyatını etkilemez. Sözleşme fiyatı, günlük arz talep dengesini yansıtmayan aylık ortalama bir fiyattır. Alıcı’nın piyasada oluşan günlük fiyatlara tepki verme şansı yoktur. Alıcı, piyasada fiyatın düşük olduğu bir gün ilave çekiş / alım yapsa, bu alımı piyasadan yapmış olmaz; sözleşmesi kapsamındaki alım miktarını arttırmış olur.

Tüketicilerin piyasa fiyatlarına tepki verebilmesi, (i) arz güvenliği, (ii) fiyat sinyallerinin kalitesi, (iii) sistem optimizasyonu / verimliliği ve (iv) nihai olarak sistemin toplam maliyeti açısından çok önemlidir.

Tüketicilerin (doğrudan ya da tedarikçileri üzerinden) piyasada fiyatın düşmesi halinde bu fiyattan ilave alım yapma, fiyatın yükselmesi halinde önceden aldıkları gazı geri satma imkanları yoksa, piyasada fiyat tepkisi oluşamaz.

Talebin fiyattan bağımsız hareket ettiği bir yapıda, piyasa amaçlandığı gibi gelişemez, işleyemez; rekabetçi bir piyasa modelini kendinden beklenen neticeleri en azından beklenen seviyeden üretemez.






Risk Yönetimi



Fiyat:

Uzun dönemli ithalat sözleşmelerinde endeksleme (petrol ürünlerinin fiyatına ve/veya TTF gibi likiditesi yüksek hub’ların endeks değerlerine) yaklaşımı kullanılır.

Organize piyasalarda yapılan standart sözleşmelerde fiyat, sözleşme dönemi boyunca sabittir.

Tezgah üstü işlemlerde fiyat sözleşme dönemi boyunca ya sabittir ya da endekslidir.

Serbest tüketicilere satışlarda, sabit, endeksli, hibrit ve aracılık bazlı fiyatlama yaklaşımları vardır. Endeksli sözleşmelerde, çeşitli noktalarda sabit fiyata dönme opsiyonu bulunabilir. Büyük tüketicilere, enerji verimliliği, enerji yönetimi gibi kavramları içeren klasik bir tedarik anlaşmasına göre daha kapsamlı ve uzun dönemli çözümler de sunulmaktadır.

Değişebilmesi durumunda dahi, fiyatın ne zaman, neye göre, ne kadar değişebileceği sözleşmelerde bellidir. Bu durum öngörülebilirlik sağlar ve Alıcı’ların risklerini / portföylerini etkin bir şekilde yönetmelerine imkan tanır.

İthalatçı / Satıcı konumundaki tarafın ise, ithalat sözleşmesindeki maliyet yapısı ile satış sözleşmesindeki maliyet yapısı arasındaki piyasa risklerini yönetmesi gerekir.

Gelişmiş Doğal Gaz Piyasalarında Fiyatlama Yaklaşımları


Teslimat ve Miktar:

Belli bir büyüklüğün üzerindeki Alıcı’lar (tüketiciler ve perakende satış yapan tedarikçiler) alımlarını sabit miktarlı olarak UDN’de yaparlar; kendi portföylerini ve dengesizliklerini kendileri yönetirler; bu sayede piyasada oluşacak fiyatlara tepki verebilirler; performansları ölçüsünde karlılıklarını arttırabilirler.

Taraflar kendilerinden kaynaklanan dengesizlikten sorumludurlar. Dengesizliğin tedarikçiye aktarılması durumunda, fiyat, karşı tarafa aktarılan risk ölçüsünde artar.



ITALYA - ENI:

ENI’nin satış fiyatları büyük ölçüde Avrupa’daki likit hub’larda oluşan fiyatlara göre değişmektedir.

Avrupa’daki arz fazlası ve artan rekabet sonucunda bu hublardaki fiyatlar bir süredir gerilemekte ve ENI’in satış fiyatı ve gelirleri de düşmektedir.

Alım tarafına bakıldığında, ENI’nin ağırlıklı olarak Rusya, Cezayir, Hollanda, Libya ve Norveç ile uzun dönemli ve al ya da öde düzenlemeleri içeren sözleşmelere sahip olduğu görülmektedir. Alım tarafındaki endeksleme ile satış tarafındaki endeksleme arasındaki uyum, kontratların yeniden müzakeresi ile sürekli olarak sağlanmaya çalışılsa da, endeksler arasında farklar oluşması kaçınılmazdır. Son dönemde hem maliyetler hem satış fiyatları gerilemiş, ancak satış fiyatındaki gerileme daha büyük olmuş ve marjlarda önemli daralma yaşanmıştır.

ENI, tüm zorluklara rağmen 2017 yılını finansal olarak başabaş bir noktada tamamlamıştır. 2018 yılında ise, sözleşme müzakereleri neticesinde kârlılıkta önemli iyileşme yaşanmıştır.

ENI 2019 yılında başlayan 4 yıllık planlama dönemi için önemli riskler görmektedir. Bu risk algısının temelini, (i) Avrupa genelinde arz fazlasının devam etmesi, (ii)) bu durumun fiyatlar ve marjlar üzerinde yarattığı baskı ve (iii) İtalya piyasasındaki fiyatlar ile gelişmiş Avrupa piyasalarındaki fiyatlar arasındaki farkın sürekli daralması oluşturmaktadır.

Rekabetçi piyasa yapısı içerisinde satış fiyatları düşerken, tedarikçilerin maliyetlerini karşılayan fiyatlar üzerinden satış sözleşmesi yapmaları zaman zaman mümkün olmayabilmektedir. Bu durum tedarikçiler, (bir miktar zarar ederek de olsa) piyasa fiyatları ile satış yapmak ya da al ya da öde yükümlülükleri ile karşılaşmak seçenekleri arasında sıkıştırır. ENI, bu açmazı, alım sözleşmelerinin yeniden müzakeresi ile çözümlemeye çalışmaktadır.

Toplam Satış76.71 bcm

Italya İçi Satışlar39.03 bcm

İtalya Pazar Payı% 53.4

Organize Piyasa Satışları12.49 bcm (%32.0)

Grup İçi Satışlar 6.11 bcm (%15.7)

Toptancılara Satışlar9.15 bcm (%23.4)

Tüketicilere Satışlar11.28 bcm (%28.9)



İSPANYA - NATURGY:

Naturgy de (i) arz fazlasını, (ii) gerileyen hub fiyatlarına paralel kendi ortalama satış fiyatının da düşmesini, ve buna bağlı olarak (iii) brüt marjının daralmasını temel bir risk olarak görmektedir.

Naturgy, (i) alım sözleşmelerini optimize ederek, (ii) portföyünün riskini sürekli takip edip, toplam riskini limitleyecek risk yönetim araçlarını etkin kullanarak ve (iii) farklı satış sözleşme yapıları kurgulayarak, bu riskleri yönetmeye çalışmaktadır.

Alım tarafında geleneksel olarak Cezayir, Katar, Mısır, Umman, Nijerya, Norveç, Trinidad Tobago’dan alım yaparken, son dönemde ABD’den (Cheniere’in Sabine Pass and Corpus Christitesisleri), Rusya’dan (Yamal LNG) ve Azerbaycan’dan (Shah Deniz II) ile toplam 11 bcm’lik sözleşme imzalamıştır.

Naturgy müşterilerine temel olarak 4 farklı satış sözleşmesi sunmaktadır:

• 4 yıla varan sürelerde sabit fiyatlı sözleşmeler

• Endeksli Sözleşmeler (TTF, PEG gibi hub’lar, farklı petrol ürünleri, kurlardan oluşan endeksler içeren sözleşmeler)

• Karma Sözleşmeler (endeksli olmakla birlikte, Alıcı’ya sözleşme süresi içindeki belli bir dönemlerde fiyatı sabitleme opsiyonu veren sözleşmeler).

• Aracılık Bazlı Sözleşmeler (piyasalardaki fiyatlar üzerinden alım satım yapılmasına olanak tanıyan esnek sözleşmeler)

Naturgy kar amaçlı ve halka açık bir şirket olarak satış fiyatını yüksek tutmak istese de, rekabet ve piyasa dinamikleri, zaman zaman marjların negatife dönmesine sebep olabilmektedir. Buna karşın, Naturgy’nin sözleşme dönemi içerisinde satış fiyatını ya da formülünü tek taraflı olarak değiştirebilmesi mümkün değildir.

İspanya İçi Satışlar

22.33 bcm

İspanya Pazar Payı

%68

Sanayi Müşterileri

15.13 bcm (%67.8)

Evsel Müşteriler

2.61 bcm (%11.7)

Elektrik Üreticileri

1.61 bcm (%7.2)

Diğer Tedarikçiler

2.99 bcm (%13.4)



FRANSA - ENGIE:

Fransa’da evsel tüketicilerin %58’i, evsel dışında kalan tüketicilerin %90’ı tükettikleri doğal gazı piyasa bazlı sözleşme ve fiyatlarla almaktadır.

Tüketilen gazın %90’ı piyasa bazlı fiyatlarla, %10’u düzenlenen tarifelerde yer alan fiyatlarla tedarik edilmektedir.

Serbest tüketicilere satılan doğal gaz fiyatı belli bir dönem için sabit olabileceği gibi, düzenlemeye tabii tarifelere ya da belirli hub’ların endeks değerlerine bağlı olarak değişebilmektedir.

Tüketiciler ihtiyaçlarının bir kısmını sabit fiyatlı, bir kısmını endeksli yapabilmekte, piyasada oluşan fiyatları izleyerek, uygun gördükleri sabit fiyatlar oluştuğunda, endeksli alımlarını sabit fiyatlıya dönüştürebilmektedir.

Sabit miktarlı sözleşmelerde, alım ve tüketim miktarları arasındaki farklar ayrıca faturalanmakta. Alternatif olarak, tüketicilerin peşinen bir dengesizlik primi ödeyerek, esnek miktarlı sözleşmelerle dengesizlik risklerini tedarikçilerine aktarmaları da mümkündür.

Engie, bu tür sözleşmelerin dışında belediyeler, üniversiteler, sanayi kuruluşları gibi büyük tüketicilerle, hem doğal gaz hem elektrik tedariğini içeren, bunun ötesinde enerji verimliliği, sıfır karbon, risk yönetimi, yerinde üretim, depolama gibi çözümler içeren uzun dönemli, kapsamlı ve performans bazlı sözleşmeler de sunmaktadır.

Toplam Satış*32.30 bcm

Fransa İçi Satışlar15.08 bcm

B2C Satışları8.44 bcm (%56.0)

Büyük Tüketicilere Satışlar 3.11 bcm (%20.7)

B2B Satışları3.53 bcm (%23.4)

*Avrupa ve Latin Amerika ülkelerine yapılan satışlar toplamıKaynak: ENGIE






Risk Yönetimi



TL/1000Sm3 sabit fiyat ile satış yapan bir şirket için Ana Piyasa Riskleri

Petrol Endeksli bir sözleşme ile alım durumunda:

Petrol / Petrol Ürünleri Fiyatlarında Artış

Kurlar Artış

Hub Endeksli bir sözleşme ile alım durumunda:

Hub fiyatlarında Artış

Kurlarda Artış

Sabit USD/mmBtu fiyat ile LNG alımı durumunda:

Kurlarda Artış

Risk Yönetimi


AlıcıTicaret ŞirketiAna Tedarikçi

1 bcm / ay

4.2 Varil Brent Bedeli (USD) / 1000Sm3

Şirket petrol endeksli sözleşme ile doğal gaz ithal eder.

2020 yılının her ayında 1 bcm gaz alacak, karşılığında 4.2 milyon varil Brent’in bedeli kadar ödeme yapacaktır.

1 bcm / ay

[1638 + Risk Primi] TL/1000Sm3

Şirket müşterilerine TL/1000Sm3 sabit fiyat ile 1, 3, 6 ve 12 aylık fiyatlar teklif etmek durumundadır.

2020 yılı için ortalama Brent = 60 US$ / Varil varsayımı ile İthalatçı her ay alacağı 1 bcm gaz için 252 milyon ABD Doları ödeyecektir.

2020 yılı için ortalama US$/TL = 6.50 varsayımı ile 1 bcm gaz için 1,638 milyon TL ödeyecektir.

Kur ve Brent varsayımları tutarsa, alım maliyeti ortalama 1.638 TL/1000Sm3 seviyesinde oluşacaktır; ancak varsayımların tutmama durumunda beklenenin üzerinde kar ya da ciddi bir zarar oluşması mümkündür.

Risk Yönetimi


Çözüm:

Sözleşme süresinin çok kısa tutularak, fiyatın sıklıkla güncellenebilmesinin sağlanması.

ya da

TL/1000Sm3 sabit fiyat ile satılan gazın maliyetinin de TL/1000Sm3 bazında sabitlenmesi.

ya da

(ii) Gazın maliyeti sabitlenemiyorsa, satış fiyatının da maliyetlere paralel şekilde değişecek şekilde bir formüle bağlanması.

Risk Yönetimi


Alıcı

1 bcm / ay

1638 TL/1000Sm3

Ticaret ŞirketiAna Tedarikçi

1 bcm / ay

4.2 Varil Brent Bedeli (USD) / 1000Sm3

Maliyet Sabitleme yaklaşımı örneği

(amaca uygun olarak basitleştirilmiş)

252 M

USD

1.6

38 M

TL

Karşı Taraf

Kur varsayımı yapılmaz; sabitlenmiş kur ile ileri tarihli USD alım işlemi yapılır. Fiyatlama hesaplamalarında bu işlemdeki kur dikkate alınır.

Vade geldikçe sabitlenen kur üzerinden USD alınır. Kurun yükselmesi bu alımın fiyatını etkilemez.

USD

/TL=

6.5

Piyasa

4.2 M Varil Brent4.2 M Varil Brent Bedeli (USD)

Sabitlenen fiyat ile alınan Brent Petrol, cari fiyatlarla satılır.

Karşı Taraf

4.2

M V

aril

Bre

nt

252 M

USD

Brent Fiyatı varsayımı yapılmaz; sabitlenmiş fiyat ile ileri tarihli Brent Petrol alım işlemi yapılır.

Fiyatlamada hesaplamalarında bu işlemdeki Brent Petrol Fiyatı dikkate alınır.

Vade geldikçe sabitlenen fiyatlarla Brent Petrol alınır. Brent Petrol Fiyatının artması bu alımın fiyatını etkilemez.

Bre

nt =

60 U

SD

Risk Yönetimi


Brent Petrol tarafındaki vadeli alım, satım ve opsiyon işlemleri Chicago Mercantile Exchange bünyesindeki Globex Platformunda yapılabilir.

Kur tarafındaki vadeli alım, satım ve opsiyon işlemleri Borsa Istanbul’da, yurtiçinde yerleşik bankalarla ve çeşitli uluslararası platformlarda yapılabilir.

Brent tarafında daima yeterli likidite varken (günlük ortalama 1.2 milyar varil), kur tarafında yeterli likidite olmadığı zamanlar olabilir. Bu durumda, maliyetleri sabitlemek yerine, satış fiyatını endeksli hale getirmek tercih edilebilir.

Tüm işlemleri eş zamanlı yapmak mümkün olmayabilir ve zaman içerisinde piyasalardaki fiyatlamalar değişebilir. Süreç, burada kavramsal olarak anlatıldığından çok daha karmaşıktır.

Riskten korunmaya yönelik pozisyonlarda zarar edilebilir (örneğin Brent’e 60 dolardan alım yapılmış ve Brent 50 dolara gerilemiş olabilir); ancak doğru bir tasarım yapılmış ise, doğal gaz alım maliyetlerinin eş seviyede azalmış olması beklenir.

Fiyatlamada, pozisyon zararlarının (örneğin kullanılmayan opsiyonların maliyetinin), işlem ücretlerinin, teminat maliyetinin dikkate alınması ve korunmaya alınmayan pozisyonlar için bir risk priminin fiyata dahil edilmesi gerekir.

Risk Yönetimi


Alıcı

1 bcm / ay

4.2 milyon Varil Brent Bedeli

karşılığı TL / ay

Ticaret ŞirketiAna Tedarikçi

1 bcm / ay

4.2 milyon Varil Brent Bedeli (USD) / ay

Endeksli Satış yaklaşımı örneği

Sözleşmede sabit bir fiyat olmaz.

Her bir ay için geçerli fiyat sözleşmede belirlenen tarihte, sözleşmede belirlenen formüle göre yapılır. Bu sayede, satış fiyatının, maliyetlerde yaşanan değişikliklere paralel olarak hareket etmesi sağlanır.

Doğru bir endeksleme ile, Ticaret Şirketi fiyat riskini minimize etmiş olur.

Alıcı, kendi alım fiyatının ne zaman, nasıl bir formüle göre değişeceğini bilir; olası değişikliklere karşı kendi tedbirlerini alır.

ENI, ENGIE, NATURGY gibi hakim konuma sahip olan firmalar dahil olmak üzere tüm ticaret şirketleri satış portföylerinde sabit fiyatlı, endeksli, hibrit ve aracılık tipi sözleşmeler bulundururlar.

Risk Yönetimi


Risk Yönetimi’nin temel unsurları,

• risk politikaları,

• risk sermayesi,

• ticaret ve risk yönetim sistemleri ve

• şirket içi risk yönetim organizasyonu ve prosedürleridir.

Rekabetçi piyasa yapısı içerisinde faaliyet gösteren bir doğal gaz ticaret şirketinin portföyünde, birbirinden farklı yapıda ve farklı fiyatlamalar içeren çok sayıda alış sözleşmesi, satış sözleşmesi ve riskten korunma sözleşmeleri

bulunur.

Portföyde hiçbir değişiklik olmasa bile, piyasada anlık olarak değişen petrol fiyatlarına, çeşitli hubların endeks değerlerine, spot piyasa fiyatlarına, kurlara göre, her bir sözleşmenin ve portföyün yaratacağı nakit akışı değişiklik gösterebilir.

Risk sistemleri, değişik senaryolar neticesinde portföyün oluşturacağı nakit akımını ve olumsuz senaryolar neticesinde oluşacak zararı (riske maruz değeri) projekte eder.

Söz konusu riske maruz değerin tanımlı limitleri aşmamasını sağlayacak şekilde yeni işlemler yapılarak risk sınırlandırılır.

Risk Yönetimi


Yapılacak her bir işlem sisteme kaydedilir ve portföy güncellenir; yapılacak her bir işleme ilişkin fiyatlama analizleri sistemden gelir; sistem trader’ları zaman içerisinde değişen parametrelere göre riske maruz değerin azaltılmasını sağlayacak işlemlere zorlayabilir.

Trader’lar kendilerine tanımlanan limitler dahilinde kendi inisiyatiflerinde işlem yaparlar. Doğal olarak, bu işlemlerin bir kısmı kar, bir kısım zarar ile sonuçlanır. Bu noktada trader’ların ve birimlerin performanslarının takibi, yetki limitlerinin kademelendirilmesi, kontrol, denetim ve raporlama organizasyonu ve sistemleri önem arz eder.

Sistemin kendi içinde entegre bir yapıda olması ve dış sistemlerden veri akışını sağlayacak ve işlemleri gerçekleştirecek arayüzler önem taşınır.

Risk Yönetimi


ENI’nin Risk Organizayonu

ENI 2018 Yıllık Raporu’ndan alınmıştır.

Organizasyon açısından bakıldığında, genellikle 4 kademeli bir yapı söz konusudur:

• Portföy/Ticaret Yönetim biriminin verdiği yönlendirme ile kendi limitleri dahilinde işlem yapan trader’lar kendi birimlerinin yöneticilerinin gözetimi altındadır.

• Riskleri takip edilip, raporlayan ve ticaret birimden bağımsız, Genel Müdüre bağlı birimler vardır.

• Yine risklerin takibini ve raporlanmasını yapan, Genel Müdür’den bağımsız Yönetim Kurulu’na bağlı birimler vardır.

• Tüm bunların dışında bağımsız denetim kuruluşları tarafından hazırlanan denetim raporları söz konusudur.

En tepede, şirketin risk politikalarının ve risk sermayesinin belirlenmesi, oradan aşağıya doğru, prosedürlerin ve sistemin kurgulanması, sistem parametrelerinin belirlenmesi gerekir.

Risk Yönetimi





Risk Yönetimi



Tüketici fiyatlarının, toptansatış piyasalarında oluşan ve arz - talep eğrilerini yansıtan enerji maliyetlerinin ve makul şebeke ve müşteri hizmetleri maliyetlerinin karşılanmasını sağlayacak seviyede olması, enerji piyasalarının sağlıklı işleyişi için bir gerekliliktir.

Öte yandan, bu seviyede oluşacak tüketici fiyatları ile, yeterli miktarda enerji tüketemeyecek ya da tükettiği enerjinin faturasını ödeyemeyecek durumda olan evsel tüketicilerin, ihtiyaçlarına uygun seviyede ve de verimsizliği ve israfı teşvik etmeyecek şekilde desteklenmesi, sosyal politikalar açısında bir zorunluluktur.

Bu çerçevede, Avrupa’da Enerji Yoksulu kabul edilen yaklaşık 50 Milyon tüketici (nüfusun yaklaşık %10-12’si) çeşitli yöntemlerle desteklenmektedir.

İlgili AB Direktifleri (Directive 2009/72/EC ve 2009/73/EC) doğrultusunda, üye ülkelerin alım gücü düşük tüketicilerin korunmasına yönelik tedbirleri içeren ulusal bir plan geliştirmeleri ve uygulamaya koymaları gerekmektedir.

Söz konusu tedbirlerin, piyasanın etkin işleyişini olumsuz etkileyecek unsurlar içermesine izin verilmemektedir.



Bu tedbirler arasında en yaygını Tüketicilere Doğrudan Finansal Destek Sağlanması’dır.

• Bu yöntem, sorunun kök nedenini çözmez, ama ihtiyacı olan tüketicilere kısa vadeli rahatlama sağlar.

• Çoğu kez, Sosyal Politikalar altında Merkezi Yönetimler tarafından (Sosyal Yardımlar Genel Müdürlüğü benzeri birimler tarafınca) yürütülür.

• Destek sağlanacak tüketici gruplarının belirlenmesi ve her bir gruba sağlanacak desteğin miktarı konularında ülkeler arasında farklı uygulamalar söz konusudur.

İkinci en yaygın tedbir Enerji Verimliliğinin Arttırılmasına Yönelik Uygulamalar’dır.

Bu kapsamda, enerji verimliliğinin arttırılmasını sağlayacak yalıtım projelerinde ve düşük verimli ekipmanların yenilenmesinde kullanılacak hibe ve/veya uygun şartlar içeren kredi programları geliştirilir.

Diğer bir yaygın tedbir ise Tüketicilerin Korunmasına Yönelik Düzenlemeler’dir.

• Düzenleyici Kurumlar ve Tedarik Şirketleri tarafından uygulanırlar.

• Temel olarak, ödeme yapamayan tüketicilere kesme işlemi yapılmaması ve borcun kapatılmadan tedarikçi değiştirilmesine olanak tanınması, kesinti yerine akıllı sayaçlarla arzın kısıtlanması gibi yaklaşımlardır.

Bunlar dışında, Bilgilendirme Kampanyaları önem arz eder.

• Burada amaç tüketicileri bilgilendirmek ve faturalarının düşmesini sağlayacak tedbirler almalarını sağlamaktır.

• Akıllı sayaçlar ile sağlanan verilerin analizi, tüketici bazında öneriler geliştirilebilmesine imkân tanımaktadır.



01

02

03

04

Evini yeterince ısıtamayan

Faturaları zamanında ödeyemeyen

Gelirinin %10’unu enerji için harcayan

Enerji harcaması ortalamanın yarısı ve altında olan



Evsel Olmayan Tüketiciler

Dünyanın en çok ihracat yapan 10 ülkesi arasında sadece ABD’deki doğal gaz ve elektrik fiyatları ülkemizdeki doğal gaz ve elektrik fiyatlarından düşüktür. İhracatta dünyada üçüncü, Avrupa’da birinci sırada olan Almanya’da sanayi şirketlerinin ödediği elektrik fiyatı, Türkiye’deki sanayi şirketlerinin ödediği fiyatın yaklaşık 3 katı kadardır.

İhracatta zirvede yer alan ülkeler, bu performanslarını enerji teşviklerine değil, teknoloji, ürün geliştirme, kalite, verimlilik, markalaşma, pazarlama, kanal yönetimi, satış, müşteri hizmetleri, risk yönetimi, finansal kaynaklara erişim gibi başka alanlardaki başarılarına borçludur.


Kaynak: http://www.worldstopexports.com/worlds-top-export-countries/


Enerji maliyetlerinin minimize edilmesi noktasında, şirketlerimizin temel olarak iki alana odaklanmalarında fayda olacaktır:

• Ortalama enerji alım maliyetinin mümkün olduğunca düşük ve öngörülebilir olmasını sağlayacak ticari ve/veya finansal kurguların oluşturulmasını sağlayacak yetkinliklerin geliştirilmesi.

• Enerji verimliliği, yerinde üretim, depolama ve mikroşebeke yatırımları ile talep yönetimi çalışmaları gibi enerji tüketim ve enerji alım/satım profillerini optimize eden fiziki tedbirlerin geliştirilmesi.

Söz konusu ticari ve/veya finansal kurguların oluşturulması, piyasa gelişimine paralel olarak mümkün olacaktır.

Enerji verimliliği tarafında ise, gerekli yatırımların hayata geçirilebilmesi halinde, sanayi tüketiminde yıllık 6 milyar dolara varan tasarruflar sağlanması mümkün olduğu hesaplanmaktadır.

Oluşacak tüketici fiyatlarına göre değişecek olmakla birlikte, söz konusu yatırımların geri dönüş sürelerinin ortalama 3-4 yıl civarında olabileceği tahmin edilmektedir.



Ulusal Enerji Verimliliği Eylem Planı, enerji verimliliğinin iyileştirilmesine yönelik kapsamlı çalışmalar içermektedir. Bu çalışmalardan aşağıdaki başlıklara ilişkin eylemlerin önem arz ettiği düşünülmektedir:

Önceliklerin doğru belirlenmesini ve kaynakların optimal kullanımını sağlayacak veri tabanının oluşturulması.

Etüd ve projelendirmeye yönelik yetkinliklerin, finansman çözümlerinin ve destek programlarının geliştirilmesi.

Projelerin uygulanmasına yönelik uzun vadeli ve düşük maliyetli finansman çözümlerinin ve etkin destek programlarının geliştirilmesi.

Tüketicilerin bu alanlarda bilgilendirilmesine yönelik kampanyaların geliştirilmesi ve yürütülmesi.

Söz konusu alanlarda faaliyet gösteren Enerji Verimliliği Danışmanlık (EVD) Şirketleri’nin yetkinliklerinin ve hizmet kapasitelerinin artırmasının teşvik edilmesi.

Gerekli tedbirler uygulamaya geçirilene kadar, desteklenmesinde ülke ekonomisi adına fayda olacak ve tanımlanacak kriterlere uygun sektörlere / kuruluşlara yönelik geçici destek programlarının geliştirilmesi.



KÜRESEL PİYASALARA BAKIŞ

Mart 2017 Tarihli Öngörülerimiz

Küresel Ekonomi ve Finansal Piyasalar

Petrol Piyasaları

Doğal Gaz ve LNG Piyasaları

Avrupa Doğal Gaz Piyasası



Mart 2017 tarihinde yaptığımız eğitimlerden alıntılar…



1 - Küresel perspektiften bakıldığında, ana senaryo,

a) küresel arz fazlasının, azalarak da olsa, 2020’li yılların başlarına kadar devam edeceği,

b) buna bağlı olarak, zaman zaman olabilecek dalgalanmalarla birlikte, fiyatların zayıf

seyredeceği, ve

c) bölgeler arasındaki fiyat farkı ile mevsimsel fiyat hareketlerinin sınırlı kalacağı

şeklindedir.

2 - Talebin öngörülenden hızlı toparlanması ve yeni üretim yatırımlarının yavaş seyretmesi durumunda,

arz fazlasından arz açığına geçişin daha erken ve daha sert olması mümkündür. Bu durumun

ithalatçı ülkeler tarafından risk senaryosu olarak izlenmesinde fayda vardır.

3 - Bu noktada, talep tarafında özellikle,

a) Çin ve Hindistan’ın talep gelişiminin,

b) kömürden gaza geçişi kuvvetlendirebilecek çevre politikalarının, ve

c) Japonya’nın nükleer santralleri devreye alma programının hızının

izlenmesinde fayda vardır.

Ortadoğu, Latin Amerika ve Afrika’dan da talep artışı beklenmesine karşın, bu bölgelerdeki talep artışı

önemli ölçüde aynı bölgelerdeki üretim artışına paralel olarak hareket edecekken; Çin, Hindistan,

Japonya ve Kore’deki talep, küresel LNG talebini ve dünya fiyatları doğrudan etkileyecektir.



4 - Arz tarafında ise,

a) inşaat halindeki LNG tesislerinin devreye alınma sürecinin,

b) Rusya ve ABD’nin üretim verilerinin, ve

c) İran, Irak, Saudi Arabistan, Türkmenistan, Çin, Doğu Afrika ve Doğu Akdeniz’deki rezervlerin

piyasalara ulaştırılmasına yönelik yatırımların

takip edilmesi gerekmektedir.

5 - Mevcut vadeli sözleşmelerdeki fiyatlar daha düşük olmakla birlikte, iki yılı aşkın bir süredir düşük

seyreden fiyatlara bağlı olarak yatırımlarda yaşanan yavaşlama neticesinde, petroldeki arz fazlasının

önümüzdeki birkaç yıl içerisinde ortadan kalkacağına ve buna bağlı olarak petrol fiyatlarında 2020

yılında 75$ - 80$ seviyesine tekrar ulaşılacağına yönelik öngörüler söz konusudur.

Bu öngörü ile doğal gaz tarafındaki ana senaryo ile birlikte dikkate alındığında, alıcılar için, gaz

ticaret merkezi fiyatlarına endeksli fiyatlamanın önümüzdeki yıllarda petrol fiyatına

endeksli fiyatlamaya göre avantajlı olacağı öngörülmektedir.

6 - Zayıf talebe karşın, yerel üretimdeki azalma neticesinde, Avrupa Birliği ülkelerinin ithalat

seviyesinde artış beklenmektedir.



7- Ortaya çıkacak ilave ithalatın hangi kaynaklardan karşılanacağı ve bu kaynaklar arasından Türkiye

üzerinden gelen doğal gazın rolü,

a) toplam ithalat miktarına,

b) dünya doğal gaz piyasasındaki arz - talep dengesine ve buna bağlı olarak oluşacak LNG talep ve

fiyatına,

c) potansiyel tedarikçilerin fiyatlama stratejilerine,

d) söz konusu arzın Avrupa’ya ulaşmasını sağlayacak projelerdeki ilerlemelere, ve

e) politik gelişmelere

göre şekillenecektir.

8 - Azerbeycan, Türkmenistan, İran, Irak ve Doğu Akdeniz gazlarının bir kısmının Türkiye üzerinden

Avrupa’ya ulaşması, sektörün önde gelen kuruluşlarının arz - talep senaryolarının tamamında yer

alan ve bazı senaryolarda (Ukrayna’dan gelen gazın Nord Stream 2 devreye girmeden kesilmesi,

LNG fiyatlarının yükselmesi, Norveç üretiminin düşmesi ve kömürden gaza geçişi yaşanması gibi),

Avrupa’nın arz güvenliği adına kritik önem taşıyan bir unsurdur.

9 - Avrupa’nın genelinde güçlü bir entegrasyon söz konusuyken, yapılan analizler, Güneydoğu

Avrupa’nın hem kendi içerisinde hem de Avrupa’nın geri kalanıyla yeterince entegre

olmadığını ve buna bağlı olarak arz güvenliği, piyasa entegrasyonu, rekabet ve sürdürülebilirlik

başlıklarında önemli sorunlar bulunduğunu ortaya koymaktadır.



10- Bu sorunları ortadan kaldırmak ve vatandaşlarına güvenli, sürdürülebilir, rekabetçi ve uygun

maliyetli enerji temin edebilmek adına, 10 Temmuz 2015 tarihinde, Avrupa Birliği, Arnavutluk,

Avusturya, Bosna Hersek, Bulgaristan, Hırvatistan, İtalya, Macaristan, Makedonya, Moldova,

Romanya, Sırbıstan, Slovakya, Slovenya, Ukrayna ve Yunanistan, Orta ve Güneydoğu Avrupa Gaz

Bağlantısı Programı (Central and South-Eastern European Gas Connectivity - CESEC) kapsamında

bir Mutabakat Muhtırası (MOU) imzalamışlardır.

11- Bu mutabakat çerçevesinde,

a) Yunanistan – Bulgaristan, Bulgaristan – Sırbistan, Hırvatistan – Sırbistan , Bulgaristan –

Romanya, Romanya – Moldova, Macaristan – Slovenya, Hırvatistan – Slovenya, Hırvatistan –

Bosna Hersek ve Yunanistan – Makedonya enterkonnektör projeleri,

b) Bulgaristan, Romanya, Macaristan ve Yunanistan şebekelerinin güçlendirilmesi projeleri, ve

c) EastRing, Tesla, BRAU gibi çok ülkeli yüksek kapasiteli ana iletim hattı projeleri

dahil olmak üzere çok sayıda altyapı yatırım projesine ilişkin çalışmalar başlatılmıştır.

12- Önümüzdeki bir kaç yıl içerisinde, CESEC Programı kapsamındaki bu fiziki altyapı yatırımlarının

tamamlanması ve eş zamanlı olarak Türkiye’nin de gerekli hazırlıkları yerine getirmesi halinde,

Türkiye ile Avrupa piyasaları arasında, Yunanistan ve Bulgaristan üzerinden çift yönlü

gaz akışının başlaması mümkün olacaktır.





Petrol Piyasaları





Doğrudan konumuz değil ama,

enerji piyasalarına ilişkin sağlıklı öngörülere sahip olabilmek için,

uzun dönemli olarak doğru alış satış kararları verebilmek ve doğru fiyatlama yapabilmek için,

küresel ekonomi ve finansal piyasalardaki gidişatı da takip etmemiz,

bu gidişatın talep ve dolayısıyla fiyatlar üzerindeki olası etkilerini de dikkate almamız lazım.



Merkez Bankaları’nın ne yaptıklarını ve bunları neden yaptıklarını takip etmek önemli işlerden birisi:

• 2008 krizden bu yana, FED, ECB ve BOJ ciddi şekilde bilanço büyüttü; yani piyasalara borç verdiler.

• Amaç kısmen, bu borçlar sayesinde, yapısal bazı sorunların olumsuz neticelerinin daha az ve daha acısız yaşanması idi. Ve bu başarıldı.

• Ama, merkez bankalarının sürekli bilanço büyütmesi sürdürülebilir bir çözüm olamazdı. Plana göre, bir süre sonra, vadesi dolan borçların yerine yeni borç verilmeyecek, zamanla borçlanma faizleri yükselirken, toplam verilen borç azalacak ve ekonomi daha az borçla hayatına devam edebilecekti. Bu dönemde, ekonominin aktörleri daha az borçla yaşayacak şekilde yapısal sorunları çözebilmeliydi.

• FED, olumlu göstergeleri dikkate alarak, 2016’nın başında borç verme faizini yükseltmeye, 2017’nin son çeyreğinde ise bilanço daraltmaya başladı.

• Ancak gördük ki, sağlanan likidite (borçlar), daha düşük bir borç seviyesi ile yaşamı destekleyecek şekilde kullanılmamıştı.



Ekonomideki gidişatı takip etmek için izlenebilecek bir çok gösterge var: Ekonominin büyüme hızı, kişi başına gelir, işsizlik oranları, enflasyon, borçluluk oranları, kamu finansmanına ilişkin göstergeler, gelir dağılımına ilişkin göstergeler, gelirin yanı sıra, eğitim ve sağlık alanlarındaki bazı parametrelerle birlikte insani kalkınmayı ölçümleyen göstergeler…

Bunların ötesinde, ABD’de ISM, Avrupa’da IHS Markittarafından yayınlanan PMI gibi öncü göstergeler var.

Bu öncü göstergeler bize 2020’nin küresel ekonomi için çok iyi bir yıl olmayacağını söylüyor.

PMI değerinin 50’nin altına düşmesi daralmayı işaret eder ve imalat sanayi tarafındaki PMI değerleri 6 aydır sürekli azalıyor ve 47.80’e düşmüş durumda.

İmalat dışı sektörlerdeki değerler de büyümenin yavaşladığını gösterirken, NMI Eylül ayı itibariyle 52.6 ile hala 50 çizgisinin üzerinde.

ABD piyasasına ilişkin PMI değerleri küresel ekonominin de gidişatını göstermesi açısından, Euro Bölgesi, özellikle Almanya PMI değerleri ise, ihracat değerlerimiz açısından Türkiye ekonomisi için de önemli göstergeler.



Avrupa’ya döndüğümüzde gördüğümüz resim maalesef daha da olumsuz.

ECB’nin bilanço küçültmemesine ve faiz arttırmamasına rağmen, Euro Bölgesi PMI değerleri Eylül 2019’da son 7 yılın en düşük seviyesine geldiler.

Almanya’da PMI değeri Eylül 2019 itibariyle, 41.4 seviyesine düşmüş durumda ki, bu sayı 123 aydır kaydedilen en düşük değer.



Merkez bankalarının bilanço büyüklüklerinin ülkelerinin GSMH’larına oranına baktığımızda, bu oranın

• ABD’de %21,

• Avrupa’da %41,

• Japonya’da %98,

• İsviçre’de %120

seviyesinde olduğunu görüyoruz.

Bu noktada, aklımıza,

• Bu acaba FED’in ve ECB’nin bilanço büyütmek için daha çok yeri var mı demektir?

• Eğer öyleyse, yeni bir ilave parasal genişleme dalgası ve faiz indirimleri süreci mi başlıyor?

gibi sorular geliyor.

Öte yandan, aklımıza

• Piyasalara daha da fazla borç vermek acaba çok da işe yaramıyor mu?

sorusu da geliyor.



30 Ekim’de FED’in ne kadar vereceğini bilmiyoruz ama likiditenin daha da bollaşacağını düşünen yatırımcılar, negatif getirili bonoları almaya devam ediyorlar:

• Yani, örneğin 5 yıl sonra karşılığında 1000 dolar alabilecekleri bir kağıdı bugün 1050 dolara alıyorlar.

• Çünkü bu kağıdın piyasa değerinin likiditenin daha da artmasıyla 1060, 1070 dolara çıkmasını bekliyorlar.

• Negatif getirili bonoların toplam tutarı Ağustos ayında 17 trilyon doları bulmuştu.

Paranın bol olduğu, faizlerin %2’lerde gezdiği bir ortamda, Eylül’ün 17’inde ise çok enteresan bir olay oldu ve gecelik faizler %10’a yükseldi.

Likidite sıkışıklığını çözmek için FED gecelik işlemlerde, 17 Eylül’de 53, 18 Eylül’de 75 milyar dolar para verdi piyasalara.

Belli ki, para bolluğuna rağmen birileri artık borç bulamayacak hale gelmişti.



Likidite bolluğa aslında bir çok şirketin ve bir çok kişinin işine yarıyor:

• Zor durumdaki şirketler, bu sayede borç bulabiliyorlar, buldukları borçlarla kendi borçlarını, çalışanlarının maaşlarını, vergilerini ödeyebiliyor.

• Ödemelerin yapılabilmesi, bankacılık sisteminde olabilecek riskleri bir anlamda azaltıyor ve olası bir kredi krizini engelliyor, ya da en azında erteliyor.

• Çalışanların işlerine devam etmesi ise, işsizliğin düşük kalmasını sağlıyor, maaşlarını alan çalışanlar harcama yapabiliyor. Bu sayede, aksi durumda oluşacak talep daralması gerçekleşmemiş oluyor.

Ama maalesef durum bundan ibaret değil:

• Bu sayede, rekabetçi olmayan, talep görmeyen, yeterli geliri yaratamayan bir ekonomik aktivite süregidiyor; kaynak optimizasyonundan uzaklaşılmış oluyor.

• Belki de, batması gereken bir şirkete, bir kara deliğe sürekli, kimin olduğunu da tam bilmediğimiz bir parayı atmış oluyor sistem.

• Yeterince gelir yaratamayan kesimler, elde ettikleri gelir yerine aldıkları ve belki de hiçbir zaman ödeyemeyecekleri borçla, dünyadaki üretimden pay almış oluyorlar.



Aslında finansal olarak tükenmiş ama bir şekilde borçla ayakta kalan şirketlere, Zombi Şirket’ler diyoruz.

Zamanla, muhtemelen, borçları aşırı yükselen bu şirketlerin daha fazla borçlanamayıp battıklarını göreceğiz.

Borçlanabilmek ve batmamak için mali tablolarını olduğundan iyi göstermek için çeşitli usulsüzlüklere karışan şirketlerin skandallarını duyacağız.



Yapısal sorun nedir peki?

• Teknoloji ve globalleşme sonucunda, kazananların her şeyi alması.

• Gelir adaletindeki bozulma ve talebi canlı tutan orta gelir grubunun yavaş yavaş yok olması.

• Yeterince gelir yaratamayan vatandaşların uzunca bir süredir tüketimlerini borçla finanse etmesi, gelinen noktada gelirini arttıramadığı ve artık daha fazla borçlanamadığı için tıkanması.





Talep tarafında, küresel büyüme trendleri, enerji verimliliği, enerji yoğunluğu, yenilenebilir kaynakların payı, özellikle Çin’den gelecek talep önem arz ederken, arz tarafında ise yatırımlardaki ilerlemeleri ve jeopolitik riskleri izlemek lazım.

Teknoloji ise hem arzı, hem talebi etkileyen ana bir faktör.

Bu bölümde, küresel ekonomiye ilişkin bazı konulara değindik. Amaç her bir konunun derinine inmek değildi, sadece konular arasındaki ilişkilerin gücünü ortaya koymaktı. Amaç, biraz da önümüzdeki 3-5 yıllık dönemde oluşacak ekonomik ortam hakkında bir bakışı paylaşmaktı.

Herkes kendi senaryosunu belirlemek ve gelişmeleri izleyerek senaryosunu sürekli bir şekilde güncellemek durumunda. Bununla birlikte, yukarıdaki tespitler ışında, önümüzdeki kısa-orta dönemde, küresel enerji talebinin zayıf seyretmesini bekleyebiliriz.





Petrol Piyasaları




Petrol Piyasaları

U.S. Energy Information Administration’ın «What drives crude oil prices?» isimli Raporundan alınmıştır.


Petrol Piyasaları

Fiyatların Düşük Seyrettiği 20-25

Yıl Boyunca Üretim Düşüyor

2010’ların Sonrasında Kaya Gazı Devrimi ile

Üretiminde Artış



Petrol Piyasaları

7 Aralık 2018OPEC 1.2mbpd Kesinti Kararı

Jeopolitik Riskler

2018 Q4’de Arz Fazlasının Oluşması

2019’de Arz Fazlası Oluşacağına Dair Raporlar

8 Ülkeye İran Petrolüne İlişkin Yaptırımlarda İstisna

Tanınması

Küresel Resesyon Endişeleri

Kasım 2016 OPEC 1.2mbpd Kesinti Kararı

$85

$50

$75

2015 Sonu ve 2016 Başında FED’in Faiz Arttırmaya ve Bilanço Daraltmaya

Başlama Beklentileri ile Finansal Piyasalarda ve Emtia Fiyatlarında Çöküş

Özellikle Artan Amerikan Üretimi ile Arz Fazlası

ve

OPEC’in Üretim Kesintisi Kararı Almaması

Hatta Suudi Arabistan’ın Kaya Gazı Üreticilerini Fiyat ile Sıkıştırmak için Üretimi Arttırması

$28

İran Yaptırımlarına ve Venezüella Üretiminde Yaşanacak Sıkıntılara

İlişkin Beklentiler

Amerikan Üretiminde1 mbpd Üretim Düşüşü


Petrol Piyasaları

Küresel ekonomik büyümenin ve talebin zayıf seyretmesi ve buna bağlı olarak fiyatın gevşemesi bekleniyor.

Bir ay kadar önce EIA 2020 Brent ortalama fiyat tahminini 65 dolardan 62 dolara çekti.

Yine yakın zamanda Fitch Solutions Macro ResearchBrent tahminini 2020 için 62, 2021 için 58 dolara çekti.

Morgan Stanley, 2019 Q3 ve Q4 WTI tahminlerini varil başına 58 dolardan 55 dolara çekti. 2020 için fiyat tahmininde bulunmadı ama talep artış tahminini 1.4mbpd’den 1.0 mbpd seviyesine çekti ve OPEC talebi dengelemek için üretimi mevcut seviyeden 1mbpd kadar aşağı çekmesi gerektiğini vurguladı.

Geçmiş deneyimler, fiyatların belli bir seviyenin altına düşmesi halinde, OPEC’in kesinti kararı aldığını ve Amerikan üreticilerinin üretiminin de zamanla düştüğünü, fiyatın toparlandığını gösteriyor. Ama, bu tür bir tepkinin ne noktada ve ne büyüklükte geleceğini öngöremiyoruz.


Petrol Piyasaları

2020, 2021 teslimatlı Brent Petrol fiyatları vadeli işlem tahtalarında halihazırda 55-57 USD/varil seviyesinde. Ancak, düşmeye devam edebilir ya da buradan toparlanır.


Petrol Piyasaları

Küresel ekonominin durumuna bağlı olarak talep, OPEC kararları ve jeopolitik risklerin gerçekleşme olasılığı ana belirleyici faktörler.

Bununla birlikte, kısa dönemli fiyat hareketlerini öngörebilmek açısından, ABD’deki yeni kuyu sayılarının ve stok durumunun, İran yaptırımlarına ilişkin gelişmelerin, plansız kesintilerin takip edilmesi önemli.


Petrol Piyasaları

Ve, petrol finansal yatırımcıların da pozisyon aldığı bir emtia. Şu anda Globex’de 2 milyonun üzerinde açık WTI pozisyonu var ve günlük ortalama 1.2 milyar varil WTI el değiştiriyor.

Bu işlemler içerisinde finansal yatırımcıların payı büyük. Finansal yatırımcıların algıları, diğer piyasalardaki pozisyonları, işlem stratejileri, teknik analizler, algoritma işlemleri fiyatlar üzerinde etkili olabiliyor.






Petrol Piyasaları





Farklı senaryolar ve öngörüler söz konusu ve yıldan yıla farklar olacak olsa da, doğal gaz talebinin yıllık ortalama %1.0-%1.5 bandında bir hız ile büyüyeceğini anlıyoruz.

Büyümenin ise çok önemli bir kısmının Çin’den gelmesi bekleniyor.

IEA, Çin’de 2024 yılına kadar 176 bcm’lik bir talep artışı bekliyor ve bu da küresel artışın yaklaşık %40 seviyesinde. Bu noktada kömürden gaza geçişin hızı önemli.

IEA’nın Gas 2019 isimli Raporundan alınmıştır. McKinsey Energy Insight’ın Global Gas and LNG Outlook to 2035 isimli Raporundan alınmıştır.



Nükleer santralların devreye girmeye devam etmesiyle Japonya talebinde daralma yaşanması bekleniyor.

ABD ve Ortadoğu’daki talep büyümesi ise aynı bölgelerdeki arza paralel gerçekleşeceği için, küresel fiyat oluşumuna sınırlı etki edecektir.

Talep tarafında küresel ekonominin gidişatına ek olarak, LNG fiyatlarına etkisi açısından Çin, Hindistan ve Japonya talebinin yakından izlenmesi lazım.

U.S. Energy Information Administration’ın web sayfasından alınmıştır.



Türkiye doğal gaz piyasasında oluşacak fiyatlara etkisi açısından, doğal gaz arz ve talep trendlerinin, LNG arz ve talebine etkisine odaklanmamız lazım.

Bu açıdan ABD’deki Henry Hub fiyatının ve LNG terminallerinin devreye girişinin belirleyici olacağı anlaşılıyor.

IEA’nın Gas 2019 isimli Raporundan alınmıştır.


McKinsey Energy Insights, Global Gas and LNG Outlook to 2035 isimli raporunda, LNG talebini yıllık ortalama %4 gibi bir büyüme hızına sahip olacağını söylüyor.

Bu projeksiyon, 2025 gibi arz fazlasının ortadan kalkacağına işaret ediyor.

LNG Piyasaları

McKinsey Energy Insight’ın Global Gas and LNG Outlook to 2035 isimli Raporundan alınmıştır.


Bu noktada, LNG fiyatlarının oluşumun mantığını da anlamamız önemli.

Arz fazlası ve rekabet yüksekken, kapasiteye sahip piyasa katılımcıları zarar edecek ve fiyat marjinal maliyete yaklaşacaktır. Örneğin, sıvılaştırmanın tüm maliyetleri içeren fiyatı 2.15 – 2.75 US$/mmBtu bandında iken; kapasite bedelini zaten ödemiş bir piyasa katılımcısı, tesisi boş yatıracağına 0.50 US$/mmBtu gibi bir fiyatla sıvılaştırma yapabilir. Aynı mantık nakliye için de geçerlidir.

Talebin yeterli olduğu bir piyasada, ABD çıkışlı Avrupa teslim LNG’nin fiyatı ile Henry Hub fiyatları arasında 4 US$/mmBtu seviyesinde bir fark oluşacak, örneğin HH 3 US$/mmBtu iken LNG’nin fiyatı 7-8US$/mmBtu seviyesine ulaşacaktır. Talebin güçlü olması halinde ise, fiyatın yeniden 10 US$/mmBtu bandının üzerine çıkması gayet mümkündür. Fiyat, maliyetlerden ziyade, arz talep dengesine göre oluşacaktır.

Doğal Gaz LNG Piyasaları

McKinsey Energy Insight’ın Global Gas and LNG Outlook to 2035 isimli Raporundan alınmıştır.


Son yıllarda ülkemizde de, yeniden gazlaştırmakapasitesinde ve LNG’nin tüketim içerisindeki payında önemli bir artış gözlenmektedir.

2013 yılında 0.9 bcm olarak gerçekleşen Spot LNG ithalat hacmi, 2018 yılında 5.1 bcm’e çıkmıştır.

LNG kullanımında yaşanan artışın tamamına yakını spot LNG ithalatı ile gerçekleşmiştir. Söz konusu spot ithalatın büyük bir kısmı (%88’i) BOTAŞ tarafından yapılmıştır.






Petrol Piyasaları





Talebinin yaklaşık %40’ını Rusya’dan

karşılayan Avrupa Doğal Gaz Piyasası

hakkında çok şey söylenebilir ama ilk

gördüğümüz fiyatların Eylül başında

7.5 €/MWh, yani yaklaşık olarak,

2 US$/mmBtu ya da

85 US$/1000Sm3 ya da

500 TL/1000Sm3

seviyesine kadar düştüğüdür.

Kaynak: https://www.powernext.com/spot-market-data



Tahminlerin büyük bir kısmında Avrupa’da talebin düştüğünü görüyoruz.

Ancak üretim daha da fazla düştüğü için, ithalatın 2024’e kadar yaklaşık 50 bcm kadar artması bekleniyor.

CEP

S’in

«Th

e f

utu

re o

f g

as i

n E

urop

e»

isim

li

Rap

oru

nd

an

alı

nm

ıştı

r.





Yunanistan’ın talebinin yaklaşık yarısını LNG’denkarşıladığı, %100 seviyesinde Rus gazı bağımlı bir ülke olan Bulgaristan’ın dahi Yunanistan üzerinden LNG ithalatına bağladığı bir dönemdeyiz.

CESEC Programı kapsamındaki yatırımların ve düzenlemelerin tamamlanmasıyla, Balkanlar’daki fiyatlar ile TTF arasındaki farkın daraldığını görmeye başlayacağız.


HEDGING ARAÇLARI VE SİMÜLASYON ÇALIŞMASI

Vadeli İşlemler

Opsiyonlar

Simülasyon Çalışması


Doğal Gazdan Elektrik Üreten Bir Santral için:

• Elektrik Fiyatı Düşüş Riskine Karşı Elektrikte Kısa (Satış) Pozisyon

• Gaz Fiyatı Yükseliş Riskine Karşı Gazda Uzun (Alım) Pozisyon

Uzun Vadeli Petrol Endeksli Gaz Alım Sözleşmesine Sahip Bir Tedarikçi için:

• Doğal Gaz Fiyatı Düşüş Riskine Karşı Gazda Kısa (Satış) Pozisyon

• Petrol Fiyatı Yükseliş Riskine Karşı Petrolde Uzun (Alım) Pozisyon

• USD/TL Yükseliş Riskine Karşı USD’de Uzun (Alım) Pozisyon

Uzun Vadeli Petrol Endeksli Gaz Satış Sözleşmesine Sahip Bir Üretici için:

• Petrol Fiyatı Düşüş Riskine Karşı Petrolde Kısa (Satış) Pozisyon

Yoğun Elektrik Kullanan Bir Çimento Fabrikası için:

• Çimento Fiyatı Düşüş Riskine Karşı Çimentoda Kısa (Satış) Pozisyon

• Elektrik Fiyatı Yükseliş Riskine Karşı Elektrikte Uzun (Alım) Pozisyon

Riskten Korunma Pozisyonları (Hedging)


Vadeli işlem sözleşmesi (futures), sözleşmenin taraflarına, standartlaştırılmış miktar ve kalitedeki bir

malı, kıymeti veya finansal göstergeyi, belirlenen ileri bir tarihte, bugünden üzerinde anlaşılan fiyattan

alma veya satma yükümlülüğü getiren sözleşmedir.

Vadeli işlem sözleşmelerinin dört asgari unsuru vardır: nitelik, fiyat, miktar ve vade. Bu asgari

unsurlar borsalarda işlem gören vadeli işlem sözleşmeleri için standardize edilmiştir.

Borsalarda vadeli işlem sözleşmeleri ile işlem yapabilmek için belirlenen başlangıç teminatı (initial

margin) Takas Kurumu’na yatırılmalıdır. Oluşan zararlar ya da nakit-dışı teminatların değerlerinin

düşmesi sonucunda teminat seviyesinin sürdürme teminatının (maintenance margin) altına düşmesi

durumunda ilgili yatırımcılara teminat tamamlama çağrısı yapılır.

Vadeli işlem sözleşmelerinde vade tarihinde uzlaşma fiziki teslimat ve nakdi uzlaşı şeklinde

gerçekleştirilir. Fiziki teslimatta üzerinde anlaşılan dayanak varlık el değiştirir. Nakdi uzlaşıda ise

sözleşme fiyatı ile vade tarihindeki cari fiyat arasındaki fark kadar tutar taraflar arasında el değiştirir.

Vadeli İşlem Sözleşmeleri (Futures)


Uzun (Long) Pozisyon

Bir varlığa sahip olma durumu:

Doğal Gaz için:

• Doğal gaz üretimine sahip olmak.

• Doğal gaz alım sözleşmesine sahip

olmak.

TL için:

• Doğal gaz satış sözleşmesine sahip

olmak.

-30

-20

-10

0

10

2030

50 55 60 65 70 75 80 85 90Pozsiy

onun D

eğeri

Varlığın Piyasa Fiyatı

Kısa (Short) Pozisyon

Bir varlığı satın almak zorunda olma durumu:

Doğal Gaz için:

• Doğal gaz santraline sahip olmak.

• Doğal gaz satış sözleşmesine sahip

olmak.

Petrol ve USD için:

• Petrole endeksli doğal gaz alım

sözleşmesine sahip olmak.

-30

-20

-10

0

10

20

30

50 55 60 65 70 75 80 85 90Pozis

yonun D

eğeri

Varlığın Piyasa Fiyati

Uzun (Long) ve Kısa (Short) Pozisyon


Kimler Vadeli Piyasalarda İşlem Yapar?

Riskten Korunmak İsteyen Yatırımcılar - Bir sermaye piyasası aracı, döviz, kıymetli maden veya

malı kullanan, bunlarda pozisyon tutan veya gelecekte teslimatını bekleyen, ancak ilgili ürünün fiyatında

gelecekte meydana gelebilecek beklenmedik değişimlerden korunmak isteyen yatırımcılar, vadeli

piyasalarda spot piyasadaki pozisyonlarının tersi yönünde pozisyon alırlar.

Spekülatörler - Spekülatörler, korunma amacıyla işlem yapanlardan farklı olarak fiyat beklentileri

çerçevesinde kar elde etmek amacıyla yatırım yapan kişiler veya kurumlardır. Vadeli piyasalar özellikle

kaldıraç etkisi sebebiyle spekülatörlere oldukça önemli fırsatlar sunar. Spekülatörlerin piyasanın

likiditesini ve işlem hacmini arttırdığı bilinmektedir. Bu yatırımcı tipinin risk alma konusundaki isteklilikleri

diğer piyasa katılımcılarına taşıdıkları riski spekülatörlere devrederek riskten korunma imkânı sağlar.

Arbitrajcılar - Arbitrajcılar, iki veya daha fazla piyasada eş zamanlı yapılan alım satım işlemleri ile

risksiz kar elde etmeyi hedefleyen kişiler veya kurumlardır. Örneğin, bir mal coğrafi olarak farklı yerlerde

farklı iki fiyattan işlem görüyorsa arbitrajcı hemen ucuz olan yerden alır, pahalı olan yerde satar ve

böylece risksiz kar elde eder. Benzer şekilde spot piyasalar ile vadeli piyasalar arasındaki taşıma maliyeti

(cost of carry) nedeniyle oluşması gereken fiyattan farklı seviyelerde fiyat oluşması durumunda,

arbitrajcılar devreye girerek ucuz olan piyasada alış, pahalı olan piyasada satış yaparak piyasaları

dengelerler. Arbitrajcıların varlığı piyasaların birbirleriyle uyumlu ve dengeli hareket etmesine ve doğru

fiyat oluşumuna katkı sağlar.

Vadeli İşlem Sözleşmeleri (Futures)

99© 2019 Orhan Çitanak Kaynak: ICE, Takım Analizi

Örnek 1.A (Uzun)

Ürün: Nisan 2017 Teslim

Brent

Alım Tarihi: 17 Ocak 2016

Alım Fiyatı: 38 USD/Varil

Miktar: 1.200.000 Varil

İlk Teminat: 3.600.000 USD

Satış Tarihi: 17 Mayıs 2016

Satış Fiyatı: 52 USD/Varil


İşlem Karı: 14 USD/Varil

16.800.000 USD

Vadeli İşlem Örnekler – Riskten Korunma Pozisyonu - Kar


Örnek 1.B (Uzun)


Brent

Alım Tarihi: 17 Ekim 2015




Satış Tarihi: 17 Aralık 2015



İşlem Karı: -10 USD/Varil

-12.000.000 USD

Vadeli İşlem Örnekler – Riskten Korunma Pozisyonu - Zarar


Örnek 2.A (Kısa)


Brent

Satış Tarihi: 17 Ağustos 2015




Alım Tarihi: 17 Şubat 2016



İşlem Karı: 20 USD/Varil

24.000.000 USD

Vadeli İşlem Örnekler – Spekülatif Pozisyon – Çifte Kar


Örnek 2.B (Kısa)


Brent

Alım Tarihi: 7 Mart 2016




Satış Tarihi: 7 Ekim 2016



İşlem Karı: -7 USD/Varil

-8.400.000 USD

Vadeli İşlem Örnekler – Spekülatif Pozisyon – Çifte Zarar



Vadeli İşlemler

Opsiyonlar



Opsiyon sözleşmesi, iki taraf arasında yapılan ve alıcıya, ödeyeceği belli bir tutar (opsiyon primi)

karşılığında, belirli bir vadeye kadar (veya belirli bir vadede), bugünden belirlenen bir fiyat (kullanım

fiyatı) üzerinden opsiyona dayanak teşkil eden bir malı, kıymeti veya finansal göstergeyi satın alma veya

satma hakkı tanıyan, satıcıya da alıcının bu sözleşmeden doğan hakkını kullanması durumunda

sözleşmeye dayanak teşkil eden malı, kıymeti, veya finansal göstergeyi satma veya alma yükümlülüğü

getiren sözleşmedir.

Opsiyon Sözleşmesine İlişkin Temel Kavramlar

Kullanım Fiyatı (Strike Price): Sözleşmeye konu olan malın, kıymetin veya finansal göstergenin

üzerinde anlaşılan ileri tarihteki alım veya satım fiyatıdır.

Opsiyon Primi (Option Premium): Alma veya satma hakkı için ödenen bedeldir.

Uzun (Long) Taraf: Opsiyon sözleşmesini alan taraftır. Organize opsiyon piyasalarında uzun taraf, prim

ödeme dışında herhangi bir yükümlülüğü bulunmadığından risk taşımaz.

Kısa (Short) Taraf: Opsiyon sözleşmesini satan taraftır. Organize opsiyon piyasalarında kısa taraf

vadeye kadar veya vade tarihi için alma veya satma yükümlülüğü altına girdiğinden risk taşır, bu

nedenle kısa taraftan teminat talep edilir.

Opsiyon Sözleşmeleri


Opsiyon Türleri

Alım opsiyonu ve satım opsiyonu olmak üzere iki tür opsiyon bulunmaktadır.

Alım Opsiyonu (Call Option): Sözleşmeyi alan tarafa belli bir vadeye kadar veya vadede, belirli bir

miktarda bir malı, kıymeti veya finansal göstergeyi belirli bir kullanım fiyatından alma hakkı verir. Alım

opsiyonu alıcısının beklentisi dayanak varlık fiyatının gelecekte yükselmesidir.

Satım Opsiyonu (Put Option): Sözleşmeyi alan tarafa belli bir vadeye kadar veya vadede, belirli bir

miktarda bir malı, kıymeti veya finansal göstergeyi belirli bir fiyattan satma hakkı verir. Satım

opsiyonu alıcısının beklentisi dayanak varlık fiyatının gelecekte düşmesidir.

Prim fiyatı piyasadaki arz-talebe göre belirlenir ve hak kullanılsın ya da kullanılmasın prim bedeli geri

alınmaz.

Opsiyon Sözleşmeleri

106© 2019 Orhan Çitanak Kaynak: CME Group, Takım Analizi

Mayıs 2017 Teslim WTI Petrolü için 2 Mart 2017 tarihindeki Fiyatlar:

Vadeli İşlem Piyasasında Alım Fiyatı: 54.20 USD/Varil

Son İşlem Tarihi: 20 Nisan 2017

Alım Opsiyonu Fiyatları:

Kullanım Fiyatı: 54.00 USD/Varil

Opsiyon Primi: 1.78 USD/Barrel




Opsiyon İşlemleri Örnekleri

Mayıs 2017 Ortalama Spot WTI Fiili:48.48 US$/Varil

Opsiyon Alınsaydı Dahi Kullanılmayacaktı

Opsiyon Primi Zarar Yazacaktı

Long Pozisyon Açılsaydı Daha Büyük Zarar Yazılacaktı


Mayıs 2018 Teslim WTI Petrolü için 2 Mart 2017 tarihindeki Fiyatlar:

Vadeli İşlem Piyasasında Alım Fiyatı: 54.94 USD/Varil








Opsiyon İşlemleri Örnekleri

Mayıs 2018 Ortalama Spot WTI Fiili:69.98 US$/Varil

Opsiyon Alınsaydı Önemli Kar Yazılacaktı

Long Pozisyon Açılsaydı Daha Büyük Kar Yazılacaktı ama Risk de Daha Büyük Olacaktı


Alıcı Satıcı

Opsiyon Primi + Kullanım Fiyatı

WTI Petrol

Emtia: WTI (CME)

İşlem: Alım Opsiyonu Alımı

Teslim Ayı: Mayıs 2017


Şirketin Ödeyeceği:

Opsiyon Primi + Kullanım Fiyatı (Kullanırsa)

Şirketin Alacağı: WTI Petrol (Kullanırsa)

Hacim: 1.200,000 Varil

Opsiyon Primi: 1.80 USD/Varil


Uzlaştırma:Max (0, (Piyasa Fiyatı–Kullanım Fiyatı))

Getiri: Piyasa Fiyatı 54 USD/Varil’i geçerse, Uzun Taraf (opsiyon alan) Alım Opsiyonunu kullanacaktır.

Fiyat yükseldikçe, bu işlemden elde ettiği getiri yükselecektir. Örneğin, Piyasa Fiyatı 64 USD/Varil olursa, varil başına ödediği 1.80 USD opsiyon primine karşılık piyasa fiyatlarına göre varil başına 10 USD avantaj elde edecektir.

Piyasa Fiyatı 54 USD/Varil’in altında kalırsa, Uzun Taraf Alım Opsiyonunu kullanmayacaktır ve bu işlemden ödediği prim kadar zarar edecektir.

-4-202468

10

44 54 64

Retu

rn

Market Price

Opsiyon İşlemleri Örnekleri – Alım Opsiyonu Alımı


Alıcı Satıcı


WTI Petrol

Emtia: WTI (CME)














-0,2

0

0,2

0,4

0,6

0,8

4

4,2

4,4

4,6

4,8 5

5,2

5,4

5,6

Retu

rn

Market Price

Alıcı Satıcı

Opsiyon Primi +WTI Petrol

Kullanım Fiyatı

Emtia: WTI (CME)

İşlem: Satış Opsiyonu Alımı




Opsiyon Primi + WTI (Kullanırsa)

Şirketin Alacağı: Kullanım Fiyatı (Kullanırsa)




Uzlaştırma:Max (0, (Kullanım Fiyatı–Piyasa Fiyatı))

Getiri: Piyasa Fiyatı 54 USD/Varil’in altına gelirse, Uzun Taraf (opsiyon alan) Satış Opsiyonunu kullanacaktır.

Fiyat düştükçe, bu işlemden elde ettiği getiri yükselecektir. Örneğin, Piyasa Fiyatı 44 USD/Varil olursa, varil başına ödediği 1.56 USD opsiyon primine karşılık piyasa fiyatlarına göre varil başına 10 USD avantaj elde edecektir.

Piyasa Fiyatı 54 USD/Varil’in üzerinde kalırsa, Uzun Taraf Satış Opsiyonunu kullanmayacaktır ve bu işlemden ödediği prim kadar zarar edecektir.

-5

0

5

10

44 54 64

Retu

rn

Market Price

Opsiyon İşlemleri Örnekleri – Satış Opsiyonu Alımı


Alıcı Satıcı


WTI Petrol

Emtia: WTI (CME)














-0,2

0

0,2

0,4

0,6

0,8

4

4,2

4,4

4,6

4,8 5

5,2

5,4

5,6

Retu

rn

Market Price

Alıcı Satıcı


Kullanım Fiyatı

Emtia: WTI (CME)














-15-10-505

101520

50 55 60 65 70 75 80 85 90 95

Retu

rn

Market Price

Alıcı Satıcı


WTI Petrol

Emtia: WTI (CME)

İşlem: Alım Opsiyonu Satışı









Uzlaştırma:- Max (0, (Piyasa Fiyatı–Kullanım Fiyatı))

Getiri: Piyasa Fiyatı 54 USD/Varil’i geçerse, Uzun Taraf (opsiyon alan) Alım Opsiyonunu kullanacaktır. Bu durumda, Kısa Taraf opsiyon satan) piyasa değeri daha yüksek olan malı 54 USD/Varil fiyatla Uzun Taraf’a satacak ve zarar edecektir. Örneğin, piyasa fiyatının 64 USD/Varil olması halinde, aldığı 1.80 USD/varil opsiyon primine karşılık, piyasa fiyatlarına göre varil başına 10 USD dezavantaj elde edecektir.

Fiyat 54 USD/Varil’in altında kaldığı sürece, Uzun Taraf (opsiyon alan) Alım Opsiyonunu kullanmayacak ve Kısa Taraf Opsiyon Primi kadar kar elde edecektir.

-10-8-6-4-2024

44 54 64

Retu

rn

Market Price

Opsiyon İşlemleri Örnekleri – Alış Opsiyonu Satışı


Alıcı Satıcı


WTI Petrol

Emtia: WTI (CME)














-0,2

0

0,2

0,4

0,6

0,8

4

4,2

4,4

4,6

4,8 5

5,2

5,4

5,6

Retu

rn

Market Price

Alıcı Satıcı


Kullanım Fiyatı

Emtia: WTI (CME)














-15-10-505

101520

50 55 60 65 70 75 80 85 90 95

Retu

rn

Market Price

Alıcı Satıcı


WTI Petrol

Emtia: WTI (CME)

İşlem: Alım Opsiyonu Satışı









Uzlaştırma:- Max (0, (Piyasa Fiyatı–Kullanım Fiyatı))

Getiri: Piyasa Fiyatı 54 USD/Varil’i geçerse, Uzun Taraf (opsiyon alan) Alım Opsiyonunu kullanacaktır. Bu durumda, Kısa Taraf opsiyon satan) piyasa değeri daha yüksek olan malı 54 USD/Varil fiyatla Uzun Taraf’a satacak ve zarar edecektir. Örneğin, piyasa fiyatının 64 USD/Varil olması halinde, aldığı 1.80 USD/varil opsiyon primine karşılık, piyasa fiyatlarına göre varil başına 10 USD dezavantaj elde edecektir.

Fiyat 54 USD/Varil’in altında kaldığı sürece, Uzun Taraf (opsiyon alan) Alım Opsiyonunu kullanmayacak ve Kısa Taraf Opsiyon Primi kadar kar elde edecektir.

-0,8

-0,6

-0,4

-0,2

0

0,2

4,2 4,4 4,6 4,8 5 5,2 5,4 5,6

Retu

rn

Market Price

Alıcı Satıcı


Kullanım Fiyatı

Emtia: WTI (CME)

İşlem: Satış Opsiyonu Satışı










Getiri: Piyasa Fiyatı 54 USD/Varil’in altına gelirse, Uzun Taraf (opsiyon alan) Satış Opsiyonunu kullanacaktır. Bu durumda, Kısa Taraf opsiyon satan) piyasa değeri daha düşük olan malı 54 USD/Varil fiyatla Uzun Taraf’tan alacak ve zarar edecektir. Örneğin, piyasa fiyatının 44 USD/Varil olması halinde, aldığı 1.56 USD/varil opsiyon primine karşılık, piyasa fiyatlarına göre varil başına 10 USD dezavantaj elde edecektir.

Fiyat 54 USD/Varil’in üzerinde kaldığı sürece, Uzun Taraf (opsiyon alan) Alım Opsiyonunu kullanmayacak ve Kısa Taraf Opsiyon Primi kadar kar elde edecektir.

-10

-5

0

5

44 54 64

Retu

rn

Market Price

Opsiyon İşlemleri Örnekleri – Satış Opsiyonu Satışı



Vadeli İşlemler

Opsiyonlar



Tartışma Konuları:

Elinizde Ocak 2020 için 250 USD maliyetli 100 mcm gaz var. Asgari Alım Miktarınız 75 mcm. Satış

yapamazsanız, gazı depoya çekmeyi düşünüyorsunuz. Depoya giriş çıkış maliyetinin 5 USD, Depolama

ve Finansman Maliyetinizin aylık 5 USD olacağını hesaplıyorsunuz. Gaz depoda kaldığınız her ay, nakit

çıkışı yaşıyorsunuz, maliyetiniz artıyor ve Ocak’tan sonra fiyatların gelecek kışa kadar gerileyeceğini

tahmin ediyorsunuz.

260 USD’da 100 mcm Alıcı var. Fiyatın yukarı gideceğini düşünüyorsunuz? Ne yaparsınız?

240-245 USD bandında 100 mcm Alıcı var. Net bir yön öngörünüz yok. Ne Yaparsınız?

245 USD’da 100 mcm Alıcı var. Yön aşağı gibi duruyor. Ne Yaparsınız?

Satmadınız, tahta 235 USD’ye geriledi. Ne Yaparsınız?

Hangi faktörleri dikkate alarak, hangi sebeplerle bu kararları aldınız? Farklı yönde karar almanızı

gerektirebilecek bir durum olabilir miydi?

Risk sermayeniz 1.5 milyon USD. Kararlarınız farklı olur muydu?

Risk sermayeniz 5 milyon USD ama başka pozisyonlarınız da var. Kararlarınız farklı olur muydu?

Simülasyon Çalışmaları



Elinizde Ocak 2020 için 1000 Sm3’ü 4 Varil Brent Petrol maliyetli 100 mcm gaz var.

Ocak vadeli USD/TL kuru 6.00; 6.00 TL fiyatla USD alma hakkı 0.18 TL.

Ocak vadeli Brent Petrol fiyatı 57.5 USD ve 57.5 USD fiyatla Brent alma hakkı 1.50 USD.

Ocak ayı için TL/1000Sm3 olarak satış fiyatı gireceksiniz? Hedef satış fiyatınız kaç olur? Nasıl bir

hedging işlemi yaparsınız? Neden?

1360 TL’de Satıcı, 1350 TL’de Alıcı var. İşlem yapar mısınız?

1400 TL’de Satıcı, 1390 TL’de Alıcı var. İşlem yapar mısınız?




Öngörülen GRF Fiyatlamanızı Nasıl Etkiler?

GRF Hangi Parametrelere Ne Kadar Duyarlıdır?

Brent

USD/TL Kuru

Günlük Talep

Ucuz Maliyetli LNG İthalatı

Diğer



Ana Senaryo

Elimizde, petrole endeksli uzun dönemli sözleşmeler var. Satış sözleşmelerimiz çoğunun vadesi ise,

2019 sonunda bitiyor. Yani 2020 yılında ciddi bir şekilde doğal gaz long’uz. 2020 yılı için satış

sözleşmeleri yaparak long pozisyonumuzu azaltmak istiyoruz.

Piyasada, sözleşme çeşitliliği artmış durumda. Bazı tüketiciler hala tam tedarik türü sözleşmeleri tercih

etse de, yıllık, yarım yıllık, çeyreklik, aylık, endeksli ve sabit fiyatlı, UDN teslimatlı ve sabit miktarlı

sözleşmeler yaygınlaşmış durumda.

Likidite sınırlı olsa da, vadeli işlemler piyasasında standart ürünler işlem görmekte.

Büyük serbest tüketicilerin bir kısmı (doğrudan ya da lisanslı kardeş şirketi üzerinden) alım satım

yapabiliyor. Piyasada fiyat yükselirse, önceden vadeli olarak satın almış oldukları (ama henüz teslim

edilmemiş) doğal gazı geri satabiliyorlar. Piyasada fiyat düşerse ilave alım yapabiliyorlar.

Ana senaryomuz, önümüzdeki 3-4 yıllık dönemde, Avrupa hub’larında ve LNG piyasalarında oluşan

fiyatların çoğu zaman petrole endeksli sözleşmelerin fiyatına göre daha düşük seyredeceği yönünde.



Ana Senaryo (Devam)

Öte yandan, talep de güçlü seyretmiyor. Talebin asgari alım yükümlülüklerinin altında kalma ihtimali

var. Uzun dönemli sözleşmelerimizi yeniden müzakere ederek, asgari alım yükümlülüklerimizi aşağıya

çekmek, fiyatımızı ise kısmen de olsa hub endeksli hale getirmek, teslimat noktalarında değişiklik

yapabilmek istiyoruz.

Rekabetçi bir piyasa ortamı içerisinde faaliyet gösteriyoruz. Rakip şirketler, giriş kapasiteleri ve

yurtdışı fiyatlar el verdiğince, LNG terminallerini ve enterkonneksiyonları kullanarak gaz ithal

edebiliyorlar. Spot ithalat maliyetinin, petrol endeksli sözleşmelerle ithalata göre daha ucuz olacağını

öngörüyoruz.

Talebin karşılanması için spot ithalatın yeterli olması mümkün değil. Dolayısıyla, talebin sadece spot

ithalat ile karşılanabileceği istisnai günler hariç olmak üzere, spot piyasa fiyatını petrol endeksli

sözleşmelerin fiyatlarının belirleyeceğini, maliyeti düşük dahi olsa spot ithalatın spot piyasa fiyatlarını

oldukça sınırlı bir şekilde aşağıya çekeceğini düşünüyoruz.

Öte yandan, talebin çok yükseldiği bir günde dahi günlük giriş kapasitesinin yeterli olacağını,

rekabetin devam edeceğini ve fiyatların aşırı yükselemeyeceğini öngörüyoruz.



Ana Senaryo (Devam)

Rekabet etmek için, satış sözleşmelerimiz bir kısmını negatif bir marj ile yapmak zorunda kalabiliriz.

Diğer bir seçenek ise, satışı rakibe bırakmak ve alımı fiziki olarak depoya çekmek ya da asgari alım

seviyesinin altına düşmek, ama bunun da finansman yükü çok fazla.

Bu çalışmanın gerisini Excel ile yapacağız.



KATILIMINIZ VE SABRINIZ İÇİN

ÇOK TEŞEKKÜRLER

Documents

ENERJİ PİYASASI GELİŞİMİ PROJESİ · Sistem iletimi Adil Rekabet effaflık Altyapıya Eriim Kapasitenin Optimal Kullanımı 2 1. Enterkonneksiyon Kapasitelerinin Kullanıma