[voiserPlayer]
Ekim ayında yayınlamaya başladığımız Enerji Krizi Dosyamız devam ediyor. Arın Demir dosyamızın beşinci röportajını GAZDAY Genel Müdürü Mehmet Doğan ile yaptı. (Dosyamızın diğer röportajlarına sayfanın buradan ulaşabilirsiniz).
Türkiye’nin günlük doğalgaz tüketiminin yaklaşık olarak %10’nu sağlayan Gürbulak-Ağrı hattında İran teknik gerekçelerle gaz kesintisine gitti. Bu kesintilere neden olan İran’ın üretim ve tüketimdeki doğalgaz dengelerini değerlendirebilir misiniz?
İran’ın doğalgaz üretim – tüketim dengesine baktığımızda ihraç edecek bir gazı olmadığını biliyoruz.
Türkiye ve İran arasındaki enerji ilişkilerini anlamak için iki ana unsur değerlendirilmelidir. İlk unsur İran’ın kendi içerisindeki doğalgaz üretim ve tüketim dengesidir. İkincil olarak, iletim hatlarının inşasını ve güzergahını belirleyen gaz rezervlerinin coğrafi konumlarıdır. İran, Rusya’dan sonra dünyanın ikinci büyük doğalgaz rezervlerinin sahip olan ülkedir. Öte yandan İran’ın doğalgaz kaynakları çoğunluklu olarak ülkenin Güney tarafında konumlanan Pars sahasında bulunmaktadır. Güney Pars sahasında ciddi bir gaz rezervi var ve üretimlerini Güney’deki bu kuyulardan sağlıyorlar. İran’ın uzun vadeli enerji planlamalarına baktığımızda resmi makamlar 2015 yılında 110, 2020 yılında ise 130 milyar metreküp daha fazla gaz üretme hedefi belirlediklerini açıkladılar. Ancak mevcut ambargo yüzünden bu miktarlar hedef olarak kaldı.
Üretim ve tüketimdeki doğalgaz dengelerine baktığımızda, İran doğalgaz tüketiminde kendi içerisinde ürettiği kadar tüketen bir ülkedir. Bu nedenle İran’ın Türkiye’ye gönderdiği gazın tamamı Türkmenistan üzerinden gelmektedir. Aynı zamanda iletim hatlarına giren gazın az bir miktarını Güney Bağdat’a da gönderebilmektedir. Sonuç itibarıyla İran’ın doğalgaz üretim – tüketim dengesine baktığımızda ihraç edecek bir gazı olmadığını biliyoruz. Tabii kendi ülkesinden geçen doğalgaz boru hatlarından Türkiye’nin TANAP’ta yaşadığının aksine belirli seviyelerde yararlanabiliyor. Örnek olarak İran koridor ülke olmadığından, kendi arz güvenliğinin riskli olduğu zamanlarda bugün olduğu gibi Türkmen gazını Türkiye’ye iletmek yerine kendi iç tüketimine yönlendirebilmektedir. Normal şartlarda, İran Türkmenistan aldıkları gazın bir birimini kendi iç tüketimine diğer birimini bize gönderirler. Günümüzde ise İran’ın Türkiye’ye gaz göndermemesinin temelinde kendi iç tüketimindeki artışlar var. Özellikle ardışık soğuk geçen kış günlerinde İran’ın bize gaz göndermemesi yeni bir durum değildir.
İran’ın Güney bölgelerinde konumlanan doğalgazın rezervlerinin taşınması konusunda ne gibi eksiklikler var?
İran’ın Güney Pars sahalarından çıkardığı gazları, Kuzey bölgelerine taşıması gerekiyor. Diğer taraftan İran’ın kendi içerisinde iletim hatlarına ilişkin yaşadığı teknik sorunlar mevcut. Bu teknik nedenlerden dolayı İran Kuzey bölgesinde arz güvenliğini kendi gazı yerine arzını Türkmen gazıyla sağlamak durumunda kalmaktadır. Son yıllarda İran’ın Kuzey bölgelerindeki nüfus ve ekonomik faaliyetlerin artışı da gaz arzının sevkiyatını gerekli kılmaktadır. Arzın karşılanması adına İran’ın özellikle iletim hatlarına yatırım yapması lazım. İran bu çerçevede IGAT-9 (Iran Gas Trunkline-9) yatırımlarını planladı IGAT-9 projesinin maliyeti 10 milyar dolar seviyelerinde olacağı tahmin ediliyor. Maliyetinde de anlaşılacağı üzere proje boru hatlarının inşasından, kompresör istasyonları yapılmasına kadar birçok yatırımı zorunlu kılıyor. Güney’deki gazın, Kuzeye getirilmesi hatta belki Avrupa’ya kadar iletimi İran’ın kendi içinde hedeflediği bir projeydi. Bu projenin ambargo yüzünden hayata geçme ihtimali neredeyse yok denecek kadar az.
İran’ın doğalgaz akışını durdurması üzerine BOTAŞ kesintiye giderek arz güvenliği kaygılarıyla hem sanayi hem de elektrik santrallerinin günlük gaz çekiş miktarını %60 ile sınırlamalarını istedi. Ülkeler arası sözleşmeler itibarıyla gaz sevkiyatını gerçekleştirmeyen ülkeler ne gibi yaptırımlara maruz kalırlar?
Satıcı kusuru maddesi Doğal gaz alım -satım sözleşmelerinin en önemli maddelerindendir.
Ülkeler enerji anlaşmalarını yaparken tedarik maddelerini de içeren sözleşmeler yapmaktadırlar. Sözleşmeler gereği, tedarikçi yükümlülük altına girerek gaz sevkiyatını zamanında yapmakla sorumludur. Örnek olarak biz Rusya’dan boru gazı alıyoruz. Eğer Rusya gazı zamanında teslim etmezse ceza ödemekle yükümlüdür. Yine aynı durum sıvılaştırılmış doğalgaz için geçerlidir. LNG sözleşmelerinde, gaz sevkiyatının yapılmamasına karşı ceza maddeleri konulur. LNG kargolarını taşıyan gemiler zamanında limanınıza gelmezlerse, sevkiyatı yapmakla yükümlü olduklarından ve buna bağlı arz riski teşkil edeceklerinden diğer ülkeye ceza öderler. Peki, ülkeler doğalgaz sevkiyatlarında neden kesinti yaşayabilirler? Kesintilere neden olacak şekilde birçok olayı sıralayabiliriz. Boru hattında bakım gerekebilir, kaçak olabilir veya patlama dahil benzeri birçok arıza gaz akışında kesintilere neden olabilir… Bu durum eğer arz talep arasındaki dengeyi bozmuş ise bunun adı “Zor Gün”dür ve ilave önlemlerin alınması gerekmektedir.
BOTAŞ kısıntı kesinti prosedürünü doğru şekilde işletebildi mi?
BOTAŞ 2004 yılından beri doğalgaz giriş noktaları ve bölgesel değerlendirmeleri kapsayan kısıntı kesinti prosedürü hazırlamadı. 2009 yılında da prosedür kavramı kaldırılıp yerine talimat kavramı getirildi.
Kısıntı kesinti prosedürünü bürokratik açıdan değerlendirirsek öncelikle durum tespiti yapmamız gerekmektedir. Eğer ülkede kısıntı kesinti prosedürü devredeyse, doğalgaz konusunda arz talep dengesi bozulmuş demektir. Bunu az önce tanımladığımız üzere “zor gün” kapsamında düşünebiliriz. Haliyle doğalgaz ithalatı yapan her ülkenin başına bu tür durumlar gelebilir. Önceden bahsettiğimiz gibi boru patlayabilir ya da sevkiyatı yapmakla yükümlü ülkede olağanüstü durumlar yaşanabilir. Bu tür durumların yaşanmasında taşıma sistemimizin önlem planlamaları üzerine çalışması gerekir. Türkiye’de iletim operatörü olarak taşıma sistemimizden BOTAŞ sorumludur. Yani, kısıntı kesinti prosedürü hazırlamakla yükümlü kurum, BOTAŞ’dır. Bu prosedür her yıl değerlendirir ve olası risklere göre tekrardan revize edilir. Şimdi bu prosedürün yaşanan gaz kesintisine nasıl uygulanması gerektiği üzerine düşünelim.
Kısıntı kesinti prosedürünü uygularkenkullanıcıların alanlarına göre bir sınıflama yaparsanız. Sınıflama yapmanızın rasyonalitesi, bazı sektörlerin üretim süreçleri gereği doğalgazı hiç kesememelerinden kaynaklanmaktadır.Örnek olarak seramik sektöründe ve cam sektöründe üretimi aniden durduramazsınız. Bazı sektörler için gaz akışının durması üretim yapmamaktan daha büyük maliyetlere katlanmalarına sebep olabilir. Bu üretimlerin durmaması üzerine kısıntı kesinti prosedürünün en verimli şekilde uygulanması gerekmektedir. Bu nedenle prosedür devreye girmeden önce doğru planlama yapan her ülke enerji arz güvenliğinde “N-x Çalışması” yapar. Bu formülde “x” giriş noktası anlamındadır, yani sizin sisteminize doğalgazın giriş noktasıdır. Yani N-2 arz güvenliği çalışması, iki tane giriş noktası kaybedilse dahi yine ülkede arz güvenlik riski olmamasına ilişkin çalışmadır. Bu noktada arz güvenliğinde sadece giriş noktaları üzerinden değil, doğalgazda bölgesel tüketim miktarları da hesaba katılarak bu değerlendirme yapılmalıdır. Örnek olarak, Mavi Akım Hattı’nın giriş noktası Samsun’dur. Dolayısıyla, Mavi Akım’dan doğalgazın kesilmesi durumunda bölgesel dinamikleri gözeterek çift yönlü gaz akışının sağlanacağı planlamalar hazır olmalıdır.
BOTAŞ 2004 yılından beri doğalgaz giriş noktaları ve bölgesel değerlendirmeleri kapsayan bir kısıntı kesinti prosedürünün üzerine çalışmadı. 2009 yılında da prosedür kavramı talimat kavramı ile değiştirildi. Bu çok yanlış bir karardı. Eğer BOTAŞ yönetmeliklerinde bulunan bu prosedürü hazırlayıp kamuya açık biçimde yayınlasaydı, sektörel ve bölgesel düzeyde şirketler de doğalgaz kesintisi yaşandığında kaçıncı sırada olduklarını bilecek ve önceden planlama yapabileceklerdi. Örneğin İran gazı kesildiğinde, A şirketinin de kendi gazının kesilip, kesilmeyeceğini bilmesi gerekirdi. Eğer BOTAŞ bu tür bir planlama yapsaydı, sanayide kaos yaşanmasının önüne geçebilirdi. Olası bir kısıntı kesinti prosedüründe kaos yaşanmasını önlemenin yolı şirketlerin sektörlerine, tüketimlerine ve bölgelerine göre listelenmesinden geçmektedir. Bu şekilde bir kısıntı kesinti prosedürü uygulansaydı şirketler önceden planlamalarını yapabilir ve uygun olarak önlemlerini alırlardı.
Sanayi sektörü madenlerden, ilaç sektörüne, seramik fabrikalarına kadar birçok alt sektörü içeriyor. Sektörlerin doğalgaz kullanımlarına göre herhangi bir sınıflandırma yapılmadan alınan bu kısıtlama kararı şirketlerin üretim süreçlerine ve fiyatlamalarına nasıl yansıyacak?
Doğalgaz kesintilerinden meydana gelen zararlar, kesintilerin olmaması için yapılacak yatırımların en az 10 katıdır.
Ana kısıntı kesinti sıralamasını belirleyen yöntem mevcut şebeke işleyiş düzenlemelerinde detaylandırılmamış olsa da bu düzenlemeler içerisinde tanımlıdır. BOTAŞ bu sıralamaya uymayarak sanayi ve elektrikte herkesi yüzde kırk kesiyoruz dedi. Bu kararı almak için uzman olmanıza gerek yok, sokaktan geçen herhangi biri de bu kararı alabilirdi. Sektörlerin doğalgaz kullanımlarına göre herhangi bir sınıflandırma yapılmadan doğalgaz kısıtlamasına gidilmesi yanlış bir karardı. Nitekim devamında da sanayicilerin Ticaret ve Enerji bakanlıklarıyla yaptıkları görüşmeler sonrasında bu uygulamadan geri dönüldü. Bazı sektörlere doğalgaz kullanımına ilişkin imtiyazlar verildi, bazılarına ise verilmedi.
Kesintinin Türkiye ekonomisinin maliyetine yönelik rakam vermek zor. Kesinti uygulandığı zaman şirketler üretim süreçlerinde farklı aşamalarda durabiliyor. Aşamalara göre de zararın azlığı ya da çokluğu belirleniyor. Öyle durumlar oluyor ki doğalgaz olmadığından üreticinin üretim hattında hammaddesi donabiliyor. Kesintinin maliyet analizini yapmak zor. Öte yandan hesaplamanın zorluğundan bağımsız kesintinin ciddi anlamda sanayiye bir zararı olduğundan bahsedebiliriz. Bazı fabrikalar için 1 günlük kesinti 15 günlük maliyete neden oluyor. Şanslı olanlar ise üretimi durdurup sadece üretim kaybıyla kurtulabiliyor. Fakat öyle sektörler var ki üretimin ötesinde tesisle ilgili üretim aşamalarındaki kayıplardan çok ciddi zararlar ettiler. En azından şunu söyleyebilirim: Doğalgaz kesintilerinden meydana gelen zararlar, kesintilerin olmaması için yapılacak yatırımların en az 10 katıdır.
Doğalgazı elektrik ve sanayi şirketlerine ileten doğalgaz dağıtım şirketlerine ve OSB’lere yönelik ceza niteliğinde kısıntı aşım bedeli uygulamasının hukuki altyapısı nedir? Yöntem olarak, kısıntı aşım bedeli sektör tarafından nasıl karşılandı?
Kısıntı aşım bedelinin uygulanmasında ciddi bir karışıklık söz konusu. BOTAŞ’ın kullanıcılara doğalgaz tüketimlerini kısmadıkları taktirde kısıntı aşım bedeli uygulayacağını söyleniyor. Fakat işin ilginç tarafı bu bedelin ne olduğu sözleşmede tanımlanmamış. Kısıntı aşım bedelini tanımladığı gibi üzerine bir de şirketlere doğacak her türlü zararı ödersiniz denmiş. Gelinen noktada hiçbir kullanıcı kısıntı aşım bedelinden kaynaklı nasıl bir ceza geleceğini bilmiyor. Yani şirketler ay sonunda belirsiz bir ceza ödemekle karşı karşıya bırakıldı. Yabancı ve yerli kullanıcılar gerekli makamlarla iletişime geçip, kısıntı aşım bedelinin ne olduğuna ilişkin tanımlama ve açıklama yapılmasını istediler. Maalesef, henüz resmi bir yanıt verilmedi. Sözlü olarak söylenen bazı tanımlar var ama yazılı olarak bir tarif yok. Cezalar konusunda yaşanan belirsizlik yabancı yatırımcının algısı adına olumlu etki yaratmadı. Eğer siz sözleşmede yazmayan bir bedelden üreticilere ceza gönderirseniz, yabancı yatırımcılara bunu anlatamazsınız.
İran gazında kesintiler geçmiş kış aylarında da yaşanmıştı fakat bu defa sanayi sektöründe karar sonrası tam bir kaos yaşandı. Kısıntı prosedüründe izlenen bürokratik pratiklerde BOTAŞ’ın kullanıcılarıyla doğru bir şekilde yönetişim yapılabildiğini düşünüyor musunuz?
BOTAŞ’ın kısıntı prosedürlerini ve acil eylem planlarını kamuya paylaşmaması Türkiye’ye şeffaflık anlamında çok büyük zarar veriyor. İnsanlar rakiplerinin gazının kesilmediğinden veya kendilerine ceza uygulandığından başkalarına uygulanmadığından şüpheleniyorlar.
BOTAŞ’ın kullanıcılarıyla doğru bir şekilde yönetişim yapabildiğini düşünmüyorum, yönetişime gerek olmadan yeterli prosedürlerin devrede olması gerekirdi. Doğal olarak, bu tip kesinti kısıntı durumları kurumlarda bir şoka neden olurlar. Yaşanan şokun etkisiyle kurumun panik yapmaması gerekir. Panik yaşanmaması için de yeterli prosedürleri ve acil eylem planlarını hazırlamalısınız. Enerji arz güvenliğinde yaşanacak her türlü krize karşı prosedürler otomatik olarak devreye girmelidir. Prosedürlerinizin yeterli olduğu durumlarda, kullanıcılarınız başlarına geleceklerini bir gecede öğrenmek durumunda kalmazlar. Asıl problem şeffaflık sorunudur. BOTAŞ olarak %40 kesintiye gitme kararı aldınız fakat kullanıcıların karara uyumunu nasıl denetleyeceksiniz? Kimin ne kadar kullandığını nasıl ölçeceksiniz? Üstüne üstlük bu kadar kullanıcıya nasıl bir fatura düzenlemesi yapacaksınız? BOTAŞ’ın kısıntı prosedürlerini ve acil eylem planlarını kamuya paylaşmaması Türkiye’ye şeffaflık anlamında çok büyük zarar veriyor. İnsanlar rakiplerinin gazının kesilmediğinden veya kendilerine ceza uygulandığından başkalarına uygulanmadığından şüpheleniyorlar.
4646 Sayılı Doğalgaz Piyasası Kanuna göre BOTAŞ’ın doğalgaz verilerini kamuya kapatması uygun mudur?
Çok yanlış bir uygulama. Neden kamuya kapatıyorsunuz? Zaten bir hafta önce açıktı ve bakanlıklarda çalışan eski bürokratlar verileri yayınlıyorlardı. Bir hafta önce nerede olduğunu bildiğimizden ve Türkiye’nin günlük tüketimini tahmin edebildiğimizden, depolarda bugün itibarıyla ne kadar gaz kaldığını hesaplayabiliyoruz. Doğalgaz verilerini kamuya kapatmak çocukça bir hareket, BOTAŞ’a yakıştıramadım. Yabancı yatırımcılar tarafında da verilerin kapatılması garipsendi.
Sanayilerde günlük gaz çekiş miktarını %60 ile sınırlanması, Türkiye’nin enerji planlamasında uzun dönemli kontratlar düzeyinde bize ne gibi riskleri gösterdi?
Uzun dönemli kontratlar ülkelere bazı garantiler sağlarlar. Tabii gönderen ülkenin güvenilir bir tedarikçi olması da garantilerin yerine getirilmesinde önem arz etmektedir. LNG kontratlarına uzun vadeli sözleşmelerle yapıldığında gazın tedariki güvence altına alınabilir. Fakat spot piyasaya döndüğünüz zaman LNG’de aynı garanti olmayabilir. Somutlarsak, spot piyasadan LNG almaya karar verirsiniz. Gemi tam size gelirken başkası daha yüksek bir fiyat verir ve güzergahını değiştirebilir. Siz de alıcı olarak aynı şekilde başkasının gemisinden daha ucuza LNG çekebilirsiniz. Spot piyasalar kendi içerisinde ticari bir risk içerdiğinden, uzun dönemli kontratlar kadar garantili sözleşmeler değiller. Ülkelerin boru gazı veya LNG üzerinden enerji arz güvenliklerini sağlamaya çalışırken ana hedefleri gazın sevkiyatını zamanında ve yeterli seviyelerde yapabilmektir. Öte yandan yapılan anlaşmalarda uzun dönemli kontratın yapısı da önem taşımaktadır. Özellikle, uzun dönemli kontratların yapım aşamasında fiyat ve diğer konularda belirli esneklikler almanız gerekiyor. Bizim gibi ekonomisi değişkenlik gösteren ülkelerde kontratta esneklikler almanız, doğalgaz fiyatlarının kullanıcılara uygun fiyatlarla ulaştırılması açısından çok kritiktir. Esnekliklere örnek olarak sözleşmelerde aldığımızı gazı başka ülkelere satabilmemiz için “Re-export/Re-sale” hakkının alınması önemli.
Önümüzdeki 2 ayda BOTAŞ’ın tekrardan kısıntı prosedürünü uygulama ihtimali doğabilir mi?
Kısıntının bu haftada da devam edeceğini düşünüyorum. İran gazı gelene kadar bu kısıntının devam etmesi lazım. Eğer hava sıcaklıkları önümüzdeki günlerde yükselirse bu durumu avantaja çevirip Tuz gölündeki depolarımızı 15 günlük tüketimimize denk gelecek kadar doldurmalıyız. Normal şartlarda Mart 15 sonrası havalar ısınır fakat öncesinde tekrardan benzeri bir soğuk hava dalgasına yakalanırsak maalesef aynı kısıntıları tekrardan yaşayabiliriz. Diğer taraftan mesele sadece Türkiye’nin hava durumuyla bağlantılı değil, İran’daki hava durumu da Türkmen gazının Türkiye’ye ulaşmasında belirleyici.
Bu kriz önlenebilir miydi veya daha hafif şekilde atlatılabilir miydi? Sizin çözüm noktasında nasıl bir öneriniz var?
İran gazının kesilmesi, tüm sistemi durduracak nitelikte bir kesinti değildi. Bazı bölgelerdeki sanayicilerimiz çalışmaya devam edebilirlerdi.
Evet bu önlenebilir ve atlatılabilir bir krizdi. Hatta daha farklı çözümler de tartışabilirdik. Krizin çözümü noktasında bir önerim var. Herkesle de tartışmaya hazırım. Doğalgaz sistemine giriş kapasitesine çerçevesinde bakarsak, Ege Bölgesi’nde 40 + 28 = 68 milyon metreküp sisteme giriş kapasitemiz var. Ege’nin toplam tüketimi 68 milyon metreküpü bulmuyor. Üstüne üstlük bu gazın kalanını da İstanbul ve Marmara’ya kadar ulaştıramıyorsunuz. İzmir – İstanbul arası 300 – 400 kilometre gazın basınçlı gitmesi anlamında çok uzun bir mesafe. Yani, burayı kompresör istasyonunuz olmadan belirli basınçları sağlamadan gazı taşıyamazsınız. Üstelik Marmara bölgesindeki gazın basıncı da çok yüksek olduğundan, İzmir’den gelen gaz Marmara’ya giremez. Hal böyleyken, İzmir ve Manisa bölgesine gaz kesintisi yapmanın hiçbir anlamı yok. Yetkililer Ege bölgesi için siz doğalgaz kullanabilirsiniz demeliydi. Zaten duyduklarıma göre de İzmir bölgesindeki gaz basıncında azalma olmamış. Ege bölgesinde doğalgaz kullanımının başlaması elektrik üretimine de faydalı olur, siz bu faydayı üst Ege bölgesinde ve bir nebze Marmara’nın elektrik tüketiminde kullanabilirsiniz. Benzer şekilde Adana ve Mersin bölgesi için geçerli. Dörtyol’da bulunan FSRU (Floating Storage Regasification Unit) terminali Mersin ve Adana’daki tüketimi karşılayacak seviyededir. Yani, Ege ve Adana-Mersin bölgelerindeki kesintilerin İran gazı ile ilişkisi yok. Tabi bağlantısı var ama FSRU olduktan sonra Adana-Mersin FSRU’dan beslenir. Teknik olarak İzmir, Manisa, Denizli, Adana, Mersin illeri İran’dan tedariklerini sağlamıyorlar. Bu bölgelerde neden kesinti yapıldı anlamadım. İran gazının etkili olduğu yerler Kayseri ve Konya bölgeleridir.
Doğalgaz depolama tesisleri ülkelerin enerji arz güvenliğinde bu tür kısa süreli kesintilerde devreye girmesi adına önem taşır. Geçen seneye göre, bu sene depolarımızda stokladığımız doğalgaz farkı ne kadardı?
Biz bu kışa depolarımız tam dolu girmedik. Fakat bu cümlemi insanlar yanlış anlıyorlar. Kasım sonunda depolarımızda 1.6 milyar metreküp doğalgazımız vardı. Doğalgaz depolama kapasitemiz ise 3.1 milyar metreküp seviyelerindedir. Son yıllara baktığımızda da Türkiye genel olarak ortalama 2.8 milyar metreküp seviyelerinde girmekteydi. Bugün ise 1.2 milyar metreküpe düştük. Evet 1.2 seviyesine düştük ama bu gaz yok demek değil. Bununla beraber eğer depolarımızda 2.8 milyar metreküp olsaydı. En az bir ay boyunca günde 25 milyon metreküp gaz çekebilirdik. Şimdiyse depolarımızda ortalamanın altında bir seviyede gaz olduğundan günde ancak 14-15 milyon metreküp çekebiliyoruz. Depolarımız tam dolu olsaydı, İran gazının kesintisinin 1/3’ü kadarını karşılayabilirdik. Bu rakamla da elektrik santrallerini çalıştırmaya devam edebilirdik.
BOTAŞ’ın kesinti sıralaması alternatif yakıtlı santraller, elektrik santralleri, sanayi ve konut tüketimi şeklinde. İçinden geçtiğimiz enerji arz krizinin konut tüketimine sıçrama riski var mı?
Konut tüketimine sıçrama riski düşük bir ihtimaldir. Ancak, konutların bölgesel olarak etkilenme riski yine de var. Bu değerlendirmeyi yaparken parametre olarak hava sıcaklarını dikkate almalıyız. Eğer geçtiğimiz haftalara benzer ardışık soğuklar görürsek, İran gazının kullanıldığı Konya ve Kayseri bölgelerinde konut tüketiminde kısıntılar meydana gelebilir. Ama bunun için Marmara Bölgesinin soğuması, İran’ın gazı kesmesi ve Tuz gölünde sistemi besleyecek miktarda doğal gaz olmaması gerekir. Eğer şehir giriş basıncı düşerse, şehrin tepelerine ve uzak noktalarına doğalgaz ulaşamaz. Diğer bölgeler için benzeri bir riskin olduğunu düşünmüyorum.
Konut tüketiminde dar gelirli vatandaşlara destek olmak amacıyla kademeli doğalgaz tarifesine geçilmesi gündemde. Doğalgazın kademeli şekilde fiyatlandırılması, orta gelir grubundaki bireylerin doğalgaz giderlerini nasıl etkileyecektir?
Bu durum kademeli fiyatlandırmada sınırı nereden koyacağınızla ilişkilidir. Eğer kademeyi yıllık 500 metreküpe koyarsanız herkes bu sınırı aşar ve yüksek fiyattan ödemek durumunda kalır. Elektrik kademeli şekilde fiyatlandırılmasında konut tüketiminde ortalama olarak nasıl hesaplamalar yaptıklarını inceledim. A, AA enerji verimliliğini gözeten buzdolaplarını baz alarak hesaplamaları yapmışlar. Bugün kimin evinde enerji dostu buzdolapları var? Özellikle dar gelirli vatandaşlarımızın bu tür buzdolaplarını kullandıklarını düşünmüyorum. Eğer kademeyi doğru şekilde koyabilirlerse bana göre doğru bir uygulamalıdır. Villada oturan kişiyle, 70 metrekare evde oturan kişi aynı fiyatı ödememeli. Doğalgaz pahalı bir meta ama temel bir ihtiyaçtır. Kademeli fiyatlar uygulansa bile kademenin dışındaki kullanıcılara sübvansiyonsuz tarifeden faturalandırılma gerekmektedir. Öte yandan bana kalırsa fiyatlar sübvansiyon edilmemeli, bunun yerine dar gelirli vatandaşların faturaları ödemesini kolaylaştırmak adına sosyal yardımlar getirilmeli.
Eğer BOTAŞ sübvansiyon yapmayı bırakırsa konut tüketiminde doğalgaz fiyatları kaç katına çıkar?
BOTAŞ sübvanse etmezse doğalgaz fiyatı 4 katına çıkar. Hükümet çok yüksek seviyelerde sübvansiyon uyguluyor. Sübvansiyon yapılsa da halk farklı şekillerde bu maliyeti ödüyor. Günün sonunda tüketicinin cebinden çıkan miktarda herhangi bir değişim olmuyor. Eğer doğalgazı sübvanse ederseniz er veya geç tüm toplum olarak maliyetini ödersiniz.