“BAŞKENTGAZ ÖZELLEŞTİRMESİ” OCAK 2013

İÇİNDEKİLER BELİRLEYİCİ ETKENLER GENEL BİLGİ PAZAR VE ŞİRKET KARAKTERİSTİĞİ FİNANSAL MODEL Project Angora: Distribution Business, January 2013, Page 3

Türkiye’nin en büyük ikinci doğalgaz dağıtım şirketi 1,4 milyon abone İHALE İÇİN BELİRLEYİCİ ETKENLER BAŞKENTGAZ: Türkiye’nin en büyük ikinci doğalgaz dağıtım şirketi 1,4 milyon abone Yıllık 3,6 milyar m3 üzerinde dağıtım hacmi 2,3 milyar m3‘ü aşan satış hacmi ABD$ bazında sabitlenmiş tarife 9.600 km’nin üzerinde dağıtım hattı ve 1.100’ün üzerinde basınç düşürme istasyonu Project Angora: Distribution Business, January 2013, Page 3

Bu bir dağıtım şebekesi ve lisans satışıdır. İHALE İÇİN BELİRLEYİCİ ETKENLER Bu bir dağıtım şebekesi ve lisans satışıdır. 4646 Sayılı Doğalgaz Kanunu : 18 Nisan 2001 Dağıtım lisansı alan tüzel kişi, mülkiyetinde olacak dağıtım şebekesini lisans süresi sona ermeden başka bir tüzel kişiye satabilir. Lisans süresi sona eren dağıtım şirketi, lisans süresinin tamamlanmasından bir yıl önce, söz konusu şehir içi dağıtım lisansının yenilenmesini Kurumdan talep etmesi halinde Kurul, şirketin ekonomik ve teknik gücünü, hizmet kalitesini, abonelerinin memnuniyetini, Kurumca çıkarılacak yönetmeliklerde belirtilecek diğer hususları dikkate alarak ikinci kez dağıtım lisansı verebilir. Lisans sahibinin lisans süresi yukarıda belirtilen nedenlerle uzatılmadığı takdirde, Kurum ilgili şehir için yeniden ihale açar ve mevcut şebekenin işletme ve mülkiyeti için en uygun teklifi veren tüzel kişiye dağıtım lisansını verir. Şebekenin bedeli Kurum tarafından tahsil edilerek önceki lisans sahibine ödenir. Project Angora: Distribution Business, January 2013, Page 3

İHALE İÇİN BELİRLEYİCİ ETKENLER 6353 Sayılı Kanun ile: Özelleştirmeye konu olan hisse oranı 100%’ e çıkarılmıştır ABD$ cinsinden sabit avantajlı tarife dönemi Hisse Satış Sözleşmesi’nin imzalanmasını müteakiben 8 yıl uzatılmıştır. Özelleştirme işleminden sonra Belediye’ye 10% oranında bedelsiz hisse devri yapılmayacaktır Belediye’nin Yönetim ve Denetim kurullarında temsil hakkı zorunluluğu kaldırılmıştır Özelleştirme gelirlerinden; EGO’nun BOTAŞ’a olan 380 mn ABD$ (Ekim 2012 borcu), EGO’nun Hazine’ye olan 323 mn ABD$ (Ekim 2012 borcu), ve Özelleştirme giderleri düşüldükten sonra kalan bakiye ile Belediye’nin Başkentgaz’a olan borçları ödenecektir. EPDK tarafından Taşıma Bedeli uygulama limiti olarak belirlenen 800.000 m3, Hisse Satış Sözleşmesi’nin imzalanmasını müteakiben 8 yıl süreyle uzatılmıştır Project Angora: Distribution Business, January 2013, Page 3

Finansal modelimizde: İHALE İÇİN BELİRLEYİCİ ETKENLER Finansal modelimizde: Mevcut trendleri yansıtan ve benzer şirketlerdeki verimli yönetim örneklerine dayanan temel senaryo, iyimser senaryo ve kötümser senaryo olmak üzere 3 senaryo üretilmiştir Bu senaryolara göre şirket değeri kötümser senaryoda $800 milyon iyimser senaryoda $1.4 milyar olarak hesaplanmış temel senaryoda ise bu değer $1.2 milyar olarak belirlenmiştir. Temel senaryoda WACC 8.8% olarak kullanılmış olup sermaye maliyeti finans yapısı ve modeline göre değişmektedir. İhale bedeli de SPV ve Başkentgaz arasında kurgulanacak finans modeli ve nakit aktarımı yapısına bağlı olarak değerlendirilmelidir. Project Angora: Distribution Business, January 2013, Page 4

İhale Bedeli Hesaplama Yöntemi Baskentgaz ~ 25 yıllık modelleme PF Scope 3rd Party Scope Nüfus/Şehirleşme değerleri Mevcut aboneler Abone varsayımları NAKİT GİRİŞİ Mevcut Şebeke Gaz satışları Sanayi sektörün tahminleri Doğalgaz Piyasası tahminleri Mevcut Yönetim/ Organizasyon Yapısı Market liberalizasyonu Yeni şebeke yatırımları Gaz Ticareti Şebeke bakımı NAKİT ÇIKIŞI Due Diligence Durum Tespiti Yönetim yapısı Muhtemel farklar Iiçsel Dışsal Fırsatlar / Sinerjiler Süreçler Süreçler Hukuksal Finansal Net Nakit Net Nakit Akımı Akımı Finansman Teknik İHALE BEDELİ Finans kaynağı Saha Temel riskler Sermaye Maliyet/ Vergiler / Borç ödeme Financing Yapısı (SPV) Project Angora: Distribution Business, January 2013, Page 5

İÇİNDEKİLER BELİRLEYİCİ ETKENLER GENEL BİLGİ PAZAR VE ŞİRKET KARAKTERİSTİĞİ FİNANSAL MODEL Project Angora: Distribution Business, January 2013, Page 3

Türkiye Ekonomisi Makroekonomik göstergeler Reel GSMH Büyümesi Nominal GSMH büyümesi (milyar $) 12.0% $1,400 $1,259 10.0% $1,200 8.0% $1,000 $800 $778 6.0% 4.0% $600 2.0% $400 0.0% $200 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 $- -2.0% -4.0% Türkiye Gelişen Dünya Eurozone G7 -6.0% Kamu toplam borcu (% GSMH) Doğrudan Yabancı Yatırım (milyar $) 140% $25.1 120% $19.3 $19.9 $20.1 100% $17.0 80% $15.1 $13.4 60% $9.0 $10.1 40% $6.9 $7.6 20% $5.1 0% 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 $0.1 Eurozone G7 Gelişen Türkiye 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Project Angora: Distribution Business, January 2013, Page 8

Türkiye Ekonomisi Nüfus Göstergeleri Nüfus (milyon) Yaş Dağılımı 85 59+; 11% 79 80 0-19; 34% 40-59; 22% 75 70 66 65 60 20-39; 33% Kişi başı GSMH (‘000$, nominal) Nüfus Artış Oranı 18.0 15.9 1.40% 16.0 1.35% 14.0 1.30% 12.0 10.0 1.25% 8.0 1.20% 6.0 3.5 1.15% 4.0 1.10% 2.0 0.0 1.05% 1.00% 2001200220032004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Project Angora: Distribution Business, January 2013, Page 9

Türkiye Enerji Pazarı – Kısa Özet Dev ama hızla büyümeye devam eden bir pazar; Devam eden liberalizasyonun doğurduğu fırsatlar Yüksek enerji tüketimi artışı potansiyeli devam ediyorl Kişi başı enerji tüketimi (kgoe) (2008) Türkiye Avrupa’da en hızlı enerji tüketimi artışı olan ülke ve dünyada da Çin ve Hindistan’ın ardından 3. sırada geliyor) Çek Cum. 4,354 Slovakya 3,294 Türkiye’de enerji tüketimi son 10 yıl boyunca yılda ortalama %5 arttı dünyada bu oran %2.7 Ukrayna 3,047 Türkiye’de enerji üretimi son 10 yıl boyunca yılda ortalama %6.5 arttı Dünyada bu oran yaklaşık %3.5 Bulgaristan 2,789 Güçlü ekonomik büyümenin ve sanayileşmenin önümüzdeki süreçte devam etmesi bekleniyor Polonya 2,558 - Genç nüfus ve artan şehirleşme oranı Macaristan 2,548 Tam Serbest Piyasaya yönelik gelişmeler Romanya 1,918 - Hükümet in serbestleşme yönünde tam iradesi mevcut Turkiye 1,437 Kamuya ait dağıtım varlıklarının özelleştirilmesi süreci tamamlanmak üzere Enerji üretimi serbestleşme süreci devam ediyor 0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 - Düzenleyici mevzuat geliştiriliyor Kişi başı enerji tüketimi hala benzeri ülkelerin altında Source: EIU Çok ciddi yatırım ihtiyacı var (2020’ye kadar yaklaşık 50,000 MW yeni kapasite) - Sadece elektrik üretimi için gereken yatırım tutarı yıllık olarak $4 -$6 milyar arasında tahmin ediliyor - Mevcut altyapının yenilenmesi ve tedarikçilerin çeşitlendirilmesi(divesification) - Uluslararası oyuncuların ciddi ilgisi bulunuyor; tamamlanan anlaşmalar var Project Angora: Distribution Business, January 2013, Page 10

Türkiye Enerji Pazarı – Kısa Özet Rakamlarla Türk enerji pazarı Birincil enerji tüketimi (mtoe) ve dünyadaki oranı Türüne göre tüketim (2011) Türkiye Dünya 140 1.2% 119 111 Hydro Yen. Rene. 120 Hydro 96 102 104 101 1.0% 10% Petrol; ; 1% ; 6% ; 2% Nuc.; 100 84 90 80 0.8% 27% 5% Oil; 80 72 75 60 33% 0.6% Kömür: 27% 0.4% 40 Coal; 30% 20 0.2% 0.0% 2001200220032004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 D. N. Gaz; Gas; 35% 24% Elektrik üretimi (TWh) ve dünyadaki oranı Türkiye’de enerji kaynaklarının gelişimi 250 228 1.2% 2003 2011 210 Rene. 192 198 195 Hydro Hydro 200 1.0% 176 ; 11% ; 10% ; 1% 162 Oil; 151 141 0.8% 27% 150 123 129 Oil; 0.6% 39% 100 Coal; Coal; 0.4% 27% 27% 50 0.2% - 0.0% 2001200220032004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 N. N. Gas; Gas; 23% 35% Project Angora: Distribution Business, January 2013, Page 11

Türkiye Enerji Pazarı – Kısa Özet Tedarikçilerin artması ve gelişen depolama & LNG şebekesi arz güvenliğini sağlıyor Serbestleşme sürecinde yükselen doğal gaz piyasası - 1987’den beri devam eden doğalgaz ithalatı - Tüketim son 15 yılda 6 kat artmış durumda (yıllık ortalama %12 artış) • Türkiye dağıtım şebekesi 7,400km çelik ve 56,200km poli-etilen boru hattıyla 62 şehirdeki 9.1 milyon aboneye doğalgaz tedarik ediyor - Tüketimin yıllık %8 oranıyla artması bekleniyor • Elektrik üretiminde doğal gaz kullanımı tüketimin artışındaki temel etkenlerden; Elektrik üretimi için gereken yeni ve çeşitlendirilmişyatırımların yapılamaması doğal gaz santralleri için daha fazla doğal gaz ithalatını gerekli kılıyor - 2001 yılına kadar doğalgaz piyasası, iletimi satışı ve dağıtımı kamu tekelindeydi • 4646 sayılı Doğalgaz kanunuyla liberalizasyon süreci start aldı • Doğalgaz dağıtımı özelleştirmeleri 2003 yılında başladı; 2003’te 6 ilde doğalgaz kullanılmaya başladı • 64 dağıtım lisansı verildi Kısa vadede agresif bir planla doğalgaz ithalatı ve ticaretinin özelleştirilmesi bekleniyor; 4646 sayılı kanun BOTAŞ’ın ithalat kontratlarının %80’inin özelleştirilmesini gerekli kılıyor Türkiye’nin jeopolitik konumu uluslararası doğalgaz piyasası için stratejik öneme sahip. EU27 2010 yılında 510 milyar m3 gaz tüketti - Bunun 300 milyar m3 ü ithal edildi (talebin %60’ı); Rusya ana tedarikçi Talebin yıllık yaklaşık %0.8 oranında artması ve 25 yıl içinde 629 milyar m3’e ulaşması bekleniyor Buna mukabil üretimin yıllık %3 gerilemeyle 196 milyar m3 ten 89 milyar m3’e ulaşması bekleniyor - Ithalatın 2015 yılında 450 milyar m3’e 2020 yılında da 450 milyar m3’e yükselmesi bekleniyor; kaynakların çeşitlendirilmesini gerekli kılıyor - Türkiye’nin komşuları ve Orta Asya ülkeleri dünya doğalgaz rezervlerinin yaklaşık %50’sini barındırıyor - En önemli yeni alanlar Irak ve Azerbaycan - Türkiye’nin konumu Avrupa’nın doğalgaz ihtiyacı için kritik role sahip Project Angora: Distribution Business, January 2013, Page 12

İÇİNDEKİLER BELİRLEYİCİ ETKENLER GENEL BİLGİ PAZAR VE ŞİRKET KARAKTERİSTİĞİ FİNANSAL MODEL Project Angora: Distribution Business, January 2013, Page 3

Türkiye Enerji Pazarı – Kısa Özet Tedarikçi ve tüketici ülkeler arasında benzersiz konum Bölgedeki petrol ve doğalgaz rezervleri Doğalgaz Şebekesi İthalat Kontratları Tedarikçiler (2011) Volume Agreement First Origin (route) Supplier (bcm) date delivery Duration Status Spot LNG; 2% Production; 2% Nigeria; 3% 2011 Botas Contracts Algeria; 9% Russia (West)* Gazexport 6 1986 1987 25 expired Algeria (LNG) Sonatrach 4 1988 1994 20 in operation in operation in operation in operation in operation 2010 Nigeria (LNG) NLNG 1.2 1995 1999 22 Azerbaijan; 9% Iran NIGC 10 1996 2002 25 2009 Russia (Blue Stream) Gazexport 16 1997 2002 25 Russia (West)** Turusgaz Turkm enis tan 4 1998 1998 23 Russia; 57% 16 1999 30 uncertain in operation 2008 Azerbaijan Socar 6.6 2001 2005 15 0% 50% 100% Botas LNG Egegaz LNG Pipegas Iran; 18% Private Companies Russia (West) Gazexport Russia (West) Turusgaz 6 2012 2013 4 2007 2009 starting in operation

Türkiye Enerji Pazarı – Kısa Özet, Arz/Talep/Transit Doğalgazın çok ciddi bir maliyet avantajı var Doğalgaz tüketiminin tarihsel seyri 44.1 45.0 milyar m3 10.7% CAGR; 2001-2011 40.0 Elektrik Gübre Hane Sanayi 36.9 37.4 35.1 35.2 35.0 30.5 30.0 26.9 25.0 20.9 22.1 20.0 14.6 16.0 17.4 15.0 9.7 10.3 12.4 10.0 5.3 6.8 7.9 5.0 0.5 1.2 3.2 3.4 4.1 4.5 5.0 0.0 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Verimliliğe göre fiyat karşılaştırması TL / Doğalgazla 0.600 TRL/’000 kcal Yakıt türü Kalori değeri Fiyat Verimlilik 1000 kcal mukayesesi 0.123 0.489 0.492 0.501 0.500 Doğalgaz 8,250 kcal/m3 0.914 TRL /m3 90% İthal kömür 6,000 kcal/kg 0.678 TRL / kg 65% 0.174 41% 0.400 0.333 Fuel-Oil 9,700 kcal/kg 2.010 TRL/kg 80% 0.259 111% 0.300 0.259 Elektrik 860 kcal/kWh 0.284 TRL/kWh 99% 0.333 171% LPG perakende 11000 kcal/kg 4.732 TRL/kg 88% 0.489 297% 0.200 0.174 0.123 Dizel 10,200 kcal/kg 4.214 TRL/kg 84% 0.492 300% 0.100 LPG Bulk 11,000 kcal/kg 4.964 TRL/kg 90% 0.501 308% 0.000 * Yakıt fiyatları Aralık 2012 itibariyle KDV ve diğer masraflar dahil Natural Imported Fuel-Oil Electricity LPG retail Diesel LPG Bulk Gas Coal Project Angora: Distribution Business, January 2013, Page 14

Pazar Yapısı Ana hedef Botaş’ı ulusal şebeke operatoru olarak tutup tam serbestleşme Toplam arz (2010): 44,64 mlr m3 Rusya 1. Batı Hattı kontratı (6 mlr m3) süresi 2012’de doldu Cezayir kontratı süresi 2014’te dolacak Tedarik (2011) 4 mlr m3 Turusgaz (Rusya - Batı, 8 mlr m3) kontratı özel sektöre satıldı(2007) Botaş Özel İhracat Ticaret Egegaz’dan spot LNG 2009’da başladı Süresi dolan Rusya Batı Hattı kontratı(6 mlr m3) özel sektöre devredi (2012) 39.1 milyar m3 5.6 milyar m3 0.7 ml m3 Ulusal ana iletim hattı (12,000 km üzeri) devlet kontrolünde kalmaya devam edecek Toplam yeraltı depolama kapasitesi 4.16 mlr m3 ve LNG depolama kapasitesi 535k m3 İletim ve Depolama Botaş Boru Hattı Depolama 2011 itibariyle 64 dağıtım ihalesi tamamlandı 2003’te bu rakam 6 idi Dağıtım Yerel Özel Dağıtım Firmaları Yılda 300K m3’ten fazla tüketen residential ve non-residential kullanıcılar(eligible consumers) dağıtım şirketinin altyapısını kullanarak doğrudan istedikleri tedarikçiden satın alabilircan. Dağıtım şirketi bunun karşılığında iletim ücreti tahsil eder. Elektrik Sanayi Isınma Üretimi 11.7mlr m33 11.3mlr m3 (26%) Kullanıcılar (2011) 21.1 mlr m3 (26%) (48%) Kaynak: Botaş, EPDK Project Angora: Distribution Business, January 2013, Page 15

Serbest Piyasa ve Yeniden Yapılandırma Dağıtım işinin özelleştirmesi bitmek üzere, ithalat ve ticaretin özelleştirme süreci devam ediyor Doğalgaz Piyasası Kanunu no. 4646 Kamu TAM Geçiş Tekeli Serbestleşme 1990s 2001 2013 TOPLAM SATIŞ ALIŞ/SATIŞ SATIŞ> 300k m3 Res. SATIŞ SATIŞ> 0 m3 Non-Res. SELL DOĞALGAZ İLETİM İLETİM İLETİM ŞİRKETLERİ İTHALAT / TEDARİK DAĞITIM ŞİRKETLERİ İletim SON KULLANICILAR İLETİM Project Angora: Distribution Business, January 2013, Page 16

Basitleştirilmiş Dağıtım Modeli Son Kullanıcıları Ulusal Ana Şebekeye bağlama Dağıtım şirketleri şehir istasyonları (RMS/A), bu istasyonlarla bölge istasyonları arasındaki çelik hatları ve bölge istasyonlarıyla son kullanıcılar arasındaki poli-etilen hatları kurmak için gerekli yatırımları yapar. Özetle Dağıtım şirketi ulusal ana hatla son kullanıcılar Arasındaki sistemi kurar ve işletir. Gaz Tedariği Botaş Ulusal Ana Hat Şehir İst. (RMS/A) Çelik borular Çelik Borular Dağıtım Şirketi Yatırımı Çelik Borular Bölge İst. Bölge İst. Polietilen hatlar Polietilen hatlar Son Kullanıcı Son Kullanıcı Son Kullanıcı Son Kullanıcı Son Kullanıcı Son Kullanıcı Project Angora: Distribution Business, January 2013, Page 17

Dağıtım Lisansları Türkiye’de toplam 64 ilde Doğalgaz bulunmaktadır Baskentgaz Kırklareli GDF Energaz Bartın Sinop Edirne Istanbul Kastamonu Zonguldak Artvin Tekirdağ Kocaeli Ardahan Karabük Düzce Samsun Rize Trabzon Zorlu AKSA Yalova Sakarya Bolu Çankırı Ordu Giresun Kars Amasya Çorum Bilecik Gümüşhane Çanakkale Balıkesir Tokat Bayburt Iğdır Bursa Erzurum Ankara Kırıkkale Ağrı Erzincan Eskişehir Yozgat Sivas K ütahya Bingöl EWE Kırşehir Tunceli Muş Manisa Kolin Afyon Nevşehir Kayseri Uşak İzmir Malatya Aksaray Elazığ Bitlis Van Diğerleri Diyarbak ır Siirt Ayın Denizli Isparta Konya Kahramanmaraş Niğde Batman Hakkari Özelleştirilecek (EPDK) Ereğli Adıyaman Şırnak Mardin Burdur Mu ğla Adana Osmaniye Şanlı urfa Antalya Karaman Gaziantep Özelleştirilecek(Ticari satış) Kilis İç el Hatay Özelleştirme - 4646 sayılı kanundan önce tamamlanmış 6 Dağıtım Bölgesi • Kocaeli (GDF), Bursa (EWE), Adapazari (Genpa), Eskisehir (Kolin) özelleştirildi • Istanbul İGDAŞ, Başkentgaz’ın özelleştirilmesini müteakiben özelleştirilecek - EPDK 4646 sayılı kanunun yürürlüğe girmesini takiben 64 lisansı özelleştirdi • Gaz satış tarifeleri tüm bölgelerde dağıtım şirketlerinin operasyona başlamasını müteakiben 8 yıl sonra tekrar belirlenecek. Gaz Ticareti - BOTAŞ’ın toplam 57.8 milyar m3 lük uzun vadeli kontratının 10 mlr m3’ü özel sektöre devredildi - 4 mlr m3’lük Cezayir LNG kontratı 2014’te sona erecek BOTAŞ toplam gaz alım kontratlarının %70-80’ilik bölümünü özelleştirmeyi hedefliyor. Kanunen BOTAŞ’ın ithalatı ulusal, tüketimin %20’sini karşılayana kadar yeni sözleşme yapamaz - Türkiye’nin stratejik konumu nedeniyle çok ciddi doğalgaz ithalat/ihracat faaliyeti beklenmektedir Project Angora: Distribution Business, January 2013, Page 18

Başkentgaz Özelleştirme Süreci 2012 Nisan’da yapılan ihaleyi takiben ihale koşullarında ciddi düzeltmeler yapıldı Kazanan 2037 yılına kadar Ankara’nın doğalgaz arzı imtiyazını almış olacak. Bu imtiyaz ikinci bir 30 yıl için yenilenebilecek. - İhale Metodu: Kapalı Zarfı takiben müzakere yoluyla - İhale Teminatı: US$ 50.000.000 İhaleyi kazanan bir konsorsiyum ise ihale tarihi ve ihale kapanma günü arasında ilk ortaklar yeni konsorsiyumun %51’ini oluşturduğu müddetçe yeni ortaklar bulabilecek. - İhale bedeli (i) tek seferde peşin ya da (ii) %50’si peşin kalan %50’si 2 yıl içinde ödenebilecek - İhale tüm vergilerden (damga, KDV vs) muaf tutulmuş Nisan 2012 ihalesiyle aradaki farklar - %100 hisse devri, Belediye’ye karşılıksız verilmesi gereken %10 hisse şartı kaldırıldı - 8 yıl boyunca sabit tarife ve serbest tüketici limiti yıllık 300K m3 yerine 800K m3 olarak sabitlendi 5669 sayılı kanun çıkarılarak Belediye’nin Botaş ve Hazine’ye 850m$’lık borcunu ödemesi için Başkentgaz’ı özelleştirmesinin yolu açıldı Havagazı şebekesinin doğalgaza uyumlu hale Getirilmesi. ÖİB’nin 2. ihalesinde kazanan çıkmadı. En yüksek teklif $585m iken ÖİB’nin rezerv fiyatı $626m idi Havagazı dağıtımı için EGO’nun kurulması 1 Şebeke Yatırımı Aşaması Tamamlandı Global Ankara Bld nin özelleştirme İhalesini 1.61 mlr$’a kazandı MMEKA ÖİB’nin özelleştirme ihalesini 1.21 mlr$’a kazandı 1985 1990 2007 31 Ağs. 2007 Tem. 2009 Şub. 2011 Ağs. 2012 1929 1988 1991 Haz. 2007 Mart 2008 Ağs. 2010 Nis. 2012 EGO’nun doğalgaz dağıtımına başlaması Güvercinlik ve Maltepe Havagazı Fabrikaları kapatıldı 7247 km’lik şebeke tamamlandı 1 milyon abone aşıldı EGO’nun varlık ve yükümlülükleri Başkentgaz’a aktarıldı. Başkentgaz’a 30 yıllık dağıtım lisansı verildi Başkentgaz’ın%80 hissesi ÖİB’ye devredildi BOTAŞ hat ve istasyonları Başkentgaz’a verildi Başkentgaz’ın kalan %20 hissesi de ÖİB’ye devredildi Project Angora: Distribution Business, January 2013, Page 19

BAŞKENTGAZ TEMEL VERİLER 2011 yılı Şubat itibariyle Botaş’tan devralınan istasyonlarla birlikte doğalgaz satışı yapılamayan fakat sadece taşıma bedeli uygulanan tedarikçisi farklı serbest tüketiciler müşteri portföyüne dahil oldu. Bu abonelerle birlikte yıllık doğalgaz dağıtım hacmi 4 milyar m3’e yaklaştı

BAŞKENTGAZ TEMEL VERİLER 2004-2011 arasında BOTAŞ’tan tedarik edilen gaz yıllık ortalama %12 arttı. 2011 yılında 2.4 milyar m3 tedarik yapıldı. 2010 yılına göre %33 artış sağlandı.

BAŞKENTGAZ TEMEL VERİLER

BAŞKENTGAZ TEMEL VERİLER Ön ödemeli aboneler tüm abonelerin yaklaşık %70’i

BAŞKENTGAZ TEMEL VERİLER

BAŞKENTGAZ TEMEL VERİLER

BAŞKENTGAZ TEMEL VERİLER

BAŞKENTGAZ TEMEL VERİLER

BAŞKENTGAZ TEMEL VERİLER

BAŞKENTGAZ TEMEL VERİLER

BAŞKENTGAZ TEMEL VERİLER

BAŞKENTGAZ TEMEL VERİLER

BAŞKENTGAZ TEMEL VERİLER Yukarıdaki grafikte de görüldüğü gibi serbest tüketici limiti piyasanın liberalleşmesi planı kapsamında EPDK tarafından kademeli olarak azaltılmaktadır. Belirtilen EPDK tarife yönetmeliği uyarınca serbest tüketici limitinden bağımsız olarak Başkentgaz yıllık 800.000 m3’ün altında tüketim yapan abonelerine BHAB tarifesi uygulamaktadır.

BAŞKENTGAZ TEMEL VERİLER

İÇİNDEKİLER BELİRLEYİCİ ETKENLER GENEL BİLGİ PAZAR VE ŞİRKET KARAKTERİSTİĞİ FİNANSAL MODEL Project Angora: Distribution Business, January 2013, Page 3

Gaz Dağıtımı İş Modeli TARİFE NAKİT AKIMI 2013 tarife ve fiyatları SANAYİ & SERBEST TÜKETİCİ Commodity price (if gas is bought from Baskentgaz) plus $7.77/1,000 m3 Gaz fiyatı artı $55.55/1,000 m3 GAZ SATIŞI ABONELER TARİFE GELİRLERİ 335 TL/ 200m2 artı 277 TLher 100m2 ABONELİK ÜCRETİ NAKİT AKIMI RAB 379 TL sadece mekanik sayaçlar için (305 TL ısınma + 74 TL su ve mutfak ) DEPOZİT* YATIRIM MALİYETLERİ İŞLETME MALİYETLERİ İST BORU SERVİS SAYAÇ PERSONEL BAKIM DİĞER Abonelik bedeli ve depozitler EPDK tarafından belirleniyor ve enflasyona göre güncelleniyor. Abonelik bedeli KDV dahil. Depozit için KDV yok GENEL & YÖNETİM * Aboneler ayrıca AMORTİSMAN & VERGİ • Proje Onay Bedeli: 25 TL+ KDV (alan büyüklüğüne göre değişiyor) • Bağlantı Açma/Kapama bedeli: 22 TL+ KDV ödüyor Project Angora: Distribution Business, January 2013, Page 23

FİNANSAL DEĞERLEME TEMEL VERİLER Şirket Değeri •$800 – $1,400 mn Temel Senaryo: •WACC 8.8% •25 yıl sonraki ihale bedeli terminal value olarak eklendi •İlk yıl için bir işletme sermayesi ihtiyacı düşünülüyor •İhale bedeli: yaklaşık $1.2 milyar , Borç Vadesi: 10 yıl •IRR: 10%, SPV Geri ödeme süresi: 16 yıl