türkiye elektrik enerjisi ihtiyacının karşılanmasında rüzgar enerjisinin

Transkript

World Energy Council
CONSEIL MONDIAL DE L’ENERGIE
—
Turkish National Committee
COMITE NATIONAL TURC
Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi
ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU
RAPORU
Aralık 2007
Ankara
ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU
Başkan
: Yusuf BAYRAK
Üyeler
: Adnan SUCUKA
Çetin KOÇAK
İğlem KAYIHAN
Sinan SÖNMEZ
Hayati KÜÇÜK
Mehmet Bedir ATEŞ
Mustafa TUYGUN
Orhan GAYRETLİ
Pınar VAROĞLU
Necati İPEK
İÇİNDEKİLER
1. GİRİŞ......................................................................................................................5-1
2. 2006 YILINDA TÜRKİYE ELEKTRİK ENERJİSİ SEKTÖRÜNÜN DURUMU ........ 5-1
2.1. Elektrik Enerjisi Sektörünün Yapısı .................................................................. 5-2
2.1.1 Türkiye Serbest Elektrik Piyasası Modeli ve AB Direktifi .......................... 5-4
2.1.2 Dengeleme ve Mali Uzlaştırma ................................................................. 5-6
2.1.3 Elektrik Enerjisi Sektörü Reformu ve Özelleştirme Strateji Belgesi........... 5-7
2.2. Elektrik Enerjisi Kurulu Güç ve Üretim ............................................................. 5-8
2.2.1. Kurulu Güç................................................................................................ 5-8
2.2.2. Elektrik Üretimi........................................................................................ 5-12
2. 3. Sistem Puantı ve Tertiplenmiş Yük Eğrisi ..................................................... 5-18
2. 4. İletim Sistemi ve Gelişimi .............................................................................. 5-20
2. 5. Dağıtım Sistemi ve Gelişimi .......................................................................... 5-22
2.6. Sistem Kayıpları ............................................................................................. 5-23
2.7. EÜAŞ Santralarının Son Durumu................................................................. 5-27
2.8. EÜAŞ Satışları ............................................................................................. 5-28
2.9. Sorunlar ....................................................................................................... 5-29
3. ELEKTRİK ENERJİSİ TALEP TAHMİNLERİ...................................................... 5-33
3.1 Elektrik Piyasası Yasası Öncesi Türkiye’de Talep Tahmin Yöntem ve
Uygulamaları ................................................................................................. 5-33
3.2 Elektrik Piyasası Yasası Sonrası Türkiye’de Talep Tahmin Yöntem ve
Uygulamaları ................................................................................................ 5-38
3.2.1 2004 – 2020 Dönemi Türkiye Elektrik Enerjisi Talep ve
Puant Güç Tahmini........................................................................ 5-38
3.2.2 İletim Sistemi Gelişim Planlaması ve İletim Sistemi Performans
Değerlendirmeleri için Yapılması Gereken Yük Tahminleri............ 5-41
3.2.3 Puant Yük Tahminleri .................................................................... 5-42
3.2.3.1 Kış Puantı Yük Tahminleri................................................ 5-42
3.2.3.2 Yaz Puantı Yük Tahmini................................................... 5-42
3.2.3.3 Minimum Yük Tahmini...................................................... 5-42
3.2.4 4628 Sayılı Elektrik Piyasası Yasası Ve Talep Tahmini ................. 5-43
3.2.5 Elektrik Piyasası Dağıtım Yönetmeliğinde Talep Tahmini .............. 5-44
3.2.6 Dağıtım Şirketlerinin Talep Tahmini ile İlgili Yükümlülükleri............ 5-44
3.2.7 Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliğinde Talep Tahmini ............... 5-44
3.2.8 İletim Şirketinin Talep Tahmini ile İlgili Yükümlülükleri.................... 5-45
3.2.9 Üretim Kapasite Projeksiyonu ve İletim Sistemi On Yıllık Gelişim
Raporu Hazırlanması İçin TEİAŞ’a Verilecek Talep Verileri ........... 5-46
3.2.10 Günlük, Aylık, Haftalık, Yıllık Talep ve Enerji Tahminleri
(İşletme Planlaması) ..................................................................... 5-47
3.3 Dağıtım Şirketlerince Elektrik Enerjisi Talep Tahminlerinin
Yapılmasına Ait İşlemler.............................................................................. 5-48
3.3.1 Veri Toplanması ve Sentezi ........................................................... 5-48
3.3.2 Uygulama Destek Dokümanlarının Hazırlanması ......................... 5-49
3.4 Sonuç ve Öneriler....................................................................................... 5-50
4. ELEKTRİK ENERJİSİ ÜRETİMİNDE BİRİNCİL KAYNAKLARIN
KULLANIM ÖNCELİĞİ ..................................................................................... 5-50
4.1 Ülkemizdeki Birincil Enerji Kaynaklarının Rezervleri ve Potansiyelinin
İrdelenmesi.................................................................................................... 5-51
4.1.1 Elektrik Üretimi Bakımından Linyit Rezervlerinin Doğal Gaza Göre
Ekonomik Avantajları .......................................................................... 5-52
4.2 Birincil Enerji Kaynaklarının Arz Güvenilirliği Açısından İrdelenmesi............ 5-54
4.2.1 Mevcut Kurulu Kapasite ve Bilinen Enerji Potansiyelimiz ile
Talebin Karşılanması .......................................................................... 5-55
4.1.2 Doğal Gaz Ve Hidroelektrik Santralları Nedeniyle Linyit
Santrallarında Kapasitelerin Düşürülmesinin Ekonomik Sonuçları
(Koçak, 2006 Ve 2007) ..................................................................... 5-56
4.1.3 Linyit Santrallerimizin Dizayna Esas Kapasitelerinde
Çalışamamasının Başlıca Nedenleri (Kömür raporu 4.1.7 bölüm
DEKTMK 2007)................................................................................. 5-61
4.1.4 Elektrik Enerjisi Arz (Üretim Planlama) Çalışması............................. 5-62
4.2 Çevre ile İlgili Uluslararası Anlaşmalardan Kaynaklanan Kısıtlar ............. 5-65
4.3 Yatırım ve Yakıt Maliyetleri....................................................................... 5-66
4.4 Dünyada Elektrik Sektöründe Birincil Enerji Kaynakları
Tüketimindeki Eğilimler.............................................................................. 5-67
4.5.1 Enerji Kaynaklarının Elektrik Sektöründe Kullanımı.......................... 5-67
4.5
Sonuç ve Öneriler ................................................................................... 5-69
5. ELEKTRİK ENERJİSİ ÜRETİM-İLETİM- DAĞITIMINDA PLANLAMANIN
ÖNEMİ .............................................................................................................. 5-71
5.1. Elektrik Enerjisi Sektöründe Planlamanın Önemi................................. 5-71
5.2 Elektrik Enerjisi Üretim Planlaması ....................................................... 5-72
5.2.1 Elektrik Enerjisi Üretim Planlaması ............................................ 5-72
5.2.2 Elektrik Enerjisi Üretim Sistemlerinde Kurulu Güç ve
Enerji Yedeği.............................................................................. 5-73
5.2.3 Türkiye’de Plan Uygulamaları ve Zamanlama ........................... 5-74
5.2.4 Yeni Elektrik Enerjisi Mevzuatı ve Plan ..................................... 5-76
5.2.5 Elektrik Enerjisi Sektörü Reformu ve Özelleştirme
Strateji Belgesi ve Plan
5.2.6 AB Elektrik Direktifi ve Plan ....................................................... 5-77
5.2.6.1 Avrupa Birliği’nin Revize 2003 Elektrik Direktifi ............ 5-77
5.2.6.2 Avrupa Birliği Yenilenebilir Enerji Direktifi...................... 5-79
5.3. Elektrik Enerjisi İletim Sistemi Planlaması .............................................. 5-83
5.3.1 Optimizasyona Dayalı İletim Sistemi Gelişim Planlarının
Yapılması İçin Kullanılan Metodolojiler ....................................... 5-83
5.3.2 Yeni Elektrik Piyasası Yapısında İletim Sistemi Gelişim Planlarının
Yapılmasında Karşılaşılan Sorunlar ........................................... 5-84
5.3.3 Yeni Yapıda Uygulamaya Konan Yeni Metodolojiler .............. 5-85
5.4. Sonuç ve Öneriler ................................................................................. 5-87
6. ELEKTRİK ENERJİSİ YATIRIMLARI ................................................................. 5-89
6.1 Elektrik Enerjisi Yatırımlarının Gelişimi .................................................. 5-89
6.2. Elektrik Enerjisi Yatırımlarının Finansmanı ........................................... 5-91
6.3 Üretim Yatırımları ................................................................................... 5-91
6.3.1 EÜAŞ Üretim Tesisi Yatırımları.................................................... 5-92
6.3.2 Santralların Modernizasyonu, İyileştirilmesi Yatırımları................ 5-92
6.3.3 Özel Sektör Yatırımları................................................................. 5-94
6.4 İletim Sistemi Yatırımları ...................................................................... 5-94
6.5 TEDAŞ Dağıtım Sistemi Yatırımları...................................................... 5-95
6.6 Yeni Elektrik Enerjisi Mevzuatı ve Yatırımlar ........................................ 5-96
6.7 Sonuç ve Öneriler................................................................................. 5-97
7. ULUSLARARASI ENTERKONNEKSİYONLAR................................................. 5-99
7.1 Enterkonneksiyonların Gelişimi ve Yararları ......................................... 5-99
7.2 Mevcut, Tesis Aşamasında ve Planlanan Enterkoneksiyonlar ............. 5-99
7.3 Enterkonneksiyon Teknolojileri ........................................................... 5-103
7.3.1 AC Bağlantı İşletme Şekilleri...................................................... 5-103
7.3.2 DC Bağlantı................................................................................ 5-103
7.4 UCTE (Elektrik İletimi Koordinasyon Birliği) ve Türkiye
Elektrik Sisteminin UCTE Sistemine Entegrasyonu ............................. 5-104
7.5 Enterkonneksiyonlarla İlgili AB’deki Durum .......................................... 5-106
7.6. Enterkonneksiyonların Kullanımı ve Kapasiteleri ................................ 5-109
7.7. Yeni Elektrik Mevzuatı ile Enterkonneksiyon
Uygulamaları ve Elektrik Ticareti......................................................... 5-114
7.8. Sonuç ve Öneriler ................................................................................. 5-116
8. 4628 SAYILI YASA VE İLGİLİ YÖNETMELİKLERİN
UYGULANMASI SONUCUNDA ELEKTRİĞİN KALİTESİNİN
KORUNMASI VE KAMU MALİYETLERİNİN AZALTILMASI................................ 5-117
8.1 Elektrik Enerjisi Kalitesi Nedir ve Nasıl Sağlanır .................................... 5-117
8.1.1 Elektrik Üretiminde Enerji Kalitesi ve Arz Güvenliği .................... 5-118
8.1.2 İletim Sisteminde Enerji Kalitesi ve Arz Güvenliği ...................... 5-119
8.1.3 Dağıtımda Enerji Kalitesi ve Arz Güvenliği .................................. 5-119
8.1.3.1 Müşteri Hizmetleri Kalitesi ............................................... 5-120
8.1.3.2 Dağıtım Sistemlerinde Arz Güvenliği Kalitesi .................. 5-121
8.1.3.3 Dağıtım Şebekelerinde Gerilim Kalitesi ........................... 5-121
8.2 4628 Sayılı Yasa, Lisans Yönetmeliği, Şebeke Yönetmeliği, Müşteri
Hizmetleri Yönetmeliği, Arz Güvenliği ve Kalitesi Yönetmeliği, Dağıtım
8.2.1 Yönetmeliği Uygulamaları ve Mevcut Durum .............................. 5-123
8.2.2 Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği’nde Enerji Kalitesi
ve Arz Güvenliği......................................................................... 5-123
8.2.3. Elektrik Piyasası Müşteri Hizmetleri Yönetmeliği’nde Müşteri
Hizmetleri Kalitesi ...................................................................... 5-126
8.2.3.1 Elektrik Piyasası Dağıtım Yönetmeliğinde Arz Güvenliği5-128
8.2.3.2 Dağıtım Şebekelerinin Arz Güvenliği ............................. 5-128
8.3 Türkiye’de Elektrik Enerjisi (Gerilim ve Frekans) Kalitesi ...................... 5-129
8.4. Rüzgar Enerjisi Santrallarının Arz Güvenliği ve Kalitesi
Üzerindeki Etkileri ................................................................................ 5-130
8.5 Enerji Kalitesi Yatırımlarının Maliyetleri .................................................. 5-132
8.5.1 Avrupa Birliği Ülkelerinde Enerji Kalitesi İle İlgili Değerler ......... 5-133
8.5.2 Müşteri Hizmetleri Standartları ve Geliştirilmesi ......................... 5-133
8.5.3 Arz Güvenliği Karşılaştırmaları ..................................................... 5-135
8.6 Sonuç ve Öneriler ................................................................................ 5-141
9. ÖZELLEŞTİRME, SERBEST PİYASA VE ELEKTRİK SEKTÖRÜ
YAPILANMA MODELİ .............................................................................. 5-144
9.1 Küreselleşme, Serbestleşme ve Özelleştirme ......................................... 5-144
9.1.1 Küreselleşme ............................................................................... 5-144
9.1.2 Serbestleşme............................................................................... 5-145
9.1.3 Özelleştirme................................................................................. 5-147
9.2 Özelleştirme girişimlerinin tarihsel gelişimi ............................................... 5-148
9.2.1 4628 Sayılı Kanun Dönemi Öncesi .............................................. 5-148
9.2.2 4628 Sayılı Kanun Dönemi .......................................................... 5-150
9.2.3 Strateji Belgesi ve Uygulamalar ................................................... 5-152
9.2.4 DUY Uygulamaları ....................................................................... 5-152
9.2.5 Dağıtım Özelleştirmeleri............................................................... 5-153
9.3 Yeniden Sistem Tartışması ...................................................................... 5-154
9.3.1 Yapılanma Modeli Tartışmasının Altındaki Gerçekler.................... 5-155
9.3.2 Nasıl Bir Yapılanma Modeli? ......................................................... 5-156
9.4 Değerlendirme ve Sonuç.......................................................................... 5-158
10. ELEKTRİK ENERJİSİ VERİMLİLİĞİ ................................................................ 5-160
10.1
10.2
10.3
10.4
10.5
Giriş ...................................................................................................... 5-160
Elektrik Üretiminde Verimlilik ................................................................ 5-160
Elektrik İletim Ve Dağıtımında Verimlilik ............................................... 5-162
Tüketimde Verimlilik.............................................................................. 5-162
Sonuç ................................................................................................... 5-164
EKLER ................................................................................................................... 5-165
1. GİRİŞ
Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi (DEK-TMK) Yönetim Kurulu, ülkemiz enerji
sektörünün mevcut durumunun ve serbest piyasa oluşumu yönünde çıkarılan yasaların
uygulanması sonucundaki gelişmelerin değerlendirilmesi, sorunların tesbiti ve çözüm
önerileri geliştirilmesi amacıyla 2007 yılında bir çalışma gerçekleştirmiştir.
Konunun geniş kapsamlı olması nedeniyle, çalışmayı yapmak üzere ilgili kamu
kuruluşları ve özel sektör temsilcilerinin katkıları ile rapor oluşturulmuştur.
Rapor içeriğinde istatistiksel değerler ve sonuçlar için mümkün olduğunca sektördeki
ilgili kuruluşların yayımlanmış bilgileri kullanılmıştır.
Türkiye elektrik sektörü son yıllarda büyük bir değişim sürecindedir. Bu süreç içinde ilgili
kişi ve kuruluşlar arasında zaman zaman karşıt görüşler ortaya çıkabilmekte, sektördeki
gelişmelere ilişkin yorumlar birbirinden tamamen farklı olabilmektedir. Özellikle elektrik
sektörünün geleceğe yönelik tasarımı ve işletilmesi ilkelerinde çok farklı görüşler ortaya
çıkmaktadır. Bu farklı görüşler bazen elektrik sektöründe mülkiyetlerin kime ait olması
gerektiği ve buna bağlı olarak özel sektör faaliyetlerinin etkileri ekseninde olduğu gibi
bazen de elektrik enerjisi üretiminde birincil kaynakların kullanılma politikalarında
olmaktadır. Rapor içeriğinde bu konularda görüşler ve yorumlar yer almaktadır.
Bu raporda;

2006 yılı Türkiye Elektrik Enerjisi Mevcut Durumu
Elektrik Enerjisi Talep Tahminleri
Elektrik Enerjisi Üretiminde Birincil Kaynakların Kullanım Önceliği
Elektrik Enerjisi Üretim- İletim- Dağıtımında Planlamanın Önemi
Elektrik Enerjisi Yatırımları
Uluslararası Enterkonneksiyonlar
4628 Sayılı Yasa ve İlgili Yönetmeliklerinin Uygulanması Sonucunda Elektriğin
Kalitesinin Korunması ve Kamu Maliyetlerinin Azaltılması
Dünyada Elektrik Enerjisi Üretiminde Birincil Kaynak Kullanımı, Dünyadaki
Serbest Piyasa Uygulamalarının Sonuçlarına İlişkin Değerlendirmeler, AB
Uygulamaları ve Türkiye’nin Konumu
konuları ayrı alt bölümler halinde incelenmiştir.
Elektrik Enerjisi Komisyonu Raporu, DEK-TMK tarafından hazırlanan Çalışma Grupları
Yönetmeliği doğrultusunda hazırlanmıştır.
ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU
5-1
2. 2006 YILINDA TÜRKİYE ELEKTRİK ENERJİSİ SEKTÖRÜNÜN DURUMU
Bu bölümde 2006 yılı itibarıyla elektrik enerjisi sektörünün genel durumu özetlenmekte
ve sektörün sorunlarına değinilmektedir.
2.1. Elektrik Enerjisi Sektörünün Yapısı
20.02.2001 tarihinde kabul edilen ve 03.03.2001 tarihinde yürürlüğe giren 4628 sayılı
Elektrik Piyasası Kanunu (EPK) ile elektrik sektörü yeniden yapılandırılmıştır. Kanunun
amacı; elektriğin yeterli, kaliteli, sürekli, düşük maliyetli ve çevreye uyumlu bir şekilde
tüketicilerin kullanımına sunulması için, rekabet ortamında özel hukuk hükümlerine göre
faaliyet gösterebilecek, mali açıdan güçlü, istikrarlı ve şeffaf bir elektrik enerjisi
piyasasının oluşturulması ve bu piyasada bağımsız bir düzenleme ve denetimin
sağlanmasıdır.
Bu kanunla Türkiye Elektrik Üretim – İletim A.Ş. (TEAŞ) üç kamu kuruluşuna ayrılmıştır;
•
•
•
Elektrik Üretim Anonim Şirketi (EÜAŞ)
Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi (TEİAŞ)
Türkiye Elektrik Ticaret ve Taahhüt Anonim Şirketi (TETAŞ)
Kanuna göre bu şirketlerle birlikte üretim faaliyetinde bulunmak üzere, özel sektör
üretim şirketleri, otoprodüktörler ve otoprodüktör grupları, dağıtım faaliyetlerinde
bulunmak üzere özel sektör dağıtım şirketleri ve 1 Nisan 2004 tarihinde Özelleştirme
İdaresi Başkanlığına (ÖİB) devir edilmiş olan Türkiye Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi
(TEDAŞ), satış faaliyetlerinde bulunmak üzere özel sektör toptan ve perakende satış
şirketleri piyasada faaliyet göstereceklerdir. Üç kamu kuruluşunun görev alanları
aşağıda kısaca özetlenmiştir.
Elektrik Üretim Anonim Şirketi (EÜAŞ): Özel sektör üretim yatırımlarını dikkate almak
suretiyle gerektiğinde yeni üretim tesisleri kurabilir, kiralayabilir ve işletebilir. DSİ
bünyesindeki üretim tesislerini devralır, özel sektöre devredilmemiş üretim tesislerini
işletir, işletme hakkı devredilen veya edilecek olan tesis ve işletmelerin mülkiyetini
muhafaza eder.
Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi (TEİAŞ): Elektrik enerjisi iletim faaliyetlerini
yürütür. Kamu mülkiyetindeki tüm iletim tesislerini devralır, yeni iletim tesislerini kurar ve
işletir. İletim bağlantı ve sistem kullanım tarifelerini hazırlar, yan hizmetler anlaşmaları
ile yan hizmetleri satın alır ve sağlar. Yük dağıtımı ile frekans kontrolünü gerçekleştirir.
Uluslararası enterkonneksiyon çalışmaları yapar, iletim sistemi kullanıcılarına iletim ve
bağlantı hizmeti sunar, dağıtım şirketleri tarafından hazırlanan talep tahminlerini esas
alarak üretim kapasite projeksiyonunu hazırlar. Dengeleme ve uzlaştırma faaliyetini
yürütür.
Türkiye Elektrik Ticaret ve Taahhüt Anonim Şirketi (TETAŞ): Mevcut sözleşmeler
kapsamında imzalanmış olan enerji alış ve satış anlaşmalarını TEAŞ’dan ve TEDAŞ’tan
devralır, devraldığı ve/veya imzaladığı anlaşmaları yürütür ve sona erdirir. Enerji satış
taahhütleri ile sınırlı kalmak üzere, daha ekonomik bir tedarik kaynağı bulunamadığı
takdirde öncelikle EÜAŞ’tan alınmak üzere enerji anlaşmaları imzalar. Toptan satış
5-2
tarifesini hazırlar. Dağıtım şirketleri ve perakende satış şirketleri ile enerji satış
anlaşmaları yapar.
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu (EPDK): 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu ile
kurulan EPDK 19/11/2001 tarihinde göreve başlamıştır. EPDK’nın başlıca görevleri
aşağıda açıklanmaktadır:
− Üretim, iletim ve dağıtım faaliyetlerinin ayrıştırılması,
− Toptan ve perakende satış faaliyet alanlarının yaratılması,
− Elektrik enerjisi piyasasının Kanun ve çıkarılacak yönetmelikler çerçevesinde EPDK
tarafından düzenlenmesi,
− Serbest tüketici kavramının tanımlanması,
− İletim ve dağıtım hizmetlerinden tüm kullanıcıların eşit şartlarda yararlanmasına dair
üçüncü şahıs erişim hakkının korunması,
− Piyasaya girişin basitleştirilmesi amacıyla lisans uygulamasının getirilmesi,
− Lisans sahibi tüzel kişiler arasında özel hukuk hükümlerine tabi ikili anlaşmalar
yoluyla işleyen bir ikili anlaşmalar pazarının öngörülmesi ve bu pazarın bir
dengeleme ve uzlaştırma mekanizması ile bütünlenmesi,
− Fiyat yapısı içinde, sürdürülen piyasa faaliyeti ile doğrudan ilişkili olmayan unsurların
yer almaması ve bu anlamda fiyatların gerçek maliyetleri yansıtması,
− Çapraz sübvansiyonlara izin verilmemesi,
− Belli bölgelerin ve/veya tüketicilerin desteklenmesinde tarife yapısına müdahale
edilmeksizin nakdi geri ödeme yönteminin benimsenmesi,
− Kamu üretim ve dağıtım varlıklarının Bakanlığın görüş ve önerileri de alınmak
suretiyle 4046 sayılı Kanun çerçevesinde Özelleştirme İdaresi Başkanlığı tarafından
özelleştirilmesi
Elektrik sektörünün düzenlenmesi amacı ile Elektrik Piyasası Kanunu kapsamında
piyasada faaliyet gösteren tüzel kişilerin ve ilgili kurum ve kuruluşların görüşleri alınarak
EPDK tarafından aşağıdaki yönetmelikler Resmi Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe
girmiştir.
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
−
Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği (4.8.2002),
Elektrik Piyasası Tarifeler Yönetmeliği (11.8.2002),
Elektrik Piyasası Serbest Tüketici Yönetmeliği (4.9.2002),
Elektrik Piyasası Dağıtım Yönetmeliği (19.2.2003),
Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği (22.1.2003),
Elektrik Piyasası İthalat ve İhracat Yönetmeliği (4.9.2002),
Elektrik Piyasası Müşteri Hizmetleri Yönetmeliğidir (31.12.2003),
Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği (3.11.2004),
Elektrik Piyasası Arz Güvenilirliği ve Kalitesi Yönetmeliği (10.11.2004).
Elektrik enerjisi Talep Tahminleri Hakkında Yönetmelik (4.4.2006),
Yenilenebilir Enerji Kaynak Belgesi Verilmesine İlişkin Usul ve Esaslar Hakkında
Yönetmelik (4.10.2005)
− Elektrik Piyasasında Dağıtım Sisteminde Sunulan Elektrik Enerjisinin Tedarik
Sürekliliği, Ticari Ve Teknik Kalitesi Hakkında Yönetmelik (12.9.2006)
− Elektrik Piyasasında Yapılacak Denetimler İle Ön Araştırma ve Soruşturmalarda
Takip Edilecek Usul ve Esaslar Hakkında Yönetmelik (28.1.2003)
− Elektrik Piyasasında Birden Fazla Piyasa Faaliyetini Sürdürmekte Olan Tüzel
Kişilerin Mevcut Sözleşmelerinde Yapılacak Tadillere ve İletim Faaliyeti ile
Vazgeçilen Faaliyetlerin Devrine İlişkin Yönetmelik (28.11.2002),
5-3
− Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik
(29.12.2006),
− Elektrik Piyasasında Dağıtım Sistemi Yatırımlarının Düzenlenmesi Ve Planlardaki
Gerçekleşmelerin Denetlenmesi Hakkında Yönetmelik (7.1.2007)
− Elektrik Piyasasında Mali Uzlaştırma Yapılmasına Dair Usul ve Esaslar Tebliği
(30.3.2003)
− 20 Dağıtım Şirketinin İlk Uygulama Dönemine İlişkin Gelir Düzenlemesi Hakkında
Tebliğ (21.12.2006)
− Elektrik Dağıtım Bölgelerinde Uygulanacak Fiyat Eşitleme Mekanizması Hakkında
Tebliğ (21.12.2006)
− Elektrik Piyasasında Perakende Satış Sözleşmesi Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ
(31.8.2003)
− Elektrik Enerjisi Üretmek Amacıyla Aynı Bölge ve Aynı Kaynak İçin Yapılmış Birden
Fazla Lisans Başvurusu Olması Halinde Seçim Yapılmasına İlişkin Usul ve Esaslar
Hakkında Tebliğ (23.7.2004)
− Elektrik Piyasasında İletim ve Dağıtım Sistemlerine Bağlantı ve Sistem Kullanımı
− Elektrik Piyasasında Kullanılacak Sayaçlar Hakkında Tebliğ (22.3.2003)
− Rüzgâr ve Güneş Ölçümlerine İlişkin Tebliğ (11.10.2002)
− İletim ve Dağıtım Bağlantı Bedellerinin Belirlenmesi Hakkında Tebliğ (11.8.2002)
− İletim Sistemi Gelirinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ (11.8.2002)
− İletim Sistemi İşletim Gelirinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ (11.8.2002)
− Perakende Satış Hizmet Geliri ile Perakende Enerji Satış Fiyatlarının Düzenlenmesi
− Dağıtım Sistemi Gelirinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ (11.8.2002)
− Elektrik Piyasasında Gelir ve Tarife Düzenlemesi Kapsamında Düzenlemeye Tabi
Unsurlar ve Raporlamaya İlişkin Esaslar Hakkında Tebliğ (31.12.2003)
− Piyasa İşletim Gelirinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ (7.9.2005)
− 20 Dağıtım Şirketinin İlk Uygulama Dönemine İlişkin Gelir Düzenlemesi Hakkında
Tebliğ (21.12.2006)
2.1.1 Türkiye Serbest Elektrik Piyasası Modeli ve AB Direktifi
Türkiye serbest piyasa modelinde öngörülen rekabet seviyesi 96/92/EC Direktifinde
öngörülenden daha ileri bir düzey oluşturmaktadır. EPK 96/92/EC Direktifiyle yeniden
yapılan tadilatlar dahil uyumlu bir yapı göstermektedir. Elektrik piyasası gelişiminin
önündeki en büyük sorun rekabetin uzun vadede gerçekleşecek gibi görünmesinde
yatmaktadır.
EPK'nın 96/92/EC Direktifi ile birebir kıyaslanması durumunda aşağıdaki benzerliklerin
olduğu görülecektir;
Piyasanın açılması;
Talep tarafında; 20 Şubat 2001 tarihinde kabul edilen 4628 Sayılı Elektrik Piyasası
Kanunu Madde1 (19 ve 20 numaralı bendinde)'de "Serbest Tüketici" Kurul tarafından
belirlenen elektrik enerjisi miktarından daha fazla tüketimde bulunması veya iletim
sistemine doğrudan bağlı olması nedeniyle tedarikçisini seçme serbestisine sahip
gerçek veya tüzel kişi; "Serbest Olmayan Tüketici"de elektrik enerjisi ve/veya kapasite
alımlarını bölgesinde bulunduğu perakende satış lisansı sahibi dağıtım şirketi veya
5-4
perakende satış şirketlerinden yapabilen gerçek ve tüzel kişi olarak tanımlanmıştır.
4628 sayılı EPK’nın ilk yürürlüğe girmesi ile yıllık tüketimi 9.0 GWh üzerinde olan
tüketiciler serbest tüketici ilan edilip doğrudan iletim ağına bağlanabilmekte ve
tedarikçisini seçebilmektedir.1 Bu çerçevede, Türkiye'de 3 Mart 2003'de elektrik piyasası
rekabete açılmıştır. Yeterli altyapı tamamlanana kadar dengeleme ve uzlaştırma
mekanizması 8 saatlik periyotlara göre oluşturulmuştur. Serbest tüketici uygulamasına
geçiş, 4628 Sayılı Kanun'la öngörülen piyasa yapısının oluşturulması sürecinde son
döneme geçiş anlamını taşımaktadır. Bu değer bugün itibarıyla 3.0 GWh’e 2
düşürülmüştür. Bu özellik Direktifteki gereksinimleri karşılamaktadır.
Arz düzeyinde; piyasada faaliyet gösterecek bütün aktörlerin lisans alma zorunluluğu
bulunmaktadır. Otoprodüktörlerin yıllık üretimlerinin maksimum %20’sini piyasadaki
serbest tüketicilere satabilme şansları bulunmaktadır. Mülkiyetleri ve faaliyetleri
ayrıştırılmak koşuluyla, dağıtım şirketleri perakende şirketi kurup tedarik hizmetini de
yerine getirebilme şanslarına sahiptirler. Benzer şekilde dağıtım şirketleri üretim
şirketleri ile ortaklık kurarak üretim tesisi kurabilmekte bölgelerinde tüketilen elektrik
enerjisinin tamamını kendine ait veya iştirak ilişkisi içinde bulundukları üretim şirketi
vasıtası ile karşılayabilmektedir.
İletim sistemi devlet tekelinde kalmakta ancak özel üretim şirketleri lisansları
kapsamındaki müşterileri, iştirakleri ve serbest tüketicileri arasında özel direkt iletim
hattı tesis edebilmektedir.
Faaliyet ayrıştırması; direktifte dikey tümleşik yapının kurumsal olarak ayrılması kesin
hüküm halinde öngörülmezken Türkiye’de üretim, iletim ve toptan satıştan sorumlu
kurum olan TEAŞ üç ayrı kuruma bölünmüştür. Bu kurumlar: Üretim için EÜAŞ, iletim
için TEİAŞ, ve toptan satış için TETAŞ’tır. Bölünme yasal bazda gerçekleştirilmiş olup
bu özellik direktifte öngörülen minimum gereksinimin ilerisinde bulunmaktadır.
Piyasa Tasarımı;
Yukarıda söz edildiği gibi piyasa modeli esas olarak ikili anlaşmalara dayanmaktadır.
Başka bir ifade ile üretim şirketleri, dağıtım şirketleri, toptan satış şirketleri (TETAŞ ve
oluşması beklenen yeni toptan satış şirketleri), bağımsız tedarik şirketleri ve serbest
müşterilerle anlaşmalar aracılığıyla enerji alıp satacaklardır. EÜAŞ Devlet Su İşleri'nden
devir edilen hidrolik santrallar ve diğer kamu üretim kaynaklarının (İşletme Hakkı Devri
bazında devir edilenler dahil) mülkiyetini ve mobil santralların sözleşmelerini elinde
bulunduracaktır. Mevcut ve yeni otoprodüktörler ihtiyaç fazlası üretimlerini (%20 ile
sınırlıdır) dağıtım şirketleri ve serbest müşterilerle satabilmesi için üretim şirketleri ile
rekabete girecektir.
Toptan satış piyasasının tek sahibi konumunda olan kamu şirketi TETAŞ Yap İşlet
Devret YİD), Yap İşlet (Yİ), İşletme Hakkı Devredilmiş (İHD), Mobil ve Otoprodüktör
santrallarının sözleşmelerini yürütmektedir. Nihai tüketiciler düzeyinde serbest
müşteriler kendi bölgelerindeki dağıtım/perakendeci şirketlerden veya İşletme Hakkı
1
Serbest tüketici sınırına ilişkin indirimlerin belirlenmesinde;
- Rekabetin gelişimi,
- Ölçme-iletişim-kontrol altyapısının yeterliliği
- Piyasa Mali Uzlaştırma Merkezi'nin işlem kapasitesi,
- Piyasada serbestçe müzakere edilerek ikili anlaşmalara bağlanabilecek üretim kapasitesi,
- TEİAŞ ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından serbest tüketicilere ilişkin olarak sağlanan istatistikî
bilgiler esas alınmaktadır.
2
25.1.2007 tarih ve 1070 sayılı EPDK Kurul Kararı
5-5
Devri yoluyla devri gerçekleştirilmiş dağıtıcılardan enerjilerini alabileceklerdir. Bu
müşteriler aynı zamanda bağımsız perakendeci veya üreticilerden de enerjilerini
alabilme hakkına sahiptir.
Serbest olmayan müşteriler ise enerjilerini görevli
dağıtım/perakende şirketlerinden veya işletme hakkı devir almış dağıtım şirketinden
almak zorundadır.
Mevcut piyasa tasarımında merkezi bir havuz veya enerji borsası öngörülmemiştir.
Başka bir ifadeyle yük tevzi toptan satış piyasasının işletmesinden ayrı tutulmuştur.
Tedarikçiler ile tüketiciler arasında oluşması öngörülen ikili anlaşmalar piyasasının
gerçek zamanda işletilmesi esnasında ortaya çıkan dengesizliklerin giderilmesi
amacıyla TEİAŞ bünyesinde Dengeleme ve Mali Uzlaştırma Merkezi oluşturulmuştur.
Dengeleme piyasasında, üreticiler sözleşmelerinden artan miktarı satabilecekler,
tüketiciler ise sözleşmeleri ile karşılayamadıkları miktarı gerçek zamanda bu merkezden
tedarik edebileceklerdir. Dengeleme piyasasında işlem gören elektrik enerjisinin TEİAŞ
ile hiçbir ilgisi bulunmayacak, alış veriş sadece tedarikçi ve tüketiciler adına yapılacaktır.
Bu piyasada gerçekleşen elektrik alış verişinin uzlaştırması da yine TEAİŞ tarafından
tedarikçi ile tüketici arasında belirlenen zaman dilimi için gerçekleştirilecektir.
2.1.2 Dengeleme ve Mali Uzlaştırma
Serbest piyasada dengeleme ve mali uzlaştırma aynı isimli yönetmelik çerçevesinde
yapılacaktır.
Mevcut durumda TEİAŞ, elektrik sistemini merkezi dağıtım (24 saatlik üretim programı)
esasına göre dengelemektedir. 24 saatlik talep, bölgesel kontrol merkezlerinin
gönderdikleri tahminler esas alınarak Ulusal Yük Dağıtım Merkezince hesaplanmaktadır.
Üretim kısmında katılımcılar;
− EÜAŞ’ın termik ve hidrolik santraları: TEİAŞ bu santralların üretim programlarını
yaparken işletme kısıtlarını, santralların karakteristiklerini ve diğer kriterleri dikkate
almaktadır.
− Uzun vadeli al ya da öde sözleşmeli Yİ, YİD, İHD santraları: Bu santralların üretim
programlarında sözleşmelerinde belirtilen üretim seviyeleri dikkate alınmaktadır.
− Otoprodüktör ve Otoprodüktör Grupları: Bu santralların üretim programına gerekli
olmadıkça TEİAŞ karışmamaktadır.
Ulusal Yük Dağıtım Merkezi tarafından her saat için hazırlanan 24 saatlik üretim
programına göre günlük tevzi yapılmaktadır. Yük dağıtımında;
− Üretim tesislerinin yakıt maliyeti, yakıt tipi, tesisin yaşı gibi bilgiler dikkate alınarak
tahmin edilen maliyetler,
− Enerji satış anlaşması olan santralların yapacakları zorunlu üretimin tamamı,
− Bazı hidrolik santrallar için gerekli suyun temini
dikkate alınmaktadır.
Öncelikle Yİ, YİD ve İHD santrallarının sözleşmeleri, otoprodüktör ve otoprodüktör
grubu santrallarının üretimleri dikkate alınarak temel yük santralları tespit edilmektedir.
Daha sonra sırası ile su tutma kapasiteleri sınırlı hidrolik santrallar, daha büyük
rezervuarlı hidrolik santrallar, sözleşmeye bağlanmamış termik santrallar, puant amaçlı
küçük hidrolik santrallar talebi karşılamak üzere günlük üretim programına dahil edilirler.
5-6
Gece yükleri çok az miktarda hidrolik santralların katkısı ile veya tamamen termik
santrallardan karşılanmaktadır.
Şu anda uzlaştırma üç zamanlı kayıtlardan elde edilen ölçümler ile aylık bazda
yapılmaktadır. İkili anlaşmalar ile gerçekleşen üretim ve tüketim miktarları arasındaki
farklar dengelemenin konusudur. Mevcut durumda, farklı uzlaştırma periyodları için teklif
fiyatları TETAŞ tarafından belirlenmektedir.
Elektrik piyasasının yeniden yapılanmasında dengeleme sisteminde önemli değişiklikler
olacaktır. Yeni piyasada üreticilerin kendi üretim programları geçerli olacak, üreticiler,
üretim programlarını Bölgesel Yük Dağıtım Merkezleri aracılığı ile Ulusal Yük Dağıtım
Merkezine bildirecektir. Bu üretim programları doğrultusunda, sistem işletmecisi (Ulusal
Yük Dağıtım Operatörü) üreticilerin üretimlerini artırma veya azaltma yönündeki
tekliflerini alarak iletim kısıtlarını da göz önünde bulundurarak sistemi saatlik veya daha
hassas bazda bir düzene oturtacaktır.
TEİAŞ, kontrat miktarı ile gerçekleşen enerji alış ve satışı arasındaki farkları dikkate
alarak piyasa katılımcıları tarafından ödenecek veya alınacak bedelleri hesaplayarak
mali uzlaştırma yapacaktır. Üretim lisansı olan, otoprodüktör veya otoprodüktör grubu
lisansı olanlar, toptan ve perakende satış lisansı olanlar uzlaştırmanın taraflarıdır.
Yeni piyasa modelinde, bütün piyasa katılımcılarının mali uzlaştırma sistemine katılması,
uzlaştırma periyodlarının 8 saatte birden daha sık olması öngörülmektedir.
2.1.3 Elektrik Enerjisi Sektörü Reformu ve Özelleştirme Strateji Belgesi
17.3.2004 tarih ve 2004/3 sayılı YPK kararı olarak yayımlanan “Elektrik Enerjisi Sektörü
Reformu ve Özelleştirme Strateji Belgesi” ile sektörün sorunlarına çözüm getirilmesinin
hedeflendiği düşünülmekle beraber; belgede sektörün yapısal reformlarının ve enerji
politikalarının bir bütün olarak yer almadığı, özelleştirme odaklı prosedürlere ağırlık
verildiği görülmektedir. Amacı tüketicilere yeterli, kaliteli ve düşük maliyetli enerji
teminini düzenlemek olan Belge’de ana hatları ile;
-
serbest piyasa yapısında öngörülen maliyet esaslı tarife yerine bir süre daha
ulusal tarife uygulanması,
serbest tüketici sınırının 7.8 GWh olarak 2009 yılına kadar sabit kalması,
21 dağıtım bölgesi oluşturularak bunların 2006 yılı sonuna kadar 4046 sayılı
yasaya göre özelleştirilmesi ( 1.4.2004 tarihinde TEDAŞ ÖİB’na devredilmiştir),
üretim santrallarının uygun şekilde gruplandırıldıktan sonra 2005 yılında ÖİB’na
devir edilmesi ve 2006 yılı ikinci yarısında özelleştirme sürecinin başlatılması,
geçiş döneminde EÜAŞ‘ta kalan hidrolik santralların üretimlerini TETAŞ’a
satması, TETAŞ’ın söz konusu EÜAŞ üretimi ile Yİ-YİD-İHD sözleşmelerinden
gelen üretimi dağıtım şirketlerine paylaştırması,
TETAŞ’ın uzun dönemli sözleşmelerden doğan mali yükümlülüklerini yerine
getirecek geliri elde edememesi halinde, pahalı sözleşmelerden doğan
yükümlülüklerin iletim tarifesine eklenecek bir bedel aracılığı ile karşılanması,
lisanslandırılmış üretim şirketlerinin tesislerini öngördükleri sürede tamamlama
durumunun EPDK’ca izlenerek ETKB’na rapor edilmesi
kaynak çeşitliliğinin sağlanması ve arz kaynaklarının planlanabilmesi için
yapılacak analizler sonucunda yerli kaynaklardan elektrik enerjisi üretim
5-7
yatırımlarının ve arz güvenilirliğinin sağlanması için ETKB ve DPT’nin gerekli
düzenlemeleri yapması
öngörülmektedir.
Yayımlandığı günden bu güne kadar, Elektrik Enerjisi Sektörü Reformu ve Özelleştirme
Strateji Belgesi’nde öngörülen hükümlerin hemen hiç birisinin gerçekleşmediği
anlaşılmıştır.
2.2. Elektrik Enerjisi Kurulu Güç ve Üretim
2.2.1. Kurulu Güç
Türkiye toplam elektrik kurulu gücü 2006 yılı sonuna göre 40562 MW’a ulaşmıştır.
Kurulu gücün 27418 MW’ı (%67.6) termik ve 13145 MW’ı (%32.4) ise hidrolik ve
yenilenebilir kaynaklardan oluşmaktadır. Kurulu gücün yıllar itibariyle gelişimi Tablo 2.1
ve Şekil 2.1’de yakıt cinslerine göre gelişimi Tablo 2.2 ve Şekil 2.2’de verilmiştir. 1984
yılı öncesinde ağırlıklı olarak taşkömürü, linyit, fuel-oil, motorin ve hidrolik santrallardan
oluşan Türkiye elektrik üretim sisteminde 1985 yılından itibaren doğal gaz yakıtlı, 2000
yılından itibaren ithal kömür yakıtlı santrallar da işletmeye girmeye başlamıştır. Hidrolik
santralara ilave olarak jeotermal, rüzgar, atık gibi diğer yeni ve yenilenebilir enerji
kaynaklarına ait üretim tesisleri de 1984 yılından itibaren üretim sisteminde yer almaya
başlamış olup elektrik üretiminde kullanılan enerji kaynakları çeşitlendirilmiştir.
Tablo 2. 1 Türkiye Kurulu Gücünün Yıllar İtibariyle Gelişimi (MW)
TERMİK
1970
1975
1980
1985
1990
1995
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006(*)
1509,5
2407,0
2987,9
5229,3
9535,8
11074,0
16052,5
16623,1
19568,5
22974,4
24144,7
25902,3
27417,8
HİDROLİK +
YENİLENEBİLİR
725,4
1779,6
2130,8
3892,3
6781,8
9880,3
11211,6
11709,3
12277,3
12612,6
12679,3
12941,2
13144,7
TOPLAM
2234,9
4186,6
5118,7
9121,6
16317,6
20954,3
27264,1
28332,4
31845,8
35587,0
36824,0
38843,5
40562,5
YILLIK
ARTIŞ (%)
13,6
12,2
0,0
7,8
3,2
0,5
4,4
3,9
12,4
11,7
3,5
5,5
4,4
(*) 2006 yılı rakamları geçici rakamlardır.
Kaynak: Elektrik Üretim-İletim İstatistikleri 2005 TEİAŞ – APK
5-8
Şekil 1.1 Türkiye Kurulu Gücünün Yıllar İtibariyle Gelişimi
45000
40000
35000
30000
MW
25000
20000
15000
10000
5000
0
1970
1975
1980
1985
1990
TERMİK
1995
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
HİDROLİK + YENİLENEBİLİR
1983 sonunda toplam kurulu gücün %29,5’i linyit ve taş kömürü, %23,7’si fuel oilmotorin-çok yakıtlı ve %46,7’si hidrolik santrallardan oluşmuş iken 2006 sonu geçici
değerlerine göre bu dağılım %21,1’i linyit ve taşkömürü, %7,2’si fuel oil-motorin-çok
yakıtlı, %32,5’i hidrolik, %35,1’i doğal gaz, %4,1’i ithal kömür santrallarından
oluşmaktadır.
Tablo 2. 2 Türkiye Kurulu Gücünün Yakıt Cinslerine Göre Gelişimi (MW)
TAŞ
KÖMÜRÜ
1970
1975
1980
1985
1990
1995
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
350,3
350,3
323,3
219,9
331,6
326,4
335,0
335,0
335,0
335,0
335,0
335,0
335,0
LİNYİT
290,9
593,1
1047,0
2864,3
4874,1
6047,9
6508,9
6510,7
6502,9
6438,9
6450,8
7130,8
8210,8
SIVI
İTHAL
DOĞAL
YAKIT+ÇOK
KÖMÜR
GAZ
YAKIT
145,0
145,0
145,0
1465,0
1510,0
1651,0
1651,0
868,3
1463,6
1617,6
2045,1
2120,1
1802,0
4135,3
4758,1
5310,9
5846,1
5690,1
5774,0
5743,1
100,0
2210,0
2883,9
4904,5
4850,7
7247,1
8861,8
10131,2
10976,2
11436,6
HİDROLİK +
TOPLAM
YENİLENEBİLİR
725,4
1779,6
2130,8
3892,3
6781,8
9894,1
11235,4
11732,9
12304,9
12640,2
12706,9
12976,5
13144,7
2234,9
4186,6
5118,7
9121,6
16317,6
20954,3
27264,1
28332,4
31845,8
35587,0
36824,0
38843,5
40562,5
5-9
Şekil 2.1 Türkiye Kurulu Gücünün Yakıt Cinslerine Göre Dağılımı
45000
40000
35000
30000
MW
25000
20000
15000
10000
5000
0
1970
1975
TAŞ KÖMÜRÜ
1980
LİNYİT
1985
1990
İTHAL KÖMÜR
1995
2000
2001
SIVI YAKIT+ÇOK YAKIT
2002
2003
DOĞAL GAZ
2004
2005
2006
HİDROLİK + YENİLENEBİLİR
1984 yılında ve sonrasında çıkarılan yasalarla özel sektörün elektrik enerjisi
faaliyetlerine katkısının artırılması hedeflenmiştir. 1984 yılında toplam kurulu gücün
içinde %85 olan kamunun payı 2006 sonunda %58.5 olmuştur. Yıllar itibariyle üretici
kuruluşların kurulu güçlerinin gelişimi Tablo 2.3 ve Şekil 2.3’de verilmiştir. 2006 sonu
itibariyle elektrik enerjisi üretiminde kamu (EÜAŞ ve bağlı ortaklıkları), özel sektör (Yİ,
YİD, İHD, serbest üretim şirketleri ve otoprodüktörler) ve kiralama yöntemiyle hizmet
alınan Mobil Santrallar faaliyet göstermekte olup, kurulu gücün 2006 yılı sonu itibariyle
yakıt bazında bu üretici kuruluşlara dağılımı Tablo 2.4’de verilmektedir (2006 yılı
rakamları geçici rakamlardır).
Mobil santralardan:
♦
24,8 MW Hakkâri–II Mobil santralının sözleşme süresi 16.08.2006 tarihinden
itibaren 1 (bir) yıl süreyle uzatılmıştır.
♦
24,7 MW kurulu gücündeki Van II Mobil Santralı ile 27,9 MW kurulu gücündeki
Isparta Mobil Santralı’nın sözleşmeleri bitmiştir.
♦
153.9 MW Kırıkkale, 117.9 MW Batman, 25,6 MW Siirt, 24,4 MW İdil II, 34,1 MW
Mardin ve 53,8 MW Esenboğa Mobil Santrallarının sözleşme süreleri bitmiştir.
♦
131,3 MW’lık Samsun I ve Samsun II Mobil santrallarının sözleşme süreleri
27.02.2008 tarihinde sona erecektir.
Ancak mobil santrallar halen Türkiye İletim Sistemine bağlı olarak kaldıkları için toplam
kurulu güç içinde gösterilmiştir.
5-10
Tablo 2. 3 Türkiye Kurulu Gücünün Üretici Kuruluşlara Göre Gelişimi (MW)
EÜAŞ
1985
1990
1995
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
MW
7794,6
14729,3
15574,2
17967,9
17779,3
17774,3
17959,3
17955,6
18750,6
19881,9
%
85,5
90,3
74,3
65,9
62,8
55,8
50,5
48,8
48,3
49,0
ÖZELLEŞTİRME
KAPSAM VE
EÜAŞ'IN BAĞLI
PROGRAMINA
ORTAKLIKLARI
ALINAN
SANTRALLAR
MW
%
MW
%
3284,0
3284,0
3284,0
3284,0
2154,0
2154,0
2154,0
3834,0
15,7
12,0
11,6
10,3
6,1
5,8
5,5
9,5
1680,0
1680,0
1680,0
ÜRETİM
İŞLETME
MOBIL
OTOPRODÜKTÖR
ŞİRKETLERİ HAKKI DEVİR
SANTRALLAR
MW
16,0
35,2
1985,3
2337,8
4659,0
4,7 7806,3
4,6 9223,7
4,3 10796,9
11721,4
%
0,1
0,2
7,3
8,3
14,6
21,9
25,0
27,8
28,9
MW
%
330,1
650,1
650,1
650,1
650,1
650,1
650,1
1,2
2,3
2,0
1,8
1,8
1,7
1,6
MW
1002,6
1193,9
1344,6
2995,9
3373,9
3735,6
4541,8
4380,4
4062,2
3750,09
%
11,0
7,3
6,4
11,0
11,9
11,7
12,8
11,9
10,5
9,2
MW
90,6
297,0
622,5
795,5
780,2
749,7
725,0
AYRICALIKLI
ŞİRKETLER TÜRKİYE
(*)
%
MW
324,4
378,4
716,3
0,3 610,3
1,0 610,3
2,0 1120,3
2,2
2,1
1,9
1,8
%
3,6
2,3
3,4
2,2
2,2
3,5
9121,6
16317,6
20954,3
27264,1
28332,4
31845,8
35587,0
36824,0
38843,5
40562,5
(2) : ÇEAŞ ve Kepez’e ait santrallar EÜAŞ’a devredilmiştir.
Kaynak: Elektrik Üretim – İletim İstatistikleri 2005 TEİAŞ APK
Şekil 2. 3 Türkiye Kurulu Gücünün Üretici Kuruluşlara Göre Gelişimi
20000
18000
16000
14000
MW
12000
10000
8000
6000
4000
2000
0
1985
1990
1995
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
EÜAŞ
EÜAŞ'IN BAĞLI ORTAKLIKLARI
ÖZELLEŞTİRME KAPSAMI
ÜRETİM ŞİRKETLERİ
İŞLETME HAKKI DEVİR
OTOPRODÜKTÖR
MOBIL SANTRALLAR
AYRICALIKLI ŞİRKETLER
(*)
5-11
Tablo 2. 4 2006 Yılı Türkiye Kurulu Gücünün Birincil Enerji Kaynaklara Göre
Üretici Kuruluşlara Dağılımı (MW)
* Otoprodüktör santrallarında kullanılmakta olan Kok Gazı, Yüksek Fırın Gazı gibi kömür ürünleri dahildir.
BİRİNCİL ENERJİ
KAYNAĞI
EÜAŞ
EÜAŞ'IN BAĞLI
ORTAKLIKLARI
KÖMÜR*
5047,0
SIVI YAKITLAR**
876,0
DOĞAL GAZ
2782,9
YENİLENEBİLİR+ATIK
DİĞER
TEK YAKITLI
TOPLAMI
8705,9
ÇOK YAKITLI
TOPLAMI
TERMİK TOPLAM
8705,9
HİDROLİK TOPLAM
11161,0
JEOTERMAL
15,0
RÜZGAR
0,0
2714,0
GENEL TOPLAM
%
3834,0
9,5
19881,9
49,0
1120,0
SERBEST İŞLETME
YAPÜRETİM
HAKKI
OTOP. MOBİL İŞLETŞİRKETİ
DEVRİ
DEVRET
620,0
179,8
1462,8
495,8
694,0
1030,7
34,7
725,0
6,6
3834,0
3834,0
1649,2
620,0 2255,2
725,0
1146,2
2795,4
326,9
8,0
40,4
930,9
620,0 3186,1
30,1 562,8
725,0
3170,6
7,8
650,1 3750,1
1,6
9,2
1,2
725,0
1,8
YAP
İŞLET
TÜRKİYE
TOPLAMI
MW
1320,0 10196,8
2474,8
258,4 4781,8 11436,6
34,7
6,6
%
25,1
6,1
28,2
0,1
0,0
258,4 6101,8 24149,5
59,5
1191,2
3268,3
1449,6 6101,8 27417,8
982,0
13062,8
23,0
17,4
59,0
8,1
67,6
32,2
0,1
0,1
2449,0 6101,8 40562,5 100,0
6,0
15,0
100,0
** Otoprodüktör santrallarında kullanılmakta olan Rafineri Gazı dahildir.
Türkiye doğal gaz kurulu gücünün %65,9’u, kömür kurulu gücünün %23,9’u ve hidrolik
kurulu gücünün%14,6’sı özel sektör santrallarından oluşmaktadır. Doğal gaz yakıtlı
santralların tesis sürelerinin kısalığı, üretim maliyetlerinin düşüklüğü ve doğal gaz
teminindeki kolaylık gibi sebeplerle özel sektör doğal gaz yakıtlı santral tesisine
yönelmiştir.
2.2.2. Elektrik Üretimi
2006 yılı geçici rakamlarına göre, 175.9 milyar kWh elektrik enerjisi üretimi, 0.6 Milyar
kWh ithalat, 2.2 milyar kWh ihracat yapılmış ve 174.2 milyar kWh olan ülke tüketimi
karşılanmıştır. Buna göre kişi başı brüt tüketim 2357 kWh olarak gerçekleşmiştir. 2006
yılında gerçekleşen üretimin %25.1’i hidrolik, %44.0’ı doğal gaz, %26.3’ü kömür, %4.4’ü
sıvı yakıtlı santrallardan elde edilmiştir. Üretimin yıllara göre gelişimi Tablo 2.5 ve Şekil
2.4’de, yakıt tiplerine göre gelişimi Tablo 2.6 ve Şekil 2.5’de 2006 yılı üretimi Tablo
2.7’de verilmektedir. Toplam elektrik üretimi içinde kaynakların dağılımında 1985
yılından bu yana belirgin değişiklikler olmuştur. Elektrik üretiminin yakıt cinslerine göre
dağılımı incelendiğinde hidrolik santralların üretimlerinin genellikle su gelirlerine bağlı
olarak değişmekle birlikte 1985 yılında %44 olan toplam üretim içindeki payının 2006
yılında %26 seviyesine gerilediği görülmektedir. 1999 yılında YİD ve 2001-2002
yıllarında Yİ modeli kapsamındaki doğal gaz yakıtlı santraların işletmeye girmeleri ile
birlikte doğal gazın toplam üretim içindeki payı hızla artarken kömür yakıtlı santraların
payında çok belirgin bir azalma olduğu görülmektedir. 1985 yılında doğal gaz yakıtlı
santral üretimlerinin toplam üretim içindeki payı neredeyse sıfır iken 2006 yılında bu
oran %44 seviyesine yükselmiştir. Toplam üretim içinde termik santral üretimleri 1980’li
yıllarda %60-65 iken 2006 yılında %75 oranına yükselmiş, termik santralar arasında ise
kömür ve sıvı yakıtlı santrallar ağırlığını kaybederken doğal gaz yakıtlı santraların
toplamdaki payı oldukça belirgin bir şekilde artmıştır.
5-12
Tablo 2. 5 Türkiye Elektrik Üretiminin Yıllar İtibariyle Gelişimi (GWh)
ULUSAL ÜRETİM
BRÜT TÜKETİM SAATLİK PUANT
İTHALAT İHRACAT
ARTIŞ
ARTIŞ (GWh)
ARTIŞ
(GWh)
(MW)
(GWh)
(GWh)
(%)
(%)
(%)
30613,5
11,9
2653,0
33266,5
12,5
5509
16,4
34218,9
11,8
2142,4
36361,3
9,3
5739
4,2
39694,8
16,0
776,6
40471,4
11,3
6440
12,2
44352,9
11,7
572,1
44925,0
11,0
7412
15,1
48048,8
8,3
381,2
48430,0
7,8
7613
2,7
52043,2
8,3
558,5
52601,7
8,6
8499
11,6
57543,0
10,6
175,5
906,8 56811,7
8,0
9056
6,6
60246,3
4,7
759,4
506,4 60499,3
6,5
9903
9,4
67342,2
11,8
188,8
314,2 67216,8
11,1
10975
10,8
73807,5
9,6
212,9
588,7 73431,7
9,2
11819
7,7
78321,7
6,1
31,4
570,1 77783,0
5,9
12495
5,7
86247,4
10,1
0,0
695,9 85551,5
10,0
13876
11,1
94861,7
10,0
270,1
343,1 94788,7
10,8
15185
9,4
103295,8
8,9
2492,3
271,0 105517,1
11,3
16766
10,4
111022,4
7,5
3298,5
298,2 114022,7
8,1
17614
5,1
116439,9
4,9
2330,3
285,3 118484,9
3,9
18954
7,6
124921,6
7,3
3791,3
437,3 128275,6
8,3
19405
2,4
122724,7
-1,8
4579,4
432,8 126871,3
-1,1
19407
0,0
129399,5
5,4
3588,2
435,1 132552,6
4,5
20887
7,6
140580,5
8,6
1158,0
587,6 141150,9
6,5
21659
3,7
150698,3
7,2
463,5
1144,3 150017,5
6,3
23279
7,5
161956,2
7,5
635,9
1798,1 160794,0
7,2
25077
7,7
175893,3
8,6
573,2
2235,7 174230,8
8,4
27594
10,0
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2006 yılı değerleri geçicidir.
Şekil 2. 4 Türkiye Elektrik Üretiminin Yıllar İtibariyle Gelişimi
JEOTER.+RÜZGAR
180000
HİDROLİK
TERMİK
160000
140000
120000
GWh
100000
80000
60000
40000
20000
0
1985
1990
1995
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
5-13
Tablo 2. 6 Türkiye Elektrik Üretiminin Yakıt Cinslerine Göre Yıllar İtibariyle
Gelişimi (GWh)
KÖMÜR
1985
1990
1995
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
SIVI
YAKIT
DOĞAL
GAZ
15027,8 7082,0
20181,3 3941,7
28046,9 5772,0
38186,3 9310,8
38417,5 10366,2
32149,1 10743,8
32252,9 9196,2
34447,6 7670,3
43192,5 5482,5
46307,1 7697,5
YENİLEN.
+ATIK
HİDROLİK
JEOTERMAL
+RÜZGAR
0,0
0,0
222,3
220,2
229,9
173,7
115,9
104,0
122,4
120,6
12044,9
23147,6
35540,9
30878,5
24009,9
33683,8
35329,5
46083,7
39560,5
44157,7
6,0
80,1
86,0
108,9
152,0
152,6
150,0
150,9
153,4
223,5
58,2
10192,3
16579,3
46216,9
49549,2
52496,5
63536,0
62241,8
73444,9
77386,9
TOPLAM
34218,9
57543,0
86247,4
124921,6
122724,7
129399,5
140580,5
150698,3
161956,2
175893,3
Şekil 2. 5 Türkiye Elektrik Üretiminin Yakıt Cinslerine Göre Yıllar İtibariyle
80000
70000
60000
GWh
50000
40000
30000
20000
10000
0
1985
1990
KÖMÜR
5-14
1995
SIVI YAKIT
2000
DOĞAL GAZ
2001
2002
YENİLEN.+ATIK
2003
HİDROLİK
2004
2005
2006
JEOTERMAL+RÜZGAR
Tablo 2.7 2006 Yılı Türkiye Kurulu Güç ve Üretiminin Üretici Kuruluşlara Dağılımı
(GWh)
ÜRETİM
KURULU GÜÇ
EÜAŞ
EÜAŞ'a BAĞLI ORTAKLIKLAR
İHD
MOBİL
OTOPRODÜKTÖR
Yİ
YİD
SERBEST ÜRETİM ŞİRKETLERİ
TOPLAM
(GWh)
71077,1
13447,7
4060,5
531,1
16586,1
42667,0
14769,5
12754,3
175893,3
(%)
40,4
7,6
2,3
0,3
9,4
24,3
8,4
7,3
100,0
(MW)
19881,9
3834,0
650,1
725
3750,1
6101,8
2449
3170,6
40562,5
(%)
49,0
9,5
1,6
1,8
9,2
15,0
6,0
7,8
100,0
KAMU*
ÖZEL
TOPLAM
85055,9
90837,4
175893,3
48,4
51,6
100,0
24440,9
16121,6
40562,5
60,3
39,7
100,0
*Mobil dahil
Şekil 2. 6 2006 Yılı Türkiye Kurulu Güç ve Üretiminin Üretici Kuruluşlara Dağılımı
(GWh)
KURULU GÜÇ
EÜAŞ'a BAĞLI
ORTAKLIKLAR
9,5%
İHD
1,6%
MOBİL
1,8%
ÜRETİM
EÜAŞ'a BAĞLI
ORTAKLIKLAR
7,6%
OTOPRODÜKTÖR
9,2%
İHD
2,3%
MOBİL
0,3%
OTOPRODÜKTÖR
9,4%
Yİ
15,0%
Yİ
24,3%
YİD
6,0%
EÜAŞ
49,0%
SERBEST ÜRETİM
ŞİRKETLERİ
7,8%
EÜAŞ
40,4%
SERBEST ÜRETİM
ŞİRKETLERİ
7,3%
YİD
8,4%
1985 yılından bu yana elektrik sektöründe üretici kuruluşların paylarında da önemli bir
değişiklik olduğu Tablo 2.8’de ve kuruluşların 2006 yılı toplam elektrik üretimi içindeki
payları Tablo 2.9’da gösterilmektedir.
5-15
Tablo 2. 8 Türkiye Brüt Elektrik Enerjisi Üretiminin Üretici Kuruluşlara Dağılımı
EÜAŞ
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
26686
30249
35470
39679
43014
47454
52854
55461
61533
67100
71943
71544
69124
72487
78581
74402
73942
67469
60075
54760
63893
68161
71077
EÜAŞ
ÜRETİM
AYRICALIKLI
MOBİL
OTOP.
BAĞLI
ŞİRKETİ
ŞİRKETLER
ORTAKLIK
6651
16291
18432
17494
17911
19292
18894
17257
8337
4124
5301
13448
1691
1592
1454
1592
1858
1317
1305
1370
2015
2467
1686
2301
2908
2214
2299
2169
1903
1346
4507
2021
0
0
0
2233
2378
2771
3082
3177
3267
3361
3369
3727
4172
4619
5625
6071
7754
10131
12529
15962
17914
20447
23127
23758
17087
16586
3
0
0
0
0
5
23
47
67
69
74
126
469
2409
2517
9224
12039
13279
19700
45461
53700
66409
70191
205
644
1117
3209
2558
1288
878
531
İHD
1141
2707
4205
4317
3935
4121
4061
TOPLAM
30614
34219
39695
44353
48049
52043
57543
60246
67342
73808
78322
86247
94862
103296
111022
116440
124922
122725
129400
140581
150698
161956
175893
Ayrıcalıklı Şirketler 2004 yılından itibaren EÜAŞ'a devredilmiştir.
YİD, Yİ ve Serbest Üretim Şirketleri birlikte toplanmıştır.
5-16
Tablo 2. 9 Türkiye Brüt Elektrik Enerjisi Üretiminde Üretici Kuruluşlara Payları
EÜAŞ
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
EÜAŞ
AYRICALIKLI
ÜRETİM
BAĞLI
OTOP.
MOBİL
ŞİRKETLER
ŞİRKETİ
ORTAKLIK
87,2
88,4
89,4
89,5
89,5
91,2
91,9
92,1
91,4
90,9
91,9
83,0
72,9
70,2
70,8
63,9
59,2
55,0
46,4
39,0
42,4
42,1
40,4
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
7,7
17,2
17,8
15,8
15,4
15,4
15,4
13,3
5,9
2,7
3,3
7,6
5,5
4,7
3,7
3,6
3,9
2,5
2,3
2,3
3,0
3,3
2,2
2,7
3,1
2,1
2,1
1,9
1,5
1,1
3,5
1,4
0,0
0,0
0,0
7,3
6,9
7,0
6,9
6,6
6,3
5,8
5,6
5,5
5,7
5,9
6,5
6,4
7,5
9,1
10,8
12,8
14,6
15,8
16,5
15,8
10,6
9,4
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,5
2,3
2,3
7,9
9,6
10,8
15,2
32,3
35,6
41,0
39,9
İHD
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,2
0,5
0,9
2,5
1,8
0,9
0,5
0,3
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,9
2,2
3,2
3,1
2,6
2,5
2,3
TOPLAM
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
Yıllık toplam elektrik üretimi içinde üretici kuruluşların payına bakılacak olduğunda Tablo
2.8, Tablo 2.9 ve Şekil 2.7, özel sektörün elektrik üretiminde yer almaya başlaması ile
1984 yılında %87 olan kamu santrallarının payı 2006 yılı sonunda % 40 olmuştur.
Burada serbest piyasa ile ilgili olarak üzerinde dikkatle düşünülmesi gereken husus
talebin karşılanmasında %55 payı olan özel sektör üretiminin rekabete açık olmayıp al
ya da öde prensibi ile sözleşmelere bağlanmış veya otoprodüktörler gibi tüketicisi belli
olan, diğer bir deyişle zorunlu olarak üretilmesi gereken üretim olmasıdır.
Şekil 2. 7 Yıllık Toplam Elektrik Üretimi içinde Üretici Kuruluşların Payları
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
1984
EÜAŞ
1990
1995
EÜAŞ BAĞLI ORTAKLIK
2000
2001
2002
AYRICALIKLI ŞİRKETLER
2003
OTOP.
2004
ÜRETİM ŞİRKETİ
2005
MOBİL
2006
İHD
5-17
2. 3. Sistem Puantı ve Tertiplenmiş Yük Eğrisi
Tablo 2.10’dan görüleceği üzere Enterkonnekte sistemin saatlik puantı yılda ortalama
%8 artışla 1984 yılında 5509 MW seviyesinden 2006 yılında 27579 MW’a çıkmıştır.
Enerji talebi ise aynı dönemde ortalama yılda %8,1 oranında artarak 33.3 milyar
kWh’den 174,2 milyar kWh’e ulaşmıştır. Ülkemizde 1994 ve 2001 yıllarında yaşanan
ekonomik krizler ve 1999 yılındaki deprem felaketi elektrik tüketimini olumsuz
etkilemiştir. Örneğin 1995-1998 döneminde yıllık %8 ve üzerinde seyreden tüketim artışı
1999 yılında %4 seviyesine düşmüş, 2001 yılında ise ülkemizde ilk defa elektrik
tüketiminde bir önceki yıla göre düşüş olmuştur. 2006 yılında 171,5 milyar kWh olması
beklenen tüketim 174,2 milyar kWh olarak gerçekleşmiştir.
Tablo 2. 10 Türkiye Brüt Elektrik Enerjisi Üretimi – İthalat – İhracat – Tüketimi ve
Saatlik Puantının Yıllar İtibariyle Gelişimi
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
ULUSAL ÜRETİM
BRÜT TÜKETİM SAATLİK PUANT
İTHALAT İHRACAT
ARTIŞ (GWh)
ARTIŞ
ARTIŞ
(GWh)
(GWh)
(GWh)
(MW)
(%)
(%)
(%)
30613,5
11,9
2653,0
33266,5
12,5
5509
16,4
34218,9
11,8
2142,4
36361,3
9,3
5739
4,2
39694,8
16,0
776,6
40471,4
11,3
6440
12,2
44352,9
11,7
572,1
44925,0
11,0
7412
15,1
48048,8
8,3
381,2
48430,0
7,8
7613
2,7
52043,2
8,3
558,5
52601,7
8,6
8499
11,6
57543,0
10,6
175,5
906,8 56811,7
8,0
9056
6,6
60246,3
4,7
759,4
506,4 60499,3
6,5
9903
9,4
67342,2
11,8
188,8
314,2 67216,8
11,1
10975
10,8
73807,5
9,6
212,9
588,7 73431,7
9,2
11819
7,7
78321,7
6,1
31,4
570,1 77783,0
5,9
12495
5,7
86247,4
10,1
0,0
695,9 85551,5
10,0
13876
11,1
94861,7
10,0
270,1
343,1 94788,7
10,8
15185
9,4
103295,8
8,9
2492,3
271,0 105517,1
11,3
16766
10,4
111022,4
7,5
3298,5
298,2 114022,7
8,1
17614
5,1
116439,9
4,9
2330,3
285,3 118484,9
3,9
18954
7,6
124921,6
7,3
3791,3
437,3 128275,6
8,3
19405
2,4
122724,7
-1,8
4579,4
432,8 126871,3
-1,1
19407
0,0
129399,5
5,4
3588,2
435,1 132552,6
4,5
20887
7,6
140580,5
8,6
1158,0
587,6 141150,9
6,5
21659
3,7
150698,3
7,2
463,5
1144,3 150017,5
6,3
23279
7,5
161956,2
7,5
635,9
1798,1 160794,0
7,2
25077
7,7
175893,0
8,6
573,0
2236,0 174230,0
8,4
27579
10,0
(*) 2006 yılı rakamları geçici rakamlardır.
2005 yılında elektrik enerjisi tüketiminin maksimum olduğu 23 Aralık günü 503,2 milyon
kWh olan günlük tüketim öncelikle kömür, doğal gaz ve hidroelektrik santralların
üretimleri ile karşılanmıştır. Şekil 2.8’de bu özel günün yük (tüketim) eğrisi ve tüketimin
nasıl karşılandığı gösterilmektedir.
Her bir yük seviyesinin yılda kaç saat süre ile gerçekleştiği tertiplenmiş yıllık yük
eğrisinde görülmektedir. 2005 yılı tertiplenmiş yük eğrisi Şekil 2.9’da verilmektedir. Bu
yılda ani puant talep 25174 MW, minimum yük 10120 MW olarak gerçekleşmiştir. Başka
5-18
bir ifade ile yılın tamamında yani 8760 saat boyunca en az 10120 MW’lık yük sürekli
sistemden çekilmiştir. Bir saatten bile çok kısa bir sürede de sistemden 25174 MW’lık
maksimum güç çekilmiştir. 2005 yılında minimum yük puant talebin %40’ına karşılık
gelmektedir.
Şekil 2. 8 En yüksek tüketim gününde kaynakların kullanımı
MW
ENTERKONNEKTE SİSTEMDE ELEKTRİK ENERJİSİ TÜKETİMİNİN MAKSİMUM OLDUĞU GÜNDE SANTRALLARIN
TİPLERİNE GÖRE ÇALIŞMA DURUMLARI
27000
26000
25000
24000
23000
22000
21000
20000
19000
18000
17000
16000
15000
14000
13000
12000
11000
10000
9000
8000
7000
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
DIŞ SATIM
DIŞ ALIM
HİDROLİK
DOĞALGAZ
SIVI YAKIT TOPLAMI
İTHAL KÖMÜR
TAŞKÖMÜRÜ
LİNYİT
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Tüketimin Maksimum olduğu gün : 23 Aralık 2005
Maksimum Tüketim
: 502.306 MWh
11
12
13
14
15
16
17
Saatlik Puant : 24.921,0 MWh
Ani Puant
: 25.172,2 MW
18
19
20
Saat
Saat
21
22
23
24
:18,00
:17,10
Kaynak:TEİAŞ Web sayfası
Şekil 2. 9 2005 yılı Tertiplenmiş Yük Eğrisi
MW
2005 YILI TERTİPLENMİŞ YÜK EĞRİSİ
27000
26000
25000
24000
23000
22000
21000
20000
19000
18000
17000
16000
15000
14000
13000
12000
11000
10000
9000
8000
7000
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
1
SAAT
8760
Kaynak:TEİAŞ web sayfası
5-19
En düşük yük değerinin altında olan yük seviyesi Baz Yük Seviyesi olarak
adlandırılmakta olup bu seviyedeki elektrik tüketimi kesintisiz ve sabit olmaktadır.
Dolayısıyla baz yük seviyesinde, üretim seviyesi çok çabuk değiştirilemeyen termik
santrallar ile kanal tipi hidroelektrik santrallar çalıştırılmalıdır. Yük eğrisinde, minimum
(baz) yük seviyesinin üstünde kalan kısımda tüketim sürekli olarak ve kısa zaman
aralıkları ile değişmektedir. Bu nedenle bu kısımda, ani yük değişimlerine çok çabuk
uyum sağlama özelliği olan barajlı hidroelektrik santrallar, doğal gaz santralları ile sıvı
yakıtlı santrallar çalıştırılabilir.
2. 4. İletim Sistemi ve Gelişimi
İletim Sistemi, üretim tesislerinden itibaren dağıtım sistemine kadar olan ve Yüksek
Gerilim (YG) ve Çok Yüksek Gerilim (ÇYG) seviyesinde elektrik enerjisinin iletiminin
gerçekleştirildiği tesislerdir. İletim tesislerinin bileşenleri;
-
İletim hatları ve kabloları,
İletim Trafo ve Anahtarlama Merkezleri (indirici trafo merkezleri ve transformatör
bulunmayan şalt sistemleri)
olarak tanımlanır.
380 kV’luk Çok Yüksek Gerilim (ÇYG) ve 154 kV’luk Yüksek Gerilim Hatları, 380/154
kV’luk oto-trafolar ve 154/OG indirici trafolardan oluşan Türkiye İletim Sistemi teknik ve
ekonomik açıdan avantajları nedeniyle yeterli miktarda seri kompansatörlerle
donatılmıştır. İletim Sistemi gerilim seviyesi 380 kV ve 154 kV ile standartlaştırılmıştır.
Geçmişte tesis edilip kullanıma sunulmuş olan 66 kV seviyesi belli bir program dahilinde
kaldırılıp 33 kV seviyesine dönüştürülmektedir. Gürcistan ve Ermenistan ile olan
enterkonneksiyon hattı bu ülkelerdeki gerilim seviyesine uygun olarak 220 kV tesis
edilmiştir.
Üretilen elektrik enerjisinin tüketim noktalarına kadar en düşük maliyetle ve en uygun
teknoloji ile taşınmasını sağlayan ulusal enterkonnekte iletim sistemi gelişimi ile ilgili
bilgiler Tablo 2.11 ve Tablo 2.12’de verilmektedir. Türkiye ulusal iletim sistemi 380 kV,
220 kV, 154 kV ve 66 kV iletim hatları ve trafo merkezlerinden oluşmuştur. İletimde bir
üst gerilim seviyesine (560 kV-720 kV) geçilmesine gerek olup olmadığı bir çok defa
etüd edilmiş ancak 380 kV seviyesinin ülkemiz için en uygun olduğuna karar verilmiştir.
Bunun sebepleri şunlardır:
•
•
•
•
Türkiye iletim sistemi gelişmiş ve iyi enterkonnekte olmuştur
Üretimler sistemin birçok noktasına dağılmıştır, bu nedenle iki uzak nokta
arasında çok büyük yükler taşınması gerekmemektedir
Senkron paralel çalışmayı hedeflediğimiz UCTE sisteminde de en yüksek gerilim
400 kV’tur
380 kV üretim, bakım-onarım teknolojisi ve insan gücü oluşmuştur. Bir üst gerilim
seviyesine geçmek yeniden dış kaynaklı yatırım ve insan gücü getirecektir ki bu
da maliyetleri artıracak bir husustur.
Artan enerji talebimiz göz önünde bulundurularak, önümüzdeki dönemde iletim
sistemimizin daha üst gerilim seviyesine çıkarılması için gerekli hazırlıkların başlatılması
önem taşımaktadır.
5-20
Türkiye üretim ve iletim sistemi, bir Ulusal Kontrol Merkezi (Gölbaşı) ile 8 adet Bölgesel
Kontrol Merkezinden (İstanbul-ikitelli, Ankara-Gölbaşı, İzmir, Adapazarı, SamsunÇarşamba, Elazığ-Keban, Erzurum ve Adana) gözlenip yönetilmektedir. Güç sistemi
işletmesi, sistemin 380 kV trafo merkezlerini ve 50 MW’ın üzerindeki tüm santralları
kapsayan sınırlı bir SCADA ve Enerji İşletim Sistemi Programı (EMS) ile yapılmaktadır.
Serbest piyasa uygulamasında TEİAŞ’ın üstlendiği görevler nedeniyle daha da büyük
önem kazanan SCADA-EMS sistemi revizyon çalışmaları tamamlanmak üzeredir.
Sistem işletmecisi (yük dağıtım operatörü) bu sistem sayesinde daha kaliteli bir işletme
için gerekli olan her tür sistem çalışmasını, günlük işletme programlarını ve yük frekans
kontrolünü yapabilecektir.
Tablo 2. 11 Türkiye Trafo Adet ve Güçlerinin Primer Gerilimlerine Göre Dağılımı
YILLAR
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
380 kV
ADET
106
108
111
116
121
132
151
GÜÇ
(MVA)
18160,0
18410,0
18910,0
20110,0
21290,0
24240,0
28015,0
154 kV
ADET
821
844
882
893
905
899
923
GÜÇ
(MVA)
39053,9
42289,1
45446,9
46240,4
46917,4
46979,0
49385,0
66 kV ve aşağı
ADET
138
138
62
63
63
57
56
GÜÇ
(MVA)
1315,4
1315,4
776,6
734,3
734,3
678,0
662,0
TOPLAM
ADET
1065
1090
1055
1072
1089
1088
1130
GÜÇ
(MVA)
58529,3
62014,5
65133,5
67084,7
68941,7
71897,0
78062,0
1- 220 kV'luk trafo adet ve güçleri, 154 kV'luk trafolara dahil edilmiştir.
2- 66 kV'luk trafo merkezleri sistem gereği 33 kV'a dönüştüğü için azalma olmuştur.
Kaynak: TEİAŞ APK
Tablo 2. 12 Türkiye Enerji Nakil Hat Uzunlukları (km)
YILLAR
380 kV
220 kV
154 kV
66 kV
TOPLAM
12957,3
84,6
29443,7
682,3
2000
43167,9
13166,6
84,6
29731,8
670,7
2001
43653,7
13625,5
84,6
30163,2
670,7
2002
44544,0
13958,1
84,6
30961,7
718,9
2003
45723,2
13970,4
84,6
31005,7
718,9
2004
45779,6
13976,9
84,6
31030,0
718,9
2005
45810,4
14307,3
84,6
31163,4
477,4
2006
46032,7
66 kV'luk ENH'ları sistem gereği 33 kV'a dönüştüğü için azalma olmuştur.
Kaynak: TEİAŞ APK
İletim Sistemi elektrik sisteminin ana omurgasını oluşturur. İletim tesisleri yatırımları
pahalı ve yapımı uzun süre alan, işletilmesi ülke ekonomisine etkileri açısından büyük
önem taşıyan sistemler olup planlama ve yatırımlarının sağlıklı olabilmesi için bölgesel
gelişim hedeflerinin belirlenmesi bunun için de yük tahminlerinin ve üretim planlarının
sağlıklı yapılması zorunludur.
5-21
2. 5. Dağıtım Sistemi ve Gelişimi
Son 20 yıldaki elektrik enerjisi net tüketiminin tüketici gruplarına dağılımı Tablo 2.13’de
verilmektedir.
Tablo 2. 13 Yıllar İtibariyle Türkiye Elektrik Enerjisi Kullanımının Tüketici
Gruplarına Dağılımı (GWh)
NOT: 1984 Yılından itibaren 2705 sayılı yasa ile köyler Dağıtım Müesseselerine devir olunmaya başlamış ve
devredilen köylerin aboneleri tüketim koduna göre bireysel aboneliğe dönüştürülmüştür.
Kaynak: Türkiye Elektrik Dağıtım ve Tüketim İstatistikleri 2005 TEDAŞ APK
2005 yılında 130,3 milyar kWh elektrik tüketimi gerçekleşmiş olup bunun 93,2 milyar
kWh’i TEDAŞ tarafından dağıtıma sunulmuştur. TEDAŞ’ın dağıtıma verdiği enerji
miktarı ve şebeke kaybı ile sektörel tüketim değerleri Tablo 2.14’de verilmektedir.
5-22
Tablo 2. 14 2005 Yılı Elektrik Enerjisi Tüketimi
Kaynak:TEDAŞ APK
Türkiye genelinde 2005 yılı itibariyle abone sayıları ve tüketim miktarları incelendiğinde,
toplam abone sayısının 28 443 667 olduğu, abonelerin %82,51’rinin mesken, %12,75’
inin ticarethane, %0,54’ ünün resmi daire, %1,08’ inin sanayi, %1,2’ sinin tarımsal
sulama ve %1,26’ sının aydınlatma ve diğer şeklinde dağıldığı görülmektedir.
2.6. Sistem Kayıpları
Ülkemizin nüfus yoğunluğu ve coğrafi koşullarına en uygun yüksek dizayn
standartlarına sahip olan iletim sistemindeki kayıplar, uluslararası performans
düzeylerine uygun olarak %3 civarındadır.
Elektrik enerjisi dağıtımındaki kayıplar konusunda “American Public Power Association”
(APPA) tarafından kabul edilebilir kayıp oranları Tablo 2.15’de verilmiştir.
5-23
Tablo 2. 15 APPA Kayıp Oranları
SİSTEM
YG/OG Dönüşümü
OG Dağıtım
OG / AG Dönüşüm
AG Şebeke ve Bağlantı
TOPLAM
KAYIP
%1
% 3,5
% 2,5
%2
%9
Tablo 2.16 Türkiye elektrik enerjisi üretimini, santral iç ihtiyaçlarını, iletim ve dağıtım
sistemlerinin değişen elektrik kaybını kWh ve % oranları olarak göstermektedir. Bu
istatistikler, 1990 yılında % 9 olan Türkiye dağıtım sistemi kaybının 2003 yılında %
15,2’ye yükselerek yakın geçmişte gittikçe daha kötüye gittiğini göstermektedir.
Görünüşe göre elektrik kayıpları geçen on yılda ikiye katlanmıştır. TEDAŞ’ın 1999 yılı
teknik ve teknik olmayan kayıplarının dağılımı Tablo 2.17 ve Şekil 2.10’da, teknik
kayıpların dağılımı Şekil 2.11’de verilmektedir.
5-24
7,5
8,6
161956,2
175893,3
7021,6
6487,1
1890,7
2306,8
2815,0
2607,7
2400,0
3234,5
3311,4
3655,2
4237,3
3943,1
4539,1
4388,8
4777,3
5050,2
5523,2
5738,0
6224,0
6472,6
5672,7
5332,2
5632,6
4
4,0
6,2
6,7
7,1
5,9
5,0
6,2
5,8
6,1
6,3
5,3
5,8
5,1
5,0
4,9
5,0
4,9
5,0
5,3
4,4
3,8
3,7
168871,7
155469,1
28722,8
31912,1
36879,8
41745,2
45648,8
48808,7
54231,6
56591,1
63104,9
69864,4
73782,6
81858,6
90084,4
98245,6
105499,2
110701,9
118697,6
116252,1
123726,8
135248,3
145065,7
NET
ÜRETİM
573,2
635,9
2653,0
2142,4
776,6
572,1
381,2
558,5
175,5
759,4
188,8
212,9
31,4
0
270,1
2492,3
3298,5
2330,3
3791,3
4579,4
3588,2
1158,0
463,5
İTHALAT
4115,4
3695,3
1577,4
1611,4
1344,3
1627,4
2016,6
1544,0
1787,2
1437,8
1342,9
1634,9
1800,3
2034,9
2461,7
2935,5
3337,1
2985,1
3181,8
3374,4
3440,7
3330,7
3422,8
İLETİM
2,4
2,4
5,0
4,7
3,6
3,8
4,4
3,1
3,3
2,5
2,1
2,3
2,4
2,5
2,7
2,9
3,1
2,6
2,6
2,8
2,7
2,4
2,4
%
21993,8
20348,7
2163,2
2734,5
4102,4
3992,6
4291,9
4703,2
4893,1
6123,4
7651,9
8616,7
10042,7
11733,9
13393,1
15646,4
17457,8
18559,9
20574,1
19954,3
20491,2
20722,0
19820,2
DAĞITIM
13
13,0
6,9
8,0
10,9
9,4
9,3
9,5
9,0
10,7
12,1
12,3
13,6
14,3
14,8
15,5
16,0
16,4
16,8
16,5
16,1
15,2
13,6
26109,2
24044,0
3740,6
4345,9
5446,7
5620,0
6308,5
6247,2
6680,3
7561,2
8994,8
10251,6
11843,0
13768,8
15854,8
18581,9
20794,9
21545,0
23755,9
23328,7
23931,9
24052,7
23243,0
% TOPLAM
ŞEBEKE KAYBI
1)Şebekeye verilen= Net Üretim+İthalat
2) İhracat, sınırda teslim esasına göre yapıldığından, ihracat ile ilgili şebeke kaybı iletim kaybının içinde yer almaktadır.
169444,9
156105,0
31375,8
34054,5
37656,4
42317,3
46030,0
49367,2
54407,1
57350,5
63293,7
70077,3
73814,0
81858,6
90354,5
100737,9
108797,7
113032,2
122488,9
120831,5
127315,0
136406,3
145529,2
ŞEBEKEYE
VERİLEN
11,9
11,8
16,0
11,7
8,3
8,3
10,6
4,7
11,8
9,6
6,1
10,1
10,0
8,9
7,5
4,9
7,3
-1,8
5,4
8,6
7,2
30613,5
34218,9
39694,8
44352,9
48048,8
52043,2
57543,0
60246,3
67342,2
73807,5
78321,7
86247,4
94861,7
103295,8
111022,4
116439,9
124921,6
122724,7
129399,5
140580,5
150698,3
%
İÇ İHTİYAÇ
YILLAR
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
ARTIŞ
%
BRÜT ÜRETİM
Tablo 2. 16 Türkiye Elektrik Enerjisi Üretim – Tüketim ve Kayıpların Yıllar İtibariyle Gelişimi (GWh)
15,4
15,4
11,9
12,8
14,5
13,3
13,7
12,7
12,3
13,2
14,2
14,6
16,0
16,8
17,5
18,4
19,1
19,1
19,4
19,3
18,8
17,6
16,0
%
2235,7
1798,1
906,8
506,4
314,2
588,7
570,1
695,9
343,1
271,0
298,2
285,3
437,3
432,8
435,1
587,6
1144,3
İHRACAT
141100,0
130262,9
27635,2
29708,6
32209,7
36697,3
39721,5
43120,0
46820,0
49282,9
53984,7
59237,0
61400,9
67393,9
74156,6
81885,0
87704,6
91201,9
98295,7
97070,0
102948,0
111766,0
121141,9
8,3
7,5
13,0
7,5
8,4
13,9
8,2
8,6
8,6
5,3
9,5
9,7
3,7
9,8
10,0
10,4
7,1
4,0
7,8
-1,2
6,1
8,6
8,4
ARTIŞ
%
NET TÜKETİM
Tablo 2. 17 Dağıtım Sistemi Bileşenlerindeki Kayıplar (TEDAŞ) (1999)
Elektrik kaybı
Girdinin yüzdesi
1.5
0.2
1.3
4.3
0.2
7.5
12.9
20.4
OG şebeke hatları
OG/OG Trafolar
OG/AG Trafolar
AG şebeke hatları
Hizmet tesisatı, Sayaçlar
Teknik Kayıplar
Teknik olmayan Kayıplar
Toplam dağıtım Kayıpları
Güç kaybı
Girdinin yüzdesi
2.0
0.1
0.7
2.7
0.3
5.9
10.1
16.0
Şekil 2. 10 TEDAŞ’ın Teknik ve Teknik Olmayan Elektrik Kayıplarının Dağılımı
%7.4
OG şebeke hatları
%1.0
%6.4
OG/OG Traf olar
OG/AG Traf olar
%21.1
AG şebeke hatları
%63.2
%1
Hizmet tesisatı,
Sayaçlar
Teknik olmayan
Kayıplar
Kaynak : TEDAŞ
Şekil 2. 11 TEDAŞ’ın Teknik Kayıpları
%3
OG şebeke hatları
%20
OG/OG Traf olar
%3
OG/AG Traf olar
%57
%17
AG şebeke hatları
Hizmet tesisatı,
Sayaçlar
Kaynak : TEDAŞ
5-26
Dağıtım sisteminin mevcut durumu Tablo 2.18’de özetlenmiştir.
Tablo 2. 18 Dağıtım Trafolarının Adet ve Güçleri
Kaynak : TEDAŞ
Türkiye’deki dağıtım hatlarının uzunlukları toplamı 880503,1 km olup 2005 yılı itibarı ile
mevcut durumu aşağıda Tablo 2.19’da verilmektedir.
Tablo 2. 19 Dağıtım Hatlarının Uzunlukları (km)
Kaynak : TEDAŞ
2.7.
EÜAŞ Santrallarının Son Durumu
Elektrik Enerjisi Sektörü Reformu ve Özelleştirme Strateji Belgesi çerçevesinde enerji
piyasasının yeniden yapılandırılması ve bu kapsamda EÜAŞ mülkiyetindeki üretim
tesislerinin özelleştirilmesine yönelik hazırlık çalışmaları sürmektedir.
Bu kapsamda Fırat, Dicle ve Ceyhan havzasındaki 17 adet hidroelektrik santral ile yeni
işletmeye alınan Muratlı HES ve Şanlıurfa HES ile tesisi bitme aşamasında bulunan
Borçka HES olmak üzere toplam 7.467 MW kurulu güce sahip 20 hidroelektrik santralın
EÜAŞ uhdesinde kalmasına karar verilmiştir.
EÜAŞ ve Bağlı Ortaklıklarına ait santrallardan müteşekkil 27 adet HES ve 18 adet
termik santral olmak üzere 45 adet santraldan 6 adet Portföy Üretim Grubu teşekkül
ettirilmiştir. Dağıtım sistemine bağlı 56 adet küçük HES ve Özelleştirme programına
alınan 9 santral ile mobil santrallar portföy dışında tutulmuştur. Bunların ayrı bir
özelleştirme işlemine tabii tutulmaları amaçlanmıştır.
Özelleştirme İdaresi Başkanlığı’na bağlı çalışmakta iken Özelleştirme Yüksek
Kurulu’nun 20.06.2006 tarih ve 2006/49 sayılı kararı ile eski statülerine geri döndürülen
Kemerköy Elektrik Üretim ve Ticaret A.Ş. ile Yeniköy Elektrik Üretim ve Ticaret A.Ş.
5-27
(Yatağan Termik Santralı ile birlikte) tekrar EÜAŞ’ın Bağlı Ortaklığı olarak faaliyet
göstermeye başlamışlardır.
Özelleştirme Yüksek Kurulu’nun (ÖYK) 27.12.2006 tarih ve 2006/100 sayılı kararı ile
Tercan, Kuzgun, Mercan, İkizdere, Çıldır, Beyköy ve Ataköy Hidroelektrik Santralları ile
Engil Gaz Türbinleri Santralı ve Denizli Jeotermal Santralı olmak üzere toplam 9 adet
santral özelleştirme kapsam ve programına alınarak Özelleştirme İdaresi Başkanlığı’na
bağlanmıştır.
2006 yılı içerisinde, EÜAŞ tarafından 51 MW kurulu gücündeki Şanlıurfa Hidroelektrik
Santralı için Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu’ndan Elektrik Üretim Lisansı alınmış ve
EÜAŞ kurulu gücüne dahil edilmiştir.
2.8.
EÜAŞ Satışları
Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinin nakdi uygulaması 01
Ağustos 2006 tarihinde başlamış ve EÜAŞ bünyesindeki santrallar, Bağlı Ortaklıklar
santraları ve Mobil Santrallar dahil toplam 42 adet santral Dengeleme ve 43 adet santral
Uzlaştırma birimine olmak üzere Piyasa Mali Uzlaştırma Merkezine (PMUM) kayıtlı
olarak faaliyet göstermektedir.
Elektrik Enerjisi Sektörü Reformu ve Özelleştirme Strateji Belgesi gereği teşekkül
ettirilen 6 Portföy Grubu ile 20 adet Dağıtım Şirketi arasında 21.06.2006 tarihinde 120
adet Geçiş Dönemi Sözleşmesi (GDS) imzalanmıştır.
EÜAŞ ile TETAŞ Genel Müdürlüğü arasında 18.06.2003 tarihinde imzalanan Enerji
Satış Anlaşması (ESA)’nın yürürlük süresi, 15.12.2005 tarih ve 594/17 sayılı EPDK
Kurul Karar’ı çerçevesinde 17.02.2006 tarihli Ek Protokol-4 ile 2006 yılında 1 yıl
uzatılmıştır. Ancak söz konusu Özelleştirme Strateji Belgesi kapsamında TEİAŞ ile
TETAŞ Genel Müdürlüğü arasında 21.06.2006 tarihinde “Geçiş Dönemi Elektrik Enerjisi
Satış Anlaşması” imzalanmıştır.
EÜAŞ tarafından 2006 yılında 53.667.996 MWh TETAŞ’a, 12.965.396 MWh TEDAŞ’a
ve 699.394 MWh ihraç kayıtlı olmak üzere toplam 67.332.786 MWh elektrik enerjisi
satışı gerçekleştirilmiştir.
EÜAŞ tarafından 2006 yılında yapılan net elektrik satış miktarları Tablo 2.20’de
verilmektedir. EÜAŞ’ın net satış miktarına Bağlı Ortaklıklar dahil değildir.
5-28
Tablo 2. 20 EÜAŞ'ın 2006 Yılı Net Elektrik Satışı
Birim :kWh
NET ÜRETİM / NET GENERATION
AYLARA VE SANTRAL YAKIT TİPLERİ VE
TİCARİ SATIŞLARA GÖRE SINIFLANDIRMA
CLASSIFICATION ACCORDING TO
MONTHS AND POWER PLANTS' FUEL
TYPE & COMMERCIAL SALES
EÜAŞ
BAĞLI
ORTAKLIKLAR
EUAS
SUBSIDIARIES
EÜAŞ + BAĞLI
ORTAKLIKLAR
TOPLAM
EUAS +
SUBSIDIARIES
TOTAL
NET SATIŞ / NET SALES
İHRAÇ AMAÇLI
ENERJİ SATIŞI
TETAŞ (YURT İÇİ
ELEKTRİK SATIŞI)
EÜAŞ SATIŞ
TOPLAMI
SALE OF
ELECTRICAL
ENERGY TO
ABROAD
SALE OF
ELECTRICAL
ENERGY TO
INNER MARKET
EUAS SALES
TOTAL
OCAK / JANUARY
4.730.168.431
413.105.267
5.143.273.698
0
4.730.168.431
4.730.168.431
ŞUBAT / FEBRUARY
4.801.139.313
443.026.587
5.244.165.900
0
4.801.139.313
4.801.139.313
MART / MARCH
4.869.747.079
298.702.404
5.168.449.483
0
4.869.747.079
4.869.747.079
NİSAN / APRIL
4.829.108.575
316.981.003
5.146.089.578
44.364.000
4.784.744.575
4.829.108.575
MAYIS / M AY
4.970.417.286
315.170.820
5.285.588.106
54.500.000
4.915.917.286
4.970.417.286
HAZİRAN / JUNE
4.893.542.034
313.070.714
5.206.612.748
54.870.000
4.838.672.034
4.893.542.034
TEMMUZ / JULY
5.632.394.942
380.185.351
6.012.580.293
54.820.000
5.577.574.942
5.632.394.942
AĞUSTOS / AUGUST
5.663.739.607
583.926.341
6.247.665.948
55.215.000
5.608.524.607
5.663.739.607
EYLÜL / SEPTEMBER
4.732.699.325
529.445.999
5.262.145.324
60.800.000
4.671.899.325
4.732.699.325
EKİM / OCTOBER
4.706.925.960
462.367.329
5.169.293.289
80.000.000
4.626.925.960
4.706.925.960
KASIM / NOVEMBER
4.927.305.993
323.493.270
5.250.799.263
64.000.000
4.863.305.993
4.927.305.993
ARALIK / DECEMBER
5.551.528.668
369.830.674
5.921.359.342
62.000.000
5.489.528.668
5.551.528.668
60.308.717.213
4.749.305.759
65.058.022.972
530.569.000
59.778.148.213
60.308.717.213
TOPLAM / TOTAL
2.9. Sorunlar
4628 sayılı EPK ile öngörülen serbest piyasa oluşamamıştır:
EPK'nın 3 Mart 2001 tarihinde resmi gazetede yayınlanıp yürürlüğe girmesinden sonra,
piyasanın açılması için 18 aylık bir geçiş süresi öngörülmüştür. Gerekli hazırlıkların
tamamlanmaması durumunda kullanılmak üzere 6 aylık bir uzatma opsiyonu Kanunda
yer almasına karşın süre uzatılmamış ve piyasanın açılış tarihi olarak 3.9.2002 tarihi
belirlenmiştir. Fakat bütün hazırlıklara rağmen aradan geçen yaklaşık 5 yıllık sürede
piyasada rekabetin yaratılması sağlanamamıştır.
Bazı yorumlara göre, rekabetin oluşumunun gecikmesindeki temel engel üretim
kapasitesinin çoğunluğunun (%56.5) bir kamu kuruluşunun elinde olmasıdır. Diğer
yandan arz tarafının büyük bölümünün al ya da öde sözleşmeleriyle bağlanmış olması
ve rekabete açık alan bırakılmaması esas engelleyici faktör olarak görülmektedir.
Serbest tüketici olmanın anlamlı olması için, serbest tedarikçilerin olması gerekmektedir.
Türkiye'de şu anda yeterli serbest tedarikçi bulunmamaktadır. Alım garantili anlaşmalar
5-29
ve üretimini TETAŞ’a satan kamu üretim şirketi dışında sadece otoprodüktörlerin
üretiminin %20’si serbest arz durumundadır. Türkiye'nin şu aşamada serbest tüketici
sınırını daha aşağı indirmesinin yararı tartışılabilir. Amaç artan elektrik talebini en düşük
maliyetle karşılamak ve sanayicinin bu düşük maliyetler sayesinde iç ve dış piyasalarda
rekabet gücünü artırmak olmalıdır.
Diğer bir önemli sorun ise dağıtım şirketlerindeki yüksek kayıplar ve düşük tahsilata
bağlı olarak mali yapılarındaki bozulmalardır. Benzer şekilde, TETAŞ’ın mali yapısı da
yüksek tarifeli alım garantili sözleşmeler nedeniyle bozulmaktadır. TETAŞ alım garantili
sözleşmelerin tarifelerini, EÜAŞ’dan aldığı enerji ile paçallayarak ortalama tarifesini
düşürmeyi hedeflemektedir. Ancak alım garantili sözleşmelerle alınması gereken
enerjinin büyüklüğü, çoğu zaman özellikle de minimum yük saatlerinde EÜAŞ’ın ucuz
üreten santrallarının çalıştırılmaması sonucunu getirmekte, bu durumda maliyetini
düşürmek üzere paçallanacak enerji miktarı azalmakta ve TETAŞ’ın maliyetleri
artmaktadır. Artan bu maliyet tüketicilere yansımaktadır. EÜAŞ santrallarının
özelleştirilmesi durumunda minimum yük saatlerinde bu santralların üretimini düşürerek
arz-talep dengesi oluşturmak mümkün olamayacaktır. Arz fazlası alım garantili
üretimden düşülecek ve sonuçta kamu maliyetleri artacak, artan maliyetler serbest
olmayan tüketicilere yansıyacaktır.
Bunlara ilave olarak gerçek maliyetleri yansıtan tarifelere geçilmesi durumunda,
oluşacak yüksek tarifelerin bazı müşteri gurupları tarafından karşılanamayacak olması
da serbest piyasaya geçişin önündeki engellerden biri olarak görülmektedir.
Arz Güvenilirliğinin Sağlanması:
Üretim tesislerinin yakıt cinsi ve işletmeye giriş yılı itibarıyla yatırım kararlarının yatırımcı
tarafından verildiği bir yapıda özellikle talebin önemli bir artış oranıyla gerçekleşeceğinin
beklendiği bir sistemde ülke talebinin güvenilir bir yedekle karşılanması ve birincil
kaynak kullanma stratejisinin takip edilmesi risklidir hatta mümkün değildir. Zira yatırımcı
hızlı yapılabilen, düşük maliyetli ve en kısa sürede geri dönen yatırımları tercih edecektir.
Örneğin EPDK’nın Aralık 2006 sonu itibari ile lisans verdiği 5094.4 MW’lık üretim
tesislerinin 644.8 MW’ı doğal gaz, 775.5 MW’ı RES, 21.7 MW’ı linyit, 137.8 MW’ı Asfaltit,
3378.6 MW’ı HES, 60 MW’ı sıvı yakıt, 16.6 MW’ı atık, 59.4 MW’ı jeotermal birincil
kaynak kullanmaktadır. Görüleceği gibi hidrolik, rüzgar ve doğal gaz santraları büyük
paya sahiptir. Burada kaynak tiplerine göre kapasiteler toplam olarak verilmiştir. Hidrolik
ve rüzgar kaynakları için alınmış olan lisanslar oldukça küçük kapasitedeki santralar
içindir. İleriye yönelik olarak oldukça hızlı bir artış beklenen talebin güvenilir bir şekilde
karşılanabilmesi için çok küçük kapasitedeki fazla sayıda santralın yapılmasının ne
kadar verimli olacağı tartışılmalıdır. Bu durum ülkenin enerji politikalarını yansıtmakta
mıdır? Sadece başvuruların değerlendirilerek lisansların verildiği bir yöntemde bu
sorunun cevabı tabii ki hayır olacaktır. Ayrıca talebin önemli bir artış oranı ile
gelişmesinin beklendiği bir piyasada lisans alan üretim tesislerinin taahhüt ettikleri
tarihte gerçekleşmelerini sağlamak için yeterli önlemler alınmamış olup bu durum
talebin güvenilir karşılanmasında sorun yaratabilecektir. Bu nedenle bu husus dikkate
alınarak gerekli önlemler alınmalıdır. (Bkz Bölüm 6.3.3.)
Diğer taraftan büyük kapasiteli yerli linyit ve hidrolik kaynak kullanan santrallarımızın
serbest piyasa ortamında yapılabileceği de beklenmemektedir.
Özetle ülkemizin daha önce sektörde yaratılan sorunlar nedeniyle serbest piyasaya
hazır olmadığı anlaşılmaktadır.
5-30
Talep Tahminleri:
Talep tahminlerinin ülkenin gelişim parametrelerini yansıtacak gerçekçi bir şekilde ve
alternatif senaryolar şeklinde yapılması esastır. Gerçekleri yansıtmayan talep tahminleri
atıl veya eksik yatırım risklerini oluşturmaktadır.
Kamu Kuruluşları Arasındaki Yetki ve Sorumluluk Paylaşımı:
4628 sayılı yasa ETKB, EPDK, DPT Müsteşarlığı, Hazine Müsteşarlığı, DSİ gibi kamu
kuruluşlarının serbest piyasa oluşumu içindeki yetki, görev ve sorumluluk alanlarında
çakışma ve de belirsizlik mevcuttur. Bu durumda sektördeki kamu kuruluşlarının KİT
statüsünde olmaları nedeniyle bütçe ve yatırım onayları DPT ve Hazine
Müsteşarlığı’nca, tarife onayları EPDK’ca verilmektedir. Hâlbuki bütçe ve tarife birbirinin
ayrılamaz parçalarıdır. DSİ’nin serbest piyasa modelinde üretim tesisleri kurup
kuramayacağı açıkça belirtilmemiştir. ETKB’ca belirlenecek enerji politika hedeflerinin
serbest piyasaya ne şekilde yansıtılacağı belli değildir. Strateji belgesi bu soruna açıklık
getirmekle beraber uygulamada henüz bunu doğrular sonuçlar görülmemektedir.
Lisans Uygulamaları:
Lisans başvuruları Lisans Yönetmeliği’ne göre bağlantı ve sistem kullanımı açılarından
incelenmek üzere EPDK’ca TEDAŞ veya TEİAŞ’a gönderilmektedir. Yönetmeliğin 38.
Maddesi, dokuzuncu fıkrasında “Sisteme bağlantı ve sistem kullanımı hakkındaki
olumsuz görüş gerekçelerinin Kurul tarafından uygun görülmemesi halinde, TEİAŞ veya
dağıtım sistemi işletmesinden sorumlu lisans sahibi tüzel kişilerin bağlantı ve sistem
kullanım anlaşmalarını imzalamakla yükümlü olduğu, aksi takdirde Kanunun 11.
maddesindeki yaptırımların uygulanacağı hususu bu şirketlerin lisanslarında yer alır. Bu
kapsamda tahsil edilen idari para cezaları, lisans sahibinin kamu tüzel kişisi olması
halinde, genel hükümlere göre ve sorumluluğu oranında personele rücu edilir”
denilmektedir. Kanun’un 11. maddesi para cezalarını öngörmektedir.
Bu hükmün kamu çalışanları için değiştirilmesi gerekmektedir. Zira iletim ve dağıtım
sistemlerinin durumuna göre teknik olarak uygun görüş verilemeyecek pek çok lisans
başvurusu gelmektedir. İletim Şirketine gerekli sistem güçlendirmelerinin yapılabilmesi
için muafiyet tanınmalıdır. Aksi halde sistemin teknik olarak uygun olmayan noktalarına
kayıtsız şartsız bağlantı izni verilmesi sonucunda İletim Şirketi zamanında gideremediği
iletim kısıtları nedeniyle cezaya girecek, bunun da ötesinde enerjinin kalitesi
bozulacaktır.
Bağlantı ve Sistem Kullanım Anlaşmaları:
EPDK’ya başvuruda bulunan tüm üretim tesislerine bağlantı ile ilgili görüş bildirilmekte
ve mevcut tesislerle bağlantının mümkün olmaması durumunda bu konu belirtilmekte ve
bunun için gereken tesisin yatırımının gerçekleşmesi için gerekli önlemler alınmaktadır.
Başvuruda bulunanın projeden daha sonra (1-2 yıl sonra olabilir) vazgeçmesi halinde bu
proje için yapılması gereken yatırım atıl kalabilecek veya bu proje sisteme bağlanacak
diye gerçekleşme ihtimali daha fazla olan başka bir projenin bağlantısı sağlanamamış
olacaktır. Bu duruma neden olan mevzuatın en kısa zamanda düzeltilmesi
gerekmektedir.
İletim Şirketi, tüm sistem kullanıcıları ile Bağlantı ve Sistem kullanım anlaşmaları yapar
ve gelirlerini buradan elde eder. İletim sisteminin güçlendirme yatırımları TEİAŞ’ın
sorumluluğundadır. Ancak son uygulamada bağlantı yatırımlarını yapmak da iletim
5-31
şirketinin görevi haline getirilmiştir. Mevcut sisteme bağlanacak yeni kullanıcıların
bağlantıları için gereken tüm yatırımlar TEİAŞ’ca yapılmakta, bağlantı varlıkları da
sistem varlığı sayılmakta ve bağlantı yatırım bedelleri tarife yoluyla tüm tüketicilere
yansıtılmaktadır. Bu iki yönden doğru bir uygulama değildir:
- bir yatırımcının kendi kararı ile oluşan maliyetlerin tüm tüketicilere ödettirilmesi
- iletim tarifesi ile bu yatırımların geri dönüşünün uzun bir zaman alması dolayısıyla
iletim şirketinin mali yapısının olumsuz etkilenmesi
Yan Hizmet Anlaşmaları:
Öngörülen serbest piyasa modelinde, TEİAŞ sistem işletmesini yapabilmek ve elektriğin
frekans ve gerilim kalitesini sağlamak üzere üretici ve tüketicilerle yan hizmet
anlaşmaları yapacaktır. TEİAŞ’ın yan hizmet bedellerinden doğan giderleri tarifesine ve
dolayısıyla kalitenin bedeli olarak tüm müşterilere yansıtılacaktır. Ancak TEİAŞ’ın
bölgesel iletim kısıtları dikkate alınmadan lisanslandırılan ve gerekli iletim sistemi
güçlendirme yatırımları tamamlanmadan servise girebilecek üretim tesisleri için söz
konusu üretimleri nakledememekten kaynaklanan giderlerinin olması da söz konusudur.
Bu giderler de iletim tarifeleri yoluyla tüm tüketicilere yansıtılacaktır. Bu
karşılaşılmaması gereken bir durum olup verilen lisansların bu hususu dikkate alması,
bir başka deyişle lisansların iletim sistemi güçlendirme yatırımları ile koordinasyonlu bir
şekilde verilmesi gerekmektedir. Serbest piyasa düzeninde bu konudaki yaklaşım
Şebeke Yönetmeliği’nde belirlenmiş ve yatırımcılara yol göstermesi amacı ile elektrik
sisteminin tüm özelliklerinin tanımlandığı “Üretim Kapasite Projeksiyonu ve İletim
Sistemi On Yıllık Gelişim Raporu” dokümanının TEİAŞ tarafından hazırlanarak
kullanıma açılması ve her yıl revize edilmesi öngörülmüştür.
Üretim Kapasite Projeksiyonu ve İletim Sistemi On Yıllık Gelişim Raporu:
Serbest piyasa yatırımcılarına yol göstermesi amaçlanan “Üretim Kapasite Projeksiyonu
ve İletim Sistemi On Yıllık Gelişim Raporu” kısmen hazırlanmıştır. Ancak Strateji Belgesi
doğrultusunda talep tahmin çalışmasının revize edilmesi nedeni ile raporun üretim
kısmının yeniden hazırlanması, iletim kısmının da buna uygun olarak tamamlanması
gerekmektedir. Sürekli yeni üretim lisansları verildiği göz önünde bulundurulduğunda bu
çalışmalar acilen yapılmalıdır.
Dengeleme ve Uzlaştırma Sistemi Altyapısı:
Türkiye elektrik sektörü piyasa yapısı oluşturulurken ikili anlaşmalar pazarı olarak
bilinen model kabul edilmiştir. Bu modelde esas olan tüketici ile tedarikçi arasında ikili
anlaşmalar oluşturularak ihtiyaç duyulan elektrik enerjisinin tedarikçiden bu anlaşma
çerçevesinde temin edilmesidir. Ancak gerçek zamanda sistemin dengede kalabilmesi
ancak yapılan ikili anlaşmadaki elektrik miktarlarının aynı olması, diğer bir deyişle talep
ile arzın aynı anda buluşması ile mümkün olabilecektir. Gerçek zamanda talepte veya
arzda bir sapma olması durumunda sistemde bir dengesizlik oluşacaktır. Ortaya
çıkabilecek bu dengesizliğin gerçek zamanda ve anında düzeltilebilmesi için ikili
anlaşmalar piyasasına ek olarak bir dengeleme mekanizması oluşturulması
öngörülmüştür. İdeal bir elektrik piyasasında elektrik miktarının mümkün olduğunca
taraflar arasında ikili anlaşmalar ile bağıtlanması, ancak gerçek zamanlı işletme
esnasında elektrik sisteminin dengede tutulabilmesi için küçük bir miktarın Dengeleme
Piyasasında işlem görmesi esas olarak kabul edilmektedir. Gün içinde bazı saatlerde
üretim tesislerinin bir gün önceden yaptıkları programa göre daha fazla yük almaları
gerekebileceği gibi bazı saatlerde yük azaltmaları gerekebilecektir. Dengeleme
5-32
pazarının ideale yakın olarak ve sorunsuz işleyebilmesi için arz kapasitesinin tüm
zamanlar için talepten daha fazla olması gerekir, ancak bu durumda dengeleme
pazarının asıl amacı olan gerçek zamanlı dengesizliğin önüne geçilmesi
gerçekleştirilebilir. Talebin arz kapasitesinden daha fazla olması durumunda ise
dengeleme piyasasında üreticilerin gerçek zamanlı işletmede gün içinde sürekli olarak
bir gün öncesi programlanan değerlerinden daha fazla yük almaları sonucunu
getirecektir. Böylece bu pazarın tek taraflı olarak sadece üreticilere para kazandıracağı
bir fırsat ortaya çıkabilecek, hatta bir tarafın sürekli yük miktarını artırma fırsatını
bulması bazı istenmeyen işbirliklerine de neden olabilecektir.
4628 sayılı yasanın 1. maddesinde elektrik enerjisinin sürekli, kaliteli ve ucuz olması
hükmü kesin ifadeler ile hüküm altına alınmakta, bu amaç ilgili yönetmelikte de
belirtilmektedir. Bu nedenle Dengeleme Piyasasında işlem gören elektrik miktarının
fiyatları düşürecek en azından artırmayacak şekilde uygulamanın yapılması yolları
aranmalı, bu konuda gereken denetimler sağlıklı olarak gerçekleştirilmelidir.
Uzlaştırma Mekanizması, talep ile sunulan üretim miktarının gerçek zamanlı olarak
dengelenmesi ile ortaya çıkabilecek dengesizlik üzerinden hesaplanan tutara göre
tarafların alacak veya vereceklerinin hesap edilerek 1 aylık olarak taraflar arasında
gerekebilecek karşılıklı ödemelerin gerçekleştirilmesidir.
Her bir piyasa katılımcısının sürekli olarak izlenmesini gerektiren ölçü ve kayıt sistemleri
oluşturulmadan önce yapılacak uygulamalarda yeterli hassasiyete ulaşılması güç
olduğundan uzlaşmada sorunlar yaşanabilecektir.
Şeffaflık:
Elektrik Piyasası Kanunu şeffaf bir elektrik piyasası oluşturulmasını amaçlamaktadır.
Ancak bunun için gerekli olan bilgileri içerecek söz konusu doküman hazır olmadığı gibi
ilgili Kamu kuruluşlarının dokümanlarında da güncelleştirilmiş veriler bulunamamaktadır.
3- ELEKTRİK ENERJİSİ TALEP TAHMİNLERİ
Bu bölümde elektrik enerjisi talep tahmin çalışmalarında elektrik piyasası yasası
öncesinde kullanılan model, modelin girdileri ve sonuçları, trafo merkezleri bazında
yapılan talep tahmin çalışmaları, 4628 sayılı yasa ve ilgili yönetmelikler çerçevesinde
kuruluşların talep tahmini çalışmaları ile ilgili yükümlülükleri, elektrik sistemi
kullanıcılarının işletme ve planlama çalışmaları için TEİAŞ’a bu konuda vermesi gerekli
veri setleri özetlenmektedir.
3.1-
Elektrik Piyasası Yasası Öncesi Türkiye’de Talep Tahmin Yöntem ve
Uygulamaları
Uzun dönemli genel enerji talebi ve bu talep içerisinde elektrik enerjisi talebini ortaya
koyan MAED (Model for Analysis of Energy Demand) modeli, Enerji ve Tabii Kaynaklar
Bakanlığı’nca 1984 yılından beri genel enerji talep tahmini çalışmalarında
kullanılmaktadır. Hesaplanan elektrik enerjisi talebi (tüketim noktasındaki) brüt talep
olup, iletim ve dağıtım hatlarındaki kayıplar, santral iç ihtiyaçları dahildir.
5-33
MAED modeli, ülkenin ekonomik, sosyal ve teknik yapısını detaylı olarak inceleyerek,
benimsenen politika ve kararlar ışığında orta ve uzun dönem enerji taleplerini ortaya
koymaktadır. MAED modeli üç modülden oluşmakta olup, ETKB tarafından birinci modül
(enerji talebi hesaplamaları modülü) kullanılarak ülkenin nihai enerji tüketimi
incelenmekte; nihai talebi etkileyen sosyal, ekonomik ve teknik faktörler belirlenmekte,
enerji tüketimi ve bunu etkileyen faktörler arasındaki fonksiyonel bağlantı ortaya
konulmakta; sosyo-ekonomik ve teknik gelişme senaryoları belirlenerek bunlara tekabül
eden enerji tüketimleri hesaplanarak değerlendirilmektedir.
Bunun için;
• Ekonomik gelişme,
• Nüfus artışı,
• Hayat kalitesi gelişimi
• Teknik ilerleme ve
• Değişik enerji tiplerinin ve özellikle de elektriğin nihai talebin karşılanmasındaki
payı
gibi sosyo-ekonomik ve teknik senaryolar ayrıntılı olarak incelenmektedir.
Model, sektörel olarak;
• Tarım,
• Sanayi,
• Ulaştırma,
• Ev ve hizmetler sektörü itibariyle
ve kaynaklar olarak da;
• Fosil kaynaklar,
• Elektrik,
• Motor yakıtlar ile
• Güneş, merkezi ısıtma sistemleri gibi fosil kaynaklara alternatif kaynaklar
bazında enerji talebini hesaplamaktadır.
Modelde, başka bir enerji kaynağı tarafından karşılanması mümkün olamayan (arabalar
için yakıt ya da elektrikli ev aletleri için elektrik v.b.) enerji gereksinimi doğrudan nihai
enerji cinsinden hesaplanmakta ancak nihai tüketicilerin bunun dışında kalan enerji
talepleri ise "faydalı enerji" bazında belirlenmektedir. Diğer bir deyişle talep, arz edilen
enerjiden çok, yapılan hizmet bazında hesaplanarak, kaynakların ikame hesaplamaları
mümkün kılınmaktadır.
Değişik enerji kaynaklarının genel enerji talebinin karşılanmasındaki payları ile ilgili
olarak belirlenen teknik senaryo baz alınarak; nihai enerji talebinin kaynak bazında
dağılımı yapılmakta ve elektrik enerjisi talebi hesaplanmaktadır.
MAED modelinin diğer iki modülü (saatlik elektrik güç talebi ve yük eğrisi hesapları)
modülleri kullanılarak tüketici sektörleri bazında saatlik yük bilgilerinden hareketle puant
güç talepleri TEİAŞ Genel Müdürlüğü tarafından hesaplanmaktadır.
1985 yılından itibaren gerçekleşen elektrik enerjisi tüketimi ve yapılan tahminlerin
karşılaştırılması Tablo 3.1’de gayri-safi yurt içi hasıla ile elektrik tüketiminin 1971-2006
döneminde gerçekleşen büyüme hızları Tablo 3.2 ve Şekil 3.1’de verilmektedir. Enerji
5-34
talebi ile ekonomik kalkınmanın genellikle bir etkileşim içerisinde olduğu görülmektedir.
Bu nedenle yapılan tahminleri kalkınma hızındaki gerçekleşme oranları göz ardı ederek
incelemek yanıltıcı olabilir. Tahminlerin gerçekleşme oranları, ilk olarak kalkınma hızının
gerçekleşme oranı ile yakın ilişkilidir. Hedeflenen kalkınma hızına karşı ekonomide bir
daralma olması talep tahminlerinin yüksek kalmasına ve bir dönemi kapsayan seriyi
etkilemesine neden olmaktadır. 1994, 2000, 2001 yıllarındaki ekonomik krizler ve
1999’daki deprem gibi ülkemiz şartlarını olumsuz etkileyen faktörlerin yaşandığı yıllara
ait göstergeler dikkate alınmadığında elektrik tüketim artış hızının kalkınma hızına
oranını gösteren esneklik katsayısı 3 1.5-2 arasında değişmektedir. Talep tahmin
çalışmaları yapılan 2004 – 2030 dönemi için esneklik ilk yıllarda 1.6, dönem sonunda
0.9 olarak alınmıştır.
3
Esneklik katsayısı = Elektrik Tüketim Artış Hızı/ GSYİH
5-35
5-36
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
Gerçekleşen
Kalkınma Elektrik
Tüketimi 1985
Hızı (%)
4,2
36,4
35,9
7
40,5
40,5
9,5
44,9
45,2
2,1
48,4
50,5
0,3
52,6
56,4
9,3
56,8
62
0,9
60,5
68
6
67,2
74,6
8
73,4
81,8
-5,4
77,8
89,6
7,3
85,5
98,3
7
94,8 106,9
7,5
105,5 116,3
3,1
114,0 126,5
-4,7
118,5 137,5
7,4
128,3 149,6
-7,5
126,9
7,8
132,3
5,8
141,6
8,9
150,0
7,4
160,8
3,4
174,2
51,6
57,9
65,0
71,7
79,0
87,2
96,1
105,9
115,6
126,7
138,9
152,2
166,8
176,6
188,9
202,1
216,2
231,3
247,4
1987
57,9
64,9
71,9
79,2
87,3
96,1
105,9
115,7
126,8
138,9
152,3
166,8
177,0
189,3
202,5
216,5
231,5
247,6
1988/1
55,5
61,8
68,2
75,3
83,1
91,8
101,2
110,6
120,6
131,6
143,5
156,5
165,3
178,1
191,9
206,7
222,7
239,9
1988/2
93,0
100,8
109,3
118,5
128,4
139,3
150,8
163,2
176,7
191,3
207,1
224,2
87,2
94,6
102,5
111,1
120,3
130,4
140,9
151,7
163,4
176,0
189,6
203,7
115,1
123,7
134,3
146,2
158,0
170,8
184,6
199,6
215,2
120,8
130,5
146,2
158,0
170,8
184,6
199,6
215,2
114,0
121,0
129,5
141,3
154,1
168,0
183,3
199,9
216,7
128,3
139,7
152,0
165,3
179,7
195,5
211,0
126,8
137,2
148,5
160,7
173,9
188,2
203,2
2000/1
2003
2004
133,4
146,2
160,3 153,5
175,7 168,3 159,7
190,7 185,6 176,4
2002
114,0
117,3
127,2
138,8
151,4
165,2
180,2
196,6
213,2
Tahminler (Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı)
rev.
1990
1994 1996 1997
1999/1 1999/2 2000
Tablo 3. 1 Elektrik Enerjisi Tüketimi ve Yapılan Tahminler (Bin Gwh)
Tablo 3. 2 Gayri-Safi Yurt İçi Hasıla ve Elektrik Tüketiminin Artış Hızları
GSYİH
(%)
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
5,6
7,4
3,3
5,6
7,2
10,5
3,4
1,5
-0,6
-2,4
4,9
3,6
5,0
6,7
4,2
7,0
9,5
2,1
Elektrik
Tüketimi
Esneklik
Artış
Hızı (%)
13,4
2,4
14,9
2,0
10,5
3,2
8,5
1,5
16,6
2,3
18,4
1,8
13,1
3,9
6,1
4,1
5,5
-8,7
4,5
-1,8
6,8
1,4
7,7
2,2
4,4
0,9
12,5
1,9
9,3
2,2
11,3
1,6
11,0
1,2
7,8
3,7
GSYİH
(%)
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
0,3
9,3
0,9
6,0
8,0
-5,5
7,2
7,0
7,5
3,1
-4,7
7,4
-7,5
7,8
5,8
8,9
7,4
3,4
Elektrik
Tüketimi
Esneklik
Artış
Hızı (%)
8,7
34,2
8,0
0,9
6,5
7,0
11,1
1,9
9,2
1,1
6,0
-1,1
9,9
1,4
10,9
1,5
11,3
1,5
8,1
2,6
3,9
-0,8
8,3
1,1
-1,1
0,1
4,3
0,6
7,0
1,2
5,9
0,7
7,2
1,0
8,3
2,5
Şekil 3. 1 GSYİH ve Elektrik Talebi Büyüme Hızları
20
15
10
5
2005
2003
2001
1999
1997
1995
1993
1991
1989
1987
1985
1983
1981
1979
1977
1975
1973
1971
0
-5
GSYİH
ELEKTRİK
Polinom (GSYİH)
Polinom (ELEKTRİK)
-10
5-37
Geçmiş yıllardan itibaren GSYIH ile elektrik talebi büyüme hızlarının gelişimi
incelendiğinde 1974 – 1984 yıllarında her ikisi de paralel olarak en yüksek ortalama
artış oranına ulaşmış, ondan sonraki onar yıllık periyodlarda ise her ikisinin
gelişimindeki paralellik devam etmiş ancak ortalama artış oranlarının giderek düşmüş
olduğu gözlenmektedir. Genellikle, elektrik tüketimindeki gelişme ekonomik gelişmeye
bir paralellik göstermektedir. Son yıllarda elektrik tüketimi ile GSYİH gelişmesi
arasındaki ilişkinin esnekliğinin azaldığı görülmektedir.
Bu durumda bundan sonraki dönemlerde her ikisinin de paralel olarak artacağı ancak
artış hızının önceki artışlarından daha yüksek olamayacağı söylenebilir. Bu durumu,
AB’ye giriş süreciyle ilişkilendirdiğimizde de, AB’ye yeni giren ülkelerin durumlarıyla
karşılaştırdığımızda
da
yukarıdaki
benzer
sonucun
ilerideki
dönemlerde
gerçekleşebileceği görülebilmektedir.
3.2.
Elektrik Piyasası Yasası Sonrası Türkiye’de Talep Tahmin Yöntem ve
Uygulamaları
3.2.1. 2004 – 2020 Dönemi Türkiye Elektrik Enerjisi Talep ve Puant Güç Tahmini
ETKB-APKK tarafından 2004 yılında yapılan talep tahmin çalışmasında kullanılan bazı
ana girdilerin gelişimi aşağıdaki gibi alınmıştır.
2000 yılında 67,461 milyon olan nüfusun %1.6 artarak 2005 yılında 73,100 milyona,
2005-2010 döneminde %1.4 artarak 2010 yılında 78460 milyona, 2010-2020
döneminde %1.1 artarak 2020 yılında 87760 milyona ulaşacağı dikkate alınmıştır.
Kalkınma yani gayri-safi yurt içi hasıla artış hızı:
2005/2010
%5,5
2010/2015
%6,4
2015/2020
%6,4
olarak alınmıştır. Tahmin çalışmasının yapıldığı dönemin ilk yıllarında (2004) ortalama
1.6 olarak hesaplanan esneklik çalışma dönemi sonunda (2020) ortalama 1,0 olarak
hesaplanmıştır.
2004 yılında yapılan bu çalışma sonuçlarına göre elektrik enerjisi ve puant güç talebinin
yıllara göre gelişimi Tablo 3.3 ve Şekil 3.2’de verilmektedir. 2006 yılında 174,2 milyar
kWh olarak gerçekleşen elektrik enerjisi talebinin 2020 yılına kadar ortalama yılda %7.3
artarak 2010 yılında 242.0 milyar kWh ve 2020 yılında 499.5 milyar kWh’e ulaşacağı
hesaplanmıştır. 2006 yılında 2357 kWh4 olan kişi başına tüketimin aynı yıllar için sırası
ile 3085 kWh ve 5692 kWh olacağı tahmin edilmektedir. 17/3/2004 tarihli YPK kararı
olarak yayınlanan “Elektrik Enerjisi Sektörü Reformu ve Özelleştirme Strateji
Belgesinde” ETKB, DPT Müsteşarlığı, Hazine Müsteşarlığı ve EPDK’nın katılımları ile
hazırlanacak talep tahminlerinin 30 Nisan 2004’e kadar tamamlanacağı bildirilmiştir.
4
Geçici
5-38
Tablo 3. 3 Enerji ve Puant Güç Talep Tahmini (BAZ SENARYO)
YIL
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
PUANT TALEP
ENERJİ TALEBİ
MW
Artış (%)
25077
27579
10,0
30561
10,8
33077
8,2
35817
8,3
38785
8,3
41965
8,2
45409
8,2
49029
8,0
52905
7,9
57054
7,8
60844
6,6
65244
7,2
69836
7,0
74586
6,8
79350
6,4
GWh
Artış (%)
160794
174230
8,4
190700
9,5
206400
8,2
223500
8,3
242021
8,3
262000
8,3
283501
8,2
306100
8,0
330301
7,9
356203
7,8
383001
7,5
410700
7,2
439600
7,0
469501
6,8
499489
6,4
Kaynak: ETKB-APKK, TEİAŞ-APK
2005 – 2020 döneminde ortalama artış yıllık %7.3’tür. 2005 yılı değerleri gerçekleşen, 2006 yılı değerleri
geçici değerlerdir.
Şekil 3. 2 Enerji ve Puant Güç Talep Tahmini (BAZ SENARYO)
600000
90000
80000
500000
70000
400000
60000
300000
40000
GWh
MW
50000
200000
30000
20000
100000
10000
0
0
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
PUANT TALEP
ENERJİ TALEBİ
5-39
Baz olarak alınan bu talep tahmini çalışmasına alternatif olarak sanayi alt
sektörlerindeki gelişme hızının daha düşük kabul edildiği bir başka çalışma daha
yapılmış ve sonuçları Tablo 3.4 ile Şekil 3.3’te gösterilmiştir. Alternatif talep serisinde
2020 yılına kadar ortalama artışın %6.3 olacağı tahmin edilmekte ve bu talep tahmini
sonucunda göre elektrik enerjisi tüketim talebinin 2010 yılında 216.7 milyar kWh ve
2020 yılında 406.5 milyar kWh’e ulaşacağı hesaplanmıştır. 2006 yılında 2357 kWh olan
kişi başına tüketimin aynı yıllar için sırası ile 2763 kWh ve 4632 kWh olacağı tahmin
edilmektedir.
Tablo 3. 4 Enerji ve Puant Güç Talep Tahmini (DÜŞÜK SENARYO)
YIL
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
PUANT TALEP
MW
Artış
25077
27579
10,0
29299
6,2
31157
6,3
33132
6,3
35232
6,3
37521
6,5
39891
6,3
42407
6,3
45077
6,3
47969
6,4
51384
7,1
54775
6,6
58413
6,6
62346
6,7
66611
6,8
ENERJİ TALEBİ
GWh
Artış
160794
174230
8,4
180248
3,5
191677
6,3
203827
6,3
216747
6,3
230399
6,3
244951
6,3
260401
6,3
276799
6,3
294560
6,4
313599
6,5
334297
6,6
356500
6,6
380503
6,7
406533
6,8
Şekil 3. 3 Enerji ve Puant Güç Talep Tahmini (ALTERNATİF SENARYO)
ALTERNATİF TALEP SERİSİ
70000
450000
400000
60000
350000
50000
250000
30000
200000
MW
40000
GWh
300000
150000
20000
100000
10000
50000
0
0
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
PUANT TALEP
5-40
ENERJİ TALEBİ
3.2.2. İletim Sistemi Gelişim Planlaması ve İletim
Değerlendirmeleri için Yapılması Gereken Yük Tahminleri
Sistemi
Performans
İletim sistemi gelişim planlarının yapılabilmesi ve iletim sistemi performansının
incelenebilmesi için trafo merkezi bazında tüketim (güç-MW) tahminleri yapılması
gerekmektedir. “İletim Sistemi Performansı” her yıl için, kritik üç durumda yük akışı ve
kısa devre analizleri yapılarak; Kış Puantı, Yaz Puantı ve Minimum yük koşulları için
ayrı ayrı incelenmektedir. Bu çalışmalar elektrik güç sisteminin söz konusu şartlarda
bilgisayar programı kullanılarak simüle edilmesiyle gerçekleştirilmektedir. Şebeke
modellemesi kapsamında 380 kV, 154 kV sistem ile dağıtım sistemine yönelik akışlar da
380/OG ve 154/OG trafo merkezlerindeki yük akışlarının aşağıdaki Şekil 3.5’te
görüldüğü gibi temsil edilmektedir. Bu nedenle, yıllık yük tahminlerinin yapılabilmesi için
her bir bağlantı noktasında İletim Sisteminden dağıtım sistemine akacak yükün (MW)
yukarıda bahsedilen üç kritik durum için de bilinmesi gerekmektedir.
Şekil 3. 4 İletim Sistemi Analizlerinde Üretim ve Yüklerin Temsili
M
154
380
380
154
Yük
M
380
154
M
Yük
380
Yük
İletim Sisteminden doğrudan beslenen en önemli kullanıcılar Dağıtım Şirketleridir.
Ayrıca sanayi bölgelerinden beslenen ve tüketimi yüksek olan müşteriler ile demiryolu
taşımacılığı yapan şirketler de iletim sisteminden beslenmektedir. Söz konusu büyük
tüketiciler ile tedarikçiler arasında (TEAŞ ve daha sonra da TETAŞ) yapılan anlaşmalar
uyarınca söz konusu kullanıcılardan doğru bir yük tahmini için yeterli olmayan sınırlı
bilgiler (maksimum tüketim-MW) edinilmesine rağmen dağıtım şirketlerinden herhangi
bilgi edinilememekteydi. Sonuç olarak, yük tahminleri, önceden TEAŞ, günümüzde de
TEİAŞ tarafından trafo merkezlerinden çekilen yük miktarının geçmiş yıllardaki artış
hızına bakılarak yapılmaktadır. Trafo merkezlerinde bara bazında yük tahmini yapılırken,
değişken bölgesel etkenlerin öngörülmesi ve bunların takibinin zorlukları yanında,
dağıtım sisteminden bağlanan ve sayıları her geçen gün artan üretim tesislerinin, trafo
merkezlerinden beslenen gerçek yük miktarının tespitini zorlaştırması ve tahminlerin
kalitesinde düşüşe neden olması karşılaşılan güçlüklerdendir.
5-41
Şebeke yük tahminleri yapılırken; varsa büyük şehirler için (İstanbul, Ankara, İzmir)
yaptırılmış olan dağıtım sistemi Master Planları ile Seyhan, Kepez Bölgelerinin
hazırladığı ve Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından onaylanan Master Planlar
kullanılmaktadır.
154/OG ve 380/OG trafo merkezlerindeki yük tahminleri Tablo 3.3 ve Tablo 3.4’te
verilen ulusal puant yük tahmini verileri kullanılarak yapılmaktadır. Ulusal yük tahminleri
yapılırken İletim Sisteminden çekilen enerji, dağıtım sistemindeki kayıplar ve İletim
Sisteminden çekilen brüt yük dikkate alınır. 154/OG ve 380/OG trafo merkezlerinin her
birinden çekilen yüklerin toplamı İletim Siteminin tümünden çekilen yüke eşit olacak
şekilde TM’lerine dağıtılarak düzenleme yapılır.
3.2.3.
Puant Yük Tahminleri
3.2.3.1. Kış Puantı Yük Tahminleri
Puant yük tahmini mevcut trafo merkezlerinin geçmiş yıllardaki artış hızı göz önüne
alınarak trafo merkezi bazında yapılmaktadır. Yeni trafo merkezleri için servise girdikleri
yıllarda bölgedeki mevcut merkezlerden belli oranda yük aktarılmaktadır. Puant yük
tahmini yapılırken büyük otoprodüktör santrallar üretim olarak sistemde temsil
edilmektedir. Küçük otoprodüktör santrallar da etkili olacakları baralarda tahmin edilen
yılın puant yükünden düşülerek sisteme yapacakları etki dikkate alınmaktadır. Dağıtım
sistemine bağlı olarak üretim yapan santrallarla ilgili üretim kayıtları olmadığından, söz
konusu merkezlerdeki yük tahmini TEİAŞ tarafından geçmiş yıllardaki yük artış hızına
bakılarak yapılmaktadır.
Yeni trafo merkezlerinin yük tahmini, civardaki merkezlerden düşülen yük toplamı kadar
yapılmakta ve söz konusu trafo merkezinin servise alınacağı yıl için kullanılmaktadır.
3.2.3.2. Yaz Puantı Yük Tahmini
Yaz puantı yük tahmini trafo merkezi bazında, o yılın Temmuz ayında sistemden
çekilecek toplam en yüksek yük tahmininin yapılmasıyla elde edilmektedir. Söz konusu
tahminler kış puantı için yapılan yük tahminin belli oranda azaltılmasıyla elde
edilmektedir. Yaygın olarak sulama veya soğutma yapılan bölgeler için yapılan yük
tahmini söz konusu orandan daha fazla olmakla birlikte, bu tip özel durumu olmayan
bölgelerde kış puantı yükünün %95’i yaz puantı için seçilen değerdir. Genel olarak yaz
puantı için yapılan yük tahminlerinde trafo merkezi bazında geçmişteki yük artış hızı
dikkate alınarak yapılan Aralık ayı puant yük tahmini, Temmuz ayı için yapılan tahminde
kullanılmaktadır.
3.2.3.3.
Minimum Yük Tahmini
Trafo merkezi bazındaki yıllık minimum yük tahminleri trafo merkezi bazında tahmin
edilen puant güç değerleri kullanılarak yapılmaktadır. Sistemdeki trafo merkezleri
karakteristiklerine göre aşağıdaki gibi sınıflandırılmakta, her grup için minimum/puant
yük oranları belirlenmekte ve puant güç tahminleri bu oranlarla çarpılarak yıllık minimum
yük tahminleri hesaplanmaktadır:
5-42
1. Grup: Kendilerine uygulanan tarife teşviki nedeniyle minimum saatlerde maksimum
yükle çalışan demir-çelik üreticilerinin (darbeli yük çeken müşterilerin) yer aldığı trafo
merkezlerinde söz konusu tesislerin maksimum kapasiteleri dikkate alınmaktadır.
2. Grup: Sabit yük çeken büyük sanayi kuruluşlarının yer aldığı trafo merkezlerinde
minimum saatlerde %100 kapasiteleri ile çalıştıkları varsayılmaktadır.
3. Grup: Ağırlıklı olarak sanayi yükü besleyen trafo merkezlerinde minimum saatlerde
maksimum yüklerinin %70’i kadar talep olduğu varsayılmaktadır.
4. Grup: Kısmen sanayi, kısmen konut besleyen trafo merkezlerinde minimum
saatlerde maksimum yüklerinin %55’i kadar yük besledikleri varsayılmaktadır.
5. Grup: Ağırlıklı olarak konut besleyen trafo merkezlerinde minimum saatlerde
maksimum yüklerinin %30’u kadar yük varsayılmaktadır.
Söz konusu kabullerle yapılan tahmin çalışmalarında 2005 yılı minimum yük tahmini,
2005 yılı puant yükünün yaklaşık %50’sine denk gelmiştir.
3.2.4. 4628 Sayılı Elektrik Piyasası Yasası Ve Talep Tahmini
4628 sayılı Kanunun amacı; elektriğin yeterli, kaliteli, sürekli, düşük maliyetli ve çevreyle
uyumlu bir şekilde tüketicilerin kullanımına sunulması için, rekabet ortamında özel
hukuk hükümlerine göre faaliyet gösterebilecek, mali açıdan güçlü, istikrarlı ve şeffaf bir
elektrik enerjisi piyasasının oluşturulması ve bu piyasada bağımsız bir düzenleme ve
denetimin sağlanmasıdır.
Elektrik piyasası faaliyetleri; Kanun hükümlerine göre piyasada faaliyet gösterecek tüzel
kişilerin üretim, iletim, dağıtım, toptan satış, perakende satış, perakende satış hizmeti,
ticaret, ithalat ve ihracat faaliyetleridir.
Piyasada faaliyet gösterebilmek için Kanun hükümleri uyarınca lisans alma zorunluluğu
bulunmaktadır. Piyasada faaliyet gösterecek tüzel kişilerin faaliyetlerinde uymaları
gereken usul ve esaslar Kanun ve ilgili yönetmeliklerle düzenlenmektedir. Lisans sahibi
tüzel kişilerin ve resmi kuruluşların talep tahmini konusunda Kanun ve ilgili yönetmelikler
kapsamında yükümlülükleri bulunmaktadır.
Elektrik enerjisi iletim faaliyetleri Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi tarafından
yürütülür.
4628 sayılı Elektrik Piyasası yasasında Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketinin:
•
Talep Tahmin Yönetmeliği çerçevesinde, dağıtım şirketleri tarafından hazırlanan
talep tahminlerini esas alarak üretim kapasite projeksiyonunu hazırlayacağı ve Kurul
onayına sunacağı
•
Kamu mülkiyetindeki tüm iletim tesislerini devralacağı, kurulması öngörülen yeni
iletim tesisleri için üretim kapasite projeksiyonu ve talep tahminleri doğrultusunda
iletim yatırım planı yapacağı, yeni iletim tesislerini kuracağı ve işleteceği
hükümleri getirilmiştir
Kanun hükümleri uyarınca, elektrik enerjisi dağıtım faaliyetleri, dağıtım şirketleri
tarafından lisanslarında belirlenen bölgelerde yürütülür. Dağıtım şirketleri; yönetmelik
çerçevesinde, dağıtım lisanslarında belirlenen bölgelerde talep tahminlerini hazırlar ve
5-43
Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketine bildirirler. Kurul bu talep tahminlerini onaylar ve
tahminler Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi tarafından yayımlanır.
Mülkiyeti kamuda olan dağıtım tesislerinin Kurul onaylı talep tahminleri doğrultusunda
yatırım planlarının hazırlanması ve Kurul onayına sunulması, onaylanan yatırım planı
uyarınca yatırım programına alınan, dağıtım tesislerindeki gerekli iyileştirme ve
güçlendirme işlerinin gerçekleştirilmesi ve/veya yeni dağıtım tesislerinin inşa edilmesi
görevi söz konusu dağıtım tesislerini işleten dağıtım şirketlerinin görevleri arasındadır.
Kanunda ayrıca Enerji Piyasası Düzenleme Kuruluna talep tahminleri ile ilgili olarak;
a) Dağıtım şirketleri tarafından hazırlanıp Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi
tarafından sonuçlandırılan talep tahminlerini onaylamak, gerektiğinde revize
ettirmek
b) Kurul onaylı talep tahminlerine dayanarak, Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi
tarafından hazırlanan üretim kapasite projeksiyonu ve iletim yatırım planı ile bu
planlarla uyumlu olarak mülkiyeti kamuda olan dağıtım tesislerini işleten dağıtım
şirketleri tarafından hazırlanan dağıtım yatırım planlarını onaylamak, gerektiğinde
revize edilmesini sağlamak ve onay verdiği yatırım planlarının uygulanmalarını
denetlemek
yetkileri verilmiştir.
3.2.5. Elektrik Piyasası Dağıtım Yönetmeliğinde Talep Tahmini
Dağıtım yönetmeliği; eşit taraflar arasında ayrım gözetilmemesi ilkeleri çerçevesinde,
dağıtım şirketi ile dağıtım sistemi kullanıcılarının yükümlülüklerini, uymaları gereken
tesis tasarım ve işletme kurallarını, dağıtım sisteminin planlanması ve işletilmesi
hususlarında ilgili taraflara uygulanacak usul ve esasları kapsamaktadır.
3.2.6. Dağıtım Şirketlerinin Talep Tahmini ile İlgili Yükümlülükleri
Dağıtım şirketleri; lisansı kapsamındaki dağıtım bölgesinde elektriğin dağıtım sistemine
girişinden tüketim noktalarına iletilmesine kadar olan tüm aşamalarda, enerji akışının
gerçek zamanlı olarak izlenmesi, sisteme ilişkin ihbarların alınması ve sonuçlandırılması
ve koruyucu bakım onarım hizmetlerinin planlanması ile uygulanması konularında
gerekli iletişim alt yapısını kurmakla yükümlüdür.
Dağıtım şirketleri; ilgili mevzuat kapsamında bölgesel talep tahminlerini hazırlar ve
TEİAŞ’a sunar. TEİAŞ tarafından gerekli inceleme ve değerlendirmeler yapıldıktan
sonra sonuçlandırılan talep tahminleri Kurul onayına sunulur. Kurul tarafından
onaylanan talep tahminleri doğrultusunda dağıtım sistemi yatırım planları hazırlanır.
Dağıtım şirketleri; yatırım ve işletme maliyetleri asgari düzeyde olacak şekilde talep
artışını karşılamak üzere, gelecek on yıllık dönemdeki perspektifi ortaya koyan ve
kullanıcılara yol gösteren, dağıtım sistemi on yıllık gelişim raporu hazırlar ve Kurul
onayını müteakip yayımlanmasını sağlar.
3.2.7. Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliğinde Talep Tahmini
Şebeke yönetmeliği; TEİAŞ, iletim sistemi kullanıcıları ve dağıtım sistemine bağlı olan
ancak iletim sistemini etkileyen diğer kullanıcıların yükümlülüklerini, uymaları gereken
5-44
tesis tasarım ve işletme kurallarını ve iletim sisteminin arz ve talep dengesi sağlanarak
planlanması ve dengeleme kurallarına göre işletilmesi için gerekli teknik bilgilerin
sağlanmasına ilişkin hususları kapsamaktadır. Şebeke Yönetmeliği’nde; TEİAŞ
tarafından işletme planlaması yapılması ve 10 yıllık üretim kapasite projeksiyonu ile
iletim gelişim planı hazırlanması için iletim sistemi kullanıcılarından istenilen bilgilerin
ayrıntıları belirtilmiştir.
3.2.8. İletim Şirketinin Talep Tahmini ile İlgili Yükümlülükleri
Dağıtım şirketleri tarafından hazırlanıp TEİAŞ tarafından sonuçlandırılarak Kurul
tarafından onaylanan talep tahminlerine göre, elektrik enerjisi talebinin kaliteli,
sürekli ve güvenilir bir şekilde karşılanması ve piyasa katılımcılarına yol
gösterilmesi için asgari on yıllık projeksiyonu içerecek şekilde üretim kapasite
projeksiyonunun hazırlanması görevi TEİAŞ tarafından yürütülmektedir.
Üretim kapasite projeksiyonunda, ileriye yönelik asgari on takvim yılına ait talep
gelişimi, üretim, bölgesel arz talep dengesi, iletim sistemi ve iletim sistemi
performansı bölümleri yer alır.
Üretim kapasite projeksiyonu içerisinde yer alan talep gelişimi bölümü aşağıdaki
hususları içerir;
a) Dağıtım şirketleri tarafından hazırlanan talep tahminleri ve kayıp/kaçak
miktarları,
b) Talebin sektörel bazdaki gelişimi,
c) Bir önceki yıldaki fiziki gerçekleşmenin, geçmişteki talep tahminiyle
karşılaştırılmasına yönelik analizler,
d) Bir önceki yılda dağıtım bölgesindeki üretim tesislerinin sistemden çektiği iç
ihtiyaç miktarları,
e) Bir önceki yıla ait puant talep bilgileri ile bu talebi etkileyen ana faktörler.
Üretim bölümü aşağıdaki hususları içerir;
a) Bir önceki yıla ait Türkiye toplam elektrik enerjisi kurulu gücü,
b) İletim ve dağıtım sistemine bağlı üretim tesislerinin enerji kaynağı türüne göre
üretim kapasite miktarları,
c) Talebin güvenilir olarak karşılanması için yıllar bazında gereken kapasite
artırımları,
d) Lisans almış ancak, henüz işletmeye alınmamış olan üretim tesislerine ait
kapasiteler,
e) Bir önceki yılda ithal ve ihraç edilen enerji miktarları,
f) Bir önceki yılda faaliyet dışı kalan üretim tesisleri ve kapasiteleri,
g) Bir yıldan uzun süre ile hizmet dışı olması beklenen ünitelerin üretim miktarı
ve süresi.
Bölgesel arz talep dengesi bölümü aşağıdaki hususları içerir;
a) Bölgesel arz talep dengesi,
b) Lisans almış ancak, henüz işletmeye alınmamış üretim tesislerinin
lisanslarına derç edilmiş olan tesis tamamlanma tarihinde herhangi bir
nedenle ortaya çıkan gecikmeler sonucunda arz güvenliği ve kalitesinin
bozulmaması açısından alınabilecek önlemlere ilişkin öneriler.
Şebeke yönetmeliğinde yer alan geçici bir madde ile; üretim kapasite projeksiyonunun
hazırlanmasında; 1/1/2004 tarihine kadar, ilgili kuruluşlar tarafından hazırlanan mevcut
5-45
talep tahminleri ve bu tahminlere dayalı iletim sistemi gelişim ve yatırım planlarının
kullanılacağı yer almıştır5.
17.03.2004 tarih ve 2004/3 sayılı YPK kararı ile onaylanan Elektrik Enerjisi Sektörü
Reformu ve Özelleştirme Strateji Belgesinde ise üretim kapasite projeksiyonunda esas
alınan talep tahminlerinin güvenilir şekilde yeniden belirlenmesi için ETBK, DPT
Müsteşarlığı, Hazine Müsteşarlığı ve EPDK’nın katılımı ile yapılacak çalışmalar 30
Nisan 2004 tarihine kadar tamamlanacaktır ifadesi yer almaktadır.
3.2.9. Üretim Kapasite Projeksiyonu ve İletim Sistemi On Yıllık Gelişim Raporu
Hazırlanması İçin TEİAŞ’a Verilecek Talep Verileri
Kullanıcılar, bağlantı noktasındaki bir önceki yıla ait gerçekleşen talep verilerini,
içinde bulunulan yıla ve izleyen on yıla ait tahmini talep verilerini TEİAŞ’a bildirirler.
Kullanıcılar, bağlantı noktasındaki çalışma koşullarına göre yaptıkları ek talep
tahminlerini her yıl Mart ayı sonuna kadar TEİAŞ’a bildirirler. Bu tahminlerin
bildirilmediği durumlarda TEİAŞ’ta mevcut en son bilgilerin geçerli olduğu kabul
edilir.
Dağıtım hatlarındaki kayıplar, dağıtım sistemine bağlı dengelemeye katılmayan
ünitelerin üretimi hariç, iç ihtiyacını dağıtım sisteminden doğrudan karşılayan
santralların bu ihtiyaçları ile ilgili aktif ve reaktif talep verileri dağıtım şirketi
tarafından sağlanır.
Kullanıcı talep verileri;
a) Sistemin yaz ve kış maksimum puant ve minimum yüklenmesi ile ilgili olarak
TEİAŞ tarafından belirlenecek tarihlerdeki talep güçleri,
b) Kullanıcının kendi puant gününde ve saatinde en yüksek talep gücü,
c) Aylık olarak ayın en yüksek talep gücü,
d) MWh olarak yıllık enerji talebi,
e) Dengelemeye tabi olmayan ve kullanıcı sistemine doğrudan bağlı ünitelerin
net çıkış güçleri,
f) Talebin gerilim ve frekansa göre değişimi,
g) Talebin iletim sisteminde yarattığı harmonik bileşenleri ve genlikleri,
h) Talebinin iletim sisteminde yarattığı ortalama ve azami faz dengesizlikleri,
i) Günlük, aylık ve yıllık yük eğrileri,
j) Konut, ticarethane, resmi daire, okul, hastane, sanayi, tarımsal sulama ve
tarife dışı aboneler için günlük aylık ve yıllık yük eğrileri, (Ocak ayından
başlayarak her üç ay bir mevsim olarak kabul edilecektir. Her mevsimle ilgili
olarak; Cumartesi, Pazar, Pazartesi, Çarşamba günlerinin her birini temsil
eden örnek gün için saatlik puant değerleri ve bu tüketici gruplarının aylık enerji
tüketimleri ile günlük, aylık ve yıllık yük eğrileri.)
olarak düzenlenir.
5
Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliğinin Geçici 7. Maddesi Üretim kapasite projeksiyonunun hazırlanmasında;
talep tahminlerine ilişkin düzenlemenin yürürlüğe girmesini takiben bu düzenleme çerçevesindeki talep tahminleri
Kurul tarafından onaylanıncaya kadar, ilgili kuruluşlar tarafından hazırlanan mevcut talep tahminleri ve bu
tahminlere dayalı iletim sistemi gelişim ve yatırım planlarının kullanılacağı şeklinde değiştirilmiş ve 15.10.2005
tarih ve 25967 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanmıştır.
5-46
İçinde bulunulan yıla ve bu yılı takip eden on yıla ait yıllık puant ve minimum talep
günlerin, saatleri ile birlikte, her yıl Ocak ayı sonuna kadar TEİAŞ tarafından
kullanıcılara bildirilir.
380/OG veya 154/OG trafo merkezlerinin dağıtım sistemini besleyen trafo
üzerinden İletim Sisteminden doğrudan beslenen veya bağlantı yapmayı planlayan
Dağıtım Şirketleri ve müşteriler Şebeke Yönetmeliği uyarınca İletim Sistemine bağlı
oldukları her bir dağıtım sistemi bağlantı noktası için yük tahminlerini TEİAŞ’a
bildirmekle yükümlüdür. Sözkonusu yük tahminlerinin, gelecek on yıl için, içinde
bulunulan yıl en geç 30 Nisan tarihine kadar TEİAŞ’a bildirilmesi gerekmektedir.
Dağıtım şirketlerinin, kendi şebekelerindeki dağıtım sistemine bağlı işletilen
santralların üretimini de dikkate alarak yük tahminlerini yapmaları gerekmektedir.
3.2.10. Günlük, Aylık, Haftalık, Yıllık Talep ve Enerji Tahminleri (İşletme
Planlaması)
Talep ve enerji tahmini, Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğine tabi taraflardan
alınacak bilgilerle, sistem kısıtları, yük alma ve yük atma teklifleri çerçevesinde,
sistem bütünlüğü, arz güvenliği ve kalitesine ilişkin şartlar sağlanarak her gün
yapılmaktadır.
İletim sistemine ilişkin etütlerin yapılması, üretim, iletim ve dağıtım tesislerinin planlı
bakım ve onarımı ile üretim tesislerinin devre dışı edilme programlarının koordine
edilmesi, talep ve enerji tahmini esas alınarak yapılmalıdır.
Talep ve enerji tahminine tabi taraflar;
a) TEİAŞ,
b) Dağıtım şirketleri,
c) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler,
d) İletim sistemine doğrudan bağlı olan serbest tüketicilerdir.
Talep ve enerji tahminine tabi tarafların yükümlülükleri:
Dağıtım şirketleri; içinde bulunulan yılı takip eden yıl (yıl 1) için, GWh olarak aylık
talep tahminleri ve MW ve MVAR olarak haftalık maksimum ve minimum talep
tahminlerini, yıl 1’i takip eden yıl (yıl 2) için ise, GWh olarak aylık talep tahminleri ve
MW ve MVAR olarak aylık maksimum ve minimum talep tahminlerini, her yıl 30
Nisan tarihine kadar TEİAŞ’a yazılı olarak bildirir.
Dağıtım şirketleri TEİAŞ’a bildirdikleri tahminlerde % 5’den fazla bir değişikliğin
ortaya çıkması durumunda, yeni tahminlerini otuz gün içinde TEİAŞ’a yazılı olarak
verir.
Bağlantı noktalarına ait saatlik bazda düzenlenmiş günlük talep tahminleri MW ve MVAr
bazında dağıtım şirketleri ve iletim sistemine doğrudan bağlı olan serbest tüketiciler ve
dış enterkonneksiyondan enerji temin eden tüzel kişiler tarafından bir gün öncesinden
saat 10.00’a kadar TEİAŞ’a yazılı olarak bildirilir.
Dağıtım şirketi tarafından TEİAŞ’a verilen talep ve enerji tahminlerinde dağıtım
şebekesine bağlı olan üretim tesislerine ait üretim programları da dikkate alınır.
5-47
Kullanıcılardan sağlanan talep ve enerji tahminleri ile TEİAŞ’ın kendi tahminleri
arasında farklılıklar olduğunun ortaya çıkması durumunda ilgili kullanıcının görüşleri
alınarak nihai talep tahmini TEİAŞ tarafından oluşturulur.
Üretim tesisine doğrudan bağlı kullanıcılara ait talep ve enerji tahminleri, bu
kullanıcıların bağlı olduğu üretim faaliyeti gösteren tüzel kişi tarafından TEİAŞ’a
verilir.
3.3.
Dağıtım Şirketlerince Elektrik Enerjisi Talep Tahminlerinin Yapılmasına Ait
İşlemler
3.3.1. Veri Toplanması ve Sentezi
Talep tahminleri: Sektörel yük profilleri, bölgesel hava tahminleri,nüfüs artış ve azalışı
gibi bilgiler kullanılarak bölgesel talebin tahmin edilmesine yönelik model oluşturulması.
Çok yıllık yatırım ihtiyaçları bu tahminlere dayanarak hesaplanacaktır.
Yapılacak işlemler:
a) Teslim edilecek proje çıktılarının ana yapıları ve detaylarının açıklığa
kavuşturulması için talep tahmini şartlarının EPDK ile görüşülmesi,
b) Gerekli demografik ve diğer bilgilerin toplanması (geçmiş değerler) (Mümkün
olduğunca mevcut bilgi kaynakları için Müşteri ve diğerleri kullanılacaktır.)
c) Müşteri gruplarının yoğun olarak bulunduğu örnekleme alanlarının ana/master plan
çalışmaları kapsamında Müşteri ile birlikte belirlenmesi.
d) Seçilmiş alanlardan talebi etkileyen faktörler ve tüketim alışkanlıkları hakkında
örnek bilgilerin toplanması
e) Talebi etkileyen faktörler ve tüketim alışkanlıkları arasındaki ilişkinin istatistiksel
olarak modellenmesi ve ilgili katsayıların belirlenmesiyle talep tahmini modelinin
oluşturulması,
f) Modelin doğruluğunun test edilmesi için yeni bir grup örnekleme alanının seçilmesi,
g) Belediyeler, DPT vb. kurumların mevcut bilgilerinin de kullanılmasıyla, talebi
etkileyen önemli faktörlerin değişimi ile ilgili tahminlerin geliştirilmesi
h) Bir önceki adımda bulunan, talebi etkileyen faktörlerin gelecekteki değerlerin,
modele girdi olarak verilmesiyle talebin tahmin edilmesi,
i) Bölgesel uygulama ekiplerine talep tahmini konusunda eğitim verilmesi.
Ana çıktılar:
a) Oluşturulacak her bir şirket/bölge için 4628 sayılı Kanun ve ikincil mevzuata göre
düzenli olarak güncellenebilecek, EPDK tarafından istenilen bilgileri uygun
formatta veren ve risk yönetimi için baz teşkil eden talep tahmini metodolojisi ve
bilgisayar ortamında çalışan modeli.
b) Yük Profilleri ve Müşteri Bilgisi: Elektrik alım anlaşmalarının tanımlamalarını
desteklemek için, her dağıtım bölgesine ait sektörel yük profillerinin ve serbest
olmayan müşteri tabanlarının hazırlanması; serbest müşterilerin perakende
tercihlerini desteklemek amacıyla sayaç kayıtlarının yapılması. Müşterilerin
taleplerinin karşılanabilmesi için müşteri karakteristikleri, müşteri sayısı ve bu
müşterilerin tüketimleri ile ilgili bilgilerin belirlenmesi ve dağıtım şirketlerinin müşteri
odaklı olmalarının sağlanması.
5-48
Genel Yapı:
a) Teslim edilecek proje çıktılarının ana yapıları ve detaylarının açıklığa
kavuşturulması için yük profili rapor detaylarının EPDK ile görüşülmesi
b) Yükü etkileyen değişkenlerin yanı sıra müşterilerin/bölgelerin yük profillerine ait
geçmiş verilerin toplanması.
c) Her bölge için müşteri grupları bazında yük profillerinin örnekleme metoduyla
belirlenmesi ve yükü etkileyen değişkenlerle ilgili bilgi toplanması
d) İstatistiksel metodlar kullanan, yükü etkileyen faktörlerin yük profilleri ile
korelasyonu üzerine kurulu yük profili modelinin oluşturulması,
e) Yük profili modelinde kullanılmak üzere yükü etkileyen faktörlerle ilgili geleceğe
yönelik varsayımların oluşturulması,
f) Yükü etkileyen faktörlerle ilgili yapılmış olan varsayımların modele konulması ve
önümüzdeki dönemler için tahmini yük profilinin çıkarılması,
g) Bölgesel uygulama takımlarına yük profili modeli konusunda eğitim verilmesi
h) Yerel kayıtlardan mevcut yüksek tüketimli ve özel trafolu müşterilerin bilgilerinin
toplanması,
i) Müşteri bilgisinin elde edilmesi ve kullanılabilmesi amacıyla veritabanı tarafından
yönetilen bir bilgi işlem sisteminin kurulması
j) Müşteri İlişkisi Yönetimi stratejisinin belirlenmesi ve müşteri bilgisinin kullanımında
önceliklerin belirlenmesi,
k) Perakendeci seçimini desteklemek amacıyla serbest tüketicilerin sayaç ve tüketim
bilgilerinin veri tabanına kaydedilmesi.
Ana çıktılar:
a) 4628 sayılı Kanun ikincil mevzuat çerçevesinde, EPDK tarafından istenilen bilgileri
uygun formatta veren, alım anlaşmaları ile ilgili tartışmalara baz oluşturabilecek
olan, güncellenebilen ve bilgisayar ortamında çalışan bir yük profili modeli,
b) Veri tabanı ile çalışan müşteri bilgi işlem sistemi: 4628 sayılı Kanun ve ikincil
mevzuat çerçevesinde belirlenen, serbest tüketici niteliğinde ve yüksek tüketimli
müşterilerin bilgilerini içeren veri tabanı ve bu bilgilerin analizini ve gerekli grafiksel
gösterimini yapan yazılım ve donanım ,
c) Müşteri İlişkileri Yönetimi strateji raporu.
3.3.2.
Uygulama Destek Dokümanlarının Hazırlanması
Yapılacak İşlemler:
a) Alım anlaşmaları için yardımcı dokümanların ve raporların hazırlanması,
b) Alım anlaşmalarının hazırlanmasında bizzat bulunulması,
c) Anlaşmaların müzakere edilmesi sürecinde, anlaşma koşulları kesinleştirilene
kadar danışmanlık hizmetleri süresince, analitik, hukuksal ve müzakere stratejisi
ile ilgili destek verilmesi.
Ana çıktılar:
Oluşturulacak şirketler/bölgeler için;
a) Talep Tahmini ve yük profili raporları,
b) Elektrik alım anlaşması taslakları ve proje süresi içerisinde yapılacak elektrik alım
anlaşmaları.
5-49
3.4 Sonuç ve Öneriler
Üretim kapasite projeksiyonlarının, buna bağlı iletim sistemi gelişim planlarının ve
dolayısıyla arz güvenilirliğinin en önemli verilerinden biri elektrik enerjisi talep
tahminleridir.
4628 sayılı EPK’da elektrik enerjisi talep tahminlerinin, dağıtım şirketleri tarafından
kendi bölgeleri için gerçekleştirilmesi öngörülmektedir. Aynı hüküm Şebeke
Yönetmeliği’nde de açıkça belirtilmiş, dağıtım şirketleri sorumlu oldukları bölgeler
için talep tahminlerini hazırlayıncaya kadar ETKB tarafından hazırlanan talep
tahminlerinin Kapasite Projeksiyonu çalışmasında kullanılması öngörülmüştür.
Ancak bugüne kadar geçen zaman içinde dağıtım bölgeleri için talep tahmini
çalışmaları sonuçlandırılamamış ve Kapasite Projeksiyonu’nda ETKB talep serileri
kullanılmaya devam edilmiştir. Dağıtım bölgeleri için talep tahminlerinin
gerçekleştirilmesinin bilgi birikimi ve deneyimlerin yasada öngörülen yaklaşıma
uygun olmaması nedeniyle kısa zamanda hayata geçirilmesi kolay olmayacaktır.
Ayrıca, salt özelleştirme amaçlı belirlenmiş bulunan dağıtım bölgelerinin bölgesel
talep tahmini çalışmaları için uygun olup olmadığı da dikkatle incelenmelidir.
Dağıtım şirketleri tarafından yapılacak talep tahmini çalışmalarının yanı sıra ülkenin
teknik ve sosyoekonomik gelişim verilerine dayanılarak bugüne kadar yapılmakta
olan elektrik enerjisi talep tahmin çalışmalarına da devam edilmeli, 4628 sayılı yasa
ve ilgili yönetmelikler bu hususu da dikkate alacak şekilde yeniden düzenlenmelidir.
Geçmişteki deneyimlerden (Tablo 3.2) anlaşılacağı üzere talep tahmin çalışmaları
tek bir gelişim senaryosu üzerine yapılmamalı, baz senaryo ile birlikte hedeflerin
beklenenden daha düşük veya daha yüksek olarak gerçekleşebileceği göz önünde
bulundurularak farklı seriler hazırlanmalıdır. Bu farklı seriler kullanılarak yapılan arz
çalışmaları ile yatırımcılar yapacakları üretim tesislerinin zamanlamasına ve
kapasitesine karar verebileceği gibi talebin öngörülenden daha farklı gerçekleşmesi
durumunda karşılaşacağı riskleri de görebilecektir.
4. ELEKTRİK ENERJİSİ ÜRETİMİNDE BİRİNCİL KAYNAKLARIN KULLANIM
ÖNCELİĞİ
Bu bölümde ülkemizdeki elektrik enerjisi üretiminde kullanılabilir birincil kaynak
potansiyelimizin kullanım durumu, bu potansiyel ile elektrik enerjisi talebinin hangi yıla
kadar karşılanabileceği incelenmiştir. Çeşitli üretim planlama çalışması sonuçları
irdelenerek ithal enerji kaynaklarının ülke elektrik üretiminde hangi oranlarda yer
alacağına bakılmıştır.
5-50
4.1. Ülkemizdeki Birincil Enerji Kaynaklarının Rezervleri ve Potansiyelinin
İrdelenmesi
Ülkemizin elektrik enerjisi üretiminde kullanılabilir bilinen yerli kaynak potansiyeli
aşağıda verilmektedir;
•
LİNYİT
Toplam linyit potansiyeli 120 Milyar
kWh/yıl karşılığı olup, bunun
%43,7’si 2006 sonuna göre
işletmede ve %0,1’i lisans almış
durumdadır.
PLANLANAN
56,2%
LİSANS ALMIŞ
0,1%
TAŞ KÖMÜRÜ
•
Toplam taş kömür potansiyeli 11
Milyar kWh/yıl karşılığı olup, bunun
%27,5’i
2006
sonuna
göre
işletmededir.
HİDROLİK
MEVCUT
32,0%
Toplam hidroelektrik potansiyeli
129 Milyar kWh/yıl karşılığı olup,
bunun %32’si 2006 sonuna göre
işletmede, %5,9’u inşa halinde ve
%9,4’ü lisans almış durumdadır.
LİSANS ALMIŞ
9,4%
•
MEVCUT
27,5%
PLANLANAN
72,5%
PLANLANAN
52,7%
•
MEVCUT
43,7%
İNŞA HALİNDE
5,9%
2005 yılı sonuna göre işletmede olan rüzgar santrallarının toplam üretim
kapasitesi 187 Milyon kWh/yıl; EPDK’dan lisans almış yeni RES projelerinin
üretim kapasiteleri toplamı 2,7 Milyar kWh/yıldır.
Yenilenebilir enerji kaynaklarımızdan jeotermal rezervinin 200 MW/yıl görünür, 4300
MW/yıl mümkün olmak üzere toplam 4500 MW/yıl karşılığı olduğu tespit edilmekle
birlikte, halen işletmede 15 MW’lık jeotermal santralı ile EPDK’dan lisans almış toplam
78 MW kurulu gücündeki projeler 600 Milyon kWh/yıl üretim kapasitesi ile bu rapordaki
değerlendirmede yer almıştır. Var olduğu belirtilen potansiyelin kalan 4400 MW’lık kısmı
henüz projelendirilmediği için dikkate alınmamıştır.
Güneş enerjisi yatırımları henüz ticari anlamda elektrik üretiminde kullanılabilir seviyede
olmadığı için güneş potansiyeli dahil edilmemiştir.
5-51
Bu dağılıma göre 2006 yılı itibari ile elektrik enerjisi üretiminde kullanılabilir durumda
olduğu bilinen potansiyelimizin toplamı 260 Milyar kWh/yıl karşılığı olmaktadır. Bunun
%39’u yani 101,3 Milyar kWh üretim kapasitesine karşılık gelen kısmı 2006 sonuna göre
elektrik enerjisi üretiminde değerlendirilmiştir.
4.1.1. Elektrik Üretimi Bakımından Linyit Rezervlerinin Doğal Gaza Göre
Ekonomik Avantajları (Koçak ,2003,2006 ve 2007)
Yaklaşık 6 milyar ton olan termik santrallere yönelik üretilebilir linyit rezervlerimizin
toplam santral potansiyeli yaklaşık 18.500 MW kurulu gücü ile yılda 120 milyar kwh
elektrik üretebilecek kapasiteye ulaşılacaktır. Bu değer, Türkiye’nin 2006 yılı elektrik
üretiminin %70’ini oluşturmaktadır. 2006 yılı itibariyle mevcut kurulu güç 8145 MW ile
toplam potansiyelin %44’ünü oluşturmaktadır.
Linyit santralleri doğal gaz santrallerine göre ekonomiklik ve yüksek istihdam yaratması
açısından çok avantajlıdır.
Linyit rezervlerimizin ekonomikliğini anlamak için doğal gaz santrallarıyla aynı miktarda
net elektrik üretilmesi bakımından doğal gaz bazında değerlendirilmesine bakmak
gerekir. Bu değerlendirmelerde termik santrallerde kullanılan yakıtların karakteristik
değerleri ( TEAŞ, EÜAŞ, TEİAŞ 1999–2005 istatistikleri, Enerji İstatistikleri DEKTMK–
2006) kullanılmıştır.
•
Elbistan havzasının 3,8 milyar ton olan üretilebilir rezervi ile toplam üretilebilir linyit
rezervinin %63’ünü oluşturmaktadır. Uygun madencilik planlaması yapılması halinde
Elbistan Havzasında, mevcut 1360 MW dışında, 2004 yılında devreye girecek 1400 MW
dışında yapılacak 6650 MW gücündeki santralleri besleyebilecek kadar üretilebilir linyit
rezervi bulunmaktadır.
•
Elbistanda santralların ortalama özgül ısıl değeri 2500 kcal/kwh, doğal gaz santraları için
ise 1650 kcal/kwh alınmıştır. Doğal gazın santrallere maliyeti 300 $/1000m³ alınmıştır.
•
Elbistan linyit havzasında 1 ton kömürün üretim maliyeti en çok 6$/ton’dur. Elbistan
linyitlerinin alt ısıl değeri(AID)= 1100 kcal/kg, doğal gazın AID= 8600 kcal/m3 alınmıştır.
•
Kalori bakımından doğal gaz eşdeğeri üretim maliyeti; 8600:1100X 6 = 47$/1000m³ dür.
Elbistan linyit santrallerinde doğalgaz santrallerinin ortalamasına göre 1kwh elektrik
üretilmesi için yaklaşık 1,5 kat fazla kalori harcanmakta olup iç tüketim ve yardımcı yakıt
gideri ise Elbistan linyit üretim maliyeti değerlerine göre hesaplanırsa yaklaşık %15
fazladır. Bundan dolayı, Doğal gaz santralleriyle aynı miktarda net elektrik üretilmesi
bakımından Elbistan linyitinin doğal gaz eşdeğeri üretim maliyeti 81 $/1000m3
(47x1,5x1,15 = 81) olup yakıt olarak doğal gaz Elbistan linyitinden 3,7 kat (300: 81=3,7)
daha pahalıdır.
1 kwh net elektrik üretiminin maliyetinde yakıt maliyetinin oranı ise, santrallerin
kapasitelerine yakın çalıştıkları zaman Elbistan linyit santralında ortalama % 65 iken
doğal gaz santrallerinde yaklaşık % 90 olabilir. Sonuç olarak net elektrik birim üretim
maliyeti bakımından doğal gaz santrallerinin üretim maliyeti; Elbistan Linyit santrallerinin
en az 2,7 katı (300:81x65:90=2,7) daha pahalıdır diyebiliriz. Bu işlem Afşin-Elbistan Linyit
Santrallerinin, doğal gaz santrallarına göre yüksek olan ilk yatırım ve işletme
giderlerindeki maliyet farklarını da içermektedir.
•
5-52
•
Benzer şekilde yapılan hesaplarla linyit rezervlerimizin ortalama doğal gaz eşdeğeri
üretim maliyeti yaklaşık 111 $/1000m3 dür. Santral yakıtı olarak doğal gaz, linyitlerin en
az 2,71 katı daha pahalı olduğu görülür.
•
1 kwh net elektrik üretiminin maliyetinde yakıt maliyetinin oranı ise, Santrallerin
kapasitelerine yakın çalıştıkları zaman linyit santrallerinde ortalama yaklaşık % 60 iken
doğal gaz santrallerinde yaklaşık % 90 olabilir (Bu fark linyit santrallerinin doğal gaz
santrallarına göre yüksek olan ilk yatırım ve işletme giderlerindeki maliyetten dolayıdır).
Bu değerlere göre net elektrik birim üretim maliyeti bakımından doğal gaz santrallerinin
üretim maliyeti, linyit santrallerine göre en az 1,8 kat (300:111x 60: 90 =1,8) daha
pahalıdır diyebiliriz.
•
Bunlara kazanılacak yaklaşık 15–20 kat daha fazla istihdam, katma değer ve çoğaltan
etki değeri de eklendiğinde kömür rezervlerimizin doğal gaza göre toplam ekonomik
avantajları ortaya çıkacaktır. Ayrıca dış ticaret açığının azaltılmasına da olumlu katkısı
olacaktır. Yapılan değerlendirmeler mevcut Santrallerin ortalama istatistik değerlerine
göre yapılmış olup kurulacak termik verimi yüksek yeni santrallerle linyit rezervlerinin
santral potansiyeli ve doğal gaza göre avantajları daha da artacaktır.
•
1967 yılında bulunan Elbistan Linyit Havzasında üretilebilir rezerv 3,8 milyar ton olup,
MTA’nın yapmakta olduğu inceleme ve sondajlara göre daha da artabilecektir. Kalori
değeri bakımından bu rezerv yaklaşık 486 milyar m³ (3.8x10¹²x1100:8600=486), doğal
gaz santralleriyle aynı miktarda elektrik üretilmesi durumundaki rezervi ise 282 milyar m³
(486:1,5=323:1,15=282) doğalgaza eşittir. Elbistan rezervinin tamamının tüketilmesi
halinde bugünkü değerlerle doğalgaza göre 62 milyar $ (282x300-282x81= 62) daha karlı
olacak ve ayrıca toplam 20 bin kişi doğrudan istihdam edilecektir.
•
Bu durumda ucuz elektrik üretilmesi için yeni linyit santrallerinin yapılması gerektiği halde
linyit santrallerinin yapımına zamanında başlanmaması yatırım süresinin kısa ve ilk
yatırımın %40’a varan oranda daha düşük olması nedenleriyle doğal gaz santralleri
çözüm olarak sunulmaktadır. İzlenen enerji politikaları yüzünden bu kısır döngü 1995
yılından itibaren devam etmektedir.
•
Çevre açısından kömür tüketiminin gelecekte olumsuz etkilenmemesi için ülkemizdeki
kömür niteliklerine uygun emisyon kontrollü gelişmiş teknolojiler araştırılmalı ve
uygulanmalıdır. Linyit santrallerinin doğal gaz santrallerine göre yatırım ve çevreye
uyumlu hale getirilmesinin maliyeti, termik verimin artması, kazanılan yüksek istihdam,
katma değer ile fazlasıyla karşılanabilir. Elektrik üretiminde doğalgazın oranının artması
enerji maliyetinin yükselmesi yanında arz güvenliği açısından riskleri daha da
artırmaktadır.
•
Yukarıdaki nedenlerle uygun kömür rezervlerimize, hidroelektrik ve yenilenebilir
potansiyellerimize dayalı santral projelerinin öncelikle uygulanması sağlanmalıdır.
5-53
4.2. Birincil Enerji Kaynaklarının Arz Güvenilirliği Açısından İrdelenmesi6
Dünyada konvansiyonel enerji kaynaklarının ülkeler ve bölgeler arasında dengeli
dağıldığını söyleyebilmek mümkün değildir. Bu durum ekonomik ve sosyal refahın
vazgeçilmez bir unsuru olan enerji/enerji kaynaklarını uluslar arası ticaretin konusu
haline getirmektedir. Gelişmiş ülkeler de dahil, enerji kaynakları açısından kendine
yetersiz ülkeler ve ülke grupları bulunmaktadır. Bu nedenle ülkeler kaynak çeşitliliğini,
enerjinin verimli kullanımını sağlamak, ülkedeki enerji yoğunluğunu düşürmek gibi
politikaları devreye sokmaktadır. Özellikle 1970’lerde yaşanan petrol krizi ülkeleri bu
konuda dikkatli olmaya zorlamıştır. Kısaca arz ve talep dengesini sağlamak amacıyla
enerji /enerji kaynaklarının ithalatı bir dereceye kadar normal kabul edilebilir ise de, bu
ithalatın kontrol edilemez seviyelere çıkmaması için gerekli önlemlerin alınması
önemlidir.
Türkiye’nin, genel enerji tüketimindeki petrol bağımlılığının yanı sıra, elektrik üretiminde
de, son derece kısıtlı rezerve sahip olduğu halde, doğal gazın payı giderek artmıştır.
Yatırım maliyetinin düşüklüğü ve yatırım süresinin kısalığı özel yatırımcı açısından
doğal gaz santrallarını cazip hale getirmiştir.
Ancak doğal gaz, eğer kullanılacağı ülkede yok ise, gerektiğinde birçok ülkeyi geçen
boru hatlarıyla erişilen/ulaştırılan bir kaynaktır. Boru hatları projeleri uzun süre isteyen,
yüksek maliyetli projelerdir. Halen bu sektörde de piyasalaştırma çalışmaları
sürdürülmektedir. Piyasaya açma faaliyetleri arasında doğal gaz ithalatı vb konular da
bulunmaktadır. Ancak geçmişte ülkemizin de yaşadığı gibi, ülkeler arası anlaşmazlıklar
doğal gaz temininde önemli sorunlar yaratabilmektedir. Nitekim 2006 yılında Rusya ile
Ukrayna arasında yaşanan anlaşmazlık kısa süreli de olsa ülkemizi olumsuz etkilemiştir.
Kaldı ki uluslararası anlaşmazlıklar, savaşlar vb. gelişmelerin olması halinde ithalatçı
özel firmanın garanti ile ilgili herhangi bir yükümlülüğünün söz konusu olmasının
mümkün olamayacağı açıktır. Bu tür durumlarda devletlerarası anlaşmalar bile kesintiye
uğrama durumuyla karşı karşıya olacaktır.
Sonuç olarak, enerji kaynaklarının yetersizliği nedeniyle ithalat yapılsa da, arz
güvenilirliği açısından ithalatın kontrol edilebilir seviyelerde tutulması son derece önemli
olmakta, ülkedeki enerji yoğunluğunun düşürülmesi, yerli ve yenilenebilir kaynaklara
öncelik verilmesi gibi politikaların devreye sokulması gerekmektedir.
Uzun dönemde arz güvenilirliğinin sağlanabilmesi için tahmin edilen elektrik enerjisi
talebinin nasıl karşılanacağı sorusunun zamanında yanıt bulması önemlidir. Üretim ve
iletim tesisleri için gerekecek yatırımların bazılarının tesis süresi 4 – 5 yıldan fazladır
6
Kaynaklar:
Elektrik Enersisi Raporu DEKTMK- 2004
Enerji İstatistikleri DEKTMK–2006
Katı Fosil Yakıtlar, DEKTMK 2007
KOÇAK Ç.,KÜRKÇÜ S. N.,YILMAZ S. Afşin-Elbistan Linyit Havzasının Değerlendirilmesi Ve Linyit Kaynaklarımız
Arasındaki Yeri Cilt II S.15-24 Türkiye 9. Enerji Kongresi - İstanbul -2003
KOÇAK Ç. Elektrik Üretiminde Linyit Rezervlerimiz Yerine Doğal Gaz Kullanılmasının Ekonomik Sonuçları
Uluslararası Doğal Gaz Kongresi MMO,Bildiriler Kitabı S.443-454 Ankara 2007),
KOÇAK Ç. Linyit Rezervlerimiz ve Doğal Gaz Santralları Nedeniyle Linyit Santrallarında Kapasitelerin
Düşürülmesinin Ekonomik Sonuçları CİLT I S.111–124 Türkiye 10. Enerji Kongresi - İstanbul -2006)
TEAŞ, EÜAŞ, TEİAŞ 1999–2005 istatistikleri, Enerji İstatistikleri DEKTMK–2006
5-54
(örneğin bazı linyit ve hidroelektrik santrallar gibi). Yatırımların zamanında ve ihtiyaca
cevap verecek miktar ve tipte olması arz güvenilirliğinin sağlanması açısından önemlidir.
Eksik veya atıl kapasite kurulması, baz yük veya puant yük ihtiyacına göre santral tesis
edilmesi arz güvenilirliğinin sağlanması kadar ülke ekonomisi için de dikkat edilmesi
gerekli hususlardır. Üretim tesisleri yatırımlarının zamanının, miktarının ve
kompozisyonunun tespiti için arz çalışmaları yapılmaktadır.
Elektrik enerjisi arz çalışması (uzun dönem üretim planlama çalışması); elektrik üretim
sisteminin gelişim analizi olup, ülkemizde 1985 yılından beri üretim yatırım optimizasyon
modelleri kullanılarak yapılmaktadır. Bu çalışmalarda Uluslararası Atom Enerji Ajansı
(UAEA) tarafından üye ülkelerin ilgili kurum veya kuruluşuna ücretsiz olarak verilen
modeller (WASP III, VALORAGUA, DECADES) kullanılmaktadır. Elektrik enerjisi uzun
dönem üretim-yatırım planlama çalışmasının amacı ülke elektrik enerjisi talebini belli
kısıtlar altında ve ülkemizin enerji politikalarının yansıtıldığı, optimal üretim
kompozisyonunu ve bu kompozisyonu oluşturan çeşitli üretim bileşenlerinin
zamanlamasını ortaya çıkarmaktır.
Optimal üretim kompozisyonu en düşük maliyetli kompozisyon olup, burada minimize
edilen maliyet, üretilen alternatif planları karşılaştırmak için gerekli ekonomik kriter olup;
üretim sistemine ilave edilecek termik ve hidrolik santralların yatırım maliyetleri,
sistemdeki bütün termik santralların yakıt ve yakıt dışı işletme maliyetleri, hidrolik
santralların işletme maliyetleri ile sağlanamayan enerji maliyetini kapsayan toplam
maliyettir. Çalışmada üretim tesislerinin proje maliyetleri kullanılarak projeler ekonomik
bazda karşılaştırılmakta, finansman maliyetleri yansıtılmamaktadır. Uzun dönem üretim
planlama çalışmaları değişik politikaların yansıtıldığı birden fazla senaryolar halinde
yapılarak karar vericilere sunulmaktadır.
4.2.1. Mevcut Kurulu Kapasite ve Bilinen Enerji Potansiyelimiz ile Talebin
Karşılanması
Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı’nın 2004 yılında yaptığı talep tahmini çalışmasına
göre elektrik enerjisi talebinin yılda ortalama %7,9 artarak 2010 yılında 242 Milyar kWh
ve 2020 yılında 499 Milyar kWh seviyesine ulaşacağı beklenmektedir.
2005 yılı sonuna göre elektrik enerjisi üretiminde kullanılan yerli ve ithal enerji
kaynaklarına dayalı üretim tesislerinin üretim kapasitelerinin toplamları sırası ile 94,6
Milyar kWh/yıl ve 134,7 Milyar kWh/yıl’dır. Halen işletmede olan santrallara ait bu üretim
kapasitesine ilave olarak inşa halindeki 22,3 Milyar kWh/yıl toplam üretim kapasiteli
linyit ve hidrolik kaynaklarımıza dayalı projeler, yaklaşık 10 Milyar kWh/yıl toplam üretim
kapasiteli ithal enerji kaynağına dayalı projeler ve ekonomik olarak değerlendirilebilecek,
bilinen birincil kaynak potansiyelimizin geri kalan tamamı (143 Milyar kWh) ile hidrolik
santralların ortalama yağışlı hidrolojik şartlara göre hesaplanmış proje üretimlerine göre
üretim kapasitemiz 373 Milyar kWh/yıl’a çıkmaktadır. Bu durumda, elektrik enerjisi
talebinin yukarıda açıklanan tahmindeki gibi artması halinde ilave ithal enerji kaynakları
olmadan talep 2015 yılına kadar karşılanabilmektedir. Birincil kaynak potansiyelimizden
linyit ve hidroelektrik yerine sadece hidroelektriğin öncelikle değerlendirilmesi
durumunda üretim kapasitesi toplamı 2012 yılından sonra elektrik talebini karşılamaya
yetmeyecektir. Hidrolik santralların kurak hidrolojik şartlara göre hesaplanmış güvenilir
enerji üretimlerine göre ise enerji kaynağı potansiyelimizin tamamı ile üretim
kapasitemiz 343 Milyar kWh/yıl olmaktadır. Bu durumda talep 2014 yılına kadar
5-55
karşılanabilmektedir. Linyit ve hidroelektrik kaynakları beraber kullanmak yerine sadece
hidrolik potansiyelin öncelikle değerlendirilmesi durumunda ise talep 2011 yılından
sonra karşılanamamaktadır. Talep tahmin çalışmasıyla birlikte yeniden yapılması
gereken bu değerlendirme; hızla artan elektrik enerjisi talebinin sadece bilinen kömür,
hidroelektrik ve diğer yenilenebilir potansiyelimize dayalı yeni üretim
tesisi yatırımları ile karşılanamayacağını ithal kaynaklara dayalı üretim tesislerinin de
kurulması gerektiğini göstermektedir. Ancak, belirli bir yıldan sonra kapasite ilavesinin
tamamen ithal kaynağa dayalı olmasının getireceği riskler göz önüne alındığında,
ekonomik olduğu sürece yerli ve yabancı birincil kaynaklardan dengeli bir şekilde
yararlanılması ülkemiz için daha ekonomik ve güvenilir olacaktır. Ülkemizde mevcut
linyit, taşkömürü, hidrolik, gaz ve diğer kaynakların en kısa zamanda geliştirilerek
elektrik enerjisi üretimine katılması gerekmektedir. Bu nedenle elektrik enerjisi talebinin
mümkün olduğu ölçüde yerli kaynaklarla karşılanması için, bilinen miktardaki
kaynakların en ekonomik ve maksimum faydayı sağlayacak şekilde değerlendirilmesi ve
yeni kaynakların geliştirilerek biran önce elektrik üretiminde kullanılmasının sağlanması
gerekmektedir. Bunun için bilinmeyen ekonomik kaynaklarımızın bulunması ve alternatif
enerjilere yönelik teknolojik araştırmalar için yeterli yatırımlar yapılmalıdır.
Yerli kaynakların dengeli bir şekilde öncelikle değerlendirilmesinin elektrik enerjisi
açısından önemi oldukça büyüktür. Ancak, halen yürürlükte olan yasal düzenlemeler
çerçevesinde bir plan dahilinde üretim yatırımlarının gerçekleştirilmesi mümkün
görülmemektedir. Üretim tesisi yatırımları özel sermayeden beklenmektedir.
Yatırımcının üretim tesisi için kapasite büyüklüğü, kaynak tipi, coğrafik bölgesi ve
teknolojisi gibi hususlarda tam olarak serbest davranma hakkı bulunmaktadır. Diğer bir
deyişle, üretim yapılması gereken üretim tesisinin hangi yıl ne kadar kapasitede, ithal ya
da yerli hangi kaynağa bağlı olduğu ve hangi bölgede yapılacağı konularında
yatırımcıların yönlendirilmeleri mümkün görülmemektedir. Burada yapılan açıklamalar
ve yerli linyit kaynakları ile ithal kaynaklar arasında yapılan karşılaştırmalar göz önünde
bulundurulurken mevcut yasal düzenlemelerin yatırımlar üzerindeki etkisini de akılda
tutmak gerekir.
4.2.2. Doğal Gaz Ve Hidroelektrik Santralları Nedeniyle Linyit Santrallarında
Kapasitelerin Düşmesinin Ekonomik Sonuçları (Koçak, 2006 Ve 2007)
Doğal gaz santralları nedeniyle linyit santralarında ve ilgili linyit işletmelerinde
kapasitelerin düşmesi ile santrallarda ve ilgili kömür ocaklarındaki üretim maliyetlerinin
artması sonucunda önemli ekonomik kayıplar olmaktadır. Bunun analitik boyutunu
anlamak için kurulu gücü 5569 MW olan 9 linyit santralının istatistik değerleri analiz
edilerek değerlendirilmiştir.
Değerlendirilen linyit santrallarında; tam kapasitedeki değerleri olarak santralların
enerjiye en fazla ihtiyaç olduğu 1999–2000 yıllarında ürettiği değerleri alınmıştır.
Böylelikle proje değerleri yerine santralların özgün durumları nedeniyle enerji talebinin
üst düzeyde olduğu zamandaki üretebileceği değerleri kapasiteleri olarak alınmıştır.
Bu santralların bu dönemdeki ortalama kullanım süresi 6000 saat/yıl olmuştur. 1999–
2000 yılındaki santrallarla ait istatistik değerlerine göre toplam üretim maliyetinin
deflatör enerji değerleri (Hazine Müsteşarlığı 2006) ile 2006 yılına dönüştürülmüş değeri
1,076 milyar dolar/yıl, yıllık toplam üretimi 29263x106 kwh/yıl olup ortalama birim üretim
maliyeti 3,68 cent / kwh olmuştur (Tablo 4.1).
5-56
Tablo 4. 1. Yatağan ve Kemerköy santralarının 2000, diğer santralların 1999
değerleri
Linyit
Santralları
Kurulu Kullanım Toplam
Güç
Süresi Maliyet
MW
(saat) 1000$
Net
Net Birim 2006 Değerine
2006 Değerine
Üretim Maliyet
Dönüştürül.
Dönüştürül.
Gwh cent/kwh
Net Birim
Topl.Maliyet
Maliyet
1000$
cent/kwh
150000
7009
1,56
2,14
64414
1452
3,23
4,44
79765
1246
4,66
6,3
131714
3559
2,7
3,7
290628
5831
3,63
5
91207
1703
3,9
5,36
92900
2636
2,42
3,5
116000
3839
2,07
3
59329
1988
2,17
3,02
1075957
29263
2,65
3,68
ELBİSTAN-A 1360
5782 109108
KANGAL*
300
5414
46201
ORHANELİ
210
6753
58105
SEYİTÖMER
600
6664
95947
SOMA B
990
6781 211708
TUNÇBİ (A+B) 429
5130
66439
KEMERKÖY
630
5038
63837
YATAĞAN
630
6799
79641
YENİKÖY
420
5916
43218
toplam-ortal.
5569
6080 774204
Kaynak: TEAŞ İstatistikleri 1999-2000
*09.06.2000 tarihinde servise girdiği için Santralın üçüncü ünitesi değerlendirilmemiştir.
Linyit kömürlerimize dayalı santralların toplam kurulu gücü 8153 MW’dır. Çayırhan
santralı (620 MW)’nın işletme hakkı devri kapsamında, Elbistan B(1440 MW), Çan (320
MW) santrallarının ise 2004, 2005 yıllarında devreye girmeleri nedeniyle değerlendirme
dışında tutulmuştur.
1999 ve 2000 yılı değerlerine göre Linyit santrallarında;
M (Ortalama Toplam maliyet ) = %59 (YAKIT) + % 41 (SANTRAL)’ dan oluşmaktadır.
YAKIT → %59 → %18(işçilik)+%14(amortisman, olağandışı masraflar)+ %22(dekapaj
giderleri)+%5(malzeme, dışardan sağlanan faydalar)
SANTRAL → % 41 → %15( İşçilik)+%17(Amortisman) +%4(Malzeme) + %5(Çeşitli
giderler) den oluşmaktadır.
Bu giderlerden işçilik ve amortisman sabit, diğerleri ise değişken giderlerdir. Linyit
santrallarının toplam
üretim kapasiteleri değişik oranlarda düşürüldüğünde,
azalamayacak sabit giderler nedeni ile termik santrallar ve termik santrallara kömür
sağlayan maden işletmelerinin sabit giderleri toplam giderlerin ortalama % 80’inin altına
inememektedir. Bu nedenle Linyit santrallarında ve ilgili madende kapasitelerin
düşürülmesi durumunda azalamayacak sabit giderler nedeni ile birim üretim maliyeti
dört beş kat artabilmektedir (Tablo 4. 2).
5-57
Tablo 4.2. 5569MW Gücündeki Linyit Santrallarında Kapasite Kullanım Oranına
Göre Net Üretm miktarları, Birim Üretim Maliyet ve Toplam Maliyet Artışları
L.Santralarının
Kap. Kullanımı
% 10
% 20
% 30
% 40
% 50
% 60
% 70
% 80
% 90
% 100
Toplam
Maliyet*
milyon $/yıl
M1 =861
M2 = 887
M3 = 914
M4 =941
M5 = 969
M6 = 988
M7 = 1008
M8 = 1028
M9 = 1048
M = 1076
Net Üretim
106 kwh/yıl
Birim Maliyet
cent / kwh
Ü10 = 2926
Ü20 = 5852
Ü30 = 8778
Ü40 =11704
Ü50 = 14630
Ü60 = 17556
Ü70 = 20842
Ü80 = 23408
Ü90 = 26334
Ü = 29260
B1 = 29
B2 = 15,2
B3 =10,4
B4 = 8
B5 = 6,6
B6 =5,6
B7 = 4,8
B8 = 4,4
B9 = 4
B = 3,68
Maliyet Artışı
Milyon $ / yıl
Ü10 x (B1–3,68) = 741
Ü20 x (B2–3,68) = 674
Ü30 x (B3–3,68) = 590
Ü40 x (B4–3,68) = 506
Ü50 x (B5–3,68) = 427
Ü60 x (B6–3,68) = 337
Ü70 x (B7–3,68) = 233
Ü80 x (B8–3,68) = 169
Ü90 x (B9–3,68) = 84
*Toplam maliyet verileri olarak, 2006 değerine dönüştürülmüş toplam maliyet verileri esas
alınmıştır.
Şekil 4.1 : Linyit Santrallarında Üretimin Düşmesiyle Oluşacak Yıllık Maliyet
Artışları
(MİLYON$/YIL)
LİNYİT SANTRALLARINDA(5569MW) KAPASİTE DÜŞMESİYLE
OLUŞACAK TOPLAM MALİYET ARTIŞLARI (MİLYON $/YIL)
800
700
600
500
400
300
200
100
0
741
674
590
506
427
337
233
10% 20% 30%
40% 50% 60%
169
84
70% 80% 90%
KAPASİTE KULLANIMI
Linyit Santrallarında Kapasite %50 olduğunda linyit işletmelerinde ve santrallarındaki
maliyet artışı toplam yılda yaklaşık 427 milyon $ olmaktadır (Şekil 4.1).
Linyit santrallarına ait istatistik verilerin analizi ve yapılan değerlendirmeler aşağıda
özetlenmiştir;
•
Linyit santralarında elektrik üretim maliyetlerindeki artış; kapasite kullanım oranlarına
bağlı olarak, net üretim miktarlarının, birim üretim maliyetlerindeki, (B1,B2,..B9–
3,68)cent/ kwh artış değerleriyle çarpılmasıyla bulunabilir (Tablo 4. 2).
5-58
•
Doğalgaz santrallarında linyit santrallarındaki kapasite kaybı kadar net üretilen elektrik;
(DB–3,68) cent/kwh fark değerleri kadar pahalı üretilmektedir.
Hidroelektrik
santrallarda ise linyit santrallarındaki kapasite kaybı kadar üretilen elektrik; (3,68–HB)
cent/kwh fark değeri kadar ucuz üretilmektedir (Tablo 4. 3). Bu değerlerin (Tablo 4.
2)’deki maliyet artışı değerleriyle toplanması sonucunda elektriğe fazladan ödenen
parasal miktarlar simülasyon şeklinde hesaplanabilir (Tablo 4. 4).
•
Linyit santrallarında; kapasite düşürüldükçe istihdam, katma değer ve çoğaltan etki
değeri azalmaktadır.
Bu durumda oluşacak toplam kayıp aşağıdaki bağıntılar ile hesaplanabilir.
Linyit Santrallarının
Kapasite Kullanımı
% 10
% 20
% 30
% 40
% 50
% 60
% 70
% 80
% 90
O L U Ş A C A K T O P L A M KAYIP
Ü10 x (B1 – 3,68) + Ü90 x ( DB – 3,68) + K1+ Ç1
Ü20 x (B2 – 3,68) + Ü80 x ( DB – 3,68) + K2+ Ç2
Ü30 x (B3 – 3,68) + Ü70 x ( DB – 3,68) + K3+ Ç3
Ü40 x (B4 – 3,68) + Ü60 x ( DB – 3,68) + K4+ Ç4
Ü50 x (B5 – 3,68) + Ü50 x ( DB – 3,68) + K5+ Ç5
Ü60 x (B6 – 3,68) + Ü40 x ( DB – 3,68) + K6+ Ç6
Ü70 x (B7 – 3,68) + Ü30 x ( DB – 3,68) + K7+ Ç7
Ü80 x (B8 – 3,68) + Ü20 x ( DB – 3,68) + K8+ Ç8
Ü90 x (B9 – 3,68) + Ü10 x ( DB – 3,68) + K9+ Ç9
DB : Doğalgaz santrallarının ortalama yıllık net birim satış fiyatı¹(cent/kwh )
Ü10,Ü20..Ü90:L.Santrallarının kapasite yüzdesine göre yıllık net üretimleri(kwh )
B1, B2,..B9 : “
“
“
“ yıllık net birim maliyetleri (cent / kwh)
K1, K2,...K9 : “
“
“
“
azalan katma değer miktarları
Ç1, Ç2,...Ç 9 : “
“
“
“
azalan çoğaltan etki değeri
¹ Yİ ve YİD kapsamındaki doğal gaz santrallarında satış değerleri alınırken kamuya ait olan linyit
santrallarında ticari maliyet değerleri alınmıştır.
Tablo 4.3. Hidroelektrik Ve Doğalgaz Santrallarında Linyit Santrallarının Kapasite
Kaybı Kadar Üretilen Elektriğin Azalan veya Artan Tutarları
5569MW Gücündeki
L. Santrallarının
L. Santrallarının Kapasite Kaybı Kadar Hidroelektrik Ve Doğalgaz
Santrallarında Üretilen Elektrik miktarı ile (HB*- 3,68), (DB - 3,68)
cent / kwh Farklarının Çarpılan Tutarlar (Milyon $/yıl)
HİDROELEKTRİK S.
Farklar
% 10
% 20
% 30
% 40
% 50
% 60
% 70
% 80
% 90
–3 cent
– 790
– 702
– 625
– 527
– 439
– 352
– 263
– 176
– 88
–2 cent
– 527
– 468
– 417
– 351
– 293
– 235
– 176
– 117
– 59
DOĞAL GAZ SANTRALLARI
6 cent
1580
1405
1251
1053
878
704
527
351
176
7 cent
1843
1639
1459
1229
1024
822
615
410
205
8 cent 9 cent
2107 2370
1873
2107
1667
1876
1405
1580
1170
1317
939
1057
702
790
468
527
234
263
10 cent
2633
2341
2084
1756
1463
1174
878
585
293
5-59
Linyit santrallarında kapasite kullanım oranının %50 olmasıyla toplam üretimin 14630
Gwh azalmasına neden olacak doğalgaz santrallarının net birim satış fiyatı 9 cent daha
pahalı ise, elektrik 1317 Milyon $/yıl (9x14630x106=1317) pahalı üretilmektedir(Tablo 4.3).
Bu tablodaki değerlerin (Tablo 4.2) veya (Şekil 4.1) deki maliyet artışı değerleriyle
toplanmasıyla, linyit santrallarının düşük kapasite de çalışmasının sonucunda üretilen
elektriğin kamuya maliyetindeki değişim veya toplam parasal kayıp, kazançları bulabiliriz
(Tablo 4. 4).
Tablo 4. 4. Doğal Gaz, Hidroelektrik Santralları Nedeniyle Linyit Santrallarında
Düşük Kapasite ile Üretim Yapılması ve Oluşacak – Kazanç, Kayıplar
5569MW Gücündeki
(HB*- 3,68),(DB - 3,68) cent / kwh Farklarına Göre Oluşacak
–
L. Santrallarının
Kazanç , Kayıplar
(Milyon $/Yıl)
HİDROELEKTRİK S.
DOĞAL GAZ SANTRALLARI
Farklar –3 cent –2 cent 6 cent 7 cent 8 cent 9 cent 10 cent
% 10
– 49
214
2321
2584
2848 3111
3374
% 20
– 28
206
2079
2313
2547
2781 3015
% 30
– 35
173
1841
2049
2257
2466 2674
% 40
– 21
155
1559
1735
1911
2086 2262
% 50
– 12
134
1305
1451
1597
1744 1890
% 60
– 15
102
1041
1159
1276
1394 1511
% 70
– 30
57
760
848
935
1023 1111
% 80
–7
52
520
579
637
696
754
% 90
–4
25
260
289
318
347
377
*HB : Hidroelektrik santrallerin birim üretim ticari maliyet değerleri
Yapılan simülasyonda ( Tablo 4. 4);
• Linyit santrallarında kapasite kullanım oranının %50 olmasına neden olacak doğal gaz
santrallarının net birim satış fiyatı 12,68cent / kwh veya DB -3,68 cent / kwh farkı 9 cent
ise kullanılan elektriğe yılda 1744 milyon $(1317+ 427=1744) fazla ödenecektir.
• Üretilen elektriğin tamamı Linyit ve Hidrolik kaynaklarımıza dayalı santrallardan üretilmiş
durumda da olsa hidroelektrik santrallerin doluluk oranında Linyit Santrallarımızın
kapasitesi düşürülecektir. Bu durumda elektriğin maliyeti fazla artmayacak aksine
azalabilecektir. Linyit santrallerin da kapasite kullanım oranının % 60 olmasına neden
olacak hidroelektrik Santrallerin ortalama birim üretim maliyeti 0,68 cent / kwh veya
(HB –3,68) farkı – 3 cent ise üretilen elektriğe yılda 15 milyon $ (– 352+ 337 = –15) daha
az ödenecektir.
• Bu miktarlara istihdam, katma değeri ve çoğaltan etki değerlerindeki azalmanın
oluşturacağı iktisadi kayıpların da eklenmesiyle toplam ekonomik kayıp bulunabilecektir.
• Bu analizler mevcut linyit santrallarının % 68’ini oluşturan bölümü için yapıldığından,
yapılacak alım garantili yeni doğal gaz veya dışa bağımlı santrallarla elektriğin kamuya
maliyeti daha da artacaktır. Linyit rezervlerimize ve hidrolik kaynaklarımıza dayalı
santrallerin yapımına öncelik verilmesi halinde ise bu ekonomik kayıpların olmayacağı
veya çok azalacağı görülmektedir.
5-60
• Yapılan simülasyondan da görüleceği gibi öncelikle yerli uygun kaynaklara yönelik enerji
yatırımlarının yapılması halinde kamunun finansman bulması veya finansman maliyetini
karşılaması mümkündür. Aksi halde kamuya ait olmayan dışa bağımlı santrallerin ve bu
santrallerin üreteceği pahalı elektriğin finansmanı kamu tarafından fazlasıyla
karşılanacaktır. Üstelik bu durumda dış ticaret açığı, enerji arz güvenliği riski ve
elektriğin maliyeti artacaktır.
4.2.3. Linyit Santrallerimizin Dizayna Esas Kapasitelerinde Çalışamamasının
Başlıca Nedenleri (Kömür raporu 4.1.7 bölüm DEKTMK 2007)
• Kömür rezervinin tespit edilmesine yönelik yapılan çalışmalar sırasında alınan
numuneler ve sahaların farklılığı ve histogramlar santralın dizaynına esas kömür
karakteristiğini tam olarak yansıtmamaktadır. Kömür sahasında bulunan kömürün
uniform bir yapıda olmaması rezerv tespit çalışmaları sırasında yapılan histogramların
yetersiz olması ile farklı kalitede ve formasyonda bulunan kömürün santaralın
dizaynına esas kömür özelliklerinde sürekli verilememesi öncelikle kazan işletmesinde
sorunlara yol açmaktadır. Bugüne kadar yapılan santral sözleşmelerinde santralde
yakılacak kömürün sadece Kalori değerinde (± %15), marjın dikkate alınmıştır. Kül ve
nem değerlerinde hiçbir marjın öngörülmemiştir. Oysa, Kül ve Nem değerlerinde de
örneğin (± %10) sapmaların olabileceği dikkate alınarak sözleşme yapılmalıdır.
Bununla birlikte Kalori, Nem, Kül’ün dışında Kükürt ile Kömürdeki CaCO3
parametreleri ve kül içinde bulunan Silis oranıda belirlenerek, santral dizaynına esas
parametreler olarak dikkate alınmalıdır. Kömürün kazan dizaynına esas değerlerde
kalorifik değerinin sağlanamaması durumunda, kazan içerisinde tam yanmanın
sağlanması için taze hava, belirlenen orandan fazla verilmekte bu da kazan yanma
optimizasyonunu bozmakta, ve dizayn limitlerinin dışına çıkılması ile dengenin
bozulmasına neden olmaktadır.
• Termik santrallerin kazan karakteristiklerinin belirlenmesine yönelik kömür sahasından
alınan ve analize tabi tutulan kömür numunelerinin kömür rezervini tam olarak temsil
etmemesi,
• Son 20 yıldır uygulanan özelleştirme politikaları, siyasi ve politik atamalar, kamu
santrallerinde çalışan personelin motivasyonunu bozması, iş gücü kayıplarına neden
olması, santrallerde gerekli sayıda nitelikli personel istihdamının yapılamaması,
• Santral stok sahasında, kömürün kalori, nem, kül ve kükürt içeriği ile tane boyu
dağılımındaki dalgalanmaları en aza indirebilmek için harmanlama ve stoklama
faaliyetinin yeterli şekilde yapılamaması,
• Kömür üreticisi tarafından belirlenmiş kömür özelliklerine uygun kömürün teslim
edilememesi,
• Yine bu süre içerisinde özelleştirilecek gerekçesi ile gerekli bakım, onarım, idame ve
yenileme yatırımları tam olarak yapılamaması,
• Çevre ve hava kalitesi açısından çok önemli olan santrallerdeki baca gazı arıtma
sistemlerinin istenen düzeyde çalıştırılamaması,
şeklinde sıralanabilir.
Yukarıda belirtilen hususların giderilmesi halinde, linyit santrallerimiz kapasitelerinde
üretim yapabilecek durumda olacaktır. Ancak öncelikle Yİ, YİD ve İHD santrallarının
sözleşmeleri, otoprodüktör ve otoprodüktör grubu santrallarının üretimleri dikkate
alınarak temel yük santralları tespit edilmektedir. Daha sonra sırası ile su tutma
kapasiteleri sınırlı hidrolik santrallar, daha büyük rezervuarlı hidrolik santrallar,
sözleşmeye bağlanmamış termik santrallar, puant amaçlı küçük hidrolik santrallar talebi
karşılamak üzere günlük üretim programına dahil edilirler. Gece yükleri çok az miktarda
5-61
hidrolik santralların katkısı ile veya tamamen termik santrallardan karşılanmaktadır.(Bak
bölüm 2.1.2) Buradan da anlaşılacağı gibi kamuya ait linyit ve taşkömürü
santrallarımızın kapasitelerinde elektrik üretmeleri yalnız bu santrallarımızın
performanslarına bağlı değildir.
4.2.4. Elektrik Enerjisi Arz (Üretim Planlama) Çalışması
Elektrik enerjisi talebinin güvenilir bir şekilde karşılanması için yeni kurulacak üretim
tesislerinin zamanlaması, miktarı ve kompozisyonu hakkında karar vericilere,
yatırımcılara yol göstermek üzere elektrik enerjisi uzun dönem üretim planları
yapılmaktadır. TEİAŞ tarafından 2004 yılında yapılan üretim planlama çalışmasına ait
sonuçlar aşağıda verilmektedir. 2004 yılında yapılan arz çalışmasında kullanılan talep
tahmin serisine göre elektrik talebinin ortalama yılda %7,9 artarak 2010 yılında 242
Milyar kWh ve, 2020 yılında 499 Milyar kWh seviyesine ulaşacağı öngörülmüştür.
2020 yılına kadar olan dönemi kapsayan ve ülkenin enerji politikaları da dikkate alınarak
yapılan plan çalışmalarında kaynaklarla ilgili uzun dönemli sözleşmelerdeki miktarlar
dikkate alınmış ve elektrik enerjisi üretimi için gereken yerli ve ithal enerji kaynakları
mümkün olduğunca çeşitlendirilmiştir. Çevrenin gözetilmesi için yeni kurulacak kömür
yakıtlı santralların baca gazı arıtma tesisi ile birlikte veya akışkan yataklı yakma
teknolojisi gibi yeni teknolojiler ile tesis edilecekleri dikkate alınmıştır.
Bu plan çalışması sonuçlarına göre, 2020 yılına kadar ekonomik olarak
değerlendirilecek linyit ve hidroelektrik potansiyelimiz değerlendirilmektedir. İnşa
halindeki ve yeni lisans almış 7386 MW kapasitedeki üretim tesisine ilave olarak 2020
yılına kadar enerji talebini güvenilir bir şekilde belli bir yedekle karşılamak üzere toplam
42441 MW ilave kapasitenin sisteme eklenmesi gerekecektir. 2020 yılında kurulu güç
2005 sonu değerinin yaklaşık 2,5 katı artarak 96300 MW seviyesine ulaşacağı tahmin
edilmektedir. 2020 yılına kadar ilave edilmesi öngörülen toplam kapasite Tablo 4. 5’de
verilmektedir.
Tablo 4. 5. 2030 Yılına Kadar İşletmeye Girmesi Öngörülen Kapasitenin Yakıt
Cinslerine Dağılımı
İlave Kapasite
(MW)
Kömürü
İthal kömür
Doğal gaz
Rüzgar
Nükleer
Hidrolik + Jeotermal
Fuel-Oil + Motorin
TOPLAM
2020 Yılı
Sonu Durum (MW)
11442
1200
4631
15732
3019
4500
18182
54
58760
18661
1755
6102
27947
3038
4500
31038
3307
96348
Kaynak : Türkiye Elektrik Enerjisi Üretim Planlama Çalışması, TEİAŞ, Kasım 2004
5-62
2006 yılı sonunda 40539 MW olan kurulu gücün, 229,3 Milyar kWh olan proje üretim
kapasitesinin ve 197,3 Milyar kWh olan güvenilir üretim kapasitesinin 2020 yılına kadar
öngörülen gelişimi Tablo 4. 6 ’ da gösterilmektedir.
Tablo 4. 6. Kurulu Güç ve Üretimin Gelişimi
2010
2015
2020
GÜÇ (MW)
48816
71272
96348
PROJE ÜRETİMİ (GWh)
GÜVENİLİR ÜRETİM
(GWh)
273326
403042
544288
245468
362913
491318
Proje üretim kapasitesi 2010 yılında 273 Milyar kWh, 2015 yılında 403 Milyar kWh, 2020
yılında 544 Milyar kWh seviyelerine ulaşmaktadır. Kurak hidrolojik şartların dikkate
alındığı güvenilir enerji üretim kapasiteleri ise aynı yıllar için sırası ile 245 Milyar kWh,
363 Milyar kWh, 491 Milyar kWh’in üzerinde hesaplanmaktadır.
2006 yılı sonunda Türkiye toplam kurulu gücü içerisinde %54 olan yerli kaynakların payı
2020 yılına kadar olan planlama döneminde çok fazla değişmemekte ve 2020 yılında
%57 olmaktadır.
Plan dönemi içinde kurulu gücün gelişimi ile toplam kapasiteye karşılık puant güç
gelişimi incelendiğinde, kapasite yedeğinin kabul edilebilir seviyelerde seyrettiği
görülmektedir. Kurulu güç yedeği ile hidrolik santralların normal ve kurak hidrolojik
şartlardaki üretimlerine göre hesaplanan proje ve güvenilir enerji üretim yedekleri ise
Tablo 4.7 ’de verilmektedir.
Tablo 4. 7. Yedekler
PUANT TALEP
KURULU GÜÇ
YEDEK
ENERJİ TALEBİ
PROJE ÜRETİMİ
YEDEK
YEDEK
MW
MW
MW
%
2010
38758
48816
10058
26,0
2015
57050
71272
14222
24,9
2020
79350
96349
16999
21,4
GWh
GWh
GWh
%
GWh
GWh
%
242020
273326
31306
12,9
245468
3448
1,4
356200
403042
46842
13,2
362913
6713
1,9
499490
560538
61048
12,2
507568
8078
1,6
5-63
Bu çalışmaya ilave olarak düşük talep serisi kullanılarak alternatif bir çalışma daha
yapılmıştır. Bölüm 3’te belirtildiği üzere Düşük Talep serisinde yıllık artış ortalama %6,3
dolayındadır. Arz çalışması sonucuna göre alternatif talebin karşılanması için kurulması
gereken kapasite, Tablo 4. 8 ’de görüleceği gibi doğal olarak daha düşük olmakta ancak
sistemin yedek miktarları yine güvenli bir seviyede tutulmaktadır.
Tablo 4. 8. Yedekler (DÜŞÜK SENARYO ÇÖZÜMÜ)
PUANT TALEP
KURULU GÜÇ
YEDEK
ENERJİ TALEBİ
PROJE ÜRETİMİ
YEDEK
YEDEK
MW
MW
MW
%
2010
35232
45473
10241
29,1
2015
47969
58780
10811
22,5
2020
66611
80029
13418
20,1
GWh
GWh
GWh
%
GWh
GWh
%
216747
251269
34522
15,9
224708
7961
3,7
294560
332240
37680
12,8
299400
4840
1,6
406533
457497
50964
12,5
412197
5664
1,4
Birçok ülkede elektrik sektörü rekabetçi yapıya geçmiştir. Liberal elektrik sektörü en
düşük maliyetli çıktıyı üretmek eğiliminde olup diğer sosyal amaçları dikkate almayı
ihmal etmektedir. Bu amaçların en önemlilerinden biri de enerji temininde güvenilirlik
sağlanmasıdır. Güvenilirlik; talebi karşılamak üzere yeterli kaynağın karşılıklı anlaşarak
tespit edilmiş fiyat ile temin edilmesidir. Güvenilirlik problemi özellikle talep artışının
yüksek seyretme eğiliminde olan ülkelerde iki farklı riski işaret etmektedir; miktar (arz
temini yeterli olacak mı) ve fiyat riski. Yakıt temininde kesinti olduğunda bulunamayan
yakıtın yerine mümkün ise başka bir yakıtın kullanılması devreye girecektir.
Örneğin, elektrik üretiminde doğal gaz temininde sıkıntı sıvı yakıt ürünlerinin (fuel-oil,
motorin gibi) elektrik üretiminde daha fazla kullanılmasına sebep olacaktır. Elektrik
sektörü için güvenilirliğin sağlanmasında yakıt kaynağında ve teknoloji seçiminde
optimum seviyede çeşitlendirilmenin sağlanması düşünülmelidir. Elektrik sistemindeki
kaynak çeşitlendirilmesinin matematiksel olarak tanımlanarak üretim tesisleri gelişim
planlarına yansıtıldığında, üretim tesislerinin gelişim planlarının sonuçları sadece üretim
sistemi maliyeti açısından değerlendirilmemekte arz güvenilirliğinin veya kaynak
çeşitlendirilmesinin maliyetleri de dikkate alınmaktadır.
Üretim sistemi maliyetlerine ilave olarak arz güvenilirliğinin sağlanamamasının sebep
olabileceği maliyetler de dikkate alındığında ülke elektrik sistemi için tespit edilen üretim
senaryolarının uygunluk sıralamasının değiştiği, en düşük maliyetli çözümün optimum
çözümler içinde yer almadığı görülmüştür.
5-64
4.3. Çevre ile İlgili Uluslararası Anlaşmalardan Kaynaklanan Kısıtlar
Ekonomik ve sosyal yaşamın vazgeçilmez bir unsuru olan enerjinin üretimi, dönüşümü
ve tüketimi aynı zamanda çevre sorunlarına da yol açmaktadır. Bu nedenle enerjiden
kaynaklanan yerel, bölgesel ve global çevre sorunlarının en aza indirilmesi enerji
politikalarının ayrılmaz bir parçası haline gelmiştir. Diğer yandan bu sorunlar elektrik
üretiminde kaynak tercihini de etkileyen faktörler arasındadır.
Enerjiden kaynaklanan çevre sorunları denilince ilk akla gelen fosil yakıtların yanması
sonucu ortaya çıkan ve iklim değişikliğine neden olduğu belirtilen sera gazları arasında
başta gelen karbondioksit ile diğer gaz ve partikül halindeki kirleticilerdir. Doğrudan
çevre ve enerji ilişkisini ele alan en önemli anlaşma olan BM İklim Değişikliği Çerçeve
Sözleşmesi (İDÇS), 1992 yılında Rio’ da düzenlenen BM Çevre ve Kalkınma Zirvesinde
imzaya açılmış olup, 21 Mart 1994 tarihinde yürürlüğe girmiştir. 2003 yılı itibariyle
İDÇS’ne aralarında Türkiye’nin de bulunduğu bazı ülkeler hariç, 188 ülke ve AB taraf
olmuştur. Bu Sözleşmede çeşitli ülke gruplarına göre farklı yükümlülükler getirilmiş olsa
da, temel amaç, sera gazı yayımlarının 1990’lar seviyesine çekilmesi için ulusal
politikaların geliştirilmesidir.
TEİAŞ tarafından 2004 yılında yapılan üretim planlama çalışmalarında yeni kurulacak
kömür yakıtlı santralların elektro filtre, baca gazı kükürt arıtma tesisi ile birlikte
yapılacağı veya akışkan yataklı yanma teknolojisi ile kurulacakları kabul edilmiştir.
Planlama çalışması sonuçlarına göre, dönem boyunca toplam CO2 emisyonları yaklaşık
2,5 kat artarken toplam SOX emisyon miktarı planlama dönemi boyunca kayda değer bir
artış göstermemektedir. Kömür yakıtlı santraların FGD tesisi ile birlikte tesis edileceği
veya Akışkan Yataklı Yakma teknolojisi ile kurulacağı kabul edildiğinde birim elektrik
üretimi başına CO2 miktarında artış görülürken SOX emisyonlarında azalma
gözlenmektedir. Yeni kurulacak kömür yakıtlı santralların kontrol teknolojileri ile birlikte
kurulacakları kabul edildiğinden SOX emisyonları yaklaşık %95 oranında bu tesislerde
tutulacak olup hesaplanan emisyonların önemli bir kısmı halen işletmede olan ve baca
gazı kükürt arıtma tesisi kurulmamış kömür santralların üretimlerinden
kaynaklanmaktadır. Bu plan çalışması sonuçlarına göre 2020 yılına kadar elektrik
enerjisi üretiminden kaynaklanan toplam emisyon miktarları ve birim elektrik üretimi
başına CO2 ve SOx değerleri Tablo 4. 9’da verilmektedir.
Tablo 4. 9. Emisyonlar
Milyon Ton/yıl
CO2
SOx
2010
86,0
1,5
2015
130,6
1,5
2020
207,8
1,6
Ton/GWh
2010
2015
2020
357,3
368,7
417,9
6,1
4,3
3,2
5-65
4.4. Yatırım ve Yakıt Maliyetleri
TEİAŞ tarafından 2004 yılında yapılan plan çalışmasında kullanılan ve ilgili kurumlardan
elde edilen bilgiler doğrultusunda hazırlanan üretim tesislerinin yatırım maliyetleri Tablo
4.10’ da verilmiştir. Plan çalışmalarında projelerin karşılaştırılmalarının aynı bazda
ekonomik maliyetler dikkate alınarak yapılması uluslararası kabul edilen bir yaklaşım
olduğundan ülkemizde yapılan plan çalışmalarında da projelerde kullanılacak kredilerin
şartları dikkate alınmamıştır. Projelerin inşaat süreleri ve %107 bugüne indirgeme oranı
dikkate alınarak hesaplanan inşaat süresi faizleri yatırım maliyetlerine eklenerek
finansman maliyetleri bulunmuştur.
Plan çalışması sonucunda 2005-2020 dönemi için öngörülen toplam 51375 MW yeni
kapasite ilavesi için, halen inşa halinde ve lisans almış projelerin yatırım harcamaları
hariç ve 2020 sonrası yapılması gerekecek yatırımların bu döneme yansıyan
harcamaları dahil olmak üzere, inşaat dönemi faizi hariç toplam yatırım tutarı 91,3 Milyar
$’dır. Bu harcamaların dönemlere dağılımı:
•
•
•
2005 – 2010 dönemi için toplam 15,5 Milyar $ veya yılda 2,6 Milyar $
olarak hesaplanmıştır. Burada hesaplanan yatırım ihtiyacı talebin ortalama yılda %7.9
artarak 2020 yılında 499,5 Milyar kWh’e ulaşacağı kabulü ile ETKB tarafından 2004
yılında yapılan talep tahmin çalışmasına dayanmaktadır.
Tablo 4. 10. 2004 yılında yapılan Plan Çalışmasında Dikkate Alınan Üretim
Tesislerinin Yatırım ve Yakıt Maliyetleri
Linyit (360 MW) FGD
Dahil
Linyit (160 MW)
Taşkömür (300 MW)
İthal Kömür (500 MW)
Doğal Gaz (700 MW)
Doğal Gaz (275 MW)
Nükleer (1000 MW)
Hidrolik (Kanal)
Hidrolik (Baraj)
Rüzgar (Ortalama)
İnşaat
Süresi Santralın
(Yıl)
Ömrü
(Yıl)
Yatırım
Maliyeti*
($/kW)
Yakıt
Maliyeti
(cent/10
6 kcal)
1394
445
5
30
1416
1398
1118
600
750
1750 **
1100
1350
1500
868
1293
833
1966
1966
382
4
4
4
3
3
8
2-3
4-8
1
30
30
30
25
25
30
50
50
25
(*) Yatırım maliyetlerine finansman giderleri dahil edilmemiş olup bütün projelerin ekonomik
karşılaştırması yapılmıştır.
(**) Nükleer santralların ihale teklif fiyatı 2300 $/kW olarak gerçekleşmiş olup, 1750 $/kW uzun dönem
planlarında diğer aday santrallar ile belli kısıtlar çerçevesinde rekabet edebileceği fiyat olarak belirlenmiştir.
7
DPT tarafından belirlenmektedir.
5-66
2004 yılında yapılmış olan elektrik enerjisi üretim planlama çalışması için kullanılan
değerlere göre elde edilen sonuçların özeti bu bölümde verilmiştir. Son planlama
çalışmasından bu yana mevcut koşulların gelişmesine bağlı olarak politikalarda
değişiklik olabileceği gibi yatırım ve yakıt maliyetlerinde büyük değişiklikler meydana
gelmiştir. Özellikle son yıllarda petrol fiyatları ile buna bağlı olarak doğal gaz fiyatlarında
gerçekleşen artış miktarları, yukarıda özetlenen planlama çalışmasında kullanılan yakıt
fiyatlarının iki katından daha yüksek seviyeye ulaşmıştır. Bu bölümdeki özetin sadece
kaynakların çeşitlendirilmesi politikası çerçevesinde değerlendirilmesi, yeni bir planlama
çalışması yapıldığı zaman sonuçların bu sonuçlara göre tamamen değişeceği
bilinmelidir.
4.5. Dünyada Elektrik Sektöründe Birincil Enerji Kaynakları Tüketimindeki
Eğilimler
4.5.1. Enerji Kaynaklarının Elektrik Sektöründe Kullanımı
Dünyadaki enerji kaynaklarının elektrik sektöründeki kullanımının önümüzdeki 25-30
yılda gelişimi üzerine ABD, Department of Energy (DOE) ve Uluslararası Enerji
Ajansının (IEA) yaptığı tahmin çalışmaları sonuçları aşağıda kısaca özetlenmiştir.
Şekil 4. 2. Dünya elektrik enerjisi tüketiminin bölgesel artış oranları
ABD, DOE Energy Information Administration kuruluşunun, Uluslararası Enerji
Görünümü 2007 (IEO2007)’ Raporundaki8 referans senaryoya göre dünyadaki elektrik
tüketimi 2004 ile 2030 yılları arasında yılda ortalama yüzde 2,4 oranında artacaktır.
Dünya elektrik enerjisi tüketiminin yıllık ortalama artış tahminleri Şekil 4.2’de
gösterilmiştir. En yüksek artış oranının yıllık yüzde 4,2 ile gelişmekte olan Asya
ülkelerinde gerçekleşmesi beklenmektedir. Gelişmekte olan Asya ülkeleri gibi, Afrika
ülkelerinde yıllık ortalama artış %3,5 olarak beklenirken Orta ve Güney Amerika’da da,
gelişen ekonomik koşullara bağlı olarak yıllık yüzde 2,9’lük elektrik tüketim artışı olacağı
tahmin edilmektedir. Sanayileşmiş ülkelerdeki elektrik tüketiminin ise, yavaş nüfus artışı,
piyasanın doymuş olması, elektronik cihazlarda verimlilik artışı gibi nedenlerle,
gelişmekte olan ülkelere göre daha yavaş olması beklenmektedir. Bu yıllık ortalama artış
8
http://www.eia.doe.gov/oiaf/ieo/pdf/electricity.pdf
5-67
oranları OECD üyesi ülkelerden Kuzey Amerika ülkeleri için %1,5, Avrupa ülkeleri için
%0,8 ve Asya ülkeleri için %1,4 olarak beklenmektedir. Aynı rapora göre, 2004-2030
döneminde elektrik enerjisi üretiminde kullanılan birincil kaynaklar konusunda kısaca
aşağıdaki saptamaları yapmak mümkündür:

Elektrik üretiminde fosil yakıtların ağırlığı devam edecektir.
Özellikle yeni üretim tesislerinin kurulmasında doğal gaz yatırımcılar için oldukça
çekici olduğundan dolayı, 2030 yılına kadar olan dönemde doğal gazdan elektrik
üretiminin 2004 yılına göre iki katından daha fazla artacağı beklenmektedir.
Kömürün elektrik üretiminde 2004’de % 41 olan payının 2030 yılında biraz daha
artarak % 45 seviyesine artması beklenmektedir. Petrol ve Doğal Gaz fiyatlarının
yüksek olması nedeniyle oluşturduğu çevre sorunları engelleyici bir faktör olmasına
karşın kömür ucuz bir kaynak olduğu için elektrik üretimindeki payının azalmayacağı
beklenmektedir.
Özellikle Orta Doğu ülkelerinde petrol ürünlerinin elektrik üretiminde kullanılmaya
devam edeceği beklenmektedir.
Nükleer enerjinin elektrik üretimindeki payında yıllık ortalama %1,3 artış olacağı
öngörülmekte bu artışın özellikle gelişmekte olan Asya ülkelerinde olacağı
beklenmektedir.
Elektrik üretiminde hidrolik ve yenilenebilir enerji kaynakları kullanımının yıllık
ortalama %1,9 artacağı ancak toplam dünya elektrik enerjisi üretiminde 2004 yılında
%19 olan payın 2030 yılında %16 seviyesine gerileyeceği beklenmektedir.
Yukarıdaki saptamalar, tahmin döneminde yenilenebilir kaynakların fiyatlarının, fosil
yakıtların fiyatları ile rekabet edemeyeceği öngörüsü üzerinden yapılmıştır. Ancak
hükümetlerin çevre ile ilgili politikalarının öne çıkması halinde bu durumun
değişebileceği kabul edilmektedir. Diğer yandan fosil yakıtların çevresel ve sosyal
maliyetlerinin dikkate alınmadığını belirterek fiyat mekanizmalarına önemli ölçüde eleştiri
getiren görüşler vardır.
Uluslararası Enerji Ajansı’nın “World Energy Investment Outlook 2006” raporundaki9
referans senaryoya göre de tahminler DOE’nin yaptığı tahminler doğrultusundadır. Bu
rapora göre de gelecek 2030 yılına gelindiğinde dünya elektrik enerjisi talebi 2004 yılına
göre ikiye katlanacaktır. Dünya’da halen elektrik enerjisi kullanamayan nüfusun 2015
yılında 1 Milyar2ın altına düşeceği beklenmektedir. Yeni artış beklenen elektrik talebinin
büyük bir kısmı kömür yakıtından elde edilecektir. Enerji tüketiminde elektriğin payı
artacaktır. Endüstrileşmiş ülkelerde elektrik, tercih edilen enerji kaynağı olmakta ve katı
yakıtların yerine kullanılmaktadır. Gelişmekte olan ülkelerde ise, artan nüfus, şehirleşme,
ekonomik büyüme ve hızlı sanayileşme bu artışın önemli faktörleridir. OECD
ülkelerindeki bugünkü toplam kapasitenin üçte biri önümüzdeki 30 yılda devre dışı
olacaktır. Bu kapasitenin çoğunluğu kömür yakıtlı santrallardır. Bugün OECD ülkelerinde
kurulu olan nükleer kapasitenin %40’ı ya santraların ömürlerinin sonuna geldikleri için ya
da nükleer santraları kapatma politikası nedeni ile devre dışı olacaklardır. OECD
ülkelerinde fosil yakıtlı santraların devre dışı olması verimliliğin artması ve CO2
emisyonlarının azaltılması şansını yaratmaktadır. Eski ve verimsiz kömür yakıtlı
santraların yerine çoğunlukla gaz veya kömür yakıtlı santraların kurulması
beklenmektedir. Her iki durumda da yeni kurulacak santrallar mevcut santralardan daha
temiz teknolojiye sahip olacaklardır.
9
http://www.iea.org
5-68
4.6. Sonuç ve Öneriler
Elektrik enerjisi üretiminde bilinen kullanılabilir potansiyelin toplamı 262.6 Milyar kWh/yıl
karşılığı olmaktadır. Bunun %35,2’Sİ yani 92,7 Milyar kWh üretim kapasitesine karşılık
gelen kısmı 2005 sonuna göre değerlendirilmiştir.
Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından 2004 yılında yapılan çalışmada
öngörüldüğü gibi 2020 yılına kadar talep yılda ortalama %7,9 oranında artarsa (bkz. 3.
Bölüm Tablo 3.3), artan talep ihtiyacının öncelikle hidrolik kaynaklarımızdan
karşılanması halinde 2012 yılında, kurak hidrolojik koşullarda ise 2011 yılında talebi
karşılamada yetersizlik başlamaktadır. Aynı talep tahminlerine göre hidrolik ve linyit yerli
potansiyelimizin öncelikli olarak kullanıldığında talebi karşılamadaki sıkıntının 2015
yılında kurak hidrolojik koşullarda ise 2014 yılında başlayacağı görülmektedir. Sadece
yerli kaynaklarımızın kullanımının sonucunda enerji yetersizliğinin başlayacağı yıllar
talebin değişmesi ile değişecek ileri veya geri gidecektir. Yetersizliğin başlayacağı yıldan
sonra sadece ithal kaynak kullanılacaktır. Ancak önceki yıllarda yapılan yatırım tercihleri
sonucunda ithal kaynaklara dayalı santrallara öncelik verilmiş olması nedeniyle yerli
kaynaklarımıza dayalı santralların kapasiteleri düşmektedir. Bunun en belirgin
uygulaması Yİ ve YİD modelleri kapsamında yapılan üretim tesislerinin ithal kaynaklara
bağlı olmasıdır. Ayrıca bu modeller kapsamında üretilen elektrik enerjisine satın alma ve
sözleşme dönemleri boyunca fiyat garantisi verilmiş olması elektrik enerjisinin toplam
maliyetini artırmıştır. Bu durumda elektrik enerjisi arzının güvenilir ve ekonomik olarak
temini için başta kömür olmak üzere yerli kaynaklarımızın geliştirilmesinin önemi ön
plana çıkmaktadır. Türkiye’nin sadece bilinen yerli kaynaklarının kullanımı ile elektrik
enerjisi ihtiyacı belirli bir yıla kadar karşılanabileceğini açıklamak üzere verilen bu örnek,
yerli ve ithal yakıtın birlikte kullanımının ülkemiz için daha uygun bir sonuç olduğunu
göstermektedir.
Yakıt olarak doğal gaz, Elbistan linyitinin doğal gaz eşdeğeri üretim maliyetinden 3,7 kat
daha pahalıdır. Net elektrik üretim maliyeti bakımından ise doğal gaz santrallerinin
üretim maliyeti; Elbistan Linyit santrallerine göre en az 2,7 kat, linyit santrallarının
ortalamasına göre ise en az 1,8 kat daha pahalıdır. Bunlara kazanılacak yaklaşık 15–20
kat daha fazla istihdam, katma değer ve çoğaltan etki değeri de eklendiğinde kömür
rezervlerimizin doğal gaza göre ekonomik avantajları ortaya çıkmaktadır.
Bu durumda istihdamın artırılması yanında daha ucuz elektrik üretilmesi için mevcutların
yenileme yatırımlarının yanında çevreye uyumlu gelişmiş teknoloji içeren yeni linyit
santrallerinin yapılması gerekmektedir. Bundan dolayı doğacak yatırım maliyeti artışına
rağmen linyit santrallarımız çok ekonomik olacaktır.
Buna rağmen linyit santrallerinin yapımına zamanında başlanmaması ve yatırım
süresinin kısa olması, ilk yatırım miktarının düşük olması nedenleriyle doğal gaz
santrallerine mecbur kalınmaktadır. İzlenen enerji politikaları yüzünden bu kısır döngü
özellikle 1995 yılından itibaren devam etmiştir.
Yapılan değerlendirmelere göre yerli ekonomik kaynaklara yönelik enerji yatırımlarının
yapılması halinde kamunun finansman bulması veya finansman maliyetini karşılaması
mümkün görülmektedir. Aksi halde dışa bağımlı santralların ve bu santralların üreteceği
pahalı elektriğin finansmanı yine kamu tarafından çok daha fazlasıyla karşılanacaktır.
Üstelik bu durum dış ticaret açığını ve enerji arz güvenliği riskini artıracaktır.
5-69
Elektrik enerjisinde kullanılabilir yeni kaynaklarımızın ivedilikle tespit edilip
projelendirilmesi için yeterli yatırım, son teknolojilerle arama yapılması için gerekli
organizasyon yapılmalıdır. Yerli kaynaklara dayalı üretim tesisleri yatırımlarının öncelikle
yapılabilmesinin bugünkü mevcut yasal düzenleme çerçevesinde ne kadar mümkün
olduğu dikkate alınmalıdır. Mevcut yasal düzenleme ile üretim yatırımlarının yapılması
neredeyse tamamen özel sermayeden beklenmekte, yatırımcı kaynak türü, kapasite
büyüklüğü, tesis yeri ve teknolojisi konularında serbest olarak tercihini yapabilmekte,
kamu adına yatırımlar için herhangi bir planlı öngörü uygulaması bulunmamaktadır.
17/3/2004 tarihli YPK kararı olarak yayınlanan “Elektrik Enerjisi Sektörü Reformu ve
Özelleştirme Strateji Belgesinde” ETKB, DPT Müsteşarlığı, Hazine Müsteşarlığı ve
EPDK’nın katılımları ile talep tahminlerinin 30 Nisan 2004’e kadar tamamlanacağı
bildirilmiştir10. Strateji belgesinde ayrıca “yakıt ve kaynak çeşitliliğinin sağlanması ve arz
kaynaklarının önceden planlanmasını teminen, arz güvenliği açısından yapılacak
analizler sonucunda büyük HES’ler de dahil olmak üzere yerli kaynaklardan elektrik
enerjisi üretim yatırımlarını yapılması ve arz güvenliği için gerekli düzenlemeler ETKB ve
DPT Müsteşarlığı tarafından yapılacaktır” denilmektedir.
Elektrik üretiminde kullanılan bilinen yerli kaynaklarımızın kısıtlı olması sebebi ile ithal
enerji kaynaklarının kullanımı devam edecektir. İthal enerji kaynaklarının ve temin
edildikleri ülkelerin çeşitlendirilmesi arz güvenilirliği açısından önemlidir. Ayrıca üretim,
iletim tesisleri ile yakıt temininde gerekli alt yapı tesislerinin de yapım süreleri dikkate
alındığında strateji belgesinde de belirtildiği gibi elektrik talep tahmininin ve bu talebin
nasıl bir üretim kompozisyonu ile karşılanabileceğine ait arz çalışmasının revize edilmesi
ve uygulamaya konulması önemlidir.
Mevcut ve inşa halindeki HES projelerine ilave olarak değerlendirilecek hidroelektrik
projelerin güçleri 0,5–1200 MW arasında değişmekte olup, sayıları 500 civarındadır.
Yılda ortalama %7,9 oranında artacağı kabul edilen talebin öncelikle yerli
kaynaklarımızdan karşılanması durumunda kömür projeleri ile birlikte bu hidroelektrik
projelerin tamamının da 2015 yılı sonuna kadar kurulması gerekmektedir. Önümüzdeki
10 yılda 500 civarında HES projesinin gerçekleştirilebilmesi için ülkemizin finansman, iş
gücü, makine teçhizat kapasitelerinin göz önünde bulundurulması gereklidir.
Üretim tesislerinin arz çalışmasında kullanılan yatırım ve üretim maliyetleri ile dünyada
bu maliyetler için kullanılan aynı bazdaki değerler karşılaştırıldığında; doğal gaz
santrallarının yatırım maliyetleri ülkemizde 600 $/kW - 750 $/kW, dünyada 400$/kW 600 $/kW civarında alınmış olup bu fark üretim maliyetlerine de yansımıştır. Kömür
santrallarının ülkemizde yatırım maliyetleri 1400 $/kW ve 1600 $/kW olarak alınmış olup
dünyada kullanılan değerlerin (800 $/kW – 1300 $/kW) arasındadır. Rüzgar
santrallarının ülkemizde kullanılan yatırım maliyeti (1500 $/kW) dünyada açık deniz
rüzgar santralları için kullanılan (1500 $/kW - 1600 $/kW ) değerlere yakın olup, bu fark
üretim maliyetinde de görülmektedir.
10
Talep tahmini çalışması 2004 yılında tamamlanmıştır.
5-70
5. ELEKTRİK ENERJİSİ ÜRETİM-İLETİM- DAĞITIMINDA PLANLAMANIN ÖNEMİ
5.1. Elektrik Enerjisi Sektöründe Planlamanın Önemi
Enerji, özelde elektrik enerjisi ekonomik kalkınmanın ve toplumsal refahın vazgeçilmez
bir unsuru olduğundan yeterli enerjinin, güvenilir şekilde, zamanında ve düşük maliyetle
temin edilmesi son derece önemlidir. Ülkemizin, birincil enerji kaynakları ve büyük enerji
projelerinin finansmanı açısından kendine yeterli olmadığı kabul edilmektedir. Bu
durumda, her türden kaynağın en uygun kullanımının aracı planlama olmaktadır.
Elektrik enerjisi projeleri yüksek maliyetli yatırımlar olup, bu nedenle; enerji
kaynağı/yakıt temini, elektrik üretim tesisi, gerekli iletim ve dağıtım tesislerinin inşası
bütünlüğü içerisinde ele alınmalı ve tüm yatırım aşamaları eşgüdüm halinde
gerçekleştirilmelidir. Elektrik enerjisinde arz-talep dengesinin bozulması ya da
olmamasının ülke ekonomisine önemli maliyetleri vardır. Arzın yetersiz kalması,
ekonomik ve toplumsal kayıplara neden olacağı gibi, arz kapasitesinin talebin önünde
olması da atıl kapasite ve ölü yatırım anlamına gelmektedir. Nitekim Türkiye geçmiş
yıllarda arz-talep dengesizliğinin yarattığı sorunların iki boyutunu da yaşamıştır. 1970’li
yılların sonlarında ve 1980’lerin başında arz yeterli olmadığı için ciddi elektrik kesintileri
yaşanmıştır. Bu durum karşısında santral yatırımlarına aşırı ağırlık verilmiş, sonuçta
1980’lerin ikinci yarısında atıl kapasite ortaya çıkmıştır. Yedekli çalışmanın rehaveti
içerisinde, özelleştirme politikalarının da etkisiyle 1990’lı yılların ortalarına kadar
kamunun santral yatırımları neredeyse durdurulmuş ve bunun sonucunda benzer bir arz
eksikliği krizi, kuraklığın da etkisiyle 2001 yılında yeniden yaşanmıştır.
Sektörün yukarıda söz edilen özellikleri, planlamayı, özellikle de tüm sektörleri ve
kullanım alanlarını kapsayan bütünsel bir planlamayı, sektör açısından olmazsa olmaz
bir unsur haline dönüştürmektedir.
Halen 4628 sayılı Yasa ile çerçevesi çizilen ve sektörün işleyişinin piyasa bileşenlerine
bırakıldığı bir modelin uygulanması aşamasına geçilmiştir. Bu modelin ana çerçevesini
oluşturan 4628 sayılı Yasanın 2.madde, b fıkrasına göre “Türkiye Elektrik İletim Anonim
Şirketi, yönetmelik çerçevesinde dağıtım şirketleri tarafından hazırlanan talep
tahminlerini esas alarak üretim kapasite projeksiyonunu hazırlar ve Kurul onayına
sunar” denmektedir.
Halen gelişimini tamamlamamış olan ülkemizde hem kalkınma için gerekli olan arz
ilavesi ve hem de rekabetçi bir serbest piyasa için gerekli olan yedek enerjinin sadece
serbest piyasa koşullarında temin edilebileceğinin varsayılması gerçekleri
yansıtmamaktadır. Sektörde planlama unsurunun geri çekilmesinin ya da bu konuda
boşluk yaratılmasının sektöre olumsuz etkileri olacaktır. Hiçbir özel yatırımcı önünü
görmeden yüksek maliyetli projelere girişmeyecektir. Bu açıdan, olabildiğince, gerçek
durumu yansıtan planların yapılması yatırımcı açısından da güveni arttırıcı bir unsur
olacaktır. Hatta tüm dünya ekonomisini belirleyen unsur haline gelen, özellikle de
gelişmekte olan ülke ekonomilerinde etkisi daha da öne çıkan “belirsizlik” halinin
olumsuz sonuçlarını en aza indirebilmek için, değişen koşullara göre ortaya çıkabilecek
senaryolar üzerinde çalışma yapmak daha da uygun görünmektedir.
1990’lı yılların ikinci yarısında yaşanan plansız arz geliştirilmesi yöntemi sonucunda;
bugün serbest piyasa uygulamasını engelleyen al ya da öde sözleşmeli üretim
yatırımları ( Yap İşlet-Yİ ve Yap İşlet Devret-YİD) ile karşılaşılmıştır. Buna ilaveten, YİD
finansman modeli ile bir çok santralın yapılamadığı halde yapılmış gibi doğal gazının
5-71
temin edilmesi sonucunda ülke talebinin çok üzerinde al ya da öde sözleşmeli doğal gaz
arzı oluşmuştur.
Elektrik enerjisi arz (üretim) planlaması, devletin mali ve birincil kaynak temin ve
kullanım politikalarının yansıtılması açısından olduğu kadar, yeni üretim tesislerinin
mevcut enterkonnekte elektrik sistemine entegrasyonunu sağlayan iletim ve/veya
dağıtım sistemlerinin planlanması ve gerçekleştirilmesi için de büyük önem taşımaktadır.
5.2. Elektrik Enerjisi Üretim Planlaması
5.2.1. Elektrik Enerjisi Üretim Planlaması
Zamanla gelişen elektrik enerjisi talebinin çeşitli kısıtlar altında belirli bir güvenilirlikle ve
en az maliyetle karşılanması için gerekli üretim tesislerinin kapasitesinin, birincil kaynak
kompozisyonunun ve işletmeye açılması gereken zamanın belirlenmesi için elektrik
enerjisi üretim planları yapılmaktadır. Bunun yanı sıra bölgesel arz-talep dengelerinin
gelişimine, yıllık-mevsimlik-günlük yük eğrilerinin değişimine ve puant yük talebine en
uygun şekilde cevap verecek bir hidrolik-termik paylaşımı sağlayacak, yakıt
güvenilirliğini esas alacak, yeterli düzeyde yedek güç ve enerjiye sahip bir elektrik
sisteminin oluşturulabilmesi için plan çalışmalarının yapılması ve uygulanması
gerekmektedir. Böylece talebi belli bir yedekle güvenilir olarak karşılamak üzere
kurulması gereken ilave üretim kapasite miktarı belirlenmekte, gereğinden eksik veya
fazla yatırım yapılmamasının sağlanması amaçlanmaktadır. Elektrik enerjisi
sistemlerinde kurulu güç ve enerji yedeği kavramları Bölüm 5.2.2 de incelenecektir.
Üretim planlamasının öneminin daha iyi anlaşılması için 2009-2014 yılları arasındaki 5
yıllık dönemin incelendiği örnek bir durum aşağıda açıklanmaktadır:
Planlama çalışması sonuçlarına göre Temmuz 2004 tarihi itibariyle işletmede, inşa
halinde ve Temmuz 2004 tarihine göre EPDK’dan lisans almış olan üretim tesisleri ile,
talebin öngörüldüğü gibi yılda ortalama %7.9 (ETKB tarafından 2004 yılında yapılan
talep tahmin çalışması) oranında gelişmesi durumunda proje üretim kapasitesine göre
yedek oranları 2009 yılından 2014 yılına kadar sırasıyla %14.2, %12.9, %13.2, %13.4,
%13.2 ve %13.2 olup bu yıllar için planlama çalışması sonuçlarından elde edilen kurulu
güç yedeği sırasıyla %28.5, %25.9, %25.5, %25.5, %25.3 ve %25.1 düzeyindedir. Bu
yedek oranları ile elektrik sistemi güvenilir bir durumda olacaktır.
Bu dönem içinde yeni ihtiyaç duyulacak üretim miktarının aynı enerji yedeği oranlarını
koruyarak karşılanabilmesi için gereken kapasite ilavesinin sadece tek kaynağa bağlı
olarak kurulması durumunda nasıl olabileceği ve bu ilave kapasitenin kurulu güç
yedeğine etkisi herhangi bir plan çalışması yapılmadan incelendiğinde;
− Bu dönemde sadece yılda ortalama 2800 saat çalışabilen rüzgar santralları
kurulursa toplam 132509 MW rüzgar kapasitenin ilavesi gerekmekte ve kurulu
güç yedeği 2014 yılında %69’a yükselmektedir.
− Bu dönemde sadece yılda ortalama 3500 saat çalışabilen hidrolik santrallar
kurulursa toplam 106007 MW’lık hidrolik kapasitenin ilavesi gerekmekte ve kurulu
güç yedeği 2014 yılında %52’ye çıkmaktadır.
5-72
− Bu dönemde sadece yılda ortalama 7500 saat çalışabilen doğal gaz santralları
kurulursa toplam 49470 MW’lık kapasitenin ilavesi gerekmekte ve kurulu güç
yedeği 2014 yılında %16’ya düşmektedir.
− Aynı yıllar için kapasite ihtiyacının sadece yılda ortalama 6500 saat çalışabilen
yeni linyit santralları ile karşılanacağı varsayıldığında toplam 57081 MW’lık
kapasite kurulması gerekecektir. Bu durumda kurulu güç yedeği %21 olmaktadır.
− İhtiyaç duyulan yeni üretim kapasitesinin Rüzgar, Hidroelektrik, Doğal Gaz ve
Linyit kaynaklarından eşit miktarda karşılanacak şekilde kurulması ile 86267 MW
ilave kurulu güç gerekecektir. Bu durumda 2014 yılındaki kurulu güç yedeği %40
olmaktadır.
Söz konusu 5 yıl için yapılan bu örnek çalışma göstermektedir ki belirli bir düzeydeki arz
güvenilirliğini sağlamak için (mesela yukarıdaki örnekte olduğu gibi proje enerji
yedeğinin %13-14 civarında olması) gereken ilave kapasite ihtiyacının miktarı,
kurulacak santral tipine sıkı sıkıya bağlıdır. Üretim planları, karar vericilere ve
yatırımcılara belli güvenilirlik kriterlerini sağlayacak olan ilave kapasitenin miktarı, yakıt
kompozisyonu ve zamanlaması hakkında bilgi verdikleri için önemlidir.
Ayrıca üretim planları sonuçları iletim planlarının ana girdisi olduğundan gerekli iletim
yatırımlarının zamanında tespit edilmesi ve tesis edilmesi mümkün olmaktadır.
5.2.2. Elektrik Enerjisi Üretim Sistemlerinde Kurulu Güç ve Enerji Yedeği
Elektrik enerjisi sistemlerinde doğrudan yatırım miktarları ile ilgili olan yedek kurulu güç
ve yedek üretim kavramları ve miktarları çok önemlidir. Enerji yedeğinin miktarı enerji
sisteminin termik-hidrolik/yenilenebilir dengesi, linyit santrallarında kömür kalitesi,
mevcut yapısıyla otoprodüktör uygulaması ve enerji ithalat-ihracatı ile çok yakından
ilgilidir.
Elektrik sektöründe yedeğin gereğinden fazla olması atıl kapasitenin ve buna bağlı
olarak ilave bir yatırım ve işletme giderinin oluşmasına neden olacaktır. Bu durum
sektörü ve ülke ekonomisini olumsuz etkileyecektir.
Termik- Hidrolik/Yenilenebilir Dengesi
Türkiye sistemi genellikle enerji darboğazı yaşanan yıllarda %30, diğer yıllarda ise %40
kurulu güç yedeğiyle çalışmıştır. Bunun sebebi yenilenebilir kaynakların başında gelen
hidrolik santralların kurulu güç içindeki payının %40’lar seviyesinde olmasıdır. Kuraklık
yaşanan yıllarda rezervuarlı hidrolik santralların dahi üretimleri %50 azalabilmektedir.
Türkiye’de en fazla gündemde olan hidrolik ve rüzgar santrallarında eksik üretim riski
her zaman vardır. Bu nedenle yukarıdaki örnekte de açıklandığı gibi, güvenilir üretim
kaynağı olmayan ancak yerli ve çevre dostu olması nedeniyle tercih edilen hidrolik ve
rüzgar santrallarının toplam kurulu güç içindeki payı arttıkça üretim sistemi güvenilir
kurulu güç yedeğinin de aynı oranda arttırılması yani daha fazla termik yedek kapasite
yatırımı yapılması gerekmektedir.
Türkiye’de kurulu güç içindeki yenilenebilir enerjinin payı 2006 yılı sonu itibariyle
%32,4’tür. Bu oran ABD’de %13, OECD Ülkeleri ortalamasında %21.7, AB
ortalamasında ise %21.8 dolayındadır.
5-73
İthalat ve Otoprodüktör Uygulamaları
Tüketiciye sunulan elektriğin pahalı olması, kalitesinin sık kesintiler ve gerilim
dalgalanmaları nedeniyle iyi olmaması sanayiciyi kendi santralını yapmaya yöneltmiştir.
Otoprodüktör olarak adlandırılan bu uygulama 1990’lı yılların öncesinde kojenerasyon
olarak mevcut idi. Sanayici kendi ihtiyacı olan ısı/buharın yan ürünü olarak elektrik
üretmekte (kojenerasyon) ve fabrikası çalıştığı sürece bu üretimini kullanmakta idi.
Ancak ısıl verimliliği %80’lerin üzerinde olan kojenerasyon kavramı 1990’lı yıllarda
değiştirilmiş, otoprodüktör santralların kojenerasyon üretim yapması kavramı (ki bütün
dünyadaki uygulamalar bu şekildedir) kaldırılmıştır. Bu durumda bazı otoprodüktörler
üretim şirketleri gibi çalışmaya başlamış ve kendi ihtiyaçlarının çok üzerinde, verimliliği
düşük olan ve çoğunlukla basit doğal gaz üretim tesisleri kurarak ikili anlaşmalarla
ülkenin her yerindeki müşterilerine satmışlardır. Bir başka ifadeyle, 4628 sayılı yasa
çıkmadan, serbest piyasa açılmadan önce fiilen serbest piyasa uygulaması
başlatılmıştır. Yasadan sonra da bu uygulama aynen devam ettirilmiştir. 1.8.2006 tarihi
itibariyle Dengeleme ve Uzlaştırma Piyasası11 fiili uygulamasına başlanması ile birlikte
otoprodüktör santralarının bu piyasada en önemli katılımcı olduğu görülmektedir.
Dengeleme piyasasının uygulanmaya başlanması ile otoprodüktörler ve otoprodüktör
grupları müşterileri ile anlaşmalarını büyük oranda sona erdirmiş, kendi ihtiyaçlarını
karşıladıktan sonraki fazla üretimlerini dengeleme piyasasına sunmayı tercih etmişlerdir.
Otoprodüktör ve otoprodüktör gruplarından ayrılan tüketiciler zorunlu olarak TEDAŞ
müşterisi konumuna geçmişlerdir. Dengeleme piyasasında oluşan fiyatların genelde
perakende elektrik satış fiyatına göre daha yüksek olduğu görülmektedir.
Dünyadaki uygulamalara uygun olarak kojenerasyon olmayan otoprodüktörlerin üretim
şirketi olarak lisanslandırılması gerekmektedir.
Diğer taraftan özel sektör uluslararası enerji ithalatı için EPDK’ya lisans başvurusunda
bulunmaktadır. Gerek üretim tesisi gerekse ithalat başvurularının belirli bir stratejik plan
doğrultusunda değerlendirilmeden lisanslandırılması halinde; ülkenin birincil kaynak
kullanım hedeflerine uymayan, 2010-2015’li yıllara kadar devam edeceği bilinen ve
rekabete açılamayan öncelikli üretimi (otoprodüktörler, Yİ, YİD, İHD) ve TETAŞ’ın enerji
tarifesini yükselten arz fazlasını (enerji yedeğini) daha da arttırarak gereğinden fazla
üretim yedekleriyle karşılaşılacaktır.
Kömür Kalitesi
Türkiye sistemindeki kurulu güç yedek oranının yüksek olmasının diğer bir sebebi de
eksik ve gecikmiş kömür (linyit) temin ve kalite iyileştirme yatırımlarıdır. Kurulu güç
içinde %20,3 paya sahip olan linyit santrallarında kömür yetersizlikleri ve/veya kömür
kalorifik değerinin santralın tasarım değerinden düşük olması bu santralların
kapasitelerinin altında üretim yapmalarına sebep olmaktadır.
5.2.3.Türkiye’de Plan Uygulamaları ve Zamanlama
4628 sayılı Yasa yürürlüğe girmeden önce üretim planlama çalışmaları; ETKB’nin
koordinasyonunda bağlı ve ilgili tüm kuruluşlarının katılımı ile tesbit edilen birincil
kaynak kullanım imkanları ve fiyatları doğrultusunda yerli ve yabancı kaynak karışımı
uygulamasının çevresel boyutlarda dikkate alınarak en ekonomik çözümünün
11
4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu esas olarak üreticiler ile tüketiciler arasında ikili anlaşmalar pazarı
oluşturulmasını ve gerçek zamanda bu ikili anlaşmalarda ortaya çıkan dengesizlikleri gidermek için bir gün önceden
alınmış olan Yük Alma ve Yük Atma fiyat ve miktarlarına göre sistemin dengelenmesini öngörmektedir.
5-74
bulunması için yapılmakta idi. Ancak bugüne kadar yapılan planların karar vericiler
(siyasi otorite) tarafından uygulandığını söylemek oldukça güçtür. Finansal kaynakları
kısıtlı olan ve kalkınma hızı %5 lerin üzerinde seyreden ülkemizde plan sonuçları
benimsenerek uygulanmadığı gibi, atıl üretim ve doğal gaz yatırımlarına yol açan birçok
uygulama da yapılmıştır. Kısıtlı finansal kaynaklarla kalkınmasını sürdürmek zorunda
olan bir ülkede gelişmiş ülkelerin bile tam bir başarı ile uygulayamadıkları ”serbest
piyasa modelinde plan olmaz” ilkesinin, ki bu ilke gelişmiş ülkelerde bile değişmiştir,
uygulanmaya çalışılması ve bu nedenle yasada plan yerine dağıtım şirketlerinin
belirleyeceği talebe göre arz projeksiyonlarının yapılmasının öngörülmesi arz
güvenilirliğinin tehlikeye düşürebilecektir. Ülkemizde de bu durum tespit edildiğinden
17.3.2004 tarihinde Yüksek Planlama Kurulu’nca onaylanan “Elektrik Enerjisi Sektörü
Reformu ve Özelleştirme Strateji Belgesi”nde elektrik enerjisi sektöründe planlı
gelişmeye yönelik önlemler yer almaktadır.
Avrupa Birliği Konseyi (ABK) tarafından yayımlanan ve üye ülkelerin kendi yasalarını
uyumlaştırmaları gereken Direktiflerinde arz güvenliği önemli ölçüde gündeme
getirilmektedir. 2003 yılında yayımlanan 2003/54 sayılı direktifin 12 4. maddesi üye
devletler tarafından elektrik arz güvenliğinin izlenmesini ve AB Komisyonuna her yıl
rapor edilmesi yükümlülüğünü getirmektedir. Ayrıca yine ABK tarafından yayımlanmış
bulunan 2005/89 numaralı direktifinde13 arz güvenliği konusunda üye devletlere önemli
görevler verilmekte ve arz güvenliğinin sağlanması bir kamu hizmeti yükümlülüğü olarak
tanımlanmaktadır. Direktifin 5. maddesi üye devletler tarafından elektrik enerjisi talep ile
arz arasında uygun bir dengenin oluşturulması hususunda yükümlü olduğunu
getirmekte, arz güvenliğinde sürekliliğin sağlanması için gereken üretim, iletim ve
dağıtım yatırımları ile elektrik toptan satışında piyasaya doğru sinyallerin verilmesi için
gereken yatırımların gerçekleştirilmesi konusunda üye devletlere yükümlülükler
getirmektedir.
Türkiye gibi, talep artışının hızlı gerçekleşmesinin beklendiği ve kısa bir dönem sonra
kapasite yetersizliği ile karşılaşma durumu olan ülkelerde talep-arz dengesinin uygun
seviyelerde korunabilmesi ancak planlı bir yatırım politikası ile mümkün olabilecektir.
Zaten 2002 yılından bu yana14 özellikle üretim yatırımlarının serbest piyasa koşullarında
yeterli miktarda gerçekleşmediği görülmektedir.
1980 – 2005 dönemi kurulu güç gelişimine bakıldığında yıllık kapasite artışlarının 95
MW ile 3741 MW arasında değiştiği görülmektedir. Yani yatırımların bazı yıllarda
durduğu bazı yıllarda da yığıldığı görülmektedir. Plan çalışmaları, çalışmanın yapıldığı
dönemde yayınlanan elektrik enerjisi talep tahminlerine göre yapılmaktadır. Talep serisi
yüksek olduğunda yıllık ilave kapasite ihtiyacı da yüksek hesaplanmaktadır. 1985
yılından itibaren yapılan plan çalışmaları sonuçlarına göre yıllık kapasite ilaveleri yıldan
yıla farklılık göstermekte olup düşük talep serisine göre ortalama 2500 MW, yüksek
talep serisine göre ise ortalama 4000 MW arasında değişmekte, ancak bir yıldan
diğerine aşırı bir sıçrama olmamaktadır.
12
2003/54/EC, Avrupa Parlamentosu ve AB Konseyi tarafından 26.6.2003 tarihinde hazırlanmış ve 15.7.2003 tarihli
Avrupa Resmi Gazetesinde yayımlanarak yürürlüğe girmiştir.
13
2003/54/EC, Avrupa Parlamentosu ve AB Konseyi tarafından 18.1.2006 tarihinde hazırlanmış ve 4.2.2006 tarihli
Avrupa Resmi Gazetesinde yayımlanarak yürürlüğe girmiştir.
14
4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 3.3.2001 tarihinde yürürlüğe girmesinden itibaren serbest piyasa
uygulaması için 18 aylık bir geçiş dönemi öngörülmüş ve bu geçiş döneminden sonra 3.3.2002 tarihi itibariyle
elektrik sektöründe serbest piyasanın açıldığı resmi olarak ilan edilmiştir.
5-75
Üretim planlarının uygulanmaması yakıt temin tesis altyapılarında ve kullanımında
belirsizliklere sebep olduğu gibi iletim sisteminin planlaması ve yatırım
gerçekleştirmesini de olumsuz etkilemektedir. İletim ve dağıtım sistemleri üretime
paralel (eşzamanlı) olarak gelişemezlerse bu durum üretimin tüketiciye istenen seviye
ve kalitede ulaşmasını engelleyecektir.
Diğer taraftan birincil kaynak kullanımı, üretim, iletim ve dağıtım yatırımlarındaki
belirsizlikler, güven ve şeffaflık ortamında gelmesi beklenen yabancı sermayeyi de
ürkütüp kaçırabilecektir.
5.2.4.Yeni Elektrik Enerjisi Mevzuatı ve Plan
Yeni elektrik enerjisi mevzuatına göre üretim tesisleri için lisans başvurularının
değerlendirilmesinde EPDK tarafından Lisans Yönetmeliği hükümleri çerçevesinde
üretim tesisinin iletim ve/veya dağıtım sistemine bağlantısı ve sistem kullanımı hakkında
ilgili kuruluşlardan görüş istenilmektedir. İnceleme ve değerlendirmede tüm lisanslar
(üretim, otoprodüktör, ithalat-ihracat) açısından temel olarak göz önünde
bulundurulacak hususlar arasında; başvurunun ülke elektrik sistemi birincil kaynak
kullanım stratejilerine uygunluğu ve bölgesel arz – talep durumlarına etkisi gibi hususlar
bulunmamakta, gereğinden fazla kapasite kurulup kurulmadığının incelenmesi
istenilmemektedir. Oysa lisans başvurularının ülkenin stratejik planları doğrultusunda
incelenmesi ve bunun için mevzuatta değişik yapılması gereklidir.
Mart 2006 sonu itibariyle EPDK’dan lisans alan yeni üretim tesislerinin toplam kurulu
gücü 5094,4 MW’tır. Bu üretim tesisleri lisans aldıktan sonra tesis süreleri
başlamaktadır. Yeni üretim lisansı alan yatırımcıların tesislerini lisanslarında belirtilen
sürede tamamlamaları gerekmektedir. Mevcut Lisans Yönetmeliği hükümleri ile lisans
iptali de sözkonusu olmasına rağmen, lisanslarda belirtilen sürelerin tutulamaması,
yatırımların gecikmesi söz konusudur. (Bkz. Bölüm 6.3.3.). Bu tesislerin beklenen
tarihlerde işletmeye girmemeleri durumunda güvenilir enerjideki açık daha erken yıllarda
başlayacak ve daha sonraki yıllar için de ilave kapasite ihtiyacı artacaktır.
Gereğinden fazla kapasite kurulduğunda üretim kapasitesinin verimli kullanılamaması
kamu tarafından işletilmekte olan santrallardan elde edilen üretimin çok düşük
seviyelerde kalması veya bu santrallara hiç üretim yaptırılmaması gibi durumlar söz
konusu olacaktır. Örneğin mevcut durumda (2006 yılı) sözleşmeye bağlı (Yap-İşlet,
Yap-İşlet-Devret, İşletme Hakkı Devri, Mobil santrallar) üretim ile otoprodüktör
santralarının toplam kurulu güç içindeki payı %34 iken üretimlerinin toplamı yıllık
tüketimin %57’sini karşılamıştır. Özellikle dikkat edilmesi gereken nokta, tüketim
eğrisinin baz yük olarak adlandırılan kısmının neredeyse tamamının otoprodüktör ve
sözleşmeye bağlı üretim tarafından karşılandığı, geriye kalan ve yük değişimlerinin ani
olduğu kısımlarda geriye kalan kapasitelerin kullanıldığıdır.
İletim sistemi gereği çalıştırılması gereken santrallar ile su kullanım politikaları gereği
öncelikli çalıştırılması gereken hidroelektrik üretimler de dikkate alındığında talebin
tamamına yakınının öncelikli üretilmesi gereken üretim tarafından karşılanacağı,
rekabete açık alanın oldukça dar olduğu anlaşılmaktadır. Sözleşmeye bağlı üretimin
talep içerisindeki önemli payı önümüzdeki 5 yılda %30’a 10 yılda %20’ye inecektir.
Ancak talep artışı öngörüldüğünden düşük gerçekleşir ise bu oranlar daha yüksek
olacaktır.
5-76
Elektrik sistemi planlanırken santraların, günlük ve saatlik değişen yük eğrisine en
uygun şekilde cevap verebilmesi amacıyla, baz, orta ve puant yük ihtiyaçlarının
gelişimine bakılmalıdır. Böylece enerji, puant güç ve yük eğrisi ihtiyaçlarının, en az
yatırımla kurulabilecek, minimum yedekli bir santral seti ile karşılanması mümkün
olabilmektedir. Bu bir sistem yaklaşımıyla yapılabilir. Halbuki serbest piyasada, münferit
ve birbirine rakip özel şirketlerce alınacak yatırım ve proje kararlarında tercihler, yüksek
karlılık dürtüsüyle ağırlıkla yüksek kapasite kullanım oranı hedef alınarak, baz yük
santraları için olacaktır ki, bu da sonuç olarak atıl kapasite yükü ve ek maliyet
getirecektir. Bu durumu görebilen yatırımcı yatırım yapmaktan kaçınacaktır.
Optimal üretim sistem tasarımı ile atıl kapasite oluşumu engellenirken, yük ihtiyaçlarına
uygun proje tercihleri de yapılarak ile gereksiz proje yaratılmamaya çalışılmaktadır.
Lisans başvurularının değerlendirilmesinde, Şebeke Yönetmeliğinde de öngörülen,
Üretim Kapasite Projeksiyonu ve İletim Sistemi On Yıllık Gelişim Raporu dökümanının
dikkate alınması halinde bu durumla karşılaşılmayacaktır.
5.2.5. Elektrik Enerjisi Sektörü Reformu ve Özelleştirme Strateji Belgesi ve Plan
Elektrik enerjisi sektöründe yaşanan sorunların çözümüne yönelik olarak; sektör ilgili
taraflarının çalışmaları sonucu oluşturulan “Elektrik Enerjisi Sektörü reformu ve
Özelleştirme Strateji Belgesi” 17.3.2004 tarih ve 2004/3 sayı ile YPK tarafından
onaylanarak yayımlanmıştır.
Belge ağırlıklı olarak dağıtım ve üretim tesislerinin özelleştirilme program hedeflerine
yönelik olup VIII. Maddesi 6. ve 7. altbaşlıklarında arz kapasitesinin arttırılması ve risk
yönetiminin güçlendirilmesi için öneriler yer almaktadır.
Madde VIII/6, yukarıdaki bölümlerde geniş olarak açıklanan, yapılması ve uygulanması
gerekliliği belirtilen birincil kaynak ve elektrik enerjisi arz (üretim) planlamasına işaret
etmektedir. Ülkemiz için çok yerinde bir karardır. Ancak satırlarda kalmaması için daha
açıklayıcı hükümler de bulunmalıdır. Zira YPK’nın onayladığı bu belgede belirtilen
çalışmalar henüz yapılıp bir devlet politikası haline gelmeden önce, bu plan çalışmaları
sonucunda kapasitesi ve zamanlamasının belirlenmesi gereken nükleer santral yatırımı
konusunda ihaleye çıkılacağı açıklaması medyaya yapılmıştır. Belgenin plan
konusundaki hükmünün uygulanması şüphe uyandırmaktadır.
Madde VIII/7 de ise üretim lisansı alan tüzel kişilerin lisansları kapsamındaki
faaliyetlerinin EPDK’ca izlenerek ETKB’na raporlanacağı belirtilmektedir. Bu
uygulamadan amaçlanan üretim eksikliği tehlikesinin oluşmamasını sağlamak olmakla
beraber, sadece izlemek yoluyla bu amaca ulaşmanın gerçekçi olduğu söylenemez. Bu
maddenin de uygulanabilir olması için Bölüm 6.3.3’deki görüşler doğrultusunda
mevzuatta değişiklik yapılması gerekmektedir.
5.2.6. AB Elektrik Direktifi ve Plan
5.2.6.1. Avrupa Birliği’nin Revize 2003 Elektrik Direktifi
Avrupa Birliği’nin Revize 2003 Elektrik Direktifi’ ne göre; arz güvenliği konusunda, her
bir üye ülke tarafından arz-talep dengesi gözlemlenmelidir, ve gözlemleme topluluk
düzeyinde bir rapor ile bölgeler arası enterkonneksiyon kapasitesini de dikkate alarak
takip edilmelidir. Eğer arz güvenliğinin tehlikeye girmesi söz konusu ise, böyle bir
5-77
gözlemleme uygun önlemlerin alınmasına imkan tanımak üzere en kısa sürede
gerçekleştirilmelidir. Gerekli şebeke altyapısı tesisi ve bakımı, enterkonneksiyon
kapasitesi de dahil, kaliteli elektrik arzına katkı yapmalıdır. Enterkonneksiyon kapasitesi
ve merkezi olmayan elektrik üretimi de dahil gerekli şebeke altyapı tesis ve bakımı
kaliteli elektrik arzından emin olmak için önemli unsurlardır.
Arz Güvenliğinin İzlenmesi
Üye ülkeler arz güvenliğinin izlenmesi konularını garantiye almalıdır. Üye ülkeler, uygun
olduğu durumda bu amacı düzenleyici otoritelere bırakabilirler. Bu izleme, ulusal piyasa
düzeyinde arz/talep dengesini, puant talebi karşılama önlemleri ve bir veya daha fazla
tedarikçinin devre dışı olma durumları yanı sıra beklenen gelecekteki talep seviyesini,
planlanan veya inşa halindeki ilave kapasiteyi ve şebekelerin kalite ve bakım seviyesini
kapsamalıdır. Her iki yılda bir bu izleme durumu ile ilgili rapor yayınlanacaktır.
AB’nin yukarıdaki açıklanan uygulamaları; bol yedekli, iyi enterkonnekte ve talep artış
hızı Tükiyenin neredeyse üçte biri olan UCTE sisteminde bile serbest piyasa
uygulamasında arz eksikliği olabileceği tehlikesinin görülmesi üzerine Direktifte yer
almıştır.
Yeni kapasite için Yetkilendirme Prosedürü
6. Yeni üretim kapasitesi tesis edilmesi için, üye ülkeler objektif, şeffaf ve ayrım
gözetmeyen kriterlere uygun olarak bir yetkilendirme (autorization) prosedürünü
oluşturmalıdırlar.
7. Üye ülkeler, kendi topraklarında yeni üretim kapasitesi tesis edilmesi için
yetkilendirme prosedürü kriterlerini oluşturacaklardır. Bu kriterler;
a. Güvenlik ve elektrik sisteminin güvenilirliği, tesis ve ilgili donanım
b. Halk sağlığı ve güvenliğinin korunması
c. Çevrenin korunması
d. Saha kullanımı
e. Kamu arazisi kullanımı
f. Enerji verimliliği
g. Birincil kaynakların doğası
h. Başvuru sahibine özgü teknik, ekonomik ve finansal yeterlilik gibi
karakteristikler
i. Madde 3’ün sürdürülebilirliği açısından uygulanmış önlemler ile uyum
8. Üye ülkeler; sınırlı kapasite ve potansiyel etkilerini dikkate alarak küçük ve
dağıtım sistemine bağlı üretim tesisleri için de yetkilendirme prosedürünü garanti
etmelidirler.
9. Yetkilendirme prosedürü ve kriterleri kamuya açık olmalı. Yetkilendirilmelerinin
reddedilmelerinin nedenleri konusunda başvuru sahipleri bilgilendirilmelidir.
Nedenler objektif, ayrım gözetmeyen bir şekilde, iyi açıklanmış ve zaman içinde
doğruluğu kanıtlanacak şekilde olmalıdır. Başvuru sahibi Yasal prosedürler
açısından bilgilendirilmelidir.
Yeni Kapasite Teklif Edilmesi
Üye devletler, arz güvenliğinin sağlanması, yeni kapasite temini veya enerji
verimliliği/talep tarafı yönetimi önlemleri amacıyla şeffaf ve ayrım gözetmeyecek bir
şekilde yayımlanmış kriterlere uygun olarak bir teklif alma prosedürü imkanını
oluştururlar. Buna karşın, bu prosedürler, tesis edilmekte olan üretim kapasitesi veya
5-78
enerji verimliliği/talep tarafı yönetimi önlemleri, yetkilendirme prosedüründe arz
güvenliğinin sağlanması önlemleri yeterli olmadığı takdirde başlatılabilir.
Tevzi ve Dengeleme
Arz güvenilirliği açısından, ülke talebinin karşılanması için gerekli elektrik enerjisi
üretiminin %15’ini aşmayacak oranda birincil (fuel) yerli kaynağa (indigenous primary
enegy fuel sources) dayalı üretim tesislerinin tevzisine öncelik verilmesi tavsiye
edilmektedir.
5.2.6.2. Avrupa Birliği Yenilenebilir Enerji Direktifi
Yenilenebilir enerjinin küresel anlamda çevresel faydaları ve sürdürülebilir enerji arzına
katkısı dikkate alınarak Avrupa Birliği (AB) üye devletleri bu kaynaklardan elektrik
üretiminin desteklenmesi hususunda hemfikirdir. Bu çerçevede birçok destek planı
geliştirilmesine rağmen bazen bu planlar rekabet hukuku ile çelişebilmektedir. Önceleri
üreticilere yönelik destek mekanizmalarını içeren bu planlar daha sonra geliştirilerek
piyasaya yönelik hale getirilmiştir (açık arttırma-eksiltme) yöntemi, yeşil sertifikalar gibi).
Yenilenebilir Enerji Kaynakları üzerine yayımlanan Beyaz Kitap'ta arz güvenliği,
çevrenin korunması, sosyal ve ekonomik uyumun sağlanması ve enerji kaynaklarının
farklılaştırılması gerektiği dikkate alınarak yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik
üretimi Topluluğun öncelik alanı olarak belirlenmiştir. Kitapta 2010 yılına kadar
yenilenebilir enerji kaynaklarından üretilecek elektriğin toplam elektrik üretimindeki
payının %12'ye çıkartılması hedeflenmiştir 15 . 1997 yılına baktığımızda bu oran %3.2
civarındadır.
Avrupa Parlamentosu (AP) 30 Mart 2000 tarihinde çıkardığı bir kararla yenilenebilir
enerji hedefleri konusunda üye devletleri bağlayıcı birtakım hedeflerin Topluluk
düzeyinde alınması gerektiğinin altını çizmiştir.
27 Eylül 2001 tarihinde AP ve Bakanlar Konseyinin kararıyla 2001/77/EC Sayılı Elektrik
İç Pazarında Yenilenebilir Enerji Kaynaklarından Üretilen Elektriğin Teşviki'ne yönelik
bir direktif yayımlanmıştır. Direktif, yenilenebilir enerji kaynaklarını rüzgar, güneş,
jeotermal, dalga, gelgit (tidal), hidro güç (geniş ölçekli hidro güç dahil), biyokütle, arazi
dolgularından elde edilen gaz (landfill gas), pis su arıtma tesisi gazı ve biyogazlar olarak
tanımlamaktadır.
Bu yönetmeliğin amacının, yenilenebilir enerji kaynaklarından üretilen elektriğin dahili
elektrik piyasasındaki payının artırılmasını teşvik etmek ve gelecekte çıkarılacak Avrupa
Birliği Çerçeve Anlaşmasına temel teşkil etmek olduğu belirtilmektedir.
Bu yönetmelikte; AB ülkelerinde 2010 yılında tüketilecek tüm elektriğin % 22.1’inin
yenilenebilir (yeşil) enerji kaynaklı olması öngörülmektedir.
Direktife göre her 5 yılda bir üye devletler, ulusal hedeflerini ortaya koyan bir rapor
yayınlamakla yükümlüdür. Üye devletlerin koyduğu hedefler, Direktifin ekinde verilmiş
olan AB Komisyonu'nun belirlediği referans değerler ve Kyoto Protokolü çerçevesinde
yerine getirilmesi gereken ulusal taahhütler ile uyumlu olmak zorundadır. Rapor aynı
zamanda hedefe ulaşmak için alınan önlemleri de içermelidir. Ayrıca üye devletler Ekim
15
Büyük hidro kaynakları buna dahil değildir, ancak bu durum 27 Ekim 2001’de tüm hidrolikleri dahil edecek
şekilde değiştirilmiştir.
5-79
2003 tarihinden itibaren her iki yılda bir geldikleri noktaya yönelik rapor hazırlamakla
yükümlüdür.
Birçok destek planının olması ve hangisinin daha etkili olduğu konusunda uzlaşmaya
varılamamasından dolayı Direktif, Komisyonu bu planları değerlendirmek ve rekabeti
önleyip önlemediğini denetlemekle yükümlü kılmıştır. Ekim 2005'de Komisyon bununla
ilgili bir rapor yayınlayacaktır ve eğer gerek görülürse desteğe yönelik bir Topluluk
Çerçevesi önerecektir.
Direktife göre üye devletler, yenilenebilir enerji kaynaklarından üretilen elektriğin
menşeini garantilemek için bir prosedür hazırlamakla yükümlüdür. Eğer istenirse üye
devletler menşe garantisi (guarantee of origin) çıkarabilmelidir. Üretim ve dağıtım
faaliyetlerinden bağımsız yetkili bir otorite menşe garantilerinin çıkartılmasını
denetlemekle yükümlüdür.
Aşağıda Tablo 5.1’de Avrupa Birliği ile üye ülkelerin herbirinin yönetmelikte belirtilen
milli hedefleri gösterilmektedir. Türkiye’nin hidroelektrik üretimi de mukayese için bu
tablonun altına ilave edilmiştir.
Avrupa Birliği ülkeleri öngörülen hedeflere ulaşmak için yenilenebilir enerjiye yapılacak
yatırımları artırmak amacıyla, hem arz tarafında (yeşil sertifika, yatırım desteği, vergi
muafiyeti veya indirimi, vergi iadesi, doğrudan fiyat desteği gibi) çeşitli teşvik ve destek
politikaları uygulamakta, hem de talep tarafında yeşil enerji kullanımını yaygınlaştırmak
için vergi muafiyetleri ve subvansiyon gibi uygulamalar yapmaktadır. Aşağıda bazı
örnekleri verilen bu teşvik ve desteklemelerin şekli ve mekanizmaları ülkeden ülkeye
değişmektedir.
Almanya’da 2000 yılında çıkarılan “Yenilenebilir Enerji Kaynaklarına Öncelik
Verilmesine Dair Kanun” yenilenebilir enerji kaynaklarının toplam elektrik üretimi içindeki
payını 2010 yılına kadar iki misline çıkarmayı hedeflemekte ve küçük hidroelektrik (5
MW’a kadar), rüzgar, güneş, jeotermal, biomass, vs. gibi yeni ve yenilenebilir enerji
kaynaklarında üretilecek elektriğin asgari fiyatını, iletim ve dağıtımını düzenlemektedir.
Kanunun gerekçesinde, Almanya’daki tüm hidroelektrik potansiyelin halihazırda
kullanılmış olduğu ve geriye teşvik edilerek geliştirilebilecek yalnızca küçük hidroelektrik
santrallar ile rüzgar, güneş gibi diğer yenilenebilir enerji kaynakları kaldığı açıkça
belirtilmektedir. Bu gerekçede ayrıca rüzgar santrallarının teşvik nedenleri açıklanırken,
rüzgar türbinlerinin yeni bir teknoloji olduğu ve bu konudaki teşviğin Almanya’da bu
teknolojinin geliştirilmesine, ilave istihdam yarattığına, imalat sektörü ve ihracata
katkısına dikkat çekilmektedir. Almanya, bu tür teşvik uygulamalarıyla karbondioksit
emisyonunu 2005 yılına kadar (1990’dakine göre) %25 azaltmayı, 2010 yılına kadar da
tüm sera gazları emisyonunu %21 azaltmayı hedeflemektedir.
Hollanda’da 2002 yılı sonuna kadar elektrik tüketimine vergi uygulanmaktaydı ve yeşil
enerji bu vergiden muaf tutulmakta idi. Vergi kanununda Kasım 2002’de yapılan bir
değişiklikle 2003 yılı başından itibaren “ecotax” denilen bu vergi KDV dahil 7.604
Eurocent olarak uygulanacak, yeşil enerjide ise bu vergi 2.1 Eurocent olacaktır. Yani
tüketici tarafında yeşil enerjinin diğer enerji türlerine göre vergi avantajı kWsaat başına
yaklaşık 5.5 Eurocent olacaktır. Zaman içerisinde bu vergi avantajının 3.5 Eurocent’e
düşürülmesi planlanmaktadır.
İsveç’te rüzgar ve küçük hidroelektrik santrallarda üretilen elektriğe (arz tarafında)
verilen subvansiyon 1.54 cent/kWsaat’tir. İsveç’te buna ilave olarak, rüzgar enerjisi ve
küçük hidroelektrik (<1.5 MW) yatırımlarına % 15 “yatırım hibesi” (investment grant) ile
5-80
rüzgar enerjisi kullanıcılarına kWsaat başına 2.77 cent “çevre iskontosu” (environmental
discount) uygulanmaktadır.
(bakınız http://www.swedenvironment.environ.se/no0004/0004.html )
Danimarka, İsveç ve diğer bazı ülkelerde yakın gelecekte elektrik dağıtımı yapan
kuruluşların “yeşil enerji kotası” uygulamaları, yani sattıkları elektriğin belli bir kısmını
yeşil enerji kaynaklarından temin etmeleri yükümlülüğü getirilecektir. Bu diğer
ülkelerden elektrik ithal edecek tüketicilerin de uymak zorunda kalacakları bir kota
uygulaması olacaktır.
Bütün bu bilgilerden ortaya çıkan gerçek şudur; AB’de yeşil enerji için büyük bir hareket,
gayret ve teşvik görülmektedir.
Tablo 5. 1 Yenilenebilir Enerji Kaynaklarından Üretilen Elektriğin Brüt Tüketim
İçindeki Payına İlişkin Üye Ülkelerin 2010 Yılı Milli Hedefleri
Üye Ülke
Avusturya
İsveç
Portekiz
Finlandiya
İspanya
Danimarka
İtalya
Fransa
Yunanistan
İrlanda
Almanya
Birleşik Krallık
Hollanda
Belçika
Lüksemburg
Avrupa Birliği
Türkiye’de
Hidroelektrik
Yeşil Elektrik
1997
2010
TWh
%
%
39.05
70.0 % 78.1 %
72.03
49.1 % 60.0 %
14.30
38.5 % 39.0 %
19.03
24.7 % 31.5 %
37.15
19.9 % 29.4 %
3.21
8.7 % 29.0 %
46.46
16.0 % 25.0 %
66.00
15.0 % 21.0 %
3.94
8.6 % 20.1 %
0.84
3.6 % 13.2 %
24.91
4.5 % 12.5 %
7.04
1.7 % 10.0 %
3.45
3.5 %
9.0 %
0.86
1.1 %
6.0 %
0.14
2.1 %
5.7 %
338.41
13.9 % 22.0 %
39.82
38.5 % 33,7 %
Hidrolik üretimin toplam tüketimdeki payı 2003 yılında %25 olmuştur
Türkiyedeki mevcut yenilenebilir enerji kaynaklarının 2003 yılı üretimindeki payı %25 dir.
Türkiye bugünden AB’nin 2010’daki hedefini yakalamıştır. Hidroelektrik santrallardan
elde edilecek üretimin tüketimdeki payının 2003’deki seviyelerinde kalmasını beklemek
hidroelektrik santrallardan elde edilecek üretimin de talep ile aynı oranda artmasını
beklemek demektir. Halbuki hidrolik potansiyelimiz sonsuz olmayıp, toplam 129 milyar
kWh/yıl üretime karşılıktır. Bu durumda toplam enerji tüketimindeki payının giderek
azalması olağandır. Diğer taraftan AB 2010 yılı hedeflerinin 2020 yılına ertelenmesi
tartışma halindedir. Avrupa’da üye ülkelerin iç mevzuatlarında büyük HES’ların teşvik
dışında bırakılması normaldir, çünkü hidroelektrik kapasitenin tamamına yakını zaten
geliştirilmiştir. Buna rağmen, 27 Ekim 2001 tarihli AB bülteninde yayınlanarak
kesinleşen “Dahili Elektrik Pazarındaki Yenilenebilir Enerji Kaynaklarından Üretilen
5-81
Elektriğin Teşvik Edilmesi” yönetmeliğinde daha önceki taslaklarında 10 MW ve
altındaki tesisler için kullanılan “küçük hidro” tanımı kaldırılarak “hidroelektrik santralların
tümü”nün yenilenebilir enerji kaynağı sayılması ve teşvik edilmeleri öngörülmüştür.
(bkz.:http://europa.eu.int/eurlex/pri/en/oj/dat/2001/l_283/l_28320011027en00330040.pdf )
Direktifin zayıf olan yanları şu şekilde sıralanabilir;
Direktif bütün olarak yenilenebilir enerji kaynaklarını ele almaktadır.
Örneğin büyük hidro güç ticari bir kaynak olmasının yanı sıra desteğe
ihtiyacı yoktur.
Hangi kaynakların ne tür desteğe ihtiyacı olduğu konusuna değinilmemiştir.
Ne tür destek sisteminin tercih edilmesi gerektiği ve iç pazar yapısına bu
sistemin nasıl uyacağı konusu Direktifte eksik kalan noktalardan birisidir.
Direktif yeşil sertifika gibi piyasa tabanlı mekanizmaları desteklemek
yerine üreticilerin desteklenmesine yönelik uygulamaları desteklemektedir.
EPDK (Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu) tarafından Resmi Gazetede 4 Ağustos
2002 tarihinde yayınlanarak yürürlüğe giren yeni “Lisans Yönetmeliği” bütün nehir
santralları ile 20 MW ve altında kurulu gücü olan barajlı hidroelektrik santralları
yenilenebilir (yeşil) enerji kaynağı olarak tanımlamaktadır. Bu tanım daha sonra 28
Şubat 2003’te Resmi Gazetede yayınlanan değişiklikle, 50 MW ve altındaki nehir
santralları ile rezervuar hacmi yüz milyon metreküpün veya rezervuar alanı onbeş
kilometrekarenin altında olan hidroelektrik tesisler olarak değiştirilmiştir. Bu yeni “Lisans
Yönetmeliği”ne göre; yenilenebilir enerji kaynaklarına yatırım yapan yatırırmcılar hem
lisans alma ücretinin yüzde birini ödeyecek, hem de, tesisin EPDK’na verilen programa
uygun şekilde işletmeye alınması koşuluyla, işletmenin ilk sekiz yılında yıllık lisans
ücreti ödemeyeceklerdir. Ayrıca, yenilenebilir enerji kaynaklarının iletim ve dağıtım
sistemine bağlantıda öncelik sahibi olacağı belirtilmektedir. Yeni “Lisans Yönetmeliği”
lisans süresinin 49 yıla kadar uzatılmasına imkan sağlamaktadır. Bunların yenilenebilir
enerji kaynaklarına daha çok yatırımı özendirmekten uzak oldukları açıktır. EPDK
(Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu) nun Eylül 2002’de yayınladığı “Elkitabı”nda
yenilenebilir enerji kaynaklarından üretilen elektriğin teşviği için alınacak diğer tedbirlerin
ancak ayrı bir kanunla düzenlenebileceği ifade edilmektedir.
Türkiye, hem halihazırda hem de gelecekte üreteceği elektriğin önemli bir kısmını
(2010’da %26’sı) hidroelektrik ve rüzgar santrallarından üretecektir. Avrupa Birliği
ülkeleri ile yeterli bağlantı sağlanabildiği takdirde, Türkiye’nin elektrik üretimindeki bu
özelliği elektrik ihracatı için önemli bir avantaj haline gelmektedir. AB ülkeleri tarafından
üretimi ve tüketimi teşvik edilen yeşil enerjinin önemli üreticilerinden biri olarak Türkiye
bu fırsatları değerlendirmelidir. Avrupa Birliğinin enerji stratejileri, ileriki yıllarda oluşacak
açıklar ile bunların nasıl karşılanacağı ve yeşil enerji teşviklerine ilişkin temel prensipler
ise bu konuda yayınladıkları “Green Paper”da yer almaktadır. (bkz
http://europa.eu.int/eur-lex/en/com/gpr/2000/com2000_0769en01.html ).
Hidroelektrik santrallarda üretilen elektriğin tek avantajı yeşil enerji olması değildir.
Bundan daha önemlisi ve ekonomik olarak da daha değerlisi, elektrik depolayarak puant
saatlerdeki ani talebi karşılayabilme özelliğidir. Temel politika olarak ülkemizin mevcut
ve yeni yapılacak depolamalı hidrolik santrallarının öncelikle puant yükleri karşılamak
üzere kullanılmaları esas olmalı, AB ülkelerine puant saatlerde enerji satışı
hedeflenmelidir. AB ülkelerinde puant enerji ihtiyacının tümünü karşılamaya yetecek
5-82
kapasitede depolamalı hidrolik tesisler olmadığı için puant enerji fiyatları zaman zaman
çok yükselmektedir
bakınız http://www.apx.nl/marketresults/Historicaldata/historicaldata_dec01.htm ).
5.3. Elektrik Enerjisi İletim Sistemi Planlaması
Üretim planları ile yakıtı, kapasitesi ve zamanlaması belirlenen üretim tesislerinde
üretilen elektrik enerjisinin tüketicilere yeterli ve kaliteli bir şekilde ulaşabilmesi için,
iletim sisteminin de planlanması ve plana uygun olarak gelişmesi gerekmektedir.
5.3.1 Optimizasyona Dayalı İletim Sistemi Gelişim Planlarının Yapılması İçin
Kullanılan Metodolojiler
İletim Sistemi, 154 kV (yüksek gerilim-YG) ve 380 kV (çok yüksek gerilim-ÇYG) sisteme
bağlı üretim tesislerinden itibaren dağıtım sistemine kadar olan ve üretilen enerjinin
tüketicilere doğrudan ve/veya dağıtım sistemi üzerinden ulaştırılmasını sağlayan iletim
hat ve kabloları, transformatör merkezleri, anahtarlama merkezleri, seri kapasitör
istasyonlarından oluşmaktadır.
İletim Sisteminin enterkonnekte olarak çalıştırılması üretim, iletim ve dağıtım
sistemlerinde bir dizi teknik kuralın koordinasyon içerisinde uygulanması ile mümkündür.
Elektrik enerjisinin frekans ve geriliminin kalitesi, sistemin stabilitesi ve arzın devamlılığı
bu düzenin doğru olarak planlanıp işletilmesine bağlıdır.
Üretim ve İletim Sisteminin bir bütün olarak optimizasyonuna dayalı yapılan İletim
Sistemi gelişim planlarında;
sistem enerji ve puant güç talebine göre belirlenen üretim sistemi kurulu gücü,
talebin bölgesel dağılımı,
iletim sisteminin özelliklerine göre ilave üretim kapasitesinin yeri,
mevcut üretim tesislerinin optimum işletimi
dikkate alınmaktadır.
İletim Sistemi gelişim planlarında, enerji arzının kalitesinin ve sürekliliğinin en yüksek
seviyede tutulması, ekonomik, kolay işletilebilir ve gelişime açık bir sistem tasarlanması,
mevcut tesislerin ekonomik ömrü süresince kullanılması ve bunların minimum yatırım
maliyeti ile gerçekleştirilmesi temel prensiplerdir.
Sistem güvenilirlik kriterleri ülkelerin gelişmişlik düzeyine ve hedeflerine bağlı olarak
belirlenmekte olup, Türkiye’nin İletim Sistemi Batı Avrupa Elektrik İleticileri Birliği’ne
(UCTE) entegrasyonu hedefi doğrultusunda bu sistemlerle uyumlu olacak şekilde
geliştirilmiştir. Bu doğrultuda, İletim Sisteminin herhangi bir bileşeninin arıza dolayısıyla
devre dışı kalması halinde (Birinci Arızi Durum; N-1); herhangi bir müşterinin
kaybedilmemesi, sistemin kararlılığının bozulmaması ve sistemin parçalara
bölünmemesi sağlanacak şekilde sistemin gelişimi planlanmaktadır.
İletim Sisteminin iki bileşeninin aynı anda servis dışı olması (ikinci arızi durum; N-2) gibi
çok ağır arızi durumlarda ise, sistemin tümünün veya bir bölümünün enerjisiz kalmasını
(genel veya kısmi sistem oturması) önlemek amacıyla zaman zaman üretim ve/veya yük
atma yöntemlerine başvurulabilmektedir.
5-83
Yukarıda belirtilen prensipler doğrultusunda bir İletim Sisteminin tasarlanması için; Yük
Akışı Analizi, Kısıtlılık Analizi, Kısa Devre Analizi, Kararlılık Analizi gibi bir dizi teknik
çalışma yapılmaktadır. Bu çalışmalar her yıl için üç ayrı yük senaryosu (kış puantı, yaz
puantı, minimum) ile yapılır.
İletim Sistemi Analizinde;
1. Mevcut ve plan yılında serviste olması öngörülen iletim tesisleri,
2. Mevcut ve plan yılında servise girmesi beklenen üretim tesisleri ve bunların çalışma
rejimleri,
3. İncelenen her senaryo için (yaz puantı, kış puantı ve minimum) trafo merkezi
bazında güç talebi tahminleri,
4. Trafo merkezi bazında öngörülen toplam talep ile sistem kayıplarını karşılayacak
üretim senaryosu dikkate alınarak enterkonnekte üretim ve iletim sistemi modellenir
ve bu varsayımlarla sistem simulasyonu yapılır.
Yapılan analizlerin sonucunda belirli bir üretim-tüketim durumu için; trafo
merkezlerindeki gerilim seviyeleri, iletim sistemi toplam kayıpları, enerji transfer
imkanları, iletim sisteminin yüklenme durumu belirlenir. Arızalar sonucu sistemde eksik
hat, trafo veya üretim kaynağının sebep olabileceği olumsuzlukların ve çözümlerinin
belirlenmesi teçhizatın kısa devre akımlarına dayanabilirliğinin kontrol edilmesi ve arıza
sonucu sistem elemanlarının devre dışı kalması ile sistem kararlılığının kalitesinin
korunması, kısmi veya genel sistem oturmasının olup olmayacağının tespiti ile yeni
İletim Sistemi yatırımlarının kararları alınır.
5.3.2 Yeni Elektrik Piyasası Yapısında İletim Sistemi Gelişim Planlarının
Yapılmasında Karşılaşılan Sorunlar
4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu ile otoprodüktör ve otoprodüktör grupları
tarafından gerçekleştirilen üretim faaliyeti dışındaki elektrik enerjisi üretiminin Elektrik
Üretim Anonim Şirketi ve özel sektör şirketleri tarafından gerçekleştirilmesi, Elektrik
Üretim A.Ş. ve özel sektör üretim şirketleri lisansları uyarınca gerçek ve tüzel kişilere
elektrik enerjisi ve/veya kapasite satışı yapabilme hakkı, TEİAŞ’a ise İletim Sistemine
bağlı ve bağlanacak olan serbest tüketiciler dahil tüm sistem kullanıcılarına Şebeke
Yönetmeliği ve İletim Lisansı hükümleri doğrultusunda eşit taraflar arasında ayırım
gözetmeksizin iletim ve bağlantı hizmeti sunması yükümlülüğü getirmiştir.
Bu durumda üretim-iletim sisteminin optimizasyonu yerine çok sayıda bilinmeyenle
sistem gelişiminin sağlanması gerekmektedir.
Yeni yapıda İletim Sistemi Gelişiminin sorunları;
Dağıtım sistemine bağlı olarak çalışan üretim tesislerinin tam olarak
izlenemeyen çalışma rejimi trafo merkezleri bazındaki talep tahminini
güçleştirmektedir,
Dağıtım Şirketlerinin henüz doğru talep tahmini yapabilme yetenekleri
bulunmamaktadır,
Mevcut lisanslama yöntemi ile ilave üretim kapasitesinin yeri, tipi, miktarı
ve servise giriş yılı kesinleştirilememektedir,
İletim Sistemi simulasyonlarının temeli olan üretim senaryosundaki
belirsizliklerin devam etmesi (yükün hangi üretimle karşılanacağı),
5-84
Özel şirketlerce küçük kapasiteli yeni üretim tesisleri kısa sürelerde
tamamlanarak servise alınabildiği halde tüm iletim yatırımlarını yapmakla
yükümlü olan TEİAŞ’ın bir iletim tesisini finansmanı bulunmak kaydıyla 3-5
yılda tamamlayabilmesi
olarak sıralanabilir.

TEİAŞ’ın, 4628 sayılı Yasa, Lisans Yönetmeliği ve diğer mevzuat ile tanımlanan
yükümlülükleri doğrultusunda, sisteme yeni bağlanacak üretim tesislerine darboğazlar
nedeniyle iletim kısıtlamalarına tabi olmayacak güvenilir ve sürekli iletim kapasitesi
sağlaması gerekmektedir. İletim darboğazı oluşması halinde üretici, müşterisinden
sözleşmesi kapsamındaki ücreti üretim yapmış gibi almaya devam edecektir. Darboğaz
yönetiminin getireceği ilave maliyet Dengeleme Piyasası’ndan karşılanacaktır.
Dağıtım Sistemine Bağlı Üretim Tesisleri
Sisteme bağlı üretim tesisleri bağlı oldukları gerilim seviyesine, ünite gücüne veya
kurulu güçlerine göre sınıflandırılabilir. Şebeke Yönetmeliğine göre ünite gücü 50
MW’tan büyük veya toplam kurulu gücü 100 MW’tan büyük olan santrallar için şebeke
işletme kriterlerine uyum zorunluluğu bulunmaktadır. Diğer önemli kriter üretim tesisinin
şebekeye bağlı olduğu gerilim seviyesidir. Genellikle kurulu gücü 50 MW’tan fazla olan
üretim tesisleri İletim Sistemine 154 kV ve 380 kV gerilim seviyelerinden bağlanmıştır.
Şebeke Yönetmeliğinin 5. Maddesine göre “İletim Sistemi ile kullanıcılar arasındaki
bağlantı; bu Yönetmelik ve Arz Güvenliği ve Kalitesine İlişkin Yönetmelik hükümlerine
uygun olarak tesis edilir. TEİAŞ’ın bir dağıtım barasına veya bu baraya bağlı dağıtım
sistemine bağlanacak toplam üretim gücü 50 MW’ı geçemez. Bu gücün 50 MW’ı
geçmesi durumunda bağlantı iletim seviyesinden yapılır. 10 MW’ın altındaki üretim
tesisleri için müstakil fider tahsisi yapılmaz.” Sözkonusu düzenleme nedeniyle, küçük
üretim tesisleri dağıtım sistemine dağıtım merkezleri üzerinden bağlanmaktadır. Bazı
özel durumlarda, teknik ve coğrafik kısıtlar nedeniyle, kurulu gücü 50 MW’tan küçük
üretim tesisleri (örneğin rüzgar santralları) doğrudan İletim Sistemine yönlendirilmektedir.
5.3.3 Yeni Yapıda Uygulamaya Konan Yeni Metodolojiler
Yeni üretim tesisislerinin bölge talebinin üzerinde üretim kapasitesine sahip bölgelere
yapılması durumunda;
bölgenin diğer bölgelerle olan bağlantı hatlarının termik limitlerinin,
talebi üretiminin üzerinde olan ve yeni bağlantıyla üretimi piyasa tarafından daha
da kısılacak bölgelerde iletim kapasitesi yetersizliği ve gerilim sorunlarının
incelenmesi,
iletim darboğazı nedeniyle, üretim fazlası olan bölgede arttırılacak, üretim açığı
olan bölgede ise azaltılacak üretimin darboğaz yönetimi maliyetlerinde neden
olacağı artışın irdelenmesi,
darboğaz yönetimi maliyetini minimize edecek yeni iletim tesislerinin yatırım
maliyetleri de dikkate alınarak belirlenmesi
gerekmektedir.
Yeni yapıda santralın kurulu gücü, tipi vs. ile birlikte tesis edileceği yer de yatırımcılar
tarafından önerilmektedir. Yatırımcının üretim eksikliği olan veya İletim Sisteminin daha
güçlü olduğu uygun bölgelerine yönlendirilmesi için en önemli araç olarak bölgesel iletim
tarifesi uygulanması ile “yer sinyali” verilmesi görülmektedir.
5-85
İletim tarifesi 4628 sayılı Kanunla belirlenen Bağlantı ve Sistem Kullanım Anlaşması ile
öngörülen bağlantı bedelleri (yatırımı içermemektedir), kullanım bedelleri ve Enerji
Piyasası Düzenleme Kurumu (EPDK) tarafından yayımlanan ikincil mevzuat
kapsamında belirlenen sistem işletim kalemlerinden (yan hizmet bedelleri) oluşmaktadır.
Bağlantı ücretlerinin belli bir kullanıcının İletim Sistemine irtibatını sağlayan varlıklarla
ilgili maliyetleri yansıtması ve bu maliyetin kullanıcı tarafından karşılanması gerekirken,
bağlantı varlıkları sadece kullanıcının kendi tesisi içindeki iletken, izolatör, hırdavat vs.
ile sınırlandırılmıştır. Bu durumda bağlantı varlıkları iletim varlığı haline gelmekte ve bu
nedenle bağlantı maliyetinin çoğu iletim kullanım ücreti ile karşılanmakta ve bütün
yatırımlar sistem varlıkları adı altında toplanmaktadır.
Sistem Kullanım Ücretleri Bağlantı Varlıkları dışında kalan İletim Sistemi Varlıkları ile
ilgili maliyetleri kapsamakta olup tüm kullanıcılara Bölgesel Fiyatlar olarak yansıtılır.
Sistem kullanım ücretleri;
Nakil Modeli kullanılarak İletim Sisteminin her bir noktasındaki ilave 1 MW
üretimin baz duruma göre sistemdeki toplam nakil hacmine (MW x km) cinsinden
etkisi hesaplanarak Trafo Merkezi uzun Dönem Marjinal Maliyet sinyallerinin
belirlenmesi;
Trafo Merkezi bazında hesaplanan sinyallerin birbirine yakınlığı (bir bölgedeki
maksimum ve minimum sinyal arasındaki fark %10’na eşit veya daha küçük),
Oluşacak bölgelerde kurulu gücü 10 MW’dan büyük en az bir santralın yer alması
Trafo Merkezlerinin elektriksel olarak birbirine bağlı olması
kriterleri dikkate alınarak Tarife Bölgelerinin oluşturulması ve EPDK tarafından
belirlenen Gelir Tavanına göre toplanacak gelirin üreticilere ve tüketicilere eşit oranlarda
(%50) dağılımı yöntemiyle belirlenmiştir.
Trafo Merkezi bazında gruplandırılmış 23 Tarife Bölgesi oluşturulmuştur.
Bölgesel Sistem Kullanım Ücretleri, mümkün olan bağlantı miktarını belirtmemekle
birlikte, yeni üretim tesisi bağlantısı için uygun bölgeleri işaret etmektedir. Ancak
yatırımcı, serbest elektrik piyasasına geçmiş diğer ülkelerdeki deneyimlerden de
bilindiği kadarıyla, yüksek iletim tarifesi ödemeyi göze alıp en pahalı bölge için de
bağlantı talep edebilmektedir.
EPDK’na, Yatırımcıya ve TEİAŞ’a yol göstermek üzere bağlantı imkanlarının Sistem
Kullanım Tarife Bölgeleri bazında incelendiği Bağlantı Fırsatları Dökümanının
hazırlanması gerekmektedir.
Sistem Kullanım Ücretleri için oluşturulan 23 tarife bölgesinin tamamının çok detaylı
olarak belirli zaman dilimi için incelenmesi ve bu incelemede optimizasyon yerine çok
sayıda belirsizlikle sistem gelişiminin belirlenmesi gerekmektedir.
Serbest piyasa modelinde İletim Sistemi gelişimi için alternatif yaklaşımlar:
1. Tüm iletim darboğazlarının yeni iletim yatırımlarıyla çözülmesi,
2. Gerekli yeni iletim yatırımlarına karar vermek için; darboğazları dengeleme
piyasasında çözmenin maliyeti ile yeni iletim tesislerinin yatırım maliyetinin
karşılaştırılarak optimum iletim yatırımlarının belirlenmesi
olarak bilinmektedir.
5-86
Birinci yaklaşım, mevcut finansman ve tesis şartlarında her bir iletim tesisi için 3-5 yıl
yatırım süresi gerekmesi ve çok büyük iletim yatırımı maliyetleri oluşturması nedeniyle
uygulanabilir görülmemektedir. [4]
•
Elektrik enerjisi projeleri yüksek maliyetli yatırımlar olup, bu nedenle; enerji
kaynağı/yakıt temini, elektrik üretim tesisi, gerekli iletim ve dağıtım tesislerinin inşası
bütünlüğü içerisinde ele alınmalı ve tüm yatırım aşamaları eşgüdüm halinde
gerçekleştirilmelidir.
•
Arzın yetersiz kalması, ekonomik ve toplumsal kayıplara neden olacağı gibi, arz
kapasitesinin talebin önünde olması da atıl kapasite ve ölü yatırım anlamına
gelmektedir.
•
Sektörün yukarıda söz edilen özellikleri, planlamayı, özellikle de tüm sektörleri ve
kullanım alanlarını kapsayan bütünsel bir planlamayı, sektör açısından olmazsa
olmaz bir unsur haline dönüştürmektedir.
•
Halen gelişimini tamamlamamış olan ülkemizde hem kalkınma için gerekli olan arz
ilavesi ve hem de rekabetçi bir serbest piyasa için gerekli olan yedek enerjinin
sadece serbest piyasa koşullarında temin edilebileceğinin varsayılması gerçekleri
yansıtmamaktadır. Sektörde planlama unsurunun geri çekilmesinin ya da bu konuda
boşluk yaratılmasının sektöre olumsuz etkileri olacaktır. Olabildiğince gerçek durumu
yansıtan planların yapılması yatırımcı açısından da güveni arttırıcı bir unsur olacaktır.
Hatta tüm dünya ekonomisini belirleyen unsur haline gelen, özellikle de gelişmekte
olan ülke ekonomilerinde etkisi daha da öne çıkan “belirsizlik” halinin olumsuz
sonuçlarını en aza indirebilmek için, değişen koşullara göre ortaya çıkabilecek
senaryolar üzerinde çalışma yapmak daha da uygun görünmektedir.
•
Elektrik enerjisi arz (üretim) planlaması, devletin mali ve birincil kaynak temin ve
kullanım politikalarının yansıtılması açısından olduğu kadar, yeni üretim tesislerinin
mevcut enterkonnekte elektrik sistemine entegrasyonunu sağlayan iletim ve/veya
dağıtım sistemlerinin planlanması ve gerçekleştirilmesi için de büyük önem
taşımaktadır.
•
Arz güvenilirliğini sağlamak için gereken ilave kapasite ihtiyacının miktarı, kurulacak
santral tipine sıkı sıkıya bağlıdır. Üretim planları karar vericilere belli güvenilirlik
kriterlerini sağlayacak olan ilave kapasitenin miktarı, yakıt kompozisyonu ve
zamanlaması hakkında bilgi verdikleri için önemlidir. Ayrıca üretim planları sonuçları
iletim planlarının ana girdisi olduğundan gerekli iletim yatırımlarının zamanında tespit
edilmesi ve tesis edilmesi mümkün olmaktadır.
•
Gerek üretim tesisi gerekse ithalat başvurularının belirli bir stratejik plan
doğrultusunda değerlendirilmeden lisanslandırılması halinde; ülkenin birincil kaynak
kullanımına uymayan, 2010-2015’li yıllara kadar devam edeceği bilinen ve rekabete
açılamayan öncelikli zorunlu üretimi (otoprodüktörler, Yİ, YİD, İHD, ayrıcalıklı
şirketler) ve TETAŞ’ın enerji tarifesini yükselten arz fazlasını (enerji yedeğini) daha
da arttırarak gereğinden fazla yedek oluşmasına sebep olacaktır.
5-87
•
Lisans başvurularının ülkenin stratejik planları doğrultusunda incelenmesi ve bunun
için mevzuatta değişik yapılması gereklidir.
•
Gereğinden fazla kapasite kurulduğunda üretim kapasitesinin verimli
kullanılamaması kamu tarafından işletilmekte olan santrallardan elde edilen üretimin
çok düşük seviyelerde kalması veya bu santrallarla hiç üretim yaptırılmaması gibi
durumlar söz konusu olacaktır.
•
İletim sistemi gereği çalıştırılması gereken santrallar ile su kullanım politikaları gereği
öncelikli çalıştırılması gereken hidroelektrik üretimler de dikkate alındığında talebin
tamamına yakınının öncelikli üretilmesi gereken üretim tarafından karşılanacağı
(%90), rekabete açık alanın oldukça dar olduğu anlaşılmaktadır.
•
Elektrik sistemi planlanırken santralların, günlük ve saatlik değişen yük eğrisine en
uygun şekilde cevap verebilmesi amacıyla, baz, orta ve puant yük ihtiyaçlarının
gelişimine bakılmalıdır. Puant güç ve yük eğrisi ihtiyaçlarının, en az yatırımla
kurulabilecek, minimum yedekli bir santral seti ile karşılanması mümkün
olabilmektedir. Bu bir sistem yaklaşımıyla yapılabilir.
•
Optimal sistem tasarımı ile atıl kapasite oluşumu engellenirken, yük ihtiyaçlarına
uygun proje tercihleri ile gereksiz proje yaratılmamaya çalışılmaktadır. Yıllara göre
kapasite ihtiyacı belirlenip kaynak türüne karar verildikten sonra ihale ile rekabet
yaratılarak en düşük enerji maliyetli projelerin seçimi ile daha proje seçimi
aşamasında maliyetlerin aşağı çekilmesi sağlanmalıdır.
•
TEİAŞ iletim kısıtlarını iki yaklaşımla ortadan kaldırabilir: Birinci yaklaşımda plan yılı
içinde gerçekleşme sürelerine ve transfer edilemeyen enerjiye bakılmaksızın bütün
İletim Sistemi kısıtlarının yeni iletim tesisi yatırımları ile çözülmesidir. Bu yaklaşım
çok yüksek yatırım maliyeti getirmekte, ayrıca planlama çalışmalarındaki
varsayımların değişmesi halinde yapılan iletim tesislerin atıl kalma riski
bulunmaktadır. İkinci yaklaşım ise iletim kısıtlarından oluşacak darboğazları
dengeleme piyasasından çözmenin maliyeti ile yeni iletim tesislerinin yatırım
maliyetinin karşılaştırılarak, avantajlı olan yeni iletim tesislerinin yapımına karar
verilmesidir.
5-88
6. ELEKTRİK ENERJİSİ YATIRIMLARI
Türkiye gibi gelişmekte olan ülkelerde, enerji ve elektrik enerjisi talebi, gelişmiş ülkelere
göre genel olarak daha hızlı artmaktadır. Geçmişte dünyada ve ülkemizde yaşanan
ekonomik gelişmeler nedeniyle elektrik sektöründe arz ve talep dengesizlikleri zaman
zaman yaşanmıştır. Arz sıkıntısı dönemlerinde üretim yatırımları hızlandırılmış, ancak
bu durum sonraki dönemde atıl yatırımlar olarak nitelendirilebilecek arz fazlası
yaratılmasına neden olmuştur. Elektrik enerjisi ekonomik ve sosyal yaşamın
vazgeçilmez bir unsuru olduğundan, elektrik sektöründeki yatırımların, enerji kaynağı ve
yakıt temini dahil, planlama kapsamında, zamanında ve koordinasyon içinde yaşama
geçirilmesi son derece önemlidir.
Bu bölümde, Türkiye’deki elektrik sektörü yatırımlarının geçmişten bugüne durumu ve
yeni mevzuat ışığında geleceğine ilişkin bir değerlendirme yapılması amaçlanmaktadır.
6.1. Elektrik Enerjisi Yatırımlarının Gelişimi
Türkiye’de elektrik enerjisi ve diğer enerji kaynakları Cumhuriyetin kuruluşundan 1963
yılına kadar çeşitli kuruluşlar ve bakanlıkların faaliyet alanı içinde yer almıştır. 1963
yılında planlı dönemin başlamasıyla birlikte bu faaliyetlerin tek elde toplanması amacıyla
Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı kurulmuştur.
TEK’in kurulduğu yıl olan 1970’ten 3096 sayılı Yasanın yayınlandığı 1984 yılına kadar
olan dönemde elektrik üretim, iletim ve dağıtım faaliyetleri TEK tarafından yürütülmüş ve
bu arada 1982’de yayınlanan 2705 sayılı Yasa ile belediyelerin elindeki elektrik
işletmeleri ile köy tüzel kişi ve birliklerinin elindeki tesisler TEK’e devredilmiştir. Özetle,
1970 sonrasında imtiyazlı şirketler olan ÇEAŞ ve KEPEZ hariç, elektrik enerjisinin
kamunun (TEK ve belediyelerin) sorumluluk alanı içinde olduğu bir dönem yaşanmıştır.
Planlı döneme rastlayan bu süreçte, beş yıllık kalkınma planlarında ülke linyitleri ve
hidrolik kaynaklarına dayalı bir yatırım politikasına ağırlık verilmiştir.
Ayrıntıları Raporun “2006 Yılında Türkiye Elektrik Enerjisi Sektörünün Durumu”
bölümünde verilen (Tablo 2.1) kurulu güç gelişimine bakıldığında, TEK’in kurulduğu
1970 yılında 1510 MW termik, 725 MW hidrolik olmak üzere toplam 2235 MW toplam
kurulu güç bulunduğu görülmektedir. Görüldüğü gibi bu dönemde hidrolik kurulu güç
termik kurulu gücün yaklaşık yarısıdır. Petrol krizlerinin de etkisiyle yerli kaynak
kullanımına öncelik verilen bu dönemlerde, hidrolik-termik dengesine de önem verilmiş
ve 1985 yılı sonunda 5229 MW termik, 3890 MW hidrolik olmak üzere toplam 9119 MW
kurulu güce erişilmiştir.
Sektörde serbestleşme uygulamaları sonucunda özel firma yatırımları da devreye
girmeye başlamıştır. Yıllar içinde kurulu gücün üretici kuruluşlara göre gelişimi Rapor’un
“2007 Yılında Türkiye Elektrik Enerjisi Sektörünün Durumu” bölümünde Tablo 2.3’de
verilmektedir.
Kamu sektörü elektrik enerjisi yatırımlarının 1985-2002 yılları arasındaki gelişimi Tablo
6.1’de ve Şekil 6.1’de verilmektedir.
5-89
Tablo 6. 1 Kamu Üretim-İletim-Dağıtım Yatırımlarının Gelişimi (Milyon $)
Yıllar
TEİAŞ Genel
EÜAŞ Genel
TEDAŞ Genel
DSİ Genel
Müdürlüğü *
Müdürlüğü
Müdürlüğü
Müdürlüğü
1985
1260
491
1986
1255
592
1987
1616
528
1988
1189
605
1989
1562
588
1990
1636
627
1991
1199
649
1992
1041
635
1993
960
561
1994
228
241
232
1995
220
246
234
1996
353
235
205
1997
464
268
217
1998
618
307
425
1999
788
170
613
2000
934
341
656
2001
26
384
164
596
2002
58
1026
246
121
2003
75
468
300
2004
102
318
301
2005
159
251
545
1993 yılı dahil TEK yatırımlarıdır. 1994-2001 yılları TEAŞ yatırımlarıdır.
Toplam
1751
1847
2144
1794
2150
2263
1848
1676
1521
701
700
993
949
1350
1571
1931
1170
1462
Şekil 6. 1 Kamu Üretim-İletim-Dağıtım Yatırımlarının Gelişimi (Milyon $)
1800
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
1985
1987
1989
1991
1993
1995
1997
1999
2001
2002
Yıllar
TEİAŞ
5-90
EÜAŞ
TEDAŞ
DSİ
6.2. Elektrik Enerjisi Yatırımlarının Finansmanı
1950’li yıllarda gelişmiş ülkeler, OECD, AID, Dünya Bankası örgütleri aracılığı ile
gelişmekte olan ülkelere hibe sayılabilecek nitelikte tarımsal kalkınma ve altyapı
yatırımları için krediler vermiştir. 1960’lı yıllarda ise sanayi projeleri için uzun vadeli
krediler verilmeye başlanılmıştır. 1980’li yıllarda ve sonrasında Dünya Bankası ve IMF
hem kredi koşullarını ağırlaştırmışlar, hem de sektörleri yönlendirme amacıyla kredi
vermişlerdir.
Türkiye'ye 1980-1984 yılları arasında Dünya Bankası tarafından toplam 1.6 milyar dolar
tutarındaki beş paket Yapısal Uyum Kredisi verilmiştir. Bu krediler ithalatın
serbestleştirilmesi, ihracatın arttırılması, vergi reformları ve KİT reformları gibi koşullara
bağlanmıştır. İkinci yapısal kredide, özellikle petrol ürünlerinin uluslararası piyasa
fiyatlarına göre karşılaştırılabilir düzeylerde fiyatlandırılması konusu başta olmak üzere
enerji politikalarına yönelik koşullar getirilmiştir. Beşinci Yapısal Uyum Kredisinde ise
"Enerji Faaliyet Planının hazırlanmasında yeterli gelişmenin sağlanması" ibaresi yer
almıştır. Ancak doğrudan enerji sektörünün yapısal düzenlemelerine yönelik olarak
verilen kredi 29.06.1987 tarihinde Bakanlar Kurulunda kabul edilen 325 milyon dolar
tutarındaki kredidir. Bu kredinin önemli bir yanı, enerji sektöründe yer alan kuruluşlarda
mali yapının izlenmesi amacıyla "Banka tarafından kabul edilebilir bağımsız mali
denetçilerin" devreye girmesinin koşul olarak getirilmesidir.
Bu kredide TEK'e özel bir önem verilmiş ve bu kuruluşun, mali yapısının ayrıntılı
bilgilerine dayalı olarak yapılan bir incelemenin her yıl Bankaya gönderilmesi şartı
getirilmiştir. Daha sonra, 14.02.1992 tarihinde Bakanlar kurulu tarafından kabul edilen,
300 milyon dolar tutarındaki TEK'in Yeniden Yapılanması Projesi için verilen kredide de,
elektriğin ekonomik satış fiyatı esas alınarak tarife seviyesinin belirlenmesi, verimlilik
seviyesinin yükselmesi, üretim santralları-iletim- dağıtım sistemlerinin ticari yapıda
maliyet merkezlerinin kurulması hususlarını içeren bir İşletme Yönetimi Geliştirme
Programı ile Finansman Yönetim Geliştirme Programı gibi alanlar sıralanmaktadır.
Ayrıca fiyatlandırma mekanizmaları oluşturuluncaya kadar, bütün vergiler ve zorunlu
kesintiler hariç olmak üzere ortalama elektrik fiyatı 6 cent eşdeğerinde tutulması
öngörülmüştür.
1999 yılında verilen ve sektörün düşey entegre yapısından; üretim, iletim ve dağıtımn
ayrıldığı yatay entegrasyonlu bir sisteme geçmesini ve iletim sisteminin
güçlendirilmesini öngören Ulusal İletim Şebekesi Projesi adlı kredi halen bu amaçlara
yönelik olarak kullanılmaktadır.
Dünya Bankası 1990’lı yıllarda sadece iletim ve dağıtım (az bir miktar) yatırımlarına
kredi vermiş, üretim yatırımlarını finanse etmemiştir. Kamu üretim yatırımları devletler
arası krediler ve kısmen de ticari kredilerle finanse edilmiştir. 1980 ler öncesinde düşük
faizli ve uzun geri ödeme süreli devletten devlete krediler söz konusu iken, 1980 lerden
sonra ağırlık ticari banka kredilerine kaymıştır.
Ancak son dönemde Dünya Bankası 50 MW’ın altındaki yenilenebilir enerji kaynaklarına
dayalı üretim tesisleri için 200 milyon dolarlık kredi vermiştir.
6.3. Üretim Yatırımları
Hızla artan elektrik talebini karşılamak üzere 1990’lı yılların ikinci yarısında kamunun
yatırım programında ağırlıklı olarak linyite dayalı termik santrallar ve hidrolik santrallar
yer almakta idi. Ancak üretim yatırımlarının 3096 ve 4283 sayılı yasalar kapsamında
yap-işlet-devret ve yap-işlet santralları olarak yapılması öngörüldüğünden TEAŞ yatırım
5-91
programlarında yer alan linyite dayalı santral yatırımları söz konusu dönemde
gerçekleştirilmemiştir. Özel sektörün de yatırım süresi kısa, yatırım maliyeti düşük olan
ve linyit santralları ile kıyaslandığında çevre açısından ek yatırım gerektirmeyen doğal
gaz santrallarına yönelmesi ve bu arada doğal gaza dayalı otoprodüktör santral
yatırımlarının da hız kazanması nedeniyle doğal gazın elektrik üretimindeki payı hızla
yükselerek 2003 yılı sonunda toplam üretiminde %44 oranına ulaşmıştır. Yatırım
maliyeti düşük olan doğal gaz santrallarının bu avantajı özellikle YİD projelerinde
elektrik tarifelerine yansımamış, tam tersine yüksek tarifeler ortaya çıkmıştır.
Özel sektörün elektrik üretiminde yatırım yapması beklentileri ve bu beklentilerin
zamanında gerçekleşmemesi nedeniyle 1990’lı yılların ikinci yarısında elektrik arzında
darboğaz yaşanması ihtimali ortaya çıkmış, bunun sonunda kamu da 1432 MW’lık
Bursa DGKÇS’nı tesis ederek 1998-1999 yılları arasında devreye almıştır. Bu
gelişmeler üretici kuruluşlardan bağımsız olarak tüm yatırımların plan hedeflerine uygun
olarak yapılması gerektiğini göstermektedir.
2006 yılı sonu itibariyle Türkiye kurulu gücünün, birincil enerji kaynaklarına göre üretici
kuruluşlar arasındaki dağılımı Rapor’un “2006 Yılında Türkiye Elektrik Enerjisi
Sektörünün Durumu” bölümünde Tablo 2-4’de verilmektedir. 2006 yılı sonunda
kamunun kurulu güçteki payının %58,5 ve üretimdeki payının %48,2’ye gerilediği
görülmektedir.
6.3.1 EÜAŞ Üretim Tesisi Yatırımları
Elektrik Üretim A.Ş, yatırım programındaki projelerden, yaklaşık proje tutarı 2 milyar
ABD Doları olan 4x360 MW’lık Afşin Elbistan-B Termik Santralında tesis faaliyetleri
2006 yılında tamamlanmıştır. Santralın 4 ünitesi de devrede olup, geçici kabul
çalışmaları 13 Kasım 2006 tarihi itibarı ile tamamlanmış ve ticari işletmeye geçilmiştir.
2x160 MW’lık 18 Mart Çan Termik Santralında tesis faaliyetleri 2006 Temmuz ayı itibarı
ile tamamlanmıştır. Santralın 2 ünitesi de devrede olup geçici kabul çalışmaları
tamamlanmış ve 15.07.2006 tarihinde ticari işletmeye geçilmiştir.
Kemerköy Termik Santralı Baca Gazı Kükürt Arıtma Tesisi: Halen işletmede olup, kesin
kabul çalışmaları 26 Ocak 2006 tarihinde tamamlanmıştır.
Çöllolar Kömür Sahası İşletme Projesi İhalesine, Afşin-Elbistan B Termik Santralının
ihtiyacı olan 18 milyon ton kömürü hizmet alımı yolu ile temin etmek üzere özel sektör
ile sözleşme imzalanmıştır. Proje süresi, 3 yılı yatırım ve ilk işletme dönemi, 25 yılı ise
işletme dönemi olmak üzere toplam 28 yıldır.
Ayrıca, Afşin-Elbistan kömür havzasındaki “C” ve “D” kömür sahasından, termik santral
kurmak ve işletmek üzere belli bir süre ile rödovans karşılığı kömür üretim hakkı
verilmesi işi için ihaleye çıkılmıştır. İhale ilanları Ağustos 2006’da Resmi Gazetede
yayımlanmıştır. Bu projenin tamamlanması ile her birinin kurulu gücü en az 1200 MW
olan 2 termik santral ülkemize kazandırılmış olacaktır. İşin süresi 30 yıldır.
6.3.2 Santralların Modernizasyonu, İyileştirilmesi Yatırımları
Modernizasyon, santralın mevcut güç ve enerji üretimini arttırarak büyütülmüş yıllık gelir
ile birlikte, ömrünün uzatılması olarak tanımlanabilir.
5-92
Bu tanımın içerisine çevrenin korunması, işletme masraflarının azaltılması ve üretim
duraklamalarının en aza indirilerek daha güvenilir ve emniyetli işletme yapılması da
girmektedir.
Daha iyi bir performans kazanmak genellikle mevcut eski elektromekanik teçhizatı
yenilemek veya ıslah etmek suretiyle olur. Bu şekilde tesisin inşai yapısını
değiştirmeden kapasiteyi %50 artırmak mümkün olabilir.
Mevcut santralları iyileştirme isteği aşağıdaki sebeplere dayalı olabilir;

Yaşlanmadan dolayı emreamadeliğin, güvenilirliğin, işletme emniyetinin ve üretim
veriminin azalması,

Santral gücünü ve enerji üretimini çoğaltarak yıllık geliri arttırma isteği,

Santralın işletme otomasyonunu temin etmek yolu ile işletme masraflarında tasarruf
sağlama isteği,
Bunların yanında çok eski santrallarda:

Teçhizatın zaman zaman yüksek onarım masraflarına sebep olması,

Sıklıkla sökme ve takma işlemlerinin teçhizatta zayıf noktalar meydana getirmesi,

Ünitelerin bakım sürelerinin eskiye nazaran çok daha uzun olması,

Sık sık gereğinden fazla yedek parça kullanma ihtiyacı olması
nedenlerinden yenilenme ve modernizasyona gidilmesi ihtiyacı doğabilir.
Modernizasyon ve iyileştirmenin yapılabilirlik kararı, santral yerinde yapılacak ölçüm ve
testler ile işletme istatistiklerine dayalı bir fizibilite raporu doğrultusunda verilmelidir.
1. Eski santralları modernize ederek ekonomik ve güvenilir üretime kavuşturmak,
büyük bir yatırıma ihtiyaç göstermeyeceği gibi, çok kısa bir zamanda enerji üretimine
ilave bir katkıda bulunacaktır.
2. Eski santralların yurt çapında, yaş gruplarına göre, teknik karakteristikleri ile
üretimlerini de kapsayan bir envanter çalışması yapılması uygun olacaktır.
3. Yeni yapılmış ve yapılacak her santralda; ileride modernizasyonun ve yenilemenin
yapılacağı gözönünde tutularak, en az aşağıdaki bilgilerin toplanması ve kayıtlarının
yapılabilmesi için gerekli tedbirlerin alınması gerekmektedir. Bu tedbir TEİAŞ’ın
bölgesel yük tevzi merkezleri ve/veya dağıtım şirketlerinin yük tevzi merkezleriyle
haberleşebilen SCADA sistemlerinin kurulması olabilir. Santrallardan toplanacak
bilgiler;

Verim kontrolu
Yakıt veya debi ölçümü
Güç ve enerji ölçümleri
Ünitelerin çalışma süreleri
Vibrasyon ve şaft salınımları ölçümleri
Bakım ve onarım süreleri
Ünitelerin servisten çıkış sayıları ve süreleri
Şalt sahası kesici ayırıcı durum bilgileri
Gürültü seviyeleri
Önemli arıza kayıtları ve sebepleri vb. gibi.
EÜAŞ termik santralarında modernizasyon ve rehabilitasyon çalışmaları devam
etmektedir.
5-93
Soma ve Seyitömer Santrallarının Elektrofiltre Tesislerinin rehabilitasyonu işinde montaj
çalışmaları devam etmekte olup, 2007 yılı içerisinde tamamlanacaktır.
Seyitömer Termik Santralı için kül depolama barajı yapım işinin %88’i gerçekleştirilmiş
bulunmaktadır. Söz konusu iş, 2007 yılı içerisinde tamamlanacaktır.
Çatalağzı Termik Santralında kül ve cürufun uzaklaştırılması ve depolanması işi 2002
yılında ihale edilmiş olup işin %67’si gerçekleştirilmiş bulunmaktadır. Kül ve cürufun
uzaklaştırılması ve depolanması çalışmaları 2007 yılı içerisinde tamamlanacaktır.
Soma Ayıtlı Kül Barajı Rehabilitasyonu işinin 11.05.2006 tarihinde ihalesi yapılmış ve
21.07.2006 tarihinde sözleşme imzalanmıştır. Soma Ayıtlı Kül Barajı Rehabilitasyonu
inşaatına başlanmış olup çalışmalar devam etmektedir.
1355 MW kurulu gücündeki Afşin-Elbistan “A” Termik Santralının Rehabilitasyon
işlerinin ihale işlemleri devam etmekte ve Rehabilitasyon İşleri Sözleşmesinin 2007 yılı
içinde imzalanarak çalışmalara başlanması hedeflenmektedir.
6.3.3 Özel Sektör Yatırımları
4628 sayılı EPK uyarınca elektrik sektöründe özellikle üretim tesisi yatırımlarının özel
sermaye tarafından gerçekleştirilmesi beklenmektedir. 2001 yılında yasanın yürürlüğe
girmesinden bu yana geçen 5 yıllık dönem içinde özel sermayenin beklendiği miktarda
üretim yatırımları yapmadığı bilinmektedir. Bu dönem içinde oldukça fazla miktarda
üretim lisansı başvurusu yapılmış, bu başvuruların büyük bir kısmı için sistem bağlantı
görüşü alınmıştır. Ancak, fiili olarak gerçekleşen yatırım miktarının beklenenin oldukça
altında olduğu görülmüştür. Son 5 yıllık dönem içinde, serbest piyasa koşullarında
rekabetçi bir piyasada üretim yatırımları beklenirken diğer taraftan da yenilenebilir
kaynaklardan elektrik üretimi için hem üretilen elektrik için satın alma hem de bu üretim
için fiyat garantisi getiren yasal düzenleme gerçekleştirilmiştir. Ayrıca, 2007 yılı
başlarında çıkartılan ama henüz yürürlüğe girmeyen Nükleer Santralar yapımı
konusundaki yasada geçici bir madde ile kurulu gücü 1000 MW ve üzeri olan yerli linyit
yakıtlı üretim tesislerine elektrik miktarına alım garantisi ve fiyat garantisi getirilmiştir.
Zaten büyük bir belirsizlik olan üretim tesisleri yatırımlarında ek olarak bu gelişmeler ile
birlikte özel sermaye tarafından yapılması beklenen üretim tesisleri yatırımlarında bir
belirsizlik ortaya çıkmıştır.
Lisans başvurusunda bulunan üretim yatırımları her ne kadar EPDK tarafından
duyurulmakta ise de bu başvuruların gerçekleşmelerini tam olarak izleyebilmek
neredeyse mümkün değildir. Lisans almış bulunan üretim tesisi yatırım başvurularının
hangi miktarının ne zaman gerçekleştirileceğini tam olarak belirlemek mümkün
olamamaktadır. Bu nedenle burada sayısal bilgiler verilmemektedir.
2003 yılı sonu itibariyle özel sektörün (Yİ+YİD+Otoprodüktör+Mobil Santral) işletmede
olan üretim yatırımları 13144 MW’a ulaşmıştır. Buna ilaveten EPDK’nın lisanslama
faaliyeti kapsamında;
6.4. İletim Sistemi Yatırımları
380 kV, 154kV ve 66kV iletim hatları ve trafo merkezlerinden oluşan iletim sistemi
gelişiminin yeni üretim tesisleri ve tüketim artışlarına paralel olarak, sistemde iletim
darboğazı oluşmayacak şekilde sürdürülmesi gerekmektedir. İletim yatırımları, 19791993 yılları arasında TEK yatırımlarının %10’u ile %33’ü arasında değişen oranlarda
5-94
yatırım harcamaları gerektirmekte iken, TEDAŞ’ın ayrıldığı 1993 yılından sonra iletim
yatırımlarının TEAŞ yatırımlarındaki payının
%25 ile %67 arasında değiştiği
görülmektedir. Bu rakamlar kamulaştırma bedelleri hariç olmak üzere, sırasıyla 90-300
milyon dolara karşılık gelmektedir. Trafo merkezleri ve iletim hattı direkleri için gerekli
olan arazi kamulaştırma bedelleri, konumuna bağlı olarak değişmekle beraber, ortalama
olarak yatırımların %10’u civarında oldukça önemli bir meblağ tutmaktadır. Ayrıca enerji
nakil hatlarının ormanlık alanlara raslayan kısımları için her yıl arazi kullanma bedelleri
de TEİAŞ’ ca ödenmektedir.
İletim sistemi ulusal iletim sistemi olup; tesis, işletme, bakım ve onarımından bir kamu
kuruluşu olan TEİAŞ sorumludur.
TEİAŞ’ın 2007 yılı iletim yatırım bütçesi toplamı 295 Milyon YTL, iletim tesisleri yatırım
ödeneği ise 250,755 Milyon YTL’dir. Bu ödeneğin 250,440 Milyon YTL’si devam eden
iletim tesislerine, 355000 YTL’si ise yeni iletim tesislerine aittir.
TEİAŞ bu yatırım bütçesi ile; hem esas görevi olan iletim sistemi güçlendirme
yatırımlarını, hemde görevi olmaması gerektiği halde İletim ve Dağıtım Bağlantı
Bedellerinin Belirlenmesi Hakkında Tebliğ’de öngörüldüğü için, iletim sistemine
bağlanacak her yeni katılımcının mevcut sisteme bağlanmasını sağlayacak gerekli iletim
tesislerini yapmak durumundadır.
Üretim, iletim ve dağıtım sistemleri yatırımlarının çok sıkı bir koordinasyon içinde olması
arz güvenilirlği ve kalitesinin korunması için çok önemlidir ve mutlaka sağlanmalıdır.
6.5. TEDAŞ Dağıtım Sistemi Yatırımları
2005 yılı Yatırım Programı revize ödeneği 979.500 Bin YTL. harcama miktarı 704.000
Bin YTL., gerçekleşme oranı da % 71.9’ dur.
2006 yılı ilk ödeneği 485.000 Bin YTL. olmasına karşılık sonradan 424.800 Bin YTL.
daha ek ödenek tahsis edilmiş olup; İlk ödeneğin 8.700 Bin YTL.’si Etüdlere, 29.000 Bin
YTL.’si Kırsal Dağıtım Tesislerine, 15.000 Bin YTL.’si İşletmeler Grubu Yatırımlarına,
30.000 Bin YTL.’si Makine Teçhizat Yatırımlarına, 300 Bin YTL.’si Taşıtlara, 70.000 Bin
YTL.’si Köy Şebekelerine, 332.000 Bin YTL.’si ise Şehir Şebekelerine tahsis edilmiştir.
Verilen ek ödeneğin ise 1.000 Bin YTL.’si Etüdlere, 15.000 Bin YTL.’si Kırsal Dağıtım
Tesislerine, 1.000 Bin YTL.’si İşletmeler Grubu Yatırımlarına, 6.995 Bin YTL.’si Makine
Teçhizat Yatırımlarına, 106.000 Bin YTL.’si Köy Şebekelerine, 294.805 Bin YTL.’si ise
Şehir Şebekelerine tahsis edilmiştir.
TEDAŞ 2007 yılı yatırımlarının proje gruplarına dağılımı Tablo 6.2’de ve yıllara gore
dağıtım tesisleri yatırımları ve gerçekleşme oranları Tablo 6.3’te verilmektedir.
5-95
Tablo 6. 2 2007 Yılı TEDAŞ Yatırımlarının Dağılımı
Grup Adı
Köy Şebekeleri
Şehir Şebekeleri
Kırsal Dağıtım Tesisleri
Diğer
TOPLAM
Tutarı (Bin YTL.)
70.000
358.960
30.000
34.040
493.000
Kaynak: TEDAŞ Gn. Md.
Tablo 6. 3 Yıllara Göre Yatırımların Dağılımı ve Gerçekleşme Oranları
REVİZE DAĞITIM
ŞEHİR
KÖY
DİĞER
GERÇ.ORANI
YIL ÖDENEK TESİS. ŞEBEKELERİ ŞEBEKELERİ
TOPLAM
(*)
(%)
2000 261.000
26.814
138.438
38.880
8.563 212.694
81,49
2001 350.000
10.699
151.345
27.685 11.903 201.632
57,61
2002 446.000
36.512
284.311
79.623 17.251 417.698
93,65
2003 480.000
18.263
307.915
44.448 16.821 387.447
80,72
2004 481.000
17.834
302.888
48.740 19.178 388.640
80.80
2005 979.500
32.961
536.344
104.850 29.848 704.003
71,90
2006 909.800
36.690
460.591
157.683 34.581 689.545
75,80
(*) : Diğerleri sütunundaki rakamlar ; Etütler,İşletmeler Grubu Yatırımları,Makina
Teçhizat Yatırımları ile Taşıtlar grubundan oluşmaktadır.
Kaynak: TEDAŞ Gn. Md.
6.6. Yeni Elektrik Enerjisi Mevzuatı ve Yatırımlar
Elektrik enerjisi sektöründeki serbestleşme politikaları ve uygulamaları doğrultusunda
2001 yılında yayınlanan 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu (EPK) ile, yatırımlar da
dahil olmak üzere sektör yeniden yapılandırılmıştır. 4628 sayılı Yasa ve ilgili
düzenlemeler, elektrik üretim ve dağıtım sektöründeki yatırımların esas itibariyle özel
girişimciler eliyle yapılması temeline dayanmaktadır.
4628 sayılı Yasaya göre, arz tarafında yer alan ve yatırım yapacak piyasa katılımcıları;
üretim şirketleri ve otoprodüktörlerdir. Ayrıca özel sektör dağıtım şirketleri de kendi
bölgelerinde tüketime sunulan yıllık toplam elektrik enerjisi miktarının tamamını üretecek
kadar üretim tesisi kurabilir.
Üretim alanında halen TEAŞ’ın bölünmesiyle oluşan, kamuya ait üretim tesisi olan
Elektrik Üretim A.Ş. (EÜAŞ) faaliyet göstermekte olup, EÜAŞ 2003 yılı itibariyle bağlı
ortaklıkları dahil olmak üzere Türkiye kurulu gücü içinde %58.5’lik paya sahiptir. Aynı yıl
üretimdeki payı ancak %48 olabilmiştir. EÜAŞ’ın üretimdeki payının düşük olmasının
sebebi; arz fazlası ve alım garantili santrallar nedeniyle EÜAŞ santrallarının
çalıştırılamamış olmasıdır.
EPK’ya göre EÜAŞ özel sektör yatırımlarını dikkate almak suretiyle, Kurul onaylı üretim
kapasite projeksiyonu uyarınca gerektiğinde yeni üretim tesisleri kurabilir, kiralayabilir ve
işletebilir.Diğer yandan ise 17.3.2004 tarihinde YPK’ca onaylanan “Elektrik Enerjisi
Sektörü Reformu ve Özelleştirme Strateji Belgesi”nde EÜAŞ’a ait santralların
5-96
özelleştirilmesi sürecinin 2006 yılı ortalarında başlayacağı hususu yer almaktadır. 4628
sayılı EPK’da tasarımlanan piyasa işleyişinin gerçekleşmemesi ve özellikle özel sektör
yatırımlarında darboğaz yaşanması halinde EÜAŞ’ın yatırım yapması beklenmektedir.
Santralları ve onlardan elde ettiği geliri olmayan EÜAŞ yeni santral yatırımlarını nasıl
yapacağı ise bilinememektedir
“Elektrik Enerjisi Sektörü Reformu ve Özelleştirme Strateji Belgesi”nde; ‘Elektrik enerjisi
sektörünün serbestleşmesi sürecinde; yerli ve yabancı yatırımcıya güven telkin edilmesi
için gerekli adımlar ivedilikle atılırken, serbest piyasaya geçişin sektörde halen faaliyet
gösteren kamu tüzel kişileri açısından en az maliyetle sonuçlandırılmasına özen
gösterilecektir.’ denilmektedir.
EÜAŞ’ın arz fazlası nedeniyle al yada öde
yükümlülüğüne girilmemesi için çalıştırılmayan ve çalıştırılanlarıda ucuz üretim
maliyetleri nedeniyle paçallanarak TETAŞ’ın maliyetlerini düşüren santralları,
özelleştirildikten sonra bu amaçlara hizmet edemeyecektir. Bu durumda “Elektrik
Enerjisi Sektörü Reformu ve Özelleştirme Strateji Belgesi”nin öngördüğü serbest
piyasaya geçişte kamuya en az maliyet amacı nasıl tutturulabilecektir?
Kamunun tekelinde olan iletim sistemi yatırımlarının gerçekleştirilmesindeki sorunlar;
Üretim tesislerinin yeri, işletmeye açılma yılı ve kapasitesinin tam olarak
bilinememesinden ve bunların belirleneceği “Üretim Kapasite Projeksiyonu ve
İletim Sistemi On Yıllık Gelişim Raporu”nun henüz hazırlanamamış olmasından
kaynaklanan iletim yatırımlarının doğru zamanda ve ihtiyaç duyulan miktarda
yapılmasının sağlanamaması sorunu,
Oldukça fazla miktarda olan üretim lisansı başvurularından ne kadar kapasitenin
hangi yılda işletmeye alınacağının bilinememesi sonucu iletim planlama
çalışmasının yapılamıyor olması sorunu,
Raporun 2.8 bölümünde de belirtildiği gibi, bağlantı varlıklarının iletim varlığı
sayılması sonucunda TEİAŞ tarafından sisteme yeni bağlanacak her bir yatırımcı
için iletim tesisleri yapma zorunluluğu (ki bu durumun değişmesi, bağlantı
varlıklarının ihtiyacı olan yatırımcı tarafından yapılması gerekmektedir) ve bedeli
tarife yoluyla geri alınsa dahi geri alma süresinin uzun oluşunun getireceği mali
külfet
olarak özetlenebilir.
Diğer yandan Rapor’un 9. Bölümünde de ele alındığı gibi, IEA’nın “World Energy
Investment Outlook 2006” raporunda; sektördeki serbestleştirme uygulamaları
sonrasında, elektrik yatırımları için yeterli özel sermayenin gelip gelmeyeceği
konusunda önemli belirsizlikler ortaya çıktığı belirtilmektedir. Bu durum özel sermaye
tarafından yeterli yatırım yapılmaması ihtimalini gündeme getirmekte ve bu tür bir
darboğaz ihtimaline karşı kamu şirketlerinin mali ve yönetimsel yapısının sözkonusu
darboğazları giderecek kapasitede olması gereği ortaya çıkmaktadır.
― Üretim-İletim-Dağıtım yatırımlarının gerçekleşmesinde; tüm taraflarca Şebeke
Yönetmeliği doğrultusunda hazırlanacak olan “Üretim Kapasite Projeksiyonu ve
İletim Sistemi On Yıllık Gelişim Raporu”na uygunluğun ve yatırımlar arasındaki
gerekli koordinasyonun sağlanması,
5-97
― Özel sektör santrallarının lisansı takip eden en kısa sürede başlayıp süresi içinde
bitirilmesi için Lisans Yönetmeliği 16. Maddesinde öngörülen iptal hükmünün yatırım
bitiş tarihi ile birlikte, ama esas olarak yatırımın başlama tarihine uygulanması
yönünde mevzuat değişikliklerinin yapılması,
― İkincil mevzuatta gerekli düzenlemelerin yapılarak Bağlantı Varlıklarının tanımının,
bir kullanıcının mevcut sisteme bağlantısını kapsayan tüm iletim tesisi yatırımlarını
içerecek şekilde değiştirilmesi, böylece TEİAŞ’ın yükümlülüklerinin sistem
güçlendirme yatırımlarıyla sınırlandırılması ve bunun sonucu olarak da tek kullanıcılı
iletim bağlantı yatırımlarının tüm kullanıcılara yansıtılmaması için daha adil sistem
kullanım ücreti uygulanması,
― Artması beklenen elektrik ticaretinin iletim sektörüne daha fazla yatırım yapılmasını
gerektirmesi nedeniyle, TEİAŞ’ın özerkleştirilerek daha dinamik bir yapıya
kavuşturulması, kadrolarını güçlendirebilme ortamının sağlanması, böylece özel
sektör dinamiğine paralel olarak yatırımlarını daha kısa sürede yapabilme
yeteneğine kavuşturulması,
― Dünyadaki serbestleşme uygulamalarında yatırımlarla ilgili sorunların yaşanmakta
olduğu hususu da dikkate alınarak;
Özel sermayenin Türkiye enerji sektörüne gereken ölçüde gelmemesi,
Özelleştirmelerin varlık satışı yerine işletme hakkı devri yöntemiyle yapılması
halinde varlık sahibi olarak belirli yükümlülüklerinin devam edeceği hususları
gözönünde bulundurularak
sektördeki kamu şirketlerinin mali ve yönetimsel yapısının güçlü tutulmasının öneminin
göz ardı edilmemesi gerekmektedir.
5-98
7. ULUSLARARASI ENTERKONNEKSİYONLAR
7.1. Enterkonneksiyonların Gelişimi ve Yararları
Elektrik sistemlerinin enterkonneksiyonunun ve senkron paralel çalışmasının sağladığı
teknik ve ekonomik yararlar, elektrik enerjisine artan talep, bu enerjinin stratejik
karakteri, kaliteli ve güvenilir arz gerekliliği, bütün dünyada enterkonnekte şebekelerin
sürekli gelişmesi ve büyümesine yol açmaktadır.
1950’li yıllarda yedek kapasite - enerji paylaşımı ve önemli arızalarda karşılıklı
yardımlaşma şeklinde başlayan uluslararası enterkonneksiyonlar çeşitli ülkelerdeki farklı
birincil kaynak ve farklı teknoloji kullanımı sonucu oluşan farklı üretim maliyetlerinden
yararlanmak üzere geliştirilmiş ve enterkonneksiyon altyapı yatırımları 1970’li yılların
sonlarından başlayarak artmıştır. 1980-1990 döneminde orta ve uzun dönemli
kontratlarla yapılan enerji alışverişleri genellikle düşey oluşumlu (üretim-iletim-dağıtım)
devlet şirketleri arasında olmuştur. Ancak çok yakın geçmişte, ulusal elektrik
pazarlarının serbestleşmesini takiben, enterkonneksiyon hatları uluslararası ticareti
özendirerek bölgesel ve daha sonra kıtasal pazarların oluşturulması amacıyla
kullanılmaya başlanılmıştır. 2000 yılı sonrasında kısa ve orta vadeli sözleşmelerle
yapılan elektrik enerjisi ticareti serbestleşmenin getirdiği kurallar ve pazar fırsatları ile
geliştirilmeye çalışılmaktadır.
Asya ve Avrupa kıtaları arasında yer alan ve çok sayıda komşusu olan Ülkemiz
uluslararası enterkonneksiyonlar konusunda önemli fırsatlara sahiptir. Coğrafi
konumunun yarattığı bu fırsatların ülke çıkarları doğrultusunda en uygun şekilde
değerlendirilmesi için bu konudaki çabalar uzun yıllardan beri sürdürülmektedir.
Uluslararası enterkonneksiyonların gelişiminin uzun zaman alması elektrik sistemlerinin
teknik özelliklerinden ve ülkelerin-blokların politikalarından kaynaklanmaktadır.
Uluslararası enterkonneksiyon projeleri ile;
•
Yedek kapasitenin ortak kullanımı sonucu yeni üretim tesisi yatırımlarından
tasarruf sağlanması,
• Önemli arızalar sonucu oluşan beklenmeyen üretim kayıplarında yardımlaşma
yoluyla kesintilerin önlenmesi,
• Normal çalışma koşullarında maliyeti en düşük üretim tesislerinin çalıştırılması
sonucunda ortak işletme tasarrufu sağlanması,
• Doğal kaynakların ülkeler arasında rasyonel bir şekilde paylaşımı ve elektrik
ticaretinin arttırılması,
• Diğer ülkelerle ilişkilerin geliştirilmesi,
• Çevrenin korunması
hedeflenmektedir.
Halihazırda Yunanistan hariç tüm komşularımızla kapasitesi 100 MW ile 2000 MW
arasında değişen bağlantılarımız olmakla birlikte, bu ülke sistemleri ile henüz senkron
paralel çalışma koşulları oluşmamıştır.
7.2. Mevcut, Tesis Aşamasında ve Planlanan Enterkoneksiyonlar
Türkiye’nin Yunanistan dışındaki tüm komşu ülkelerle (Bulgaristan, Gürcistan, Suriye,
İran, Irak, Ermenistan ve Nahcivan) çeşitli gerilim seviyeleri ve taşıma kapasitelerinde
5-99
enterkonneksiyonları mevcut olup bağlantı hatlarının gerilim seviyesi ve taşıma
kapasiteleri Tablo 7.1’de verilmektedir.
Tablo 7. 1 Enterkonneksiyon Bağlantıları
Türkiye’deki TM
Babaeski
Hamitabat
Hopa
Kars
PS3
Iğdır
Doğubeyazıt
Başkale
Komşu Ülkedeki TM
Maritsa East (Bulgaristan)
Maritsa East (Bulgaristan)
Batum (Gürcistan)
Leninakan (Ermenistan)
Zakho (Irak)
Babek (Nahcivan)
Bazargan (İran)
Khoy (İran)
AC/DC
AC
AC
AC
AC
AC
AC
AC
AC
Km.
136
90+
28
78.4
16+
87.3+
73
100
kV
400
400
220
220
400
154
154
400
Kap. (MW)
500
2000
300*
300*
500**
100*
100*
1000**
Birecik
Halep (Suriye)
AC
120
400 1000
(+) Sınıra kadar
(*) Kapasite bölge iletim sistemi ve 220/154 kV, 154/132 kV trafo kapasiteleri ile sınırlıdır.
(**) 154 kV ile enerjilendirilebilir.
Bu ülkelerden hiçbiri ile şimdiye kadar senkron paralel çalışma imkanı olmamıştır.
Mevcut bağlantılardan Bulgaristan, Gürcistan ve İran bağlantıları izole bölge yöntemi ile
enerji alışverişi için kullanılmış olup halen İran (Khoy) bağlantısı ithalat, Irak ve Suriye
bağlantısı ise ihracat için, Gürcistan ve Yunanistan bağlantıları ise dönemsel olarak
karşılıklı enerji alış-verişinde kullanılmaktadır. Bulgaristan ile 1999 yılında imzalanan ve
1999-2008 döneminde toplam 33.7 Milyar kWh enerji ithalatını hükme bağlayan Uzun
Dönem Kontrat çerçevesinde TETAŞ tarafından yapılan ithalat bu raporun yazıldığı
tarihte geçici olarak askıya alınmıştır.
Türkiye’nin planlanan ve tesis aşamasındaki enterkoneksiyonları Tablo 7.2’de
verilmektedir.
Tablo 7.2 Planlanan ve Tesis Aşamasındaki Enterkoneksiyon Hatları
Türkiye’deki TM
Babaeski
Komşu Ülkedeki TM
Filibe (Yunanistan)
AC/DC
AC
Km.
238
kV Kap. (MW)
400 2000
1989 yılından beri gündemde olan Türkiye-Yunanistan 400 kV enterkonneksiyon
hattının tesisi devam etmekte olup, hattın Türkiye bölümü 2006 yılı sonunda
tamamlanmıştır. Yunanistan bölümünün tesisi sürmekte olup 2008 yılı başında
tamamlanması hedeflenmektedir.
1989 yılından beri çalışmaları devam eden Altı Ülke Enterkonneksiyonu Projesi
kapsamında tesisi başlatılan Türkiye-Suriye 400 kV enterkonneksiyon hattının Türkiye
topraklarındaki bölümü 1997 yılında tamamlanmış olup Suriye tarafında
enterkonneksiyon hattı tesisi ve iç güçlendirme çalışmaları ancak 2003 yılında
tamamlanmıştır.
Türkmenistan’dan Türkiye’ye İran üzerinden enerji transferi projesi kapsamında 1999
yılında yapılan Khoy-Başkale 400 kV enterkonneksiyon hattı tamamlanmıştır. Bu
kapsamda imzalanmış olan sözleşme çerçevesinde yapılan hat 154 kV ile
enerjilendirilerek Türkmenistan’dan Türkiye’ye enerji transferi yapılmaktadır.
5-100
Bunlara ilaveten Yedi Ülke (Türkiye, Suriye, Irak, Ürdün, Lübnan, Mısır, Libya)
enterkonneksiyonu projesi ve bu projenin de bir parçasını oluşturduğu MEDRING
(Akdeniz Ülkeleri Enterkonnneksiyonu) projeleri devam etmektedir. Yedi Ülke
Enterkonneksiyonu Projesinin Irak bağlantıları ve Suriyenin iç iletim sistemini
güçlendirme yatırımları dışındaki kısımları tamamlanmıştır. 1997 yılında işletmeye
açılması planlanan bu projede yaşanan gecikmeler, bu zaman zarfında Türkiye’nin
Avrupa Birliği (AB) ile olan ilişkilerindeki ve UCTE’ye bağlantı konusundaki gelişmeler
projeyi Türkiye açısından uygulanabilir olmaktan çıkarmıştır. Diğer taraftan tüm Akdeniz
ülkelerinin katılımı ile oluşturulması hedeflenen MEDRING projesinin de başlaması ve
sözkonusu projedeki tüm ülkelerin (Irak hariç) MEDRING’ de yer alması Yedi Ülke
Projesi uygulamasının MEDRING sonuçlarına göre yapılması gereğini gündeme
getirmiştir. Bu durum Türkiye’nin öncelikli UCTE hedeflerine de uymaktadır. Filistin’in de
bu Yedi Ülke Bağlantısına dahil edilmesi için çalışmalara başlanmıştır.
Ülkemiz öncelikle Bulgaristan ve Yunanistan üzerinden UCTE sistemine bağlanmayı
hedeflemiş olup, bunun için gerekli çalışmaları sürdürülmektedir. Diğer komşu ülkeler
veya elektrik birlikleri ile bağlantı UCTE kuralları çerçevesinde yeniden
değerlendirilecektir.
Mevcut ve planlanmakta olan enterkonneksiyonlarımız
sunulmaktadır.
Şekil 7.1’deki haritada
5-101
DIMODICHEV
YENİKÖY
BURSA
MANİSA
SOMA
AKDENİZ
KEMERKÖY
YATAĞAN
DENİZLİ
VARSAK
OYMAPINAR
KONYA
X
ERMENEK
GÖLBAŞI
HİSAR
ÇANKIRI
MERSİN
ERZİN
KAVŞAK
HATAY
G.ANTEP
KIZILTEPE
BATMAN
CİZRE
ILISU
KESEK
IRAK
ÇUKURCA
HAKKARİ
İRAN
KHOY
BAZARGAN
BABEK
154 kV EİH
TL (MEVCUT)
TL (PLANLANAN)
220 kV EİH
HES (MEVCUT)
HES (PLANLANAN)
TS (MEVCUT)
TS (PLANLANAN)
TEİAŞ-APK 2006
ZAKHO
DOĞANLI
VAN
D.BEYAZIT
AĞRI
IĞDIR
ERMENİSTAN
GUMRI
GÜRCİSTAN
KARS
PS3
HORASAN
YUSUFELİ
DERİNER
BORÇKA
BATUM
SURİYE
HALEP
Ş.URFA
ATATÜRK
ERZURUM
HOPA
DİYARBAKIR
ÖZLÜCE
KALKANDERE
HİLVAN
KEBAN
TİREBOLU
KARAKAYA
BİRECİK
KANGAL
ANDIRIN
ELBİSTAN
SİVAS
DEÇEKO
H.UĞURLU
ÇARŞAMBA
İSKENDERUN İSDEMİR
ADANA
KAYSERİ
KAYABAŞI
ALTINKAYA
YEŞİLHİSAR
BOYABAT
KARADENİZ
KARABÜK
AMASRA
SİNCAN
TEMELLİ
GÜRSÖĞÜT
SEYDİŞEHİR
KOCATEPE
SEYİTÖMER
KARGI
GÖKÇEKAYA
EREĞLİ
OSMANCA
ÇAYIRHAN
ADA-GEBZE
BEYKOZ PAŞAKÖY
Z.KÖY
ÜMRANİYE
TEPEÖREN
ADAPAZARI
BALIKESİR
TUNÇBİLEK
IŞIKLAR
AYDIN
UZUNDERE
ALİAĞA
AMBARLI
Y.TEPE
A.ALANI
D.PAŞA
KARABİGA
UNIMAR
KAPTAN
5-102
FILIPPI
İKİTELLİ
ALİBEYKÖY
HABİPLER
HAMİTABAT
BABAESKİ
BULGARİSTAN
Şekil 7.1 Mevcut ve Planlanan Enterkonneksiyonlar
N
YU
N
A
Nİ
ST
A
7.3. Enterkonneksiyon Teknolojileri
Elektrik enerjisi alışverişi için alternatif akım (AC) veya doğru akım (DC) iletim sistemleri
kullanılmaktadır. Enterkonneksiyonların yukarıda açıklanan faydaları en üst düzeyde
sağlayabilmesi için AC olması ve sistemlerin senkron paralel işletilmesi gerekmektedir.
DC bağlantılar AC bağlantıların teknik olarak mümkün olmadığı durumlarda ve sistemler
arasında tek yönlü büyük miktarlarda enerji transferi için kullanılırlar.
7.3.1 AC Bağlantı İşletme Şekilleri
AC bağlantı işletme şekilleri;
♦
İzole bölge besleme: bir ülkedeki iletim sisteminin bir bölümünü o ülkenin ulusal
iletim sisteminden ayırarak oluşturulacak izole sisteminin başka bir ülkenin ulusal
iletim sistemine bağlanması ve buradan beslenmesi,
♦
Ünite yönlendirme: bir ülkedeki bir üretim tesisinin o ülkenin ulusal iletim
sisteminden ayrılarak diğer ülkenin ulusal sistemiyle senkron paralel işletilmesi,
♦
Senkron paralel çalışma: iki veya daha fazla ulusal iletim sisteminin belirlenen
teknik kriterlere uygun olarak bir bütün halinde AC bağlantıyla işletilmesi
olarak tanımlanabilir.
İlk iki yöntem teknik sorunları nedeniyle tercih edilmemektedir. İki sistemin AC bağlantı
ile enterkonneksiyonunda en ideal uygulama senkron paralel işletmedir.
7.3.2 DC Bağlantı
DC bağlantı fiziki olarak bağlı olan sistemlerin asenkron olarak işletilmesine olanak
sağlamaktadır. DC bağlantı iki şekilde uygulanabilir:
a) Doğru Akım Bağlantısı: DC bağlantı hattının her iki ucundaki merkezlerde AC-DC
dönüşüm istasyonları kurularak gerçekleştirilir.
b) DC back to back bağlantısı: AC bağlantı hattının bir ucunda AC-DC/DC-AC
dönüşüm istasyonu kurularak gerçekleştirilir.
AC/DC çevirici bağlantıların avantajları:
♦
Frekansı ve standartları uyuşmayan iki şebeke AC/DC çeviricili bağlantı ile
birlikte işletilebilmektedir.
♦
Güç transferlerinin yönü ve büyüklüğünün kesin olarak kontrol edilebilmesi
sonucunda şebekeler arasında istenmeyen herhangi bir güç akışı kesinlikle
mümkün değildir.
♦
Sistemlerden birinde oluşabilecek arızaların (AC-DC dönüşüm merkezlerinde
veya bu merkezlere bağlı hatlarda oluşabilecek arızalar hariç) bozucu etkileri ve
stabilite problemleri diğer sistem tarafından hissedilmez.
♦
Bir şebekede oluşabilecek kısa devre arıza akımının diğerine olan etkisi
sınırlandırılabilir.
AC/DC çevirici bağlantıların dezavantajları:
♦
Yapılabilecek maksimum güç akışı limitlidir.
5-103
♦
♦
♦
♦
AC/DC dönüşüm merkezlerinde oluşacak harmoniklerin filtrelenmesi
gerekmektedir. Bu teçhizat maliyetleri yükseltmektedir. DC teknolojisi, yüksek
yatırım ve işletme giderine sahip karmaşık terminal teçhizatına (konvertör ve
invertör) ihtiyaç duymaktadır.
AC/DC dönüştürücünün sisteme bağlantı noktasında eski teknoloji kullanıldığı
takdirde, ihtiyaç duyduğu minimum kısa devre gücünün çoğunlukla bağlantının
yapılacağı sistemin uç noktalarında sağlanamaması, sisteme eklenecek senkron
kompansatör tesisleri için mevcut tesislerde ilave önlemlerle ilgili yatırımlar
yapılmasına yol açmaktadır.
DC teknolojisi kullanılarak yapılacak dönüşüm istasyonlarının (dc back-to-back)
maliyeti yaklaşık 200$/kW’tır. Yüksek yatırım ve işletme maliyetleri nedeniyle
yatırımların amortismanının sağlanabilmesi için DC teknolojisi kullanılarak
yapılacak enterkonneksiyonlarda enerji alış verişinin uzun dönemli olması
gerekmektedir.
Enterkonneksiyonların en önemli yararlarından biri de bilindiği gibi arızi
durumlarda yedek paylaşımıdır. Ancak acil durumda eski teknolojili DC bağlantı
ile yapılan enterkonneksiyonlarda sıcak yedek paylaşımı mümkün değildir.
7.4 UCTE (Elektrik İletimi Koordinasyon Birliği) ve Türkiye Elektrik Sisteminin
UCTE Sistemine Entegrasyonu
Uluslararası enterkonneksiyonlardan maksimum faydanın sağlanabilmesi için
hedeflenen yöntem sistemlerin senkron paralel çalışması olmalıdır. Bölgemizdeki en
büyük senkron blok aynı zamanda dünyadaki en büyük senkron sistemlerden biri olan
UCTE bloğu olarak adlandırılan ve Avrupa’nın büyük bölümünü kapsayan sistemdir.
Avrupa Elektrik İletimi Koordinasyon Birliği (UCTE) yaklaşık 50 yıldan beri, geliştirdiği
teknik kural ve kriterlerle, birliğe dahil elektrik iletim sistemlerinin senkron paralel olarak
işletilmesi konusunda gerekli koordinasyonu sağlamaktadır. 2006 yılı sonu itibariyle
UCTE çatısı altında; 23 Avrupa ülkesinden 33 İletim Sistemi İşletmecisi yer almaktadır.
Toplam 200.000 km.nin üzerinde Yüksek Gerilim (YG) hatlarından oluşan, yaklaşık 624
GW kurulu güçteki bu sistem; 450 Milyondan fazla tüketicinin yıllık 2300 TWh
seviyesindeki elektrik enerjisi talebini karşılamaktadır. UCTE tarafından sağlanan
koordinasyon, üye sistemler arasında yılda yaklaşık 297 TWh alışveriş yapılabilmesine
olanak sağlamaktadır.
Eski Yugoslavya’daki savaş sırasında yıkılan hatlar ve hasar gören trafo merkezleri
nedeniyle, 1991 yılından itibaren Bosna-Hersek’in Sırpska bölümü, Yunanistan,
Sırbistan-Karadağ, Makedonya, ve Arnavutluk UCTE sisteminden koparak ayrı bir
Senkron Bölge olarak çalışmaya başlamıştır. Aynı süreçte Ukrayna/Rusya Sisteminden
ayrılan Bulgaristan ve Romanya Sistemleri de UCTE 2. Bölge ile paralel çalışmaya
başlamıştır.
2. UCTE Senkron Bölgesinin ayrılmasıyla bu süreçte 18 Avrupa ülkesinin (Portekiz,
İspanya, Fransa, Belçika, Lüksemburg, Hollanda, İsviçre, Danimarka, Almanya, İtalya,
Avusturya, Çek Cumhuriyeti, Slovenya, Polonya, Slovakya, Macaristan, Hırvatistan,
Bosna-Hersek bir bölümü) yer aldığı UCTE 1. Bölge özel bir düzenleme kapsamında
Fas, Cezayir ve Tunus sistemleri ile senkron paralel çalışmıştır.
UCTE 1. Senkron Bölge ve 2. Senkron Bölgelerin tekrar bağlanması ileride açıklanacak
Türkiye’nin UCTE sistemine bağlantısı süreci için UCTE tarafından bir ön koşul olarak
değerlendirilmiştir. UCTE Bünyesinde yürütülen çalışmaları takiben 8 Ekim 2004
5-104
tarihinde UCTE senkron bölgelerin bağlantıları gerçekleştirilmiş ve UCTE tek blok
halinde çalışmaya başlamıştır.
Türkiye elektrik sisteminin Avrupa İletim sistemine senkron paralel bağlantısı 1975
yılından beri öncelikli hedef olarak ülkemizin gündemindedir.
Bulgaristan-Türkiye arasında 1975 yılında servise alınmış olan 400 kV
enterkonneksiyon hattına ilave olarak tesis edilen ikinci 400 kV enterkonneksiyon hattı
2002 Eylül ayında tamamlanmıştır.
Türkiye Yunanistan arasında tesisi planlanan 400 kV enterkonneksiyon hattı için 01
Mayıs 2003 tarihinde iki ülke elektrik kuruluşları tarafından Tesis Anlaşması imzalanmış
olup buna göre hattın 2008 yılı başında tamamlanması öngörülmektedir.
1990’lı yıllardan itibaren Türkiye, Yunanistan ve Bulgaristan sistemlerinin
enterkoneksiyonu konusunda çeşitli ön çalışmalar yapılmıştır. Son olarak 2000-2001
yıllarında Türkiye Elektrik Sisteminin Bulgaristan ve Yunanistan üzerinden değişik
alternatiflerle UCTE sistemine bağlantısı ile ilgili analizler yapılmıştır. Avrupa Komisyonu
TEN (Trans-European Networks) programı kapsamında finanse edilen söz konusu
çalışmalar Balkan Bölgesindeki PPC (Yunanistan), NEK (Bulgaristan), TEAS (Türkiye)
ve EKC (Yugoslavya) elektrik Kuruluşlarından oluşturulan bir çalışma grubu tarafından
gerçekleştirilmiştir. Çalışma sonuçları Türkiye elektrik sisteminin Bulgaristan ve/veya
Yunanistan üzerinden UCTE sistemine bağlantısının mümkün ve uygulanabilir olduğunu
göstermiştir.
2000 yılında UCTE prosedürü çerçevesinde Yunanistan tarafından Türkiye sisteminin
UCTE şebekesine bağlantısı ile ilgili resmi başvuru yapılmıştır. 26 Nisan 2000 tarihinde
yapılan UCTE Yönlendirme Komitesi toplantısında Türkiye’nin UCTE şebekesine
senkron olarak bağlantısı için tüm imkanların değerlendirilmesi kararı alınmıştır. Bu
kapsamda UCTE’nin “Sistem Genişlemesi” Çalışma Grubu altında “Türkiye’nin
Bağlantısı” alt çalışma grubu oluşturulmuştur. Türkiye’nin Bağlantısı Alt Çalışma Grubu
sistem analizleri ile ilgili Teknik Şartnameyi
hazırlamış, yapılacak testler ve
hazırlanacak raporlar ile anlaşmaları belirlemiştir.
Devam eden çalışmalar kapsamında çeşitli teknik raporlar hazırlanmıştır.
-
Türkiye’nin Bağlantısı Alt Çalışma Grubunca hazırlanan Teknik Şartname baz
alınarak sistem analizleri ile ilgili çalışmalar yürütülmüştür. UCTE üyesi iletim
sistem işletmecilerinin yer aldığı Konsorsiyum tarafınca gerçekleştirilen ve Nisan
2007 tarihinde tamamlanan analizlerde UCTE birinci ve ikinci bölgelerin
birleşmesinin ardından Türkiye’nin mevcut iki hatla Bulgaristan üzerinden ve
bunlara ilave olarak tesis edilecek Yunanistan hattı ile üç hatla Bulgaristan ve
Yunanistan üzerinden UCTE sistemine bağlantısı incelenmiştir. Çalışmalar
kapsamında Statik ve Stabilite analizleri gerçekleştirilmiş olup çalışma sonucunda
hazırlanan Final Raporda Türkiye elektrik sisteminin UCTE sistemine bağlantısı;
Türkiye elektrik sisteminde mevcut olan frekans salınımlarının giderilmesi ve
paralel çalışma ile birlikte ortaya çıkması beklenen bölgeler arası düşük
frekansdaki salınımın (0.15Hz) sönümlendirilmesi şartıyla birlikte fizibıl olarak
belirlenmiştir.
5-105
-
Halen Türkiye elektrik sisteminin UCTE sistemi ile senkron paralel işletilmesi için
mevcut frekans salınımlarının giderilmesiyle frekans performansının
iyileştirilmesine yönelik çalışmalar yürütülmektedir.
-
Tamamlanan ve yürütülmekte olan çalışmalara ilave olarak Türkiye Elektrik
Sisteminde önceden belirlenen santral ünitelerinde yapılması gerekli olan frekans
kontrolu testleri ile ilgili ön çalışmalar halen yürütülmekte olup UCTE yetkilerinin
katılımı ile birlikte 2008 yılı içerisinde gerçekleştirilmesi hedeflenmektedir.
UCTE kuralları bu sistemle paralel çalışmaya başlayan bir ülkenin üçüncü ülkelerle DC
dışında bir enterkonneksiyonu sürdürmesine olanak tanımamaktadır. Buna ilaveten
iletim gerilim seviyesinde yapılacak her enterkonneksiyon UCTE’nin iznine tabidir.
Ülkemizin UCTE sistemine entegrasyonu hedefine ulaşılması durumunda batı
komşularımız dışındaki ülkeler ile senkron paralel çalışma ancak bu ülkelerin de
UCTE’nin onayı çerçevesinde UCTE sistemine entegre olmasıyla mümkün olacaktır.
Bu durumda mevcut ve planlanan tüm enterkonneksiyonlarımız ve enterkonneksiyon
projelerimizin gözden geçirilmesi ve belirli önlemlerin alınması ve bu sürede UCTE
dışındaki ülkelerle yeni bir enterkonneksiyon girişiminde bulunulmaması gerekmektedir.
7.5. Enterkonneksiyonlarla İlgili AB’deki Durum
96/92/EC Sayılı AB Elektrik İç Piyasası Hakkında Ortak Kurallar Direktifi hükümden
kaldırılıp yerine 2003/54/EC Sayılı Yeni Elektrik Direktifi16, Bakanlar Konseyi ve Avrupa
Parlamentosu'nun (AP) ortak kararı ile 26 Haziran 2003 tarihinde kabul edilmiştir.
Arz güvenliğinin sağlanması için yeni Direktifte, her bir üye devlette arz ve talep
dengesinin izlenmesi gerektiği ve Topluluk düzeyinde üye ülkeler arasındaki
enterkonnekte kapasiteyi dikkate alarak, durum raporu hazırlanması öngörülmüştür.
Enterkonneksiyon kapasitesini de içeren gerekli şebeke altyapısının inşası, bakımı ve
desantralize elektrik üretiminin, elektrik arzında istikrarın sağlanması açısından önemli
olduğu vurgulanmıştır.
Direktifte, küçük sistemler ile ilgili bir durumda, küçük sistemler ile enterkonnekte olan
İletim Sistem Operatörünün (İSO), Direktifin 2inci maddesinin (17) numaralı bendinde
tanımlanan bir iletim veya dağıtım sisteminin işletimi için gerekli tüm hizmetleri (ancillary
service) sağlayabileceği belirtilmektedir.
Direktifte iletim sisteminin işletimine yönelik düzenlemelere bakıldığında üye devletlerin
ekonomik dengeyi ve etkinliği sağlamak için bir veya iki tane İSO atayabileceği
belirtilmektedir. İSO, elektrik iletimine yönelik makul talebin karşılanması için sistemin
sürekliliğini sağlamak; yeterli iletim kapasitesi ve sistem güvenilirliği ile arz güvenliğine
katkı sağlamak; diğer enterkonnekte sistemlerle alışverişleri dikkate alarak sistemdeki
enerji akışını yönetmek; güvenilir, etkin bir elektrik sistemi için iletim veya dağıtım
sisteminin işletimi için gerekli tüm hizmetleri sağlamak; güvenli, etkin bir işletim,
koordineli gelişme ve enterkonnekte sistemler arasında işlerliği sağlamak için
enterkonnekte bağlantısı olduğu diğer sistemlerin işletmecilerine yeterli bilgiyi sağlamak;
sistem kullanıcıları arasında ayrımcılığı önlemek ve sistem kullanıcılarına sisteme
erişime ilişkin bilgiyi sağlamakla yükümlüdür.
16
Yeni Direktif 1 Temmuz 2004 tarihinde yürürlüğe girecektir.
5-106
İSO, kendi alanında üretim tesisi, yük dağıtımı (dispatching) ve diğer sistemlerle olan
enterkonnektörlerin kullanımını belirlemekten sorumludur. Yük dağıtımı işlemi ve
enterkonnektörlerin kullanımı üye devletlerin onayıyla objektif, ayrımcı olmayan
kriterlere göre belirlenmelidir. Sistemdeki teknik kısıtlar, enterkonnektör transferleri veya
geçerli üretim tesislerinden sağlanan elektriğin ekonomik önceliği dikkate alınmalıdır.
Direktifte, üye devletler, İSO'lardan, yük dağıtımı yapılırken yenilenebilir enerji
kaynakları veya atık veya bileşik ısı ve güç kullanan üretim tesislerine öncelik vermesini
isteyebilir, denmektedir. Ancak arz güvenliğini tehdit eden durumlarda, o ülkede yıllık
olarak tüketilen tüm birincil enerji kaynaklarının %15'ini geçmemek kaydıyla bu
kaynaklara öncelik verilebilecektir.
ABD, İtalya, İngiltere ve İskandinav ülkelerinde (Norveç, İsveç, Danimarka) meydana
gelen elektrik kesintileri iletim ağlarının yeterliliği konusunu gündeme getirmiştir. Hala
Avrupa iletim ağında önemli darboğazlar bulunmaktadır. Elektrik pazarlarının açılması
ve üye devletler arasında artan serbest elektrik ticareti, arz güvenliğini sağlamak için,
sınır ötesi konuların daha dikkatli ele alınmasını gerektirmektedir. Artan elektrik ticareti
ile iletim hatlarının yükü oldukça artmıştır. 17 Avrupa'da yeterli sınır ötesi kapasite
oluşturulmadığı ve pazarlar arasında elektrik enerjisinin reel akışı sağlanmadığı sürece
tek bir elektrik pazarından bahsetmek mümkün değildir. Bunları dikkate alarak Avrupa
Komisyonu (AK) 10 Aralık 2003 tarihinde enerji altyapısı ve arz güvenliği ile ilgili Yeni
Enerji Paketi’ni çıkarmıştır. Bu enerji paketinin amacı, Avrupa’da Kaliforniya benzeri
deneyimlerin yaşanmaması ve Avrupa enerji iç pazarının güçlendirilmesi için yeni bir
çerçeve oluşturmaktır. Bu çerçeveye göre elektrik enerjisi üretimi yatırımlarının
arttırılması ve üye devletlerin iletim ve dağıtım hatlarının güçlendirilmesi amaçlanmıştır.
Yeni Enerji Paketi, Enerji Altyapısı ve Elektrik Arz Güvenliği ile ilgili bir Direktifi; doğal
gaz ağlarına erişim ile ilgili bir düzenlemeyi; enerji etkinliği ve hizmetleri üzerine bir
direktifi 18 ve Trans-Avrupa elektrik ve doğal gaz şebekelerine ilişkin tüzüklerin
revizyonu19 ile ilgili kararı içermektedir. Şu anda enerji paketini AP ve Avrupa Bakanlar
Konseyi gözden geçirmektedir.
Elektrik Arz Güvenliği ve Altyapı Yatırımlarının Korunması ile ilgili Önlemler Direktif
Önerisi’nde enterkonneksiyon kapasitesinin yetersiz kalmasının rekabetin gelişimini
olumsuz etkilediği ve sınır ötesi yatırımlar teşvik edilmedikçe piyasa hakimiyeti
sorununun çözülemeyeceği ve arz güvenliğine de tehdit oluşturacağı belirtilmiştir.
Önerilen Direktifin amacı üye devletler arasında enerji üretimi piyasası, arz-talep
dengesinin sağlanması ve Avrupa çapında bazı ana iletim yatırımlarının teşvik edilmesi
için belirli bir politika oluşturmaktır. Direktife göre her İSO, kendi ulusal düzenleyici
kurumuna yıllık olarak yatırım stratejisini sunmak durumundadır. Düzenleyici kurumlar
bu yatırımların gerçekleştirilip gerçekleştirilmediğini kontrol etmekle yükümlüdür. Bu
hedeflere uyulmadığı takdirde finansal olarak cezai yaptırımların uygulanması
öngörülmüştür. İletim ve dağıtım hatlarına bağlı olan arz güvenliği ile ilgili, Direktif, üye
devletlerin bir standart belirlemesi gerektiğini belirtmektedir. Ana iletim kapasitesinin
12.800 Megavat (MW) daha arttırılması hedeflenmektedir. Bu da Elektrik İletim
Koordinasyon Birliği 20 sisteminde, toplam üretim kapasitesinin %2,3’üne tekabül
etmektedir. Özellikle yüksek gerilimli hatlar ve ülkeler arasındaki enterkonneksiyonlara
17
İngiltere'nin yeni iletim ağlarına ve iletim ağlarının yenilenmesine ihtiyacı olmasına rağmen yatırımlar yetersiz
kalmaktadır.
18
Direktif, %1 oranında, enerji tüketimini azaltarak, AB’de enerji tasarrufunu sağlamayı amaçlamaktadır. Bunun
için üye devletler bir ulusal program oluşturacaktır.
19
Amaç, yeni üyelerin bu çerçeveye entegre edilmesini sağlayacak önlemlerin geliştirilmesidir.
20
Avrupa’da 22 iletim sistem operatörünü temsil etmektedir.
5-107
yönelik yatırımların teşvik edilmesi ve böylelikle elektrik enerjisi üretiminin, sınır ötesi
taleplerde dikkate alınarak yapılması amaçlanmıştır. Ayrıca toplam kapasite içinde sınır
ötesi ticaretin payının %8-9’dan %10-12’ye çıkartılması hedeflenmiştir. Sınır ötesi iletim
yatırımlarının artmasıyla perakende satış piyasasında da rekabetin artacağı
düşünülmektedir. Aynı şekilde, iletim kapasitesinin güçlendirilmesi ile yenilenebilir enerji
kaynakları ile enerji üretimi teşvik edilebilecek ve karbondioksit emisyonları azalacaktır.
Direktifte arz güvenliğinin sağlanması açısından ülkelerin İSO'ları arasındaki işbirliğinin
de geliştirilmesi gerektiği belirtilmiştir.
Bazı çevreler, AK’nin çıkardığı bu önlemler paketinin büyük elektrik firmalarını
kayırdığını ve çevresel kaygıları dikkate almadığını belirtmektedir. Çevrecilere göre AK,
üye devletler üzerinde yeni santrallar ve yüksek gerilimli hatlara yönelik geri dönülemez
enerji yatırımlarını empoze etmekte ve bu da enerji ve iklim politikalarını olumsuz yönde
etkilemektedir.
Bir diğer eleştirilen konuda enterkonnekte yapıya odaklanarak enerji etkinliğinin
arttırılamayacağıdır. Sistemin en güvenilir kısmı enterkonnektörler değildir. Tam tersine
arz güvenliğini tehdit edebilir. Sistemdeki bir aksaklık ABD ve Kanada’da 2003
sonbaharında olduğu gibi diğer sistemlere de yayılabilir. Sistemde sürekliliğin
sağlanması için yeni santralların kurulması gerektiği düşünülmektedir.
UCTE'nin Aralık 2003'te yayımladığı Sistem Yeterliliği Raporu'nda (System Adequacy
Report) Avrupa elektrik sisteminin gelecekteki yeterliliği ve ilave yatırım ihtiyacını
dikkate almıştır. Rapora göre 2010 yılına kadar kapasite transferlerinin sistem
güvenliğine bir engel oluşturmayacağı belirtilmiştir. UCTE sisteminin bütün olarak
güvenliği, 2004’den 2006’ya kadar hatta, gelen ilave üretime ve ulusal ve uluslararası
iletim ağlarının gelişimine bağlı olarak kabul edilebilir bir seviyede tutulmalıdır. Eğer
ilave yatırım kararları alınmazsa 2006’dan sonra üretimde potansiyel bir açık meydana
gelecektir. Özellilkle 2008'den sonra "Large Combustion Plant" Direktifinin yürürlüğe
girmesiyle, santral kapatma (decommissioning) kararlarının alınması sonucu bu açık
daha da artacaktır.
Raporda ele alınan bir diğer konu, sistem yeterliliği ile ilgili olarak UCTE ülkelerinde yer
alan farklı ağlardaki beklenen gelişmelerin, içsel birtakım kısıtların kaldırılmasıyla
ve/veya enerji akışlarının kolaylaştırılmasıyla enterkonneksiyonlarda varolan veya olası
darboğazların azaltılması veya önlenmesi yönünde olması ile ilgilidir.
Raporda belirtilen başka bir hususta serbest piyasa anlayışının işlerlik kazanmasıyla,
enterkonnekte ağda yeni darboğazlar meydana gelebileceği ve bununda ekonomik
açıdan kaynakların etkin kullanımını engelleyeceği belirtilmiştir. AK, bu tür istenmeyen
gelişmelerin arz güvenliğine, sürekliliğe ve de özellikle rekabetçi piyasa yapısına zarar
vermesinden korkmaktadır.
Raporda dikkate alınması gereken bir diğer konu ise UCTE sisteminde yenilenebilir
enerji kaynaklarının ve özellikle rüzgar gücünün rolünün artması21 ile yeterli dengeleme
21
UCTE Sisteminde, Ocak 2004 ve Temmuz 2006'yı kapsayan dönemde, enerji üretim kapasitesindeki artışın büyük
ölçüde yenilenebilirlerle (özellikle rüzgar gücü) enerji üretiminden kaynaklanacağı belirtilmiştir. (+14 GW, 2004 ve
2006 arasında yaklaşık %51) Konvansiyonel termal santrallar için ise 12.8 GW'lık bir artış öngörülmektedir. 20062010 arası döneme bakıldığında bu oran yenilenebilir kapasite için 22 GW, konvansiyonel termal güç kapasitesi için
11 GW'lık bir artış olarak belirlenmiştir. Detaylı bilgi için bkz. UCTE, UCTE System Adequacy Forecast 20042010 Report, Aralık 2003.
5-108
gücünün sağlanması ve özellikle çevre ile ilgili mevzuatların yürürlüğe girmesiyle
konvansiyonel termal santralların kapatılması kararının alınması sonucu, birtakım
sorunlar yaşanabileceği belirtilmiştir. Yenilenebilir enerji kaynakları ile üretim arttıkça
şebeke planlamacıları için yeni sorunlar ortaya çıkmaktadır. Örneğin rüzgar çiftlikleri
nüfus yoğunluğunun düşük olduğu alanlarda kurulmaktadır. Oysa bu alanlarda talebin
az olması, burada üretilen enerjinin yüksek talepli bölgelere iletilmesini gerektirmektedir.
Nüfus yoğunluğunun düşük olduğu bölgelerde şebekeler düşük oranda yükü
karşılayabilme kapasitesine sahiptir. Fakat şimdi yenilenebilir enerji kaynaklarına ağırlık
verilmesiyle bu şebekelerin güçlendirilmeleri ve yeni altyapı yatırımlarının yapılması
gerekmektedir. Rüzgar gücü payının önemli ölçüde arttığı İspanya ve Almanya gibi
ülkelerde 400 kV'lık iletim hatlarının kurulması gerektiği belirtilmiştir.
Son olarak Raporda ihtiyaç olmasına rağmen uluslararası enterkonneksiyonların
geliştirilmesine yönelik projelerin sınırlı olduğundan bahsedilmiştir. Geliştirilen
projelerinde İSO'lar tarafından yerel halka kabul ettirilmesinin oldukça zor olduğu
belirtilmiştir. Eurelectric 22 , 2003 yılında Avrupa’da yaşanan elektrik kesintilerinden
sonra bir bildiri yayınlamıştır. Eurelectric, meydana gelen kesintilerin teknik sıkıntılardan
kaynaklandığı konusunda şüphelide olsa sektörde aşırı düzenleme ve pazara
müdahalenin bu sonuca yol açtığını düşünmektedir. Tek pazarın gelişimi için gelecek
25-30 yılda 600 GW elektrik üretim kapasitesine ihtiyaç olduğu vurgulanmıştır. Bu
nedenle yeni kapasite inşa edilmelidir. Enerji talebi azaltılmalı, yeni iletime yönelik
yatırımlar teşvik edilmelidir.
Loyola de Palacio, AK Ulaştırma ve Enerji Genel Müdürlüğü Başkan Yardımcısı, elektrik
piyasasının açılması sürecinin Avrupa’da yaşanan elektrik kesintileri ile hiç alakası
olmadığını söylemiştir. Oysa rekabetçi piyasa yapısında farklı üretici ve tüketici grupları
arasındaki arz ve talep dengesinin sağlanması daha karmaşık bir süreçtir. Ayrıca
eskiden üretim, iletim ve dağıtım faaliyetlerinin tek elde yürütülmesi koordinasyonun
sağlanmasında ve planlamada kolaylık sağlarken AB'nin çıkardığı Elektrik Direktifi ile bu
faaliyetler farklı bağımsız kuruluşlar tarafından yürütülmeye başlanmıştır. Birbirinden
bağımsız hareket eden bu kuruluşlar arasında gerekli işbirliği sağlanmazsa sistemde
arz güvenliği ve süreklilik açısından ciddi sorunlar yaşanabilecektir.
Son olarak bir diğer önemli konu ise yeni iletim projesi yatırımlarının teşvik
edilmesindeki zorluklardır. Planlamada yaşanan güçlükler, teşviklerin az olması ve ciddi
maliyetler içermesi bu alanda yatırım yapmayı cazip kılmamaktadır. Nitekim AK'nin Mart
2004'de çıkardığı son Kıyaslama Raporu’nda, üye devletler arasındaki
enterkonneksiyon kapasitesinin yetersiz kalmasının elektrik sektöründe iç pazarın
gelişimini yavaşlattığı belirtilmiştir. Sınır ötesi ağlara yönelik yatırımların ise yok denecek
kadar az olduğu belirtilmiştir.23 Darboğaz yönetiminde koordineli hareket edilememesi
ve ayrımcılığa yer verilmesi nedeniyle pazara yeni giriş yapmak isteyen firmalar pazara
girememektedir.
7.6. Enterkonneksiyonların Kullanımı ve Kapasiteleri
Enterkonnekte sistem üyesi olan elektrik sistemleri oluşturdukları sistemin
desteklenmesi için koordinasyon içerisinde kurallar tanımlayarak uygulamaya
koymuşlardır. Çeşitli kaynaklardan farklı maliyetlerle üretilen elektrik enerjisi alış
verişleri birkaç yıllık kontratlara dayalı olarak genellikle düşey oluşumlu (üretim-iletim –
22
23
Avrupa elektrik endüstrisini temsil eden Birlik.
İskandinav ülkelerinde yaşanan elektrik kesintilerinin nedeni yatırımların yetersiz kalmasıdır.
5-109
dağıtım) kamu şirketleri arasında yapılmaktaydı. Ancak, günümüzde ulusal elektrik
pazarlarının liberalleşmesini takiben, enterkonneksiyon hatları uluslararası ticareti
özendirerek bölgesel ve daha sonra kıtasal pazarların oluşturulması amacıyla
kullanılmaktadır.
Türkiye’nin Batı Avrupa ülkeleri ile Avrupa İç Elektrik Pazarı kapsamında yapacağı
ticaret, halen diğer ülkelerde olduğu gibi, UCTE tarafından koordine edilen teknik
kurallar ve Avrupa İletim Sistemi İşletmecileri Birliği (ETSO) tarafından koordine edilen
piyasa kurallarına göre yürütülecektir.
Türkiye ulusal elektrik sisteminin Avrupa sistemine senkron bağlanması ve
entegrasyonu, ülkemizdeki enerji yatırımları için önemli bir teşvik ve garanti
sağlayacaktir. UCTE üyesi olmuş Türkiye’nin özellikle yeşil enerji yatırımcıları, üreteceği
elektriği enterkonnekte şebekelerin fiziki ve teknik olanakları çerçevesinde AB
ülkelerinde dilediği müşteriye satma olanağına kavuşacaktır. Yatırımcının yapacağı bu
türden enerji satış anlaşmaları, uluslararası bankalar tarafından garanti olarak kabul
edileceği için, Türkiye’de yapılacak enerji yatırımlarının, özellikle de yeşil enerji
yatırımlarının finansman sorunu büyük ölçüde çözülecektir. Bu durum Türkiye’de enerji
sektörüne yapılacak yatırım ve yabancı sermaye girişini de hızlandıracaktır.
Avrupa elektrik piyasasının liberalleşmesinden sonra bu enterkonnekte şebekelerdeki
tedarikçiler ürettikleri enerjiyi diğer ülkelerdeki müşterilere satma imkanına
kavuşmuşlardır. Piyasadaki fiyatlara ve fırsatlara bağlı olarak enterkonneksiyon
hatlarının kullanımı artmıştır. Ancak ülkelerarası transfer miktarları enterkonneksiyon
hatlarının ve bağlantının yapıldığı bölgenin iletim sisteminin fiziki ve teknik kapasitesi ile
sınırlıdır.
Transfer kapasiteleri, bu kapasiteleri kullanmak isteyen Avrupa Elektrik Piyasası
katılımcılarının kullanımını sağlamak üzere, her bir enterkonneksiyonun özel koşullarına
göre belirlenmektedir.
Enterkonnekte sistemlerin yönetilmesinde, yatırımların gereken zamanda geri
dönüşümünü önleyebilecek olası işletme kısıtlarından kaçınmak için elektrik
sistemlerinin enterkonnekte çalışacak şekilde planlanması gereklidir. Olası teknik
kısıtlar arasında:
•
İletim tesisleri için;
Enterkonneksiyon hatlarındaki güç akışlarının oransız dağılımı,
Olası kapalı çevrim (loop flows) akışları,
Farklı Kısıtlılık dereceleri; (N-1) veya (N-2) kısıtlılık durumları için sistemlerin
tasarlanmış olması,
•
İletim tesislerinin yetersizliği
ülke içinde iletim tesislerinde iç güçlendirme gereksinimleri, iletişim, kontrol ve
koruma düzenekleri arasındaki farklılıklar
sayılabilir.
Enterkonneksiyonların güvenli şekilde yapılabilmesi için;
5-110
•
Bir elektrik sistemi daha büyük bir enterkonnekte sisteme bağlanacaksa,
bağlanılacak olan sistemin diğer katılımcıları tarafından benimsenmiş teknik
koşullarına uyum sağlaması,
• Tüm enterkonnekte sistemi izlemek üzere oluşturulan kontrol merkezine her bir
ulusal elektrik sistemi işletmesinin bilgilerinin ulaştırılabilmesi,
• Uygun iletişim ve ölçü sistemlerinin sağlanması
gerekmektedir.
Yukarıda söz edilen koşulların sağlanması durumunda elektrik enterkonneksiyonları
uluslararası elektrik ticareti için verimli bir şekilde tesis edilebilirler. Ancak yapılacak
enerji alış verişleri bazı teknik ve ticari sınırlamalarla karşılaşacaktır. Normalde
uygulanabilir ülkeler arası elektrik enerjisi alışverişleri teorik alış veriş miktarlarından
oldukça düşük miktarlarda gerçekleşmektedir. Bu amaçla aşağıdaki tanımlar gündeme
getirilmiş ve İletim Sistemi İşletmecileri (TSO) tarafından kabul görmüştür:
Brüt Transfer Kapasite (MVA): Bir ülkenin iletim hatları ile bağlı olduğu komşu bir ülke
arasında transfer edilebilecek maksimum güç kapasitesidir. (İletim sisteminin işletme
güvenliğini tehlikeye düşürmeden yapılabilecek maksimum transfer miktarı olup
enterkonneksiyon hattının termik kapasitesi değildir.)
Toplam Transfer Kapasite (MW): Brüt Transfer Kapasitenin aktif güç bileşenidir.
İletim Sistemi Güvenilirlik Sınırı (MW): Önceden bilinemeyen olaylara (hat veya üretim
tesislerinde olabilecek arızalar sonucu bu tesislerin kısmen veya tamamen devre dışı
olması) karşılık İletim Sistemi İşletmecileri tarafından ihtimal analizlerine dayanılarak
hesaplanır.
Net Transfer Kapasite (MW): Toplam Transfer Kapasiteden İletim sistemi Güvenilirlik
Sınırı değerinin çıkarılması sonucu bulunur.
Sözleşmeli Akışlar (MW): Yürürlükteki uzun vadeli enterkonneksiyon sözleşmelerindeki
değerlerin toplamıdır.
Emre Amade Transfer Kapasitesi (MW): Elektrik enerjisi serbest pazar kurallarına dayalı
olarak yapılacak uluslararası alışverişlerde yararlanılabilecek enterkonneksiyon
kapasitesidir. Bu değer Net Transfer Kapasite ile Sözleşmeli Akışlar arasındaki fark
kadardır.
Yukarıda açıklanan kavramlar enterkonneksiyon yatırımları ile gerçekleştirilen
enterkonneksiyon kapasitelerinin teorik kapasiteler olduğunu, ülkeler arasında
uygulanabilir enerji alışverişlerinin kayda değer ölçülerde daha küçük olabileceğini
göstermektedir. Örneğin İtalya’da 11950 MVA’lık brüt transfer kapasitesinin 2400 MW’ı
emre amade transfer kapasite olarak kullanılabilmektedir.
Enterkonneksiyon altyapı yatırımları elektrik ticaretini bölgesel / kıtasal ölçekte teşvik
etmek için esastır. Ancak iki ülke arasında gerçekleşen ticari alışverişlerle fiziki elektrik
akışları arasında elektriğin doğasından kaynaklanan farklılıklar bulunmaktadır. Gerçekte
güç akışları iyi bilinen elektrik kanunlarına göre olmakta ve ihraç eden ülke ile ithal eden
ülke arasındaki diğer ülkelerin elektrik sistemlerinden de geçmektedir.
5-111
Sınır Geçiş Kapasitelerinin belirlenmesi konusundaki koordinasyon; UCTE’ye benzer
yapıda bir kuruluş olan ve daha çok serbest piyasa ile ilgili konularda faaliyet gösteren
Avrupa İletim Sistemi İşletmecileri Birliği (ETSO)’nun görevidir. ETSO ayrıca özellikle
kapasitenin talebi karşılamadığı enterkonnektörlerde kapasitenin tahsis mekanizmaları
ve sınır ötesi iletim hizmetinin (transit) fiyatlandırılması konusunda gerekli
koordinasyonu sağlamaktadır.
2005 yılında Güneydoğu Avrupa Bölgesel Elektrik piyasası oluşturularak bu pazarın AB
iç pazarına entegrasyonu konusunda AB tarafından başlatılan “Güneydoğu Avrupa
Enerji Regülasyon Forumu (SEEERF)” Girişimi kapsamında; yukarıda söz edilen
Elektrik İç Pazarı mekanizmalarının Türkiye’nin de aralarında yer aldığı Güneydoğu
Avrupa ülkelerinde uygulamaya geçirilmesi konusunda çalışmalar yürütülmektedir.
Güneydoğu Avrupa Enerji Regülasyon Forumu SEEERF kapsamında oluşturulan
SETSO TF çalışma grubu bünyesinde üç adet alt çalışma grubu oluşturulmuştur. Bu
gruplardan birincisi “SETSO Şebeke Erişimi, Darboğaz Yönetimi ve Güç Akışı
(NACMPF - Network Access Congestion Management and Power Flows)” alt çalışma
grubu, ikincisi “İletim Sistem İşletmecileri Arasında Ücretlendirme Mekanizması (ITC –
Inter-TSO Compensation Mechanism) alt çalışma grubu, üçüncüsü ise Dengeleme
Yönetimi (BM – Balance Management) alt çalışma grubudur. SETSO üyesi ülkeler
olarak, tüm gruplara Güneydoğu Avrupa bölgesinden Romanya, Bulgaristan,
Yunanistan, Arnavutluk, Makedonya, Bosna-Hersek, Hırvatistan, Sırbistan-Karadağ ve
ülkemiz üyedir. Bunlara ilave olarak çalışmalara ETSO üyesi olarak Avusturya, İtalya,
Slovenya ve Macaristan katılmaktadır.
“Şebeke Erişimi, Darboğaz Yönetimi ve Güç Akışı (NACMPF)” alt çalışma grubu,
Güneydoğu Avrupa’da serbest bir elektrik piyasasının oluşturulabilmesi için gerekli
teknik altyapıyı ve sınır ötesi elektrik ticaretinde uygulanacak metodları belirlemek üzere
kurulmuştur.
Avrupa İletim Sistemi İşletmecileri Birliği (ETSO)’nun konu ile ilgili tecrübelerinden
faydalanılarak SETSO bünyesinde Güneydoğu Avrupa’daki sınır ötesi elektrik ticaretinin
hangi metodla gerçekleştirileceği konusunda çalışmalar yürütülmektedir. Bu konuda
ETSO bölgesinde kullanılan bazı yöntemler;
First come, first served: Kapasite tahsisi belli bir zaman dilimi içindeki başvuru
sırasına göre verilir. Eğer net transfer kapasitesine ulaşıldıysa yeni transferler kabul
edilmez. (Bu yöntem uygulanması çok basit olmakla birlikte serbest piyasa kurallarına
uyumu tartışma konusudur.
Pro-rata: Teklifler arasında hiç bir sıralama yapılmaz. Bütün teklifler işleme alınır. Daha
sonra alınan tekliflerin toplamı Net Transfer Kapasitesini (NTC) aşıyorsa bütün
transferler aynı oranda düşürülür. Pro-rata yöntemini kullanan ülkeler arasındaki
transfer kapasitesi genellikle %50, %50 olacak şekilde kullanılmaktadır.
Explicit Auction: Market oyuncuları piyasaya tekliflerini sunar. NTC kapasitesi en
yüksek fiyatı veren teklife öncelik tanınarak kullandırılır. Kapasite güç (MW) bazında
kullanıma sunulur.
Implicit Auction: Explicit Auctioning metoduna benzer. Güç yerine Enerji bazında
kapasite kullanımı söz konusudur.
5-112
Redispatching: İletim kısıtlarının generatörlerin üretim miktarları ile oynayarak
düşürülmesi. (Fizibıl bir metod ama sınırlı çünkü sadece TSO sınırları içindeki üretime
müdahale edilebiliyor)
Cross-Border co-ordinated redispatching (CCR): Yukardaki yönteme benzer olup
komşu TSO’lar üretim miktarlarının değiştirilmesinde ortak hareket ederler.
Market Splitting: Enerji piyasasının coğrafik olarak farklı fiyat bölgelerine ayrılması
(TSO yük akışları sonucunda kısıtlı iletim hatlarını tesbit eder, hattın her iki ucu da farklı
fiyat bölgelerine ait olur. Bu metod Baltık ülkelerinde başarıyla uygulanmaktadır.
Geleneksel yöntemler Avrupa’daki karmaşık ve büyük enterkonnekte sistemi yönetmek
için yetersiz kalmakta, ülkeler arası güç akışlarının komşu ülkelerdeki akışlara çok bağlı
olduğu durumlarda işe yaramamaktadır. Halen kullanılan bu yöntemlerin daha etkili bir
yöntemle değiştirilmesi konusunda ETSO’da da çalışmalar sürdürülmektedir.
Güneydoğu Avrupa’da serbest piyasanın henüz Batı Avrupa’daki kadar oluşturulmamış
ve elektrik regülasyonunun tam olarak başlamamış olması nedeniyle sınır ötesi elektrik
ticareti konusunda yeni kuralların kolaylıkla uygulanabileceği düşünülmektedir. Serbest
piyasadaki aktörler için en önemli gösterge “Net Transfer Kapasitesi (NTC)” dir. Bu
değer bir ülkeden başka bir ülkeye satılabilecek en fazla elektrik miktarını (MW) gösterir.
ETSO ülkelerinde NTC değeri yıllık, aylık ve günlük olarak hesaplanmaktadır. Bu
hesaplamalara göre kapasitenin kullanımı serbest piyasaya sunulur. Bu kapasite
kullanımı enerji bazında (implicit auction’daki gibi) ya da güç bazında olabilir. NACMPF
alt grubunda her ay için NTC hesaplanması yapılmaktadır. Mevcut durumda ülkemiz
UCTE bölgesine senkron paralel işletilmemekle birlikte, Türkiye-Bulgaristan arasındaki
NTC hesaplamaları NACMPF alt çalışma grubunda incelenmiştir.
UCTE’nin Güneydopu Avrupa bölgesindeki (Eski 2nci senkron bölge) ülkeler arası
bağlantılar batı evrupa’daki kadar güçlü olmadığından bu bölgedeki güç akışları
bölgedeki diğer akışlara bağlıdır (Strong Interdependency). Örneğin Romanya’dan
Sırbistan’a bir elektrik akışı gerçekleştiğinde bu akış bölgedeki diğer sınır ötesi akışları
da (örneğin Bulgaristan-Yunanistan) etkilemekte, genellikle NTC değerini küçültücü
yönde etki yapmaktadır. Bu nedenle ülkelerin enterkonnekte sistemlerini ve elektriğin
izlediği fiziksel yolu dikkate alan ülkeler arası transfer kapasitesini en optimum biçimde
kullanabilmek amacı ile yeni bir metoda gereksinim duyulmaktadır. NACMPF alt
grubunda (ETSO’nun önerisiyle) Koordineli Açık Arttırma (Coordinated Auctioning)
metodu incelenmektedir. Bu metodun en büyük avantajı şebekenin fiziksel yapısının
temsil edilebilmesidir. Ancak bu metod bölgedeki İletim Sistemi İşletmecileri arasında
çok sıkı bir işbirliği gerektirir. Bu işbirliğinin teknik alt yapısını oluşturabilmek için
yapılacak çalışmalar (FTP server, Electronic Highway, ETSO scheduling system) yine
NACMPF alt grubunda ele alınmaktadır.
Gerçek uygulamaya geçilmeden önce metodun uygulanabilirliğini görmek ve metodu
geliştirmek üzere Sanal Uygulama 2006 yılından itibaren başlatılmıştır. Bu metodun
uygulanabilmesi için merkezi bir İhale Ofisi’nin kurulması gereklidir. Sanal uygulamada
her ay bölgedeki bir TSO (sistem İşletmecisi) İhale Ofisi görevini yerine getirmekte,
gerekli sistem parametrelerini hesaplamakta, NTC değerlerini hesaplamakta ve bunları
internette yayınlamaktadır. 2006 yılında sanal uygulamada güç transferi teklifleri
bölgedeki TSO’lardan gelmekte iken 2007 yılında metod gerçeğe daha da
yakınlaştırılmış ve bölgedeki gerçek Ticaret Şirketleri güç transferi teklifleri ile sanal
5-113
uygulamaya katılmışlardır. Sanal Uygulama için kullanılan internet adresinden konu ile
ilgili ayrıntılı bilgiler alınabilmektedir (www.drcat.at) TEİAŞ da sanal uygulamaya aktif
olarak katılmakta ve her yıl bir ay Sanal Uygulama İhale Ofisi görevini yerine
getirmektedir.
Bu metod aynı zamanda bölgedeki regülatörlerle de işbirliğini
gerektirmektedir. Bu nedenle zaman zaman bölge regülatörleri ile ortak toplantılar
düzenlenmektedir.
“İletim Sistem İşletmecileri Arasında Ücretlendirme Mekanizması (ITC)” alt çalışma
grubu ise Güneydoğu Avrupa’da serbest bir elektrik piyasasının oluşturulabilmesi için
sınır ötesi iletim hizmetinin (transit) fiyatlandırılması konusunda uygulanacak metodları
belirlemek üzere kurulmuştur.
Avrupa İletim Sistemi İşletmecileri Birliği (ETSO)’nun konu ile ilgili tecrübelerinden
faydalanılarak Güneydoğu Avrupa’daki sınır ötesi elektrik ticaretinin hangi metotla
gerçekleştirileceği konusu araştırılmaktadır. ETSO bölgesinde transit ücretler için
uygulanan metodoloji baz alınarak bazı ufak farklılıklarla birlikte SETSO bölgesinde de
transit ücretlendirme mekanizması 2004 yılından itibaren uygulanmıştır. UCTE 1.
senkron bölge ve 2. senkron bölgelerinin tekrar birleştirilmesiyle birlikte tek bir senkron
bölgede farklı mekanizma ve buna bağlı olarak farklı fiyatların oluşmasının ve de tek bir
senkron bölge olması nedeniyle farklı mekanizmaya sahip bölgeler arasında döngü
akışları (loop flows) olmasının getirdiği sorunlar nedeniyle tek bir mekanizmaya
geçilmesi hedeflenmiştir. Bu yönde ETSO ve SETO arasında yapılan görüşmeler
çerçevesinde 2007 yılı ikinci yarsından itibaren ETSO bölgesinde yeni geliştirilen ITC
mekanizması ile birlikte uygulanmak üzere
SETSO ve ETSO bölgeleri ITC
mekanizmalarının birleştirilmesi kararlaştırılmıştır.
2006 yılı başında oluşturulması kararlaştırılan “Dengeleme Yönetimi (BM) alt çalışma
grubu bölgesel bir dengeleme marketinin geliştirilmesi ve gerekli prosedürlerin ve
çerçevenin belirlenerek dengeleme ile ilgili marketin bölgede uygulanması amacıyla
oluşturulmuştur.
Türkiye’de uluslararası elektrik ticareti konusundaki mevzuatın yukarıda açıklanan
gelişmelere göre yeniden düzenlenmesi gerekmektedir.
7.7. Yeni Elektrik Mevzuatı ile Enterkonneksiyon Uygulamaları ve Elektrik Ticareti
4628 sayılı yasa öncesinde (TEK ve TEAŞ dönemlerinde) Bulgaristan, Gürcistan,
Nahcivan, Irak ve İran hatları kullanılarak süre, miktar ve fiyat içeren kontratlarla enerji
alış verişi yapılmış olup, halen aynı metodla Yunanistan (154kV enerjilendirilerek) ve
Gürcistan hatları ile dönemsel olmak üzere Yunanistan, Gürcistan, Irak, İran ve Suriye
hatları aracılığıyla enerji transferi yapılmaktadır. Ancak sözkonusu yasa
entekonneksiyonlar üzerinden pazar koşullarına uygun olarak elektrik ticareti
yapılmasını öngörmektedir.
4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu; uluslararası enterkonneksiyon çalışmalarının
ETKB kararı doğrultusunda TEİAŞ tarafından yapılacağını belirtmekte, ithalat ve ihracat
faaliyeti gösterebilecek tüzel kişileri “3154 sayılı ETKB’nın teşkilat ve görevleri hakkında
Kanuna göre oluşturulan Bakanlık görüşü doğrultusunda; uluslararası enterkonneksiyon
şartı oluşmuş ülkelerden ya da ülkelere, Kurul onayı ile elektrik ithalatı ve/veya ihracatı,
Türkiye Elektrik Ticaret ve Taahüt Anonim Şirketi, özel sektör toptan satış şirketleri,
perakende satış şirketleri ve perakende satış lisansı almış dağıtım şirketleri (OG
5-114
seviyesinden) tarafından, bu kanun, ilgili yönetmelikler, lisanslar, Şebeke Yönetmeliği ve
Dağıtım Yönetmeliği uyarınca yapılır” şeklinde tanımlamaktadır.
Elektrik Piyasası İthalat ve İhracat Yönetmeliğinde Uluslararası Enterkonneksiyon Şartı;
“Ulusal Elekrik Sisteminin diğer ülkelere ait elektrik sistemi ile senkron paralel
işletilebilmesini ve/veya sözkonusu ülke elektrik sistemindeki bir üretim tesisi yada
üretim tesisinin bir ünitesinin Şebeke Yönetmeliği ve/veya Dağıtım Yönetmeliği
hükümlerine uygun olarak Ulusal Elekrik Sistemine paralel çalıştırılabilmesini ve/veya
enterkonneksiyon hatları ile komşu ülkede oluşturulacak izole bölgenin beslenmesi
ve/veya asenkron paralel bağlantıyı” şeklinde tanımlanmaktadır.
Daha önce de açıklandığı üzere, uluslararası enterkonneksiyonlardan beklenen en
verimli sonucun senkron paralel çalışma ile elde edilebilmektedir. Bu noktada,
enterkoneksiyonlardan maksimum fayda sağlamak üzere etrafı yedi ülke ve birçok
enterkonnekte blokla çevrili olan ülkemizin hangi bloka senkron paralel bağlanacağına
dair bir karar vermesi gerekmekte olup, bu tercih; AB ile olan ilişkiler ve batı
tarafındaki stabilite nedenleriyle UCTE’den yana kullanılmıştır.
Senkron paralel çalışma yönteminde uzun süreli teknik analizler gerekmekte, sistem
frekans kontrol ve kararlılık kriterlerinin sağlanmasından sonra senkron paralel
çalışmaya geçilebilmektedir. Avrupa Elektrik Sistemi UCTE ile senkron çalışma amaçlı
teknik analizler devam etmekte olup, bu kapsamda UCTE ile TEİAŞ arasında
imzalanacak olan Sözleşme uyarınca senkron paralel işletilecek Bulgaristan ve
Yunanistan bağlantıları dışında diğer ülkelerle olan enterkonnektörlerin senkron paralel
çalışma dışında diğer yöntemlerden herhangi biriyle kullanımını UCTE onayına tabi
tutulacaktır.
Bu durumda Türkiyenin Bulgaristan ve Yunanistan bağlantıları dışındaki tüm
enterkonneksiyonları ünite yönlendirme metoduyla veya DC olması gerekmektedir.
Ancak bunun koşullarının belirlenmesi, yukarıda da belirtildiği üzere, UCTE ile yapılacak
bir dizi çalışma sonucunda UCTE’nin iznine tabidir.
Burada enterkonneksiyonların kullanım metodu ile bağlantılı olarak aşağıda bahsedilen
önemli meselelerin açıklığa kavuşturulması gerekmektedir:
•
•
Lisanslama sürecinin başlamasıyla birlikte, ithalat-ihracat yapabilen şirketler
Türkiye’nin doğusundaki komşu ülke sistemleriyle mevcut enterkonnektörler
üzerinden elektrik ticareti yapabilmek için bu ülkelerle olan bağlantıların DC’ye
dönüştürülmesini talep edebilirler. Bu talebin karşılanması; UCTE’nin izin işlemleri
gerçekleşmediği için mümkün olamayacaktır. Bu durumda, iletim yatırımlarının
hayata geçirilmesinin ortalama 3-5 yıl zaman aldığı göz önüne alınarak, özellikle
büyük yatırımların söz konusu olduğu DC bağlantılar konusunda bir çok bilinmezin
olduğu bir ortamda, gelecekte atıl kalabilecek bir çok iletim tesisi yatırımının
yapılması riskinden kaçınılması gerekmektedir.
Yürürlükteki mevzuata göre tek kullanıcılı veya çok kullanıcılı tüm iletim
yatırımlarının TEİAŞ tarafından yapılması gerekmektedir. Gerekli olabilecek sistem
güçlendirme yatırımları, kamulaştırma bedelleri hariç, 600 MW’lık bir AC-DC
dönüşüm merkezinin maliyeti yaklaşık 85 milyon $’dır. Bu maliyet sadece AC-DC
dönüşüm merkezi maliyeti olup sistemde ilave yatırmlarda gerektirebileceğinden
toplam maliyet artacaktır.
5-115
•
•
•
Hazine ve DPT tarafından tavan ödeneği 220 Trilyon TL olarak belirlenen bu kamu
şirketinin geleceği açıklıkla belli olmayan bu yatırımı / yatırımları yapması mümkün
olacak mıdır?
Türkiye bu yatırımı yapsa bile, sözkonusu enerjiyi transit geçirecek sistemlerin teknik
olanakları bu talebi yerine getirmeye uygun olacak mıdır?
Tüm bu sorunlar halledilmeden doğudaki komşularımızla olan enterkonnektörlerin
kullanımı için yeni lisanslar verilmesi gelecekte maddi ve manevi büyük sıkıntılar
yaratacaktır.
Türkiye’nin UCTE sistemine bağlantısı konusunda uzun yıllardır çaba harcanmaktadır.
Yakın gelecekte teknik çalışmaların tamamlanmasıyla birlikte bağlantının
gerçekleştirilmesi mümkün olacaktır. Konuyla ilgili çalışmalar sonuçlanmadan önce
diğer komşu ülkelerle çok pahalı bir yatırım olan DC back-to-back yatırımı konusunda
karar verilmemesi, bunun yerine bir süre daha mevcut enterkonneksiyon imkanlarının
kullanılması uygun olacaktır.
•
Türkiye’ye enerji ithal edilirken, ithalatın gerçekleştirilebilmesi için yapılacak İletim
Sistemi yatırım maliyetleri de hesaba katılarak ithal edilecek enerjinin gerçek
maliyetinin yurt içinde üretilen elektrik enerjisine göre ekonomik olması durumunda
ithalat kararının verilmesi gerekmekmektedir. En ekonomik çözümün bulunması için
ithal veya ihraç edilecek enerjinin TEİAŞ’ca yapılacak iletim yatırımlarının da birim
fiyata dahil edilmesi gerekmektedir.
•
Türkiye’nin UCTE sistemine Bulgaristan ve Yunanistan üzerinden bağlantısı ile
birlikte Türkiye Avrupa iç pazarının da bir parçası haline gelecek ve bu bağlantılar
üzerinden pazar koşulları çerçevesinde elektrik ticareti yapılabilecektir. Bu bağlantı
AB ülkelerine yeşil enerji ihracına imkan sağlayacak dolayısıyla Türkiye’deki enerji
yatırımları ve yabancı sermaye girişini hızlandıracaktır. UCTE üyeliğinin en kısa
zamanda gerçekleşmesi için tüm imkanlar zorlanmalıdır.
•
Türkiye’nin diğer komşularının elektrik sektöründeki düşey oluşumlu yapısı dikkate
alındığında; bu ülkelerle olan bağlantıların teknik koşullar yerine getirilerek
kullanımına izin verilmesi sürecinde pazardaki rekabet koşullarının korunabilmesi
açısından “karşılıklılık” prensibinin göz önüne alınmasının uygun olacağı
düşünülmektedir. Türkiye’deki tüketicinin başka bir ülkedeki üreticiye ulaşabildiği
durumda, o ülkedeki bir tüketicinin de Türkiye’deki üreticiye ulaşabilmesi mümkünse
bu durumda karşılıklılık prensibi uygulanabilecektir. Ancak, düşey oluşumlu bir
yapıya sahip komşu ve/veya diğer ülkeler ile Türkiye arasında karşılıklılık koşulunun
nasıl sağlanabileceği bilinmemektedir.
5-116
8
4628 SAYILI YASA VE İLGİLİ YÖNETMELİKLERİN UYGULANMASI
SONUCUNDA ELEKTRİĞİN KALİTESİNİN KORUNMASI VE KAMU
MALİYETLERİNİN AZALTILMASI
Bu bölümde enerji kalitesi ve arz güvenliği ile ilgili uluslararası tanımlar, standartlar ve
ülkemizde 4628 sayılı yasa çerçevesinde yayınlanan Elektrik Piyasası Şebeke
Yönetmeliği, Elektrik Piyasası Dağıtım Yönetmeliği, Elektrik Piyasası Müşteri Hizmetleri
Yönetmeliğinde bu konuda yer alan hususlar incelenmektedir.
8.1 Elektrik Enerjisi Kalitesi Nedir ve Nasıl Sağlanır
Elektrik sektörünün serbestleştirilmesinde tüketicilerin neden oldukları maliyetlere
katlanmaları beklenmektedir. Serbest piyasada tarifeler, gerçek maliyetleri yansıtacak
şekilde hazırlanmakta ve müşteri guruplarının bu maliyetleri yansıtan faturaları
zamanında ödemeleri talep edilmektedir.
Bu durumda tüketicilerin gerçek maliyetine katlanmaları beklenen ürünün ve hizmetin
kalitesini de sorgulama hakları bulunmaktadır. Enerji kalitesi, müşteri şirket arasındaki
ilişkiler dahil, belirli bir standarda sahip, yeterli, sürekli ürün ve hizmeti ifade etmektedir.
Kalitenin bir çok bileşeni bulunmaktadır. Elektrik sektörü için bu faktörler müşteri ilişkileri,
enerji sürekliliği, gerilim ve frekans kalitelerini kapsamaktadır. Müşteri tarafından
bakıldığında, her bir tüketicinin kaliteyi algılaması farklı olabilmektedir.
Enerji kalitesinin yüksek tutulabilmesi için yüksek yatırım, işletme ve bakım maliyetleri
gerekmektedir. Dolayısıyla müşteri tarafından kabul edilebilir enerji kalitesi ve arz
güvenliği seviyesinin ne olması gerektiği önem arz etmektedir.
Nihai tüketicilere temin edilen enerji kalitesi değişik kalite boyutlarını kapsamaktadır.
Bunlar sektörün faklı alanlarından etkilenebilmektedir. Enerji kalitesini oluşturan faktörler
temel olarak üç genel başlık altında toplanmaktadır. Bunlar müşteri ilişkileri, enerji arz
güvenliği ve enerji (gerilim, frekans) kalitesidir.
Müşteri İlişkileri Kalitesi; şirketle tüketici arasındaki ilişkinin kalitesi ile ilgili konuları
kapsamaktadır. Bu ilişki potansiyel tüketicinin şirketten bilgi talep ettiği veya bağlantı
talebini ilettiği gün itibarıyla başlamaktadır. Müşteri İlişkileri Kalitesi, ilişkinin birçok
boyutunu kapsar ancak bunlardan az bir kısmı ölçülebilir ve standartlar vasıtasıyla
düzenlenebilir niteliktedir. Standartlar, hizmetin genel boyutları ile (çoğunlukla bunlara
genel standartlar denilmekte) veya hizmetlerin müşterilere garanti edilmesi ile (genellikle
garanti edilmiş standartlar) ilgili olmaktadır. Garantili standartların sağlanamadığı
durumlarda müşteriye bir miktar tazminat ödenmesi öngörülmektedir. Standartlar
müşteriye enerji temini, sayaç okuma ve fatura gönderme, bilgi temini, telefonla talep
edilen bilgiler sunma, müşteri şikayetlerinin cevaplandırılması gibi konularda maksimum
tepki zamanını tanımlamaktadır.
Enerji Arz Güvenliği ; kesinti süresi ve sayısı ile ifade edilmektedir. İletim ve dağıtımda
enerji arz güvenliğini ölçmek için değişik ölçüler kullanılmaktadır. Bununla ilgili konuda
yapılan düzenlemelerde uzun süreli kesintilerden etkilenen müşterilere tazminat
şeklinde ödeme yapılması öngörülmektedir. Bununla birlikte düzenlemede dikkate
alınan diğer faktörler, tekrar enerji verme zamanını kontrol altında tutmayı sağlamak
(kesinti sayı ve sürelerini azaltmak) amacıyla, teşvik uygulanmasıdır. Kesinti sürelerinin
5-117
ölçülmesi ve gerçek nedenlerine dayandırılmasındaki farklı yöntemler düzenlemenin
yapılmasını güçleştirmektedir.
Enerjinin arz güvenliği, değişik elektrik sistemi bileşenlerinin (üretim, iletim ve dağıtım)
nihai tüketicilere enerjinin dağıtılması kapasitelerini de ifade etmektedir. Üretim
düzeyindeki arıza, sistem boyutunda koordinasyonu gerektirecek sonuçlara neden
olmaktadır. Böyle bir arızadan etkilenen bölge büyük olurken, bunun aksine dağıtım
düzeyindeki arızada daha küçük bir bölgenin etkilenmesi söz konusudur.
Enerji Kalitesi Elektrik Enerjisinde Teknik Kalite (gerilim, frekans): Müşteri teçhizatının
gerilim değişimlerine hassasiyetinin artması sonucu gerilim kalitesi müşteriler için daha
büyük önem arz etmektedir. Gerilim kalitesinin parametreleri, frekans, gerilim genliği ve
değişimi, gerilim çökmeleri, geçici aşırı gerilimler ve harmoniklerden oluşmaktadır.
Elektrik ile çalışan teçhizatın, etiketinde yazılı nominal gerilim düzeyinde verimli çalışma
özelliği bulunmaktadır. Fakat şebeke gerilimleri dalgalandıkça ve nominal gerilimden
uzaklaşıldıkça teçhizat verimsiz ve düzensiz çalışmaya başlamaktadır.
Tedarik kalitesinin bir diğer boyutu da elektrik sistemi frekansının nominal değerinden
sapmasıdır. Frekans sapması arz talep dengesizliğinin oluşması sonucunda
gerçekleşmektedir.
8.1.1. Elektrik Üretiminde Enerji Kalitesi ve Arz Güvenliği
Yeterli düzeyde üretim kapasitesinin olmaması durumunda, arzda darboğaz (özellikle
puant saatinde) ortaya çıkmakta ve bu durum enerji arz güvenliğini tehlikeye atmaktadır.
Üretimin azalması veya santralın devre dışı olması durumunda enerjinin kalitesi
düşmekte ve büyük çaplı kesintiler meydana gelmektedir. Üretim arz güvenliği genel
olarak aşağıda verilen parametrelerle ölçülmektedir.
Yükün Karşılanamama Olasılığı (Loss of Load Probability-LOLP) olarak ifade edilen
birinci parametre, yıl içerisinde maksimum talebin üretim kapasitesini aşması beklenen
gün sayısını ifade etmektedir.
Zorunlu Devre Dışı Olma Oranı (Forced Outage Rate-FOR) zorunlu nedenlerle üretim
kapasitesinin kayıp edildiği zaman yüzdesini belirtmektedir. Zorunlu devre dışı olma ile
planlanmamış herhangi bir bileşen arızası, veya ünitenin devre dışı kalması şeklinde
ifade edilmektedir.
Rezerv kapasite sınırı, arz sürekliliğinin önemli bir parametresini oluşturmaktadır.
Sistem kurulu gücü ile puant talep güç arasındaki farktır. Yüzde olarak ifade edildiğinde
bu farkın talebe puant güce oranıdır. Yüksek rezerv kapasitesi arz sürekliliğini
artırmakta, ancak bunun da bir maliyeti bulunmaktadır. Üretim sürekliliğini tehdit eden
diğer bir faktörde puant talebinin çok hızlı artışıdır.
Enerji yedeği ise sistemin toplam üretim kapasitesi ile enerji talebi arasındaki farktır.
Yine yüzde olarak ifade edilmesi durumunda bu farkın enerji talebine oranı olarak
hesaplanır. Enerji yedeği iki şekilde, hidrolik santralların ortalama su gelirleri ile
üretebileceği elektrik enerjisi dikkate alınarak proje üretimine göre ve hidrolik
santralların kurak mevsimdeki su gelirleri ile üretebileceği elektrik enerjisi dikkate
alınarak güvenilir üretime göre hesaplanmaktadır.
5-118
Sağlanamayan enerji maliyeti, belli bir miktar elektrik enerjisinin sunulamaması
durumunda ülke ekonomisine getireceği zararı yansıtmaktadır.
4628 sayılı yasa ve ilgili yönetmelikler çerçevesinde ülkemizdeki üretim arz güvenilirliği
2’nci bölümde açıklanmaktadır.
8.1.2. İletim Sisteminde Enerji Kalitesi ve Arz Güvenliği
Elektrik enerjisi arz kalitesi güvenilir iletim sistemlerinin varlığına bağlıdır. İletim
sistemlerinin puant saatlerinde aşırı yüklenmesi, enerji kalitesini tehdit eden bir durum
yaratmaktadır.
Literatürde iletim sisteminin sürekliliği aşağıda verilen iki ölçüyle tespit edilmektedir.
Sistem Kayıp Süresi (dakika); Sistemin bir dakika boyunca oturması durumunda
satılamayan enerjiyi (MWh) belirtmektedir. Bütün plansız kesintilerden dolayı
satılamayan enerjinin 60 ile çarpılıp yıllık maksimum talebe bölünmesiyle elde
edilmektedir. Elde edilen değer sistem genel güvenliğini, şebeke tasarım ve bakımının
etkinliğini belirtmektedir.
Şebeke emre amadeliği (yüzde); Mevcut hatların enerji taşınması için emre
amadeliklerini ölçmeye yaramaktadır. Değer, her bir iletkenin hattın yıl boyunca emre
amadeliklerinin toplamının 100 ile çarpılarak 8760 saate bölünmesi ile bulunmaktadır.
İletim sistemlerinde arz güvenliği değerlerinin kıyaslanması, şebekelerinin sahip olduğu
farklılıklar nedeniyle kolay olmamaktadır. İletim sistemlerinin birbirleriyle bağlantılı
olmaları durumunda şebeke arz güvenliği artmaktadır.
İletim sistemimizde enerji kalitesi ve arz güvenilirliği için planlama ve işletme prensipleri
2nci bölümde verilmektedir.
8.1.3. Dağıtımda Enerji Kalitesi ve Arz Güvenliği
Enerji arz güvenliği sorunlarının önemli bir kısmı dağıtım düzeyinde gerçekleşmektedir.
Dağıtım sistemi arz güvenliğinin, sıcaklık ve teçhizatın yaşlanması ile ilintisi
bulunmaktadır. Dağıtım şebekesinin maruz kaldığı iklim ve çevre koşulları teçhizatın sık
sık arızalanmasına ve kesintilere neden olmaktadır. Yaşlanmış teçhizatın bulunduğu
şebekelerde daha çok arıza olmaktadır. Bunların dışında dağıtım şebekelerinde
kullanılan malzemenin de şebekenin sürekliliği üzerinde etkisi bulunmaktadır.
Dağıtım şebekelerinin tasarımı (radyal, ring vbg.) sürekliliğini etkileyen diğer bir önemli
etkendir. Şebeke tasarım farklılıkları dağıtım trafosunun beslenebileceği nokta sayısı
bazında gerçekleşmektedir. Dağıtım trafosunun kaynağa bağlantısının çok olması enerji
arz güvenliği için pozitif bir etki yapmaktadır.
Havai hat şebekelerinde meydana gelen arıza sayısı yeraltı kablosuna göre daha
fazladır. Fakat yer altı kablosundaki arızanın bulunarak temizlenmesi havai hattakine
göre daha çok zaman almaktadır. Dağıtım düzeyinde enerji arz güvenliği ve kalitesini
oluşturan temel parametreleri ayrı ayrı incelemenin yararlı olacağı düşünülmektedir.
Dağıtım sistemlerindeki enerji kalitesi;
5-119

Müşteri hizmetleri kalitesi
Arz güvenliği kalitesi
Dağıtım sistemlerinde enerji (gerilim, frekans) kalitesi
temel konularından oluşmaktadır.
8.1.3.1 Müşteri Hizmetleri Kalitesi
Müşteri hizmetleri kalitesi müşterinin şirketle olan ilişkilerindeki kaliteyi kapsamaktadır.
Bu ilişkiler sadece enerji alım işlemlerini değil aynı zamanda aday müşterilerin bağlantı
için bilgi taleplerini de içerir.
Bu ilişkileri sözleşme öncesi ve sonrası diye iki ayrı kategoride değerlendirmek
mümkündür. Sözleşme öncesi dönemdeki ilişkiler; şebeke bağlantı noktası ve fiyatlar
gibi konular hakkında bilgilerin talep edilmesini içerir. Bu talepler sözleşme yürürlüğe
girmezden önceki dönemde gerçekleşmektedir.
Sözleşme imzalanması ve devam ettiği süreçlerdeki ilişkiler; faturalama, ödeme şekilleri,
müşteri talep ve şikayetlerine firmaların gösterdiği tepkileri kapsamaktadır. Bu tür
hizmetler düzenli ve ihtiyaç üzerine talep edilen olmak üzere iki guruba ayrılmaktadır.
Düzenli hizmetler, faturalama, sayaçların okunması gibi faaliyetlerden oluşmaktadır. Ara
sıra gerçekleşenler ise müşteri ihtiyaç duyduğunda ilettiği talep ve şikayetleri
içermektedir. Bu ilişkilerdeki kalite şirketin tepki süresi ve şirketin soruna yaklaşım
biçimiyle ölçülmektedir.
Müşterilerin şirketlerle ilişkilerine örnekler Tablo.8.1’de verilmektedir.
Tablo 8. 1 Müşteri Şirket Arasında Kurulan Temel İlişkiler
Sözleşme Öncesi
İlişkiler
Sözleşme Sonrası Kurulan İlişkiler
Düzenli İşlemler
(sayaç, Fatura doğrulukları
Bağlantı
şebeke)
Kesin olmayan
maliyetlerin tahmini
İşlerin Yapılış kalitesi
5-120
Sayaç okumaları
Ara sıra gerçekleşenler
Arızalara şirket tepkisi
Gerilim şikayetleri
Müşteri
merkezleri Sayaç şikayetleri
hizmetleri
Telefon hizmetleri
Tarife ve ödemelere ilişki
bilgi talebi
Randevu ayarlama
Müşteri şikayetlerine cevap
verme
Müşteri yazılı dilekçelerine
cevap
Maliyet tahminleri
İşlerin Yapılış kalitesi
8.1.3.2
Dağıtım Sistemlerinde Arz Güvenliği Kalitesi
Enerji arz güvenliğinin değişik boyutları ve ölçüm yolları bulunmaktadır. Enerji
kesintilerine karşılık müşteri hassasiyetleri büyük farklılıklar göstermektedir. Enerji
sürekliliğinin temel unsurları aşağıda verilmektedir.
Kesintinin tipi; Kesintiler planlı ve plansız kesintiler olmak üzere ikiye ayrılmaktadır.
Yapılan araştırmalara göre planlı kesintiden müşterilerin haberdar edilmeleri çok tercih
edilen bir uygulamadır. Hatta haber verilmeyen planlı kesintilerin plansız kesinti olarak
değerlendirildiği durumlar olmaktadır.
Kesinti süresi; Kesinti sürelerine bağlı olarak uzun ve kısa süreli kesintiler olmak üzere
ikiye ayrılmaktadır. Avrupa standardı EN 50160'a göre 3 dakikadan daha uzun süreli
kesintiler uzun daha kısa süren kesintilerde kısa süreli olarak kabul edilmektedir. Bazı
ülkelerde çok kısa süreleri olanlar ise geçici kesintiler olarak adlandırılmaktadır. Bu
kesintilerin teçhizat hasarları yaratabilecek sonuçlarının olabileceği bilinmelidir.
Farklı gerilim seviyelerindeki arızalar ve diğer kesinti kaynakları; Arızalar her
gerilim seviyesinde oluşabilmektedir. Arızaların meydana geldikleri gerilim kademeleri
tüketiciye enerjinin teminini etkilemektedir. Orta gerilim ve alçak gerilimdeki bir arızada
müşterinin bir süre için enerjisiz kalması kesinken, yüksek gerilim düzeyinde oluşan bir
arızada müşterilerin enerjisiz kalmamaları mümkün olabilmektedir.
Dağıtım şebekeleri düzeyinde arz güvenliği kalite ölçüm parametreleri arıza sayısı ve
süreleriyle ilintilidir. Genel olarak gerilimdeki çökmeler, dalgalanma ve anlık yükselme
değerlerini tedarik etmek oldukça zor olmaktadır. Aşağıdaki parametreler enerji
sürekliliğini ölçmek için kullanılmaktadır.
Sistem Ortalama Kesinti Süresi Endeksi (SAIDI); müşterinin yıl içerisinde enerjisiz
kaldığı süre olup dakika cinsinden ifade edilmektedir. Arızadan etkilen müşteri sayısının
arıza süresi ile çarpılarak toplam müşteri sayısına bölünmesinden hesaplanmaktadır.
Rakamın küçük olması sistem sürekliliğinin daha iyi olması anlamına gelmektedir.
Sistem Ortalama Kesinti Sıklığı Endeksi (SAIFI); müşterinin yıl içerisinde enerjisiz
kaldığı arıza sayısıdır. Arızadan etkilen müşteri sayısının arıza sayısı ile çarpılarak
toplam müşteri sayısına bölünmesinden hesaplanmaktadır. Genelde arıza süresi üç
dakikanın üzerinde olan arızalar dikkate alınmaktadır. Rakamın küçük olması sistem
sürekliliğinin daha iyi olması anlamına gelmektedir.
Müşteri Ortalama Kesinti Süresi Endeksi (CAIDI); Arızaya maruz kalan müşterinin
ortalama kesinti süresini ifade etmektedir. Toplam kesinti süresinin etkilenen müşteri
sayısına bölünmesi ile elde edilmektedir. Rakamın küçük olması sistem sürekliliğinin
daha iyi olması anlamına gelmektedir.
Müşteri Ortalama Kesinti Sıklığı Endeksi (CAIFI); Bir yıl içerisinde müşterileri
etkileyen kesinti sayısıdır. Kesinti sayısının, kesintiden etkilenen müşteri sayısına
bölünmesi ile elde edilmektedir. Rakamın küçük olması sistem sürekliliğinin daha iyi
olması anlamına gelmektedir.
Ortalama Sistem Emre Amadelik Endeksi (ASAI); Müşteri talebini karşılamaya
yönelik sistemin saat olarak emre amadeliğini ölçmek için kullanılmaktadır. Bu değer
5-121
yıllık bazda ve yüzde cinsinden hesaplanmaktadır. Enerji sunulan zamanın (saat
cinsinden) talep süresine bölünmesi ile elde edilmektedir. Rakamın büyük olması sistem
Geçici Ortalama Kesinti Sıklığı Endeksi (MAIFI); müşterinin kısa süreli arıza
cinsinden maruz kaldığı kesinti sayısıdır. 3 dakikadan daha kısa süreli arıza sayısının
müşteri toplam sayısına bölünmesi ile elde edilmektedir. Rakamın küçük olması sistem
SAIDI, SAIFI ve CAIDI CAIFI parametreleri arasındaki temel fark, ilk ikisi sisteme bir
bütün olarak bakarken, son iki değer ise sadece kesintiden etkilenen müşterileri ifade
etmekte kullanılmaktadır.
Arz Güvenliği Endekslerini Etkileyen Faktörler
Farklı şirketlerin süreklilik değerlerini kıyaslarken dikkate alınması gereken birçok faktör
bulunmaktadır. SAIDI, SAIFI ve CAIDI parametrelerinin birbirlerini etkileyen boyutları
vardır. Bir yıl içerisindeki müşterinin enerjisiz kalma süresi, kesintilerin sayısı ve her bir
kesintinin süresi ile doğru orantılıdır.
Şirketler bir dereceye kadar arıza süresini kontrol edebilme yetkisine sahip olmaktadır.
Arıza sonrası enerjinin verilme süresi, şirketin arıza yerini bulması, izole etme ve
yeniden enerji verme yöntemlerine bağlıdır. Ancak şebeke arızalarının çevre ve iklim
koşullarına bağlı olmaları nedenleriyle arıza sayısının şirketler tarafından kontrol
edilmesi mümkün değildir.
Fiderden beslenen müşteri sayısı SAIDI, SAIFI değerlerini etkilemektedir. Örneğin aynı
sayı ve süreli arızalara sahip fiderler durumunda, müşteri sayısı daha fazla olan fiderin
SAIDI ve SAIFI değer daha düşük çıkacaktır. Bu nedenle şirketlerin bu değerleri
kıyaslanırken, karşılaştırılan bölgelerdeki müşteri yoğunluğu dikkate alınmalıdır.
Dağıtım şebekelerindeki hat uzunlukları da SAIDI ve SAIFI değerlerini etkilemektedir.
Hat uzunlukları daha kısa ve ring şebekelerin süreklilik değerleri daha düşük olacaktır.
Zira uzun hatlardaki arızaların bulunması, izole edilmesi ve yeniden enerji verme uzun
zaman almaktadır.
8.1.3.3 Dağıtım Şebekelerinde Gerilim Kalitesi
Gerilim kalitesi, gerilimin izin verilebilir sınırlar içerisinde kalabilme ölçüsü olarak ta ifade
edilebilmektedir. Elektrik enerjisi, tek veya üç faz sinüzoidal, genlik, frekans, dalga şekli
ve dengesizlik parametrelerinden oluşan gerilimle iletilmektedir.
Yüklerin şebekeye bağlanması sonrasında, gerilim ifade etmek için kullanılan
parametreler, gerekli önlemler alınmadığı takdirde olumsuz etkilenebilecektir.
Dağıtım Şebekelerinde Gerilim Kalitesi
Müşteri teçhizatının gerilim değişimlerine hassasiyetinin artması sonucu gerilim kalitesi
müşteriler için daha büyük önem arz etmektedir. Gerilim kalitesinin parametreleri,
frekans, gerilim genliği ve değişimi, gerilim çökmeleri, geçici aşırı gerilimler ve
harmonikler oluşturmaktadır.
5-122
Tablo 8. 2 Tedarik Kalitesini Etkileyen Faktörler
Faktörler
Gerilim
(Fliker)
Tanımlar
Dalgalanması Standartlarda belirtilen değerleri aşmayan, rasgele
olan ardışık gerilim değişimlerini ifade etmektedir.
Örneğin lambalardaki fliker, kaynak makineleri, ark
ocakları ve rüzgar santrallarının neden olduğu gerilim
dalgalanmalarından oluşmaktadır.
Gerilim Yükselmesi
Saniyenin 1/1000'inden daha kısa süreli çok yüksek
(birkaç bin) gerilim yükselmesidir. Bu yükselmeleri
yıldırım düşmesi veya bir cihazın devreye alınıp
çıkarılması sonucunda oluşabilmekte, geçici olup
elektronik teçhizata hasar verebilmektedir.
Gerilim çökmesi
15 saniyeye kadar sürebilen gerilim düşmesidir.
Gerilim çökmeleri elektronik teçhizatı devre dışı
bırakabilir ve hasar verebilir. Bu durumlar başka bir
cihazın çok büyük güç çekmesinde veya sistemin
aşırı yüklü olmasında oluşmaktadır. Örnek olarak çok
büyük bir yükün devreye alınması veya büyük bir
motorun çalıştırılmaya başlanmasıdır.
Frekans salınımı
Sistemdeki
arz
talep
dengesinin
değişmesi
sonucunda frekansın nominal değerinden sapmasıdır.
Bunun nedenleri arasında büyük bir santralın veya
iletim hattının devre dışı olması veya büyük bir yükün
devreden çıkmasıdır.
Harmonik bozulma
Çeşitli nedenlere bağlı olarak gerilim ve akım dalga
şekillerinde bozulmaların oluşmasıdır. Bu nedenlerin
arasında radyo veya televizyon dalgaları ile girişim,
güç elektronoği devreleri, fax makinaları, gibi
teçhizatların çalışmasıdır.
4628 sayılı yasa ve ilgili yönetmelikler çerçevesinde ülkemizdeki müşteri hizmetleri
kalitesi, dağıtım şebekeleri arz güvenilirliği ve enerji kalitesi bölüm 8.2 açıklanmaktadır.
8.2
4628 Sayılı Yasa, Lisans Yönetmeliği, Şebeke Yönetmeliği, Müşteri
Hizmetleri Yönetmeliği, Arz Güvenliği ve Kalitesi Yönetmeliği, Dağıtım
Yönetmeliği Uygulamaları ve Mevcut Durum
Ülkemizde enerji kalitesinin ve arz güvenilirliğinin sağlanması için 4628 sayılı yasa
çerçevesinde gerekli düzenlemeleri belirtmek amacı ile Elektrik Piyasası Şebeke
Yönetmeliği, Elektrik Piyasası Dağıtım Yönetmeliği, Elektrik Piyasası Müşteri Hizmetleri
Yönetmeliği, Elektrik İletim Sistemi Arz Güvenirliliği ve Kalitesi Yönetmeliği, Elektrik
Dağıtım Sistemi Tedarik Sürekliliği, Teknik ve Ticari Kalite Yönetmeliği yayınlanmıştır.
olup, Arz Güvenliği ve Kalite Yönetmeliği de hazırlanmaktadır.
8.2.1 Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği’nde Enerji Kalitesi ve Arz Güvenliği
Şebeke Yönetmeliğinde üretim, iletim sistemi planlama ile iletim sistemi işletme kriterleri
yayınlanmıştır.
5-123
TEİAŞ, üretim kapasite projeksiyonu ile birlikte iletim sistemi gelişim planının
hazırlanmasında esas alınan üretim güvenliği kriterini de yayımlayacaktır. Bu kriter,
kesinleşen üretim kapasitesi esas alınarak, bir yıl boyunca puant yükün karşılanamama
olasılığının hesaplamasını içermekte olup yükün karşılanamama olasılığı, puant yükün
bir yılda toplam yedi gün karşılanamaması anlamına gelen yıllık % 2 veya bu orandan
daha düşük bir değer olacaktır. TEİAŞ yıllık üretim kapasite projeksiyonlarında bu
hedefe ulaşılabilmesi için görüşlerini yıllık bağlantı olanakları raporuna dahil edecektir.
Günlük, haftalık, aylık ve yıllık işletme planlamasında (Yük Dağıtım) talep tahmininin
minimum hata ile yapılması santralların ekonomik işletilmesine ve sistem frekansının
iyileştirilmesine imkan verir. Talep tahmini için mevcut durumda herhangi bir yazılım
kullanılmamakta olup istatistiksel veriler kullanılarak talep tahmini yapılmaktadır. Tahmin
yapılırken benzer günlerin tüketimleri ve benzer günler arasındaki sıcaklık farkları
havanın kapalı ve yağışlı olma durumları dikkate alınmaktadır. Bir sonraki günün talep
tahmininde hata az olmakla birlikte tatil günleri için yapılan talep tahminlerinde hata
oranı artmaktadır. (Örneğin Cuma günü sonraki üç gün için talep tahmini yapıldığından
özellikle Pazar ve Pazartesi günlerinin tahminlerinde hata oranı daha fazla olmaktadır.)
Bunun sebebi meteorolojiden alınan hava tahminlerinin bu günler için yeterince doğru
olmayışıdır. Ayrıca belirli sıcaklıklarda talepte ani artış ve düşüşler gözlenmekte ve bu
da talep tahmini hatalarını artırmaktadır. Bununla birlikte güncel olaylar da talebi
etkileyen önemli bir faktördür. SCADA sisteminin yenilenmesi kapsamında alınacak
yazılımlar ile talep tahmini hatalarının azalması beklenmektedir.
TEİAŞ, iletim sistemini lisansında yer alan hükümlere göre planlayacak ve geliştirecektir.
Kullanıcılar, kendi üretim tesisleri ve/veya şebekelerine ilişkin planlarında ve geliştirme
çalışmalarında TEİAŞ’ın görüş ve uygulamalarını dikkate alacaklardır.
Elektrik İletim Sistemi için kaliteyi belirleyen faktörler;
• arzın sürekliliği,
• gerilim ve frekansın Şebeke Yönetmeliği ile Arz Güvenliği ve Kalite
Yönetmeliği’nde belirtilen sınırlar içinde kalmasının sağlanmasıdır.
Arzın kalitesi ve güvenilirliğinin belirlenmesi için frekans, gerilim, arıza endeksi ve yedek
durumu gibi sistem performans parametrelerinin izlenmesi gerekmektedir.
Elektriğin kalitesini belirleyen kriterler Şebeke Yönetmeliği ve Elektrik İletim Sistemi Arz
Güvenirliliği ve Kalitesi Yönetmeliği’nde henüz yayınlanmamış ancak çalışmaları
tamamlanmak üzere olan Arz Güvenliği ve Kalite Yönetmeliği’nde ayrıntılı olarak tarif
edilmiştir. Aşağıda elektriğin kalitesini belirleyen başlıca faktörler sunulmuştur:
Gerilim
Temel sistem tasarımında sistem, arıza öncesi planlama gerilim sınırları 380 kV
%2.5,+%10, 154 kV ± %5, ancak 154 kV sistemin 380 kV sistem tarafından
beslenmediği bölgelerde ± %10 olacak şekilde planlanır. Bu gerilimler belli bir planlama
yılı için sistem puant yükünün %5 üzerindeki bir sistem talebinde de elde edilmedir.
UCTE sistemiyle senkron paralel çalışma başladığında sistem işletme gerilimi 400 kV’a
çıkacaktır.
Hem 380 kV hem de 154 kV sistemler normal olarak nominal sistem geriliminin ±
%5’inde işletilir.
İletim Sisteminde darboğaz yaşanması durumlarında gerilim seviyelerinde özellikle ciddi
bir İletim Sistemi arızası ve/veya Üretimin Zorunlu Devre Dışı Kalması halinde çok
5-124
büyük dalgalanmalar olabilir. 380 kV iletim sisteminin belli bölgeleri bu istisnai
durumlarda 437 kV ile 450 kV arasına ayarlı olan aşırı gerilim korumasını harekete
geçirebilecek aşırı gerilim darbelerine maruz kalabilir.
Ani Gerilim Değişimleri
Günlük işletme anahtarlaması için olan ve günde birkaç defadan fazla olmayan şönt
kompanzasyon anahtarlaması gibi işlemlerdeki ani gerilim değişimleri sistem nominal
geriliminin ± % 3’ü ile özellikle talebi besleyen baralarda sınırlıdır.
Günlük işletme anahtarlamasına göre çok daha az sıklıkta gerçekleşen olma olasılığı
yüksek sistem kısıtlılık koşullarında, ani gerilim değişimleri nominal sistem geriliminin ±
%5’ini geçmez.
Gerilim Dalgalanmaları/Fliker
Bozucu yükü/üretimi bulunan ve TEİAŞ İletim Sistemine doğrudan bağlı kullanıcıların
ortak kuplaj noktasındaki gerilim dalgalanmaları
(a) Tekrarlayarak oluşabilecek olan ani gerilim değişimlerinde gerilim seviyesinin
%1’ini, ani gerilim değişimleri haricindeki büyük gerilim değişimlerinde, TEİAŞ İletim
Sistemi’ni veya TEİAŞ’ın görüşüne göre sisteme bağlı herhangi başka birini risk altında
bırakmadığı sürece %3’ünü
(b) 380 kV ve 154 kV İletim Sistemine bağlı dalgalı yükler için planlama sınırları
Kısa Dönem Fliker Şiddeti 0.85’i, Uzun Dönem Fliker Şiddeti 0.63’ü geçmez.
Frekans
Ulusal sistemin nominal frekansı 50 Hz’dir.
Normal sistem işletmesi ve Otomatik Üretim Kontrolü için hedef sistem frekansı 49.95
ile 50.05 Hz arasındadır .
Sistemin normal çalışma koşullarında işletme frekansı, jeneratörlerin otomatik hız
regülatörleri yardımıyla 49.8 Hz ile 50.2 Hz arasında tutulur.
Üretim ve/veya yük kaybını içeren sistemdeki arıza durumunu takiben sistem frekansı
49.5 Hz – 50.5 Hz aralığına frekans kontrolünün sağlanması ile tekrar getirilir.
Harmonikler ve Faz Dengesizliği
Faz gerilimlerinin Harmonikleri ve Faz Dengesizlikleri iletim sistemine bağlı ekipmanın
zarar görmesini engellemek için belirlenen sınırlar içerisinde olmalıdır. Bu sınırlar
uluslararası standartlara ve sistem üzerindeki mevcut ekipmanların dayanıklılık
seviyelerine göre belirlenmiştir.
Ayrıca faz dengesizliğini ve sistemde dolaşan negatif faz bileşenini sınırlandırmak için
gerekli görülen yerlerde çaprazlama yapılır.
Mevcut durumda fliker ve harmoniklerle ilgili İletim Sistemi durum tespit raporları
olmadığından bu konularda herhangi bir değerlendirme yapılamamaktadır.
İletim Sistemi Uç Noktalarına Bağlanacak Küçük Santrallar
Santral tasarımında gerekli kriterlere uyulmadığı durumda, sistem kararlılığı bozulabilir,
yeterli reaktif güç temin edilemezse gerilim regülasyonu ve arz kalitesi sağlanamaz.
Türbin generatör setlerinin döner kütlesinde depolanan kinetik enerji, üretim kaybı veya
ada çalışma durumlarında frekans düşümü hızını yavaşlatmak amacıyla serbest
5-125
bırakılmaktadır. Döner kütlelerin dönme hızını azaltan ve sistemin üretim açığının
giderilmesine yardımcı olan bu olumlu etki, sistemin ani şoklara dayanımını gösteren
önemli bir kriterin (transient stabilite) sağlanmasının ilk unsurudur. Düşük inertialı türbin
generatör setlerinin kullanılması durumunda, sistemin toplam inertiası azalmakta, üretim
kaybı veya ada çalışma durumlarında tam sistem çöküş riski artmaktadır. Düşük inertialı
santralların olumsuz etkilerini azaltmak amacıyla İletim Sistemine ilave büyük
yatırımların yapılması ve sistemdeki döner yedeğin arttırılması gerekmektedir. Daha
yüksek İletim yatırımları ve işletme masraflarına rağmen düşük inertialı santralların
meydana getireceği olumsuz etkilerin tamamen giderilmesi mümkün olamayacağı için
sistem güvenirliliğinin azalması önlenemeyecektir. Ayrıca tübin-generatör setlerinin
döner kısımlarının inertiası açısal kararlılık açısından da önem taşımaktadır.
Sistem işletme emniyetinin sağlanması amacıyla Arz Güvenliği ve Kalitesine İlişkin
Yönetmelik ile Şebeke Yönetmeliği kapsamındaki santral tasarım kriterlerine ilave
olarak, İletim Sisteminin nispeten zayıf olduğu uç noktalarına bağlanacak küçük
santralların ünite kararlılığının korunabilmesi için tasarımlarında dikkate alınması
gereken özellikler aşağıda verilmiştir:
- Ünitelerin atalet sabiti : H>3.5
- Maksimum erişme (anma hızına, anma tork’unda) : Ts=2H >7
- Dikey eksen transient reaktansı : x’d<=30%
Şebeke Yönetmeliği kapsamında mevcut İletim Sistemi planlama ve işletme prensipleri
yeni yapıya ve dünyadaki en son uygulamalara göre düzenlenerek İletim Sistemi
planlama ve işletme kriterleri örneklemelerle açıklanmıştır. Şebeke Yönetmeliği Ekleri
içinde kullanıcıların İletim Şirketine sunması gereken bilgilerle ilgili standart formlar
verilmektedir. Ancak uygulamalarda başlangıç sürecinde bazı aksamalar
yaşanabilmektedir. Örneğin Talep Tahminleri için trafo merkezi bazında dağıtım
şirketlerinden bilgi alınması gerekmektedir, ancak alt yapı yetersizlikleri nedeniyle 2004
yılı için bu bilgilerin TEİAŞ’a iletilemeyeceği bildirilmiştir.
8.2.2 Elektrik Piyasası Müşteri Hizmetleri Yönetmeliği’nde Müşteri Hizmetleri
Kalitesi
Ülkemizde müşteri hizmetleri kalitesi ile ilgili düzenlemeler Elektrik Piyasası Müşteri
Hizmetleri Yönetmeliklerinde yer almaktadır. Müşteri hizmetlerindeki kaliteyi sağlamaya
yönelik izlenen yöntem çerçevesinde, müşterilerin sürece katılımları dışındaki adımlar
atılmıştır.
Başka bir ifadeyle hizmet kalitesi yönetmelikleri hazırlanmış, standartlar konulmaya
çalışılmış, anlaşmazlıkların çözümü için mekanizma tanımlanmış, müşterilere bilgi
temini için gerekli önlemler alınmış ve yönetmeliklere uyulmaması durumunda dağıtım
şirketlerinin para cezası ödemesi öngörülmüştür.
4628 sayılı Yasa ve Müşteri Hizmetleri Yönetmeliği hükümleri, elektrik piyasasında yer
alan şirketlere, lisansları kapsamındaki görevler bakımından kamusal içerikli kimi
yükümlülükler getirmiştir. Bu yükümlülüklere uymamanın yaptırımları da yasada
sayılmıştır. Müşteri Hizmetleri Yönetmeliği’nin 11. maddesinde, hizmet kalitesine yönelik
genel bir tanımlamaya yer verilmiştir. Buna göre, gerek dağıtım gerekse perakende
satış lisansı sahibi tüzel kişiler, bölgelerinde bulunan tüm müşterilere eşit taraflar
arasında ayrım gözetmeksizin yeterli, kaliteli ve sürekli elektrik enerjisi sunacak şekilde
hizmet vereceklerdir. Dağıtım ve perakende satış lisansı sahibi tüzel kişiler, elektrik
5-126
enerjisinin yeterli, kaliteli ve sürekli sunulması için, gerekli yatırımları gerçekleştirecek,
şebeke bakımı başta olmak üzere alınması mümkün bütün tedbirleri alacak ve tüm
kullanıcılara eşit koşullarda hizmet götürecektir. Yönetmeliğin 12. maddesinde ise
elektrik kesintileriyle ilgili düzenleme yapılmış ve hizmet kalitesine yönelik bir çerçeve
çizilmiştir. Buna göre dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler, Elektrik Piyasası Lisans
Yönetmeliğinde tanımlanan mücbir sebepler veya lisanslarında yer alan özel mücbir
sebepler ya da programlı kesintiler dışında dağıtım sistemini, kendisinden hizmet
alanlara kaliteli ve sürekli elektrik enerjisi sağlayacak durumda tutmakla yükümlüdür.
Düzenleme, programlı kesintiler ile mücbir sebepler dışında elektrik kesintisi
yapılmasına izin vermeyen bir içeriktedir. Programlı kesintiler için de, kesintiden en az
48 saat önce müşterilere duyurma yükümlülüğü bulunmaktadır. Bu duyuru yazılı, işitsel
veya görsel basın yayın kuruluşları aracılığı ile yapılacaktır. Dağıtım şirketinin faaliyet
gösterdiği bölgedeki tüm kullanıcıların haberdar olacağı şekilde bir bilgilendirmenin
yapılmaması halinde, bu kesintiler programlı kesinti olarak kabul edilemeyecektir.
Müşteri hizmetleri yönetmeliğinde;

Bağlantı talebinde bulunan kişilerin talebinin, saha etüdü gerektirmeyen hallerde on
iş günü, saha etüdü gerektiren hallerde ise yirmi iş gününde değerlendirilerek
cevaplandırılması öngörülmüştür.

Dağıtım şirketi tarafından bağlantı yapılmadan önce, İmar yerleşim alanında üç iş
günü, İmar yerleşim alanı dışında ise beş iş günü içerinde sayaç ve ölçü
devrelerinin kontrolünün yapılması zorunluluğu getirilmektedir.

Faturalar ve ödeme bildirimlerine ilişkin hatalar karşısında müşterinin, perakende
satış lisansına sahip kişilere, ödenme yükümlülüğün kalkmaması kaydıyla, itiraz
hakkı verilmiştir. Şirket bu itiraz talebini başvuru tarihinden itibaren ençok on iş
günü içerisinde inceleyerek sonuçlandırma ve sonucu müşteriye yazılı olarak
bildirme yükümlülüğü getirilmiştir.

Elektriği kesilmiş müşteriye, ilgili yükümlülüklerini yerine getirmesi koşuluyla imar
yerleşim alanında iki iş günü içerisinde, imar yerleşim alanı dışında üç iş günü
içerisinde bağlantısının yeniden yapılması koşulu getirilmiştir.
Dağıtım ve perakende satış lisansına sahip olan tüzel kişilere, faaliyet konularıyla ilgili
olarak başta arıza bildirimleri olmak üzere yapılacak başvuruların cevaplandırılması için
24 saat kesintisiz hizmet verecek şekilde, yeterli donanım ve personele sahip müşteri
hizmetleri merkezleri kurulması zorunluluğu getirilmiştir. Arıza bildirimi ile kaçak ve
usulsüz elektrik enerjisi kullanımına yönelik ihbarlarla ilgili başvuruların şahsen,
telefonla ve internet aracılığıyla yapılabileceği kuralı getirilerek, hizmet kalitesine yönelik
kolaylık sağlanmıştır. Ancak Müşteri Hizmetleri Yönetmeliği’nin 29. maddesindeki
düzenlemeye göre, müşteri hizmetleri merkezi tarafından kaydedilen başvuruların 15
işgünü içerisinde sonuçlandırılarak öngörülen işlemin talep halinde başvuru sahibine
yazılı olarak bildirilmesi kuralı yer almıştır ki, özellikle arıza bildirimleri açısından bu süre
son derece uzundur. Hizmet kalitesi açısından, arıza, kaçak ve usulsüz kullanım gibi
bildirimlerin olanaklar çerçevesinde derhal karşılanmasını sağlamaya yönelik
düzenlemeye ihtiyaç bulunmaktadır.
Diğer yandan 4628 sayılı Yasa’nın Amaç maddesinde belirtilen şeffaflık ilkesinin
kullanıcılar boyutuyla en üst düzeyde işletilmesi, hizmet kalitesini olumlu yönde
5-127
etkileyecek faktörler arasındadır. Talebe bağlı olmayan bilgilendirmelerin, gerek lisans
sahibi tüzel kişiler, gerekse Kurul tarafından daha fazla yapılması gereklidir.
Kullanıcıların şikayet mekanizmasını gerektiği kullanabilmeleri, bilgi donanımlarıyla
koşuttur. Son kullanıcı tarifelerinin içerdiği tüm unsurların, Kurul eliyle tüketicilerin
anlayabileceği bir içerikte ayrıntılı olarak açıklanması, fatura denetiminin yanı sıra, tarife
oluşumuna yönelik kuşkuların giderilmesine de olanak sağlayacak bir açıklık politikası
olarak uygulanmalıdır. Kurulun piyasada faaliyet gösteren tüzel kişilere yönelik denetim
faaliyetlerinin sonuçlarının kamuoyuyla paylaşılması, bu tüzel kişilere yönelik hem bir
yaptırım hem de bir özendirme kaynağı olacak ve hizmet kalitesini yükseltici rol
oynayacaktır. Pek tabiidir ki, yeterli bir denetim yapılmış olması bu faydanın sağlanması
için ön koşul niteliğindedir. Dağıtım şirketlerinin kamunun elinde bulunduğu koşullarda,
4982 sayılı Bilgi Edinme Hakkı Kanunu çerçevesinde bilgiye erişim olanakları daha
kolay sağlanabilirken, özelleştirmeler sonrasında bu hakkın kullanımında çeşitli
sınırlamalarla karşılaşılması söz konusu olacaktır. Tüzel kişilerin müşteri hizmetleri
merkezleri aracılığıyla hiç ya da gereği gibi bilgilendirilmemeleri durumunda herhangi bir
yaptırım öngörülmemiştir. Bu bilgilere Kurul aracılığıyla da ulaşabilmek mümkün
olmakla birlikte, bilgi edinmeye yönelik bağlayıcı kuralların getirilmesi, tüketici hakları ve
dolayısıyla hizmet kalitesi açısından yararlı olacaktır.

Elektrik Piyasası Kanunu’nun 11. maddesinde bu Kanun hükümlerine ve çıkarılan
yönetmelik, talimat ve tebliğlere aykırı hareket edildiğinin saptanması durumunda
250 milyar TL para cezası kesilmesi ve aykırılığın otuz gün içinde giderilmesi için
ihtar verilmesi öngörülmüştür. Para cezalarını gerektiren fiillerin ihtara rağmen
düzeltilememesi veya tekrarlanması durumunda para cezaları her defasında bir
önceki cezanın iki katı oranında arttırılarak uygulanmasına karar verilmiştir.

Enerji Piyasası
tanınmıştır.
Düzenleme
Kurulu'na
anlaşmazlıkların
çözümünde
yetkiler
Görüldüğü üzere müşteri hizmetlerinin düzenlenmesi ile getirilen standartlar genel
olarak kabul edilmektedir. Başka bir ifadeyle, yönetmelik kapsamında belirtilen
hizmetlerin yerine getirilmesi sırasında, tanımlanan standartların aşılması durumunda
şirketlerin müşterilere tazminat ödemeleri öngörülmemiştir.
8.2.3 Elektrik Piyasası Dağıtım Yönetmeliğinde Arz Güvenliği
8.2.3.1 Dağıtım Şebekelerinin Arz Güvenliği
Elektrik dağıtım şebekelerinin arz güvenliği ilgi düzenlemeler dağıtım yönetmeliğinde
yer almaktadır.

Dağıtım şebekeleri performans göstergelerin değerlendirilmesinde bir çok Avrupa
Birliği ülkesinin aksine bir dakikadan daha uzun süreli kesintiler dikkate
alınmıştır.

Arz güvenliği kalitesi değerlendirmesinin dört aşamalı bir plan dahilinde yapılacağı
belirtilmektedir. Bu plana göre 1. aşamanın sonunda performansın
değerlendirilebilmesi için gerekli olan ölçüm ve bilgi sisteminin kurulmasını
öngörmektedir. 2.nci Aşama sonunda, dağıtım şirketi, 1 inci aşamanın
tamamlanmasından itibaren geçen bir yıllık sürede, Yönetmelikte belirlendiği şekliyle,
başlangıç döneminde genel kapsamda hazırlanmaya başlanan ve henüz yaptırım
5-128
anlamında bağlayıcı olmayan performans bilgilerini Kuruma sunmaya, 3.üncü
Aşama da ise, Dağıtım şirketi, 2 nci aşamanın tamamlanmasından itibaren geçen bir
yıllık sürede, Yönetmelikte belirlendiği şekliyle, başlangıç döneminde genel
kapsamda hazırlanmaya başlanan ve yaptırım anlamında bağlayıcı olan performans
bilgilerini Kuruma sunması istenmektedir. 4.üncü aşama da Dağıtım şirketi, 3 üncü
aşamanın tamamlanmasından itibaren, Yönetmelikte belirlendiği şekliyle, genel
kapsam yanı sıra kullanıcı bazında da hazırlanmaya başlanan ve yaptırım
anlamında bağlayıcı olan performans bilgilerini Kuruma göndermeye başlaması
öngörülmektedir.

Eşdeğer Kesinti Süresi Göstergesinin (EKSÜREGf) fider bazında, altı aylık süreler
için saat cinsinden belirlenmesi öngörülmektedir. Eşdeğer Kesinti Sıklığı göstergesi
herhangi bir fiderde meydana gelen arıza sayısını ifade etmektedir.

Eşdeğer Kesinti Sıklığı Göstergesi (EKSIKGf) ile, bir "f" fiderinin altı ay içerisinde
uğradığı kesinti sayısı olarak arz güvenliği ifade edilmiştir.

EKSÜREGf ve EKSIKGf göstergeleri için aşağıdaki tabloda verilen sınır değerlerin
aşılması halinde, dağıtım şirketinin yönetmelikte yer alan esaslar dahilinde tazminat
ödeme yükümlülüğü doğmaktadır.
Tablo 8. 3 EKSÜREGf ve EKSIKGf Göstergeleri İçin Sınır Değerleri
MDEKSÜREGf Kent
MDEKSIKGf KENT
MDEKSÜREGf Kırsal
MDEKSIKGf Kırsal
Aşama 1-3
24 saat
16 kez
36 saat
20 kez
Aşama 4
36 saat
28 kez
48 saat
36 kez
8.2.3.2 Türkiye’de Elektrik Enerjisi (Gerilim ve Frekans) Kalitesi
Enerji (gerilim ve frekans) kalitesinin teminine ilişkin düzenlemeler Elektrik Dağıtım
Sistemi Tedarik Sürekliliği, Teknik ve Ticari Kalite Yönetmeliğinde yer almaktadır. Bu
düzenlemeler kapsamında;

Dağıtım gerilim seviyeleri; standardizasyonu sağlamaya yönelik düzenleme
uygulamaya konuluncaya kadar, dağıtım sistemi için izin verilen nominal yüksek
gerilim değerleri 34.5, 33, 33.1, 31.5, 15.8, 10.5, ve 6.3 kV olarak kabul edilmiştir.
Alçak gerilim seviyesi fazlararası 380, faz toprak arasında 220 V olarak
belirlenmiştir.

Frekans; sistem frekansının Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliğinde belirtilen
sınırlar içerisinde TEİAŞ tarafından kontrol edilmesine karar verilmiştir.

Kararlı durum altında gerilim regülasyonu; normal işletme koşullarında,
bağlantı noktasındaki gerilim, nominal gerilimin en fazla ± % 5’ine kadar, acil
durumda ise kısa bir süre için bu gerilimin en fazla -% 8 ila + % 6 arasında
değişmesine izin verilmektedir. Kararlı durumda gerilim regülasyonuna ilişkin
performansın sağlanabilmesi için; ölçüm süresinin en az % 97’si kadar bir süre
içinde gerilimin izin verilen sınırlar içinde kalması istenmektedir.
5-129

Fazlardaki gerilim dengesizliği; faz gerilimleri arasındaki en yüksek ve en
düşük gerilim farkının, nominal gerilime oranının, her yüklenme durumu için
Yüksek Gerilim/Alçak Gerilim dağıtım trafolarının Alçak Gerilim çıkışlarında
%10’ununu aşamayacağı belirtilmektedir.

Harmonik bozulma; toplam harmonik bozulmaya ilişkin hizmet kalitesinin
sağlanabilmesi için, ölçülen toplam harmonik bozulmanın, ölçüm süresinin
%5’inden daha uzun bir süre içinde % 8’den daha yüksek olmaması
istenmektedir.

Fliker; flikere ilişkin hizmet kalitesinin sağlanabilmesi için, ölçülen Pst değerinin,
ölçüm süresinin % 5’inden daha uzun bir süre içinde % 1’den daha yüksek
olmaması gerektiği belirtilmiştir.
Gerilim kalitesi ile ilgili izin verilen sınırların aşılması durumunda 250 milyar TL para
cezası kesilmesi ve aykırılığın otuz gün içinde giderilmesi için ihtar verilmesi
öngörülmüştür. Para cezalarını gerektiren fiillerin ihtara rağmen düzeltilememesi veya
tekrarlanması durumunda para cezaları
her defasında bir önceki cezanın iki katı
oranında arttırılarak uygulanmasına karar verilmiştir.
Bu madde, düzenlenen tüm idari para cezaları hiçbir şekilde ilgiliyi cezayı ödeyen tüzel
kişi tarafından hazırlanacak tarifelerde maliyet unsuru olarak yer almaz hükmüne yer
verilmiştir.
8.3 Rüzgar Enerjisi Santrallarının Arz Güvenliği ve Kalitesi Üzerindeki Etkileri
Yenilenebilir kaynaklardan enerji üretimi ile ilgili olarak ülkemizde henüz yasal bir
düzenleme yapılmamış olmakla beraber, genel çerçevenin Avrupa Birliği 27.Eylül 2001
tarih ve 2001/77/EC sayılı direktifi doğrultusunda olabileceği, Lisans Yönetmeliğinde
kuruluş aşamasında yerli ve yenilenebilir kaynaklara tanınan önceliğin, üretim
aşamasında da tanınabileceği dikkate alınarak değerlendirme yapılmaktadır.
AB ülkeleri Kyoto protokolü çerçevesinde 2002/358/EC AB direktifi ile CO2 emisyon
oranını 2012 yılına kadar mevcut duruma göre %8 düşürmeyi hedeflemektedir.
Herhangi bir önlem alınmadığı takdirde 2010 yılında CO2 emisyon oranının mevcut
duruma göre %50 daha fazla olacağı bildirilmektedir. Bu nedenle AB ülkelerinde
yenilenebilir enerji kaynaklarından üretim yapılması teşvik edilmektedir.
AB Komisyonu, yenilenebilir enerji kaynaklarından üretilen elektriğin teşvik edilmesi
konusunda Avrupa Yenilenebilir Direktifini yayınlamıştır. Direktif, yenilenebilir enerji
kaynaklarından üretilen elektriğin 2010 yılına kadar ülke bazında tüketimin %12’sine,
AB genelinde tüketimin %22,1’ine (AB hedefi) ulaşılmasını hedeflemektedir.
Mevcut durumda Türkiye’de 2003 yılı sonu itibariyle yenilenebilir enerji kaynaklarından
üretilen elektrik enerjisinin tüketimdeki payı %25,2 olup 2010 yılı AB hedefi aşılmış
bulunmaktadır.
AB Direktifine göre yenilenebilir kaynaklardan enerji üretimi teşvik edilmekle birlikte,
kaynak seçimi konusunda herhangi bir hedef gösterilmemektedir. Her ülke bağımsız
olarak, Ulusal çıkarları ve programları doğrultusunda, en ekonomik ve en güvenilir
yenilenebilir kaynağını öncelikle değerlendirmektedir. Halihazırda, ülkemizde ekonomik
olarak enerji üretiminde değerlendirilebilecek hidrolik kaynakların 2003 yılı sonu
5-130
itibariyle %35’i kullanılmış ve % 8’i inşa halinde olup, % 57’si de değerlendirilmeyi
beklemektedir.
Yenilenebilir enerji kaynaklarına arz güvenliği açısından bakıldığında; değişken üretim
yapan yenilenebilir kaynaklardan elektrik enerjisi üretilmekle birlikte, programlanamayan
bu üretim tesisleriyle talebin güvenilir olarak karşılanması mümkün görülmemektedir.
Elektrik İletim Sisteminin, arz güvenliği ve kalite kriterleri sağlanarak işletilebilmesi için,
maksimum talebin konvansiyonel üretim santrallarından karşılanacak şekilde
yedeklenmesi gerekmektedir. Bu da yenilenebilir enerji kaynaklarından üretim yapan
santralların tamamına yakın miktarının konvansiyonel üretim santrallarıyla
yedeklenmesi anlamına gelmektedir.
Yenilenebilir enerji kaynaklarından rüzgar enerjisi santralları, yapıları gereği sisteme
bağlandıkları noktada elektrik enerjisinin kalitesi üzerinde ani gerilim değişimi, fliker,
harmonik gibi bazı bozucu etkiler yapmaktadır. Bu etkilerin aynı noktadaki diğer
müşteriler için izin verilen limitler içinde kalmasını sağlamak üzere bağlanabilecek
kapasite ile ilgili bazı kısıtlar getirilmektedir. Bu kısıtlar konusunda bugüne kadar belli bir
standart belirlenmemiş olup, her ülkede değişik uygulamalar yapılmaktadır. Ülkemizde
ise bağlantı noktasında sistemin kısa devre gücüne bakılarak bu gücün belli bir yüzdesi
(%5) kadar rüzgar enerjisi santralı bağlantısına izin verilmektedir.
Diğer yöntemde ise bağlantı noktasında santralın yarattığı ani gerilim değişimi, fliker,
harmonikler vs. gibi bozucu etkiler hesaplanarak Şebeke Yönetmeliğinde belirtilen
sınırlar içinde kalıp kalmadığı araştırılmakta ve buna göre bağlantı izni verilmektedir.
Ancak bunun için başvuru aşamasında tesis edilecek santralın teknik karakteristiği ile
ilgili olarak detay bilgilere ihtiyaç duyulmakta olup, bunun temininde güçlük yaşanmakta
ve/veya sonuçta gerçekleşen tesis farklılık arz edebilmektedir. Ayrıca bu metodla belli
teknolojileri dolayısıyla türbin jeneratör üreticilerini adresleme riski bulunmaktadır.
Rüzgar santrallarının büyük çoğunluğu Asenkron Rüzgar Türbinlerine sahip olup, bunlar
gerilim regülasyonuna katkıda bulunmadıkları gibi, üretim yaparken ihtiyaç duydukları
reaktif enerjiyi de şebekeden çekerek gerilim düşümüne neden olmaktadır. Türbin
çıkışında 0,8-0,85 civarında olan güç faktörü alınacak kompanzasyon önlemleriyle daha
yukarı seviyelere çıkarılabilmektedir. Reaktif enerji bakımından rüzgar santrallarında
enerji teslim noktasında istenecek güç faktörünün belirlenmesi ve konunun
yönetmelikler açısından incelenmesi gerekmektedir. Buradaki temel felsefe rüzgar
santrallarının şebekeden çekeceği reaktif enerjinin dolayısıyla bu konuda sisteme
vereceği rahatsızlığın minimuma indirilmesini sağlayacak düzenlemelerin yapılmasıdır.
Rüzgar santralı projelerinin yoğunlaştığı bölgelerde, güç faktörünün mümkün olduğunca
yüksek tutularak şebekenin rahatsız edilmemesi gerekmektedir. Bu nedenle bu
santralların güç faktörünün 0,99’dan az olmayacak şekilde kompanzasyon tesisleriyle
birlikte yapılması gerekmektedir.
Enterkonnekte sisteme rüzgar santrallarının bağlantısıda bozucu etkiler kadar önemli
diğer bir unsur da bağlantı noktalarında iletim kapasitesinin yetersiz kalabilmesidir.
Rüzgar potansiyeli yerleşim merkezlerinden uzak bölgelerde olup bu bölgeler şebekenin
zayıf olduğu noktalardır. İletim Sistemi, bu bölgelere başka noktalardan bölgenin
tüketimi kadar güç ve enerji taşıyabilecek şekilde tasarlanmıştır. Özellikle İletim
Sistemine büyük güçte rüzgar santralı bağlantısı durumunda üretilecek elektrik enerjisini
her durumda sistemin güçlü tüketim noktalarına taşımak için yeni iletim tesisleri
gerekecektir. Bunun için ya bağlantı noktası ile sistemin güçlü tüketim noktaları
5-131
arasındaki iletim sisteminin yeni hatların tesisi ile güçlendirilmesi ya da bağlantının
doğrudan uzun hatlarla güçlü noktalara yapılması gerekmektedir. Dolayısıyla büyük
kapasitelerin sisteme bağlantısı için oldukça büyük iletim tesisi yatırımlarına ihtiyaç
duyulmaktadır.
Bu nedenle AB ülkelerinde dağıtım sistemine bağlanabilecek kapasitelerde rüzgar
santralı kurulu gücü tercih edilmekte, böylece sisteme bağlantısi için gerekli yatırım
maliyeti minimuma indirilip hat kayıplarının azalması sağlanarak rüzgar santralları
projelerinin fizibıl olması hedeflenmektedir.
Değişken üretimi olan rüzgar santrallarının, ülkemizin çok büyük coğrafik alanını
kapsayacak bir yüksek basınç sistemi etkisine girmesi durumunda, topluca üretim
yapamayacaklarının dikkate alınması gerekmektedir. Bu durumun saatlerce, hatta
günlerce devam edebileceği düşünüldüğünde, rüzgar santrallarının toplam kurulu gücü
kadar yedek konvansiyonel santral kapasitesi bulundurulması gereği ortaya çıkmaktadır.
Ülkemizde mevcut durumda, en büyük ünite kurulu gücüne göre sıcak yedek
bulundurulmakta olup, UCTE sistemine entegre olunduğunda puant talep miktarına
dayalı ve UCTE kriterlerine uygun olarak hazır bulundurulacak sıcak yedek miktarı
yeniden hesaplanacaktır.
Sonuç olarak sistem emniyeti için tutulan sıcak yedek miktarını aşmayacak kadar
değişken üretim yapan santral kurulması ekonomik nedenlerle uygun görülmektedir.
8.4 Enerji Kalitesi Yatırımlarının Maliyetleri
Sağlanabilecek enerji kalitesi seviyesi ve bunun maliyeti, şebekenin yapısına ve kaliteyi
geliştirmeye yönelik yapılan yatırımların miktarına bağlıdır. Daha çok yatırım yaparak
sürekliliğin arttırılması mümkün olurken, her şebeke sürekliliği için optimum bir çözümün
olduğu akıldan çıkarılmamalıdır. Sürekliliği yüzde yüz olan bir şebeke bulunmamaktadır.
Şebekeyi kesintisiz olarak işletmek için gerekecek yatırımlar, müşterinin ödeyebileceği
sınırların üstüne çıkmaktadır.
Teçhizat yaşlandıkça şebeke sürekliliğini geliştirmek üzere yatırım yapma gereği
doğmaktadır. Gerekecek yatırımın büyüklüğü birçok etken arasında şebeke teçhizatının
yaşlanmışlık düzeyi, çalışma ortamı ve kaynak bağlantı sayısına bağlıdır. Yatırımın
ekonomik değerlendirmesi, yapılacak yatırımın büyüklüğü ve şebeke sürekliliğine
yapacağı katkının mühendislik ilişkisi bazında gerçekleştirilmektedir. Nitekim yapılan
çalışmalar sonucunda;

Şebeke teçhizatı yaşlandıkça, şebeke sürekliliğini muhafaza edebilmek için
gerekli bakım masraflarının arttırılmasının gerektiği,

Şiddetli rüzgar ve kar fırtınalarının gerçekleştiği coğrafyada, şebeke sürekliliğinin
muhafaza edebilmesi için önemli yatırımlara gereksinim olduğu,

Düşen yıldırımların SAIDI değerlerini yükselttiği ve etkilerin azaltmak için pahalı
olan yeraltına alma veya toprak iletkeninin tesis edilmesi gerektiği,
tespit edilmiştir.
5-132
Bazı projelerin fiyat etkin olmasıyla birlikte sürekliliği arttırmaya yönelik yapılan
yatırımların geri dönüşü daha yavaş olmaktadır. Enerji Avustralya Elektrik şirketinin
yaptığı bir tahmine göre, 11/22 kV havai hat fiderlerindeki tekrar kapamaların uzaktan
kumandası ile SAIDI değerinin 23,2 dakika azalmasını sağlayacağı hesaplanmıştır. Bu
sistem yatırımının dakika başına maliyetinin 1,8 milyon $ olacağı tahmin edilmiştir. Bu
yatırım sayesinde yıllık arıza sayısının 0,2273 azalmasına neden olacaktır.
Aynı şirketin yaptığı çalışmaya göre 11/22 kV havai hat sisteminin yeraltına alınması ile
SAIDI değeri 54 dakika azalacağı tespit edilmiştir. Bu iyileştirmenin dakika başına
maliyetinin 20,3 $ olacağı tahmin edilmiştir. Şebekeyi yeraltına almanın SAIFI değerinde
yıllık olarak 0.99'luk azalmaya neden olacağı hesaplanmıştır.
8.5 Avrupa Birliği Ülkelerinde Enerji Kalitesi İle İlgili Değerler
8.5.1 Müşteri Hizmetleri Standartları ve Geliştirilmesi
Müşteri ilişkilerinin değişik ülkelerde analiz edilmesi sonucunda hizmet kalitesinin
sağlanması ve sürekli geliştirilmesi stratejisinin 6 temel parametreye bağlı olduğu tespit
edilmiştir. Bunlar, yönetmeliklerin hazırlanması, standartların belirlenmesi, cezaların
konulması, müşterilere bilgi temin edilmesi, tüketicilerin katılımının sağlanması ve
anlaşmazlık çözümüne yönelik mekanizma tanımlanmasından oluşmaktadır.
Yönetmeliklerin hazırlanması; müşteri hizmetlerinin götürülüş koşulları hak ve
sorumluluklar yönetmeliklerde tanımlanmaktadır. Yönetmeliklerin içeriği ülkeden ülkeye
farklılıklar göstermektedir. İspanya, İtalya, Portekiz ve İngiltere de ölçüm, ödeme,
şikayetler ve anlaşmazlıkların çözüm, faturalama gibi konulara öncelik verilirken
Hollanda ve Norveç'te şebeke erişimleri öncelikli olarak işlenmektedir. Yönetmelikler
İngiltere, Hollanda, İtalya ve Norveç'te olduğu gibi Kurul tarafından yayınlanmaktadır.
İspanya ve Portekiz de bu sorumluluk hükümete ait olup yönetmeliklerin onayı Kurul
tarafından yapılmaktadır.
Standartların oluşturulması; Müşterilerin birtakım hizmetleri minimum hizmet
standardında olmasını sağlamaktadır. Standartların uygulanış biçimi ülkeden ülkeye
farklılık göstermektedir. Aşağıdaki tabloda standartların değişik ülkelerde uygulanış
biçimi verilmektedir.
Tablo 8. 4 Hizmetleri Standartları
Garantili ve Genel Standartlar
Belirleyici standartlar
Genel gereksinimler
İtalya, Portekiz,
İngiltere
Hollanda
Norveç
İspanya
ve
Cezaların konulması; Garantili standartların sağlanamaması durumunda şirketlerin
tüketicilere ödemek zorunda olduğu tazminat miktarlarının belirlenmesidir.
Müşterilerin bilgilendirilmesi; Müşterilere bilgi temini müşteri hizmetinin temelini
oluşturmaktadır. Müşterilere bilgi temin broşür, gazete, internet adresleri ve müşteriye
gönderilen faturalar ile yapılmaktadır. İtalya, Norveç ve İspanya'da fatura ile
gönderilmesi gereken minimum bilgiler için düzenlemeler bulunmaktadır.
5-133
Müşteri katılımının sağlanması; Müşterilerin katılımını teşvik etmeye yönelik aşağıda
belirtilen yöntemler uygulanmaktadır.
Müşterilerin şirkete erişimleri için çeşitli olanaklar (müşteri merkezleri, çağrı
merkezleri vbg) sağlanmakta,
Müşteri talep ve şikayetlerine uyulması gereken cevap süreleri belirlenmekte,
Yönetmelikler hazırlanırken, müşterilerin dernekleri ile temsil edilmesine olanak
sağlanmaktadır.
Anlaşmazlıkları çözümü mekanizmalarının belirlenmesi; Bu mekanizmaların
belirlenmesi müşteri ve şirketler için büyük önem arz etmektedir. Bu mekanizmalarda
bazı ülkelerde Kurullar yer alırken bazılarında ise başka birimlere görevler
yüklenmektedir.
Aşağıda Tablo 8.5’de değişik ülkelerde anlaşmazlık çözümüne yönelik uygulanan faklı
mekanizmalar gösterilmektedir.
Tablo 8. 5 Anlaşmazlıkların Çözümü
Düzenleyici Kurullar
Diğer Birimler
Gönüllü
Arabuluculuk/ Tahkim
Mekanizmalar Uzlaştırma
Anlaşmazlık
Çözüm Yetkisi
İtalya
Evet
Evet
Evet
Aracılık ve Uzlaştırma
Mrk.leri/Mahkemeler
Hollanda Hayır
Hayır
Hayır
Ulusal Anlaşmalık Çözüm Komitesi
Rekabet Kurumu
Norveç Evet
Hayır
Evet
Tahkim Merkezi (Norveç Elektrik
Derneği+Tüketiciler Derneği)
Portekiz Evet
Hayır
Hayır
Tüketici dernekleri
Tahkim Merkezleri
Enerji Genel Müdürlüğü
Mahkemeler
İspanya Hayır
Hayır
Hayır
Özerk hükümetler
İngiltere Evet
Hayır
Evet
Gaz ve elektrik Müşterileri Komiteleri
Müşteri Hizmetleri Kalite Karşılaştırmaları:
Avrupa Birliği ülkelerinde uygulanan kalite standartları tip (garantili veya genel),
performans ve garantili standartların sağlanmaması durumunda uygulanan tazminatlar
ülkeden ülkeye farklılıklar içermektedir.
Bu ülkelerde uygulanan genel ve garantili hizmet standartları Tablo 8.6'da verilmektedir.
5-134
Tablo 8. 6 Bazı Avrupa Birliği Ülkelerinde Uygulanan Hizmet Kalite Standartları
Bağlantı
Sayaç ve
şebeke
Maliyet
Tahmini
(Basit İşler)
Sayaç
Problemi
Fiyatlar ve
ödemeler
hakkında
bilgi talebi
Randevu
talebi
Yıllık sayaç
okuma
sayısı
Müşteri
yazılı
taleplerine
cevap
Müşteri
şikayetlerine
cevap
Frans
a
√
√
Büyük
Britanya
√
•
İrlanda
İtalya
√
√
√
√
Hollanda Portekiz İspanya
√
•
√
√
•
√
√
√
√
•
•
√
√
√
√
√
√
√
•
•
√
√
•
√
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
√
√
√
•
√
√
Basit işlerin
•
•
icrası
•: Genel standart uygulanmaktadır , √: Garantili standart uygulanmaktadır.
√
8.5.2 Arz Güvenliği Karşılaştırmaları
Avrupa Birliği ülkelerindeki ölçüm yöntemlerinin farklılığından dolayı enerji güvenliğine
ilişkin değerlerin karşılaştırılması her zaman mümkün olamamaktadır. Karşılaştırma
yapılırken her ülkenin kendine özgü koşulları dikkate alınmalıdır.
Bu kıyaslamalar aşağıdaki koşullar bazında yapılmıştır.
Kesintiler kapsamında uzun süreliler (3 dakikadan uzun olanlar) dikkate alınmıştır.
Ancak Hollanda ülkesinde uzun ve kısa süreli kesinti ayırımı yapılmamaktadır. Ayrıca bu
ülkede planlı kesintiler için herhangi bir kayıt tutulmamaktadır.
Bazı enerji kesintileri kayıtları bütün gerilim seviyelerindekileri kapsarken bazıları ise
bazı gerilim seviyesindekileri kapsam dışında tutmaktadır. Örneğin Norveç'teki kesinti
kayıtları 1 kV ve üstündeki arızaları kapsarken Alçak gerilim arızalarının kayıtları
tutulmamaktadır. İkinci özellik olarak bazı şebeke süreklilik değerleri bütün müşterileri
kapsarken bazı durumlarda orta gerilim ve alçak gerilim müşterileri için ayrı ayrı
5-135
hesaplanmaktadır. Örneğin Portekiz'de orta gerilim ve alçak gerilim şebeke süreklilik
kayıtları ayrı olarak tutulmaktadır.
Üçüncü özellik olarak ise, kesinti kayıtlarının hesaplandığı coğrafya ülkenin tümünden
farklı olabilmektedir. Finlandiya'daki değerler orta gerilim şebekesinin ancak %8090'nını kapsarken, İtalya ve Portekiz'deki değerler müşterilerin %99'nu kapsamaktadır.
Tablo 8. 7 Kesintiler Yoğunluk Analizi - Müşteri Başına Kayıp Dakika (1999-2001)
Finlandiya
Fransa
Büyük
Britanya
İtalya
İrlanda
Hollanda
Norveç
Portekiz
İspanya
Şehir
73
26
m.d.
Yarı şehir
140
53
m.d.
Kırsal
509
93
m.d.
79.63
118
m.d.
m.d.
154.98
m.d.
188.39
m.d.
m.d.
m.d.
256.19
m.d.
249.92
233
m.d.
m.d.
637.53
m.d.
m.d.: mevcut değil
Tablo 8. 8 Plansız Kesintiler Yoğunluk Analizi - Müşteri Başına Kesinti Sayısı
(1999-2001)
Finlandiya
Fransa
Büyük
Britanya
İtalya
İrlanda
Hollanda
Norveç
Portekiz
İspanya
Şehir
1.2
0.99
m.d.
Yarı şehir
2.3
1.28
m.d.
Kırsal
7.6
1.34
m.d.
1.93
0.88
m.d.
m.d.
2.53
m.d.
3.5
m.d.
m.d.
m.d.
4.41
m.d.
5.18
1.55
m.d.
m.d.
8.43
m.d.
Tablo 8. 9 Plansız Kesintiler - Müşteri Başına Kayıp Dakika (1999-2001)
Finlandiya
Fransa
Büyük
Britanya
İtalya
İrlanda
Hollanda
Norveç
Portekiz
İspanya
5-136
1999
188
55
69.76
2000
161
46
62.7
2001
199
59
77.8
228.25
254
26
186
m.d.
m.d.
209.2
256
27
234
m.d.
m.d.
171.09
197
34
234
530.74
179.4
Tablo 8. 10 Plansız Kesintiler - Müşteri Başına Kesinti Sayısı (1999-2001)
Finlandiya
Fransa
Büyük
Britanya
İtalya
İrlanda
Hollanda
Norveç
Portekiz
İspanya
1999
3.3
1.22
0.729
2000
4.2
1.2
0.775
2001
4.69
1.2
0.806
4.21
1.13
0.44
2.5
m.d.
m.d.
3.81
1.54
0.41
2.7
m.d.
m.d.
3.46
1.35
0.67
3
7.51
3.3
Tablo 8. 11 Plansız Kesintiler Sorumluluk Analizi - Müşteri Başına Kayıp Dakika
(1999-2001)
Doğa Olayı
Finlandiya
Fransa
Büyük
Britanya
İtalya
İrlanda
Hollanda
Norveç
Portekiz
İspanya
342
14
m.d.
3.şahıs
Zararı
74
9
m.d.
Diğer
nedenler
35
36
m.d.
11.53
116.01
0.9
m.d.
117.88
40.2
37.52
14.9
8.1
m.d.
m.d.
26.4
122.04
66
25.1
m.d.
412.86
112.8
Tablo 8. 12 Plansız Kesintiler Sorumluluk Analizi - Müşteri Başına Kesinti Sayısı
(1999-2001)
Doğa Olayı
Finlandiya
Fransa
Büyük
Britanya
İtalya
İrlanda
Hollanda
Norveç
Portekiz
İspanya
4.25
0.02
m.d.
3.şahıs
Zararı
0.91
0.30
m.d.
Diğer
nedenler
1.42
0.88
m.d.
0.11
m.d.
0.039
m.d.
1.61
0.37
0.63
m.d.
0.112
m.d.
m.d.
0.49
2.27
m.d.
0.518
m.d.
m.d.
2.44
5-137
Tablo 8. 13 Plansız Kesintiler Gerilim Seviyesi Analizi - Müşteri Başına Kayıp
Dakika (1999-2001)
Finlandiya
Fransa
Büyük
Britanya
İtalya
İrlanda
Hollanda
Norveç
Portekiz
İspanya
Üretim İletim Dağıtım
Dağıtım
& YG
OG
AG
Şebekeleri Şebekeler Şebekeler
i
i
m.d.
456
m.d.
3
48
8
5.5.
57.47
14.17
10.2
m.d.
8.7
29
m.d.
m.d.
139.53
153
20.9
205
m.d.
m.d.
21.3
44
4.6
m.d.
m.d.
m.d.
Tablo 8. 14 Plansız Kesintiler Gerili SeviyesiAnalizi - Müşteri Başına Kesinti Sayısı
(1999-2001)
Finlandiya
Fransa
Büyük
Britanya
İtalya
İrlanda
Hollanda
Norveç
Portekiz
İspanya
5-138
Üretim İletim Dağıtım
Dağıtım
& YG
OG
AG
Şebekeleri Şebekeler Şebekeler
i
i
m.d.
6.55
m.d.
m.d.
1.02
0.03
0.12
0.56
0.06
0.32
m.d.
0.416
0.5
2.53
m.d.
2.97
1.1
0.029
2.5
4.41
m.d.
0.16
0.25
0.024
m.d.
m.d.
m.d.
8.5.3 Dağıtım Şebekeleri Gerilim Kalitesi Karşılaştırmaları
Tablo 8. 15 EN 50160 Standardında Yer Alan Tanımlar
Kaynak
Gerilim
Şebeke
Frekansı
Kabul Edilebilir
Limit
49.5 Hz 50.5
Hz
47 Hz 52 Hz
230 ± %10
Gerilim
Değişimi
Gerilim
10-1000
kere/yıl
Çökmesi (⊆
(nominal
1 dakika)
gerilimin %85'in
altında)
Kısa
10-1000
kesintiler
kere/yıl
(nominal
(⊆3
gerilimin %1'in
dakika)
altında
Uzun
10-50 kere/yıl
kesintiler
(nominal
(> 3 dakika) gerilimin %1'in
altında
Geçici Aşırı Ençok < 1.5 kV
gerilim
(Vfn)
Geçici
Ençok < 6 kV
gerilim (Vfn)
Gerilim
Ençok % 2
Dengesizliği Nadiren % 3
Harmonik
% 8 Toplam
Harmonik
Bozulma
Ölçüm Aralığı
10 saniye
İzleme
Periyodu
1 hafta
Kabul Edilebilir
%
% 95
% 100
10 dakika
1 hafta
% 95
10 mili saniye
1 yıl
% 100
10 mili saniye
1 yıl
% 100
10 mili saniye
1 yıl
% 100
10 mili saniye
% 100
10 mili saniye
% 100
10 dakika
1 hafta
% 95
10 dakika
1 hafta
% 95
5-139
Tablo 8. 16 AB Ülkelerinde Uygulanan Gerilim Kalitesi Standart Değerleri
İtalya
Frekans
Gerilim
Genliği
Gerilim
Genliği
Dalgalan
ması
Gerilim
çökmesi
Hollanda
EN 50160 EN
50160 ve
fc=± % 1
(yılın
%99.5)
230/400 V EN
50160
EN 50160
Düzenlem
e yok
Geçici
Düzenlem
aşırı
e yok
gerilimler
3 faz
EN 50160
dengesizl
iği
Harmonik EN 50160
bozulma
Norveç
Portekiz
İspanya
Düzenlem EN 50160
e yok
EN 50160
Birleşik
Krallık
fc=±% 1 fn
AG & OG AG =230
⊆ 45 kV
EN 50160 Uc =±%7 V
Uc= +
>45 kV
Un
%10 Un
Uc
=±
- % 6 Un
%5Un
>AG
Uc=±%10
Un
EN
Düzenlem Uc=±%5
Açık limit Açık limit
50160
e yok
değerleri
değerleri
Un
(Haftanın
yok
yok
%99.5)
EN
Düzenlem ⊆ 45 kV
50160
e yok
değerleri
EN 50160 değerleri
yok
yok
EN
Düzenlem Düzenlem Açık limit Açık limit
50160
e yok
e yok
değerleri
değerleri
yok
yok
EN
Düzenlem ⊆ 45 kV
50160
e yok
değerleri
EN 50160 değerleri
(Haftanın
yok
yok
>45 kV
%99.5)
EN
Düzenlem ⊆ 45 kV
Açık limit THB < %5
50160
e yok
275 ve
EN 50160 değerleri
(Haftanın
yok
400 kV için
>45 kV
%99.5)
Diğer
gerilimler
için Açık
limit
değerleri
yok
22 kV
diğer
kademeler
için
Düzenlem
e yok
Dağıtım şebekeleri gerilim kalitesi özetlenecek olursa:
Müşteri hizmetleri kalitesi; Avrupa Birliği ülkelerindeki araştırmalar, müşteri hizmetleri
kalitesinin önemli bir düzenleme konusu olduğunu göstermiştir. Birkaç ülke dışında,
diğer ülkelerin Düzenleme Kurulları tarafından bu hizmetlerin genel veya garantili
standartlarla düzenlendiği görülmektedir. Standartlar daha çok, ara sıra gerçekleşen
olaylar olan müşteri şikayetleri, basit işlerin maliyetinin tahmin edilmesi, bağlantı, fiyatlar
veya ödemeler hakkındaki taleplerine uygulanmaktadır. Düzenli işler olan sayaç okuma
ve faturalama gibi konularda standart uygulanması daha az rastlanan bir durumdur.
5-140
Müşteri hizmetleri kalite standardına uyulmaması durumunda, şirketlerin müşterilere
tazminatları ödemesi, çoğu durumda müşteri şikayeti olmadan otomatik olarak
yapılmaktadır.
Ülke incelemelerinden ortaya çıkan önemli sonuçlardan bir diğeri de uygulanan
standartların ve ceza seviyesinin ülkeler bazında önemli farklılıklar göstermesidir. Bu
farklılıklar ülkelerin geçmişteki kalite seviyeleri, mevzuat, müşteri gereksinimleri ve
beklentilerinden kaynaklandığı görülmektedir.
Müşteri hizmetleri kalitesinin düzenlenmesinde dağıtım ile tedarik arasında ayırım
yapılması önemli bir konuyu oluşturmaktadır. Ülkelerdeki rekabet arttıkça, tedarik
faaliyeti düzeyinde kalite düzenlemesi azalmaktadır. Bu durum piyasanın tümünü
rekabete açan ülkelerde belirgin bir şekilde gözlenmektedir. Dağıtım faaliyeti
düzeyindeki kalite standartları rekabete rağmen devamlılığını korumaktadır.
Arz güvenliği; şebeke sürekliliği planlı ve plansız kesintiler, gerilim bazında oluşan
kesintiler, kesintilerin oluş nedenleri bazında incelenmiştir. Ülke değerleri bazındaki
farklılıklar, arz güvenliği bilgilerinin ortak bir tanım etrafında kayıt edilmesinin önemini
ortaya çıkarmaktadır.
Planlı ve plansız kesintiler çerçevesindeki kıyaslamada üç tip ülkeyi öne çıkarmıştır. İlk
gurup ülkede Fransa, Büyük Britanya ve Hollanda yer almaktadır. Bu ülkelerin kesinti
sayısı ve süreleri daha kısadır. İkinci gurupta (İspanya, İtalya) ise daha büyük arıza
sayısı ve uzun süreli kesintiler yaşanmaktadır. Üçüncü gurupta da Finlandiya ve
Portekiz ülkeleri yer almakta ve ülkelerin arz güvenliği değerleri en kötü olan ülkelerdir.
Plansız kesintiler düzeyinde yapılan incelemelerde geçmişte daha iyi değerlere sahip
bazı ülke şirketlerinin (özellikle Hollanda) kesinti performansının kötüye gittiği
görülmektedir. Bunun aksine arz güvenliği değerlerini iyileştirenlere de (özellikle İtalya)
rastlanmaktadır.
Planlı kesintilerde sayı ve süre açısından Norveç ve Finlandiya’da önemli düşüşler göze
çarpmaktadır. Değerlerdeki azalmanın az bakım ve yatırım yapılmasından
kaynaklanmış olacağı düşünülmektedir.
Farklı şirketlerin fiyatlarını mukayese ederken, şirketlerin sundukları hizmet ve enerji
kalitesinin farklılığını da dikkate almak gerekmektedir. Başka bir ifadeyle kırsal
bölgedeki fiyatları kalitenin daha yüksek olduğu şehirdeki fiyatlarla kıyaslarken, kırsal
şebekedeki fiyatlara kalite farkı ölçüsünde ilave yapmak gerekmektedir.
8.6 Sonuç ve Öneriler
Üretimde arz sürekliliğinin artırılması kapasite yedeğini, dolayısı ile üretim tesisleri
yatırım ihtiyacını artırmaktadır. Yatırımların gereğinden fazla olmasını önleyebilmek için
kapasite yedeğinin kabul edilebilir seviyede tutulması önemlidir. Elektrik üretim
sisteminde arz güvenilirliğinin sağlanabilmesi için çeşitli kriterler belirlenmiştir. Bu
kriterler dikkate alınarak arz planlaması yapıldığında elektrik enerjisi talebinin
karşılanmasında su gelirlerindeki düşüş, santrallarda arıza gibi nedenler ile üretim kaybı
olduğunda herhangi bir darboğazla karşılaşılmaması için gerekli kapasite ilavesi tespit
edilmekte eksik veya atıl kapasite kurulması önlenmektedir. Üretim tesisleri birim yatırım
5-141
maliyetlerinin 700 $/kW ile 2300 $/kW arasında değiştiği göz önünde
bulundurulduğunda atıl kapasitenin ülke ekonomisine maliyeti kapasitenin miktarına ve
tipine bağlı olarak milyon dolarlar mertebesinde olacaktır. Bu olumsuz tablo ile
karşılaşmamanın tek yolu uzun dönemde doğru talep tahminlerine dayalı arz
planlamaları yapılması ve sonuçlarının lisans verme aşamasında uygulanmasıdır.
Şebeke Yönetmeliği, yeni yapıya yönelik hazırlanmış ilk doküman olup, içeriğindeki bazı
çelişkili bölümlerin elden geçirilerek yeniden düzenlenmesi uygun olacaktır. Yeni
kurulan yapının kanun ve yönetmelikleri yürürlülükte olmasına rağmen uygulamaların
hayata geçirilmesinde sorunlar yaşanmaktadır. Uygulamaların denetlenmesi işinin hangi
yöntemle yapılacağının açıklığa kavuşturulması gerekmektedir.
Bilindiği gibi, “Uyum” elektrik piyasasının tüm katılımcılarının bir yükümlülüğüdür. Bu
kapsamda İletim, Üretim, Dağıtım Şirketleri ve diğer kullanıcılar Şebeke Yönetmeliği,
Dağıtım Yönetmeliği, Arz Güvenliği ve Kalite Yönetmeliği’ne uymakla yükümlüdür.
Böylece, iletim, üretim ve dağıtım sistemlerinin güvenli, istikrarlı, sürekli elektrik arz
edebilecek bir şekilde planlanması ve işletilmesi sağlanacaktır. “Uyum Mekanizması”
aynı zamanda Şebeke Yönetmeliği, Bağlantı Anlaşmaları ve TEİAŞ ile yapılan
sözleşmeler doğrultusunda zorunlu ve sözleşmeye bağlanmış Yan Hizmetlerin
verilmesini de içermelidir.
TEİAŞ, ilgili yönetmeliklerdeki teknik standartlara uyumun sağlanması ve üreticiler,
dağıtıcılar ve doğrudan bağlı kullanıcılar gibi İletim Sistemine bağlı taraflar arasında
uyumun sağlanması açısından merkezi bir rol üstlenmiş durumdadır. Bu kapsamda
“Uyum Mekanizması” tarafından yapılması gereken başlıca görevler arasıda İletim
Sisteminin izlenmesi, raporlanması ve test edilmesi sayılabilir.
Daha önce yapılan çalışmalar kapsamında kullanıcıların Şebeke Yönetmeliği’ne
uyumluluğu konusundaki denetimin oluşturulacak Uyum Grubu tarafından hazırlanacak
“Uyum Mekanizması ve Raporlamanın Oluşturulması” yoluyla takip edilmesi
öngörülmekteydi. Bu konudaki boşluğun bir an önce giderilmesi uygun bulunmaktadır.
Sistem emniyeti için tutulan sıcak yedek miktarını aşmayacak kadar birden fazla yakıtla
üretim yapabilen santral kurulması ekonomik nedenlerle uygun görülmektedir.
Bilindiği gibi Ulusal iletim Sistemi, geçmişteki düşey oluşumlu yapı gereği (iletim –
üretim- dağıtım) iletim ve üretim tesisleri arasında optimum denge kurularak
tasarlanmıştır. Dolayısıyla belirli bölgelerde iletim kısıtları bulunmaktadır. Ulusal enerji
kaynaklarımızın öncelikle değerlendirilmesi ve çevre dostu tesislere öncelik verilmesi
hususunun gözetilmesinin yanında İletim Sisteminin Şebeke Yönetmeliği ile Arz
Güvenliği ve Kalitesi Yönetmeliğindeki kriterleri sağlayabilmesi için gerek duyduğu
kısıtlara uygun üretim tesislerinin kurulmasına da özen gösterilmesi gerekmektedir.
Düzenleyici Kurullarla düzenlenen şirketler arasında, enerji kalitesinin, düzenleme
çerçevesinin önemli bir konusunu oluşturduğuna ilişkin mutabakat artan şekilde devam
etmektedir. Elektrik sektörü açısından enerji kalitesinin üç temel boyutu bulunmaktadır.
Bunlar, müşteri hizmetleri kalitesi, arz güvenliği ve gerilim kalitesidir.
Müşteri tarafından bakıldığında temel sorunun, katlanılabilir maliyetle, yeterli kabul
edilen kalite arasında dengenin bulunmasında olduğu gözlenmektedir. Çok yüksek
maliyetlerle kesintisiz enerji sağlayan sistemler kurmak mümkündür. Fakat müşteriler
belirli bir seviyeden sonraki kalitenin maliyetlerine katılmak istememektedir.
5-142
Şirketler kaliteyi düşürerek maliyetlerini azaltma ve dolayısıyla kar marjlarını yükseltme
eğilimine yönelebilmektedir. Bu nedenle kalitenin kabul edilebilir sınırların altında olması
durumunda, düzenleme otoritesinin şirketi müşterilerine tazminat ödemeye zorlaması
gerekmektedir.
Elektrik Piyasası Kanunu’nun 11.ci maddesi b bendine göre, bu Kanun hükümlerine ve
çıkarılan yönetmelik, talimat ve tebliğlere aykırı hareket edildiğinin saptanması halinde,
ikiyüz elli milyar lira para cezası verilmesi ve aykırılığın otuz gün içerisinde giderilmesi
ihtar edilir denilmekte ve devamla (g) bendinde yukarıdaki para cezalarını gerektiren
fiillerin ihtara rağmen düzeltilmemesi veya tekrarlanması hallerinde para cezalarının her
defasında bir önceki cezanın iki katı oranında arttırılarak uygulanacağı belirtilmektedir.
Gerek müşteri hizmetleri yönetmeliği gerekse dağıtım yönetmeliğinde tanımlanan
hizmet ve enerji kalitesi standartları dışında gerçekleşen performansların çözümünün
otuz gün gibi bir sürede gerçekleşmesi mümkün değildir. Bu koşullarda şirketler oldukça
yüksek düzeyde para cezası ödeme durumunda olacaklardır. Türkiye'deki uygulamada
dikkat çeken bir değer önemli konu da yönetmeliklerde öngörülen herhangi kalite
standardının yerine getirilmemesi durumunda yükümlü kişinin hem Kurula hem de
tüketiciye tazminat ödemek zorunda olmasıdır.
5-143
9 ÖZELLEŞTİRME, SERBEST PİYASA VE ELEKTRİK SEKTÖRÜ YAPILANMA
MODELİ
Elektrik sektöründeki uygulamaları göz önünde bulundurulduğunda Küreselleşme,
Özelleştirme ve Serbest Piyasa uygulamalarını birbirinden ayırmak güç olsa de aşağıda
bu üç kavram öncelikle ayrı başlıklar halinde elektrik sektörü ağırlıklı olarak gözden
geçirilecektir. Bu kavramların açıklanmasından sonra Türkiye elektrik sektöründeki
uygulamaların tarihsel gelişimi özetlendikten sonra elektrik sektörü için bir yapılanma
modeli tartışılacaktır.
Aslında son 30 yılda birbiriyle paralel ve ardışık olarak gündeme gelerek öncelikle bazı
gelişmiş ülkeler tarafından uygulanan bu üç sözcük birbirini çağrıştıran, birbirini
etkileyen ve birbirini tetikleyen yönleriyle gelişmiş ve son yıllarda da tüm dünyayı
etkileyen akımlara dönüşmüştür. Dünyadaki diğer akımlar gibi kimi kesimlerce fazlaca
benimsenmiş, kimi kesimlerce ise şiddetle karşı çıkılmıştır.
9.1 Küreselleşme, Serbestleşme ve Özelleştirme
9.1.1 Küreselleşme
Farklı kültürlerde farklı anlamlar kazanan küreselleşme kavramı Türkiye’de, tıpkı
demokrasi kavramı gibi tam ve doğru olarak anlam bulamamıştır. Birçok ülkede olduğu
gibi Türkiye’de de demokrasi halkın talep ederek ve mücadele ederek kazandığı bir hak
olmamış; yöneticilerin kararı ve isteğiyle uygulamaya konmuştur. Geçen bunca zamana
karşın tüm unsurlarıyla benimsenmemiş, farklı toplum kesimlerince farklı zamanlarda
farklı şekillerde yorumlanarak uygulanır olmuştur. Kişinin veya kurumların isteklerine
cevap verirken demokrasi hep aranan bir unsur olmuş, kişinin veya kurumların
sorumluluklarını hatırlattığında istenmeyen bir değer olarak dışlanma eğilimine
bırakılmıştır.
Küreselleşme dünyada biraz daha önce yayılmaya başlasa da Türkiye’de 1980’li
yıllardaki dışa açılma çabalarıyla gelişmiş ve özellikle de 1990’lı yıllarda artarak devam
etmiştir. Tarih boyunca yaşanan kavimler arası, bölgeler arası, milletler arası, dinler
arası kavgalar ve savaşlar insanları hep ortak bir barış, ortak amaçlar ve ortak
paylaşımlara doğru yöneltmiştir. Bunun yanında bu kaos ortamlarından faydalanmak
isteyenler de hep var olmuştur.
Bazen kötü sonuçlarıyla ilişkilerimizi, yaşantımızı ve hatta sağlığımızı olumsuz etkilese
de kaynaklara, imkânlara, bilgiye erişimde inanılmaz hızlı ve etkili olan bu akım iyi
amaçlar için kullanıldığında insanlık için büyük fırsatlar sunmaktadır. Bunun etkileriyle,
dünyada ortak dil, ortak para, ortak kültür, ortak hedefler gibi kavramlar öne çıkarak
bölgesel, milli, dini insanlar veya gruplar yerine bu özelliklerinin de üstünde bir dünya
insanı ve dünya toplumu kavramları doğmuştur.
Tüm bu gelişmelerle, ticaret ve iş imkânları için de sınırlar aşılmış, bugün çoğumuzun
ismini bildiği ve hayatımızın her alanında ürünlerinin kullanıldığı çokuluslu şirketler
oluşmuştur. Bulunduğunuz ülkeden bu şirketlerin hissedarı olmanızın yolu açılırken, bu
şirketlerin de sizin ülkenizde sınırsız iş yapmasının yolu açılmıştır.
5-144
Bu açılımlar, özellikle artan enerji talebi ve kaynakların belli bölgelerde yoğunlaşması
nedeniyle özellikle enerji alanında etkisini oldukça büyük ölçüde göstermiştir.
Sermayenin yoğun olarak gerektiği bu alanda gerek kamu kuruluşları gerekse özel
kuruluşların oluşturduğu çok büyük şirketler hem kıtasal hem de dünya ölçeğinde
faaliyet gösteren dev yapılar yaratmıştır. Bu yapılar bir yandan birikmiş sermaye,
teknoloji ve bilgi düzeyiyle sorunlara kalıcı ve hızlı çözümler üretirken diğer yandan da
tekelleşme yaratarak sektörel alternatiflerin oluşumuna olumsuz etkileri olmaktadır. Bu
olumsuzlukları önlemek için de, sektörde serbestleşme dediğimiz süreç başlamış ve
düzenleyici otoritelerin oluşumuyla bir piyasa oluşturulması ve denetlenmesi
hedeflenmiştir.
9.1.2 Serbestleşme
Ülkeler gelişirken, demokrasi dönemi öncesindeki monarşik yapılardan kalan
alışkanlıklarla ve özel teşebbüs gücünün yeterince gelişmemiş olması nedenleriyle,
büyük altyapı yatırımları devlet eliyle ve kar amacı güdülmeden bir kamu hizmeti hedefi
çerçevesinde yapılmıştır. Zaman içinde özel teşebbüsün güçlendiği ülkelerde ise farklı
alternatifler oluşmuş ve sunulan hizmet kalitesinde artışlar meydana gelmiştir. Kamunun
gelir ve fonlarıyla finanse edilen bu yatırımların ve işletmelerin maliyet tabanlılık
koşuluna öncelik ve önem verilmemiştir. Bu da, özellikle bazı ülkelerde, politik kararlarla
yanlış ve yanlı uygulamalarla yatırımların kamuya yansıyan toplam yükünün artmasına
neden olmuştur.
Özel sektör güçlendikçe özellikle enerji sektörünün belli alanları, sonrasında ise tüm
alanları bu teşebbüslerin girişimlerine açılmıştır. Benzer işletmeler arasında kamu ve
özel sektör uygulamalarının maliyetleri ve sonuçları karşılaştırıldığında doğru yönetim
ve yönetişimin olduğu yerlerde daha iyi sonuçların olduğu görülmüştür. Bununla birlikte,
çeşitli ülkelerde yeniden yapılanmayı başarabilen kamu kuruluşlarında da iyi sonuçlar
alınarak hem verimli, hem de etkin işletmeler yürütülmüştür. Böylece hem kamu hem
özel sektör ağırlıklı olarak büyük dünya şirketleri oluşabilmiştir.
Türkiye’deki enerji KİT’leri de ilk kuruluş yıllarından itibaren neredeyse yoktan var olan
bir enerji sisteminin oluşturulması için çok büyük çaba harcamışlar ve oldukça kısa
zaman içinde başarılı sonuçlar almışlardır. Sistem büyüdükçe, hem geniş ülke
coğrafyasının dağınık yerleşimlerine hizmet götürmek hem de hızla artan enerji talebini
karşılamak için kaynaklar ve organizasyonlarda zorluklarla karşılanmaya başlanmıştır.
1970’lerdeki petrol krizleri, ardından 1980 sonrası değişen dünya akımlarına ayak
uydurma çabaları ve KİT’lerde artan siyasi baskılar nedeniyle enerji KİT’leri ülke
maliyesine önemli yükler getirmeye başlamış ve büyük yatırımların vaktinde yapılabilme
ve finanse edilebilme imkanları azalmıştır. Ancak yine de Türkiye’de tüm elektrik
altyapısının kamu tarafından yapıldığı, özel sermaye yatırımlarının da yine kamu
desteği ile gerçekleştirildiği bilinen bir gerçektir.
Türkiye’de serbestleşme ve özelleşmenin kapısının gerçek anlamda 1984 yılında 3096
sayılı yasa ile açılmış olduğu kabul edilse de bu uygulamada aslında özel sektörün
tamamen kamu desteği ile faaliyette bulunduğu göz ardı edilmemelidir. Bu yasa ile
amaçlanan daha çok özel sektörün kamunun yetersiz kaldığı yatırımları yapması ve
işletmesi olduğundan başta özelleşmeye geçişin sinyalini veren bu yasa uygulamaları
ile özellikle 1990’lardan itibaren enerjide kısmi serbestleşme sağlanarak özel şirketlerin
de kamunun tekelindeki bu alana girmeleri sağlanmış ve çeşitli alt mevzuatlarla da bu
yöntem özendirilmeye çalışılmıştır. Ancak, özellikle elektrik sektöründe özel sermayenin
5-145
bu kapsamdaki faaliyeti kamu desteği ile gerçekleştiğinden tam olarak bir serbestleşme
ve özelleştirmeden söz edilmesi doğru değildir. Şöyle ki, 3096 sayılı yasa kapsamındaki
uygulamalar gerçekte bir imtiyaz uygulaması olup elektrik enerjisinin bir kamu hizmeti
niteliğini değiştirmemiştir. Diğer bir deyişle elektrik enerjisi üretim ve dağıtımındaki
faaliyetler devlet adına özel şirketler tarafından yürütülmekte, üretilen elektrik enerjisinin
tamamının satın alınması devlet tarafından garanti edilmekte, üretim için yakıt temininde
olabilecek riskler devlet tarafından üstlenilmekte ve dağıtım şirketleri için satılması
taahhüt edilen miktara yine devlet tarafından tedarik garantisi verilmektedir. Sonuç
olarak 3096 sayılı yasa kapsamındaki uygulamalar tam olarak özelleştirme ve
serbestleşme uygulaması değildir.
2001 yılına geldiğimizde, 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu ile elektrikte
serbestleşme resmen kabul edilmiştir. 3096 sayılı yasa kapsamında kurulmuş olan
otoprodüktör ve otoprodüktör grubu özel sektör üretim şirketleri de bu piyasanın temel
taşlarını oluşturmuştur.
Bazı kesimler tarafından; kamu yönetim anlayışının bu serbestleşmenin özünü tam
kavrayamadığı, gerekli şeffaf ve adil maliyetlerin tüm taraflara eşit uygulanmadığı, gerek
sistem kullanım fiyatları ve gerekse enerji bedelleri ve nihai tarifenin suni olarak
oluşturulduğu, bunun da özel sektörün 2001 sonrası dönemde büyük çaplı yatırım
yapmasına engel olduğu söylenmektedir. Ancak, 4628 sayılı yasa ve ilgili mevzuat iyi
incelendiğinde öngörülen serbest piyasa yapısında perakende satış tarifesinin aslında
serbest piyasa uygulamasında tek etken olmadığı anlaşılacaktır. 2001 yılında elektrik
sektöründeki kamu ve özel kurumsal yapılanmanın ve güncel koşulların öngörülen
serbest piyasa yapısına uygun olmadığı en başta düşünülmesi gereken etkenlerden
birisidir. Ayrıca, kamu kuruluşlarından kaynaklandığı söylenen yeni sistemin
benimsenmemesi durumunun faaliyette bulunmak isteyen özel şirketlerde de olduğu
söylenebilir. Serbest piyasa uygulamasının ilk başında özel şirketlerin oldukça yoğun ilgi
gösterdiği, özellikle üretim yatırımı için çok fazla kapasite başvurusu yaptığı görülmüştür.
Ancak, bu başvuruların hayata geçirilmesi için özel sektörün de serbest piyasa
kurallarını izlemediği, zaman içinde piyasa risklerini kamu üzerine aktarma yollarını
aradığı da bilinen bir gerçektir.
4628 sayılı yasa öncesinde verilen imtiyazların ve diğer kanunlarla sağlanan imkanların
ve sözleşmelerin tarafı olanların kazanılmış haklarından vazgeçmeyerek, yeni kanuna
tam tabii olmamalarının da önemli bir etken olduğu zaman zaman belirtilmekte ancak
söz konusu bu yatırımların ilk gerçekleştirildikleri zamandaki koşullarının serbest
piyasaya zaten uygun olmadığı ve serbest piyasa koşullarına uyarlanamayacağı
bilinmesi gerektiği halde bu durum yasayı hazırlayan ve uygulamasından sorumlu olan
yetkili merciler tarafından kabul edilmemiştir. Bu yetkili merciler tarafından 4628 sayılı
yasanın her koşulda ve hemen uygulamaya geçemeyeceğinin önünde engel olarak
önemli mevcut koşulların bulunduğu göz ardı edilmiş, hatta yatırım yapmaya niyetli
olduğunu belirten özel şirketler tarafından da bu yanılgıya düşülmüştür.
Farklı ülkelerde uygulanan serbestleşme modellerine göre oluşturulan bu kanun ile
öngörülen piyasa yapısı esas itibariyle, tüm katılımcılara adil ve şeffaf bir davranışı
öngörmekte iken; EPDK ve ETKB arasında yaratılamayan işbirliği yerine zaman zaman
cepheleşme de oluşmasıyla, uygulamalarda istenen başarı sağlanamamıştır.
Serbestleşme uygulamalarında herhangi bir ilerleme olmadığı için yasanın uygulama
alanlarının bir kısmı da ihlal edilerek 2004 yılında siyasi iradenin girişimiyle yaratılan
‘Özelleştirme Strateji Belgesi’ de kanunla çelişkiler içermiş ve sonrasında hedeflerin
5-146
çoğu tutturulamamasına rağmen bu belge de sahipsiz kalarak hiçbir revizyona
uğramamıştır. Sonraki süreçte ise 4628 sayılı kanunun temel ilkelerinde dahi
değişikliklere gidilmiştir.
Bugün gelinen noktada:
♦
4628 sayılı yasa ile elektrik sektöründeki faaliyetler üretim, iletim, dağıtım, toptan
satış ve perakende satış olarak ayrıştırılmışken ve faaliyetler arası işbirliği ile
herhangi bir faaliyette tekel oluşmasının engellenmesi hedeflenmişken, dağıtım
şirketlerinin bölgelerinde bir önceki yıl tüketilen enerjinin en fazla %20’sini
üretebilecekleri kısıtı kaldırılmıştır.
♦
Elektrik üretiminde ve tedarikinde faaliyet sahibi şirketler için garanti kavramı
kesinlikle yer almazken önce yenilenebilir kaynaklar için üretilen miktara alım ve
fiyat garantisi getirilmiş, daha önceden devletlerarası ikili işbirliği kapsamında
yapılması hedeflenen HES üretimlerine alım garantisi ve son olarak ta kurulu
gücü 1000 MW ve daha fazla olan yerli linyit kaynaklı santraların üretimlerine
alım garantisi getirilmiştir.
♦
4628 sayılı yasa temel olarak ikili anlaşmalar pazarı ve bu pazarı gerçek
zamanda dengeleyen Dengeleme Piyasası yapısını öngörmekte iken
1.Ağustos.2006 tarihi itibariyle fiili olarak Dengeleme Piyasası uygulanmaya
başlanması ile otoprodüktör ve otoprodüktör grubu üreticiler anlaşmaları olan
tüketicileri terk etmiş, bu tüketiciler zorunlu olarak TEDAŞ müşterisi olmuş ve bu
üreticiler Dengeleme Piyasasından daha fazla kazanma yolunu seçmiştir.
Uygulanmaya başladığından bu yana üretim kapasitesinin artmaması ve talebin
de yükselmesi sonucu birçok günde bu piyasaya enerji açığı ile başlanmış ve bu
piyasada fiyatlar hep yüksek seyretmiştir. Kapasite açığının gittikçe büyüdüğü bir
ortamda Dengeleme Piyasası’nın uygulanması serbest piyasanın esasını
oluşturan ikili anlaşmalar piyasasını temelden etkilemiştir.
Sonuç olarak, serbest piyasa uygulamasının gerçekleşmemesinin önünde birçok etken
bulunmakta ancak bazı kesimler tarafından EPDK tarafından 2006 yılında uygulamaya
konan ve 4628’e uygun dağıtım tarife metodolojisi ve tarife hesaplama yöntemlerine
rağmen, ETKB tarafından bu kurallara uygun hareket edilmemesi ve hatta
serbestleşmenin ve arz güvenliğinin en temel kaldıracı olacak olan dağıtım
özelleştirmelerinin siyasi keyfiyetle rafa kaldırılması tek neden gibi gösterilmektedir.
4628 sayılı yasanın 1. maddesinde belirtilen amaç elektrik enerjisinin sürekli, kaliteli,
düşük fiyatlı ve çevreye uyumlu bir şekilde tüketicilere ulaştırılmasıdır. Bu amaç için
serbest piyasa bir araç olarak tanımlanmıştır. Serbest piyasa uygulamasının başlaması
için de özelleştirme ve yeni yatırımların özel sermaye tarafından gerçekleştirilmesi ikincil
bir araç olarak benimsenmiştir. 4628 sayılı yasanın yürürlükte olduğu son beş yıllık
döneme bakıldığında bu amacın tamamen kaybolduğu, yukarıda maddeler halinde
özetlenen gelişmeler sonucunda serbest piyasa uygulamasının da gündemde olmadığı
sadece ikincil bir araç olarak benimsenen özelleştirmenin tek amaç haline dönüştüğü
görülmektedir. Bu amaç değişiminin nedenlerini sorgularken kamu kuruluşlarının tutum
ve davranışlarından daha fazla özel şirketlerin elektrik sektörüne bakışını irdelemek
daha doğru olacaktır.
9.1.3 Özelleştirme
Farklı dönemlerde başlatılan özelleştirme girişimleri genellikle kamuoyu ve STK’lar
nezdinde yeterince anlatılamadığı, anayasal ve hukuki temellerimizin içeriğine yeterince
dikkat edilmediği ve kanun uygulayıcılarının değişen dünya dinamikleri çerçevesinde
5-147
düşünce yeniliği getirememeleri nedenleriyle sekteye uğramıştır. Buna rağmen son
zamanlarda farklı sektörlerde önemli özelleştirmeler yapılabilmişken, enerji alanında
henüz kayda değer boyutta özelleştirmeler gerçekleştirilememiştir
Elektrikte özelleştirme, esas itibariyle kamu tekelindeki hizmetlerin özel sektör eliyle
yapılmasıdır. Buradaki temel amaç, kamu hizmetlerinin aksatılmadan, kalite seviyesi
düşürülmeden daha verimli, daha etkin ve daha ucuz olarak halka sunulmasıdır.
Dolayısıyla bu hizmetleri yapmanın yollarından biridir; diğer bir yol ise yıllardır
sürdürülmekte olan kamu eliyle bu işlerin devam ettirilmesi veya özel-kamu karma bir
sistemin uygulanmasıdır. Özellikle Türkiye’de siyasi iradenin kamu kuruluşlarına
etkisinin artarak sürmesi, kuruluşların etkinliklerinin ve uzmanlıklarının zaman içinde
azalmasına yol açmakta ve bu da hem yatırımların akılcılıktan uzaklaşarak pahalı ve
geç veya yanlış yapılmasına; hem de kamu tekelindeki işletmelerin etkinlik ve
verimlilikten uzak bir anlayışla sürdürülmesine neden olmaktadır. Uzun zamandır
gündemde olan ve denenen özelleştirme çalışmalarının hep sürüncemede kalmasının
bu kuruluşların yönetim anlayışı ve insan kaynağı üzerindeki olumsuz etkisi ve çalışma
isteği erozyonu da gözden kaçırılmamalıdır.
Bölüm 9.1.2’de kısaca açıklandığı üzere özelleştirme uygulaması elektrik sektöründe
tek amaç olmamalıdır. Ayrıca yukarıda değinildiği gibi, özelleştirme tek seçenek değildir.
Ancak, geçmişteki yatırımların maliyeti ve süresi incelenip, olası finansman imkanları
düşünüldüğünde şu anda özellikle üretim alanında yapılacak 3-5 milyar USD’ın
üzerindeki yıllık yatırımların kamu tarafından bilinen bütçe anlayışı çerçevesinde finanse
edilebilmesinin mümkün görünmediği söylenmekte ancak özelleştirme uygulamalarında
ve özel sermayenin yeni yapacağı yatırımlarda yaklaşık aynı mali yükü bulan garantiler
talep edilmektedir. 4628 sayılı yasanın 1. maddesinde açıkça belirtilen amacın
gerçekleştirilebilmesi için özelleştirme uygulaması benimsenirse öncelikle üretim
tesisleri veya dağıtım tesisleri özelleştirmesi tartışmasıyla zaman kaybetmeden,
herkese açık ve adil ihale yöntemleriyle ve nihai tüketiciye yansıyacak fiyatları göz ardı
etmeden bu özelleştirmeleri uluslararası kriterler ile yatırım koşullarını ve tüketiciye ek
maliyet getirmeden başlatmak yararlı olacaktır.
Bu özelleştirmelerle yaratılacak dağıtım ve/veya üretim tekellerinin oluşmasıyla
rekabetin bozulmasını engelleyecek limitleri şimdiden karara bağlayıp uygulamak doğru
olacaktır. Aslında lisans yönetmeliği ile üretim lisansı için bir tüzel kişinin ülke kurulu
gücünün %20’sini aşamayacağı karara bağlanmış olup, dağıtım bölgesi işletmeciliği için
şimdilik bir sınır öngörülmemiştir. Buna ek olarak özellikle Avrupa ülkelerindeki büyük
elektrik şirketlerinin Türkiye üzerinde ilgilerinin olduğu, bu şirketlerin bir kısmının da
kendi ülkelerinde bir devlet kuruluşu oldukları göz önünde bulundurulmalı ve ülkemizde
olası bir tekelleşmenin belki de yabancı devlet kuruluşları tekelleşmesinin önüne
geçecek önlemler alınmalıdır.
9.2 Özelleştirme Girişimlerinin Tarihsel Gelişimi
9.2.1 4628 Sayılı Kanun Dönemi Öncesi
4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanun’u 2001 yılında yürürlüğe girmeden önce, elektrik
sektöründe serbestleşme yönünde birçok yasal düzenleme yapılmıştır. Bunların
başında 19.12.1984 tarihli Resmi Gazete’de yayımlanan 3096 sayılı “Türkiye Elektrik
Kurumu Dışındaki Kuruluşların Elektrik Üretimi, İletimi, Dağıtımı ve Ticareti ile
Görevlendirilmesi Hakkında Kanun” gelmektedir. Bu kanun yalnızca elektrik alanında
5-148
değil, genel olarak ülkedeki özelleştirme sürecinin ilk kanunlarından biri olma özelliğini
taşımaktadır.
3096 sayılı Kanun’un yürürlüğe girdiği yıllarda elektrik sektörü genel olarak üretim, iletim
ve dağıtımın bir çatı altında toplandığı ve bir kamu iktisadi teşebbüsü (“KİT”) olarak
örgütlenmiş Türkiye Elektrik Kurumu (“TEK”) tarafından yerine getirilmiştir. Sadece üç
imtiyazlı şirket olan Kayseri ve Civarı Elektrik, ÇEAŞ ve KEPEZ, TEK’in kurulmasından
uzun yıllar önce elde ettikleri imtiyazlarla, sırasıyla Kayseri, Adana ve Antalya illerinde
faaliyet gösteren özel şirketler idi.
513 sayılı Kanun Hükmünde Kararname (“KHK”) ile 1993 yılında TEK’in ikiye bölünmesi
neticesinde Türkiye Elektrik Üretim İletim A.Ş. (“TEAŞ”) ve Türkiye Elektrik Dağıtım A.Ş.
(“TEDAŞ”) kurulmuştur. 513 sayılı KHK, 22 Şubat 1994’te 3974 sayılı Kanun’a
dönüştürülmüştür.
Özelleştirmelerin gerçekleştirilmesi amacına yönelik olarak; 3974 sayılı Kanun (1994),
3996 sayılı “Bazı Yatırım ve Hizmetlerin Yap-İşlet-Devret Modeli Çerçevesinde
Yaptırılması Hakkında Kanun” (1994), 4283 sayılı “Yap-İşlet Modeli ile Elektrik Enerjisi
Üretim Tesislerinin Kurulması ve İşletilmesi ile Enerji Satışının Düzenlenmesi Hakkında
Kanun” (1997) çıkartılmıştır.
Bu kanunlar ile, Yap-İşlet-Devret (“YİD”), İşletme Hakkı Devri (“İHD”) ve Yap-İşlet (“Yİ”)
modelleri çerçevesinde özel sektörün elektrik üretimine katılımı sağlanmaya çalışılmıştır.
Ancak, özel sektör eliyle yatırım yapılmasının sağlanması amaçlı kullanılan bu
modellerin temelindeki alım garantisi gerçeği, daha sonrasında hedeflenen serbest
piyasa şartlarının oluşturulmasını zorlaştıracak bir husus olduğu göz ardı edilmiştir.
Dolayısıyla, o dönemde daha çok kamu finansman sorununun bertaraf edilmesi
amacıyla kullanılan modeller, sonrasında planlanan sistemin bütününe yönelik yaklaşım
getirmekten uzak kalmıştır.
Dağıtım alanında da benzer bir anlayışla, yalnızca özelleştirme yapma adına kimi
girişimlerde bulunulmuştur. 1989 yılında İstanbul Anadolu Yakası’nda elektrik üretimi,
iletimi ve dağıtımı için özel bir şirket olan Aktaş Elektrik görevlendirilmiştir. Özel bir
şirketin bu alanda faaliyeti hakkında yeterli hukuki ve teknik donanımın bulunmaması ve
amaç boşluğu gibi nedenlerle, gerek sözleşme aşamasında gerekse uygulamada pek
çok sorun yaşanmıştır. Nihayetinde, Aktaş Elektrik ile imzalanmış olan imtiyaz
sözleşmesi Danıştay tarafından iptal edilmiş ve 2002 yılında sorumluluk bölgesini tekrar
TEDAŞ devralmıştır.
Aynı durum, 3096 sayılı Kanun hükümlerine göre görevli şirket haline getirilen ÇEAŞ ve
KEPEZ için de geçerlidir. ÇEAŞ’ın sözleşmesinin iptal konusu yapıldığı davada
Danıştay hukuka aykırılıklar tespit etmiş, bu davadan feragat nedeniyle sonuç
alınamaması nedeniyle hem ÇEAŞ’a hem de KEPEZ’e el konularak TEDAŞ’a
devredilmiştir.
Ayrıca, geçmişte dağıtım bölgelerinin özelleştirilmesine yönelik kimi çalışmalar olmuş ve
hatta 1998 yılında bir kısım şirketlere görevlendirmeler yapılmış olup, ancak bunlar
daha sonra iptal edilmiştir. Bu girişimler bir yandan hukuka aykırılıklar taşırken, diğer
yandan politika değişiklikleri nedeniyle tamamlanamamıştır.
5-149
Görünen o ki, 2001 yılına kadar yapılan uygulamaların temelinde, serbest piyasa modeli
oluşturmak gibi bir düşünce yatmamaktadır. Özel sektör, birbirleriyle tezat oluşturacak
pek çok yöntemle yukarıda belirtilen alanlarda rol almıştır. Enerji yönetimindeki politika
belirsizliği bu dönemin en belirgin özelliğidir ve daha sonra yaşanacak yapısal dönüşüm
istemlerinin önünde ayak bağı olacak gelişmelere de sahne olmuştur.
9.2.2 4628 Sayılı Kanun Dönemi
Serbest piyasa modeli oluşturmak amaçlı yapılan yapısal değişim çalışmaları, 2000
yılında Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından hazırlanan bir kanun tasarısının
08.12.2000 tarihinde Bakanlar Kurulu’nca kabul edilerek TBMM’ye sunulması ve
kanunlaşması ile son bulmuştur. Söz konusu kanun, 03.03.2001 tarihli Resmi Gazete’de
yayımlanarak yürürlüğe giren 4628 sayılı “Elektrik Piyasası Kanunu”dur.
4628 sayılı Kanun’un temel amacı; elektriğin yeterli, kaliteli, sürekli, düşük maliyetli ve
çevreyle uyumlu bir şekilde tüketiciye sunulması olarak verilmiştir. Bu hedef
doğrultusunda, rekabet ortamında, özel hukuk kurallarına göre faaliyet gösterebilecek,
mali açıdan güçlü, istikrarlı ve şeffaf bir elektrik piyasasının oluşturulması ve bu
piyasada bağımsız bir düzenleme ve denetim sağlanması amaçlanmıştır. Bu çerçevede
Kanun, elektrik üretimi, iletimi, dağıtımı, toptan satışı, perakende satışı, perakende satış
hizmeti, ithalat ve ihracatı ile ilgili hususları kapsamakta, bağımsız kurumun görev ve
sorumluluklarını sıralamıştır. Serbest piyasaya geçiş aşamasında sektörde yapılması
gerekli görülen çalışma ve yöntemler sayılmıştır. Bu doğrultuda elektrik sektöründe
faaliyet gösteren tüm üretim ve dağıtım tesislerindeki kamu payının azaltılması ve bu
alanlarda bundan böyle gerçekleştirilecek bütün yatırım ve işletme faaliyetlerinin, piyasa
ve rekabet kuralları içinde özel şirketlerce yürütülmesi amaçlanmıştır.
Başka bir deyişle, bu kanun ile getirilen yeniden yapılandırmanın temel öngörüsünde,
yatırımlardaki kamu payının daraltılması, özel sektör payının daha çok artırılması ve
ayrıca kamunun denetim ve yönlendirme faaliyetlerindeki etkinliğinin çoğaltılması hedefi
yatmaktadır. Kanun’un genel gerekçesinde yer alan değerlendirmelerde, mevcut elektrik
enerjisi kurulu gücünün, zaman içerisinde hızla artacak talebi karşılayamayacağı ve bu
talebi karşılayacak üretim, iletim ve dağıtım tesislerinin yatırımları için gereken
finansman ihtiyacının özel sektörden karşılanmasının zorunluluğu üzerinde önemle
durulduğu görülmüştür. Yerli kaynakların yetersiz kalacağı ve elektrik enerjisinin üretimi,
iletimi ve dağıtımının tüketicilere kesintisiz, güvenli ve düşük maliyetli olarak
sunulmasına yönelik bu modelin yerli ve yabancı özel sektör yatırımcılarının ağırlıklı
olduğu bir piyasa yapısı dahilinde işleyeceği vurgulanmıştır.
Kanun, siyasi otoriteden bağımsız bir düzenleyici ve denetleyici kurum olan Enerji
Piyasası Düzenleme Kurumu’nun (“EPDK”) oluşmasını da öngörmüş olup; ikincil
mevzuatın çıkartılması, piyasada faaliyet gösterecek şirketlerin lisanslanması ve
sektörün her yönüyle denetlenmesi görevleri EPDK’ya verilmiştir.
Bu Kanun çerçevesinde, TEAŞ, iletim faaliyetleri alanında Türkiye Elektrik İletim A.Ş.
(“TEİAŞ”) ve özel sektöre devredilmemiş üretim tesislerinin işletilmesi alanında Elektrik
Üretim A.Ş. (“EÜAŞ”) ve mevcut sözleşmeleri devralan bir toptan satış kamu şirketi
Türkiye Elektrik Ticaret ve Taahhüt A.Ş.(“TETAŞ”) olmak üzere üç ayrı kamu şirketi
olarak faaliyet göstermeye başlamıştır.
5-150
Böylelikle, elektrik iletim faaliyetleri sürekli olarak kamuda kalmıştır. Üretim tesislerinin
ise, Kanun’un öngördüğü şekilde özelleştirilmesi hedeflendiğinden portföy şirketlere
olarak bölünerek özelleştirilmesi söz konusudur.
EPDK tarafından gerçekleştirilen diğer bir çalışma ise, çok sayıda ikincil düzenlemenin
yapılmış olmasıdır. Ancak, Kurul tarafından çıkartılan yönetmelikler, tebliğler ve kararlar
incelendiğinde, sürekli bir değişimle karşılaşılmaktadır. Kurul adeta el yordamıyla bir
arayışı gerçekleştirmektedir. Nitekim 4628 sayılı Kanun’da, öngörülen piyasanın
şekillenmesine ilişkin yeterli düzenleme bulunmamaktadır. Pek çok konu boşlukta
kalmıştır ve bunlar Kurul eliyle doldurulmaya çalışılmaktadır
Bu yeni piyasa tasarımında pazar için rekabet yapısından, pazar içi rekabete doğru bir
yapılanma öngörülmüş ve rekabet ortamının yaratılabilmesi için yeterli miktarda özel
yatırımcının herhangi bir devlet garantisi olmaksızın piyasaya girmesinin sağlanması ve
zaman içerisinde elektrik enerjisi arz fazlası yaratılması amaç edinilmiştir.
Ancak, 4628 sayılı kanun öncesi yapılan alım garantili üretim santrallerinin devreye
girmesiyle Türkiye’nin elektrik üretim kapasitesinde bir arz fazlası oluşmuştur. Arz
fazlasının var olduğu dönem boyunca, alım garantisi olmaksızın özel sektörün yeni
üretim tesisi yapmada gönülsüz davrandığı görülmüştür. Talebin yüksek olduğu
zamanlarda bile, özel sektörün tesisi daha kısa süren yatırımlara, yani doğalgaz yakıtlı
santraller gibi, yöneleceği görülmüştür. Ancak, üretim tesisi yatırımı amacıyla özel
şirketlerin oldukça yoğun bir şekilde lisans almak için başvuruda bulunduğu halde bu
yatırımların gerçekleşmesi yönünde bir ilerleme kaydedilmemiştir. Özellikle 2005
yılından sonra, doğal gaz fiyatlarındaki artış gerekçe gösterilerek mevcut sisteme uyum
sağlamış bulunan otoprodüktör santralarının üretim yapmakta isteksiz oldukları hatta
üretimlerini durdurarak anlaşma yaptıkları tüketicileri terk ettikleri görülmüştür.
Yukarıda da söz edildiği gibi 2006 yılına kadar olan dönem için arz fazlası bulunduğu
bilinen bir gerçektir. Bu nedenle, bu dönem içinde özel sektör tarafından yeni üretim
yatırımlarının yapılmamış olması anlaşılabilir. Ancak TEİAŞ tarafından hazırlanıp EPDK
tarafından onaylandıktan sonra kamuoyuna duyurulan “Türkiye Elektrik Enerjisi Üretim
Kapasite Projeksiyonu” sonuçlarına göre 2009 yılından başlayarak yeni kapasite ilavesi
yapılmadığı durumda enerji açığı olacağı açıkça belirtilmiş olmasına karşın özellikle
büyük kapasiteli üretim tesisleri için özel şirketlerin yatırım yapma konusunda bir
girişimde bulundukları görülmemiştir. Yatırım yapma girişimleri olmasının yanı sıra son
iki yıl içindeki yasal düzenlemeler ile elektrik enerjisi üretimi için devletten alım ve fiyat
garantisi temin etme girişimleri özel sektör tarafından da destek bulmuştur. Bu bir
anlamda 4628 sayılı yasa ile getirilmeye çalışılan serbest piyasa koşullarında rekabet
ortamının oluşmasına engel oluşturmak demektir. En geç 2009 yılında ortaya çıkacağı
beklenen elektrik açığı resmi olarak dile getirildiği halde yatırımcılardan büyük kapasiteli
üretim tesisi yapılması girişimi olduğu henüz görülememektedir.
4628 sayılı Kanun, elektrik enerjisi üretimi alanında serbestleşme öngörmüş, EPDK’da
bugüne kadarki uygulamada, kendisine başvuran ve gerekli yeterliliğe sahip tüm
şirketlere lisans vermiştir. Ancak, yeterli yatırımın özel sektör eliyle yapılması amacına
ulaşılamamıştır. Önümüzdeki dönem talep öngörüsü ile mevcut, inşa halinde ve lisans
verilmiş üretim santrallerinin toplam kurulu gücünün örtüşmediği anlaşılmaktadır. Düşük
talep artış ihtimaline göre 2011 yılında, yüksek talep artış ihtimaline göre ise 2009
yılında bir enerji açığı beklentisine girilmiştir. Bu durum, 4628 sayılı Kanun ile getirilen
sistemin, özel sektör yatırımlarını özendirmediğini ortaya koymaktadır.
5-151
Üretim alanındaki bir başka dikkate değer gelişme olarak, toplam elektrik enerjisi
üretimindeki yerli kaynak payının % 45’lerin altına düşmüş olması ve mevcut yerli
kaynakların henüz tam anlamıyla değerlendirilmemiş olması karşısında, yenilenebilir
yerli enerji kaynaklarına yapılacak yatırımların teşvik edilmesine yönelik 5346 sayılı
“Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin
Kanun” (“YEK”) 18.5.2005 tarihinde yürürlüğe girmiştir. YEK Kanununa göre,
yenilenebilir enerji kaynaklarından üretilecek elektrik enerjisine, önce 7 yıl süreyle alım
garantisi getirilmiş, bu süre daha sonra 10 yıla çıkartılmıştır. 4628 sayılı Kanun ile
getirilen sistemin özel yatırımları teşvik etmesi beklentisinin yanı sıra, yenilenebilir enerji
kaynaklarına yapılacak yatırımlar açısından getirilen bu ilave özendirmenin de özel
sektörü harekete geçirmediği gözlenmiştir.
9.2.3 Strateji Belgesi ve Uygulamalar
2004 yılında, bu kanun kapsamındaki konular için EPDK ve ETKB işbirliğinin
sağlanması yerine bir alternatif gibi, YPK tarafından oluşturulan “Strateji Belgesi” ile
özelleştirme ve serbestleşme sürecine yönelik somut bir takvim ortaya konulmuştur.
Ancak, bu takvim süresi içerisinde işlememiş ve hedeflere ulaşılamamış olmakla birlikte,
sistemde bazı değişiklikler öngören hükümler yürürlüğe sokulmuştur. Örnek olarak;
dağıtım alanında uygulanması düşünülen bölgesel tarife yöntemi ötelenmiş, yerine fiyat
eşitleme mekanizması getirilmiş ve ayrıca da 2010 yılı sonuna kadar bir geçiş dönemi
öngörülmüştür. Öte yandan, Kanun’da, ana amaçlarının da ötesine geçen revizyonlar
yapılmasına rağmen, bu strateji belgesinde bir revizyon yapılmamış ve adeta bu
belgenin varlığı ve geçerliliği sahiplenilmemiştir.
9.2.4 DUY Uygulamaları
1.Temmuz.2006 tarihinde batı illerinde yaşanan 6 saatlik elektrik kesintisi ve bu kesinti
sırasında otoprodüktör üretim şirketleri ve kimi özel sektör üretim şirketlerinin vermiş
olduğu tepki nedeniyle, o güne kadar sanal ortamda yürütülen Dengeleme Uzlaştırma
Yönetmeliği (“DUY”) çalışmalarında, 1 Ağustos 2006 tarihi itibarıyla nakdi uygulamaya
geçilmiştir.
Bilindiği üzere, Türkiye’de elektrik için aşağıda belirtilen iki önerme de geçerli
görülmektedir:
i)
ii)
Elektrik, tüketimi karşılamak yani ‘tüketicilerin’ ihtiyacını karşılamak için üretilir
ve dağıtılır.
Elektrik, genel tüketimi artırmak ve katma değer ve uygarlık düzeyini
yükseltmek üzere üretilir.
Her iki durumda da tüketiciler sektörün odak noktasıdır. Ancak, mevcut piyasada
tüketiciler, farklı zamanlarda güvenilirlik, kalite, fiyat uygunluğu gibi konularda
zafiyetlerle karşı karşıya bırakılmıştır. Tüketicilerin en azından serbest tüketici adı
altında rekabetçi bir piyasadan elektrik almalarına olanak sağlanmışken, piyasadaki
fiyat dalgalanmaları nedeniyle kimi saatlerde oluşan yüksek enerji fiyatları, özel üretim
şirketleri ve otoprodüktörler için çekici olmuş ve serbest tüketicilerle yapmış oldukları ikili
anlaşmaları iptal ederek dengeleme piyasasına yönelmelerine neden olmuştur.
Böylelikle, aslında ikili anlaşmalara dayandırılması hedeflenen serbest piyasanın, kamu
merkezli tek alıcılı havuz sistemiymiş gibi çalışmasına sebep olmuştur. Bu durum da,
dağıtım şirketlerinin aracılığı olmaksızın ikili anlaşmalarla doğrudan elektrik enerjisi
5-152
alma hakkına sahip olan serbest tüketiciler oluşturulması ve bu yolla rekabet ve
ucuzluğun sağlanması hedefinden uzaklaşmak anlamını taşımaktadır. Zaman içerisinde
serbest tüketici limitinin azaltılmasıyla beklenen yarar, üreticilerin sahip olduğu piyasa
gücü ve DUY sisteminin yarattığı olanaklarla etkisizleşmiştir. Ayrıca, DUY’la birlikte
girilen süreç de özel sektörü yatırımlar için motive edememiştir.
1.Ağustos.2006 tarihinden bu yana nakdi olarak uygulanan Dengeleme Piyasasında
elektrik satış fiyatlarının perakende satış fiyatlarına oranla oldukça yüksek seyrettiği
gözlenmiştir. Özellikle tüketimin yüksek olduğu zaman dilimlerinde bazı günlere elektrik
açığı ile başlandığından fiyatlar hep yüksek olmuştur. Oysa talebin arzdan fazla olduğu
zaman dilimlerinde üreticilerin satış fiyatlarını yüksek tutacakları en temel piyasa
gerçeğidir. 2007 yılı yaz aylarından itibaren tüketimin arttığı mevsimlerde birçok günde
enerji açığının olacağı saatler görülecek ve üreticiler fiyatlarını yine yükselteceklerdir.
Bundan sonraki dönemlerde, bir taraftan talebin gittikçe artması diğer taraftan da
beklenen yeni kapasitelerin sisteme eklenmemesi enerji açığının olacağı saatlerin daha
çok artmasına, dolayısıyla bu piyasada neredeyse sürekli olarak yüksek fiyatların
oluşmasına neden olacaktır. Arz fazlasının olmadığı zaman dilimlerinde Dengeleme
Piyasasının işletilmesi tüketiciler için sürekli yüksek fiyattan elektrik satın alma riskini
getirecektir. Şimdiye kadar olan uygulamada sistemde dengesizliğe neden olan taraf
tüketiciler adına TEDAŞ olmuştur. Bu piyasada oluşan yüksek fiyatların faturası TEDAŞ
tarafından ödenecek ve kesinlikle tüketicilere yansıtılacaktır. Ayrıca, her zaman için arz
açığı olduğu dönemlerde üreticilerin istenmeyen işbirliği ilişkileri kurabilecekleri riski de
unutulmamalı, 27.Aralık.2006 tarihinde bu piyasada ortaya çıkan 1100 YKrş/kWh
elektrik satış fiyatının nedenleri kesinlikle araştırılmalıdır.
9.2.5 Dağıtım Özelleştirmeleri
Daha önce bahsettiğimiz Strateji Belgesi’nde öngörülen takvim, dağıtım özelleştirmeleri
konusunda da aşılmış olmakla birlikte kimi gelişmeler de yaşanmıştır. Türkiye 21
bölgeye ayrılarak, Kayseri ili dışında 20 dağıtım bölgesinde 20 ayrı dağıtım şirketi
oluşturulmuş ve EPDK tarafından dağıtım ve perakende satış lisansları verilmiştir.
Ancak, mülkiyeti TEDAŞ’ta kalmak üzere, dağıtım varlıklarının sadece işletme hakkı bu
şirketlere devredilmiştir. İşletme hakkı devir sözleşmesi imzalayan bu şirketlerin
hisselerinin blok olarak satışı gündemde idi ve hatta 3 bölgenin ihale süreci de
başlatılmıştı. Ancak, Hükümet’in seçim öncesinde bu özelleştirmelerin gerçekleşmesini
istememesi nedeniyle, söz konusu ihale çalışmaları ilk etapta seçim sonrasına
ertelenmiştir. Yani, şuan için 20 dağıtım şirketinin gerçek birer Anonim Şirket olarak
yönetilmesi mümkün olmayıp, şirketler TEDAŞ gölgesinde kalmıştır.
TEDAŞ tarafından oluşturulan ve gelir gereksinimine dayanan tarife metodolojisi EPDK
tarafından onaylanmıştır. Bu tarife metodolojisine göre dağıtım şirketlerinin tüm
maliyetleri tarifeye yansıtılmakta ve önceden belirlenen bir miktarda geliri elde etmeleri
garanti edilmektedir. Dağıtım şirketinin tüketimdeki azalmadan dolayı gelir tavanında
öngörülenden daha düşük bir gelir elde etmesi durumunda ise, bu gelir eksikliği bir
sonraki dönemde son kullanıcı tarifelerine yansıtılarak kapatılacaktır. Geçiş dönemi
boyunca uygulanacak bu yöntemde, enerji piyasası endeksi bazında enflasyon
düzeltmesi de yapılarak, yıllar boyunca dağıtım şirketlerinin gelirlerinde olası düşme
engellenecektir. Bu tavan gelir yanında, şebekeye ilk bağlanma ücreti, kesme/bağlama
bedeli gibi gelirler de dağıtım şirketine ait olacaktır. Dağıtım şirketlerinin gelirleri bunlarla
da sınırlı değildir. Kayıp/kaçak oranı EPDK tarafından onaylanacak belirli bir hedefin
altına düşmesiyle elde edilecek ek gelir şirkete ait olacaktır. Aynı şekilde maliyet esaslı
5-153
tarifede yer alan referans elektrik tedarik fiyatından daha düşük bir seviyeden elektrik
elde ettiği takdirde, bu aradaki fark da dağıtım şirketine ait olacaktır. İşletme verimliliği
açısından da EPDK tarafından onaylanmış hedefler bulunmaktadır ve tarife formüllerine
bu hedef ölçüsünde yansıtılmaktadır. Dağıtım şirketleri işletme verimliliğini artırmak
yoluyla da ek gelir elde edebilecektir.
Dağıtım şirketlerine belirli bir gelirin tarifeler yoluyla garanti edilmiş olması, tekel
konumundaki bu şirketlerin yapısıyla uyum sağlamamaktadır. Gelir tavanının maliyet
hesabına dayanması, şirketlerin bu maliyetler üzerinde oynama yapmasına zemin
hazırlamakta ve öngörülen gelirden daha fazlasını bu yolla da elde etme olanağı
tanımaktadır. Belirli oranda gelirin garanti edilmesi, verimlilik, kayıp/kaçak oranının
düşürülmesi gibi hedeflerle yarar elde etmeye yönelik teşvikleri de geçersiz kılabilecektir.
Dağıtım özelleştirmeleri sürecinde öne çıkan bir başka gelişme de dikey bütünleşmenin
önünün açılması ve tarife metodolojisi yoluyla bu bütünleşmenin teşvik edilmesidir. 2005
yılında yapılan bir değişiklikle, dağıtım şirketlerinin kendi üretim şirketlerinden, dağıtmış
oldukları enerjinin en fazla %20’sini elde edebileceklerine ilişkin sınırlama kaldırılmıştır.
Daha ucuz enerji tedarik edilmesiyle daha fazla kara ulaşılacak olması, dağıtım
şirketlerinin kendi üretimlerini gerçekleştirmelerini teşvik amacıyla getirilmiştir. 4628
sayılı Kanun’la amaçlanan dikey ayrıştırma, hem bu sınırlamanın kaldırılmasıyla, hem
de dağıtım işiyle perakende satış işlerinin birbirinden ayrılmamış olmasıyla ortadan
kaldırılmıştır. Bir şirketin birden fazla dağıtım bölgesinde faaliyet göstermesinin önünde
de bir engel olmaması karşısında, dikey ve yatay bütünleşik yapıya zemin hazırlanmıştır.
Elektrik enerjisi sektörü temelde tekelci bir eğilim taşımaktadır. Bu eğilimin yasal
sınırlamalarla dahi engellenmesi dünya örneklerinde de tam olarak başarılamamıştır.
Dolayısıyla, bugün ülkemizde yaşanan gelişmelerde, bu tekelleşme olgusu sistemin
yumuşak karnını oluşturmaktadır. Mevcut düzenlemelerle ilerlenmesi halinde, gelecekte
bir ya da birkaç tekelin faaliyet gösterdiği yapıya ulaşılacaktır.
9.3 Yeniden Sistem Tartışması
1980’li yıllara kadar tamamen kamu kuruluşlarının kontrolü ve tekelindeki enerji piyasası,
bu yıllardan sonra ve özellikle de 1990’lı yıllardan itibaren özel sektörün yatırımlarına
açılmıştır. 4628 sayılı Kanun’un yürürlüğe girdiği 2001 yılından itibaren hep özel
sektörün yatırım yapması istenirken, kamunun yeri ve ortaklığı yeterince
tanımlanamamıştır. Kamu tekelinin bozulmaya başlanmasından sonra Türkiye’de kalıcı
ve uzun vadeli bir enerji vizyonu ve politikası oluşmamıştır. Yıllardır süren kamu
tekelinin tamamen bırakılıp, özel sektörün tüm işleri yapması da işlerin doğası nedeniyle
mümkün olmamaktadır. Ayrıca, sektörde özel sektörün katılımı ve ağırlığı istenmesine
rağmen, gerek anayasal ve yasal altyapı düzenlemeleri tamamlanamamış, gerekse
yerleşik kurum ve yasal organlarının yeterli desteği alınamadığı gibi çoğu uygulamalara
karşıt tepkiler de oluşmuştur.
4628 sayılı kanun ülkemizde hedeflenen bir yapının kanunu olmasından çok, 2001
yılındaki ekonomik sorunlar nedeniyle dünyada uygulanan bir modelin uyarlanması ile
yapılan bir kanundur. Bu sebeple de, çıkartılması aşamasında yeni getirilen model
hemen hiç tartışılmadan, gelecekte olabilecekler yeterince öngörülmeden ve böylesi bir
modelin tercih edilmesindeki nedenler ortaya konulmadan İngiltere’deki modelin örnek
alınarak kanunlaştırılması yoluyla yürürlüğe girmiştir. Kanun’un yürürlüğe girmesinden
önce atılan kimi adımlar, yeni sistemin önündeki en büyük engellerden birini
oluşturmuştur. Kanun’un yürürlüğe girmesini takip eden 6 yıllık uygulama dönemi
5-154
boyunca yapılanlar da, Kanun’un nasıl uygulanması gerektiği konusunda ve dolayısıyla
sistemin algılanmasında pek çok tereddüt doğurmuştur.
Aslında, bu kanun ile dikey yapılanma yerine yatay yapılanma modeli, şeffaf ve adil bir
piyasa ile her piyasa faaliyeti için maliyetlere dayalı bir fiyatlandırma hedeflenmiştir.
Güvenilir, kaliteli, sürekli, ucuz ve çevre ile uyumlu elektriğin tüketicilere sunulması
kanunun ana amacıdır.
Özellikle üretim, iletim ve dağıtım dengesinin kurulması yönündeki planlama
anlayışından uzaklaşılmış olması, sistemin en büyük açmazını oluşturmaktadır.
Öngörülen talebi karşılayacak üretimin gerçekleşmesi her boyutta planlama yapılmasını
gerektirirken, bütün üretim yatırımlarının piyasa koşullarına ve özel sektöre terk edilmesi
yatırım açığını tetiklemiştir. Serbestleşme ve özelleşme süreci tamamlanmadan,
öngörülen modelin ihtiyacı karşılamadığı ortaya çıkmış ve modelin tartışılmasını tekrar
gündeme getirmiştir.
9.3.1 Yapılanma Modeli Tartışmasının Altındaki Gerçekler
Elektrik enerjisinin özellikleri yanı sıra, uygulanacağı ülke koşullarının dikkate alınmadığı
bir modelin başarılı olamayacağı açıktır. Dolayısıyla dünyanın her yerinde uygulanabilir
model önermesi ya da başka ülkelerde benimsenen modellerin Türkiye’ye uygulanması
gibi çalışmalar olumlu sonuç vermeyecektir. Nitekim ülkemizde bugün uygulanan 4628
sayılı Kanun kapsamındaki piyasa modeli, İngiltere’de uygulanan piyasa yapısının örnek
alınması yoluyla elde edilmiş ve ülkemiz koşullarını dikkate almamış olmasından dolayı
pek çok soruna çözüm üretmekten uzaktır. Bu yapının kendisiyle uyuşmayacak pek çok
unsurun üzerine kurulmuş olmasının yanı sıra, karşılaşılan sorunların çözümü için
sürekli olarak aynı yönteme başvurulmaktadır. Yani 4628’le getirilen sistem defalarca
delinmekte, çözüm, yasanın genel belirlemelerinin dışında aranmaktadır. Bu durumun
en belirgin örneğini alım garantili elektrik üretim santralleri oluşturmuştur. 4628’den önce
zaten yeterince alım garantili sözleşme bulunmaktayken, bugün için de en önemli
nedenleri arasında arz güvenliği bulunan çeşitli vesilelerle alım garantileri
genişletilmektedir. Yenilenebilir enerji kaynaklarına yönelimin teşvik edilmesi amacıyla
bu alanda üretim yapacak olanlara belirli bir süre alım ve fiyat garantisi getirilmesi geniş
bir mutabakatla sağlanırken, kömür santrallerine ve kurulması planlanan nükleer
santrallere de alım garantisinin verilecek olması, üretim alanında neredeyse tamamen
garantili sözleşmelerden oluşan yapıya yönelmiştir. Bu durumun pek çok nedeni
bulunmakla birlikte ülkemizin, model alınan İngiltere’nin aksine hızlı bir talep artışıyla
karşı karşıya bulunması ve yatırım alanındaki özendirmelerin daha tekelci bir ortamda
gerçekleşebileceği gibi yönlerin ağır bastığı söylenebilir. Nitekim bir yandan arz açığı
tehlikesinin önüne geçebilmek için piyasa sistemi dışında çözümler yaratılırken diğer
yandan sistem kendi içerisinde bütünleşme eğilimine girmiştir. Son dönemde yapılan
yasal düzenlemeler yatay ve dikey bütünleşmelerin önündeki engelleri kaldırırken,
EPDK tarafından verilen lisansların yatırıma dönüşmüyor olması, lisansların daha güçlü
şirketlerin elinde toplanması sürecine girilmiştir. Bütünleşme sürecinin, dağıtım
özelleştirmelerinin gerçekleşmesi halinde daha hızlı bir şekilde yaşanması beklentisi
bulunmaktadır.
4628’in getirdiği sistemin bir diğer özelliği de, bütüncül bir planlamaya izin vermemesidir.
Elektrik enerjisinin depolanamaz olması, birincil kaynakların sınırlılığı ve iletim alanında
yaşanan kısıtlar vb. gibi özelliklerinden dolayı, özellikle bizim gibi ihtiyacı hızla artan
ülkelerde planlama zorunluluğunu beraberinde getirmektedir. Piyasa yapısının aynı
5-155
zamanda planlama becerisi göstermesi belki talep alanında durağanlığın yaşandığı
koşullarda belirli bir başarı gösterebilir. Ancak, talep tarafında yaşanan hızlı gelişmeler,
hem enerji darboğazı hem de kaynak ve yatırım israfı yaratmayacak bir zamanlamayla
yatırım yapılması zorunluluğunu doğurmaktadır. Tekelci bir yapı oluşmaksızın, serbest
rekabet koşullarının piyasa algılamasıyla bu şekilde bir planlamanın olmayacağı ortaya
çıkmıştır.
9.3.2 Nasıl Bir Yapılanma Modeli?
Bugün itibariyle Türkiye elektrik sektörünün içinde bulunduğu durum tartışmalara neden
olmaktadır. Bütün kesimler tarafından sektörde sıkıntılar olduğu dile getirilmektedir. En
büyük sıkıntı olarak yakın bir gelecekte arz açığı beklenmesi olarak gösterilmektedir.
Elektrik enerjisi talebinin önümüzdeki yıllarda da hızlı bir artış göstereceği ve bu artışın
zamanında, güvenilir ve ekonomik bir şekilde karşılanması gerektiği herkes tarafından
kabul edilmektedir. Ancak ihtiyaç duyulacak yeni kapasitenin kurulması yolları
konusunda farklı görüşler ortaya atılmaktadır.
2001 yılında 4628 sayılı yasanın yürürlüğe girmesi ile birlikte elektrik sektöründe serbest
piyasa oluşması ile üretim, dağıtım, toptan satış ve perakende satış faaliyetlerinde
katılımcılar arasında rekabet oluşması öngörülmüş, aynı zamanda Türkiye elektrik
sektöründe kurumsal yapılanma neredeyse tamamen değiştirilmiştir. Bu yeni yapılanma
ile birlikte sektörün tüm alanlarında kurum ve şirketlerin daha verimli çalışacağı
öngörülmüştür. Bu süre içerisinde özellikle üretim tesislerinde ihtiyaç duyulan yeni
kapasite yatırımlarının serbest piyasa koşullarında gerçekleşeceği beklenmiştir. Bu
raporun değişik kısımlarında açıklandığı üzere ilk başta oldukça büyük miktarda yeni
üretim tesisi kurulması için başvurular yapılmış ve lisans alınmıştır. Ancak bu
lisanslardan bugüne kadar gerçekleşen miktarın ihtiyaç duyulandan oldukça uzak
olduğu da bilinmektedir. Üretim yatırımlarının bu yapılanma içinde özel sermaye
tarafından gerçekleştirilmesi için sürekli olarak yeni yollar aranmış ama bütün arayışlar
yatırımların özel sektör tarafından yapılacağı beklentisi çerçevesinde olmuştur.
Her ne kadar elektrik sektöründeki büyük kapasiteli yatırımları etkileyen etkenler olarak
başta finansal durum, teknolojik yeterlilik ve insan gücü olsa da sektör içindeki sağlıklı
kurumsal yapılanmanın da çok önemli bir etken olduğu son yıllarda anlaşılmıştır.
Sektörel ve Kurumsal yapılanmanın uygun olmaması doğru kararın verilmesinde
oldukça etkilidir. 2001 yılından bu yana süren yeni piyasa yapısında kamu kuruluşlarının
karar verme konusunda yetersiz hale getirilmeleri neredeyse tüm karar yetkilerinin
piyasa koşullarına bırakılması belki de içinde bulunduğumuz sıkıntıların en önemli
etkenidir.
Elektrik sektöründeki uygun yapılanma modeli araştırmasından önce elektrik enerjisinin
tüketiciler tarafından nasıl algılandığının kararını vermek gerekir. Elektrik enerjisi
piyasada alınıp satılan bir mal mıdır, yoksa tüm tüketicilere ulaştırılması gereken bir
kamu hizmeti ürünü müdür?
Sektördeki ilgili kişi ve kuruluşlar arasında nasıl bir yapılanma modelinin olumlu
sonuçlar getireceği yeterince tartışılmamıştır. Serbest piyasa modeline geçişin önemli
nedenlerinden birisi olarak kamu kuruluşlarının verimsiz çalışması sürekli olarak ön
planda tutulmuştur. Diğer taraftan, elektrik enerjisi arzının doğal bir tekel olması
gerektiğini ve elektrik enerjisinin bir piyasa malı olarak değil de kamu hizmeti olarak
yerine getirilmesi gerektiğini savunan görüşler de bu süre içinde her zaman taraftar
5-156
bulmuştur. Bu çalışma içinde esas olarak bu iki görüş ele alınmış, tarafların görüşleri
ortaya konulmaya çalışılmıştır.
Gelinen aşamada, bütüncül bir enerji politikasından uzaklaşılmış ve günübirlik yasal
düzenlemelerle ilerlemenin sağlanmaya çalışıldığı sistemsizlikle karşı karşıyayız. Oysa
yaşanan gelişmeler, belirli bir sistemin tercih edilmesini ortaya koyarken, tercih
edilebilecek modelleri de açığa çıkarmıştır. Bu alanda yeni bir düzenlemeye gidilerek
1312 sayılı TEK kanunu ile yürütülen sistemin olumsuzluklarının bertaraf edildiği,
kamusal faaliyete dönülmesi bir seçenek olarak göz ardı edilmemelidir.
Serbestleşmenin devam ettirilmesi halinde ise, iki seçenekle karşı karşıya
bulunmaktayız.
Ya sistem tamamen özel sektöre terk edilecek ve yatay/dikey bütünleşme içerisinde
güçlü sermaye grupları eliyle yürütülecek ya da sistemin tekel oluşturan bütün yönleri
kamuda bırakılarak rekabetin öngörüldüğü alanlarda özel sektörün de faaliyette
bulunmasına izin verilecek. Özel sektör eliyle bir tekelleşmenin yaşanacağı birinci
seçeneğin, serbestleşme hedef ve amaçlarıyla uyuşmaması karşısında, bu seçeneğe
yönelik değerlendirmede bulunmayı gerekli bulmuyoruz.
Özel sektöre açık kamusal faaliyet modeli olarak özetlenebilecek ikinci seçenek
açısından, bugünkü fiili durum pek çok avantaj içermektedir. Dikey ayrıştırma
yöntemiyle esas olarak dört bölüme ayrılmış olan elektrik sektörünün tekelci konumdaki
bölümleri halen kamunun elindedir.
Üretim, iletim, dağıtım ve perakende satış şeklinde ayrıştırılan yapıdan, üretim ve
perakende satış alanlarında rekabetin olacağı, iletim ve dağıtım alanlarında ise doğal
tekel olması nedeniyle rekabetçi bir yapının oluşmayacağı bilinmektedir. İletim alanı bu
yönün de ağır bastığı gerekçelerle kamu tekelinde kalmıştır. Ancak dağıtım sistemi,
yatay bölümlere ayrılarak özelleştirilmesi öngörülmüştür.
Oysa, dikey ayrıştırmadan umulan yarar rekabetin sağlanması yönündeki düşünce
olduğuna göre, bu ayrıştırma sonrasında rekabetin yaşanmayacağı iletim ve dağıtım
sektörünün birleştirilerek kamu eliyle yürütülmesi sistemin sürdürülebilirliğinin garantisini
teşkil edecektir.
Kamu eliyle yapılacak planlama dahilinde üretim yatırımlarının gerçekleşmesi, ülkemiz
talep artış eğiliminin zorunlu bir sonucu olarak karşımıza çıkmaktadır. Bu nedenle, hangi
kaynaktan ne kadar üretimin yapılacağı ve yatırım zamanlamasının bu planlama
içerisinde yer alması gerekir. Planlanan yatırımlar açısından öne çıkartılması gereken
husus, arz güvenliği yönüyle gerçekleşebilir olmasıdır. Kamuya aşırı yük getirmeyecek
ve elektrik enerjisi fiyatlarını yükseltmeyecek en uygun yatırım modellerinin tercih
edilmesi de planlamanın bir parçası olarak görülmelidir. Yasal bir düzenlemeyle ilke ve
esasları belirlenmiş yatırım faaliyetlerinin; kamu, özel sektör ya da kamu-özel sektör
ortaklığıyla, her bir yatırımın kendi koşullarında değerlendirecek yöntemleri
kullanılmalıdır. 4628 sayılı Kanun’un pazar için rekabeti dışlayan, yalnızca pazar
içerisinde rekabete izin veren düzenlemesi yerine hem pazara giriş için ihale
yöntemleriyle bir rekabetin oluşması, hem de pazara girişten sonra rekabetin devam
ettirilebildiği ve her türlü arz güvenliği tehlikesine karşı kamunun da aynı rekabet
koşullarında faaliyet gösterebildiği üretim sektörü modeli geliştirilmelidir.
5-157
Rekabetin oluşacağı öngörülen bir başka alan ise perakende satış sektörüdür. Hali
hazırda dağıtım şirketlerine perakende satış lisansı da verilmiştir. 4628 sayılı Kanun,
perakende satış şirketinin bulunmadığı bölgelerde, serbest olmayan tüketicilere elektrik
arzının gerçekleştirilebilmesi için, dağıtım şirketlerinin bu alanda da faaliyet
göstermesini öngörmüştür. Nitekim perakende satış alanında, tüm tüketicilere hizmet
götürecek şirketlerin oluşması mümkün olmayabilir. Dolayısıyla kamuda kalması
öngörülen dağıtım şirketlerinin, perakende satış sektöründe de faaliyet göstermesi
zorunluluğu doğmaktadır. Ancak, bu alanda özel sektörün de izin almak koşuluyla ve
rekabetin sağlanmasına yönelik kurallar çerçevesinde çalışmaları sağlanmalıdır. Bu
sektöre giriş, izin koşulu dışında serbest olmalı, pazar içi rekabetin çerçevesi çizilmelidir.
İletim ve dağıtım sisteminin kamunun elinde kalacak olması nedeniyle, mevcut TEİAŞ
ve TEDAŞ’ın birleştirilerek, tek bir kamu şirketi olarak yeniden örgütlenmesi gerekir.
Elektrik enerjisi sektörünün en önemli sorunlarından olan yatırım ve kayıp-kaçak gibi
konularda, kamunun finansman gücünün sağlanabilmesi için, tüm yatırımların tarifelere
yansıtıldığı bir sistem içerisinde, kurulacak kamu şirketinin de kendi maliyetlerini tam
olarak karşılayabilme garantisi yaratılmalıdır. Yeni kurulacak iletim/dağıtım şirketinin
politik etkilenmelerden uzak, özerk ve sektörel koşullara ayak uydurabilen bir yapıda
olmasının yanı sıra, düzenleyici/denetleyici kuruluşun gözetimi ve kararları ile, hem
sektöre katkısının olumlu yansıması, hem de kendi finansmanını sağlayabilmesi
gözetilmelidir.
Diğer taraftan, 4628 sayılı yasanın yürürlüğe girmesinden bu yana geçen beş yıllık süre
içinde üretim yatırımlarının özel sektör tarafından yapılmasının öngörüldüğü, bu konuda
özel sektörün de oldukça fazla miktarda kapasite yatırımı için lisans alarak sistem
bağlantı başvurusunda bulunduğu, ancak gerçekleşen yatırım miktarının öngörülenden
çok az olduğu bu raporun değişik kısımlarımda belirtilmiştir. Özellikle son günlerde özel
sektörün yeni yatırım yapmak yerine kamu elindeki tesis ve hizmetlerin özelleştirilmesi
ne ilgi gösterdiği gözlenmektedir. Son beş yıllık gelişmeler aslında Türkiye’de özel
sektör için yeni yatırımdan daha çok elektrik sektöründeki hizmete ilgi gösterdiğini ve bu
ilginin son günlerde iyice belirginleşerek dağıtım bölgeleri özelleştirmesi üzerinde
yoğunlaştığı görülmektedir. Bu dönem üretim yatırımları için bir kayıp olmuş, 2002
yılında oluşan fazla kapasite ile bugüne kadar gelinmiştir. Özel sektörün ilgisini
yatırımdan daha çok hizmet sağlamaya yöneltmesi yeni yatırımlar için yeni kayıp zaman
olacağı şeklinde yorumlanabilir. Bu gelişmelerin yanı sıra elektrik enerjisi temin etmenin
bir kamu hizmeti sağlama yükümlülüğü olduğu gerçeği de göz önünde
bulundurulduğunda başta üretim yatırımları olmak üzere gereken tüm yatırımların
zamanında yapılması veya yapılmasının sağlanması gerekmektedir. Kısa vadede
alınması gereken acil önlem olarak derhal devlet eliyle yeni yatırımların
gerçekleştirilebilmesi için öncelikle iletim ve dağıtım sistemleri birleştirildikten sonra
üretim tesisleri de birleştirilerek elektrik sistemi tümleştirilmelidir.
9.4 Değerlendirme ve Sonuç
Türkiye elektrik sektöründe 2007 yılı itibariyle başta gereken yeni üretim yatırımlarının
gerçekleştirilmemesi olmak üzere büyük sorunların olduğu ve bu sorunlara ivedi
çözümler bulunması gerektiği sektörün tüm ilgilileri tarafından kabul edilmektedir.
Aranacak çözümler konusunda büyük görüş farklılıkları bulunmaktadır. Görüşlerden
birisi bu bölümün 9.3 kısmında açıklandığı üzere şu an itibariyle halen mevcut
yapılanma modelinin değiştirilerek sektörde kamu hakimiyetinin oluşturulmasıdır. İkinci
görüş ise ayrıntıları ekte sunulan açıklamalardan da anlaşılacağı üzere mevcut serbest
5-158
piyasa modelinin güncel gelişmelere göre uyarlanarak uygulanmaya devam edilmesidir.
Ekteki açıklamalardan anlaşılacağı üzere, yeni yatırımlar için özel sektörün ilgisinin
azalmasına neredeyse tek neden olarak elektrik fiyatlarının gerçek maliyeti
yansıtmaması ve fiyatların düşük olması gösterilmektedir. Çözüm olarak ta başta
dağıtım bölgeleri olmak üzere elektrik sektöründe acilen tesislerin ve hizmetlerin
özelleştirilmesi önerilmekte, elektrik enerjisi temininde arz güvenliğinin sağlanması
(sürekli, yeterli ve kaliteli elektrik temini) ile maliyetlerin düşürülmesi hususlarında somut
öneriler getirilmemektedir.
Anımsanacağı üzere 4628 sayılı yasanın 1. maddesinde amaç olarak elektrik enerjisinin
yeterli, sürekli, kaliteli, düşük maliyetli ve çevreyle uyumlu olarak tüketicilere
ulaştırılması açıkça belirtilmektedir. Bu amaca ulaşmak için serbest piyasa koşullarında
rekabet ortamının oluşması ise bir araç ya da izlenecek yol olarak tarif edilmektedir.
Yasanın metninden de anlaşıldığı kadarı ile serbest piyasa koşullarının oluşması için
yeni yatırımların özel şirketler tarafından yapılması ve halen kamu bünyesinde bulunan
tesis ve faaliyetlerin özelleştirilmesi öngörülmektedir. Ancak yasanın uygulandığı 6
yıldan beri bu mümkün olmamıştır. Diğer taraftan Avrupa ülkelerindeki büyük elektrik
şirketlerinin Türkiye üzerinde ilgilerinin olduğu, bu şirketlerin bir kısmının da kendi
ülkelerinde bir devlet kuruluşu oldukları göz önünde bulundurulmalı ve ülkemizde
tekelleşmeden daha sakıncalı olabilecek olası bir yabancı devlet kuruluşları
tekelleşmesine yol açılmamalıdır.
Bu gelişmelerin yanı sıra elektrik enerjisi temin etmenin bir kamu hizmeti sağlama
yükümlülüğü olduğu gerçeği de göz önünde bulundurulduğunda başta üretim yatırımları
olmak üzere gereken tüm yatırımların zamanında yapılması veya yapılmasının
sağlanması gerekmektedir.
Ayrıca kamu tarafından zamanında uygun yerli ekonomik kaynaklara yönelik enerji
yatırımlarının yapılması halinde kamunun finansman bulması veya finansman maliyetini
karşılaması mümkün görülmektedir. Aksi halde özel sektör tarafından yapılacak dışa
bağımlı santralların ve bu santralların üreteceği pahalı elektriğin finansmanı yine kamu
tarafından çok daha fazlasıyla karşılanmaktadır. Üstelik bu durum dış ticaret açığını,
enerji arz güvenliği riskini ve elektriğin kamuya maliyetini artırmaktadır. Uygun planlama
yapıldığı takdirde ekonomik kamu kaynakları 2020 yılına kadar elektrik talebini
karşılayabilecektir. Ancak elektrik üretimi için hangi dış kaynağın daha ekonomik
olacağına da yatırım süreleri dikkate alınarak, çeşitli senaryolara göre ekonomik
analizler yapılarak zamanında karar verilmelidir.
Kısa vadede alınması gereken acil önlem olarak derhal devlet eliyle yeni yatırımların
gerçekleştirilebilmesi için öncelikle iletim ve dağıtım sistemleri birleştirildikten sonra
üretim tesisleri de birleştirilerek elektrik sisteminin bütünlüğü sağlanmalıdır. Sistem
bütünlüğünün sağlandığı ve elektrik arzından sorumlu olacak bu kuruluşun başarılı
olması isteniyorsa yönetim biçimi mutlaka özerk olmalıdır.
Bu kuruluş, yatırımlar için kendi finansmanını sağlayacak şekilde yapılandırılmalı ve
özel sektör tarafından yapılacak yatırımların da gerek şirket gerekse kamu yararına
olması için düzenleyici, yol gösterici olmalıdır. Böylelikle mevcut santralların verimliliği
artacağı gibi kayıp kaçak da en aza inecektir.
5-159
Sonuç olarak, elektrik sektöründe asıl amaç elektrik enerjisinin sürdürülebilir 24 bir
şekilde tüketicilere ulaştırılmasıdır. Serbest piyasa koşullarında rekabet oluşması ve
bunun için özelleştirme uygulaması amaç değil sadece yasanın amacına ulaşmak için
izlenecek bir yöntemdir. Bu amaca ulaşmak için başka yöntemlerin de izlenebileceği
unutulmamalıdır.
10. ELEKTRİK ENERJİSİ VERİMLİLİĞİ25
10.1
Giriş
Günümüzde hemen her ülkede yaşanmakta olan enerji sıkıntısı ile ilgili olarak her ülke,
her organizasyon ve her kurum kendi politikasını oluşturmaya ve bazı önlemler almaya
çalışmaktadır. Bu önlemler, yakın zamana kadar sadece üretimin arttırılması yönünde
olmuş ve üretim teknikleri sürekli geliştirilmiş ve çeşitlendirilmiştir. Burada alınan kıstas,
ülkelerin ve toplumların gelişmişlik ölçütlerinin arasında ve bazen de en önünde dikkate
alınan “ kişi başına elektrik tüketimi” ölçütüdür.
Temelde bu yaklaşımda herhangi yanlış bir nokta olmamakla beraber, bu artışın ve
değerlendirme ölçütünün bir mantık sınırının bulunduğu ve bu sınırın aşılmasının, zaten
kısıtlı olan enerji kaynaklarını gereksiz yere ve çoğunlukla israfa varan bir şekilde
tüketildiği ortaya çıkmıştır.
Böylece esasen son 10 yılda, enerji üretiminin arttırılması ve insanların daha fazla enerji
kullanması yanında, en az bunun kadar önemli, hatta içinde bunduğumuz çağda çok
daha önemli bir hale gelen, hâlihazırda üretilmiş olan enerjinin nasıl daha verimli
kullanılacağı üzerinde çalışmalar yapılmaktadır.
Konumuz olan elektrik enerjisi verimliliği konusunda, “verimlilik” tarifini 3 ana başlık
altında toplamak gerekmektedir.
a- Elektrik üretiminde verimlilik
b- Üretilen elektriğin iletiminde ve dağıtımında verimlilik
c- Kullanıma hazır elektriğin tüketiminde verimlilik.
10.2
Elektrik Üretiminde Verimlilik
Aslen Elektrik üretiminin başladığı 19. yüzyıl sonundan beri, şu veya bu şekilde, teknik
veya ticari nedenlerle her üretici üretimdeki verimliliğini arttırmaya ve dolaylı olarak
karlılığını arttırmaya çalışmıştır. Bu çabalar sonucunda, ilk üretim devirlerinden bugüne
kadar kayda değer bir verimlilik artışı elde edilebilmiştir. Ancak bu çabaların sadece
ticari ve kar amaçlı olması ve karın da fiyat oynamaları ile ve arz/talep dengesi
yardımıyla bir miktar dengelenmesi nedeniyle gerçekte diğer alanlarda olan verimlilik
artışı gerçekleştirilememiştir.
Şu anda en verimli kömür santralarında ulaşılabilen %40 seviyesindeki üretim verimliliği
ilk dönemlerde %20 ler seviyesinde olabilmekteydi. Aynı şekilde gaz türbinli üretim
metotlarında yine %20 ler seviyesinde olan üretim %40 lara, ilave tedbirlerle %60 lara
24
Sürdürülebilirlik kavramı, elde edilebilirlik, ulaşılabilirlik ve kabul edilebilirlik (3A- Available, Accessible,
Acceptable-) olarak tanımlanmaktadır. Bu tanım elektrik enerjisi sektörüne uyarlandığında ise sürekli, zamanında ve
kaliteli elektrik enerjisinin düşük fiyatla ve çevreye uyumlu olması tanımlaması yapılabilir.
25
Daha detaylı bilgi için DEK TMK Enerji Verimliliği Raporu’nun ilgili bölümünü inceleyiniz.
5-160
kadar çıkarılabilmiştir. Diğer ana üretim metotları olan nükleer enerji ve hidroelektrik
enerjisi yöntemlerindeki verimlilik gelişimi bu kadar bile olamamıştır.
Her ne kadar optik anlamda verimlilikler ilk dönemlerin 2 katına kadar çıkabilmişse de,
reel anlamda kullanılan enerji kaynaklarından ancak yarı yarıya yararlanılabildiği
önümüzde durmaktadır. Diğer anlatımla, tüketilen termik ve mekanik enerjiye karşı
ancak yarısı kadar, bazen daha da az, elektrik enerjisi üretilebilmektedir.
Buradan ilk etapta görünen, üretimde verimliliğin arttırılması gerekmektedir. Bunun
yapılabilmesi için gereken iki faktör, ekipmanlardaki teknolojinin geliştirilmesi ve, ağırlıklı
olarak daha verimli elektrik üretim sistemlerinin kullanılmasıdır. Bu yapılırken, konunun
teknik/ticari optimizasyonu dikkate alınmalıdır ve alınmaktadır. Ancak, ticari yanın öne
geçmesi, teknolojik araştırmaların önünü kesmekte ve maliyet faktörünü bir engel olarak
ortaya sürmektedir. Diğer taraftan, bazı dev yakıt lobilerinin henüz tam olarak
bilinçlenmemiş kamuoyunu etkilemeleri ve bunu maalesef tutarsız argümanlarla
yapmaları bazı çevrelerde prim yapmakta ve teknolojik gelişimin önünü kesmektedir.
Teknik ve ticari değerlendirmeler arasındaki bu çelişkinin, daha uzun süre süreceği
görülmektedir. Ancak tartışmanın olmadığı nokta, artık enerji üretiminde verimliliği
yüksek sistemlere ağırlık vermek, düşük verimlilikli sistemleri devreden çıkarmak ve
rehabilite etmek suretiyle verimli hale getirmektir.
Şu anda dünyada kurulu tüm enerji üretimi tesislerindeki durum aynı olmakla beraber,
verimlilik düşüncesinin gelişmesi sonucu gereken önlemler yavaş ta olsa alınmaya
devam edilmektedir.
Ülkemiz, maalesef, teknolojik gelişmeleri ya çok geriden takip etmekte, veya bazı
ekipman sağlayıcılarının deneme tahtası olarak kullanılmakta, buna rağmen deneme
tahtası olmanın gerektirdiği avantajları alamamaktadır. Kurulu üretim gücümüzün
eskiliği, yıllar boyunca yapılamayan geliştirme ve iyileştirmeler, fazlasıyla sık değişen ve
daha da kötüsü birbiriyle çelişen, enerji üretim politikaları nedeniyle batı dünyasının
seviyesinden oldukça geriye düşmüştür. Bu durumdaki diğer bir gerçek te, yeni
teknolojiler için gereken ilave yatırım maliyetlerinin karşılanamayışı nedeniyle bu gibi
eski ve düşük verimlilikli teknolojilerin ağırlıkla kullanılmasıdır.
Özellikle sanayide kullanılan elektriğin maliyetinin üretilen malın maliyeti içerisinde
fazlaca yer alması nedeniyle, ilk alınan önlem, maalesef, yatırım maliyetinin düşük
tutulması ve kısa vadede kara geçme çabasıdır. Bunun sonucu olarak ta, elektrik üretim
verimliliği olması gereken seviyelere çıkamamaktadır. Diğer taraftan düşük yatırım
maliyetinin seçilmesi nedeniyle kurulan üretim tesisleri daha hızlı olarak verimlilik
düşüşü getirmekte ve toplamda verimliliğimiz giderek daha da düşük hale gelmektedir.
Özellikle batı ülkelerinde ve termik santralarda üretilen tüm elektriğe ilaveten, çıkan ve
havaya atılan termik enerji de gerek sanayide, gerekse de toplu ısıtmalarda
kullanılmaktadır. İsveç gibi bazı ülkelerde üretim verimliliği %60’ın altında herhangi bir
termik santralın kurulmasına izin verilmemektedir ve ortalama verimliliğin %80 lere
çıkarılmasına çalışılmaktadır. Ülkemizde bu rakam maalesef %40 lar seviyesine ancak
son 10 yılda yapılan kojenerasyon tesisleri ve görece olarak yüksek kombine çevrim
santraları ile ulaşılabilmektedir.
5-161
Bu durum aslen artık herkes tarafından bilinmekle beraber, yeni yapılmakta olan veya
planlanan termik santraların yatırımları, yatırımcı özel şirketler tarafından verimlilikten 23 puan feragat edilerek düşük maliyetli yatırımlara dönmektedir. Yatırımcılara bu yolu
açan sebep ise sadece halen daha yakıt/elektrik fiyatlarındaki dengenin
normalleştirilememesi ve pahalı yakıta rağmen, düşük elektrik fiyatı politikasının
sürdürülmesidir. Bu yolla yatırımcılar, hükümet politikalarındaki belirsizliğin de etkisiyle
daha kısa sürede yatırımın geri ödenmesini düşünmekte ve verimlilik ikinci planda
kalmaktadır.
Son olarak, yapılan yatırımların, özellikle sadece elektrik üretimi için kurulan santraların
ekipman seçimlerinde bazı maliyet hesapları nedeniyle ( dolayısıyla düşük verimlilik )
küçük güçlere yönelinmesi, ileride şebeke dalgalanmalarını arttıracak ve şebeke
dalgalanmalarına karşı duracak ekipmanların ataletini düşürecektir. Bunun sonucu
olarak ta, düşük güçlerdeki ekipmanlarla kurulan termik santraların emre amadeliğinin
düşük kalmasına ve tüm yükün zaten eski ve verimsiz büyük santralarca
karşılanmasına sebep olacaktır.
10.3
Elektrik İletim Ve Dağıtımında Verimlilik:
Son yıllarda en fazla kabul gören teori, elektriğin üretildiği yere en yakın yerde
tüketilmesi ve bu yolla kayıpların en aza indirilmesidir. Bu teorinin en önemli
sınırlandırıcı faktörleri yakıtın veya üretimde kullanılacak kaynağın taşınmasındaki
imkânsızlıklar veya ekonomik zorluklardır.
Bunun en güzel örnekleri hidroelektrik ve linyit bazlı elektrik üretim santralarıdır. Gerek
teknik, gerekse de ekonomik olarak bu tür üretim tesislerinin tüketim yerlerine yakın
kurulmaları çoğunlukla imkansızdır. Bu darboğaz da buralarda üretilen elektriğin, yani
ülkemiz elektriğinin %90 ına yakınının bir yerden bir yere nakledilmesini, ve dolayısıyla
da iletim hatlarındaki teknik kayıpları gündeme getirmektedir.
Bu durumdan kurtulmanın iki yolu vardır. Bunlardan ilki, çok stratejik ve politik kararlar
gerektiren, ana tüketim noktalarının ( örneğin sanayi ) bu üretim noktalarına kaydırmak,
diğer önlem de iletim hatlarındaki kayıpların ortadan kaldırılması için gerekli önlemlerin
alınması ve iyileştirme çalışmalarının bir an önce yapılmasıdır.
Şu anda mevcut hatlardaki kayıp oranlarının %10-12 seviyesinde olduğunu bildiğimize
göre, kaybedilen elektriğin miktarı bize fikir verebilir. Doğal olarak bu kayıpları sıfıra
indirmek mümkün olmasa da, hiç olmazsa gelişmiş ülkeler seviyesine çekmek
hedeflenmelidir.
Bu nedenle, esas olan, tüketimin üretime yakın bölgelere kaydırılması için gerekli yasal
ve teşvik düzenlemelerinin yapılmasıdır. Bunlar doğru bir şekilde yapılabildiği taktirde,
iletim/dağıtım hatlarındaki kayıplar hiç olmazsa makul seviyelere düşürülebilir.
10.4
Tüketimde Verimlilik:
Elektrik enerjisinin nasıl verimli tüketilebileceği bugüne kadar pek üzerinde durulmamış
bir konu olmakla beraber, sıklıkla elektrik tasarrufu ile karıştırılabilmektedir. Birbirinden
çok farklı iki konu olmasına rağmen, genellikle tartışma ortamlarında verimli tüketim,
tüketim tasarrufu olarak algılanabilmekte ve nasıl tasarruf yapılabileceği üzerinde bir
5-162
tartışmaya dönüşmektedir. Aslında, üzerinde esas durulması gereken husus, elektriğin
verimli olarak tüketilmesidir.
Verimli tüketim, kullanılma alanlarının ikiye ayrılması ile tartışılabilir;
a. Evsel ve Kentsel tüketim:
Kamuoyuna en rahat anlatılabilecek konu olmasına rağmen, son döneme kadar hiç
bahsedilmeyen verimli tüketim, günlük yaşamda konfor amaçlı kullanımda, doğru
araçlar ile aynı amaca daha az enerji ile ulaşmaktadır. Bu amaca yönelik günümüzde
bilgilendirmeler başlamış ve özellikle yüksek tüketime sebep olan evsel ekipmanların
üzerlerine tüketim miktarları yazılmaya başlanmıştır. Böylece yıl boyunca kullanılacak
olan ekipmanların ne kadar tüketeceği kolaylıkla hesaplanabilmektedir. Aynı şekilde, en
önemli tüketim kalemlerinden olan aydınlatmada da düşük tüketimli araçların
kullanılması özendirilmekte ve tüketici bunlara yönlendirilmektedir.
Diğer taraftan bu yönlendirmede kullanılan argümanların fiili olarak tüketiciye örneğin
yılda ne kadar bir tasarruf getireceği ve arada satın alırken ödediği fiyat farkının ne
kadar zamanda geri döneceği çok açıkça belirtilmemekte ve bu nedenle, tüketici,
verimliliği düşük olsa da ucuz ekipmanı seçebilmektedir.
b. Sanayi Kullanımında Verimlilik
Ülkemiz sanayicisi, son zamanlara kadar, üretimlerinde kullandıkları elektrik enerjisinin
verimli kullanımı ile ilgili çok fazla bir tedbir almamıştır. Bundaki esas neden, yurt içi
pazarlarında rekabetin oldukça sığ bir potansiyelde olması ve yurtdışından rekabetin
yüksek gümrük duvarları ile engellenmesidir. Benzer şekilde ihracata yönelik malların
yurtdışındaki zaten sınırlı rekabet imkânı ve çoğunlukla tarıma dayalı ihracatın olması
enerji girdilerinin ihmal edilmesine neden olmuştu.
Gümrük duvarlarının kalkması, piyasaların serbest rekabete açılması ve ihracat hamlesi
ile birlikte, daha ucuz, bazen düşük kaliteli, malların piyasaya girmesi ile özellikle enerji
yoğun üretim yapan üreticiler, elektriğin nasıl daha ucuza mal edilebileceği ile ilgili
çalışmalara başlamışlar ve 1990 ların başında bir KOJENERASYON konsepti gelişmiş
ve uygulanmaya çok yoğun bir şekilde başlanmıştı. Ancak bu konsept, üretim verimliliği
içinde algılanmalı ve sanayi tüketimindeki verimlilik ile karıştırılmamalıdır.
Sanayi elektriğinde, maalesef verimlilik halen çok fazla rağbet görmemekte ve bazı
tasarrufa yönelik tedbirler ile bir anlamda bandaj tedbirler alınmaktadır. Bundaki en
önemli etken, uygulanan elektrik fiyatlarında, enerjinin verimli kullanılması, birim
üretimde daha düşük enerji tüketiminin teşvik edilmemesi nedeniyle, üretimde kullanılan
ekipmanların satın alınmasında, elektrik kullanma verimliliği düşük ama yatırım maliyeti
pahalı ekipman yerine, en ucuz, amaca en uygun, ancak enerji kullanımı açısından
oldukça müsrif ekipmanların ülkemize dolması yöntemine gidilmiştir. Bu seçimde elbette
verimli elektrik kullanılmasının elektrik fiyatları ile özendirilememesi büyük rol
oynamaktadır.
Halbuki her üretici sektörde, batı dünyası verimlilik değerleri esas alınabilir, ve bu
şekilde bir fiyat politikası uygulanabilir. Örneğin verimli elektrik kullanan bir ekipmanla
üretilen bir adet otomobil lastiğinde ne kadar elektrik enerjisi girdisi olduğu kolaylıkla
örnekleme yolu ile hesaplanabilir. Bu hesaptan yola çıkarak, yerli üreticilere aynı hedef
5-163
konabilir ve bu hedefe kadar kullanılacak elektriğin fiyatı, yine örneğin, %30 düşük
tutulabilir, bu değerin üzerindeki her kWh için elektriğin fiyatı %300 arttırılabilir. Böylece
üreticiler, daha verimli elektrik kullanan sistemlere yönlendirilebilir.
Doğal olarak bunun yapılabilmesi için gerekli finansman ve yatırım teşviklerinin devlet
tarafından karşılanması gerekmektedir. Ancak bu şekilde, elektrik enerjisinin verimli
olarak kullanılmasından gelecek ilave kapasite kullanımı hem toplam tüketimde düşüşe
neden olacak ve enerji sıkıntısını bir nebze de olsa azaltacak, hem de üreticilerin
elektrik giderlerini hissedilir şekilde azaltarak rekabet imkânlarını küresel anlamda
arttıracaktır.
10.5
Sonuç
Elektrik verimliliği konusunda öncelikle her dönem yapılan hatanın düzeltilmesi
gerekmektedir. Üzerinde ısrarla durulması gereken, “elektrik enerjisi verimliliği” nin,
“elektrik enerjisi tasarrufu”ndan çok farklı bir konu olduğudur. Elektrik enerjisi verimliliği,
hem üretirken, hem iletirken hem de tüketirken ayrı ayrı değerlendirilmeli ve bu üç fazda
da verimliliğin sağlanabilmesi için gerekli özendirmeler ve teşvikler yapılması, özellikle
evsel kullanımda bilgilendirilmeye çok önem verilmelidir.
Elektrik kullanımındaki verimlilik anlayışının, daha karanlık yollar ve evler, daha az
televizyon seyretme olmadığı kesinlikle vurgulanmalıdır. Ancak bunlar vurgulanırken,
özellikle evsel kullanımda bu yöntemlere geçecek toplumun gelir seviyesine uygun
ataklar yapılmalı ve doğalgaz kullanımının başladığı ilk dönemlerde uygulanan popülist
politikaların getirdiği zorluklara düşülmemelidir.
5-164
EKLER
EK1: Karşı Görüş: “Küreselleşme, Serbestleşme, Özelleştirme” (Necati İpek)
EK2: Karşı Görüş: “Model Ne Olmalı” (Mustafa Tuygun)
EK3: Karşı Görüş: “Model Ne Olmalı” (Mehmet Bedii Ateş)
EK4: Görüş: Elektrik Sektörü Özelleştirmesi ile İlgili Yapılan Çalışmalar (Pınar
Varoğlu)
5-165
5-166
EK1: Karşı Görüş: “Küreselleşme, Serbestleşme, Özelleştirme” (Necati İpek)
KÜRESELLEŞME;
Küresel Neo-Liberal ideolojinin, “yeni dünya düzeni” (YDD) söylemi ve IMF / DB
aracılığı ile yapısal zorlamalar üzerinden yürüttüğü saldırıya verilen ad, başka bir
deyişle emperyalizmin kendini, yeni makyajlı yüzü ile, dünyaya yeniden sunumudur.
Balıkların bazıları kurnazdır, oltanıza gelir dokunur hatta yemi ağızlarına alır ve sizde
bunu duyumsar duyumsamaz sevinçle oltaya asılırsınız ancak misinayı çektiğinizde
oltanızın boş ve yemin yerinde olmadığını görürsünüz. Balık avcılığında usta olanlar bu
ilk dokunuşlara aldırmaz ve “Kalama” verir. Yani misinayı çekeceğine biraz daha
serbest bırakır ve balığın yemle birlikte oltayı iyice yutmasını bekler. Artık bundan sonra
balığın kurtuluşu kalmaz. Fakat bir olasılık daha vardır. Balık büyükse misinayı
koparabilir. Bu nedenle balıkçı oltayı yutmuş balığı çekerken zaman zaman yeniden
“Kalama” verir, yeniden çeker, böylece misinayı koparabilecek büyük gerginlikler
olmadan balık yorulur ve misinanın gidiş yönünün tersine yüzmek için gerekli gücü
tükenir duruma gelir ve bir süre sonrada kendisini suyun dışında bulur, işi bitmiştir…
Gerek AB ve gerekse ABD’de bu güne değin çok balık tutmuş usta balıkçılar olarak
misinanın tersine yüzmek için çabalayıp duran Türkiye’ye gerektiği her durumda
“Kalama” vermekte ve oltayı iyice yutmasını sağladıktan sonra gerektiği zamanlarda
asılmaya devam etmektedir. AB kurallarını kendine göre yorumlayarak AB’ye üye
olacağını sanan Türkiye ise AB’nin “kalama verdiği” bu anlarda, kurtulduğunu sanıp
sevinç çığlıkları atmaktadır. “Müzakere” tarihi alma konusu da tam böyle olmuş ve
Hükümet AB kurallarının dışına çıkmak için çırpınıp misinayı koparabilecek durumu
yarattığında AB “kalama” vermiş ancak her defasında da Hükümeti kayığa
yada istediği yere (?!) biraz daha yaklaştırmıştır.
AB ülkelerine özenilerek ya da AB direktiflerine uygun olarak 1990’lı yıllarda ekonomi
alanında uygulanmaya başlanan “Liberalleşme Politikaları” elektrik enerjisi alanını da
etkisi altına almış ve bu alan önce TEK’in TEAŞ ve TEDAŞ olarak 2’ye, 2001 yılında da
TEAŞ’ın 3’e bölünerek (TEİAŞ: Türkiye Elektrik İletim A.Ş., EÜAŞ: Elektrik Üretim A.Ş.,
TETAŞ: Türkiye Elektrik Taahhüt ve Ticaret A.Ş.) Üretim ve Dağıtım’ın özelleştirme
yoluyla satışına ortam yaratılarak elektrik enerjisi alanının anılan politikaların oyuncusu
olması sağlanmıştır.
Elektrik enerjisi alanında, 4628 Sayılı “Elektrik Piyasası Yasası” ile “Serbest Piyasa”
modeline geçilmiş ve bu model ile sözüm ona “elektriğin yeterli, kaliteli, sürekli, düşük
maliyetli ve çevreye uyumlu bir şekilde tüketicilerin kullanımına sunulması için, rekabet
(?) ortamında özel hukuk hükümlerine göre faaliyet gösterebilecek mali açıdan güçlü,
istikrarlı ve şeffaf bir elektrik piyasasının oluşturulmasının ve bu piyasada bağımsız bir
düzenleme ve denetimin sağlanması” amaçlanmıştır.
Yasa; elektrik enerjisi alanında “serbestleşme” yi amaçlamakla (?) birlikte, ülkemizde
“serbestleşme” ile “özelleştirme” sözcükleri eş anlamlı olarak kullanılmakta, kavram
kargaşası yaratılmakta bu kargaşa içinde temel amaçtan da (?) sapılmaktadır.
Serbestleşmenin, özelleştirme olarak ele alınmasından kaynaklanan sorunların nasıl
çözüleceği de belli değildir. Örneğin gerek üretim (santral) ve gerekse dağıtım (şehir içi
OG/AG) tesisleri içinde yer alan bir çok tesisin özelleştirilmesi mümkün değildir ve
5-167
bunların yine, zorunlu olarak kamu kurumlarınca işletileceği konusu bir arada
düşünüldüğünde çelişkiler yumağında düğüm olunmaktadır.
Diğer yandan arz güvenilirliğini sağlayabilmek için özel sektörün, kar güdüsüyle hoşuna
gitmediği için gerçekleştirmekten kaçındığı üretim ve dağıtım yatırımlarını kamunun
yapması zorunlu olduğuna göre elektrik enerjisi alanında kamunun yer almaması
ülkemiz için düşünülebilecek bir olgumudur.? Bu nedenle de kamunun gelir getiren
kaynaklarını (kurulu gücü büyük santrallarını) elinden almak ve kamuyu mali açıdan
zayıflatmak, ilerde arz güvenirliliği açısından handikap ve aynı zamanda “serbest” (?)
elektrik piyasasında kamu aleyhine bir rekabet ortamı yaratmak olmayacak mıdır.?
Nerede kaldı “serbest rekabet”..!
4628 sayılı yasa öncesinde elektrik enerjisi üretimine soyunan ve Dünya Bankasının
bile şaşırdığı ve hala algılanmakta güçlük çekilen, tartışmalı, şaibeli “uzun süreli alım
garantili” alınmasa da enerji bedeli ödeme (Take OR Pay) şartlı, Yİ ve YİD modelli
UNI-MAR, ENRON vb. santralların bu garantileri sürdüğü sürece üretimde rekabet nasıl
sağlanacaktır.?
Elektrik Dağıtım alanında “Rekabet”, Strateji Belgesi ile 2011 yılına ötelendiği halde,
rekabet koşulları yaratılmadan ve üstelik üretimde rekabet sağlanmadan,
Dağıtım
tesislerinin özelleştirilmesi, el değişiminden başka ne anlama gelmektedir.? (Yanıt: Ne
olursa olsun “Kamu” dan alalım da Özel, güzel ve çoğu AB kökenli sermayeye peşkeş
çekelim”, komşu pişirsin, bize de düşürsün.) Ayrıca, Üretimde rekabet sağlanmadan
dağıtımın özelleştirilmesi ile elektrik fiyatları nasıl ucuzlayacaktır..?
Kısacası 4628 sayılı yasa, en azından bizim gibi az gelişmiş yada daha kibar
söylemiyle “gelişmekte olan” ülkelerde uygulanabilir olmayan, uygulandığında toplumsal
çıkarlarımızla çelişen bir yasadır. Fransa gibi “gelişmiş” bir ülkede bile elektrik enerjisi
alanı bir kamu kuruluşu olan
EDF tarafından merkezi olarak planlanmakta,
denetlenmekte ve idare edilmektedir.
Son Söz : İYİ BİR SİSTEMDEN YOKSUN BİR GEMİ EN İYİ RÜZGARLA BİLE İYİ BİR
LİMANA VARAMAZ..!
ENERJİ’DE ÖZELLEŞTİRME VE SONUÇLARI:
2005 Ekim ayında dördüncüsü düzenlenen “Rekabet Edilebilir Bir Sanayi İçin Enerjide
Yenilikler” konulu Türkiye Enerji Forumunda konuşan ETKB Müsteşarı Sami Demirbilek
“elektrik enerjisi söz konusu olduğunda meseleye sadece ‘piyasa ekonomisi’ olarak
bakılamayacağını” ifade etti. Ancak, Küreselleşme süreci ile birlikte dünyada ve
Türkiye’de de özelleştirme uygulamaları 1980’li yıllardan bu güne değin ivme kazanarak
devam ettirilmektedir. Avrupa Birliği Direktifleri doğrultusunda AB içinde her ne kadar
ortak bir düzenleme söz konusu değilse de parça parça her ülke kendi özel konumunu
dikkate alarak özelleştirmeleri uygulamaktadır. Fransa’da EDF, İngiltere’de CGEB,
İtalya’da ENEL, İspanya’da GESA Türkiye’de TEK yirmi yıl öncesine kadar ülkelerinde
elektrik sektöründe birer kamu tekelleriydiler. Fransa’da EDF direnmeye devam ediyor
ve Avusturya, Kanada, İsviçre gibi ülkelerde bu hala böyle. Bu hizmeti kamu-özel
ortaklığı ile belli oranlarda yürüten Belçika ve ABD gibi ülkelerde mevcut. Elektrik
sektöründe en büyük özelleştirmelerden biri İngiltere’de yaşanmıştır. Ancak yinede
düzenleyici bir kamu kurumu vardır. Bu kurum gerektiğinde kısıtlamalarda
bulunabilmektedir. Ayrıca enterkonnekte iletim sistemi, özelleştirmeden sonra ihtiyaca
5-168
göre üretim ve arzı düzenleyen bir Ulusal İletim Şirketine verilmiştir, yani İletim tesisleri
(hatlar, trafolar) ve bunlarla ilgili hizmetler kamu elindedir. Yetkili müşteri diye
tanımlanan yaklaşık 5000 civarında, 1 MW üzerinde tüketim gücü olan alıcıların dağıtım
şirketini seçme olanağı vardır. Bunların dışındaki gerçek tüketicilerin hakları ise, sıkı
denetim altında uygulanan “hizmet standartları yönetmeliği” ile korunmaktadır.
Buradan, tekelci bir yapıda maliyetlerin daha etkin dağıtıldığı sonucu da çıkarılmamalı
ve rekabetçi piyasa modelinin de her zaman avantajlı olmadığı unutulmamalıdır.
Rekabetçi yapının tüketicilere yüklediği bir takım ek maliyetler vardır. Özellikle Elektrik
sektöründe bu maliyetler daha yüksektir ve rekabetçi piyasa modelinden elde edilen
faydaların bu maliyetleri ne ölçüde karşıladığı henüz netlik kazanmış değildir. Örneğin
İngiltere’de 1994 yılında tedarikçisini serbestçe seçmeye hak kazanmış ve sorunları
büyük ölçüde giderilmiş olmasına karşın, 100 kW’tan fazla elektrik enerjisi tüketen
50.000 tüketici sayaçlama, veri süreçleme vb. ile ilgili ciddi bir takım sorunlarla
karşılaşmışlardır. 1988 yılında ise tüm tüketiciler serbest tüketici ilan edilmiştir. Ancak
büyük ve orta ölçekli tüketicilerde olduğu gibi bu durum küçük ölçekli tüketicilere fayda
getirmemiştir.
Düzenleyici Kurum’un görevi en azından 2001 yılına kadar tüketiciler arasında ayrım
yapılmasını engellemek olsa da maliyetlerin büyük bir kısmının küçük tüketicilere
yansıtıldığı görülmektedir. 1997 yılında, küçük tüketicilerin seçme serbestisinin henüz
olmadığı dönemde, Düzenleyici Kurum bu tüketicilerin üretim için diğer tüketicilere
nazaran %30 daha fazla ödediklerini belirtmiştir. Perakende satış firmaları sistematik
olarak pahalı alımlarını serbest olmayan tüketicilerin pazarına sunmakta, ucuz alımları
ise rekabetçi piyasaya sunmaktadır. Öte yandan az sayıda olan entegre yapıdaki
firmaların stratejisi, fiyatları yüksek tutarak, fiyat rekabetine yol açmamaktır. Toptan
elektrik satış fiyatı 1999 yılından beri %35 oranında düşüş göstermiş olsa da bu fiyat
indirimi küçük tüketicilere yansımamıştır. Büyük tüketiciler için fiyatlar %22 oranında
düşerken, küçük tüketiciler için fiyatlar % 5 oranında artmıştır. 1998 Avrupa İstihdam
Raporunda, son on yılda diğer sektörler arasında en fazla gaz ve elektrik sektöründe
istihdamda azalma olduğu belirtilmiştir. Buna göre 1990 ve 1998 yılları arasında elektrik
ve gaz sektöründe 250.000 kişi işten çıkartılmıştır. Son ILO Raporu’na göre, 1990’dan
beri, tüm Batı Avrupa enerji sektöründeki iş kaybının yarısı İngiltere’de görülmektedir.
Bu rapora göre 1990–95 yılları arasında Batı Avrupa enerji sektöründe 156.000-212.000
arası kişi işten çıkartılmıştır. Bu verilerde bize özelleştirme sürecinin istihdamda
azalmaya yol açtığını çok açık bir biçimde göstermektedir.
Neoliberal modeller uygulandıkları her ülkede demokrasinin gerilemesi veya tümüyle
ortadan kaldırılması sonucunu da birlikte getirmişlerdir.
Başta Milton Friedman olmak üzere, neoliberalizmin önde gelen savunucuları, siyasal
özgürlüklerin ekonomik büyüme için bir ayak bağı olduğu, buna karşılık “diktatörlüklerin
ekonomide büyük patlamaları hayata geçirebildiği” görüşünde ısrarlıdırlar.5 Dolayısıyla
“12 Eylül olmasaydı iktidara gelemezdik“ diyen T.Özal’da içinde bulunduğu dönemi
fırsat bilerek finans-kapital zorbanın entegrasyon politikalarını hayata geçirerek
özelleştirme uygulamalarına hız vermiştir. Enerji Sektörü’ de bundan nasibini almış, bir
yandan enerji özelleştirmelerine yönelik hukuksal – yönetsel altyapı hazırlanırken diğer
yandan da özellikle elektrik piyasasında rekabet oluşumu için olmazsa olmaz kabul
edilen arz fazlası yaratılmak üzere çalışmalar yapılmıştır.
1993 Yılında çıkartılan 513 sayılı Kanun Hükmünde Kararname ile TEAŞ ve TEDAŞ
ünvanları ile İktisadi Devlet Teşekkülü statüsünde iki ayrı şirket olarak yeniden
5-169
örgütlenmiş, 513 sayılı KHK
22 Şubat 1994 tarihinde 3974 sayılı yasaya
3974 sayılı yasa ve 3291 sayılı özelleştirme yasasına eklenen “ Enerji ve Tabii
Kaynaklar Bakanlığı ile enerji alanında faaliyet gösteren İDT’lerin bu yasaya dayanarak
veya diğer yasaların ,özel sektörün yeni enerji üretim,iletim ve dağıtım tesisleri kurma ve
işletmelerini veya mevcutların işletme haklarını devir almalarını öngören hükümlere
göre,üçüncü kişilerle yapacakları sözleşmeler,özel hukuk hükümlerine tabi olup ,imtiyaz
teşkil etmezler” şeklindeki düzenlemeler ile söz konusu sözleşmelerin ,özel hukuk
hükümlerine tabi olması sağlanmıştır. Ancak Anayasa
Mahkemesi bu maddeyi
anayasaya aykırı bularak iptal etmiştir. TEAŞ ve TEDAŞ tarafından işletilen tesislerin
mülkiyet devri ile özelleştirilmesi, Anayasaya aykırı görülmesi nedeniyle mümkün
olmamış, sadece 3096 ve 4046 sayılı Yasalar uyarınca “işletme hakkı devri yöntemiyle
özelleştirme yolu açık kalmıştır. 4046 sayılı yasa Yap-İşlet-Devret modeli çerçevesinde
yaptırılacak yatırım ve hizmetler arasından çıkarılan ”elektrik üretim,iletim,dağıtım ve
ticareti” konusu 21 Aralık 1999 tarih ve 4493 sayılı yasa ile tekrar bu kapsama
alınmış,böylece YİD yöntemi de özelleştirme araçlarından biri olmuştur.
Anayasanın mevcut hükümleri karşısında söz konusu sorunların yasa ve KHK
düzeyindeki düzenlemelerle giderilemeyeceğinin ortaya çıkması üzerine,1999 yılında
çıkarılan 4446 sayılı yasa ile anayasa değişikliğine gidilerek,devletleştirmeyle ilgili 47.,
idarenin eylem ve işlemlerine karşı yargı denetimine ilişkin 125. ve Danıştay’ın oluşum
ve yetkilerini içeren 155. maddeleri yeniden düzenlenmiştir.13 ağustos 1999 tarihinde
kabul edilen ve 14 ağustos 1999 tarih v 23786 sayılı Resmi Gazetede yayımlanarak
yürürlüğe giren 4446 sayılı yasa ile Anayasanın 47.maddesinin kenar başlığı
“devletleştirme ve özelleştirme” şeklinde değiştirilerek,bu maddeye 2. fıkrasından sonra;
“Devletin,kamu iktisadi teşebbüsleri ve diğer kamu tüzel kişilerinin mülkiyetinde bulunan
işletme ve varlıkların özelleştirmesine ilişkin esas ve usuller kanunla
gösterilir.Devlet,kamu iktisadi teşebbüsleri ve diğer kamu tüzel kişileri tarafından
yürütülen yatırım ve hizmetlerden hangilerinin özel hukuk sözleşmeleri ile gerçek
kişilere yaptırılabileceği veya devredilebileceği kanunla belirlenir” hükmü Anayasanın
125. maddesinin 1.fıkrasının sonuna; “Kamu hizmetleri ile ilgili imtiyaz şart ve
sözleşmelerinde bunlardan doğan uyuşmazlıkların milli veya milletlerarası tahkim
yoluyla çözülmesi öngörülebilir” hükmü eklenmiştir.
Anayasanın 155.maddesini 2. fıkrası ise ; “Danıştay, davaları görmek ,Başbakan ve
Bakanlar Kurulunca gönderilen kanun tasarıları,kamu hizmetleri ile ilgili imtiyaz şart ve
sözleşmeleri hakkında iki ay içinde düşüncesini bildirmek, tüzük tasarılarını incelemek,
idari uyuşmazlıkları çözmek ve kanunla gösterilen diğer işleri yapmakla görevlidir”
şeklinde değiştirilmiştir. Söz konusu düzenlemeler ile Anayasaya ilk kez özelleştirme
kavramı girerken, Kamu hizmetlerinin “özel sözleşmelerle” yaptırabilmesine ve kamu
hizmetleri ile ilgili imtiyaz şart ve sözleşmelerinden kaynaklanabilecek uyuşmazlıkların,
uluslar arası tahkim yoluyla çözülmesine olanak sağlanmış, Danıştay’ın görevleri
arasında bulunan imtiyaz şart ve sözleşmelerindeki
“inceleme” yetkisi “görüş
bildirmeye” dönüştürülmüştür. Söz konusu Anayasa değişikliği ve diğer yasal
düzenlemelerden önce, kamu hizmeti olarak nitelendirilen hizmetlerin, özel kuruluşlara
yaptırılabilmesi, ancak idari sözleşmeler ile mümkündü. İmtiyaz sözleşmeleri olarak
tanımlanan bu sözleşmeler ise Danıştay incelemesine tabii idi ve çıkabilecek
anlaşmazlıkların yönetsel yargı (Danıştay İdari Mahkemeleri ) tarafından yönetim
hukukuna göre çözülmesi söz konusu idi.
5-170
02 Mart 2001 tarihli Resmi Gazetede yayımlanarak yürürlüğe giren 2001/2026 sayılı
Bakanlar Kurulu kararıyla ; Türkiye Elektrik İletim A.Ş. (TEİAŞ) , Elektrik Üretim A.Ş.
(EÜAŞ) ve Türkiye Elektrik Ticaret ve Taahhüt A.Ş. (TETAŞ ) unvanlı üç ayrı “iktisadi
devlet teşekkülü” olarak yeniden teşkilatlandırılmıştır.
Avrupa Birliği Elektrik Mevzuatı ile uyum sürecinde 20 Şubat 2001 tarih ve 4628 sayılı
Elektrik Piyasası Yasası ile “rekabet ortamında özel hukuk hükümlerine göre faaliyet
gösterebilecek bir “elektrik enerjisi piyasası” oluşturulması ve bu piyasada bağımsız bir
düzenleme ve denetimin sağlanması için yeni bir yapı, “Elektrik Piyasası Düzenleme
Kurumu ve Kurulu” oluşturulmuştur. Yasa ile, elektrik üretim, iletim ve dağıtımı, toptan
satışı, perakende satış hizmeti, ithalat ve ihracatı ile bu faaliyetlerle ilişkili tüm gerçek ve
tüzel kişilerin hak ve yükümlülüklerini EPDK’nın kurulması ile çalışma usul ve
esaslarını ve elektrik üretim ve dağıtım varlıklarının özelleştirilmesinde izlenecek usulleri
kapsamaktadır.
ÖZELLEŞTİRME UYGULAMALARI VE KURULLAR:
Sermaye küreselleşme politikaları içerisinde özelleştirme uygulamalarını bir yandan
yasal mevzuat ile tamamlarken diğer yandan bu yasaların uygulanmasında her türlü
engeli aşabilmek amacıyla mevcut hükümetler dışında özerk kurum ve kurullar
oluşturmaktadır. Enerji piyasasında da elektrik, doğalgaz ve petrol sektörünün
düzenlenmesi ve piyasa performansının izlenmesi amacıyla EPDK oluşturulmuştur.
Kurulları, “neoliberal akımın “ekonomiye ilişkin kararların siyasal baskılardan uzak
tutulan ‘teknokratik’ mekanizmalarla belirlenmesi” şeklindeki arayışının yönetsel
ifadesini oluşturuyorlar”(6) diyerek tanımlayan F.Ataay bunların üç ana amaca hizmet
ettiklerini ifade ediyor. Bir yandan, kamu hizmetlerine ilişkin politikaların kararlaştırma
süreci ”teknokrasi” söylemi eşliğinde siyasal mekanizmaların dışındaki yönetsel
mekanizmalara taşınarak siyasal tartışma ve müzakerelere konu olmaktan çıkarılmakta
ve bu süreç neo-liberalizmin egemenliğine verilmektedir.
Böylece, büyük sermayenin hızla özelleştirilen altyapı hizmetlerindeki denetimi
güvenceye alınmaktadır. Bu yönetim mekanizması, ikinci olarak, toplumsal tepkilere az
çok duyarlı olmak ve bu duyarlılığını kamu hizmetlerine ilişkin politikalara belli ölçülerde
yansıtmak zorunda olan siyasal iktidarları, üzerindeki toplumsal baskıdan kurtarmayı
amaçlıyor.
Üçüncü olarak, kurulların meşrulaştırılmasında “yönetişim” mekanizması önemli bir
başlık oluşturuyor. Yönetişim mekanizması aracılığıyla toplumun çeşitli kesimlerinin,
kurullara ve kurulların karar alma süreçlerine katılmasının sağlanacağı, böylece
kurulların aldığı kararların demokratik meşruiyetinin tartışma konusu olmaktan
kurtarılabileceği düşünülmektedir.
Görüleceği üzere uygulamaları, işlevi ve yapısı itibariyle neredeyse doğrudan küresel
sermaye direktifleri doğrultusunda çalışan EPDK sadece Başbakanlık Yüksek
Denetleme Kurulunca denetlenmektedir. Ancak Kurumu alacağı ve uygulayacağı
kararlar açısından hiçbir siyasi sorumluluğu yoktur. Bu derece yetkisi geniş bir yapının,
her türlü sorumluluktan uzak olması düşündürücü olmaktan öte sorgulanması gereken
bir durumdur. Zira bu yetkili ama sorumsuz kurum ve kurul üyeleri sık sık yasa ile
kendilerine verilmiş görevlerin dışına çıkmakta sakınca görmemekte, kendilerini
neredeyse tüm kamu kuruluşlarının üzerinde görmektedirler. Özelleştirme İdaresin
5-171
uhdesindeki ihale işlerine girebilmekte, HES ihalelerini kuralsız bir biçimde
üstlenebilmektedirler. Öyle ki benzeri kurulları bile by-pass edebilmekte örneğin
Rekabet Kuruluna rağmen rekabet kurallarına aykırı söylemlerde bulunabilmektedirler.
Karar alma süreçlerinden kamuyu ve Mesleki ve Demokratik Kitle Örgütlerini dışlayan
EPDK’nın meşruluğu –yasal dayanağındaki boşluklardan dolayı- sorgulanmalıdır. Zira
geleneksel olarak Anayasa’da da belirtilen “idarenin bütünlüğü ilkesi” gibi bir ilke vardır
ve bu ilke uyarınca her bir idari kuruluş bir üst idari kuruluş tarafından denetlenme
zorunluluğundadır. İdarenin bütünlüğü ancak böyle sağlanabilir.
SONUÇ OLARAK
Enerji sektöründeki özelleştirmeler daha çok ulus aşırı sermaye ve işbirlikçilerinin
amaçlarına hizmet etmektedir. Sektörde rekabetin olamayacağı, toplumun tekelci
sermayenin insafına terk edildiği ve sosyal devlet anlayışının terk edildiği görünen bir
gerçekliktir. Gelinen noktada Anayasa’ da sözü edilen “sosyal hukuk devleti” kağıt
üstünde kalmış bir söylem olmaktan öte gidememektedir. Sürdürülen özelleştirmeler
sonucu, öncelikle mevcut elektrik, doğalgaz ve petrol fiyatları (özellikle küçük ölçekte
tüketim yapanlar için) yükselecektir. Enerji ekonomisine toplum açısından (OECD
ölçeklerine göre) baktığımızda, elektrik giderlerinin, aile gelirinin %0,5 ile %1 arasında
kalması gerekirken bu oran % 10 civarındadır ve yakın gelecekte daha da yükselecektir.
Gerek dengeleme ve uzlaştırma mekanizmalarının çalışamayacak olmasından gerekse
dağıtım perakende satış piyasasında oluşacak tekel durumundan ve bunun kötüye
kullanılacak olmasından dolayı enerji kalitesinden de söz edilemeyecektir. Özellikle
Türkiye’nin sanayileşmemiş bölgelerinde yük kamuya binecek ya sürekli subvansiyon ile
kamu açıkları söz konusu olacak ya da mevcut yük vatandaşın sırtına bindirilerek sosyal
patlamalara zemin hazırlanacaktır. Kaliforniya’da devletin krizi gidermek için 12 milyar
dolar harcamış olması unutulmamalıdır. Mevcut durum ve gidişat bu bedelin çok daha
fazlasının Türkiye bütçesinden çıkacak olmasına işaret etmektedir.Özellikle EPDK
tarafından “yabancı sermayenin gelebilmesi için devletin yatırım yapmayacağına söz
vermesi gerektiği” gibi söylemler gelecekte pratiğe geçerse arz güvenliği noktasında
Türkiye’nin geleceği bir hayli karanlık gözükmektedir. Günümüzde yaşanan doğalgaza
bağımlılık gerçeği “perşembenin gelişi çarşambadan belli olur” söylemine denk
düşmekte ve süreç öz kaynaklardan uzaklaşıp enerjide, dışa çok daha bağımlı bir
Türkiye’ye doğru işlemektedir.
Küresel kapitalizm, su gibi kolay -kar marjı yüksek- yoldan akmaya çalışırken diğer
yandan devleti nükleer santral gibi yatırımlara zorlama eğiliminde olacaktır. Elektrik,
klasik iktisat kitapları da dahil her yerde doğal tekel olarak nitelendirilen bir piyasa
yapısına sahiptir. Doğal tekel, piyasa mekanizmasının yani serbest rekabet sisteminin
işlemediği bir düzeni ifade eder. Bu özelliğinden dolayı tüketici talep eğrisi esnek
değildir, yani fiyatı yükselttiğinizde tüketicinin, bunun yerine tercih yada ikame
edebileceği başka bir enerji yoktur. (özelikle dağıtımda oluşacak özel sektör tekelleri
bünyesinde). Örneğin pirincin fiyatını arttırırsanız insanlar pirinç yerine bulgur yada
makarna alırlar. Elektrik enerjisi için böylesi bir durum söz konusu değildir. Aynı
zamanda elektrik, su gibi (yerine başka bir ürün ikame edilememesine rağmen depo
edilebilirliği olanaklı iken) depo edilebilir olmaktan uzaktır. Yine bu özelliği nedeni ile
üretildiği anda tüketilmek durumundadır. Bu yüzden üretim sürecinden dağıtım sürecine
kadar süreklilik ve bütünlük göstermeli, bu bütünlük içerisinde planlama ve yatırımlar
gerçekleştirilmelidir.
5-172
Geleceği aydınlık bir Türkiye için mevcut uygulamalara derhal son verilmelidir.
Kaynakça :
(1) George Soros / Küreselleşme Üzerine / İstanbul bilgi Üniversitesi Yayınları
(2) Colin Mooers / Burjuva Avrupa’nın Kuruluşu / Dost Yayınları
(3) E.J.Thompson / 18.yüzyıl İngiliz Toplumu:sınıfsız bir sınıf mücadelesi mi?/ Social
History Cilt:3
(4)
Immanuel Wallerstein / Güncel Yorumlar / Aram Yayıncılık
(5)
Business Week - Demokrasi ve ekonomi..
(6)
Faruk Ataay..Kamu reformu incelemeleri.
5-173
EK2: Karşı Görüş: “Model Ne Olmalı” (Mustafa Tuygun)
I) TESBİTLER
1. 1984’deki 3096 sayılı kanun sonrası, özel sektörün elektrik sektörüne fiili girişi
1990’lardan sonra oluşmaya başlamış ve sadece üretim alanı ile sınırlı kalmıştır.
2. Yİ ve YİD’ler düşünülmezse özel sektör üretim tesislerinin payı % 18 civarındadır.
3. 1996’da öngörülen dağıtım özelleştirmesinin iptal edilmesiyle, Türkiye uluslararası
tahkim kanalıyla hem çeşitli tazminatlar ödemeye mahkum olmuş, hem sektöre
güven uzun süre azalmış hem de bu tesislere yatırım ve iyileştirme tedbirleri etkili ve
verimli olarak uygulanamamıştır.
4. Aynı şekilde YİD projelerinin bazılarının onaylandıktan sonra iptal edilmesiyle de
hem yatırımcı güveni sarsılmış, hem de uluslararası tahkimde birçok proje
görüşülmeye başlanmıştır.
5. Nükleer enerji santraları konusundaki ihalenin 2000’li yılların başında iptal edilmesi
de, Türkiye’nin yönünün ve stratejisinin güvenilirliğini azaltmıştır.
6. Farklı dönemlerde başlatılan özelleştirme girişimleri genellikle kamuoyu ve STK’lar
nezdinde yeterince anlatılamadığı, anayasal ve hukuki temellerimizin içeriğine
yeterince dikkat edilmediği ve kanun uygulayıcılarının değişen dünya dinamikleri
çerçevesinde düşünce yeniliği getirememeleri nedenleriyle sekteye uğramıştır.
7. Geçmiş dönemlerde yapılmış özelleştirmeler, gerek denetim mekanizmasının
etkinsizliği gerekse bazı özel sektör yatırımcılarının art niyetleri nedeniyle
sürdürülebilir olmaktan çıktığı gibi, kamuoyunda genel olarak hep olumsuzlukları da
çağrıştıran sonuçlara neden olmuş ve sonraki başka girişimlerin önünde de hep
engel yaratmıştır.
8. 2001 yılında 4628 sayılı ‘Elektrik Piyasa Kanunu’ bizim kendi kanunumuz olarak
kabul ve itibar görmemiştir. Son zamanlarda yapılan değişiklik ve düzenlemeler ise
kanunun ana amacı olan ‘serbest piyasa’ modeline aykırılıklar getirmiştir.
9. 4628 sayılı kanunla oluşturulan EPDK, mevzuat oluşturma ve şeffaf duyuru alanında
önemli işler yapmasına rağmen, uygulama ve denetim alanında zafiyetler
göstermiştir.
10. EPDK ile enerjinin tarih boyu patronu olan ETKB arasında olumlu bir işbirliği,
mevzuat oluşturma, değiştirme ve uygulama döngüsü kurulamamıştır.
11. 4628’den sonra oluşturulan ‘Strateji Belgesi’ bu kanunun uygulanmasına dönük yol
haritasını güvenilir ve tutturulabilir hedeflerle ortaya koymanın yerine bu kanuna bir
alternatif oluşturma şeklinde sonuçlanmıştır.
12. 2000’li yılların başında devreye giren önemli ve büyük kapasiteli Yİ santralı
sonrasında Türkiye ilk kez 5-7 yıllık dönemde arz açığı sorunu yaşamadığı bir
döneme girmiştir.
13. 2000’li yıllarda devreye giren Yİ’ler ile sağlanan arz fazlası, enerji politikası
yapıcıları tarafından enerjinin uzun vadeli düşünülmesi gereken bir olgu olduğu
gerçeği unutularak, yeni üretim yatırımları yapma konusunda bir atalet yarattığı gibi
sektördeki az sayıdaki yerli serbest üreticilere bir baskı unsuru olarak da
kullanılmıştır.
14. 2000’li yıllarda büyük çaplı enerji üretim yatırımları başlatılmamış ve yakın
gelecekteki bir arz güvenliği korkusu tüm sektörde ve elektrik tüketimi yüksek sanayi
kesiminde hissedilmeye başlanmıştır.
15. Gecikmiş enerji üretim yatırımlarının bugünlere bırakılmış olması, hem tesislerin
vaktinde devreye girme, hem büyük bir finansman ihtiyacının kullanılması hem de
5-174
dünyadaki taleple artmış olan ekipman fiyatlarıyla pahalı ilk yatırım bedeli sorunlarını
beraberinde getirmiştir.
16. Elektrik tarifeleri uzun süredir, maliyetleri yansıtacak şekilde bir hesaplama yerine
kamu ağırlığının ve kamu iç çapraz sübvansiyonunun devam ettirildiği bir ortamda
oluşturularak, yatırımcılara fiyat ve arz-talep dengesi konusunda doğru sinyalleri
vermekten uzak kalmıştır.
17. En son uygulamaya konan (Ağustos 2006) DUY ile, 4628 ile öngörülen ikili anlaşma
modeli yerine, tek alıcılı havuz sistemine benzer pratikte kamunun toptan alıcı ve
toptan satıcı olduğu bir model oluşturulmuştur.
18. EPDK’nın farklı alanlarda düzenleme ve denetleme faaliyetlerinin ötesinde ihaleler
yapması, hem bu ihaleleri yapacak kurumların özgüvenini zedelemiş hem de uzun
vadede olumsuzluklar yaratabilecek sonuçlar doğurmuştur.
19. Dünyadaki gelişmiş ve enerji altyapı temelini tamamen oturtmuş ülkelerin
yenilenebilir enerji kaynaklarına verdiği önem yeterince incelenmeden çıkarılan
Yenilenebilir Enerji Kanunu ile, enerji altyapısının sağlamlığına ve arz güvenilirliğinin
sağlanmasına bir bütünlük çerçevesinde yeterli önem verilememiştir.
20. Son zamanlarda ülke yerli kaynaklarına önem verilerek linyit sahalarının elektrik
üretimine açılması ve yenilenebilir kaynakların kullanımının kolaylaştırılması prensip
olarak sektöre olumlu ve yeni açılımlar getirmiştir.
21. Farklı dönemlerde bazı primer enerji kaynaklarının öne çıkarılması ve diğer
alternatiflerin dışlanması kaynak çeşitliliği yaratmada zaafiyet doğurmuş; bu da hem
arz güvenilirliğinin sürdürülebilirliğini hem de ekonomik kaynak kullanımını
engellemiştir.
22. Genel olarak kanun ve mevzuatların, ortaya konmuş şeffaf, anlaşılır ve uzun vadeli
stratejiler çerçevesinde tüm paydaşların katılımıyla ve yeni düşünce sistemine uygun
tüm tadilatları ve gerektiğinde radikal kararları da içerecek şekilde bir bütünsellikle
ele alınamayışı, giderilen sorunların yanında yeni sorunlar da getirmiştir.
23. Gerek ülke kaynaklarının etkin ve verimli kullanımı, gerekse enerjinin tüm
alanlarındaki ekipman ve sistemler konusunda teknolojik bilgi, tasarım ve üretim
düzeyini artıracak kamu-özel sektör-üniversite-araştırma kuruluşları arasındaki
işbirliği konusunda gerekli çalışma özverisi ve sinerjisi ülke bazlı teknoloji, bilgi ve
tasarım ürünleri ortaya koyabilmekten uzak kalmıştır.
24. Günümüzde ülkelerin siyasi ve sosyal yapısına hükmedebilen bir güç haline gelen
enerji alanında politikaların araştırılması, oluşturulması, denetlenmesi konularında
bağımsız düşünce ve araştırma kuruluşlarının oluşumunda yeterli başarı
sağlanamamış, bunun yerine farklı alanlarda farklı amaçlara dönük ve ülke enerji
politikalarına kısmi katkılarda bulunabilen çok sayıda sivil toplum örgütleri
oluşmuştur.
25. Son zamanlarda yapılan ihale fiyatlarında tüketiciye yansıyacak nihai fiyat yerine,
kamunun devir veya rödövans için elde edeceği miktarın yüksekliğinin gözetilmesi,
tüketiciye ucuz elektrik temini amacıyla ters düşmektedir.
26. Kamu kuruluşlarında gittikçe azalan insan kaynakları yönetimi konusu nedeniyle,
emekli olan veya önemli yatırımlar yapan özel sektöre geçen deneyimli işgücünün
yerine yeterli sayıda ve yeterli vasıfta yei elemanların takviyesi yapılamamaktadır.
Bu nedenle de kamu kurumlarında, işlerin yürütülmesi, denetlenmesi ve araştırılması
konularında yeterli ve gerekli ekipler oluşturulamamaktadır.
27. 2000’li yıllarda kalıcı bir artış eğilimi ile yükselen petrol fiyatları, tüm dünya ile birlikte
önemli bir ithalatçı olan Türkiye’yi de olumsuz etkilemiştir.
28. Türkiye AB üyeliği konusunda kesin vizyonunu ve kararını ortaya koymuş olup,
AB’nin ana hedeflerinden biri enerji piyasasının tam serbestliğidir.
5-175
29. Dünyada ve AB’de bazı ülkelerde, elektrik piyasası serbestleşme sürecinde rekabet
oluşumu ve nihai fiyatlarda istenen durumlar oluşamamıştır.
30. Son on yıllarda dünyada yayılan veya kabul gören genç nüfus davranış ve tüketim
eğilimleri ile elektrik temininde dağıtılmış üretim gibi yeni önerilerin önemi konusunda
Türkiye’ye özgü değerlendirme ve analizler yeterince yapılmamıştır.
II) MEVCUT DURUM
Kalıcı ve uzun vadeli bir enerji vizyonu ve politikası oluşmamış olan Türkiye’de 1980’li
yıllara kadar tamamen kamu kuruluşlarının kontrolü ve tekelindeki enerji piyasası,
80’lerden sonra ve özellikle de 90’lı yıllardan itibaren özel sektörün yatırımlarına kısmen
açılmıştır. Son dönemlerde de hep özel sektörün yatırım yapması istenirken, kamunun
yeri ve ortaklığı yeterince tanımlanamamıştır. Yıllardır süren kamu tekelinin tamamen
bırakılıp, özel sektörün tüm işleri yapması da hem işlerin doğası hem de sektördeki özel
sektör birikiminin yetersizliği nedeniyle kısa zamanda mümkün olmamaktadır.
Sektörde özel sektörün katılımı ve ağırlığı istenmesine rağmen, gerek anayasal ve yasal
altyapı düzenlemeleri tamamlanamamış, gerekse yerleşik kurum ve yasal organlarının
yeterli desteği alınamadığı gibi çoğu uygulamalara karşıt tepkileri de hep oluşmuştur.
Bu süreçte kullanılan YİD ve Yİ modelleri ile önemli bir üretim kapasitesi yaratılırken,
otoprodüktör modeli ile de bugünkü serbest piyasanın en önemli ve tek özel sektör
aktörleri yaratılmıştır. Bu modellerle yaratılan toplam ... MW’lık (tamamına yakını
doğalgaza dayalı) üretim kapasitesi ile Türkiye, 2000’li yıllara önemli bir arz güvenliği
sorunu yaşamadan girmiştir. Yüksek enerji alım fiyatları (özellikle son zamanlarda artan
petrol fiyatlarının etkisiyle) ve alım garantisi ile olumsuz bulunan YİD ve Yİ modelleri ile
yaratılan kapasitenin, o yıllarda kamu tarafından yaratılması durumunda oluşacak
finansman, borç yükü ve işletme verimliliği konularının analizi de geriye dönük yapılarak
bu modellerin gerçek maliyetleri hesaplanmalıdır. Aynı dönemlerde, kamu tekelindeki
iletim sistemi dünya standartlarına yakın bir işletme anlayışıyla sürdürülebilirken,
harcamaların önemli bölümünü oluşturan dağıtım alanındaki kamu tekeli başarılı bir
süreç yaşayamamış ve özellikle artan kaçaklar ve sistem güvenilirliği problemleri ile
tüketicilere ve hazineye önemli zorluklar ve maliyetler yaratılmıştır. Üretim kanalındaki
kamu yönetiminin de özellikle verimli üretim ve rehabilitasyon çalışmaları konusunda
gerekli çalışmaları ve uygulamaları yapamadıkları ve benzer özel sektör tesislerine göre
kıyaslamalarda oldukça geride kaldıkları görülmüştür.
Yakın geçmişte doğalgaz elektrik üretiminde tek kaynakmış gibi kullanılırken, son
zamanlarda ise yerli ve yenilenebilir kaynaklar konusunda koşulsuz kullanıma dönük bir
politika izlenmektedir. Her birincil kaynağın ve teknolojinin hesaplanabilen riskleri ve
fırsatlarının analiziyle yapılması gereken planlama optimizasyonlarına ise yeterli önem
verilmemektedir.
Özel sektörün Aktaş, Çeaş, Kepez örneklerinde olduğu gibi tanınan imtiyazları zaman
zaman kötü niyetli olarak kullanmaları sonucu da , az sayıdaki bölgesel özel sektör
girişimleri hem sürdürülebilir olamamış, hem de özel sektöre olan güveni zedelemiştir.
Nitekim çeşitli zamanlarda bu kuruluşlara kamu tarafından el konularak yeniden kamu
tarafından işletilmesine başlanmıştır.
5-176
a) 4628 Sayılı Kanun Dönemi Öncesi
4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanun’u 2001 tarihinde yürürlüğe girmeden önce, elektrik
sektöründe serbestleşme yönünde bir çok yasal düzenleme yapılmıştır. Bunların
başında 19.12.1984 tarihli Resmi Gazete’de yayımlanan 3096 sayılı “Türkiye Elektrik
Kurumu Dışındaki Kuruluşların Elektrik Üretimi, İletimi, Dağıtımı ve Ticareti ile
Görevlendirilmesi Hakkında Kanun” gelmektedir. Bu kanun yalnızca elektrik alanında
değil, genel olarak ülkedeki Cumhuriyet dönemi özelleştirme sürecinin ilk kanunlarından
biri olma özelliğini taşımaktadır.
3096 sayılı Kanun’un yürürlüğe girdiği yıllarda elektrik sektörü genel olarak üretim, iletim
ve dağıtımın bir çatı altında toplandığı ve bir kamu iktisadi teşebbüsü (“KİT”) olarak
örgütlenmiş Türkiye Elektrik Kurumu (“TEK”) tarafından yerine getirilmiştir. Sadece üç
imtiyazlı şirket olan Kayseri ve Civarı Elektrik, ÇEAŞ ve KEPEZ, TEK’in kurulmasından
uzun yıllar önce elde ettikleri imtiyazlarla, sırasıyla Kayseri, Adana-İçel-Hatay ve
Antalya illerinde faaliyet gösteren özel şirketler idi.
513 sayılı Kanun Hükmünde Kararname (“KHK”) ile 1993 yılında TEK’in ikiye bölünmesi
neticesinde Türkiye Elektrik Üretim İletim A.Ş. (“TEAŞ”) ve Türkiye Elektrik Dağıtım A.Ş.
(“TEDAŞ”) kurulmuştur. 513 sayılı KHK, 22 Şubat 1994’te 3974 sayılı Kanun’a
Özelleştirmelerin gerçekleştirilmesi amacına yönelik olarak; 3974 sayılı Kanun (1994),
3996 sayılı “Bazı Yatırım ve Hizmetlerin Yap-İşlet-Devret Modeli Çerçevesinde
Yaptırılması Hakkında Kanun” (1994), 4283 sayılı “Yap-İşlet Modeli ile Elektrik Enerjisi
Üretim Tesislerinin Kurulması ve İşletilmesi ile Enerji Satışının Düzenlenmesi Hakkında
Kanun” (1997) çıkartılmıştır.
Bu kanunlar ile, Yap-İşlet-Devret (“YİD”), İşletme Hakkı Devri (“İHD”) ve Yap-İşlet (“Yİ”)
modelleri çerçevesinde özel sektörün elektrik üretimine katılımı sağlanmaya çalışılmıştır.
Ancak, özel sektör eliyle yatırım yapılmasının sağlanması amaçlı kullanılan bu
modellerin temelindeki alım garantisi gerçeği, daha sonra hedeflenen serbest piyasa
şartlarının oluşturulmasını zorlaştıracak bir husus olarak açıkça ortaya çıkmıştır.
Dolayısıyla, o dönemde daha çok kamu finansman sorununun bertaraf edilmesi
amacıyla kullanılan modeller, daha sonra eksiklikleri giderilerek devam ettirilmek yerine
tamamen gündemden çıkarılmıştır.
Dağıtım alanında da benzer bir anlayışla, yalnızca özelleştirme yapma adına kimi
girişimlerde bulunulmuştur. 1989 yılında İstanbul Anadolu Yakası’nda elektrik üretimi,
iletimi ve dağıtımı için özel bir şirket olan Aktaş Elektrik görevlendirilmiştir. Özel bir
şirketin bu alanda faaliyeti hakkında yeterli hukuki ve teknik donanımın bulunmaması ve
amaç boşluğu gibi nedenlerle, gerek sözleşme aşamasında gerekse uygulamada pek
çok sorun yaşanmıştır. Nihayetinde, Aktaş Elektrik ile imzalanmış olan imtiyaz
sözleşmesi Danıştay tarafından iptal edilmiş ve 2002 yılında sistemi tekrar TEDAŞ
devralmıştır.
Aynı durum, 3096 sayılı Kanun hükümlerine göre görevli şirket haline getirilen ÇEAŞ ve
KEPEZ için de geçerlidir. ÇEAŞ’ın sözleşmesinin iptal konusu yapıldığı davada
Danıştay hukuka aykırılıklar tespit etmiş, bu davadan feragat nedeniyle sonuç
alınamaması nedeniyle hem ÇEAŞ’a hem de KEPEZ’e el konularak TEDAŞ’a
devredilmiştir.
5-177
Ayrıca, geçmişte dağıtım bölgelerinin özelleştirilmesine yönelik kimi çalışmalar olmuş ve
hatta 1998 yılında bir kısım şirketlere görevlendirmeler yapılmış olup, ancak bunlar
daha sonra iptal edilmiştir. Bu girişimler bir yandan hukuka aykırılıklar taşırken (ne tür
aykırılıklar olduğunun önemlileri belirtilmeli) , diğer yandan politika değişiklikleri
nedeniyle tamamlanamamıştır.
Görünen o ki, 2001 yılına kadar yapılan uygulamaların temelinde, serbest piyasa modeli
oluşturmak gibi bir düşünce yatmamaktadır. Enerji yönetimindeki politika belirsizliği bu
dönemin en belirgin özelliğidir ve daha sonra yaşanacak yapısal dönüşüm istemlerinin
önünde ayak bağı olacak gelişmelere de sahne olmuştur.
b) 4628 Sayılı Kanun Dönemi
Sektörde en son yapılan kapsamlı reform 2001 yılında çıkarılan 4628 sayılı Elektrik
Piyasası Kanunu’dur. Bu kanun ile tamamen liberal bir elektrik piyasası öngörülürken,
yeni oluşturulan EPDK (Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu) ile özerk bir mevzuat
oluşturma ve denetim yapısı amaçlanmıştır.
4628 sayılı Kanun’un temel amacı; elektriğin yeterli, kaliteli, sürekli, düşük maliyetli ve
çevreyle uyumlu bir şekilde tüketiciye sunulması olarak verilmiştir. Bu hedef
doğrultusunda, rekabet ortamında, özel hukuk kurallarına göre faaliyet gösterebilecek,
mali açıdan güçlü, istikrarlı ve şeffaf bir elektrik piyasasının oluşturulması ve bu
piyasada bağımsız bir düzenleme ve denetim sağlanması amaçlanmıştır. Bu çerçevede
Kanun, elektrik üretimi, iletimi, dağıtımı, toptan satışı, perakende satışı, perakende satış
hizmeti, ithalat ve ihracatı ile ilgili hususları kapsamakta, bağımsız kurumun görev ve
sorumluluklarını sıralamıştır. Serbest piyasaya geçiş aşamasında sektörde yapılması
gerekli görülen çalışma ve yöntemler sayılmıştır. Bu doğrultuda elektrik sektöründe
faaliyet gösteren tüm üretim ve dağıtım tesislerindeki kamu payının azaltılması ve bu
alanlarda bundan böyle gerçekleştirilecek bütün yatırım ve işletme faaliyetlerinin, piyasa
ve rekabet kuralları içinde özel şirketlerce yürütülmesi amaçlanmıştır.
Bu kanun ile dikey entegrasyon yerine yatay entegrasyon modeli, şeffaf ve adil bir
piyasa ile, her piyasa faaliyeti için maliyetlere dayalı bir fiyatlandırma hedeflenmiştir.
Güvenilir, kaliteli ve ucuz elektriğin tüketicilere sunulması da kanunun ana amaçlarından
olmuştur.
Başka bir deyişle, bu kanun ile getirilen yeniden yapılandırmanın temelinde,
yatırımlardaki kamu payının daraltılması, özel sektör payının daha çok artırılması ve
ayrıca kamunun denetim ve yönlendirme faaliyetlerindeki etkinliğinin çoğaltılması hedefi
yatmaktadır.
Bu Kanun çerçevesinde, TEAŞ, iletim faaliyetleri alanında Türkiye Elektrik İletim A.Ş.
(“TEİAŞ”) ve özel sektöre devredilmemiş üretim tesislerinin işletilmesi alanında Elektrik
Üretim A.Ş. (“EÜAŞ”) ve mevcut sözleşmeleri devralan bir toptan satış kamu şirketi
Türkiye Elektrik Ticaret ve Taahhüt A.Ş.(“TETAŞ”) olmak üzere üç ayrı kamu şirketi
olarak faaliyet göstermeye başlamıştır.
Böylelikle, elektrik iletim faaliyetleri sürekli olarak kamuda kalmıştır. Üretim tesisleri ise,
portföy şirketleri olarak bölünmüş ve Kanun’un öngördüğü şekilde özelleştirilmesi
hedeflendiğinden Özelleştirme İdaresi Başkanlığı’na devredilmiştir.
5-178
Ne var ki, gerek ETKB ile EPDK’nın elektrik piyasasındaki yerlerinin ve paylaşımlarının
iyi planlanıp, sinerji yaratılamaması gerekse bağlı bazı kurumların çıkarılan mevzuata
uyum konusundaki dirençleri bu kanunla amaçlanan piyasa yapısını geciktirmekle
kalmamış, enerji alanında planlama ve arz güvenliği konusunda yerleşik kurumların
çalışmalarına yeterli destek verilmediğinden, yakın gelecekte bir arz yetersizliğiyle karşı
karşıya gelinmiştir.
4628 sayılı kanun ülkenin yarattığı bir kanundan çok, 2001 yılındaki ekonomik sorunlar
nedeniyle dünya arenasında zorunlu olarak yapılan bir kanun olmuştur ve sonradan bu
kanunun ana maddelerinin anlaşılmasında ve kabul edilmesinde zorluklar ve dirençler
yaşanmıştır. Uygulama sürecinde ülke gerçeklerine uymayan yanları olsa da; esasen bu
kanunla amaçlanan piyasa modeli içinde hem kamu hem de özel teşebbüse yeterli
düzeyde imkan tanıyan ve ileriye dönük yatırım, denetim ve işletme konularında vizyon
öngören bir yapı ortaya konabilmiştir.
Piyasanın belli alanlarındaki kamu tekelinin maliyete dayalı hesap ve fiyatlandırmalara
kayıtsız kalması nedeniyle,
hem serbest piyasaya geçişin süreci uzamakta hem de
çok gerekli olan üretim yatırımlarını yapacak özel sektöre fiyat oluşumu konusunda
güvensizlik fiyat tahmini konusunda belirsizlik verilmektedir.
c) Strateji Belgesi ve Uygulamalar
2004 yılında, bu kanun kapsamındaki konular için EPDK ve ETKB işbirliğinin
sağlanması yerine bir alternatif gibi, YPK tarafından oluşturulan “Strateji Belgesi” ile
özelleştirme ve serbestleşme sürecine yönelik somut bir takvim ortaya konulmuştur.
Ancak, bu takvim süresi içerisinde işlememiş ve hedeflere ulaşılamamış olmakla birlikte,
sistemde bazı değişiklikler öngören hükümler yürürlüğe sokulmuştur. Öte yandan,
Kanun’da, ana amaçlarının da ötesine geçen revizyonlar yapılmasına rağmen,
belgedeki hedeflerin çoğu gerçekleştirilmemiş; ancak bu strateji belgesinde bir revizyon
yapılmamış ve adeta bu belgenin varlığı ve geçerliliği sahiplenilmemiştir.
d) DUY Uygulamaları
Bu süreçte, 1 Temmuz 2006 tarihinde batı illerinde yaşanan 6 saatlik elektrik kesintisi ve
bu kesinti sırasında kimi özel sektör üretim şirketlerinin vermiş olduğu tepki nedeniyle, o
güne kadar sanal ortamda yürütülen Dengeleme Uzlaştırma Yönetmeliği (“DUY”)
çalışmalarında, 1 Ağustos 2006 tarihi itibarıyla nakdi uygulamaya geçilmiştir.
Tüketicilerin en azından serbest tüketici adı altında rekabetçi bir piyasadan elektrik
almalarına olanak sağlanmışken, piyasadaki fiyat dalgalanmaları nedeniyle kimi
saatlerde oluşan yüksek enerji fiyatları ve tarifelerin maliyet bazlı hesaplanmaması,
özel üretim şirketleri ve otoprodüktörleri cezbetmiş ve serbest tüketicilerle yapmış
oldukları ikili anlaşmaları iptal ederek dengeleme piyasasına yönelmelerine neden
olmuştur. Böylelikle, aslında ikili anlaşmalara dayandırılması hedeflenen serbest
piyasanın, kamu merkezli tek alıcılı havuz sistemiymiş gibi çalışmasına sebep olmuştur.
Bu durum da, dağıtım şirketlerinin aracılığı olmaksızın ikili anlaşmalarla doğrudan
elektrik enerjisi alma hakkına sahip olan serbest tüketiciler oluşturulması ve bu yolla
rekabet ve ucuzluğun sağlanması hedefinden uzaklaşmak anlamını taşımaktadır.
Zaman içerisinde serbest tüketici limitinin azaltılmasıyla beklenen yarar, üreticilerin
sahip olduğu piyasa gücü ve DUY sisteminin yarattığı olanaklarla etkisizleşmiştir.
5-179
III) PAYDAŞLARIN TESBİTİ VE DURUMLARI
İncelemenin doğru yapılabilmesi için bu bölümde, sektörün politika üretme, planlama,
yapım, hizmet sunumu, hizmet alımı, düzenleme, denetim aşamalarında yer alan ana
paydaşlarının durumunu da göz önüne alma ihtiyacı duyulmuştur. En önemli paydaşlar
aşağıdaki şekilde sıralanabilir:
i.
Tüketiciler
ii. EPDK
iii.
ETKB
iv.
Hazine Müsteşarlığı
v. DPT
vi.
TEİAŞ
vii.
DUY-PMUM
viii.
TEDAŞ
ix.
21 Dağıtım Şirketi
x.
EÜAŞ
xi.
EÜAŞ Bağlı Ortaklıkları
xii. DSİ
xiii.
EİE
xiv.
TKİ
xv.
MTA
xvi.
Özel Üretim Şirketleri
xvii.
YİD ve Yİ Şirketleri
xviii.
İHD Şirketleri
xix.
Mobil Santral Şirketleri
xx.
Lisans almış Şirketler
xxi.
Yatırımcı adayları
xxii.
Kredi Kuruluşları
xxiii.
Sigorta Şirketleri
xxiv.
Mühendislik Şirketleri
xxv.
Tedarikçiler
xxvi.
Çevre ve Orman Bakanlığı
xxvii. Belediyeler
xxviii.
Sivil Toplum Kuruluşları
Elektrik için aşağıdaki iki önerme de Türkiye için geçerli görülmektedir:
i) Elektrik, tüketimi karşılamak yani ‘tüketicilerin’ ihtiyacını karşılamak için üretilir ve
dağıtılır.
ii) Elektrik, genel tüketimi artırmak ve katma değer ve uygarlık düzeyini yükseltmek
üzere üretilir.
Her durumda da tüketiciler sektörün odak noktasıdır. Tüketiciler, farklı zamanlarda
güvenilirlik, kalite, fiyat uygunluğu gibi konularda zaafiyetlerle karşı karşıya bırakılmıştır.
Tüketicilerin en azından serbest tüketici sıfatı altında rekabetçi bir piyasadan elektrik
almalarına olanak sağlanmışken, son zamanlarda uygulamaya konan DUY ve
tarifelerin maliyet bazlı hesaplanmaması nedeniyle ikili anlaşma yerine kamu merkezli
tek alıcılı havuz sistemine yönelinmiştir. Ayrıca yapılmakta olan ve yapılması planlanan
ihalelerde salt kamunun alacağı payın arttırılması amaçlandığından, tüketiciye
yansıyacak nihai fiyatın ucuzluğu göz ardı edilmektedir.
5-180
Bu paydaşlardan EPDK, özerk yapısı ile sektörün düzenleyici otoritesi olarak görev
yapmakla birlikte, Kurul üyelerinin tamamı siyasi irade tarafından atanmaktadır. Bu da,
Kurumun özerkliğine gölge düşürmektedir. Kurum, aslında vazifesi olmamasına rağmen
çeşitli ihaleler yapmış ve yapmaya devam etmektedir. Uzman ve bağımsız düşünce
sistemine sahip insan kaynağı itibariyle de çeşitli nedenlerle eksiklikleri vardır.
Mevzuatların oluşturulup, internet ortamında tartışmaya açılması ve sonuçlarının tüm
kesimlere bu kanal üzerinden duyurulması sektöre getirilen yararlı ve gerekli bir yeniliktir.
ETKB, şüphesiz enerjinin politika yapıcısı konumundadır. Ne var ki, son zamanlarda
uzun vadeli ve tutarlı politikalar ortaya konmadan daha kısa vadeli hedeflerle
uğraşılmıştır. Özellikle 4628 sonrasında EPDK ile ortak çözümler konusunda sinerji
yerine liderlik konusunda çekişmeler öne çıkmıştır. Bu tutum ETKB’ye bağlı bazı
kuruluşlarda da etkisini gösterince enerji mevzuatı uygulanması konusunda bu
kurumlarda doğal bir direnç oluşmuştur.
1990’lardaki YİD ve Yİ sözleşmeleri sonrasında Hazine, artık hazine garantili alım
anlaşmalarına karşıdır. 4628 ile getirilen maliyete dayalı fiyatlandırma politikası özellikle
TEDAŞ nezdinde yapılmazken, Hazine çeşitli zararları finanse etmeyi sürdürmek
zorunda bırakılmaktadır.
Ülke kalkınmasında özellikle 1960-1990 yıları arasında planlama çalışmaları ve kararları
ile önemli rol oynayan DPT’nin son zamanlarda enerji alanındaki etkinliği azalmıştır.
Yine de temel planlama konusunda etkisi sürmektedir.
İletim sistem işletmecisi olan TEİAŞ, 4628 sonrasında da önemi ve etkinliği artan
serbest piyasa sistemi içindeki rolüne tekel konumuna rağmen adapte olmak için çaba
göstermektedir. Bu amaçla mevzuatın öngördüğü birçok konuda hazırlıklarını
tamamlayarak uygulamalar başlayabilmiştir. Planlama ve eşgüdüm konusunda ise
politika çelişkileri nedeniyle potansiyelini ve imkanlarını yeterince hissettirememektedir.
TEİAŞ’ın bünyesinde kurulan PMUM bağımsız olması gereken bir yapıdır. Özel sektör
üretim şirketleri ile asıl serbest piyasa çalışması yaparak işlemlere başladığı için,
serbest piyasa mekanizmalarını destekleyici bir kuruluştur.
Enerji sektörünün alışılagelmiş nihai tüketici ile arayüzü konumundaki TEDAŞ ne yazık
ki, politik etkilerin de fazla olmasıyla verimli bir işletmecilik anlayışından uzaklaşmıştır.
Serbest piyasa yapısına da, mevzuatlara genelde geç tepki vererek bir direnç
göstermektedir. 20 dağıtım şirketinin lisans alması sonrasında da varlığının gerekçeleri
sorgulanır
durumdadır.
TEDAŞ varlıkları 20 dağıtım bölgesine İHD sözleşmeleriyle devredilmiştir. Dolayısıyla
TEDAŞ kamuya ait mülklerin sahipliğinin aracılığıyla bu mülkleri kiralayan bir
konumdadır. 20 dağıtım şirketinin gerçek birer Anonim Şirket olarak yönetilmesi şu an
için TEDAŞ gölgesinde kalmaktadır.
Kamunun elektrik üretim şirketi olan EÜAŞ, bağlı şirketlerinin de aracılığı ile önemli bir
üretim portföyüne sahiptir. Yakıt kalitesinden kaynaklanan sorunlara santral işletmeciliği,
rehabilitasyon ve çevre kriterlerine uyum sorunları da eklenince mevcut kapasitelerden
yararlanma oranları düşük kalmaktadır. Çevresel mevzuata göre de birçok santralın
temel eksiklikleri vardır.
5-181
DSİ’nin ve EİE’nin geliştirdiği ve 2003 yılında tüm özel sektörün başvurusuna açılan
hidrolik santral projeleri ülke potansiyelinin değerlendirilmesi açısından yararlıdır. DSİ,
aynı zamanda HES başvurularında su kullanım bedeli ihaleleri ile enerji üretim
maliyetine şimdiden önemli bir kamu payı eklemektedir. EİE’nin de yıllardır su santralları
geliştirme konusunda çalışması önemli projeler ortaya koysa da yoğunlaşma sorunu
yaratmaktadır. EİE özellikle Rüzgar potansiyelinin geliştirilmesi, yenilenebilir enerjide
öncülük ve enerji verimliliği konularında önemli çalışmalar yapmaktadır.
Büyük ölçüde elektrik üretimi amaçlı kullanılabilen ülke kömür ve linyit kaynaklarını
araştıran MTA ve TKİ gibi kurumlar da son yıllarda atılım yaparak, daha çok
potansiyelin elektrik üretimine sunulması konusunda çalışmalar yürütmektedir. Bu
çalışmalarda, özellikle düşük ısıl değerli linyitlerin elektrik üretiminde verimli
kullanılmasına dönük teknolojik ve araştırma çalışmaları eksik görünmektedir.
Önce otoprodüktör adıyla üretime başlayan ve çoğu doğalgaza dayalı kojenerasyon
bazında çalışan ve 4628 sonrası genellikle üretim şirketine dönüşen özel sektöre ait
üretim tesislerinin ulaştığı kapasite de günümüzde 5000 MW’lara ulaşmış olup, ülke
elektrik üretiminin %18’ini oluşturmaktadır. Farklı mevzuatlarla oluşmuş bir piyasada
4628’e dek kısmen satış yapan bu şirketler, amaçlanan serbest piyasanın gerçek
anlamdaki tek aktörü konumunda kalmışlardır.
Yİ ve YİD kapsamındaki tesisler de 1990’lı yıllarda önemli bir yatırım açığını
karşılayarak uzun vadeli ve alım garantili sözleşmelerle kamuya elektrik satmaktadırlar.
Fiyatlarının yüksekliği ve alım garantisi nedeniyle zaman zaman eleştirilse de bu model
kapsamındaki yatırımların ülke enerji üretimine katkısı yadsınamaz.
Sadece üretim alanında İHD şirketi örneği oluşmuştur. Bu da farklı eleştiriler olsa da
ülke kömür kayaklarının elektrik üretiminde verimli kullanılması konusunda pratik bir
örnek oluşturmaktadır.
Bölgesel iletim ve üretim darboğazları için düşünülmüş olan mobil santral modeli,
sorunların çözümüne kısmen katkı sağlasa da, sonrasında bir üretim tesisi kurma
amacına dönüşünce kullanılan yöntem ve yakıt itibariyle pahalı üretime neden olmuştur.
Neyse ki, bu amaçla alınan ağır yakıtlı motor-jeneratör setlerinin büyük bölümü, başka
ülkelere nakledilerek hem oradaki acil enerji sorununa katkı sağlamış, hem de
Türkiye’deki çevresel ve ekonomik açıdan sorunlu üretimin büyük ölçüde azalmasının
yolunu açmıştır.
4628 sayılı kanun sonrasında otoprodüktör (grubu) statüsündeki ve kamu elindeki tüm
şirketler lisans almışken, özellikle Yİ, YİD ve imtiyazlı şirketler, faaliyetlerinde ve
önceden belirlenmiş yatırım-kredi projeksiyonlarında önemli değişiklikler yaratacak bu
uygulamanın dışında kalmışlardır. Böylece kanuna rağmen, lisans almamış bu şirketler
faaliyetlerini sürdürmeye devam etmişler; sadece iki imtiyazlı şirkete ise kamu
tarafından el konularak faaliyet ayrışması ve lisans almaları sağlanmıştır. Çoğu
doğalgaza dayalı bu lisanslı üretim şirketleri de son yıllarda elektriğe zam yapılmaması
politikasına karşılık doğalgazda oluşan yüksek fiyat artışları karşısında üretimlerini ve
yatırımlarını gözden geçirme durumunda kalmışlardır.
Sektöre yeni girecek veya girmekte olan yerli veya yabancı yatırımcı adayları ise bir
yandan geçmişte uygulanan tutarsız politikaların riskini hesaplarken, bir yandan da
yakında oluşacak arz eksiğinin yaratacağı fırsatların değerlendirmesini, kamu tekelinin
5-182
siyasi iradelerce kötüye kullanılmasının gölgesinde yaparken; kamu tarafını garantili
alım ve tanımlanmış fiyat eşiğine doğru yönlendirmeye çalışmaktadırlar. Bu ikilem de,
son yıllarda önemli bir üretim yatırımı gerçekleşmemesine yol açmıştır.
Kredi kuruluşları, her zaman dünya ölçeğindeki fırsatlara ve risk yönetim anlayışına
özen gösterip, projelerin finansmanında, dünya standartlarında mevzuat ve uygulama
varlığına göre karar vermişlerdir. Türkiye bu açıdan hep riski yüksek bir piyasa olarak
algılanmış; bu da yatırımcıların finansman maliyetlerinin yüksek olmasına yol açmıştır.
Kamu tekelindeki üretim ve dağıtım sistemlerinde dünya standartlarında bir sigortacılık
henüz gelişmemiş, sadece Yİ ve YİD’ler başta olmak üzere yurtdışı finansmana dayalı
özel sektör yatırımlarında geniş çaplı sigorta poliçeleri düzenlenmiştir.
Türkiye içinde, yerel veya yurtdışı destekli tüm mühendislik disiplinlerini uluslararası
standartlara uygun bir anlayışla yatırımcılara sunan bir yapı oluşamamıştır. Bireysel
veya kısmi yapılar olarak önemli işler yapan kuruluşlar oluşsa da, ülkenin tüm elektrik
sektörüne gerek AR-GE gerekse tasarım ve proje değerlendirme hizmetlerini bütünsel
olarak sunacak girişimler oluşamamıştır.
Dağıtım ve iletim tesislerinin malzeme ve yapım olarak tedariki konusunda güçlü
kuruluşlar yurtdışı işbirliklerini de kullanarak güçlenmiş ve yurtdışına da hizmet verebilir
duruma gelmişken; üretim tesislerinin yapımı dışında kalan ana malzemelerin tedariki
konusunda sadece yabancı büyük kuruluşların varlığı etkinleşmiştir.
Elektrik sektöründe uygulamaya konan çevresel kanun ve mevzuat kimi zaman gelişmiş
ülkelerdeki kriterlerin de ötesine çıkarak, gerçekten bu mevzuata uygun yatırım yapan
yatırımcılara hem pahalı tesis kurmaya hem de pahalı işletme maliyetine neden
olmuştur. Ayrıca yaratılan bürokrasi de proje yapım sürelerini uzatmaktadır. Kamunun
tekelinin olduğu alanlardan özellikle üretim ve dağıtım faaliyetlerinde ise birçok tesis ya
da işletme bu yasal mevzuatın gereklerine tam uymadan faaliyetlerini sürdürmektedir.
Gelişmiş ülkelerde su, elektrik, gaz sektörlerinde ‘utility’ denen dağıtım ve satış hizmet
şirketlerinin oluşumuna öncülük eden belediyecilik, Türkiye’de yeterli özerklikten yoksun
olduğundan bu alanda bir liderlik yapamadığı gibi, kimi yatırımların bürokratik işlemlerini
ve maliyetlerini daha da artıran bir rol üstlenmiştir.
Sektörün bir diğer önemli paydaşı konumundaki Sivil Toplum Kuruluşlarının başlıcaları
aşağıda sıralanmıştır:
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
DEK-TMK, Dünya Enerji Konseyi-Türk Milli Komitesi
EÜD, Elektrik Üreticileri Derneği
HESİAD, Hidroelektrik Santral İş Adamları Derneği
RESİAD, Rüzgar Santralı İş Adamları Derneği
RESYAD, Rüzgar Santralo Yatırımcıları Derneği
ELDER, Elektrik Derneği
ELSİAD, Elektrik Sanayici ve İş Adamları Derneği
Kojenerasyon Derneği
Meslek Odaları-TMMOB-EMO
Araştırma Kuruluşları
Düşünce Kuruluşları ve Vakıflar
TÜSİAD-MÜSİAD-TOBB
5-183
Bu kuruluşların büyük kısmı ya kamu etkisinde fazla kalarak ya da üyelerinin kısmi
çıkarlarına fazlaca odaklandığından yeterince bağımsız davranabilme kabiliyetini
kullanamamış olsa da, ülkede belli bir birikimin sağlanmasına, politikaların ve mevzuatın
düzenlenmesine etki edebilmişler ve geliştirdikleri yurtdışı ilişkilerle dünyadaki
uygulamaları takip etme ve kararlara katılabilme yönünde çalışmalarını yapabilmişlerdir.
Ancak, gerek uzun vadeli politikanın tesis edilmesi, gerekse yeni alanlarda eksikliği
hissedilen yaratıcı modellerin oluşumunda liderlik etme konusunda aynı başarıyı
gösterememişlerdir.
Burada hep yerel kuruluşlar dikkate alınmış ve incelenmiştir. Enerjinin uluslararası
boyutu çok önemli olduğundan ve ülkenin hedefleri ve mevcut sözleşme ve ilişkileri göz
önüne alındığında AB, IMF, Dünya Bankası gibi kuruluşların da dışsal paydaşlar olarak
incelenmesinde yarar görülmekle birlikte şimdilik kapsam dışında tutulmuştur.
IV) MODEL NE OLMALI
Elektrik sektöründe herkesin her zaman ve her yerde söyleyecek bir şeyleri vardır.
Benzer şeyler söylenip dururken, katılımcı ve kalıcı politikalar yerine kısa vadeli hedefler
veya çözüm paketleri önce ortaya konup sonra da sahipsiz ve takipsiz kalmaktadır.
Yukarıdaki tespitler ışığında güvenilir ve sürdürülebilir bir Elektrik Piyasası için öneriler
aşağıda sıralanmaktadır:
1-
Enerji Piyasası Oyuncularının ve Ekiplerinin Tanımı ve Durumu
KİT’lerde yeniden yapılanma hep söylev olarak ortaya konmasına rağmen bir eyleme
dönüşmesi sağlanamamıştır. Oysa ki, enerji gibi sadece toplumların değil ülkelerin ve
hatta kıtaların yaşam düzeyine ve politikalarına etki eden enerji oyununu kural
koyucularının, uygulayıcılarının ve denetleyicilerin alışılagelmiş Devlet Memurları
Kanunu ile günümüz iş hacimlerinde yürütülmesi mümkün değildir. Yapılması gereken
ilgili tüm kamu kurumlarının başta EPDK, TEİAŞ, EÜAŞ, DSİ, TEDAŞ, TETAŞ olmak
üzere ayrı bir kanun ile özel hukuk hükümlerine tabii, özlük hakları cezalar ve ödüller,
hesap verebilme ve sorumluluklarını tam üstlenmeye dayalı bir yapıya
kavuşturulmasıdır. Bunun için de 2001 sonrasında Halkbank, Emlakbank, Ziraat
Bankası birleşmesi sonrası düzenlenen yeni uygulama ile Ziraat Bankasında sağlanan
ortam örnek model olarak alınabilir.
2-
Enerji Plan Kurumu
%50 kamu-%50 özel sektör iştiraki ile tamamen özel statülü bir yapı oluşturulmalı ve bu
yapıda halen planlama çalışmalarını yürüten TEİAŞ, DPT, ETKB gibi kurumlardaki
uzmanlar ile özel sektörde birikim sahibi ekipler ile üniversitelerdeki araştırmacılar ile
gerektiğinde yurtdışı uzman ekipler ve/veya kuruluşlar da görev alabilmelidir. Buradaki
amaç, esnek, duyarlı, modüler, herkese açık ilkeleri olan bir enerji arz-talep tahmininin
yapılıp takip edilmesi ve bir süre sonra da piyasaya güvenilir sinyal ve bilgiler veren bir
yapıya kavuşturulmasıdır.
3-
Hesap Sorarken Teşekkür Etmeyi de Bilmek
İster kurum yöneticileri olsun isterse politikacılar, kendilerinden önce yapılan işlerle ilgili
doğru yöntemlerle hesap sorarken, yapılan iyi işler için de dönemin karar vericilerine ve
5-184
uygulayıcılarına teşekkür etmeyi bilmelidir. Bu sayede sadece kötü sonuçlardan dolayı
hesap sorma kaygısıyla, iş yapmaktan soğuyan lider ekiplerin motivasyonu yeniden
sağlanacak ve kalıcı, radikal ve sistematik kararların alınmasının yolu açılacaktır.
4- Kararların Takibi ve Sonuçlandırılması
Piyasa ile ilgili her karar ve hedef mutlaka ayrı bir elden takip edilerek sonuçları
değerlendirilmeli ve buna göre geri bildirim mekanizmasıyla gerekli düzeltmeler
yapılmalı ve hiçbir karar ucu açık kalmadan gerektiğinde ya kararlılıkla sürdürülmeli ya
da açık bir ifadeyle iptal edilmelidir.
5- Serbestleşmeye İnanmak
Önce 3096 ile başlatılan ama yeterli ilerleme sağlanamayıp sadece Yİ ve YİD ürünlerini
veren ardından 4628 ile gerçek anlamını kanunsal yapıda bulan serbestleşmenin tüm
anlamı ve amaçlarıyla anlaşılıp doğru bir şekilde uygulanması için gerekli eğitimler
verilerek, düşünsel değişimin de uygulamaya dönük olarak sağlanması ve sürdürülebilir
bir yapının tüm kesimlerce tam desteklenmesi hedeflenmelidir.
6- Kamu-Özel Bayrak Yarışı
Enerji yatırımlarında artan özel sektör ilgisi kamu tarafından iyi değerlendirilip, önü
açılmış ve gerekli bayraklarla donatılmış olarak yarışı sürdürmesi desteklenmelidir. Bazı
alanlarda ve gerekli olduğunda da gerekli yatırımları yapabilecek dinamizme ve
donanıma sahip kamu tim yapısı da gözetilmelidir. Kamunun da aynı kurallar ve yasal
çerçeve ile özel sektörle eşit koşullarda rekabet etmesi adil, şeffaf ve sürdürülebilir
olarak sağlanmalıdır. Bunun için KİT’lerin tabii olduğu birçok kanunun süratle elden
geçirilmesi gerekmektedir.
7- 4628 Sahiplenilmeli
4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun amaçları günümüz koşullarında tam da sektöre
gereken ilkeleri savunmaktadır. Kanunun bütünü bu hedefler doğrultusunda iyi
kurgulanmış olup, yine de sisteme uymayan veya geçiş süreci gerektiren detaylarında
gerekli düzenlemeler yapılmalıdır. Ancak, son zamanlarda yapılan değişikliklerde
olduğu gibi kanunun varlık amacını baltalayan değişikliklerden kaçınılmalıdır. İkincil
mevzuatın detaylandırılması, benimsenmesi ve uygulanması da bu çerçevede
düşünülüp, bunlara direnç gösteren unsurların değişimi ve tasfiyesi sağlanmalıdır.
8- Küresel Sermayenin Tekelleşmesi
Piyasaya yoğun ilgi duyan küresel sermayenin zaman içinde sektörün belli alanlarında
veya bütününde tekelleşmesi korkusu aşılmalıdır. Bu korkuyla yaşamak yerine, ileride
kabul edilebilecek kriterler şimdiden açıkça ve herkesin uzun süre uygulanacağına
güvenmesini sağlayacak şekilde yürürlüğe konmalıdır.
9- EPDK Duruşu
4628 ile güçlü bir donanıma sahip olan EPDK gittikçe zayıflayarak sektörün önünü açan
radikal karar ve uygulamalar yerine güncel takipçilik gibi bir konumda kalmıştır. Bu yapı
süratle kanunun öngördüğü şekilde uygulanmalı, kanunda değişiklik yapılarak da ilgili
5-185
özel sektör kesimlerinin de bu Kurulda temsil edilmelerinin yolu açılmalıdır. Bir özeleştiri
seansı ile kurumun insan kaynakları, yönetim kadrosu, karar ve araştırma
mekanizmaları radikal değişimler de göz önüne alınarak kanundaki yerine oturtulmalıdır.
Siyasi iradenin özerkliği anlayıp, tanımasını tekrar etmeye gerek bile olmamalıdır.
EPDK ihale yapan bir yapıdan derhal uzaklaşıp, bu ihalelerin kurallarını düzenleyen ve
sonuçlarını takip eden gerçek görevine dönmelidir. EPDK’nın yetkileri yanında
sorumlulukları da yeniden düzenlenmelidir. Bu kurum ülkenin elektrik arz güvenirliğini
sağlanması hususunda; politika yapıcılara ve Bakanlar Kuruluna veya ETKB’ye belli
aralıklarla bir araya gelmek suretiyle brifing vermeli ve politika oluşumları için önerilerini
ve gerekçelerini sunmalıdır.
10- Hangi Kaynakla Üretim
Belli bir kaynağın belli dönemlerde öne çıkarılması politikası genelde iyi sonuç
vermemiştir. Bunun yerine bilimsel veriler ve ülke gerçekleriyle örtüşen bir kaynak
portföyü gözetilmelidir. Hızla artan enerji talebinin karşılanmasının sürdürülebilir bir
şekilde sağlanmasının, güçlü ve ağırlıklı bir şekilde termik santralların varlığıyla
mümkün olduğu unutulmamalıdır. Yerli kaynakların kullanımının önündeki engellerin
kaldırılması için gerekli teknik ve varsa idari engeller ortadan kaldırılmalıdır. Elektrik
tedarikinde yaşanan sorunlar nedeniyle zorunlu olarak seçilen bireysel ama yaygın
çözümlerin (güvenilirlik amaçlı küçük üretimler, dizel jeneratörler gibi) toplam maliyeti
doğru tespit edilip, politikalar buna göre belirlenmelidir.
11- Maliyet Anahtarı
Yukarıda önerildiği gibi ilgili kurumların yapısal durumu değişirse, gerçek muhasebe
usulleri bazında bilançolarıyla maliyetler de doğru şekilde belirlenecek ve kartopu gibi
yuvarlanan kurumlar arası borç denizinin içinde karlılık gösterebilen maharet yetersiz
kalacaktır. Esas olan piyasanın her alanında ve her kesime doğru ve adil maliyetlerin
yansıtılmasıdır. Belli kesimlere yapılabilecek ve gerekli olan sübvansiyonların ise
gerekliyse hazineden sağlanmasında hiçbir sakınca yoktur.
Böylece piyasa kendi dinamizminin içindeki maliyetlerle fiyat oluşturacak ve oyuncular
da bu fiyatları tahmin edebildikleri ve verimliliklerini artırabildikleri ölçüde başarılı
olacaklardır.
12- Güçlü ve Etkin Sivil Toplum Kuruluşları
Halen sektörde çok sayıda ve dağınık yapıda ve yeterince bağımsız olmayan sivil
toplum örgütleri bulunmaktadır. Ancak, bu kuruluşların da bir araya gelerek uzun vadeli
hedefler doğrultusunda gerekli araştırma ve incelemeleri yapacak ve yaptırabilecek
donanım ve imkanları sağlamış ve bağımsız olarak, oluşturulacak politikalara öneri
sunan ve takip eden bir yapıya dönüşmesi sağlanmalıdır.
13- Özelleştirme Gerçeği
Özelleştirme konusunda 3096 ile çıkılan yol, geçen 27 senede sektörde önemli ve kalıcı
izler bırakamamışken, özelleştirme döngüsü içinde kalan kurumlarda motivasyon kaybı
ve belirsizlik yaratarak verimi iyice azaltmıştır. Bu konudaki kararlılığın gerekli tüm
kurum ve kuruluşlarca ve yasal altyapısıyla sağlanması bir zorunluluk haline gelmiştir.
5-186
Belli hizmet alanlarının özel sektör eliyle doğru bir şartname ve takip sistemi ile
yürütülmesinin başarılı olacağına inanarak bu işlere süratle başlamak gereklidir. Süreç
uzadıkça, hem değerleme kriterleri değişmekte hem de belirsizliğin getirdiği boşluk
sektörün geleceğini olumsuz etkilemektedir.
Önce hangisi olsun tartışmasına çok takılmadan başlatılmış olan dağıtım özelleştirme
sürecinin daha şeffaf ve ilgili devredicileri belli sorumluluklardan arındırmadan hızla
yapılması sağlanmalıdır. Bu sayede dağıtım şirketleri kapasite ve enerji alım
anlaşmaları veya yatırımları ile arz miktarına katkıda bulunacaktır. Verimsiz çalıştığına
artık herkesin inandığı üretim tesislerinin de aynı süreçte özelleştirilmesinin hazırlıkları
tamamlanarak başlatılmalıdır.
Şu anda öngörüldüğü gibi iletim sistemi kamu kontrolünde kalmalıdır. İleride belli şartlar
dahilinde piyasa katılımcıları tarafından bir hisse paylaşımına gidilebilmeli ama
kamunun kontrol yetkisi korunmalıdır.
14- Diğer Önemli Öneriler
Kısa ve orta vadedeki arz güvenilirliğinin sağlanması için yine özel sektör ve kamu eliyle
eşit katılımlı ve uzman ekiplerden kurulmuş bir özerk yapının oluşturularak hızlı kararlar
alması ve uygulaması gerekmektedir. Muhtemelen doğalgaza dayalı belli kapasitede
santral kurmayı gerektiren bu darboğaz için doğalgaz arzının güvenilirliği de
gözetilmelidir.
Hızla büyüyen enerji talebinin uzun vadede güvenilir sağlanabilmesi için yerli ve
yenilenebilir kaynaklara önem verilirken nükleer santral çalışmaları da hızlandırılmalıdır.
Yerli kaynakların verimli kullanımı için etkin ve hedefe odaklı araştırmaların yapılması
kaçınılmazdır. Büyük bir kapasitenin yaratılması planlanan linyit kaynaklarıyla, şimdiki
santrallarla benzer sorunları yaşayan yeni kapasitelerin yaratılması katma değer kaybı
ve arz açısından önem taşımaktadır.
Kanunlar ve kurallar önceden belirlenip, uzun vadede çok fazla değiştirilmeden
uygulanmalı ve sektör katılımcılarına güven verilmelidir. Bu yapılırken etkin denetim
sistemiyle de çürük yumurtalar zamanında ve doğru olarak ayrıştırılabilmeli; sektörün iyi
niyetli oyuncularının önü kesilmemelidir. Kısa vadeli arz açığının giderilmesi için
geçmişte uygulanan ve tartışma konusu olan Yİ modelini uygulamaktan çekinmemek
gerekir. Gözetilmesi gereken şeffaf ve adil bir ihale ve değerlendirme sürecinin
sağlanmasıdır.
Farklı kanunlarda maddeleri olan elektrik piyasası mevzuatının tüm kanuni altyapısının
mümkün ise 4628 bünyesinde toplanması ve kolay takip edilebilmesi için de bundan
sonraki zorunlu ve gerekli değişikliklerin hep bu kanun üzerinden yapılması sektörün
mevzuatları kolay takip etmesini sağlayacak ve çelişkili kanunlar arasındaki belirsizliği
azaltacaktır.
Lisans ihalelerinde satılacak elektrik fiyatını arttıran yöntemler yerine tüketiciye
yansıyacak fiyatı azaltacak yöntemler kullanılmalıdır. Burada benimsenecek temel
kriterler öncelikle yatırımcı adayının tecrübesi ve mali gücü ile, iş planı ve bunları garanti
etmek üzere vereceği önemli bir teminat olmalıdır.
5-187
DSİ’den EÜAŞ’a devredilen hidrolik santralların gerçek maliyet değeri üzerinden bedeli
EÜAŞ tarafından DSİ’ye veya Hazine’ye bir plan dahilinde ödenmeli ve bu bedeller
elektrik fiyatlarına yansıtılmalıdır. Böylece, enerji fiyatının maliyeti doğru hesaplanırken
aynı zamanda yeni enerji yatırımları için daha güvenilir fon yaratılması da sağlanır.
Uluslararası tahkim kurallarını öğrenip, ihale, politika ve planların bu hususları da
gözeterek yapılması hem yabancı sermayeli bir piyasa için güven oluşturur hem de
kamunun üstlenmek zorunda kalabileceği tazminatların önüne geçilmesini sağlar.
Tüm sektör yatırımcıları için bir kurumun altında muhtemelen ETKB-Enerji İşleri Genel
Müdürlüğü, küçük ve atak bir yatırımcı destek ofisi kurulmalıdır. Bu ofis, enerji
yatırımlarının önündeki tüm bürokratik izin ve süreçleri tüm maliyextleri, süreleri ve
etkileri ile gerçek bir yatırımcı gibi pratik uygulamalarıyla araştırıp sürekli olarak sektöre
duyurur ve sorunları da sektörden gelecek önerilerle karar mekanizmalarına aktarır.
Hedef koyma ve hesap verebilme bu ofisin ana kriterleri olmalıdır.
Tüm kamu kuruluşlarının elektrik borçlarını düzenli ödeyecekleri sistem mutlaka
kurulmalıdır. Gerçek bir ticaret anlaşması mantığı çerçevesinde gerekli temerrüt
cezaları icra sürecini de kapsayacak şekilde etkinleştirilmelidir.
Enerjinin verimliliği gözetilirken yük eğrisinin daha düzgün hale getirilmesi için de özel
çaba sarfedilip, gerekirse bu konuda araştırma ve önerilerle uygulama sağlayacak
küçük bir ekip kurulmalıdır. Bu yapılırken Dengeleme ve Uzlaştırma Mekanizmasına
özellikle büyük tüketicilerin de belli zamanlarda yük düşürme veya tüketimlerini başka
zaman dilimine kaydırma yönünde katılımları da göz önüne alınmalıdır.
Benzer işleri yapan kurumların veya kurumlardaki bölümlerin birleştirilmek suretiyle
daha güçlü ve etkin yapılara kavuşması sağlanabilir. Örneğin DSİ ile EİE’nin hidrolik
kısmı DSİ çatısı altında birleştirilebilir. Böylece hem çok ihtiyaç duyulan proje
değerlendirme ekipleri tek elden yönetilir ve etkinliği artar hem de kararların hızlı
verilmesi sağlanabilir.
4628 sonrası TEDAŞ bölgeleri Perakende Satış Faaliyeti ve Dağıtım Faaliyeti için iki
ayrı şirket haline dönüştürülebilirdi. Böylece sektörde ayrışmış hesaplar ve performans
kriterleri ile birikmiş bir değerler bütünü yaratılabilir ve aynı zamanda da kanunun
öngördüğü faaliyet ayrışmaları sağlanabilirdi. Belli amaçlar için kurulmuş ve varlığı
devam eden Kamu kuruluşlarının görev ve yetkisindeki belli işler yeterince araştırma ve
uzlaşma sağlanmadan bir başka kuruluşa kısmen veya tamamen devredilmemelidir.
Elbistan Linyitlerinin TKİ’den alınıp EÜAŞ’a devri bu açıdan yeterli ön araştırma ve
uzlaşma yapılmadan yürürlüğe konmuş olup, belli sıkıntıların yaşanmasına neden
olmaktadır.
5-188
EK3: Karşı Görüş: “Model Ne Olmalı” (Mehmet Bedii Ateş)
4628 Sayılı Kanunun Getirdiği Model
Liberal bir enerji piyasasını oluşturulması için hazırlanan bu Kanunun omurgası aşağıda
belirtilen ana maddeler üzerine oturtulmuş idi;
1- Elektrik fiyatları üzerinden diğer kurum ve kuruluşları destekleyen her türlü katkı ve
fonların kaldırılması, Kamu tarafından önceki yılarda yapılan üretim tesisi yatırım
maliyetlerinin de oluşacak maliyetlere eklenmesi suretiyle elektrik fiyatlarının gerçek
maliyetleri yansıtacak şekilde oluşturulması,
2- Üretim – iletim – dağıtım gibi Piyasa faaliyetlerinin ayrıştırılması ve her bir piyasa
faaliyeti için lisans alınması ve her lisans kapsamındaki faaliyetler için de ayrı hesap
ve kayıt tutulması,
3- İletimin kamu denetiminde kalması üretim ve toptan satış faaliyetlerinde tekel
oluşmasının önlenmesi,
4- Sosyo-ekonomik nedenlerle subvansiyon yapılması gereği doğarsa bunu dolaylı
değil doğrudan yapılması,
5- Piyasa risklerinin devlet garantisi dışında kaldığı Pazar içi rekabetin yapılandırılması
ve piyasada kamu adına denetim ve gözetim görevini yapacak bağımsız bir kurumun
oluşturulması ve teşkilatlandırılması,
6- Kurum personelinin öncelikle, Enerji Bakanlığı ile bağlı ve ilgili kuruluşlarında,
Hazine Müsteşarlığında ve Maliye Bakanlığı
bünyesinde çalışmakta olan
uzmanlaşmış personelden temin edilmesi.
Bu esaslar doğrultusunda yazımı tamamlanan ve hukuken görüşü alınması gereken
kamu, özel sektör ve sivil toplum kuruluşlarının görüşleri alınarak nihai taslak haline
getirilmiş olan, Elektrik Piyasası Kanunu Tasarısı, 80 madde ve 21 geçici madde
olmak üzere 101 Madde den oluşmuş bulunmakta idi.
Bilahare Kanunlar ve Kararlar Genel Müdürlüğü incelemesini takiben, Kanun maddeleri
birleştirilerek madde sayısı azaltılmış ve takiben, TBMM Sanayi, Ticaret, Enerji, Tabii
Kaynaklar, Bilgi ve Teknoloji Komisyonu ve Plan ve Bütçe Komisyonu’nda yapılan
müzakereler sonucu bazı önemli değişiklikler yapılmış ve taslak Genel Kurul’a sevk
edilmiştir. Genel Kurulda yapılan müzakere ve değişiklikler neticesinde 3 Mart 2001
tarihli Resmi Gazetede 20 Madde ve 8 Geçici Madde halinde yayımlanarak yürürlük
kazanmıştır.
ELEKTRİK PİYASASI KANUNU ve öngördüğü model yürürlük kazanmadan ve yürürlük
kazandıktan sonra da çeşitli nedenlerle üzerinde yapılan değişiklikler sonucunda,
kanunun omurgasını oluşturan önemli kabuller ilk amacından farklılaşmış ve
günümüzde bu haliyle uygulama pratiği kalmamıştır.
4628 Sayılı Kanun ile ilgili çalışmalar 1992 yılında başlatılmıştır. Çalışmanın ilk
yıllarında bir taraftan sistem ne olmalı tartışmaları yapılırken diğer taraftan 3096
kapsamında sayıları hızla artan proje stoku Bakanlıkta birikmeye başlamış ve
5-189
sayıları bu gün olduğu gibi 500 lere yaklaşmıştır. Bir tarafta devlet garantili
projeler dururken diğer tarafta liberal yapının nasıl oluşabileceği üzerinde aylarca
çalışılmış bu arada özelleştirme sürecinde olan ülkelerin durumu ve Kaliforniya
deneyimi irdelenmiştir. Öncelikle piyasa yapısı Merkezi alıcı –Merkezi satıcı
sistemi üzerine kurulmaya çalışılmış ancak bazı mahsurları nedeniyle kanundaki
bilinen yapıya dönülmüştür.
Yaygın olarak söylendiği gibi bu kanun tercüme bir kanun değildir. Zaten tercüme
kanun denilmesine rağmen hangi metinden tercüme edildiğini söyleyene hiç
rastlanılmamıştır. Kanunun zayıf tarafı yeterince tartışılmasına zaman verilmemiş
olmasıdır.
-
Kanunun öngörüsü olan gerçek enerji maliyeti üzerine piyasanın
kurulmaması,
Rekabet oluşuncaya kadar artacak olan elektrik fiyatları için doğrudan
subvansiyona yaklaşılmaması,
Piyasa faaliyetlerinde özel sektör tekelini önleyen düzenlemelerin
kaldırılması,
EPDK’ya öngörülen deneyimli kişiler yerine deneyim kazanmasında fayda
görülen personelin alınması,
sonucunda sistem başarılı olamamıştır.
Yeni Model nasıl Olmalı;
Ülkemizde pek çok kanun ve yönetmelik çıkarılmış, bunların ortaya koyduğu modeller
denenmiş ve başarı elde edilememiştir. Başarısızlığın nedeni modellerin yetersizliği
değil, her yeni düzenlemenin ardından politik veya özel sektör çıkarlar doğrultusunda
uygulamaya zaman kaybedilmeden müdahale edilmesidir. Yeni bir model arayışı yerine
öncelikle sektörde, eğer mümkünse aşağıdaki düzenlemeler yapılmalıdır;
-
Sektörde gerek özel sektör yatırımlarını teşvik etmek gerekse de özelleştirme
çalışmalarını başarı ile yapabilmek için, öncelikle yürürlükte olan yasa ve
yönetmelikler uyumlaştırılmalı daha sonra mevcut veya yeniden düzenlenecek
mevzuat üzerinde özel sektörün talepleri veya kamu kesiminin siyasal tercihleri
doğrultusunda, piyasa şartları gerektirmediği sürece, değişiklikler yapılmamalıdır.
-
Enerji fiyatlarının üzerinden diğer sektörleri destekleyici mali yüklerin tamamı
kaldırılmalıdır. Maliyetleri içeren fiyatlar, devlet tarafından önceki yıllarda yapılan
yatırımlar da hesaba katılarak, belirlenmeli ve deklare edilmelidir. Yatırımcı uzun
dönemli fiyatı ve fiyat değişimlerine esas olacak etkenleri açıklıkla bilmelidir.
-
Kamu ve Özel sektör tarafları yapılacak yatırımla ilgili olan her aşamayı, yoruma yer
vermeyecek şekilde, açıklıkla bilmek durumundadır. Bunun için hem sektördeki
yatırımcıları hem de diğer ilgili kamu kurum ve kuruluşlarını bağlayacak olan standart
hale getirilmiş yazılı yol haritaları her yatırım türü için ayrı ayrı hazırlanmalı ve Resmi
Gazetede yayımlanmalıdır. Piyasa koşullarında bariz değişikler olamadığı sürece bu
yönetmeliklerde değişiklik yapılmamalıdır.
5-190
-
Sektöre ilişkin yayınlanan mevzuata uyumda, zaten piyasanın %85’inden fazlasını
kontrol eden kamunun muaf tutulması uygulamasından vazgeçilmesi, sektörün kamuözel sektör ayrımı yapılmamaksızın tüm mevzuata uygun davranması sağlanmalıdır.
-
Hiçbir özel sektörün kar elde edemeyeceğini gördüğü ve kamunun mutlak hakim
olduğu bir piyasaya yatırım yapmayacağı bilinmelidir. Kamu, kısa ve uzun süreli
projeksiyonunu yatırımcının önüne koymakla sorumludur. Gerçek maliyetlere dayalı
bir yapının kurulduğu ve korunduğunu gören yatırımcının, elektrik enerjisi piyasasına
yatırım yapacağı açıktır.
-
Enerji fiyatlarının, döviz kurlarının ve enflasyon gelişiminin uzun süreli öngörülebilir
olmasını temin edilmesi halinde bile özel sektör yatırımları yetersiz kalırsa, devlet
tarafından gerekli yatırımlar üstlenilmelidir.
Bu şekilde nihai tüketici, sektördeki aktörlerin menfaat çıkarları veya siyasal tercihler
doğrultusundaki politika değişikliklerine karşı güvence altına alınmış olacak ve neticede
enerji sektörü yıllardır arzu edilen atılımı gerçekleştirebilecektir.
Eğer yeni model mutlaka gerekiyorsa bu model;
-
Üzerinde yaklaşık 10 sene çalışılmış olan 4628’in 101 maddelik orijinal haline
dönülmesi,
-
4628’in ikincil mevzuatını hazırlayan, uygulamayı fiilen yürüten ekibin ve piyasa
katılımcıları yanı sıra ilgili meslek örgütlerinin de tespit ettiği eksiklikler doğrultusunda
kanunun orijinal hali üzerinde gerekli olan değişikliklerin yapılması,
ile düzenlenmelidir.
Her şart ve modelde iletim şebekesi kesinlikle kamu kontrolü altında bırakılmalıdır.
5-191
EK4: Görüş: Elektrik Sektörü Özelleştirmesi ile İlgili Yapılan Çalışmalar
(Pınar Varoğlu)
Giriş
03.03.2001 tarihinde yayımlanan 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu ile elektriğin
yeterli, kaliteli, sürekli, düşük maliyetli ve çevreye uyumlu bir şekilde tüketicilerin
kullanımına sunulması için, rekabet ortamında özel hukuk hükümlerine göre faaliyet
gösterebilecek, mali açıdan güçlü, istikrarlı ve şeffaf bir elektrik enerjisi piyasasının
oluşturulması ve bu piyasada bağımsız bir düzenleme ve denetimin sağlanması
amaçlanmıştır. Sözkonusu Kanunun 14. Maddesinde özelleştirme işlemlerinin 4046
sayılı Kanun hükümleri dairesinde Özelleştirme İdaresi Başkanlığı (ÖİB) tarafından
yürütülmesi hükmü yer almaktadır.
4628 sayılı Kanun ile piyasada yer alacak oyuncuların profilleri ile oluşturulacak
piyasanın yapısı belirlenmiş olmakla birlikte, Kanunda yer alan hükümlerin
uygulamaya geçirilmesi için özelleştirme çalışmalarının tamamlanması önem
taşımaktadır.
Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığının koordinatörlüğünde, Devlet Planlama Teşkilatı
Müsteşarlığı, Hazine Müsteşarlığı, Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu, Özelleştirme
İdaresi Başkanlığı olmak üzere diğer ilgili taraflar Elektrik Enerjisi Sektöründe yapılması
planlanan reform ve özelleştirmelerle ilgili olarak çalışmalar yapmışlar ve bu çalışmalar
neticesinde hazırlanan “Elektrik Enerjisi Sektörü Reformu ve Özelleştirme Stratejisi
Belgesi” Yüksek Planlama Kurulu’nun 17 Mart 2004 tarihinde çıkarılan 2004/3 no.lu
Kararı ile onaylanmıştır.
Strateji Belgesi’nde yer alan eylem planında elektrik dağıtım sektöründe yapılacak
özelleştirmelerin 31 Aralık 2006 tarihine kadar tamamlanması hedeflenmiştir. Yapılacak
özelleştirmelere dağıtım bölgelerinden başlanacağı ve 1 Temmuz 2006 itibariyle TEİAŞ
tarafından oluşturulacak Piyasa Yönetim Sisteminin işler halde olması kaydıyla portföy
üretim şirketleri/grupları için özelleştirme sürecinin başlatılacağı belirtilmiştir.
TEDAŞ Özelleştirme Çalışmaları:
17 Mart 2004 tarihli Yüksek Planlama Kurulu Kararı ekinde yer alan “Elektrik Enerjisi
Reformu ve Özelleştirme Stratejisi Belgesi”nde özelleştirme uygulamalarına dağıtım
sektöründen başlanacağı belirtilmiş ve eylem planına uygun olarak Özelleştirme Yüksek
Kurulu’nun 02.04.2004 tarih ve 2004/22 sayılı Kararı ile TEDAŞ özelleştirme
programına alınmıştır.
Belirtilen Elektrik Enerjisi Sektörü Reformu ve Özelleştirme Strateji Belgesinde yer alan
eylem planı çerçevesinde Türkiye Elektrik Dağıtım A.Ş.’nin özelleştirme hazırlık
çalışmaları sürdürülmektedir. Bu kapsamda sözkonusu Yüksek Planlama Kurulu kararı
ekinde yer alan 20 adet görev bölgesinin şirketleştirilmesi ile ilgili olarak, 4046 sayılı
Kanunun 4. maddesi çerçevesinde 14 adet şirket kurulmuş, Koordinatörlük olarak
faaliyet gösteren İstanbul Anadolu Yakası anonim şirkete dönüştürülmüş, TEDAŞ’ın
mevcut bağlı ortaklıklarından Karaelmas Elektrik Dağıtım A.Ş. ile müesseselerinden
Kastamonu Elektrik Dağıtım Müessesesi Başkent Elektrik Dağıtım A.Ş. bünyesinde
birleştirilmiş, Körfez Elektrik Dağıtım A.Ş. Sakarya Dağıtım A.Ş. bünyesinde tek bir
5-192
şirket olarak birleştirilmiş, Kırşehir, Nevşehir, Niğde, Aksaray Elektrik Dağıtım
Müesseseleri Meram Elektrik Dağıtım A.Ş.’ye bağlanmıştır.
Bu çerçevede Türkiye Elektrik A.Ş.’nin hissedarı olduğu ve dağıtım, parekende satış ve
parekende satış hizmeti yürütülen iller aşağıdaki gibi belirlenmiştir:
ŞİRKET
Akdeniz Elektrik A.Ş.
Aras Elektrik A.Ş.
Çoruh Elektrik Dağıtım A.Ş.
Dicle Elektrik Dağıtım A.Ş.
GÖREV İLLERİ
Antalya, Burdur, Isparta İl sınırları
Erzurum, Ağrı, Ardahan, Bayburt, Erzincan, Iğdır,Kars
Trabzon, Artvin, Giresun, Gümüşhane, Rize
Diyarbakır, Şanlıurfa, Mardin, Batman, Siirt
Şırnak
Fırat Elektrik Dağıtım A.Ş.
Elazığ, Bingöl, Malatya, Tunceli
Gediz Elektrik Dağıtım A.Ş.
İzmir, Manisa
Göksu Elektrik Dağıtım A.Ş.
Kahramanmaraş, Adıyaman
Çamlıbel Elektrik Dağıtım A.Ş. Sivas, Tokat, Yozgat
Menderes Elektrik Dağıtım A.Ş Aydın, Denizli, Muğla
Osmangazi Elektrik Dağıtım A.Ş. Eskişehir, Afyon, Bilecik, Kütahya, Uşak
Toroslar Elektrik Dağıtım A.Ş.
Adana, Gaziantep, Hatay, Mersin, Osmaniye, Kilis
Uludağ Elektrik Dağıtım A.Ş.
Balıkesir, Bursa, Çanakkale, Yalova
Vangölü Elektrik Dağıtım A.Ş
Bitlis, Hakkari, Muş, Van
Yeşilırmak Elektrik Dağıtım A.Ş. Samsun, Amasya, Çorum, Ordu, Sinop
Başkent Elektrik Dağıtım A.Ş.
Ankara, Kırıkkale, Zonguldak, Bartın, Karabük,
Çankırı, Kastamonu.
Boğaziçi Elektrik Dağıtım A.Ş
İstanbul ili Rumeli Yakası.
İstanbul Anadolu Yakası Elektrik İstanbul ili Anadolu Yakası.
Dağıtım A.Ş.
Meram Elektrik Dağıtım A.Ş.
Sakarya Elektrik Dağıtım A.Ş.
Trakya Elektrik Dağıtım A.Ş.
Kırşehir, Nevşehir, Niğde, Aksaray, Konya,
Karaman.
Sakarya, Bolu, Düzce, Kocaeli.
Edirne, Kırklareli, Tekirdağ.
Yüksek Planlama Kurulu Kararı ekinde yer alan dağıtım bölgelerinin şirketleştirilerek
özelleştirilmesinde, 4046 Sayılı Kanunun 18-A/a maddesinde belirtilen satış yönteminin
kullanılmasına karar verilmiştir.
Elektrik dağıtım şirketlerinin özelleştirilmesinde bir dağıtım bölgesinde dağıtım
varlıklarının işletme hakkına ve dağıtım ile perakende satış lisansına sahip Şirketin
hisselerinin blok olarak satışı öngörülmüştür.
Elektrik enerjisi temini bakımından Elektrik Dağıtım Şirketleri ile TETAŞ ve portföy
üretim grupları adına EÜAŞ arasında geçiş dönemi sözleşmeleri 21.06.2006’da
imzalanmıştır. TEDAŞ ile Elektrik Dağıtım Şirketleri arasında İşletme Hakkı Devir
Sözleşmeleri 24.07.2006 tarihi itibariyle imzalanmıştır. 1 Eylül 2006’da Enerji Piyasası
Düzenleme Kurumu tarafından onaylanan tüketici tarifeleri Resmi Gazetede
yayımlanmış, elektrik dağıtım şirketlerine dağıtım ve perakende satış lisansları
verilmiştir.
5-193
İstanbul Anadolu Yakası Elektrik Dağıtım A.Ş., Sakarya Elektrik Dağıtım A.Ş., Başkent
Elektrik Dağıtım A.Ş.’nin belirtilen model çerçevesinde hisse satışı yöntemiyle
özelleştirilmesi için 31.08.2006 tarihinde ihaleye çıkılmıştır. Sözkonusu 3 şirkette
önyeterlilik kriterlerini 82 şirket sağlamıştır.
Belirtilen ihaleler altyapı yatırımlarının tamamlanması gerekçesi ile ileri bir tarihe
ertelenmiştir.
TEDAŞ Özelleştirme Süreci ve Yaşanan Sıkıntılar:
Elektrik sektöründe özelleştirme, sektörde reform ve liberalleşme sürecinin bir aşaması
olarak yürütülmektedir. Sektörde yapılacak özelleştirmelerin başarıya ulaşması da 4628
sayılı Kanun ile kurulan rekabete dayalı piyasa yapısının tam olarak işlerlik
kazanabilmesi ile bağlantılıdır. Bu nedenle özelleştirme hazırlık çalışmaları Enerji
Piyasası Düzenleme Kurumu, Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı, Elektrik Üretim A.Ş.,
Türkiye Elektrik İletim A.Ş., Türkiye Elektrik Dağıtım A.Ş., Hazine Müsteşarlığı, Devlet
Planlama Teşkilatı ile işbirliği içerisinde sürdürülmektedir.
Elektrik dağıtım sektöründe hukuki açıdan tereddütlerin giderilmesi amacıyla
Danıştay’dan alınan istişari görüşle uyumlu olarak işletme hakkına sahip şirketlerin
hisselerin satışı özelleştirme yöntemi olarak seçilmiştir. Bu çerçevede elektrik dağıtım
şirketleri ile Tükiye Elektrik Dağıtım Şirketi arasında, bu bölgelerde bulunan ve mülkiyeti
TEDAŞ’a ait taşınır ve taşınmazların kullanımı amacıyla
İşletme Hakkı Devir
sözleşmeleri imzalanmış ve bu sözleşmelerin süresi Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu
tarafından verilen lisans süresi olarak belirlenmiştir.
Özelleştirme hazırlık süreci içerisinde geçmişten gelen yükümlülükler ve maliyete dayalı
tarife uygulaması ile ilgili sıkıntılar gündeme gelmiş, bu amaçla geçiş dönemi
uygulamalarına ilişkin 4628 sayılı Kanunda değişiklikler yapılmıştır. Geçiş dönemi
süresince elektrik dağıtım şirketleri ile mevcut yükümlülükleri üstlenmek üzere kurulmuş
olan Türkiye Elektrik Taahhüt ve Ticaret A.Ş. ve Elektrik Üretim A.Ş. arasında geçiş
dönemi sözleşmeleri imzalanması ve ulusal tarife uygulaması yapılması hükme
bağlanmıştır.
Diğer taraftan özelleştirme öncesinde yatırımcılar açısından belirsizliklerin giderilmesini
sağlamak amacıyla Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu tarafından ikincil mevzuatın
çıkarılması önem taşımış, sözkonusu çalışmaların bir bölümü ihale öncesi bir bölümü
ihale süreci içerisinde tamamlanmıştır.
Halen kamu elinde bulunan elektrik dağıtım şirketlerinin elektrik alım maliyetlerinin
elektrik satış fiyatlarına yansıtılması hususu mevcut tarife metodolojisi içinde yer
almakla birlikte henüz Türkiye Elektrik Taahhüt ve Ticaret A.Ş. tarafından yapılan fiyat
artışlarının tüketici fiyatlarına yansıtılması gerçekleştirilememiştir.
Elektrik dağıtım şirketlerinin bilançolarında yer alan kamu alacakları özelleştirme ihalesi
öncesi Türkiye Elektrk Dağıtım Şirketine devredilmiştir. Ancak Belediyelerin genel
aydınlatma alacaklarının tahsiline yönelik çözüm bulunması çalışmaları devam
etmektedir.
Son dönemde ise sektörde artan talebi karşılamaya yönelik özellikle Enerji ve Tabii
Kaynaklar Bakanlığı tarafından çalışmalar yapıldığı bilinmektedir. Örneğin “Nükleer Güç
5-194
Santrallerinin Kurulması ve İşletilmesi İle Enerji Satışına İlişkin Kanun Tasarısı”nda
dağıtım şirketlerine de alım yükümlülüğü getirebilecek maddeler bulunmaktadır.
Sektörde faaliyet gösterecek şirketler açısından alım garantisi ve benzeri konulardaki
belirsizliklerin giderilmesi önem taşımaktadır.
5-195
5-196

türkiye elektrik enerjisi ihtiyacının karşılanmasında rüzgar enerjisinin

Transkript

Benzer belgeler

Ortadoğu Grup çöpten elektrik üreterek 178 bin eve girdi!

Smart Meters Ne Yapar

Filmler e-ticaret mecrası olacak

Kablosuz enerji (2019)

Firma Tanıtımımız - MAR Elektrik A.Ş

SEDAŞ Körfez Müşteri Hizmetleri Merkezi yeni adresine taşınıyor

Malzemeler ve Alanlar