Enerji Piyasası Bülteni Sayı 44-45

Transkript

44-45
2016
Nisan-Haziran
TARİFE, FİNANS VE MATEMATİK
FEED-IN TARIFF SEVİYELERİ
SURİYE’DE SAVAŞ PARİS’TE ANLAŞMA
ENERJİ UZMANLARI DERNEĞİ
Tarife, Finans ve Matematik
Feed-in Tariff Seviyeleri
Suriye’de Savas. Paris’te
Anlasma
.
ENERJİ PİYASASI BÜLTENİ yazılarınızı bekliyor.
Enerji Piyasası Bülteni, yeni düzenlemeler ve uygulamalar hakkında piyasa katılımcılarının bilgilendirildiği ve piyasalarla ilgili uzman görüşlerinin yer aldığı iki ayda bir yayımlanan bir dergidir. Enerji
piyasası hakkında söyleyecek sözü olan herkes, Bültene yazılarını göndererek sesini daha geniş kitlelere duyurabilir.
Bültene gönderilecek yazılar, en çok 2000 kelimeden oluşmalı ve herhangi bir kaynaktan yararlanıldıysa
bunlara yazının sonunda yer verilmelidir. Gönderilen yazılar daha önce başka bir yerde yayımlanmamış
olmalıdır. Yazarlar, iletişim bilgileri ile birlikte yazılarını [email protected] adresine gönderebilirler.
UYARI
Bu Dergide yer alan yazıların bilimsel, hukuki ve etik sorumu yazarlara ait olup, yazılar Enerji Uzmanları Derneği’nin veya yazarların çalıştığı veya ilişkili olduğu kurum veya kuruluşların görüşünü
yansıtmaz. Bu Derginin içeriği Enerji Uzmanları Derneği’nin üretimi olup, Dergi içeriğinin ilgili mevzuat
gereğince izinsiz kullanılması yasaktır. Yazı içerikleri, dergi ve yazar ismi kaynak gösterilmek kaydıyla
kullanılabilir.
Yayın Türü
Süreli Yerel
ISSN: 1308-8262
Enerji Uzmanları Derneği Adına
Sahibi
Mehmet ERTÜRK
Enerji Uzmanları Derneği Yönetim
Kurulu
Mehmet ERTÜRK
Fatih KÖLMEK
Görkem Yusuf TOPÇU
Mustafa SEZGİN
Ceyhun KARASAYAR
Sorumlu Yazı İşleri Müdürü
İlker Fatih KIL
Yayın Kurulu
İlker Fatih KIL
Hasan ALMA
Mustafa YILMAZ
Fatih KÖLMEK
Bekir Oray GÜNGÖR
Sultan BALİOĞLU
Editör
Fatih Teoman KAYA
[email protected]
Grafik Tasarım
Kemal GÜLER
[email protected]
İletişim
Mustafa Kemal Mahallesi
2079. Cadde, 2/A/31 Çankaya/ANKARA
[email protected]
www.enerjiuzmanlari.org.tr
Tel: 0 312 472 7161
Basım Yeri
Gökçe Ofset Matbaacılık Ltd. Şti.
İvogsan 21. Cad. 599 Sok. No: 22
Yenimahalle/ANKARA
Tel: 0 312 395 9337
2016 yılında basılmıştır.
Nokta
Nokta
Nokta
Bu yazı bana geldiğinde tarih 1 Nisan 2016 idi. Benim de
içinde bulunduğum grup YEKDEM Yönetmeliği’nde önemli bir
değişiklik yaptı ve bu değişiklik 1 Mayıs’ta yürürlüğe girdi ama
yazı güncelliğini kaybetmedi. Yazıdaki güzel tespitlerden biri
buydu: YEKDEM’in bir bütçesi yok; hiç kimse orada değilse
maliyet sıfır, herkes oradaysa maliyet şu kadar milyon lira.
İtfa, söndürme demek. (İtfaiye kelimesinin nereden geldiğini
artık biliyorsunuz.) Ne zaman tarifeler kapsamında bu itfa kelimesini duysam tarifecilerin yanan bi şeyleri söndürdüklerini
düşünürüm. Her halde iyi şeyler yapıyorlardır. Biz piyasacılar,
tarifecileri hiç sevmeyiz; onlar kr/kWh ile ilgilenir, biz TL/
MWh ile. Tarifeye ve tarifeciye olan sevgisizliğimi bir kenara
bırakırsak yazı güzel, tarifenin matematiği var bu yazıda.
Enerji politikası ve çevre politikası iç içedir. Örneğin çevreyi
düşündüğün için yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımını
teşvik edersin. Ama benim bu yazıdan anladığımı söyleyeyim
mi: Bir savaşı durdurmak, binlerce kömür santralini kapatmaktan daha iyidir çevre açısından. Bir bombanın 3000 °C sıcaklıkla toprağı kavurduğunu ve o toprakta en az yüz yıl tarım
yapılamadığını öğrenmek acı verici oldu.
FTK
Editör
İçindekiler
4
Dr. Hasan ALMA
10
Tolga TURAN
13
Suriye’de Savaş Paris’te Anlaşma
Mücahit SAV
18
Ocak-Şubat Mesken Elektrik Tüketimi Rakamları
Ercüment CAMADAN
20
Organize Sanayi Bölgeleri ve Elektrik Tarifeleri
Nedim KORKUTATA
24
Günlük Doğal Gaz Arz Talep Dengesinin Sağlanabilmesi İçin Alternatif
Yöntemler
Mehmet ÖZDAĞLAR, Murat MISIR
28
Ölçme ve Diyaframlı Tip Doğal Gaz Sayaçlarında Numune Sayaçların
Kalibrasyon Sonrası Performans Değerlendirme Çalışması
Mehmet Akif DENİZ
Enerji Piyasası Bülteni
Dr. Hasan ALMA
Daire Başkanı, EPDK
Giriş
Bu yazı, disiplinler arası bir alan
olan tarife düzenlemesinin finansal mantığını yer yer matematiksel temellere inerek ve iktisadi
gerekçelerini de ifade ederek ele
almayı amaçlamaktadır.
Tarifeler hesaplanırken gelir
ihtiyacının tespiti aşamasında işletme giderleri (OPEX) ve yatırım
harcamaları (CAPEX) kaynaklı gelir ihtiyacı ayrı ayrı hesaplamalara girmektedir. OPEX kaynaklı
bileşen(ler) için kısaca OPEXB ve
CAPEX kaynaklı bileşen(ler) için
CAPEXB dersek, geliri aşağıdaki
şekilde gösterebiliriz:
Gelir = OPEXB + CAPEXB
OPEXB, her yıl için o yıla ait
OPEX olup aynı yıl gelir formülasyonuna girerek tüketilirken,
CAPEXB ise belli bir yıldaki
CAPEX’in yıllara sari (yaygın)1
olarak tüketilmesi esasına
dayanmaktadır. Böyle bir ayrım
olmamış olsa gelir ihtiyacı ilgili
yılın OPEX ve CAPEX (CAPEXB
değil) toplamı olarak, bu bileşenleri ayırmadan, gösterilebilirdi. Peki neden böyle bir ayrım
yapılmıştır?
İşletme giderleri, ekonomik
faydası ilgili olduğu yılda tüketicilere hizmet olarak dönen ya
da böyle oldukları varsayılan
giderlerdir. Personel, bakım-onarım, kira, enerji gibi giderler bu
cümledendir. Örneğin, elektrik
dağıtım hizmeti sunan bir şirketin personeli, ait olduğu yılda
ilgili tüketicilere hizmet verip
ücret alır. Bu ücret de işletme
gideri olarak tarife hesaplamalarında yer alır.2 Yatırım harcamaları ise, ekonomik faydaları ilgili
yıldaki ve devam eden yıllardaki
tüketicilere hizmet olarak dönen
harcamalardır. Yine bir elektrik dağıtım şirketinden örnek
verirsek, şirketin inşa ettiği bir
trafonun bedeli, hemen o yılın
tarife hesaplamalarında tümüyle
dikkate alınmaz, yıllara yayılarak dikkate alınır.3 Böylece,
o trafodan uzun yıllar boyunca
yararlanan farklı nesiller bu
yatırımın külfetini paylaşmış
olur. Kısaca teorisini verdiğimiz
bu paylaştırmanın mükemmel olması beklenemez. Bir tüketicinin
tam olarak hangi giderlere/harcamalara ortak olması gerektiği
tespit edilemez. Bir apartman
yönetiminin giderleri paylaştırırken yüzde yüz külfet-nimet
esaslı paylaştırma yapması beklenemezken, devasa sistemleri
yöneten düzenleyici kurumlardan
bu hiç beklenemez.4
CAPEXB temelde anapara taksiti
(itfa) ve getiriden oluşur. İtfa5
sabit, getiri değişir olarak hesaplanmakta olup sonuç olarak
CAPEXB de yıllar içinde değiş-
4 / Enerji Piyasası Bülteni / Nisan-Haziran 2016
mektedir. Sabit taksitlerle geri
ödeme yapılması tercih edilseydi
belli bir yatırımdan dolayı her
yıla düşen CAPEXB eşit olurken,
içerisindeki itfa ve getiri tutarları ise değişir olacaktı. Tıpkı
bir kredinin geri ödenmesinde olduğu gibi, tarifelerde de
yatırım harcamalarını sabit ya
da değişir taksitlerle geri ödeme
imkânı verilebilir. Peki, sabit ya
da değişir taksitler halindeki geri
ödemelerin hepsini “aynı” hale
getiren nedir? Bunu göstermek
için tarife hesaplarının finansal
arka planına değinmekte fayda
var.
Finansal Arka Plan
Finansın en temel konusu, paranın zaman değeridir. Bugünkü 10
TL ile yarınki 10 TL, yarınki 10
TL ile 1 ay sonraki 10 TL finansa
göre aynı değildir. Paranın zaman
değerini üç faktör etkiler: Enflasyon, faiz ve erken paranın geç
paraya tercih edilmesi.6 Enflasyon, paranın alım gücünü etkiler.
Bu yönüyle şimdiki para yarınkinden değerlidir. Faiz ise, paranın
belli bir süre elde tutulmamasına
karşılık istenir. Bu nedenle bugünkü para, faiz geliri getirdiği
için gelecekteki aynı tutardaki
paradan daha değerlidir. Bu ikisi
sıfır olsa bile, insanlar riskten
kaçınmak için paranın mümkün
mertebe erken ellerinde olmasını tercih ederler.
Dr. Hasan ALMA
Bugünkü değer, gelecekteki bir
paranın bugünkü karşılığıdır. Gelecek değer de bugünkü paranın
gelecekteki karşılığıdır.
Aşağıda, n dönem boyunca NAi
kadar nakit akışı sağlanması
halinde bu nakit akışlarının r iskonto oranı kullanılarak bugünkü
değerinin hesaplanma formülüne
yer verilmektedir:
BD: Bugünkü değer,
NA: Nakit akışı,
r: İskonto oranı,
i: Dönem.
Bir proje/yatırım yapıldığında
gelecekte beklenen nakit girişlerinin bugünkü değeri ile ilk nakit
çıkışının değeri karşılaştırılarak
bulunan net değere, net bugünkü
değer (NBD) denir.
Eğer NBD sıfır ise iskonto oranına7 eşit getiri elde ediliyor
demektir. NBD pozitif ise iskonto
oranının üstünde, negatif ise
altında bir getiri elde edileceği
anlaşılır. Gelecekte beklenen
nakit girişlerinin bugünkü değerini ilk nakit çıkışının değerine
eşitleyen iskonto oranına iç
verim oranı (İVO) denir. Eğer
İVO, iskonto oranına eşitse NBD
sıfır çıkar. İVO, iskonto oranından büyükse (beklenenden daha
yüksek getiri elde ediliyorsa)
NBD pozitif çıkar, tersi durumda
da negatif çıkar.
Kısaca giriş yaptığımız bu kavramlar kapsamında, tarife yoluyla geri alınan ilk yatırım tutarı
(nakit çıkışı), yıllar içindeki nakit
girişlerinin bugünkü değerine
eşit olmalıdır. Bu eşitliği sağlamada kullanılan iskonto oranı,
düzenleyici otoritenin makul
kabul ettiği getiri oranıdır. İster
eşit isterse değişir taksitlerle
geri ödensin, her durumda bu
eşitlik sağlanacak şekilde hesaplama yapılması gerekmektedir.8
Eşit Taksitle Ödeme Durumu
P anapara, A dönemsel eşit geri
ödemeler ve i de iskonto oranı
olmak üzere bugünkü değer eşitliği şöyledir:
Burada 1+x+x2+… +xn-1 +xn sonlu
geometrik serisinin çözümünü
yaparak yukarıdaki ifadeyi sadeleştirebiliriz.
1+x+x2+… +xn-1 +xn=K ise,
K=1+x(1+ x+x2+…+xn-1)
Bu durumda (1+ x+x2+…+xn-1)=
K-xn olacağına göre
K=1+x(K-xn), buradan K=1+xKn+1
xn+1, K(1-x)=1-xn+1, K=1-x
1-x
1+x+x +… +x
2
x=
1
(1+i)
n-1
+x
n
1-xn+1
= 1-x
dönüşümünden,
Nisan-Haziran 2016 \ Enerji Piyasası Bülteni \ 5
Dr. Hasan ALMA
Örnek:
10.000 TL, 12 eşit taksitte, her
taksit dönemi için %1 faizle geri
ödenmektedir.
10.000 = A*11,25508, buradan A
= 888,49 TL olarak bulunmaktadır.
Ödeme tablosu ise şöyle oluşturulabilir (vergi ve benzeri
ilaveler yoktur):
Dönem
Ödeme Faiz ödemesi
Anapara ödemesi
Anapara bakiye
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Toplam
888,49
888,49
888,49
888,49
888,49
888,49
888,49
888,49
888,49
888,49
888,49
888,49
10.662
=888,49-100=788,49
=888,49-92,11=796,38
804,34
812,38
820,51
828,71
837,00
845,37
853,82
862,36
870,98
879,67
10.000
=10.000-788,49=9.211,51
=9.211,51-796,38=8.415,13
7.610,80
6.798,42
5.977,91
5.149,20
4.312,20
3.466,83
2.613,01
1.750,65
879,67
0
=10.000*0,01=100
=9.211,51*0,01=92,11
84,15
76,11
67,98
59,78
51,49
43,12
34,67
26,13
17,51
8,80
662
Tarife hesabı
Tarifeler kapsamında CAPEX’in
yıllara yayılmasında kullanılan
getiri oranı, NBD eşitliğinin
sağlanmasında da esas alınan
iskonto oranıdır. Yukarıda örnek
verilen geri ödeme planında, her
dönemin taksiti eşit tutarda idi.
Bu eşitlik sağlanırken her dönemin anaparadan düşülen kısmı
ve faiz tutarı farklılaşıyordu. Son
tahlilde geri ödenen tutarların
bugünkü değeri, ilk nakit çıkışına
eşit olmaktaydı.
Yukarıda da bahsedildiği üzere
CAPEX yıllara dağıtılırken sabit
taksit değil sabit itfa yöntemi
kullanılmaktadır. Sabit itfaya, yıl yıl değişen getiri tutarı
eklenerek değişen bir toplam
elde edilmektedir. Getiri tutarı, düzenlenmiş varlık tabanı
(DVT) üzerinden hesaplanmakta
olup yılbaşı, dönem ortası ya da
dönem sonu esaslı DVT’ye göre
farklı getiri tutarları (dolayısıyla
farklı nakit akışları) ortaya çık-
maktadır. Bu durumda, belirlenen getiri oranın her 3 seçenekte
de sağlanması, yani her 3 nakit
akışı serisinin de bugünkü değerinin ilk nakit çıkışına eşit olması,
yine aynı anlama gelecek şekilde
NBD’nin her 3 durumda da sıfır
olması için getiri tutarının hesabında kullanılan getiri oranının
farklılaştırılması gerekmektedir.
Bir diğer ifadeyle, yıllar bazında
farklı nakit akışları onaylanabileceğinden her seçenekte
şirketin makul getiri oranını
elde edebilmesi için esas alınan
DVT’ye göre farklılaşan bir
oranın uygulanması gerekmektedir. Bunu, eşit olması gerekenin
nakit akışlarının bugünkü değeri
olduğu, farklı DVT’lere aynı oranın uygulanması anlamında bir
eşitlik olmadığı şeklinde de ifade
edebiliriz. Yukarıdaki eşit geri
ödemeli örnekle tarife hesabının
bir diğer temel farkı da şudur:
Eşit geri ödemeli örnekte nakit
girişi bugün, ilk nakit çıkışı ise
bir dönem9 sonra gerçekleşmektedir. Tarife hesabında ise, hangi
6/ Enerji Piyasası Bülteni / Nisan-Haziran 2016
DVT esas alınırsa alınsın, ilk
nakit çıkışı (yatırım) ile ilk nakit
girişi (ilgili yıla ait CAPEXB) eş
anlı gerçekleşmiş kabul edilmektedir.10 Takip eden nakit girişleri
ise birer dönem sonra gerçekleşmektedir.
Basit bir örnekle, açılışa DVT’ye
uygulanmak üzere belirlenen
getiri oranının (k), yıl orasına
göre (d) ve yıl sonuna göre (d’)
nasıl düzeltileceğini açıklayalım.
Basitleştirme adına itfa süresinin
2 yıl olduğunu kabul edelim. İlk
yılda X TL yatırım yapılmış olup 2
eşit taksitte itfa edilecektir.
Yıl
1
2
Açılış DVT
Yatırım
İtfa
Kapanış DVT
Ortalama DVT
0
X
X/2
X/2
X/4
X/2
0
X/2
0
X/4
Yukarıdaki 3 farklı DVT esas
alınarak 3 farklı CAPEXB elde
edilir:
Dr. Hasan ALMA
1- Açılış DVT esaslı:
2- Ortalama DVT esaslı:
3- Kapanış DVT esaslı:
(w oranında herhangi bir düzeltme yapılmaksızın açılış DVT
değerlerine göre bugünkü değer
hesaplandığında nakit girişlerinin
bugünkü değeri ilk nakit akışına
eşit olmaktadır. Düzeltme yapılmadan w oranının sağlanması
amaçlanıyorsa açılış DVT esas
alınmalıdır.)
(Düzenlenen şirketin w getiri
oranını elde etmesi için, ortalama DVT’ye uygulanacak getiri
oranı (d), w oranından hareketle
bu şekilde elde edilmelidir.)
Kapanış DVT esaslı düzeltme
Ortalama DVT esaslı düzeltme
Şimdi her 3 nakit akışının, belirlenen getiri oranını (w) vermesi
için açılış DVT’ye uygulanacak
getiri oranı (k), ortalama DVT’ye
uygulanacak getiri oranı (d) ve
kapanış DVT’ye uygulanacak
getiri oranı (d’) ne olmalı hesaplayalım.
Açılış DVT esaslı düzeltme
(ilk yatırım tutarı=nakit akışlarının bugünkü değeri)
(Düzenlenen şirketin w getiri
oranını elde etmesi için, kapanış
DVT’ye uygulanacak getiri oranı
(d’), w oranından hareketle bu
şekilde elde edilmelidir.)
10 yıllık itfa süresi ve %11,83 getiri oranı ile 10.000 TL yatırımın
geri alınmasında w, d, d’ düzeltmelerinin doğruluğu aşağıdaki
tabloda gösterilmektedir. Getiri
hesabı yapılırken ilgili DVT ile
aşağıdaki oranlar çarpılmıştır:
w
d
d'
0,1183
0,111693
0,105786
Dr. Hasan ALMA
Yatırım (TL)
İtfa süresi
Yıllar
Açılış DVT (TL)
İtfa (TL)
Kapanış DVT (TL)
Ortalama DVT (TL)
Getiri (TL)
Açılış DVT esaslı (TL)
Ortalama DVT esaslı (TL)
Kapanış DVT esaslı (TL)
Nakit akışı (itfa+getiri) (TL)
BD (r=%11,83) (TL)*
10.000
10
1
0
1.000
9.000
4.500
2
9.000
1.000
8.000
8.500
0
503
952
1.065 946
949
838
846
740
1.000
1.503
1.952
2.065 1.946 1.828
1.949 1.838 1.726
1.846 1.740 1.635
3
8.000
1.000
7.000
7.500
4
7.000
1.000
6.000
6.500
5
6.000
1.000
5.000
5.500
6
5.000
1.000
4.000
4.500
7
4.000
1.000
3.000
3.500
8
3.000
1.000
2.000
2.500
9
2.000
1.000
1.000
1.500
10
1.000
1.000
0
500
828
726
635
710
614
529
592
503
423
473
391
317
355
279
212
237
168
106
118
56
0
1.710 1.592 1.473 1.355 1.237
1.614 1.503 1.391 1.279 1.168
1.529 1.423 1.317 1.212 1.106
1.118
1.056
1.000
10.000
10.000
10.000
*BD hesabı yapılırken ilk yılın nakit akışına kalan yılların nakit akışının bugünkü değeri eklenmiştir (her üç seçenekte
de ilk yılın nakit girişi ve çıkışı eş anlı kabul edildiğinden).
Sonuç
Dipnotlar
• Üretilen ekonomik faydanın
aynı yıl içinde tüketilmesi varsayımı ile OPEX yıllık olarak tarife
hesabına girmektedir. Üretilen
ekonomik fayda yıllara yayıldığı
için CAPEX 1 yılda değil itfa süresi boyunca gelir gereksinimine
girmektedir.
1
Yıllara sari, özellikle muhasebe okuyanların çok sevdiği ama maalesef
genelde yanlış kullanılan bir ifade.
Yıllara sari ya da yaygın demek, bir
bütünün yıllara yayılması demektir.
Bir verinin yıllar itibariyle gösterilmesi ise yıllık tabiriyle ifade edilir.
Örneğin, Adana’da 2010-2015 dönemi yatırımlarını yıl yıl göstermek
yıllık yatırımları ifade eder. Yıllara
sari yatırım ise, bir projenin (bir
bütünün) yıllar içerisinde gerçekleştirildiği gösterir ve her yıla düşen
parça ayrı gösterildiği için yıllara
sari/yaygın olarak ifade edilir.
• CAPEX yıllara bölünürken eşit
itfa, değişen getiri tutarı yöntemi kullanılmaktadır.
• Tarife hesaplamaları, finansın
temel ilkelerine uyumlu ve kendi
içerisinde tutarlıdır.
• Getiri oranı açılış DVT, ortalama DVT veya kapanış DVT’ye
uygulanabilir. Üçünde de aynı
getiri oranının elde edilmesi
için farklı DVT’lere uygulanacak
getiri oranında farklılaştırma
yapılması gerekmektedir. Açılış
DVT’ye uygulanan getiri oranı
için düzeltme yapılmasına ihtiyaç yoktur.
Harcandığı gibi doğrudan dikkate
alınır demek değildir. Zaten tarife
hesaplamaları ilgili uygulama döneminin başında yapılmaktadır.
2
Muhasebede amortisman dediğimiz
kavram, Maliye Bakanlığının duran
varlıklara ilişkin harcamalarının her
yıl gider yazılmasına izin verdiği
tutar anlamındadır. Bu izin, faydalı
ömür tahminini esas alır. Düzenleyici
kurumun itfayı amortismanla eşit
tutma zorunluluğu yoktur.
5
Proje Değerlendirme Yöntemleri ve
Kullanılan Enstrümanlar, A. Mithat
Cesur, 2006, http://www.emo.org.
tr/ekler/baf163c24ed14b5_ek.doc.
6
7
Bu oran bu yatırımdan beklenen
getiri oranıdır.
8
Ayrıca Bkz. Hatipoğlu, K. Y., Net
Reel Makul Getiri Oranı Aynı Kapıya
Çıkan 3 Farklı Yol, Işığın İzi Dergisi,
2015, Sayı: 3
Dönem duruma göre ay, duruma
göre birkaç ay veya yıl olabilir.
9
Keza yatırım harcamaları için de
harcadığı tutar doğrudan dikkate
alınır demek değildir.
3
4
En basitinden, giriş katta oturan kişi
ile 20 nci katta oturan kişinin asansör bakımına eşit oranda katılımı
eleştirilebilir.
Bu elbette bir kabuldür. Gerçek
durumun tam da böyle olması gerekmez.
10
[email protected]
Tolga TURAN
Kıdemli Danışman, Balcıoğlu Selçuk Akman Keki Avukatlık Ortaklığı
“Akın var güneşe akın!
Güneşi zaptedeceğiz,
güneşin zaptı yakın!” (N.H.R., 1928)
Özellikle son bir yıldır yenilenebilir destekleme mekanizması
Türkiye’de tartışılır hale geldi.
Toptan satış piyasasında elektrik
fiyatlarının düşük seyretmesi,
dolar sent cinsinden olan alım
fiyatlarının artan kur nedeniyle
cazip hale gelmesi YEKDEM port-
föyünün hacminde özellikle 2015
ve 2016 yıllarında ciddi bir artışı
da beraberinde getirdi. Elektriğin rekabetçi piyasada oluşan
YEKDEM Portföyü
fiyatı ile YEKDEM portföyüne dahil olan üreticilere ödenen fiyat
arasındaki fark tedarik şirketleri
aracılığı ile nihai tüketicilere
yansıtılmakta. Bu da elektrik
fiyatları üzerinde ciddi bir baskının olması anlamında ve aslında
arzu edilmeyen bir durum. Bu
nedenle, YEKDEM portföyünde
genişleme sinyalleri alınmaya başlanır başlanmaz EPDK
ve Bakanlık bazı sınırlandırıcı
önlemleri de derhal gündemine
aldı. Önce EPDK web sayfasında yayımlanan bir yönetmelik
değişikliği taslağı ile YEKDEM
katılımcıları bakımından ek bazı
yükümlülükler getirilmesi için
harekete geçildi. Mart ayı sonunda teşvik fiyatlarından yararlanma imkanına sahip olan yenilenebilir kaynaklardan olup 1 MW altı
tesislerin tabi olduğu rejimde
ciddi sınırlamalar getiren Yönetmelik Resmi Gazete’de yayımlandı. Bir başka taslak, görüşe
açıldı ve yerli katkı desteğinden
Tolga TURAN
lisanssız tesislerin yararlanmasının önüne geçecek maddeler bu
taslakta yer aldı. Bunun da yakında çıkması bekleniyor. Ayrıca
ileriye dönük olarak, destekleme
mekanizmasının gözden geçirilmesi enerji kulislerinde konuşuluyor. Proje geliştiren gerçek ve
tüzel kişiler 10 yıllık süreyi proje
finansmanı bakımından yetersiz
bulurken politika yapıcılar maddi
yükün sektör üzerindeki baskısını
azaltmanın yollarını arıyor. Yeni
modeller üzerinde çalışıldığı ise
bir sır değil.
YEK Destekleme Fiyatları
Bu çerçevede ülkemizde yaşanan gelişmeleri izlerken ve hem
lisanslı hem lisanssız elektrik
üretiminde yenilenebilirin
getirdiği maddi yükler tartışılırken 30 Mart 2016’da Bloomberg’de bir haber çıktı. Buna
göre Meksika’da rüzgar ve güneş
santrallerinin kurulması için ilk
kez özel-ihale yöntemi uygulanmış ve 1720 MW güçte proje bu
ihale marifetiyle yatırımcılara
tahsis edilmiş. Bunun 1100 MW’ı
güneş, kalan 620 MW’ı ise rüzgar
santrali. Enel ve SunPower gibi
büyük firmaların da yer aldığı
ihaleler neticesinde ihaleyi alan
yedi şirketin 2018 yılına kadar
2,1 milyar dolar yatırım yapması
beklenmekte. Bu tarih itibarı ile
de üretmeye başladıkları enerjiyi
devlete ihalelerde belirlenen
fiyatlardan 15 yıl boyunca satacaklar.
Habere göre, ihale neticesinde
rüzgar ve güneş için oluşan fiyat
sırasıyla MWh başına 43,90 dolar
ve 40,50 dolar olarak gerçekleşmiş.
Kapasite Fiyat
Rüzgar
Güneş
670 MW
1100 MW
$ 43.90
$ 40.50
Türkiye’deki fiyatlar ile mukayese edildiğinde oldukça aşağıda
kaldığını belirtmeye sanırım
gerek yok. Tabiatıyla resmin bu
şekilde ortaya çıkmasında pek
çok faktör var. Öncelikle mevsimsel koşullar, yani santrallerin
kapasite faktörleri, üretim ölçeğini ve bu doğrultuda santralin maliyetlerini direkt olarak
etkiliyor. Alım periyodunun 15
yıl olması fiyatların Türkiye’den
daha düşük çıkmasında bir
başka faktör olabilir. Türkiye’de
destekleme mekanizmasında
2010 yılında yapılan değişiklik
ile Kanun eki cetvel ile belirlenen alım fiyatlarından bu yana
6 yıl geçmekle rüzgar ve güneş
santralleri bakımından kurulum
maliyetlerindeki düşüşlerin de
bu fiyatlara yansıyacağı aşikar.
2015 yılında Dubai ve Ürdün’de
yapılan güneş santrali ihalelerinde de MWh başına 60 dolar civarında seviyeler ortaya çıkmıştı.
Şili’de 65-68 dolar civarında,
Brezilya’da ise 85 dolar civarında, Hindistan’da yine 65 dolar
seviyelerinde yapılan ihalelerin
neticelendiği basına yansımıştı.
Bu ülkeler tabiatıyla güneşin
görece bol olduğu ülkeler, fiyatın
düşük seviyelerde seyretmesi de
gayet doğal sayılabilir. Ama ne
kadar düşük bir seviyeyi makul
kabul edeceğiz? Son dönemde
Almanya’da yapılan ihalelerde
ise 100 dolar civarı fiyatın ortaya
çıktığını biliyoruz. Grafikte verdik, biz de bu rakam yerli katkı
hariç 133 dolar. Yine 2015 yılında
Fransa’da 800 MW güneş kapasitesi için yapılan ihale sonucunda
ortaya çıkan fiyat 124 avro.
Aslında bu tablo bize, ihaleler
neticesinde ortaya çıkan neticelerin birbirlerinden ne kadar
farklı olduğunu gösteriyor, tek
bir ülkeye bakarak Türkiye’de
fiyatlar yüksek demenin de
Tolga TURAN
aslında çok da doğru bir yaklaşım
olmadığını da.
Kanaatimce Türkiye’nin bu konudaki temel yanlışı fiyatları düşük
ya da yüksek tutması değil.
Nitekim iki yıl öncesine kadar
YEKDEM’in yüzüne kimse bakmıyordu. Esas sorunu yaklaşımda
aramak gerek. İleriye dönük bir
öngörü ve plan ile hareket edilmemesi en büyük eksiklik. Kısaca
açıklayıp yazımızı sonlandıralım.
En büyük eksiklik en başta. Bu
işin bir bütçesi yok. YEKDEM’e
hiçbir santral girmediğinde
maliyet sıfır, herkes hücum
ettiğinde de beklenmedik kadar
yüksek. Yani hiç istemediğimiz
bir varyans. Biz önümüzdeki sene
sektör üzerinde YEKDEM maliyetinin ne olacağını bilmiyoruz.
Müthiş bir belirsizlik. Dolayısıyla,
önce bu işin bir bütçesi yapılmalı
yıllara sari. Daha sonra bu bütçe
kaynaklara göre dağıtılmalı ve
yönetilmeli.
İkincisi kaynak tipine göre sabit
fiyatların belirlenmesi yerinde
değil. Santrallerin güçlerine ve
verimlerine göre alacakları teşvikler belirlenmeli. Başta ayırılan
bütçe ancak bu şekilde optimize edilebilir. Diğer bir deyişle,
verili bütçe ile daha fazla santral
devreye alınabilir. Örneğin rüzgar
için destekleme fiyatı 6,3 sent
olduğunda da kar edebilecek bir
tesis ile 8,3 sentin altında da kar
edemeyecek bir tesis düşünelim.
Fiyat tüm taraflar bakımından
7,3 olarak belirlendiğinde bu iki
tesisten ilki aşırı kar elde ederken diğeri devreye alınamıyor.
Halbuki birine 6,3 diğerine 8,3
teşvik verilse her ikisi de devreye alınabilir ve yenilenebilir üretim ekstra maliyete katlanmadan
artırılabilir.
Daha önce de ifade ettiğim
üzere, bizde teşvik fiyatları Kanunun ekinde yer alan cetvel ile
belirlenmiş durumda. 31 Aralık
2015 tarihine kadar devreye
girecek santraller bakımından bu
fiyatların tatbiki Kanun icabı. Bu
tarihten sonra devreye girecek
santraller bakımından ise Kanun
Bakanlar Kurulu’na yetki vermiş.
Yetki veren Kanun maddesi şu
şekilde:
“Ancak, arz güvenliği başta
olmak üzere diğer gelişmeler
doğrultusunda 31/12/2015 tarihinden sonra işletmeye girecek
olan YEK Belgeli üretim tesisleri
için bu Kanuna göre uygulanacak miktar, fiyat ve süreler ile
kaynaklar Cetveldeki fiyatları
geçmemek üzere, Bakanlar Kurulu tarafından belirlenir.”
Bakanlar Kurulu bu yetkisini çok
erken bir tarihte ve çok sınırlı bir
şekilde kullandı. 5 Aralık 2013
tarihinde almış olduğu karar ile
sadece devreye girme tarihini 31
Aralık 2020 olarak değiştirmek
ile iktifa etti ve fiyat, miktar
vb. parametrelerde değişikliğe
gitmedi. Kararın ilgili maddesi
şu şekilde:
“1/1/2016 tarihinden
31/12/2020 tarihine kadar işletmeye girecek olan Yenilenebilir
Enerji Kaynakları (YEK) Destekleme Mekanizmasına tabi YEK
Belgeli üretim lisansı sahipleri
için 5346 sayılı Kanuna ekli I
sayılı Cetvelde yer alan fiyatlar,
on yıl süreyle uygulanır.”
Sonuç olarak miktar, fiyat, süre
ve kaynak olarak 2020 yılı sonuna kadar devreye girecek tesisler
bakımından Kanun hükümleri
aynen uygulanmaya devam
edecektir. Bugün takip ettiğimiz revizyon tartışmaları da en
azından fiyat ve miktar garantisi
olarak bu tarihten sonra devreye
girecek santraller bakımından
uygulanabilecektir. Yine santral tipi ve süreler bakımından
da aleyhe düzenlemeler ancak
2021 yılından itibaren devreye
alınacak santraller bakımından
gündeme gelebilecek. Bunların
dışında bazı detay hususlar, dengeye ilişkin örneğin, yönetmelik
değişikliği ile mevcut santraller
bakımından da gündeme yakın
zamanda gelecek gibi gözüküyor.
Hep birlikte bekleyip göreceğiz.
Kaynaklar
http://www.bloomberg.com/news/
articles/2016-03-29/mexico-firstpower-auction-awards-1-720-megawatts-of-wind-solar
1
http://renewables.seenews.com/
news/overview-how-low-will-solarprices-go-in-2015-500228
2
5 Aralık 2013 tarih ve 28842 sayılı
Resmi Gazete
3
[email protected]
Mücahit SAV
Daire Başkanı, EÜAŞ
Paris’te Anlaşma
Küresel İklim Değişikliği Anlaşması olan ve günümüzde
hala geçerliğini koruyan Kyoto
Protokolü’nün 2020 yılında sona
ermesinden sonra yerini alacak
yeni anlaşma, COP 21’de onaylanmıştır. Aralık 2015’te Paris’te
toplanan 21. Taraflar Konferansı’nda; Birleşmiş Milletler İklim
Değişikliği Çerçeve Sözleşmesi’nin (BMİDÇS) atmosferdeki
sera gazı birikimini iklim için
tehlikeli, insan kaynaklı müdahaleyi önleyecek düzeyde tutmak
biçiminde tanımlanan yeni bir
küresel anlaşma 195 ülke tarafından kabul edilmiştir. Anlaşmanın 2020 yılında yürürlüğe
girebilmesi için küresel salımların en az % 55’ini temsil eden en
az 55 ülkede yasal olarak kabul
edilmesi gerekmektedir. Nisan
2016’da imzaya açılacak olan
söz konusu anlaşma ile küresel
politika hedefi olarak belirlenen sıcaklık artışının 2 °C’nin
de altında 1,5 °C’de tutulması
amaçlanmıştır.
laşmıştır. Hedefini 2030 yılında
referans senaryoda öngörülen
artıştan % 21 azaltım şeklinde
belirlemiştir. Toplam sera gazı
salımı 2013 yılında 459,1 MtCO2e
olan Türkiye (enerji sektörü;
311,2 milyon ton ile emisyonların başını çekmiştir), INDC’deki
baz senaryoya göre 2030 yılında
1.175 MtCO2e salım öngörürken
atılacak adımlarla bu rakamı 929
MtCO2e’ye azaltacağını beyan
etmiştir (Şekil 1) [1].
Türkiye, Ulusal Katkı Niyet
Beyanını (INDC), 30 Eylül 2015’te
BMİDÇS Sekretaryası ile pay-
Toplam Sera Gazı Emisyonları (Milyon Ton CO2e)
Şekil 1 Türkiye’nin Ulusal Niyet Katkı Beyanı
Mücahit SAV
İklim değişikliğinin yıkıcı etkilerinden korunmak için küresel
karbon emisyonlarının 2.900
GtCO2’yi aşmaması gerekmektedir. Buna küresel karbon bütçesi
adı verilmektedir. Bu bütçenin
1.900 GtCO2’si, yani % 65’i 2011
yılı itibariyle tüketilmiştir. Mev-
cut emisyon artış eğilimi devam
ederse kalan 1.000 GtCO2‘in de
2050 yılından önce atmosfere
salınacağı düşünülmektedir. 2°C
hedefini tutturmak için 20552070 arasında net karbondioksit
emisyonlarının, 2080-2100 yılları
arasında da net sera gazı emis-
yonlarının sıfırlanması gerekmektedir [2].
Küresel emisyonlarda en büyük
payı iki ülke; ABD ve Çin almaktadır (Tablo 1).
Tablo 1 Ülkelerin Küresel Emisyonlardaki Payı [2].
Küresel Emisyonlardaki Pay
2012 (%)
ABD
Çin
Avrupa Birliği
Rusya
Kyoto Protokolü; Çin, ABD ve
Rusya gibi dünyanın en fazla
kirlilik oluşturan ülkelerinin
emisyonlarını sınırlandıramamıştır. Aynı zamanda Protokol;
Çin gibi dünyanın en kalabalık
nüfuslu, en çok kirleten ve büyümekte olan bir ülkesini kapsam
dışında tutmuştur. Bir başka en
çok kirlilik oluşturan ülke ABD
ise protokolü imzalamamıştır.
Gelişmekte olan bir ülke olarak
% 16,4
% 24,5
% 9,82
% 5,18
(1850-2011) (%)
% 27
% 11
% 25
%8
Türkiye’nin, söz konusu Protokol
içerisinde farklı bir konumda yer
almasına rağmen, Paris Anlaşmasında bu özel konumuna da itiraz
edilmiştir.
Ülkeler, hazırladıkları sera gazı
emisyon envanteri ve raporunu
her sene düzenli olarak BMİDÇS
Sekretaryasına sunmaktadır. Sunulan raporlarda; enerji, binalar,
ulaştırma, sanayi, atık, tarım,
arazi kullanımı ve ormancılık
sektörlerinde salınan emisyonlar
hesaplanmaktadır. Emisyonların
artışına en çok sebep olan etkenler; enerji üretimi, sanayileşme
ve özellikle savaşlar sonucu fosil
kaynakların artarak kullanılması,
ekosistemin dengesini bozacak
şekilde müdahale edilmesi ile
ormanlık ve tarım arazilerinin
giderek azalması gelmektedir.
Mücahit SAV
Suriye’de Savaş
Savaşlar insanlığa son vermeden,
insanlık savaşlara son vermelidir.
(John F. Kennedy)
Arap halklarının özgürlük ve
demokrasi talebi ile başlayan
Arap Baharı süreci; Suriye’de
2011 yılında başlamış ve 2016
yılı itibariyle 5 yılı aşkın bir
süredir devam etmektedir. Süreç
içerisinde başta Suriye, Libya ve
Yemen olmak üzere bir iç savaşa
dönüşen bölge, dünyanın en
öncelik arz eden ve uluslararası
düzen ve güvenliği tehdit eden
bölgelerden biri halini almıştır.
Mezhepçilik anlayışı ile savaşa müdahil olan İran, Irak ve
Lübnan’ın politikası, bölgedeki
kaos ortamının en büyük nedenlerinden biri olmuştur. Denkleme
Rusya’nın da katılması, mevcut
çatışma ve gerginlikleri bir savaş
ve hatta bölgesel savaş riskine
getirmektedir. Böyle bir risk de
sadece çevreyi değil, savaşın
yayılma riski düşünüldüğünde
insanlığı da tehdit eder niteliktedir.
Şimdiye kadar 300.000’den fazla
ölü, bu rakamlardan daha fazla
yaralı ve milyonlarca göçmenin
olduğu bölgedeki savaş, dünyanın
diğer bölgelerini de etkileyerek
devam etmektedir. Güney sınırlarımızda yıllardır süregelen Suriye
savaşında kaybedenler; sadece
Suriye ve Irak halkları değil, tüm
bölge, dolayısıyla insanlıktır.
Mevcut iç karışıklar veya iç savaş
olarak nitelenebilecek gerginlikler sona erdikten sonra, bölge
kalkınsa bile geriye dönülemeyecek, telafi edilemeyecek zararlar da meydana gelmektedir.
Canlıların zarar görmesinin yanı
sıra yerleşim yerlerinin, ekosistemlerin ve orman alanlarının
da zarar görmesi nedeniyle,
uzun dönemde bölge ülkelerinin
kalkınması ve refaha kavuşmaları
zaman alacaktır.
Çevre açısından bakıldığında,
bombalamaların verdiği tahribat
kadar olmasa da hemen hemen
tüm yerleşim yerlerinin tahrip
olması ile moloz yığınları ve
enkaz yığınlarına ait kalıntıların
atmosfere yayılması ise savaşın
başka bir acı gerçeği olmaktadır.
Tüm bunlara ilave olarak savaş
sonrası şehirlerin yeniden inşası
ve kalkınması için yatırımlara
hız verilmesi, sanayinin ayaklandırılması için yapılacak olan
girişimlerin bölgeye vereceği
zararlar da savaşın etkilerine
eklenmelidir.
km2lik ekin alanına 55 milyon
kilo defoliant serpmiştir. Bunun
sonucunda düşmanın yiyecek
kaynaklarının kurutulması
hedeflenmişse de uygulamanın
başarılı olmadığı tespit edilmiştir
[5]. Yoğun miktarlarda kimyasal
maddelerin kullanımı sonucunda
tarım alanları, ormanlar ve su
kaynakları yok edilmiş ve diğer
çevresel etkilenmenin bilinmeyen boyutları bugün halen aktif
olarak canlı yaşamını tehdit
etmektedir.
Suriye Özelinden Dünya Geneline Savaşların Çevre ve Ekosistem Üzerindeki Etkileri
1990 yılındaki Körfez Savaşı ve
Kosova tecrübeleri; konvansiyonel silahların çevreye vermiş
oldukları tahribatı gözler önüne
sermiştir [6]. Kosova savaşı sırasında özellikle Sırplar, bölgedeki
doğal kaynaklara ve çevreye
onarılmaz zararlar vermişlerdir.
Hava saldırıları sırasında; 1200
uçak, 78 gün boyunca bölgeyi
bombalamıştır . Toplam 25 bin
uçuş yaparak 17 bin saldırı gerçekleştiren uçaklar, on binlerce
bombayı yerleşim yerlerine
atmışlardır. Kimya tesislerinin
bombalanmasıyla çıkan yangınlarda oluşan partikül madde dumanları 10 gün sürecince 15 km2lik çevreye yayılarak yağmurun
yağması sonucu tam bir felakete
dönüşmüştür. Bunun sonucunda
başlayan asit yağmurları sonucu,
Romanya’da pH oranı yağmur
suyunda 5,4, Bulgaristan’da ise
pH oranı 4,2 olarak ölçülmüştür.
Romanya semalarında ise yüksek
oranlarda kükürt dioksit, azot
oksit ölçülmüştür (maksimum
sınırların 10 kat fazlası) [7].
Tarih boyunca kendisini güçlü
görenlerin yaptığı savaşlar sonucu, insanlığın ve canlı yaşamların
yanı sıra çevre, ekosistem ve
atmosfer de tehdit edilmiştir.
Ağır bombardıman uçağından
atılan bir bomba patladığında,
ortaya çıkan yaklaşık 3.000 °C
sıcaklık; sadece atmosfer ile tüm
flora ve faunanın değil, toprağın
daha alt katmanlarının da kavrulmasına neden olabilmektedir.
Uzmanlar aynı toprağın yeniden
işlenebilir hale gelebilmesi için
100-7400 yıl geçmesi gerektiğini
ileri sürmektedir [4].
Savaşların çevreye verebileceği
zararların başında; emisyonların
tutulmasında en çok etkisi olan
ve büyük yutak alanları olarak
nitelendirilen ormanların tahrip
edilmesi veya bozulmaları gelmektedir. Ormansızlaşma büyük
bir karbon emisyonu nedenidir.
ABD’nin 70’li yıllarda yaptığı
Vietnam savaşında, dünyanın en
büyük ormanlarından Yağmur Ormanlarına zarar vermesi, sadece
o bölgeye değil tüm dünyayı
etkilemiştir.
Savaşta taktik olarak çevrenin
tahrip edilmesinde defoliant
(kimyasal ilaç) kullanılması ilk
kez Vietnam savaşında 19651971 yılları arasında ABD tarafından başlatılmıştır. ABD 3640
Savaşlarda ve çatışmalarda
düşmanın ekonomik yeterliğini
ortadan kaldırmak amacıyla
endüstriyel tesislerin çok sık
hedeflendiği görülmektedir.
Yapılan saldırılarda ortaya çıkan
endüstriyel kimyasallar sivil halkı
ve normal yaşamı etkilemektedir. Örneğin Balkanlardaki savaş
süresince NATO’nun, Belgrat
çevresindeki bazı petro-kimya
tesislerini bombalamasının ve
bu sırada bir plastik fabrikasıyla
Mücahit SAV
ve bir amonyak üretim tesisinin
tahribi sonucunda ortaya çıkan
klorin, etilen diklorid, vinil
klorid monomerleri gibi toksinlerin atmosfere yayılarak yalnızca
akut yaşam fonksiyonlarına yönelik değil, aynı zamanda çevrede
kalıcı bir kirliliğe neden olduğu
bilinmektedir [8].
Bilim adamlarına göre; Irak
ordusunun 732 Kuveyt petrol
kuyusunu ateşe vermesi günde
yaklaşık 6 milyon varil petrolün yanmasına neden olmuştur
ve bu yangın ancak 258 günde
söndürülebilmiştir [9]. İran-Irak savaşında; petrol taşınması
sırasında meydana gelen kazalar
ve endüstriyel atıklar sonucu
ekosistemde büyük bir tahribat
oluşmuştur ve bunun olumsuz etkilerine halen rastlanılmaktadır.
Dünya Kaynakları Enstitüsü’nün
(World Resources Institute) araştırmasına göre; İran’ın bölgeden
2.000 kilometre uzaklıktaki
çiftliklerinde topraktan alınan
örneklerde petrol, sülfür, kurum
ve zift gibi atıklar bulunmuştur.
Tonlarca kirletici gaz atmosfere karışarak Suudi Arabistan ve
İran’da yağlı kara yağmurlar ve
1.500 mil ötede Keşmir’de kara
kar yağışları oluşmasına neden
olmuştur [10].
Günümüz savaşlarında büyük
silah üreticisi olan ülkeler
genellikle ve öncelikle üretilmiş
milyonlarca ton eskimiş silah ve
cephaneyi kullanmaktadırlar.
Kullanım süresini doldurmuş ve
eski teknolojilerle yapılmış silahlar, bıraktıkları atıklarla dünyayı
kirletmeye devam etmektedir.
Savaş sonrası kullanılmayan ve
elde kalan silahlar da ya savaş
alanında bırakılmakta ya savaş
yapılan ülkenin sınırları içerisinde yok edilmekte ya da ülkeye
geri götürülmektedir.
Sovyet Birlikleri 1992’de eski
Doğu Almanya’yı terk ederken
1,5 milyon ton cephane; geri
dönüş maliyetleri çok yüksek
olduğu için yakılarak tahrip
edilmiştir. Tüm Doğu Almanya
topraklarının % 4’ü Sovyet Birlikleri tarafından yoğun bir şekilde
kirletilmiştir [11]. Ortaya çıkan
nitrojen oksitler, yüksek toksik
kimyasal dioksitler ve civa gibi
ağır metaller, çoğunlukla yakılarak filtresiz bir şekilde atmosfere
salıverilmiştir.
Savaş yüzünden ekonomile-
ri zaten altüst olmuş ülkeler,
savaş sonrasında bir de mayınlı
alanlarla uğraşmak zorunda
kalmaktadırlar. Mayınlı olduğu
için kullanılmayan ormanlık
alanlar, otlaklar ve tarım alanları
ekonomi ve ekosistem için büyük
bir kayıptır. Bugün Afganistan ve
Kamboçya topraklarının % 35’i
mayınlar yüzünden kullanılamaz
durumdadır [6].
Yerleşim birimlerinde yaşayanların yerlerinden edilmeleri, mülteci konumunda olan insanların
tercihen yakın bölgelere, akabinde tüm dünyaya yayılmaları ülke
ekonomilerini olduğu gibi çevreyi
ve ekosistemi de tehdit etmektedir. II. Dünya Savaşı sırasında
kentlerin bombardımanı sonucu ormanlık, tarımsal alanlar,
ulaştırma sistemleri ve sulama
ağlarının yok edilmesi çok büyük
boyutlu çevresel felaketlere yol
açmıştır. Savaşın sonunda 50
milyon insan yaşadıkları yerleri
terk ederek göçmen durumuna
düşmüştür [12].
Hala devam eden Suriye savaşında tüm dünyanın son yıllarda gördüğü en büyük mülteci
krizi yaşanmaktadır. Ülkemizin
en uzun sınır komşusu olması
sebebiyle Suriye’den sadece
Mücahit SAV
Türkiye’ye sığınan 3 milyona
yakın göçmen bulunmaktadır.
Bu da Suriyeli nüfusun, İstanbul,
Ankara, İzmir ve Bursa’dan sonra
Türkiye’nin 5. “büyük şehirli”
nüfusu olmasına yol açmıştır.
Küresel Savaşlardan Paris Anlaşmasına - Küresel Emisyonlar
Paris’de ülkelerin bir
mutabakata varmasından sonra,
Fransa Devlet Başkanı François
Hollande, Anlaşma için
“Paris’in gördüğü en barışçıl
devrim” nitelemesi yapmıştır.
Tüm bu örneklerden görüleceği üzere; savaşların canlılara,
ekosisteme, atmosfere kısacası
tüm çevreye zararları saymakla
bitmez. Özellikle 1800’li yıllarda petrolün bulunmasıyla fosil
yakıtlı bir dünyanın ortaya çıkması ve gelişmiş ülkelerin sanayi
devriminden sonra kendi ülke
sınırları içerisinde yapmış oldukları kalkınma çabaları sonucu
dünyamız oldukça kirletilmiştir.
Bunun yanı sıra kendi sınırları
içerisinde dünyamızı kirletenlerin, bir başka bölgede üstelik,
kendisine çok uzak, dünyanın
başka bir noktasında yapmış olduğu savaşlar sonrasında çevreye
ve ekosisteme verdiği zararlar
düşünülmemiştir.
Su ve gıda kıtlığı, çölleşme,
ormansızlaşma, aşırı iklim değişiklikleri gibi çevresel faktörler
insanlığı daha büyük göçlere ve
savaşlara götürebilmektedir.
Büyük çevresel sorunların savaşların çıkmasına sebep olması
gibi savaşlar da büyük çevresel
sorunlara sebep olmaktadır.
Dünyanın herhangi bir noktasında çevre ve ekosisteme verilen
zarardan, sadece o bölge değil
dünyanın çok uzak, çok farklı
bölgeleri de etkilenebilmektedir. Orta Doğu ülkeleri, özellikle
Körfez Ülkeleri, Paris’te kabul
edilen anlaşmaya göre gerçekleş-
tirecekleri emisyon azaltımlarını
birer birer beyan ettiler. Ancak
beyan edilen miktarların gerçekleşmesinde sadece bu ülkelerin
değil, bölgeye savaş veya yatırım
sebebiyle gelen her ülkenin sorumluluğu bulunmaktadır.
Rusya veya İran gibi ülkelerin
verdikleri ulusal niyet katkı
beyanları (Tablo 2) Birleşmiş
Milletler temsilcilerince incelenirken sadece ulusal bazda değil,
uluslararası arenada ve dünyamızın başka bölgesine zarar
verilmesi halinde, zararlar kirletenlerin hanesine yazılmalıdır.
Bu nedenle; bölgemizde yapılan
Suriye savaşında veya dünyanın
başka bir noktasındaki savaşlara
müdahil olan her ülkenin dünyayı
kirletmesine verdiği katkının,
o ülkeleri hanesine eklenmesi
gerekmektedir. Kyoto veya Paris
anlaşmasında verilecek (verilmemesi gereken) finans destekleri
de yine o ülkelerin zarar hanesine aktarılmalıdır.
Tablo 2 Ülkelerin Ulusal Niyet Katkı Beyanı (2030 yılında) [1]
Ülke
ABD
Çin
AB
Rusya
İran
Suriye
Türkiye
Ülkelerin çevre politikaları,
başka ülkelerin dış politikaları
veya enerji politikaları yüzünden sekteye uğrayabilmektedir.
Bu politikalara beklenmeyecek
şekilde en çok etki eden unsur
ise küresel savaşlardır. Zira,
mevcut askeri teknolojiler,
dünyayı birçok defa yıkabilecek seviyede tahrip edici olup
bunların kullanılması durumunda
insanlık, kendi kıyametini kendi
eliyle gerçekleştirdiği bir dünya
ile karşılaşacaktır.
Kaynaklar
1. http://www4.unfccc.int/submissions/INDC/Submission%20Pages/
submissions.aspx Erişim Tarihi:
Niyet Beyanı (%)
26-28
60-65
40
25-30
4
21
02.03.2016
2. Türkiye için Düşük Karbonlu Kalkınma Yolları ve Öncelikleri, İstanbul
Politikalar Merkezi Raporu,
3. CENTNER, CHRISTOPHER, (1996),
“Environmental Warfare: Implications for
Policymakers and War Planners”,
Strategic Review,
4. WESTING AH., (1980), Warfare in
a fragile world: military impact on
the human
environment, London (UK), Taylor &
Francis,
5. Altuntaş Hakan, Savaşların Çevresel Boyutu ve Ekosistem Üzerindeki
Geri Dönüşü Olmayan Etkileri,
6. Internatıonal Crısıs Group, (2000),
Kosovo report card, Pristina/Brussels,
7. WESTING AH., (1990), Environ-
Referans Yıl
2005
2005
1990
1990
2010
2012
mental hazards of war: releasing
dangerous forces in
an industrialized world, Thousand
Oaks (CA), Sage Publications,
8. Encyclopaedia of Persian Gulf War
(1995), Environmental Effects of the
Persian
Gulf War, Santa Barbara, California:
ABC-CLIO, Inc.,
9. HORGAN J., (1991), “Burning
questions”, Sci Am,
10. ORIANS GH, PFEIFFER EW.,
(1970), “Ecological effects of the
war in Vietnam”,
Science,
11. LAQUER W., (1984), Europe since
Hitler, New York, Penguin Books,
[email protected]
@Saw06
Ercüment CAMADAN
Enerji Uzmanı, EPDK
Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu (EPDK) 2016 yılı itibarıyla
aylık olarak elektrik piyasası
raporları yayımlamaya başladı.
Bu raporlarda daha önce kamuoyuyla paylaşılmayan bir takım rakamlara da yer veriliyor. Elektrik
tüketiminin her il için tüketici
türüne göre dağılımı bunlardan
birisi. Bu yazıda meskenlerin Ocak ve Şubat aylarındaki
elektrik tüketimi iller bazında
karşılaştırılacak ve kısaca değer-
lendirilecektir.1
Karşılaştırma ve değerlendirmeye başlamadan önce değinmekte
yarar olan bir husus var. İki aylık
tüketim verileri iki sebepten
dolayı yüzde yüz gerçek durumu
yansıtmaz. Sezonsal etkiler bu
nedenlerden ilkidir. Ocak ve Şubat aylarındaki tüketim ile yıllık
tüketim profili farklı olabilir.
Örneğin, Antalya, ocak ve şubat
aylarında kişi başına meskenler-
de en yüksek elektrik tüketimine
sahip olan il. Ancak, Antalya’da
elektriğin ısınma amaçlı da kullanıldığını biliyoruz. Bu nedenle
muhtemelen Nisan ve Mayıs gibi
aylarda Antalya’daki kişi başına
mesken elektrik tüketimi azalacaktır. İkinci neden ise sayaçların
okuma periyodundaki muhtemel
kaymalardır. Özellikle dağınık
yerleşimin yaygın olduğu ve mevsim şartlarından dolayı ulaşımın
nispeten zor olduğu yerlerde
Ercüment CAMADAN
sayaçlar her ay okunmayabiliyor. Bu nedenle tüketimde aylar
arasında kaymalar söz konusu
oluyor. Bu kaymaların mevcut
rakamlarda ne denli etkili olduğunu bilmiyoruz. Tek ay yerine
iki aylık toplam tüketim rakamını
alarak sayaç okuma periyodundaki farklılıkların etkisini bir
nebze olsun hafifletebiliyoruz.
Yine de en doğru değerlendirme
için daha uzun süreli tüketim rakamlarını almak gerekmektedir.
EPDK’nın yayımladığı aylık rapor
sayısı arttıkça daha doğru bir değerlendirme mümkün olacaktır.
Aylık raporlarda meskenlerde
2016 yılının ilk iki ayında kişi
başına elektrik tüketiminin ülke
genelindeki ortalama değeri 124
kWh. Meskenlerde kişi başına
tüketimin en yüksek olduğu il ise
234.7 kWh’lik tüketimle Antalya.2 Osmaniye ve İzmir yaklaşık
195 kWh’lik değerlerle ikinci ve
üçüncü sırada. Kişi başına tüketimin en yüksek olduğu ilk on
il Tablo 1’de gösteriliyor. Tablo
1’deki illerin ortak özelliği Türkiye’nin batısında yer almaları,
genellikle yüksek nüfus yoğunluğuna sahip olmaları ve ekonomik
olarak gelişmiş olmalarıdır.
Tablo 1 Meskenlerde kişi başına
elektrik tüketiminin en fazla olduğu
iller
İl
kWh
Antalya
Osmaniye
İzmir
Muğla
Yalova
Balıkesir
Aydın
Mersin
Çanakkale
İstanbul
234.7
195.2
194.8
177.4
163.0
157.0
153.8
148.2
146.9
145.2
Meskenlerde kişi başına tüketimin ilk iki ay itibarıyla en düşük
olduğu il 20.6 kWh’lik tüketimle Şırnak. Hakkari ve Ağrı’da
meskenlerde kişi başına sırasıyla
ortalama 46.1 ve 48.6 kWh
elektrik tüketilmiş. Kişi başına
tüketimin en düşük olduğu on il
Tablo 2’de görülüyor.
rik/YayinlarRaporlar/AylikSektor
bağlantısından ulaşılabilmektedir. Bu
yazıda her iki raporun da 2.4 numaralı tabloları dikkate alınmıştır.
2
İllerin nüfusları Türkiye İstatistik
Kurumu’nun açıkladığı 2015 yılı
nüfuslarıdır. Erişim için: http://tuik.
gov.tr/PreIstatistikTablo.do?istab_
id=1590
Tablo 2 Meskenlerde kişi başına
elektrik tüketiminin en düşük olduğu
iller
İl
kWh
Şırnak
Hakkari
Ağrı
Bingöl
Mardin
Siirt
Batman
Diyarbakır
Gümüşhane
Adıyaman
20.6
46.1
48.6
55.3
55.8
56.3
57.3
59.1
60.8
63.7
Tablo 2’de yer alan illerdeki ortalama tüketim Türkiye ortalama
tüketiminin yüzde 42’si ve Tablo
1’deki illerin ortalama tüketiminin yüzde 30’u civarında. Tablo
2’deki illerin önemli bir kısmı
kaçak kullanımın yaygın olduğu
iller. Bu illerin tamamı Türkiye’nin doğusunda ve bir kısmı
hava şartlarının ağır olduğu iller.
Okuma periyodunun etkisini ise
sadece iki aylık sayaç rakamlarına bakarak tahmin etmek güç.
Yine de Tablo 2 kaçak elektrik
kullanımının büyüklüğü hakkında
ciddi fikir veriyor.
Dipnotlar
Ocak ve Şubat aylarına ait elektrik
piyasası raporlarına http://www.
epdk.org.tr/TR/Dokumanlar/Elekt1
[email protected]
Nedim KORKUTATA
Grup Başkanı, EPDK
Organize Sanayi Bölgeleri (OSB),
Organize Sanayi Bölgeleri Kanunu’na göre kurularak tüzel kişilik
kazanan ve faaliyette bulunan
yapılardır. OSB’ler, 6446 sayılı
Kanun kapsamında lisans alarak
şirket kurmaksızın kendi tüzel
kişilikleri altında dağıtım ve üretim faaliyetinde bulunabilir.
OSB dağıtım lisansı alınmayan bölgelerde onaylı sınırlar
içerisinde bu faaliyeti bölgede
görevli olan dağıtım şirketi
üstlenir. OSB’ler dağıtım hizmeti
veremedikleri bu durumda elektrik dağıtım hizmetinin karşılığı
olabilecek bedelleri de talep
edemezler.
6446 sayılı Kanun’a göre OSB’ler
tüketim miktarlarına bakılmak-
sızın serbest tüketici sayılırlar
ve bu kapsamda katılımcılarının
elektrik ihtiyaçlarını karşılarlar.
OSB’lerin dağıtım lisansı almamaları durumunda da serbest
tüketici olmak gibi elektrik
piyasasında faaliyet göstermeye
ilişkin diğer hakları devam eder.
OSB sınırları içerisindeki katılımcılar, serbest tüketici limitinin
üzerinde tüketime sahip olmaları, tercih etmeleri ve bölgesine gerekli dağıtım bedellerini
ödemeleri suretiyle tedarikçilerini seçebilir ve ikili anlaşma ile
enerji temin edebilir.
Tarife uygulama usul ve esaslarında sanayi abone grubuna giren
tüketiciler tanımlanırken, 4562
sayılı Organize Sanayi Bölgeleri
Kanunu kapsamında olup aboneliği Organize Sanayi Bölge
Müdürlüğü tüzel kişiliği adına
yapılan OSB’lerin, Bilim, Sanayi
ve Teknoloji Bakanlığınca OSB
sicil kaydı yapılmış ve onaylanmış Kuruluş Protokolünün ibraz
edilmesi halinde bu abone grubu
kapsamında değerlendirileceği
ifade edilmiştir. Yani OSB’ler
sanayi abone grubuna dahildir.
1/1/2016 tarihinden itibaren
OSB’lerin de dahil olduğu sanayi
grubu abonelerine (görevli
tedarik şirketlerinden perakende
satış ya da son kaynak tedariği
kapsamında yaptıkları alımlar
için) uygulanan tarifeler aşağıdaki tabloda yer almaktadır.
Nedim KORKUTATA
OSB’ler diğer sanayi abone grubu
tüketicileri gibi;
• İletim sistem kullanıcısı
olduklarında (14 iletim bölgesinden) içinde bulundukları iletim
bölgesinin Kurul onaylı bedellerini, ikincil mevzuatta ve Türkiye
Elektrik İletim AŞ’nin (TEİAŞ)
yöntem bildiriminde yer alan
diğer bedelleri TEİAŞ’a,
• Dağıtım sistemi kullanıcısı
olduklarında ise (21 dağıtım
bölgesinden) içinde bulundukları
dağıtım bölgesine bağlantı tiplerine göre Kurul onaylı ulusal tarifede yer alan dağıtım bedellerini
(güç, güç aşım, dağıtım, reaktif,
vs.) dağıtım şirketine,
• Enerji bedellerini (görevli ya
da diğer) tedarikçilerine
ödemekle yükümlüdür.
Dağıtım şirketleri sistem kullanım anlaşmalarını tedarikçiler
ile yapmakta ve şebeke bedellerini OSB’lerin ve tüketicilerin
tedarikçilerine fatura ekmekte
iken TEİAŞ sistem kullanım
anlaşmasını OSB’lerin kendisi ile
yapmaktadır.
Tarife uygulama usul ve esaslarına göre, görevli tedarik şirketinden enerji temin eden ve TEİAŞ
ile bağlantı ve sistem kullanım
anlaşması yapmış tüketicilere, tarife çizelgelerinde iletim
sistemi kullanıcısı tüketiciler için
belirlenmiş tarifeler uygulanır,
yani dağıtım bedeli uygulanmaz.
Organize Sanayi Bölgelerinin
Elektrik Piyasası Faaliyetlerine
İlişkin Yönetmelik kapsamında
TEİAŞ ile bağlantı ve sistem kullanım anlaşması yapmış olan ve
görevli tedarik şirketinden enerji
alan OSB’lere de tarife çizelgelerinde iletim sistemi kullanıcısı
tüketiciler için belirlenmiş olan
tarifeler uygulanır. Yani dağıtım
şirketinin kullanımındaki baraya
kendi hattı ile bağlı bir OSB
TEİAŞ ile sistem kullanım anlaşması imzalaması halinde dağıtım
şirketine dağıtım bedeli ödememekte, yalnızca TEİAŞ’a iletim
bedellerini ödemekle mükellef
hale gelmektedir.
Yine Usul ve Esaslara göre bir
kullanım yerinin tek noktadan
ölçülmesi esas olmakla birlikte,
aynı müşteriye ait aynı kullanım yerinin teknik sebepler ile
birden fazla sayaç ve aynı abone
grubuna ait birden fazla aboneliği bulunması durumunda, ilgili
kullanım yerine ait aboneliklerin
tamamı için aynı tarife uygulanmaktadır. OSB’lerin birden
fazla bağlantı noktası, sayacı ve
aboneliği olması durumunda her
bir abonelik için farklı tarife (tek
zamanlı ya da çok zamanlı) uygulanması söz konusu değildir.
OSB’lerin sınırları içerisindeki
katılımcılara uyguladığı bedeller
aşağıdaki şekilde yer almaktadır.
Bu bedellerden enerji bedeli,
iletim bedeli ve dağıtım bedeli OSB’ye, OSB tarafından da
katılımcıya uygulanmakta iken
dağıtım faaliyetinin sonucu olan
OSB dağıtım bedelleri ve dağıtım
faaliyetinin doğal sonucu olan
diğer bazı bedeller OSB’ye başka
bir piyasa oyuncusu tarafında
fatura edilmeden OSB tarafından
katılımcılarına fatura edilir.
•
•
Görevli tedarik şirketinden ya da ikili anlaşma ile
Pass-through
•
•
•
TEİAŞ ile sistem kullanım anlaşması
Pass-through
kW bazında sabit veya kWh bazında değişken
•
•
ıtım sistem kullanıcısı
Pass-through
•
•
Emre amade kapasite bedeli
TT-ÇT, AG-OG dağıtım bedelleri
•
Güvence bedeli, kesme-bağlama bedeli, bağlantı
bedeli
Şekil 1 OSB’lere Uygulanan ve OSB’lerin Uyguladığı Bedeller
Nedim KORKUTATA
OSB’ler tedarikçi seçme hakkını
kullanmayan katılımcıları için
enerji temin edip katılımcılarına
sunar. OSB’ler bu enerjiyi sunarken kar amacı güdemez, alım
maliyetlerini katılımcılara aynen
yansıtır. OSB görevli tedarik
şirketinden çok zamanlı tarifeye
tabi enerji alıyorsa katılımcılarına da çok zamanlı tarifeyi aynen
uygulamakla yükümlüdür. Bu
durumda katılımcıların sanayici
olup olmaması önemli değildir.
TEİAŞ’a yapılan iletim bedeli
ödemeleri ve dağıtım şirketine
yapılan ödemeler de ilgisine göre
güç veya enerji üzerinden katılımcılara paylaştırılarak fatura
edilir.
Güvence bedeli, kesme-bağlama
bedeli ve bağlantı bedelleri açısından OSB’ler, içinde bulundukları dağıtım bölgesi için geçerli
olan mevzuata tabidir ve aynı
rakamları uygulamak durumundadır. Söz konusu bedeller ve
usul esaslar şu aşamada uygulanmakta olan ulusal tarife sebebiyle bölgesel değil ulusal olarak
belirlenmektedir.
OSB dağıtım bedelleri OSB tarafından EPDK’ye gönderilen teklif
formları esas alınarak her yıl
sonunda bir sonraki yıl için Kurul
tarafından onaylanmaktadır. OSB
dağıtım bedeli teklifleri Şekil-2’de yer alan maliyet kalemleri dikkate alınarak hazırlanmakta ve EPDK tarafından analiz
edilmektedir.
•
Personel, işletme-bakım, sayaç okuma, müşteri
hizmetleri, faturalama, vs.
•
Yatırımların itfası
•
t-2 dönemine ilişkin gelir farkı t döneminde dikkate
alınmaktadır
•
Kayıp enerji tahmini * ortalama enerji alım maliyeti
Şekil 2 OSB Dağıtım Bedelinin Bileşenleri
OSB dağıtım bedeli tekliflerine
ulaşmak için öncelikle yukarıda
yer alan giderlere ilişkin bazı
temel bilgi-belgelere istinaden
sonraki t yıl gider tahminlerinin
yapılması gerekmektedir.
Bu giderlerden işletme giderleri
(OPEX), elektrik dağıtım faaliyeti
ile ilişkili tüm faaliyetlere ilişkin
(bakım-onarım, sayaç okuma,
kesme-bağlama, müşteri hizmetleri, bilgi işlem, vs.) personel
giderleri, dışarıdan sağlanan fayda ve hizmetler ve diğer çeşitli
giderleri içermektedir.
Yatırım giderleri (CAPEX) bileşeni
ise yapılması planlanan yatırımlardan t yılına tekabül eden
itfaları içermektedir. Bu itfaların
belirlenmesi OSB’lerin öngörüsüne ve takdirine bağlıdır. Bununla
birlikte, yatırımların faydalı
ömrünün ve mali amortisman sürelerinin dikkate alınması yıllar
arasındaki sübvansiyonu engellemek açısından önemlidir. Ayrıca
EPDK’nin analizleri de düşük itfa
süreleri sebebiyle ortaya çıkması
muhtemel yüksek CAPEX’leri
ve yüksek dağıtım bedellerini
normalleştirmektedir.
OSB’lerin dağıtım şebekesine
ilişkin teknik ve teknik olmayan
kayıpların maliyeti de dağıtım
bedeli içerisinde dikkate alınmaktadır. Bu maliyet tahmin edilirken şebekeye gireceği tahmin
edilen enerji miktarı, şebekeden
çıkacağı tahmin edilen enerji
miktarı ve birim enerji maliyeti
tahmini kullanılmaktadır.
Dağıtım bedeline ulaşılırken kullanılan tüm maliyet tahminleri
neticesinde OSB’nin gelir ihtiyacı
elde edilmektedir. Gelir ihtiyacından bedellere ulaşılırken
şebekeden çıkması tahmin edilen
enerji miktarı ile katılımcıların
sözleşme güçleri verilerinden yararlanılmaktadır. OSB’ler dağıtım
Nedim KORKUTATA
bedellerini tüm katılımcılar için
aynı belirlemek zorunda değildir.
Şekil-3’te OSB’lerin katılımcılarına uygulayabilecekleri dağıtım
bedelleri görülmektedir. OSB’ler
sanayi ve sanayi harici katılımcılar, AG-OG bağlantı seviyesi, tek
terimli-çift terimli tarife sınıfları bazında dağıtım bedellerini
farklılaştırabilir. Emre amade
kapasite bedeli ise OSB dağıtım
sistemine bağlı olup kendi tüketim tesisi veya serbest tüketicilerine ürettiği elektrik enerjisini
barasından direkt hat ile sağlayan üreticilerden, hazır tutulan
dağıtım şebekesi kapasitesi karşılığı olarak kW bazında alınan
bir bedeldir ve dağıtım bedeli
teklifleri içerisinde EPDK’ya
sunularak onaylanmaktadır.
Şekil 3 OSB Dağıtım Bedelleri
OSB’nin gelir ihtiyacından
hareketle belirlediği bedellere
ilişkin varsayımlarında bir hata,
tahminlerinde ise sapmalar
olması olasılığı %100’dür. Bazen
bu sapmaların birbirini nötrlemesi söz konusudur. Bu sapmalar
sebebiyle t yılında gelirlerin gelir
ihtiyacını karşılamaması halinde
aradaki fark (t+2) yılına gelir
farkı düzeltme bileşeni olarak
yansıtılabilmektedir. Yani t yılı
dağıtım bedelleri belirlenirken
(t-2) yılından gelen gelir farkı
düzeltme bileşeni de dikkate
alınmakta ve OSB’lerin tahmin
sapmaları ve piyasa koşullarındaki değişmeler sebebiyle mali
açıdan aşılması güç durumlara
düşmeleri önemli ölçüde engel-
lenmektedir.
Dağıtım bedellerine esas maliyetlerin elektrik dağıtım faaliyeti ile ilgili olması zorunludur.
Yani OSB’lerin diğer maliyetlerini
dağıtım bedellerinden elde edilen gelirlerle karşılaması mevzuata aykırıdır.
OSB’ler tarafından yukarıdaki
esaslara dayanılarak EPDK’ya
sunulan teklifler EPDK tarafından aynen kabul edilmemekte,
genellikle bazı analizlere tabi
tutulmaktadır. Bu kıyaslamalar
yapılırken kümeleme (clustering)
analizleri, yardstick competition
metodu ya da 21 dağıtım şirketi
için onaylı dağıtım bedellerinden
hareketle elde edilen eşik ya da
tavanlar kullanılabilmektedir.
OSB’ler katılımcıları tarafından
denetlenen, yönetimleri değiştirebilen ve katılımcılarına düşük
maliyetli hizmet vermek amacında olan organizmalardır. Bununla
birlikte, katılımcıların bedellere,
maliyetlere ve diğer elektrik
piyasası uygulamalarına ilişkin
şikayetlerini EPDK’ya her zaman
iletebilecekleri ve gerekli incelemenin de yapılacağı hatırda
tutulması gereken bir husustur.
[email protected]
Mehmet ÖZDAĞLAR
Yönetim Kurulu Danışmanı, BOTAŞ
Murat MISIR
Uzman Yardımcısı, ETKB
Günlük Doğal Gaz Arz Talep Dengesinin
Sağlanabilmesi İçin Alternatif Yöntemler
Giriş:
Doğal gaz genel olarak sanayi
sektöründe, elektrik üretiminde
ve ısınmada kullanılmaktadır.
Sanayi sektöründe ve elektrik
üretimindeki doğal gaz kullanımı
yıl boyunca belli bir bant aralığında seyrederken ısınma amaçlı
doğal gaz kullanımında yaz ile
kış arasında büyük oranda farklar
oluşmaktadır.
Doğal gaz arzı üretim yoluyla,
ithalat veya yer altı depoları vasıtasıyla sağlanmaktadır. İthalat
boru hattı yoluyla olabildiği gibi
LNG gazlaştırma tesisleri vasıtasıyla da yapılabilmektedir.
Boru hattı vasıtasıyla edinilen
doğal gazın kullanımının yaz ve
kış dönemleri arasındaki esnekliği sınırlı seviyede kalmaktadır. Yapılan alım sözleşmeleri
kapsamında alıcıların yaz ile
kış mevsimleri arasındaki çekiş
esneklikleri sınırlanmaktadır.
Bunun başlıca sebebi yıl boyu düzenli şekilde çekiş yapılmasının
işletme açısından daha verimli
ve üretim açısından da daha
ekonomik olmasıdır. Bu sebeple
bu alım anlaşmalarında günlük
çekilebilecek miktara sınırlama
getirilmektedir. Bu maksimum
miktar “Günlük Kontrat Miktarı”
olarak adlandırılır. Bu şekilde
tedarikçi ülke bu sınırın üzerinde
doğal gaz teslimi yapma yükümlülüğünden kurtulmuş olur. LNG
terminallerinde de yaz-kış arası
esneklik durumu aynıdır. LNG
terminali işletmeleri tesisteki
teknik kıstaslar sebebiyle düzenli
çekişi tercih etmektedirler. Bu
sebeple LNG işletmecileri yazkış arasındaki çekiş esnekliğini
kısıtlayan anlaşmalar yoluyla gaz
tedarik edilmesini ve terminalden hizmet verilmesini tercih etmektedirler. Bu sebeplerle kışın
ısınma amaçlı kullanımdan kaynaklı doğal gaz tüketim artışını
karşılamada ithalat gazı yeterli
olamamaktadır. Yaz-kış arasındaki mevsimselliği gidermek
amacıyla, daha ziyade üretim
sahaları ve yer altı depolarının
kullanımı ön plana çıkmaktadır.
Yukarıda da değinildiği üzere
ilave günlük kapasiteye daha
ziyade kış aylarında ihtiyaç
duyulmaktadır. LNG tesislerinin
sadece kış aylarında kullanılması
yatırım açısından ekonomik ve
teknik açıdan işletilebilir olmamaktadır. Yeterli yer altı depolama ve üretim kapasitesi de
bulunmuyorsa kış aylarında arz
talep dengesinin sağlanmasında
sorunlar yaşanabilmektedir. Arz
talep dengesinin sağlanamaması,
iç piyasadaki talep artışından
kaynaklanabildiği gibi boru hattı
vasıtasıyla ithalatın yapıldığı
tedarikçi ülkedeki veya hat
güzergahı üzerinde bulunan ülkelerdeki teknik problemlerden
veya zorlu kış koşulları sebebiyle
yaşanan talep artışından kaynaklı
olarak boru hattı giriş noktasında
yeterli gazın gelmemesinden de
kaynaklanabilmektedir. Bu durumda kesinti/kısıntı uygulaması
ile talebin kontrol altına alınması yoluna gidilmektedir.
Bu gibi istenmeyen kısıntıları minimize edebilmek için yeterli depolama kapasitesi oluşturmak en
kesin çözümlü yöntemdir. Ancak
bu yatırımlar uzun süre gerektirmektedir. Oysa depo yatırımları
henüz gerçekleşmeden talepte
artış meydana gelebilmektedir.
Böyle durumlarda aşağıda tarif
edilen alternatif yöntemler devreye alınabilir:
Günlük Doğal Gaz Arz Talep Dengesinin Sağlanabilmesi İçin Alternatif Yöntemler
Yöntem 1: İthalat Yapılan Tedarikçi Ülkedeki LNG Tesislerinin
Kullanılması:
- Boru hattında bu gazı taşıyabilmek için yeterli atıl kapasitenin
bulunması.
- Güzergah üzerindeki ülkelerdeki LNG tesislerinde atıl kapasite
bulunuyorsa,
Boru hattı yoluyla doğal gaz ithal
edilen tedarikçi ülkede mevcut
LNG tesisleri (varsa) değerlendirilebilir. Bu amaçla kışın talebin
karşılanamadığı dönemlerde
spot LNG kargosu bulunabilirse
bu kargo tedarikçi ülkedeki LNG
tesisine yönlendirilir. Bu gaz
tedarikçi ile aradaki boru hattı
vasıtasıyla iç piyasalara ulaştırılır. Bu yöntemin kullanılabilmesi
için aşağıdaki şartların yerine
gelmesi gereklidir:
Türkiye açısından İran, Rusya
ve Azerbaycan bu kapsamda yer
alan ülkelerdir.
- Boru hattında bu gazı taşıyabilmek için yeterli atıl kapasite
bulunuyorsa
Yöntem 2: İthalat Yapılan Boru
Hattı Güzergahındaki Ülkelerdeki LNG Tesislerinin Kullanılması:
bulunan spot LNG kargosu güzergah üzerindeki ülkelerdeki LNG
tesislerine yönlendirilir ve boru
hattı üzerinden iç piyasalara
ulaştırılır. Bu yöntemde taşınan
gaz LNG gazı olacağı için tedarikçi ülke ile güzergah üzerindeki
ülkeler arasındaki alım anlaşmalarında muhtemelen bulunan
yeniden ihraç sınırlamaları da
ihlal edilmemiş olacaktır.
- Kışın ihtiyaç olduğunda spot
LNG kargosu temin edilebilmesi,
- Kışın ihtiyaç olduğunda iç piyasadaki mevcut LNG tesislerinin
tam kapasite ile çalışıyor olması,
- Tedarikçi ülkedeki LNG terminalinde aynı dönemde atıl
kapasite bulunması,
Boru hattı güzergahı üzerinde
(tedarikçi ile arada) bulunan
ülkelerdeki LNG tesisleri de
(varsa) aynı şekilde kullanılabilir.
Bu amaçla:
- Arz talep dengesinin sağlanamadığı kış aylarında,
- Spot LNG kargosu temin edilebilirse,
Türkiye açısından Gürcistan,
Ukrayna, Moldova, Romanya,
Bulgaristan bu kapsamda yer
alan ülkelerdir.
- İç piyasadaki LNG tesisleri tam
kapasitede çalışıyorsa,
Yöntem 3: İthalat Yapılan
Tedarikçi Ülkeden veya İthalat
Yapılan Boru Hattı Güzergahındaki Ülkelerden Gaz Tedarik
Eden Ülkelerdeki LNG Tesislerinin Kullanılması:
Tedarikçiden veya boru hattı
güzergahı üzerinde (tedarikçi ile
arada) bulunan ülkelerden gaz
tedarik eden ülkelerdeki LNG tesisleri de (varsa) aynı kapsamda
değerlendirilebilir. Bu amaçla:
- Arz talep dengesinin sağlanamadığı kış aylarında,
- Spot LNG kargosu temin edilebilirse,
- İç piyasadaki LNG tesisleri tam
kapasitede çalışıyorsa,
- Tedarikçi ülkeden veya güzergah üzerindeki ülkelerden gaz
tedarik eden ülkelerdeki LNG
tesislerinde atıl kapasite bulunuyorsa,
- Boru hattında bu gazı taşıyabilmek için yeterli atıl kapasite
bulunuyorsa
bu yönteme başvurulabilir. Bu
yöntemde taşınan gaz LNG gazı
olacağı için tedarikçi ülke ile
güzergah üzerindeki ülkeler
arasındaki alım anlaşmalarında
muhtemelen bulunan yeniden
ihraç sınırlamaları da ihlal edilmemiş olacaktır.
Türkiye açısından örnek verecek
olursak, batı hattından ithalatın
yapıldığı tedarikçi ülke ve bu hat
üzerindeki ülkelerden gaz tedarik eden Yunanistan ve İtalya’da
bulunan LNG tesisleri bu kapsamda yer almaktadır.
Yöntem 4: İhracat Yapılan Ülkelerdeki veya Bu Ülkelerden Gaz
Tedarik Eden Ülkelerdeki LNG
Tesislerinin Kullanılması:
Kışın talebin karşılanamadığı
dönemde bulunan spot LNG
kargosu ihracat yapılan ülkede
veya ihracat yapılan ülkeden gaz
tedarik eden ülkelerde bulunan
LNG tesislerine (varsa) yönlendirilir ve ihracat miktarı düşürülür.
Böylelikle arz talep dengesine
katkı sağlanır. Bu yöntemin
uygulanabilmesi için aşağıdaki
şartların sağlanması gereklidir:
- Kışın ihtiyaç olduğunda spot
LNG kargosu temin edilebilmesi,
- Kışın ihtiyaç olduğunda iç piyasadaki mevcut LNG tesislerinin
tam kapasite ile çalışıyor olması,
- İhracat yapılan ülkedeki LNG
terminalinde aynı dönemde atıl
kapasite bulunması.
Türkiye açısından ihracat yapılan
ülke konumundaki Yunanistan bu
kapsamda yer almaktadır.
Değerlendirmeler:
- Yukarıdaki 4 yöntemde belirtilen koşulları yerine getiren
ülkelerde kışın talep artışının en
çok olduğu dönemlerin farklılık
göstermesi olasılık dahilindedir.
Bu sebeple bu yöntemlerden
bazılarının işlerlik kazanması
olasıdır.
- Bu ülkelerle bir ağ oluşturularak bu ülkelerdeki LNG tesislerinin koordineli bir şekilde
optimize edilerek kullanılması
sağlanabilir.
- LNG terminali yatırımları
uzun sürdüğü için anlık talep
artışlarını karşılamaya yönelik
kısa dönemli arz talep dengesi
planlamaları için bu 4 yöntemin
kullanılması faydalı olacaktır.
- Yukarıdaki 4 yöntemde belirtilen koşulları yerine getiren
ülkeler içerisinde LNG terminali bulunmuyorsa bu ülkelere
ortaklaşa LNG terminali yatırımı
önerilebilir. Böylelikle yatı-
rım gereksiniminin tamamının
karşılanması ekonomik olmayan
yatırımların sadece kısmı katkı
payları ödenmek suretiyle ekonomik hale getirilmesi mümkün
olabilir. Bu yöntem uzun vadeli
arz talep dengesi planlamaları
kapsamında tercih edilebilecek
bir yöntemdir.
- Bu ülkelerde yapımı devam
eden veya planlanan LNG terminali yatırımlarına ortaklık teklif
edilebilir. Böylelikle yatırım gereksiniminin tamamının karşılanması ekonomik olmayan yatırımların sadece kısmi katkı payları
ödenmek suretiyle ekonomik
hale getirilmesi mümkün olabilir. Bu yöntem de uzun dönemli
arz talep dengesi planlamaları
kapsamında tercih edilebilecek
bir yöntemdir.
Summary:
Natural gas is consumed in three
main sectors: industry, power
and residential. Industry and
power consumption does not
fluctuate too much throughtout
the year. However fluctuation in
residential consumption is more
due to difference in heating
requirement of summer and
winter.
Gas suply is made through production, import or storage. Import is either by pipelines or LNG
regasification. In general, import
options are not sufficiently
flexible to compensate seasonal
fluctuation in gas denmand. One
reason is there is limitation in
purchase agreements in maximum daily takeoff (for economical feasibility and operational
efficiency). In addition to this,
LNG terminals require reasonably uniform flow throughtout the
year for technical limitations.
Therefore underground storage
facilities are more effective in
compensating seasonality in
demand.
Additional daily supply is
required in winter. However investment in LNG terminals which
will only be utilized in winter is
not economical. And investment
in underground storage takes
long time. Generally, increase
in demand may be earlier than
investment period. As a result, if
underground storage level is not
sufficient, interruption is applied
to control seasonal demand.
In this study, as an alternative to
interruption, some other methods given below are introduced
which will be helpful in building
daily suply-demand balance:
If,
- it is winter and suply-demand
balance is not build,
- a SPOT LNG cargo can be
found, but can not be directed
to domestic LNG terminals due
to full capacity utilization of
these terminals,
then,
1) LNG facilites in supplier coun-
try from which gas is improted
via pipeline,
2) LNG facilities in countries
through which this pipeline from
supplier country pass,
which purchase gas from suplier
country from which gas is improted via pipeline,
which purchase gas from countries through which this pipeline
from supplier country pass
where gas is exported, or
which purchase gas from countries where gas is exported
may be used (if there exist and
are available) for directing the
SPOT LNG cargo and pipeline
from the supplier country may
be used to transport this SPOT
LNG if there is sufficient idle
capacity in this pipeline.
These methods above are not
breech of reexport clauses which
may probably take place in
purchase agreements between
suplier country and the countries
through which this pipeline from
supplier country pass.
These methods above may be effective if period of peak demand
in these ccountries may differ.
A network may be formed to
coordinate and optimize LNG
faclities in such countries to
manage supply-demand balance
in these countries.
Current LNG facilites in these
countries may be used for short
term supply-demand balance
plannings.
For long term supply-demand
plannings, joint projects may be
developped with these countries
for LNG facility investments.
[email protected]
[email protected]
Mehmet Akif DENİZ
Kıdemli Uzman, GAZDAS
Ölçme ve Diyaframlı Tip Doğal Gaz
Sayaçlarında Numune Sayaçların Kalibrasyon
Sonrası Performans Değerlendirme Çalışması
1.Giriş:
Öncelikle doğal gaz sayaçlarıyla
ilgili ölçüm hataları konusuna
girmeden önce doğal gazda temel ölçüm kavramları ve ölçme
sürecinin başlangıç noktasından
bahsetmek istiyorum.
RMS-A; genelde şehir giriş
noktalarında bulunan ve 3570 bar aralıkta basınçla ulusal
şebekeden (BOTAŞ) gelen doğal
gazın RMS-A (Regulation Measuring Station) istasyonları olarak
adlandırdığımız basınç düşürme
ve ölçüm istasyonlarında gaz
arzı öncesi filtreden geçerek
ölçümünün yapıldığı daha sonra
ise ısıtma işlemlerinin yapılarak
son kullanıcıya arzının sağlandığı
istasyonlardır. Ölçme ise basınç
düşürme ve ölçüm istasyonlarındaki ölçüm noktalarından alınan
veriler doğrultusunda doğal gaz
tesliminin tespit edilmesine
yönelik yapılan çalışmaların
bütünüdür. Bu tür istasyonlar
faturaya esas doğal gaz tüketimlerinin genelde türbin tipi
doğal gaz sayaçlarıyla yapıldığı
istasyonlardır. Türbin tipi doğal
gaz sayaçlarının çalışma prensibi ise kısaca sayaç içinden
geçen gaz tarafından döndürülen
çarkın devir sayısına bağlı olarak
gaz hacminin kaydedilmesidir.
Ölçülen bu değer, türbinmetre
üzerindeki mekanik numaratöre
ve elektriksel sinyal olarak flow
korrektör veya flow kompütere
gönderilerek ölçümü yapılır.
Doğal gaz ölçümü, gaz teslimi veya alımı esnasında bazı
hatalar muhtemeldir. Bu hataları
iki farklı şekilde ele alabiliriz.
Bunlar ölçüm ekipmanından kaynaklı ölçüm hataları ve operatör
kaynaklı ölçüm hataları olarak
adlandırılabilir. Flow kompüterler sayaçtan gelen anlık pulse
bilgileriyle birlikte yine gaz akışı
esnasında transmitter aracılığı
ile basınç ve sıcaklık gibi ölçüm
parametrelerini alarak hesaplama yapmaktadır. Bu noktada
ölçüm ekipmanlarından kaynaklı
ölçüm hatalarının önüne geçebilmek adına ölçüm hatları üzerinde bulunan PT (Basınç Transmitteri) ve TT (Sıcaklık Transmitteri)
elektronik algılayıcılarının yıllık
kalibrasyonlarının yapılması ve
yine bu ölçüm hatları üzerinde
bulunan mekanik basınç manometreleri ve sıcaklık termometrelerinin doğru ölçüm yaptığının
yani kalibrasyonunun doğru olduğunun ve doğru ölçüm yapıldığı
teyidinin sağlanmasıdır.
Öncelikle bu hataları minimize
etmek için bir takım kontroller
yapılmaktadır. RMS-A istasyonlarında 24 saatlik süre boyunca
operatör her saat başı ölçümün
yapıldığı sayaç üzerindeki numaratör bilgileri ile yine ölçüm hattı üzerinde bulunan mekanik manometre ve sıcaklık termometre
değerlerini usul ve esasları belirlenmiş şekilde RMS-A defterine
kaydeder. Mekanik yani manuel
olarak kayıtlara alınan bu değerler RMS/A istasyonunun ölçüm
hattı üzerinde bulunan türbin
metresinden, manometresinden
ve termometresinden belli bir
güne ait saat 08.00’ da ortalama
olarak okunan düzeltilmemiş
değere göre bulunan ve hesaplanan değer ile flow kompüterden
o güne ait saat 08.00’da okunan
düzeltilmiş değer günlük olarak
karşılaştırılır ve ±% 2 hata sınırı
içerisinde kalan oranlar kabul
edilir. Hata sınırının artı ya da
eksi yönlü aşılması halinde BOTAŞ ve dağıtım firması yetkilisi-
Mehmet Akif DENİZ
nin ortak kararla alacağı mekanik hesap yöntemiyle faturaya
esas tüketim verisi belirlenerek
kabul edilir.
RMS-A istasyonlarından yukarıda genel hatlarıyla belirtilen
şekillerde ölçümü ve kontrolü
yapılan doğal gaz daha sonra bu
noktalardan şehre arz edilir. Gazın bir kısmı sanayide, bir kısmı
ticarethanelerde ve bir kısmı da
meskenlerde kullanılmaktadır.
Konutlarda kullanılan doğal gaz,
genel itibarıyla diyaframlı tip
doğal gaz sayaçlarıyla yapılmaktadır. Bu sayaçlar genel itibarıyla
G4 ve G6 tipi diyaframlı doğal
gaz sayaçları olup minimum
0,016 m3/h ile maksimum 6
m3/h ölçüm aralıklarında ölçüm
yapabilen, 0,5 bar kadar basınca
dayanıklı, bir çeşit pozitif yer
değiştirmeli diyafram prensibiyle
çalışan sayaçlardır. Bilinen hacimdeki bir sayaçtan geçen gazın
hacminin sayılmasına bağlı hassas ölçüm yapan ekipmanlardır.
Bu tip sayaçlar için Bilim Sanayi
ve Teknoloji Bakanlığının yasal
olarak izin verdiği sayaç kullanım
süresi sayacın imal edildiği yıl
dahil 10 yıldır. Ancak Bakanlığın
vermiş olduğu bu 10 yıllık sürede
sayaç içerisinde bazı deformelerden bahsedilebilir. Bunlara
örnek olarak sayaçtan geçen gaz
miktarı, gazın fiziki yapısının
sayaç içerisinde oluşturabileceği aşınmalar ve özellikle sayaç
diyaframının yüksek sıcaklık
değişimleri sonucu diyaframda
Ölçme ve Diyaframlı Tip Doğal Gaz Sayaçlarında...
oluşturabileceği olası genleşme
olayları diyebiliriz. Kabul toleransları içerisinde yer alabilecek
bu etkiler aslında yüksek abone
sayısı profiline sahip dağıtım
firmaları için ciddi kayıplar oluşturabilmektedir. Ölçü Aletleri
Yönetmeliğinde (2004/22/AT)
G4 tipi doğal gaz sayaçlarında;
Maksimum İzin Verilebilir Hatalar
(MİH’ler) aşağıdaki verilmiştir.
Sınıfı
1,5
Qmin ≤ Q < Qt 3%
Qt ≤ Q ≤ Qmak 1,50%
1
2%
1%
2. Veri Analizi
Dağıtım firmaları için G4 tipi
doğal gaz sayacı mevcut sayaç
durumunun yaklaşık %85-90’ını
oluşturmaktadır. Bu nedenle
konunun önemine binaen analiz
öncesi sayaç kalibrasyonlarının
aynı istasyonda ve aynı şartlarda
yapılması önem arz etmektedir.
Konutlarda kullanılan G4 tipi
doğal gaz sayacı genel olarak
doğal gazla ısıtma ve sıcak su
için kombi tarafından ve yemek
pişirmek için kullanılmaktadır.
Kalibrasyon ölçüm noktası genel
olarak 3 nokta olup Qmin,
0,2Qmax ve Qmax olarak adlandırılmıştır. Sayaç değişken akış
hızları ve gün ve yıl boyunca değişken gaz akışı (kullanıma bağlı
dur-kalklar) ve fiziki olarak gaza
maruz kalmış olması nedeniyle
bu süre içerisinde ölçüm hataları
değişebilmektedir.
Yapılan çalışma, yaklaşık 1.250
m3 doğal gaz tüketimi olan
bir şehirde yaşayan bir ailenin
yıllık toplam gaz tüketiminin
anlık gaz akış hata oranlarını
belirlemeye çalışmaktır. Bu
çalışmanın sonuçları aşağıdaki
tabloda belirtilmiştir. Kombi ile
ilgili tüketimler (2,2 m3/h), ocak
(0,25 m3/h) ve ocak + kombi
(2,45 m3/h) olarak baz alınmış
ve aşağıda gösterilmiştir. Q2max
kalibrasyon noktaları ölçüm hataları toplam tüketim noktasına
göre ortalama ağırlığı itibarıyla
(kullanım yoğunluğu) Q2max’a
yakındır diyebiliriz. Diğer bir
ifadeyle, sayaçların kalibrasyon
sonrası Q2max’taki ölçüm hata
oranı değerinin önemi, ülkemizde özellikle kombi-kazan ve ocak
sistemlerini kullanan benzer
ülkeler için büyük önem arz
etmektedir. Analizi yapılacak
sayaçlar 1 yıl ile 10 yıl arasında
tüketime maruz kalmış ve ortalama itibarıyla yıl içerisindeki
tüketim miktarı artışı 1.250 m3
olarak gerçekleşmiş yani kullanılmış, gaz kompozisyonlarından
kaynaklı bire bir etkiye maruz
kalmış ve sürekli dur-kalk yapmış
sonuç itibarıyla aynı şartlara
maruz kalmış diyaframlı konut
sayaçlarıdır. Veri kümesi; 2006
yılından bu yana dağıtım firmasında kullanılan her tüketim
kademesinden farklı sayılarda
olmak üzere farklı üretim yılı
tarihli sayaçlardır.
Grafik 1 Sayaç Kapasite Kullanım Noktaları
Mehmet Akif DENİZ
Grafik 1.’ de G4 tipi doğal gaz sayacının sayaç ölçüm noktaları ve kapasite kullanım noktaları gösterilmiştir.
Grafik 2 Sayaç İlk Teslim Ölçüm Hata Oranları
Grafik 2.’de doğal gaz sayaçlarının dağıtım firmasına ilk tesliminde verilen (ilk teslim; sıfır sayaç) hata
oranları verilmiştir. Sayaç minimumdan uzaklaştıkça ölçüm doğruluğunun arttığı görülmektedir.
Grafik 3 Sayaç Kullanım Sonrası Ölçüm Hata Oranları
Grafik 3.’te ise belirli süre gaz
kullanımı olmuş evsel doğal gaz
sayaçlarının kullanım sonrası
her kademede görüldüğü üzere
ölçüm hataları dağılmış özellikle
sayaç Qmin seviyesinde görüldüğü üzere yaz dönemlerinin
kullanım aralığı olan Q1 seviyesine kadar yüksek ölçüm hatası
göstermekte sonrasında tüketicilerin kış dönemlerindeki en sık
kullanım aralığı olan Q2 seviyelerinde ise bütün sayaçlar dağıtılmış bir pozisyona yoğunlaşmıştır.
Grafik 4 Sayaç İlk ve Son Ölçüm Hata Ortalamaları
Grafik 2.’de sayaç kapasite
kullanım oranı arttıkça hata sıfır
seviyelerine yaklaşırken, Grafik
3.’te bu yaklaşım yine devam
etmekte ancak biraz dağınıklık
göstermektedir.
Mehmet Akif DENİZ
Grafik 4.’ de sayaç ilk teslimat sertifikasında belirtilen
sıfır sayaç (ilk hal) değerleri
ile zaman içerisinde kullanıma
bağlı değişen (son hal) aritmetik
düşüşü gösteren tablo verilmiştir. Grafikte de görüldüğü üzere
numune doğal gaz sayaçları
üzerinde yapılan analizlerde
tüketim miktarı artışına paralel
sayaç hata oranları eksi yönde
ilerlemektedir.
Grafik 5 Sayacın teslim eğrilerine göre kullanımdan önceki ve sonraki Qmin (0,04) m3/h dağılımı.
Grafik 5.’te sayacın teslim eğrilerine göre kullanımdan önceki
ve sonraki Qmin (0,04) m3/h dağılımı gösterilmiştir. Sol taraftaki
grafikte (x1) sayacın sıfır halde
ilen hata yerleşim noktalarını,
sağdaki grafikte ise (y1) tüketim sonrası ölçüm hatalarının
grafikte hata yerleşim noktaları
görünmektedir. Görüldüğü üzere
sayaç sıfır iken minimum ölçüm
noktasında yoğunlaşmış bir nokta
var, kullanım sonrasında ise
pozitifte olan sayaçların negatife
kaydığını, sayaç yoğunluğunun
ise %-2 ile %-1 arasında yoğunlaştığı görülmektedir.
Grafik 6. Sayacın teslim eğrilerine göre kullanımdan önceki ve sonraki Q2max (1,21) m3/h dağılımı.
Grafik 6.’da sayacın teslim eğrilerine göre kullanımdan önceki ve sonraki Q2max (1,21) m3/h dağılımı
gösterilmiştir. Yukarıda da görüldüğü üzere tamamı pozitifte olan bir sayaç tüketime bağlı olarak negatife
kayabiliyor.
Mehmet Akif DENİZ
Grafik 7 Sayacın teslim eğrilerine göre kullanımdan önceki ve sonraki Qmax (5,93) m3/h dağılımı.
Grafik 7.’de sayacın teslim eğrilerine göre kullanımdan sonraki
Qmax (5,93) m3/h dağılımı gösterilmiştir. Grafikte de görüldüğü
üzere sayaç sıfır halde iken yoğunluğun %0,50 ile %-0,50 arasında, kullanım sonrasında ise hata
kaymalarının kullanıma bağlı
olarak eksiye doğru kaydığını ve
yine pozitifteki sayaç yoğunluğunun ise azaldığını görmekteyiz.
Grafik 8 Kalibrasyon Sonrası Sayaçların Genel Durumu.
Grafik 8.’de de görüldüğü üzere
sonuç olarak kalibrasyona gönderilen sayaçların %72’si ayar
düzeltme gerektirmeden yeniden
kullanıma verilebilecek durum-
dadır. Bunlardan %24’ü ayar ve
kalibrasyon yapılarak yeniden
kullanıma uygun hale getirilen
sayaçlar olmuş %4’ü ise kullanıma uygun olmayan diğer bir
ifadeyle tamiratı yapılamayan
hurda sayaç gruplarını oluşturmaktadır.
Tablo 1 Kullanım Türüne Göre Sayaç Kullanım Noktası ve Tüketim.
Tüketim Tipi
Ocak
Kombi
Kombi + Ocak
Ortalama anlık
akış hızı
(m3)
0,25
2,20
2,45
Toplam tüketime
Göre yüzde
(%)
5
85
10
Mehmet Akif DENİZ
Kalibrasyona gönderilen ve
sonrasında ayar ve kalibrasyon
gerektiren sayaçlarla hurda
sayaçlardaki ölçüm hata verileri analiz edildiğinde (%24 ve
%4 diliminde bulunan sayaçlar)
Qmin’deki ortalama ölçüm hata
oranı; % -37,53, Q2t’deki ortalama hata oranı %-4,41, Qmax’ta
ise %-3,98 olarak görülmüştür.
Yani; bir yılda içerisinden 1.250
m3 gaz geçen G4 tipi diyaframlı
doğal gaz sayacının Tablo 1’de
belirtilen yıllık ortalama kullanım yüzdelerine göre düşünülerek hesaplanmış (1.250 x 0,85
= 1.062,5 m3 gibi) 1000 adetlik
sayaç miktarı dikkate alındığında
gaz dağıtım şirketinin sadece
sökülen sayaçların takılı olması
durumundaki hallerde uğrayacağı
1 yıllık olası ölçüm hata miktarı
aşağıda ki gibidir.
* Qmin’de 23.456 metreküp,
* Q2t’de 46.856 metreküp,
* Qmax’ta ise 4.975 metreküptür.
[email protected]
TBENERJÝ
TB Enerji Danışmanlık
TB Enerji Danışmanlık enerji projeleri için
danışmanlık hizmeti sağlar
• Sektörel İzleme ve Değerlendirme
• Yatırım Stratejisi ve Planlama
• Proje Değerlendirme
• Saha Etüdü
• Temel Dizayn
• Fizibilite
• Elektrik ve Doğalgaz Tarife Metodolojisi ve Analizi
• Elektrik ve Doğalgaz Sektörlerinde Stratejik Mevzuat Analizi
• Termik Santral İşletme ve Bakım Hizmetleri
Turan Güneþ Bulvarý Akçam Plaza
No:100/3 Çankaya-Ankara- Türkiye 06550
T. +9 0312 438 45 00 F. +9 0312 438 46 00
www.tbenerji.com.tr • [email protected]

Enerji Piyasası Bülteni Sayı 44-45

Transkript

Benzer belgeler

Deney 7 Gazların Difüzyonu

Gaz Beton Yapıştırma Harcı

LNG Piyasası

Panama`dan ABD`nin LNG Gemileri Geçemiyor