ElEktrik Piyasalarında risk yönEtimi

Yayın No: 3 / Mart 2016
Elektrik Piyasalarında
Risk Yönetimi
Bölüm 1
Doğal Gaz Kombine Çevrim Santralleri
Risk Management in Electricity Markets
Part 1
Natural Gas Combined Cycle Power Plants
Muhammed Külfetoğlu1
Dr. Fehmi Tanrısever 2
Dr. Kürşad Derinkuyu3
1 Orta Doğu Teknik Üniversitesi, İktisadi ve İdari Bilimler Fakültesi
2 TENVA Araştırma Merkezi Direktörü-Bilkent Üniversitesi İşletme
Fakültesi Öğretim Üyesi
3 TENVA Araştırma Merkezi Direktörü-Türk Hava Kurumu Üniversitesi
İşletme Fakültesi Öğretim Üyesi
Yardımları, değerlendirmeleri ve önerileri için TENVA Başkanı Sayın Hasan Köktaş ile
TENVA Araştırma Merkezi Direktörü ve Yıldırım Beyazıt Üniversitesi İİBF Öğretim Üyesi
Sayın Dr. Fatih Cemil Özbuğday’a teşekkür ederiz.
"Yayınlanan bu çalışmanın tüm hakları Türkiye Enerji Vakfı'na (TENVA'ya) aittir.
TENVA'nın izni olmaksızın yayının tümünün ya da bir kısmının elektronik veya
mekanik yollar ile yayını, basımı ve dağıtımı yapılamaz.
Kaynak göstermek suretiyle alıntı yapılabilir."
Türkiye Enerji Vakfı (TENVA)
Alternatif Plaza, Kızılırmak Mah.
1446.Cad. No:12/37 Kat:10 Çankaya, ANKARA
Tel: 0 312 220 00 59
Faks: 0 312 220 00 87
Web sitesi: www.tenva.org
E-posta: info@tenva.org
Twitter.com/TENVA_
Linkedin.com/TENVA
Facebook/TENVA
TASARIM
www.medyatime.gen.tr
0312 472 86 12
BASIM
Dumat Ofset, Ankara
Copyright@2016
İÇİNDEKİLER
CONTENTS
Kısaltmalar Listesi/List of Abbreviations.............................................................................................................. 6
Executive Summary........................................................................................................................ 7
Yönetici Özeti..................................................................................................................................... 7
1. Türkiye Fiziksel Elektrik Ticareti.................................................................................................. 10
2. Türkiye’de Doğal Gaz Kombine Çevrim Santralleri......................................................... 12
3. Doğal Gaz Kombine Çevrim Santrallerinde Riskler,
Fırsatlar ve Risk Yönetimi...................................................................................................................... 16
3.1. Stratejik Riskler
3.2. Uzun Vadeli Fırsatlar
3.3. Operasyonel Riskler
4. Doğal Gaz Kombine Çevrim Santrallerinin İş Modeli..................................................... 23
5. Emtia Piyasalarında İş Modelleri: Spekülasyon,
HedgIng ve Arbitraj....................................................................................................................................... 24
6. Doğal Gaz Kombine Çevrim Santrallerinin
Doğal Gaz Tedariği......................................................................................................................................... 28
6.1. BOTAŞ’tan Tedarik
6.2. Özel Şirketlerden Tedarik
7. Doğal Gaz Kombine Çevrim Santrallerinin
Elektrik Satış Piyasası................................................................................................................................. 32
7.1. GÖP’e Satış
7.2. Serbest Tüketiciye Satış
7.3. Tedarikçiye Satış
8. Doğal Gaz Kombine Çevrim Santrallerinde
Operasyonel Risk Yönetimi...................................................................................................................... 36
7.1. BOTAŞ Gaz Tedarik Miktar Riski
7.2. BOTAŞ Gaz Tedarik ve Elektrik Satış Fiyat Riski
9. Simülasyon
.................................................................................................................................39
9.1. Vaka 1: TETAŞ ve GÖP Fiyatlarına Endeksli Satışların
Kâr Marjlarının Eşit Olması Simülasyonu (k=2,97)
9.2. Vaka 2: TETAŞ’a Endeksli Satmanın Daha Kârlı Olduğu
Durum Simülasyonu (k=2,7)
9.3. Vaka 3: GÖP Fiyatına Endeksli Satmanın Daha
Kârlı Olduğu Durum Simülasyonu (k=3,3)
10. Sonuç ve Öneriler.........................................................................................................................45
Kaynakça ....................................................................................................................................................................... 47
E l e k t r i k P i ya s a l a r ı n d a R i s k Y ö n e t i m i • B ö l ü m 1 • D o ğ a l G a z K o m b i n e Ç e v r i m S a n t r a l l e r i
Kısaltmalar Listesi / List of Abbreviations
BOTAŞ: Boru Hatları ile Petrol Taşıma
Anonim Şirketi
DGKÇS: Doğal Gaz Kombine Çevrim
DGP:
Santrali
Dengeleme Güç Piyasası
EPDK: Enerji Piyasası Düzenleme
Kurumu
EÜAŞ: Elektrik Üretim Anonim Şirketi
GÖP:
GW:
6
Gün Öncesi Piyasası
Gigawatt
www.tenva.org
gWh:
Gigawatt Saat
kWh:
Kilowatt Saat
KW:
MW:
Kilowatt
Megawatt
mWh: Megawatt Saat
TEİAŞ: Türkiye Elektrik İletim Anonim
Şirketi
TETAŞ: Türkiye Elektrik Ticaret ve
Taahhüt Anonim Şirketi
Executive Summary
This study is the first part of a series of reports titled Risk Management in Electricity Markets. In this first report, we explain the ideal operating and risk management policies for a Natural Gas Combined Cycle Power Plant (NGCCPP) in Turkey considering an integrated approach to
procurement of natural gas and sales of electricity. We build an economic model assuming that
the operators of these power plants are risk averse. Based on this model, employing statistical
analysis and simulation, we suggest an optimal operating policy for the power plants.
Keywords: Natural Gas Combined Cycle Power Plant (NGCCPP), Day Ahead Market (DAM)
Prices, Quantity Risk, Price Risk, Speculation, Hedging, Risk Management
Yönetici Özeti
Elektrik Piyasalarında Risk Yönetimi adlı serinin bu ilk çalışmasında, Türkiye’deki serbest
üretici niteliğindeki doğal gaz kombine çevrim santrallerinin (DGKÇS) doğal gaz tedarik piyasası
ve elektrik satış piyasası ile olan ilişkileri göz önünde bulundurularak ve santral işletmecilerinin
riskten kaçınma motivasyonuna sahip olduğu varsayılarak bu santrallerin ideal iş modeli tanımlanmıştır. Bu model üzerinden, bir santral işletmecisinin doğal gaz tedariğinde ve elektrik satışında karşılaştığı miktar ve fiyat riskleri açıklanmıştır. Korelasyon hesapları ve simülasyon yardımıyla
santral işletmecisinin yukarıda sözü edilen risklerin yönetimlerini nasıl gerçekleştirmesi gerektiğine dair sonuçlara ve önerilere ulaşılmıştır.
Anahtar Kelimeler: Doğal Gaz Kombine Çevrim Santrali (DGKÇS), GÖP Fiyatları, Miktar
Riski, Fiyat Riski, Spekülasyon, Hedging, Risk Yönetimi
7
Elektrik Piyasalarında Risk Yönetimi • Bölüm 1 • Doğal Gaz Kombine Çevrim Santralleri
Elektrik Piyasalarında Risk Yönetimi
8
www.tenva.org
9
E l e k t r i k P i ya s a l a r ı n d a R i s k Y ö n e t i m i • B ö l ü m 1 • D o ğ a l G a z K o m b i n e Ç e v r i m S a n t r a l l e r i
1. Türkiye’de Fiziksel Elektrik Ticareti
Elektrik diğer pek çok emtianın aksine ekonomik olarak depolanamayan ve dolayısıyla
aynı anda hem üretilmesi hem de tüketilmesi gereken bir emtiadır. Elektriğin bu kendine has
özelliği elektrik ticaretinin de en temel belirleyicilerinden birini oluşturmaktadır. Türkiye’de
elektrik ticareti üretim, tedarik ve tüketim aşamalarından oluşmaktadır. Geçmiş yıllardaki özelleştirme ve düzenleme çalışmaları ile beraber elektrik üretim ve tedariği büyük ölçüde serbestleştirilmiş ve rekabete açılmıştır. Günümüzde elektrik son tüketiciye ulaşana kadar pek çok kez
alınıp satılabilir hale gelmiştir. Bu sayede elektrik ticareti için her biri farklı riskler içeren farklı
ticaret kanallarının oluşturduğu bir elektrik ticareti haritası ortaya çıkmıştır (Şekil 1). Bu haritanın ortaya koyduğu topoğrafyanın doğru okunması ve anlaşılması, elektrik ticaretinde rol alan
bütün oyuncuların iş modellerinin oluşturulmasında ve risklerinin yönetilmesinde temel teşkil
etmektedir. Üretimden tüketime giderken elektriğin izleyeceği her yolun kendine özgü riskleri
bulunmaktadır.
Üretim
Tedarik
EÜAŞ
ELEKTRİK ÜRETİM
A.Ş.
TETAŞ
Yİ-YİD-İHD
Tüketim
SERBEST
TÜKETİCİ
DAĞITIM
TEDARİKÇİ TEDARİKÇİLERİ
SERBEST
OLMAYAN
TÜKETİCİ
SERBEST
ÜRETİM ŞİRKETLERİ
GÖP
DGP
Şekil 1: Türkiye Fiziksel Elektrik Ticareti
Elektrik ticareti açısından Türkiye’de üretilen elektriğin üç temel kaynağı bulunmaktadır.
Bunlar Elektrik Üretim A.Ş (EÜAŞ), Yap İşlet (Yİ) , Yap İşlet Devret (YİD) ve İşletme Hakkı Devri
(İHD) Santralleri ile Serbest Üretim Şirketleridir. EÜAŞ ve Yİ-YİD-İHD santralleri tarafından üre-
10
www.tenva.org
tilen elektrik önceden belirlenen tarifeler üzerinden doğrudan TETAŞ’a satılmaktadır. Bu açıdan
TETAŞ halen Türkiye’nin en büyük elektrik tedarikçisi durumundadır. TETAŞ’ın tedarik ettiği
elektriğin çok büyük bir kısmı (yaklaşık %98’i) kanunlarla düzenlenmiş bir çerçevede dağıtım
şirketleri tarafından alınmakta ve serbest olmayan tüketiciye yine belirli tarifeler üzerinden satılmaktadır. TETAŞ’ın tedarik ettiği elektriğin %2’lik küçük bir kısmı ise doğrudan serbest tüketiciye ve Dengeleme Güç Piyasası’na (DGP) satılmaktadır. Serbest üretim şirketleri ise ürettikleri elektriği farklı alıcılara farklı fiyat alternatifleri üzerinden ulaştırabilmektedir. Bu da serbest
üretim şirketleri için çok sayıda ticaret stratejisi olduğu anlamına gelmektedir.
ÜRETİM
EÜAŞ
Elektrik Üretim A.Ş
DOĞAL GAZ KOMBİNE
ÇEVRİM SANTRALLERİ
KÖMÜR SANTRALLERİ
Yİ-YİD-İHD
Serbest Üretim
Şirketleri
HİDRO-ELEKTRİK SANTRALLERİ
YENİLENEBİLİR ENERJİ
SANTRALLERİ
Şekil 2: Serbest Üreticiler tarafından işletilen DGKÇS’lerin Elektrik Haritası Konumu
Bu çalışma serisinde, üretim aşamasından başlayarak, elektriğin Şekil 1’de gösterilen üretim, tedarik ve tüketim olmak üzere tüm aşamalarındaki iş modelleri ve risk yönetimleri ayrı
ayrı analiz edilecektir. Serinin bu ilk çalışmasında, serbest üretim şirketi kategorisinde yer alan
doğal gaz kombine çevrim santralleri ele alınmıştır.
Rapor serimizin gelecek bölümlerinde ise sırası ile, Şekil 2’de belirtilen kömür santralleri,
hidroelektrik santralleri ve yenilenebilir enerji santralleri ele alınacaktır.
11
E l e k t r i k P i ya s a l a r ı n d a R i s k Y ö n e t i m i • B ö l ü m 1 • D o ğ a l G a z K o m b i n e Ç e v r i m S a n t r a l l e r i
2. Türkiye’de Doğal Gaz Kombine Çevrim Santralleri
Doğal gaz kombine çevrim santralleri (DGKÇS) bir tür termik santraldir ve çalışma prensipleri de diğer fosil yakıtları kullanan termik santraller ile örtüşür. Doğal gaz yakılarak elde
edilen ısı enerjisi ile kaynatılan sudan elde edilen buharın türbini çevirmesi ile elektrik üretilmiş
olur. Diğer bir deyişle DGKÇS ısı enerjisini elektrik enerjisine çevirir (Şekil 3). Kapital maliyetlerinin düşük olmaları, kolay ve hızlı bir biçimde inşa edilebilirliğe sahip olmaları, ve esnek üretime uygun olmaları DGKÇS’leri yatırımcılar için cazip hale getirmektedir.1
Doağal
Gaz
Hava
Sıkıştırıcı
Yüksek Basınçlı Gaz
Yanma
Haznesi
Elektrik İletimi
Jeneratör
Şalt Sahası
Türbin
Sıcak Yanma Gazları
Elektrik Üretimi
Buhar Yolu
Kaynatıcı
Jeneratör İçi
Jeneratör
Türbin
Mıknatıslar
Bakır Bobinler
Dönen Şaftlar
Besleme Su
Yoğunlaştırıcı
Detay
Jeneratör
Şekil 3: DGKÇS Çalışma Sistemi
Kaynak: http://www.mulleescience.com/electricity-generation-page’den adapte edilmiştir.
Türkiye’nin 2015 sonu itibari ile elektrik üretimi kurulu gücü 73.148 MW’dır ve 2015 yılında çeşitli kaynaklardan 260 milyar kWh elektrik enerjisi üretilmiştir. Yine 2015 yılında doğal
gaz kombine çevrim santralleri kurulu gücün %29’unu oluşturmaktadır ve elektrik enerjisinin
%37,9’u doğal gaz kombine çevrim santrallerinden sağlanmıştır.2 Ayrıca Türkiye’de tüketilen doğal gazın yaklaşık %50’si elektrik üretiminde kullanılmaktadır.3 Genel olarak doğal gaz kombine
1 International Energy Agency, “Power Generation Investment in Electricity Markets”, http://www.hks.harvard.
edu/hepg/Papers/Fraser.gen.invest.elec.mkts.1203.pdf, 13.
2 TMMOB Elektrik Mühendisleri Odası, “Türkiye Elektrik Enerjisi İstatistikleri”, http://www.emo.org.tr/genel/bizden_detay.php?kod=88369#.Vtkwd2xaGmQ.
3 International Energy Agency,”Oil and Gas Security Emergency Response of IEA Countries Turkey”, http://www.
iea.org/publications/freepublications/publication/2013_Turkey_Country_Chapterfinal_with_last_page.pdf, 4.
12
www.tenva.org
çevrim santrallerinin mevcut kurulu güçteki payı ile 2004-2015 yılları arasında toplam elektrik
üretimindeki %38-50 aralığında değişen payı dikkate alındığında bu santrallerin Türkiye için
önemi ortaya çıkmaktadır. Aşağıda, TEİAŞ tarafından hazırlanmış projeksiyon (Grafik 1 ve Tablo
1), 2023 yılına kadar elektrik üretiminde doğal gazın payını öngörmektedir.4
Elektrik Üretiminde Doğal Gaz
50
37,5
25
12,5
0
1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023
Grafik 1: Elektrik Üretiminde Doğal Gaz: 1987-2015 gerçekleşmiş 2016-2023 projeksiyon
Kaynak: TEİAŞ
1987
Series1
1988
5,699727189
1989
6,743116402
1990
18,30025171
1991
17,71197192
1992
20,89599309
4 2015 yılına kadar olan değerler gerçekleşen değerleri göstermektedir.
13
E l e k t r i k P i ya s a l a r ı n d a R i s k Y ö n e t i m i • B ö l ü m 1 • D o ğ a l G a z K o m b i n e Ç e v r i m S a n t r a l l e r i
Yıl
Elektrik Üretimi
(GWs)
Doğal Gazdan Üretilen
Elektrik Miktarı
(GWs)
Doğal Gazın Payı (%)
1988
48.049
3.240
6,743
1987
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
52.043
73.808
78.322
86.247
94.862
116.440
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
www.tenva.org
12.589
20,895
10.814
1999
2001
18,300
67.342
60.246
111.022
124.922
122.725
129.400
140.581
150.698
161.956
176.300
191.558
198.418
194.813
211.208
229.398
239.492
5,699
9.524
10.192
103.296
2000
2.528
57.543
1997
1998
14
44.353
10.788
13.822
16.579
17.174
22.086
24.838
36.346
46.217
49.549
52.497
63.536
62.242
73.445
80.691
95.025
98.685
96.095
98.144
104.048
104.499
17,711
16,058
14,616
17,647
19,222
18,104
21,381
22,372
31,214
36,996
40,374
40,569
45,195
41,302
45,348
45,769
49,606
49,735
49,326
46,467
45,356
43,633
2013
2014
240.200
252.000
120.576
310.878
133.677
355.571
148.629
2015
259.610
2017
332.545
2016
2018
2019
2020
2021
2022
2023
105.116
380.031
406.056
435.240
465.271
497.375
43,8
47,9
98.326
37,874
139.669
42,000
156.953
164.453
172.790
180.991
189.500
42,999
41,800
41,300
40,500
39,699
38,900
38,100
Tablo 1: Elektrik Üretiminde Doğal Gaz: 1987-2015 Gerçekleşmiş ve 2016-2023 Projeksiyon
Kaynak: TEİAŞ.
Yukarıdaki verilerin ve yaklaşımların genelinden çıkarılabilecek sonuç, - her ne kadar
doğal gazın elektrik üretimindeki payı 2015 yılında hızlı bir düşüş göstermiş olsa da - doğal
gaz kombine çevrim santrallerinin Türkiye için yaşamsal derecede önemli olduğudur. Sanayi ve
hane halklarının elektrik enerjisi ihtiyacının karşılanmasının en büyük kaynağı bu santrallerdir.
Bu nedenle DGKÇS’lerin risklerinin doğru anlaşılması ve yönetilmesi elektrik üreticilerinin ekonomik verimliliğini artıracak ve dolaylı olarak da gelecek yıllar için büyük planları olan Türkiye
ekonomisinin hem de hane halklarının çıkarına olacaktır.
15
E l e k t r i k P i ya s a l a r ı n d a R i s k Y ö n e t i m i • B ö l ü m 1 • D o ğ a l G a z K o m b i n e Ç e v r i m S a n t r a l l e r i
3. Doğal Gaz Kombine Çevrim Santrallerinde
Riskler, Fırsatlar ve Risk Yönetimi
Geniş anlamda enerji ve dar anlamda elektrik piyasalarının liberalleştirilmesi ile elektrik
piyasalarında risk yönetimi başlığı Türkiye ve dünya enerji literatürlerine girmiştir. Liberalleştirme öncesi kamu temelli entegre monopoliler sisteminde girdi fiyatlarındaki artışlar doğrudan
elektrik çıktı fiyatlarına aktarılabiliyor ve böylece getiriler kontrol altında tutulabiliyordu. Şu
anki, liberalizasyon sonrası piyasa ise başta girdi fiyatlarını elektrik çıktı fiyatlarına yansıtamayabilme riski olmak üzere çok çeşitli risklere açıktır. Elektrik piyasasının oluşturulması ve özel
sektöre açılması ile beraber rekabet kavramı elektrik sektörüne girmiştir. Rekabet de yatırımcıların riskleri daha iyi analiz etme ve yönetme gereksinimlerini ortaya çıkararak risk yönetimi
metodlarını elektrik piyasasına eklemlenmesini gerekli kılmıştır. Santral yatırımları büyük meblağlı ve uzun vadeli yatırımlar olduğundan etkin risk yönetimine fazlasıyla ihtiyaç duyulmaktadır.
Stratejik Riskler
Operasyonel Riskler
Uzun Vadeli Fiyat ve Döviz Kuru Riski
Bürokratik ve Düzenleyici Riskler
BOTAŞ Gaz Tedarik Miktar Riski
Doğal Gaz Arz Güvenliği Riski
BOTAŞ Gaz Tedarik ve Elektrik Satış Fiyat
Riski
Tablo 2: DGKÇS’ler için Riskler
DGKÇS’lerdeki riskler Tablo 2’den görüldüğü üzere genel olarak stratejik ve operasyonel
riskler başlıklarında toplanabilir. Stratejik riskler santral yatırımı yapma veya yapmama ya da yapılacaksa kapasite miktarı ve hangi tür bir santral yatırımı yapma gibi kararları etkileyen uzun
vadeli riskler olarak basitçe ifade edilebilirken, operasyonel riskler de işletilmeye başlanmış bir
santralin kısa ve orta vadeli işleyişi sırasında ortaya çıkabilecek risklerdir. Bu iki risk türü tamamıyla kesin çizgilerle ayrılmamıştır, sözü geçen herhangi bir risk aynı anda hem stratejik hem de
operasyonel risk olma özelliği gösterebilmektedir. Örneğin fiyat riski hem santral yatırım kararını
etkileyen uzun vadeli bir stratejik risk iken, hem de kısa vadede karşılaşılan bir operasyonel risktir.
3.1. Stratejik Riskler
Stratejik riskler içinde uzun vadeli fiyat ve döviz kuru riski, bürokratik ve düzenleyici riskler, ve doğal gaz arz güvenliği riski yer almaktadır.
3.1.1. Uzun Vadeli Gaz Tedarik ve Elektrik Satış Fiyat Riski ile Döviz Kuru Riski: Santral
yatırımı planlanırken ön görülmesi gereken en temel faktörlerin başında “spark spread”
gelir. Spark spread, birim elektrik satış fiyatı ile birim elektrik üretimi için kullanılan doğal gaz maliyeti arasındaki farktır. Santrallerin dur-kalk maliyetleri ayrı tutulursa, doğal
16
www.tenva.org
Santral yatırımı planlanırken ön görülmesi gereken en temel faktörlerin baında “spark
Santral yatırımı planlanırken ön görülmesi gereken en temel faktörlerin baında “spark
spread” gelir. Spark spread, birim elektrik satı fiyatı ile birim elektrik üretimi için kullanılan
spread” gelir. Spark spread, birim elektrik satı fiyatı ile birim elektrik üretimi için kullanılan
doal gaz maliyeti arasındaki farktır. Santrallerin dur-kalk maliyetleri ayrı tutulursa, doal
doal gaz maliyeti arasındaki farktır. Santrallerin dur-kalk maliyetleri ayrı tutulursa, doal
olarak DGKÇS’lerin sadece spark spread’in pozitif olduu zaman dilimlerinde çalıması
olarak DGKÇS’lerin sadece spark spread’in pozitif olduu zaman dilimlerinde çalıması
beklenir.
Herhangi
bir zaman
aralıında
spark spread
aaıdaki
hesaplanır: çalışması
olarak
DGKÇS’lerin
sadece
spark spread’in
pozitif
olduğuformül
zamaniledilimlerinde
beklenir.
Herhangi
bir zaman
aralığında
aşağıdaki
ile hesaplanır:
beklenir.
Herhangi
bir zaman
aralıında
spark spark
spreadspread
aaıdaki
formülformül
ile hesaplanır:
  /ℎ =  ı /ℎ −
  /ℎ =  ı /ℎ −
ğ  ı /ℎ

öü
ğ
 ı
/ℎ
 öü
Benzer ekilde “mutlak spark spread” ise santralin fiyat dinamikleri
yüzünden çalıamadıı
Benzer
şekilde
“mutlak
spark
spread”
santralin
dinamikleri
yüzünden
çalışamadıBenzer
ekilde
“mutlak
spark
spread”
ise ise
santralin
fiyatfiyat
dinamikleri
yüzünden
çalıamadıı
durumları da dikkate alarak brüt kâr hakkında daha anlamlı bir veri sunar:
ğı durumları da dikkate alarak brüt kâr hakkında daha anlamlı bir veri sunar:
durumları da dikkate alarak brüt kâr hakkında daha anlamlı bir veri sunar:

ğ  ı 

−
 |

öü
ℎ
ğ
 ı


|
   /ℎ = | ı 
−
Spark spread’i belirleyen elektrik ve doğal gaz fiyatları
içinde değişim
gösterebilir
öü
ℎzaman
   /ℎ = | ı 
ve bu sebeple spark spread dalgalanmaları görülür. Spark spread çok düştüğünde santrallerin tamamen
devredenbelirleyen
çıkması beklenir.
Uzun
vadede
spark spread’in
düzeyi
yatırımların
ekonomik
Spark spread’i
elektrik ve
doal
gaz fiyatları
zaman içinde
deiim
gösterebilir
ve
olarak değerlemelerinde temel teşkil eder. Uzun vadede spark spread’in düşmesi, santraller için
Spark spread’i
belirleyen
elektrik
ve doal çok
gaz düşmesi
fiyatları santrali
zaman içinde deiim
gösterebilir
ve
enbuönemli
risklerden
biridir.dalgalanmaları
Spark spread’ingörülür.
olmaktan
çıkarabilir.
sebeple
spark spread
Spark spread ekonomik
çok dütüünde
santrallerin
Grafik 2,
Türkiye’de
arasında
aylık
ortalama
spark spread
değerinin
bu sebeple
spark
spread 2010–2015
dalgalanmaları
görülür.
Spark
spreadmutlak
çok dütüünde
santrallerin
tamamen devreden çıkması beklenir. Uzun vadede spark spread’in düzeyi yatırımların
değişimini göstermektedir. Elektrik fiyatları için gün öncesi piyasası (GÖP) fiyatları, doğal gaz
tamamen
devreden
beklenir. Uzun vadede spark spread’in düzeyi yatırımların
için
ise BOTAŞ
fiyatlarıçıkması
baz alınmıştır.
ekonomik olarak deerlemelerinde temel tekil eder. Uzun vadede spark spread’in dümesi,
ekonomik olarak deerlemelerinde temel tekil eder. Uzun vadede spark spread’in dümesi,
En#lasyon Düzenlemesi Yapılmış Obiridir.
rtalama A
ylık Mutlak "Spark Spread" (Verimlilik Faktörü =%50) santraller
için en
önemli risklerden
Spark
spread’in
çok
dümesi
santrali
ekonomik
9
y = -­‐0,0475x + 4,4406
santraller
için en önemli risklerden biridir. Spark spread’in çok dümesi santrali ekonomik
olmaktan çıkarabilir.
olmaktan çıkarabilir.
6,75
Krş/kwh
Grafik 2, Türkiye’de 2010–2015 arasında aylık ortalama mutlak spark spread deerinin
Grafik
2, Türkiye’de 2010–2015 arasında aylık ortalama mutlak spark spread deerinin
4,5
deiimini
göstermektedir. Elektrik fiyatları için gün öncesi piyasası (GÖP) fiyatları, doal
deiimini göstermektedir. Elektrik fiyatları için gün öncesi piyasası (GÖP) fiyatları, doal
gaz için ise BOTA fiyatları baz alınmıtır.
EnHlasyon Düzenlemesi Yapılmış Ortalama Aylık Mutlak "Spark Spread" (Verimlilik Faktörü =%50) Eylül 2015
Kasım 2015
Temmuz 2015
Mart 2015
Ocak 2015
Mayıs 2015
Eylül 2014
Kasım 2014
Temmuz 2014
Mart 2014
Ocak 2014
Mayıs 2014
Eylül 2013
Kasım 2013
Temmuz 2013
Mart 2013
Ocak 2013
Mayıs 2013
Eylül 2012
Kasım 2012
Temmuz 2012
Mart 2012
Ocak 2012
Mayıs 2012
Eylül 2011
Kasım 2011
Temmuz 2011
Mart 2011
Ocak 2011
Mayıs 2011
Eylül 2010
Kasım 2010
Temmuz 2010
Mayıs 2010
Ocak 2010
0
Mart 2010
2,25 için ise BOTA fiyatları baz alınmıtır.
gaz
y = -­‐0.0475x + 4.4406
Grafik 2: Türkiye’de 2010-2015 Yılları Arası Aylık Ortalama Mutlak “spark spread” Değişimi
15
15
17
E l e k t r i k P i ya s a l a r ı n d a R i s k Y ö n e t i m i • B ö l ü m 1 • D o ğ a l G a z K o m b i n e Ç e v r i m S a n t r a l l e r i
Grafik 2’den de kolayca gözlenebileceği üzere, 2010 yılında 4 krş/kWh civarında olan ortalama aylık mutlak spark spread 2015 yılında 1 krş/kWh’nin altına kadar inmiştir. Regresyon
eğrisine göre son 6 yılda spark spread her ay ortalama %4,75 azalmıştır. Santrallerin dur-kalk
maliyetleri de dikkate alınırsa 2015 yılında DGKÇS’lerin brüt kârının 1 krş/kWh’nin de altında
olduğu ortaya çıkmaktadır. Bu analiz %50 verimlilik faktörü ile çalışan bir santral için geçerlidir.
Verimlilik faktörü %60 olan santraller için spark spread değerleri doğal olarak daha yüksek iken
verimlilik faktörü %40 olan santraller için daha düşüktür (Grafik 3).
En#lasyon Düzenlemesi Yapılmış Ortalama Aylık Mutlak "Spark Spread" (Verimlilik Faktörü= %40, 50 ve 60) 10
krş/kwh
7,5
5
Ekim 2015
Temmuz 2015
Nisan 2015
Ocak 2015
Ekim 2014
Temmuz 2014
Nisan 2014
Ocak 2014
Ekim 2013
Temmuz 2013
Nisan 2013
Ocak 2013
Ekim 2012
Temmuz 2012
Nisan 2012
Ocak 2012
Ekim 2011
Temmuz 2011
Nisan 2011
Ocak 2011
Ekim 2010
Temmuz 2010
Ocak 2010
0
Nisan 2010
2,5
En=lasyon Düzenlemesi Yapılmış Ortalama Aylık Mutlak "Spark Spread" (Verimlilik Faktörü =%40) En=lasyon Düzenlemesi Yapılmış Ortalama Aylık Mutlak "Spark Spread" (Verimlilik Faktörü =%50) En=lasyon Düzenlemesi Yapılmış Ortalama Aylık Mutlak "Spark Spread" (Verimlilik Faktörü =%60) Grafik 3: Farklı Verimlilik Seviyelerine göre Türkiye’de 2010-2015 Yılları Arası Aylık Ortalama Mutlak “spark spread” Değişimi
Son yıllarda spark spread’deki bu değişimin sebebi reel olarak elektrik fiyatlarındaki artıOcak 2010
Şubat 2010
Mart 2010
Nisan 2010
Mayıs 2010
Haziran 2010
Temmuz 2010
şın doğal gaz fiyatlarındaki artışın altında kalmasıdır. Son 6 yılda ortalama mutlak spark spread
Enflasyon
2,31225367943548
1,8509028125 1,00395678427419
2,1326360625 2,13705370295698 1,48267747569444 4,08213590053765
Düzenlemesi
%75’e
yakın bir düşüş göstermiştir. Bu da santrallerin ekonomik değerlerini ciddi oranda azaltYapılmış Ortalama
mış
durumdadır.
Spark spread’in bu seviyelerini koruması durumunda yeni doğal gaz santrali
Aylık
Mutlak
"Spark
yatırımlarının
Spread" (Verimlilik ertelenmesi beklenmelidir. Uzun vadede spark spread’in ne olacağı belirsizdir,
Faktörü =%40)
ancak
mevcut eğilim azalış yönündedir.
Enflasyon
Düzenlemesi
Yapılmış Ortalama
Aylık Mutlak
"Spark
Spread" (Verimlilik
Faktörü =%50)
3,90033595698924
3,18456751190476
2,25216891397849
3,56050693888888
3,57960525537634
3,00686014166666
6,10711988440859
Santrallerin kapasite faktörlerine bakıldığında da benzer bir durum karşımıza çıkmaktadır (Grafik 4). 2012 yıllında %55 civarında olan kapasite faktörü, 2016’nın Ocak ayı itibariyle
%42’ye kadar gerilemiş durumdadır. Bu da göstermektedir ki düşen spark spead santrallerin sadece
karlılıklarını
azaltmakla kalmamış aynı zamanda çalışma saatlerini de düşürmüştür. Ayrıca
5,03135007392474 4,18234881696429 3,23954487231182 4,61165004861113 4,70543487231184 4,15377594444445 7,51565089381723
Enflasyon
buDüzenlemesi
veriden
yüksek
kapasite faktörleri ile çalışan Yap-İşlet santralleri çıkarılırsa, özel sektörün
Yapılmış Ortalama
Aylık
Mutlak
kapasite faktörlerindeki düşüş cok daha dramatik bir şekilde ortaya çıkacaktır.
"Spark
Spread" (Verimlilik
Faktörü =%60)
18
www.tenva.org
A
6
8
9
Kapasite Faktörü
%60
%55
%50
%45
%40
2012
2013
2014
2015
2016
Kapasite Faktörü
Grafik 4: Türkiye’de 2012-2016 Yılları Arasında DGKÇS’lerin Ortalama Kapasite Faktörü
Uzun vadede spark spread’in fazlaca düşmesi santrali çalışamayacak duruma getirebilir.
Bu nedenle uzun vadeli fiyat riskinin yönetilmesi gerekir. İlk yöntem olarak operasyonel esnekliği ve verimliliği yüksek olan santraller tercih edilmelidir. Dur-kalk maliyetleri düşük olan
santraller daha esnek santrallerdir ve puant saatlerde devreyeKapasite
girip, Faktörü
ekonomik olmayan saatler2012
%55
de devreden çıkabilir. Yüksek verimlilik ise daha yeni model
2013 doğal gaz
%50santralleri kullanılarak
2014
%51 da spark spread’deki
çözülebilir. Düşük verimli santraller görece daha düşük maliyetli
olsalar
2015
%42
değişimlerden daha fazla etkilenmeye açıktırlar. Örneğin, 2016
%40 verimlilikli
bir santralin çalıştığı
%42
saatlerin sayısı çok daha az olacağı için, spark spread düşerken maliyetlerini çıkaramama riski daha yüksek olacaktır. Diğer taraftan, yüksek verimlilikli yeni teknolojili santraller kurulum
aşamasında daha maliyetli olmalarına rağmen, spark spread’deki değişimlerden daha az etkilenerek uzun vadede ekonomik olmaya devam edebilirler. Bu açıdan bakıldığında özelleştirmeler
ile satın alınacak eski teknolojili santraller spark spread riskine daha açık bir görünüm çizmektedirler. Kısacası, düşük verimli santraller atıl kalmaya daha eğimli olacakları için risklidirler.
Uzun vadeli fiyat riskini yönetmek için önereceğimiz bir diğer yöntem ise kademeli yatırımdır (staged investment). Fiyatlardaki gelişime göre yatırım kademeli olarak hayata geçirilebilir. Örneğin 600 MW’lik bir santral planlanıyorsa, bu yatırım 200 MW’lik birimler halinde
gerçekleştirilebilir. Bu sayede spark spread’in düşmesi halinde yeni ünitelerin yapımı durdurularak risk azaltılmış olur. Öte yandan spark spread artarsa yeni üniteler devreye sokularak artan
fiyatlardan faydalanılabilir.
Santral yatırımı planlanırken, elektrik ve doğal gaz için fiyat tahminleri yapılır. Döviz
kurundaki değişmeler gibi çeşitli sebeplerle bu tahminlerin gerçekleşen fiyatlarla uyuşmama
olasılığı büyük bir risk teşkil etmektedir.5 Santral yatırımı için döviz kredisi alınmış ise döviz
kuru riski bir de bu noktada ortaya çıkmaktadır. Bu tür risklerin yönetimi büyük oranda makro
5 Türkiye’de doğal gaz tedariğinin büyük kısmını bir kamu kuruluşu olan BOTAŞ’ın sağlaması bu noktada DGKÇS’ler için bir avantaj olarak görülebilir. Sistemin genelini tehlikeye atmamak için BOTAŞ’ın kendi karşılaştığı
bazı maliyetleri belli sınırlar içinde piyasaya yansıtmaması beklenebilir.
19
E l e k t r i k P i ya s a l a r ı n d a R i s k Y ö n e t i m i • B ö l ü m 1 • D o ğ a l G a z K o m b i n e Ç e v r i m S a n t r a l l e r i
ekonominin iyi yönetilmesine bağlıdır, ancak yatırımcılar da TL cinsinden borçlanarak ya da döviz riskini hedge ederek bu riski yönetebilirler. Döviz kuru riski orta vadede ikili anlaşmalar
(forward) ve future sözleşmeleri ile yönetilebilir. Ancak ikili anlaşmalar ve future sözleşmeleri
ile kur riski yönetilirken dikkatli olunması gerekir. Döviz piyasalarında yanlış pozisyon alınması,
riskler yönetilmeye çalışılırken farkında olunmadan şirketleri döviz piyasasında spekülasyon
yapmaya götürebilir.
3.1.2. Bürokratik ve Düzenleyici Riskler: Bürokratik riskler genel olarak bürokratik süreçlerin hızlı işleyip işlememesi ile teşvik ve düzenlemelerin uzun vadeli belirsizlikleri ile alakalıdır. Yatırımların hayata geçirilmesinde bürokratik sebeplerden kaynaklanabilecek gecikmeler,
yatırımcıların planlarının gerçekle uyuşmama riskini artırmakta, bu da projelerin istenilenleri
verememesine sebep olabilmektedir. Teşvik ve düzenlemelerin belirsizliği ve sık değişmesi de
benzer sorunlar doğurmaktadır. Bürokratik riskler, özel sektör ve kamu arasında sağlanan iletişim kanallarının etkili kullanımı ile azaltılabilir.
Yenilenebilir enerji destek politikaları, dağıtık üretim ile ilgili destekler ve politikalar ve
dengesizlik maliyeti ile ilgili yükümlülüklerde yapılacak değişiklikler DGKÇS’leri etkileyen bürokratik ve düzenleyici faktörlerdir. Bunun yanında kömür ile çalışan termik santrallere verilecek teşvikler ve nükleer enerji yatırımları da elektrik fiyatlarında aşağı yönlü baskı oluşturarak
DGKÇS’lerin kapasite faktörlerini ve spark spread’i düşürebilir.
3.1.3. Doğal Gaz Arz Güvenliği Riski: Doğal gaz arz güvenliği riski diğer risklerin aksine doğrudan sadece özel sektörü değil, hem kamuyu hem de hane halklarını çok yakından ilgilendirdiği
için fazlasıyla dikkat çekmektedir. Herhangi bir doğal gaz arzı sıkıntısı elektrik üretimi yanısıra
doğal gazın ısıtma gibi kullanım alanları sebebiyle hane halklarını da etkileyecektir. Böyle bir
arz sıkıntısının iç politikada yansımaları olacağı da düşünülebilir. Bu gibi sebeplerle doğal gaz
sağlayıcılarının çeşitlendirilmesine ve depolama imkânlarının geliştirilmesine çalışılmaktadır.
Bu risk konusunda şirketlerin tek başlarına yapabilecekleri risk yönetimi uygulamaları bulunmamaktadır, ancak böyle bir riskin varlığı konusunda bilinç oluşumuna katkıda bulunabilirler.
3.2 Uzun Vadeli Fırsatlar
3.2.1. Ekonomik Büyüme Beklentisi: Spark spread değerleri son 6 yılda ¼’üne düşmesine
rağmen, piyasalarda santral değerlemelerinin bu düzeyde düştüğünü söylemek henüz mümkün
değildir. Dolayısıyla yatırımcılar DGKÇS’leri sadece güncel spark spread seviyeleri üzerinden değerlememekte ve gelecekte spark spread’in artacağını tahmin etmektedirler. Ekonomik büyüme
düzeyinin %5’lere yaklaşması durumunda elektrik fiyatlarının artış trendine girmesi beklenebilir. Ancak global veya bölgesel bir ekonomik kriz bu beklentileri boşa çıkartarak orta vadede
fiyatları çok daha düşük seviyelere de çekebilir.
3.2.2. Yap-İşlet (Yİ)’lerin Sözleşme Sürelerinin Dolması: 2018 ve 2019 yıllarında yaklaşık 5700MW kurulu güce sahip Yİ santralinin sözleşme süresi sona erecektir. Bu büyüklükte
bir kapasitenin piyasadan çekilmesi veya serbest piyasa koşullarında teklif vermeye başlaması,
20
www.tenva.org
elektrik fiyatlarında ciddi miktarda yukarı yönlü bir etki oluşturabilir. Ayrıca gün öncesi piyasasındaki oynaklık da dikkate alındığında, bu santrallerin marjinal maliyet bazlı teklif vermeye
başlamalarının fiyatlar üzerinde önemli etkisini olacağı öngörülebilir.
Fiyattan bağımsız satış/toplam eşleşme
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
2012
2013
2014
2015
2016
Grafik 5: 2012 ve 2016 Yılları Arasında GÖP’te Fiyattan Bağımsız Satış Miktarının Toplam Eşleşmeye Oranı
Grafik 5, 2012 ve 2016 yılları arasında, gün öncesi piyasasında, fiyattan bağımsız satış tekliflerinin toplam eşleşmeye oranını göstermektedir. 2012 yılında %50’nin altında olan bu oran 2016’da
Fiyattan
bağımsız azalmakta
satış/toplam ve
eşleşme
%75’i geçmiştir. Başka bir değişle gün öncesi piyasasının
derinliği
fiyatların volatilitesi
2012
0,461260487098151
artmaktadır. Dolayısıyla YİD’lerin devreden çıkması
fiyatlara önemli ölçüde
etki edebilir.
2013
0,499932922655095
2014
0,552381487961624
3.2.3. Yenilenebilir Enerji ve Dengeleme
İhtiyacı: Yeni nesil DGKÇS’lerin
en önemli özel2015
0,649195115290395
liklerinden birisi de hızlı devreye girip çıkabilecek
esnekliğe
sahip
olmalarıdır.
Bu özellikleri
2016
0,754976448999368
sayesinde dengeleme güç piyasasında önemli bir rol oynayacakları neredeyse kesindir. Özellikle
yenilenebilir enerji yatırımları arttıkça, elektrik piyasasının dengelemeye ve DGKÇS’lere olan
ihtiyacı hızla artacaktır. Grafik 6, DGKÇS’lerin 2012 ve 2016 yılları arasında aldıkları Yük Al (YAL)
ve Yük At (YAT) talimatlarının toplam üretimlerine oranını
göstermektedir.
Absolute
values
Ortalama eşleşme
ortalama fiyattan bağımsız satış
5552,24589547991
2012
YAL ve YAT Talimatları-­‐
Toplam Üretim İlişkisi2477,95416144825
%20
%15
Ocak
2013
2014
2015
2016
6872,36945998405
9043,58194999425
11336,431133691
12498,4773915462
3200,83211553829
4913,72991209044
7141,44739125469
9504,32589682981
%10
%5
%0
2012
2013
YAL Talimatlarının Üretime Oranı
2014
2015
2016
YAL+YAT Talimatlarının Üretime Oranı
Grafik 6: DGKÇS’lerin 2012 ve 2016 Yılları Arasında Aldıkları YAL ve YAT Talimatlarının Toplam Üretime Oranları
Tablo 2
2012
2013
2014
2015
2016
YAL Talimatlarının Üretime
Oranı
0,0464844556476726
0,06110903712825850,06542479720104350,082323487615127 0,111869618644597
YAL+YAT Talimatlarının
Üretime Oranı 0,133984910476487 0,140196408309716 0,147501079348721 0,191380780864699
0,106379665389851
21
E l e k t r i k P i ya s a l a r ı n d a R i s k Y ö n e t i m i • B ö l ü m 1 • D o ğ a l G a z K o m b i n e Ç e v r i m S a n t r a l l e r i
Grafik 6’dan da anlaşılacağı üzere, DGKÇS’ler son yıllarda dengeleme piyasasında daha
etkin bir rol oynamaya başlamışlardır. Darbeli üretim yapan yenilenebilir enerji üretim kapasitesi arttıkça bu rolün daha da artması kaçınılmaz olacaktır. Ayrıca güneş enerjisi yatırımların
ve dağıtık üretim tesislerinin artmasıyla gün içindeki puant saatler daha da belirgin hale gelecek ve “peaker” santrallere olan ihtiyaç artacaktır. Dolayısıyla, doğal gaz santrallerinin kapasite
faktörleri düşerken, sistemin ihtiyacı olan DGKÇS kurulu gücü dengeleme ihtiyacından dolayı
artacaktır.
Halihazırda YEKDEM kapsamında olan yenilenebilir enerji tesislerinin dengeleme yükümlülükleri bulunmamaktadır. Ancak gelecekte yenilenebilir enerji kapasitesinin ve dengeleme maliyetlerinin artması ile birlikte bu yükümlülüklerin yatırımcıya yüklenmesi için yasal
düzenlemeler yapılması ihtimal dahilindedir. Böyle bir durumda, yatırımcılar yenilenebilir üretim tesislerini doğal gaz santralleri ile bütünleşik çalıştırarak dengeleme maliyetlerini azaltmak
isteyeceklerdir. Bu da DGKÇS’lere olan talebi yeniden canlandırabilir.
3.3. Operasyonel Riskler
Operasyonel risklerin temelinde kisa ve orta vadede doğal gaz tedarik miktar riski ile doğal gaz tedarik ve elektrik satış fiyat riski bulunmaktadır. Bu riskler ilerleyen bölümde ayrıntılı
olarak ele alınmıştır. Şirketlerin operasyonel risklerini azaltmak için ne tür yöntemler uyguladıkları üzerinde kısaca durulabilir. Operasyonel risklerin en önemlisi olan fiyat riskini yönetmek
elektrik finansal piyasaları geliştikçe daha da kolaylaşacaktır. Ancak şu anki elektrik finansal
piyasalarının yeterince gelişmemiş olduğu durumda fiyat riskleri genel olarak ikili anlaşmalar
ile yönetilmektedir. Diğer bir operasyonel risk yönetme metodu olarak santraller boyut olarak
büyümeyi görmektedirler.6 Böylelikle hem ölçek ekonomisinden yararlanmayı hem de piyasa
güçlerini artırarak piyasada avantajlı konuma gelmeyi amaçlamaktadırlar. Bir başka yöntem
olarak ise santraller dikey birleşmeler yaparak elektrik piyasasının farklı alt dallarında da yer
almayı görmektedirler. Bu birleşmeler temelde hem üretim hem de perakende alanında faaliyet
göstermeyi veya hem üretim hem de doğal gaz piyasasında yer almayı kapsamaktadır. Sıraladığımız operasyonel risk yönetimi metodlarından olan büyümeler ve birleşmeler piyasa gücünü
kötüye kullanmayı önlemek için genel olarak düzenleyici otoritelerin, Türkiye’de de EPDK’nın
yakın gözetimi altındadır.
Aşağıdaki bölümlerde DGKÇS’lerin iş modelleri, gaz tedarikleri ve elektrik satışları incelenmiş ve bu bilgiler ışığında operasyonel risklerin yönetimi konusuna bir kez daha değinilmiştir. Simülasyon sonuçlarından yola çıkarak santrallere kapasite paylaştırımı önerilerinde bulunulmuş ve son olarak da genel sonuçlar ele alınmıştır.
6 Her ne kadar boyut olarak büyüme bir tür operasyonel risk yönetimi olarak gösterilse ve bunun haklı yönleri olsa
da fazla büyük olmanın yaratabileceği sıkıntılar olduğu da gözardı edilmemelidir.
22
www.tenva.org
4. Doğal Gaz Kombine Çevrim Santrallerinin
İş Modeli
Santrallerin iş modelinin temelini doğal gaz piyasasından tedarik edilen gazın santralde
elektrik enerjisi üretiminde kullanılarak elektrik piyasasına satılması teşkil eder (Şekil 4). Diğer
bir deyişle santral bir tür metayı alır ve başka bir tür metaya çevirir. Santralin teknolojisi çevrim
sürecinin verimliliği ve esnekliği konularında belirleyicidir. Bununla beraber santral ne kadar
verimli ve esnek olsa dahi tedarik ve satış anlaşmaları hem operasyonları hem de nakit akışını belirleyen temel etkenlerdir. Günümüzün dalgalanmaya açık enerji piyasalarında hem doğal
gazın hem de elektriğin fiyatları her gün dalgalanmakta ve hızlı değişimler gösterebilmektedir.
Örneğin gaz fiyatlarındaki ani yükselişler ya da elektrik fiyatlarındaki düşüşler zaten çok yüksek
olmayan kâr marjlarını tamamen ortadan kaldırarak santral operatörlerinin zarar etmesine yol
açabilir. Esasen hem gaz tedarik edilirken hem de elektrik satılırken santrallerin maliyet ve fiyat
risklerini en aza indirgeyecek anlaşmalar yapılmalıdır.
DOĞAL GAZ
TEDARİK
PİYASASI
ELEKTRİK
DOĞAL GAZ
NAKİT
DOĞAL GAZ
ÇEVRİM
SANTRALİ
GAZ TEDARİK
ANLAŞMALARI
ELEKTRİK
PİYASALARI
NAKİT
ELEKTRİK SATIŞ
ANLAŞMALARI
Şekil 4: DGKÇS İş Modeli
Hem doğal gaz hem de elektrik piyasaları için yöneticilerin fiyat öngörüleri yaparak eğitimli tahminlerde bulunmaları oldukça yaygın bir durumdur. Örneğin santral operatörlerinin
spot (Gün Öncesi Piyasası-GÖP Fiyatı) elektrik fiyatlarının artacağını öngörerek spot piyasaya
elektrik satmaları veya ikili anlaşmaları spot fiyatına endekslemeleri çok yaygın bir uygulamadır. Yine benzer bir örnek olarak da elektrik spot fiyatlarının düşeceğini öngören santral operatörlerinin sabit fiyattan elektrik satmaları verilebilir.
Genel olarak emtia piyasalarında şirketlerin uyguladığı iş modelleri spekülatif ve hedging
(riskten korunma) olarak iki ana başlık altında incelenebilir. Bu hususta gözden kaçırılmaması
gereken en önemli nokta gaz tedarik anlaşmaları ile elektrik satış anlaşmalarının birlikte analiz
edilmesi gerekliliğidir. Diğer bir deyişle bir satış anlaşmasının spekülatif veya hedging amaçlı
olup olmadığını anlamak için bu satış anlaşmasınının nakit akışları üzerindeki etkisini tedarik
anlaşmaları ile beraber ele almak gerekir. Aşağıdaki bölümde DGKÇS’lerin iş modelleri spekülasyon ve hedging anlamında analiz edilmiştir.
23
E l e k t r i k P i ya s a l a r ı n d a R i s k Y ö n e t i m i • B ö l ü m 1 • D o ğ a l G a z K o m b i n e Ç e v r i m S a n t r a l l e r i
5. Emtia Piyasalarında İş Modelleri: Spekülasyon, Hedging ve Arbitraj
Spot ve forward (sabit fiyat) anlaşmalarının emtia tedarik zincirlerinde nasıl kullanıldığı ve hangi durumların spekülatif hangi durumların hedging özelliği taşıdığını anlamak santral
operatörü şirketlerin iş modellerini anlayabilmek açısından esas teşkil eder. Tedarik ve satış
sözleşmeleri beraber ele alındığında emtia piyasalarında dört iş modeli ve arbitraj olmak üzere
beş alternatif ortaya çıkmaktadır. Aşağıda bir DGKÇS’nin olası iş modelleri sıralanmıştır.
İş Modeli 1: Şirket girdiyi spot piyasadan alır ve çıktıyı forward bir anlaşma üzerinden satar.
Girdi spot piyasadan
değişken fiyatla alınır.
EMTİA İMALATÇISI
Çıktı forward anlaşma
ile sabit fiyattan
satılır.
Şekil 5: 1 No’lu İş Modeli
Bu iş modelinde şirket forward piyasasında sabit fiyattan çıktı satışı yaparak gelirlerindeki dalgalanma riskini ortadan kaldırmıştır. Girdi maliyetleri ise girdi tedariği spot piyasadan yapıldığı için değişkenlik gösterebilir ve risk içerir. Örneğin girdi maliyetlerindeki bir artış zarara
yol açabilir. Bu durum bir spekülasyon örneğidir. Şirket ya girdi fiyatlarının ya da çıktı fiyatlarının düşeceğini öngörmektedir (speküle etmektedir).
Şirket girdiyi forward piyasasından alır ve çıktıyı spot piyasa fiyatından satar.
Girdi spot piyasadan
sabit fiyatla alınır.
EMTİA İMALATÇISI
Şekil 6: 2 No’lu İş Modeli
Çıktı spot piyasada
değişken fiyatla
satılır.
Bu iş modeli birinci modelin tam tersidir. Bu durumda şirket girdi maliyetlerini sabitlerken
gelirler spot piyasasındaki fiyatlar doğrultusunda dalgalanabilir ve risk içerir. Mesela, çıktı fiyatlarındaki düşüşler zarara neden olabilir. Bu nedenle bu iş modeli de bir spekülasyon örneğidir.
Şirket ya girdi fiyatlarının ya da çıktı fiyatlarının artacağını öngörmektedir (speküle etmektedir).
24
www.tenva.org
İş Modeli 3: Şirket girdiyi forward bir anlaşma üzerinden alır ve çıktıyı da forward bir anlaşma üzerinden satar.
Girdi forward
anlaşma ile sabit
fiyattan alınır.
EMTİA İMALATÇISI
Çıktı forward anlaşma
ile sabit fiyattan
satılır.
Şekil 7: 3 No’lu İş Modeli
Bu model bir hedging örneğidir. Şirket hem maliyetlerini hem de gelirlerini sabitlemiş,
spekülasyona yer bırakmamıştır. Dolayısıyla şirketin kârı ne girdi maliyetlerinden ne de çıktı fiyatlarından etkilenmektedir. Şirket satış fiyatı ve girdi maliyeti arasındaki net sabit bir kâr marjı
üzerinden işlemektedir.
İş Modeli 4: Şirket girdiyi spot piyasadan alır ve çıktıyı da spot piyasa fiyatından satar.
Girdi spot piyasadan
değişken fiyatla alınır.
EMTİA İMALATÇISI
Çıktı spot piyasada
değişken fiyatla
satılır.
Şekil 8: 4 No’lu İş Modeli
Bu model de bir hedging örneğidir. Girdi piyasasındaki değişimlerden doğan dalgalanmalar çıktı fiyatlarına piyasa mekanizmaları üzerinden yansıtılmaktadır. Spesifik olarak, bilindiği
üzere doğal gaz fiyatları ile elektrik fiyatları arasında korelasyon vardır. Girdi maliyetleri ve çıktı
fiyatları arasındaki korelasyon ne kadar yüksek ise bu modelin hedging niteliği de o derecede yükselecektir. Örneğin, bu durumda doğal gaz fiyatları artarsa elektrik fiyatları da artar ve
maliyetleri nisbeten dengeler. YİD, Yİ ve İHD’lerin kullandığı “pass through” olarak tabir edilen
anlaşmalar da bu iş modelinin korelasyonunun 1 olduğu spesifik bir türüdür.
Arbitraj: Girdi olağanüstü derecede düşük fiyattan alınır ve çıktı olağanüstü derecede
yüksek fiyattan satılır.
25
E l e k t r i k P i ya s a l a r ı n d a R i s k Y ö n e t i m i • B ö l ü m 1 • D o ğ a l G a z K o m b i n e Ç e v r i m S a n t r a l l e r i
Girdi olağanüstü
düşük fiyattan alınır.
EMTİA İMALATÇISI
Çıktı olağanüstü
yüksek fiyattan
satılır.
Şekil 9: Arbitraj
Şirket girdi ve çıktı piyasalarındaki fiyat anomalilerinden yararlanarak arbitraj gerçekleştirebilmektedir. Diğer bir deyişle şirket girdi ve çıktı piyasalarındaki fiyat anomalilerini gözlemleyerek ve bunlardan faydalanarak risksiz getiri sağlayabilmektedir. Arbitrajın Türkiye’deki
DGKÇS’lere uyarlanmış versiyonunda girdiyi olağanüstü düşük fiyattan alabilme olasılığı yoktur; ancak çıktıyı olağanüstü yüksek fiyattan satabilme olasılığı vardır. Gün Öncesi Piyasası’nda
(GÖP) kimi zaman fiyatlar aşırı yükselebilmekte ve bu da çok yüksek kâr marjı sağlamaktadır.
Yine de arbitraj için gerekli koşulların sağlanma olasılığı düşüktür. Verimli piyasalarda arbitraj fırsatlarının uzun süre devam etmemesi beklenmektedir. Gelişimini tamamlayamamış piyasaların bir özelliği olan arbitraj olasılığı Türkiye elektrik piyasasının olgunlaşması ile daha da
azalacak ve ortadan kalkacaktır. Bu nedenle arbitrajı bir iş modeli olarak nitelemekten ziyade
piyasada gerçekleşmesi olası bir durum olarak vermekteyiz.
Sonuç olarak, ilk bakışta riskten kaçınma stratejisine sahip bir DGKÇS operatörü için spekülatif nitelikteki birinci ve ikinci iş modelleri değil, korunmacı nitelikteki üçüncü ve dördüncü
iş modelleri tercih öncelikli durmaktadır (Şekil 10). Bu iş modellerinden hangisinin doğal gaz
kombine çevrim santralleri için ideal olduğu sorusuna daha detaylı cevap verebilmek için öncelikle doğal gaz tedarik ve elektrik satış piyasalarının detaylı olarak anlaşılması gerekmektedir.
Bu bağlamda Türkiye’de doğal gaz tedarik piyasası ve bu piyasadaki sözleşmeler ile elektrik satış
piyasası ve bu piyasadaki sözleşmeler incelenmiştir.
26
www.tenva.org
DEĞİŞKEN FİYAT
SABİT FİYAT
DOĞAL GAZ ALIM
İŞ MODELİ 1
SPEKÜLATİF
İŞ MODELİ 4
HEDGING
ARBİTRAJ
İŞ MODELİ 3
HEDGING
İŞ MODELİ 2
SPEKÜLATİF
SABİT FİYAT
DEĞİŞKEN FİYAT
ELEKTRİK SATIM
Şekil 10: DGKÇS İş Modelleri ve Arbitraj
27
E l e k t r i k P i ya s a l a r ı n d a R i s k Y ö n e t i m i • B ö l ü m 1 • D o ğ a l G a z K o m b i n e Ç e v r i m S a n t r a l l e r i
6. Doğal Gaz Kombine Çevrim Santrallerinin
Doğal Gaz Tedariği
2001 öncesinde bir kamu kuruluşu olan BOTAŞ doğal gaz piyasasında tekel konumundaydı. 02.05.2001 tarihinde çıkarılan 4646 sayılı Doğal Gaz Piyasası Kanunu ile bu durum değişmeye başlamışsa da, doğal gaz arzının yaklaşık olarak %80’i halen BOTAŞ’ın elindedir. Geriye kalan
%20 ise özel şirketler tarafından sağlanmaktadır. İlerleyen yıllarda enerji piyasasının liberalleştirilmesi çerçevesinde doğal gaz tedariğinde BOTAŞ’ın payının azaltılıp, özel sektörün payının artırılması hedeflenmektedir. Ne var ki Türkiye’nin doğal gaz sektörünü özelleştirmek için
2001’de belirlediği yol haritasının gerisinde kaldığı açıktır. Örneğin bu yol haritasına göre 2009
yılında BOTAŞ’ın payının %20’ye düşürülmesi hedeflenmekteydi.7 Bu örnekten de anlaşılacağı
üzere DGKÇS operatörlerinin orta vadeli planlarını hazırlarken BOTAŞ’ın monopol yapısını sürdüreceğini göz önünde bulundurmaları mantıklı bir strateji olacaktır.
Doğal gaz sektörünün yapısı hakkında genel bir fikir vermesi amacıyla aşağıda 2014 yılında Türkiye’nin doğal gaz üretim, ithalat, ve arz grafikleri verilmiştir.8
3,61
0,53
3,27 2,06
4,14
35,73
48,91
Amily Oil
Thrace Basin
Marsa Turkey
Foinavan Energy
TPAO
Petrogas
Tiway Turkey Petrol Arama Üretim A.Ş
Tiway Turkey LTD. Ankara Türkiye Şubesi
Transatlantic Exploration
0,12
1,64
Grafik 7: Doğal Gaz Üretimi Yapan Toptan Satış Lisansı Sahibi Şirketlerin Üretim Payları-2014 (%)
Kaynak: EPDK.
7 Rekabet
Kurumu,”Doğal
Gaz Sektör
Araştırması”,
2014
Yılı Doğal Gaz Üretimi
Yapan Toptan
Satış Lisansıhttp://www.rekabet.gov.tr/File/?path=ROOT/Documents/SekSahibi Şirketlerin Üretim Payları
t%c3%b6r+Raporu/sektorrapor8.pdf, 22.
Oil
9 numaralı
grafiklerden görüldüğü4,14
üzere Türkiye doğal gaz söz konusu olduğunda %99 ora8 7, 8, veAmily
35,73
nındaThrace
dışa Basin
bağımlı bir ülke görüntüsü çizmektedir.
Doğal gaz ithalatı grafiği ile doğal gaz arzı grafiğinin nere0,12
Marsa Turkey
deyse Foinavan
tamamen
aynı
olmasının
sebebi
de
bu
yüksek
dış
bağımlılık oranıdır.
1,64
Energy
28
TPAO
Petrogas
Tiway Turkey Petrol Arama Üretim A.Ş
Tiway Turkey LTD. Ankara Türkiye Şubesi
Transatlantic Exploration
www.tenva.org
48,91
0,53
3,61
3,27
2,06
4,38
0,96
1,92
1,9
4,8 0,18
5,58
0,5
Ege Gaz
Bosphorus
Batı Hattı
BOTAŞ
Avrasya
Kibar
Shell
Akfel
Enerco
79,77
Grafik 8: Doğal Gaz İthalatında Şirketlerin Payları-2014 (%)
Kaynak: EPDK.
Üretim Gerçekleştiren Toptan Satış Şirketleri 2014 Yılı Doğal Gaz
İthalatında Şirketlerin Payları
0,96
Diğer İthalat Şirketleri Ege Gaz
20,03
BOTAŞ
Shell
Bosphorus
Avrasya
Akfel
Batı Hattı
Kibar
Enerco
0,18
79,77
0,5
5,58
0,96
4,38
1,92
1,9
4,8
BOTAŞ
Diğer İthalat Şirketleri
Üretim Gerçekleştiren Toptan Satış Şirketleri
BOTAŞ 79
Grafik 9: Üretim Şirketleri ve İthalatçı Şirketlerin Doğal Gaz Arzındaki Payları-2014 (%)
Kaynak: EPDK.
2014 Yılı İthalatçı Şirketler ve Üretim Şirketlerinin Doğal Gaz Arzındaki Payları
BOTAŞ
Diğer İthalat Şirketleri
Üretim Gerçekleştiren Toptan Satış Şirketleri
79
20,03
0,96
29
E l e k t r i k P i ya s a l a r ı n d a R i s k Y ö n e t i m i • B ö l ü m 1 • D o ğ a l G a z K o m b i n e Ç e v r i m S a n t r a l l e r i
6.1. BOTAŞ’tan Tedarik: BOTAŞ’tan gaz tedariği bir yıllık anlaşmalar ile yapılmaktadır. Bu
çerçevede şirket bir yıl boyunca ne kadar doğal gaz satın alacağını ve bu miktarın üç aylık, aylık
ve günlük kırılımlarını belirtir. Bunun yanında yıl boyunca alımları BOTAŞ fiyatı üzerinden yapacağını taahhüt eder.Yıl içerisinde BOTAŞ fiyatları dalgalanmalar gösterebilir, dolayısıyla santraller için önemli bir maliyet riski söz konusu olabilir. Aşağıda BOTAŞ’ın uluslararası doğal gaz
tedarik anlaşmaları ve BOTAŞ fiyatları verilmiştir.
Mecut Anlaşmalar
Cezayir (LNG)
Miktar (Plato)
(Milyar m3/yıl)
(9000Kcal/m3'e
baz)
4.4
Nijerya (LNG)
1.3
İran
Rus. Fed. (Karadeniz)
Devrede
Ekim 2024
Devrede
Ekim 2021
Devrede
Temmuz 2026
4
1998
Devrede
2021 Sonu
15.6
Azerbaycan (BIL)
0.15
Azerbaycan (Faz-II)
1988
1995
Bitiş Tarihi
1996
Türkmenistan
Azerbaycan (Faz-I)
Durumu
9.6
16
Rus. Fed. (Batı)
İmzalanma
Tarihi
6.6
6
1997
Devrede
1999
2025 Sonu
-
2001
Devrede
2011
2017/2018
2011
Tablo 3: BOTAŞ Doğal Gaz Alım Anlaşmaları
Kaynak: http://www.botas.gov.tr/index.asp.
Devrede
-
Nisan 2021
2032/2033
2046
Doğal Gaz Fiyatı
80
krş/sm3
71,25
62,5
53,75
45
2010 OCAK
2010 KASIM 2011 EYLÜL 2012 TEMMUZ 2013 MAYIS
2014 MART
2015 OCAK
2015 KASIM
Grafik 10: BOTAŞ Doğal Gaz Fiyatları
30
www.tenva.org
2010 OCAK
2010 ŞUBAT
2010 MART
2010 NİSAN
2010 MAYIS
201
Gaz Fiyatı (krş/sm3)
OCAK
ŞUBAT
MART
NİSAN
MAYIS
HAZİRAN
47,1348
47,1348
2010
47,1348
47,1348
47,1348
47,1348
47,1348
2012
54,205
54,205
54,205
65,046
65,046
2011
47,1348
47,1348
47,1348
47,1348
47,1348
65,046
2013
71,7783
71,7783
71,7783
71,7783
71,7783
71,7783
2015
78,2383
78,2383
78,2383
78,2383
78,2383
78,2383
2014
71,7783
71,7783
TEMMUZ
AĞUSTOS
2011
47,1348
47,1348
2010
2012
47,1348
65,046
71,7783
EYLÜL
KASIM
71,7783
ARALIK
47,1348
47,1348
47,1348
47,1348
65,046
65,046
71,7783
71,7783
71,7783
71,7783
78,2383
78,2383
78,2383
47,1348
71,7783
71,7783
71,7783
2015
78,2383
78,2383
78,2383
71,7783
EKİM
71,7783
47,1348
2013
2014
71,7783
71,7783
54,205
71,7783
78,2383
54,205
71,7783
78,2383
Tablo 4: BOTAŞ Doğal Gaz Fiyatları
Kaynak: http://www.botas.gov.tr/icerik/tur/dogalgaz/boruhatti/dg_tarife.asp.
54,205
71,7783
78,2383
6.2. Özel Şirketlerden Tedarik: Santraller, bu şirketler ile BOTAŞ anlaşmaları benzeri anlaşmalar yapabilir. Fiyat olarak BOTAŞ fiyatı ya da dövize endeksli fiyatlar referans alınabilir. Özel
şirketlerin BOTAŞ’a kıyasla daha ucuza gaz aldığı, bu sayede ucuza gaz satabilip piyasada tutundukları bilinmektedir. Yakın zamanda BOTAŞ aynı boru hattından gelen aynı gazı özel şirketlere
göre daha pahalı aldığı konusunda eleştirilmiştir.
31
E l e k t r i k P i ya s a l a r ı n d a R i s k Y ö n e t i m i • B ö l ü m 1 • D o ğ a l G a z K o m b i n e Ç e v r i m S a n t r a l l e r i
7. Doğal Gaz Kombine Çevrim Santrallerinin
Elektrik Satış Piyasası
Santrallerin elektrik satışı yapabilecekleri kanallar aşağıda gösterilmiştir (Şekil 11). Temel olarak santral elektriği GÖP’e, doğrudan tüketiciye veya ikili anlaşmalar ile tedarikçiye satabilir. Önemli olan bu anlaşmaların içeriğidir.
DOĞAL GAZ KOMBİNE ÇEVRİM SANTRALİ
TEDARİKÇİYE SATIŞ
SERBEST TÜKETİCİYE
SATIŞ
GÖP-DGP’YE SATIŞ
Şekil 11: DGKÇS Satış Alternatifleri
7.1. GÖP’e Satış: Bu durumda elektrik spot piyasaya satılmaktadır. GÖP fiyatları dalgalandıkça firmanın gelirleri de aynı şekilde dalgalanacaktır.
7.2. Serbest Tüketiciye Satış: Bu durumda serbest tüketici ile ikili anlaşmalar yapılmaktadır. Tüketicinin ihtiyaçları doğrultusunda anlaşma süresi, elektrik fiyatı ve miktarı belirlenir.
Miktarda aşağı ya da yukarı yönlü izin verilecek değişimler de anlaşmanın bir parçası olabilir.
Fiyat için ise aşağıdaki üç alternatif söz konusudur.
DGKÇS’nin Serbest Tüketici ve Tedarikçiye Elektrik Satış Fiyatı Alternatifleri
SABİT FİYATTAN SATIŞ
TETAŞ FİYATINA
ENDEKSLİ SATIŞ
Şekil 12: DGKÇS Satış Fiyatı Alternatifleri
GÖP FİYATINA
ENDEKSLİ SATIŞ
7.2.1. Sabit Fiyat Üzerinden Satış: Taraflar anlaşma süreci boyunca geçerli sabit bir fiyat
belirlerler. Bu sabit fiyat belirlenirken mevcut elektrik spot fiyatı ve ulaşılması mümkünse elektrik ile ilgili (korelasyonu olan) diğer vadeli sözleşmelerin fiyatları ile tarafların beklentileri göz
önüne alınır. Ayrıca tüketicinin talep profili de fiyatı etkileyen önemli bir faktör olarak öne çıkar.
Bu satış stateji ile şirketin gelirleri sabitlenmiş olur.
32
www.tenva.org
7.2.2. GÖP’e Endeksli Fiyat: Taraflar fiyatı GÖP fiyatına endeksleyebilir. Bu durumda
GÖP’teki değişimler şirketin gelirini doğrudan etkiler. Geçmişteki aylık ortalama GÖP fiyatları
aşağıda verilmiştir.
GÖP Fiyatı
20
krş/kWh
17
14
11
8
2010 OCAK 2010 EYLÜL 2011 MAYIS 2012 OCAK 2012 EYLÜL 2013 MAYIS 2014 OCAK 2014 EYLÜL 2015 MAYIS
Grafik 11: GÖP Fiyatları
GÖP Fiyatı (krş/kWh)
2010
2011
OCAK
11,978
2013
2014
2015
2010
2011
2012
2013
2014
2015
10,943
MART
11,375
2010 OCAK
2010 10,241
ŞUBAT
16,323
17,157
13,944
16,955
14,016
15,541
17,288
19,581
11,978
13,515
14,01
14,447
EYLÜL
EKİM
12,44
14,417
16,057
15,393
15,47
16,07
15,729
17,598
13,28
14,548
15,173
17,767
14,916
15,64
16,382
MAYIS
11,435
8,556
2010 MART9,275
12,772
AĞUSTOS
15,547
10,94
12,19810,94311,255
TEMMUZ
14,755
NİSAN
9,689
13,003
2012
14,823
GÖP Fiyatı (Krş/
KW)
ŞUBAT
14,113
9,689
13,788
16,061
15,518
12,839
9,629
10,17
10,85
HAZİRAN
10,805
9,532
2010 NİSAN
14,41710,94
15,235
12,47
ARALIK
15,177
14,514
15,271
13,76
13,37
14,369
Tablo 5: GÖP Fiyatları
Kaynak: EPİAŞ.
15,57
15,084
15,055
18,089 2010
11,435
14,741
KASIM
13,787
2010 MAYIS
11,696
14,977
19,209
19,631 16,36
33
E l e k t r i k P i ya s a l a r ı n d a R i s k Y ö n e t i m i • B ö l ü m 1 • D o ğ a l G a z K o m b i n e Ç e v r i m S a n t r a l l e r i
7.2.3. TETAŞ’a Endeksli Fiyat: Taraflar fiyatı TETAŞ fiyatına endeksleyebilir. Bu durumda
TETAŞ fiyatındaki dalgalanmalar şirketin gelirlerini etkiler. Geçen 6 yıl boyunca TETAŞ fiyatları
aşağıdaki gibi gerçekleşmiştir.9
TETAŞ Fiyatı
21,00
Krş/kWs
18,75
16,50
14,25
12,00
2010 OCAK 2010 KASIM 2011 EYLÜL 2012 TEMMUZ 2013 MAYIS 2014 MART
2015 OCAK 2015 KASIM
Grafik 12: TETAŞ Fiyatı
Tablo 2
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2010
2011
2012
2013
2014
2015
OCAK
15,28
2010 OCAK
12,45
2010 ŞUBAT
16,71
2010 MART
17,73
2010 NİSAN
201018,1641
MAYIS
17,85
2010 HAZİRAN
2010TEMMUZ
TEMMUZ
2010 AĞUSTOS
15,63
2010 EYLÜL
13,86
2010 EKİM
18,91
2010 KASIM
18,16
2010 ARALIK
18,1741
2011 OCAK
17,30
2011 ŞUBAT
2011 MART
2011 NİSAN
2011 MAYIS
TETAŞ Fiyatı (krş/kWh)
TETAŞ
Fiyatı (Krş/
ŞUBAT
KW)
15,28
12,45
15,28
15,28
16,71 15,28
17,73 15,28
MART
NİSAN
MAYIS
HAZİRAN
16,71
18,91
18,91
18,91
15,28
12,45
17,73
15,28
12,4
18,16
15,28
12,4
18,16
15,28
12,4
18,16
18,164115,28
18,1641
18,1741
18,1741
18,1741
15,63 15,63
15,63
12,45
12,45
12,45
17,85 15,28
15,63
AĞUSTOS
13,86 15,63
18,91
18,16
12,45
12,45
12,45
18,1741
17,30
12,45
12,45
17,85
EYLÜL
13,86
18,91
18,16
18,1741
17,30
17,30
EKİM
16,55
20,8
18,1641
18,03
17,30
Tablo 6: TETAŞ Fiyatı
12,45
Kaynak: TETAŞ Faaliyet Raporları.
17,30
KASIM
16,55
20,8
18,1641
18,03
17,30
17,30
ARALIK
16,55
20,8
18,1641
18,03
17,30
12,4
12,4
12,4şirketlerine uygulanan elektrik enerjisi toptan satış tarifesi kulla9 Dağıtım şirketlerine
ve görevli perakende satış
2011 HAZİRAN
nılmıştır. 2011 TEMMUZ
13,86
34
2011 AĞUSTOS
13,86
2011 EYLÜL
13,86
www.tenva.org
2011 EKİM
16,55
2011 KASIM
16,55
2011 ARALIK
16,55
7.3.Tedarikçiye Satış: Bu satışın esasları serbest tüketiciye satış ile aynıdır. Bu kanal üreticinin doğrudan tüketici ile ilişki kurmasının materyal ve zaman maliyetlerinin önüne geçer
ve elektriği tedarikçiye toptan satma imkanı sunar. Bir aracı devreye girdiğinden kâr marjının
serbest tüketiciye satışa kıyasla düşük olması beklenebilir.
Grafik 13’te, Ocak 2010 ile Aralık 2015 arasında, BOTAŞ’ın doğal gaz fiyatları ile gün öncesi
ve TETAŞ piyasalarındaki elektrik fiyatları karşılaştırmalı olarak verilmiştir.
18,25
71,25
14,5
62,5
10,75
53,75
krş/kWh
80
7
2010 OCAK
2010 EYLÜL
2011 MAYIS
Gaz Fiyatı (Krş/Sm3)
2012 OCAK
2012 EYLÜL
2013 MAYIS
GÖP Fiyatı (Krş/KW)
2014 OCAK
2014 EYLÜL
2015 MAYIS
krş/Sm3
Gaz, GÖP ve TETAŞ Fiyatları
22
45
TETAŞ Fiyatı (Krş/KW)
Grafik 13: Karşılaştırmalı Elektrik ve Gaz Fiyatları
Genel kanının aksine, Grafik 13 doğal gaz fiyatları ve GÖP fiyatlarının, en azından kısa ve
2010 OCAK
2010 ŞUBAT
2010 MART
2010 NİSAN
2010 MAYIS
2010 HAZİRAN
orta vadede, birbirine
paralel hareket
etmeyebileceğini
göstermektedir.
Örneğin, Ocak
2010 ile
Gaz Fiyatı (Krş/
47,1348
47,1348
47,1348
47,1348
47,1348
47,1348
Eylül Sm3)
2011 arasında doğal gaz fiyatları sabit olmasına rağmen, GÖP fiyatları aylık bazda %50’lere
varanGÖP
değişimler
gözlem doğal
az
Fiyatı (Krş/ göstermiştir.
11,978 Benzer bir
10,943
9,689gaz ve TETAŞ
10,94 fiyatları için
11,435 de, daha 10,805
KW)
olmakla beraber, geçerlidir.
TETAŞ Fiyatı (Krş/
KW)
15,28
15,28
15,28
15,28
15,28
2010 TEMMUZ
47,1348
14,755
15,28
15,63
35
2
E l e k t r i k P i ya s a l a r ı n d a R i s k Y ö n e t i m i • B ö l ü m 1 • D o ğ a l G a z K o m b i n e Ç e v r i m S a n t r a l l e r i
8. Doğal Gaz Kombine Çevrim Santrallerinde
Operasyonel Risk Yönetimi
Doğal gaz tedariğinin %80’i BOTAŞ kaynaklı olduğundan tedariğin BOTAŞ’tan yapıldığı
varsayılmıştır. DGKÇS’ler BOTAŞ ile gaz tedarik anlaşmaları, elektrik kullanıcıları ile de elektrik
satış anlaşmaları yapmaktadır. BOTAŞ’ın monopol yapısından dolayı doğal gaz tedarik anlaşmaları DGKÇS’lerin iş modelinin temelini teşkil etmektedir. Bu nedenle DGKÇS’ler için iş modelleri
oluşturulurken belirleyici önem açısından gaz tedarik anlaşmaları elektrik satış anlaşmalarının
üzerindedir.
DGKÇS’lerin BOTAŞ’tan doğal gaz tedariğinde miktar riski ve fiyat riski, elektrik satışında
ise fiyat riski bulunmaktadır (Şekil 13).
ELEKTRİK SATIŞ
RİSKLERİ
MİKTAR RİSKİ
FİYAT RİSKİ
DOĞAL GAZ TEDARİK
RİSKLERİ
Şekil 13: Risk Haritası
8.1. BOTAŞ Gaz Tedarik Miktar Riski: BOTAŞ ile yapılan anlaşmalarda toplamda ve spesifik
zaman dilimlerinde ne kadar gaz alınacağı belirlenir. Şirket almayı planladığı doğal gazdan ne
kadar elektrik üretilebileceğini hesaplamalı ve satacağı elektriğin miktarını ve zaman dilimlerine dağılımını bu değere göre planlamalıdır. Hesaplamalara rağmen doğal gazın fazla geldiği
durumlarda, BOTAŞ anlaşmaları dönemler arası gaz transferine belli şartlarda izin vermektedir.
GÖP ve DGP’ye satışın kârlı olmadığı durumlarda bu izinden yararlanılabilir. Miktar konusunda
söylenebilecek başka bir konu kimi zaman GÖP’te çok avantajlı fiyatlar görülmesi üzerine anlaşmada belirtilenden daha fazla doğal gaz kullanmanın şirketin yararına olabilmesidir. Anlaşma
fazla kullanımda ceza şartı getirse bile, bu cezaya rağmen belirtilen miktardan fazla doğal gaz
kullanmak ve bu sayede elektrik satımı yapmak şirket için zaman zaman kârlı olabilmektedir.
Miktar riski ile ilgili bir diğer önemli nokta ise, BOTAŞ’ın taahhüt ettiği doğal gaz miktarını
36
www.tenva.org
gönderememe veya değiştirme riskidir. Özellikle doğal gaz tüketiminin arttığı soğuk kış aylarında böyle bir risk söz konusudur. Böyle bir durumda müşterilerine taahhütü bulunan DGKÇS’ler,
GÖP’ten elektrik tedarik ederek taahhütlerini yerine getirebilirler. Ancak, böyle bir durumda
GÖP fiyatlarının da artacağı unutulmamalı ve müşteriler ile yapılan anlaşmalarda bu konu ayrıca
ele alınmalıdır.
DEĞİŞKEN FİYAT
SABİT FİYAT
DOĞAL GAZ ALIM
8.2. BOTAŞ Gaz Tedarik ve Elektrik Satış Fiyat Riski: Gaz tedarik anlaşmalarında BOTAŞ
fiyatı değiştirme hakkına sahiptir. Diğer bir deyişle bu anlaşmalarda fiyat riski bulunmakta ve
doğal gaz girdi maliyetini sabitleme gibi bir olasılık ortadan kalkmaktadır. BOTAŞ’ın fiyatları değişken olduğundan Şekil 10’da özetlenen iş modellerinden girdi tedariğini sabit fiyat üzerinden yapılabilir gösteren iş modelleri olan 2 ve 3 numaralı iş modelleri Türkiye’deki DGKÇS’ler
için mümkün değildir. Diğer bir deyişle Türkiye’deki DGKÇS’lerin girdi maliyeti olan doğal gaz
alımının fiyatı değişkendir. Bu sebeple Türkiye’deki DGKÇS’ler için mümkün olan iş modelleri
olarak 1 ve 4 numaralı iş modelleri kalmaktadır. Bunlardan 1 numaralı modelde doğal gaz alımı
değişken fiyattan yapılırken elektrik satımı sabit fiyattan yapılmaktadır. Bu nedenle bu iş modeli
- daha önce de bahsettiğimiz gibi - spekülatif niteliktedir. 4 numaralı modelde ise doğal gaz alımı
değişken fiyattan yapılırken elektrik satımı da aynı şekilde değişken fiyattan yapılmaktadır. Bu
nedenle bu iş modelinin, 1.’nin aksine hedging, diğer bir deyişle riskten korunmacı niteliği olabilir. Türkiye’deki DGKÇS’ler için önermekte olduğumuz iş modeli de tam olarak budur (Şekil 14).
İŞ MODELİ 1
SPEKÜLATİF
(Riskten Kaçınma
Motivasyonu Nedeniyle
Uygulanamaz.)
İŞ MODELİ 4
HEDGING
(Riskten Kaçınma
Motivasyonu ve
Türkiye’deki Piyasa Şartları
ile Uyumlu Olduğundan
Uygulanabilir.)
İŞ MODELİ 3
HEDGING
(BOTAŞ’tan Sabit Fiyattan
Gaz Almak Mümkün
Olmadığı için
Uygulanamaz.)
İŞ MODELİ 2
SPEKÜLATİF
(Riskten Kaçınma
Motivasyonu Nedeniyle
Uygulanamaz.)
SABİT FİYAT
DEĞİŞKEN FİYAT
ARBİTRAJ
(Sürekli
Uygulanabilecek
bir İş Modeli
Olmadığı için
Uygulanamaz)
ELEKTRİK SATIM
Şekil 14: 4 No’lu İş Modelinin İdealliği
37
E l e k t r i k P i ya s a l a r ı n d a R i s k Y ö n e t i m i • B ö l ü m 1 • D o ğ a l G a z K o m b i n e Ç e v r i m S a n t r a l l e r i
4. iş modelinde DGKSÇ’ler için ideal olan elektrik satış fiyatının doğal gaz fiyatına endekslenmesidir. Bu durum literatürede “pass through” diye tabir edilen ve gaz fiyat riskinin elektrik
müşterisine aktarıldığı bir iş modelidir. Bu model fiyat riski içermez ve santralin kârı fiyat dalgalanmalarından etkilenmez. Ancak DGKÇS’lerin müşterileri elektrik fiyatlarını doğal gaz fiyatlarına endekslemek istemeyebilirler. Bu durumda geriye DGKÇS’ler için iki önemli alternatif kalır:
(1) GÖP’e endeksli satış ve (2) TETAŞ tarifelerine/fiyatlarına endeksli satış. Bu iki alternatifi
daha yakında incelemek için GÖP ve TETAŞ fiyatlarının gaz fiyatları ile olan korelasyonu hesaplanmıştır. 2010 Ocak ve 2015 Aralık arasındaki aylar için doğal gaz fiyatları ile TETAŞ fiyatları
arasında 0,79’luk bir korelasyon bulunurken, doğal gaz fiyatları ile GÖP fiyatları arasında 0,46’lık
bir korelasyon bulunmuştur. Bu değerlerden hareketle satış kontratlarını TETAŞ fiyatlarına endekslemek, GÖP’e endekslemeye göre santrallerin fiyat risklerini büyük ölçüde azaltacaktır. Ne
var ki, bu noktada dikkat edilmesi gereken bir husus da bu iki marketteki kâr marjlarının farklı
olabilmesi durumudur. Diğer bir deyişle, GÖP’e endeksli satışların birim kârı TETAŞ’a endeksli
satışların birim kârından fazla ya da az olabilir. Bu durum risk ve getiri arasında doğal bir trade-off doğmasına yol açmaktadır. Bu durumda şirket kâr ve riskini beraber optimize edecek bir
satış portföyü oluşturmaya çalışacaktır. Şirketlerin risk almaya yatkınlık derecelerine göre her
bir şirket kendi optimal satış planını oluşturabilmektedir. Dolayısıyla, şirketin üretim kapasitesini GÖP’e ve TETAŞ’a endeksli satışlar arasında paylaştırması, hem riskin minimize edilmesi hem
de kârın maksimize edilmesi için gerekli olabilir. Bu önermemizi daha detaylı analiz etmek için
aşağıda kapsamlı bir simülasyon modeli oluşturulmuştur.
38
www.tenva.org
9. Simülasyon
Bu bölümde elektrik satış fiyatlarının GÖP ve TETAŞ fiyatına ayrı ayrı endekslenmeleri
durumunda DGKÇS’nin kâr ve risklerinin (kârın standart sapmasının) nasıl şekillendiği simüle
edilmiştir.
Doğal gazın elektrik enerjisine dönüşüm değerleri kullanıldığında ve doğal gaz kombine
çevrim santrali verimliliği %60 olarak kabul edildiğinde 1 m3 doğal gazdan 6,2802 kWh elektrik
enerjisi üretildiği ortaya çıkmaktadır.10 Bu değer, Türkiye için hesaplanmış spesifik bir değerdir ve
farklı ülkelerde doğal gazın kalitesine ve santralin verimliliğine göre değişiklik gösterebilir. BOTAŞ’ın doğal gaz fiyatları bu sayıya bölünerek birim elektrik üretimi için kullanılan gazın maliyeti
bulunmuştur. Bir DGKÇS’de değişken maliyetlerin %10’unun doğal gaz maliyeti dışında kalan maliyetler olduğu ve DGKÇS açılıp kapatıldığında yaklaşık %10 bir verim kaybı yaşandığı varsayıldığından birim elektrik üretimi için kullanılan doğal gazın maliyeti 1,20 ile çarpılarak birim elektrik
üretiminin toplam marjinal maliyeti hesaplanmıştır. Bu yaklaşıma göre, örneğin, 1 Aralık 2011 ile
31 Aralık 2014 tarihleri arasında birim elektrik üretmenin ortalama marjinal doğal gaz maliyeti
11,0363 kuruş, ortalama marjinal toplam maliyeti ise 13,2436 kuruştur.11 İleri aşamalardaki simülasyonlarda spesifik olarak söz konusu olan döneme ait toplam marjinal maliyet kullanılmıştır.
Ayrıca söz konusu varsayımsal DGKÇS’nin kurulu gücünün 400 MW (400.000 KW) olduğu varsayılmıştır. Aylık sabit maliyetinin de yaklaşık 1.500.000 TL olduğu kabul edilmiştir.12 Bunlara ek
olarak santralin aylık 5.000.000 TL kredi ödemesi ve diğer nakit çıkışları olduğu varsayılmıştır.
Simülasyon modelinin girdileri Eşitlik 1’de ve Tablo 7’de özetlenmiştir.
Ürettiği elektriği GÖP’e (veya GÖP fiyatına endeksli olarak serbest tüketiciye) ve TETAŞ13
fiyatlarına endeksli olarak satabilme alternatifleri bulunan bir DGKSÇ’nin aylık kârı14 aşağıdaki
girdiler kullanılarak 3000 ay boyunca simüle edilmiştir. Burada amaçlanan; risk ve kâr faktörlerini dikkate alarak, DGKÇS’nin üretim kapasitesinin ne kadarını GÖP’e ve ne kadarını TETAŞ’a
endeksli satışlar için paylaştırmasına karar vermektir. Data olarak 1 Aralık 2011 ile 31 Aralık
2014 tarihleri arasındaki saatlik GÖP ve TETAŞ fiyatları kullanılmış ve sabit bir talep profili varsayılmıştır. Farklı talep profillerinin sonuçlara önemli bir etkisi yoktur. Satış portföyü oluşturulurken önemli bir diğer değişken de TETAŞ’a endeksli satış durumunda müşteriye verilecek indirim miktarıdır; çünkü TETAŞ fiyatlarının ortalaması GÖP fiyatlarının ortalamasının üstündedir.15
Bu çercevede üç farklı indirim miktarı (k) için ayrı ayrı alt simülasyonlar yapılmıştır:
10 Statistics Conversion Factors for Units of Energy, http://www.volker-quaschning.de/datserv/faktoren/index_e.php.
11 Bu rakamlar santrallerin verimlilik ve teknolojilerine göre değişiklik gösterebilir.
12 EIA, “Updated Capital Cost Estimates for Utility Scale Electricity Generating Plants”, http://www.eia.gov/forecasts/capitalcost/pdf/updated_capcost.pdf, 5.
13 TETAŞ’a endeksli satışlarda, GÖP fiyatının santralin marjinal maliyetinin altında olması durumunda tedariğin
GÖP’ten yapıldığı varsayılmıştır.
14 Burada kârdan kasıt, kredi ödemelerinden sonra kalan “free cash” miktarıdır. Muhasebe literatüründe ve değerleme hesaplarında kullanılan kâr kastedilmemektedir.
15 Tablo 6’daki TETAŞ fiyatları saatlik olarak kullanılmıştır. TETAŞ fiyatları 3 aylık sürelerce belirlendiği için aynı
dönemdeki tüm saatlerde de TETAŞ fiyatı aynıdır.
39
E l e k t r i k P i ya s a l a r ı n d a R i s k Y ö n e t i m i • B ö l ü m 1 • D o ğ a l G a z K o m b i n e Ç e v r i m S a n t r a l l e r i
(1) k=2,97 kuruş/kWh
(2) k=2,7 kuruş/kWh
(3) k=3,3 kuruş/kWh.
2,97 kuruşluk indirim durumunda GÖP’e ve TETAŞ’a endeksli satışların birim kâr marjları
yaklaşık olarak eşit hale gelmektedir. 2,7 kuruş indirimli ikinci durumda, TETAŞ’a endeksli satışların kâr marjı daha yüksek, 3,3 kuruş indirimli üçüncü durumda ise GÖP’e satışların kâr marjı
daha yüksektir.
TETAŞ fiyatına endeksli anlaşmalarda GÖP fiyatları her zaman bir referans olusturur ve
indirim oranı buna gore belirlenir; çünkü TETAŞ’a endeksli satışlarda anlaşma fiyatının GÖP fiyatının çok üstünde veya altında olması beklenemez.
DGKÇS Elektrik
Üretimi Marjinal
Maliyeti
=
Doğal Gaz
Maliyeti
+
Diğer
Değişken
Maliyetler
+
Aç-Kapak
Verim Kaybı
Maliyeti
DGKÇS Elektrik
Üretimi Marjinal
Maliyeti
=
Metre Küp
Doğal Gaz
Maliyeti / 6,2802
+
Doğal Gaz
Maliyeti*
0,10
+
Doğal Gaz
Maliyeti*
0,10
DGKÇS Elektrik
Üretimi Marjinal
Maliyeti
=
Doğal Gaz Maliyeti* 1,20
Eşitlik 1: DGKÇS Birim Elektrik (kWs) Üretimi Marjinal Maliyeti
Aylık Sabit
Maliyet
Aylık Kredi
Ödemesi
Aylık Toplam
Sabit Nakit
Çıkışı
Kurulu Güç
TETAŞ Fiyatı
Üzerinden
İndirim
1.500.000 TL
5.000.000 TL
6.500.000 TL
400 MW
1) 2,97 Kuruş
2) 2,7 Kuruş
3) 3,3 Kuruş
Tablo 7: Simülasyon Girdileri
9.1. Vaka 1: TETAŞ ve GÖP Fiyatlarına Endeksli Satışların Kâr Marjlarının Eşit Olması Simülasyonu (k=2,97)
40
www.tenva.org
İndirim (k)=2,97 kuruş
Toplam Satış İçinde GÖP Fiyatına
Endeksli Satışın Payı
Beklenen Kâr (TL)
Kârın Standart Sapması
(Risk) (TL)
0
1.444.319
230.820
1.450.299
0,2
218.236
1.452.237
0,3
199.783
1.457.280
0,4
192.801
1.459.488
0,5
197.826
1.459.293
0,6
210.537
1.452.947
0,7
229.822
1.467.253
0,8
253.962
1.462.974
0,9
269.919
1.472.677
1
310.015
1.462.351
342.879
Tablo 8: Simülasyon 1 Sonuçları
1.480.000
360.000
270.000
Kâr
1.435.000
1.390.000
1.345.000
1.300.000
180.000
0
10
20
30
40
50
60
70
80
Toplam Satış İçinde GÖP Fiyatına Endeksli Satışın Payı (%)
Kâr
90
100
90.000
Standart Sapma
0,1
0
Kârın Standart Sapması (Risk)
Grafik 14: Simülasyon 1 Kâr-Risk Grafiği
Tablo 8 ve Grafik 14’ten görülebileceği üzere GÖP fiyatına endeksli satılan elektriğin toplam elektrik satışı içindeki payı arttıkça beklenen kâr neredeyse aynı kalırken, bizim risk ile
özdeşleştirdiğimiz, kârın standart sapması belirgin bir derecede dalgalanmaktadır.16 Kâr neredeyse sabit olduğundan, kesin bir biçimde, firma için en optimal satış portföyünün kârın standart sapmasını yani riski minimize
Tablo 2 eden alternatif olduğunu söyleyebiliriz. Bu durumda toplam
elektrik satışı içinde GÖP fiyatına endeksli satışın %30, TETAŞ fiyatına endeksli satışın %70 yer
Kâr
Kârın Standart
tuttuğu, tabloda renkli vurgulanmış alternatif
Sapmasıolduğu
(Risk) açıktır.
0
1444319
230820
Aşağıdaki
histogram yukarıda
açıkladığımız
optimal portföy ile tüm elektriğin GÖP fiya1450299
218236
10
tına endeksli
satıldığı portföy arasındaki
kâr dağılımını
karşılaştırmaktadır. Satışın tamamının
20
1452237
199783
16 Kârdaki
örneklemeden kaynaklanmaktadır.
30 dalgalanmalar simülasyondaki
1457280
192801
40
1459488
197826
50
1459293
210537
60
1452947
229822
70
1467253
253962
80
1462974
269919
41
E l e k t r i k P i ya s a l a r ı n d a R i s k Y ö n e t i m i • B ö l ü m 1 • D o ğ a l G a z K o m b i n e Ç e v r i m S a n t r a l l e r i
GÖP fiyatına endeksli yapıldığı portföydeki kârın dağılımı daha geniş, bizim optimal portföy olarak nitelendirdiğimiz portföydeki dağılım ise daha dardır. Bu da optimal portföydeki riskin daha
az olduğunun göstergesidir.
700
Rastlanma Sıklığı
525
350
0
0
100000
200000
300000
400000
500000
600000
700000
800000
900000
1e+06
1.1e+06
1.2e+06
1.3e+06
1.4e+06
1.5e+06
1.6e+06
1.7e+06
1.8e+06
1.9e+06
2e+06
2.1e+06
2.2e+06
2.3e+06
2.4e+06
2.5e+06
2.6e+06
2.7e+06
2.8e+06
2.9e+06
3e+06
3.1e+06
3.2e+06
3.3e+06
3.4e+06
3.5e+06
3.6e+06
3.7e+06
3.8e+06
3.9e+06
4e+06
175
TL
Tamamen GÖP'e Endeksli Satış
Optimal Portfolyo
Histogram 1: Simülasyon 1’e göre Optimal Portföy ile Tamamen GÖP’e Endeksli Satışta Kâr Dağılımının Karşılaştırması
9.2. Vaka 2: TETAŞ’a Endeksli Satmanın Daha Kârlı Olduğu Durum Simülasyonu (k=2,7)
Toplam Satış0İçinde GÖP
Fiyatına
Endeksli Satışın Payı
Tamamen GÖP'e
0
Endeksli Satış
Optimal Portfolyo
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
42
www.tenva.org
0
İndirim (k)=2,7 kuruş
Beklenen
Kâr
200000
(TL)
0
Kârın
Sapması
300000 Standart 400000
(Risk) 0(TL)
100000
2.221.611
0
2.148.833
2.071.650
2.000.990
1.925.758
1.851.200
1.764.018
1.692.629
1.619.583
1.546.998
1.459.981
Tablo 9: Simülasyon 2 Sonuçları
0
0
239.782
0
214.701
194.726
191.331
196.259
201.917
223.341
253.677
277.315
308.837
339.828
500000
0
1
0
0
1.725.000
255.000
1.150.000
170.000
575.000
85.000
0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
Toplam Satış İçinde GÖP Fiyatına Endeksli Satışın Payı (%)
Kâr
Kârın Standart Sapması (Risk)
100
Standart Sapma
340.000
Kâr
2.300.000
0
Grafik 15: Simülasyon 2 Kâr-Risk Grafiği
Tablo
Beklendiği gibi indirimdeki değişim riskin minimize edildiği durumu değiştirmemektedir.
İlk durumdaki gibi yine %30
GÖP fiyatına 10
endeksli satış ve %70
0
20 TETAŞ fiyatına
30 (TETAŞ fiyatı-in40
dirim kastedilmektedir)
endeksli 2221611
satış kombinasyonu
riskin (kârın standart
miniKâr
2148833
2071650 sapmasının)
2000990
mize edildiği durumdur. Ne var ki kâr, şirket tüm elektrik satışını TETAŞ’a endeksli yaptığında
Kârın Standart
239782
214701
194726
191331
maksimize
edilmektedir.
Tablo 9’dan görüleceği üzere şirket kârlarını, riskin minimize olduğu
Sapması
(Risk)
duruma kıyasla daha fazla risk alarak, belirgin bir biçimde artırabilir. Bu vakada özellikle şirket
için en iyi çözüm elektrik satış kapasitesinin %0 ile %30 arasındaki bir kısmını GÖP fiyatına endeksleyerek satmasıdır. Bu değerler arasında tam olarak hangi noktanın seçileceği şirketin riskten kaçınma ve riske girme eğilimlerine bağlıdır. GÖP fiyatına endeksli olarak satılan elektriğin
payı %30’a yaklaştıkça kârın standart sapması yani risk azalmaktadır.
5
1925758
196259
9.3. Vaka 3: GÖP Fiyatına Endeksli Satmanın Daha Kârlı Olduğu Durum Simülasyonu
(k=3,3)
43
E l e k t r i k P i ya s a l a r ı n d a R i s k Y ö n e t i m i • B ö l ü m 1 • D o ğ a l G a z K o m b i n e Ç e v r i m S a n t r a l l e r i
İndirim (k)=3,3 kuruş
Toplam Satış İçinde GÖP
Fiyatına Endeksli Satışın Payı
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1
Beklenen Kâr (TL)
497.636
600.641
693.95
792.667
886.247
984.731
1.073.852
1.179.210
1.270.307
1.371.234
1.473.402
Tablo 10: Simülasyon 3 Sonuçları
Kârın Standart Sapması
(Risk) (TL)
231.418
216.087
196.927
192.304
199.881
212.116
226.702
252.393
281.143
311.461
334.302
1.500.000
340.000
255.000
Kâr
1.125.000
750.000
170.000
375.000
0
85.000
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Toplam Satış İçinde GÖP Fiyatına Endeksli Satışın Payı (%)
Kâr
Kârın Standart Sapması (Risk)
Standart Sapma
0
Grafik 16: Simülasyon 3 Kâr-Risk Grafiği
Bu durum, bir önceki durumun tam tersidir. Önceki durumda elektrik satış fiyatını TETAŞ fiyatına endekslemek daha kârlı iken, bu durumda GÖP fiyatına endekslemek daha kârlıdır.
Yine benzer şekilde %30 GÖP fiyatına endeksleme üzerinden satış ve %70 TETAŞ fiyatına endeksleme üzerinden satış kârın standart sapmasını yani riski minimize ederken, kapasitenin
%100’ünü GÖP fiyatına endeksleme (kapasitenin %0’ını TETAŞ fiyatına endeksleme) kârı maksimize etmektedir. Böylelikle en optimal çözüm %30 ile %100 arasındaki bir elektrik satış kapasitesini GÖP fiyatı üzerinden endeksli satış için ayırmaktır. Yukarıdaki duruma benzer şekilde
kesin değerler şirketin riskten kaçınma eğilimine bağlıdır.
0
44
10
20
30
Tablo
40
5
Kâr
497636
600641
693950
792667
886247
Kârın Standart
Sapması (Risk)
231418
216087
196927
192304
199881
www.tenva.org
10. Sonuç ve Öneriler
Doğal gaz tedarik piyasasına yönelik gaz tedarik anlaşmaları ve elektrik satış piyasasına
yönelik elektrik satış anlaşmaları birlikte dikkate alındığında Türkiye’deki DGKÇS’ler için Şekil 14’te gösterilen 4 No’lu iş modeli ideal iş modeli olmaktadır ve bu DGKÇS’ler için miktar ve
fiyat riskleri temel riskleri teşkil etmektedir. Bunlardan fiyat riski, miktar riskine kıyasla daha
büyük bir sorundur. Fiyat riskinin yönetimi doğal gaz girdi maliyetlerinin elektrik çıktı fiyatlarına mümkün olduğunca bire bir yansıtılması ile gerçekleştirilmiş olur. Bu noktada satışları GÖP
ve TETAŞ fiyatlarına endekslemek iki alternatif olarak ortaya çıkar. Doğal gaz fiyatlarının GÖP
fiyatları ile korelasyonu 0,47 iken, TETAŞ fiyatları ile korelasyonu 0,79’dur. Ancak, riskin minimize edildiği durum, genel tahminin aksine, satışların tamamen TETAŞ fiyatlarına (korelasyonu
daha yüksek olduğu için) endekslendiği durum değildir. Risk havuzlamasından dolayı, satışları
GÖP ve TETAŞ’a endeksli satışlar arasında belli bir oranda bölmek optimal yaklaşımdır. Bunun
yanında GÖP ve TETAŞ kâr marjlarının farklı olması da optimal satış portföyünü önemli ölçüde
etkileyebilir ve şirketin risk tutumunu analizi etkileyen bir faktör olarak karar verme sürecine
dahil eder.
Vaka
Açıklama
Öneri
Vaka 1
GÖP Fiyatına ve TETAŞ
Fiyatına Endekslemede
Kâr Marjı Eşit
%30 GÖP Fiyatına Endeksleme+%70 TETAŞ Fiyatına Endeksleme Kombinasyonu
Vaka 2
TETAŞ Fiyatına Endeksli
Satış Daha Kârlı
Şirketin Riske Yaklaşımına Göre %0%30 Kapasite Aralığının GÖP Fiyatına
Endekslenmesi
Vaka 3
GÖP Fiyatına Endeksli
Satış Daha Kârlı
Şirketin Riske Yaklaşımına Göre %30%100 Kapasite Aralığının GÖP Fiyatına
Endekslenmesi
Tablo 11: Şirketlere Öneriler
Yukarıdaki vaka örneklerinden birincisi diğer ikisine göre daha realisttir; çünkü GÖP ve
TETAŞ’a endeksli satışların kâr marjları birbirinden çok farklı olmaz. Bu durumda şirketlerin
riske karşı olan tutumlarından bağımsız olarak, optimal portföyün %30 GÖP fiyatına endeksleme ile %70 TETAŞ fiyatına endeksleme olduğu ortaya çıkar.
45
E l e k t r i k P i ya s a l a r ı n d a R i s k Y ö n e t i m i • B ö l ü m 1 • D o ğ a l G a z K o m b i n e Ç e v r i m S a n t r a l l e r i
1) İdeal iş modeli elektrik satış fiyatlarının doğal gaz fiyatına bire-bir endekslendiği “pass
through” modelidir. Ne var ki anlaşmalarda bunu karşı tarafa kabul ettirebilmek pek kolay değildir.
2) TETAŞ fiyatlarının doğal gaz fiyatlarıyla korelasyonu daha yüksektir. Ancak, üretim kapasitesinin tamamını TETAŞ’a endekslemek riski minimize etmez.
3) Risk yönetimi açısından, normal durumlarda, GÖP ve TETAŞ marjları birbirine yakın
olduğunda, şirketin üretim kapasitesinin %30’unu GÖP fiyatına endeksli satış için ve
%70’ini TETAŞ fiyatına endeksli satış için ayırması riski minimize eden optimal çözümdür.
4) Fiyatları tahmin etmeye çalışmak DGKÇS yöneticilerinin odak noktası olmamalıdır. Bunun yerine riskleri ortadan kaldırarak operasyonel verimliliğe odaklanmaları gerekmektedir.
Tablo 12: Sonuç ve Öneriler
Temel olarak DGKÇS’ler satış kontratlarını olabildiğince “pass through” kontratlara benzetmeye çalışmalıdırlar ki spot doğal gaz fiyatlarındaki değişimleri müşterilerine yansıtabilsinler.
Satış kontratları bu şekilde düzenlendikten sonra, santraller operasyonel verimliliğe odaklanmalı ve operasyonel maliyetlerini minimize etmeye çalışarak kârlarını artırmaya uğraşmalıdırlar, ve/veya talep tarafına odaklanarak riski daha düşük ve kâr marjı yüksek müşteri portföyleri
oluşturmaya çalışmalıdırlar. Doğal gaz ve elektrik fiyatlarını öngörmeye çalışarak oluşturulacak
iş modelleri riski yönetmeye değil aksine spekülasyona yönelik modellerdir. Dahası fiyat öngörülerine bağlı hazırlanan modelleri uygulamak için santral yatırımı yapmaya gerek dahi yoktur.
Fiyat öngörülerine güvenen yatırımcılar, tedarik piyasasında tedarik lisansı ile alım satım yapabilirler.
46
www.tenva.org
Kaynakça
“Conversion factors for unit of energy”, http://www.volkerquaschning.de/datserv/faktoren/index_e.php, 2003.
EIA, “Updated Capital Cost Estimates for Utility Scale Electricity Generating Plants”, http://www.
eia.gov/forecasts/capitalcost/pdf/updated_capcost.pdf, 2013.
EPDK, “Elektrik Piyasası Sektör Raporu 2011”, http://www.epdk.org.tr/documents/elektrik/
rapor_yayin/ElektrikPiyasasiRaporu2011.pdf, 2012.
International Energy Agency, “Oil and Gas Security Emergency Response of IEA Countries
Turkey”,http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/2013_Turkey_
Country_Chapterfinal_with_last_page.pdf, 2013.
Rekabet Kurumu, “Doğal Gaz Sektör Araştırması”, http://www.rekabet.gov.tr/File/?path=ROOT/Documents/Sekt%c3%b6r+Raporu/sektorrapor8.pdf, 2012.
TMMOB Elektrik Mühendisleri Odası, “Türkiye Elektrik Enerjisi İstatistikleri”, http://www.emo.
org.tr/genel/bizden_detay.php?kod=88369#.VGjF4zSsV1Z, 2014.
47
E l e k t r i k P i ya s a l a r ı n d a R i s k Y ö n e t i m i • B ö l ü m 1 • D o ğ a l G a z K o m b i n e Ç e v r i m S a n t r a l l e r i
Türkiye Enerji Vakfı (TENVA) Hakkında:
Türkiye Enerji Vakfı (TENVA); enerji kaynakları, teknolojileri, politikaları ve enerji piyasalarında gerçekleşmekte olan ulusal ve uluslararası gelişmelere aktif katkı sunmak için 2012
yılında faaliyetlerine başladı.
Enerji sektörüne özel bir “think tank” kuruluşu olmanın verdiği ağırlıkla çalışmalar gerçekleştiren TENVA bünyesinde; Enerji Teknolojileri ve Sürdürülebilirlik Araştırma Merkezi,
Uluslararası Enerji Politikaları ve Diplomasisi Araştırma Merkezi, Enerji Piyasaları ve Düzenleyici İşlemler Araştırma Merkezi yer almaktadır.
TENVA, dünya piyasalarındaki eğilimler ve politik gelişmeler dikkate alınarak; uluslararası bir bakış ve disiplinler arası bir anlayış ile sektörü ele alıyor ve bu anlayış çerçevesinde 2013
Haziran ayından bu yana aylık olarak Enerji Panorama dergisini yayınlıyor.
About The Turkish Energy Foundation:
The Turkish Energy Foundation started its operations to shape the future of the energy
sector by contributing and participating actively in national and international developments in
2012.
The Turkish Energy Foundation was founded as a “Think Tank” by the leading people in
the energy sector and has three different research centers: Research Center of Energy Technologies and Sustainability, Research Center of Energy Politics and Diplomacy, Research Center of
Energy Markets and Regulatory Acts.
Enerji Panorama is the official monthly magazine of Turkish Energy Foundation that has
published since June 2013. Exclusive news, analysis and objective improvements in the energy
sector was one of the biggest issue of Enerji Panorama. It covers political, social and economic
scenes of energy that reach all operations in energy sector; executives of companies, ministries,
energy bureaucrats and academics.
48
www.tenva.org