türkiye elektrik enerjisi ihtiyacının karşılanmasında rüzgar enerjisinin
Transkript
türkiye elektrik enerjisi ihtiyacının karşılanmasında rüzgar enerjisinin
World Energy Council CONSEIL MONDIAL DE L’ENERGIE — Turkish National Committee COMITE NATIONAL TURC Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU Aralık 2007 Ankara ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU Başkan : Yusuf BAYRAK Üyeler : Adnan SUCUKA Çetin KOÇAK İğlem KAYIHAN Sinan SÖNMEZ Hayati KÜÇÜK Mehmet Bedir ATEŞ Mustafa TUYGUN Orhan GAYRETLİ Pınar VAROĞLU Necati İPEK İÇİNDEKİLER 1. GİRİŞ......................................................................................................................5-1 2. 2006 YILINDA TÜRKİYE ELEKTRİK ENERJİSİ SEKTÖRÜNÜN DURUMU ........ 5-1 2.1. Elektrik Enerjisi Sektörünün Yapısı .................................................................. 5-2 2.1.1 Türkiye Serbest Elektrik Piyasası Modeli ve AB Direktifi .......................... 5-4 2.1.2 Dengeleme ve Mali Uzlaştırma ................................................................. 5-6 2.1.3 Elektrik Enerjisi Sektörü Reformu ve Özelleştirme Strateji Belgesi........... 5-7 2.2. Elektrik Enerjisi Kurulu Güç ve Üretim ............................................................. 5-8 2.2.1. Kurulu Güç................................................................................................ 5-8 2.2.2. Elektrik Üretimi........................................................................................ 5-12 2. 3. Sistem Puantı ve Tertiplenmiş Yük Eğrisi ..................................................... 5-18 2. 4. İletim Sistemi ve Gelişimi .............................................................................. 5-20 2. 5. Dağıtım Sistemi ve Gelişimi .......................................................................... 5-22 2.6. Sistem Kayıpları ............................................................................................. 5-23 2.7. EÜAŞ Santralarının Son Durumu................................................................. 5-27 2.8. EÜAŞ Satışları ............................................................................................. 5-28 2.9. Sorunlar ....................................................................................................... 5-29 3. ELEKTRİK ENERJİSİ TALEP TAHMİNLERİ...................................................... 5-33 3.1 Elektrik Piyasası Yasası Öncesi Türkiye’de Talep Tahmin Yöntem ve Uygulamaları ................................................................................................. 5-33 3.2 Elektrik Piyasası Yasası Sonrası Türkiye’de Talep Tahmin Yöntem ve Uygulamaları ................................................................................................ 5-38 3.2.1 2004 – 2020 Dönemi Türkiye Elektrik Enerjisi Talep ve Puant Güç Tahmini........................................................................ 5-38 3.2.2 İletim Sistemi Gelişim Planlaması ve İletim Sistemi Performans Değerlendirmeleri için Yapılması Gereken Yük Tahminleri............ 5-41 3.2.3 Puant Yük Tahminleri .................................................................... 5-42 3.2.3.1 Kış Puantı Yük Tahminleri................................................ 5-42 3.2.3.2 Yaz Puantı Yük Tahmini................................................... 5-42 3.2.3.3 Minimum Yük Tahmini...................................................... 5-42 3.2.4 4628 Sayılı Elektrik Piyasası Yasası Ve Talep Tahmini ................. 5-43 3.2.5 Elektrik Piyasası Dağıtım Yönetmeliğinde Talep Tahmini .............. 5-44 3.2.6 Dağıtım Şirketlerinin Talep Tahmini ile İlgili Yükümlülükleri............ 5-44 3.2.7 Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliğinde Talep Tahmini ............... 5-44 3.2.8 İletim Şirketinin Talep Tahmini ile İlgili Yükümlülükleri.................... 5-45 3.2.9 Üretim Kapasite Projeksiyonu ve İletim Sistemi On Yıllık Gelişim Raporu Hazırlanması İçin TEİAŞ’a Verilecek Talep Verileri ........... 5-46 3.2.10 Günlük, Aylık, Haftalık, Yıllık Talep ve Enerji Tahminleri (İşletme Planlaması) ..................................................................... 5-47 3.3 Dağıtım Şirketlerince Elektrik Enerjisi Talep Tahminlerinin Yapılmasına Ait İşlemler.............................................................................. 5-48 3.3.1 Veri Toplanması ve Sentezi ........................................................... 5-48 3.3.2 Uygulama Destek Dokümanlarının Hazırlanması ......................... 5-49 3.4 Sonuç ve Öneriler....................................................................................... 5-50 4. ELEKTRİK ENERJİSİ ÜRETİMİNDE BİRİNCİL KAYNAKLARIN KULLANIM ÖNCELİĞİ ..................................................................................... 5-50 4.1 Ülkemizdeki Birincil Enerji Kaynaklarının Rezervleri ve Potansiyelinin İrdelenmesi.................................................................................................... 5-51 4.1.1 Elektrik Üretimi Bakımından Linyit Rezervlerinin Doğal Gaza Göre Ekonomik Avantajları .......................................................................... 5-52 4.2 Birincil Enerji Kaynaklarının Arz Güvenilirliği Açısından İrdelenmesi............ 5-54 4.2.1 Mevcut Kurulu Kapasite ve Bilinen Enerji Potansiyelimiz ile Talebin Karşılanması .......................................................................... 5-55 4.1.2 Doğal Gaz Ve Hidroelektrik Santralları Nedeniyle Linyit Santrallarında Kapasitelerin Düşürülmesinin Ekonomik Sonuçları (Koçak, 2006 Ve 2007) ..................................................................... 5-56 4.1.3 Linyit Santrallerimizin Dizayna Esas Kapasitelerinde Çalışamamasının Başlıca Nedenleri (Kömür raporu 4.1.7 bölüm DEKTMK 2007)................................................................................. 5-61 4.1.4 Elektrik Enerjisi Arz (Üretim Planlama) Çalışması............................. 5-62 4.2 Çevre ile İlgili Uluslararası Anlaşmalardan Kaynaklanan Kısıtlar ............. 5-65 4.3 Yatırım ve Yakıt Maliyetleri....................................................................... 5-66 4.4 Dünyada Elektrik Sektöründe Birincil Enerji Kaynakları Tüketimindeki Eğilimler.............................................................................. 5-67 4.5.1 Enerji Kaynaklarının Elektrik Sektöründe Kullanımı.......................... 5-67 4.5 Sonuç ve Öneriler ................................................................................... 5-69 5. ELEKTRİK ENERJİSİ ÜRETİM-İLETİM- DAĞITIMINDA PLANLAMANIN ÖNEMİ .............................................................................................................. 5-71 5.1. Elektrik Enerjisi Sektöründe Planlamanın Önemi................................. 5-71 5.2 Elektrik Enerjisi Üretim Planlaması ....................................................... 5-72 5.2.1 Elektrik Enerjisi Üretim Planlaması ............................................ 5-72 5.2.2 Elektrik Enerjisi Üretim Sistemlerinde Kurulu Güç ve Enerji Yedeği.............................................................................. 5-73 5.2.3 Türkiye’de Plan Uygulamaları ve Zamanlama ........................... 5-74 5.2.4 Yeni Elektrik Enerjisi Mevzuatı ve Plan ..................................... 5-76 5.2.5 Elektrik Enerjisi Sektörü Reformu ve Özelleştirme Strateji Belgesi ve Plan 5.2.6 AB Elektrik Direktifi ve Plan ....................................................... 5-77 5.2.6.1 Avrupa Birliği’nin Revize 2003 Elektrik Direktifi ............ 5-77 5.2.6.2 Avrupa Birliği Yenilenebilir Enerji Direktifi...................... 5-79 5.3. Elektrik Enerjisi İletim Sistemi Planlaması .............................................. 5-83 5.3.1 Optimizasyona Dayalı İletim Sistemi Gelişim Planlarının Yapılması İçin Kullanılan Metodolojiler ....................................... 5-83 5.3.2 Yeni Elektrik Piyasası Yapısında İletim Sistemi Gelişim Planlarının Yapılmasında Karşılaşılan Sorunlar ........................................... 5-84 5.3.3 Yeni Yapıda Uygulamaya Konan Yeni Metodolojiler .............. 5-85 5.4. Sonuç ve Öneriler ................................................................................. 5-87 6. ELEKTRİK ENERJİSİ YATIRIMLARI ................................................................. 5-89 6.1 Elektrik Enerjisi Yatırımlarının Gelişimi .................................................. 5-89 6.2. Elektrik Enerjisi Yatırımlarının Finansmanı ........................................... 5-91 6.3 Üretim Yatırımları ................................................................................... 5-91 6.3.1 EÜAŞ Üretim Tesisi Yatırımları.................................................... 5-92 6.3.2 Santralların Modernizasyonu, İyileştirilmesi Yatırımları................ 5-92 6.3.3 Özel Sektör Yatırımları................................................................. 5-94 6.4 İletim Sistemi Yatırımları ...................................................................... 5-94 6.5 TEDAŞ Dağıtım Sistemi Yatırımları...................................................... 5-95 6.6 Yeni Elektrik Enerjisi Mevzuatı ve Yatırımlar ........................................ 5-96 6.7 Sonuç ve Öneriler................................................................................. 5-97 7. ULUSLARARASI ENTERKONNEKSİYONLAR................................................. 5-99 7.1 Enterkonneksiyonların Gelişimi ve Yararları ......................................... 5-99 7.2 Mevcut, Tesis Aşamasında ve Planlanan Enterkoneksiyonlar ............. 5-99 7.3 Enterkonneksiyon Teknolojileri ........................................................... 5-103 7.3.1 AC Bağlantı İşletme Şekilleri...................................................... 5-103 7.3.2 DC Bağlantı................................................................................ 5-103 7.4 UCTE (Elektrik İletimi Koordinasyon Birliği) ve Türkiye Elektrik Sisteminin UCTE Sistemine Entegrasyonu ............................. 5-104 7.5 Enterkonneksiyonlarla İlgili AB’deki Durum .......................................... 5-106 7.6. Enterkonneksiyonların Kullanımı ve Kapasiteleri ................................ 5-109 7.7. Yeni Elektrik Mevzuatı ile Enterkonneksiyon Uygulamaları ve Elektrik Ticareti......................................................... 5-114 7.8. Sonuç ve Öneriler ................................................................................. 5-116 8. 4628 SAYILI YASA VE İLGİLİ YÖNETMELİKLERİN UYGULANMASI SONUCUNDA ELEKTRİĞİN KALİTESİNİN KORUNMASI VE KAMU MALİYETLERİNİN AZALTILMASI................................ 5-117 8.1 Elektrik Enerjisi Kalitesi Nedir ve Nasıl Sağlanır .................................... 5-117 8.1.1 Elektrik Üretiminde Enerji Kalitesi ve Arz Güvenliği .................... 5-118 8.1.2 İletim Sisteminde Enerji Kalitesi ve Arz Güvenliği ...................... 5-119 8.1.3 Dağıtımda Enerji Kalitesi ve Arz Güvenliği .................................. 5-119 8.1.3.1 Müşteri Hizmetleri Kalitesi ............................................... 5-120 8.1.3.2 Dağıtım Sistemlerinde Arz Güvenliği Kalitesi .................. 5-121 8.1.3.3 Dağıtım Şebekelerinde Gerilim Kalitesi ........................... 5-121 8.2 4628 Sayılı Yasa, Lisans Yönetmeliği, Şebeke Yönetmeliği, Müşteri Hizmetleri Yönetmeliği, Arz Güvenliği ve Kalitesi Yönetmeliği, Dağıtım 8.2.1 Yönetmeliği Uygulamaları ve Mevcut Durum .............................. 5-123 8.2.2 Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği’nde Enerji Kalitesi ve Arz Güvenliği......................................................................... 5-123 8.2.3. Elektrik Piyasası Müşteri Hizmetleri Yönetmeliği’nde Müşteri Hizmetleri Kalitesi ...................................................................... 5-126 8.2.3.1 Elektrik Piyasası Dağıtım Yönetmeliğinde Arz Güvenliği5-128 8.2.3.2 Dağıtım Şebekelerinin Arz Güvenliği ............................. 5-128 8.3 Türkiye’de Elektrik Enerjisi (Gerilim ve Frekans) Kalitesi ...................... 5-129 8.4. Rüzgar Enerjisi Santrallarının Arz Güvenliği ve Kalitesi Üzerindeki Etkileri ................................................................................ 5-130 8.5 Enerji Kalitesi Yatırımlarının Maliyetleri .................................................. 5-132 8.5.1 Avrupa Birliği Ülkelerinde Enerji Kalitesi İle İlgili Değerler ......... 5-133 8.5.2 Müşteri Hizmetleri Standartları ve Geliştirilmesi ......................... 5-133 8.5.3 Arz Güvenliği Karşılaştırmaları ..................................................... 5-135 8.6 Sonuç ve Öneriler ................................................................................ 5-141 9. ÖZELLEŞTİRME, SERBEST PİYASA VE ELEKTRİK SEKTÖRÜ YAPILANMA MODELİ .............................................................................. 5-144 9.1 Küreselleşme, Serbestleşme ve Özelleştirme ......................................... 5-144 9.1.1 Küreselleşme ............................................................................... 5-144 9.1.2 Serbestleşme............................................................................... 5-145 9.1.3 Özelleştirme................................................................................. 5-147 9.2 Özelleştirme girişimlerinin tarihsel gelişimi ............................................... 5-148 9.2.1 4628 Sayılı Kanun Dönemi Öncesi .............................................. 5-148 9.2.2 4628 Sayılı Kanun Dönemi .......................................................... 5-150 9.2.3 Strateji Belgesi ve Uygulamalar ................................................... 5-152 9.2.4 DUY Uygulamaları ....................................................................... 5-152 9.2.5 Dağıtım Özelleştirmeleri............................................................... 5-153 9.3 Yeniden Sistem Tartışması ...................................................................... 5-154 9.3.1 Yapılanma Modeli Tartışmasının Altındaki Gerçekler.................... 5-155 9.3.2 Nasıl Bir Yapılanma Modeli? ......................................................... 5-156 9.4 Değerlendirme ve Sonuç.......................................................................... 5-158 10. ELEKTRİK ENERJİSİ VERİMLİLİĞİ ................................................................ 5-160 10.1 10.2 10.3 10.4 10.5 Giriş ...................................................................................................... 5-160 Elektrik Üretiminde Verimlilik ................................................................ 5-160 Elektrik İletim Ve Dağıtımında Verimlilik ............................................... 5-162 Tüketimde Verimlilik.............................................................................. 5-162 Sonuç ................................................................................................... 5-164 EKLER ................................................................................................................... 5-165 1. GİRİŞ Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi (DEK-TMK) Yönetim Kurulu, ülkemiz enerji sektörünün mevcut durumunun ve serbest piyasa oluşumu yönünde çıkarılan yasaların uygulanması sonucundaki gelişmelerin değerlendirilmesi, sorunların tesbiti ve çözüm önerileri geliştirilmesi amacıyla 2007 yılında bir çalışma gerçekleştirmiştir. Konunun geniş kapsamlı olması nedeniyle, çalışmayı yapmak üzere ilgili kamu kuruluşları ve özel sektör temsilcilerinin katkıları ile rapor oluşturulmuştur. Rapor içeriğinde istatistiksel değerler ve sonuçlar için mümkün olduğunca sektördeki ilgili kuruluşların yayımlanmış bilgileri kullanılmıştır. Türkiye elektrik sektörü son yıllarda büyük bir değişim sürecindedir. Bu süreç içinde ilgili kişi ve kuruluşlar arasında zaman zaman karşıt görüşler ortaya çıkabilmekte, sektördeki gelişmelere ilişkin yorumlar birbirinden tamamen farklı olabilmektedir. Özellikle elektrik sektörünün geleceğe yönelik tasarımı ve işletilmesi ilkelerinde çok farklı görüşler ortaya çıkmaktadır. Bu farklı görüşler bazen elektrik sektöründe mülkiyetlerin kime ait olması gerektiği ve buna bağlı olarak özel sektör faaliyetlerinin etkileri ekseninde olduğu gibi bazen de elektrik enerjisi üretiminde birincil kaynakların kullanılma politikalarında olmaktadır. Rapor içeriğinde bu konularda görüşler ve yorumlar yer almaktadır. Bu raporda; 2006 yılı Türkiye Elektrik Enerjisi Mevcut Durumu Elektrik Enerjisi Talep Tahminleri Elektrik Enerjisi Üretiminde Birincil Kaynakların Kullanım Önceliği Elektrik Enerjisi Üretim- İletim- Dağıtımında Planlamanın Önemi Elektrik Enerjisi Yatırımları Uluslararası Enterkonneksiyonlar 4628 Sayılı Yasa ve İlgili Yönetmeliklerinin Uygulanması Sonucunda Elektriğin Kalitesinin Korunması ve Kamu Maliyetlerinin Azaltılması Dünyada Elektrik Enerjisi Üretiminde Birincil Kaynak Kullanımı, Dünyadaki Serbest Piyasa Uygulamalarının Sonuçlarına İlişkin Değerlendirmeler, AB Uygulamaları ve Türkiye’nin Konumu konuları ayrı alt bölümler halinde incelenmiştir. Elektrik Enerjisi Komisyonu Raporu, DEK-TMK tarafından hazırlanan Çalışma Grupları Yönetmeliği doğrultusunda hazırlanmıştır. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-1 2. 2006 YILINDA TÜRKİYE ELEKTRİK ENERJİSİ SEKTÖRÜNÜN DURUMU Bu bölümde 2006 yılı itibarıyla elektrik enerjisi sektörünün genel durumu özetlenmekte ve sektörün sorunlarına değinilmektedir. 2.1. Elektrik Enerjisi Sektörünün Yapısı 20.02.2001 tarihinde kabul edilen ve 03.03.2001 tarihinde yürürlüğe giren 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu (EPK) ile elektrik sektörü yeniden yapılandırılmıştır. Kanunun amacı; elektriğin yeterli, kaliteli, sürekli, düşük maliyetli ve çevreye uyumlu bir şekilde tüketicilerin kullanımına sunulması için, rekabet ortamında özel hukuk hükümlerine göre faaliyet gösterebilecek, mali açıdan güçlü, istikrarlı ve şeffaf bir elektrik enerjisi piyasasının oluşturulması ve bu piyasada bağımsız bir düzenleme ve denetimin sağlanmasıdır. Bu kanunla Türkiye Elektrik Üretim – İletim A.Ş. (TEAŞ) üç kamu kuruluşuna ayrılmıştır; • • • Elektrik Üretim Anonim Şirketi (EÜAŞ) Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi (TEİAŞ) Türkiye Elektrik Ticaret ve Taahhüt Anonim Şirketi (TETAŞ) Kanuna göre bu şirketlerle birlikte üretim faaliyetinde bulunmak üzere, özel sektör üretim şirketleri, otoprodüktörler ve otoprodüktör grupları, dağıtım faaliyetlerinde bulunmak üzere özel sektör dağıtım şirketleri ve 1 Nisan 2004 tarihinde Özelleştirme İdaresi Başkanlığına (ÖİB) devir edilmiş olan Türkiye Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi (TEDAŞ), satış faaliyetlerinde bulunmak üzere özel sektör toptan ve perakende satış şirketleri piyasada faaliyet göstereceklerdir. Üç kamu kuruluşunun görev alanları aşağıda kısaca özetlenmiştir. Elektrik Üretim Anonim Şirketi (EÜAŞ): Özel sektör üretim yatırımlarını dikkate almak suretiyle gerektiğinde yeni üretim tesisleri kurabilir, kiralayabilir ve işletebilir. DSİ bünyesindeki üretim tesislerini devralır, özel sektöre devredilmemiş üretim tesislerini işletir, işletme hakkı devredilen veya edilecek olan tesis ve işletmelerin mülkiyetini muhafaza eder. Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi (TEİAŞ): Elektrik enerjisi iletim faaliyetlerini yürütür. Kamu mülkiyetindeki tüm iletim tesislerini devralır, yeni iletim tesislerini kurar ve işletir. İletim bağlantı ve sistem kullanım tarifelerini hazırlar, yan hizmetler anlaşmaları ile yan hizmetleri satın alır ve sağlar. Yük dağıtımı ile frekans kontrolünü gerçekleştirir. Uluslararası enterkonneksiyon çalışmaları yapar, iletim sistemi kullanıcılarına iletim ve bağlantı hizmeti sunar, dağıtım şirketleri tarafından hazırlanan talep tahminlerini esas alarak üretim kapasite projeksiyonunu hazırlar. Dengeleme ve uzlaştırma faaliyetini yürütür. Türkiye Elektrik Ticaret ve Taahhüt Anonim Şirketi (TETAŞ): Mevcut sözleşmeler kapsamında imzalanmış olan enerji alış ve satış anlaşmalarını TEAŞ’dan ve TEDAŞ’tan devralır, devraldığı ve/veya imzaladığı anlaşmaları yürütür ve sona erdirir. Enerji satış taahhütleri ile sınırlı kalmak üzere, daha ekonomik bir tedarik kaynağı bulunamadığı takdirde öncelikle EÜAŞ’tan alınmak üzere enerji anlaşmaları imzalar. Toptan satış 5-2 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU tarifesini hazırlar. Dağıtım şirketleri ve perakende satış şirketleri ile enerji satış anlaşmaları yapar. Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu (EPDK): 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu ile kurulan EPDK 19/11/2001 tarihinde göreve başlamıştır. EPDK’nın başlıca görevleri aşağıda açıklanmaktadır: − Üretim, iletim ve dağıtım faaliyetlerinin ayrıştırılması, − Toptan ve perakende satış faaliyet alanlarının yaratılması, − Elektrik enerjisi piyasasının Kanun ve çıkarılacak yönetmelikler çerçevesinde EPDK tarafından düzenlenmesi, − Serbest tüketici kavramının tanımlanması, − İletim ve dağıtım hizmetlerinden tüm kullanıcıların eşit şartlarda yararlanmasına dair üçüncü şahıs erişim hakkının korunması, − Piyasaya girişin basitleştirilmesi amacıyla lisans uygulamasının getirilmesi, − Lisans sahibi tüzel kişiler arasında özel hukuk hükümlerine tabi ikili anlaşmalar yoluyla işleyen bir ikili anlaşmalar pazarının öngörülmesi ve bu pazarın bir dengeleme ve uzlaştırma mekanizması ile bütünlenmesi, − Fiyat yapısı içinde, sürdürülen piyasa faaliyeti ile doğrudan ilişkili olmayan unsurların yer almaması ve bu anlamda fiyatların gerçek maliyetleri yansıtması, − Çapraz sübvansiyonlara izin verilmemesi, − Belli bölgelerin ve/veya tüketicilerin desteklenmesinde tarife yapısına müdahale edilmeksizin nakdi geri ödeme yönteminin benimsenmesi, − Kamu üretim ve dağıtım varlıklarının Bakanlığın görüş ve önerileri de alınmak suretiyle 4046 sayılı Kanun çerçevesinde Özelleştirme İdaresi Başkanlığı tarafından özelleştirilmesi Elektrik sektörünün düzenlenmesi amacı ile Elektrik Piyasası Kanunu kapsamında piyasada faaliyet gösteren tüzel kişilerin ve ilgili kurum ve kuruluşların görüşleri alınarak EPDK tarafından aşağıdaki yönetmelikler Resmi Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe girmiştir. − − − − − − − − − − − Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği (4.8.2002), Elektrik Piyasası Tarifeler Yönetmeliği (11.8.2002), Elektrik Piyasası Serbest Tüketici Yönetmeliği (4.9.2002), Elektrik Piyasası Dağıtım Yönetmeliği (19.2.2003), Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği (22.1.2003), Elektrik Piyasası İthalat ve İhracat Yönetmeliği (4.9.2002), Elektrik Piyasası Müşteri Hizmetleri Yönetmeliğidir (31.12.2003), Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği (3.11.2004), Elektrik Piyasası Arz Güvenilirliği ve Kalitesi Yönetmeliği (10.11.2004). Elektrik enerjisi Talep Tahminleri Hakkında Yönetmelik (4.4.2006), Yenilenebilir Enerji Kaynak Belgesi Verilmesine İlişkin Usul ve Esaslar Hakkında Yönetmelik (4.10.2005) − Elektrik Piyasasında Dağıtım Sisteminde Sunulan Elektrik Enerjisinin Tedarik Sürekliliği, Ticari Ve Teknik Kalitesi Hakkında Yönetmelik (12.9.2006) − Elektrik Piyasasında Yapılacak Denetimler İle Ön Araştırma ve Soruşturmalarda Takip Edilecek Usul ve Esaslar Hakkında Yönetmelik (28.1.2003) − Elektrik Piyasasında Birden Fazla Piyasa Faaliyetini Sürdürmekte Olan Tüzel Kişilerin Mevcut Sözleşmelerinde Yapılacak Tadillere ve İletim Faaliyeti ile Vazgeçilen Faaliyetlerin Devrine İlişkin Yönetmelik (28.11.2002), ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-3 − Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik (29.12.2006), − Elektrik Piyasasında Dağıtım Sistemi Yatırımlarının Düzenlenmesi Ve Planlardaki Gerçekleşmelerin Denetlenmesi Hakkında Yönetmelik (7.1.2007) − Elektrik Piyasasında Mali Uzlaştırma Yapılmasına Dair Usul ve Esaslar Tebliği (30.3.2003) − 20 Dağıtım Şirketinin İlk Uygulama Dönemine İlişkin Gelir Düzenlemesi Hakkında Tebliğ (21.12.2006) − Elektrik Dağıtım Bölgelerinde Uygulanacak Fiyat Eşitleme Mekanizması Hakkında Tebliğ (21.12.2006) − Elektrik Piyasasında Perakende Satış Sözleşmesi Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ (31.8.2003) − Elektrik Enerjisi Üretmek Amacıyla Aynı Bölge ve Aynı Kaynak İçin Yapılmış Birden Fazla Lisans Başvurusu Olması Halinde Seçim Yapılmasına İlişkin Usul ve Esaslar Hakkında Tebliğ (23.7.2004) − Elektrik Piyasasında İletim ve Dağıtım Sistemlerine Bağlantı ve Sistem Kullanımı Hakkında Tebliğ (27.3.2003) − Elektrik Piyasasında Kullanılacak Sayaçlar Hakkında Tebliğ (22.3.2003) − Rüzgâr ve Güneş Ölçümlerine İlişkin Tebliğ (11.10.2002) − İletim ve Dağıtım Bağlantı Bedellerinin Belirlenmesi Hakkında Tebliğ (11.8.2002) − İletim Sistemi Gelirinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ (11.8.2002) − İletim Sistemi İşletim Gelirinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ (11.8.2002) − Perakende Satış Hizmet Geliri ile Perakende Enerji Satış Fiyatlarının Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ (11.8.2002) − Dağıtım Sistemi Gelirinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ (11.8.2002) − Elektrik Piyasasında Gelir ve Tarife Düzenlemesi Kapsamında Düzenlemeye Tabi Unsurlar ve Raporlamaya İlişkin Esaslar Hakkında Tebliğ (31.12.2003) − Piyasa İşletim Gelirinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ (7.9.2005) − 20 Dağıtım Şirketinin İlk Uygulama Dönemine İlişkin Gelir Düzenlemesi Hakkında Tebliğ (21.12.2006) 2.1.1 Türkiye Serbest Elektrik Piyasası Modeli ve AB Direktifi Türkiye serbest piyasa modelinde öngörülen rekabet seviyesi 96/92/EC Direktifinde öngörülenden daha ileri bir düzey oluşturmaktadır. EPK 96/92/EC Direktifiyle yeniden yapılan tadilatlar dahil uyumlu bir yapı göstermektedir. Elektrik piyasası gelişiminin önündeki en büyük sorun rekabetin uzun vadede gerçekleşecek gibi görünmesinde yatmaktadır. EPK'nın 96/92/EC Direktifi ile birebir kıyaslanması durumunda aşağıdaki benzerliklerin olduğu görülecektir; Piyasanın açılması; Talep tarafında; 20 Şubat 2001 tarihinde kabul edilen 4628 Sayılı Elektrik Piyasası Kanunu Madde1 (19 ve 20 numaralı bendinde)'de "Serbest Tüketici" Kurul tarafından belirlenen elektrik enerjisi miktarından daha fazla tüketimde bulunması veya iletim sistemine doğrudan bağlı olması nedeniyle tedarikçisini seçme serbestisine sahip gerçek veya tüzel kişi; "Serbest Olmayan Tüketici"de elektrik enerjisi ve/veya kapasite alımlarını bölgesinde bulunduğu perakende satış lisansı sahibi dağıtım şirketi veya 5-4 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU perakende satış şirketlerinden yapabilen gerçek ve tüzel kişi olarak tanımlanmıştır. 4628 sayılı EPK’nın ilk yürürlüğe girmesi ile yıllık tüketimi 9.0 GWh üzerinde olan tüketiciler serbest tüketici ilan edilip doğrudan iletim ağına bağlanabilmekte ve tedarikçisini seçebilmektedir.1 Bu çerçevede, Türkiye'de 3 Mart 2003'de elektrik piyasası rekabete açılmıştır. Yeterli altyapı tamamlanana kadar dengeleme ve uzlaştırma mekanizması 8 saatlik periyotlara göre oluşturulmuştur. Serbest tüketici uygulamasına geçiş, 4628 Sayılı Kanun'la öngörülen piyasa yapısının oluşturulması sürecinde son döneme geçiş anlamını taşımaktadır. Bu değer bugün itibarıyla 3.0 GWh’e 2 düşürülmüştür. Bu özellik Direktifteki gereksinimleri karşılamaktadır. Arz düzeyinde; piyasada faaliyet gösterecek bütün aktörlerin lisans alma zorunluluğu bulunmaktadır. Otoprodüktörlerin yıllık üretimlerinin maksimum %20’sini piyasadaki serbest tüketicilere satabilme şansları bulunmaktadır. Mülkiyetleri ve faaliyetleri ayrıştırılmak koşuluyla, dağıtım şirketleri perakende şirketi kurup tedarik hizmetini de yerine getirebilme şanslarına sahiptirler. Benzer şekilde dağıtım şirketleri üretim şirketleri ile ortaklık kurarak üretim tesisi kurabilmekte bölgelerinde tüketilen elektrik enerjisinin tamamını kendine ait veya iştirak ilişkisi içinde bulundukları üretim şirketi vasıtası ile karşılayabilmektedir. İletim sistemi devlet tekelinde kalmakta ancak özel üretim şirketleri lisansları kapsamındaki müşterileri, iştirakleri ve serbest tüketicileri arasında özel direkt iletim hattı tesis edebilmektedir. Faaliyet ayrıştırması; direktifte dikey tümleşik yapının kurumsal olarak ayrılması kesin hüküm halinde öngörülmezken Türkiye’de üretim, iletim ve toptan satıştan sorumlu kurum olan TEAŞ üç ayrı kuruma bölünmüştür. Bu kurumlar: Üretim için EÜAŞ, iletim için TEİAŞ, ve toptan satış için TETAŞ’tır. Bölünme yasal bazda gerçekleştirilmiş olup bu özellik direktifte öngörülen minimum gereksinimin ilerisinde bulunmaktadır. Piyasa Tasarımı; Yukarıda söz edildiği gibi piyasa modeli esas olarak ikili anlaşmalara dayanmaktadır. Başka bir ifade ile üretim şirketleri, dağıtım şirketleri, toptan satış şirketleri (TETAŞ ve oluşması beklenen yeni toptan satış şirketleri), bağımsız tedarik şirketleri ve serbest müşterilerle anlaşmalar aracılığıyla enerji alıp satacaklardır. EÜAŞ Devlet Su İşleri'nden devir edilen hidrolik santrallar ve diğer kamu üretim kaynaklarının (İşletme Hakkı Devri bazında devir edilenler dahil) mülkiyetini ve mobil santralların sözleşmelerini elinde bulunduracaktır. Mevcut ve yeni otoprodüktörler ihtiyaç fazlası üretimlerini (%20 ile sınırlıdır) dağıtım şirketleri ve serbest müşterilerle satabilmesi için üretim şirketleri ile rekabete girecektir. Toptan satış piyasasının tek sahibi konumunda olan kamu şirketi TETAŞ Yap İşlet Devret YİD), Yap İşlet (Yİ), İşletme Hakkı Devredilmiş (İHD), Mobil ve Otoprodüktör santrallarının sözleşmelerini yürütmektedir. Nihai tüketiciler düzeyinde serbest müşteriler kendi bölgelerindeki dağıtım/perakendeci şirketlerden veya İşletme Hakkı 1 Serbest tüketici sınırına ilişkin indirimlerin belirlenmesinde; - Rekabetin gelişimi, - Ölçme-iletişim-kontrol altyapısının yeterliliği - Piyasa Mali Uzlaştırma Merkezi'nin işlem kapasitesi, - Piyasada serbestçe müzakere edilerek ikili anlaşmalara bağlanabilecek üretim kapasitesi, - TEİAŞ ve dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından serbest tüketicilere ilişkin olarak sağlanan istatistikî bilgiler esas alınmaktadır. 2 25.1.2007 tarih ve 1070 sayılı EPDK Kurul Kararı ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-5 Devri yoluyla devri gerçekleştirilmiş dağıtıcılardan enerjilerini alabileceklerdir. Bu müşteriler aynı zamanda bağımsız perakendeci veya üreticilerden de enerjilerini alabilme hakkına sahiptir. Serbest olmayan müşteriler ise enerjilerini görevli dağıtım/perakende şirketlerinden veya işletme hakkı devir almış dağıtım şirketinden almak zorundadır. Mevcut piyasa tasarımında merkezi bir havuz veya enerji borsası öngörülmemiştir. Başka bir ifadeyle yük tevzi toptan satış piyasasının işletmesinden ayrı tutulmuştur. Tedarikçiler ile tüketiciler arasında oluşması öngörülen ikili anlaşmalar piyasasının gerçek zamanda işletilmesi esnasında ortaya çıkan dengesizliklerin giderilmesi amacıyla TEİAŞ bünyesinde Dengeleme ve Mali Uzlaştırma Merkezi oluşturulmuştur. Dengeleme piyasasında, üreticiler sözleşmelerinden artan miktarı satabilecekler, tüketiciler ise sözleşmeleri ile karşılayamadıkları miktarı gerçek zamanda bu merkezden tedarik edebileceklerdir. Dengeleme piyasasında işlem gören elektrik enerjisinin TEİAŞ ile hiçbir ilgisi bulunmayacak, alış veriş sadece tedarikçi ve tüketiciler adına yapılacaktır. Bu piyasada gerçekleşen elektrik alış verişinin uzlaştırması da yine TEAİŞ tarafından tedarikçi ile tüketici arasında belirlenen zaman dilimi için gerçekleştirilecektir. 2.1.2 Dengeleme ve Mali Uzlaştırma Serbest piyasada dengeleme ve mali uzlaştırma aynı isimli yönetmelik çerçevesinde yapılacaktır. Mevcut durumda TEİAŞ, elektrik sistemini merkezi dağıtım (24 saatlik üretim programı) esasına göre dengelemektedir. 24 saatlik talep, bölgesel kontrol merkezlerinin gönderdikleri tahminler esas alınarak Ulusal Yük Dağıtım Merkezince hesaplanmaktadır. Üretim kısmında katılımcılar; − EÜAŞ’ın termik ve hidrolik santraları: TEİAŞ bu santralların üretim programlarını yaparken işletme kısıtlarını, santralların karakteristiklerini ve diğer kriterleri dikkate almaktadır. − Uzun vadeli al ya da öde sözleşmeli Yİ, YİD, İHD santraları: Bu santralların üretim programlarında sözleşmelerinde belirtilen üretim seviyeleri dikkate alınmaktadır. − Otoprodüktör ve Otoprodüktör Grupları: Bu santralların üretim programına gerekli olmadıkça TEİAŞ karışmamaktadır. Ulusal Yük Dağıtım Merkezi tarafından her saat için hazırlanan 24 saatlik üretim programına göre günlük tevzi yapılmaktadır. Yük dağıtımında; − Üretim tesislerinin yakıt maliyeti, yakıt tipi, tesisin yaşı gibi bilgiler dikkate alınarak tahmin edilen maliyetler, − Enerji satış anlaşması olan santralların yapacakları zorunlu üretimin tamamı, − Bazı hidrolik santrallar için gerekli suyun temini dikkate alınmaktadır. Öncelikle Yİ, YİD ve İHD santrallarının sözleşmeleri, otoprodüktör ve otoprodüktör grubu santrallarının üretimleri dikkate alınarak temel yük santralları tespit edilmektedir. Daha sonra sırası ile su tutma kapasiteleri sınırlı hidrolik santrallar, daha büyük rezervuarlı hidrolik santrallar, sözleşmeye bağlanmamış termik santrallar, puant amaçlı küçük hidrolik santrallar talebi karşılamak üzere günlük üretim programına dahil edilirler. 5-6 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU Gece yükleri çok az miktarda hidrolik santralların katkısı ile veya tamamen termik santrallardan karşılanmaktadır. Şu anda uzlaştırma üç zamanlı kayıtlardan elde edilen ölçümler ile aylık bazda yapılmaktadır. İkili anlaşmalar ile gerçekleşen üretim ve tüketim miktarları arasındaki farklar dengelemenin konusudur. Mevcut durumda, farklı uzlaştırma periyodları için teklif fiyatları TETAŞ tarafından belirlenmektedir. Elektrik piyasasının yeniden yapılanmasında dengeleme sisteminde önemli değişiklikler olacaktır. Yeni piyasada üreticilerin kendi üretim programları geçerli olacak, üreticiler, üretim programlarını Bölgesel Yük Dağıtım Merkezleri aracılığı ile Ulusal Yük Dağıtım Merkezine bildirecektir. Bu üretim programları doğrultusunda, sistem işletmecisi (Ulusal Yük Dağıtım Operatörü) üreticilerin üretimlerini artırma veya azaltma yönündeki tekliflerini alarak iletim kısıtlarını da göz önünde bulundurarak sistemi saatlik veya daha hassas bazda bir düzene oturtacaktır. TEİAŞ, kontrat miktarı ile gerçekleşen enerji alış ve satışı arasındaki farkları dikkate alarak piyasa katılımcıları tarafından ödenecek veya alınacak bedelleri hesaplayarak mali uzlaştırma yapacaktır. Üretim lisansı olan, otoprodüktör veya otoprodüktör grubu lisansı olanlar, toptan ve perakende satış lisansı olanlar uzlaştırmanın taraflarıdır. Yeni piyasa modelinde, bütün piyasa katılımcılarının mali uzlaştırma sistemine katılması, uzlaştırma periyodlarının 8 saatte birden daha sık olması öngörülmektedir. 2.1.3 Elektrik Enerjisi Sektörü Reformu ve Özelleştirme Strateji Belgesi 17.3.2004 tarih ve 2004/3 sayılı YPK kararı olarak yayımlanan “Elektrik Enerjisi Sektörü Reformu ve Özelleştirme Strateji Belgesi” ile sektörün sorunlarına çözüm getirilmesinin hedeflendiği düşünülmekle beraber; belgede sektörün yapısal reformlarının ve enerji politikalarının bir bütün olarak yer almadığı, özelleştirme odaklı prosedürlere ağırlık verildiği görülmektedir. Amacı tüketicilere yeterli, kaliteli ve düşük maliyetli enerji teminini düzenlemek olan Belge’de ana hatları ile; - serbest piyasa yapısında öngörülen maliyet esaslı tarife yerine bir süre daha ulusal tarife uygulanması, serbest tüketici sınırının 7.8 GWh olarak 2009 yılına kadar sabit kalması, 21 dağıtım bölgesi oluşturularak bunların 2006 yılı sonuna kadar 4046 sayılı yasaya göre özelleştirilmesi ( 1.4.2004 tarihinde TEDAŞ ÖİB’na devredilmiştir), üretim santrallarının uygun şekilde gruplandırıldıktan sonra 2005 yılında ÖİB’na devir edilmesi ve 2006 yılı ikinci yarısında özelleştirme sürecinin başlatılması, geçiş döneminde EÜAŞ‘ta kalan hidrolik santralların üretimlerini TETAŞ’a satması, TETAŞ’ın söz konusu EÜAŞ üretimi ile Yİ-YİD-İHD sözleşmelerinden gelen üretimi dağıtım şirketlerine paylaştırması, TETAŞ’ın uzun dönemli sözleşmelerden doğan mali yükümlülüklerini yerine getirecek geliri elde edememesi halinde, pahalı sözleşmelerden doğan yükümlülüklerin iletim tarifesine eklenecek bir bedel aracılığı ile karşılanması, lisanslandırılmış üretim şirketlerinin tesislerini öngördükleri sürede tamamlama durumunun EPDK’ca izlenerek ETKB’na rapor edilmesi kaynak çeşitliliğinin sağlanması ve arz kaynaklarının planlanabilmesi için yapılacak analizler sonucunda yerli kaynaklardan elektrik enerjisi üretim ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-7 yatırımlarının ve arz güvenilirliğinin sağlanması için ETKB ve DPT’nin gerekli düzenlemeleri yapması öngörülmektedir. Yayımlandığı günden bu güne kadar, Elektrik Enerjisi Sektörü Reformu ve Özelleştirme Strateji Belgesi’nde öngörülen hükümlerin hemen hiç birisinin gerçekleşmediği anlaşılmıştır. 2.2. Elektrik Enerjisi Kurulu Güç ve Üretim 2.2.1. Kurulu Güç Türkiye toplam elektrik kurulu gücü 2006 yılı sonuna göre 40562 MW’a ulaşmıştır. Kurulu gücün 27418 MW’ı (%67.6) termik ve 13145 MW’ı (%32.4) ise hidrolik ve yenilenebilir kaynaklardan oluşmaktadır. Kurulu gücün yıllar itibariyle gelişimi Tablo 2.1 ve Şekil 2.1’de yakıt cinslerine göre gelişimi Tablo 2.2 ve Şekil 2.2’de verilmiştir. 1984 yılı öncesinde ağırlıklı olarak taşkömürü, linyit, fuel-oil, motorin ve hidrolik santrallardan oluşan Türkiye elektrik üretim sisteminde 1985 yılından itibaren doğal gaz yakıtlı, 2000 yılından itibaren ithal kömür yakıtlı santrallar da işletmeye girmeye başlamıştır. Hidrolik santralara ilave olarak jeotermal, rüzgar, atık gibi diğer yeni ve yenilenebilir enerji kaynaklarına ait üretim tesisleri de 1984 yılından itibaren üretim sisteminde yer almaya başlamış olup elektrik üretiminde kullanılan enerji kaynakları çeşitlendirilmiştir. Tablo 2. 1 Türkiye Kurulu Gücünün Yıllar İtibariyle Gelişimi (MW) TERMİK 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006(*) 1509,5 2407,0 2987,9 5229,3 9535,8 11074,0 16052,5 16623,1 19568,5 22974,4 24144,7 25902,3 27417,8 HİDROLİK + YENİLENEBİLİR 725,4 1779,6 2130,8 3892,3 6781,8 9880,3 11211,6 11709,3 12277,3 12612,6 12679,3 12941,2 13144,7 TOPLAM 2234,9 4186,6 5118,7 9121,6 16317,6 20954,3 27264,1 28332,4 31845,8 35587,0 36824,0 38843,5 40562,5 YILLIK ARTIŞ (%) 13,6 12,2 0,0 7,8 3,2 0,5 4,4 3,9 12,4 11,7 3,5 5,5 4,4 (*) 2006 yılı rakamları geçici rakamlardır. Kaynak: Elektrik Üretim-İletim İstatistikleri 2005 TEİAŞ – APK 5-8 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU Şekil 1.1 Türkiye Kurulu Gücünün Yıllar İtibariyle Gelişimi 45000 40000 35000 30000 MW 25000 20000 15000 10000 5000 0 1970 1975 1980 1985 1990 TERMİK 1995 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 HİDROLİK + YENİLENEBİLİR 1983 sonunda toplam kurulu gücün %29,5’i linyit ve taş kömürü, %23,7’si fuel oilmotorin-çok yakıtlı ve %46,7’si hidrolik santrallardan oluşmuş iken 2006 sonu geçici değerlerine göre bu dağılım %21,1’i linyit ve taşkömürü, %7,2’si fuel oil-motorin-çok yakıtlı, %32,5’i hidrolik, %35,1’i doğal gaz, %4,1’i ithal kömür santrallarından oluşmaktadır. Tablo 2. 2 Türkiye Kurulu Gücünün Yakıt Cinslerine Göre Gelişimi (MW) TAŞ KÖMÜRÜ 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 350,3 350,3 323,3 219,9 331,6 326,4 335,0 335,0 335,0 335,0 335,0 335,0 335,0 LİNYİT 290,9 593,1 1047,0 2864,3 4874,1 6047,9 6508,9 6510,7 6502,9 6438,9 6450,8 7130,8 8210,8 SIVI İTHAL DOĞAL YAKIT+ÇOK KÖMÜR GAZ YAKIT 145,0 145,0 145,0 1465,0 1510,0 1651,0 1651,0 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 868,3 1463,6 1617,6 2045,1 2120,1 1802,0 4135,3 4758,1 5310,9 5846,1 5690,1 5774,0 5743,1 100,0 2210,0 2883,9 4904,5 4850,7 7247,1 8861,8 10131,2 10976,2 11436,6 HİDROLİK + TOPLAM YENİLENEBİLİR 725,4 1779,6 2130,8 3892,3 6781,8 9894,1 11235,4 11732,9 12304,9 12640,2 12706,9 12976,5 13144,7 2234,9 4186,6 5118,7 9121,6 16317,6 20954,3 27264,1 28332,4 31845,8 35587,0 36824,0 38843,5 40562,5 5-9 Şekil 2.1 Türkiye Kurulu Gücünün Yakıt Cinslerine Göre Dağılımı 45000 40000 35000 30000 MW 25000 20000 15000 10000 5000 0 1970 1975 TAŞ KÖMÜRÜ 1980 LİNYİT 1985 1990 İTHAL KÖMÜR 1995 2000 2001 SIVI YAKIT+ÇOK YAKIT 2002 2003 DOĞAL GAZ 2004 2005 2006 HİDROLİK + YENİLENEBİLİR 1984 yılında ve sonrasında çıkarılan yasalarla özel sektörün elektrik enerjisi faaliyetlerine katkısının artırılması hedeflenmiştir. 1984 yılında toplam kurulu gücün içinde %85 olan kamunun payı 2006 sonunda %58.5 olmuştur. Yıllar itibariyle üretici kuruluşların kurulu güçlerinin gelişimi Tablo 2.3 ve Şekil 2.3’de verilmiştir. 2006 sonu itibariyle elektrik enerjisi üretiminde kamu (EÜAŞ ve bağlı ortaklıkları), özel sektör (Yİ, YİD, İHD, serbest üretim şirketleri ve otoprodüktörler) ve kiralama yöntemiyle hizmet alınan Mobil Santrallar faaliyet göstermekte olup, kurulu gücün 2006 yılı sonu itibariyle yakıt bazında bu üretici kuruluşlara dağılımı Tablo 2.4’de verilmektedir (2006 yılı rakamları geçici rakamlardır). Mobil santralardan: ♦ 24,8 MW Hakkâri–II Mobil santralının sözleşme süresi 16.08.2006 tarihinden itibaren 1 (bir) yıl süreyle uzatılmıştır. ♦ 24,7 MW kurulu gücündeki Van II Mobil Santralı ile 27,9 MW kurulu gücündeki Isparta Mobil Santralı’nın sözleşmeleri bitmiştir. ♦ 153.9 MW Kırıkkale, 117.9 MW Batman, 25,6 MW Siirt, 24,4 MW İdil II, 34,1 MW Mardin ve 53,8 MW Esenboğa Mobil Santrallarının sözleşme süreleri bitmiştir. ♦ 131,3 MW’lık Samsun I ve Samsun II Mobil santrallarının sözleşme süreleri 27.02.2008 tarihinde sona erecektir. Ancak mobil santrallar halen Türkiye İletim Sistemine bağlı olarak kaldıkları için toplam kurulu güç içinde gösterilmiştir. 5-10 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU Tablo 2. 3 Türkiye Kurulu Gücünün Üretici Kuruluşlara Göre Gelişimi (MW) EÜAŞ 1985 1990 1995 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 MW 7794,6 14729,3 15574,2 17967,9 17779,3 17774,3 17959,3 17955,6 18750,6 19881,9 % 85,5 90,3 74,3 65,9 62,8 55,8 50,5 48,8 48,3 49,0 ÖZELLEŞTİRME KAPSAM VE EÜAŞ'IN BAĞLI PROGRAMINA ORTAKLIKLARI ALINAN SANTRALLAR MW % MW % 3284,0 3284,0 3284,0 3284,0 2154,0 2154,0 2154,0 3834,0 15,7 12,0 11,6 10,3 6,1 5,8 5,5 9,5 1680,0 1680,0 1680,0 ÜRETİM İŞLETME MOBIL OTOPRODÜKTÖR ŞİRKETLERİ HAKKI DEVİR SANTRALLAR MW 16,0 35,2 1985,3 2337,8 4659,0 4,7 7806,3 4,6 9223,7 4,3 10796,9 11721,4 % 0,1 0,2 7,3 8,3 14,6 21,9 25,0 27,8 28,9 MW % 330,1 650,1 650,1 650,1 650,1 650,1 650,1 1,2 2,3 2,0 1,8 1,8 1,7 1,6 MW 1002,6 1193,9 1344,6 2995,9 3373,9 3735,6 4541,8 4380,4 4062,2 3750,09 % 11,0 7,3 6,4 11,0 11,9 11,7 12,8 11,9 10,5 9,2 MW 90,6 297,0 622,5 795,5 780,2 749,7 725,0 AYRICALIKLI ŞİRKETLER TÜRKİYE (*) % MW 324,4 378,4 716,3 0,3 610,3 1,0 610,3 2,0 1120,3 2,2 2,1 1,9 1,8 % 3,6 2,3 3,4 2,2 2,2 3,5 9121,6 16317,6 20954,3 27264,1 28332,4 31845,8 35587,0 36824,0 38843,5 40562,5 (2) : ÇEAŞ ve Kepez’e ait santrallar EÜAŞ’a devredilmiştir. Kaynak: Elektrik Üretim – İletim İstatistikleri 2005 TEİAŞ APK Şekil 2. 3 Türkiye Kurulu Gücünün Üretici Kuruluşlara Göre Gelişimi 20000 18000 16000 14000 MW 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0 1985 1990 1995 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 EÜAŞ EÜAŞ'IN BAĞLI ORTAKLIKLARI ÖZELLEŞTİRME KAPSAMI ÜRETİM ŞİRKETLERİ İŞLETME HAKKI DEVİR OTOPRODÜKTÖR MOBIL SANTRALLAR AYRICALIKLI ŞİRKETLER ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU (*) 5-11 Tablo 2. 4 2006 Yılı Türkiye Kurulu Gücünün Birincil Enerji Kaynaklara Göre Üretici Kuruluşlara Dağılımı (MW) * Otoprodüktör santrallarında kullanılmakta olan Kok Gazı, Yüksek Fırın Gazı gibi kömür ürünleri dahildir. BİRİNCİL ENERJİ KAYNAĞI EÜAŞ EÜAŞ'IN BAĞLI ORTAKLIKLARI KÖMÜR* 5047,0 SIVI YAKITLAR** 876,0 DOĞAL GAZ 2782,9 YENİLENEBİLİR+ATIK DİĞER TEK YAKITLI TOPLAMI 8705,9 ÇOK YAKITLI TOPLAMI TERMİK TOPLAM 8705,9 HİDROLİK TOPLAM 11161,0 JEOTERMAL 15,0 RÜZGAR 0,0 2714,0 GENEL TOPLAM % 3834,0 9,5 19881,9 49,0 1120,0 SERBEST İŞLETME YAPÜRETİM HAKKI OTOP. MOBİL İŞLETŞİRKETİ DEVRİ DEVRET 620,0 179,8 1462,8 495,8 694,0 1030,7 34,7 725,0 6,6 3834,0 3834,0 1649,2 620,0 2255,2 725,0 1146,2 2795,4 326,9 8,0 40,4 930,9 620,0 3186,1 30,1 562,8 725,0 3170,6 7,8 650,1 3750,1 1,6 9,2 1,2 725,0 1,8 YAP İŞLET TÜRKİYE TOPLAMI MW 1320,0 10196,8 2474,8 258,4 4781,8 11436,6 34,7 6,6 % 25,1 6,1 28,2 0,1 0,0 258,4 6101,8 24149,5 59,5 1191,2 3268,3 1449,6 6101,8 27417,8 982,0 13062,8 23,0 17,4 59,0 8,1 67,6 32,2 0,1 0,1 2449,0 6101,8 40562,5 100,0 6,0 15,0 100,0 ** Otoprodüktör santrallarında kullanılmakta olan Rafineri Gazı dahildir. Kaynak: Elektrik Üretim – İletim İstatistikleri 2005 TEİAŞ APK Türkiye doğal gaz kurulu gücünün %65,9’u, kömür kurulu gücünün %23,9’u ve hidrolik kurulu gücünün%14,6’sı özel sektör santrallarından oluşmaktadır. Doğal gaz yakıtlı santralların tesis sürelerinin kısalığı, üretim maliyetlerinin düşüklüğü ve doğal gaz teminindeki kolaylık gibi sebeplerle özel sektör doğal gaz yakıtlı santral tesisine yönelmiştir. 2.2.2. Elektrik Üretimi 2006 yılı geçici rakamlarına göre, 175.9 milyar kWh elektrik enerjisi üretimi, 0.6 Milyar kWh ithalat, 2.2 milyar kWh ihracat yapılmış ve 174.2 milyar kWh olan ülke tüketimi karşılanmıştır. Buna göre kişi başı brüt tüketim 2357 kWh olarak gerçekleşmiştir. 2006 yılında gerçekleşen üretimin %25.1’i hidrolik, %44.0’ı doğal gaz, %26.3’ü kömür, %4.4’ü sıvı yakıtlı santrallardan elde edilmiştir. Üretimin yıllara göre gelişimi Tablo 2.5 ve Şekil 2.4’de, yakıt tiplerine göre gelişimi Tablo 2.6 ve Şekil 2.5’de 2006 yılı üretimi Tablo 2.7’de verilmektedir. Toplam elektrik üretimi içinde kaynakların dağılımında 1985 yılından bu yana belirgin değişiklikler olmuştur. Elektrik üretiminin yakıt cinslerine göre dağılımı incelendiğinde hidrolik santralların üretimlerinin genellikle su gelirlerine bağlı olarak değişmekle birlikte 1985 yılında %44 olan toplam üretim içindeki payının 2006 yılında %26 seviyesine gerilediği görülmektedir. 1999 yılında YİD ve 2001-2002 yıllarında Yİ modeli kapsamındaki doğal gaz yakıtlı santraların işletmeye girmeleri ile birlikte doğal gazın toplam üretim içindeki payı hızla artarken kömür yakıtlı santraların payında çok belirgin bir azalma olduğu görülmektedir. 1985 yılında doğal gaz yakıtlı santral üretimlerinin toplam üretim içindeki payı neredeyse sıfır iken 2006 yılında bu oran %44 seviyesine yükselmiştir. Toplam üretim içinde termik santral üretimleri 1980’li yıllarda %60-65 iken 2006 yılında %75 oranına yükselmiş, termik santralar arasında ise kömür ve sıvı yakıtlı santrallar ağırlığını kaybederken doğal gaz yakıtlı santraların toplamdaki payı oldukça belirgin bir şekilde artmıştır. 5-12 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU Tablo 2. 5 Türkiye Elektrik Üretiminin Yıllar İtibariyle Gelişimi (GWh) ULUSAL ÜRETİM BRÜT TÜKETİM SAATLİK PUANT İTHALAT İHRACAT ARTIŞ ARTIŞ (GWh) ARTIŞ (GWh) (MW) (GWh) (GWh) (%) (%) (%) 30613,5 11,9 2653,0 33266,5 12,5 5509 16,4 34218,9 11,8 2142,4 36361,3 9,3 5739 4,2 39694,8 16,0 776,6 40471,4 11,3 6440 12,2 44352,9 11,7 572,1 44925,0 11,0 7412 15,1 48048,8 8,3 381,2 48430,0 7,8 7613 2,7 52043,2 8,3 558,5 52601,7 8,6 8499 11,6 57543,0 10,6 175,5 906,8 56811,7 8,0 9056 6,6 60246,3 4,7 759,4 506,4 60499,3 6,5 9903 9,4 67342,2 11,8 188,8 314,2 67216,8 11,1 10975 10,8 73807,5 9,6 212,9 588,7 73431,7 9,2 11819 7,7 78321,7 6,1 31,4 570,1 77783,0 5,9 12495 5,7 86247,4 10,1 0,0 695,9 85551,5 10,0 13876 11,1 94861,7 10,0 270,1 343,1 94788,7 10,8 15185 9,4 103295,8 8,9 2492,3 271,0 105517,1 11,3 16766 10,4 111022,4 7,5 3298,5 298,2 114022,7 8,1 17614 5,1 116439,9 4,9 2330,3 285,3 118484,9 3,9 18954 7,6 124921,6 7,3 3791,3 437,3 128275,6 8,3 19405 2,4 122724,7 -1,8 4579,4 432,8 126871,3 -1,1 19407 0,0 129399,5 5,4 3588,2 435,1 132552,6 4,5 20887 7,6 140580,5 8,6 1158,0 587,6 141150,9 6,5 21659 3,7 150698,3 7,2 463,5 1144,3 150017,5 6,3 23279 7,5 161956,2 7,5 635,9 1798,1 160794,0 7,2 25077 7,7 175893,3 8,6 573,2 2235,7 174230,8 8,4 27594 10,0 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2006 yılı değerleri geçicidir. Kaynak: Elektrik Üretim – İletim İstatistikleri 2003 TEİAŞ APK Şekil 2. 4 Türkiye Elektrik Üretiminin Yıllar İtibariyle Gelişimi JEOTER.+RÜZGAR 180000 HİDROLİK TERMİK 160000 140000 120000 GWh 100000 80000 60000 40000 20000 0 1985 1990 1995 2000 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 2001 2002 2003 2004 2005 2006 5-13 Tablo 2. 6 Türkiye Elektrik Üretiminin Yakıt Cinslerine Göre Yıllar İtibariyle Gelişimi (GWh) KÖMÜR 1985 1990 1995 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 SIVI YAKIT DOĞAL GAZ 15027,8 7082,0 20181,3 3941,7 28046,9 5772,0 38186,3 9310,8 38417,5 10366,2 32149,1 10743,8 32252,9 9196,2 34447,6 7670,3 43192,5 5482,5 46307,1 7697,5 YENİLEN. +ATIK HİDROLİK JEOTERMAL +RÜZGAR 0,0 0,0 222,3 220,2 229,9 173,7 115,9 104,0 122,4 120,6 12044,9 23147,6 35540,9 30878,5 24009,9 33683,8 35329,5 46083,7 39560,5 44157,7 6,0 80,1 86,0 108,9 152,0 152,6 150,0 150,9 153,4 223,5 58,2 10192,3 16579,3 46216,9 49549,2 52496,5 63536,0 62241,8 73444,9 77386,9 TOPLAM 34218,9 57543,0 86247,4 124921,6 122724,7 129399,5 140580,5 150698,3 161956,2 175893,3 2006 yılı değerleri geçicidir. Kaynak: Elektrik Üretim – İletim İstatistikleri 2005 TEİAŞ APK Şekil 2. 5 Türkiye Elektrik Üretiminin Yakıt Cinslerine Göre Yıllar İtibariyle 80000 70000 60000 GWh 50000 40000 30000 20000 10000 0 1985 1990 KÖMÜR 5-14 1995 SIVI YAKIT 2000 DOĞAL GAZ 2001 2002 YENİLEN.+ATIK 2003 HİDROLİK 2004 2005 2006 JEOTERMAL+RÜZGAR ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU Tablo 2.7 2006 Yılı Türkiye Kurulu Güç ve Üretiminin Üretici Kuruluşlara Dağılımı (GWh) ÜRETİM KURULU GÜÇ EÜAŞ EÜAŞ'a BAĞLI ORTAKLIKLAR İHD MOBİL OTOPRODÜKTÖR Yİ YİD SERBEST ÜRETİM ŞİRKETLERİ TOPLAM (GWh) 71077,1 13447,7 4060,5 531,1 16586,1 42667,0 14769,5 12754,3 175893,3 (%) 40,4 7,6 2,3 0,3 9,4 24,3 8,4 7,3 100,0 (MW) 19881,9 3834,0 650,1 725 3750,1 6101,8 2449 3170,6 40562,5 (%) 49,0 9,5 1,6 1,8 9,2 15,0 6,0 7,8 100,0 KAMU* ÖZEL TOPLAM 85055,9 90837,4 175893,3 48,4 51,6 100,0 24440,9 16121,6 40562,5 60,3 39,7 100,0 *Mobil dahil Şekil 2. 6 2006 Yılı Türkiye Kurulu Güç ve Üretiminin Üretici Kuruluşlara Dağılımı (GWh) KURULU GÜÇ EÜAŞ'a BAĞLI ORTAKLIKLAR 9,5% İHD 1,6% MOBİL 1,8% ÜRETİM EÜAŞ'a BAĞLI ORTAKLIKLAR 7,6% OTOPRODÜKTÖR 9,2% İHD 2,3% MOBİL 0,3% OTOPRODÜKTÖR 9,4% Yİ 15,0% Yİ 24,3% YİD 6,0% EÜAŞ 49,0% SERBEST ÜRETİM ŞİRKETLERİ 7,8% EÜAŞ 40,4% SERBEST ÜRETİM ŞİRKETLERİ 7,3% YİD 8,4% 1985 yılından bu yana elektrik sektöründe üretici kuruluşların paylarında da önemli bir değişiklik olduğu Tablo 2.8’de ve kuruluşların 2006 yılı toplam elektrik üretimi içindeki payları Tablo 2.9’da gösterilmektedir. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-15 Tablo 2. 8 Türkiye Brüt Elektrik Enerjisi Üretiminin Üretici Kuruluşlara Dağılımı EÜAŞ 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 26686 30249 35470 39679 43014 47454 52854 55461 61533 67100 71943 71544 69124 72487 78581 74402 73942 67469 60075 54760 63893 68161 71077 EÜAŞ ÜRETİM AYRICALIKLI MOBİL OTOP. BAĞLI ŞİRKETİ ŞİRKETLER ORTAKLIK 6651 16291 18432 17494 17911 19292 18894 17257 8337 4124 5301 13448 1691 1592 1454 1592 1858 1317 1305 1370 2015 2467 1686 2301 2908 2214 2299 2169 1903 1346 4507 2021 0 0 0 2233 2378 2771 3082 3177 3267 3361 3369 3727 4172 4619 5625 6071 7754 10131 12529 15962 17914 20447 23127 23758 17087 16586 3 0 0 0 0 5 23 47 67 69 74 126 469 2409 2517 9224 12039 13279 19700 45461 53700 66409 70191 205 644 1117 3209 2558 1288 878 531 İHD 1141 2707 4205 4317 3935 4121 4061 TOPLAM 30614 34219 39695 44353 48049 52043 57543 60246 67342 73808 78322 86247 94862 103296 111022 116440 124922 122725 129400 140581 150698 161956 175893 Ayrıcalıklı Şirketler 2004 yılından itibaren EÜAŞ'a devredilmiştir. YİD, Yİ ve Serbest Üretim Şirketleri birlikte toplanmıştır. 2006 yılı değerleri geçicidir. Kaynak: Elektrik Üretim – İletim İstatistikleri 2005 TEİAŞ APK 5-16 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU Tablo 2. 9 Türkiye Brüt Elektrik Enerjisi Üretiminde Üretici Kuruluşlara Payları EÜAŞ 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 EÜAŞ AYRICALIKLI ÜRETİM BAĞLI OTOP. MOBİL ŞİRKETLER ŞİRKETİ ORTAKLIK 87,2 88,4 89,4 89,5 89,5 91,2 91,9 92,1 91,4 90,9 91,9 83,0 72,9 70,2 70,8 63,9 59,2 55,0 46,4 39,0 42,4 42,1 40,4 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 7,7 17,2 17,8 15,8 15,4 15,4 15,4 13,3 5,9 2,7 3,3 7,6 5,5 4,7 3,7 3,6 3,9 2,5 2,3 2,3 3,0 3,3 2,2 2,7 3,1 2,1 2,1 1,9 1,5 1,1 3,5 1,4 0,0 0,0 0,0 7,3 6,9 7,0 6,9 6,6 6,3 5,8 5,6 5,5 5,7 5,9 6,5 6,4 7,5 9,1 10,8 12,8 14,6 15,8 16,5 15,8 10,6 9,4 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,5 2,3 2,3 7,9 9,6 10,8 15,2 32,3 35,6 41,0 39,9 İHD 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,2 0,5 0,9 2,5 1,8 0,9 0,5 0,3 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,9 2,2 3,2 3,1 2,6 2,5 2,3 TOPLAM 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 Yıllık toplam elektrik üretimi içinde üretici kuruluşların payına bakılacak olduğunda Tablo 2.8, Tablo 2.9 ve Şekil 2.7, özel sektörün elektrik üretiminde yer almaya başlaması ile 1984 yılında %87 olan kamu santrallarının payı 2006 yılı sonunda % 40 olmuştur. Burada serbest piyasa ile ilgili olarak üzerinde dikkatle düşünülmesi gereken husus talebin karşılanmasında %55 payı olan özel sektör üretiminin rekabete açık olmayıp al ya da öde prensibi ile sözleşmelere bağlanmış veya otoprodüktörler gibi tüketicisi belli olan, diğer bir deyişle zorunlu olarak üretilmesi gereken üretim olmasıdır. Şekil 2. 7 Yıllık Toplam Elektrik Üretimi içinde Üretici Kuruluşların Payları 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 1984 EÜAŞ 1990 1995 EÜAŞ BAĞLI ORTAKLIK 2000 2001 2002 AYRICALIKLI ŞİRKETLER ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 2003 OTOP. 2004 ÜRETİM ŞİRKETİ 2005 MOBİL 2006 İHD 5-17 2. 3. Sistem Puantı ve Tertiplenmiş Yük Eğrisi Tablo 2.10’dan görüleceği üzere Enterkonnekte sistemin saatlik puantı yılda ortalama %8 artışla 1984 yılında 5509 MW seviyesinden 2006 yılında 27579 MW’a çıkmıştır. Enerji talebi ise aynı dönemde ortalama yılda %8,1 oranında artarak 33.3 milyar kWh’den 174,2 milyar kWh’e ulaşmıştır. Ülkemizde 1994 ve 2001 yıllarında yaşanan ekonomik krizler ve 1999 yılındaki deprem felaketi elektrik tüketimini olumsuz etkilemiştir. Örneğin 1995-1998 döneminde yıllık %8 ve üzerinde seyreden tüketim artışı 1999 yılında %4 seviyesine düşmüş, 2001 yılında ise ülkemizde ilk defa elektrik tüketiminde bir önceki yıla göre düşüş olmuştur. 2006 yılında 171,5 milyar kWh olması beklenen tüketim 174,2 milyar kWh olarak gerçekleşmiştir. Tablo 2. 10 Türkiye Brüt Elektrik Enerjisi Üretimi – İthalat – İhracat – Tüketimi ve Saatlik Puantının Yıllar İtibariyle Gelişimi 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 ULUSAL ÜRETİM BRÜT TÜKETİM SAATLİK PUANT İTHALAT İHRACAT ARTIŞ (GWh) ARTIŞ ARTIŞ (GWh) (GWh) (GWh) (MW) (%) (%) (%) 30613,5 11,9 2653,0 33266,5 12,5 5509 16,4 34218,9 11,8 2142,4 36361,3 9,3 5739 4,2 39694,8 16,0 776,6 40471,4 11,3 6440 12,2 44352,9 11,7 572,1 44925,0 11,0 7412 15,1 48048,8 8,3 381,2 48430,0 7,8 7613 2,7 52043,2 8,3 558,5 52601,7 8,6 8499 11,6 57543,0 10,6 175,5 906,8 56811,7 8,0 9056 6,6 60246,3 4,7 759,4 506,4 60499,3 6,5 9903 9,4 67342,2 11,8 188,8 314,2 67216,8 11,1 10975 10,8 73807,5 9,6 212,9 588,7 73431,7 9,2 11819 7,7 78321,7 6,1 31,4 570,1 77783,0 5,9 12495 5,7 86247,4 10,1 0,0 695,9 85551,5 10,0 13876 11,1 94861,7 10,0 270,1 343,1 94788,7 10,8 15185 9,4 103295,8 8,9 2492,3 271,0 105517,1 11,3 16766 10,4 111022,4 7,5 3298,5 298,2 114022,7 8,1 17614 5,1 116439,9 4,9 2330,3 285,3 118484,9 3,9 18954 7,6 124921,6 7,3 3791,3 437,3 128275,6 8,3 19405 2,4 122724,7 -1,8 4579,4 432,8 126871,3 -1,1 19407 0,0 129399,5 5,4 3588,2 435,1 132552,6 4,5 20887 7,6 140580,5 8,6 1158,0 587,6 141150,9 6,5 21659 3,7 150698,3 7,2 463,5 1144,3 150017,5 6,3 23279 7,5 161956,2 7,5 635,9 1798,1 160794,0 7,2 25077 7,7 175893,0 8,6 573,0 2236,0 174230,0 8,4 27579 10,0 (*) 2006 yılı rakamları geçici rakamlardır. Kaynak: Elektrik Üretim – İletim İstatistikleri 2005 TEİAŞ APK 2005 yılında elektrik enerjisi tüketiminin maksimum olduğu 23 Aralık günü 503,2 milyon kWh olan günlük tüketim öncelikle kömür, doğal gaz ve hidroelektrik santralların üretimleri ile karşılanmıştır. Şekil 2.8’de bu özel günün yük (tüketim) eğrisi ve tüketimin nasıl karşılandığı gösterilmektedir. Her bir yük seviyesinin yılda kaç saat süre ile gerçekleştiği tertiplenmiş yıllık yük eğrisinde görülmektedir. 2005 yılı tertiplenmiş yük eğrisi Şekil 2.9’da verilmektedir. Bu yılda ani puant talep 25174 MW, minimum yük 10120 MW olarak gerçekleşmiştir. Başka 5-18 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU bir ifade ile yılın tamamında yani 8760 saat boyunca en az 10120 MW’lık yük sürekli sistemden çekilmiştir. Bir saatten bile çok kısa bir sürede de sistemden 25174 MW’lık maksimum güç çekilmiştir. 2005 yılında minimum yük puant talebin %40’ına karşılık gelmektedir. Şekil 2. 8 En yüksek tüketim gününde kaynakların kullanımı MW ENTERKONNEKTE SİSTEMDE ELEKTRİK ENERJİSİ TÜKETİMİNİN MAKSİMUM OLDUĞU GÜNDE SANTRALLARIN TİPLERİNE GÖRE ÇALIŞMA DURUMLARI 27000 26000 25000 24000 23000 22000 21000 20000 19000 18000 17000 16000 15000 14000 13000 12000 11000 10000 9000 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 DIŞ SATIM DIŞ ALIM HİDROLİK DOĞALGAZ SIVI YAKIT TOPLAMI İTHAL KÖMÜR TAŞKÖMÜRÜ LİNYİT 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Tüketimin Maksimum olduğu gün : 23 Aralık 2005 Maksimum Tüketim : 502.306 MWh 11 12 13 14 15 16 17 Saatlik Puant : 24.921,0 MWh Ani Puant : 25.172,2 MW 18 19 20 Saat Saat 21 22 23 24 :18,00 :17,10 Kaynak:TEİAŞ Web sayfası Şekil 2. 9 2005 yılı Tertiplenmiş Yük Eğrisi MW 2005 YILI TERTİPLENMİŞ YÜK EĞRİSİ 27000 26000 25000 24000 23000 22000 21000 20000 19000 18000 17000 16000 15000 14000 13000 12000 11000 10000 9000 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 1 SAAT 8760 Kaynak:TEİAŞ web sayfası ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-19 En düşük yük değerinin altında olan yük seviyesi Baz Yük Seviyesi olarak adlandırılmakta olup bu seviyedeki elektrik tüketimi kesintisiz ve sabit olmaktadır. Dolayısıyla baz yük seviyesinde, üretim seviyesi çok çabuk değiştirilemeyen termik santrallar ile kanal tipi hidroelektrik santrallar çalıştırılmalıdır. Yük eğrisinde, minimum (baz) yük seviyesinin üstünde kalan kısımda tüketim sürekli olarak ve kısa zaman aralıkları ile değişmektedir. Bu nedenle bu kısımda, ani yük değişimlerine çok çabuk uyum sağlama özelliği olan barajlı hidroelektrik santrallar, doğal gaz santralları ile sıvı yakıtlı santrallar çalıştırılabilir. 2. 4. İletim Sistemi ve Gelişimi İletim Sistemi, üretim tesislerinden itibaren dağıtım sistemine kadar olan ve Yüksek Gerilim (YG) ve Çok Yüksek Gerilim (ÇYG) seviyesinde elektrik enerjisinin iletiminin gerçekleştirildiği tesislerdir. İletim tesislerinin bileşenleri; - İletim hatları ve kabloları, İletim Trafo ve Anahtarlama Merkezleri (indirici trafo merkezleri ve transformatör bulunmayan şalt sistemleri) olarak tanımlanır. 380 kV’luk Çok Yüksek Gerilim (ÇYG) ve 154 kV’luk Yüksek Gerilim Hatları, 380/154 kV’luk oto-trafolar ve 154/OG indirici trafolardan oluşan Türkiye İletim Sistemi teknik ve ekonomik açıdan avantajları nedeniyle yeterli miktarda seri kompansatörlerle donatılmıştır. İletim Sistemi gerilim seviyesi 380 kV ve 154 kV ile standartlaştırılmıştır. Geçmişte tesis edilip kullanıma sunulmuş olan 66 kV seviyesi belli bir program dahilinde kaldırılıp 33 kV seviyesine dönüştürülmektedir. Gürcistan ve Ermenistan ile olan enterkonneksiyon hattı bu ülkelerdeki gerilim seviyesine uygun olarak 220 kV tesis edilmiştir. Üretilen elektrik enerjisinin tüketim noktalarına kadar en düşük maliyetle ve en uygun teknoloji ile taşınmasını sağlayan ulusal enterkonnekte iletim sistemi gelişimi ile ilgili bilgiler Tablo 2.11 ve Tablo 2.12’de verilmektedir. Türkiye ulusal iletim sistemi 380 kV, 220 kV, 154 kV ve 66 kV iletim hatları ve trafo merkezlerinden oluşmuştur. İletimde bir üst gerilim seviyesine (560 kV-720 kV) geçilmesine gerek olup olmadığı bir çok defa etüd edilmiş ancak 380 kV seviyesinin ülkemiz için en uygun olduğuna karar verilmiştir. Bunun sebepleri şunlardır: • • • • Türkiye iletim sistemi gelişmiş ve iyi enterkonnekte olmuştur Üretimler sistemin birçok noktasına dağılmıştır, bu nedenle iki uzak nokta arasında çok büyük yükler taşınması gerekmemektedir Senkron paralel çalışmayı hedeflediğimiz UCTE sisteminde de en yüksek gerilim 400 kV’tur 380 kV üretim, bakım-onarım teknolojisi ve insan gücü oluşmuştur. Bir üst gerilim seviyesine geçmek yeniden dış kaynaklı yatırım ve insan gücü getirecektir ki bu da maliyetleri artıracak bir husustur. Artan enerji talebimiz göz önünde bulundurularak, önümüzdeki dönemde iletim sistemimizin daha üst gerilim seviyesine çıkarılması için gerekli hazırlıkların başlatılması önem taşımaktadır. 5-20 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU Türkiye üretim ve iletim sistemi, bir Ulusal Kontrol Merkezi (Gölbaşı) ile 8 adet Bölgesel Kontrol Merkezinden (İstanbul-ikitelli, Ankara-Gölbaşı, İzmir, Adapazarı, SamsunÇarşamba, Elazığ-Keban, Erzurum ve Adana) gözlenip yönetilmektedir. Güç sistemi işletmesi, sistemin 380 kV trafo merkezlerini ve 50 MW’ın üzerindeki tüm santralları kapsayan sınırlı bir SCADA ve Enerji İşletim Sistemi Programı (EMS) ile yapılmaktadır. Serbest piyasa uygulamasında TEİAŞ’ın üstlendiği görevler nedeniyle daha da büyük önem kazanan SCADA-EMS sistemi revizyon çalışmaları tamamlanmak üzeredir. Sistem işletmecisi (yük dağıtım operatörü) bu sistem sayesinde daha kaliteli bir işletme için gerekli olan her tür sistem çalışmasını, günlük işletme programlarını ve yük frekans kontrolünü yapabilecektir. Tablo 2. 11 Türkiye Trafo Adet ve Güçlerinin Primer Gerilimlerine Göre Dağılımı YILLAR 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 380 kV ADET 106 108 111 116 121 132 151 GÜÇ (MVA) 18160,0 18410,0 18910,0 20110,0 21290,0 24240,0 28015,0 154 kV ADET 821 844 882 893 905 899 923 GÜÇ (MVA) 39053,9 42289,1 45446,9 46240,4 46917,4 46979,0 49385,0 66 kV ve aşağı ADET 138 138 62 63 63 57 56 GÜÇ (MVA) 1315,4 1315,4 776,6 734,3 734,3 678,0 662,0 TOPLAM ADET 1065 1090 1055 1072 1089 1088 1130 GÜÇ (MVA) 58529,3 62014,5 65133,5 67084,7 68941,7 71897,0 78062,0 1- 220 kV'luk trafo adet ve güçleri, 154 kV'luk trafolara dahil edilmiştir. 2- 66 kV'luk trafo merkezleri sistem gereği 33 kV'a dönüştüğü için azalma olmuştur. 2006 yılı değerleri geçicidir. Kaynak: TEİAŞ APK Tablo 2. 12 Türkiye Enerji Nakil Hat Uzunlukları (km) YILLAR 380 kV 220 kV 154 kV 66 kV TOPLAM 12957,3 84,6 29443,7 682,3 2000 43167,9 13166,6 84,6 29731,8 670,7 2001 43653,7 13625,5 84,6 30163,2 670,7 2002 44544,0 13958,1 84,6 30961,7 718,9 2003 45723,2 13970,4 84,6 31005,7 718,9 2004 45779,6 13976,9 84,6 31030,0 718,9 2005 45810,4 14307,3 84,6 31163,4 477,4 2006 46032,7 66 kV'luk ENH'ları sistem gereği 33 kV'a dönüştüğü için azalma olmuştur. 2006 yılı değerleri geçicidir. Kaynak: TEİAŞ APK İletim Sistemi elektrik sisteminin ana omurgasını oluşturur. İletim tesisleri yatırımları pahalı ve yapımı uzun süre alan, işletilmesi ülke ekonomisine etkileri açısından büyük önem taşıyan sistemler olup planlama ve yatırımlarının sağlıklı olabilmesi için bölgesel gelişim hedeflerinin belirlenmesi bunun için de yük tahminlerinin ve üretim planlarının sağlıklı yapılması zorunludur. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-21 2. 5. Dağıtım Sistemi ve Gelişimi Son 20 yıldaki elektrik enerjisi net tüketiminin tüketici gruplarına dağılımı Tablo 2.13’de verilmektedir. Tablo 2. 13 Yıllar İtibariyle Türkiye Elektrik Enerjisi Kullanımının Tüketici Gruplarına Dağılımı (GWh) NOT: 1984 Yılından itibaren 2705 sayılı yasa ile köyler Dağıtım Müesseselerine devir olunmaya başlamış ve devredilen köylerin aboneleri tüketim koduna göre bireysel aboneliğe dönüştürülmüştür. Kaynak: Türkiye Elektrik Dağıtım ve Tüketim İstatistikleri 2005 TEDAŞ APK 2005 yılında 130,3 milyar kWh elektrik tüketimi gerçekleşmiş olup bunun 93,2 milyar kWh’i TEDAŞ tarafından dağıtıma sunulmuştur. TEDAŞ’ın dağıtıma verdiği enerji miktarı ve şebeke kaybı ile sektörel tüketim değerleri Tablo 2.14’de verilmektedir. 5-22 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU Tablo 2. 14 2005 Yılı Elektrik Enerjisi Tüketimi Kaynak:TEDAŞ APK Türkiye genelinde 2005 yılı itibariyle abone sayıları ve tüketim miktarları incelendiğinde, toplam abone sayısının 28 443 667 olduğu, abonelerin %82,51’rinin mesken, %12,75’ inin ticarethane, %0,54’ ünün resmi daire, %1,08’ inin sanayi, %1,2’ sinin tarımsal sulama ve %1,26’ sının aydınlatma ve diğer şeklinde dağıldığı görülmektedir. 2.6. Sistem Kayıpları Ülkemizin nüfus yoğunluğu ve coğrafi koşullarına en uygun yüksek dizayn standartlarına sahip olan iletim sistemindeki kayıplar, uluslararası performans düzeylerine uygun olarak %3 civarındadır. Elektrik enerjisi dağıtımındaki kayıplar konusunda “American Public Power Association” (APPA) tarafından kabul edilebilir kayıp oranları Tablo 2.15’de verilmiştir. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-23 Tablo 2. 15 APPA Kayıp Oranları SİSTEM YG/OG Dönüşümü OG Dağıtım OG / AG Dönüşüm AG Şebeke ve Bağlantı TOPLAM KAYIP %1 % 3,5 % 2,5 %2 %9 Tablo 2.16 Türkiye elektrik enerjisi üretimini, santral iç ihtiyaçlarını, iletim ve dağıtım sistemlerinin değişen elektrik kaybını kWh ve % oranları olarak göstermektedir. Bu istatistikler, 1990 yılında % 9 olan Türkiye dağıtım sistemi kaybının 2003 yılında % 15,2’ye yükselerek yakın geçmişte gittikçe daha kötüye gittiğini göstermektedir. Görünüşe göre elektrik kayıpları geçen on yılda ikiye katlanmıştır. TEDAŞ’ın 1999 yılı teknik ve teknik olmayan kayıplarının dağılımı Tablo 2.17 ve Şekil 2.10’da, teknik kayıpların dağılımı Şekil 2.11’de verilmektedir. 5-24 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 7,5 8,6 161956,2 175893,3 7021,6 6487,1 1890,7 2306,8 2815,0 2607,7 2400,0 3234,5 3311,4 3655,2 4237,3 3943,1 4539,1 4388,8 4777,3 5050,2 5523,2 5738,0 6224,0 6472,6 5672,7 5332,2 5632,6 4 4,0 6,2 6,7 7,1 5,9 5,0 6,2 5,8 6,1 6,3 5,3 5,8 5,1 5,0 4,9 5,0 4,9 5,0 5,3 4,4 3,8 3,7 168871,7 155469,1 28722,8 31912,1 36879,8 41745,2 45648,8 48808,7 54231,6 56591,1 63104,9 69864,4 73782,6 81858,6 90084,4 98245,6 105499,2 110701,9 118697,6 116252,1 123726,8 135248,3 145065,7 NET ÜRETİM 573,2 635,9 2653,0 2142,4 776,6 572,1 381,2 558,5 175,5 759,4 188,8 212,9 31,4 0 270,1 2492,3 3298,5 2330,3 3791,3 4579,4 3588,2 1158,0 463,5 İTHALAT 4115,4 3695,3 1577,4 1611,4 1344,3 1627,4 2016,6 1544,0 1787,2 1437,8 1342,9 1634,9 1800,3 2034,9 2461,7 2935,5 3337,1 2985,1 3181,8 3374,4 3440,7 3330,7 3422,8 İLETİM 2,4 2,4 5,0 4,7 3,6 3,8 4,4 3,1 3,3 2,5 2,1 2,3 2,4 2,5 2,7 2,9 3,1 2,6 2,6 2,8 2,7 2,4 2,4 % 21993,8 20348,7 2163,2 2734,5 4102,4 3992,6 4291,9 4703,2 4893,1 6123,4 7651,9 8616,7 10042,7 11733,9 13393,1 15646,4 17457,8 18559,9 20574,1 19954,3 20491,2 20722,0 19820,2 DAĞITIM 13 13,0 6,9 8,0 10,9 9,4 9,3 9,5 9,0 10,7 12,1 12,3 13,6 14,3 14,8 15,5 16,0 16,4 16,8 16,5 16,1 15,2 13,6 26109,2 24044,0 3740,6 4345,9 5446,7 5620,0 6308,5 6247,2 6680,3 7561,2 8994,8 10251,6 11843,0 13768,8 15854,8 18581,9 20794,9 21545,0 23755,9 23328,7 23931,9 24052,7 23243,0 % TOPLAM ŞEBEKE KAYBI 1)Şebekeye verilen= Net Üretim+İthalat 2) İhracat, sınırda teslim esasına göre yapıldığından, ihracat ile ilgili şebeke kaybı iletim kaybının içinde yer almaktadır. 169444,9 156105,0 31375,8 34054,5 37656,4 42317,3 46030,0 49367,2 54407,1 57350,5 63293,7 70077,3 73814,0 81858,6 90354,5 100737,9 108797,7 113032,2 122488,9 120831,5 127315,0 136406,3 145529,2 ŞEBEKEYE VERİLEN Kaynak: Elektrik Üretim – İletim İstatistikleri 2005 TEİAŞ APK 11,9 11,8 16,0 11,7 8,3 8,3 10,6 4,7 11,8 9,6 6,1 10,1 10,0 8,9 7,5 4,9 7,3 -1,8 5,4 8,6 7,2 30613,5 34218,9 39694,8 44352,9 48048,8 52043,2 57543,0 60246,3 67342,2 73807,5 78321,7 86247,4 94861,7 103295,8 111022,4 116439,9 124921,6 122724,7 129399,5 140580,5 150698,3 % İÇ İHTİYAÇ ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU YILLAR 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 ARTIŞ % BRÜT ÜRETİM Tablo 2. 16 Türkiye Elektrik Enerjisi Üretim – Tüketim ve Kayıpların Yıllar İtibariyle Gelişimi (GWh) 15,4 15,4 11,9 12,8 14,5 13,3 13,7 12,7 12,3 13,2 14,2 14,6 16,0 16,8 17,5 18,4 19,1 19,1 19,4 19,3 18,8 17,6 16,0 % 2235,7 1798,1 906,8 506,4 314,2 588,7 570,1 695,9 343,1 271,0 298,2 285,3 437,3 432,8 435,1 587,6 1144,3 İHRACAT 141100,0 130262,9 27635,2 29708,6 32209,7 36697,3 39721,5 43120,0 46820,0 49282,9 53984,7 59237,0 61400,9 67393,9 74156,6 81885,0 87704,6 91201,9 98295,7 97070,0 102948,0 111766,0 121141,9 8,3 7,5 13,0 7,5 8,4 13,9 8,2 8,6 8,6 5,3 9,5 9,7 3,7 9,8 10,0 10,4 7,1 4,0 7,8 -1,2 6,1 8,6 8,4 ARTIŞ % NET TÜKETİM Tablo 2. 17 Dağıtım Sistemi Bileşenlerindeki Kayıplar (TEDAŞ) (1999) Elektrik kaybı Girdinin yüzdesi 1.5 0.2 1.3 4.3 0.2 7.5 12.9 20.4 OG şebeke hatları OG/OG Trafolar OG/AG Trafolar AG şebeke hatları Hizmet tesisatı, Sayaçlar Teknik Kayıplar Teknik olmayan Kayıplar Toplam dağıtım Kayıpları Güç kaybı Girdinin yüzdesi 2.0 0.1 0.7 2.7 0.3 5.9 10.1 16.0 Şekil 2. 10 TEDAŞ’ın Teknik ve Teknik Olmayan Elektrik Kayıplarının Dağılımı %7.4 OG şebeke hatları %1.0 %6.4 OG/OG Traf olar OG/AG Traf olar %21.1 AG şebeke hatları %63.2 %1 Hizmet tesisatı, Sayaçlar Teknik olmayan Kayıplar Kaynak : TEDAŞ Şekil 2. 11 TEDAŞ’ın Teknik Kayıpları %3 OG şebeke hatları %20 OG/OG Traf olar %3 OG/AG Traf olar %57 %17 AG şebeke hatları Hizmet tesisatı, Sayaçlar Kaynak : TEDAŞ 5-26 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU Dağıtım sisteminin mevcut durumu Tablo 2.18’de özetlenmiştir. Tablo 2. 18 Dağıtım Trafolarının Adet ve Güçleri Kaynak : TEDAŞ Türkiye’deki dağıtım hatlarının uzunlukları toplamı 880503,1 km olup 2005 yılı itibarı ile mevcut durumu aşağıda Tablo 2.19’da verilmektedir. Tablo 2. 19 Dağıtım Hatlarının Uzunlukları (km) Kaynak : TEDAŞ 2.7. EÜAŞ Santrallarının Son Durumu Elektrik Enerjisi Sektörü Reformu ve Özelleştirme Strateji Belgesi çerçevesinde enerji piyasasının yeniden yapılandırılması ve bu kapsamda EÜAŞ mülkiyetindeki üretim tesislerinin özelleştirilmesine yönelik hazırlık çalışmaları sürmektedir. Bu kapsamda Fırat, Dicle ve Ceyhan havzasındaki 17 adet hidroelektrik santral ile yeni işletmeye alınan Muratlı HES ve Şanlıurfa HES ile tesisi bitme aşamasında bulunan Borçka HES olmak üzere toplam 7.467 MW kurulu güce sahip 20 hidroelektrik santralın EÜAŞ uhdesinde kalmasına karar verilmiştir. EÜAŞ ve Bağlı Ortaklıklarına ait santrallardan müteşekkil 27 adet HES ve 18 adet termik santral olmak üzere 45 adet santraldan 6 adet Portföy Üretim Grubu teşekkül ettirilmiştir. Dağıtım sistemine bağlı 56 adet küçük HES ve Özelleştirme programına alınan 9 santral ile mobil santrallar portföy dışında tutulmuştur. Bunların ayrı bir özelleştirme işlemine tabii tutulmaları amaçlanmıştır. Özelleştirme İdaresi Başkanlığı’na bağlı çalışmakta iken Özelleştirme Yüksek Kurulu’nun 20.06.2006 tarih ve 2006/49 sayılı kararı ile eski statülerine geri döndürülen Kemerköy Elektrik Üretim ve Ticaret A.Ş. ile Yeniköy Elektrik Üretim ve Ticaret A.Ş. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-27 (Yatağan Termik Santralı ile birlikte) tekrar EÜAŞ’ın Bağlı Ortaklığı olarak faaliyet göstermeye başlamışlardır. Özelleştirme Yüksek Kurulu’nun (ÖYK) 27.12.2006 tarih ve 2006/100 sayılı kararı ile Tercan, Kuzgun, Mercan, İkizdere, Çıldır, Beyköy ve Ataköy Hidroelektrik Santralları ile Engil Gaz Türbinleri Santralı ve Denizli Jeotermal Santralı olmak üzere toplam 9 adet santral özelleştirme kapsam ve programına alınarak Özelleştirme İdaresi Başkanlığı’na bağlanmıştır. 2006 yılı içerisinde, EÜAŞ tarafından 51 MW kurulu gücündeki Şanlıurfa Hidroelektrik Santralı için Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu’ndan Elektrik Üretim Lisansı alınmış ve EÜAŞ kurulu gücüne dahil edilmiştir. 2.8. EÜAŞ Satışları Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinin nakdi uygulaması 01 Ağustos 2006 tarihinde başlamış ve EÜAŞ bünyesindeki santrallar, Bağlı Ortaklıklar santraları ve Mobil Santrallar dahil toplam 42 adet santral Dengeleme ve 43 adet santral Uzlaştırma birimine olmak üzere Piyasa Mali Uzlaştırma Merkezine (PMUM) kayıtlı olarak faaliyet göstermektedir. Elektrik Enerjisi Sektörü Reformu ve Özelleştirme Strateji Belgesi gereği teşekkül ettirilen 6 Portföy Grubu ile 20 adet Dağıtım Şirketi arasında 21.06.2006 tarihinde 120 adet Geçiş Dönemi Sözleşmesi (GDS) imzalanmıştır. EÜAŞ ile TETAŞ Genel Müdürlüğü arasında 18.06.2003 tarihinde imzalanan Enerji Satış Anlaşması (ESA)’nın yürürlük süresi, 15.12.2005 tarih ve 594/17 sayılı EPDK Kurul Karar’ı çerçevesinde 17.02.2006 tarihli Ek Protokol-4 ile 2006 yılında 1 yıl uzatılmıştır. Ancak söz konusu Özelleştirme Strateji Belgesi kapsamında TEİAŞ ile TETAŞ Genel Müdürlüğü arasında 21.06.2006 tarihinde “Geçiş Dönemi Elektrik Enerjisi Satış Anlaşması” imzalanmıştır. EÜAŞ tarafından 2006 yılında 53.667.996 MWh TETAŞ’a, 12.965.396 MWh TEDAŞ’a ve 699.394 MWh ihraç kayıtlı olmak üzere toplam 67.332.786 MWh elektrik enerjisi satışı gerçekleştirilmiştir. EÜAŞ tarafından 2006 yılında yapılan net elektrik satış miktarları Tablo 2.20’de verilmektedir. EÜAŞ’ın net satış miktarına Bağlı Ortaklıklar dahil değildir. 5-28 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU Tablo 2. 20 EÜAŞ'ın 2006 Yılı Net Elektrik Satışı Birim :kWh NET ÜRETİM / NET GENERATION AYLARA VE SANTRAL YAKIT TİPLERİ VE TİCARİ SATIŞLARA GÖRE SINIFLANDIRMA CLASSIFICATION ACCORDING TO MONTHS AND POWER PLANTS' FUEL TYPE & COMMERCIAL SALES EÜAŞ BAĞLI ORTAKLIKLAR EUAS SUBSIDIARIES EÜAŞ + BAĞLI ORTAKLIKLAR TOPLAM EUAS + SUBSIDIARIES TOTAL NET SATIŞ / NET SALES İHRAÇ AMAÇLI ENERJİ SATIŞI TETAŞ (YURT İÇİ ELEKTRİK SATIŞI) EÜAŞ SATIŞ TOPLAMI SALE OF ELECTRICAL ENERGY TO ABROAD SALE OF ELECTRICAL ENERGY TO INNER MARKET EUAS SALES TOTAL OCAK / JANUARY 4.730.168.431 413.105.267 5.143.273.698 0 4.730.168.431 4.730.168.431 ŞUBAT / FEBRUARY 4.801.139.313 443.026.587 5.244.165.900 0 4.801.139.313 4.801.139.313 MART / MARCH 4.869.747.079 298.702.404 5.168.449.483 0 4.869.747.079 4.869.747.079 NİSAN / APRIL 4.829.108.575 316.981.003 5.146.089.578 44.364.000 4.784.744.575 4.829.108.575 MAYIS / M AY 4.970.417.286 315.170.820 5.285.588.106 54.500.000 4.915.917.286 4.970.417.286 HAZİRAN / JUNE 4.893.542.034 313.070.714 5.206.612.748 54.870.000 4.838.672.034 4.893.542.034 TEMMUZ / JULY 5.632.394.942 380.185.351 6.012.580.293 54.820.000 5.577.574.942 5.632.394.942 AĞUSTOS / AUGUST 5.663.739.607 583.926.341 6.247.665.948 55.215.000 5.608.524.607 5.663.739.607 EYLÜL / SEPTEMBER 4.732.699.325 529.445.999 5.262.145.324 60.800.000 4.671.899.325 4.732.699.325 EKİM / OCTOBER 4.706.925.960 462.367.329 5.169.293.289 80.000.000 4.626.925.960 4.706.925.960 KASIM / NOVEMBER 4.927.305.993 323.493.270 5.250.799.263 64.000.000 4.863.305.993 4.927.305.993 ARALIK / DECEMBER 5.551.528.668 369.830.674 5.921.359.342 62.000.000 5.489.528.668 5.551.528.668 60.308.717.213 4.749.305.759 65.058.022.972 530.569.000 59.778.148.213 60.308.717.213 TOPLAM / TOTAL 2.9. Sorunlar 4628 sayılı EPK ile öngörülen serbest piyasa oluşamamıştır: EPK'nın 3 Mart 2001 tarihinde resmi gazetede yayınlanıp yürürlüğe girmesinden sonra, piyasanın açılması için 18 aylık bir geçiş süresi öngörülmüştür. Gerekli hazırlıkların tamamlanmaması durumunda kullanılmak üzere 6 aylık bir uzatma opsiyonu Kanunda yer almasına karşın süre uzatılmamış ve piyasanın açılış tarihi olarak 3.9.2002 tarihi belirlenmiştir. Fakat bütün hazırlıklara rağmen aradan geçen yaklaşık 5 yıllık sürede piyasada rekabetin yaratılması sağlanamamıştır. Bazı yorumlara göre, rekabetin oluşumunun gecikmesindeki temel engel üretim kapasitesinin çoğunluğunun (%56.5) bir kamu kuruluşunun elinde olmasıdır. Diğer yandan arz tarafının büyük bölümünün al ya da öde sözleşmeleriyle bağlanmış olması ve rekabete açık alan bırakılmaması esas engelleyici faktör olarak görülmektedir. Serbest tüketici olmanın anlamlı olması için, serbest tedarikçilerin olması gerekmektedir. Türkiye'de şu anda yeterli serbest tedarikçi bulunmamaktadır. Alım garantili anlaşmalar ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-29 ve üretimini TETAŞ’a satan kamu üretim şirketi dışında sadece otoprodüktörlerin üretiminin %20’si serbest arz durumundadır. Türkiye'nin şu aşamada serbest tüketici sınırını daha aşağı indirmesinin yararı tartışılabilir. Amaç artan elektrik talebini en düşük maliyetle karşılamak ve sanayicinin bu düşük maliyetler sayesinde iç ve dış piyasalarda rekabet gücünü artırmak olmalıdır. Diğer bir önemli sorun ise dağıtım şirketlerindeki yüksek kayıplar ve düşük tahsilata bağlı olarak mali yapılarındaki bozulmalardır. Benzer şekilde, TETAŞ’ın mali yapısı da yüksek tarifeli alım garantili sözleşmeler nedeniyle bozulmaktadır. TETAŞ alım garantili sözleşmelerin tarifelerini, EÜAŞ’dan aldığı enerji ile paçallayarak ortalama tarifesini düşürmeyi hedeflemektedir. Ancak alım garantili sözleşmelerle alınması gereken enerjinin büyüklüğü, çoğu zaman özellikle de minimum yük saatlerinde EÜAŞ’ın ucuz üreten santrallarının çalıştırılmaması sonucunu getirmekte, bu durumda maliyetini düşürmek üzere paçallanacak enerji miktarı azalmakta ve TETAŞ’ın maliyetleri artmaktadır. Artan bu maliyet tüketicilere yansımaktadır. EÜAŞ santrallarının özelleştirilmesi durumunda minimum yük saatlerinde bu santralların üretimini düşürerek arz-talep dengesi oluşturmak mümkün olamayacaktır. Arz fazlası alım garantili üretimden düşülecek ve sonuçta kamu maliyetleri artacak, artan maliyetler serbest olmayan tüketicilere yansıyacaktır. Bunlara ilave olarak gerçek maliyetleri yansıtan tarifelere geçilmesi durumunda, oluşacak yüksek tarifelerin bazı müşteri gurupları tarafından karşılanamayacak olması da serbest piyasaya geçişin önündeki engellerden biri olarak görülmektedir. Arz Güvenilirliğinin Sağlanması: Üretim tesislerinin yakıt cinsi ve işletmeye giriş yılı itibarıyla yatırım kararlarının yatırımcı tarafından verildiği bir yapıda özellikle talebin önemli bir artış oranıyla gerçekleşeceğinin beklendiği bir sistemde ülke talebinin güvenilir bir yedekle karşılanması ve birincil kaynak kullanma stratejisinin takip edilmesi risklidir hatta mümkün değildir. Zira yatırımcı hızlı yapılabilen, düşük maliyetli ve en kısa sürede geri dönen yatırımları tercih edecektir. Örneğin EPDK’nın Aralık 2006 sonu itibari ile lisans verdiği 5094.4 MW’lık üretim tesislerinin 644.8 MW’ı doğal gaz, 775.5 MW’ı RES, 21.7 MW’ı linyit, 137.8 MW’ı Asfaltit, 3378.6 MW’ı HES, 60 MW’ı sıvı yakıt, 16.6 MW’ı atık, 59.4 MW’ı jeotermal birincil kaynak kullanmaktadır. Görüleceği gibi hidrolik, rüzgar ve doğal gaz santraları büyük paya sahiptir. Burada kaynak tiplerine göre kapasiteler toplam olarak verilmiştir. Hidrolik ve rüzgar kaynakları için alınmış olan lisanslar oldukça küçük kapasitedeki santralar içindir. İleriye yönelik olarak oldukça hızlı bir artış beklenen talebin güvenilir bir şekilde karşılanabilmesi için çok küçük kapasitedeki fazla sayıda santralın yapılmasının ne kadar verimli olacağı tartışılmalıdır. Bu durum ülkenin enerji politikalarını yansıtmakta mıdır? Sadece başvuruların değerlendirilerek lisansların verildiği bir yöntemde bu sorunun cevabı tabii ki hayır olacaktır. Ayrıca talebin önemli bir artış oranı ile gelişmesinin beklendiği bir piyasada lisans alan üretim tesislerinin taahhüt ettikleri tarihte gerçekleşmelerini sağlamak için yeterli önlemler alınmamış olup bu durum talebin güvenilir karşılanmasında sorun yaratabilecektir. Bu nedenle bu husus dikkate alınarak gerekli önlemler alınmalıdır. (Bkz Bölüm 6.3.3.) Diğer taraftan büyük kapasiteli yerli linyit ve hidrolik kaynak kullanan santrallarımızın serbest piyasa ortamında yapılabileceği de beklenmemektedir. Özetle ülkemizin daha önce sektörde yaratılan sorunlar nedeniyle serbest piyasaya hazır olmadığı anlaşılmaktadır. 5-30 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU Talep Tahminleri: Talep tahminlerinin ülkenin gelişim parametrelerini yansıtacak gerçekçi bir şekilde ve alternatif senaryolar şeklinde yapılması esastır. Gerçekleri yansıtmayan talep tahminleri atıl veya eksik yatırım risklerini oluşturmaktadır. Kamu Kuruluşları Arasındaki Yetki ve Sorumluluk Paylaşımı: 4628 sayılı yasa ETKB, EPDK, DPT Müsteşarlığı, Hazine Müsteşarlığı, DSİ gibi kamu kuruluşlarının serbest piyasa oluşumu içindeki yetki, görev ve sorumluluk alanlarında çakışma ve de belirsizlik mevcuttur. Bu durumda sektördeki kamu kuruluşlarının KİT statüsünde olmaları nedeniyle bütçe ve yatırım onayları DPT ve Hazine Müsteşarlığı’nca, tarife onayları EPDK’ca verilmektedir. Hâlbuki bütçe ve tarife birbirinin ayrılamaz parçalarıdır. DSİ’nin serbest piyasa modelinde üretim tesisleri kurup kuramayacağı açıkça belirtilmemiştir. ETKB’ca belirlenecek enerji politika hedeflerinin serbest piyasaya ne şekilde yansıtılacağı belli değildir. Strateji belgesi bu soruna açıklık getirmekle beraber uygulamada henüz bunu doğrular sonuçlar görülmemektedir. Lisans Uygulamaları: Lisans başvuruları Lisans Yönetmeliği’ne göre bağlantı ve sistem kullanımı açılarından incelenmek üzere EPDK’ca TEDAŞ veya TEİAŞ’a gönderilmektedir. Yönetmeliğin 38. Maddesi, dokuzuncu fıkrasında “Sisteme bağlantı ve sistem kullanımı hakkındaki olumsuz görüş gerekçelerinin Kurul tarafından uygun görülmemesi halinde, TEİAŞ veya dağıtım sistemi işletmesinden sorumlu lisans sahibi tüzel kişilerin bağlantı ve sistem kullanım anlaşmalarını imzalamakla yükümlü olduğu, aksi takdirde Kanunun 11. maddesindeki yaptırımların uygulanacağı hususu bu şirketlerin lisanslarında yer alır. Bu kapsamda tahsil edilen idari para cezaları, lisans sahibinin kamu tüzel kişisi olması halinde, genel hükümlere göre ve sorumluluğu oranında personele rücu edilir” denilmektedir. Kanun’un 11. maddesi para cezalarını öngörmektedir. Bu hükmün kamu çalışanları için değiştirilmesi gerekmektedir. Zira iletim ve dağıtım sistemlerinin durumuna göre teknik olarak uygun görüş verilemeyecek pek çok lisans başvurusu gelmektedir. İletim Şirketine gerekli sistem güçlendirmelerinin yapılabilmesi için muafiyet tanınmalıdır. Aksi halde sistemin teknik olarak uygun olmayan noktalarına kayıtsız şartsız bağlantı izni verilmesi sonucunda İletim Şirketi zamanında gideremediği iletim kısıtları nedeniyle cezaya girecek, bunun da ötesinde enerjinin kalitesi bozulacaktır. Bağlantı ve Sistem Kullanım Anlaşmaları: EPDK’ya başvuruda bulunan tüm üretim tesislerine bağlantı ile ilgili görüş bildirilmekte ve mevcut tesislerle bağlantının mümkün olmaması durumunda bu konu belirtilmekte ve bunun için gereken tesisin yatırımının gerçekleşmesi için gerekli önlemler alınmaktadır. Başvuruda bulunanın projeden daha sonra (1-2 yıl sonra olabilir) vazgeçmesi halinde bu proje için yapılması gereken yatırım atıl kalabilecek veya bu proje sisteme bağlanacak diye gerçekleşme ihtimali daha fazla olan başka bir projenin bağlantısı sağlanamamış olacaktır. Bu duruma neden olan mevzuatın en kısa zamanda düzeltilmesi gerekmektedir. İletim Şirketi, tüm sistem kullanıcıları ile Bağlantı ve Sistem kullanım anlaşmaları yapar ve gelirlerini buradan elde eder. İletim sisteminin güçlendirme yatırımları TEİAŞ’ın sorumluluğundadır. Ancak son uygulamada bağlantı yatırımlarını yapmak da iletim ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-31 şirketinin görevi haline getirilmiştir. Mevcut sisteme bağlanacak yeni kullanıcıların bağlantıları için gereken tüm yatırımlar TEİAŞ’ca yapılmakta, bağlantı varlıkları da sistem varlığı sayılmakta ve bağlantı yatırım bedelleri tarife yoluyla tüm tüketicilere yansıtılmaktadır. Bu iki yönden doğru bir uygulama değildir: - bir yatırımcının kendi kararı ile oluşan maliyetlerin tüm tüketicilere ödettirilmesi - iletim tarifesi ile bu yatırımların geri dönüşünün uzun bir zaman alması dolayısıyla iletim şirketinin mali yapısının olumsuz etkilenmesi Yan Hizmet Anlaşmaları: Öngörülen serbest piyasa modelinde, TEİAŞ sistem işletmesini yapabilmek ve elektriğin frekans ve gerilim kalitesini sağlamak üzere üretici ve tüketicilerle yan hizmet anlaşmaları yapacaktır. TEİAŞ’ın yan hizmet bedellerinden doğan giderleri tarifesine ve dolayısıyla kalitenin bedeli olarak tüm müşterilere yansıtılacaktır. Ancak TEİAŞ’ın bölgesel iletim kısıtları dikkate alınmadan lisanslandırılan ve gerekli iletim sistemi güçlendirme yatırımları tamamlanmadan servise girebilecek üretim tesisleri için söz konusu üretimleri nakledememekten kaynaklanan giderlerinin olması da söz konusudur. Bu giderler de iletim tarifeleri yoluyla tüm tüketicilere yansıtılacaktır. Bu karşılaşılmaması gereken bir durum olup verilen lisansların bu hususu dikkate alması, bir başka deyişle lisansların iletim sistemi güçlendirme yatırımları ile koordinasyonlu bir şekilde verilmesi gerekmektedir. Serbest piyasa düzeninde bu konudaki yaklaşım Şebeke Yönetmeliği’nde belirlenmiş ve yatırımcılara yol göstermesi amacı ile elektrik sisteminin tüm özelliklerinin tanımlandığı “Üretim Kapasite Projeksiyonu ve İletim Sistemi On Yıllık Gelişim Raporu” dokümanının TEİAŞ tarafından hazırlanarak kullanıma açılması ve her yıl revize edilmesi öngörülmüştür. Üretim Kapasite Projeksiyonu ve İletim Sistemi On Yıllık Gelişim Raporu: Serbest piyasa yatırımcılarına yol göstermesi amaçlanan “Üretim Kapasite Projeksiyonu ve İletim Sistemi On Yıllık Gelişim Raporu” kısmen hazırlanmıştır. Ancak Strateji Belgesi doğrultusunda talep tahmin çalışmasının revize edilmesi nedeni ile raporun üretim kısmının yeniden hazırlanması, iletim kısmının da buna uygun olarak tamamlanması gerekmektedir. Sürekli yeni üretim lisansları verildiği göz önünde bulundurulduğunda bu çalışmalar acilen yapılmalıdır. Dengeleme ve Uzlaştırma Sistemi Altyapısı: Türkiye elektrik sektörü piyasa yapısı oluşturulurken ikili anlaşmalar pazarı olarak bilinen model kabul edilmiştir. Bu modelde esas olan tüketici ile tedarikçi arasında ikili anlaşmalar oluşturularak ihtiyaç duyulan elektrik enerjisinin tedarikçiden bu anlaşma çerçevesinde temin edilmesidir. Ancak gerçek zamanda sistemin dengede kalabilmesi ancak yapılan ikili anlaşmadaki elektrik miktarlarının aynı olması, diğer bir deyişle talep ile arzın aynı anda buluşması ile mümkün olabilecektir. Gerçek zamanda talepte veya arzda bir sapma olması durumunda sistemde bir dengesizlik oluşacaktır. Ortaya çıkabilecek bu dengesizliğin gerçek zamanda ve anında düzeltilebilmesi için ikili anlaşmalar piyasasına ek olarak bir dengeleme mekanizması oluşturulması öngörülmüştür. İdeal bir elektrik piyasasında elektrik miktarının mümkün olduğunca taraflar arasında ikili anlaşmalar ile bağıtlanması, ancak gerçek zamanlı işletme esnasında elektrik sisteminin dengede tutulabilmesi için küçük bir miktarın Dengeleme Piyasasında işlem görmesi esas olarak kabul edilmektedir. Gün içinde bazı saatlerde üretim tesislerinin bir gün önceden yaptıkları programa göre daha fazla yük almaları gerekebileceği gibi bazı saatlerde yük azaltmaları gerekebilecektir. Dengeleme 5-32 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU pazarının ideale yakın olarak ve sorunsuz işleyebilmesi için arz kapasitesinin tüm zamanlar için talepten daha fazla olması gerekir, ancak bu durumda dengeleme pazarının asıl amacı olan gerçek zamanlı dengesizliğin önüne geçilmesi gerçekleştirilebilir. Talebin arz kapasitesinden daha fazla olması durumunda ise dengeleme piyasasında üreticilerin gerçek zamanlı işletmede gün içinde sürekli olarak bir gün öncesi programlanan değerlerinden daha fazla yük almaları sonucunu getirecektir. Böylece bu pazarın tek taraflı olarak sadece üreticilere para kazandıracağı bir fırsat ortaya çıkabilecek, hatta bir tarafın sürekli yük miktarını artırma fırsatını bulması bazı istenmeyen işbirliklerine de neden olabilecektir. 4628 sayılı yasanın 1. maddesinde elektrik enerjisinin sürekli, kaliteli ve ucuz olması hükmü kesin ifadeler ile hüküm altına alınmakta, bu amaç ilgili yönetmelikte de belirtilmektedir. Bu nedenle Dengeleme Piyasasında işlem gören elektrik miktarının fiyatları düşürecek en azından artırmayacak şekilde uygulamanın yapılması yolları aranmalı, bu konuda gereken denetimler sağlıklı olarak gerçekleştirilmelidir. Uzlaştırma Mekanizması, talep ile sunulan üretim miktarının gerçek zamanlı olarak dengelenmesi ile ortaya çıkabilecek dengesizlik üzerinden hesaplanan tutara göre tarafların alacak veya vereceklerinin hesap edilerek 1 aylık olarak taraflar arasında gerekebilecek karşılıklı ödemelerin gerçekleştirilmesidir. Her bir piyasa katılımcısının sürekli olarak izlenmesini gerektiren ölçü ve kayıt sistemleri oluşturulmadan önce yapılacak uygulamalarda yeterli hassasiyete ulaşılması güç olduğundan uzlaşmada sorunlar yaşanabilecektir. Şeffaflık: Elektrik Piyasası Kanunu şeffaf bir elektrik piyasası oluşturulmasını amaçlamaktadır. Ancak bunun için gerekli olan bilgileri içerecek söz konusu doküman hazır olmadığı gibi ilgili Kamu kuruluşlarının dokümanlarında da güncelleştirilmiş veriler bulunamamaktadır. 3- ELEKTRİK ENERJİSİ TALEP TAHMİNLERİ Bu bölümde elektrik enerjisi talep tahmin çalışmalarında elektrik piyasası yasası öncesinde kullanılan model, modelin girdileri ve sonuçları, trafo merkezleri bazında yapılan talep tahmin çalışmaları, 4628 sayılı yasa ve ilgili yönetmelikler çerçevesinde kuruluşların talep tahmini çalışmaları ile ilgili yükümlülükleri, elektrik sistemi kullanıcılarının işletme ve planlama çalışmaları için TEİAŞ’a bu konuda vermesi gerekli veri setleri özetlenmektedir. 3.1- Elektrik Piyasası Yasası Öncesi Türkiye’de Talep Tahmin Yöntem ve Uygulamaları Uzun dönemli genel enerji talebi ve bu talep içerisinde elektrik enerjisi talebini ortaya koyan MAED (Model for Analysis of Energy Demand) modeli, Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı’nca 1984 yılından beri genel enerji talep tahmini çalışmalarında kullanılmaktadır. Hesaplanan elektrik enerjisi talebi (tüketim noktasındaki) brüt talep olup, iletim ve dağıtım hatlarındaki kayıplar, santral iç ihtiyaçları dahildir. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-33 MAED modeli, ülkenin ekonomik, sosyal ve teknik yapısını detaylı olarak inceleyerek, benimsenen politika ve kararlar ışığında orta ve uzun dönem enerji taleplerini ortaya koymaktadır. MAED modeli üç modülden oluşmakta olup, ETKB tarafından birinci modül (enerji talebi hesaplamaları modülü) kullanılarak ülkenin nihai enerji tüketimi incelenmekte; nihai talebi etkileyen sosyal, ekonomik ve teknik faktörler belirlenmekte, enerji tüketimi ve bunu etkileyen faktörler arasındaki fonksiyonel bağlantı ortaya konulmakta; sosyo-ekonomik ve teknik gelişme senaryoları belirlenerek bunlara tekabül eden enerji tüketimleri hesaplanarak değerlendirilmektedir. Bunun için; • Ekonomik gelişme, • Nüfus artışı, • Hayat kalitesi gelişimi • Teknik ilerleme ve • Değişik enerji tiplerinin ve özellikle de elektriğin nihai talebin karşılanmasındaki payı gibi sosyo-ekonomik ve teknik senaryolar ayrıntılı olarak incelenmektedir. Model, sektörel olarak; • Tarım, • Sanayi, • Ulaştırma, • Ev ve hizmetler sektörü itibariyle ve kaynaklar olarak da; • Fosil kaynaklar, • Elektrik, • Motor yakıtlar ile • Güneş, merkezi ısıtma sistemleri gibi fosil kaynaklara alternatif kaynaklar bazında enerji talebini hesaplamaktadır. Modelde, başka bir enerji kaynağı tarafından karşılanması mümkün olamayan (arabalar için yakıt ya da elektrikli ev aletleri için elektrik v.b.) enerji gereksinimi doğrudan nihai enerji cinsinden hesaplanmakta ancak nihai tüketicilerin bunun dışında kalan enerji talepleri ise "faydalı enerji" bazında belirlenmektedir. Diğer bir deyişle talep, arz edilen enerjiden çok, yapılan hizmet bazında hesaplanarak, kaynakların ikame hesaplamaları mümkün kılınmaktadır. Değişik enerji kaynaklarının genel enerji talebinin karşılanmasındaki payları ile ilgili olarak belirlenen teknik senaryo baz alınarak; nihai enerji talebinin kaynak bazında dağılımı yapılmakta ve elektrik enerjisi talebi hesaplanmaktadır. MAED modelinin diğer iki modülü (saatlik elektrik güç talebi ve yük eğrisi hesapları) modülleri kullanılarak tüketici sektörleri bazında saatlik yük bilgilerinden hareketle puant güç talepleri TEİAŞ Genel Müdürlüğü tarafından hesaplanmaktadır. 1985 yılından itibaren gerçekleşen elektrik enerjisi tüketimi ve yapılan tahminlerin karşılaştırılması Tablo 3.1’de gayri-safi yurt içi hasıla ile elektrik tüketiminin 1971-2006 döneminde gerçekleşen büyüme hızları Tablo 3.2 ve Şekil 3.1’de verilmektedir. Enerji 5-34 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU talebi ile ekonomik kalkınmanın genellikle bir etkileşim içerisinde olduğu görülmektedir. Bu nedenle yapılan tahminleri kalkınma hızındaki gerçekleşme oranları göz ardı ederek incelemek yanıltıcı olabilir. Tahminlerin gerçekleşme oranları, ilk olarak kalkınma hızının gerçekleşme oranı ile yakın ilişkilidir. Hedeflenen kalkınma hızına karşı ekonomide bir daralma olması talep tahminlerinin yüksek kalmasına ve bir dönemi kapsayan seriyi etkilemesine neden olmaktadır. 1994, 2000, 2001 yıllarındaki ekonomik krizler ve 1999’daki deprem gibi ülkemiz şartlarını olumsuz etkileyen faktörlerin yaşandığı yıllara ait göstergeler dikkate alınmadığında elektrik tüketim artış hızının kalkınma hızına oranını gösteren esneklik katsayısı 3 1.5-2 arasında değişmektedir. Talep tahmin çalışmaları yapılan 2004 – 2030 dönemi için esneklik ilk yıllarda 1.6, dönem sonunda 0.9 olarak alınmıştır. 3 Esneklik katsayısı = Elektrik Tüketim Artış Hızı/ GSYİH ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-35 5-36 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Gerçekleşen Kalkınma Elektrik Tüketimi 1985 Hızı (%) 4,2 36,4 35,9 7 40,5 40,5 9,5 44,9 45,2 2,1 48,4 50,5 0,3 52,6 56,4 9,3 56,8 62 0,9 60,5 68 6 67,2 74,6 8 73,4 81,8 -5,4 77,8 89,6 7,3 85,5 98,3 7 94,8 106,9 7,5 105,5 116,3 3,1 114,0 126,5 -4,7 118,5 137,5 7,4 128,3 149,6 -7,5 126,9 7,8 132,3 5,8 141,6 8,9 150,0 7,4 160,8 3,4 174,2 51,6 57,9 65,0 71,7 79,0 87,2 96,1 105,9 115,6 126,7 138,9 152,2 166,8 176,6 188,9 202,1 216,2 231,3 247,4 1987 57,9 64,9 71,9 79,2 87,3 96,1 105,9 115,7 126,8 138,9 152,3 166,8 177,0 189,3 202,5 216,5 231,5 247,6 1988/1 55,5 61,8 68,2 75,3 83,1 91,8 101,2 110,6 120,6 131,6 143,5 156,5 165,3 178,1 191,9 206,7 222,7 239,9 1988/2 93,0 100,8 109,3 118,5 128,4 139,3 150,8 163,2 176,7 191,3 207,1 224,2 87,2 94,6 102,5 111,1 120,3 130,4 140,9 151,7 163,4 176,0 189,6 203,7 115,1 123,7 134,3 146,2 158,0 170,8 184,6 199,6 215,2 120,8 130,5 146,2 158,0 170,8 184,6 199,6 215,2 114,0 121,0 129,5 141,3 154,1 168,0 183,3 199,9 216,7 128,3 139,7 152,0 165,3 179,7 195,5 211,0 126,8 137,2 148,5 160,7 173,9 188,2 203,2 2000/1 2003 2004 133,4 146,2 160,3 153,5 175,7 168,3 159,7 190,7 185,6 176,4 2002 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 114,0 117,3 127,2 138,8 151,4 165,2 180,2 196,6 213,2 Tahminler (Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı) rev. 1990 1994 1996 1997 1999/1 1999/2 2000 Tablo 3. 1 Elektrik Enerjisi Tüketimi ve Yapılan Tahminler (Bin Gwh) Tablo 3. 2 Gayri-Safi Yurt İçi Hasıla ve Elektrik Tüketiminin Artış Hızları GSYİH (%) 1971 1972 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 5,6 7,4 3,3 5,6 7,2 10,5 3,4 1,5 -0,6 -2,4 4,9 3,6 5,0 6,7 4,2 7,0 9,5 2,1 Elektrik Tüketimi Esneklik Artış Hızı (%) 13,4 2,4 14,9 2,0 10,5 3,2 8,5 1,5 16,6 2,3 18,4 1,8 13,1 3,9 6,1 4,1 5,5 -8,7 4,5 -1,8 6,8 1,4 7,7 2,2 4,4 0,9 12,5 1,9 9,3 2,2 11,3 1,6 11,0 1,2 7,8 3,7 GSYİH (%) 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 0,3 9,3 0,9 6,0 8,0 -5,5 7,2 7,0 7,5 3,1 -4,7 7,4 -7,5 7,8 5,8 8,9 7,4 3,4 Elektrik Tüketimi Esneklik Artış Hızı (%) 8,7 34,2 8,0 0,9 6,5 7,0 11,1 1,9 9,2 1,1 6,0 -1,1 9,9 1,4 10,9 1,5 11,3 1,5 8,1 2,6 3,9 -0,8 8,3 1,1 -1,1 0,1 4,3 0,6 7,0 1,2 5,9 0,7 7,2 1,0 8,3 2,5 Şekil 3. 1 GSYİH ve Elektrik Talebi Büyüme Hızları 20 15 10 5 2005 2003 2001 1999 1997 1995 1993 1991 1989 1987 1985 1983 1981 1979 1977 1975 1973 1971 0 -5 GSYİH ELEKTRİK Polinom (GSYİH) Polinom (ELEKTRİK) -10 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-37 Geçmiş yıllardan itibaren GSYIH ile elektrik talebi büyüme hızlarının gelişimi incelendiğinde 1974 – 1984 yıllarında her ikisi de paralel olarak en yüksek ortalama artış oranına ulaşmış, ondan sonraki onar yıllık periyodlarda ise her ikisinin gelişimindeki paralellik devam etmiş ancak ortalama artış oranlarının giderek düşmüş olduğu gözlenmektedir. Genellikle, elektrik tüketimindeki gelişme ekonomik gelişmeye bir paralellik göstermektedir. Son yıllarda elektrik tüketimi ile GSYİH gelişmesi arasındaki ilişkinin esnekliğinin azaldığı görülmektedir. Bu durumda bundan sonraki dönemlerde her ikisinin de paralel olarak artacağı ancak artış hızının önceki artışlarından daha yüksek olamayacağı söylenebilir. Bu durumu, AB’ye giriş süreciyle ilişkilendirdiğimizde de, AB’ye yeni giren ülkelerin durumlarıyla karşılaştırdığımızda da yukarıdaki benzer sonucun ilerideki dönemlerde gerçekleşebileceği görülebilmektedir. 3.2. Elektrik Piyasası Yasası Sonrası Türkiye’de Talep Tahmin Yöntem ve Uygulamaları 3.2.1. 2004 – 2020 Dönemi Türkiye Elektrik Enerjisi Talep ve Puant Güç Tahmini ETKB-APKK tarafından 2004 yılında yapılan talep tahmin çalışmasında kullanılan bazı ana girdilerin gelişimi aşağıdaki gibi alınmıştır. 2000 yılında 67,461 milyon olan nüfusun %1.6 artarak 2005 yılında 73,100 milyona, 2005-2010 döneminde %1.4 artarak 2010 yılında 78460 milyona, 2010-2020 döneminde %1.1 artarak 2020 yılında 87760 milyona ulaşacağı dikkate alınmıştır. Kalkınma yani gayri-safi yurt içi hasıla artış hızı: 2005/2010 %5,5 2010/2015 %6,4 2015/2020 %6,4 olarak alınmıştır. Tahmin çalışmasının yapıldığı dönemin ilk yıllarında (2004) ortalama 1.6 olarak hesaplanan esneklik çalışma dönemi sonunda (2020) ortalama 1,0 olarak hesaplanmıştır. 2004 yılında yapılan bu çalışma sonuçlarına göre elektrik enerjisi ve puant güç talebinin yıllara göre gelişimi Tablo 3.3 ve Şekil 3.2’de verilmektedir. 2006 yılında 174,2 milyar kWh olarak gerçekleşen elektrik enerjisi talebinin 2020 yılına kadar ortalama yılda %7.3 artarak 2010 yılında 242.0 milyar kWh ve 2020 yılında 499.5 milyar kWh’e ulaşacağı hesaplanmıştır. 2006 yılında 2357 kWh4 olan kişi başına tüketimin aynı yıllar için sırası ile 3085 kWh ve 5692 kWh olacağı tahmin edilmektedir. 17/3/2004 tarihli YPK kararı olarak yayınlanan “Elektrik Enerjisi Sektörü Reformu ve Özelleştirme Strateji Belgesinde” ETKB, DPT Müsteşarlığı, Hazine Müsteşarlığı ve EPDK’nın katılımları ile hazırlanacak talep tahminlerinin 30 Nisan 2004’e kadar tamamlanacağı bildirilmiştir. 4 Geçici 5-38 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU Tablo 3. 3 Enerji ve Puant Güç Talep Tahmini (BAZ SENARYO) YIL 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 PUANT TALEP ENERJİ TALEBİ MW Artış (%) 25077 27579 10,0 30561 10,8 33077 8,2 35817 8,3 38785 8,3 41965 8,2 45409 8,2 49029 8,0 52905 7,9 57054 7,8 60844 6,6 65244 7,2 69836 7,0 74586 6,8 79350 6,4 GWh Artış (%) 160794 174230 8,4 190700 9,5 206400 8,2 223500 8,3 242021 8,3 262000 8,3 283501 8,2 306100 8,0 330301 7,9 356203 7,8 383001 7,5 410700 7,2 439600 7,0 469501 6,8 499489 6,4 Kaynak: ETKB-APKK, TEİAŞ-APK 2005 – 2020 döneminde ortalama artış yıllık %7.3’tür. 2005 yılı değerleri gerçekleşen, 2006 yılı değerleri geçici değerlerdir. Şekil 3. 2 Enerji ve Puant Güç Talep Tahmini (BAZ SENARYO) 600000 90000 80000 500000 70000 400000 60000 300000 40000 GWh MW 50000 200000 30000 20000 100000 10000 0 0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 PUANT TALEP ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU ENERJİ TALEBİ 5-39 Baz olarak alınan bu talep tahmini çalışmasına alternatif olarak sanayi alt sektörlerindeki gelişme hızının daha düşük kabul edildiği bir başka çalışma daha yapılmış ve sonuçları Tablo 3.4 ile Şekil 3.3’te gösterilmiştir. Alternatif talep serisinde 2020 yılına kadar ortalama artışın %6.3 olacağı tahmin edilmekte ve bu talep tahmini sonucunda göre elektrik enerjisi tüketim talebinin 2010 yılında 216.7 milyar kWh ve 2020 yılında 406.5 milyar kWh’e ulaşacağı hesaplanmıştır. 2006 yılında 2357 kWh olan kişi başına tüketimin aynı yıllar için sırası ile 2763 kWh ve 4632 kWh olacağı tahmin edilmektedir. Tablo 3. 4 Enerji ve Puant Güç Talep Tahmini (DÜŞÜK SENARYO) YIL 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 PUANT TALEP MW Artış 25077 27579 10,0 29299 6,2 31157 6,3 33132 6,3 35232 6,3 37521 6,5 39891 6,3 42407 6,3 45077 6,3 47969 6,4 51384 7,1 54775 6,6 58413 6,6 62346 6,7 66611 6,8 ENERJİ TALEBİ GWh Artış 160794 174230 8,4 180248 3,5 191677 6,3 203827 6,3 216747 6,3 230399 6,3 244951 6,3 260401 6,3 276799 6,3 294560 6,4 313599 6,5 334297 6,6 356500 6,6 380503 6,7 406533 6,8 Şekil 3. 3 Enerji ve Puant Güç Talep Tahmini (ALTERNATİF SENARYO) ALTERNATİF TALEP SERİSİ 70000 450000 400000 60000 350000 50000 250000 30000 200000 MW 40000 GWh 300000 150000 20000 100000 10000 50000 0 0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 PUANT TALEP 5-40 ENERJİ TALEBİ ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 3.2.2. İletim Sistemi Gelişim Planlaması ve İletim Değerlendirmeleri için Yapılması Gereken Yük Tahminleri Sistemi Performans İletim sistemi gelişim planlarının yapılabilmesi ve iletim sistemi performansının incelenebilmesi için trafo merkezi bazında tüketim (güç-MW) tahminleri yapılması gerekmektedir. “İletim Sistemi Performansı” her yıl için, kritik üç durumda yük akışı ve kısa devre analizleri yapılarak; Kış Puantı, Yaz Puantı ve Minimum yük koşulları için ayrı ayrı incelenmektedir. Bu çalışmalar elektrik güç sisteminin söz konusu şartlarda bilgisayar programı kullanılarak simüle edilmesiyle gerçekleştirilmektedir. Şebeke modellemesi kapsamında 380 kV, 154 kV sistem ile dağıtım sistemine yönelik akışlar da 380/OG ve 154/OG trafo merkezlerindeki yük akışlarının aşağıdaki Şekil 3.5’te görüldüğü gibi temsil edilmektedir. Bu nedenle, yıllık yük tahminlerinin yapılabilmesi için her bir bağlantı noktasında İletim Sisteminden dağıtım sistemine akacak yükün (MW) yukarıda bahsedilen üç kritik durum için de bilinmesi gerekmektedir. Şekil 3. 4 İletim Sistemi Analizlerinde Üretim ve Yüklerin Temsili M 154 380 380 154 Yük M 380 154 M Yük 380 Yük İletim Sisteminden doğrudan beslenen en önemli kullanıcılar Dağıtım Şirketleridir. Ayrıca sanayi bölgelerinden beslenen ve tüketimi yüksek olan müşteriler ile demiryolu taşımacılığı yapan şirketler de iletim sisteminden beslenmektedir. Söz konusu büyük tüketiciler ile tedarikçiler arasında (TEAŞ ve daha sonra da TETAŞ) yapılan anlaşmalar uyarınca söz konusu kullanıcılardan doğru bir yük tahmini için yeterli olmayan sınırlı bilgiler (maksimum tüketim-MW) edinilmesine rağmen dağıtım şirketlerinden herhangi bilgi edinilememekteydi. Sonuç olarak, yük tahminleri, önceden TEAŞ, günümüzde de TEİAŞ tarafından trafo merkezlerinden çekilen yük miktarının geçmiş yıllardaki artış hızına bakılarak yapılmaktadır. Trafo merkezlerinde bara bazında yük tahmini yapılırken, değişken bölgesel etkenlerin öngörülmesi ve bunların takibinin zorlukları yanında, dağıtım sisteminden bağlanan ve sayıları her geçen gün artan üretim tesislerinin, trafo merkezlerinden beslenen gerçek yük miktarının tespitini zorlaştırması ve tahminlerin kalitesinde düşüşe neden olması karşılaşılan güçlüklerdendir. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-41 Şebeke yük tahminleri yapılırken; varsa büyük şehirler için (İstanbul, Ankara, İzmir) yaptırılmış olan dağıtım sistemi Master Planları ile Seyhan, Kepez Bölgelerinin hazırladığı ve Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından onaylanan Master Planlar kullanılmaktadır. 154/OG ve 380/OG trafo merkezlerindeki yük tahminleri Tablo 3.3 ve Tablo 3.4’te verilen ulusal puant yük tahmini verileri kullanılarak yapılmaktadır. Ulusal yük tahminleri yapılırken İletim Sisteminden çekilen enerji, dağıtım sistemindeki kayıplar ve İletim Sisteminden çekilen brüt yük dikkate alınır. 154/OG ve 380/OG trafo merkezlerinin her birinden çekilen yüklerin toplamı İletim Siteminin tümünden çekilen yüke eşit olacak şekilde TM’lerine dağıtılarak düzenleme yapılır. 3.2.3. Puant Yük Tahminleri 3.2.3.1. Kış Puantı Yük Tahminleri Puant yük tahmini mevcut trafo merkezlerinin geçmiş yıllardaki artış hızı göz önüne alınarak trafo merkezi bazında yapılmaktadır. Yeni trafo merkezleri için servise girdikleri yıllarda bölgedeki mevcut merkezlerden belli oranda yük aktarılmaktadır. Puant yük tahmini yapılırken büyük otoprodüktör santrallar üretim olarak sistemde temsil edilmektedir. Küçük otoprodüktör santrallar da etkili olacakları baralarda tahmin edilen yılın puant yükünden düşülerek sisteme yapacakları etki dikkate alınmaktadır. Dağıtım sistemine bağlı olarak üretim yapan santrallarla ilgili üretim kayıtları olmadığından, söz konusu merkezlerdeki yük tahmini TEİAŞ tarafından geçmiş yıllardaki yük artış hızına bakılarak yapılmaktadır. Yeni trafo merkezlerinin yük tahmini, civardaki merkezlerden düşülen yük toplamı kadar yapılmakta ve söz konusu trafo merkezinin servise alınacağı yıl için kullanılmaktadır. 3.2.3.2. Yaz Puantı Yük Tahmini Yaz puantı yük tahmini trafo merkezi bazında, o yılın Temmuz ayında sistemden çekilecek toplam en yüksek yük tahmininin yapılmasıyla elde edilmektedir. Söz konusu tahminler kış puantı için yapılan yük tahminin belli oranda azaltılmasıyla elde edilmektedir. Yaygın olarak sulama veya soğutma yapılan bölgeler için yapılan yük tahmini söz konusu orandan daha fazla olmakla birlikte, bu tip özel durumu olmayan bölgelerde kış puantı yükünün %95’i yaz puantı için seçilen değerdir. Genel olarak yaz puantı için yapılan yük tahminlerinde trafo merkezi bazında geçmişteki yük artış hızı dikkate alınarak yapılan Aralık ayı puant yük tahmini, Temmuz ayı için yapılan tahminde kullanılmaktadır. 3.2.3.3. Minimum Yük Tahmini Trafo merkezi bazındaki yıllık minimum yük tahminleri trafo merkezi bazında tahmin edilen puant güç değerleri kullanılarak yapılmaktadır. Sistemdeki trafo merkezleri karakteristiklerine göre aşağıdaki gibi sınıflandırılmakta, her grup için minimum/puant yük oranları belirlenmekte ve puant güç tahminleri bu oranlarla çarpılarak yıllık minimum yük tahminleri hesaplanmaktadır: 5-42 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 1. Grup: Kendilerine uygulanan tarife teşviki nedeniyle minimum saatlerde maksimum yükle çalışan demir-çelik üreticilerinin (darbeli yük çeken müşterilerin) yer aldığı trafo merkezlerinde söz konusu tesislerin maksimum kapasiteleri dikkate alınmaktadır. 2. Grup: Sabit yük çeken büyük sanayi kuruluşlarının yer aldığı trafo merkezlerinde minimum saatlerde %100 kapasiteleri ile çalıştıkları varsayılmaktadır. 3. Grup: Ağırlıklı olarak sanayi yükü besleyen trafo merkezlerinde minimum saatlerde maksimum yüklerinin %70’i kadar talep olduğu varsayılmaktadır. 4. Grup: Kısmen sanayi, kısmen konut besleyen trafo merkezlerinde minimum saatlerde maksimum yüklerinin %55’i kadar yük besledikleri varsayılmaktadır. 5. Grup: Ağırlıklı olarak konut besleyen trafo merkezlerinde minimum saatlerde maksimum yüklerinin %30’u kadar yük varsayılmaktadır. Söz konusu kabullerle yapılan tahmin çalışmalarında 2005 yılı minimum yük tahmini, 2005 yılı puant yükünün yaklaşık %50’sine denk gelmiştir. 3.2.4. 4628 Sayılı Elektrik Piyasası Yasası Ve Talep Tahmini 4628 sayılı Kanunun amacı; elektriğin yeterli, kaliteli, sürekli, düşük maliyetli ve çevreyle uyumlu bir şekilde tüketicilerin kullanımına sunulması için, rekabet ortamında özel hukuk hükümlerine göre faaliyet gösterebilecek, mali açıdan güçlü, istikrarlı ve şeffaf bir elektrik enerjisi piyasasının oluşturulması ve bu piyasada bağımsız bir düzenleme ve denetimin sağlanmasıdır. Elektrik piyasası faaliyetleri; Kanun hükümlerine göre piyasada faaliyet gösterecek tüzel kişilerin üretim, iletim, dağıtım, toptan satış, perakende satış, perakende satış hizmeti, ticaret, ithalat ve ihracat faaliyetleridir. Piyasada faaliyet gösterebilmek için Kanun hükümleri uyarınca lisans alma zorunluluğu bulunmaktadır. Piyasada faaliyet gösterecek tüzel kişilerin faaliyetlerinde uymaları gereken usul ve esaslar Kanun ve ilgili yönetmeliklerle düzenlenmektedir. Lisans sahibi tüzel kişilerin ve resmi kuruluşların talep tahmini konusunda Kanun ve ilgili yönetmelikler kapsamında yükümlülükleri bulunmaktadır. Elektrik enerjisi iletim faaliyetleri Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi tarafından yürütülür. 4628 sayılı Elektrik Piyasası yasasında Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketinin: • Talep Tahmin Yönetmeliği çerçevesinde, dağıtım şirketleri tarafından hazırlanan talep tahminlerini esas alarak üretim kapasite projeksiyonunu hazırlayacağı ve Kurul onayına sunacağı • Kamu mülkiyetindeki tüm iletim tesislerini devralacağı, kurulması öngörülen yeni iletim tesisleri için üretim kapasite projeksiyonu ve talep tahminleri doğrultusunda iletim yatırım planı yapacağı, yeni iletim tesislerini kuracağı ve işleteceği hükümleri getirilmiştir Kanun hükümleri uyarınca, elektrik enerjisi dağıtım faaliyetleri, dağıtım şirketleri tarafından lisanslarında belirlenen bölgelerde yürütülür. Dağıtım şirketleri; yönetmelik çerçevesinde, dağıtım lisanslarında belirlenen bölgelerde talep tahminlerini hazırlar ve ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-43 Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketine bildirirler. Kurul bu talep tahminlerini onaylar ve tahminler Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi tarafından yayımlanır. Mülkiyeti kamuda olan dağıtım tesislerinin Kurul onaylı talep tahminleri doğrultusunda yatırım planlarının hazırlanması ve Kurul onayına sunulması, onaylanan yatırım planı uyarınca yatırım programına alınan, dağıtım tesislerindeki gerekli iyileştirme ve güçlendirme işlerinin gerçekleştirilmesi ve/veya yeni dağıtım tesislerinin inşa edilmesi görevi söz konusu dağıtım tesislerini işleten dağıtım şirketlerinin görevleri arasındadır. Kanunda ayrıca Enerji Piyasası Düzenleme Kuruluna talep tahminleri ile ilgili olarak; a) Dağıtım şirketleri tarafından hazırlanıp Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi tarafından sonuçlandırılan talep tahminlerini onaylamak, gerektiğinde revize ettirmek b) Kurul onaylı talep tahminlerine dayanarak, Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi tarafından hazırlanan üretim kapasite projeksiyonu ve iletim yatırım planı ile bu planlarla uyumlu olarak mülkiyeti kamuda olan dağıtım tesislerini işleten dağıtım şirketleri tarafından hazırlanan dağıtım yatırım planlarını onaylamak, gerektiğinde revize edilmesini sağlamak ve onay verdiği yatırım planlarının uygulanmalarını denetlemek yetkileri verilmiştir. 3.2.5. Elektrik Piyasası Dağıtım Yönetmeliğinde Talep Tahmini Dağıtım yönetmeliği; eşit taraflar arasında ayrım gözetilmemesi ilkeleri çerçevesinde, dağıtım şirketi ile dağıtım sistemi kullanıcılarının yükümlülüklerini, uymaları gereken tesis tasarım ve işletme kurallarını, dağıtım sisteminin planlanması ve işletilmesi hususlarında ilgili taraflara uygulanacak usul ve esasları kapsamaktadır. 3.2.6. Dağıtım Şirketlerinin Talep Tahmini ile İlgili Yükümlülükleri Dağıtım şirketleri; lisansı kapsamındaki dağıtım bölgesinde elektriğin dağıtım sistemine girişinden tüketim noktalarına iletilmesine kadar olan tüm aşamalarda, enerji akışının gerçek zamanlı olarak izlenmesi, sisteme ilişkin ihbarların alınması ve sonuçlandırılması ve koruyucu bakım onarım hizmetlerinin planlanması ile uygulanması konularında gerekli iletişim alt yapısını kurmakla yükümlüdür. Dağıtım şirketleri; ilgili mevzuat kapsamında bölgesel talep tahminlerini hazırlar ve TEİAŞ’a sunar. TEİAŞ tarafından gerekli inceleme ve değerlendirmeler yapıldıktan sonra sonuçlandırılan talep tahminleri Kurul onayına sunulur. Kurul tarafından onaylanan talep tahminleri doğrultusunda dağıtım sistemi yatırım planları hazırlanır. Dağıtım şirketleri; yatırım ve işletme maliyetleri asgari düzeyde olacak şekilde talep artışını karşılamak üzere, gelecek on yıllık dönemdeki perspektifi ortaya koyan ve kullanıcılara yol gösteren, dağıtım sistemi on yıllık gelişim raporu hazırlar ve Kurul onayını müteakip yayımlanmasını sağlar. 3.2.7. Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliğinde Talep Tahmini Şebeke yönetmeliği; TEİAŞ, iletim sistemi kullanıcıları ve dağıtım sistemine bağlı olan ancak iletim sistemini etkileyen diğer kullanıcıların yükümlülüklerini, uymaları gereken 5-44 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU tesis tasarım ve işletme kurallarını ve iletim sisteminin arz ve talep dengesi sağlanarak planlanması ve dengeleme kurallarına göre işletilmesi için gerekli teknik bilgilerin sağlanmasına ilişkin hususları kapsamaktadır. Şebeke Yönetmeliği’nde; TEİAŞ tarafından işletme planlaması yapılması ve 10 yıllık üretim kapasite projeksiyonu ile iletim gelişim planı hazırlanması için iletim sistemi kullanıcılarından istenilen bilgilerin ayrıntıları belirtilmiştir. 3.2.8. İletim Şirketinin Talep Tahmini ile İlgili Yükümlülükleri Dağıtım şirketleri tarafından hazırlanıp TEİAŞ tarafından sonuçlandırılarak Kurul tarafından onaylanan talep tahminlerine göre, elektrik enerjisi talebinin kaliteli, sürekli ve güvenilir bir şekilde karşılanması ve piyasa katılımcılarına yol gösterilmesi için asgari on yıllık projeksiyonu içerecek şekilde üretim kapasite projeksiyonunun hazırlanması görevi TEİAŞ tarafından yürütülmektedir. Üretim kapasite projeksiyonunda, ileriye yönelik asgari on takvim yılına ait talep gelişimi, üretim, bölgesel arz talep dengesi, iletim sistemi ve iletim sistemi performansı bölümleri yer alır. Üretim kapasite projeksiyonu içerisinde yer alan talep gelişimi bölümü aşağıdaki hususları içerir; a) Dağıtım şirketleri tarafından hazırlanan talep tahminleri ve kayıp/kaçak miktarları, b) Talebin sektörel bazdaki gelişimi, c) Bir önceki yıldaki fiziki gerçekleşmenin, geçmişteki talep tahminiyle karşılaştırılmasına yönelik analizler, d) Bir önceki yılda dağıtım bölgesindeki üretim tesislerinin sistemden çektiği iç ihtiyaç miktarları, e) Bir önceki yıla ait puant talep bilgileri ile bu talebi etkileyen ana faktörler. Üretim bölümü aşağıdaki hususları içerir; a) Bir önceki yıla ait Türkiye toplam elektrik enerjisi kurulu gücü, b) İletim ve dağıtım sistemine bağlı üretim tesislerinin enerji kaynağı türüne göre üretim kapasite miktarları, c) Talebin güvenilir olarak karşılanması için yıllar bazında gereken kapasite artırımları, d) Lisans almış ancak, henüz işletmeye alınmamış olan üretim tesislerine ait kapasiteler, e) Bir önceki yılda ithal ve ihraç edilen enerji miktarları, f) Bir önceki yılda faaliyet dışı kalan üretim tesisleri ve kapasiteleri, g) Bir yıldan uzun süre ile hizmet dışı olması beklenen ünitelerin üretim miktarı ve süresi. Bölgesel arz talep dengesi bölümü aşağıdaki hususları içerir; a) Bölgesel arz talep dengesi, b) Lisans almış ancak, henüz işletmeye alınmamış üretim tesislerinin lisanslarına derç edilmiş olan tesis tamamlanma tarihinde herhangi bir nedenle ortaya çıkan gecikmeler sonucunda arz güvenliği ve kalitesinin bozulmaması açısından alınabilecek önlemlere ilişkin öneriler. Şebeke yönetmeliğinde yer alan geçici bir madde ile; üretim kapasite projeksiyonunun hazırlanmasında; 1/1/2004 tarihine kadar, ilgili kuruluşlar tarafından hazırlanan mevcut ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-45 talep tahminleri ve bu tahminlere dayalı iletim sistemi gelişim ve yatırım planlarının kullanılacağı yer almıştır5. 17.03.2004 tarih ve 2004/3 sayılı YPK kararı ile onaylanan Elektrik Enerjisi Sektörü Reformu ve Özelleştirme Strateji Belgesinde ise üretim kapasite projeksiyonunda esas alınan talep tahminlerinin güvenilir şekilde yeniden belirlenmesi için ETBK, DPT Müsteşarlığı, Hazine Müsteşarlığı ve EPDK’nın katılımı ile yapılacak çalışmalar 30 Nisan 2004 tarihine kadar tamamlanacaktır ifadesi yer almaktadır. 3.2.9. Üretim Kapasite Projeksiyonu ve İletim Sistemi On Yıllık Gelişim Raporu Hazırlanması İçin TEİAŞ’a Verilecek Talep Verileri Kullanıcılar, bağlantı noktasındaki bir önceki yıla ait gerçekleşen talep verilerini, içinde bulunulan yıla ve izleyen on yıla ait tahmini talep verilerini TEİAŞ’a bildirirler. Kullanıcılar, bağlantı noktasındaki çalışma koşullarına göre yaptıkları ek talep tahminlerini her yıl Mart ayı sonuna kadar TEİAŞ’a bildirirler. Bu tahminlerin bildirilmediği durumlarda TEİAŞ’ta mevcut en son bilgilerin geçerli olduğu kabul edilir. Dağıtım hatlarındaki kayıplar, dağıtım sistemine bağlı dengelemeye katılmayan ünitelerin üretimi hariç, iç ihtiyacını dağıtım sisteminden doğrudan karşılayan santralların bu ihtiyaçları ile ilgili aktif ve reaktif talep verileri dağıtım şirketi tarafından sağlanır. Kullanıcı talep verileri; a) Sistemin yaz ve kış maksimum puant ve minimum yüklenmesi ile ilgili olarak TEİAŞ tarafından belirlenecek tarihlerdeki talep güçleri, b) Kullanıcının kendi puant gününde ve saatinde en yüksek talep gücü, c) Aylık olarak ayın en yüksek talep gücü, d) MWh olarak yıllık enerji talebi, e) Dengelemeye tabi olmayan ve kullanıcı sistemine doğrudan bağlı ünitelerin net çıkış güçleri, f) Talebin gerilim ve frekansa göre değişimi, g) Talebin iletim sisteminde yarattığı harmonik bileşenleri ve genlikleri, h) Talebinin iletim sisteminde yarattığı ortalama ve azami faz dengesizlikleri, i) Günlük, aylık ve yıllık yük eğrileri, j) Konut, ticarethane, resmi daire, okul, hastane, sanayi, tarımsal sulama ve tarife dışı aboneler için günlük aylık ve yıllık yük eğrileri, (Ocak ayından başlayarak her üç ay bir mevsim olarak kabul edilecektir. Her mevsimle ilgili olarak; Cumartesi, Pazar, Pazartesi, Çarşamba günlerinin her birini temsil eden örnek gün için saatlik puant değerleri ve bu tüketici gruplarının aylık enerji tüketimleri ile günlük, aylık ve yıllık yük eğrileri.) olarak düzenlenir. 5 Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliğinin Geçici 7. Maddesi Üretim kapasite projeksiyonunun hazırlanmasında; talep tahminlerine ilişkin düzenlemenin yürürlüğe girmesini takiben bu düzenleme çerçevesindeki talep tahminleri Kurul tarafından onaylanıncaya kadar, ilgili kuruluşlar tarafından hazırlanan mevcut talep tahminleri ve bu tahminlere dayalı iletim sistemi gelişim ve yatırım planlarının kullanılacağı şeklinde değiştirilmiş ve 15.10.2005 tarih ve 25967 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanmıştır. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-46 İçinde bulunulan yıla ve bu yılı takip eden on yıla ait yıllık puant ve minimum talep günlerin, saatleri ile birlikte, her yıl Ocak ayı sonuna kadar TEİAŞ tarafından kullanıcılara bildirilir. 380/OG veya 154/OG trafo merkezlerinin dağıtım sistemini besleyen trafo üzerinden İletim Sisteminden doğrudan beslenen veya bağlantı yapmayı planlayan Dağıtım Şirketleri ve müşteriler Şebeke Yönetmeliği uyarınca İletim Sistemine bağlı oldukları her bir dağıtım sistemi bağlantı noktası için yük tahminlerini TEİAŞ’a bildirmekle yükümlüdür. Sözkonusu yük tahminlerinin, gelecek on yıl için, içinde bulunulan yıl en geç 30 Nisan tarihine kadar TEİAŞ’a bildirilmesi gerekmektedir. Dağıtım şirketlerinin, kendi şebekelerindeki dağıtım sistemine bağlı işletilen santralların üretimini de dikkate alarak yük tahminlerini yapmaları gerekmektedir. 3.2.10. Günlük, Aylık, Haftalık, Yıllık Talep ve Enerji Tahminleri (İşletme Planlaması) Talep ve enerji tahmini, Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğine tabi taraflardan alınacak bilgilerle, sistem kısıtları, yük alma ve yük atma teklifleri çerçevesinde, sistem bütünlüğü, arz güvenliği ve kalitesine ilişkin şartlar sağlanarak her gün yapılmaktadır. İletim sistemine ilişkin etütlerin yapılması, üretim, iletim ve dağıtım tesislerinin planlı bakım ve onarımı ile üretim tesislerinin devre dışı edilme programlarının koordine edilmesi, talep ve enerji tahmini esas alınarak yapılmalıdır. Talep ve enerji tahminine tabi taraflar; a) TEİAŞ, b) Dağıtım şirketleri, c) Üretim faaliyeti gösteren tüzel kişiler, d) İletim sistemine doğrudan bağlı olan serbest tüketicilerdir. Talep ve enerji tahminine tabi tarafların yükümlülükleri: Dağıtım şirketleri; içinde bulunulan yılı takip eden yıl (yıl 1) için, GWh olarak aylık talep tahminleri ve MW ve MVAR olarak haftalık maksimum ve minimum talep tahminlerini, yıl 1’i takip eden yıl (yıl 2) için ise, GWh olarak aylık talep tahminleri ve MW ve MVAR olarak aylık maksimum ve minimum talep tahminlerini, her yıl 30 Nisan tarihine kadar TEİAŞ’a yazılı olarak bildirir. Dağıtım şirketleri TEİAŞ’a bildirdikleri tahminlerde % 5’den fazla bir değişikliğin ortaya çıkması durumunda, yeni tahminlerini otuz gün içinde TEİAŞ’a yazılı olarak verir. Bağlantı noktalarına ait saatlik bazda düzenlenmiş günlük talep tahminleri MW ve MVAr bazında dağıtım şirketleri ve iletim sistemine doğrudan bağlı olan serbest tüketiciler ve dış enterkonneksiyondan enerji temin eden tüzel kişiler tarafından bir gün öncesinden saat 10.00’a kadar TEİAŞ’a yazılı olarak bildirilir. Dağıtım şirketi tarafından TEİAŞ’a verilen talep ve enerji tahminlerinde dağıtım şebekesine bağlı olan üretim tesislerine ait üretim programları da dikkate alınır. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-47 Kullanıcılardan sağlanan talep ve enerji tahminleri ile TEİAŞ’ın kendi tahminleri arasında farklılıklar olduğunun ortaya çıkması durumunda ilgili kullanıcının görüşleri alınarak nihai talep tahmini TEİAŞ tarafından oluşturulur. Üretim tesisine doğrudan bağlı kullanıcılara ait talep ve enerji tahminleri, bu kullanıcıların bağlı olduğu üretim faaliyeti gösteren tüzel kişi tarafından TEİAŞ’a verilir. 3.3. Dağıtım Şirketlerince Elektrik Enerjisi Talep Tahminlerinin Yapılmasına Ait İşlemler 3.3.1. Veri Toplanması ve Sentezi Talep tahminleri: Sektörel yük profilleri, bölgesel hava tahminleri,nüfüs artış ve azalışı gibi bilgiler kullanılarak bölgesel talebin tahmin edilmesine yönelik model oluşturulması. Çok yıllık yatırım ihtiyaçları bu tahminlere dayanarak hesaplanacaktır. Yapılacak işlemler: a) Teslim edilecek proje çıktılarının ana yapıları ve detaylarının açıklığa kavuşturulması için talep tahmini şartlarının EPDK ile görüşülmesi, b) Gerekli demografik ve diğer bilgilerin toplanması (geçmiş değerler) (Mümkün olduğunca mevcut bilgi kaynakları için Müşteri ve diğerleri kullanılacaktır.) c) Müşteri gruplarının yoğun olarak bulunduğu örnekleme alanlarının ana/master plan çalışmaları kapsamında Müşteri ile birlikte belirlenmesi. d) Seçilmiş alanlardan talebi etkileyen faktörler ve tüketim alışkanlıkları hakkında örnek bilgilerin toplanması e) Talebi etkileyen faktörler ve tüketim alışkanlıkları arasındaki ilişkinin istatistiksel olarak modellenmesi ve ilgili katsayıların belirlenmesiyle talep tahmini modelinin oluşturulması, f) Modelin doğruluğunun test edilmesi için yeni bir grup örnekleme alanının seçilmesi, g) Belediyeler, DPT vb. kurumların mevcut bilgilerinin de kullanılmasıyla, talebi etkileyen önemli faktörlerin değişimi ile ilgili tahminlerin geliştirilmesi h) Bir önceki adımda bulunan, talebi etkileyen faktörlerin gelecekteki değerlerin, modele girdi olarak verilmesiyle talebin tahmin edilmesi, i) Bölgesel uygulama ekiplerine talep tahmini konusunda eğitim verilmesi. Ana çıktılar: a) Oluşturulacak her bir şirket/bölge için 4628 sayılı Kanun ve ikincil mevzuata göre düzenli olarak güncellenebilecek, EPDK tarafından istenilen bilgileri uygun formatta veren ve risk yönetimi için baz teşkil eden talep tahmini metodolojisi ve bilgisayar ortamında çalışan modeli. b) Yük Profilleri ve Müşteri Bilgisi: Elektrik alım anlaşmalarının tanımlamalarını desteklemek için, her dağıtım bölgesine ait sektörel yük profillerinin ve serbest olmayan müşteri tabanlarının hazırlanması; serbest müşterilerin perakende tercihlerini desteklemek amacıyla sayaç kayıtlarının yapılması. Müşterilerin taleplerinin karşılanabilmesi için müşteri karakteristikleri, müşteri sayısı ve bu müşterilerin tüketimleri ile ilgili bilgilerin belirlenmesi ve dağıtım şirketlerinin müşteri odaklı olmalarının sağlanması. 5-48 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU Genel Yapı: a) Teslim edilecek proje çıktılarının ana yapıları ve detaylarının açıklığa kavuşturulması için yük profili rapor detaylarının EPDK ile görüşülmesi b) Yükü etkileyen değişkenlerin yanı sıra müşterilerin/bölgelerin yük profillerine ait geçmiş verilerin toplanması. c) Her bölge için müşteri grupları bazında yük profillerinin örnekleme metoduyla belirlenmesi ve yükü etkileyen değişkenlerle ilgili bilgi toplanması d) İstatistiksel metodlar kullanan, yükü etkileyen faktörlerin yük profilleri ile korelasyonu üzerine kurulu yük profili modelinin oluşturulması, e) Yük profili modelinde kullanılmak üzere yükü etkileyen faktörlerle ilgili geleceğe yönelik varsayımların oluşturulması, f) Yükü etkileyen faktörlerle ilgili yapılmış olan varsayımların modele konulması ve önümüzdeki dönemler için tahmini yük profilinin çıkarılması, g) Bölgesel uygulama takımlarına yük profili modeli konusunda eğitim verilmesi h) Yerel kayıtlardan mevcut yüksek tüketimli ve özel trafolu müşterilerin bilgilerinin toplanması, i) Müşteri bilgisinin elde edilmesi ve kullanılabilmesi amacıyla veritabanı tarafından yönetilen bir bilgi işlem sisteminin kurulması j) Müşteri İlişkisi Yönetimi stratejisinin belirlenmesi ve müşteri bilgisinin kullanımında önceliklerin belirlenmesi, k) Perakendeci seçimini desteklemek amacıyla serbest tüketicilerin sayaç ve tüketim bilgilerinin veri tabanına kaydedilmesi. Ana çıktılar: a) 4628 sayılı Kanun ikincil mevzuat çerçevesinde, EPDK tarafından istenilen bilgileri uygun formatta veren, alım anlaşmaları ile ilgili tartışmalara baz oluşturabilecek olan, güncellenebilen ve bilgisayar ortamında çalışan bir yük profili modeli, b) Veri tabanı ile çalışan müşteri bilgi işlem sistemi: 4628 sayılı Kanun ve ikincil mevzuat çerçevesinde belirlenen, serbest tüketici niteliğinde ve yüksek tüketimli müşterilerin bilgilerini içeren veri tabanı ve bu bilgilerin analizini ve gerekli grafiksel gösterimini yapan yazılım ve donanım , c) Müşteri İlişkileri Yönetimi strateji raporu. 3.3.2. Uygulama Destek Dokümanlarının Hazırlanması Yapılacak İşlemler: a) Alım anlaşmaları için yardımcı dokümanların ve raporların hazırlanması, b) Alım anlaşmalarının hazırlanmasında bizzat bulunulması, c) Anlaşmaların müzakere edilmesi sürecinde, anlaşma koşulları kesinleştirilene kadar danışmanlık hizmetleri süresince, analitik, hukuksal ve müzakere stratejisi ile ilgili destek verilmesi. Ana çıktılar: Oluşturulacak şirketler/bölgeler için; a) Talep Tahmini ve yük profili raporları, b) Elektrik alım anlaşması taslakları ve proje süresi içerisinde yapılacak elektrik alım anlaşmaları. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-49 3.4 Sonuç ve Öneriler Üretim kapasite projeksiyonlarının, buna bağlı iletim sistemi gelişim planlarının ve dolayısıyla arz güvenilirliğinin en önemli verilerinden biri elektrik enerjisi talep tahminleridir. 4628 sayılı EPK’da elektrik enerjisi talep tahminlerinin, dağıtım şirketleri tarafından kendi bölgeleri için gerçekleştirilmesi öngörülmektedir. Aynı hüküm Şebeke Yönetmeliği’nde de açıkça belirtilmiş, dağıtım şirketleri sorumlu oldukları bölgeler için talep tahminlerini hazırlayıncaya kadar ETKB tarafından hazırlanan talep tahminlerinin Kapasite Projeksiyonu çalışmasında kullanılması öngörülmüştür. Ancak bugüne kadar geçen zaman içinde dağıtım bölgeleri için talep tahmini çalışmaları sonuçlandırılamamış ve Kapasite Projeksiyonu’nda ETKB talep serileri kullanılmaya devam edilmiştir. Dağıtım bölgeleri için talep tahminlerinin gerçekleştirilmesinin bilgi birikimi ve deneyimlerin yasada öngörülen yaklaşıma uygun olmaması nedeniyle kısa zamanda hayata geçirilmesi kolay olmayacaktır. Ayrıca, salt özelleştirme amaçlı belirlenmiş bulunan dağıtım bölgelerinin bölgesel talep tahmini çalışmaları için uygun olup olmadığı da dikkatle incelenmelidir. Dağıtım şirketleri tarafından yapılacak talep tahmini çalışmalarının yanı sıra ülkenin teknik ve sosyoekonomik gelişim verilerine dayanılarak bugüne kadar yapılmakta olan elektrik enerjisi talep tahmin çalışmalarına da devam edilmeli, 4628 sayılı yasa ve ilgili yönetmelikler bu hususu da dikkate alacak şekilde yeniden düzenlenmelidir. Geçmişteki deneyimlerden (Tablo 3.2) anlaşılacağı üzere talep tahmin çalışmaları tek bir gelişim senaryosu üzerine yapılmamalı, baz senaryo ile birlikte hedeflerin beklenenden daha düşük veya daha yüksek olarak gerçekleşebileceği göz önünde bulundurularak farklı seriler hazırlanmalıdır. Bu farklı seriler kullanılarak yapılan arz çalışmaları ile yatırımcılar yapacakları üretim tesislerinin zamanlamasına ve kapasitesine karar verebileceği gibi talebin öngörülenden daha farklı gerçekleşmesi durumunda karşılaşacağı riskleri de görebilecektir. 4. ELEKTRİK ENERJİSİ ÜRETİMİNDE BİRİNCİL KAYNAKLARIN KULLANIM ÖNCELİĞİ Bu bölümde ülkemizdeki elektrik enerjisi üretiminde kullanılabilir birincil kaynak potansiyelimizin kullanım durumu, bu potansiyel ile elektrik enerjisi talebinin hangi yıla kadar karşılanabileceği incelenmiştir. Çeşitli üretim planlama çalışması sonuçları irdelenerek ithal enerji kaynaklarının ülke elektrik üretiminde hangi oranlarda yer alacağına bakılmıştır. 5-50 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 4.1. Ülkemizdeki Birincil Enerji Kaynaklarının Rezervleri ve Potansiyelinin İrdelenmesi Ülkemizin elektrik enerjisi üretiminde kullanılabilir bilinen yerli kaynak potansiyeli aşağıda verilmektedir; • LİNYİT Toplam linyit potansiyeli 120 Milyar kWh/yıl karşılığı olup, bunun %43,7’si 2006 sonuna göre işletmede ve %0,1’i lisans almış durumdadır. PLANLANAN 56,2% LİSANS ALMIŞ 0,1% TAŞ KÖMÜRÜ • Toplam taş kömür potansiyeli 11 Milyar kWh/yıl karşılığı olup, bunun %27,5’i 2006 sonuna göre işletmededir. HİDROLİK MEVCUT 32,0% Toplam hidroelektrik potansiyeli 129 Milyar kWh/yıl karşılığı olup, bunun %32’si 2006 sonuna göre işletmede, %5,9’u inşa halinde ve %9,4’ü lisans almış durumdadır. LİSANS ALMIŞ 9,4% • MEVCUT 27,5% PLANLANAN 72,5% PLANLANAN 52,7% • MEVCUT 43,7% İNŞA HALİNDE 5,9% 2005 yılı sonuna göre işletmede olan rüzgar santrallarının toplam üretim kapasitesi 187 Milyon kWh/yıl; EPDK’dan lisans almış yeni RES projelerinin üretim kapasiteleri toplamı 2,7 Milyar kWh/yıldır. Yenilenebilir enerji kaynaklarımızdan jeotermal rezervinin 200 MW/yıl görünür, 4300 MW/yıl mümkün olmak üzere toplam 4500 MW/yıl karşılığı olduğu tespit edilmekle birlikte, halen işletmede 15 MW’lık jeotermal santralı ile EPDK’dan lisans almış toplam 78 MW kurulu gücündeki projeler 600 Milyon kWh/yıl üretim kapasitesi ile bu rapordaki değerlendirmede yer almıştır. Var olduğu belirtilen potansiyelin kalan 4400 MW’lık kısmı henüz projelendirilmediği için dikkate alınmamıştır. Güneş enerjisi yatırımları henüz ticari anlamda elektrik üretiminde kullanılabilir seviyede olmadığı için güneş potansiyeli dahil edilmemiştir. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-51 Bu dağılıma göre 2006 yılı itibari ile elektrik enerjisi üretiminde kullanılabilir durumda olduğu bilinen potansiyelimizin toplamı 260 Milyar kWh/yıl karşılığı olmaktadır. Bunun %39’u yani 101,3 Milyar kWh üretim kapasitesine karşılık gelen kısmı 2006 sonuna göre elektrik enerjisi üretiminde değerlendirilmiştir. 4.1.1. Elektrik Üretimi Bakımından Linyit Rezervlerinin Doğal Gaza Göre Ekonomik Avantajları (Koçak ,2003,2006 ve 2007) Yaklaşık 6 milyar ton olan termik santrallere yönelik üretilebilir linyit rezervlerimizin toplam santral potansiyeli yaklaşık 18.500 MW kurulu gücü ile yılda 120 milyar kwh elektrik üretebilecek kapasiteye ulaşılacaktır. Bu değer, Türkiye’nin 2006 yılı elektrik üretiminin %70’ini oluşturmaktadır. 2006 yılı itibariyle mevcut kurulu güç 8145 MW ile toplam potansiyelin %44’ünü oluşturmaktadır. Linyit santralleri doğal gaz santrallerine göre ekonomiklik ve yüksek istihdam yaratması açısından çok avantajlıdır. Linyit rezervlerimizin ekonomikliğini anlamak için doğal gaz santrallarıyla aynı miktarda net elektrik üretilmesi bakımından doğal gaz bazında değerlendirilmesine bakmak gerekir. Bu değerlendirmelerde termik santrallerde kullanılan yakıtların karakteristik değerleri ( TEAŞ, EÜAŞ, TEİAŞ 1999–2005 istatistikleri, Enerji İstatistikleri DEKTMK– 2006) kullanılmıştır. • Elbistan havzasının 3,8 milyar ton olan üretilebilir rezervi ile toplam üretilebilir linyit rezervinin %63’ünü oluşturmaktadır. Uygun madencilik planlaması yapılması halinde Elbistan Havzasında, mevcut 1360 MW dışında, 2004 yılında devreye girecek 1400 MW dışında yapılacak 6650 MW gücündeki santralleri besleyebilecek kadar üretilebilir linyit rezervi bulunmaktadır. • Elbistanda santralların ortalama özgül ısıl değeri 2500 kcal/kwh, doğal gaz santraları için ise 1650 kcal/kwh alınmıştır. Doğal gazın santrallere maliyeti 300 $/1000m³ alınmıştır. • Elbistan linyit havzasında 1 ton kömürün üretim maliyeti en çok 6$/ton’dur. Elbistan linyitlerinin alt ısıl değeri(AID)= 1100 kcal/kg, doğal gazın AID= 8600 kcal/m3 alınmıştır. • Kalori bakımından doğal gaz eşdeğeri üretim maliyeti; 8600:1100X 6 = 47$/1000m³ dür. Elbistan linyit santrallerinde doğalgaz santrallerinin ortalamasına göre 1kwh elektrik üretilmesi için yaklaşık 1,5 kat fazla kalori harcanmakta olup iç tüketim ve yardımcı yakıt gideri ise Elbistan linyit üretim maliyeti değerlerine göre hesaplanırsa yaklaşık %15 fazladır. Bundan dolayı, Doğal gaz santralleriyle aynı miktarda net elektrik üretilmesi bakımından Elbistan linyitinin doğal gaz eşdeğeri üretim maliyeti 81 $/1000m3 (47x1,5x1,15 = 81) olup yakıt olarak doğal gaz Elbistan linyitinden 3,7 kat (300: 81=3,7) daha pahalıdır. 1 kwh net elektrik üretiminin maliyetinde yakıt maliyetinin oranı ise, santrallerin kapasitelerine yakın çalıştıkları zaman Elbistan linyit santralında ortalama % 65 iken doğal gaz santrallerinde yaklaşık % 90 olabilir. Sonuç olarak net elektrik birim üretim maliyeti bakımından doğal gaz santrallerinin üretim maliyeti; Elbistan Linyit santrallerinin en az 2,7 katı (300:81x65:90=2,7) daha pahalıdır diyebiliriz. Bu işlem Afşin-Elbistan Linyit Santrallerinin, doğal gaz santrallarına göre yüksek olan ilk yatırım ve işletme giderlerindeki maliyet farklarını da içermektedir. • 5-52 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU • Benzer şekilde yapılan hesaplarla linyit rezervlerimizin ortalama doğal gaz eşdeğeri üretim maliyeti yaklaşık 111 $/1000m3 dür. Santral yakıtı olarak doğal gaz, linyitlerin en az 2,71 katı daha pahalı olduğu görülür. • 1 kwh net elektrik üretiminin maliyetinde yakıt maliyetinin oranı ise, Santrallerin kapasitelerine yakın çalıştıkları zaman linyit santrallerinde ortalama yaklaşık % 60 iken doğal gaz santrallerinde yaklaşık % 90 olabilir (Bu fark linyit santrallerinin doğal gaz santrallarına göre yüksek olan ilk yatırım ve işletme giderlerindeki maliyetten dolayıdır). Bu değerlere göre net elektrik birim üretim maliyeti bakımından doğal gaz santrallerinin üretim maliyeti, linyit santrallerine göre en az 1,8 kat (300:111x 60: 90 =1,8) daha pahalıdır diyebiliriz. • Bunlara kazanılacak yaklaşık 15–20 kat daha fazla istihdam, katma değer ve çoğaltan etki değeri de eklendiğinde kömür rezervlerimizin doğal gaza göre toplam ekonomik avantajları ortaya çıkacaktır. Ayrıca dış ticaret açığının azaltılmasına da olumlu katkısı olacaktır. Yapılan değerlendirmeler mevcut Santrallerin ortalama istatistik değerlerine göre yapılmış olup kurulacak termik verimi yüksek yeni santrallerle linyit rezervlerinin santral potansiyeli ve doğal gaza göre avantajları daha da artacaktır. • 1967 yılında bulunan Elbistan Linyit Havzasında üretilebilir rezerv 3,8 milyar ton olup, MTA’nın yapmakta olduğu inceleme ve sondajlara göre daha da artabilecektir. Kalori değeri bakımından bu rezerv yaklaşık 486 milyar m³ (3.8x10¹²x1100:8600=486), doğal gaz santralleriyle aynı miktarda elektrik üretilmesi durumundaki rezervi ise 282 milyar m³ (486:1,5=323:1,15=282) doğalgaza eşittir. Elbistan rezervinin tamamının tüketilmesi halinde bugünkü değerlerle doğalgaza göre 62 milyar $ (282x300-282x81= 62) daha karlı olacak ve ayrıca toplam 20 bin kişi doğrudan istihdam edilecektir. • Bu durumda ucuz elektrik üretilmesi için yeni linyit santrallerinin yapılması gerektiği halde linyit santrallerinin yapımına zamanında başlanmaması yatırım süresinin kısa ve ilk yatırımın %40’a varan oranda daha düşük olması nedenleriyle doğal gaz santralleri çözüm olarak sunulmaktadır. İzlenen enerji politikaları yüzünden bu kısır döngü 1995 yılından itibaren devam etmektedir. • Çevre açısından kömür tüketiminin gelecekte olumsuz etkilenmemesi için ülkemizdeki kömür niteliklerine uygun emisyon kontrollü gelişmiş teknolojiler araştırılmalı ve uygulanmalıdır. Linyit santrallerinin doğal gaz santrallerine göre yatırım ve çevreye uyumlu hale getirilmesinin maliyeti, termik verimin artması, kazanılan yüksek istihdam, katma değer ile fazlasıyla karşılanabilir. Elektrik üretiminde doğalgazın oranının artması enerji maliyetinin yükselmesi yanında arz güvenliği açısından riskleri daha da artırmaktadır. • Yukarıdaki nedenlerle uygun kömür rezervlerimize, hidroelektrik ve yenilenebilir potansiyellerimize dayalı santral projelerinin öncelikle uygulanması sağlanmalıdır. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-53 4.2. Birincil Enerji Kaynaklarının Arz Güvenilirliği Açısından İrdelenmesi6 Dünyada konvansiyonel enerji kaynaklarının ülkeler ve bölgeler arasında dengeli dağıldığını söyleyebilmek mümkün değildir. Bu durum ekonomik ve sosyal refahın vazgeçilmez bir unsuru olan enerji/enerji kaynaklarını uluslar arası ticaretin konusu haline getirmektedir. Gelişmiş ülkeler de dahil, enerji kaynakları açısından kendine yetersiz ülkeler ve ülke grupları bulunmaktadır. Bu nedenle ülkeler kaynak çeşitliliğini, enerjinin verimli kullanımını sağlamak, ülkedeki enerji yoğunluğunu düşürmek gibi politikaları devreye sokmaktadır. Özellikle 1970’lerde yaşanan petrol krizi ülkeleri bu konuda dikkatli olmaya zorlamıştır. Kısaca arz ve talep dengesini sağlamak amacıyla enerji /enerji kaynaklarının ithalatı bir dereceye kadar normal kabul edilebilir ise de, bu ithalatın kontrol edilemez seviyelere çıkmaması için gerekli önlemlerin alınması önemlidir. Türkiye’nin, genel enerji tüketimindeki petrol bağımlılığının yanı sıra, elektrik üretiminde de, son derece kısıtlı rezerve sahip olduğu halde, doğal gazın payı giderek artmıştır. Yatırım maliyetinin düşüklüğü ve yatırım süresinin kısalığı özel yatırımcı açısından doğal gaz santrallarını cazip hale getirmiştir. Ancak doğal gaz, eğer kullanılacağı ülkede yok ise, gerektiğinde birçok ülkeyi geçen boru hatlarıyla erişilen/ulaştırılan bir kaynaktır. Boru hatları projeleri uzun süre isteyen, yüksek maliyetli projelerdir. Halen bu sektörde de piyasalaştırma çalışmaları sürdürülmektedir. Piyasaya açma faaliyetleri arasında doğal gaz ithalatı vb konular da bulunmaktadır. Ancak geçmişte ülkemizin de yaşadığı gibi, ülkeler arası anlaşmazlıklar doğal gaz temininde önemli sorunlar yaratabilmektedir. Nitekim 2006 yılında Rusya ile Ukrayna arasında yaşanan anlaşmazlık kısa süreli de olsa ülkemizi olumsuz etkilemiştir. Kaldı ki uluslararası anlaşmazlıklar, savaşlar vb. gelişmelerin olması halinde ithalatçı özel firmanın garanti ile ilgili herhangi bir yükümlülüğünün söz konusu olmasının mümkün olamayacağı açıktır. Bu tür durumlarda devletlerarası anlaşmalar bile kesintiye uğrama durumuyla karşı karşıya olacaktır. Sonuç olarak, enerji kaynaklarının yetersizliği nedeniyle ithalat yapılsa da, arz güvenilirliği açısından ithalatın kontrol edilebilir seviyelerde tutulması son derece önemli olmakta, ülkedeki enerji yoğunluğunun düşürülmesi, yerli ve yenilenebilir kaynaklara öncelik verilmesi gibi politikaların devreye sokulması gerekmektedir. Uzun dönemde arz güvenilirliğinin sağlanabilmesi için tahmin edilen elektrik enerjisi talebinin nasıl karşılanacağı sorusunun zamanında yanıt bulması önemlidir. Üretim ve iletim tesisleri için gerekecek yatırımların bazılarının tesis süresi 4 – 5 yıldan fazladır 6 Kaynaklar: Elektrik Enersisi Raporu DEKTMK- 2004 Enerji İstatistikleri DEKTMK–2006 Katı Fosil Yakıtlar, DEKTMK 2007 KOÇAK Ç.,KÜRKÇÜ S. N.,YILMAZ S. Afşin-Elbistan Linyit Havzasının Değerlendirilmesi Ve Linyit Kaynaklarımız Arasındaki Yeri Cilt II S.15-24 Türkiye 9. Enerji Kongresi - İstanbul -2003 KOÇAK Ç. Elektrik Üretiminde Linyit Rezervlerimiz Yerine Doğal Gaz Kullanılmasının Ekonomik Sonuçları Uluslararası Doğal Gaz Kongresi MMO,Bildiriler Kitabı S.443-454 Ankara 2007), KOÇAK Ç. Linyit Rezervlerimiz ve Doğal Gaz Santralları Nedeniyle Linyit Santrallarında Kapasitelerin Düşürülmesinin Ekonomik Sonuçları CİLT I S.111–124 Türkiye 10. Enerji Kongresi - İstanbul -2006) TEAŞ, EÜAŞ, TEİAŞ 1999–2005 istatistikleri, Enerji İstatistikleri DEKTMK–2006 5-54 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU (örneğin bazı linyit ve hidroelektrik santrallar gibi). Yatırımların zamanında ve ihtiyaca cevap verecek miktar ve tipte olması arz güvenilirliğinin sağlanması açısından önemlidir. Eksik veya atıl kapasite kurulması, baz yük veya puant yük ihtiyacına göre santral tesis edilmesi arz güvenilirliğinin sağlanması kadar ülke ekonomisi için de dikkat edilmesi gerekli hususlardır. Üretim tesisleri yatırımlarının zamanının, miktarının ve kompozisyonunun tespiti için arz çalışmaları yapılmaktadır. Elektrik enerjisi arz çalışması (uzun dönem üretim planlama çalışması); elektrik üretim sisteminin gelişim analizi olup, ülkemizde 1985 yılından beri üretim yatırım optimizasyon modelleri kullanılarak yapılmaktadır. Bu çalışmalarda Uluslararası Atom Enerji Ajansı (UAEA) tarafından üye ülkelerin ilgili kurum veya kuruluşuna ücretsiz olarak verilen modeller (WASP III, VALORAGUA, DECADES) kullanılmaktadır. Elektrik enerjisi uzun dönem üretim-yatırım planlama çalışmasının amacı ülke elektrik enerjisi talebini belli kısıtlar altında ve ülkemizin enerji politikalarının yansıtıldığı, optimal üretim kompozisyonunu ve bu kompozisyonu oluşturan çeşitli üretim bileşenlerinin zamanlamasını ortaya çıkarmaktır. Optimal üretim kompozisyonu en düşük maliyetli kompozisyon olup, burada minimize edilen maliyet, üretilen alternatif planları karşılaştırmak için gerekli ekonomik kriter olup; üretim sistemine ilave edilecek termik ve hidrolik santralların yatırım maliyetleri, sistemdeki bütün termik santralların yakıt ve yakıt dışı işletme maliyetleri, hidrolik santralların işletme maliyetleri ile sağlanamayan enerji maliyetini kapsayan toplam maliyettir. Çalışmada üretim tesislerinin proje maliyetleri kullanılarak projeler ekonomik bazda karşılaştırılmakta, finansman maliyetleri yansıtılmamaktadır. Uzun dönem üretim planlama çalışmaları değişik politikaların yansıtıldığı birden fazla senaryolar halinde yapılarak karar vericilere sunulmaktadır. 4.2.1. Mevcut Kurulu Kapasite ve Bilinen Enerji Potansiyelimiz ile Talebin Karşılanması Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı’nın 2004 yılında yaptığı talep tahmini çalışmasına göre elektrik enerjisi talebinin yılda ortalama %7,9 artarak 2010 yılında 242 Milyar kWh ve 2020 yılında 499 Milyar kWh seviyesine ulaşacağı beklenmektedir. 2005 yılı sonuna göre elektrik enerjisi üretiminde kullanılan yerli ve ithal enerji kaynaklarına dayalı üretim tesislerinin üretim kapasitelerinin toplamları sırası ile 94,6 Milyar kWh/yıl ve 134,7 Milyar kWh/yıl’dır. Halen işletmede olan santrallara ait bu üretim kapasitesine ilave olarak inşa halindeki 22,3 Milyar kWh/yıl toplam üretim kapasiteli linyit ve hidrolik kaynaklarımıza dayalı projeler, yaklaşık 10 Milyar kWh/yıl toplam üretim kapasiteli ithal enerji kaynağına dayalı projeler ve ekonomik olarak değerlendirilebilecek, bilinen birincil kaynak potansiyelimizin geri kalan tamamı (143 Milyar kWh) ile hidrolik santralların ortalama yağışlı hidrolojik şartlara göre hesaplanmış proje üretimlerine göre üretim kapasitemiz 373 Milyar kWh/yıl’a çıkmaktadır. Bu durumda, elektrik enerjisi talebinin yukarıda açıklanan tahmindeki gibi artması halinde ilave ithal enerji kaynakları olmadan talep 2015 yılına kadar karşılanabilmektedir. Birincil kaynak potansiyelimizden linyit ve hidroelektrik yerine sadece hidroelektriğin öncelikle değerlendirilmesi durumunda üretim kapasitesi toplamı 2012 yılından sonra elektrik talebini karşılamaya yetmeyecektir. Hidrolik santralların kurak hidrolojik şartlara göre hesaplanmış güvenilir enerji üretimlerine göre ise enerji kaynağı potansiyelimizin tamamı ile üretim kapasitemiz 343 Milyar kWh/yıl olmaktadır. Bu durumda talep 2014 yılına kadar ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-55 karşılanabilmektedir. Linyit ve hidroelektrik kaynakları beraber kullanmak yerine sadece hidrolik potansiyelin öncelikle değerlendirilmesi durumunda ise talep 2011 yılından sonra karşılanamamaktadır. Talep tahmin çalışmasıyla birlikte yeniden yapılması gereken bu değerlendirme; hızla artan elektrik enerjisi talebinin sadece bilinen kömür, hidroelektrik ve diğer yenilenebilir potansiyelimize dayalı yeni üretim tesisi yatırımları ile karşılanamayacağını ithal kaynaklara dayalı üretim tesislerinin de kurulması gerektiğini göstermektedir. Ancak, belirli bir yıldan sonra kapasite ilavesinin tamamen ithal kaynağa dayalı olmasının getireceği riskler göz önüne alındığında, ekonomik olduğu sürece yerli ve yabancı birincil kaynaklardan dengeli bir şekilde yararlanılması ülkemiz için daha ekonomik ve güvenilir olacaktır. Ülkemizde mevcut linyit, taşkömürü, hidrolik, gaz ve diğer kaynakların en kısa zamanda geliştirilerek elektrik enerjisi üretimine katılması gerekmektedir. Bu nedenle elektrik enerjisi talebinin mümkün olduğu ölçüde yerli kaynaklarla karşılanması için, bilinen miktardaki kaynakların en ekonomik ve maksimum faydayı sağlayacak şekilde değerlendirilmesi ve yeni kaynakların geliştirilerek biran önce elektrik üretiminde kullanılmasının sağlanması gerekmektedir. Bunun için bilinmeyen ekonomik kaynaklarımızın bulunması ve alternatif enerjilere yönelik teknolojik araştırmalar için yeterli yatırımlar yapılmalıdır. Yerli kaynakların dengeli bir şekilde öncelikle değerlendirilmesinin elektrik enerjisi açısından önemi oldukça büyüktür. Ancak, halen yürürlükte olan yasal düzenlemeler çerçevesinde bir plan dahilinde üretim yatırımlarının gerçekleştirilmesi mümkün görülmemektedir. Üretim tesisi yatırımları özel sermayeden beklenmektedir. Yatırımcının üretim tesisi için kapasite büyüklüğü, kaynak tipi, coğrafik bölgesi ve teknolojisi gibi hususlarda tam olarak serbest davranma hakkı bulunmaktadır. Diğer bir deyişle, üretim yapılması gereken üretim tesisinin hangi yıl ne kadar kapasitede, ithal ya da yerli hangi kaynağa bağlı olduğu ve hangi bölgede yapılacağı konularında yatırımcıların yönlendirilmeleri mümkün görülmemektedir. Burada yapılan açıklamalar ve yerli linyit kaynakları ile ithal kaynaklar arasında yapılan karşılaştırmalar göz önünde bulundurulurken mevcut yasal düzenlemelerin yatırımlar üzerindeki etkisini de akılda tutmak gerekir. 4.2.2. Doğal Gaz Ve Hidroelektrik Santralları Nedeniyle Linyit Santrallarında Kapasitelerin Düşmesinin Ekonomik Sonuçları (Koçak, 2006 Ve 2007) Doğal gaz santralları nedeniyle linyit santralarında ve ilgili linyit işletmelerinde kapasitelerin düşmesi ile santrallarda ve ilgili kömür ocaklarındaki üretim maliyetlerinin artması sonucunda önemli ekonomik kayıplar olmaktadır. Bunun analitik boyutunu anlamak için kurulu gücü 5569 MW olan 9 linyit santralının istatistik değerleri analiz edilerek değerlendirilmiştir. Değerlendirilen linyit santrallarında; tam kapasitedeki değerleri olarak santralların enerjiye en fazla ihtiyaç olduğu 1999–2000 yıllarında ürettiği değerleri alınmıştır. Böylelikle proje değerleri yerine santralların özgün durumları nedeniyle enerji talebinin üst düzeyde olduğu zamandaki üretebileceği değerleri kapasiteleri olarak alınmıştır. Bu santralların bu dönemdeki ortalama kullanım süresi 6000 saat/yıl olmuştur. 1999– 2000 yılındaki santrallarla ait istatistik değerlerine göre toplam üretim maliyetinin deflatör enerji değerleri (Hazine Müsteşarlığı 2006) ile 2006 yılına dönüştürülmüş değeri 1,076 milyar dolar/yıl, yıllık toplam üretimi 29263x106 kwh/yıl olup ortalama birim üretim maliyeti 3,68 cent / kwh olmuştur (Tablo 4.1). 5-56 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU Tablo 4. 1. Yatağan ve Kemerköy santralarının 2000, diğer santralların 1999 değerleri Linyit Santralları Kurulu Kullanım Toplam Güç Süresi Maliyet MW (saat) 1000$ Net Net Birim 2006 Değerine 2006 Değerine Üretim Maliyet Dönüştürül. Dönüştürül. Gwh cent/kwh Net Birim Topl.Maliyet Maliyet 1000$ cent/kwh 150000 7009 1,56 2,14 64414 1452 3,23 4,44 79765 1246 4,66 6,3 131714 3559 2,7 3,7 290628 5831 3,63 5 91207 1703 3,9 5,36 92900 2636 2,42 3,5 116000 3839 2,07 3 59329 1988 2,17 3,02 1075957 29263 2,65 3,68 ELBİSTAN-A 1360 5782 109108 KANGAL* 300 5414 46201 ORHANELİ 210 6753 58105 SEYİTÖMER 600 6664 95947 SOMA B 990 6781 211708 TUNÇBİ (A+B) 429 5130 66439 KEMERKÖY 630 5038 63837 YATAĞAN 630 6799 79641 YENİKÖY 420 5916 43218 toplam-ortal. 5569 6080 774204 Kaynak: TEAŞ İstatistikleri 1999-2000 *09.06.2000 tarihinde servise girdiği için Santralın üçüncü ünitesi değerlendirilmemiştir. Linyit kömürlerimize dayalı santralların toplam kurulu gücü 8153 MW’dır. Çayırhan santralı (620 MW)’nın işletme hakkı devri kapsamında, Elbistan B(1440 MW), Çan (320 MW) santrallarının ise 2004, 2005 yıllarında devreye girmeleri nedeniyle değerlendirme dışında tutulmuştur. 1999 ve 2000 yılı değerlerine göre Linyit santrallarında; M (Ortalama Toplam maliyet ) = %59 (YAKIT) + % 41 (SANTRAL)’ dan oluşmaktadır. YAKIT → %59 → %18(işçilik)+%14(amortisman, olağandışı masraflar)+ %22(dekapaj giderleri)+%5(malzeme, dışardan sağlanan faydalar) SANTRAL → % 41 → %15( İşçilik)+%17(Amortisman) +%4(Malzeme) + %5(Çeşitli giderler) den oluşmaktadır. Bu giderlerden işçilik ve amortisman sabit, diğerleri ise değişken giderlerdir. Linyit santrallarının toplam üretim kapasiteleri değişik oranlarda düşürüldüğünde, azalamayacak sabit giderler nedeni ile termik santrallar ve termik santrallara kömür sağlayan maden işletmelerinin sabit giderleri toplam giderlerin ortalama % 80’inin altına inememektedir. Bu nedenle Linyit santrallarında ve ilgili madende kapasitelerin düşürülmesi durumunda azalamayacak sabit giderler nedeni ile birim üretim maliyeti dört beş kat artabilmektedir (Tablo 4. 2). ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-57 Tablo 4.2. 5569MW Gücündeki Linyit Santrallarında Kapasite Kullanım Oranına Göre Net Üretm miktarları, Birim Üretim Maliyet ve Toplam Maliyet Artışları L.Santralarının Kap. Kullanımı % 10 % 20 % 30 % 40 % 50 % 60 % 70 % 80 % 90 % 100 Toplam Maliyet* milyon $/yıl M1 =861 M2 = 887 M3 = 914 M4 =941 M5 = 969 M6 = 988 M7 = 1008 M8 = 1028 M9 = 1048 M = 1076 Net Üretim 106 kwh/yıl Birim Maliyet cent / kwh Ü10 = 2926 Ü20 = 5852 Ü30 = 8778 Ü40 =11704 Ü50 = 14630 Ü60 = 17556 Ü70 = 20842 Ü80 = 23408 Ü90 = 26334 Ü = 29260 B1 = 29 B2 = 15,2 B3 =10,4 B4 = 8 B5 = 6,6 B6 =5,6 B7 = 4,8 B8 = 4,4 B9 = 4 B = 3,68 Maliyet Artışı Milyon $ / yıl Ü10 x (B1–3,68) = 741 Ü20 x (B2–3,68) = 674 Ü30 x (B3–3,68) = 590 Ü40 x (B4–3,68) = 506 Ü50 x (B5–3,68) = 427 Ü60 x (B6–3,68) = 337 Ü70 x (B7–3,68) = 233 Ü80 x (B8–3,68) = 169 Ü90 x (B9–3,68) = 84 *Toplam maliyet verileri olarak, 2006 değerine dönüştürülmüş toplam maliyet verileri esas alınmıştır. Şekil 4.1 : Linyit Santrallarında Üretimin Düşmesiyle Oluşacak Yıllık Maliyet Artışları (MİLYON$/YIL) LİNYİT SANTRALLARINDA(5569MW) KAPASİTE DÜŞMESİYLE OLUŞACAK TOPLAM MALİYET ARTIŞLARI (MİLYON $/YIL) 800 700 600 500 400 300 200 100 0 741 674 590 506 427 337 233 10% 20% 30% 40% 50% 60% 169 84 70% 80% 90% KAPASİTE KULLANIMI Linyit Santrallarında Kapasite %50 olduğunda linyit işletmelerinde ve santrallarındaki maliyet artışı toplam yılda yaklaşık 427 milyon $ olmaktadır (Şekil 4.1). Linyit santrallarına ait istatistik verilerin analizi ve yapılan değerlendirmeler aşağıda özetlenmiştir; • Linyit santralarında elektrik üretim maliyetlerindeki artış; kapasite kullanım oranlarına bağlı olarak, net üretim miktarlarının, birim üretim maliyetlerindeki, (B1,B2,..B9– 3,68)cent/ kwh artış değerleriyle çarpılmasıyla bulunabilir (Tablo 4. 2). 5-58 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU • Doğalgaz santrallarında linyit santrallarındaki kapasite kaybı kadar net üretilen elektrik; (DB–3,68) cent/kwh fark değerleri kadar pahalı üretilmektedir. Hidroelektrik santrallarda ise linyit santrallarındaki kapasite kaybı kadar üretilen elektrik; (3,68–HB) cent/kwh fark değeri kadar ucuz üretilmektedir (Tablo 4. 3). Bu değerlerin (Tablo 4. 2)’deki maliyet artışı değerleriyle toplanması sonucunda elektriğe fazladan ödenen parasal miktarlar simülasyon şeklinde hesaplanabilir (Tablo 4. 4). • Linyit santrallarında; kapasite düşürüldükçe istihdam, katma değer ve çoğaltan etki değeri azalmaktadır. Bu durumda oluşacak toplam kayıp aşağıdaki bağıntılar ile hesaplanabilir. Linyit Santrallarının Kapasite Kullanımı % 10 % 20 % 30 % 40 % 50 % 60 % 70 % 80 % 90 O L U Ş A C A K T O P L A M KAYIP Ü10 x (B1 – 3,68) + Ü90 x ( DB – 3,68) + K1+ Ç1 Ü20 x (B2 – 3,68) + Ü80 x ( DB – 3,68) + K2+ Ç2 Ü30 x (B3 – 3,68) + Ü70 x ( DB – 3,68) + K3+ Ç3 Ü40 x (B4 – 3,68) + Ü60 x ( DB – 3,68) + K4+ Ç4 Ü50 x (B5 – 3,68) + Ü50 x ( DB – 3,68) + K5+ Ç5 Ü60 x (B6 – 3,68) + Ü40 x ( DB – 3,68) + K6+ Ç6 Ü70 x (B7 – 3,68) + Ü30 x ( DB – 3,68) + K7+ Ç7 Ü80 x (B8 – 3,68) + Ü20 x ( DB – 3,68) + K8+ Ç8 Ü90 x (B9 – 3,68) + Ü10 x ( DB – 3,68) + K9+ Ç9 DB : Doğalgaz santrallarının ortalama yıllık net birim satış fiyatı¹(cent/kwh ) Ü10,Ü20..Ü90:L.Santrallarının kapasite yüzdesine göre yıllık net üretimleri(kwh ) B1, B2,..B9 : “ “ “ “ yıllık net birim maliyetleri (cent / kwh) K1, K2,...K9 : “ “ “ “ azalan katma değer miktarları Ç1, Ç2,...Ç 9 : “ “ “ “ azalan çoğaltan etki değeri ¹ Yİ ve YİD kapsamındaki doğal gaz santrallarında satış değerleri alınırken kamuya ait olan linyit santrallarında ticari maliyet değerleri alınmıştır. Tablo 4.3. Hidroelektrik Ve Doğalgaz Santrallarında Linyit Santrallarının Kapasite Kaybı Kadar Üretilen Elektriğin Azalan veya Artan Tutarları 5569MW Gücündeki L. Santrallarının Kapasite Kullanımı L. Santrallarının Kapasite Kaybı Kadar Hidroelektrik Ve Doğalgaz Santrallarında Üretilen Elektrik miktarı ile (HB*- 3,68), (DB - 3,68) cent / kwh Farklarının Çarpılan Tutarlar (Milyon $/yıl) HİDROELEKTRİK S. Farklar % 10 % 20 % 30 % 40 % 50 % 60 % 70 % 80 % 90 –3 cent – 790 – 702 – 625 – 527 – 439 – 352 – 263 – 176 – 88 –2 cent – 527 – 468 – 417 – 351 – 293 – 235 – 176 – 117 – 59 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU DOĞAL GAZ SANTRALLARI 6 cent 1580 1405 1251 1053 878 704 527 351 176 7 cent 1843 1639 1459 1229 1024 822 615 410 205 8 cent 9 cent 2107 2370 1873 2107 1667 1876 1405 1580 1170 1317 939 1057 702 790 468 527 234 263 10 cent 2633 2341 2084 1756 1463 1174 878 585 293 5-59 Linyit santrallarında kapasite kullanım oranının %50 olmasıyla toplam üretimin 14630 Gwh azalmasına neden olacak doğalgaz santrallarının net birim satış fiyatı 9 cent daha pahalı ise, elektrik 1317 Milyon $/yıl (9x14630x106=1317) pahalı üretilmektedir(Tablo 4.3). Bu tablodaki değerlerin (Tablo 4.2) veya (Şekil 4.1) deki maliyet artışı değerleriyle toplanmasıyla, linyit santrallarının düşük kapasite de çalışmasının sonucunda üretilen elektriğin kamuya maliyetindeki değişim veya toplam parasal kayıp, kazançları bulabiliriz (Tablo 4. 4). Tablo 4. 4. Doğal Gaz, Hidroelektrik Santralları Nedeniyle Linyit Santrallarında Düşük Kapasite ile Üretim Yapılması ve Oluşacak – Kazanç, Kayıplar 5569MW Gücündeki (HB*- 3,68),(DB - 3,68) cent / kwh Farklarına Göre Oluşacak – L. Santrallarının Kazanç , Kayıplar (Milyon $/Yıl) HİDROELEKTRİK S. DOĞAL GAZ SANTRALLARI Kapasite Kullanımı Farklar –3 cent –2 cent 6 cent 7 cent 8 cent 9 cent 10 cent % 10 – 49 214 2321 2584 2848 3111 3374 % 20 – 28 206 2079 2313 2547 2781 3015 % 30 – 35 173 1841 2049 2257 2466 2674 % 40 – 21 155 1559 1735 1911 2086 2262 % 50 – 12 134 1305 1451 1597 1744 1890 % 60 – 15 102 1041 1159 1276 1394 1511 % 70 – 30 57 760 848 935 1023 1111 % 80 –7 52 520 579 637 696 754 % 90 –4 25 260 289 318 347 377 *HB : Hidroelektrik santrallerin birim üretim ticari maliyet değerleri Yapılan simülasyonda ( Tablo 4. 4); • Linyit santrallarında kapasite kullanım oranının %50 olmasına neden olacak doğal gaz santrallarının net birim satış fiyatı 12,68cent / kwh veya DB -3,68 cent / kwh farkı 9 cent ise kullanılan elektriğe yılda 1744 milyon $(1317+ 427=1744) fazla ödenecektir. • Üretilen elektriğin tamamı Linyit ve Hidrolik kaynaklarımıza dayalı santrallardan üretilmiş durumda da olsa hidroelektrik santrallerin doluluk oranında Linyit Santrallarımızın kapasitesi düşürülecektir. Bu durumda elektriğin maliyeti fazla artmayacak aksine azalabilecektir. Linyit santrallerin da kapasite kullanım oranının % 60 olmasına neden olacak hidroelektrik Santrallerin ortalama birim üretim maliyeti 0,68 cent / kwh veya (HB –3,68) farkı – 3 cent ise üretilen elektriğe yılda 15 milyon $ (– 352+ 337 = –15) daha az ödenecektir. • Bu miktarlara istihdam, katma değeri ve çoğaltan etki değerlerindeki azalmanın oluşturacağı iktisadi kayıpların da eklenmesiyle toplam ekonomik kayıp bulunabilecektir. • Bu analizler mevcut linyit santrallarının % 68’ini oluşturan bölümü için yapıldığından, yapılacak alım garantili yeni doğal gaz veya dışa bağımlı santrallarla elektriğin kamuya maliyeti daha da artacaktır. Linyit rezervlerimize ve hidrolik kaynaklarımıza dayalı santrallerin yapımına öncelik verilmesi halinde ise bu ekonomik kayıpların olmayacağı veya çok azalacağı görülmektedir. 5-60 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU • Yapılan simülasyondan da görüleceği gibi öncelikle yerli uygun kaynaklara yönelik enerji yatırımlarının yapılması halinde kamunun finansman bulması veya finansman maliyetini karşılaması mümkündür. Aksi halde kamuya ait olmayan dışa bağımlı santrallerin ve bu santrallerin üreteceği pahalı elektriğin finansmanı kamu tarafından fazlasıyla karşılanacaktır. Üstelik bu durumda dış ticaret açığı, enerji arz güvenliği riski ve elektriğin maliyeti artacaktır. 4.2.3. Linyit Santrallerimizin Dizayna Esas Kapasitelerinde Çalışamamasının Başlıca Nedenleri (Kömür raporu 4.1.7 bölüm DEKTMK 2007) • Kömür rezervinin tespit edilmesine yönelik yapılan çalışmalar sırasında alınan numuneler ve sahaların farklılığı ve histogramlar santralın dizaynına esas kömür karakteristiğini tam olarak yansıtmamaktadır. Kömür sahasında bulunan kömürün uniform bir yapıda olmaması rezerv tespit çalışmaları sırasında yapılan histogramların yetersiz olması ile farklı kalitede ve formasyonda bulunan kömürün santaralın dizaynına esas kömür özelliklerinde sürekli verilememesi öncelikle kazan işletmesinde sorunlara yol açmaktadır. Bugüne kadar yapılan santral sözleşmelerinde santralde yakılacak kömürün sadece Kalori değerinde (± %15), marjın dikkate alınmıştır. Kül ve nem değerlerinde hiçbir marjın öngörülmemiştir. Oysa, Kül ve Nem değerlerinde de örneğin (± %10) sapmaların olabileceği dikkate alınarak sözleşme yapılmalıdır. Bununla birlikte Kalori, Nem, Kül’ün dışında Kükürt ile Kömürdeki CaCO3 parametreleri ve kül içinde bulunan Silis oranıda belirlenerek, santral dizaynına esas parametreler olarak dikkate alınmalıdır. Kömürün kazan dizaynına esas değerlerde kalorifik değerinin sağlanamaması durumunda, kazan içerisinde tam yanmanın sağlanması için taze hava, belirlenen orandan fazla verilmekte bu da kazan yanma optimizasyonunu bozmakta, ve dizayn limitlerinin dışına çıkılması ile dengenin bozulmasına neden olmaktadır. • Termik santrallerin kazan karakteristiklerinin belirlenmesine yönelik kömür sahasından alınan ve analize tabi tutulan kömür numunelerinin kömür rezervini tam olarak temsil etmemesi, • Son 20 yıldır uygulanan özelleştirme politikaları, siyasi ve politik atamalar, kamu santrallerinde çalışan personelin motivasyonunu bozması, iş gücü kayıplarına neden olması, santrallerde gerekli sayıda nitelikli personel istihdamının yapılamaması, • Santral stok sahasında, kömürün kalori, nem, kül ve kükürt içeriği ile tane boyu dağılımındaki dalgalanmaları en aza indirebilmek için harmanlama ve stoklama faaliyetinin yeterli şekilde yapılamaması, • Kömür üreticisi tarafından belirlenmiş kömür özelliklerine uygun kömürün teslim edilememesi, • Yine bu süre içerisinde özelleştirilecek gerekçesi ile gerekli bakım, onarım, idame ve yenileme yatırımları tam olarak yapılamaması, • Çevre ve hava kalitesi açısından çok önemli olan santrallerdeki baca gazı arıtma sistemlerinin istenen düzeyde çalıştırılamaması, şeklinde sıralanabilir. Yukarıda belirtilen hususların giderilmesi halinde, linyit santrallerimiz kapasitelerinde üretim yapabilecek durumda olacaktır. Ancak öncelikle Yİ, YİD ve İHD santrallarının sözleşmeleri, otoprodüktör ve otoprodüktör grubu santrallarının üretimleri dikkate alınarak temel yük santralları tespit edilmektedir. Daha sonra sırası ile su tutma kapasiteleri sınırlı hidrolik santrallar, daha büyük rezervuarlı hidrolik santrallar, sözleşmeye bağlanmamış termik santrallar, puant amaçlı küçük hidrolik santrallar talebi karşılamak üzere günlük üretim programına dahil edilirler. Gece yükleri çok az miktarda ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-61 hidrolik santralların katkısı ile veya tamamen termik santrallardan karşılanmaktadır.(Bak bölüm 2.1.2) Buradan da anlaşılacağı gibi kamuya ait linyit ve taşkömürü santrallarımızın kapasitelerinde elektrik üretmeleri yalnız bu santrallarımızın performanslarına bağlı değildir. 4.2.4. Elektrik Enerjisi Arz (Üretim Planlama) Çalışması Elektrik enerjisi talebinin güvenilir bir şekilde karşılanması için yeni kurulacak üretim tesislerinin zamanlaması, miktarı ve kompozisyonu hakkında karar vericilere, yatırımcılara yol göstermek üzere elektrik enerjisi uzun dönem üretim planları yapılmaktadır. TEİAŞ tarafından 2004 yılında yapılan üretim planlama çalışmasına ait sonuçlar aşağıda verilmektedir. 2004 yılında yapılan arz çalışmasında kullanılan talep tahmin serisine göre elektrik talebinin ortalama yılda %7,9 artarak 2010 yılında 242 Milyar kWh ve, 2020 yılında 499 Milyar kWh seviyesine ulaşacağı öngörülmüştür. 2020 yılına kadar olan dönemi kapsayan ve ülkenin enerji politikaları da dikkate alınarak yapılan plan çalışmalarında kaynaklarla ilgili uzun dönemli sözleşmelerdeki miktarlar dikkate alınmış ve elektrik enerjisi üretimi için gereken yerli ve ithal enerji kaynakları mümkün olduğunca çeşitlendirilmiştir. Çevrenin gözetilmesi için yeni kurulacak kömür yakıtlı santralların baca gazı arıtma tesisi ile birlikte veya akışkan yataklı yakma teknolojisi gibi yeni teknolojiler ile tesis edilecekleri dikkate alınmıştır. Bu plan çalışması sonuçlarına göre, 2020 yılına kadar ekonomik olarak değerlendirilecek linyit ve hidroelektrik potansiyelimiz değerlendirilmektedir. İnşa halindeki ve yeni lisans almış 7386 MW kapasitedeki üretim tesisine ilave olarak 2020 yılına kadar enerji talebini güvenilir bir şekilde belli bir yedekle karşılamak üzere toplam 42441 MW ilave kapasitenin sisteme eklenmesi gerekecektir. 2020 yılında kurulu güç 2005 sonu değerinin yaklaşık 2,5 katı artarak 96300 MW seviyesine ulaşacağı tahmin edilmektedir. 2020 yılına kadar ilave edilmesi öngörülen toplam kapasite Tablo 4. 5’de verilmektedir. Tablo 4. 5. 2030 Yılına Kadar İşletmeye Girmesi Öngörülen Kapasitenin Yakıt Cinslerine Dağılımı İlave Kapasite (MW) Kömürü İthal kömür Doğal gaz Rüzgar Nükleer Hidrolik + Jeotermal Fuel-Oil + Motorin TOPLAM 2020 Yılı Sonu Durum (MW) 11442 1200 4631 15732 3019 4500 18182 54 58760 18661 1755 6102 27947 3038 4500 31038 3307 96348 Kaynak : Türkiye Elektrik Enerjisi Üretim Planlama Çalışması, TEİAŞ, Kasım 2004 5-62 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 2006 yılı sonunda 40539 MW olan kurulu gücün, 229,3 Milyar kWh olan proje üretim kapasitesinin ve 197,3 Milyar kWh olan güvenilir üretim kapasitesinin 2020 yılına kadar öngörülen gelişimi Tablo 4. 6 ’ da gösterilmektedir. Tablo 4. 6. Kurulu Güç ve Üretimin Gelişimi 2010 2015 2020 GÜÇ (MW) 48816 71272 96348 PROJE ÜRETİMİ (GWh) GÜVENİLİR ÜRETİM (GWh) 273326 403042 544288 245468 362913 491318 Kaynak : Türkiye Elektrik Enerjisi Üretim Planlama Çalışması, TEİAŞ, Kasım 2004 Proje üretim kapasitesi 2010 yılında 273 Milyar kWh, 2015 yılında 403 Milyar kWh, 2020 yılında 544 Milyar kWh seviyelerine ulaşmaktadır. Kurak hidrolojik şartların dikkate alındığı güvenilir enerji üretim kapasiteleri ise aynı yıllar için sırası ile 245 Milyar kWh, 363 Milyar kWh, 491 Milyar kWh’in üzerinde hesaplanmaktadır. 2006 yılı sonunda Türkiye toplam kurulu gücü içerisinde %54 olan yerli kaynakların payı 2020 yılına kadar olan planlama döneminde çok fazla değişmemekte ve 2020 yılında %57 olmaktadır. Plan dönemi içinde kurulu gücün gelişimi ile toplam kapasiteye karşılık puant güç gelişimi incelendiğinde, kapasite yedeğinin kabul edilebilir seviyelerde seyrettiği görülmektedir. Kurulu güç yedeği ile hidrolik santralların normal ve kurak hidrolojik şartlardaki üretimlerine göre hesaplanan proje ve güvenilir enerji üretim yedekleri ise Tablo 4.7 ’de verilmektedir. Tablo 4. 7. Yedekler PUANT TALEP KURULU GÜÇ YEDEK ENERJİ TALEBİ PROJE ÜRETİMİ YEDEK GÜVENİLİR ÜRETİM YEDEK MW MW MW % 2010 38758 48816 10058 26,0 2015 57050 71272 14222 24,9 2020 79350 96349 16999 21,4 GWh GWh GWh % GWh GWh % 242020 273326 31306 12,9 245468 3448 1,4 356200 403042 46842 13,2 362913 6713 1,9 499490 560538 61048 12,2 507568 8078 1,6 Kaynak : Türkiye Elektrik Enerjisi Üretim Planlama Çalışması, TEİAŞ, Kasım 2004 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-63 Bu çalışmaya ilave olarak düşük talep serisi kullanılarak alternatif bir çalışma daha yapılmıştır. Bölüm 3’te belirtildiği üzere Düşük Talep serisinde yıllık artış ortalama %6,3 dolayındadır. Arz çalışması sonucuna göre alternatif talebin karşılanması için kurulması gereken kapasite, Tablo 4. 8 ’de görüleceği gibi doğal olarak daha düşük olmakta ancak sistemin yedek miktarları yine güvenli bir seviyede tutulmaktadır. Tablo 4. 8. Yedekler (DÜŞÜK SENARYO ÇÖZÜMÜ) PUANT TALEP KURULU GÜÇ YEDEK ENERJİ TALEBİ PROJE ÜRETİMİ YEDEK GÜVENİLİR ÜRETİM YEDEK MW MW MW % 2010 35232 45473 10241 29,1 2015 47969 58780 10811 22,5 2020 66611 80029 13418 20,1 GWh GWh GWh % GWh GWh % 216747 251269 34522 15,9 224708 7961 3,7 294560 332240 37680 12,8 299400 4840 1,6 406533 457497 50964 12,5 412197 5664 1,4 Kaynak : Türkiye Elektrik Enerjisi Üretim Planlama Çalışması, TEİAŞ, Kasım 2004 Birçok ülkede elektrik sektörü rekabetçi yapıya geçmiştir. Liberal elektrik sektörü en düşük maliyetli çıktıyı üretmek eğiliminde olup diğer sosyal amaçları dikkate almayı ihmal etmektedir. Bu amaçların en önemlilerinden biri de enerji temininde güvenilirlik sağlanmasıdır. Güvenilirlik; talebi karşılamak üzere yeterli kaynağın karşılıklı anlaşarak tespit edilmiş fiyat ile temin edilmesidir. Güvenilirlik problemi özellikle talep artışının yüksek seyretme eğiliminde olan ülkelerde iki farklı riski işaret etmektedir; miktar (arz temini yeterli olacak mı) ve fiyat riski. Yakıt temininde kesinti olduğunda bulunamayan yakıtın yerine mümkün ise başka bir yakıtın kullanılması devreye girecektir. Örneğin, elektrik üretiminde doğal gaz temininde sıkıntı sıvı yakıt ürünlerinin (fuel-oil, motorin gibi) elektrik üretiminde daha fazla kullanılmasına sebep olacaktır. Elektrik sektörü için güvenilirliğin sağlanmasında yakıt kaynağında ve teknoloji seçiminde optimum seviyede çeşitlendirilmenin sağlanması düşünülmelidir. Elektrik sistemindeki kaynak çeşitlendirilmesinin matematiksel olarak tanımlanarak üretim tesisleri gelişim planlarına yansıtıldığında, üretim tesislerinin gelişim planlarının sonuçları sadece üretim sistemi maliyeti açısından değerlendirilmemekte arz güvenilirliğinin veya kaynak çeşitlendirilmesinin maliyetleri de dikkate alınmaktadır. Üretim sistemi maliyetlerine ilave olarak arz güvenilirliğinin sağlanamamasının sebep olabileceği maliyetler de dikkate alındığında ülke elektrik sistemi için tespit edilen üretim senaryolarının uygunluk sıralamasının değiştiği, en düşük maliyetli çözümün optimum çözümler içinde yer almadığı görülmüştür. 5-64 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 4.3. Çevre ile İlgili Uluslararası Anlaşmalardan Kaynaklanan Kısıtlar Ekonomik ve sosyal yaşamın vazgeçilmez bir unsuru olan enerjinin üretimi, dönüşümü ve tüketimi aynı zamanda çevre sorunlarına da yol açmaktadır. Bu nedenle enerjiden kaynaklanan yerel, bölgesel ve global çevre sorunlarının en aza indirilmesi enerji politikalarının ayrılmaz bir parçası haline gelmiştir. Diğer yandan bu sorunlar elektrik üretiminde kaynak tercihini de etkileyen faktörler arasındadır. Enerjiden kaynaklanan çevre sorunları denilince ilk akla gelen fosil yakıtların yanması sonucu ortaya çıkan ve iklim değişikliğine neden olduğu belirtilen sera gazları arasında başta gelen karbondioksit ile diğer gaz ve partikül halindeki kirleticilerdir. Doğrudan çevre ve enerji ilişkisini ele alan en önemli anlaşma olan BM İklim Değişikliği Çerçeve Sözleşmesi (İDÇS), 1992 yılında Rio’ da düzenlenen BM Çevre ve Kalkınma Zirvesinde imzaya açılmış olup, 21 Mart 1994 tarihinde yürürlüğe girmiştir. 2003 yılı itibariyle İDÇS’ne aralarında Türkiye’nin de bulunduğu bazı ülkeler hariç, 188 ülke ve AB taraf olmuştur. Bu Sözleşmede çeşitli ülke gruplarına göre farklı yükümlülükler getirilmiş olsa da, temel amaç, sera gazı yayımlarının 1990’lar seviyesine çekilmesi için ulusal politikaların geliştirilmesidir. TEİAŞ tarafından 2004 yılında yapılan üretim planlama çalışmalarında yeni kurulacak kömür yakıtlı santralların elektro filtre, baca gazı kükürt arıtma tesisi ile birlikte yapılacağı veya akışkan yataklı yanma teknolojisi ile kurulacakları kabul edilmiştir. Planlama çalışması sonuçlarına göre, dönem boyunca toplam CO2 emisyonları yaklaşık 2,5 kat artarken toplam SOX emisyon miktarı planlama dönemi boyunca kayda değer bir artış göstermemektedir. Kömür yakıtlı santraların FGD tesisi ile birlikte tesis edileceği veya Akışkan Yataklı Yakma teknolojisi ile kurulacağı kabul edildiğinde birim elektrik üretimi başına CO2 miktarında artış görülürken SOX emisyonlarında azalma gözlenmektedir. Yeni kurulacak kömür yakıtlı santralların kontrol teknolojileri ile birlikte kurulacakları kabul edildiğinden SOX emisyonları yaklaşık %95 oranında bu tesislerde tutulacak olup hesaplanan emisyonların önemli bir kısmı halen işletmede olan ve baca gazı kükürt arıtma tesisi kurulmamış kömür santralların üretimlerinden kaynaklanmaktadır. Bu plan çalışması sonuçlarına göre 2020 yılına kadar elektrik enerjisi üretiminden kaynaklanan toplam emisyon miktarları ve birim elektrik üretimi başına CO2 ve SOx değerleri Tablo 4. 9’da verilmektedir. Tablo 4. 9. Emisyonlar Milyon Ton/yıl CO2 SOx 2010 86,0 1,5 2015 130,6 1,5 2020 207,8 1,6 Ton/GWh 2010 2015 2020 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 357,3 368,7 417,9 6,1 4,3 3,2 5-65 4.4. Yatırım ve Yakıt Maliyetleri TEİAŞ tarafından 2004 yılında yapılan plan çalışmasında kullanılan ve ilgili kurumlardan elde edilen bilgiler doğrultusunda hazırlanan üretim tesislerinin yatırım maliyetleri Tablo 4.10’ da verilmiştir. Plan çalışmalarında projelerin karşılaştırılmalarının aynı bazda ekonomik maliyetler dikkate alınarak yapılması uluslararası kabul edilen bir yaklaşım olduğundan ülkemizde yapılan plan çalışmalarında da projelerde kullanılacak kredilerin şartları dikkate alınmamıştır. Projelerin inşaat süreleri ve %107 bugüne indirgeme oranı dikkate alınarak hesaplanan inşaat süresi faizleri yatırım maliyetlerine eklenerek finansman maliyetleri bulunmuştur. Plan çalışması sonucunda 2005-2020 dönemi için öngörülen toplam 51375 MW yeni kapasite ilavesi için, halen inşa halinde ve lisans almış projelerin yatırım harcamaları hariç ve 2020 sonrası yapılması gerekecek yatırımların bu döneme yansıyan harcamaları dahil olmak üzere, inşaat dönemi faizi hariç toplam yatırım tutarı 91,3 Milyar $’dır. Bu harcamaların dönemlere dağılımı: • • • 2005 – 2010 dönemi için toplam 15,5 Milyar $ veya yılda 2,6 Milyar $ 2011 – 2015 dönemi için toplam 24,7 Milyar $ veya yılda 4,9 Milyar $ 2016 – 2020 dönemi için toplam 51,1 Milyar $ veya yılda 10,2 Milyar $ olarak hesaplanmıştır. Burada hesaplanan yatırım ihtiyacı talebin ortalama yılda %7.9 artarak 2020 yılında 499,5 Milyar kWh’e ulaşacağı kabulü ile ETKB tarafından 2004 yılında yapılan talep tahmin çalışmasına dayanmaktadır. Tablo 4. 10. 2004 yılında yapılan Plan Çalışmasında Dikkate Alınan Üretim Tesislerinin Yatırım ve Yakıt Maliyetleri Linyit (360 MW) FGD Dahil Linyit (160 MW) Taşkömür (300 MW) İthal Kömür (500 MW) Doğal Gaz (700 MW) Doğal Gaz (275 MW) Nükleer (1000 MW) Hidrolik (Kanal) Hidrolik (Baraj) Rüzgar (Ortalama) İnşaat Süresi Santralın (Yıl) Ömrü (Yıl) Yatırım Maliyeti* ($/kW) Yakıt Maliyeti (cent/10 6 kcal) 1394 445 5 30 1416 1398 1118 600 750 1750 ** 1100 1350 1500 868 1293 833 1966 1966 382 4 4 4 3 3 8 2-3 4-8 1 30 30 30 25 25 30 50 50 25 (*) Yatırım maliyetlerine finansman giderleri dahil edilmemiş olup bütün projelerin ekonomik karşılaştırması yapılmıştır. (**) Nükleer santralların ihale teklif fiyatı 2300 $/kW olarak gerçekleşmiş olup, 1750 $/kW uzun dönem planlarında diğer aday santrallar ile belli kısıtlar çerçevesinde rekabet edebileceği fiyat olarak belirlenmiştir. 7 DPT tarafından belirlenmektedir. 5-66 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 2004 yılında yapılmış olan elektrik enerjisi üretim planlama çalışması için kullanılan değerlere göre elde edilen sonuçların özeti bu bölümde verilmiştir. Son planlama çalışmasından bu yana mevcut koşulların gelişmesine bağlı olarak politikalarda değişiklik olabileceği gibi yatırım ve yakıt maliyetlerinde büyük değişiklikler meydana gelmiştir. Özellikle son yıllarda petrol fiyatları ile buna bağlı olarak doğal gaz fiyatlarında gerçekleşen artış miktarları, yukarıda özetlenen planlama çalışmasında kullanılan yakıt fiyatlarının iki katından daha yüksek seviyeye ulaşmıştır. Bu bölümdeki özetin sadece kaynakların çeşitlendirilmesi politikası çerçevesinde değerlendirilmesi, yeni bir planlama çalışması yapıldığı zaman sonuçların bu sonuçlara göre tamamen değişeceği bilinmelidir. 4.5. Dünyada Elektrik Sektöründe Birincil Enerji Kaynakları Tüketimindeki Eğilimler 4.5.1. Enerji Kaynaklarının Elektrik Sektöründe Kullanımı Dünyadaki enerji kaynaklarının elektrik sektöründeki kullanımının önümüzdeki 25-30 yılda gelişimi üzerine ABD, Department of Energy (DOE) ve Uluslararası Enerji Ajansının (IEA) yaptığı tahmin çalışmaları sonuçları aşağıda kısaca özetlenmiştir. Şekil 4. 2. Dünya elektrik enerjisi tüketiminin bölgesel artış oranları ABD, DOE Energy Information Administration kuruluşunun, Uluslararası Enerji Görünümü 2007 (IEO2007)’ Raporundaki8 referans senaryoya göre dünyadaki elektrik tüketimi 2004 ile 2030 yılları arasında yılda ortalama yüzde 2,4 oranında artacaktır. Dünya elektrik enerjisi tüketiminin yıllık ortalama artış tahminleri Şekil 4.2’de gösterilmiştir. En yüksek artış oranının yıllık yüzde 4,2 ile gelişmekte olan Asya ülkelerinde gerçekleşmesi beklenmektedir. Gelişmekte olan Asya ülkeleri gibi, Afrika ülkelerinde yıllık ortalama artış %3,5 olarak beklenirken Orta ve Güney Amerika’da da, gelişen ekonomik koşullara bağlı olarak yıllık yüzde 2,9’lük elektrik tüketim artışı olacağı tahmin edilmektedir. Sanayileşmiş ülkelerdeki elektrik tüketiminin ise, yavaş nüfus artışı, piyasanın doymuş olması, elektronik cihazlarda verimlilik artışı gibi nedenlerle, gelişmekte olan ülkelere göre daha yavaş olması beklenmektedir. Bu yıllık ortalama artış 8 http://www.eia.doe.gov/oiaf/ieo/pdf/electricity.pdf ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-67 oranları OECD üyesi ülkelerden Kuzey Amerika ülkeleri için %1,5, Avrupa ülkeleri için %0,8 ve Asya ülkeleri için %1,4 olarak beklenmektedir. Aynı rapora göre, 2004-2030 döneminde elektrik enerjisi üretiminde kullanılan birincil kaynaklar konusunda kısaca aşağıdaki saptamaları yapmak mümkündür: Elektrik üretiminde fosil yakıtların ağırlığı devam edecektir. Özellikle yeni üretim tesislerinin kurulmasında doğal gaz yatırımcılar için oldukça çekici olduğundan dolayı, 2030 yılına kadar olan dönemde doğal gazdan elektrik üretiminin 2004 yılına göre iki katından daha fazla artacağı beklenmektedir. Kömürün elektrik üretiminde 2004’de % 41 olan payının 2030 yılında biraz daha artarak % 45 seviyesine artması beklenmektedir. Petrol ve Doğal Gaz fiyatlarının yüksek olması nedeniyle oluşturduğu çevre sorunları engelleyici bir faktör olmasına karşın kömür ucuz bir kaynak olduğu için elektrik üretimindeki payının azalmayacağı beklenmektedir. Özellikle Orta Doğu ülkelerinde petrol ürünlerinin elektrik üretiminde kullanılmaya devam edeceği beklenmektedir. Nükleer enerjinin elektrik üretimindeki payında yıllık ortalama %1,3 artış olacağı öngörülmekte bu artışın özellikle gelişmekte olan Asya ülkelerinde olacağı beklenmektedir. Elektrik üretiminde hidrolik ve yenilenebilir enerji kaynakları kullanımının yıllık ortalama %1,9 artacağı ancak toplam dünya elektrik enerjisi üretiminde 2004 yılında %19 olan payın 2030 yılında %16 seviyesine gerileyeceği beklenmektedir. Yukarıdaki saptamalar, tahmin döneminde yenilenebilir kaynakların fiyatlarının, fosil yakıtların fiyatları ile rekabet edemeyeceği öngörüsü üzerinden yapılmıştır. Ancak hükümetlerin çevre ile ilgili politikalarının öne çıkması halinde bu durumun değişebileceği kabul edilmektedir. Diğer yandan fosil yakıtların çevresel ve sosyal maliyetlerinin dikkate alınmadığını belirterek fiyat mekanizmalarına önemli ölçüde eleştiri getiren görüşler vardır. Uluslararası Enerji Ajansı’nın “World Energy Investment Outlook 2006” raporundaki9 referans senaryoya göre de tahminler DOE’nin yaptığı tahminler doğrultusundadır. Bu rapora göre de gelecek 2030 yılına gelindiğinde dünya elektrik enerjisi talebi 2004 yılına göre ikiye katlanacaktır. Dünya’da halen elektrik enerjisi kullanamayan nüfusun 2015 yılında 1 Milyar2ın altına düşeceği beklenmektedir. Yeni artış beklenen elektrik talebinin büyük bir kısmı kömür yakıtından elde edilecektir. Enerji tüketiminde elektriğin payı artacaktır. Endüstrileşmiş ülkelerde elektrik, tercih edilen enerji kaynağı olmakta ve katı yakıtların yerine kullanılmaktadır. Gelişmekte olan ülkelerde ise, artan nüfus, şehirleşme, ekonomik büyüme ve hızlı sanayileşme bu artışın önemli faktörleridir. OECD ülkelerindeki bugünkü toplam kapasitenin üçte biri önümüzdeki 30 yılda devre dışı olacaktır. Bu kapasitenin çoğunluğu kömür yakıtlı santrallardır. Bugün OECD ülkelerinde kurulu olan nükleer kapasitenin %40’ı ya santraların ömürlerinin sonuna geldikleri için ya da nükleer santraları kapatma politikası nedeni ile devre dışı olacaklardır. OECD ülkelerinde fosil yakıtlı santraların devre dışı olması verimliliğin artması ve CO2 emisyonlarının azaltılması şansını yaratmaktadır. Eski ve verimsiz kömür yakıtlı santraların yerine çoğunlukla gaz veya kömür yakıtlı santraların kurulması beklenmektedir. Her iki durumda da yeni kurulacak santrallar mevcut santralardan daha temiz teknolojiye sahip olacaklardır. 9 http://www.iea.org 5-68 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 4.6. Sonuç ve Öneriler Elektrik enerjisi üretiminde bilinen kullanılabilir potansiyelin toplamı 262.6 Milyar kWh/yıl karşılığı olmaktadır. Bunun %35,2’Sİ yani 92,7 Milyar kWh üretim kapasitesine karşılık gelen kısmı 2005 sonuna göre değerlendirilmiştir. Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından 2004 yılında yapılan çalışmada öngörüldüğü gibi 2020 yılına kadar talep yılda ortalama %7,9 oranında artarsa (bkz. 3. Bölüm Tablo 3.3), artan talep ihtiyacının öncelikle hidrolik kaynaklarımızdan karşılanması halinde 2012 yılında, kurak hidrolojik koşullarda ise 2011 yılında talebi karşılamada yetersizlik başlamaktadır. Aynı talep tahminlerine göre hidrolik ve linyit yerli potansiyelimizin öncelikli olarak kullanıldığında talebi karşılamadaki sıkıntının 2015 yılında kurak hidrolojik koşullarda ise 2014 yılında başlayacağı görülmektedir. Sadece yerli kaynaklarımızın kullanımının sonucunda enerji yetersizliğinin başlayacağı yıllar talebin değişmesi ile değişecek ileri veya geri gidecektir. Yetersizliğin başlayacağı yıldan sonra sadece ithal kaynak kullanılacaktır. Ancak önceki yıllarda yapılan yatırım tercihleri sonucunda ithal kaynaklara dayalı santrallara öncelik verilmiş olması nedeniyle yerli kaynaklarımıza dayalı santralların kapasiteleri düşmektedir. Bunun en belirgin uygulaması Yİ ve YİD modelleri kapsamında yapılan üretim tesislerinin ithal kaynaklara bağlı olmasıdır. Ayrıca bu modeller kapsamında üretilen elektrik enerjisine satın alma ve sözleşme dönemleri boyunca fiyat garantisi verilmiş olması elektrik enerjisinin toplam maliyetini artırmıştır. Bu durumda elektrik enerjisi arzının güvenilir ve ekonomik olarak temini için başta kömür olmak üzere yerli kaynaklarımızın geliştirilmesinin önemi ön plana çıkmaktadır. Türkiye’nin sadece bilinen yerli kaynaklarının kullanımı ile elektrik enerjisi ihtiyacı belirli bir yıla kadar karşılanabileceğini açıklamak üzere verilen bu örnek, yerli ve ithal yakıtın birlikte kullanımının ülkemiz için daha uygun bir sonuç olduğunu göstermektedir. Yakıt olarak doğal gaz, Elbistan linyitinin doğal gaz eşdeğeri üretim maliyetinden 3,7 kat daha pahalıdır. Net elektrik üretim maliyeti bakımından ise doğal gaz santrallerinin üretim maliyeti; Elbistan Linyit santrallerine göre en az 2,7 kat, linyit santrallarının ortalamasına göre ise en az 1,8 kat daha pahalıdır. Bunlara kazanılacak yaklaşık 15–20 kat daha fazla istihdam, katma değer ve çoğaltan etki değeri de eklendiğinde kömür rezervlerimizin doğal gaza göre ekonomik avantajları ortaya çıkmaktadır. Bu durumda istihdamın artırılması yanında daha ucuz elektrik üretilmesi için mevcutların yenileme yatırımlarının yanında çevreye uyumlu gelişmiş teknoloji içeren yeni linyit santrallerinin yapılması gerekmektedir. Bundan dolayı doğacak yatırım maliyeti artışına rağmen linyit santrallarımız çok ekonomik olacaktır. Buna rağmen linyit santrallerinin yapımına zamanında başlanmaması ve yatırım süresinin kısa olması, ilk yatırım miktarının düşük olması nedenleriyle doğal gaz santrallerine mecbur kalınmaktadır. İzlenen enerji politikaları yüzünden bu kısır döngü özellikle 1995 yılından itibaren devam etmiştir. Yapılan değerlendirmelere göre yerli ekonomik kaynaklara yönelik enerji yatırımlarının yapılması halinde kamunun finansman bulması veya finansman maliyetini karşılaması mümkün görülmektedir. Aksi halde dışa bağımlı santralların ve bu santralların üreteceği pahalı elektriğin finansmanı yine kamu tarafından çok daha fazlasıyla karşılanacaktır. Üstelik bu durum dış ticaret açığını ve enerji arz güvenliği riskini artıracaktır. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-69 Elektrik enerjisinde kullanılabilir yeni kaynaklarımızın ivedilikle tespit edilip projelendirilmesi için yeterli yatırım, son teknolojilerle arama yapılması için gerekli organizasyon yapılmalıdır. Yerli kaynaklara dayalı üretim tesisleri yatırımlarının öncelikle yapılabilmesinin bugünkü mevcut yasal düzenleme çerçevesinde ne kadar mümkün olduğu dikkate alınmalıdır. Mevcut yasal düzenleme ile üretim yatırımlarının yapılması neredeyse tamamen özel sermayeden beklenmekte, yatırımcı kaynak türü, kapasite büyüklüğü, tesis yeri ve teknolojisi konularında serbest olarak tercihini yapabilmekte, kamu adına yatırımlar için herhangi bir planlı öngörü uygulaması bulunmamaktadır. 17/3/2004 tarihli YPK kararı olarak yayınlanan “Elektrik Enerjisi Sektörü Reformu ve Özelleştirme Strateji Belgesinde” ETKB, DPT Müsteşarlığı, Hazine Müsteşarlığı ve EPDK’nın katılımları ile talep tahminlerinin 30 Nisan 2004’e kadar tamamlanacağı bildirilmiştir10. Strateji belgesinde ayrıca “yakıt ve kaynak çeşitliliğinin sağlanması ve arz kaynaklarının önceden planlanmasını teminen, arz güvenliği açısından yapılacak analizler sonucunda büyük HES’ler de dahil olmak üzere yerli kaynaklardan elektrik enerjisi üretim yatırımlarını yapılması ve arz güvenliği için gerekli düzenlemeler ETKB ve DPT Müsteşarlığı tarafından yapılacaktır” denilmektedir. Elektrik üretiminde kullanılan bilinen yerli kaynaklarımızın kısıtlı olması sebebi ile ithal enerji kaynaklarının kullanımı devam edecektir. İthal enerji kaynaklarının ve temin edildikleri ülkelerin çeşitlendirilmesi arz güvenilirliği açısından önemlidir. Ayrıca üretim, iletim tesisleri ile yakıt temininde gerekli alt yapı tesislerinin de yapım süreleri dikkate alındığında strateji belgesinde de belirtildiği gibi elektrik talep tahmininin ve bu talebin nasıl bir üretim kompozisyonu ile karşılanabileceğine ait arz çalışmasının revize edilmesi ve uygulamaya konulması önemlidir. Mevcut ve inşa halindeki HES projelerine ilave olarak değerlendirilecek hidroelektrik projelerin güçleri 0,5–1200 MW arasında değişmekte olup, sayıları 500 civarındadır. Yılda ortalama %7,9 oranında artacağı kabul edilen talebin öncelikle yerli kaynaklarımızdan karşılanması durumunda kömür projeleri ile birlikte bu hidroelektrik projelerin tamamının da 2015 yılı sonuna kadar kurulması gerekmektedir. Önümüzdeki 10 yılda 500 civarında HES projesinin gerçekleştirilebilmesi için ülkemizin finansman, iş gücü, makine teçhizat kapasitelerinin göz önünde bulundurulması gereklidir. Üretim tesislerinin arz çalışmasında kullanılan yatırım ve üretim maliyetleri ile dünyada bu maliyetler için kullanılan aynı bazdaki değerler karşılaştırıldığında; doğal gaz santrallarının yatırım maliyetleri ülkemizde 600 $/kW - 750 $/kW, dünyada 400$/kW 600 $/kW civarında alınmış olup bu fark üretim maliyetlerine de yansımıştır. Kömür santrallarının ülkemizde yatırım maliyetleri 1400 $/kW ve 1600 $/kW olarak alınmış olup dünyada kullanılan değerlerin (800 $/kW – 1300 $/kW) arasındadır. Rüzgar santrallarının ülkemizde kullanılan yatırım maliyeti (1500 $/kW) dünyada açık deniz rüzgar santralları için kullanılan (1500 $/kW - 1600 $/kW ) değerlere yakın olup, bu fark üretim maliyetinde de görülmektedir. 10 Talep tahmini çalışması 2004 yılında tamamlanmıştır. 5-70 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5. ELEKTRİK ENERJİSİ ÜRETİM-İLETİM- DAĞITIMINDA PLANLAMANIN ÖNEMİ 5.1. Elektrik Enerjisi Sektöründe Planlamanın Önemi Enerji, özelde elektrik enerjisi ekonomik kalkınmanın ve toplumsal refahın vazgeçilmez bir unsuru olduğundan yeterli enerjinin, güvenilir şekilde, zamanında ve düşük maliyetle temin edilmesi son derece önemlidir. Ülkemizin, birincil enerji kaynakları ve büyük enerji projelerinin finansmanı açısından kendine yeterli olmadığı kabul edilmektedir. Bu durumda, her türden kaynağın en uygun kullanımının aracı planlama olmaktadır. Elektrik enerjisi projeleri yüksek maliyetli yatırımlar olup, bu nedenle; enerji kaynağı/yakıt temini, elektrik üretim tesisi, gerekli iletim ve dağıtım tesislerinin inşası bütünlüğü içerisinde ele alınmalı ve tüm yatırım aşamaları eşgüdüm halinde gerçekleştirilmelidir. Elektrik enerjisinde arz-talep dengesinin bozulması ya da olmamasının ülke ekonomisine önemli maliyetleri vardır. Arzın yetersiz kalması, ekonomik ve toplumsal kayıplara neden olacağı gibi, arz kapasitesinin talebin önünde olması da atıl kapasite ve ölü yatırım anlamına gelmektedir. Nitekim Türkiye geçmiş yıllarda arz-talep dengesizliğinin yarattığı sorunların iki boyutunu da yaşamıştır. 1970’li yılların sonlarında ve 1980’lerin başında arz yeterli olmadığı için ciddi elektrik kesintileri yaşanmıştır. Bu durum karşısında santral yatırımlarına aşırı ağırlık verilmiş, sonuçta 1980’lerin ikinci yarısında atıl kapasite ortaya çıkmıştır. Yedekli çalışmanın rehaveti içerisinde, özelleştirme politikalarının da etkisiyle 1990’lı yılların ortalarına kadar kamunun santral yatırımları neredeyse durdurulmuş ve bunun sonucunda benzer bir arz eksikliği krizi, kuraklığın da etkisiyle 2001 yılında yeniden yaşanmıştır. Sektörün yukarıda söz edilen özellikleri, planlamayı, özellikle de tüm sektörleri ve kullanım alanlarını kapsayan bütünsel bir planlamayı, sektör açısından olmazsa olmaz bir unsur haline dönüştürmektedir. Halen 4628 sayılı Yasa ile çerçevesi çizilen ve sektörün işleyişinin piyasa bileşenlerine bırakıldığı bir modelin uygulanması aşamasına geçilmiştir. Bu modelin ana çerçevesini oluşturan 4628 sayılı Yasanın 2.madde, b fıkrasına göre “Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi, yönetmelik çerçevesinde dağıtım şirketleri tarafından hazırlanan talep tahminlerini esas alarak üretim kapasite projeksiyonunu hazırlar ve Kurul onayına sunar” denmektedir. Halen gelişimini tamamlamamış olan ülkemizde hem kalkınma için gerekli olan arz ilavesi ve hem de rekabetçi bir serbest piyasa için gerekli olan yedek enerjinin sadece serbest piyasa koşullarında temin edilebileceğinin varsayılması gerçekleri yansıtmamaktadır. Sektörde planlama unsurunun geri çekilmesinin ya da bu konuda boşluk yaratılmasının sektöre olumsuz etkileri olacaktır. Hiçbir özel yatırımcı önünü görmeden yüksek maliyetli projelere girişmeyecektir. Bu açıdan, olabildiğince, gerçek durumu yansıtan planların yapılması yatırımcı açısından da güveni arttırıcı bir unsur olacaktır. Hatta tüm dünya ekonomisini belirleyen unsur haline gelen, özellikle de gelişmekte olan ülke ekonomilerinde etkisi daha da öne çıkan “belirsizlik” halinin olumsuz sonuçlarını en aza indirebilmek için, değişen koşullara göre ortaya çıkabilecek senaryolar üzerinde çalışma yapmak daha da uygun görünmektedir. 1990’lı yılların ikinci yarısında yaşanan plansız arz geliştirilmesi yöntemi sonucunda; bugün serbest piyasa uygulamasını engelleyen al ya da öde sözleşmeli üretim yatırımları ( Yap İşlet-Yİ ve Yap İşlet Devret-YİD) ile karşılaşılmıştır. Buna ilaveten, YİD finansman modeli ile bir çok santralın yapılamadığı halde yapılmış gibi doğal gazının ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-71 temin edilmesi sonucunda ülke talebinin çok üzerinde al ya da öde sözleşmeli doğal gaz arzı oluşmuştur. Elektrik enerjisi arz (üretim) planlaması, devletin mali ve birincil kaynak temin ve kullanım politikalarının yansıtılması açısından olduğu kadar, yeni üretim tesislerinin mevcut enterkonnekte elektrik sistemine entegrasyonunu sağlayan iletim ve/veya dağıtım sistemlerinin planlanması ve gerçekleştirilmesi için de büyük önem taşımaktadır. 5.2. Elektrik Enerjisi Üretim Planlaması 5.2.1. Elektrik Enerjisi Üretim Planlaması Zamanla gelişen elektrik enerjisi talebinin çeşitli kısıtlar altında belirli bir güvenilirlikle ve en az maliyetle karşılanması için gerekli üretim tesislerinin kapasitesinin, birincil kaynak kompozisyonunun ve işletmeye açılması gereken zamanın belirlenmesi için elektrik enerjisi üretim planları yapılmaktadır. Bunun yanı sıra bölgesel arz-talep dengelerinin gelişimine, yıllık-mevsimlik-günlük yük eğrilerinin değişimine ve puant yük talebine en uygun şekilde cevap verecek bir hidrolik-termik paylaşımı sağlayacak, yakıt güvenilirliğini esas alacak, yeterli düzeyde yedek güç ve enerjiye sahip bir elektrik sisteminin oluşturulabilmesi için plan çalışmalarının yapılması ve uygulanması gerekmektedir. Böylece talebi belli bir yedekle güvenilir olarak karşılamak üzere kurulması gereken ilave üretim kapasite miktarı belirlenmekte, gereğinden eksik veya fazla yatırım yapılmamasının sağlanması amaçlanmaktadır. Elektrik enerjisi sistemlerinde kurulu güç ve enerji yedeği kavramları Bölüm 5.2.2 de incelenecektir. Üretim planlamasının öneminin daha iyi anlaşılması için 2009-2014 yılları arasındaki 5 yıllık dönemin incelendiği örnek bir durum aşağıda açıklanmaktadır: Planlama çalışması sonuçlarına göre Temmuz 2004 tarihi itibariyle işletmede, inşa halinde ve Temmuz 2004 tarihine göre EPDK’dan lisans almış olan üretim tesisleri ile, talebin öngörüldüğü gibi yılda ortalama %7.9 (ETKB tarafından 2004 yılında yapılan talep tahmin çalışması) oranında gelişmesi durumunda proje üretim kapasitesine göre yedek oranları 2009 yılından 2014 yılına kadar sırasıyla %14.2, %12.9, %13.2, %13.4, %13.2 ve %13.2 olup bu yıllar için planlama çalışması sonuçlarından elde edilen kurulu güç yedeği sırasıyla %28.5, %25.9, %25.5, %25.5, %25.3 ve %25.1 düzeyindedir. Bu yedek oranları ile elektrik sistemi güvenilir bir durumda olacaktır. Bu dönem içinde yeni ihtiyaç duyulacak üretim miktarının aynı enerji yedeği oranlarını koruyarak karşılanabilmesi için gereken kapasite ilavesinin sadece tek kaynağa bağlı olarak kurulması durumunda nasıl olabileceği ve bu ilave kapasitenin kurulu güç yedeğine etkisi herhangi bir plan çalışması yapılmadan incelendiğinde; − Bu dönemde sadece yılda ortalama 2800 saat çalışabilen rüzgar santralları kurulursa toplam 132509 MW rüzgar kapasitenin ilavesi gerekmekte ve kurulu güç yedeği 2014 yılında %69’a yükselmektedir. − Bu dönemde sadece yılda ortalama 3500 saat çalışabilen hidrolik santrallar kurulursa toplam 106007 MW’lık hidrolik kapasitenin ilavesi gerekmekte ve kurulu güç yedeği 2014 yılında %52’ye çıkmaktadır. 5-72 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU − Bu dönemde sadece yılda ortalama 7500 saat çalışabilen doğal gaz santralları kurulursa toplam 49470 MW’lık kapasitenin ilavesi gerekmekte ve kurulu güç yedeği 2014 yılında %16’ya düşmektedir. − Aynı yıllar için kapasite ihtiyacının sadece yılda ortalama 6500 saat çalışabilen yeni linyit santralları ile karşılanacağı varsayıldığında toplam 57081 MW’lık kapasite kurulması gerekecektir. Bu durumda kurulu güç yedeği %21 olmaktadır. − İhtiyaç duyulan yeni üretim kapasitesinin Rüzgar, Hidroelektrik, Doğal Gaz ve Linyit kaynaklarından eşit miktarda karşılanacak şekilde kurulması ile 86267 MW ilave kurulu güç gerekecektir. Bu durumda 2014 yılındaki kurulu güç yedeği %40 olmaktadır. Söz konusu 5 yıl için yapılan bu örnek çalışma göstermektedir ki belirli bir düzeydeki arz güvenilirliğini sağlamak için (mesela yukarıdaki örnekte olduğu gibi proje enerji yedeğinin %13-14 civarında olması) gereken ilave kapasite ihtiyacının miktarı, kurulacak santral tipine sıkı sıkıya bağlıdır. Üretim planları, karar vericilere ve yatırımcılara belli güvenilirlik kriterlerini sağlayacak olan ilave kapasitenin miktarı, yakıt kompozisyonu ve zamanlaması hakkında bilgi verdikleri için önemlidir. Ayrıca üretim planları sonuçları iletim planlarının ana girdisi olduğundan gerekli iletim yatırımlarının zamanında tespit edilmesi ve tesis edilmesi mümkün olmaktadır. 5.2.2. Elektrik Enerjisi Üretim Sistemlerinde Kurulu Güç ve Enerji Yedeği Elektrik enerjisi sistemlerinde doğrudan yatırım miktarları ile ilgili olan yedek kurulu güç ve yedek üretim kavramları ve miktarları çok önemlidir. Enerji yedeğinin miktarı enerji sisteminin termik-hidrolik/yenilenebilir dengesi, linyit santrallarında kömür kalitesi, mevcut yapısıyla otoprodüktör uygulaması ve enerji ithalat-ihracatı ile çok yakından ilgilidir. Elektrik sektöründe yedeğin gereğinden fazla olması atıl kapasitenin ve buna bağlı olarak ilave bir yatırım ve işletme giderinin oluşmasına neden olacaktır. Bu durum sektörü ve ülke ekonomisini olumsuz etkileyecektir. Termik- Hidrolik/Yenilenebilir Dengesi Türkiye sistemi genellikle enerji darboğazı yaşanan yıllarda %30, diğer yıllarda ise %40 kurulu güç yedeğiyle çalışmıştır. Bunun sebebi yenilenebilir kaynakların başında gelen hidrolik santralların kurulu güç içindeki payının %40’lar seviyesinde olmasıdır. Kuraklık yaşanan yıllarda rezervuarlı hidrolik santralların dahi üretimleri %50 azalabilmektedir. Türkiye’de en fazla gündemde olan hidrolik ve rüzgar santrallarında eksik üretim riski her zaman vardır. Bu nedenle yukarıdaki örnekte de açıklandığı gibi, güvenilir üretim kaynağı olmayan ancak yerli ve çevre dostu olması nedeniyle tercih edilen hidrolik ve rüzgar santrallarının toplam kurulu güç içindeki payı arttıkça üretim sistemi güvenilir kurulu güç yedeğinin de aynı oranda arttırılması yani daha fazla termik yedek kapasite yatırımı yapılması gerekmektedir. Türkiye’de kurulu güç içindeki yenilenebilir enerjinin payı 2006 yılı sonu itibariyle %32,4’tür. Bu oran ABD’de %13, OECD Ülkeleri ortalamasında %21.7, AB ortalamasında ise %21.8 dolayındadır. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-73 İthalat ve Otoprodüktör Uygulamaları Tüketiciye sunulan elektriğin pahalı olması, kalitesinin sık kesintiler ve gerilim dalgalanmaları nedeniyle iyi olmaması sanayiciyi kendi santralını yapmaya yöneltmiştir. Otoprodüktör olarak adlandırılan bu uygulama 1990’lı yılların öncesinde kojenerasyon olarak mevcut idi. Sanayici kendi ihtiyacı olan ısı/buharın yan ürünü olarak elektrik üretmekte (kojenerasyon) ve fabrikası çalıştığı sürece bu üretimini kullanmakta idi. Ancak ısıl verimliliği %80’lerin üzerinde olan kojenerasyon kavramı 1990’lı yıllarda değiştirilmiş, otoprodüktör santralların kojenerasyon üretim yapması kavramı (ki bütün dünyadaki uygulamalar bu şekildedir) kaldırılmıştır. Bu durumda bazı otoprodüktörler üretim şirketleri gibi çalışmaya başlamış ve kendi ihtiyaçlarının çok üzerinde, verimliliği düşük olan ve çoğunlukla basit doğal gaz üretim tesisleri kurarak ikili anlaşmalarla ülkenin her yerindeki müşterilerine satmışlardır. Bir başka ifadeyle, 4628 sayılı yasa çıkmadan, serbest piyasa açılmadan önce fiilen serbest piyasa uygulaması başlatılmıştır. Yasadan sonra da bu uygulama aynen devam ettirilmiştir. 1.8.2006 tarihi itibariyle Dengeleme ve Uzlaştırma Piyasası11 fiili uygulamasına başlanması ile birlikte otoprodüktör santralarının bu piyasada en önemli katılımcı olduğu görülmektedir. Dengeleme piyasasının uygulanmaya başlanması ile otoprodüktörler ve otoprodüktör grupları müşterileri ile anlaşmalarını büyük oranda sona erdirmiş, kendi ihtiyaçlarını karşıladıktan sonraki fazla üretimlerini dengeleme piyasasına sunmayı tercih etmişlerdir. Otoprodüktör ve otoprodüktör gruplarından ayrılan tüketiciler zorunlu olarak TEDAŞ müşterisi konumuna geçmişlerdir. Dengeleme piyasasında oluşan fiyatların genelde perakende elektrik satış fiyatına göre daha yüksek olduğu görülmektedir. Dünyadaki uygulamalara uygun olarak kojenerasyon olmayan otoprodüktörlerin üretim şirketi olarak lisanslandırılması gerekmektedir. Diğer taraftan özel sektör uluslararası enerji ithalatı için EPDK’ya lisans başvurusunda bulunmaktadır. Gerek üretim tesisi gerekse ithalat başvurularının belirli bir stratejik plan doğrultusunda değerlendirilmeden lisanslandırılması halinde; ülkenin birincil kaynak kullanım hedeflerine uymayan, 2010-2015’li yıllara kadar devam edeceği bilinen ve rekabete açılamayan öncelikli üretimi (otoprodüktörler, Yİ, YİD, İHD) ve TETAŞ’ın enerji tarifesini yükselten arz fazlasını (enerji yedeğini) daha da arttırarak gereğinden fazla üretim yedekleriyle karşılaşılacaktır. Kömür Kalitesi Türkiye sistemindeki kurulu güç yedek oranının yüksek olmasının diğer bir sebebi de eksik ve gecikmiş kömür (linyit) temin ve kalite iyileştirme yatırımlarıdır. Kurulu güç içinde %20,3 paya sahip olan linyit santrallarında kömür yetersizlikleri ve/veya kömür kalorifik değerinin santralın tasarım değerinden düşük olması bu santralların kapasitelerinin altında üretim yapmalarına sebep olmaktadır. 5.2.3.Türkiye’de Plan Uygulamaları ve Zamanlama 4628 sayılı Yasa yürürlüğe girmeden önce üretim planlama çalışmaları; ETKB’nin koordinasyonunda bağlı ve ilgili tüm kuruluşlarının katılımı ile tesbit edilen birincil kaynak kullanım imkanları ve fiyatları doğrultusunda yerli ve yabancı kaynak karışımı uygulamasının çevresel boyutlarda dikkate alınarak en ekonomik çözümünün 11 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu esas olarak üreticiler ile tüketiciler arasında ikili anlaşmalar pazarı oluşturulmasını ve gerçek zamanda bu ikili anlaşmalarda ortaya çıkan dengesizlikleri gidermek için bir gün önceden alınmış olan Yük Alma ve Yük Atma fiyat ve miktarlarına göre sistemin dengelenmesini öngörmektedir. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-74 bulunması için yapılmakta idi. Ancak bugüne kadar yapılan planların karar vericiler (siyasi otorite) tarafından uygulandığını söylemek oldukça güçtür. Finansal kaynakları kısıtlı olan ve kalkınma hızı %5 lerin üzerinde seyreden ülkemizde plan sonuçları benimsenerek uygulanmadığı gibi, atıl üretim ve doğal gaz yatırımlarına yol açan birçok uygulama da yapılmıştır. Kısıtlı finansal kaynaklarla kalkınmasını sürdürmek zorunda olan bir ülkede gelişmiş ülkelerin bile tam bir başarı ile uygulayamadıkları ”serbest piyasa modelinde plan olmaz” ilkesinin, ki bu ilke gelişmiş ülkelerde bile değişmiştir, uygulanmaya çalışılması ve bu nedenle yasada plan yerine dağıtım şirketlerinin belirleyeceği talebe göre arz projeksiyonlarının yapılmasının öngörülmesi arz güvenilirliğinin tehlikeye düşürebilecektir. Ülkemizde de bu durum tespit edildiğinden 17.3.2004 tarihinde Yüksek Planlama Kurulu’nca onaylanan “Elektrik Enerjisi Sektörü Reformu ve Özelleştirme Strateji Belgesi”nde elektrik enerjisi sektöründe planlı gelişmeye yönelik önlemler yer almaktadır. Avrupa Birliği Konseyi (ABK) tarafından yayımlanan ve üye ülkelerin kendi yasalarını uyumlaştırmaları gereken Direktiflerinde arz güvenliği önemli ölçüde gündeme getirilmektedir. 2003 yılında yayımlanan 2003/54 sayılı direktifin 12 4. maddesi üye devletler tarafından elektrik arz güvenliğinin izlenmesini ve AB Komisyonuna her yıl rapor edilmesi yükümlülüğünü getirmektedir. Ayrıca yine ABK tarafından yayımlanmış bulunan 2005/89 numaralı direktifinde13 arz güvenliği konusunda üye devletlere önemli görevler verilmekte ve arz güvenliğinin sağlanması bir kamu hizmeti yükümlülüğü olarak tanımlanmaktadır. Direktifin 5. maddesi üye devletler tarafından elektrik enerjisi talep ile arz arasında uygun bir dengenin oluşturulması hususunda yükümlü olduğunu getirmekte, arz güvenliğinde sürekliliğin sağlanması için gereken üretim, iletim ve dağıtım yatırımları ile elektrik toptan satışında piyasaya doğru sinyallerin verilmesi için gereken yatırımların gerçekleştirilmesi konusunda üye devletlere yükümlülükler getirmektedir. Türkiye gibi, talep artışının hızlı gerçekleşmesinin beklendiği ve kısa bir dönem sonra kapasite yetersizliği ile karşılaşma durumu olan ülkelerde talep-arz dengesinin uygun seviyelerde korunabilmesi ancak planlı bir yatırım politikası ile mümkün olabilecektir. Zaten 2002 yılından bu yana14 özellikle üretim yatırımlarının serbest piyasa koşullarında yeterli miktarda gerçekleşmediği görülmektedir. 1980 – 2005 dönemi kurulu güç gelişimine bakıldığında yıllık kapasite artışlarının 95 MW ile 3741 MW arasında değiştiği görülmektedir. Yani yatırımların bazı yıllarda durduğu bazı yıllarda da yığıldığı görülmektedir. Plan çalışmaları, çalışmanın yapıldığı dönemde yayınlanan elektrik enerjisi talep tahminlerine göre yapılmaktadır. Talep serisi yüksek olduğunda yıllık ilave kapasite ihtiyacı da yüksek hesaplanmaktadır. 1985 yılından itibaren yapılan plan çalışmaları sonuçlarına göre yıllık kapasite ilaveleri yıldan yıla farklılık göstermekte olup düşük talep serisine göre ortalama 2500 MW, yüksek talep serisine göre ise ortalama 4000 MW arasında değişmekte, ancak bir yıldan diğerine aşırı bir sıçrama olmamaktadır. 12 2003/54/EC, Avrupa Parlamentosu ve AB Konseyi tarafından 26.6.2003 tarihinde hazırlanmış ve 15.7.2003 tarihli Avrupa Resmi Gazetesinde yayımlanarak yürürlüğe girmiştir. 13 2003/54/EC, Avrupa Parlamentosu ve AB Konseyi tarafından 18.1.2006 tarihinde hazırlanmış ve 4.2.2006 tarihli Avrupa Resmi Gazetesinde yayımlanarak yürürlüğe girmiştir. 14 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun 3.3.2001 tarihinde yürürlüğe girmesinden itibaren serbest piyasa uygulaması için 18 aylık bir geçiş dönemi öngörülmüş ve bu geçiş döneminden sonra 3.3.2002 tarihi itibariyle elektrik sektöründe serbest piyasanın açıldığı resmi olarak ilan edilmiştir. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-75 Üretim planlarının uygulanmaması yakıt temin tesis altyapılarında ve kullanımında belirsizliklere sebep olduğu gibi iletim sisteminin planlaması ve yatırım gerçekleştirmesini de olumsuz etkilemektedir. İletim ve dağıtım sistemleri üretime paralel (eşzamanlı) olarak gelişemezlerse bu durum üretimin tüketiciye istenen seviye ve kalitede ulaşmasını engelleyecektir. Diğer taraftan birincil kaynak kullanımı, üretim, iletim ve dağıtım yatırımlarındaki belirsizlikler, güven ve şeffaflık ortamında gelmesi beklenen yabancı sermayeyi de ürkütüp kaçırabilecektir. 5.2.4.Yeni Elektrik Enerjisi Mevzuatı ve Plan Yeni elektrik enerjisi mevzuatına göre üretim tesisleri için lisans başvurularının değerlendirilmesinde EPDK tarafından Lisans Yönetmeliği hükümleri çerçevesinde üretim tesisinin iletim ve/veya dağıtım sistemine bağlantısı ve sistem kullanımı hakkında ilgili kuruluşlardan görüş istenilmektedir. İnceleme ve değerlendirmede tüm lisanslar (üretim, otoprodüktör, ithalat-ihracat) açısından temel olarak göz önünde bulundurulacak hususlar arasında; başvurunun ülke elektrik sistemi birincil kaynak kullanım stratejilerine uygunluğu ve bölgesel arz – talep durumlarına etkisi gibi hususlar bulunmamakta, gereğinden fazla kapasite kurulup kurulmadığının incelenmesi istenilmemektedir. Oysa lisans başvurularının ülkenin stratejik planları doğrultusunda incelenmesi ve bunun için mevzuatta değişik yapılması gereklidir. Mart 2006 sonu itibariyle EPDK’dan lisans alan yeni üretim tesislerinin toplam kurulu gücü 5094,4 MW’tır. Bu üretim tesisleri lisans aldıktan sonra tesis süreleri başlamaktadır. Yeni üretim lisansı alan yatırımcıların tesislerini lisanslarında belirtilen sürede tamamlamaları gerekmektedir. Mevcut Lisans Yönetmeliği hükümleri ile lisans iptali de sözkonusu olmasına rağmen, lisanslarda belirtilen sürelerin tutulamaması, yatırımların gecikmesi söz konusudur. (Bkz. Bölüm 6.3.3.). Bu tesislerin beklenen tarihlerde işletmeye girmemeleri durumunda güvenilir enerjideki açık daha erken yıllarda başlayacak ve daha sonraki yıllar için de ilave kapasite ihtiyacı artacaktır. Gereğinden fazla kapasite kurulduğunda üretim kapasitesinin verimli kullanılamaması kamu tarafından işletilmekte olan santrallardan elde edilen üretimin çok düşük seviyelerde kalması veya bu santrallara hiç üretim yaptırılmaması gibi durumlar söz konusu olacaktır. Örneğin mevcut durumda (2006 yılı) sözleşmeye bağlı (Yap-İşlet, Yap-İşlet-Devret, İşletme Hakkı Devri, Mobil santrallar) üretim ile otoprodüktör santralarının toplam kurulu güç içindeki payı %34 iken üretimlerinin toplamı yıllık tüketimin %57’sini karşılamıştır. Özellikle dikkat edilmesi gereken nokta, tüketim eğrisinin baz yük olarak adlandırılan kısmının neredeyse tamamının otoprodüktör ve sözleşmeye bağlı üretim tarafından karşılandığı, geriye kalan ve yük değişimlerinin ani olduğu kısımlarda geriye kalan kapasitelerin kullanıldığıdır. İletim sistemi gereği çalıştırılması gereken santrallar ile su kullanım politikaları gereği öncelikli çalıştırılması gereken hidroelektrik üretimler de dikkate alındığında talebin tamamına yakınının öncelikli üretilmesi gereken üretim tarafından karşılanacağı, rekabete açık alanın oldukça dar olduğu anlaşılmaktadır. Sözleşmeye bağlı üretimin talep içerisindeki önemli payı önümüzdeki 5 yılda %30’a 10 yılda %20’ye inecektir. Ancak talep artışı öngörüldüğünden düşük gerçekleşir ise bu oranlar daha yüksek olacaktır. 5-76 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU Elektrik sistemi planlanırken santraların, günlük ve saatlik değişen yük eğrisine en uygun şekilde cevap verebilmesi amacıyla, baz, orta ve puant yük ihtiyaçlarının gelişimine bakılmalıdır. Böylece enerji, puant güç ve yük eğrisi ihtiyaçlarının, en az yatırımla kurulabilecek, minimum yedekli bir santral seti ile karşılanması mümkün olabilmektedir. Bu bir sistem yaklaşımıyla yapılabilir. Halbuki serbest piyasada, münferit ve birbirine rakip özel şirketlerce alınacak yatırım ve proje kararlarında tercihler, yüksek karlılık dürtüsüyle ağırlıkla yüksek kapasite kullanım oranı hedef alınarak, baz yük santraları için olacaktır ki, bu da sonuç olarak atıl kapasite yükü ve ek maliyet getirecektir. Bu durumu görebilen yatırımcı yatırım yapmaktan kaçınacaktır. Optimal üretim sistem tasarımı ile atıl kapasite oluşumu engellenirken, yük ihtiyaçlarına uygun proje tercihleri de yapılarak ile gereksiz proje yaratılmamaya çalışılmaktadır. Lisans başvurularının değerlendirilmesinde, Şebeke Yönetmeliğinde de öngörülen, Üretim Kapasite Projeksiyonu ve İletim Sistemi On Yıllık Gelişim Raporu dökümanının dikkate alınması halinde bu durumla karşılaşılmayacaktır. 5.2.5. Elektrik Enerjisi Sektörü Reformu ve Özelleştirme Strateji Belgesi ve Plan Elektrik enerjisi sektöründe yaşanan sorunların çözümüne yönelik olarak; sektör ilgili taraflarının çalışmaları sonucu oluşturulan “Elektrik Enerjisi Sektörü reformu ve Özelleştirme Strateji Belgesi” 17.3.2004 tarih ve 2004/3 sayı ile YPK tarafından onaylanarak yayımlanmıştır. Belge ağırlıklı olarak dağıtım ve üretim tesislerinin özelleştirilme program hedeflerine yönelik olup VIII. Maddesi 6. ve 7. altbaşlıklarında arz kapasitesinin arttırılması ve risk yönetiminin güçlendirilmesi için öneriler yer almaktadır. Madde VIII/6, yukarıdaki bölümlerde geniş olarak açıklanan, yapılması ve uygulanması gerekliliği belirtilen birincil kaynak ve elektrik enerjisi arz (üretim) planlamasına işaret etmektedir. Ülkemiz için çok yerinde bir karardır. Ancak satırlarda kalmaması için daha açıklayıcı hükümler de bulunmalıdır. Zira YPK’nın onayladığı bu belgede belirtilen çalışmalar henüz yapılıp bir devlet politikası haline gelmeden önce, bu plan çalışmaları sonucunda kapasitesi ve zamanlamasının belirlenmesi gereken nükleer santral yatırımı konusunda ihaleye çıkılacağı açıklaması medyaya yapılmıştır. Belgenin plan konusundaki hükmünün uygulanması şüphe uyandırmaktadır. Madde VIII/7 de ise üretim lisansı alan tüzel kişilerin lisansları kapsamındaki faaliyetlerinin EPDK’ca izlenerek ETKB’na raporlanacağı belirtilmektedir. Bu uygulamadan amaçlanan üretim eksikliği tehlikesinin oluşmamasını sağlamak olmakla beraber, sadece izlemek yoluyla bu amaca ulaşmanın gerçekçi olduğu söylenemez. Bu maddenin de uygulanabilir olması için Bölüm 6.3.3’deki görüşler doğrultusunda mevzuatta değişiklik yapılması gerekmektedir. 5.2.6. AB Elektrik Direktifi ve Plan 5.2.6.1. Avrupa Birliği’nin Revize 2003 Elektrik Direktifi Avrupa Birliği’nin Revize 2003 Elektrik Direktifi’ ne göre; arz güvenliği konusunda, her bir üye ülke tarafından arz-talep dengesi gözlemlenmelidir, ve gözlemleme topluluk düzeyinde bir rapor ile bölgeler arası enterkonneksiyon kapasitesini de dikkate alarak takip edilmelidir. Eğer arz güvenliğinin tehlikeye girmesi söz konusu ise, böyle bir ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-77 gözlemleme uygun önlemlerin alınmasına imkan tanımak üzere en kısa sürede gerçekleştirilmelidir. Gerekli şebeke altyapısı tesisi ve bakımı, enterkonneksiyon kapasitesi de dahil, kaliteli elektrik arzına katkı yapmalıdır. Enterkonneksiyon kapasitesi ve merkezi olmayan elektrik üretimi de dahil gerekli şebeke altyapı tesis ve bakımı kaliteli elektrik arzından emin olmak için önemli unsurlardır. Arz Güvenliğinin İzlenmesi Üye ülkeler arz güvenliğinin izlenmesi konularını garantiye almalıdır. Üye ülkeler, uygun olduğu durumda bu amacı düzenleyici otoritelere bırakabilirler. Bu izleme, ulusal piyasa düzeyinde arz/talep dengesini, puant talebi karşılama önlemleri ve bir veya daha fazla tedarikçinin devre dışı olma durumları yanı sıra beklenen gelecekteki talep seviyesini, planlanan veya inşa halindeki ilave kapasiteyi ve şebekelerin kalite ve bakım seviyesini kapsamalıdır. Her iki yılda bir bu izleme durumu ile ilgili rapor yayınlanacaktır. AB’nin yukarıdaki açıklanan uygulamaları; bol yedekli, iyi enterkonnekte ve talep artış hızı Tükiyenin neredeyse üçte biri olan UCTE sisteminde bile serbest piyasa uygulamasında arz eksikliği olabileceği tehlikesinin görülmesi üzerine Direktifte yer almıştır. Yeni kapasite için Yetkilendirme Prosedürü 6. Yeni üretim kapasitesi tesis edilmesi için, üye ülkeler objektif, şeffaf ve ayrım gözetmeyen kriterlere uygun olarak bir yetkilendirme (autorization) prosedürünü oluşturmalıdırlar. 7. Üye ülkeler, kendi topraklarında yeni üretim kapasitesi tesis edilmesi için yetkilendirme prosedürü kriterlerini oluşturacaklardır. Bu kriterler; a. Güvenlik ve elektrik sisteminin güvenilirliği, tesis ve ilgili donanım b. Halk sağlığı ve güvenliğinin korunması c. Çevrenin korunması d. Saha kullanımı e. Kamu arazisi kullanımı f. Enerji verimliliği g. Birincil kaynakların doğası h. Başvuru sahibine özgü teknik, ekonomik ve finansal yeterlilik gibi karakteristikler i. Madde 3’ün sürdürülebilirliği açısından uygulanmış önlemler ile uyum 8. Üye ülkeler; sınırlı kapasite ve potansiyel etkilerini dikkate alarak küçük ve dağıtım sistemine bağlı üretim tesisleri için de yetkilendirme prosedürünü garanti etmelidirler. 9. Yetkilendirme prosedürü ve kriterleri kamuya açık olmalı. Yetkilendirilmelerinin reddedilmelerinin nedenleri konusunda başvuru sahipleri bilgilendirilmelidir. Nedenler objektif, ayrım gözetmeyen bir şekilde, iyi açıklanmış ve zaman içinde doğruluğu kanıtlanacak şekilde olmalıdır. Başvuru sahibi Yasal prosedürler açısından bilgilendirilmelidir. Yeni Kapasite Teklif Edilmesi Üye devletler, arz güvenliğinin sağlanması, yeni kapasite temini veya enerji verimliliği/talep tarafı yönetimi önlemleri amacıyla şeffaf ve ayrım gözetmeyecek bir şekilde yayımlanmış kriterlere uygun olarak bir teklif alma prosedürü imkanını oluştururlar. Buna karşın, bu prosedürler, tesis edilmekte olan üretim kapasitesi veya 5-78 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU enerji verimliliği/talep tarafı yönetimi önlemleri, yetkilendirme prosedüründe arz güvenliğinin sağlanması önlemleri yeterli olmadığı takdirde başlatılabilir. Tevzi ve Dengeleme Arz güvenilirliği açısından, ülke talebinin karşılanması için gerekli elektrik enerjisi üretiminin %15’ini aşmayacak oranda birincil (fuel) yerli kaynağa (indigenous primary enegy fuel sources) dayalı üretim tesislerinin tevzisine öncelik verilmesi tavsiye edilmektedir. 5.2.6.2. Avrupa Birliği Yenilenebilir Enerji Direktifi Yenilenebilir enerjinin küresel anlamda çevresel faydaları ve sürdürülebilir enerji arzına katkısı dikkate alınarak Avrupa Birliği (AB) üye devletleri bu kaynaklardan elektrik üretiminin desteklenmesi hususunda hemfikirdir. Bu çerçevede birçok destek planı geliştirilmesine rağmen bazen bu planlar rekabet hukuku ile çelişebilmektedir. Önceleri üreticilere yönelik destek mekanizmalarını içeren bu planlar daha sonra geliştirilerek piyasaya yönelik hale getirilmiştir (açık arttırma-eksiltme) yöntemi, yeşil sertifikalar gibi). Yenilenebilir Enerji Kaynakları üzerine yayımlanan Beyaz Kitap'ta arz güvenliği, çevrenin korunması, sosyal ve ekonomik uyumun sağlanması ve enerji kaynaklarının farklılaştırılması gerektiği dikkate alınarak yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik üretimi Topluluğun öncelik alanı olarak belirlenmiştir. Kitapta 2010 yılına kadar yenilenebilir enerji kaynaklarından üretilecek elektriğin toplam elektrik üretimindeki payının %12'ye çıkartılması hedeflenmiştir 15 . 1997 yılına baktığımızda bu oran %3.2 civarındadır. Avrupa Parlamentosu (AP) 30 Mart 2000 tarihinde çıkardığı bir kararla yenilenebilir enerji hedefleri konusunda üye devletleri bağlayıcı birtakım hedeflerin Topluluk düzeyinde alınması gerektiğinin altını çizmiştir. 27 Eylül 2001 tarihinde AP ve Bakanlar Konseyinin kararıyla 2001/77/EC Sayılı Elektrik İç Pazarında Yenilenebilir Enerji Kaynaklarından Üretilen Elektriğin Teşviki'ne yönelik bir direktif yayımlanmıştır. Direktif, yenilenebilir enerji kaynaklarını rüzgar, güneş, jeotermal, dalga, gelgit (tidal), hidro güç (geniş ölçekli hidro güç dahil), biyokütle, arazi dolgularından elde edilen gaz (landfill gas), pis su arıtma tesisi gazı ve biyogazlar olarak tanımlamaktadır. Bu yönetmeliğin amacının, yenilenebilir enerji kaynaklarından üretilen elektriğin dahili elektrik piyasasındaki payının artırılmasını teşvik etmek ve gelecekte çıkarılacak Avrupa Birliği Çerçeve Anlaşmasına temel teşkil etmek olduğu belirtilmektedir. Bu yönetmelikte; AB ülkelerinde 2010 yılında tüketilecek tüm elektriğin % 22.1’inin yenilenebilir (yeşil) enerji kaynaklı olması öngörülmektedir. Direktife göre her 5 yılda bir üye devletler, ulusal hedeflerini ortaya koyan bir rapor yayınlamakla yükümlüdür. Üye devletlerin koyduğu hedefler, Direktifin ekinde verilmiş olan AB Komisyonu'nun belirlediği referans değerler ve Kyoto Protokolü çerçevesinde yerine getirilmesi gereken ulusal taahhütler ile uyumlu olmak zorundadır. Rapor aynı zamanda hedefe ulaşmak için alınan önlemleri de içermelidir. Ayrıca üye devletler Ekim 15 Büyük hidro kaynakları buna dahil değildir, ancak bu durum 27 Ekim 2001’de tüm hidrolikleri dahil edecek şekilde değiştirilmiştir. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-79 2003 tarihinden itibaren her iki yılda bir geldikleri noktaya yönelik rapor hazırlamakla yükümlüdür. Birçok destek planının olması ve hangisinin daha etkili olduğu konusunda uzlaşmaya varılamamasından dolayı Direktif, Komisyonu bu planları değerlendirmek ve rekabeti önleyip önlemediğini denetlemekle yükümlü kılmıştır. Ekim 2005'de Komisyon bununla ilgili bir rapor yayınlayacaktır ve eğer gerek görülürse desteğe yönelik bir Topluluk Çerçevesi önerecektir. Direktife göre üye devletler, yenilenebilir enerji kaynaklarından üretilen elektriğin menşeini garantilemek için bir prosedür hazırlamakla yükümlüdür. Eğer istenirse üye devletler menşe garantisi (guarantee of origin) çıkarabilmelidir. Üretim ve dağıtım faaliyetlerinden bağımsız yetkili bir otorite menşe garantilerinin çıkartılmasını denetlemekle yükümlüdür. Aşağıda Tablo 5.1’de Avrupa Birliği ile üye ülkelerin herbirinin yönetmelikte belirtilen milli hedefleri gösterilmektedir. Türkiye’nin hidroelektrik üretimi de mukayese için bu tablonun altına ilave edilmiştir. Avrupa Birliği ülkeleri öngörülen hedeflere ulaşmak için yenilenebilir enerjiye yapılacak yatırımları artırmak amacıyla, hem arz tarafında (yeşil sertifika, yatırım desteği, vergi muafiyeti veya indirimi, vergi iadesi, doğrudan fiyat desteği gibi) çeşitli teşvik ve destek politikaları uygulamakta, hem de talep tarafında yeşil enerji kullanımını yaygınlaştırmak için vergi muafiyetleri ve subvansiyon gibi uygulamalar yapmaktadır. Aşağıda bazı örnekleri verilen bu teşvik ve desteklemelerin şekli ve mekanizmaları ülkeden ülkeye değişmektedir. Almanya’da 2000 yılında çıkarılan “Yenilenebilir Enerji Kaynaklarına Öncelik Verilmesine Dair Kanun” yenilenebilir enerji kaynaklarının toplam elektrik üretimi içindeki payını 2010 yılına kadar iki misline çıkarmayı hedeflemekte ve küçük hidroelektrik (5 MW’a kadar), rüzgar, güneş, jeotermal, biomass, vs. gibi yeni ve yenilenebilir enerji kaynaklarında üretilecek elektriğin asgari fiyatını, iletim ve dağıtımını düzenlemektedir. Kanunun gerekçesinde, Almanya’daki tüm hidroelektrik potansiyelin halihazırda kullanılmış olduğu ve geriye teşvik edilerek geliştirilebilecek yalnızca küçük hidroelektrik santrallar ile rüzgar, güneş gibi diğer yenilenebilir enerji kaynakları kaldığı açıkça belirtilmektedir. Bu gerekçede ayrıca rüzgar santrallarının teşvik nedenleri açıklanırken, rüzgar türbinlerinin yeni bir teknoloji olduğu ve bu konudaki teşviğin Almanya’da bu teknolojinin geliştirilmesine, ilave istihdam yarattığına, imalat sektörü ve ihracata katkısına dikkat çekilmektedir. Almanya, bu tür teşvik uygulamalarıyla karbondioksit emisyonunu 2005 yılına kadar (1990’dakine göre) %25 azaltmayı, 2010 yılına kadar da tüm sera gazları emisyonunu %21 azaltmayı hedeflemektedir. Hollanda’da 2002 yılı sonuna kadar elektrik tüketimine vergi uygulanmaktaydı ve yeşil enerji bu vergiden muaf tutulmakta idi. Vergi kanununda Kasım 2002’de yapılan bir değişiklikle 2003 yılı başından itibaren “ecotax” denilen bu vergi KDV dahil 7.604 Eurocent olarak uygulanacak, yeşil enerjide ise bu vergi 2.1 Eurocent olacaktır. Yani tüketici tarafında yeşil enerjinin diğer enerji türlerine göre vergi avantajı kWsaat başına yaklaşık 5.5 Eurocent olacaktır. Zaman içerisinde bu vergi avantajının 3.5 Eurocent’e düşürülmesi planlanmaktadır. İsveç’te rüzgar ve küçük hidroelektrik santrallarda üretilen elektriğe (arz tarafında) verilen subvansiyon 1.54 cent/kWsaat’tir. İsveç’te buna ilave olarak, rüzgar enerjisi ve küçük hidroelektrik (<1.5 MW) yatırımlarına % 15 “yatırım hibesi” (investment grant) ile 5-80 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU rüzgar enerjisi kullanıcılarına kWsaat başına 2.77 cent “çevre iskontosu” (environmental discount) uygulanmaktadır. (bakınız http://www.swedenvironment.environ.se/no0004/0004.html ) Danimarka, İsveç ve diğer bazı ülkelerde yakın gelecekte elektrik dağıtımı yapan kuruluşların “yeşil enerji kotası” uygulamaları, yani sattıkları elektriğin belli bir kısmını yeşil enerji kaynaklarından temin etmeleri yükümlülüğü getirilecektir. Bu diğer ülkelerden elektrik ithal edecek tüketicilerin de uymak zorunda kalacakları bir kota uygulaması olacaktır. Bütün bu bilgilerden ortaya çıkan gerçek şudur; AB’de yeşil enerji için büyük bir hareket, gayret ve teşvik görülmektedir. Tablo 5. 1 Yenilenebilir Enerji Kaynaklarından Üretilen Elektriğin Brüt Tüketim İçindeki Payına İlişkin Üye Ülkelerin 2010 Yılı Milli Hedefleri Üye Ülke Avusturya İsveç Portekiz Finlandiya İspanya Danimarka İtalya Fransa Yunanistan İrlanda Almanya Birleşik Krallık Hollanda Belçika Lüksemburg Avrupa Birliği Türkiye’de Hidroelektrik Yeşil Elektrik 1997 2010 TWh % % 39.05 70.0 % 78.1 % 72.03 49.1 % 60.0 % 14.30 38.5 % 39.0 % 19.03 24.7 % 31.5 % 37.15 19.9 % 29.4 % 3.21 8.7 % 29.0 % 46.46 16.0 % 25.0 % 66.00 15.0 % 21.0 % 3.94 8.6 % 20.1 % 0.84 3.6 % 13.2 % 24.91 4.5 % 12.5 % 7.04 1.7 % 10.0 % 3.45 3.5 % 9.0 % 0.86 1.1 % 6.0 % 0.14 2.1 % 5.7 % 338.41 13.9 % 22.0 % 39.82 38.5 % 33,7 % Hidrolik üretimin toplam tüketimdeki payı 2003 yılında %25 olmuştur Türkiyedeki mevcut yenilenebilir enerji kaynaklarının 2003 yılı üretimindeki payı %25 dir. Türkiye bugünden AB’nin 2010’daki hedefini yakalamıştır. Hidroelektrik santrallardan elde edilecek üretimin tüketimdeki payının 2003’deki seviyelerinde kalmasını beklemek hidroelektrik santrallardan elde edilecek üretimin de talep ile aynı oranda artmasını beklemek demektir. Halbuki hidrolik potansiyelimiz sonsuz olmayıp, toplam 129 milyar kWh/yıl üretime karşılıktır. Bu durumda toplam enerji tüketimindeki payının giderek azalması olağandır. Diğer taraftan AB 2010 yılı hedeflerinin 2020 yılına ertelenmesi tartışma halindedir. Avrupa’da üye ülkelerin iç mevzuatlarında büyük HES’ların teşvik dışında bırakılması normaldir, çünkü hidroelektrik kapasitenin tamamına yakını zaten geliştirilmiştir. Buna rağmen, 27 Ekim 2001 tarihli AB bülteninde yayınlanarak kesinleşen “Dahili Elektrik Pazarındaki Yenilenebilir Enerji Kaynaklarından Üretilen ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-81 Elektriğin Teşvik Edilmesi” yönetmeliğinde daha önceki taslaklarında 10 MW ve altındaki tesisler için kullanılan “küçük hidro” tanımı kaldırılarak “hidroelektrik santralların tümü”nün yenilenebilir enerji kaynağı sayılması ve teşvik edilmeleri öngörülmüştür. (bkz.:http://europa.eu.int/eurlex/pri/en/oj/dat/2001/l_283/l_28320011027en00330040.pdf ) Direktifin zayıf olan yanları şu şekilde sıralanabilir; Direktif bütün olarak yenilenebilir enerji kaynaklarını ele almaktadır. Örneğin büyük hidro güç ticari bir kaynak olmasının yanı sıra desteğe ihtiyacı yoktur. Hangi kaynakların ne tür desteğe ihtiyacı olduğu konusuna değinilmemiştir. Ne tür destek sisteminin tercih edilmesi gerektiği ve iç pazar yapısına bu sistemin nasıl uyacağı konusu Direktifte eksik kalan noktalardan birisidir. Direktif yeşil sertifika gibi piyasa tabanlı mekanizmaları desteklemek yerine üreticilerin desteklenmesine yönelik uygulamaları desteklemektedir. EPDK (Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu) tarafından Resmi Gazetede 4 Ağustos 2002 tarihinde yayınlanarak yürürlüğe giren yeni “Lisans Yönetmeliği” bütün nehir santralları ile 20 MW ve altında kurulu gücü olan barajlı hidroelektrik santralları yenilenebilir (yeşil) enerji kaynağı olarak tanımlamaktadır. Bu tanım daha sonra 28 Şubat 2003’te Resmi Gazetede yayınlanan değişiklikle, 50 MW ve altındaki nehir santralları ile rezervuar hacmi yüz milyon metreküpün veya rezervuar alanı onbeş kilometrekarenin altında olan hidroelektrik tesisler olarak değiştirilmiştir. Bu yeni “Lisans Yönetmeliği”ne göre; yenilenebilir enerji kaynaklarına yatırım yapan yatırırmcılar hem lisans alma ücretinin yüzde birini ödeyecek, hem de, tesisin EPDK’na verilen programa uygun şekilde işletmeye alınması koşuluyla, işletmenin ilk sekiz yılında yıllık lisans ücreti ödemeyeceklerdir. Ayrıca, yenilenebilir enerji kaynaklarının iletim ve dağıtım sistemine bağlantıda öncelik sahibi olacağı belirtilmektedir. Yeni “Lisans Yönetmeliği” lisans süresinin 49 yıla kadar uzatılmasına imkan sağlamaktadır. Bunların yenilenebilir enerji kaynaklarına daha çok yatırımı özendirmekten uzak oldukları açıktır. EPDK (Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu) nun Eylül 2002’de yayınladığı “Elkitabı”nda yenilenebilir enerji kaynaklarından üretilen elektriğin teşviği için alınacak diğer tedbirlerin ancak ayrı bir kanunla düzenlenebileceği ifade edilmektedir. Türkiye, hem halihazırda hem de gelecekte üreteceği elektriğin önemli bir kısmını (2010’da %26’sı) hidroelektrik ve rüzgar santrallarından üretecektir. Avrupa Birliği ülkeleri ile yeterli bağlantı sağlanabildiği takdirde, Türkiye’nin elektrik üretimindeki bu özelliği elektrik ihracatı için önemli bir avantaj haline gelmektedir. AB ülkeleri tarafından üretimi ve tüketimi teşvik edilen yeşil enerjinin önemli üreticilerinden biri olarak Türkiye bu fırsatları değerlendirmelidir. Avrupa Birliğinin enerji stratejileri, ileriki yıllarda oluşacak açıklar ile bunların nasıl karşılanacağı ve yeşil enerji teşviklerine ilişkin temel prensipler ise bu konuda yayınladıkları “Green Paper”da yer almaktadır. (bkz http://europa.eu.int/eur-lex/en/com/gpr/2000/com2000_0769en01.html ). Hidroelektrik santrallarda üretilen elektriğin tek avantajı yeşil enerji olması değildir. Bundan daha önemlisi ve ekonomik olarak da daha değerlisi, elektrik depolayarak puant saatlerdeki ani talebi karşılayabilme özelliğidir. Temel politika olarak ülkemizin mevcut ve yeni yapılacak depolamalı hidrolik santrallarının öncelikle puant yükleri karşılamak üzere kullanılmaları esas olmalı, AB ülkelerine puant saatlerde enerji satışı hedeflenmelidir. AB ülkelerinde puant enerji ihtiyacının tümünü karşılamaya yetecek 5-82 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU kapasitede depolamalı hidrolik tesisler olmadığı için puant enerji fiyatları zaman zaman çok yükselmektedir bakınız http://www.apx.nl/marketresults/Historicaldata/historicaldata_dec01.htm ). 5.3. Elektrik Enerjisi İletim Sistemi Planlaması Üretim planları ile yakıtı, kapasitesi ve zamanlaması belirlenen üretim tesislerinde üretilen elektrik enerjisinin tüketicilere yeterli ve kaliteli bir şekilde ulaşabilmesi için, iletim sisteminin de planlanması ve plana uygun olarak gelişmesi gerekmektedir. 5.3.1 Optimizasyona Dayalı İletim Sistemi Gelişim Planlarının Yapılması İçin Kullanılan Metodolojiler İletim Sistemi, 154 kV (yüksek gerilim-YG) ve 380 kV (çok yüksek gerilim-ÇYG) sisteme bağlı üretim tesislerinden itibaren dağıtım sistemine kadar olan ve üretilen enerjinin tüketicilere doğrudan ve/veya dağıtım sistemi üzerinden ulaştırılmasını sağlayan iletim hat ve kabloları, transformatör merkezleri, anahtarlama merkezleri, seri kapasitör istasyonlarından oluşmaktadır. İletim Sisteminin enterkonnekte olarak çalıştırılması üretim, iletim ve dağıtım sistemlerinde bir dizi teknik kuralın koordinasyon içerisinde uygulanması ile mümkündür. Elektrik enerjisinin frekans ve geriliminin kalitesi, sistemin stabilitesi ve arzın devamlılığı bu düzenin doğru olarak planlanıp işletilmesine bağlıdır. Üretim ve İletim Sisteminin bir bütün olarak optimizasyonuna dayalı yapılan İletim Sistemi gelişim planlarında; sistem enerji ve puant güç talebine göre belirlenen üretim sistemi kurulu gücü, talebin bölgesel dağılımı, iletim sisteminin özelliklerine göre ilave üretim kapasitesinin yeri, mevcut üretim tesislerinin optimum işletimi dikkate alınmaktadır. İletim Sistemi gelişim planlarında, enerji arzının kalitesinin ve sürekliliğinin en yüksek seviyede tutulması, ekonomik, kolay işletilebilir ve gelişime açık bir sistem tasarlanması, mevcut tesislerin ekonomik ömrü süresince kullanılması ve bunların minimum yatırım maliyeti ile gerçekleştirilmesi temel prensiplerdir. Sistem güvenilirlik kriterleri ülkelerin gelişmişlik düzeyine ve hedeflerine bağlı olarak belirlenmekte olup, Türkiye’nin İletim Sistemi Batı Avrupa Elektrik İleticileri Birliği’ne (UCTE) entegrasyonu hedefi doğrultusunda bu sistemlerle uyumlu olacak şekilde geliştirilmiştir. Bu doğrultuda, İletim Sisteminin herhangi bir bileşeninin arıza dolayısıyla devre dışı kalması halinde (Birinci Arızi Durum; N-1); herhangi bir müşterinin kaybedilmemesi, sistemin kararlılığının bozulmaması ve sistemin parçalara bölünmemesi sağlanacak şekilde sistemin gelişimi planlanmaktadır. İletim Sisteminin iki bileşeninin aynı anda servis dışı olması (ikinci arızi durum; N-2) gibi çok ağır arızi durumlarda ise, sistemin tümünün veya bir bölümünün enerjisiz kalmasını (genel veya kısmi sistem oturması) önlemek amacıyla zaman zaman üretim ve/veya yük atma yöntemlerine başvurulabilmektedir. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-83 Yukarıda belirtilen prensipler doğrultusunda bir İletim Sisteminin tasarlanması için; Yük Akışı Analizi, Kısıtlılık Analizi, Kısa Devre Analizi, Kararlılık Analizi gibi bir dizi teknik çalışma yapılmaktadır. Bu çalışmalar her yıl için üç ayrı yük senaryosu (kış puantı, yaz puantı, minimum) ile yapılır. İletim Sistemi Analizinde; 1. Mevcut ve plan yılında serviste olması öngörülen iletim tesisleri, 2. Mevcut ve plan yılında servise girmesi beklenen üretim tesisleri ve bunların çalışma rejimleri, 3. İncelenen her senaryo için (yaz puantı, kış puantı ve minimum) trafo merkezi bazında güç talebi tahminleri, 4. Trafo merkezi bazında öngörülen toplam talep ile sistem kayıplarını karşılayacak üretim senaryosu dikkate alınarak enterkonnekte üretim ve iletim sistemi modellenir ve bu varsayımlarla sistem simulasyonu yapılır. Yapılan analizlerin sonucunda belirli bir üretim-tüketim durumu için; trafo merkezlerindeki gerilim seviyeleri, iletim sistemi toplam kayıpları, enerji transfer imkanları, iletim sisteminin yüklenme durumu belirlenir. Arızalar sonucu sistemde eksik hat, trafo veya üretim kaynağının sebep olabileceği olumsuzlukların ve çözümlerinin belirlenmesi teçhizatın kısa devre akımlarına dayanabilirliğinin kontrol edilmesi ve arıza sonucu sistem elemanlarının devre dışı kalması ile sistem kararlılığının kalitesinin korunması, kısmi veya genel sistem oturmasının olup olmayacağının tespiti ile yeni İletim Sistemi yatırımlarının kararları alınır. 5.3.2 Yeni Elektrik Piyasası Yapısında İletim Sistemi Gelişim Planlarının Yapılmasında Karşılaşılan Sorunlar 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu ile otoprodüktör ve otoprodüktör grupları tarafından gerçekleştirilen üretim faaliyeti dışındaki elektrik enerjisi üretiminin Elektrik Üretim Anonim Şirketi ve özel sektör şirketleri tarafından gerçekleştirilmesi, Elektrik Üretim A.Ş. ve özel sektör üretim şirketleri lisansları uyarınca gerçek ve tüzel kişilere elektrik enerjisi ve/veya kapasite satışı yapabilme hakkı, TEİAŞ’a ise İletim Sistemine bağlı ve bağlanacak olan serbest tüketiciler dahil tüm sistem kullanıcılarına Şebeke Yönetmeliği ve İletim Lisansı hükümleri doğrultusunda eşit taraflar arasında ayırım gözetmeksizin iletim ve bağlantı hizmeti sunması yükümlülüğü getirmiştir. Bu durumda üretim-iletim sisteminin optimizasyonu yerine çok sayıda bilinmeyenle sistem gelişiminin sağlanması gerekmektedir. Yeni yapıda İletim Sistemi Gelişiminin sorunları; Dağıtım sistemine bağlı olarak çalışan üretim tesislerinin tam olarak izlenemeyen çalışma rejimi trafo merkezleri bazındaki talep tahminini güçleştirmektedir, Dağıtım Şirketlerinin henüz doğru talep tahmini yapabilme yetenekleri bulunmamaktadır, Mevcut lisanslama yöntemi ile ilave üretim kapasitesinin yeri, tipi, miktarı ve servise giriş yılı kesinleştirilememektedir, İletim Sistemi simulasyonlarının temeli olan üretim senaryosundaki belirsizliklerin devam etmesi (yükün hangi üretimle karşılanacağı), 5-84 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU Özel şirketlerce küçük kapasiteli yeni üretim tesisleri kısa sürelerde tamamlanarak servise alınabildiği halde tüm iletim yatırımlarını yapmakla yükümlü olan TEİAŞ’ın bir iletim tesisini finansmanı bulunmak kaydıyla 3-5 yılda tamamlayabilmesi olarak sıralanabilir. TEİAŞ’ın, 4628 sayılı Yasa, Lisans Yönetmeliği ve diğer mevzuat ile tanımlanan yükümlülükleri doğrultusunda, sisteme yeni bağlanacak üretim tesislerine darboğazlar nedeniyle iletim kısıtlamalarına tabi olmayacak güvenilir ve sürekli iletim kapasitesi sağlaması gerekmektedir. İletim darboğazı oluşması halinde üretici, müşterisinden sözleşmesi kapsamındaki ücreti üretim yapmış gibi almaya devam edecektir. Darboğaz yönetiminin getireceği ilave maliyet Dengeleme Piyasası’ndan karşılanacaktır. Dağıtım Sistemine Bağlı Üretim Tesisleri Sisteme bağlı üretim tesisleri bağlı oldukları gerilim seviyesine, ünite gücüne veya kurulu güçlerine göre sınıflandırılabilir. Şebeke Yönetmeliğine göre ünite gücü 50 MW’tan büyük veya toplam kurulu gücü 100 MW’tan büyük olan santrallar için şebeke işletme kriterlerine uyum zorunluluğu bulunmaktadır. Diğer önemli kriter üretim tesisinin şebekeye bağlı olduğu gerilim seviyesidir. Genellikle kurulu gücü 50 MW’tan fazla olan üretim tesisleri İletim Sistemine 154 kV ve 380 kV gerilim seviyelerinden bağlanmıştır. Şebeke Yönetmeliğinin 5. Maddesine göre “İletim Sistemi ile kullanıcılar arasındaki bağlantı; bu Yönetmelik ve Arz Güvenliği ve Kalitesine İlişkin Yönetmelik hükümlerine uygun olarak tesis edilir. TEİAŞ’ın bir dağıtım barasına veya bu baraya bağlı dağıtım sistemine bağlanacak toplam üretim gücü 50 MW’ı geçemez. Bu gücün 50 MW’ı geçmesi durumunda bağlantı iletim seviyesinden yapılır. 10 MW’ın altındaki üretim tesisleri için müstakil fider tahsisi yapılmaz.” Sözkonusu düzenleme nedeniyle, küçük üretim tesisleri dağıtım sistemine dağıtım merkezleri üzerinden bağlanmaktadır. Bazı özel durumlarda, teknik ve coğrafik kısıtlar nedeniyle, kurulu gücü 50 MW’tan küçük üretim tesisleri (örneğin rüzgar santralları) doğrudan İletim Sistemine yönlendirilmektedir. 5.3.3 Yeni Yapıda Uygulamaya Konan Yeni Metodolojiler Yeni üretim tesisislerinin bölge talebinin üzerinde üretim kapasitesine sahip bölgelere yapılması durumunda; bölgenin diğer bölgelerle olan bağlantı hatlarının termik limitlerinin, talebi üretiminin üzerinde olan ve yeni bağlantıyla üretimi piyasa tarafından daha da kısılacak bölgelerde iletim kapasitesi yetersizliği ve gerilim sorunlarının incelenmesi, iletim darboğazı nedeniyle, üretim fazlası olan bölgede arttırılacak, üretim açığı olan bölgede ise azaltılacak üretimin darboğaz yönetimi maliyetlerinde neden olacağı artışın irdelenmesi, darboğaz yönetimi maliyetini minimize edecek yeni iletim tesislerinin yatırım maliyetleri de dikkate alınarak belirlenmesi gerekmektedir. Yeni yapıda santralın kurulu gücü, tipi vs. ile birlikte tesis edileceği yer de yatırımcılar tarafından önerilmektedir. Yatırımcının üretim eksikliği olan veya İletim Sisteminin daha güçlü olduğu uygun bölgelerine yönlendirilmesi için en önemli araç olarak bölgesel iletim tarifesi uygulanması ile “yer sinyali” verilmesi görülmektedir. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-85 İletim tarifesi 4628 sayılı Kanunla belirlenen Bağlantı ve Sistem Kullanım Anlaşması ile öngörülen bağlantı bedelleri (yatırımı içermemektedir), kullanım bedelleri ve Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu (EPDK) tarafından yayımlanan ikincil mevzuat kapsamında belirlenen sistem işletim kalemlerinden (yan hizmet bedelleri) oluşmaktadır. Bağlantı ücretlerinin belli bir kullanıcının İletim Sistemine irtibatını sağlayan varlıklarla ilgili maliyetleri yansıtması ve bu maliyetin kullanıcı tarafından karşılanması gerekirken, bağlantı varlıkları sadece kullanıcının kendi tesisi içindeki iletken, izolatör, hırdavat vs. ile sınırlandırılmıştır. Bu durumda bağlantı varlıkları iletim varlığı haline gelmekte ve bu nedenle bağlantı maliyetinin çoğu iletim kullanım ücreti ile karşılanmakta ve bütün yatırımlar sistem varlıkları adı altında toplanmaktadır. Sistem Kullanım Ücretleri Bağlantı Varlıkları dışında kalan İletim Sistemi Varlıkları ile ilgili maliyetleri kapsamakta olup tüm kullanıcılara Bölgesel Fiyatlar olarak yansıtılır. Sistem kullanım ücretleri; Nakil Modeli kullanılarak İletim Sisteminin her bir noktasındaki ilave 1 MW üretimin baz duruma göre sistemdeki toplam nakil hacmine (MW x km) cinsinden etkisi hesaplanarak Trafo Merkezi uzun Dönem Marjinal Maliyet sinyallerinin belirlenmesi; Trafo Merkezi bazında hesaplanan sinyallerin birbirine yakınlığı (bir bölgedeki maksimum ve minimum sinyal arasındaki fark %10’na eşit veya daha küçük), Oluşacak bölgelerde kurulu gücü 10 MW’dan büyük en az bir santralın yer alması Trafo Merkezlerinin elektriksel olarak birbirine bağlı olması kriterleri dikkate alınarak Tarife Bölgelerinin oluşturulması ve EPDK tarafından belirlenen Gelir Tavanına göre toplanacak gelirin üreticilere ve tüketicilere eşit oranlarda (%50) dağılımı yöntemiyle belirlenmiştir. Trafo Merkezi bazında gruplandırılmış 23 Tarife Bölgesi oluşturulmuştur. Bölgesel Sistem Kullanım Ücretleri, mümkün olan bağlantı miktarını belirtmemekle birlikte, yeni üretim tesisi bağlantısı için uygun bölgeleri işaret etmektedir. Ancak yatırımcı, serbest elektrik piyasasına geçmiş diğer ülkelerdeki deneyimlerden de bilindiği kadarıyla, yüksek iletim tarifesi ödemeyi göze alıp en pahalı bölge için de bağlantı talep edebilmektedir. EPDK’na, Yatırımcıya ve TEİAŞ’a yol göstermek üzere bağlantı imkanlarının Sistem Kullanım Tarife Bölgeleri bazında incelendiği Bağlantı Fırsatları Dökümanının hazırlanması gerekmektedir. Sistem Kullanım Ücretleri için oluşturulan 23 tarife bölgesinin tamamının çok detaylı olarak belirli zaman dilimi için incelenmesi ve bu incelemede optimizasyon yerine çok sayıda belirsizlikle sistem gelişiminin belirlenmesi gerekmektedir. Serbest piyasa modelinde İletim Sistemi gelişimi için alternatif yaklaşımlar: 1. Tüm iletim darboğazlarının yeni iletim yatırımlarıyla çözülmesi, 2. Gerekli yeni iletim yatırımlarına karar vermek için; darboğazları dengeleme piyasasında çözmenin maliyeti ile yeni iletim tesislerinin yatırım maliyetinin karşılaştırılarak optimum iletim yatırımlarının belirlenmesi olarak bilinmektedir. 5-86 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU Birinci yaklaşım, mevcut finansman ve tesis şartlarında her bir iletim tesisi için 3-5 yıl yatırım süresi gerekmesi ve çok büyük iletim yatırımı maliyetleri oluşturması nedeniyle uygulanabilir görülmemektedir. [4] 5.4. Sonuç ve Öneriler • Elektrik enerjisi projeleri yüksek maliyetli yatırımlar olup, bu nedenle; enerji kaynağı/yakıt temini, elektrik üretim tesisi, gerekli iletim ve dağıtım tesislerinin inşası bütünlüğü içerisinde ele alınmalı ve tüm yatırım aşamaları eşgüdüm halinde gerçekleştirilmelidir. • Arzın yetersiz kalması, ekonomik ve toplumsal kayıplara neden olacağı gibi, arz kapasitesinin talebin önünde olması da atıl kapasite ve ölü yatırım anlamına gelmektedir. • Sektörün yukarıda söz edilen özellikleri, planlamayı, özellikle de tüm sektörleri ve kullanım alanlarını kapsayan bütünsel bir planlamayı, sektör açısından olmazsa olmaz bir unsur haline dönüştürmektedir. • Halen gelişimini tamamlamamış olan ülkemizde hem kalkınma için gerekli olan arz ilavesi ve hem de rekabetçi bir serbest piyasa için gerekli olan yedek enerjinin sadece serbest piyasa koşullarında temin edilebileceğinin varsayılması gerçekleri yansıtmamaktadır. Sektörde planlama unsurunun geri çekilmesinin ya da bu konuda boşluk yaratılmasının sektöre olumsuz etkileri olacaktır. Olabildiğince gerçek durumu yansıtan planların yapılması yatırımcı açısından da güveni arttırıcı bir unsur olacaktır. Hatta tüm dünya ekonomisini belirleyen unsur haline gelen, özellikle de gelişmekte olan ülke ekonomilerinde etkisi daha da öne çıkan “belirsizlik” halinin olumsuz sonuçlarını en aza indirebilmek için, değişen koşullara göre ortaya çıkabilecek senaryolar üzerinde çalışma yapmak daha da uygun görünmektedir. • Elektrik enerjisi arz (üretim) planlaması, devletin mali ve birincil kaynak temin ve kullanım politikalarının yansıtılması açısından olduğu kadar, yeni üretim tesislerinin mevcut enterkonnekte elektrik sistemine entegrasyonunu sağlayan iletim ve/veya dağıtım sistemlerinin planlanması ve gerçekleştirilmesi için de büyük önem taşımaktadır. • Arz güvenilirliğini sağlamak için gereken ilave kapasite ihtiyacının miktarı, kurulacak santral tipine sıkı sıkıya bağlıdır. Üretim planları karar vericilere belli güvenilirlik kriterlerini sağlayacak olan ilave kapasitenin miktarı, yakıt kompozisyonu ve zamanlaması hakkında bilgi verdikleri için önemlidir. Ayrıca üretim planları sonuçları iletim planlarının ana girdisi olduğundan gerekli iletim yatırımlarının zamanında tespit edilmesi ve tesis edilmesi mümkün olmaktadır. • Gerek üretim tesisi gerekse ithalat başvurularının belirli bir stratejik plan doğrultusunda değerlendirilmeden lisanslandırılması halinde; ülkenin birincil kaynak kullanımına uymayan, 2010-2015’li yıllara kadar devam edeceği bilinen ve rekabete açılamayan öncelikli zorunlu üretimi (otoprodüktörler, Yİ, YİD, İHD, ayrıcalıklı şirketler) ve TETAŞ’ın enerji tarifesini yükselten arz fazlasını (enerji yedeğini) daha da arttırarak gereğinden fazla yedek oluşmasına sebep olacaktır. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-87 • Lisans başvurularının ülkenin stratejik planları doğrultusunda incelenmesi ve bunun için mevzuatta değişik yapılması gereklidir. • Gereğinden fazla kapasite kurulduğunda üretim kapasitesinin verimli kullanılamaması kamu tarafından işletilmekte olan santrallardan elde edilen üretimin çok düşük seviyelerde kalması veya bu santrallarla hiç üretim yaptırılmaması gibi durumlar söz konusu olacaktır. • İletim sistemi gereği çalıştırılması gereken santrallar ile su kullanım politikaları gereği öncelikli çalıştırılması gereken hidroelektrik üretimler de dikkate alındığında talebin tamamına yakınının öncelikli üretilmesi gereken üretim tarafından karşılanacağı (%90), rekabete açık alanın oldukça dar olduğu anlaşılmaktadır. • Elektrik sistemi planlanırken santralların, günlük ve saatlik değişen yük eğrisine en uygun şekilde cevap verebilmesi amacıyla, baz, orta ve puant yük ihtiyaçlarının gelişimine bakılmalıdır. Puant güç ve yük eğrisi ihtiyaçlarının, en az yatırımla kurulabilecek, minimum yedekli bir santral seti ile karşılanması mümkün olabilmektedir. Bu bir sistem yaklaşımıyla yapılabilir. • Optimal sistem tasarımı ile atıl kapasite oluşumu engellenirken, yük ihtiyaçlarına uygun proje tercihleri ile gereksiz proje yaratılmamaya çalışılmaktadır. Yıllara göre kapasite ihtiyacı belirlenip kaynak türüne karar verildikten sonra ihale ile rekabet yaratılarak en düşük enerji maliyetli projelerin seçimi ile daha proje seçimi aşamasında maliyetlerin aşağı çekilmesi sağlanmalıdır. • TEİAŞ iletim kısıtlarını iki yaklaşımla ortadan kaldırabilir: Birinci yaklaşımda plan yılı içinde gerçekleşme sürelerine ve transfer edilemeyen enerjiye bakılmaksızın bütün İletim Sistemi kısıtlarının yeni iletim tesisi yatırımları ile çözülmesidir. Bu yaklaşım çok yüksek yatırım maliyeti getirmekte, ayrıca planlama çalışmalarındaki varsayımların değişmesi halinde yapılan iletim tesislerin atıl kalma riski bulunmaktadır. İkinci yaklaşım ise iletim kısıtlarından oluşacak darboğazları dengeleme piyasasından çözmenin maliyeti ile yeni iletim tesislerinin yatırım maliyetinin karşılaştırılarak, avantajlı olan yeni iletim tesislerinin yapımına karar verilmesidir. 5-88 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 6. ELEKTRİK ENERJİSİ YATIRIMLARI Türkiye gibi gelişmekte olan ülkelerde, enerji ve elektrik enerjisi talebi, gelişmiş ülkelere göre genel olarak daha hızlı artmaktadır. Geçmişte dünyada ve ülkemizde yaşanan ekonomik gelişmeler nedeniyle elektrik sektöründe arz ve talep dengesizlikleri zaman zaman yaşanmıştır. Arz sıkıntısı dönemlerinde üretim yatırımları hızlandırılmış, ancak bu durum sonraki dönemde atıl yatırımlar olarak nitelendirilebilecek arz fazlası yaratılmasına neden olmuştur. Elektrik enerjisi ekonomik ve sosyal yaşamın vazgeçilmez bir unsuru olduğundan, elektrik sektöründeki yatırımların, enerji kaynağı ve yakıt temini dahil, planlama kapsamında, zamanında ve koordinasyon içinde yaşama geçirilmesi son derece önemlidir. Bu bölümde, Türkiye’deki elektrik sektörü yatırımlarının geçmişten bugüne durumu ve yeni mevzuat ışığında geleceğine ilişkin bir değerlendirme yapılması amaçlanmaktadır. 6.1. Elektrik Enerjisi Yatırımlarının Gelişimi Türkiye’de elektrik enerjisi ve diğer enerji kaynakları Cumhuriyetin kuruluşundan 1963 yılına kadar çeşitli kuruluşlar ve bakanlıkların faaliyet alanı içinde yer almıştır. 1963 yılında planlı dönemin başlamasıyla birlikte bu faaliyetlerin tek elde toplanması amacıyla Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı kurulmuştur. TEK’in kurulduğu yıl olan 1970’ten 3096 sayılı Yasanın yayınlandığı 1984 yılına kadar olan dönemde elektrik üretim, iletim ve dağıtım faaliyetleri TEK tarafından yürütülmüş ve bu arada 1982’de yayınlanan 2705 sayılı Yasa ile belediyelerin elindeki elektrik işletmeleri ile köy tüzel kişi ve birliklerinin elindeki tesisler TEK’e devredilmiştir. Özetle, 1970 sonrasında imtiyazlı şirketler olan ÇEAŞ ve KEPEZ hariç, elektrik enerjisinin kamunun (TEK ve belediyelerin) sorumluluk alanı içinde olduğu bir dönem yaşanmıştır. Planlı döneme rastlayan bu süreçte, beş yıllık kalkınma planlarında ülke linyitleri ve hidrolik kaynaklarına dayalı bir yatırım politikasına ağırlık verilmiştir. Ayrıntıları Raporun “2006 Yılında Türkiye Elektrik Enerjisi Sektörünün Durumu” bölümünde verilen (Tablo 2.1) kurulu güç gelişimine bakıldığında, TEK’in kurulduğu 1970 yılında 1510 MW termik, 725 MW hidrolik olmak üzere toplam 2235 MW toplam kurulu güç bulunduğu görülmektedir. Görüldüğü gibi bu dönemde hidrolik kurulu güç termik kurulu gücün yaklaşık yarısıdır. Petrol krizlerinin de etkisiyle yerli kaynak kullanımına öncelik verilen bu dönemlerde, hidrolik-termik dengesine de önem verilmiş ve 1985 yılı sonunda 5229 MW termik, 3890 MW hidrolik olmak üzere toplam 9119 MW kurulu güce erişilmiştir. Sektörde serbestleşme uygulamaları sonucunda özel firma yatırımları da devreye girmeye başlamıştır. Yıllar içinde kurulu gücün üretici kuruluşlara göre gelişimi Rapor’un “2007 Yılında Türkiye Elektrik Enerjisi Sektörünün Durumu” bölümünde Tablo 2.3’de verilmektedir. Kamu sektörü elektrik enerjisi yatırımlarının 1985-2002 yılları arasındaki gelişimi Tablo 6.1’de ve Şekil 6.1’de verilmektedir. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-89 Tablo 6. 1 Kamu Üretim-İletim-Dağıtım Yatırımlarının Gelişimi (Milyon $) Yıllar TEİAŞ Genel EÜAŞ Genel TEDAŞ Genel DSİ Genel Müdürlüğü * Müdürlüğü Müdürlüğü Müdürlüğü 1985 1260 491 1986 1255 592 1987 1616 528 1988 1189 605 1989 1562 588 1990 1636 627 1991 1199 649 1992 1041 635 1993 960 561 1994 228 241 232 1995 220 246 234 1996 353 235 205 1997 464 268 217 1998 618 307 425 1999 788 170 613 2000 934 341 656 2001 26 384 164 596 2002 58 1026 246 121 2003 75 468 300 2004 102 318 301 2005 159 251 545 1993 yılı dahil TEK yatırımlarıdır. 1994-2001 yılları TEAŞ yatırımlarıdır. Toplam 1751 1847 2144 1794 2150 2263 1848 1676 1521 701 700 993 949 1350 1571 1931 1170 1462 Şekil 6. 1 Kamu Üretim-İletim-Dağıtım Yatırımlarının Gelişimi (Milyon $) 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2002 Yıllar TEİAŞ 5-90 EÜAŞ TEDAŞ DSİ ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 6.2. Elektrik Enerjisi Yatırımlarının Finansmanı 1950’li yıllarda gelişmiş ülkeler, OECD, AID, Dünya Bankası örgütleri aracılığı ile gelişmekte olan ülkelere hibe sayılabilecek nitelikte tarımsal kalkınma ve altyapı yatırımları için krediler vermiştir. 1960’lı yıllarda ise sanayi projeleri için uzun vadeli krediler verilmeye başlanılmıştır. 1980’li yıllarda ve sonrasında Dünya Bankası ve IMF hem kredi koşullarını ağırlaştırmışlar, hem de sektörleri yönlendirme amacıyla kredi vermişlerdir. Türkiye'ye 1980-1984 yılları arasında Dünya Bankası tarafından toplam 1.6 milyar dolar tutarındaki beş paket Yapısal Uyum Kredisi verilmiştir. Bu krediler ithalatın serbestleştirilmesi, ihracatın arttırılması, vergi reformları ve KİT reformları gibi koşullara bağlanmıştır. İkinci yapısal kredide, özellikle petrol ürünlerinin uluslararası piyasa fiyatlarına göre karşılaştırılabilir düzeylerde fiyatlandırılması konusu başta olmak üzere enerji politikalarına yönelik koşullar getirilmiştir. Beşinci Yapısal Uyum Kredisinde ise "Enerji Faaliyet Planının hazırlanmasında yeterli gelişmenin sağlanması" ibaresi yer almıştır. Ancak doğrudan enerji sektörünün yapısal düzenlemelerine yönelik olarak verilen kredi 29.06.1987 tarihinde Bakanlar Kurulunda kabul edilen 325 milyon dolar tutarındaki kredidir. Bu kredinin önemli bir yanı, enerji sektöründe yer alan kuruluşlarda mali yapının izlenmesi amacıyla "Banka tarafından kabul edilebilir bağımsız mali denetçilerin" devreye girmesinin koşul olarak getirilmesidir. Bu kredide TEK'e özel bir önem verilmiş ve bu kuruluşun, mali yapısının ayrıntılı bilgilerine dayalı olarak yapılan bir incelemenin her yıl Bankaya gönderilmesi şartı getirilmiştir. Daha sonra, 14.02.1992 tarihinde Bakanlar kurulu tarafından kabul edilen, 300 milyon dolar tutarındaki TEK'in Yeniden Yapılanması Projesi için verilen kredide de, elektriğin ekonomik satış fiyatı esas alınarak tarife seviyesinin belirlenmesi, verimlilik seviyesinin yükselmesi, üretim santralları-iletim- dağıtım sistemlerinin ticari yapıda maliyet merkezlerinin kurulması hususlarını içeren bir İşletme Yönetimi Geliştirme Programı ile Finansman Yönetim Geliştirme Programı gibi alanlar sıralanmaktadır. Ayrıca fiyatlandırma mekanizmaları oluşturuluncaya kadar, bütün vergiler ve zorunlu kesintiler hariç olmak üzere ortalama elektrik fiyatı 6 cent eşdeğerinde tutulması öngörülmüştür. 1999 yılında verilen ve sektörün düşey entegre yapısından; üretim, iletim ve dağıtımn ayrıldığı yatay entegrasyonlu bir sisteme geçmesini ve iletim sisteminin güçlendirilmesini öngören Ulusal İletim Şebekesi Projesi adlı kredi halen bu amaçlara yönelik olarak kullanılmaktadır. Dünya Bankası 1990’lı yıllarda sadece iletim ve dağıtım (az bir miktar) yatırımlarına kredi vermiş, üretim yatırımlarını finanse etmemiştir. Kamu üretim yatırımları devletler arası krediler ve kısmen de ticari kredilerle finanse edilmiştir. 1980 ler öncesinde düşük faizli ve uzun geri ödeme süreli devletten devlete krediler söz konusu iken, 1980 lerden sonra ağırlık ticari banka kredilerine kaymıştır. Ancak son dönemde Dünya Bankası 50 MW’ın altındaki yenilenebilir enerji kaynaklarına dayalı üretim tesisleri için 200 milyon dolarlık kredi vermiştir. 6.3. Üretim Yatırımları Hızla artan elektrik talebini karşılamak üzere 1990’lı yılların ikinci yarısında kamunun yatırım programında ağırlıklı olarak linyite dayalı termik santrallar ve hidrolik santrallar yer almakta idi. Ancak üretim yatırımlarının 3096 ve 4283 sayılı yasalar kapsamında yap-işlet-devret ve yap-işlet santralları olarak yapılması öngörüldüğünden TEAŞ yatırım ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-91 programlarında yer alan linyite dayalı santral yatırımları söz konusu dönemde gerçekleştirilmemiştir. Özel sektörün de yatırım süresi kısa, yatırım maliyeti düşük olan ve linyit santralları ile kıyaslandığında çevre açısından ek yatırım gerektirmeyen doğal gaz santrallarına yönelmesi ve bu arada doğal gaza dayalı otoprodüktör santral yatırımlarının da hız kazanması nedeniyle doğal gazın elektrik üretimindeki payı hızla yükselerek 2003 yılı sonunda toplam üretiminde %44 oranına ulaşmıştır. Yatırım maliyeti düşük olan doğal gaz santrallarının bu avantajı özellikle YİD projelerinde elektrik tarifelerine yansımamış, tam tersine yüksek tarifeler ortaya çıkmıştır. Özel sektörün elektrik üretiminde yatırım yapması beklentileri ve bu beklentilerin zamanında gerçekleşmemesi nedeniyle 1990’lı yılların ikinci yarısında elektrik arzında darboğaz yaşanması ihtimali ortaya çıkmış, bunun sonunda kamu da 1432 MW’lık Bursa DGKÇS’nı tesis ederek 1998-1999 yılları arasında devreye almıştır. Bu gelişmeler üretici kuruluşlardan bağımsız olarak tüm yatırımların plan hedeflerine uygun olarak yapılması gerektiğini göstermektedir. 2006 yılı sonu itibariyle Türkiye kurulu gücünün, birincil enerji kaynaklarına göre üretici kuruluşlar arasındaki dağılımı Rapor’un “2006 Yılında Türkiye Elektrik Enerjisi Sektörünün Durumu” bölümünde Tablo 2-4’de verilmektedir. 2006 yılı sonunda kamunun kurulu güçteki payının %58,5 ve üretimdeki payının %48,2’ye gerilediği görülmektedir. 6.3.1 EÜAŞ Üretim Tesisi Yatırımları Elektrik Üretim A.Ş, yatırım programındaki projelerden, yaklaşık proje tutarı 2 milyar ABD Doları olan 4x360 MW’lık Afşin Elbistan-B Termik Santralında tesis faaliyetleri 2006 yılında tamamlanmıştır. Santralın 4 ünitesi de devrede olup, geçici kabul çalışmaları 13 Kasım 2006 tarihi itibarı ile tamamlanmış ve ticari işletmeye geçilmiştir. 2x160 MW’lık 18 Mart Çan Termik Santralında tesis faaliyetleri 2006 Temmuz ayı itibarı ile tamamlanmıştır. Santralın 2 ünitesi de devrede olup geçici kabul çalışmaları tamamlanmış ve 15.07.2006 tarihinde ticari işletmeye geçilmiştir. Kemerköy Termik Santralı Baca Gazı Kükürt Arıtma Tesisi: Halen işletmede olup, kesin kabul çalışmaları 26 Ocak 2006 tarihinde tamamlanmıştır. Çöllolar Kömür Sahası İşletme Projesi İhalesine, Afşin-Elbistan B Termik Santralının ihtiyacı olan 18 milyon ton kömürü hizmet alımı yolu ile temin etmek üzere özel sektör ile sözleşme imzalanmıştır. Proje süresi, 3 yılı yatırım ve ilk işletme dönemi, 25 yılı ise işletme dönemi olmak üzere toplam 28 yıldır. Ayrıca, Afşin-Elbistan kömür havzasındaki “C” ve “D” kömür sahasından, termik santral kurmak ve işletmek üzere belli bir süre ile rödovans karşılığı kömür üretim hakkı verilmesi işi için ihaleye çıkılmıştır. İhale ilanları Ağustos 2006’da Resmi Gazetede yayımlanmıştır. Bu projenin tamamlanması ile her birinin kurulu gücü en az 1200 MW olan 2 termik santral ülkemize kazandırılmış olacaktır. İşin süresi 30 yıldır. 6.3.2 Santralların Modernizasyonu, İyileştirilmesi Yatırımları Modernizasyon, santralın mevcut güç ve enerji üretimini arttırarak büyütülmüş yıllık gelir ile birlikte, ömrünün uzatılması olarak tanımlanabilir. 5-92 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU Bu tanımın içerisine çevrenin korunması, işletme masraflarının azaltılması ve üretim duraklamalarının en aza indirilerek daha güvenilir ve emniyetli işletme yapılması da girmektedir. Daha iyi bir performans kazanmak genellikle mevcut eski elektromekanik teçhizatı yenilemek veya ıslah etmek suretiyle olur. Bu şekilde tesisin inşai yapısını değiştirmeden kapasiteyi %50 artırmak mümkün olabilir. Mevcut santralları iyileştirme isteği aşağıdaki sebeplere dayalı olabilir; Yaşlanmadan dolayı emreamadeliğin, güvenilirliğin, işletme emniyetinin ve üretim veriminin azalması, Santral gücünü ve enerji üretimini çoğaltarak yıllık geliri arttırma isteği, Santralın işletme otomasyonunu temin etmek yolu ile işletme masraflarında tasarruf sağlama isteği, Bunların yanında çok eski santrallarda: Teçhizatın zaman zaman yüksek onarım masraflarına sebep olması, Sıklıkla sökme ve takma işlemlerinin teçhizatta zayıf noktalar meydana getirmesi, Ünitelerin bakım sürelerinin eskiye nazaran çok daha uzun olması, Sık sık gereğinden fazla yedek parça kullanma ihtiyacı olması nedenlerinden yenilenme ve modernizasyona gidilmesi ihtiyacı doğabilir. Modernizasyon ve iyileştirmenin yapılabilirlik kararı, santral yerinde yapılacak ölçüm ve testler ile işletme istatistiklerine dayalı bir fizibilite raporu doğrultusunda verilmelidir. 1. Eski santralları modernize ederek ekonomik ve güvenilir üretime kavuşturmak, büyük bir yatırıma ihtiyaç göstermeyeceği gibi, çok kısa bir zamanda enerji üretimine ilave bir katkıda bulunacaktır. 2. Eski santralların yurt çapında, yaş gruplarına göre, teknik karakteristikleri ile üretimlerini de kapsayan bir envanter çalışması yapılması uygun olacaktır. 3. Yeni yapılmış ve yapılacak her santralda; ileride modernizasyonun ve yenilemenin yapılacağı gözönünde tutularak, en az aşağıdaki bilgilerin toplanması ve kayıtlarının yapılabilmesi için gerekli tedbirlerin alınması gerekmektedir. Bu tedbir TEİAŞ’ın bölgesel yük tevzi merkezleri ve/veya dağıtım şirketlerinin yük tevzi merkezleriyle haberleşebilen SCADA sistemlerinin kurulması olabilir. Santrallardan toplanacak bilgiler; Verim kontrolu Yakıt veya debi ölçümü Güç ve enerji ölçümleri Ünitelerin çalışma süreleri Vibrasyon ve şaft salınımları ölçümleri Bakım ve onarım süreleri Ünitelerin servisten çıkış sayıları ve süreleri Şalt sahası kesici ayırıcı durum bilgileri Gürültü seviyeleri Önemli arıza kayıtları ve sebepleri vb. gibi. EÜAŞ termik santralarında modernizasyon ve rehabilitasyon çalışmaları devam etmektedir. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-93 Soma ve Seyitömer Santrallarının Elektrofiltre Tesislerinin rehabilitasyonu işinde montaj çalışmaları devam etmekte olup, 2007 yılı içerisinde tamamlanacaktır. Seyitömer Termik Santralı için kül depolama barajı yapım işinin %88’i gerçekleştirilmiş bulunmaktadır. Söz konusu iş, 2007 yılı içerisinde tamamlanacaktır. Çatalağzı Termik Santralında kül ve cürufun uzaklaştırılması ve depolanması işi 2002 yılında ihale edilmiş olup işin %67’si gerçekleştirilmiş bulunmaktadır. Kül ve cürufun uzaklaştırılması ve depolanması çalışmaları 2007 yılı içerisinde tamamlanacaktır. Soma Ayıtlı Kül Barajı Rehabilitasyonu işinin 11.05.2006 tarihinde ihalesi yapılmış ve 21.07.2006 tarihinde sözleşme imzalanmıştır. Soma Ayıtlı Kül Barajı Rehabilitasyonu inşaatına başlanmış olup çalışmalar devam etmektedir. 1355 MW kurulu gücündeki Afşin-Elbistan “A” Termik Santralının Rehabilitasyon işlerinin ihale işlemleri devam etmekte ve Rehabilitasyon İşleri Sözleşmesinin 2007 yılı içinde imzalanarak çalışmalara başlanması hedeflenmektedir. 6.3.3 Özel Sektör Yatırımları 4628 sayılı EPK uyarınca elektrik sektöründe özellikle üretim tesisi yatırımlarının özel sermaye tarafından gerçekleştirilmesi beklenmektedir. 2001 yılında yasanın yürürlüğe girmesinden bu yana geçen 5 yıllık dönem içinde özel sermayenin beklendiği miktarda üretim yatırımları yapmadığı bilinmektedir. Bu dönem içinde oldukça fazla miktarda üretim lisansı başvurusu yapılmış, bu başvuruların büyük bir kısmı için sistem bağlantı görüşü alınmıştır. Ancak, fiili olarak gerçekleşen yatırım miktarının beklenenin oldukça altında olduğu görülmüştür. Son 5 yıllık dönem içinde, serbest piyasa koşullarında rekabetçi bir piyasada üretim yatırımları beklenirken diğer taraftan da yenilenebilir kaynaklardan elektrik üretimi için hem üretilen elektrik için satın alma hem de bu üretim için fiyat garantisi getiren yasal düzenleme gerçekleştirilmiştir. Ayrıca, 2007 yılı başlarında çıkartılan ama henüz yürürlüğe girmeyen Nükleer Santralar yapımı konusundaki yasada geçici bir madde ile kurulu gücü 1000 MW ve üzeri olan yerli linyit yakıtlı üretim tesislerine elektrik miktarına alım garantisi ve fiyat garantisi getirilmiştir. Zaten büyük bir belirsizlik olan üretim tesisleri yatırımlarında ek olarak bu gelişmeler ile birlikte özel sermaye tarafından yapılması beklenen üretim tesisleri yatırımlarında bir belirsizlik ortaya çıkmıştır. Lisans başvurusunda bulunan üretim yatırımları her ne kadar EPDK tarafından duyurulmakta ise de bu başvuruların gerçekleşmelerini tam olarak izleyebilmek neredeyse mümkün değildir. Lisans almış bulunan üretim tesisi yatırım başvurularının hangi miktarının ne zaman gerçekleştirileceğini tam olarak belirlemek mümkün olamamaktadır. Bu nedenle burada sayısal bilgiler verilmemektedir. 2003 yılı sonu itibariyle özel sektörün (Yİ+YİD+Otoprodüktör+Mobil Santral) işletmede olan üretim yatırımları 13144 MW’a ulaşmıştır. Buna ilaveten EPDK’nın lisanslama faaliyeti kapsamında; 6.4. İletim Sistemi Yatırımları 380 kV, 154kV ve 66kV iletim hatları ve trafo merkezlerinden oluşan iletim sistemi gelişiminin yeni üretim tesisleri ve tüketim artışlarına paralel olarak, sistemde iletim darboğazı oluşmayacak şekilde sürdürülmesi gerekmektedir. İletim yatırımları, 19791993 yılları arasında TEK yatırımlarının %10’u ile %33’ü arasında değişen oranlarda 5-94 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU yatırım harcamaları gerektirmekte iken, TEDAŞ’ın ayrıldığı 1993 yılından sonra iletim yatırımlarının TEAŞ yatırımlarındaki payının %25 ile %67 arasında değiştiği görülmektedir. Bu rakamlar kamulaştırma bedelleri hariç olmak üzere, sırasıyla 90-300 milyon dolara karşılık gelmektedir. Trafo merkezleri ve iletim hattı direkleri için gerekli olan arazi kamulaştırma bedelleri, konumuna bağlı olarak değişmekle beraber, ortalama olarak yatırımların %10’u civarında oldukça önemli bir meblağ tutmaktadır. Ayrıca enerji nakil hatlarının ormanlık alanlara raslayan kısımları için her yıl arazi kullanma bedelleri de TEİAŞ’ ca ödenmektedir. İletim sistemi ulusal iletim sistemi olup; tesis, işletme, bakım ve onarımından bir kamu kuruluşu olan TEİAŞ sorumludur. TEİAŞ’ın 2007 yılı iletim yatırım bütçesi toplamı 295 Milyon YTL, iletim tesisleri yatırım ödeneği ise 250,755 Milyon YTL’dir. Bu ödeneğin 250,440 Milyon YTL’si devam eden iletim tesislerine, 355000 YTL’si ise yeni iletim tesislerine aittir. TEİAŞ bu yatırım bütçesi ile; hem esas görevi olan iletim sistemi güçlendirme yatırımlarını, hemde görevi olmaması gerektiği halde İletim ve Dağıtım Bağlantı Bedellerinin Belirlenmesi Hakkında Tebliğ’de öngörüldüğü için, iletim sistemine bağlanacak her yeni katılımcının mevcut sisteme bağlanmasını sağlayacak gerekli iletim tesislerini yapmak durumundadır. Üretim, iletim ve dağıtım sistemleri yatırımlarının çok sıkı bir koordinasyon içinde olması arz güvenilirlği ve kalitesinin korunması için çok önemlidir ve mutlaka sağlanmalıdır. 6.5. TEDAŞ Dağıtım Sistemi Yatırımları 2005 yılı Yatırım Programı revize ödeneği 979.500 Bin YTL. harcama miktarı 704.000 Bin YTL., gerçekleşme oranı da % 71.9’ dur. 2006 yılı ilk ödeneği 485.000 Bin YTL. olmasına karşılık sonradan 424.800 Bin YTL. daha ek ödenek tahsis edilmiş olup; İlk ödeneğin 8.700 Bin YTL.’si Etüdlere, 29.000 Bin YTL.’si Kırsal Dağıtım Tesislerine, 15.000 Bin YTL.’si İşletmeler Grubu Yatırımlarına, 30.000 Bin YTL.’si Makine Teçhizat Yatırımlarına, 300 Bin YTL.’si Taşıtlara, 70.000 Bin YTL.’si Köy Şebekelerine, 332.000 Bin YTL.’si ise Şehir Şebekelerine tahsis edilmiştir. Verilen ek ödeneğin ise 1.000 Bin YTL.’si Etüdlere, 15.000 Bin YTL.’si Kırsal Dağıtım Tesislerine, 1.000 Bin YTL.’si İşletmeler Grubu Yatırımlarına, 6.995 Bin YTL.’si Makine Teçhizat Yatırımlarına, 106.000 Bin YTL.’si Köy Şebekelerine, 294.805 Bin YTL.’si ise Şehir Şebekelerine tahsis edilmiştir. TEDAŞ 2007 yılı yatırımlarının proje gruplarına dağılımı Tablo 6.2’de ve yıllara gore dağıtım tesisleri yatırımları ve gerçekleşme oranları Tablo 6.3’te verilmektedir. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-95 Tablo 6. 2 2007 Yılı TEDAŞ Yatırımlarının Dağılımı Grup Adı Köy Şebekeleri Şehir Şebekeleri Kırsal Dağıtım Tesisleri Diğer TOPLAM Tutarı (Bin YTL.) 70.000 358.960 30.000 34.040 493.000 Kaynak: TEDAŞ Gn. Md. Tablo 6. 3 Yıllara Göre Yatırımların Dağılımı ve Gerçekleşme Oranları REVİZE DAĞITIM ŞEHİR KÖY DİĞER GERÇ.ORANI YIL ÖDENEK TESİS. ŞEBEKELERİ ŞEBEKELERİ TOPLAM (*) (%) 2000 261.000 26.814 138.438 38.880 8.563 212.694 81,49 2001 350.000 10.699 151.345 27.685 11.903 201.632 57,61 2002 446.000 36.512 284.311 79.623 17.251 417.698 93,65 2003 480.000 18.263 307.915 44.448 16.821 387.447 80,72 2004 481.000 17.834 302.888 48.740 19.178 388.640 80.80 2005 979.500 32.961 536.344 104.850 29.848 704.003 71,90 2006 909.800 36.690 460.591 157.683 34.581 689.545 75,80 (*) : Diğerleri sütunundaki rakamlar ; Etütler,İşletmeler Grubu Yatırımları,Makina Teçhizat Yatırımları ile Taşıtlar grubundan oluşmaktadır. Kaynak: TEDAŞ Gn. Md. 6.6. Yeni Elektrik Enerjisi Mevzuatı ve Yatırımlar Elektrik enerjisi sektöründeki serbestleşme politikaları ve uygulamaları doğrultusunda 2001 yılında yayınlanan 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu (EPK) ile, yatırımlar da dahil olmak üzere sektör yeniden yapılandırılmıştır. 4628 sayılı Yasa ve ilgili düzenlemeler, elektrik üretim ve dağıtım sektöründeki yatırımların esas itibariyle özel girişimciler eliyle yapılması temeline dayanmaktadır. 4628 sayılı Yasaya göre, arz tarafında yer alan ve yatırım yapacak piyasa katılımcıları; üretim şirketleri ve otoprodüktörlerdir. Ayrıca özel sektör dağıtım şirketleri de kendi bölgelerinde tüketime sunulan yıllık toplam elektrik enerjisi miktarının tamamını üretecek kadar üretim tesisi kurabilir. Üretim alanında halen TEAŞ’ın bölünmesiyle oluşan, kamuya ait üretim tesisi olan Elektrik Üretim A.Ş. (EÜAŞ) faaliyet göstermekte olup, EÜAŞ 2003 yılı itibariyle bağlı ortaklıkları dahil olmak üzere Türkiye kurulu gücü içinde %58.5’lik paya sahiptir. Aynı yıl üretimdeki payı ancak %48 olabilmiştir. EÜAŞ’ın üretimdeki payının düşük olmasının sebebi; arz fazlası ve alım garantili santrallar nedeniyle EÜAŞ santrallarının çalıştırılamamış olmasıdır. EPK’ya göre EÜAŞ özel sektör yatırımlarını dikkate almak suretiyle, Kurul onaylı üretim kapasite projeksiyonu uyarınca gerektiğinde yeni üretim tesisleri kurabilir, kiralayabilir ve işletebilir.Diğer yandan ise 17.3.2004 tarihinde YPK’ca onaylanan “Elektrik Enerjisi Sektörü Reformu ve Özelleştirme Strateji Belgesi”nde EÜAŞ’a ait santralların 5-96 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU özelleştirilmesi sürecinin 2006 yılı ortalarında başlayacağı hususu yer almaktadır. 4628 sayılı EPK’da tasarımlanan piyasa işleyişinin gerçekleşmemesi ve özellikle özel sektör yatırımlarında darboğaz yaşanması halinde EÜAŞ’ın yatırım yapması beklenmektedir. Santralları ve onlardan elde ettiği geliri olmayan EÜAŞ yeni santral yatırımlarını nasıl yapacağı ise bilinememektedir “Elektrik Enerjisi Sektörü Reformu ve Özelleştirme Strateji Belgesi”nde; ‘Elektrik enerjisi sektörünün serbestleşmesi sürecinde; yerli ve yabancı yatırımcıya güven telkin edilmesi için gerekli adımlar ivedilikle atılırken, serbest piyasaya geçişin sektörde halen faaliyet gösteren kamu tüzel kişileri açısından en az maliyetle sonuçlandırılmasına özen gösterilecektir.’ denilmektedir. EÜAŞ’ın arz fazlası nedeniyle al yada öde yükümlülüğüne girilmemesi için çalıştırılmayan ve çalıştırılanlarıda ucuz üretim maliyetleri nedeniyle paçallanarak TETAŞ’ın maliyetlerini düşüren santralları, özelleştirildikten sonra bu amaçlara hizmet edemeyecektir. Bu durumda “Elektrik Enerjisi Sektörü Reformu ve Özelleştirme Strateji Belgesi”nin öngördüğü serbest piyasaya geçişte kamuya en az maliyet amacı nasıl tutturulabilecektir? Kamunun tekelinde olan iletim sistemi yatırımlarının gerçekleştirilmesindeki sorunlar; Üretim tesislerinin yeri, işletmeye açılma yılı ve kapasitesinin tam olarak bilinememesinden ve bunların belirleneceği “Üretim Kapasite Projeksiyonu ve İletim Sistemi On Yıllık Gelişim Raporu”nun henüz hazırlanamamış olmasından kaynaklanan iletim yatırımlarının doğru zamanda ve ihtiyaç duyulan miktarda yapılmasının sağlanamaması sorunu, Oldukça fazla miktarda olan üretim lisansı başvurularından ne kadar kapasitenin hangi yılda işletmeye alınacağının bilinememesi sonucu iletim planlama çalışmasının yapılamıyor olması sorunu, Raporun 2.8 bölümünde de belirtildiği gibi, bağlantı varlıklarının iletim varlığı sayılması sonucunda TEİAŞ tarafından sisteme yeni bağlanacak her bir yatırımcı için iletim tesisleri yapma zorunluluğu (ki bu durumun değişmesi, bağlantı varlıklarının ihtiyacı olan yatırımcı tarafından yapılması gerekmektedir) ve bedeli tarife yoluyla geri alınsa dahi geri alma süresinin uzun oluşunun getireceği mali külfet olarak özetlenebilir. Diğer yandan Rapor’un 9. Bölümünde de ele alındığı gibi, IEA’nın “World Energy Investment Outlook 2006” raporunda; sektördeki serbestleştirme uygulamaları sonrasında, elektrik yatırımları için yeterli özel sermayenin gelip gelmeyeceği konusunda önemli belirsizlikler ortaya çıktığı belirtilmektedir. Bu durum özel sermaye tarafından yeterli yatırım yapılmaması ihtimalini gündeme getirmekte ve bu tür bir darboğaz ihtimaline karşı kamu şirketlerinin mali ve yönetimsel yapısının sözkonusu darboğazları giderecek kapasitede olması gereği ortaya çıkmaktadır. 6.7. Sonuç ve Öneriler ― Üretim-İletim-Dağıtım yatırımlarının gerçekleşmesinde; tüm taraflarca Şebeke Yönetmeliği doğrultusunda hazırlanacak olan “Üretim Kapasite Projeksiyonu ve İletim Sistemi On Yıllık Gelişim Raporu”na uygunluğun ve yatırımlar arasındaki gerekli koordinasyonun sağlanması, ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-97 ― Özel sektör santrallarının lisansı takip eden en kısa sürede başlayıp süresi içinde bitirilmesi için Lisans Yönetmeliği 16. Maddesinde öngörülen iptal hükmünün yatırım bitiş tarihi ile birlikte, ama esas olarak yatırımın başlama tarihine uygulanması yönünde mevzuat değişikliklerinin yapılması, ― İkincil mevzuatta gerekli düzenlemelerin yapılarak Bağlantı Varlıklarının tanımının, bir kullanıcının mevcut sisteme bağlantısını kapsayan tüm iletim tesisi yatırımlarını içerecek şekilde değiştirilmesi, böylece TEİAŞ’ın yükümlülüklerinin sistem güçlendirme yatırımlarıyla sınırlandırılması ve bunun sonucu olarak da tek kullanıcılı iletim bağlantı yatırımlarının tüm kullanıcılara yansıtılmaması için daha adil sistem kullanım ücreti uygulanması, ― Artması beklenen elektrik ticaretinin iletim sektörüne daha fazla yatırım yapılmasını gerektirmesi nedeniyle, TEİAŞ’ın özerkleştirilerek daha dinamik bir yapıya kavuşturulması, kadrolarını güçlendirebilme ortamının sağlanması, böylece özel sektör dinamiğine paralel olarak yatırımlarını daha kısa sürede yapabilme yeteneğine kavuşturulması, ― Dünyadaki serbestleşme uygulamalarında yatırımlarla ilgili sorunların yaşanmakta olduğu hususu da dikkate alınarak; Özel sermayenin Türkiye enerji sektörüne gereken ölçüde gelmemesi, Özelleştirmelerin varlık satışı yerine işletme hakkı devri yöntemiyle yapılması halinde varlık sahibi olarak belirli yükümlülüklerinin devam edeceği hususları gözönünde bulundurularak sektördeki kamu şirketlerinin mali ve yönetimsel yapısının güçlü tutulmasının öneminin göz ardı edilmemesi gerekmektedir. 5-98 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 7. ULUSLARARASI ENTERKONNEKSİYONLAR 7.1. Enterkonneksiyonların Gelişimi ve Yararları Elektrik sistemlerinin enterkonneksiyonunun ve senkron paralel çalışmasının sağladığı teknik ve ekonomik yararlar, elektrik enerjisine artan talep, bu enerjinin stratejik karakteri, kaliteli ve güvenilir arz gerekliliği, bütün dünyada enterkonnekte şebekelerin sürekli gelişmesi ve büyümesine yol açmaktadır. 1950’li yıllarda yedek kapasite - enerji paylaşımı ve önemli arızalarda karşılıklı yardımlaşma şeklinde başlayan uluslararası enterkonneksiyonlar çeşitli ülkelerdeki farklı birincil kaynak ve farklı teknoloji kullanımı sonucu oluşan farklı üretim maliyetlerinden yararlanmak üzere geliştirilmiş ve enterkonneksiyon altyapı yatırımları 1970’li yılların sonlarından başlayarak artmıştır. 1980-1990 döneminde orta ve uzun dönemli kontratlarla yapılan enerji alışverişleri genellikle düşey oluşumlu (üretim-iletim-dağıtım) devlet şirketleri arasında olmuştur. Ancak çok yakın geçmişte, ulusal elektrik pazarlarının serbestleşmesini takiben, enterkonneksiyon hatları uluslararası ticareti özendirerek bölgesel ve daha sonra kıtasal pazarların oluşturulması amacıyla kullanılmaya başlanılmıştır. 2000 yılı sonrasında kısa ve orta vadeli sözleşmelerle yapılan elektrik enerjisi ticareti serbestleşmenin getirdiği kurallar ve pazar fırsatları ile geliştirilmeye çalışılmaktadır. Asya ve Avrupa kıtaları arasında yer alan ve çok sayıda komşusu olan Ülkemiz uluslararası enterkonneksiyonlar konusunda önemli fırsatlara sahiptir. Coğrafi konumunun yarattığı bu fırsatların ülke çıkarları doğrultusunda en uygun şekilde değerlendirilmesi için bu konudaki çabalar uzun yıllardan beri sürdürülmektedir. Uluslararası enterkonneksiyonların gelişiminin uzun zaman alması elektrik sistemlerinin teknik özelliklerinden ve ülkelerin-blokların politikalarından kaynaklanmaktadır. Uluslararası enterkonneksiyon projeleri ile; • Yedek kapasitenin ortak kullanımı sonucu yeni üretim tesisi yatırımlarından tasarruf sağlanması, • Önemli arızalar sonucu oluşan beklenmeyen üretim kayıplarında yardımlaşma yoluyla kesintilerin önlenmesi, • Normal çalışma koşullarında maliyeti en düşük üretim tesislerinin çalıştırılması sonucunda ortak işletme tasarrufu sağlanması, • Doğal kaynakların ülkeler arasında rasyonel bir şekilde paylaşımı ve elektrik ticaretinin arttırılması, • Diğer ülkelerle ilişkilerin geliştirilmesi, • Çevrenin korunması hedeflenmektedir. Halihazırda Yunanistan hariç tüm komşularımızla kapasitesi 100 MW ile 2000 MW arasında değişen bağlantılarımız olmakla birlikte, bu ülke sistemleri ile henüz senkron paralel çalışma koşulları oluşmamıştır. 7.2. Mevcut, Tesis Aşamasında ve Planlanan Enterkoneksiyonlar Türkiye’nin Yunanistan dışındaki tüm komşu ülkelerle (Bulgaristan, Gürcistan, Suriye, İran, Irak, Ermenistan ve Nahcivan) çeşitli gerilim seviyeleri ve taşıma kapasitelerinde ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-99 enterkonneksiyonları mevcut olup bağlantı hatlarının gerilim seviyesi ve taşıma kapasiteleri Tablo 7.1’de verilmektedir. Tablo 7. 1 Enterkonneksiyon Bağlantıları Türkiye’deki TM Babaeski Hamitabat Hopa Kars PS3 Iğdır Doğubeyazıt Başkale Komşu Ülkedeki TM Maritsa East (Bulgaristan) Maritsa East (Bulgaristan) Batum (Gürcistan) Leninakan (Ermenistan) Zakho (Irak) Babek (Nahcivan) Bazargan (İran) Khoy (İran) AC/DC AC AC AC AC AC AC AC AC Km. 136 90+ 28 78.4 16+ 87.3+ 73 100 kV 400 400 220 220 400 154 154 400 Kap. (MW) 500 2000 300* 300* 500** 100* 100* 1000** Birecik Halep (Suriye) AC 120 400 1000 (+) Sınıra kadar (*) Kapasite bölge iletim sistemi ve 220/154 kV, 154/132 kV trafo kapasiteleri ile sınırlıdır. (**) 154 kV ile enerjilendirilebilir. Bu ülkelerden hiçbiri ile şimdiye kadar senkron paralel çalışma imkanı olmamıştır. Mevcut bağlantılardan Bulgaristan, Gürcistan ve İran bağlantıları izole bölge yöntemi ile enerji alışverişi için kullanılmış olup halen İran (Khoy) bağlantısı ithalat, Irak ve Suriye bağlantısı ise ihracat için, Gürcistan ve Yunanistan bağlantıları ise dönemsel olarak karşılıklı enerji alış-verişinde kullanılmaktadır. Bulgaristan ile 1999 yılında imzalanan ve 1999-2008 döneminde toplam 33.7 Milyar kWh enerji ithalatını hükme bağlayan Uzun Dönem Kontrat çerçevesinde TETAŞ tarafından yapılan ithalat bu raporun yazıldığı tarihte geçici olarak askıya alınmıştır. Türkiye’nin planlanan ve tesis aşamasındaki enterkoneksiyonları Tablo 7.2’de verilmektedir. Tablo 7.2 Planlanan ve Tesis Aşamasındaki Enterkoneksiyon Hatları Türkiye’deki TM Babaeski Komşu Ülkedeki TM Filibe (Yunanistan) AC/DC AC Km. 238 kV Kap. (MW) 400 2000 1989 yılından beri gündemde olan Türkiye-Yunanistan 400 kV enterkonneksiyon hattının tesisi devam etmekte olup, hattın Türkiye bölümü 2006 yılı sonunda tamamlanmıştır. Yunanistan bölümünün tesisi sürmekte olup 2008 yılı başında tamamlanması hedeflenmektedir. 1989 yılından beri çalışmaları devam eden Altı Ülke Enterkonneksiyonu Projesi kapsamında tesisi başlatılan Türkiye-Suriye 400 kV enterkonneksiyon hattının Türkiye topraklarındaki bölümü 1997 yılında tamamlanmış olup Suriye tarafında enterkonneksiyon hattı tesisi ve iç güçlendirme çalışmaları ancak 2003 yılında tamamlanmıştır. Türkmenistan’dan Türkiye’ye İran üzerinden enerji transferi projesi kapsamında 1999 yılında yapılan Khoy-Başkale 400 kV enterkonneksiyon hattı tamamlanmıştır. Bu kapsamda imzalanmış olan sözleşme çerçevesinde yapılan hat 154 kV ile enerjilendirilerek Türkmenistan’dan Türkiye’ye enerji transferi yapılmaktadır. 5-100 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU Bunlara ilaveten Yedi Ülke (Türkiye, Suriye, Irak, Ürdün, Lübnan, Mısır, Libya) enterkonneksiyonu projesi ve bu projenin de bir parçasını oluşturduğu MEDRING (Akdeniz Ülkeleri Enterkonnneksiyonu) projeleri devam etmektedir. Yedi Ülke Enterkonneksiyonu Projesinin Irak bağlantıları ve Suriyenin iç iletim sistemini güçlendirme yatırımları dışındaki kısımları tamamlanmıştır. 1997 yılında işletmeye açılması planlanan bu projede yaşanan gecikmeler, bu zaman zarfında Türkiye’nin Avrupa Birliği (AB) ile olan ilişkilerindeki ve UCTE’ye bağlantı konusundaki gelişmeler projeyi Türkiye açısından uygulanabilir olmaktan çıkarmıştır. Diğer taraftan tüm Akdeniz ülkelerinin katılımı ile oluşturulması hedeflenen MEDRING projesinin de başlaması ve sözkonusu projedeki tüm ülkelerin (Irak hariç) MEDRING’ de yer alması Yedi Ülke Projesi uygulamasının MEDRING sonuçlarına göre yapılması gereğini gündeme getirmiştir. Bu durum Türkiye’nin öncelikli UCTE hedeflerine de uymaktadır. Filistin’in de bu Yedi Ülke Bağlantısına dahil edilmesi için çalışmalara başlanmıştır. Ülkemiz öncelikle Bulgaristan ve Yunanistan üzerinden UCTE sistemine bağlanmayı hedeflemiş olup, bunun için gerekli çalışmaları sürdürülmektedir. Diğer komşu ülkeler veya elektrik birlikleri ile bağlantı UCTE kuralları çerçevesinde yeniden değerlendirilecektir. Mevcut ve planlanmakta olan enterkonneksiyonlarımız sunulmaktadır. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU Şekil 7.1’deki haritada 5-101 DIMODICHEV YENİKÖY BURSA MANİSA SOMA AKDENİZ KEMERKÖY YATAĞAN DENİZLİ VARSAK OYMAPINAR KONYA X ERMENEK GÖLBAŞI HİSAR ÇANKIRI MERSİN ERZİN KAVŞAK HATAY G.ANTEP KIZILTEPE BATMAN CİZRE ILISU KESEK IRAK ÇUKURCA HAKKARİ İRAN KHOY BAZARGAN BABEK 154 kV EİH TL (MEVCUT) TL (PLANLANAN) 220 kV EİH HES (MEVCUT) HES (PLANLANAN) TS (MEVCUT) TS (PLANLANAN) TEİAŞ-APK 2006 ZAKHO DOĞANLI VAN D.BEYAZIT AĞRI IĞDIR ERMENİSTAN GUMRI GÜRCİSTAN KARS PS3 HORASAN YUSUFELİ DERİNER BORÇKA BATUM ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU SURİYE HALEP Ş.URFA ATATÜRK ERZURUM HOPA DİYARBAKIR ÖZLÜCE KALKANDERE HİLVAN KEBAN TİREBOLU KARAKAYA BİRECİK KANGAL ANDIRIN ELBİSTAN SİVAS DEÇEKO H.UĞURLU ÇARŞAMBA İSKENDERUN İSDEMİR ADANA KAYSERİ KAYABAŞI ALTINKAYA YEŞİLHİSAR BOYABAT KARADENİZ KARABÜK AMASRA SİNCAN TEMELLİ GÜRSÖĞÜT SEYDİŞEHİR KOCATEPE SEYİTÖMER KARGI GÖKÇEKAYA EREĞLİ OSMANCA ÇAYIRHAN ADA-GEBZE BEYKOZ PAŞAKÖY Z.KÖY ÜMRANİYE TEPEÖREN ADAPAZARI BALIKESİR TUNÇBİLEK IŞIKLAR AYDIN UZUNDERE ALİAĞA AMBARLI Y.TEPE A.ALANI D.PAŞA KARABİGA UNIMAR KAPTAN 5-102 FILIPPI İKİTELLİ ALİBEYKÖY HABİPLER HAMİTABAT BABAESKİ BULGARİSTAN Şekil 7.1 Mevcut ve Planlanan Enterkonneksiyonlar N YU N A Nİ ST A 7.3. Enterkonneksiyon Teknolojileri Elektrik enerjisi alışverişi için alternatif akım (AC) veya doğru akım (DC) iletim sistemleri kullanılmaktadır. Enterkonneksiyonların yukarıda açıklanan faydaları en üst düzeyde sağlayabilmesi için AC olması ve sistemlerin senkron paralel işletilmesi gerekmektedir. DC bağlantılar AC bağlantıların teknik olarak mümkün olmadığı durumlarda ve sistemler arasında tek yönlü büyük miktarlarda enerji transferi için kullanılırlar. 7.3.1 AC Bağlantı İşletme Şekilleri AC bağlantı işletme şekilleri; ♦ İzole bölge besleme: bir ülkedeki iletim sisteminin bir bölümünü o ülkenin ulusal iletim sisteminden ayırarak oluşturulacak izole sisteminin başka bir ülkenin ulusal iletim sistemine bağlanması ve buradan beslenmesi, ♦ Ünite yönlendirme: bir ülkedeki bir üretim tesisinin o ülkenin ulusal iletim sisteminden ayrılarak diğer ülkenin ulusal sistemiyle senkron paralel işletilmesi, ♦ Senkron paralel çalışma: iki veya daha fazla ulusal iletim sisteminin belirlenen teknik kriterlere uygun olarak bir bütün halinde AC bağlantıyla işletilmesi olarak tanımlanabilir. İlk iki yöntem teknik sorunları nedeniyle tercih edilmemektedir. İki sistemin AC bağlantı ile enterkonneksiyonunda en ideal uygulama senkron paralel işletmedir. 7.3.2 DC Bağlantı DC bağlantı fiziki olarak bağlı olan sistemlerin asenkron olarak işletilmesine olanak sağlamaktadır. DC bağlantı iki şekilde uygulanabilir: a) Doğru Akım Bağlantısı: DC bağlantı hattının her iki ucundaki merkezlerde AC-DC dönüşüm istasyonları kurularak gerçekleştirilir. b) DC back to back bağlantısı: AC bağlantı hattının bir ucunda AC-DC/DC-AC dönüşüm istasyonu kurularak gerçekleştirilir. AC/DC çevirici bağlantıların avantajları: ♦ Frekansı ve standartları uyuşmayan iki şebeke AC/DC çeviricili bağlantı ile birlikte işletilebilmektedir. ♦ Güç transferlerinin yönü ve büyüklüğünün kesin olarak kontrol edilebilmesi sonucunda şebekeler arasında istenmeyen herhangi bir güç akışı kesinlikle mümkün değildir. ♦ Sistemlerden birinde oluşabilecek arızaların (AC-DC dönüşüm merkezlerinde veya bu merkezlere bağlı hatlarda oluşabilecek arızalar hariç) bozucu etkileri ve stabilite problemleri diğer sistem tarafından hissedilmez. ♦ Bir şebekede oluşabilecek kısa devre arıza akımının diğerine olan etkisi sınırlandırılabilir. AC/DC çevirici bağlantıların dezavantajları: ♦ Yapılabilecek maksimum güç akışı limitlidir. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-103 ♦ ♦ ♦ ♦ AC/DC dönüşüm merkezlerinde oluşacak harmoniklerin filtrelenmesi gerekmektedir. Bu teçhizat maliyetleri yükseltmektedir. DC teknolojisi, yüksek yatırım ve işletme giderine sahip karmaşık terminal teçhizatına (konvertör ve invertör) ihtiyaç duymaktadır. AC/DC dönüştürücünün sisteme bağlantı noktasında eski teknoloji kullanıldığı takdirde, ihtiyaç duyduğu minimum kısa devre gücünün çoğunlukla bağlantının yapılacağı sistemin uç noktalarında sağlanamaması, sisteme eklenecek senkron kompansatör tesisleri için mevcut tesislerde ilave önlemlerle ilgili yatırımlar yapılmasına yol açmaktadır. DC teknolojisi kullanılarak yapılacak dönüşüm istasyonlarının (dc back-to-back) maliyeti yaklaşık 200$/kW’tır. Yüksek yatırım ve işletme maliyetleri nedeniyle yatırımların amortismanının sağlanabilmesi için DC teknolojisi kullanılarak yapılacak enterkonneksiyonlarda enerji alış verişinin uzun dönemli olması gerekmektedir. Enterkonneksiyonların en önemli yararlarından biri de bilindiği gibi arızi durumlarda yedek paylaşımıdır. Ancak acil durumda eski teknolojili DC bağlantı ile yapılan enterkonneksiyonlarda sıcak yedek paylaşımı mümkün değildir. 7.4 UCTE (Elektrik İletimi Koordinasyon Birliği) ve Türkiye Elektrik Sisteminin UCTE Sistemine Entegrasyonu Uluslararası enterkonneksiyonlardan maksimum faydanın sağlanabilmesi için hedeflenen yöntem sistemlerin senkron paralel çalışması olmalıdır. Bölgemizdeki en büyük senkron blok aynı zamanda dünyadaki en büyük senkron sistemlerden biri olan UCTE bloğu olarak adlandırılan ve Avrupa’nın büyük bölümünü kapsayan sistemdir. Avrupa Elektrik İletimi Koordinasyon Birliği (UCTE) yaklaşık 50 yıldan beri, geliştirdiği teknik kural ve kriterlerle, birliğe dahil elektrik iletim sistemlerinin senkron paralel olarak işletilmesi konusunda gerekli koordinasyonu sağlamaktadır. 2006 yılı sonu itibariyle UCTE çatısı altında; 23 Avrupa ülkesinden 33 İletim Sistemi İşletmecisi yer almaktadır. Toplam 200.000 km.nin üzerinde Yüksek Gerilim (YG) hatlarından oluşan, yaklaşık 624 GW kurulu güçteki bu sistem; 450 Milyondan fazla tüketicinin yıllık 2300 TWh seviyesindeki elektrik enerjisi talebini karşılamaktadır. UCTE tarafından sağlanan koordinasyon, üye sistemler arasında yılda yaklaşık 297 TWh alışveriş yapılabilmesine olanak sağlamaktadır. Eski Yugoslavya’daki savaş sırasında yıkılan hatlar ve hasar gören trafo merkezleri nedeniyle, 1991 yılından itibaren Bosna-Hersek’in Sırpska bölümü, Yunanistan, Sırbistan-Karadağ, Makedonya, ve Arnavutluk UCTE sisteminden koparak ayrı bir Senkron Bölge olarak çalışmaya başlamıştır. Aynı süreçte Ukrayna/Rusya Sisteminden ayrılan Bulgaristan ve Romanya Sistemleri de UCTE 2. Bölge ile paralel çalışmaya başlamıştır. 2. UCTE Senkron Bölgesinin ayrılmasıyla bu süreçte 18 Avrupa ülkesinin (Portekiz, İspanya, Fransa, Belçika, Lüksemburg, Hollanda, İsviçre, Danimarka, Almanya, İtalya, Avusturya, Çek Cumhuriyeti, Slovenya, Polonya, Slovakya, Macaristan, Hırvatistan, Bosna-Hersek bir bölümü) yer aldığı UCTE 1. Bölge özel bir düzenleme kapsamında Fas, Cezayir ve Tunus sistemleri ile senkron paralel çalışmıştır. UCTE 1. Senkron Bölge ve 2. Senkron Bölgelerin tekrar bağlanması ileride açıklanacak Türkiye’nin UCTE sistemine bağlantısı süreci için UCTE tarafından bir ön koşul olarak değerlendirilmiştir. UCTE Bünyesinde yürütülen çalışmaları takiben 8 Ekim 2004 5-104 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU tarihinde UCTE senkron bölgelerin bağlantıları gerçekleştirilmiş ve UCTE tek blok halinde çalışmaya başlamıştır. Türkiye elektrik sisteminin Avrupa İletim sistemine senkron paralel bağlantısı 1975 yılından beri öncelikli hedef olarak ülkemizin gündemindedir. Bulgaristan-Türkiye arasında 1975 yılında servise alınmış olan 400 kV enterkonneksiyon hattına ilave olarak tesis edilen ikinci 400 kV enterkonneksiyon hattı 2002 Eylül ayında tamamlanmıştır. Türkiye Yunanistan arasında tesisi planlanan 400 kV enterkonneksiyon hattı için 01 Mayıs 2003 tarihinde iki ülke elektrik kuruluşları tarafından Tesis Anlaşması imzalanmış olup buna göre hattın 2008 yılı başında tamamlanması öngörülmektedir. 1990’lı yıllardan itibaren Türkiye, Yunanistan ve Bulgaristan sistemlerinin enterkoneksiyonu konusunda çeşitli ön çalışmalar yapılmıştır. Son olarak 2000-2001 yıllarında Türkiye Elektrik Sisteminin Bulgaristan ve Yunanistan üzerinden değişik alternatiflerle UCTE sistemine bağlantısı ile ilgili analizler yapılmıştır. Avrupa Komisyonu TEN (Trans-European Networks) programı kapsamında finanse edilen söz konusu çalışmalar Balkan Bölgesindeki PPC (Yunanistan), NEK (Bulgaristan), TEAS (Türkiye) ve EKC (Yugoslavya) elektrik Kuruluşlarından oluşturulan bir çalışma grubu tarafından gerçekleştirilmiştir. Çalışma sonuçları Türkiye elektrik sisteminin Bulgaristan ve/veya Yunanistan üzerinden UCTE sistemine bağlantısının mümkün ve uygulanabilir olduğunu göstermiştir. 2000 yılında UCTE prosedürü çerçevesinde Yunanistan tarafından Türkiye sisteminin UCTE şebekesine bağlantısı ile ilgili resmi başvuru yapılmıştır. 26 Nisan 2000 tarihinde yapılan UCTE Yönlendirme Komitesi toplantısında Türkiye’nin UCTE şebekesine senkron olarak bağlantısı için tüm imkanların değerlendirilmesi kararı alınmıştır. Bu kapsamda UCTE’nin “Sistem Genişlemesi” Çalışma Grubu altında “Türkiye’nin Bağlantısı” alt çalışma grubu oluşturulmuştur. Türkiye’nin Bağlantısı Alt Çalışma Grubu sistem analizleri ile ilgili Teknik Şartnameyi hazırlamış, yapılacak testler ve hazırlanacak raporlar ile anlaşmaları belirlemiştir. Devam eden çalışmalar kapsamında çeşitli teknik raporlar hazırlanmıştır. - Türkiye’nin Bağlantısı Alt Çalışma Grubunca hazırlanan Teknik Şartname baz alınarak sistem analizleri ile ilgili çalışmalar yürütülmüştür. UCTE üyesi iletim sistem işletmecilerinin yer aldığı Konsorsiyum tarafınca gerçekleştirilen ve Nisan 2007 tarihinde tamamlanan analizlerde UCTE birinci ve ikinci bölgelerin birleşmesinin ardından Türkiye’nin mevcut iki hatla Bulgaristan üzerinden ve bunlara ilave olarak tesis edilecek Yunanistan hattı ile üç hatla Bulgaristan ve Yunanistan üzerinden UCTE sistemine bağlantısı incelenmiştir. Çalışmalar kapsamında Statik ve Stabilite analizleri gerçekleştirilmiş olup çalışma sonucunda hazırlanan Final Raporda Türkiye elektrik sisteminin UCTE sistemine bağlantısı; Türkiye elektrik sisteminde mevcut olan frekans salınımlarının giderilmesi ve paralel çalışma ile birlikte ortaya çıkması beklenen bölgeler arası düşük frekansdaki salınımın (0.15Hz) sönümlendirilmesi şartıyla birlikte fizibıl olarak belirlenmiştir. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-105 - Halen Türkiye elektrik sisteminin UCTE sistemi ile senkron paralel işletilmesi için mevcut frekans salınımlarının giderilmesiyle frekans performansının iyileştirilmesine yönelik çalışmalar yürütülmektedir. - Tamamlanan ve yürütülmekte olan çalışmalara ilave olarak Türkiye Elektrik Sisteminde önceden belirlenen santral ünitelerinde yapılması gerekli olan frekans kontrolu testleri ile ilgili ön çalışmalar halen yürütülmekte olup UCTE yetkilerinin katılımı ile birlikte 2008 yılı içerisinde gerçekleştirilmesi hedeflenmektedir. UCTE kuralları bu sistemle paralel çalışmaya başlayan bir ülkenin üçüncü ülkelerle DC dışında bir enterkonneksiyonu sürdürmesine olanak tanımamaktadır. Buna ilaveten iletim gerilim seviyesinde yapılacak her enterkonneksiyon UCTE’nin iznine tabidir. Ülkemizin UCTE sistemine entegrasyonu hedefine ulaşılması durumunda batı komşularımız dışındaki ülkeler ile senkron paralel çalışma ancak bu ülkelerin de UCTE’nin onayı çerçevesinde UCTE sistemine entegre olmasıyla mümkün olacaktır. Bu durumda mevcut ve planlanan tüm enterkonneksiyonlarımız ve enterkonneksiyon projelerimizin gözden geçirilmesi ve belirli önlemlerin alınması ve bu sürede UCTE dışındaki ülkelerle yeni bir enterkonneksiyon girişiminde bulunulmaması gerekmektedir. 7.5. Enterkonneksiyonlarla İlgili AB’deki Durum 96/92/EC Sayılı AB Elektrik İç Piyasası Hakkında Ortak Kurallar Direktifi hükümden kaldırılıp yerine 2003/54/EC Sayılı Yeni Elektrik Direktifi16, Bakanlar Konseyi ve Avrupa Parlamentosu'nun (AP) ortak kararı ile 26 Haziran 2003 tarihinde kabul edilmiştir. Arz güvenliğinin sağlanması için yeni Direktifte, her bir üye devlette arz ve talep dengesinin izlenmesi gerektiği ve Topluluk düzeyinde üye ülkeler arasındaki enterkonnekte kapasiteyi dikkate alarak, durum raporu hazırlanması öngörülmüştür. Enterkonneksiyon kapasitesini de içeren gerekli şebeke altyapısının inşası, bakımı ve desantralize elektrik üretiminin, elektrik arzında istikrarın sağlanması açısından önemli olduğu vurgulanmıştır. Direktifte, küçük sistemler ile ilgili bir durumda, küçük sistemler ile enterkonnekte olan İletim Sistem Operatörünün (İSO), Direktifin 2inci maddesinin (17) numaralı bendinde tanımlanan bir iletim veya dağıtım sisteminin işletimi için gerekli tüm hizmetleri (ancillary service) sağlayabileceği belirtilmektedir. Direktifte iletim sisteminin işletimine yönelik düzenlemelere bakıldığında üye devletlerin ekonomik dengeyi ve etkinliği sağlamak için bir veya iki tane İSO atayabileceği belirtilmektedir. İSO, elektrik iletimine yönelik makul talebin karşılanması için sistemin sürekliliğini sağlamak; yeterli iletim kapasitesi ve sistem güvenilirliği ile arz güvenliğine katkı sağlamak; diğer enterkonnekte sistemlerle alışverişleri dikkate alarak sistemdeki enerji akışını yönetmek; güvenilir, etkin bir elektrik sistemi için iletim veya dağıtım sisteminin işletimi için gerekli tüm hizmetleri sağlamak; güvenli, etkin bir işletim, koordineli gelişme ve enterkonnekte sistemler arasında işlerliği sağlamak için enterkonnekte bağlantısı olduğu diğer sistemlerin işletmecilerine yeterli bilgiyi sağlamak; sistem kullanıcıları arasında ayrımcılığı önlemek ve sistem kullanıcılarına sisteme erişime ilişkin bilgiyi sağlamakla yükümlüdür. 16 Yeni Direktif 1 Temmuz 2004 tarihinde yürürlüğe girecektir. 5-106 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU İSO, kendi alanında üretim tesisi, yük dağıtımı (dispatching) ve diğer sistemlerle olan enterkonnektörlerin kullanımını belirlemekten sorumludur. Yük dağıtımı işlemi ve enterkonnektörlerin kullanımı üye devletlerin onayıyla objektif, ayrımcı olmayan kriterlere göre belirlenmelidir. Sistemdeki teknik kısıtlar, enterkonnektör transferleri veya geçerli üretim tesislerinden sağlanan elektriğin ekonomik önceliği dikkate alınmalıdır. Direktifte, üye devletler, İSO'lardan, yük dağıtımı yapılırken yenilenebilir enerji kaynakları veya atık veya bileşik ısı ve güç kullanan üretim tesislerine öncelik vermesini isteyebilir, denmektedir. Ancak arz güvenliğini tehdit eden durumlarda, o ülkede yıllık olarak tüketilen tüm birincil enerji kaynaklarının %15'ini geçmemek kaydıyla bu kaynaklara öncelik verilebilecektir. ABD, İtalya, İngiltere ve İskandinav ülkelerinde (Norveç, İsveç, Danimarka) meydana gelen elektrik kesintileri iletim ağlarının yeterliliği konusunu gündeme getirmiştir. Hala Avrupa iletim ağında önemli darboğazlar bulunmaktadır. Elektrik pazarlarının açılması ve üye devletler arasında artan serbest elektrik ticareti, arz güvenliğini sağlamak için, sınır ötesi konuların daha dikkatli ele alınmasını gerektirmektedir. Artan elektrik ticareti ile iletim hatlarının yükü oldukça artmıştır. 17 Avrupa'da yeterli sınır ötesi kapasite oluşturulmadığı ve pazarlar arasında elektrik enerjisinin reel akışı sağlanmadığı sürece tek bir elektrik pazarından bahsetmek mümkün değildir. Bunları dikkate alarak Avrupa Komisyonu (AK) 10 Aralık 2003 tarihinde enerji altyapısı ve arz güvenliği ile ilgili Yeni Enerji Paketi’ni çıkarmıştır. Bu enerji paketinin amacı, Avrupa’da Kaliforniya benzeri deneyimlerin yaşanmaması ve Avrupa enerji iç pazarının güçlendirilmesi için yeni bir çerçeve oluşturmaktır. Bu çerçeveye göre elektrik enerjisi üretimi yatırımlarının arttırılması ve üye devletlerin iletim ve dağıtım hatlarının güçlendirilmesi amaçlanmıştır. Yeni Enerji Paketi, Enerji Altyapısı ve Elektrik Arz Güvenliği ile ilgili bir Direktifi; doğal gaz ağlarına erişim ile ilgili bir düzenlemeyi; enerji etkinliği ve hizmetleri üzerine bir direktifi 18 ve Trans-Avrupa elektrik ve doğal gaz şebekelerine ilişkin tüzüklerin revizyonu19 ile ilgili kararı içermektedir. Şu anda enerji paketini AP ve Avrupa Bakanlar Konseyi gözden geçirmektedir. Elektrik Arz Güvenliği ve Altyapı Yatırımlarının Korunması ile ilgili Önlemler Direktif Önerisi’nde enterkonneksiyon kapasitesinin yetersiz kalmasının rekabetin gelişimini olumsuz etkilediği ve sınır ötesi yatırımlar teşvik edilmedikçe piyasa hakimiyeti sorununun çözülemeyeceği ve arz güvenliğine de tehdit oluşturacağı belirtilmiştir. Önerilen Direktifin amacı üye devletler arasında enerji üretimi piyasası, arz-talep dengesinin sağlanması ve Avrupa çapında bazı ana iletim yatırımlarının teşvik edilmesi için belirli bir politika oluşturmaktır. Direktife göre her İSO, kendi ulusal düzenleyici kurumuna yıllık olarak yatırım stratejisini sunmak durumundadır. Düzenleyici kurumlar bu yatırımların gerçekleştirilip gerçekleştirilmediğini kontrol etmekle yükümlüdür. Bu hedeflere uyulmadığı takdirde finansal olarak cezai yaptırımların uygulanması öngörülmüştür. İletim ve dağıtım hatlarına bağlı olan arz güvenliği ile ilgili, Direktif, üye devletlerin bir standart belirlemesi gerektiğini belirtmektedir. Ana iletim kapasitesinin 12.800 Megavat (MW) daha arttırılması hedeflenmektedir. Bu da Elektrik İletim Koordinasyon Birliği 20 sisteminde, toplam üretim kapasitesinin %2,3’üne tekabül etmektedir. Özellikle yüksek gerilimli hatlar ve ülkeler arasındaki enterkonneksiyonlara 17 İngiltere'nin yeni iletim ağlarına ve iletim ağlarının yenilenmesine ihtiyacı olmasına rağmen yatırımlar yetersiz kalmaktadır. 18 Direktif, %1 oranında, enerji tüketimini azaltarak, AB’de enerji tasarrufunu sağlamayı amaçlamaktadır. Bunun için üye devletler bir ulusal program oluşturacaktır. 19 Amaç, yeni üyelerin bu çerçeveye entegre edilmesini sağlayacak önlemlerin geliştirilmesidir. 20 Avrupa’da 22 iletim sistem operatörünü temsil etmektedir. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-107 yönelik yatırımların teşvik edilmesi ve böylelikle elektrik enerjisi üretiminin, sınır ötesi taleplerde dikkate alınarak yapılması amaçlanmıştır. Ayrıca toplam kapasite içinde sınır ötesi ticaretin payının %8-9’dan %10-12’ye çıkartılması hedeflenmiştir. Sınır ötesi iletim yatırımlarının artmasıyla perakende satış piyasasında da rekabetin artacağı düşünülmektedir. Aynı şekilde, iletim kapasitesinin güçlendirilmesi ile yenilenebilir enerji kaynakları ile enerji üretimi teşvik edilebilecek ve karbondioksit emisyonları azalacaktır. Direktifte arz güvenliğinin sağlanması açısından ülkelerin İSO'ları arasındaki işbirliğinin de geliştirilmesi gerektiği belirtilmiştir. Bazı çevreler, AK’nin çıkardığı bu önlemler paketinin büyük elektrik firmalarını kayırdığını ve çevresel kaygıları dikkate almadığını belirtmektedir. Çevrecilere göre AK, üye devletler üzerinde yeni santrallar ve yüksek gerilimli hatlara yönelik geri dönülemez enerji yatırımlarını empoze etmekte ve bu da enerji ve iklim politikalarını olumsuz yönde etkilemektedir. Bir diğer eleştirilen konuda enterkonnekte yapıya odaklanarak enerji etkinliğinin arttırılamayacağıdır. Sistemin en güvenilir kısmı enterkonnektörler değildir. Tam tersine arz güvenliğini tehdit edebilir. Sistemdeki bir aksaklık ABD ve Kanada’da 2003 sonbaharında olduğu gibi diğer sistemlere de yayılabilir. Sistemde sürekliliğin sağlanması için yeni santralların kurulması gerektiği düşünülmektedir. UCTE'nin Aralık 2003'te yayımladığı Sistem Yeterliliği Raporu'nda (System Adequacy Report) Avrupa elektrik sisteminin gelecekteki yeterliliği ve ilave yatırım ihtiyacını dikkate almıştır. Rapora göre 2010 yılına kadar kapasite transferlerinin sistem güvenliğine bir engel oluşturmayacağı belirtilmiştir. UCTE sisteminin bütün olarak güvenliği, 2004’den 2006’ya kadar hatta, gelen ilave üretime ve ulusal ve uluslararası iletim ağlarının gelişimine bağlı olarak kabul edilebilir bir seviyede tutulmalıdır. Eğer ilave yatırım kararları alınmazsa 2006’dan sonra üretimde potansiyel bir açık meydana gelecektir. Özellilkle 2008'den sonra "Large Combustion Plant" Direktifinin yürürlüğe girmesiyle, santral kapatma (decommissioning) kararlarının alınması sonucu bu açık daha da artacaktır. Raporda ele alınan bir diğer konu, sistem yeterliliği ile ilgili olarak UCTE ülkelerinde yer alan farklı ağlardaki beklenen gelişmelerin, içsel birtakım kısıtların kaldırılmasıyla ve/veya enerji akışlarının kolaylaştırılmasıyla enterkonneksiyonlarda varolan veya olası darboğazların azaltılması veya önlenmesi yönünde olması ile ilgilidir. Raporda belirtilen başka bir hususta serbest piyasa anlayışının işlerlik kazanmasıyla, enterkonnekte ağda yeni darboğazlar meydana gelebileceği ve bununda ekonomik açıdan kaynakların etkin kullanımını engelleyeceği belirtilmiştir. AK, bu tür istenmeyen gelişmelerin arz güvenliğine, sürekliliğe ve de özellikle rekabetçi piyasa yapısına zarar vermesinden korkmaktadır. Raporda dikkate alınması gereken bir diğer konu ise UCTE sisteminde yenilenebilir enerji kaynaklarının ve özellikle rüzgar gücünün rolünün artması21 ile yeterli dengeleme 21 UCTE Sisteminde, Ocak 2004 ve Temmuz 2006'yı kapsayan dönemde, enerji üretim kapasitesindeki artışın büyük ölçüde yenilenebilirlerle (özellikle rüzgar gücü) enerji üretiminden kaynaklanacağı belirtilmiştir. (+14 GW, 2004 ve 2006 arasında yaklaşık %51) Konvansiyonel termal santrallar için ise 12.8 GW'lık bir artış öngörülmektedir. 20062010 arası döneme bakıldığında bu oran yenilenebilir kapasite için 22 GW, konvansiyonel termal güç kapasitesi için 11 GW'lık bir artış olarak belirlenmiştir. Detaylı bilgi için bkz. UCTE, UCTE System Adequacy Forecast 20042010 Report, Aralık 2003. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-108 gücünün sağlanması ve özellikle çevre ile ilgili mevzuatların yürürlüğe girmesiyle konvansiyonel termal santralların kapatılması kararının alınması sonucu, birtakım sorunlar yaşanabileceği belirtilmiştir. Yenilenebilir enerji kaynakları ile üretim arttıkça şebeke planlamacıları için yeni sorunlar ortaya çıkmaktadır. Örneğin rüzgar çiftlikleri nüfus yoğunluğunun düşük olduğu alanlarda kurulmaktadır. Oysa bu alanlarda talebin az olması, burada üretilen enerjinin yüksek talepli bölgelere iletilmesini gerektirmektedir. Nüfus yoğunluğunun düşük olduğu bölgelerde şebekeler düşük oranda yükü karşılayabilme kapasitesine sahiptir. Fakat şimdi yenilenebilir enerji kaynaklarına ağırlık verilmesiyle bu şebekelerin güçlendirilmeleri ve yeni altyapı yatırımlarının yapılması gerekmektedir. Rüzgar gücü payının önemli ölçüde arttığı İspanya ve Almanya gibi ülkelerde 400 kV'lık iletim hatlarının kurulması gerektiği belirtilmiştir. Son olarak Raporda ihtiyaç olmasına rağmen uluslararası enterkonneksiyonların geliştirilmesine yönelik projelerin sınırlı olduğundan bahsedilmiştir. Geliştirilen projelerinde İSO'lar tarafından yerel halka kabul ettirilmesinin oldukça zor olduğu belirtilmiştir. Eurelectric 22 , 2003 yılında Avrupa’da yaşanan elektrik kesintilerinden sonra bir bildiri yayınlamıştır. Eurelectric, meydana gelen kesintilerin teknik sıkıntılardan kaynaklandığı konusunda şüphelide olsa sektörde aşırı düzenleme ve pazara müdahalenin bu sonuca yol açtığını düşünmektedir. Tek pazarın gelişimi için gelecek 25-30 yılda 600 GW elektrik üretim kapasitesine ihtiyaç olduğu vurgulanmıştır. Bu nedenle yeni kapasite inşa edilmelidir. Enerji talebi azaltılmalı, yeni iletime yönelik yatırımlar teşvik edilmelidir. Loyola de Palacio, AK Ulaştırma ve Enerji Genel Müdürlüğü Başkan Yardımcısı, elektrik piyasasının açılması sürecinin Avrupa’da yaşanan elektrik kesintileri ile hiç alakası olmadığını söylemiştir. Oysa rekabetçi piyasa yapısında farklı üretici ve tüketici grupları arasındaki arz ve talep dengesinin sağlanması daha karmaşık bir süreçtir. Ayrıca eskiden üretim, iletim ve dağıtım faaliyetlerinin tek elde yürütülmesi koordinasyonun sağlanmasında ve planlamada kolaylık sağlarken AB'nin çıkardığı Elektrik Direktifi ile bu faaliyetler farklı bağımsız kuruluşlar tarafından yürütülmeye başlanmıştır. Birbirinden bağımsız hareket eden bu kuruluşlar arasında gerekli işbirliği sağlanmazsa sistemde arz güvenliği ve süreklilik açısından ciddi sorunlar yaşanabilecektir. Son olarak bir diğer önemli konu ise yeni iletim projesi yatırımlarının teşvik edilmesindeki zorluklardır. Planlamada yaşanan güçlükler, teşviklerin az olması ve ciddi maliyetler içermesi bu alanda yatırım yapmayı cazip kılmamaktadır. Nitekim AK'nin Mart 2004'de çıkardığı son Kıyaslama Raporu’nda, üye devletler arasındaki enterkonneksiyon kapasitesinin yetersiz kalmasının elektrik sektöründe iç pazarın gelişimini yavaşlattığı belirtilmiştir. Sınır ötesi ağlara yönelik yatırımların ise yok denecek kadar az olduğu belirtilmiştir.23 Darboğaz yönetiminde koordineli hareket edilememesi ve ayrımcılığa yer verilmesi nedeniyle pazara yeni giriş yapmak isteyen firmalar pazara girememektedir. 7.6. Enterkonneksiyonların Kullanımı ve Kapasiteleri Enterkonnekte sistem üyesi olan elektrik sistemleri oluşturdukları sistemin desteklenmesi için koordinasyon içerisinde kurallar tanımlayarak uygulamaya koymuşlardır. Çeşitli kaynaklardan farklı maliyetlerle üretilen elektrik enerjisi alış verişleri birkaç yıllık kontratlara dayalı olarak genellikle düşey oluşumlu (üretim-iletim – 22 23 Avrupa elektrik endüstrisini temsil eden Birlik. İskandinav ülkelerinde yaşanan elektrik kesintilerinin nedeni yatırımların yetersiz kalmasıdır. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-109 dağıtım) kamu şirketleri arasında yapılmaktaydı. Ancak, günümüzde ulusal elektrik pazarlarının liberalleşmesini takiben, enterkonneksiyon hatları uluslararası ticareti özendirerek bölgesel ve daha sonra kıtasal pazarların oluşturulması amacıyla kullanılmaktadır. Türkiye’nin Batı Avrupa ülkeleri ile Avrupa İç Elektrik Pazarı kapsamında yapacağı ticaret, halen diğer ülkelerde olduğu gibi, UCTE tarafından koordine edilen teknik kurallar ve Avrupa İletim Sistemi İşletmecileri Birliği (ETSO) tarafından koordine edilen piyasa kurallarına göre yürütülecektir. Türkiye ulusal elektrik sisteminin Avrupa sistemine senkron bağlanması ve entegrasyonu, ülkemizdeki enerji yatırımları için önemli bir teşvik ve garanti sağlayacaktir. UCTE üyesi olmuş Türkiye’nin özellikle yeşil enerji yatırımcıları, üreteceği elektriği enterkonnekte şebekelerin fiziki ve teknik olanakları çerçevesinde AB ülkelerinde dilediği müşteriye satma olanağına kavuşacaktır. Yatırımcının yapacağı bu türden enerji satış anlaşmaları, uluslararası bankalar tarafından garanti olarak kabul edileceği için, Türkiye’de yapılacak enerji yatırımlarının, özellikle de yeşil enerji yatırımlarının finansman sorunu büyük ölçüde çözülecektir. Bu durum Türkiye’de enerji sektörüne yapılacak yatırım ve yabancı sermaye girişini de hızlandıracaktır. Avrupa elektrik piyasasının liberalleşmesinden sonra bu enterkonnekte şebekelerdeki tedarikçiler ürettikleri enerjiyi diğer ülkelerdeki müşterilere satma imkanına kavuşmuşlardır. Piyasadaki fiyatlara ve fırsatlara bağlı olarak enterkonneksiyon hatlarının kullanımı artmıştır. Ancak ülkelerarası transfer miktarları enterkonneksiyon hatlarının ve bağlantının yapıldığı bölgenin iletim sisteminin fiziki ve teknik kapasitesi ile sınırlıdır. Transfer kapasiteleri, bu kapasiteleri kullanmak isteyen Avrupa Elektrik Piyasası katılımcılarının kullanımını sağlamak üzere, her bir enterkonneksiyonun özel koşullarına göre belirlenmektedir. Enterkonnekte sistemlerin yönetilmesinde, yatırımların gereken zamanda geri dönüşümünü önleyebilecek olası işletme kısıtlarından kaçınmak için elektrik sistemlerinin enterkonnekte çalışacak şekilde planlanması gereklidir. Olası teknik kısıtlar arasında: • İletim tesisleri için; Enterkonneksiyon hatlarındaki güç akışlarının oransız dağılımı, Olası kapalı çevrim (loop flows) akışları, Farklı Kısıtlılık dereceleri; (N-1) veya (N-2) kısıtlılık durumları için sistemlerin tasarlanmış olması, • İletim tesislerinin yetersizliği ülke içinde iletim tesislerinde iç güçlendirme gereksinimleri, iletişim, kontrol ve koruma düzenekleri arasındaki farklılıklar sayılabilir. Enterkonneksiyonların güvenli şekilde yapılabilmesi için; 5-110 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU • Bir elektrik sistemi daha büyük bir enterkonnekte sisteme bağlanacaksa, bağlanılacak olan sistemin diğer katılımcıları tarafından benimsenmiş teknik koşullarına uyum sağlaması, • Tüm enterkonnekte sistemi izlemek üzere oluşturulan kontrol merkezine her bir ulusal elektrik sistemi işletmesinin bilgilerinin ulaştırılabilmesi, • Uygun iletişim ve ölçü sistemlerinin sağlanması gerekmektedir. Yukarıda söz edilen koşulların sağlanması durumunda elektrik enterkonneksiyonları uluslararası elektrik ticareti için verimli bir şekilde tesis edilebilirler. Ancak yapılacak enerji alış verişleri bazı teknik ve ticari sınırlamalarla karşılaşacaktır. Normalde uygulanabilir ülkeler arası elektrik enerjisi alışverişleri teorik alış veriş miktarlarından oldukça düşük miktarlarda gerçekleşmektedir. Bu amaçla aşağıdaki tanımlar gündeme getirilmiş ve İletim Sistemi İşletmecileri (TSO) tarafından kabul görmüştür: Brüt Transfer Kapasite (MVA): Bir ülkenin iletim hatları ile bağlı olduğu komşu bir ülke arasında transfer edilebilecek maksimum güç kapasitesidir. (İletim sisteminin işletme güvenliğini tehlikeye düşürmeden yapılabilecek maksimum transfer miktarı olup enterkonneksiyon hattının termik kapasitesi değildir.) Toplam Transfer Kapasite (MW): Brüt Transfer Kapasitenin aktif güç bileşenidir. İletim Sistemi Güvenilirlik Sınırı (MW): Önceden bilinemeyen olaylara (hat veya üretim tesislerinde olabilecek arızalar sonucu bu tesislerin kısmen veya tamamen devre dışı olması) karşılık İletim Sistemi İşletmecileri tarafından ihtimal analizlerine dayanılarak hesaplanır. Net Transfer Kapasite (MW): Toplam Transfer Kapasiteden İletim sistemi Güvenilirlik Sınırı değerinin çıkarılması sonucu bulunur. Sözleşmeli Akışlar (MW): Yürürlükteki uzun vadeli enterkonneksiyon sözleşmelerindeki değerlerin toplamıdır. Emre Amade Transfer Kapasitesi (MW): Elektrik enerjisi serbest pazar kurallarına dayalı olarak yapılacak uluslararası alışverişlerde yararlanılabilecek enterkonneksiyon kapasitesidir. Bu değer Net Transfer Kapasite ile Sözleşmeli Akışlar arasındaki fark kadardır. Yukarıda açıklanan kavramlar enterkonneksiyon yatırımları ile gerçekleştirilen enterkonneksiyon kapasitelerinin teorik kapasiteler olduğunu, ülkeler arasında uygulanabilir enerji alışverişlerinin kayda değer ölçülerde daha küçük olabileceğini göstermektedir. Örneğin İtalya’da 11950 MVA’lık brüt transfer kapasitesinin 2400 MW’ı emre amade transfer kapasite olarak kullanılabilmektedir. Enterkonneksiyon altyapı yatırımları elektrik ticaretini bölgesel / kıtasal ölçekte teşvik etmek için esastır. Ancak iki ülke arasında gerçekleşen ticari alışverişlerle fiziki elektrik akışları arasında elektriğin doğasından kaynaklanan farklılıklar bulunmaktadır. Gerçekte güç akışları iyi bilinen elektrik kanunlarına göre olmakta ve ihraç eden ülke ile ithal eden ülke arasındaki diğer ülkelerin elektrik sistemlerinden de geçmektedir. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-111 Sınır Geçiş Kapasitelerinin belirlenmesi konusundaki koordinasyon; UCTE’ye benzer yapıda bir kuruluş olan ve daha çok serbest piyasa ile ilgili konularda faaliyet gösteren Avrupa İletim Sistemi İşletmecileri Birliği (ETSO)’nun görevidir. ETSO ayrıca özellikle kapasitenin talebi karşılamadığı enterkonnektörlerde kapasitenin tahsis mekanizmaları ve sınır ötesi iletim hizmetinin (transit) fiyatlandırılması konusunda gerekli koordinasyonu sağlamaktadır. 2005 yılında Güneydoğu Avrupa Bölgesel Elektrik piyasası oluşturularak bu pazarın AB iç pazarına entegrasyonu konusunda AB tarafından başlatılan “Güneydoğu Avrupa Enerji Regülasyon Forumu (SEEERF)” Girişimi kapsamında; yukarıda söz edilen Elektrik İç Pazarı mekanizmalarının Türkiye’nin de aralarında yer aldığı Güneydoğu Avrupa ülkelerinde uygulamaya geçirilmesi konusunda çalışmalar yürütülmektedir. Güneydoğu Avrupa Enerji Regülasyon Forumu SEEERF kapsamında oluşturulan SETSO TF çalışma grubu bünyesinde üç adet alt çalışma grubu oluşturulmuştur. Bu gruplardan birincisi “SETSO Şebeke Erişimi, Darboğaz Yönetimi ve Güç Akışı (NACMPF - Network Access Congestion Management and Power Flows)” alt çalışma grubu, ikincisi “İletim Sistem İşletmecileri Arasında Ücretlendirme Mekanizması (ITC – Inter-TSO Compensation Mechanism) alt çalışma grubu, üçüncüsü ise Dengeleme Yönetimi (BM – Balance Management) alt çalışma grubudur. SETSO üyesi ülkeler olarak, tüm gruplara Güneydoğu Avrupa bölgesinden Romanya, Bulgaristan, Yunanistan, Arnavutluk, Makedonya, Bosna-Hersek, Hırvatistan, Sırbistan-Karadağ ve ülkemiz üyedir. Bunlara ilave olarak çalışmalara ETSO üyesi olarak Avusturya, İtalya, Slovenya ve Macaristan katılmaktadır. “Şebeke Erişimi, Darboğaz Yönetimi ve Güç Akışı (NACMPF)” alt çalışma grubu, Güneydoğu Avrupa’da serbest bir elektrik piyasasının oluşturulabilmesi için gerekli teknik altyapıyı ve sınır ötesi elektrik ticaretinde uygulanacak metodları belirlemek üzere kurulmuştur. Avrupa İletim Sistemi İşletmecileri Birliği (ETSO)’nun konu ile ilgili tecrübelerinden faydalanılarak SETSO bünyesinde Güneydoğu Avrupa’daki sınır ötesi elektrik ticaretinin hangi metodla gerçekleştirileceği konusunda çalışmalar yürütülmektedir. Bu konuda ETSO bölgesinde kullanılan bazı yöntemler; First come, first served: Kapasite tahsisi belli bir zaman dilimi içindeki başvuru sırasına göre verilir. Eğer net transfer kapasitesine ulaşıldıysa yeni transferler kabul edilmez. (Bu yöntem uygulanması çok basit olmakla birlikte serbest piyasa kurallarına uyumu tartışma konusudur. Pro-rata: Teklifler arasında hiç bir sıralama yapılmaz. Bütün teklifler işleme alınır. Daha sonra alınan tekliflerin toplamı Net Transfer Kapasitesini (NTC) aşıyorsa bütün transferler aynı oranda düşürülür. Pro-rata yöntemini kullanan ülkeler arasındaki transfer kapasitesi genellikle %50, %50 olacak şekilde kullanılmaktadır. Explicit Auction: Market oyuncuları piyasaya tekliflerini sunar. NTC kapasitesi en yüksek fiyatı veren teklife öncelik tanınarak kullandırılır. Kapasite güç (MW) bazında kullanıma sunulur. Implicit Auction: Explicit Auctioning metoduna benzer. Güç yerine Enerji bazında kapasite kullanımı söz konusudur. 5-112 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU Redispatching: İletim kısıtlarının generatörlerin üretim miktarları ile oynayarak düşürülmesi. (Fizibıl bir metod ama sınırlı çünkü sadece TSO sınırları içindeki üretime müdahale edilebiliyor) Cross-Border co-ordinated redispatching (CCR): Yukardaki yönteme benzer olup komşu TSO’lar üretim miktarlarının değiştirilmesinde ortak hareket ederler. Market Splitting: Enerji piyasasının coğrafik olarak farklı fiyat bölgelerine ayrılması (TSO yük akışları sonucunda kısıtlı iletim hatlarını tesbit eder, hattın her iki ucu da farklı fiyat bölgelerine ait olur. Bu metod Baltık ülkelerinde başarıyla uygulanmaktadır. Geleneksel yöntemler Avrupa’daki karmaşık ve büyük enterkonnekte sistemi yönetmek için yetersiz kalmakta, ülkeler arası güç akışlarının komşu ülkelerdeki akışlara çok bağlı olduğu durumlarda işe yaramamaktadır. Halen kullanılan bu yöntemlerin daha etkili bir yöntemle değiştirilmesi konusunda ETSO’da da çalışmalar sürdürülmektedir. Güneydoğu Avrupa’da serbest piyasanın henüz Batı Avrupa’daki kadar oluşturulmamış ve elektrik regülasyonunun tam olarak başlamamış olması nedeniyle sınır ötesi elektrik ticareti konusunda yeni kuralların kolaylıkla uygulanabileceği düşünülmektedir. Serbest piyasadaki aktörler için en önemli gösterge “Net Transfer Kapasitesi (NTC)” dir. Bu değer bir ülkeden başka bir ülkeye satılabilecek en fazla elektrik miktarını (MW) gösterir. ETSO ülkelerinde NTC değeri yıllık, aylık ve günlük olarak hesaplanmaktadır. Bu hesaplamalara göre kapasitenin kullanımı serbest piyasaya sunulur. Bu kapasite kullanımı enerji bazında (implicit auction’daki gibi) ya da güç bazında olabilir. NACMPF alt grubunda her ay için NTC hesaplanması yapılmaktadır. Mevcut durumda ülkemiz UCTE bölgesine senkron paralel işletilmemekle birlikte, Türkiye-Bulgaristan arasındaki NTC hesaplamaları NACMPF alt çalışma grubunda incelenmiştir. UCTE’nin Güneydopu Avrupa bölgesindeki (Eski 2nci senkron bölge) ülkeler arası bağlantılar batı evrupa’daki kadar güçlü olmadığından bu bölgedeki güç akışları bölgedeki diğer akışlara bağlıdır (Strong Interdependency). Örneğin Romanya’dan Sırbistan’a bir elektrik akışı gerçekleştiğinde bu akış bölgedeki diğer sınır ötesi akışları da (örneğin Bulgaristan-Yunanistan) etkilemekte, genellikle NTC değerini küçültücü yönde etki yapmaktadır. Bu nedenle ülkelerin enterkonnekte sistemlerini ve elektriğin izlediği fiziksel yolu dikkate alan ülkeler arası transfer kapasitesini en optimum biçimde kullanabilmek amacı ile yeni bir metoda gereksinim duyulmaktadır. NACMPF alt grubunda (ETSO’nun önerisiyle) Koordineli Açık Arttırma (Coordinated Auctioning) metodu incelenmektedir. Bu metodun en büyük avantajı şebekenin fiziksel yapısının temsil edilebilmesidir. Ancak bu metod bölgedeki İletim Sistemi İşletmecileri arasında çok sıkı bir işbirliği gerektirir. Bu işbirliğinin teknik alt yapısını oluşturabilmek için yapılacak çalışmalar (FTP server, Electronic Highway, ETSO scheduling system) yine NACMPF alt grubunda ele alınmaktadır. Gerçek uygulamaya geçilmeden önce metodun uygulanabilirliğini görmek ve metodu geliştirmek üzere Sanal Uygulama 2006 yılından itibaren başlatılmıştır. Bu metodun uygulanabilmesi için merkezi bir İhale Ofisi’nin kurulması gereklidir. Sanal uygulamada her ay bölgedeki bir TSO (sistem İşletmecisi) İhale Ofisi görevini yerine getirmekte, gerekli sistem parametrelerini hesaplamakta, NTC değerlerini hesaplamakta ve bunları internette yayınlamaktadır. 2006 yılında sanal uygulamada güç transferi teklifleri bölgedeki TSO’lardan gelmekte iken 2007 yılında metod gerçeğe daha da yakınlaştırılmış ve bölgedeki gerçek Ticaret Şirketleri güç transferi teklifleri ile sanal ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-113 uygulamaya katılmışlardır. Sanal Uygulama için kullanılan internet adresinden konu ile ilgili ayrıntılı bilgiler alınabilmektedir (www.drcat.at) TEİAŞ da sanal uygulamaya aktif olarak katılmakta ve her yıl bir ay Sanal Uygulama İhale Ofisi görevini yerine getirmektedir. Bu metod aynı zamanda bölgedeki regülatörlerle de işbirliğini gerektirmektedir. Bu nedenle zaman zaman bölge regülatörleri ile ortak toplantılar düzenlenmektedir. “İletim Sistem İşletmecileri Arasında Ücretlendirme Mekanizması (ITC)” alt çalışma grubu ise Güneydoğu Avrupa’da serbest bir elektrik piyasasının oluşturulabilmesi için sınır ötesi iletim hizmetinin (transit) fiyatlandırılması konusunda uygulanacak metodları belirlemek üzere kurulmuştur. Avrupa İletim Sistemi İşletmecileri Birliği (ETSO)’nun konu ile ilgili tecrübelerinden faydalanılarak Güneydoğu Avrupa’daki sınır ötesi elektrik ticaretinin hangi metotla gerçekleştirileceği konusu araştırılmaktadır. ETSO bölgesinde transit ücretler için uygulanan metodoloji baz alınarak bazı ufak farklılıklarla birlikte SETSO bölgesinde de transit ücretlendirme mekanizması 2004 yılından itibaren uygulanmıştır. UCTE 1. senkron bölge ve 2. senkron bölgelerinin tekrar birleştirilmesiyle birlikte tek bir senkron bölgede farklı mekanizma ve buna bağlı olarak farklı fiyatların oluşmasının ve de tek bir senkron bölge olması nedeniyle farklı mekanizmaya sahip bölgeler arasında döngü akışları (loop flows) olmasının getirdiği sorunlar nedeniyle tek bir mekanizmaya geçilmesi hedeflenmiştir. Bu yönde ETSO ve SETO arasında yapılan görüşmeler çerçevesinde 2007 yılı ikinci yarsından itibaren ETSO bölgesinde yeni geliştirilen ITC mekanizması ile birlikte uygulanmak üzere SETSO ve ETSO bölgeleri ITC mekanizmalarının birleştirilmesi kararlaştırılmıştır. 2006 yılı başında oluşturulması kararlaştırılan “Dengeleme Yönetimi (BM) alt çalışma grubu bölgesel bir dengeleme marketinin geliştirilmesi ve gerekli prosedürlerin ve çerçevenin belirlenerek dengeleme ile ilgili marketin bölgede uygulanması amacıyla oluşturulmuştur. Türkiye’de uluslararası elektrik ticareti konusundaki mevzuatın yukarıda açıklanan gelişmelere göre yeniden düzenlenmesi gerekmektedir. 7.7. Yeni Elektrik Mevzuatı ile Enterkonneksiyon Uygulamaları ve Elektrik Ticareti 4628 sayılı yasa öncesinde (TEK ve TEAŞ dönemlerinde) Bulgaristan, Gürcistan, Nahcivan, Irak ve İran hatları kullanılarak süre, miktar ve fiyat içeren kontratlarla enerji alış verişi yapılmış olup, halen aynı metodla Yunanistan (154kV enerjilendirilerek) ve Gürcistan hatları ile dönemsel olmak üzere Yunanistan, Gürcistan, Irak, İran ve Suriye hatları aracılığıyla enerji transferi yapılmaktadır. Ancak sözkonusu yasa entekonneksiyonlar üzerinden pazar koşullarına uygun olarak elektrik ticareti yapılmasını öngörmektedir. 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu; uluslararası enterkonneksiyon çalışmalarının ETKB kararı doğrultusunda TEİAŞ tarafından yapılacağını belirtmekte, ithalat ve ihracat faaliyeti gösterebilecek tüzel kişileri “3154 sayılı ETKB’nın teşkilat ve görevleri hakkında Kanuna göre oluşturulan Bakanlık görüşü doğrultusunda; uluslararası enterkonneksiyon şartı oluşmuş ülkelerden ya da ülkelere, Kurul onayı ile elektrik ithalatı ve/veya ihracatı, Türkiye Elektrik Ticaret ve Taahüt Anonim Şirketi, özel sektör toptan satış şirketleri, perakende satış şirketleri ve perakende satış lisansı almış dağıtım şirketleri (OG 5-114 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU seviyesinden) tarafından, bu kanun, ilgili yönetmelikler, lisanslar, Şebeke Yönetmeliği ve Dağıtım Yönetmeliği uyarınca yapılır” şeklinde tanımlamaktadır. Elektrik Piyasası İthalat ve İhracat Yönetmeliğinde Uluslararası Enterkonneksiyon Şartı; “Ulusal Elekrik Sisteminin diğer ülkelere ait elektrik sistemi ile senkron paralel işletilebilmesini ve/veya sözkonusu ülke elektrik sistemindeki bir üretim tesisi yada üretim tesisinin bir ünitesinin Şebeke Yönetmeliği ve/veya Dağıtım Yönetmeliği hükümlerine uygun olarak Ulusal Elekrik Sistemine paralel çalıştırılabilmesini ve/veya enterkonneksiyon hatları ile komşu ülkede oluşturulacak izole bölgenin beslenmesi ve/veya asenkron paralel bağlantıyı” şeklinde tanımlanmaktadır. Daha önce de açıklandığı üzere, uluslararası enterkonneksiyonlardan beklenen en verimli sonucun senkron paralel çalışma ile elde edilebilmektedir. Bu noktada, enterkoneksiyonlardan maksimum fayda sağlamak üzere etrafı yedi ülke ve birçok enterkonnekte blokla çevrili olan ülkemizin hangi bloka senkron paralel bağlanacağına dair bir karar vermesi gerekmekte olup, bu tercih; AB ile olan ilişkiler ve batı tarafındaki stabilite nedenleriyle UCTE’den yana kullanılmıştır. Senkron paralel çalışma yönteminde uzun süreli teknik analizler gerekmekte, sistem frekans kontrol ve kararlılık kriterlerinin sağlanmasından sonra senkron paralel çalışmaya geçilebilmektedir. Avrupa Elektrik Sistemi UCTE ile senkron çalışma amaçlı teknik analizler devam etmekte olup, bu kapsamda UCTE ile TEİAŞ arasında imzalanacak olan Sözleşme uyarınca senkron paralel işletilecek Bulgaristan ve Yunanistan bağlantıları dışında diğer ülkelerle olan enterkonnektörlerin senkron paralel çalışma dışında diğer yöntemlerden herhangi biriyle kullanımını UCTE onayına tabi tutulacaktır. Bu durumda Türkiyenin Bulgaristan ve Yunanistan bağlantıları dışındaki tüm enterkonneksiyonları ünite yönlendirme metoduyla veya DC olması gerekmektedir. Ancak bunun koşullarının belirlenmesi, yukarıda da belirtildiği üzere, UCTE ile yapılacak bir dizi çalışma sonucunda UCTE’nin iznine tabidir. Burada enterkonneksiyonların kullanım metodu ile bağlantılı olarak aşağıda bahsedilen önemli meselelerin açıklığa kavuşturulması gerekmektedir: • • Lisanslama sürecinin başlamasıyla birlikte, ithalat-ihracat yapabilen şirketler Türkiye’nin doğusundaki komşu ülke sistemleriyle mevcut enterkonnektörler üzerinden elektrik ticareti yapabilmek için bu ülkelerle olan bağlantıların DC’ye dönüştürülmesini talep edebilirler. Bu talebin karşılanması; UCTE’nin izin işlemleri gerçekleşmediği için mümkün olamayacaktır. Bu durumda, iletim yatırımlarının hayata geçirilmesinin ortalama 3-5 yıl zaman aldığı göz önüne alınarak, özellikle büyük yatırımların söz konusu olduğu DC bağlantılar konusunda bir çok bilinmezin olduğu bir ortamda, gelecekte atıl kalabilecek bir çok iletim tesisi yatırımının yapılması riskinden kaçınılması gerekmektedir. Yürürlükteki mevzuata göre tek kullanıcılı veya çok kullanıcılı tüm iletim yatırımlarının TEİAŞ tarafından yapılması gerekmektedir. Gerekli olabilecek sistem güçlendirme yatırımları, kamulaştırma bedelleri hariç, 600 MW’lık bir AC-DC dönüşüm merkezinin maliyeti yaklaşık 85 milyon $’dır. Bu maliyet sadece AC-DC dönüşüm merkezi maliyeti olup sistemde ilave yatırmlarda gerektirebileceğinden toplam maliyet artacaktır. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-115 • • • Hazine ve DPT tarafından tavan ödeneği 220 Trilyon TL olarak belirlenen bu kamu şirketinin geleceği açıklıkla belli olmayan bu yatırımı / yatırımları yapması mümkün olacak mıdır? Türkiye bu yatırımı yapsa bile, sözkonusu enerjiyi transit geçirecek sistemlerin teknik olanakları bu talebi yerine getirmeye uygun olacak mıdır? Tüm bu sorunlar halledilmeden doğudaki komşularımızla olan enterkonnektörlerin kullanımı için yeni lisanslar verilmesi gelecekte maddi ve manevi büyük sıkıntılar yaratacaktır. 7.8. Sonuç ve Öneriler Türkiye’nin UCTE sistemine bağlantısı konusunda uzun yıllardır çaba harcanmaktadır. Yakın gelecekte teknik çalışmaların tamamlanmasıyla birlikte bağlantının gerçekleştirilmesi mümkün olacaktır. Konuyla ilgili çalışmalar sonuçlanmadan önce diğer komşu ülkelerle çok pahalı bir yatırım olan DC back-to-back yatırımı konusunda karar verilmemesi, bunun yerine bir süre daha mevcut enterkonneksiyon imkanlarının kullanılması uygun olacaktır. • Türkiye’ye enerji ithal edilirken, ithalatın gerçekleştirilebilmesi için yapılacak İletim Sistemi yatırım maliyetleri de hesaba katılarak ithal edilecek enerjinin gerçek maliyetinin yurt içinde üretilen elektrik enerjisine göre ekonomik olması durumunda ithalat kararının verilmesi gerekmekmektedir. En ekonomik çözümün bulunması için ithal veya ihraç edilecek enerjinin TEİAŞ’ca yapılacak iletim yatırımlarının da birim fiyata dahil edilmesi gerekmektedir. • Türkiye’nin UCTE sistemine Bulgaristan ve Yunanistan üzerinden bağlantısı ile birlikte Türkiye Avrupa iç pazarının da bir parçası haline gelecek ve bu bağlantılar üzerinden pazar koşulları çerçevesinde elektrik ticareti yapılabilecektir. Bu bağlantı AB ülkelerine yeşil enerji ihracına imkan sağlayacak dolayısıyla Türkiye’deki enerji yatırımları ve yabancı sermaye girişini hızlandıracaktır. UCTE üyeliğinin en kısa zamanda gerçekleşmesi için tüm imkanlar zorlanmalıdır. • Türkiye’nin diğer komşularının elektrik sektöründeki düşey oluşumlu yapısı dikkate alındığında; bu ülkelerle olan bağlantıların teknik koşullar yerine getirilerek kullanımına izin verilmesi sürecinde pazardaki rekabet koşullarının korunabilmesi açısından “karşılıklılık” prensibinin göz önüne alınmasının uygun olacağı düşünülmektedir. Türkiye’deki tüketicinin başka bir ülkedeki üreticiye ulaşabildiği durumda, o ülkedeki bir tüketicinin de Türkiye’deki üreticiye ulaşabilmesi mümkünse bu durumda karşılıklılık prensibi uygulanabilecektir. Ancak, düşey oluşumlu bir yapıya sahip komşu ve/veya diğer ülkeler ile Türkiye arasında karşılıklılık koşulunun nasıl sağlanabileceği bilinmemektedir. 5-116 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 8 4628 SAYILI YASA VE İLGİLİ YÖNETMELİKLERİN UYGULANMASI SONUCUNDA ELEKTRİĞİN KALİTESİNİN KORUNMASI VE KAMU MALİYETLERİNİN AZALTILMASI Bu bölümde enerji kalitesi ve arz güvenliği ile ilgili uluslararası tanımlar, standartlar ve ülkemizde 4628 sayılı yasa çerçevesinde yayınlanan Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği, Elektrik Piyasası Dağıtım Yönetmeliği, Elektrik Piyasası Müşteri Hizmetleri Yönetmeliğinde bu konuda yer alan hususlar incelenmektedir. 8.1 Elektrik Enerjisi Kalitesi Nedir ve Nasıl Sağlanır Elektrik sektörünün serbestleştirilmesinde tüketicilerin neden oldukları maliyetlere katlanmaları beklenmektedir. Serbest piyasada tarifeler, gerçek maliyetleri yansıtacak şekilde hazırlanmakta ve müşteri guruplarının bu maliyetleri yansıtan faturaları zamanında ödemeleri talep edilmektedir. Bu durumda tüketicilerin gerçek maliyetine katlanmaları beklenen ürünün ve hizmetin kalitesini de sorgulama hakları bulunmaktadır. Enerji kalitesi, müşteri şirket arasındaki ilişkiler dahil, belirli bir standarda sahip, yeterli, sürekli ürün ve hizmeti ifade etmektedir. Kalitenin bir çok bileşeni bulunmaktadır. Elektrik sektörü için bu faktörler müşteri ilişkileri, enerji sürekliliği, gerilim ve frekans kalitelerini kapsamaktadır. Müşteri tarafından bakıldığında, her bir tüketicinin kaliteyi algılaması farklı olabilmektedir. Enerji kalitesinin yüksek tutulabilmesi için yüksek yatırım, işletme ve bakım maliyetleri gerekmektedir. Dolayısıyla müşteri tarafından kabul edilebilir enerji kalitesi ve arz güvenliği seviyesinin ne olması gerektiği önem arz etmektedir. Nihai tüketicilere temin edilen enerji kalitesi değişik kalite boyutlarını kapsamaktadır. Bunlar sektörün faklı alanlarından etkilenebilmektedir. Enerji kalitesini oluşturan faktörler temel olarak üç genel başlık altında toplanmaktadır. Bunlar müşteri ilişkileri, enerji arz güvenliği ve enerji (gerilim, frekans) kalitesidir. Müşteri İlişkileri Kalitesi; şirketle tüketici arasındaki ilişkinin kalitesi ile ilgili konuları kapsamaktadır. Bu ilişki potansiyel tüketicinin şirketten bilgi talep ettiği veya bağlantı talebini ilettiği gün itibarıyla başlamaktadır. Müşteri İlişkileri Kalitesi, ilişkinin birçok boyutunu kapsar ancak bunlardan az bir kısmı ölçülebilir ve standartlar vasıtasıyla düzenlenebilir niteliktedir. Standartlar, hizmetin genel boyutları ile (çoğunlukla bunlara genel standartlar denilmekte) veya hizmetlerin müşterilere garanti edilmesi ile (genellikle garanti edilmiş standartlar) ilgili olmaktadır. Garantili standartların sağlanamadığı durumlarda müşteriye bir miktar tazminat ödenmesi öngörülmektedir. Standartlar müşteriye enerji temini, sayaç okuma ve fatura gönderme, bilgi temini, telefonla talep edilen bilgiler sunma, müşteri şikayetlerinin cevaplandırılması gibi konularda maksimum tepki zamanını tanımlamaktadır. Enerji Arz Güvenliği ; kesinti süresi ve sayısı ile ifade edilmektedir. İletim ve dağıtımda enerji arz güvenliğini ölçmek için değişik ölçüler kullanılmaktadır. Bununla ilgili konuda yapılan düzenlemelerde uzun süreli kesintilerden etkilenen müşterilere tazminat şeklinde ödeme yapılması öngörülmektedir. Bununla birlikte düzenlemede dikkate alınan diğer faktörler, tekrar enerji verme zamanını kontrol altında tutmayı sağlamak (kesinti sayı ve sürelerini azaltmak) amacıyla, teşvik uygulanmasıdır. Kesinti sürelerinin ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-117 ölçülmesi ve gerçek nedenlerine dayandırılmasındaki farklı yöntemler düzenlemenin yapılmasını güçleştirmektedir. Enerjinin arz güvenliği, değişik elektrik sistemi bileşenlerinin (üretim, iletim ve dağıtım) nihai tüketicilere enerjinin dağıtılması kapasitelerini de ifade etmektedir. Üretim düzeyindeki arıza, sistem boyutunda koordinasyonu gerektirecek sonuçlara neden olmaktadır. Böyle bir arızadan etkilenen bölge büyük olurken, bunun aksine dağıtım düzeyindeki arızada daha küçük bir bölgenin etkilenmesi söz konusudur. Enerji Kalitesi Elektrik Enerjisinde Teknik Kalite (gerilim, frekans): Müşteri teçhizatının gerilim değişimlerine hassasiyetinin artması sonucu gerilim kalitesi müşteriler için daha büyük önem arz etmektedir. Gerilim kalitesinin parametreleri, frekans, gerilim genliği ve değişimi, gerilim çökmeleri, geçici aşırı gerilimler ve harmoniklerden oluşmaktadır. Elektrik ile çalışan teçhizatın, etiketinde yazılı nominal gerilim düzeyinde verimli çalışma özelliği bulunmaktadır. Fakat şebeke gerilimleri dalgalandıkça ve nominal gerilimden uzaklaşıldıkça teçhizat verimsiz ve düzensiz çalışmaya başlamaktadır. Tedarik kalitesinin bir diğer boyutu da elektrik sistemi frekansının nominal değerinden sapmasıdır. Frekans sapması arz talep dengesizliğinin oluşması sonucunda gerçekleşmektedir. 8.1.1. Elektrik Üretiminde Enerji Kalitesi ve Arz Güvenliği Yeterli düzeyde üretim kapasitesinin olmaması durumunda, arzda darboğaz (özellikle puant saatinde) ortaya çıkmakta ve bu durum enerji arz güvenliğini tehlikeye atmaktadır. Üretimin azalması veya santralın devre dışı olması durumunda enerjinin kalitesi düşmekte ve büyük çaplı kesintiler meydana gelmektedir. Üretim arz güvenliği genel olarak aşağıda verilen parametrelerle ölçülmektedir. Yükün Karşılanamama Olasılığı (Loss of Load Probability-LOLP) olarak ifade edilen birinci parametre, yıl içerisinde maksimum talebin üretim kapasitesini aşması beklenen gün sayısını ifade etmektedir. Zorunlu Devre Dışı Olma Oranı (Forced Outage Rate-FOR) zorunlu nedenlerle üretim kapasitesinin kayıp edildiği zaman yüzdesini belirtmektedir. Zorunlu devre dışı olma ile planlanmamış herhangi bir bileşen arızası, veya ünitenin devre dışı kalması şeklinde ifade edilmektedir. Rezerv kapasite sınırı, arz sürekliliğinin önemli bir parametresini oluşturmaktadır. Sistem kurulu gücü ile puant talep güç arasındaki farktır. Yüzde olarak ifade edildiğinde bu farkın talebe puant güce oranıdır. Yüksek rezerv kapasitesi arz sürekliliğini artırmakta, ancak bunun da bir maliyeti bulunmaktadır. Üretim sürekliliğini tehdit eden diğer bir faktörde puant talebinin çok hızlı artışıdır. Enerji yedeği ise sistemin toplam üretim kapasitesi ile enerji talebi arasındaki farktır. Yine yüzde olarak ifade edilmesi durumunda bu farkın enerji talebine oranı olarak hesaplanır. Enerji yedeği iki şekilde, hidrolik santralların ortalama su gelirleri ile üretebileceği elektrik enerjisi dikkate alınarak proje üretimine göre ve hidrolik santralların kurak mevsimdeki su gelirleri ile üretebileceği elektrik enerjisi dikkate alınarak güvenilir üretime göre hesaplanmaktadır. 5-118 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU Sağlanamayan enerji maliyeti, belli bir miktar elektrik enerjisinin sunulamaması durumunda ülke ekonomisine getireceği zararı yansıtmaktadır. 4628 sayılı yasa ve ilgili yönetmelikler çerçevesinde ülkemizdeki üretim arz güvenilirliği 2’nci bölümde açıklanmaktadır. 8.1.2. İletim Sisteminde Enerji Kalitesi ve Arz Güvenliği Elektrik enerjisi arz kalitesi güvenilir iletim sistemlerinin varlığına bağlıdır. İletim sistemlerinin puant saatlerinde aşırı yüklenmesi, enerji kalitesini tehdit eden bir durum yaratmaktadır. Literatürde iletim sisteminin sürekliliği aşağıda verilen iki ölçüyle tespit edilmektedir. Sistem Kayıp Süresi (dakika); Sistemin bir dakika boyunca oturması durumunda satılamayan enerjiyi (MWh) belirtmektedir. Bütün plansız kesintilerden dolayı satılamayan enerjinin 60 ile çarpılıp yıllık maksimum talebe bölünmesiyle elde edilmektedir. Elde edilen değer sistem genel güvenliğini, şebeke tasarım ve bakımının etkinliğini belirtmektedir. Şebeke emre amadeliği (yüzde); Mevcut hatların enerji taşınması için emre amadeliklerini ölçmeye yaramaktadır. Değer, her bir iletkenin hattın yıl boyunca emre amadeliklerinin toplamının 100 ile çarpılarak 8760 saate bölünmesi ile bulunmaktadır. İletim sistemlerinde arz güvenliği değerlerinin kıyaslanması, şebekelerinin sahip olduğu farklılıklar nedeniyle kolay olmamaktadır. İletim sistemlerinin birbirleriyle bağlantılı olmaları durumunda şebeke arz güvenliği artmaktadır. İletim sistemimizde enerji kalitesi ve arz güvenilirliği için planlama ve işletme prensipleri 2nci bölümde verilmektedir. 8.1.3. Dağıtımda Enerji Kalitesi ve Arz Güvenliği Enerji arz güvenliği sorunlarının önemli bir kısmı dağıtım düzeyinde gerçekleşmektedir. Dağıtım sistemi arz güvenliğinin, sıcaklık ve teçhizatın yaşlanması ile ilintisi bulunmaktadır. Dağıtım şebekesinin maruz kaldığı iklim ve çevre koşulları teçhizatın sık sık arızalanmasına ve kesintilere neden olmaktadır. Yaşlanmış teçhizatın bulunduğu şebekelerde daha çok arıza olmaktadır. Bunların dışında dağıtım şebekelerinde kullanılan malzemenin de şebekenin sürekliliği üzerinde etkisi bulunmaktadır. Dağıtım şebekelerinin tasarımı (radyal, ring vbg.) sürekliliğini etkileyen diğer bir önemli etkendir. Şebeke tasarım farklılıkları dağıtım trafosunun beslenebileceği nokta sayısı bazında gerçekleşmektedir. Dağıtım trafosunun kaynağa bağlantısının çok olması enerji arz güvenliği için pozitif bir etki yapmaktadır. Havai hat şebekelerinde meydana gelen arıza sayısı yeraltı kablosuna göre daha fazladır. Fakat yer altı kablosundaki arızanın bulunarak temizlenmesi havai hattakine göre daha çok zaman almaktadır. Dağıtım düzeyinde enerji arz güvenliği ve kalitesini oluşturan temel parametreleri ayrı ayrı incelemenin yararlı olacağı düşünülmektedir. Dağıtım sistemlerindeki enerji kalitesi; ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-119 Müşteri hizmetleri kalitesi Arz güvenliği kalitesi Dağıtım sistemlerinde enerji (gerilim, frekans) kalitesi temel konularından oluşmaktadır. 8.1.3.1 Müşteri Hizmetleri Kalitesi Müşteri hizmetleri kalitesi müşterinin şirketle olan ilişkilerindeki kaliteyi kapsamaktadır. Bu ilişkiler sadece enerji alım işlemlerini değil aynı zamanda aday müşterilerin bağlantı için bilgi taleplerini de içerir. Bu ilişkileri sözleşme öncesi ve sonrası diye iki ayrı kategoride değerlendirmek mümkündür. Sözleşme öncesi dönemdeki ilişkiler; şebeke bağlantı noktası ve fiyatlar gibi konular hakkında bilgilerin talep edilmesini içerir. Bu talepler sözleşme yürürlüğe girmezden önceki dönemde gerçekleşmektedir. Sözleşme imzalanması ve devam ettiği süreçlerdeki ilişkiler; faturalama, ödeme şekilleri, müşteri talep ve şikayetlerine firmaların gösterdiği tepkileri kapsamaktadır. Bu tür hizmetler düzenli ve ihtiyaç üzerine talep edilen olmak üzere iki guruba ayrılmaktadır. Düzenli hizmetler, faturalama, sayaçların okunması gibi faaliyetlerden oluşmaktadır. Ara sıra gerçekleşenler ise müşteri ihtiyaç duyduğunda ilettiği talep ve şikayetleri içermektedir. Bu ilişkilerdeki kalite şirketin tepki süresi ve şirketin soruna yaklaşım biçimiyle ölçülmektedir. Müşterilerin şirketlerle ilişkilerine örnekler Tablo.8.1’de verilmektedir. Tablo 8. 1 Müşteri Şirket Arasında Kurulan Temel İlişkiler Sözleşme Öncesi İlişkiler Sözleşme Sonrası Kurulan İlişkiler Düzenli İşlemler (sayaç, Fatura doğrulukları Bağlantı şebeke) Kesin olmayan maliyetlerin tahmini İşlerin Yapılış kalitesi 5-120 Sayaç okumaları Ara sıra gerçekleşenler Arızalara şirket tepkisi Gerilim şikayetleri Müşteri merkezleri Sayaç şikayetleri hizmetleri Telefon hizmetleri Tarife ve ödemelere ilişki bilgi talebi Randevu ayarlama Müşteri şikayetlerine cevap verme Müşteri yazılı dilekçelerine cevap Maliyet tahminleri İşlerin Yapılış kalitesi ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 8.1.3.2 Dağıtım Sistemlerinde Arz Güvenliği Kalitesi Enerji arz güvenliğinin değişik boyutları ve ölçüm yolları bulunmaktadır. Enerji kesintilerine karşılık müşteri hassasiyetleri büyük farklılıklar göstermektedir. Enerji sürekliliğinin temel unsurları aşağıda verilmektedir. Kesintinin tipi; Kesintiler planlı ve plansız kesintiler olmak üzere ikiye ayrılmaktadır. Yapılan araştırmalara göre planlı kesintiden müşterilerin haberdar edilmeleri çok tercih edilen bir uygulamadır. Hatta haber verilmeyen planlı kesintilerin plansız kesinti olarak değerlendirildiği durumlar olmaktadır. Kesinti süresi; Kesinti sürelerine bağlı olarak uzun ve kısa süreli kesintiler olmak üzere ikiye ayrılmaktadır. Avrupa standardı EN 50160'a göre 3 dakikadan daha uzun süreli kesintiler uzun daha kısa süren kesintilerde kısa süreli olarak kabul edilmektedir. Bazı ülkelerde çok kısa süreleri olanlar ise geçici kesintiler olarak adlandırılmaktadır. Bu kesintilerin teçhizat hasarları yaratabilecek sonuçlarının olabileceği bilinmelidir. Farklı gerilim seviyelerindeki arızalar ve diğer kesinti kaynakları; Arızalar her gerilim seviyesinde oluşabilmektedir. Arızaların meydana geldikleri gerilim kademeleri tüketiciye enerjinin teminini etkilemektedir. Orta gerilim ve alçak gerilimdeki bir arızada müşterinin bir süre için enerjisiz kalması kesinken, yüksek gerilim düzeyinde oluşan bir arızada müşterilerin enerjisiz kalmamaları mümkün olabilmektedir. Dağıtım şebekeleri düzeyinde arz güvenliği kalite ölçüm parametreleri arıza sayısı ve süreleriyle ilintilidir. Genel olarak gerilimdeki çökmeler, dalgalanma ve anlık yükselme değerlerini tedarik etmek oldukça zor olmaktadır. Aşağıdaki parametreler enerji sürekliliğini ölçmek için kullanılmaktadır. Sistem Ortalama Kesinti Süresi Endeksi (SAIDI); müşterinin yıl içerisinde enerjisiz kaldığı süre olup dakika cinsinden ifade edilmektedir. Arızadan etkilen müşteri sayısının arıza süresi ile çarpılarak toplam müşteri sayısına bölünmesinden hesaplanmaktadır. Rakamın küçük olması sistem sürekliliğinin daha iyi olması anlamına gelmektedir. Sistem Ortalama Kesinti Sıklığı Endeksi (SAIFI); müşterinin yıl içerisinde enerjisiz kaldığı arıza sayısıdır. Arızadan etkilen müşteri sayısının arıza sayısı ile çarpılarak toplam müşteri sayısına bölünmesinden hesaplanmaktadır. Genelde arıza süresi üç dakikanın üzerinde olan arızalar dikkate alınmaktadır. Rakamın küçük olması sistem sürekliliğinin daha iyi olması anlamına gelmektedir. Müşteri Ortalama Kesinti Süresi Endeksi (CAIDI); Arızaya maruz kalan müşterinin ortalama kesinti süresini ifade etmektedir. Toplam kesinti süresinin etkilenen müşteri sayısına bölünmesi ile elde edilmektedir. Rakamın küçük olması sistem sürekliliğinin daha iyi olması anlamına gelmektedir. Müşteri Ortalama Kesinti Sıklığı Endeksi (CAIFI); Bir yıl içerisinde müşterileri etkileyen kesinti sayısıdır. Kesinti sayısının, kesintiden etkilenen müşteri sayısına bölünmesi ile elde edilmektedir. Rakamın küçük olması sistem sürekliliğinin daha iyi olması anlamına gelmektedir. Ortalama Sistem Emre Amadelik Endeksi (ASAI); Müşteri talebini karşılamaya yönelik sistemin saat olarak emre amadeliğini ölçmek için kullanılmaktadır. Bu değer ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-121 yıllık bazda ve yüzde cinsinden hesaplanmaktadır. Enerji sunulan zamanın (saat cinsinden) talep süresine bölünmesi ile elde edilmektedir. Rakamın büyük olması sistem sürekliliğinin daha iyi olması anlamına gelmektedir. Geçici Ortalama Kesinti Sıklığı Endeksi (MAIFI); müşterinin kısa süreli arıza cinsinden maruz kaldığı kesinti sayısıdır. 3 dakikadan daha kısa süreli arıza sayısının müşteri toplam sayısına bölünmesi ile elde edilmektedir. Rakamın küçük olması sistem sürekliliğinin daha iyi olması anlamına gelmektedir. SAIDI, SAIFI ve CAIDI CAIFI parametreleri arasındaki temel fark, ilk ikisi sisteme bir bütün olarak bakarken, son iki değer ise sadece kesintiden etkilenen müşterileri ifade etmekte kullanılmaktadır. Arz Güvenliği Endekslerini Etkileyen Faktörler Farklı şirketlerin süreklilik değerlerini kıyaslarken dikkate alınması gereken birçok faktör bulunmaktadır. SAIDI, SAIFI ve CAIDI parametrelerinin birbirlerini etkileyen boyutları vardır. Bir yıl içerisindeki müşterinin enerjisiz kalma süresi, kesintilerin sayısı ve her bir kesintinin süresi ile doğru orantılıdır. Şirketler bir dereceye kadar arıza süresini kontrol edebilme yetkisine sahip olmaktadır. Arıza sonrası enerjinin verilme süresi, şirketin arıza yerini bulması, izole etme ve yeniden enerji verme yöntemlerine bağlıdır. Ancak şebeke arızalarının çevre ve iklim koşullarına bağlı olmaları nedenleriyle arıza sayısının şirketler tarafından kontrol edilmesi mümkün değildir. Fiderden beslenen müşteri sayısı SAIDI, SAIFI değerlerini etkilemektedir. Örneğin aynı sayı ve süreli arızalara sahip fiderler durumunda, müşteri sayısı daha fazla olan fiderin SAIDI ve SAIFI değer daha düşük çıkacaktır. Bu nedenle şirketlerin bu değerleri kıyaslanırken, karşılaştırılan bölgelerdeki müşteri yoğunluğu dikkate alınmalıdır. Dağıtım şebekelerindeki hat uzunlukları da SAIDI ve SAIFI değerlerini etkilemektedir. Hat uzunlukları daha kısa ve ring şebekelerin süreklilik değerleri daha düşük olacaktır. Zira uzun hatlardaki arızaların bulunması, izole edilmesi ve yeniden enerji verme uzun zaman almaktadır. 8.1.3.3 Dağıtım Şebekelerinde Gerilim Kalitesi Gerilim kalitesi, gerilimin izin verilebilir sınırlar içerisinde kalabilme ölçüsü olarak ta ifade edilebilmektedir. Elektrik enerjisi, tek veya üç faz sinüzoidal, genlik, frekans, dalga şekli ve dengesizlik parametrelerinden oluşan gerilimle iletilmektedir. Yüklerin şebekeye bağlanması sonrasında, gerilim ifade etmek için kullanılan parametreler, gerekli önlemler alınmadığı takdirde olumsuz etkilenebilecektir. Dağıtım Şebekelerinde Gerilim Kalitesi Müşteri teçhizatının gerilim değişimlerine hassasiyetinin artması sonucu gerilim kalitesi müşteriler için daha büyük önem arz etmektedir. Gerilim kalitesinin parametreleri, frekans, gerilim genliği ve değişimi, gerilim çökmeleri, geçici aşırı gerilimler ve harmonikler oluşturmaktadır. 5-122 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU Tablo 8. 2 Tedarik Kalitesini Etkileyen Faktörler Faktörler Gerilim (Fliker) Tanımlar Dalgalanması Standartlarda belirtilen değerleri aşmayan, rasgele olan ardışık gerilim değişimlerini ifade etmektedir. Örneğin lambalardaki fliker, kaynak makineleri, ark ocakları ve rüzgar santrallarının neden olduğu gerilim dalgalanmalarından oluşmaktadır. Gerilim Yükselmesi Saniyenin 1/1000'inden daha kısa süreli çok yüksek (birkaç bin) gerilim yükselmesidir. Bu yükselmeleri yıldırım düşmesi veya bir cihazın devreye alınıp çıkarılması sonucunda oluşabilmekte, geçici olup elektronik teçhizata hasar verebilmektedir. Gerilim çökmesi 15 saniyeye kadar sürebilen gerilim düşmesidir. Gerilim çökmeleri elektronik teçhizatı devre dışı bırakabilir ve hasar verebilir. Bu durumlar başka bir cihazın çok büyük güç çekmesinde veya sistemin aşırı yüklü olmasında oluşmaktadır. Örnek olarak çok büyük bir yükün devreye alınması veya büyük bir motorun çalıştırılmaya başlanmasıdır. Frekans salınımı Sistemdeki arz talep dengesinin değişmesi sonucunda frekansın nominal değerinden sapmasıdır. Bunun nedenleri arasında büyük bir santralın veya iletim hattının devre dışı olması veya büyük bir yükün devreden çıkmasıdır. Harmonik bozulma Çeşitli nedenlere bağlı olarak gerilim ve akım dalga şekillerinde bozulmaların oluşmasıdır. Bu nedenlerin arasında radyo veya televizyon dalgaları ile girişim, güç elektronoği devreleri, fax makinaları, gibi teçhizatların çalışmasıdır. 4628 sayılı yasa ve ilgili yönetmelikler çerçevesinde ülkemizdeki müşteri hizmetleri kalitesi, dağıtım şebekeleri arz güvenilirliği ve enerji kalitesi bölüm 8.2 açıklanmaktadır. 8.2 4628 Sayılı Yasa, Lisans Yönetmeliği, Şebeke Yönetmeliği, Müşteri Hizmetleri Yönetmeliği, Arz Güvenliği ve Kalitesi Yönetmeliği, Dağıtım Yönetmeliği Uygulamaları ve Mevcut Durum Ülkemizde enerji kalitesinin ve arz güvenilirliğinin sağlanması için 4628 sayılı yasa çerçevesinde gerekli düzenlemeleri belirtmek amacı ile Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği, Elektrik Piyasası Dağıtım Yönetmeliği, Elektrik Piyasası Müşteri Hizmetleri Yönetmeliği, Elektrik İletim Sistemi Arz Güvenirliliği ve Kalitesi Yönetmeliği, Elektrik Dağıtım Sistemi Tedarik Sürekliliği, Teknik ve Ticari Kalite Yönetmeliği yayınlanmıştır. olup, Arz Güvenliği ve Kalite Yönetmeliği de hazırlanmaktadır. 8.2.1 Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği’nde Enerji Kalitesi ve Arz Güvenliği Şebeke Yönetmeliğinde üretim, iletim sistemi planlama ile iletim sistemi işletme kriterleri yayınlanmıştır. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-123 TEİAŞ, üretim kapasite projeksiyonu ile birlikte iletim sistemi gelişim planının hazırlanmasında esas alınan üretim güvenliği kriterini de yayımlayacaktır. Bu kriter, kesinleşen üretim kapasitesi esas alınarak, bir yıl boyunca puant yükün karşılanamama olasılığının hesaplamasını içermekte olup yükün karşılanamama olasılığı, puant yükün bir yılda toplam yedi gün karşılanamaması anlamına gelen yıllık % 2 veya bu orandan daha düşük bir değer olacaktır. TEİAŞ yıllık üretim kapasite projeksiyonlarında bu hedefe ulaşılabilmesi için görüşlerini yıllık bağlantı olanakları raporuna dahil edecektir. Günlük, haftalık, aylık ve yıllık işletme planlamasında (Yük Dağıtım) talep tahmininin minimum hata ile yapılması santralların ekonomik işletilmesine ve sistem frekansının iyileştirilmesine imkan verir. Talep tahmini için mevcut durumda herhangi bir yazılım kullanılmamakta olup istatistiksel veriler kullanılarak talep tahmini yapılmaktadır. Tahmin yapılırken benzer günlerin tüketimleri ve benzer günler arasındaki sıcaklık farkları havanın kapalı ve yağışlı olma durumları dikkate alınmaktadır. Bir sonraki günün talep tahmininde hata az olmakla birlikte tatil günleri için yapılan talep tahminlerinde hata oranı artmaktadır. (Örneğin Cuma günü sonraki üç gün için talep tahmini yapıldığından özellikle Pazar ve Pazartesi günlerinin tahminlerinde hata oranı daha fazla olmaktadır.) Bunun sebebi meteorolojiden alınan hava tahminlerinin bu günler için yeterince doğru olmayışıdır. Ayrıca belirli sıcaklıklarda talepte ani artış ve düşüşler gözlenmekte ve bu da talep tahmini hatalarını artırmaktadır. Bununla birlikte güncel olaylar da talebi etkileyen önemli bir faktördür. SCADA sisteminin yenilenmesi kapsamında alınacak yazılımlar ile talep tahmini hatalarının azalması beklenmektedir. TEİAŞ, iletim sistemini lisansında yer alan hükümlere göre planlayacak ve geliştirecektir. Kullanıcılar, kendi üretim tesisleri ve/veya şebekelerine ilişkin planlarında ve geliştirme çalışmalarında TEİAŞ’ın görüş ve uygulamalarını dikkate alacaklardır. Elektrik İletim Sistemi için kaliteyi belirleyen faktörler; • arzın sürekliliği, • gerilim ve frekansın Şebeke Yönetmeliği ile Arz Güvenliği ve Kalite Yönetmeliği’nde belirtilen sınırlar içinde kalmasının sağlanmasıdır. Arzın kalitesi ve güvenilirliğinin belirlenmesi için frekans, gerilim, arıza endeksi ve yedek durumu gibi sistem performans parametrelerinin izlenmesi gerekmektedir. Elektriğin kalitesini belirleyen kriterler Şebeke Yönetmeliği ve Elektrik İletim Sistemi Arz Güvenirliliği ve Kalitesi Yönetmeliği’nde henüz yayınlanmamış ancak çalışmaları tamamlanmak üzere olan Arz Güvenliği ve Kalite Yönetmeliği’nde ayrıntılı olarak tarif edilmiştir. Aşağıda elektriğin kalitesini belirleyen başlıca faktörler sunulmuştur: Gerilim Temel sistem tasarımında sistem, arıza öncesi planlama gerilim sınırları 380 kV %2.5,+%10, 154 kV ± %5, ancak 154 kV sistemin 380 kV sistem tarafından beslenmediği bölgelerde ± %10 olacak şekilde planlanır. Bu gerilimler belli bir planlama yılı için sistem puant yükünün %5 üzerindeki bir sistem talebinde de elde edilmedir. UCTE sistemiyle senkron paralel çalışma başladığında sistem işletme gerilimi 400 kV’a çıkacaktır. Hem 380 kV hem de 154 kV sistemler normal olarak nominal sistem geriliminin ± %5’inde işletilir. İletim Sisteminde darboğaz yaşanması durumlarında gerilim seviyelerinde özellikle ciddi bir İletim Sistemi arızası ve/veya Üretimin Zorunlu Devre Dışı Kalması halinde çok 5-124 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU büyük dalgalanmalar olabilir. 380 kV iletim sisteminin belli bölgeleri bu istisnai durumlarda 437 kV ile 450 kV arasına ayarlı olan aşırı gerilim korumasını harekete geçirebilecek aşırı gerilim darbelerine maruz kalabilir. Ani Gerilim Değişimleri Günlük işletme anahtarlaması için olan ve günde birkaç defadan fazla olmayan şönt kompanzasyon anahtarlaması gibi işlemlerdeki ani gerilim değişimleri sistem nominal geriliminin ± % 3’ü ile özellikle talebi besleyen baralarda sınırlıdır. Günlük işletme anahtarlamasına göre çok daha az sıklıkta gerçekleşen olma olasılığı yüksek sistem kısıtlılık koşullarında, ani gerilim değişimleri nominal sistem geriliminin ± %5’ini geçmez. Gerilim Dalgalanmaları/Fliker Bozucu yükü/üretimi bulunan ve TEİAŞ İletim Sistemine doğrudan bağlı kullanıcıların ortak kuplaj noktasındaki gerilim dalgalanmaları (a) Tekrarlayarak oluşabilecek olan ani gerilim değişimlerinde gerilim seviyesinin %1’ini, ani gerilim değişimleri haricindeki büyük gerilim değişimlerinde, TEİAŞ İletim Sistemi’ni veya TEİAŞ’ın görüşüne göre sisteme bağlı herhangi başka birini risk altında bırakmadığı sürece %3’ünü (b) 380 kV ve 154 kV İletim Sistemine bağlı dalgalı yükler için planlama sınırları Kısa Dönem Fliker Şiddeti 0.85’i, Uzun Dönem Fliker Şiddeti 0.63’ü geçmez. Frekans Ulusal sistemin nominal frekansı 50 Hz’dir. Normal sistem işletmesi ve Otomatik Üretim Kontrolü için hedef sistem frekansı 49.95 ile 50.05 Hz arasındadır . Sistemin normal çalışma koşullarında işletme frekansı, jeneratörlerin otomatik hız regülatörleri yardımıyla 49.8 Hz ile 50.2 Hz arasında tutulur. Üretim ve/veya yük kaybını içeren sistemdeki arıza durumunu takiben sistem frekansı 49.5 Hz – 50.5 Hz aralığına frekans kontrolünün sağlanması ile tekrar getirilir. Harmonikler ve Faz Dengesizliği Faz gerilimlerinin Harmonikleri ve Faz Dengesizlikleri iletim sistemine bağlı ekipmanın zarar görmesini engellemek için belirlenen sınırlar içerisinde olmalıdır. Bu sınırlar uluslararası standartlara ve sistem üzerindeki mevcut ekipmanların dayanıklılık seviyelerine göre belirlenmiştir. Ayrıca faz dengesizliğini ve sistemde dolaşan negatif faz bileşenini sınırlandırmak için gerekli görülen yerlerde çaprazlama yapılır. Mevcut durumda fliker ve harmoniklerle ilgili İletim Sistemi durum tespit raporları olmadığından bu konularda herhangi bir değerlendirme yapılamamaktadır. İletim Sistemi Uç Noktalarına Bağlanacak Küçük Santrallar Santral tasarımında gerekli kriterlere uyulmadığı durumda, sistem kararlılığı bozulabilir, yeterli reaktif güç temin edilemezse gerilim regülasyonu ve arz kalitesi sağlanamaz. Türbin generatör setlerinin döner kütlesinde depolanan kinetik enerji, üretim kaybı veya ada çalışma durumlarında frekans düşümü hızını yavaşlatmak amacıyla serbest ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-125 bırakılmaktadır. Döner kütlelerin dönme hızını azaltan ve sistemin üretim açığının giderilmesine yardımcı olan bu olumlu etki, sistemin ani şoklara dayanımını gösteren önemli bir kriterin (transient stabilite) sağlanmasının ilk unsurudur. Düşük inertialı türbin generatör setlerinin kullanılması durumunda, sistemin toplam inertiası azalmakta, üretim kaybı veya ada çalışma durumlarında tam sistem çöküş riski artmaktadır. Düşük inertialı santralların olumsuz etkilerini azaltmak amacıyla İletim Sistemine ilave büyük yatırımların yapılması ve sistemdeki döner yedeğin arttırılması gerekmektedir. Daha yüksek İletim yatırımları ve işletme masraflarına rağmen düşük inertialı santralların meydana getireceği olumsuz etkilerin tamamen giderilmesi mümkün olamayacağı için sistem güvenirliliğinin azalması önlenemeyecektir. Ayrıca tübin-generatör setlerinin döner kısımlarının inertiası açısal kararlılık açısından da önem taşımaktadır. Sistem işletme emniyetinin sağlanması amacıyla Arz Güvenliği ve Kalitesine İlişkin Yönetmelik ile Şebeke Yönetmeliği kapsamındaki santral tasarım kriterlerine ilave olarak, İletim Sisteminin nispeten zayıf olduğu uç noktalarına bağlanacak küçük santralların ünite kararlılığının korunabilmesi için tasarımlarında dikkate alınması gereken özellikler aşağıda verilmiştir: - Ünitelerin atalet sabiti : H>3.5 - Maksimum erişme (anma hızına, anma tork’unda) : Ts=2H >7 - Dikey eksen transient reaktansı : x’d<=30% Şebeke Yönetmeliği kapsamında mevcut İletim Sistemi planlama ve işletme prensipleri yeni yapıya ve dünyadaki en son uygulamalara göre düzenlenerek İletim Sistemi planlama ve işletme kriterleri örneklemelerle açıklanmıştır. Şebeke Yönetmeliği Ekleri içinde kullanıcıların İletim Şirketine sunması gereken bilgilerle ilgili standart formlar verilmektedir. Ancak uygulamalarda başlangıç sürecinde bazı aksamalar yaşanabilmektedir. Örneğin Talep Tahminleri için trafo merkezi bazında dağıtım şirketlerinden bilgi alınması gerekmektedir, ancak alt yapı yetersizlikleri nedeniyle 2004 yılı için bu bilgilerin TEİAŞ’a iletilemeyeceği bildirilmiştir. 8.2.2 Elektrik Piyasası Müşteri Hizmetleri Yönetmeliği’nde Müşteri Hizmetleri Kalitesi Ülkemizde müşteri hizmetleri kalitesi ile ilgili düzenlemeler Elektrik Piyasası Müşteri Hizmetleri Yönetmeliklerinde yer almaktadır. Müşteri hizmetlerindeki kaliteyi sağlamaya yönelik izlenen yöntem çerçevesinde, müşterilerin sürece katılımları dışındaki adımlar atılmıştır. Başka bir ifadeyle hizmet kalitesi yönetmelikleri hazırlanmış, standartlar konulmaya çalışılmış, anlaşmazlıkların çözümü için mekanizma tanımlanmış, müşterilere bilgi temini için gerekli önlemler alınmış ve yönetmeliklere uyulmaması durumunda dağıtım şirketlerinin para cezası ödemesi öngörülmüştür. 4628 sayılı Yasa ve Müşteri Hizmetleri Yönetmeliği hükümleri, elektrik piyasasında yer alan şirketlere, lisansları kapsamındaki görevler bakımından kamusal içerikli kimi yükümlülükler getirmiştir. Bu yükümlülüklere uymamanın yaptırımları da yasada sayılmıştır. Müşteri Hizmetleri Yönetmeliği’nin 11. maddesinde, hizmet kalitesine yönelik genel bir tanımlamaya yer verilmiştir. Buna göre, gerek dağıtım gerekse perakende satış lisansı sahibi tüzel kişiler, bölgelerinde bulunan tüm müşterilere eşit taraflar arasında ayrım gözetmeksizin yeterli, kaliteli ve sürekli elektrik enerjisi sunacak şekilde hizmet vereceklerdir. Dağıtım ve perakende satış lisansı sahibi tüzel kişiler, elektrik 5-126 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU enerjisinin yeterli, kaliteli ve sürekli sunulması için, gerekli yatırımları gerçekleştirecek, şebeke bakımı başta olmak üzere alınması mümkün bütün tedbirleri alacak ve tüm kullanıcılara eşit koşullarda hizmet götürecektir. Yönetmeliğin 12. maddesinde ise elektrik kesintileriyle ilgili düzenleme yapılmış ve hizmet kalitesine yönelik bir çerçeve çizilmiştir. Buna göre dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler, Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinde tanımlanan mücbir sebepler veya lisanslarında yer alan özel mücbir sebepler ya da programlı kesintiler dışında dağıtım sistemini, kendisinden hizmet alanlara kaliteli ve sürekli elektrik enerjisi sağlayacak durumda tutmakla yükümlüdür. Düzenleme, programlı kesintiler ile mücbir sebepler dışında elektrik kesintisi yapılmasına izin vermeyen bir içeriktedir. Programlı kesintiler için de, kesintiden en az 48 saat önce müşterilere duyurma yükümlülüğü bulunmaktadır. Bu duyuru yazılı, işitsel veya görsel basın yayın kuruluşları aracılığı ile yapılacaktır. Dağıtım şirketinin faaliyet gösterdiği bölgedeki tüm kullanıcıların haberdar olacağı şekilde bir bilgilendirmenin yapılmaması halinde, bu kesintiler programlı kesinti olarak kabul edilemeyecektir. Müşteri hizmetleri yönetmeliğinde; Bağlantı talebinde bulunan kişilerin talebinin, saha etüdü gerektirmeyen hallerde on iş günü, saha etüdü gerektiren hallerde ise yirmi iş gününde değerlendirilerek cevaplandırılması öngörülmüştür. Dağıtım şirketi tarafından bağlantı yapılmadan önce, İmar yerleşim alanında üç iş günü, İmar yerleşim alanı dışında ise beş iş günü içerinde sayaç ve ölçü devrelerinin kontrolünün yapılması zorunluluğu getirilmektedir. Faturalar ve ödeme bildirimlerine ilişkin hatalar karşısında müşterinin, perakende satış lisansına sahip kişilere, ödenme yükümlülüğün kalkmaması kaydıyla, itiraz hakkı verilmiştir. Şirket bu itiraz talebini başvuru tarihinden itibaren ençok on iş günü içerisinde inceleyerek sonuçlandırma ve sonucu müşteriye yazılı olarak bildirme yükümlülüğü getirilmiştir. Elektriği kesilmiş müşteriye, ilgili yükümlülüklerini yerine getirmesi koşuluyla imar yerleşim alanında iki iş günü içerisinde, imar yerleşim alanı dışında üç iş günü içerisinde bağlantısının yeniden yapılması koşulu getirilmiştir. Dağıtım ve perakende satış lisansına sahip olan tüzel kişilere, faaliyet konularıyla ilgili olarak başta arıza bildirimleri olmak üzere yapılacak başvuruların cevaplandırılması için 24 saat kesintisiz hizmet verecek şekilde, yeterli donanım ve personele sahip müşteri hizmetleri merkezleri kurulması zorunluluğu getirilmiştir. Arıza bildirimi ile kaçak ve usulsüz elektrik enerjisi kullanımına yönelik ihbarlarla ilgili başvuruların şahsen, telefonla ve internet aracılığıyla yapılabileceği kuralı getirilerek, hizmet kalitesine yönelik kolaylık sağlanmıştır. Ancak Müşteri Hizmetleri Yönetmeliği’nin 29. maddesindeki düzenlemeye göre, müşteri hizmetleri merkezi tarafından kaydedilen başvuruların 15 işgünü içerisinde sonuçlandırılarak öngörülen işlemin talep halinde başvuru sahibine yazılı olarak bildirilmesi kuralı yer almıştır ki, özellikle arıza bildirimleri açısından bu süre son derece uzundur. Hizmet kalitesi açısından, arıza, kaçak ve usulsüz kullanım gibi bildirimlerin olanaklar çerçevesinde derhal karşılanmasını sağlamaya yönelik düzenlemeye ihtiyaç bulunmaktadır. Diğer yandan 4628 sayılı Yasa’nın Amaç maddesinde belirtilen şeffaflık ilkesinin kullanıcılar boyutuyla en üst düzeyde işletilmesi, hizmet kalitesini olumlu yönde ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-127 etkileyecek faktörler arasındadır. Talebe bağlı olmayan bilgilendirmelerin, gerek lisans sahibi tüzel kişiler, gerekse Kurul tarafından daha fazla yapılması gereklidir. Kullanıcıların şikayet mekanizmasını gerektiği kullanabilmeleri, bilgi donanımlarıyla koşuttur. Son kullanıcı tarifelerinin içerdiği tüm unsurların, Kurul eliyle tüketicilerin anlayabileceği bir içerikte ayrıntılı olarak açıklanması, fatura denetiminin yanı sıra, tarife oluşumuna yönelik kuşkuların giderilmesine de olanak sağlayacak bir açıklık politikası olarak uygulanmalıdır. Kurulun piyasada faaliyet gösteren tüzel kişilere yönelik denetim faaliyetlerinin sonuçlarının kamuoyuyla paylaşılması, bu tüzel kişilere yönelik hem bir yaptırım hem de bir özendirme kaynağı olacak ve hizmet kalitesini yükseltici rol oynayacaktır. Pek tabiidir ki, yeterli bir denetim yapılmış olması bu faydanın sağlanması için ön koşul niteliğindedir. Dağıtım şirketlerinin kamunun elinde bulunduğu koşullarda, 4982 sayılı Bilgi Edinme Hakkı Kanunu çerçevesinde bilgiye erişim olanakları daha kolay sağlanabilirken, özelleştirmeler sonrasında bu hakkın kullanımında çeşitli sınırlamalarla karşılaşılması söz konusu olacaktır. Tüzel kişilerin müşteri hizmetleri merkezleri aracılığıyla hiç ya da gereği gibi bilgilendirilmemeleri durumunda herhangi bir yaptırım öngörülmemiştir. Bu bilgilere Kurul aracılığıyla da ulaşabilmek mümkün olmakla birlikte, bilgi edinmeye yönelik bağlayıcı kuralların getirilmesi, tüketici hakları ve dolayısıyla hizmet kalitesi açısından yararlı olacaktır. Elektrik Piyasası Kanunu’nun 11. maddesinde bu Kanun hükümlerine ve çıkarılan yönetmelik, talimat ve tebliğlere aykırı hareket edildiğinin saptanması durumunda 250 milyar TL para cezası kesilmesi ve aykırılığın otuz gün içinde giderilmesi için ihtar verilmesi öngörülmüştür. Para cezalarını gerektiren fiillerin ihtara rağmen düzeltilememesi veya tekrarlanması durumunda para cezaları her defasında bir önceki cezanın iki katı oranında arttırılarak uygulanmasına karar verilmiştir. Enerji Piyasası tanınmıştır. Düzenleme Kurulu'na anlaşmazlıkların çözümünde yetkiler Görüldüğü üzere müşteri hizmetlerinin düzenlenmesi ile getirilen standartlar genel olarak kabul edilmektedir. Başka bir ifadeyle, yönetmelik kapsamında belirtilen hizmetlerin yerine getirilmesi sırasında, tanımlanan standartların aşılması durumunda şirketlerin müşterilere tazminat ödemeleri öngörülmemiştir. 8.2.3 Elektrik Piyasası Dağıtım Yönetmeliğinde Arz Güvenliği 8.2.3.1 Dağıtım Şebekelerinin Arz Güvenliği Elektrik dağıtım şebekelerinin arz güvenliği ilgi düzenlemeler dağıtım yönetmeliğinde yer almaktadır. Dağıtım şebekeleri performans göstergelerin değerlendirilmesinde bir çok Avrupa Birliği ülkesinin aksine bir dakikadan daha uzun süreli kesintiler dikkate alınmıştır. Arz güvenliği kalitesi değerlendirmesinin dört aşamalı bir plan dahilinde yapılacağı belirtilmektedir. Bu plana göre 1. aşamanın sonunda performansın değerlendirilebilmesi için gerekli olan ölçüm ve bilgi sisteminin kurulmasını öngörmektedir. 2.nci Aşama sonunda, dağıtım şirketi, 1 inci aşamanın tamamlanmasından itibaren geçen bir yıllık sürede, Yönetmelikte belirlendiği şekliyle, başlangıç döneminde genel kapsamda hazırlanmaya başlanan ve henüz yaptırım 5-128 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU anlamında bağlayıcı olmayan performans bilgilerini Kuruma sunmaya, 3.üncü Aşama da ise, Dağıtım şirketi, 2 nci aşamanın tamamlanmasından itibaren geçen bir yıllık sürede, Yönetmelikte belirlendiği şekliyle, başlangıç döneminde genel kapsamda hazırlanmaya başlanan ve yaptırım anlamında bağlayıcı olan performans bilgilerini Kuruma sunması istenmektedir. 4.üncü aşama da Dağıtım şirketi, 3 üncü aşamanın tamamlanmasından itibaren, Yönetmelikte belirlendiği şekliyle, genel kapsam yanı sıra kullanıcı bazında da hazırlanmaya başlanan ve yaptırım anlamında bağlayıcı olan performans bilgilerini Kuruma göndermeye başlaması öngörülmektedir. Eşdeğer Kesinti Süresi Göstergesinin (EKSÜREGf) fider bazında, altı aylık süreler için saat cinsinden belirlenmesi öngörülmektedir. Eşdeğer Kesinti Sıklığı göstergesi herhangi bir fiderde meydana gelen arıza sayısını ifade etmektedir. Eşdeğer Kesinti Sıklığı Göstergesi (EKSIKGf) ile, bir "f" fiderinin altı ay içerisinde uğradığı kesinti sayısı olarak arz güvenliği ifade edilmiştir. EKSÜREGf ve EKSIKGf göstergeleri için aşağıdaki tabloda verilen sınır değerlerin aşılması halinde, dağıtım şirketinin yönetmelikte yer alan esaslar dahilinde tazminat ödeme yükümlülüğü doğmaktadır. Tablo 8. 3 EKSÜREGf ve EKSIKGf Göstergeleri İçin Sınır Değerleri MDEKSÜREGf Kent MDEKSIKGf KENT MDEKSÜREGf Kırsal MDEKSIKGf Kırsal Aşama 1-3 24 saat 16 kez 36 saat 20 kez Aşama 4 36 saat 28 kez 48 saat 36 kez 8.2.3.2 Türkiye’de Elektrik Enerjisi (Gerilim ve Frekans) Kalitesi Enerji (gerilim ve frekans) kalitesinin teminine ilişkin düzenlemeler Elektrik Dağıtım Sistemi Tedarik Sürekliliği, Teknik ve Ticari Kalite Yönetmeliğinde yer almaktadır. Bu düzenlemeler kapsamında; Dağıtım gerilim seviyeleri; standardizasyonu sağlamaya yönelik düzenleme uygulamaya konuluncaya kadar, dağıtım sistemi için izin verilen nominal yüksek gerilim değerleri 34.5, 33, 33.1, 31.5, 15.8, 10.5, ve 6.3 kV olarak kabul edilmiştir. Alçak gerilim seviyesi fazlararası 380, faz toprak arasında 220 V olarak belirlenmiştir. Frekans; sistem frekansının Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliğinde belirtilen sınırlar içerisinde TEİAŞ tarafından kontrol edilmesine karar verilmiştir. Kararlı durum altında gerilim regülasyonu; normal işletme koşullarında, bağlantı noktasındaki gerilim, nominal gerilimin en fazla ± % 5’ine kadar, acil durumda ise kısa bir süre için bu gerilimin en fazla -% 8 ila + % 6 arasında değişmesine izin verilmektedir. Kararlı durumda gerilim regülasyonuna ilişkin performansın sağlanabilmesi için; ölçüm süresinin en az % 97’si kadar bir süre içinde gerilimin izin verilen sınırlar içinde kalması istenmektedir. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-129 Fazlardaki gerilim dengesizliği; faz gerilimleri arasındaki en yüksek ve en düşük gerilim farkının, nominal gerilime oranının, her yüklenme durumu için Yüksek Gerilim/Alçak Gerilim dağıtım trafolarının Alçak Gerilim çıkışlarında %10’ununu aşamayacağı belirtilmektedir. Harmonik bozulma; toplam harmonik bozulmaya ilişkin hizmet kalitesinin sağlanabilmesi için, ölçülen toplam harmonik bozulmanın, ölçüm süresinin %5’inden daha uzun bir süre içinde % 8’den daha yüksek olmaması istenmektedir. Fliker; flikere ilişkin hizmet kalitesinin sağlanabilmesi için, ölçülen Pst değerinin, ölçüm süresinin % 5’inden daha uzun bir süre içinde % 1’den daha yüksek olmaması gerektiği belirtilmiştir. Gerilim kalitesi ile ilgili izin verilen sınırların aşılması durumunda 250 milyar TL para cezası kesilmesi ve aykırılığın otuz gün içinde giderilmesi için ihtar verilmesi öngörülmüştür. Para cezalarını gerektiren fiillerin ihtara rağmen düzeltilememesi veya tekrarlanması durumunda para cezaları her defasında bir önceki cezanın iki katı oranında arttırılarak uygulanmasına karar verilmiştir. Bu madde, düzenlenen tüm idari para cezaları hiçbir şekilde ilgiliyi cezayı ödeyen tüzel kişi tarafından hazırlanacak tarifelerde maliyet unsuru olarak yer almaz hükmüne yer verilmiştir. 8.3 Rüzgar Enerjisi Santrallarının Arz Güvenliği ve Kalitesi Üzerindeki Etkileri Yenilenebilir kaynaklardan enerji üretimi ile ilgili olarak ülkemizde henüz yasal bir düzenleme yapılmamış olmakla beraber, genel çerçevenin Avrupa Birliği 27.Eylül 2001 tarih ve 2001/77/EC sayılı direktifi doğrultusunda olabileceği, Lisans Yönetmeliğinde kuruluş aşamasında yerli ve yenilenebilir kaynaklara tanınan önceliğin, üretim aşamasında da tanınabileceği dikkate alınarak değerlendirme yapılmaktadır. AB ülkeleri Kyoto protokolü çerçevesinde 2002/358/EC AB direktifi ile CO2 emisyon oranını 2012 yılına kadar mevcut duruma göre %8 düşürmeyi hedeflemektedir. Herhangi bir önlem alınmadığı takdirde 2010 yılında CO2 emisyon oranının mevcut duruma göre %50 daha fazla olacağı bildirilmektedir. Bu nedenle AB ülkelerinde yenilenebilir enerji kaynaklarından üretim yapılması teşvik edilmektedir. AB Komisyonu, yenilenebilir enerji kaynaklarından üretilen elektriğin teşvik edilmesi konusunda Avrupa Yenilenebilir Direktifini yayınlamıştır. Direktif, yenilenebilir enerji kaynaklarından üretilen elektriğin 2010 yılına kadar ülke bazında tüketimin %12’sine, AB genelinde tüketimin %22,1’ine (AB hedefi) ulaşılmasını hedeflemektedir. Mevcut durumda Türkiye’de 2003 yılı sonu itibariyle yenilenebilir enerji kaynaklarından üretilen elektrik enerjisinin tüketimdeki payı %25,2 olup 2010 yılı AB hedefi aşılmış bulunmaktadır. AB Direktifine göre yenilenebilir kaynaklardan enerji üretimi teşvik edilmekle birlikte, kaynak seçimi konusunda herhangi bir hedef gösterilmemektedir. Her ülke bağımsız olarak, Ulusal çıkarları ve programları doğrultusunda, en ekonomik ve en güvenilir yenilenebilir kaynağını öncelikle değerlendirmektedir. Halihazırda, ülkemizde ekonomik olarak enerji üretiminde değerlendirilebilecek hidrolik kaynakların 2003 yılı sonu 5-130 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU itibariyle %35’i kullanılmış ve % 8’i inşa halinde olup, % 57’si de değerlendirilmeyi beklemektedir. Yenilenebilir enerji kaynaklarına arz güvenliği açısından bakıldığında; değişken üretim yapan yenilenebilir kaynaklardan elektrik enerjisi üretilmekle birlikte, programlanamayan bu üretim tesisleriyle talebin güvenilir olarak karşılanması mümkün görülmemektedir. Elektrik İletim Sisteminin, arz güvenliği ve kalite kriterleri sağlanarak işletilebilmesi için, maksimum talebin konvansiyonel üretim santrallarından karşılanacak şekilde yedeklenmesi gerekmektedir. Bu da yenilenebilir enerji kaynaklarından üretim yapan santralların tamamına yakın miktarının konvansiyonel üretim santrallarıyla yedeklenmesi anlamına gelmektedir. Yenilenebilir enerji kaynaklarından rüzgar enerjisi santralları, yapıları gereği sisteme bağlandıkları noktada elektrik enerjisinin kalitesi üzerinde ani gerilim değişimi, fliker, harmonik gibi bazı bozucu etkiler yapmaktadır. Bu etkilerin aynı noktadaki diğer müşteriler için izin verilen limitler içinde kalmasını sağlamak üzere bağlanabilecek kapasite ile ilgili bazı kısıtlar getirilmektedir. Bu kısıtlar konusunda bugüne kadar belli bir standart belirlenmemiş olup, her ülkede değişik uygulamalar yapılmaktadır. Ülkemizde ise bağlantı noktasında sistemin kısa devre gücüne bakılarak bu gücün belli bir yüzdesi (%5) kadar rüzgar enerjisi santralı bağlantısına izin verilmektedir. Diğer yöntemde ise bağlantı noktasında santralın yarattığı ani gerilim değişimi, fliker, harmonikler vs. gibi bozucu etkiler hesaplanarak Şebeke Yönetmeliğinde belirtilen sınırlar içinde kalıp kalmadığı araştırılmakta ve buna göre bağlantı izni verilmektedir. Ancak bunun için başvuru aşamasında tesis edilecek santralın teknik karakteristiği ile ilgili olarak detay bilgilere ihtiyaç duyulmakta olup, bunun temininde güçlük yaşanmakta ve/veya sonuçta gerçekleşen tesis farklılık arz edebilmektedir. Ayrıca bu metodla belli teknolojileri dolayısıyla türbin jeneratör üreticilerini adresleme riski bulunmaktadır. Rüzgar santrallarının büyük çoğunluğu Asenkron Rüzgar Türbinlerine sahip olup, bunlar gerilim regülasyonuna katkıda bulunmadıkları gibi, üretim yaparken ihtiyaç duydukları reaktif enerjiyi de şebekeden çekerek gerilim düşümüne neden olmaktadır. Türbin çıkışında 0,8-0,85 civarında olan güç faktörü alınacak kompanzasyon önlemleriyle daha yukarı seviyelere çıkarılabilmektedir. Reaktif enerji bakımından rüzgar santrallarında enerji teslim noktasında istenecek güç faktörünün belirlenmesi ve konunun yönetmelikler açısından incelenmesi gerekmektedir. Buradaki temel felsefe rüzgar santrallarının şebekeden çekeceği reaktif enerjinin dolayısıyla bu konuda sisteme vereceği rahatsızlığın minimuma indirilmesini sağlayacak düzenlemelerin yapılmasıdır. Rüzgar santralı projelerinin yoğunlaştığı bölgelerde, güç faktörünün mümkün olduğunca yüksek tutularak şebekenin rahatsız edilmemesi gerekmektedir. Bu nedenle bu santralların güç faktörünün 0,99’dan az olmayacak şekilde kompanzasyon tesisleriyle birlikte yapılması gerekmektedir. Enterkonnekte sisteme rüzgar santrallarının bağlantısıda bozucu etkiler kadar önemli diğer bir unsur da bağlantı noktalarında iletim kapasitesinin yetersiz kalabilmesidir. Rüzgar potansiyeli yerleşim merkezlerinden uzak bölgelerde olup bu bölgeler şebekenin zayıf olduğu noktalardır. İletim Sistemi, bu bölgelere başka noktalardan bölgenin tüketimi kadar güç ve enerji taşıyabilecek şekilde tasarlanmıştır. Özellikle İletim Sistemine büyük güçte rüzgar santralı bağlantısı durumunda üretilecek elektrik enerjisini her durumda sistemin güçlü tüketim noktalarına taşımak için yeni iletim tesisleri gerekecektir. Bunun için ya bağlantı noktası ile sistemin güçlü tüketim noktaları ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-131 arasındaki iletim sisteminin yeni hatların tesisi ile güçlendirilmesi ya da bağlantının doğrudan uzun hatlarla güçlü noktalara yapılması gerekmektedir. Dolayısıyla büyük kapasitelerin sisteme bağlantısı için oldukça büyük iletim tesisi yatırımlarına ihtiyaç duyulmaktadır. Bu nedenle AB ülkelerinde dağıtım sistemine bağlanabilecek kapasitelerde rüzgar santralı kurulu gücü tercih edilmekte, böylece sisteme bağlantısi için gerekli yatırım maliyeti minimuma indirilip hat kayıplarının azalması sağlanarak rüzgar santralları projelerinin fizibıl olması hedeflenmektedir. Değişken üretimi olan rüzgar santrallarının, ülkemizin çok büyük coğrafik alanını kapsayacak bir yüksek basınç sistemi etkisine girmesi durumunda, topluca üretim yapamayacaklarının dikkate alınması gerekmektedir. Bu durumun saatlerce, hatta günlerce devam edebileceği düşünüldüğünde, rüzgar santrallarının toplam kurulu gücü kadar yedek konvansiyonel santral kapasitesi bulundurulması gereği ortaya çıkmaktadır. Ülkemizde mevcut durumda, en büyük ünite kurulu gücüne göre sıcak yedek bulundurulmakta olup, UCTE sistemine entegre olunduğunda puant talep miktarına dayalı ve UCTE kriterlerine uygun olarak hazır bulundurulacak sıcak yedek miktarı yeniden hesaplanacaktır. Sonuç olarak sistem emniyeti için tutulan sıcak yedek miktarını aşmayacak kadar değişken üretim yapan santral kurulması ekonomik nedenlerle uygun görülmektedir. 8.4 Enerji Kalitesi Yatırımlarının Maliyetleri Sağlanabilecek enerji kalitesi seviyesi ve bunun maliyeti, şebekenin yapısına ve kaliteyi geliştirmeye yönelik yapılan yatırımların miktarına bağlıdır. Daha çok yatırım yaparak sürekliliğin arttırılması mümkün olurken, her şebeke sürekliliği için optimum bir çözümün olduğu akıldan çıkarılmamalıdır. Sürekliliği yüzde yüz olan bir şebeke bulunmamaktadır. Şebekeyi kesintisiz olarak işletmek için gerekecek yatırımlar, müşterinin ödeyebileceği sınırların üstüne çıkmaktadır. Teçhizat yaşlandıkça şebeke sürekliliğini geliştirmek üzere yatırım yapma gereği doğmaktadır. Gerekecek yatırımın büyüklüğü birçok etken arasında şebeke teçhizatının yaşlanmışlık düzeyi, çalışma ortamı ve kaynak bağlantı sayısına bağlıdır. Yatırımın ekonomik değerlendirmesi, yapılacak yatırımın büyüklüğü ve şebeke sürekliliğine yapacağı katkının mühendislik ilişkisi bazında gerçekleştirilmektedir. Nitekim yapılan çalışmalar sonucunda; Şebeke teçhizatı yaşlandıkça, şebeke sürekliliğini muhafaza edebilmek için gerekli bakım masraflarının arttırılmasının gerektiği, Şiddetli rüzgar ve kar fırtınalarının gerçekleştiği coğrafyada, şebeke sürekliliğinin muhafaza edebilmesi için önemli yatırımlara gereksinim olduğu, Düşen yıldırımların SAIDI değerlerini yükselttiği ve etkilerin azaltmak için pahalı olan yeraltına alma veya toprak iletkeninin tesis edilmesi gerektiği, tespit edilmiştir. 5-132 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU Bazı projelerin fiyat etkin olmasıyla birlikte sürekliliği arttırmaya yönelik yapılan yatırımların geri dönüşü daha yavaş olmaktadır. Enerji Avustralya Elektrik şirketinin yaptığı bir tahmine göre, 11/22 kV havai hat fiderlerindeki tekrar kapamaların uzaktan kumandası ile SAIDI değerinin 23,2 dakika azalmasını sağlayacağı hesaplanmıştır. Bu sistem yatırımının dakika başına maliyetinin 1,8 milyon $ olacağı tahmin edilmiştir. Bu yatırım sayesinde yıllık arıza sayısının 0,2273 azalmasına neden olacaktır. Aynı şirketin yaptığı çalışmaya göre 11/22 kV havai hat sisteminin yeraltına alınması ile SAIDI değeri 54 dakika azalacağı tespit edilmiştir. Bu iyileştirmenin dakika başına maliyetinin 20,3 $ olacağı tahmin edilmiştir. Şebekeyi yeraltına almanın SAIFI değerinde yıllık olarak 0.99'luk azalmaya neden olacağı hesaplanmıştır. 8.5 Avrupa Birliği Ülkelerinde Enerji Kalitesi İle İlgili Değerler 8.5.1 Müşteri Hizmetleri Standartları ve Geliştirilmesi Müşteri ilişkilerinin değişik ülkelerde analiz edilmesi sonucunda hizmet kalitesinin sağlanması ve sürekli geliştirilmesi stratejisinin 6 temel parametreye bağlı olduğu tespit edilmiştir. Bunlar, yönetmeliklerin hazırlanması, standartların belirlenmesi, cezaların konulması, müşterilere bilgi temin edilmesi, tüketicilerin katılımının sağlanması ve anlaşmazlık çözümüne yönelik mekanizma tanımlanmasından oluşmaktadır. Yönetmeliklerin hazırlanması; müşteri hizmetlerinin götürülüş koşulları hak ve sorumluluklar yönetmeliklerde tanımlanmaktadır. Yönetmeliklerin içeriği ülkeden ülkeye farklılıklar göstermektedir. İspanya, İtalya, Portekiz ve İngiltere de ölçüm, ödeme, şikayetler ve anlaşmazlıkların çözüm, faturalama gibi konulara öncelik verilirken Hollanda ve Norveç'te şebeke erişimleri öncelikli olarak işlenmektedir. Yönetmelikler İngiltere, Hollanda, İtalya ve Norveç'te olduğu gibi Kurul tarafından yayınlanmaktadır. İspanya ve Portekiz de bu sorumluluk hükümete ait olup yönetmeliklerin onayı Kurul tarafından yapılmaktadır. Standartların oluşturulması; Müşterilerin birtakım hizmetleri minimum hizmet standardında olmasını sağlamaktadır. Standartların uygulanış biçimi ülkeden ülkeye farklılık göstermektedir. Aşağıdaki tabloda standartların değişik ülkelerde uygulanış biçimi verilmektedir. Tablo 8. 4 Hizmetleri Standartları Garantili ve Genel Standartlar Belirleyici standartlar Genel gereksinimler İtalya, Portekiz, İngiltere Hollanda Norveç İspanya ve Cezaların konulması; Garantili standartların sağlanamaması durumunda şirketlerin tüketicilere ödemek zorunda olduğu tazminat miktarlarının belirlenmesidir. Müşterilerin bilgilendirilmesi; Müşterilere bilgi temini müşteri hizmetinin temelini oluşturmaktadır. Müşterilere bilgi temin broşür, gazete, internet adresleri ve müşteriye gönderilen faturalar ile yapılmaktadır. İtalya, Norveç ve İspanya'da fatura ile gönderilmesi gereken minimum bilgiler için düzenlemeler bulunmaktadır. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-133 Müşteri katılımının sağlanması; Müşterilerin katılımını teşvik etmeye yönelik aşağıda belirtilen yöntemler uygulanmaktadır. Müşterilerin şirkete erişimleri için çeşitli olanaklar (müşteri merkezleri, çağrı merkezleri vbg) sağlanmakta, Müşteri talep ve şikayetlerine uyulması gereken cevap süreleri belirlenmekte, Yönetmelikler hazırlanırken, müşterilerin dernekleri ile temsil edilmesine olanak sağlanmaktadır. Anlaşmazlıkları çözümü mekanizmalarının belirlenmesi; Bu mekanizmaların belirlenmesi müşteri ve şirketler için büyük önem arz etmektedir. Bu mekanizmalarda bazı ülkelerde Kurullar yer alırken bazılarında ise başka birimlere görevler yüklenmektedir. Aşağıda Tablo 8.5’de değişik ülkelerde anlaşmazlık çözümüne yönelik uygulanan faklı mekanizmalar gösterilmektedir. Tablo 8. 5 Anlaşmazlıkların Çözümü Düzenleyici Kurullar Diğer Birimler Gönüllü Arabuluculuk/ Tahkim Mekanizmalar Uzlaştırma Anlaşmazlık Çözüm Yetkisi İtalya Evet Evet Evet Aracılık ve Uzlaştırma Mrk.leri/Mahkemeler Hollanda Hayır Hayır Hayır Ulusal Anlaşmalık Çözüm Komitesi Rekabet Kurumu Norveç Evet Hayır Evet Tahkim Merkezi (Norveç Elektrik Derneği+Tüketiciler Derneği) Portekiz Evet Hayır Hayır Tüketici dernekleri Tahkim Merkezleri Enerji Genel Müdürlüğü Mahkemeler İspanya Hayır Hayır Hayır Özerk hükümetler İngiltere Evet Hayır Evet Gaz ve elektrik Müşterileri Komiteleri Müşteri Hizmetleri Kalite Karşılaştırmaları: Avrupa Birliği ülkelerinde uygulanan kalite standartları tip (garantili veya genel), performans ve garantili standartların sağlanmaması durumunda uygulanan tazminatlar ülkeden ülkeye farklılıklar içermektedir. Bu ülkelerde uygulanan genel ve garantili hizmet standartları Tablo 8.6'da verilmektedir. 5-134 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU Tablo 8. 6 Bazı Avrupa Birliği Ülkelerinde Uygulanan Hizmet Kalite Standartları Bağlantı Sayaç ve şebeke Maliyet Tahmini (Basit İşler) Sayaç Problemi Fiyatlar ve ödemeler hakkında bilgi talebi Randevu talebi Yıllık sayaç okuma sayısı Müşteri yazılı taleplerine cevap Müşteri şikayetlerine cevap Frans a √ √ Büyük Britanya √ • İrlanda İtalya √ √ √ √ Hollanda Portekiz İspanya √ • √ √ • √ √ √ √ • • √ √ √ √ √ √ √ • • √ √ • √ • • • • • • • • • • • • • √ √ √ • √ √ Basit işlerin • • icrası •: Genel standart uygulanmaktadır , √: Garantili standart uygulanmaktadır. √ 8.5.2 Arz Güvenliği Karşılaştırmaları Avrupa Birliği ülkelerindeki ölçüm yöntemlerinin farklılığından dolayı enerji güvenliğine ilişkin değerlerin karşılaştırılması her zaman mümkün olamamaktadır. Karşılaştırma yapılırken her ülkenin kendine özgü koşulları dikkate alınmalıdır. Bu kıyaslamalar aşağıdaki koşullar bazında yapılmıştır. Kesintiler kapsamında uzun süreliler (3 dakikadan uzun olanlar) dikkate alınmıştır. Ancak Hollanda ülkesinde uzun ve kısa süreli kesinti ayırımı yapılmamaktadır. Ayrıca bu ülkede planlı kesintiler için herhangi bir kayıt tutulmamaktadır. Bazı enerji kesintileri kayıtları bütün gerilim seviyelerindekileri kapsarken bazıları ise bazı gerilim seviyesindekileri kapsam dışında tutmaktadır. Örneğin Norveç'teki kesinti kayıtları 1 kV ve üstündeki arızaları kapsarken Alçak gerilim arızalarının kayıtları tutulmamaktadır. İkinci özellik olarak bazı şebeke süreklilik değerleri bütün müşterileri kapsarken bazı durumlarda orta gerilim ve alçak gerilim müşterileri için ayrı ayrı ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-135 hesaplanmaktadır. Örneğin Portekiz'de orta gerilim ve alçak gerilim şebeke süreklilik kayıtları ayrı olarak tutulmaktadır. Üçüncü özellik olarak ise, kesinti kayıtlarının hesaplandığı coğrafya ülkenin tümünden farklı olabilmektedir. Finlandiya'daki değerler orta gerilim şebekesinin ancak %8090'nını kapsarken, İtalya ve Portekiz'deki değerler müşterilerin %99'nu kapsamaktadır. Tablo 8. 7 Kesintiler Yoğunluk Analizi - Müşteri Başına Kayıp Dakika (1999-2001) Finlandiya Fransa Büyük Britanya İtalya İrlanda Hollanda Norveç Portekiz İspanya Şehir 73 26 m.d. Yarı şehir 140 53 m.d. Kırsal 509 93 m.d. 79.63 118 m.d. m.d. 154.98 m.d. 188.39 m.d. m.d. m.d. 256.19 m.d. 249.92 233 m.d. m.d. 637.53 m.d. m.d.: mevcut değil Tablo 8. 8 Plansız Kesintiler Yoğunluk Analizi - Müşteri Başına Kesinti Sayısı (1999-2001) Finlandiya Fransa Büyük Britanya İtalya İrlanda Hollanda Norveç Portekiz İspanya Şehir 1.2 0.99 m.d. Yarı şehir 2.3 1.28 m.d. Kırsal 7.6 1.34 m.d. 1.93 0.88 m.d. m.d. 2.53 m.d. 3.5 m.d. m.d. m.d. 4.41 m.d. 5.18 1.55 m.d. m.d. 8.43 m.d. Tablo 8. 9 Plansız Kesintiler - Müşteri Başına Kayıp Dakika (1999-2001) Finlandiya Fransa Büyük Britanya İtalya İrlanda Hollanda Norveç Portekiz İspanya 5-136 1999 188 55 69.76 2000 161 46 62.7 2001 199 59 77.8 228.25 254 26 186 m.d. m.d. 209.2 256 27 234 m.d. m.d. 171.09 197 34 234 530.74 179.4 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU Tablo 8. 10 Plansız Kesintiler - Müşteri Başına Kesinti Sayısı (1999-2001) Finlandiya Fransa Büyük Britanya İtalya İrlanda Hollanda Norveç Portekiz İspanya 1999 3.3 1.22 0.729 2000 4.2 1.2 0.775 2001 4.69 1.2 0.806 4.21 1.13 0.44 2.5 m.d. m.d. 3.81 1.54 0.41 2.7 m.d. m.d. 3.46 1.35 0.67 3 7.51 3.3 Tablo 8. 11 Plansız Kesintiler Sorumluluk Analizi - Müşteri Başına Kayıp Dakika (1999-2001) Doğa Olayı Finlandiya Fransa Büyük Britanya İtalya İrlanda Hollanda Norveç Portekiz İspanya 342 14 m.d. 3.şahıs Zararı 74 9 m.d. Diğer nedenler 35 36 m.d. 11.53 116.01 0.9 m.d. 117.88 40.2 37.52 14.9 8.1 m.d. m.d. 26.4 122.04 66 25.1 m.d. 412.86 112.8 Tablo 8. 12 Plansız Kesintiler Sorumluluk Analizi - Müşteri Başına Kesinti Sayısı (1999-2001) Doğa Olayı Finlandiya Fransa Büyük Britanya İtalya İrlanda Hollanda Norveç Portekiz İspanya 4.25 0.02 m.d. 3.şahıs Zararı 0.91 0.30 m.d. Diğer nedenler 1.42 0.88 m.d. 0.11 m.d. 0.039 m.d. 1.61 0.37 0.63 m.d. 0.112 m.d. m.d. 0.49 2.27 m.d. 0.518 m.d. m.d. 2.44 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-137 Tablo 8. 13 Plansız Kesintiler Gerilim Seviyesi Analizi - Müşteri Başına Kayıp Dakika (1999-2001) Finlandiya Fransa Büyük Britanya İtalya İrlanda Hollanda Norveç Portekiz İspanya Üretim İletim Dağıtım Dağıtım & YG OG AG Şebekeleri Şebekeler Şebekeler i i m.d. 456 m.d. 3 48 8 5.5. 57.47 14.17 10.2 m.d. 8.7 29 m.d. m.d. 139.53 153 20.9 205 m.d. m.d. 21.3 44 4.6 m.d. m.d. m.d. Tablo 8. 14 Plansız Kesintiler Gerili SeviyesiAnalizi - Müşteri Başına Kesinti Sayısı (1999-2001) Finlandiya Fransa Büyük Britanya İtalya İrlanda Hollanda Norveç Portekiz İspanya 5-138 Üretim İletim Dağıtım Dağıtım & YG OG AG Şebekeleri Şebekeler Şebekeler i i m.d. 6.55 m.d. m.d. 1.02 0.03 0.12 0.56 0.06 0.32 m.d. 0.416 0.5 2.53 m.d. 2.97 1.1 0.029 2.5 4.41 m.d. 0.16 0.25 0.024 m.d. m.d. m.d. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 8.5.3 Dağıtım Şebekeleri Gerilim Kalitesi Karşılaştırmaları Tablo 8. 15 EN 50160 Standardında Yer Alan Tanımlar Kaynak Gerilim Şebeke Frekansı Kabul Edilebilir Limit 49.5 Hz 50.5 Hz 47 Hz 52 Hz 230 ± %10 Gerilim Değişimi Gerilim 10-1000 kere/yıl Çökmesi (⊆ (nominal 1 dakika) gerilimin %85'in altında) Kısa 10-1000 kesintiler kere/yıl (nominal (⊆3 gerilimin %1'in dakika) altında Uzun 10-50 kere/yıl kesintiler (nominal (> 3 dakika) gerilimin %1'in altında Geçici Aşırı Ençok < 1.5 kV gerilim (Vfn) Geçici Ençok < 6 kV gerilim (Vfn) Gerilim Ençok % 2 Dengesizliği Nadiren % 3 Harmonik % 8 Toplam Harmonik Bozulma Ölçüm Aralığı 10 saniye İzleme Periyodu 1 hafta Kabul Edilebilir % % 95 % 100 10 dakika 1 hafta % 95 10 mili saniye 1 yıl % 100 10 mili saniye 1 yıl % 100 10 mili saniye 1 yıl % 100 10 mili saniye % 100 10 mili saniye % 100 10 dakika 1 hafta % 95 10 dakika 1 hafta % 95 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-139 Tablo 8. 16 AB Ülkelerinde Uygulanan Gerilim Kalitesi Standart Değerleri İtalya Frekans Gerilim Genliği Gerilim Genliği Dalgalan ması Gerilim çökmesi Hollanda EN 50160 EN 50160 ve fc=± % 1 (yılın %99.5) 230/400 V EN 50160 EN 50160 Düzenlem e yok Geçici Düzenlem aşırı e yok gerilimler 3 faz EN 50160 dengesizl iği Harmonik EN 50160 bozulma Norveç Portekiz İspanya Düzenlem EN 50160 e yok EN 50160 Birleşik Krallık fc=±% 1 fn AG & OG AG =230 ⊆ 45 kV EN 50160 Uc =±%7 V Uc= + >45 kV Un %10 Un Uc =± - % 6 Un %5Un >AG Uc=±%10 Un EN Düzenlem Uc=±%5 Açık limit Açık limit 50160 e yok değerleri değerleri Un (Haftanın yok yok %99.5) EN Düzenlem ⊆ 45 kV Açık limit Açık limit 50160 e yok değerleri EN 50160 değerleri yok yok EN Düzenlem Düzenlem Açık limit Açık limit 50160 e yok e yok değerleri değerleri yok yok EN Düzenlem ⊆ 45 kV Açık limit Açık limit 50160 e yok değerleri EN 50160 değerleri (Haftanın yok yok >45 kV %99.5) EN Düzenlem ⊆ 45 kV Açık limit THB < %5 50160 e yok 275 ve EN 50160 değerleri (Haftanın yok 400 kV için >45 kV %99.5) Diğer gerilimler için Açık limit değerleri yok 22 kV diğer kademeler için Düzenlem e yok Dağıtım şebekeleri gerilim kalitesi özetlenecek olursa: Müşteri hizmetleri kalitesi; Avrupa Birliği ülkelerindeki araştırmalar, müşteri hizmetleri kalitesinin önemli bir düzenleme konusu olduğunu göstermiştir. Birkaç ülke dışında, diğer ülkelerin Düzenleme Kurulları tarafından bu hizmetlerin genel veya garantili standartlarla düzenlendiği görülmektedir. Standartlar daha çok, ara sıra gerçekleşen olaylar olan müşteri şikayetleri, basit işlerin maliyetinin tahmin edilmesi, bağlantı, fiyatlar veya ödemeler hakkındaki taleplerine uygulanmaktadır. Düzenli işler olan sayaç okuma ve faturalama gibi konularda standart uygulanması daha az rastlanan bir durumdur. 5-140 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU Müşteri hizmetleri kalite standardına uyulmaması durumunda, şirketlerin müşterilere tazminatları ödemesi, çoğu durumda müşteri şikayeti olmadan otomatik olarak yapılmaktadır. Ülke incelemelerinden ortaya çıkan önemli sonuçlardan bir diğeri de uygulanan standartların ve ceza seviyesinin ülkeler bazında önemli farklılıklar göstermesidir. Bu farklılıklar ülkelerin geçmişteki kalite seviyeleri, mevzuat, müşteri gereksinimleri ve beklentilerinden kaynaklandığı görülmektedir. Müşteri hizmetleri kalitesinin düzenlenmesinde dağıtım ile tedarik arasında ayırım yapılması önemli bir konuyu oluşturmaktadır. Ülkelerdeki rekabet arttıkça, tedarik faaliyeti düzeyinde kalite düzenlemesi azalmaktadır. Bu durum piyasanın tümünü rekabete açan ülkelerde belirgin bir şekilde gözlenmektedir. Dağıtım faaliyeti düzeyindeki kalite standartları rekabete rağmen devamlılığını korumaktadır. Arz güvenliği; şebeke sürekliliği planlı ve plansız kesintiler, gerilim bazında oluşan kesintiler, kesintilerin oluş nedenleri bazında incelenmiştir. Ülke değerleri bazındaki farklılıklar, arz güvenliği bilgilerinin ortak bir tanım etrafında kayıt edilmesinin önemini ortaya çıkarmaktadır. Planlı ve plansız kesintiler çerçevesindeki kıyaslamada üç tip ülkeyi öne çıkarmıştır. İlk gurup ülkede Fransa, Büyük Britanya ve Hollanda yer almaktadır. Bu ülkelerin kesinti sayısı ve süreleri daha kısadır. İkinci gurupta (İspanya, İtalya) ise daha büyük arıza sayısı ve uzun süreli kesintiler yaşanmaktadır. Üçüncü gurupta da Finlandiya ve Portekiz ülkeleri yer almakta ve ülkelerin arz güvenliği değerleri en kötü olan ülkelerdir. Plansız kesintiler düzeyinde yapılan incelemelerde geçmişte daha iyi değerlere sahip bazı ülke şirketlerinin (özellikle Hollanda) kesinti performansının kötüye gittiği görülmektedir. Bunun aksine arz güvenliği değerlerini iyileştirenlere de (özellikle İtalya) rastlanmaktadır. Planlı kesintilerde sayı ve süre açısından Norveç ve Finlandiya’da önemli düşüşler göze çarpmaktadır. Değerlerdeki azalmanın az bakım ve yatırım yapılmasından kaynaklanmış olacağı düşünülmektedir. Farklı şirketlerin fiyatlarını mukayese ederken, şirketlerin sundukları hizmet ve enerji kalitesinin farklılığını da dikkate almak gerekmektedir. Başka bir ifadeyle kırsal bölgedeki fiyatları kalitenin daha yüksek olduğu şehirdeki fiyatlarla kıyaslarken, kırsal şebekedeki fiyatlara kalite farkı ölçüsünde ilave yapmak gerekmektedir. 8.6 Sonuç ve Öneriler Üretimde arz sürekliliğinin artırılması kapasite yedeğini, dolayısı ile üretim tesisleri yatırım ihtiyacını artırmaktadır. Yatırımların gereğinden fazla olmasını önleyebilmek için kapasite yedeğinin kabul edilebilir seviyede tutulması önemlidir. Elektrik üretim sisteminde arz güvenilirliğinin sağlanabilmesi için çeşitli kriterler belirlenmiştir. Bu kriterler dikkate alınarak arz planlaması yapıldığında elektrik enerjisi talebinin karşılanmasında su gelirlerindeki düşüş, santrallarda arıza gibi nedenler ile üretim kaybı olduğunda herhangi bir darboğazla karşılaşılmaması için gerekli kapasite ilavesi tespit edilmekte eksik veya atıl kapasite kurulması önlenmektedir. Üretim tesisleri birim yatırım ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-141 maliyetlerinin 700 $/kW ile 2300 $/kW arasında değiştiği göz önünde bulundurulduğunda atıl kapasitenin ülke ekonomisine maliyeti kapasitenin miktarına ve tipine bağlı olarak milyon dolarlar mertebesinde olacaktır. Bu olumsuz tablo ile karşılaşmamanın tek yolu uzun dönemde doğru talep tahminlerine dayalı arz planlamaları yapılması ve sonuçlarının lisans verme aşamasında uygulanmasıdır. Şebeke Yönetmeliği, yeni yapıya yönelik hazırlanmış ilk doküman olup, içeriğindeki bazı çelişkili bölümlerin elden geçirilerek yeniden düzenlenmesi uygun olacaktır. Yeni kurulan yapının kanun ve yönetmelikleri yürürlülükte olmasına rağmen uygulamaların hayata geçirilmesinde sorunlar yaşanmaktadır. Uygulamaların denetlenmesi işinin hangi yöntemle yapılacağının açıklığa kavuşturulması gerekmektedir. Bilindiği gibi, “Uyum” elektrik piyasasının tüm katılımcılarının bir yükümlülüğüdür. Bu kapsamda İletim, Üretim, Dağıtım Şirketleri ve diğer kullanıcılar Şebeke Yönetmeliği, Dağıtım Yönetmeliği, Arz Güvenliği ve Kalite Yönetmeliği’ne uymakla yükümlüdür. Böylece, iletim, üretim ve dağıtım sistemlerinin güvenli, istikrarlı, sürekli elektrik arz edebilecek bir şekilde planlanması ve işletilmesi sağlanacaktır. “Uyum Mekanizması” aynı zamanda Şebeke Yönetmeliği, Bağlantı Anlaşmaları ve TEİAŞ ile yapılan sözleşmeler doğrultusunda zorunlu ve sözleşmeye bağlanmış Yan Hizmetlerin verilmesini de içermelidir. TEİAŞ, ilgili yönetmeliklerdeki teknik standartlara uyumun sağlanması ve üreticiler, dağıtıcılar ve doğrudan bağlı kullanıcılar gibi İletim Sistemine bağlı taraflar arasında uyumun sağlanması açısından merkezi bir rol üstlenmiş durumdadır. Bu kapsamda “Uyum Mekanizması” tarafından yapılması gereken başlıca görevler arasıda İletim Sisteminin izlenmesi, raporlanması ve test edilmesi sayılabilir. Daha önce yapılan çalışmalar kapsamında kullanıcıların Şebeke Yönetmeliği’ne uyumluluğu konusundaki denetimin oluşturulacak Uyum Grubu tarafından hazırlanacak “Uyum Mekanizması ve Raporlamanın Oluşturulması” yoluyla takip edilmesi öngörülmekteydi. Bu konudaki boşluğun bir an önce giderilmesi uygun bulunmaktadır. Sistem emniyeti için tutulan sıcak yedek miktarını aşmayacak kadar birden fazla yakıtla üretim yapabilen santral kurulması ekonomik nedenlerle uygun görülmektedir. Bilindiği gibi Ulusal iletim Sistemi, geçmişteki düşey oluşumlu yapı gereği (iletim – üretim- dağıtım) iletim ve üretim tesisleri arasında optimum denge kurularak tasarlanmıştır. Dolayısıyla belirli bölgelerde iletim kısıtları bulunmaktadır. Ulusal enerji kaynaklarımızın öncelikle değerlendirilmesi ve çevre dostu tesislere öncelik verilmesi hususunun gözetilmesinin yanında İletim Sisteminin Şebeke Yönetmeliği ile Arz Güvenliği ve Kalitesi Yönetmeliğindeki kriterleri sağlayabilmesi için gerek duyduğu kısıtlara uygun üretim tesislerinin kurulmasına da özen gösterilmesi gerekmektedir. Düzenleyici Kurullarla düzenlenen şirketler arasında, enerji kalitesinin, düzenleme çerçevesinin önemli bir konusunu oluşturduğuna ilişkin mutabakat artan şekilde devam etmektedir. Elektrik sektörü açısından enerji kalitesinin üç temel boyutu bulunmaktadır. Bunlar, müşteri hizmetleri kalitesi, arz güvenliği ve gerilim kalitesidir. Müşteri tarafından bakıldığında temel sorunun, katlanılabilir maliyetle, yeterli kabul edilen kalite arasında dengenin bulunmasında olduğu gözlenmektedir. Çok yüksek maliyetlerle kesintisiz enerji sağlayan sistemler kurmak mümkündür. Fakat müşteriler belirli bir seviyeden sonraki kalitenin maliyetlerine katılmak istememektedir. 5-142 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU Şirketler kaliteyi düşürerek maliyetlerini azaltma ve dolayısıyla kar marjlarını yükseltme eğilimine yönelebilmektedir. Bu nedenle kalitenin kabul edilebilir sınırların altında olması durumunda, düzenleme otoritesinin şirketi müşterilerine tazminat ödemeye zorlaması gerekmektedir. Elektrik Piyasası Kanunu’nun 11.ci maddesi b bendine göre, bu Kanun hükümlerine ve çıkarılan yönetmelik, talimat ve tebliğlere aykırı hareket edildiğinin saptanması halinde, ikiyüz elli milyar lira para cezası verilmesi ve aykırılığın otuz gün içerisinde giderilmesi ihtar edilir denilmekte ve devamla (g) bendinde yukarıdaki para cezalarını gerektiren fiillerin ihtara rağmen düzeltilmemesi veya tekrarlanması hallerinde para cezalarının her defasında bir önceki cezanın iki katı oranında arttırılarak uygulanacağı belirtilmektedir. Gerek müşteri hizmetleri yönetmeliği gerekse dağıtım yönetmeliğinde tanımlanan hizmet ve enerji kalitesi standartları dışında gerçekleşen performansların çözümünün otuz gün gibi bir sürede gerçekleşmesi mümkün değildir. Bu koşullarda şirketler oldukça yüksek düzeyde para cezası ödeme durumunda olacaklardır. Türkiye'deki uygulamada dikkat çeken bir değer önemli konu da yönetmeliklerde öngörülen herhangi kalite standardının yerine getirilmemesi durumunda yükümlü kişinin hem Kurula hem de tüketiciye tazminat ödemek zorunda olmasıdır. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-143 9 ÖZELLEŞTİRME, SERBEST PİYASA VE ELEKTRİK SEKTÖRÜ YAPILANMA MODELİ Elektrik sektöründeki uygulamaları göz önünde bulundurulduğunda Küreselleşme, Özelleştirme ve Serbest Piyasa uygulamalarını birbirinden ayırmak güç olsa de aşağıda bu üç kavram öncelikle ayrı başlıklar halinde elektrik sektörü ağırlıklı olarak gözden geçirilecektir. Bu kavramların açıklanmasından sonra Türkiye elektrik sektöründeki uygulamaların tarihsel gelişimi özetlendikten sonra elektrik sektörü için bir yapılanma modeli tartışılacaktır. Aslında son 30 yılda birbiriyle paralel ve ardışık olarak gündeme gelerek öncelikle bazı gelişmiş ülkeler tarafından uygulanan bu üç sözcük birbirini çağrıştıran, birbirini etkileyen ve birbirini tetikleyen yönleriyle gelişmiş ve son yıllarda da tüm dünyayı etkileyen akımlara dönüşmüştür. Dünyadaki diğer akımlar gibi kimi kesimlerce fazlaca benimsenmiş, kimi kesimlerce ise şiddetle karşı çıkılmıştır. 9.1 Küreselleşme, Serbestleşme ve Özelleştirme 9.1.1 Küreselleşme Farklı kültürlerde farklı anlamlar kazanan küreselleşme kavramı Türkiye’de, tıpkı demokrasi kavramı gibi tam ve doğru olarak anlam bulamamıştır. Birçok ülkede olduğu gibi Türkiye’de de demokrasi halkın talep ederek ve mücadele ederek kazandığı bir hak olmamış; yöneticilerin kararı ve isteğiyle uygulamaya konmuştur. Geçen bunca zamana karşın tüm unsurlarıyla benimsenmemiş, farklı toplum kesimlerince farklı zamanlarda farklı şekillerde yorumlanarak uygulanır olmuştur. Kişinin veya kurumların isteklerine cevap verirken demokrasi hep aranan bir unsur olmuş, kişinin veya kurumların sorumluluklarını hatırlattığında istenmeyen bir değer olarak dışlanma eğilimine bırakılmıştır. Küreselleşme dünyada biraz daha önce yayılmaya başlasa da Türkiye’de 1980’li yıllardaki dışa açılma çabalarıyla gelişmiş ve özellikle de 1990’lı yıllarda artarak devam etmiştir. Tarih boyunca yaşanan kavimler arası, bölgeler arası, milletler arası, dinler arası kavgalar ve savaşlar insanları hep ortak bir barış, ortak amaçlar ve ortak paylaşımlara doğru yöneltmiştir. Bunun yanında bu kaos ortamlarından faydalanmak isteyenler de hep var olmuştur. Bazen kötü sonuçlarıyla ilişkilerimizi, yaşantımızı ve hatta sağlığımızı olumsuz etkilese de kaynaklara, imkânlara, bilgiye erişimde inanılmaz hızlı ve etkili olan bu akım iyi amaçlar için kullanıldığında insanlık için büyük fırsatlar sunmaktadır. Bunun etkileriyle, dünyada ortak dil, ortak para, ortak kültür, ortak hedefler gibi kavramlar öne çıkarak bölgesel, milli, dini insanlar veya gruplar yerine bu özelliklerinin de üstünde bir dünya insanı ve dünya toplumu kavramları doğmuştur. Tüm bu gelişmelerle, ticaret ve iş imkânları için de sınırlar aşılmış, bugün çoğumuzun ismini bildiği ve hayatımızın her alanında ürünlerinin kullanıldığı çokuluslu şirketler oluşmuştur. Bulunduğunuz ülkeden bu şirketlerin hissedarı olmanızın yolu açılırken, bu şirketlerin de sizin ülkenizde sınırsız iş yapmasının yolu açılmıştır. 5-144 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU Bu açılımlar, özellikle artan enerji talebi ve kaynakların belli bölgelerde yoğunlaşması nedeniyle özellikle enerji alanında etkisini oldukça büyük ölçüde göstermiştir. Sermayenin yoğun olarak gerektiği bu alanda gerek kamu kuruluşları gerekse özel kuruluşların oluşturduğu çok büyük şirketler hem kıtasal hem de dünya ölçeğinde faaliyet gösteren dev yapılar yaratmıştır. Bu yapılar bir yandan birikmiş sermaye, teknoloji ve bilgi düzeyiyle sorunlara kalıcı ve hızlı çözümler üretirken diğer yandan da tekelleşme yaratarak sektörel alternatiflerin oluşumuna olumsuz etkileri olmaktadır. Bu olumsuzlukları önlemek için de, sektörde serbestleşme dediğimiz süreç başlamış ve düzenleyici otoritelerin oluşumuyla bir piyasa oluşturulması ve denetlenmesi hedeflenmiştir. 9.1.2 Serbestleşme Ülkeler gelişirken, demokrasi dönemi öncesindeki monarşik yapılardan kalan alışkanlıklarla ve özel teşebbüs gücünün yeterince gelişmemiş olması nedenleriyle, büyük altyapı yatırımları devlet eliyle ve kar amacı güdülmeden bir kamu hizmeti hedefi çerçevesinde yapılmıştır. Zaman içinde özel teşebbüsün güçlendiği ülkelerde ise farklı alternatifler oluşmuş ve sunulan hizmet kalitesinde artışlar meydana gelmiştir. Kamunun gelir ve fonlarıyla finanse edilen bu yatırımların ve işletmelerin maliyet tabanlılık koşuluna öncelik ve önem verilmemiştir. Bu da, özellikle bazı ülkelerde, politik kararlarla yanlış ve yanlı uygulamalarla yatırımların kamuya yansıyan toplam yükünün artmasına neden olmuştur. Özel sektör güçlendikçe özellikle enerji sektörünün belli alanları, sonrasında ise tüm alanları bu teşebbüslerin girişimlerine açılmıştır. Benzer işletmeler arasında kamu ve özel sektör uygulamalarının maliyetleri ve sonuçları karşılaştırıldığında doğru yönetim ve yönetişimin olduğu yerlerde daha iyi sonuçların olduğu görülmüştür. Bununla birlikte, çeşitli ülkelerde yeniden yapılanmayı başarabilen kamu kuruluşlarında da iyi sonuçlar alınarak hem verimli, hem de etkin işletmeler yürütülmüştür. Böylece hem kamu hem özel sektör ağırlıklı olarak büyük dünya şirketleri oluşabilmiştir. Türkiye’deki enerji KİT’leri de ilk kuruluş yıllarından itibaren neredeyse yoktan var olan bir enerji sisteminin oluşturulması için çok büyük çaba harcamışlar ve oldukça kısa zaman içinde başarılı sonuçlar almışlardır. Sistem büyüdükçe, hem geniş ülke coğrafyasının dağınık yerleşimlerine hizmet götürmek hem de hızla artan enerji talebini karşılamak için kaynaklar ve organizasyonlarda zorluklarla karşılanmaya başlanmıştır. 1970’lerdeki petrol krizleri, ardından 1980 sonrası değişen dünya akımlarına ayak uydurma çabaları ve KİT’lerde artan siyasi baskılar nedeniyle enerji KİT’leri ülke maliyesine önemli yükler getirmeye başlamış ve büyük yatırımların vaktinde yapılabilme ve finanse edilebilme imkanları azalmıştır. Ancak yine de Türkiye’de tüm elektrik altyapısının kamu tarafından yapıldığı, özel sermaye yatırımlarının da yine kamu desteği ile gerçekleştirildiği bilinen bir gerçektir. Türkiye’de serbestleşme ve özelleşmenin kapısının gerçek anlamda 1984 yılında 3096 sayılı yasa ile açılmış olduğu kabul edilse de bu uygulamada aslında özel sektörün tamamen kamu desteği ile faaliyette bulunduğu göz ardı edilmemelidir. Bu yasa ile amaçlanan daha çok özel sektörün kamunun yetersiz kaldığı yatırımları yapması ve işletmesi olduğundan başta özelleşmeye geçişin sinyalini veren bu yasa uygulamaları ile özellikle 1990’lardan itibaren enerjide kısmi serbestleşme sağlanarak özel şirketlerin de kamunun tekelindeki bu alana girmeleri sağlanmış ve çeşitli alt mevzuatlarla da bu yöntem özendirilmeye çalışılmıştır. Ancak, özellikle elektrik sektöründe özel sermayenin ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-145 bu kapsamdaki faaliyeti kamu desteği ile gerçekleştiğinden tam olarak bir serbestleşme ve özelleştirmeden söz edilmesi doğru değildir. Şöyle ki, 3096 sayılı yasa kapsamındaki uygulamalar gerçekte bir imtiyaz uygulaması olup elektrik enerjisinin bir kamu hizmeti niteliğini değiştirmemiştir. Diğer bir deyişle elektrik enerjisi üretim ve dağıtımındaki faaliyetler devlet adına özel şirketler tarafından yürütülmekte, üretilen elektrik enerjisinin tamamının satın alınması devlet tarafından garanti edilmekte, üretim için yakıt temininde olabilecek riskler devlet tarafından üstlenilmekte ve dağıtım şirketleri için satılması taahhüt edilen miktara yine devlet tarafından tedarik garantisi verilmektedir. Sonuç olarak 3096 sayılı yasa kapsamındaki uygulamalar tam olarak özelleştirme ve serbestleşme uygulaması değildir. 2001 yılına geldiğimizde, 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu ile elektrikte serbestleşme resmen kabul edilmiştir. 3096 sayılı yasa kapsamında kurulmuş olan otoprodüktör ve otoprodüktör grubu özel sektör üretim şirketleri de bu piyasanın temel taşlarını oluşturmuştur. Bazı kesimler tarafından; kamu yönetim anlayışının bu serbestleşmenin özünü tam kavrayamadığı, gerekli şeffaf ve adil maliyetlerin tüm taraflara eşit uygulanmadığı, gerek sistem kullanım fiyatları ve gerekse enerji bedelleri ve nihai tarifenin suni olarak oluşturulduğu, bunun da özel sektörün 2001 sonrası dönemde büyük çaplı yatırım yapmasına engel olduğu söylenmektedir. Ancak, 4628 sayılı yasa ve ilgili mevzuat iyi incelendiğinde öngörülen serbest piyasa yapısında perakende satış tarifesinin aslında serbest piyasa uygulamasında tek etken olmadığı anlaşılacaktır. 2001 yılında elektrik sektöründeki kamu ve özel kurumsal yapılanmanın ve güncel koşulların öngörülen serbest piyasa yapısına uygun olmadığı en başta düşünülmesi gereken etkenlerden birisidir. Ayrıca, kamu kuruluşlarından kaynaklandığı söylenen yeni sistemin benimsenmemesi durumunun faaliyette bulunmak isteyen özel şirketlerde de olduğu söylenebilir. Serbest piyasa uygulamasının ilk başında özel şirketlerin oldukça yoğun ilgi gösterdiği, özellikle üretim yatırımı için çok fazla kapasite başvurusu yaptığı görülmüştür. Ancak, bu başvuruların hayata geçirilmesi için özel sektörün de serbest piyasa kurallarını izlemediği, zaman içinde piyasa risklerini kamu üzerine aktarma yollarını aradığı da bilinen bir gerçektir. 4628 sayılı yasa öncesinde verilen imtiyazların ve diğer kanunlarla sağlanan imkanların ve sözleşmelerin tarafı olanların kazanılmış haklarından vazgeçmeyerek, yeni kanuna tam tabii olmamalarının da önemli bir etken olduğu zaman zaman belirtilmekte ancak söz konusu bu yatırımların ilk gerçekleştirildikleri zamandaki koşullarının serbest piyasaya zaten uygun olmadığı ve serbest piyasa koşullarına uyarlanamayacağı bilinmesi gerektiği halde bu durum yasayı hazırlayan ve uygulamasından sorumlu olan yetkili merciler tarafından kabul edilmemiştir. Bu yetkili merciler tarafından 4628 sayılı yasanın her koşulda ve hemen uygulamaya geçemeyeceğinin önünde engel olarak önemli mevcut koşulların bulunduğu göz ardı edilmiş, hatta yatırım yapmaya niyetli olduğunu belirten özel şirketler tarafından da bu yanılgıya düşülmüştür. Farklı ülkelerde uygulanan serbestleşme modellerine göre oluşturulan bu kanun ile öngörülen piyasa yapısı esas itibariyle, tüm katılımcılara adil ve şeffaf bir davranışı öngörmekte iken; EPDK ve ETKB arasında yaratılamayan işbirliği yerine zaman zaman cepheleşme de oluşmasıyla, uygulamalarda istenen başarı sağlanamamıştır. Serbestleşme uygulamalarında herhangi bir ilerleme olmadığı için yasanın uygulama alanlarının bir kısmı da ihlal edilerek 2004 yılında siyasi iradenin girişimiyle yaratılan ‘Özelleştirme Strateji Belgesi’ de kanunla çelişkiler içermiş ve sonrasında hedeflerin 5-146 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU çoğu tutturulamamasına rağmen bu belge de sahipsiz kalarak hiçbir revizyona uğramamıştır. Sonraki süreçte ise 4628 sayılı kanunun temel ilkelerinde dahi değişikliklere gidilmiştir. Bugün gelinen noktada: ♦ 4628 sayılı yasa ile elektrik sektöründeki faaliyetler üretim, iletim, dağıtım, toptan satış ve perakende satış olarak ayrıştırılmışken ve faaliyetler arası işbirliği ile herhangi bir faaliyette tekel oluşmasının engellenmesi hedeflenmişken, dağıtım şirketlerinin bölgelerinde bir önceki yıl tüketilen enerjinin en fazla %20’sini üretebilecekleri kısıtı kaldırılmıştır. ♦ Elektrik üretiminde ve tedarikinde faaliyet sahibi şirketler için garanti kavramı kesinlikle yer almazken önce yenilenebilir kaynaklar için üretilen miktara alım ve fiyat garantisi getirilmiş, daha önceden devletlerarası ikili işbirliği kapsamında yapılması hedeflenen HES üretimlerine alım garantisi ve son olarak ta kurulu gücü 1000 MW ve daha fazla olan yerli linyit kaynaklı santraların üretimlerine alım garantisi getirilmiştir. ♦ 4628 sayılı yasa temel olarak ikili anlaşmalar pazarı ve bu pazarı gerçek zamanda dengeleyen Dengeleme Piyasası yapısını öngörmekte iken 1.Ağustos.2006 tarihi itibariyle fiili olarak Dengeleme Piyasası uygulanmaya başlanması ile otoprodüktör ve otoprodüktör grubu üreticiler anlaşmaları olan tüketicileri terk etmiş, bu tüketiciler zorunlu olarak TEDAŞ müşterisi olmuş ve bu üreticiler Dengeleme Piyasasından daha fazla kazanma yolunu seçmiştir. Uygulanmaya başladığından bu yana üretim kapasitesinin artmaması ve talebin de yükselmesi sonucu birçok günde bu piyasaya enerji açığı ile başlanmış ve bu piyasada fiyatlar hep yüksek seyretmiştir. Kapasite açığının gittikçe büyüdüğü bir ortamda Dengeleme Piyasası’nın uygulanması serbest piyasanın esasını oluşturan ikili anlaşmalar piyasasını temelden etkilemiştir. Sonuç olarak, serbest piyasa uygulamasının gerçekleşmemesinin önünde birçok etken bulunmakta ancak bazı kesimler tarafından EPDK tarafından 2006 yılında uygulamaya konan ve 4628’e uygun dağıtım tarife metodolojisi ve tarife hesaplama yöntemlerine rağmen, ETKB tarafından bu kurallara uygun hareket edilmemesi ve hatta serbestleşmenin ve arz güvenliğinin en temel kaldıracı olacak olan dağıtım özelleştirmelerinin siyasi keyfiyetle rafa kaldırılması tek neden gibi gösterilmektedir. 4628 sayılı yasanın 1. maddesinde belirtilen amaç elektrik enerjisinin sürekli, kaliteli, düşük fiyatlı ve çevreye uyumlu bir şekilde tüketicilere ulaştırılmasıdır. Bu amaç için serbest piyasa bir araç olarak tanımlanmıştır. Serbest piyasa uygulamasının başlaması için de özelleştirme ve yeni yatırımların özel sermaye tarafından gerçekleştirilmesi ikincil bir araç olarak benimsenmiştir. 4628 sayılı yasanın yürürlükte olduğu son beş yıllık döneme bakıldığında bu amacın tamamen kaybolduğu, yukarıda maddeler halinde özetlenen gelişmeler sonucunda serbest piyasa uygulamasının da gündemde olmadığı sadece ikincil bir araç olarak benimsenen özelleştirmenin tek amaç haline dönüştüğü görülmektedir. Bu amaç değişiminin nedenlerini sorgularken kamu kuruluşlarının tutum ve davranışlarından daha fazla özel şirketlerin elektrik sektörüne bakışını irdelemek daha doğru olacaktır. 9.1.3 Özelleştirme Farklı dönemlerde başlatılan özelleştirme girişimleri genellikle kamuoyu ve STK’lar nezdinde yeterince anlatılamadığı, anayasal ve hukuki temellerimizin içeriğine yeterince dikkat edilmediği ve kanun uygulayıcılarının değişen dünya dinamikleri çerçevesinde ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-147 düşünce yeniliği getirememeleri nedenleriyle sekteye uğramıştır. Buna rağmen son zamanlarda farklı sektörlerde önemli özelleştirmeler yapılabilmişken, enerji alanında henüz kayda değer boyutta özelleştirmeler gerçekleştirilememiştir Elektrikte özelleştirme, esas itibariyle kamu tekelindeki hizmetlerin özel sektör eliyle yapılmasıdır. Buradaki temel amaç, kamu hizmetlerinin aksatılmadan, kalite seviyesi düşürülmeden daha verimli, daha etkin ve daha ucuz olarak halka sunulmasıdır. Dolayısıyla bu hizmetleri yapmanın yollarından biridir; diğer bir yol ise yıllardır sürdürülmekte olan kamu eliyle bu işlerin devam ettirilmesi veya özel-kamu karma bir sistemin uygulanmasıdır. Özellikle Türkiye’de siyasi iradenin kamu kuruluşlarına etkisinin artarak sürmesi, kuruluşların etkinliklerinin ve uzmanlıklarının zaman içinde azalmasına yol açmakta ve bu da hem yatırımların akılcılıktan uzaklaşarak pahalı ve geç veya yanlış yapılmasına; hem de kamu tekelindeki işletmelerin etkinlik ve verimlilikten uzak bir anlayışla sürdürülmesine neden olmaktadır. Uzun zamandır gündemde olan ve denenen özelleştirme çalışmalarının hep sürüncemede kalmasının bu kuruluşların yönetim anlayışı ve insan kaynağı üzerindeki olumsuz etkisi ve çalışma isteği erozyonu da gözden kaçırılmamalıdır. Bölüm 9.1.2’de kısaca açıklandığı üzere özelleştirme uygulaması elektrik sektöründe tek amaç olmamalıdır. Ayrıca yukarıda değinildiği gibi, özelleştirme tek seçenek değildir. Ancak, geçmişteki yatırımların maliyeti ve süresi incelenip, olası finansman imkanları düşünüldüğünde şu anda özellikle üretim alanında yapılacak 3-5 milyar USD’ın üzerindeki yıllık yatırımların kamu tarafından bilinen bütçe anlayışı çerçevesinde finanse edilebilmesinin mümkün görünmediği söylenmekte ancak özelleştirme uygulamalarında ve özel sermayenin yeni yapacağı yatırımlarda yaklaşık aynı mali yükü bulan garantiler talep edilmektedir. 4628 sayılı yasanın 1. maddesinde açıkça belirtilen amacın gerçekleştirilebilmesi için özelleştirme uygulaması benimsenirse öncelikle üretim tesisleri veya dağıtım tesisleri özelleştirmesi tartışmasıyla zaman kaybetmeden, herkese açık ve adil ihale yöntemleriyle ve nihai tüketiciye yansıyacak fiyatları göz ardı etmeden bu özelleştirmeleri uluslararası kriterler ile yatırım koşullarını ve tüketiciye ek maliyet getirmeden başlatmak yararlı olacaktır. Bu özelleştirmelerle yaratılacak dağıtım ve/veya üretim tekellerinin oluşmasıyla rekabetin bozulmasını engelleyecek limitleri şimdiden karara bağlayıp uygulamak doğru olacaktır. Aslında lisans yönetmeliği ile üretim lisansı için bir tüzel kişinin ülke kurulu gücünün %20’sini aşamayacağı karara bağlanmış olup, dağıtım bölgesi işletmeciliği için şimdilik bir sınır öngörülmemiştir. Buna ek olarak özellikle Avrupa ülkelerindeki büyük elektrik şirketlerinin Türkiye üzerinde ilgilerinin olduğu, bu şirketlerin bir kısmının da kendi ülkelerinde bir devlet kuruluşu oldukları göz önünde bulundurulmalı ve ülkemizde olası bir tekelleşmenin belki de yabancı devlet kuruluşları tekelleşmesinin önüne geçecek önlemler alınmalıdır. 9.2 Özelleştirme Girişimlerinin Tarihsel Gelişimi 9.2.1 4628 Sayılı Kanun Dönemi Öncesi 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanun’u 2001 yılında yürürlüğe girmeden önce, elektrik sektöründe serbestleşme yönünde birçok yasal düzenleme yapılmıştır. Bunların başında 19.12.1984 tarihli Resmi Gazete’de yayımlanan 3096 sayılı “Türkiye Elektrik Kurumu Dışındaki Kuruluşların Elektrik Üretimi, İletimi, Dağıtımı ve Ticareti ile Görevlendirilmesi Hakkında Kanun” gelmektedir. Bu kanun yalnızca elektrik alanında 5-148 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU değil, genel olarak ülkedeki özelleştirme sürecinin ilk kanunlarından biri olma özelliğini taşımaktadır. 3096 sayılı Kanun’un yürürlüğe girdiği yıllarda elektrik sektörü genel olarak üretim, iletim ve dağıtımın bir çatı altında toplandığı ve bir kamu iktisadi teşebbüsü (“KİT”) olarak örgütlenmiş Türkiye Elektrik Kurumu (“TEK”) tarafından yerine getirilmiştir. Sadece üç imtiyazlı şirket olan Kayseri ve Civarı Elektrik, ÇEAŞ ve KEPEZ, TEK’in kurulmasından uzun yıllar önce elde ettikleri imtiyazlarla, sırasıyla Kayseri, Adana ve Antalya illerinde faaliyet gösteren özel şirketler idi. 513 sayılı Kanun Hükmünde Kararname (“KHK”) ile 1993 yılında TEK’in ikiye bölünmesi neticesinde Türkiye Elektrik Üretim İletim A.Ş. (“TEAŞ”) ve Türkiye Elektrik Dağıtım A.Ş. (“TEDAŞ”) kurulmuştur. 513 sayılı KHK, 22 Şubat 1994’te 3974 sayılı Kanun’a dönüştürülmüştür. Özelleştirmelerin gerçekleştirilmesi amacına yönelik olarak; 3974 sayılı Kanun (1994), 3996 sayılı “Bazı Yatırım ve Hizmetlerin Yap-İşlet-Devret Modeli Çerçevesinde Yaptırılması Hakkında Kanun” (1994), 4283 sayılı “Yap-İşlet Modeli ile Elektrik Enerjisi Üretim Tesislerinin Kurulması ve İşletilmesi ile Enerji Satışının Düzenlenmesi Hakkında Kanun” (1997) çıkartılmıştır. Bu kanunlar ile, Yap-İşlet-Devret (“YİD”), İşletme Hakkı Devri (“İHD”) ve Yap-İşlet (“Yİ”) modelleri çerçevesinde özel sektörün elektrik üretimine katılımı sağlanmaya çalışılmıştır. Ancak, özel sektör eliyle yatırım yapılmasının sağlanması amaçlı kullanılan bu modellerin temelindeki alım garantisi gerçeği, daha sonrasında hedeflenen serbest piyasa şartlarının oluşturulmasını zorlaştıracak bir husus olduğu göz ardı edilmiştir. Dolayısıyla, o dönemde daha çok kamu finansman sorununun bertaraf edilmesi amacıyla kullanılan modeller, sonrasında planlanan sistemin bütününe yönelik yaklaşım getirmekten uzak kalmıştır. Dağıtım alanında da benzer bir anlayışla, yalnızca özelleştirme yapma adına kimi girişimlerde bulunulmuştur. 1989 yılında İstanbul Anadolu Yakası’nda elektrik üretimi, iletimi ve dağıtımı için özel bir şirket olan Aktaş Elektrik görevlendirilmiştir. Özel bir şirketin bu alanda faaliyeti hakkında yeterli hukuki ve teknik donanımın bulunmaması ve amaç boşluğu gibi nedenlerle, gerek sözleşme aşamasında gerekse uygulamada pek çok sorun yaşanmıştır. Nihayetinde, Aktaş Elektrik ile imzalanmış olan imtiyaz sözleşmesi Danıştay tarafından iptal edilmiş ve 2002 yılında sorumluluk bölgesini tekrar TEDAŞ devralmıştır. Aynı durum, 3096 sayılı Kanun hükümlerine göre görevli şirket haline getirilen ÇEAŞ ve KEPEZ için de geçerlidir. ÇEAŞ’ın sözleşmesinin iptal konusu yapıldığı davada Danıştay hukuka aykırılıklar tespit etmiş, bu davadan feragat nedeniyle sonuç alınamaması nedeniyle hem ÇEAŞ’a hem de KEPEZ’e el konularak TEDAŞ’a devredilmiştir. Ayrıca, geçmişte dağıtım bölgelerinin özelleştirilmesine yönelik kimi çalışmalar olmuş ve hatta 1998 yılında bir kısım şirketlere görevlendirmeler yapılmış olup, ancak bunlar daha sonra iptal edilmiştir. Bu girişimler bir yandan hukuka aykırılıklar taşırken, diğer yandan politika değişiklikleri nedeniyle tamamlanamamıştır. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-149 Görünen o ki, 2001 yılına kadar yapılan uygulamaların temelinde, serbest piyasa modeli oluşturmak gibi bir düşünce yatmamaktadır. Özel sektör, birbirleriyle tezat oluşturacak pek çok yöntemle yukarıda belirtilen alanlarda rol almıştır. Enerji yönetimindeki politika belirsizliği bu dönemin en belirgin özelliğidir ve daha sonra yaşanacak yapısal dönüşüm istemlerinin önünde ayak bağı olacak gelişmelere de sahne olmuştur. 9.2.2 4628 Sayılı Kanun Dönemi Serbest piyasa modeli oluşturmak amaçlı yapılan yapısal değişim çalışmaları, 2000 yılında Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından hazırlanan bir kanun tasarısının 08.12.2000 tarihinde Bakanlar Kurulu’nca kabul edilerek TBMM’ye sunulması ve kanunlaşması ile son bulmuştur. Söz konusu kanun, 03.03.2001 tarihli Resmi Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren 4628 sayılı “Elektrik Piyasası Kanunu”dur. 4628 sayılı Kanun’un temel amacı; elektriğin yeterli, kaliteli, sürekli, düşük maliyetli ve çevreyle uyumlu bir şekilde tüketiciye sunulması olarak verilmiştir. Bu hedef doğrultusunda, rekabet ortamında, özel hukuk kurallarına göre faaliyet gösterebilecek, mali açıdan güçlü, istikrarlı ve şeffaf bir elektrik piyasasının oluşturulması ve bu piyasada bağımsız bir düzenleme ve denetim sağlanması amaçlanmıştır. Bu çerçevede Kanun, elektrik üretimi, iletimi, dağıtımı, toptan satışı, perakende satışı, perakende satış hizmeti, ithalat ve ihracatı ile ilgili hususları kapsamakta, bağımsız kurumun görev ve sorumluluklarını sıralamıştır. Serbest piyasaya geçiş aşamasında sektörde yapılması gerekli görülen çalışma ve yöntemler sayılmıştır. Bu doğrultuda elektrik sektöründe faaliyet gösteren tüm üretim ve dağıtım tesislerindeki kamu payının azaltılması ve bu alanlarda bundan böyle gerçekleştirilecek bütün yatırım ve işletme faaliyetlerinin, piyasa ve rekabet kuralları içinde özel şirketlerce yürütülmesi amaçlanmıştır. Başka bir deyişle, bu kanun ile getirilen yeniden yapılandırmanın temel öngörüsünde, yatırımlardaki kamu payının daraltılması, özel sektör payının daha çok artırılması ve ayrıca kamunun denetim ve yönlendirme faaliyetlerindeki etkinliğinin çoğaltılması hedefi yatmaktadır. Kanun’un genel gerekçesinde yer alan değerlendirmelerde, mevcut elektrik enerjisi kurulu gücünün, zaman içerisinde hızla artacak talebi karşılayamayacağı ve bu talebi karşılayacak üretim, iletim ve dağıtım tesislerinin yatırımları için gereken finansman ihtiyacının özel sektörden karşılanmasının zorunluluğu üzerinde önemle durulduğu görülmüştür. Yerli kaynakların yetersiz kalacağı ve elektrik enerjisinin üretimi, iletimi ve dağıtımının tüketicilere kesintisiz, güvenli ve düşük maliyetli olarak sunulmasına yönelik bu modelin yerli ve yabancı özel sektör yatırımcılarının ağırlıklı olduğu bir piyasa yapısı dahilinde işleyeceği vurgulanmıştır. Kanun, siyasi otoriteden bağımsız bir düzenleyici ve denetleyici kurum olan Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu’nun (“EPDK”) oluşmasını da öngörmüş olup; ikincil mevzuatın çıkartılması, piyasada faaliyet gösterecek şirketlerin lisanslanması ve sektörün her yönüyle denetlenmesi görevleri EPDK’ya verilmiştir. Bu Kanun çerçevesinde, TEAŞ, iletim faaliyetleri alanında Türkiye Elektrik İletim A.Ş. (“TEİAŞ”) ve özel sektöre devredilmemiş üretim tesislerinin işletilmesi alanında Elektrik Üretim A.Ş. (“EÜAŞ”) ve mevcut sözleşmeleri devralan bir toptan satış kamu şirketi Türkiye Elektrik Ticaret ve Taahhüt A.Ş.(“TETAŞ”) olmak üzere üç ayrı kamu şirketi olarak faaliyet göstermeye başlamıştır. 5-150 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU Böylelikle, elektrik iletim faaliyetleri sürekli olarak kamuda kalmıştır. Üretim tesislerinin ise, Kanun’un öngördüğü şekilde özelleştirilmesi hedeflendiğinden portföy şirketlere olarak bölünerek özelleştirilmesi söz konusudur. EPDK tarafından gerçekleştirilen diğer bir çalışma ise, çok sayıda ikincil düzenlemenin yapılmış olmasıdır. Ancak, Kurul tarafından çıkartılan yönetmelikler, tebliğler ve kararlar incelendiğinde, sürekli bir değişimle karşılaşılmaktadır. Kurul adeta el yordamıyla bir arayışı gerçekleştirmektedir. Nitekim 4628 sayılı Kanun’da, öngörülen piyasanın şekillenmesine ilişkin yeterli düzenleme bulunmamaktadır. Pek çok konu boşlukta kalmıştır ve bunlar Kurul eliyle doldurulmaya çalışılmaktadır Bu yeni piyasa tasarımında pazar için rekabet yapısından, pazar içi rekabete doğru bir yapılanma öngörülmüş ve rekabet ortamının yaratılabilmesi için yeterli miktarda özel yatırımcının herhangi bir devlet garantisi olmaksızın piyasaya girmesinin sağlanması ve zaman içerisinde elektrik enerjisi arz fazlası yaratılması amaç edinilmiştir. Ancak, 4628 sayılı kanun öncesi yapılan alım garantili üretim santrallerinin devreye girmesiyle Türkiye’nin elektrik üretim kapasitesinde bir arz fazlası oluşmuştur. Arz fazlasının var olduğu dönem boyunca, alım garantisi olmaksızın özel sektörün yeni üretim tesisi yapmada gönülsüz davrandığı görülmüştür. Talebin yüksek olduğu zamanlarda bile, özel sektörün tesisi daha kısa süren yatırımlara, yani doğalgaz yakıtlı santraller gibi, yöneleceği görülmüştür. Ancak, üretim tesisi yatırımı amacıyla özel şirketlerin oldukça yoğun bir şekilde lisans almak için başvuruda bulunduğu halde bu yatırımların gerçekleşmesi yönünde bir ilerleme kaydedilmemiştir. Özellikle 2005 yılından sonra, doğal gaz fiyatlarındaki artış gerekçe gösterilerek mevcut sisteme uyum sağlamış bulunan otoprodüktör santralarının üretim yapmakta isteksiz oldukları hatta üretimlerini durdurarak anlaşma yaptıkları tüketicileri terk ettikleri görülmüştür. Yukarıda da söz edildiği gibi 2006 yılına kadar olan dönem için arz fazlası bulunduğu bilinen bir gerçektir. Bu nedenle, bu dönem içinde özel sektör tarafından yeni üretim yatırımlarının yapılmamış olması anlaşılabilir. Ancak TEİAŞ tarafından hazırlanıp EPDK tarafından onaylandıktan sonra kamuoyuna duyurulan “Türkiye Elektrik Enerjisi Üretim Kapasite Projeksiyonu” sonuçlarına göre 2009 yılından başlayarak yeni kapasite ilavesi yapılmadığı durumda enerji açığı olacağı açıkça belirtilmiş olmasına karşın özellikle büyük kapasiteli üretim tesisleri için özel şirketlerin yatırım yapma konusunda bir girişimde bulundukları görülmemiştir. Yatırım yapma girişimleri olmasının yanı sıra son iki yıl içindeki yasal düzenlemeler ile elektrik enerjisi üretimi için devletten alım ve fiyat garantisi temin etme girişimleri özel sektör tarafından da destek bulmuştur. Bu bir anlamda 4628 sayılı yasa ile getirilmeye çalışılan serbest piyasa koşullarında rekabet ortamının oluşmasına engel oluşturmak demektir. En geç 2009 yılında ortaya çıkacağı beklenen elektrik açığı resmi olarak dile getirildiği halde yatırımcılardan büyük kapasiteli üretim tesisi yapılması girişimi olduğu henüz görülememektedir. 4628 sayılı Kanun, elektrik enerjisi üretimi alanında serbestleşme öngörmüş, EPDK’da bugüne kadarki uygulamada, kendisine başvuran ve gerekli yeterliliğe sahip tüm şirketlere lisans vermiştir. Ancak, yeterli yatırımın özel sektör eliyle yapılması amacına ulaşılamamıştır. Önümüzdeki dönem talep öngörüsü ile mevcut, inşa halinde ve lisans verilmiş üretim santrallerinin toplam kurulu gücünün örtüşmediği anlaşılmaktadır. Düşük talep artış ihtimaline göre 2011 yılında, yüksek talep artış ihtimaline göre ise 2009 yılında bir enerji açığı beklentisine girilmiştir. Bu durum, 4628 sayılı Kanun ile getirilen sistemin, özel sektör yatırımlarını özendirmediğini ortaya koymaktadır. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-151 Üretim alanındaki bir başka dikkate değer gelişme olarak, toplam elektrik enerjisi üretimindeki yerli kaynak payının % 45’lerin altına düşmüş olması ve mevcut yerli kaynakların henüz tam anlamıyla değerlendirilmemiş olması karşısında, yenilenebilir yerli enerji kaynaklarına yapılacak yatırımların teşvik edilmesine yönelik 5346 sayılı “Yenilenebilir Enerji Kaynaklarının Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçlı Kullanımına İlişkin Kanun” (“YEK”) 18.5.2005 tarihinde yürürlüğe girmiştir. YEK Kanununa göre, yenilenebilir enerji kaynaklarından üretilecek elektrik enerjisine, önce 7 yıl süreyle alım garantisi getirilmiş, bu süre daha sonra 10 yıla çıkartılmıştır. 4628 sayılı Kanun ile getirilen sistemin özel yatırımları teşvik etmesi beklentisinin yanı sıra, yenilenebilir enerji kaynaklarına yapılacak yatırımlar açısından getirilen bu ilave özendirmenin de özel sektörü harekete geçirmediği gözlenmiştir. 9.2.3 Strateji Belgesi ve Uygulamalar 2004 yılında, bu kanun kapsamındaki konular için EPDK ve ETKB işbirliğinin sağlanması yerine bir alternatif gibi, YPK tarafından oluşturulan “Strateji Belgesi” ile özelleştirme ve serbestleşme sürecine yönelik somut bir takvim ortaya konulmuştur. Ancak, bu takvim süresi içerisinde işlememiş ve hedeflere ulaşılamamış olmakla birlikte, sistemde bazı değişiklikler öngören hükümler yürürlüğe sokulmuştur. Örnek olarak; dağıtım alanında uygulanması düşünülen bölgesel tarife yöntemi ötelenmiş, yerine fiyat eşitleme mekanizması getirilmiş ve ayrıca da 2010 yılı sonuna kadar bir geçiş dönemi öngörülmüştür. Öte yandan, Kanun’da, ana amaçlarının da ötesine geçen revizyonlar yapılmasına rağmen, bu strateji belgesinde bir revizyon yapılmamış ve adeta bu belgenin varlığı ve geçerliliği sahiplenilmemiştir. 9.2.4 DUY Uygulamaları 1.Temmuz.2006 tarihinde batı illerinde yaşanan 6 saatlik elektrik kesintisi ve bu kesinti sırasında otoprodüktör üretim şirketleri ve kimi özel sektör üretim şirketlerinin vermiş olduğu tepki nedeniyle, o güne kadar sanal ortamda yürütülen Dengeleme Uzlaştırma Yönetmeliği (“DUY”) çalışmalarında, 1 Ağustos 2006 tarihi itibarıyla nakdi uygulamaya geçilmiştir. Bilindiği üzere, Türkiye’de elektrik için aşağıda belirtilen iki önerme de geçerli görülmektedir: i) ii) Elektrik, tüketimi karşılamak yani ‘tüketicilerin’ ihtiyacını karşılamak için üretilir ve dağıtılır. Elektrik, genel tüketimi artırmak ve katma değer ve uygarlık düzeyini yükseltmek üzere üretilir. Her iki durumda da tüketiciler sektörün odak noktasıdır. Ancak, mevcut piyasada tüketiciler, farklı zamanlarda güvenilirlik, kalite, fiyat uygunluğu gibi konularda zafiyetlerle karşı karşıya bırakılmıştır. Tüketicilerin en azından serbest tüketici adı altında rekabetçi bir piyasadan elektrik almalarına olanak sağlanmışken, piyasadaki fiyat dalgalanmaları nedeniyle kimi saatlerde oluşan yüksek enerji fiyatları, özel üretim şirketleri ve otoprodüktörler için çekici olmuş ve serbest tüketicilerle yapmış oldukları ikili anlaşmaları iptal ederek dengeleme piyasasına yönelmelerine neden olmuştur. Böylelikle, aslında ikili anlaşmalara dayandırılması hedeflenen serbest piyasanın, kamu merkezli tek alıcılı havuz sistemiymiş gibi çalışmasına sebep olmuştur. Bu durum da, dağıtım şirketlerinin aracılığı olmaksızın ikili anlaşmalarla doğrudan elektrik enerjisi 5-152 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU alma hakkına sahip olan serbest tüketiciler oluşturulması ve bu yolla rekabet ve ucuzluğun sağlanması hedefinden uzaklaşmak anlamını taşımaktadır. Zaman içerisinde serbest tüketici limitinin azaltılmasıyla beklenen yarar, üreticilerin sahip olduğu piyasa gücü ve DUY sisteminin yarattığı olanaklarla etkisizleşmiştir. Ayrıca, DUY’la birlikte girilen süreç de özel sektörü yatırımlar için motive edememiştir. 1.Ağustos.2006 tarihinden bu yana nakdi olarak uygulanan Dengeleme Piyasasında elektrik satış fiyatlarının perakende satış fiyatlarına oranla oldukça yüksek seyrettiği gözlenmiştir. Özellikle tüketimin yüksek olduğu zaman dilimlerinde bazı günlere elektrik açığı ile başlandığından fiyatlar hep yüksek olmuştur. Oysa talebin arzdan fazla olduğu zaman dilimlerinde üreticilerin satış fiyatlarını yüksek tutacakları en temel piyasa gerçeğidir. 2007 yılı yaz aylarından itibaren tüketimin arttığı mevsimlerde birçok günde enerji açığının olacağı saatler görülecek ve üreticiler fiyatlarını yine yükselteceklerdir. Bundan sonraki dönemlerde, bir taraftan talebin gittikçe artması diğer taraftan da beklenen yeni kapasitelerin sisteme eklenmemesi enerji açığının olacağı saatlerin daha çok artmasına, dolayısıyla bu piyasada neredeyse sürekli olarak yüksek fiyatların oluşmasına neden olacaktır. Arz fazlasının olmadığı zaman dilimlerinde Dengeleme Piyasasının işletilmesi tüketiciler için sürekli yüksek fiyattan elektrik satın alma riskini getirecektir. Şimdiye kadar olan uygulamada sistemde dengesizliğe neden olan taraf tüketiciler adına TEDAŞ olmuştur. Bu piyasada oluşan yüksek fiyatların faturası TEDAŞ tarafından ödenecek ve kesinlikle tüketicilere yansıtılacaktır. Ayrıca, her zaman için arz açığı olduğu dönemlerde üreticilerin istenmeyen işbirliği ilişkileri kurabilecekleri riski de unutulmamalı, 27.Aralık.2006 tarihinde bu piyasada ortaya çıkan 1100 YKrş/kWh elektrik satış fiyatının nedenleri kesinlikle araştırılmalıdır. 9.2.5 Dağıtım Özelleştirmeleri Daha önce bahsettiğimiz Strateji Belgesi’nde öngörülen takvim, dağıtım özelleştirmeleri konusunda da aşılmış olmakla birlikte kimi gelişmeler de yaşanmıştır. Türkiye 21 bölgeye ayrılarak, Kayseri ili dışında 20 dağıtım bölgesinde 20 ayrı dağıtım şirketi oluşturulmuş ve EPDK tarafından dağıtım ve perakende satış lisansları verilmiştir. Ancak, mülkiyeti TEDAŞ’ta kalmak üzere, dağıtım varlıklarının sadece işletme hakkı bu şirketlere devredilmiştir. İşletme hakkı devir sözleşmesi imzalayan bu şirketlerin hisselerinin blok olarak satışı gündemde idi ve hatta 3 bölgenin ihale süreci de başlatılmıştı. Ancak, Hükümet’in seçim öncesinde bu özelleştirmelerin gerçekleşmesini istememesi nedeniyle, söz konusu ihale çalışmaları ilk etapta seçim sonrasına ertelenmiştir. Yani, şuan için 20 dağıtım şirketinin gerçek birer Anonim Şirket olarak yönetilmesi mümkün olmayıp, şirketler TEDAŞ gölgesinde kalmıştır. TEDAŞ tarafından oluşturulan ve gelir gereksinimine dayanan tarife metodolojisi EPDK tarafından onaylanmıştır. Bu tarife metodolojisine göre dağıtım şirketlerinin tüm maliyetleri tarifeye yansıtılmakta ve önceden belirlenen bir miktarda geliri elde etmeleri garanti edilmektedir. Dağıtım şirketinin tüketimdeki azalmadan dolayı gelir tavanında öngörülenden daha düşük bir gelir elde etmesi durumunda ise, bu gelir eksikliği bir sonraki dönemde son kullanıcı tarifelerine yansıtılarak kapatılacaktır. Geçiş dönemi boyunca uygulanacak bu yöntemde, enerji piyasası endeksi bazında enflasyon düzeltmesi de yapılarak, yıllar boyunca dağıtım şirketlerinin gelirlerinde olası düşme engellenecektir. Bu tavan gelir yanında, şebekeye ilk bağlanma ücreti, kesme/bağlama bedeli gibi gelirler de dağıtım şirketine ait olacaktır. Dağıtım şirketlerinin gelirleri bunlarla da sınırlı değildir. Kayıp/kaçak oranı EPDK tarafından onaylanacak belirli bir hedefin altına düşmesiyle elde edilecek ek gelir şirkete ait olacaktır. Aynı şekilde maliyet esaslı ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-153 tarifede yer alan referans elektrik tedarik fiyatından daha düşük bir seviyeden elektrik elde ettiği takdirde, bu aradaki fark da dağıtım şirketine ait olacaktır. İşletme verimliliği açısından da EPDK tarafından onaylanmış hedefler bulunmaktadır ve tarife formüllerine bu hedef ölçüsünde yansıtılmaktadır. Dağıtım şirketleri işletme verimliliğini artırmak yoluyla da ek gelir elde edebilecektir. Dağıtım şirketlerine belirli bir gelirin tarifeler yoluyla garanti edilmiş olması, tekel konumundaki bu şirketlerin yapısıyla uyum sağlamamaktadır. Gelir tavanının maliyet hesabına dayanması, şirketlerin bu maliyetler üzerinde oynama yapmasına zemin hazırlamakta ve öngörülen gelirden daha fazlasını bu yolla da elde etme olanağı tanımaktadır. Belirli oranda gelirin garanti edilmesi, verimlilik, kayıp/kaçak oranının düşürülmesi gibi hedeflerle yarar elde etmeye yönelik teşvikleri de geçersiz kılabilecektir. Dağıtım özelleştirmeleri sürecinde öne çıkan bir başka gelişme de dikey bütünleşmenin önünün açılması ve tarife metodolojisi yoluyla bu bütünleşmenin teşvik edilmesidir. 2005 yılında yapılan bir değişiklikle, dağıtım şirketlerinin kendi üretim şirketlerinden, dağıtmış oldukları enerjinin en fazla %20’sini elde edebileceklerine ilişkin sınırlama kaldırılmıştır. Daha ucuz enerji tedarik edilmesiyle daha fazla kara ulaşılacak olması, dağıtım şirketlerinin kendi üretimlerini gerçekleştirmelerini teşvik amacıyla getirilmiştir. 4628 sayılı Kanun’la amaçlanan dikey ayrıştırma, hem bu sınırlamanın kaldırılmasıyla, hem de dağıtım işiyle perakende satış işlerinin birbirinden ayrılmamış olmasıyla ortadan kaldırılmıştır. Bir şirketin birden fazla dağıtım bölgesinde faaliyet göstermesinin önünde de bir engel olmaması karşısında, dikey ve yatay bütünleşik yapıya zemin hazırlanmıştır. Elektrik enerjisi sektörü temelde tekelci bir eğilim taşımaktadır. Bu eğilimin yasal sınırlamalarla dahi engellenmesi dünya örneklerinde de tam olarak başarılamamıştır. Dolayısıyla, bugün ülkemizde yaşanan gelişmelerde, bu tekelleşme olgusu sistemin yumuşak karnını oluşturmaktadır. Mevcut düzenlemelerle ilerlenmesi halinde, gelecekte bir ya da birkaç tekelin faaliyet gösterdiği yapıya ulaşılacaktır. 9.3 Yeniden Sistem Tartışması 1980’li yıllara kadar tamamen kamu kuruluşlarının kontrolü ve tekelindeki enerji piyasası, bu yıllardan sonra ve özellikle de 1990’lı yıllardan itibaren özel sektörün yatırımlarına açılmıştır. 4628 sayılı Kanun’un yürürlüğe girdiği 2001 yılından itibaren hep özel sektörün yatırım yapması istenirken, kamunun yeri ve ortaklığı yeterince tanımlanamamıştır. Kamu tekelinin bozulmaya başlanmasından sonra Türkiye’de kalıcı ve uzun vadeli bir enerji vizyonu ve politikası oluşmamıştır. Yıllardır süren kamu tekelinin tamamen bırakılıp, özel sektörün tüm işleri yapması da işlerin doğası nedeniyle mümkün olmamaktadır. Ayrıca, sektörde özel sektörün katılımı ve ağırlığı istenmesine rağmen, gerek anayasal ve yasal altyapı düzenlemeleri tamamlanamamış, gerekse yerleşik kurum ve yasal organlarının yeterli desteği alınamadığı gibi çoğu uygulamalara karşıt tepkiler de oluşmuştur. 4628 sayılı kanun ülkemizde hedeflenen bir yapının kanunu olmasından çok, 2001 yılındaki ekonomik sorunlar nedeniyle dünyada uygulanan bir modelin uyarlanması ile yapılan bir kanundur. Bu sebeple de, çıkartılması aşamasında yeni getirilen model hemen hiç tartışılmadan, gelecekte olabilecekler yeterince öngörülmeden ve böylesi bir modelin tercih edilmesindeki nedenler ortaya konulmadan İngiltere’deki modelin örnek alınarak kanunlaştırılması yoluyla yürürlüğe girmiştir. Kanun’un yürürlüğe girmesinden önce atılan kimi adımlar, yeni sistemin önündeki en büyük engellerden birini oluşturmuştur. Kanun’un yürürlüğe girmesini takip eden 6 yıllık uygulama dönemi 5-154 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU boyunca yapılanlar da, Kanun’un nasıl uygulanması gerektiği konusunda ve dolayısıyla sistemin algılanmasında pek çok tereddüt doğurmuştur. Aslında, bu kanun ile dikey yapılanma yerine yatay yapılanma modeli, şeffaf ve adil bir piyasa ile her piyasa faaliyeti için maliyetlere dayalı bir fiyatlandırma hedeflenmiştir. Güvenilir, kaliteli, sürekli, ucuz ve çevre ile uyumlu elektriğin tüketicilere sunulması kanunun ana amacıdır. Özellikle üretim, iletim ve dağıtım dengesinin kurulması yönündeki planlama anlayışından uzaklaşılmış olması, sistemin en büyük açmazını oluşturmaktadır. Öngörülen talebi karşılayacak üretimin gerçekleşmesi her boyutta planlama yapılmasını gerektirirken, bütün üretim yatırımlarının piyasa koşullarına ve özel sektöre terk edilmesi yatırım açığını tetiklemiştir. Serbestleşme ve özelleşme süreci tamamlanmadan, öngörülen modelin ihtiyacı karşılamadığı ortaya çıkmış ve modelin tartışılmasını tekrar gündeme getirmiştir. 9.3.1 Yapılanma Modeli Tartışmasının Altındaki Gerçekler Elektrik enerjisinin özellikleri yanı sıra, uygulanacağı ülke koşullarının dikkate alınmadığı bir modelin başarılı olamayacağı açıktır. Dolayısıyla dünyanın her yerinde uygulanabilir model önermesi ya da başka ülkelerde benimsenen modellerin Türkiye’ye uygulanması gibi çalışmalar olumlu sonuç vermeyecektir. Nitekim ülkemizde bugün uygulanan 4628 sayılı Kanun kapsamındaki piyasa modeli, İngiltere’de uygulanan piyasa yapısının örnek alınması yoluyla elde edilmiş ve ülkemiz koşullarını dikkate almamış olmasından dolayı pek çok soruna çözüm üretmekten uzaktır. Bu yapının kendisiyle uyuşmayacak pek çok unsurun üzerine kurulmuş olmasının yanı sıra, karşılaşılan sorunların çözümü için sürekli olarak aynı yönteme başvurulmaktadır. Yani 4628’le getirilen sistem defalarca delinmekte, çözüm, yasanın genel belirlemelerinin dışında aranmaktadır. Bu durumun en belirgin örneğini alım garantili elektrik üretim santralleri oluşturmuştur. 4628’den önce zaten yeterince alım garantili sözleşme bulunmaktayken, bugün için de en önemli nedenleri arasında arz güvenliği bulunan çeşitli vesilelerle alım garantileri genişletilmektedir. Yenilenebilir enerji kaynaklarına yönelimin teşvik edilmesi amacıyla bu alanda üretim yapacak olanlara belirli bir süre alım ve fiyat garantisi getirilmesi geniş bir mutabakatla sağlanırken, kömür santrallerine ve kurulması planlanan nükleer santrallere de alım garantisinin verilecek olması, üretim alanında neredeyse tamamen garantili sözleşmelerden oluşan yapıya yönelmiştir. Bu durumun pek çok nedeni bulunmakla birlikte ülkemizin, model alınan İngiltere’nin aksine hızlı bir talep artışıyla karşı karşıya bulunması ve yatırım alanındaki özendirmelerin daha tekelci bir ortamda gerçekleşebileceği gibi yönlerin ağır bastığı söylenebilir. Nitekim bir yandan arz açığı tehlikesinin önüne geçebilmek için piyasa sistemi dışında çözümler yaratılırken diğer yandan sistem kendi içerisinde bütünleşme eğilimine girmiştir. Son dönemde yapılan yasal düzenlemeler yatay ve dikey bütünleşmelerin önündeki engelleri kaldırırken, EPDK tarafından verilen lisansların yatırıma dönüşmüyor olması, lisansların daha güçlü şirketlerin elinde toplanması sürecine girilmiştir. Bütünleşme sürecinin, dağıtım özelleştirmelerinin gerçekleşmesi halinde daha hızlı bir şekilde yaşanması beklentisi bulunmaktadır. 4628’in getirdiği sistemin bir diğer özelliği de, bütüncül bir planlamaya izin vermemesidir. Elektrik enerjisinin depolanamaz olması, birincil kaynakların sınırlılığı ve iletim alanında yaşanan kısıtlar vb. gibi özelliklerinden dolayı, özellikle bizim gibi ihtiyacı hızla artan ülkelerde planlama zorunluluğunu beraberinde getirmektedir. Piyasa yapısının aynı ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-155 zamanda planlama becerisi göstermesi belki talep alanında durağanlığın yaşandığı koşullarda belirli bir başarı gösterebilir. Ancak, talep tarafında yaşanan hızlı gelişmeler, hem enerji darboğazı hem de kaynak ve yatırım israfı yaratmayacak bir zamanlamayla yatırım yapılması zorunluluğunu doğurmaktadır. Tekelci bir yapı oluşmaksızın, serbest rekabet koşullarının piyasa algılamasıyla bu şekilde bir planlamanın olmayacağı ortaya çıkmıştır. 9.3.2 Nasıl Bir Yapılanma Modeli? Bugün itibariyle Türkiye elektrik sektörünün içinde bulunduğu durum tartışmalara neden olmaktadır. Bütün kesimler tarafından sektörde sıkıntılar olduğu dile getirilmektedir. En büyük sıkıntı olarak yakın bir gelecekte arz açığı beklenmesi olarak gösterilmektedir. Elektrik enerjisi talebinin önümüzdeki yıllarda da hızlı bir artış göstereceği ve bu artışın zamanında, güvenilir ve ekonomik bir şekilde karşılanması gerektiği herkes tarafından kabul edilmektedir. Ancak ihtiyaç duyulacak yeni kapasitenin kurulması yolları konusunda farklı görüşler ortaya atılmaktadır. 2001 yılında 4628 sayılı yasanın yürürlüğe girmesi ile birlikte elektrik sektöründe serbest piyasa oluşması ile üretim, dağıtım, toptan satış ve perakende satış faaliyetlerinde katılımcılar arasında rekabet oluşması öngörülmüş, aynı zamanda Türkiye elektrik sektöründe kurumsal yapılanma neredeyse tamamen değiştirilmiştir. Bu yeni yapılanma ile birlikte sektörün tüm alanlarında kurum ve şirketlerin daha verimli çalışacağı öngörülmüştür. Bu süre içerisinde özellikle üretim tesislerinde ihtiyaç duyulan yeni kapasite yatırımlarının serbest piyasa koşullarında gerçekleşeceği beklenmiştir. Bu raporun değişik kısımlarında açıklandığı üzere ilk başta oldukça büyük miktarda yeni üretim tesisi kurulması için başvurular yapılmış ve lisans alınmıştır. Ancak bu lisanslardan bugüne kadar gerçekleşen miktarın ihtiyaç duyulandan oldukça uzak olduğu da bilinmektedir. Üretim yatırımlarının bu yapılanma içinde özel sermaye tarafından gerçekleştirilmesi için sürekli olarak yeni yollar aranmış ama bütün arayışlar yatırımların özel sektör tarafından yapılacağı beklentisi çerçevesinde olmuştur. Her ne kadar elektrik sektöründeki büyük kapasiteli yatırımları etkileyen etkenler olarak başta finansal durum, teknolojik yeterlilik ve insan gücü olsa da sektör içindeki sağlıklı kurumsal yapılanmanın da çok önemli bir etken olduğu son yıllarda anlaşılmıştır. Sektörel ve Kurumsal yapılanmanın uygun olmaması doğru kararın verilmesinde oldukça etkilidir. 2001 yılından bu yana süren yeni piyasa yapısında kamu kuruluşlarının karar verme konusunda yetersiz hale getirilmeleri neredeyse tüm karar yetkilerinin piyasa koşullarına bırakılması belki de içinde bulunduğumuz sıkıntıların en önemli etkenidir. Elektrik sektöründeki uygun yapılanma modeli araştırmasından önce elektrik enerjisinin tüketiciler tarafından nasıl algılandığının kararını vermek gerekir. Elektrik enerjisi piyasada alınıp satılan bir mal mıdır, yoksa tüm tüketicilere ulaştırılması gereken bir kamu hizmeti ürünü müdür? Sektördeki ilgili kişi ve kuruluşlar arasında nasıl bir yapılanma modelinin olumlu sonuçlar getireceği yeterince tartışılmamıştır. Serbest piyasa modeline geçişin önemli nedenlerinden birisi olarak kamu kuruluşlarının verimsiz çalışması sürekli olarak ön planda tutulmuştur. Diğer taraftan, elektrik enerjisi arzının doğal bir tekel olması gerektiğini ve elektrik enerjisinin bir piyasa malı olarak değil de kamu hizmeti olarak yerine getirilmesi gerektiğini savunan görüşler de bu süre içinde her zaman taraftar 5-156 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU bulmuştur. Bu çalışma içinde esas olarak bu iki görüş ele alınmış, tarafların görüşleri ortaya konulmaya çalışılmıştır. Gelinen aşamada, bütüncül bir enerji politikasından uzaklaşılmış ve günübirlik yasal düzenlemelerle ilerlemenin sağlanmaya çalışıldığı sistemsizlikle karşı karşıyayız. Oysa yaşanan gelişmeler, belirli bir sistemin tercih edilmesini ortaya koyarken, tercih edilebilecek modelleri de açığa çıkarmıştır. Bu alanda yeni bir düzenlemeye gidilerek 1312 sayılı TEK kanunu ile yürütülen sistemin olumsuzluklarının bertaraf edildiği, kamusal faaliyete dönülmesi bir seçenek olarak göz ardı edilmemelidir. Serbestleşmenin devam ettirilmesi halinde ise, iki seçenekle karşı karşıya bulunmaktayız. Ya sistem tamamen özel sektöre terk edilecek ve yatay/dikey bütünleşme içerisinde güçlü sermaye grupları eliyle yürütülecek ya da sistemin tekel oluşturan bütün yönleri kamuda bırakılarak rekabetin öngörüldüğü alanlarda özel sektörün de faaliyette bulunmasına izin verilecek. Özel sektör eliyle bir tekelleşmenin yaşanacağı birinci seçeneğin, serbestleşme hedef ve amaçlarıyla uyuşmaması karşısında, bu seçeneğe yönelik değerlendirmede bulunmayı gerekli bulmuyoruz. Özel sektöre açık kamusal faaliyet modeli olarak özetlenebilecek ikinci seçenek açısından, bugünkü fiili durum pek çok avantaj içermektedir. Dikey ayrıştırma yöntemiyle esas olarak dört bölüme ayrılmış olan elektrik sektörünün tekelci konumdaki bölümleri halen kamunun elindedir. Üretim, iletim, dağıtım ve perakende satış şeklinde ayrıştırılan yapıdan, üretim ve perakende satış alanlarında rekabetin olacağı, iletim ve dağıtım alanlarında ise doğal tekel olması nedeniyle rekabetçi bir yapının oluşmayacağı bilinmektedir. İletim alanı bu yönün de ağır bastığı gerekçelerle kamu tekelinde kalmıştır. Ancak dağıtım sistemi, yatay bölümlere ayrılarak özelleştirilmesi öngörülmüştür. Oysa, dikey ayrıştırmadan umulan yarar rekabetin sağlanması yönündeki düşünce olduğuna göre, bu ayrıştırma sonrasında rekabetin yaşanmayacağı iletim ve dağıtım sektörünün birleştirilerek kamu eliyle yürütülmesi sistemin sürdürülebilirliğinin garantisini teşkil edecektir. Kamu eliyle yapılacak planlama dahilinde üretim yatırımlarının gerçekleşmesi, ülkemiz talep artış eğiliminin zorunlu bir sonucu olarak karşımıza çıkmaktadır. Bu nedenle, hangi kaynaktan ne kadar üretimin yapılacağı ve yatırım zamanlamasının bu planlama içerisinde yer alması gerekir. Planlanan yatırımlar açısından öne çıkartılması gereken husus, arz güvenliği yönüyle gerçekleşebilir olmasıdır. Kamuya aşırı yük getirmeyecek ve elektrik enerjisi fiyatlarını yükseltmeyecek en uygun yatırım modellerinin tercih edilmesi de planlamanın bir parçası olarak görülmelidir. Yasal bir düzenlemeyle ilke ve esasları belirlenmiş yatırım faaliyetlerinin; kamu, özel sektör ya da kamu-özel sektör ortaklığıyla, her bir yatırımın kendi koşullarında değerlendirecek yöntemleri kullanılmalıdır. 4628 sayılı Kanun’un pazar için rekabeti dışlayan, yalnızca pazar içerisinde rekabete izin veren düzenlemesi yerine hem pazara giriş için ihale yöntemleriyle bir rekabetin oluşması, hem de pazara girişten sonra rekabetin devam ettirilebildiği ve her türlü arz güvenliği tehlikesine karşı kamunun da aynı rekabet koşullarında faaliyet gösterebildiği üretim sektörü modeli geliştirilmelidir. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-157 Rekabetin oluşacağı öngörülen bir başka alan ise perakende satış sektörüdür. Hali hazırda dağıtım şirketlerine perakende satış lisansı da verilmiştir. 4628 sayılı Kanun, perakende satış şirketinin bulunmadığı bölgelerde, serbest olmayan tüketicilere elektrik arzının gerçekleştirilebilmesi için, dağıtım şirketlerinin bu alanda da faaliyet göstermesini öngörmüştür. Nitekim perakende satış alanında, tüm tüketicilere hizmet götürecek şirketlerin oluşması mümkün olmayabilir. Dolayısıyla kamuda kalması öngörülen dağıtım şirketlerinin, perakende satış sektöründe de faaliyet göstermesi zorunluluğu doğmaktadır. Ancak, bu alanda özel sektörün de izin almak koşuluyla ve rekabetin sağlanmasına yönelik kurallar çerçevesinde çalışmaları sağlanmalıdır. Bu sektöre giriş, izin koşulu dışında serbest olmalı, pazar içi rekabetin çerçevesi çizilmelidir. İletim ve dağıtım sisteminin kamunun elinde kalacak olması nedeniyle, mevcut TEİAŞ ve TEDAŞ’ın birleştirilerek, tek bir kamu şirketi olarak yeniden örgütlenmesi gerekir. Elektrik enerjisi sektörünün en önemli sorunlarından olan yatırım ve kayıp-kaçak gibi konularda, kamunun finansman gücünün sağlanabilmesi için, tüm yatırımların tarifelere yansıtıldığı bir sistem içerisinde, kurulacak kamu şirketinin de kendi maliyetlerini tam olarak karşılayabilme garantisi yaratılmalıdır. Yeni kurulacak iletim/dağıtım şirketinin politik etkilenmelerden uzak, özerk ve sektörel koşullara ayak uydurabilen bir yapıda olmasının yanı sıra, düzenleyici/denetleyici kuruluşun gözetimi ve kararları ile, hem sektöre katkısının olumlu yansıması, hem de kendi finansmanını sağlayabilmesi gözetilmelidir. Diğer taraftan, 4628 sayılı yasanın yürürlüğe girmesinden bu yana geçen beş yıllık süre içinde üretim yatırımlarının özel sektör tarafından yapılmasının öngörüldüğü, bu konuda özel sektörün de oldukça fazla miktarda kapasite yatırımı için lisans alarak sistem bağlantı başvurusunda bulunduğu, ancak gerçekleşen yatırım miktarının öngörülenden çok az olduğu bu raporun değişik kısımlarımda belirtilmiştir. Özellikle son günlerde özel sektörün yeni yatırım yapmak yerine kamu elindeki tesis ve hizmetlerin özelleştirilmesi ne ilgi gösterdiği gözlenmektedir. Son beş yıllık gelişmeler aslında Türkiye’de özel sektör için yeni yatırımdan daha çok elektrik sektöründeki hizmete ilgi gösterdiğini ve bu ilginin son günlerde iyice belirginleşerek dağıtım bölgeleri özelleştirmesi üzerinde yoğunlaştığı görülmektedir. Bu dönem üretim yatırımları için bir kayıp olmuş, 2002 yılında oluşan fazla kapasite ile bugüne kadar gelinmiştir. Özel sektörün ilgisini yatırımdan daha çok hizmet sağlamaya yöneltmesi yeni yatırımlar için yeni kayıp zaman olacağı şeklinde yorumlanabilir. Bu gelişmelerin yanı sıra elektrik enerjisi temin etmenin bir kamu hizmeti sağlama yükümlülüğü olduğu gerçeği de göz önünde bulundurulduğunda başta üretim yatırımları olmak üzere gereken tüm yatırımların zamanında yapılması veya yapılmasının sağlanması gerekmektedir. Kısa vadede alınması gereken acil önlem olarak derhal devlet eliyle yeni yatırımların gerçekleştirilebilmesi için öncelikle iletim ve dağıtım sistemleri birleştirildikten sonra üretim tesisleri de birleştirilerek elektrik sistemi tümleştirilmelidir. 9.4 Değerlendirme ve Sonuç Türkiye elektrik sektöründe 2007 yılı itibariyle başta gereken yeni üretim yatırımlarının gerçekleştirilmemesi olmak üzere büyük sorunların olduğu ve bu sorunlara ivedi çözümler bulunması gerektiği sektörün tüm ilgilileri tarafından kabul edilmektedir. Aranacak çözümler konusunda büyük görüş farklılıkları bulunmaktadır. Görüşlerden birisi bu bölümün 9.3 kısmında açıklandığı üzere şu an itibariyle halen mevcut yapılanma modelinin değiştirilerek sektörde kamu hakimiyetinin oluşturulmasıdır. İkinci görüş ise ayrıntıları ekte sunulan açıklamalardan da anlaşılacağı üzere mevcut serbest 5-158 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU piyasa modelinin güncel gelişmelere göre uyarlanarak uygulanmaya devam edilmesidir. Ekteki açıklamalardan anlaşılacağı üzere, yeni yatırımlar için özel sektörün ilgisinin azalmasına neredeyse tek neden olarak elektrik fiyatlarının gerçek maliyeti yansıtmaması ve fiyatların düşük olması gösterilmektedir. Çözüm olarak ta başta dağıtım bölgeleri olmak üzere elektrik sektöründe acilen tesislerin ve hizmetlerin özelleştirilmesi önerilmekte, elektrik enerjisi temininde arz güvenliğinin sağlanması (sürekli, yeterli ve kaliteli elektrik temini) ile maliyetlerin düşürülmesi hususlarında somut öneriler getirilmemektedir. Anımsanacağı üzere 4628 sayılı yasanın 1. maddesinde amaç olarak elektrik enerjisinin yeterli, sürekli, kaliteli, düşük maliyetli ve çevreyle uyumlu olarak tüketicilere ulaştırılması açıkça belirtilmektedir. Bu amaca ulaşmak için serbest piyasa koşullarında rekabet ortamının oluşması ise bir araç ya da izlenecek yol olarak tarif edilmektedir. Yasanın metninden de anlaşıldığı kadarı ile serbest piyasa koşullarının oluşması için yeni yatırımların özel şirketler tarafından yapılması ve halen kamu bünyesinde bulunan tesis ve faaliyetlerin özelleştirilmesi öngörülmektedir. Ancak yasanın uygulandığı 6 yıldan beri bu mümkün olmamıştır. Diğer taraftan Avrupa ülkelerindeki büyük elektrik şirketlerinin Türkiye üzerinde ilgilerinin olduğu, bu şirketlerin bir kısmının da kendi ülkelerinde bir devlet kuruluşu oldukları göz önünde bulundurulmalı ve ülkemizde tekelleşmeden daha sakıncalı olabilecek olası bir yabancı devlet kuruluşları tekelleşmesine yol açılmamalıdır. Bu gelişmelerin yanı sıra elektrik enerjisi temin etmenin bir kamu hizmeti sağlama yükümlülüğü olduğu gerçeği de göz önünde bulundurulduğunda başta üretim yatırımları olmak üzere gereken tüm yatırımların zamanında yapılması veya yapılmasının sağlanması gerekmektedir. Ayrıca kamu tarafından zamanında uygun yerli ekonomik kaynaklara yönelik enerji yatırımlarının yapılması halinde kamunun finansman bulması veya finansman maliyetini karşılaması mümkün görülmektedir. Aksi halde özel sektör tarafından yapılacak dışa bağımlı santralların ve bu santralların üreteceği pahalı elektriğin finansmanı yine kamu tarafından çok daha fazlasıyla karşılanmaktadır. Üstelik bu durum dış ticaret açığını, enerji arz güvenliği riskini ve elektriğin kamuya maliyetini artırmaktadır. Uygun planlama yapıldığı takdirde ekonomik kamu kaynakları 2020 yılına kadar elektrik talebini karşılayabilecektir. Ancak elektrik üretimi için hangi dış kaynağın daha ekonomik olacağına da yatırım süreleri dikkate alınarak, çeşitli senaryolara göre ekonomik analizler yapılarak zamanında karar verilmelidir. Kısa vadede alınması gereken acil önlem olarak derhal devlet eliyle yeni yatırımların gerçekleştirilebilmesi için öncelikle iletim ve dağıtım sistemleri birleştirildikten sonra üretim tesisleri de birleştirilerek elektrik sisteminin bütünlüğü sağlanmalıdır. Sistem bütünlüğünün sağlandığı ve elektrik arzından sorumlu olacak bu kuruluşun başarılı olması isteniyorsa yönetim biçimi mutlaka özerk olmalıdır. Bu kuruluş, yatırımlar için kendi finansmanını sağlayacak şekilde yapılandırılmalı ve özel sektör tarafından yapılacak yatırımların da gerek şirket gerekse kamu yararına olması için düzenleyici, yol gösterici olmalıdır. Böylelikle mevcut santralların verimliliği artacağı gibi kayıp kaçak da en aza inecektir. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-159 Sonuç olarak, elektrik sektöründe asıl amaç elektrik enerjisinin sürdürülebilir 24 bir şekilde tüketicilere ulaştırılmasıdır. Serbest piyasa koşullarında rekabet oluşması ve bunun için özelleştirme uygulaması amaç değil sadece yasanın amacına ulaşmak için izlenecek bir yöntemdir. Bu amaca ulaşmak için başka yöntemlerin de izlenebileceği unutulmamalıdır. 10. ELEKTRİK ENERJİSİ VERİMLİLİĞİ25 10.1 Giriş Günümüzde hemen her ülkede yaşanmakta olan enerji sıkıntısı ile ilgili olarak her ülke, her organizasyon ve her kurum kendi politikasını oluşturmaya ve bazı önlemler almaya çalışmaktadır. Bu önlemler, yakın zamana kadar sadece üretimin arttırılması yönünde olmuş ve üretim teknikleri sürekli geliştirilmiş ve çeşitlendirilmiştir. Burada alınan kıstas, ülkelerin ve toplumların gelişmişlik ölçütlerinin arasında ve bazen de en önünde dikkate alınan “ kişi başına elektrik tüketimi” ölçütüdür. Temelde bu yaklaşımda herhangi yanlış bir nokta olmamakla beraber, bu artışın ve değerlendirme ölçütünün bir mantık sınırının bulunduğu ve bu sınırın aşılmasının, zaten kısıtlı olan enerji kaynaklarını gereksiz yere ve çoğunlukla israfa varan bir şekilde tüketildiği ortaya çıkmıştır. Böylece esasen son 10 yılda, enerji üretiminin arttırılması ve insanların daha fazla enerji kullanması yanında, en az bunun kadar önemli, hatta içinde bunduğumuz çağda çok daha önemli bir hale gelen, hâlihazırda üretilmiş olan enerjinin nasıl daha verimli kullanılacağı üzerinde çalışmalar yapılmaktadır. Konumuz olan elektrik enerjisi verimliliği konusunda, “verimlilik” tarifini 3 ana başlık altında toplamak gerekmektedir. a- Elektrik üretiminde verimlilik b- Üretilen elektriğin iletiminde ve dağıtımında verimlilik c- Kullanıma hazır elektriğin tüketiminde verimlilik. 10.2 Elektrik Üretiminde Verimlilik Aslen Elektrik üretiminin başladığı 19. yüzyıl sonundan beri, şu veya bu şekilde, teknik veya ticari nedenlerle her üretici üretimdeki verimliliğini arttırmaya ve dolaylı olarak karlılığını arttırmaya çalışmıştır. Bu çabalar sonucunda, ilk üretim devirlerinden bugüne kadar kayda değer bir verimlilik artışı elde edilebilmiştir. Ancak bu çabaların sadece ticari ve kar amaçlı olması ve karın da fiyat oynamaları ile ve arz/talep dengesi yardımıyla bir miktar dengelenmesi nedeniyle gerçekte diğer alanlarda olan verimlilik artışı gerçekleştirilememiştir. Şu anda en verimli kömür santralarında ulaşılabilen %40 seviyesindeki üretim verimliliği ilk dönemlerde %20 ler seviyesinde olabilmekteydi. Aynı şekilde gaz türbinli üretim metotlarında yine %20 ler seviyesinde olan üretim %40 lara, ilave tedbirlerle %60 lara 24 Sürdürülebilirlik kavramı, elde edilebilirlik, ulaşılabilirlik ve kabul edilebilirlik (3A- Available, Accessible, Acceptable-) olarak tanımlanmaktadır. Bu tanım elektrik enerjisi sektörüne uyarlandığında ise sürekli, zamanında ve kaliteli elektrik enerjisinin düşük fiyatla ve çevreye uyumlu olması tanımlaması yapılabilir. 25 Daha detaylı bilgi için DEK TMK Enerji Verimliliği Raporu’nun ilgili bölümünü inceleyiniz. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-160 kadar çıkarılabilmiştir. Diğer ana üretim metotları olan nükleer enerji ve hidroelektrik enerjisi yöntemlerindeki verimlilik gelişimi bu kadar bile olamamıştır. Her ne kadar optik anlamda verimlilikler ilk dönemlerin 2 katına kadar çıkabilmişse de, reel anlamda kullanılan enerji kaynaklarından ancak yarı yarıya yararlanılabildiği önümüzde durmaktadır. Diğer anlatımla, tüketilen termik ve mekanik enerjiye karşı ancak yarısı kadar, bazen daha da az, elektrik enerjisi üretilebilmektedir. Buradan ilk etapta görünen, üretimde verimliliğin arttırılması gerekmektedir. Bunun yapılabilmesi için gereken iki faktör, ekipmanlardaki teknolojinin geliştirilmesi ve, ağırlıklı olarak daha verimli elektrik üretim sistemlerinin kullanılmasıdır. Bu yapılırken, konunun teknik/ticari optimizasyonu dikkate alınmalıdır ve alınmaktadır. Ancak, ticari yanın öne geçmesi, teknolojik araştırmaların önünü kesmekte ve maliyet faktörünü bir engel olarak ortaya sürmektedir. Diğer taraftan, bazı dev yakıt lobilerinin henüz tam olarak bilinçlenmemiş kamuoyunu etkilemeleri ve bunu maalesef tutarsız argümanlarla yapmaları bazı çevrelerde prim yapmakta ve teknolojik gelişimin önünü kesmektedir. Teknik ve ticari değerlendirmeler arasındaki bu çelişkinin, daha uzun süre süreceği görülmektedir. Ancak tartışmanın olmadığı nokta, artık enerji üretiminde verimliliği yüksek sistemlere ağırlık vermek, düşük verimlilikli sistemleri devreden çıkarmak ve rehabilite etmek suretiyle verimli hale getirmektir. Şu anda dünyada kurulu tüm enerji üretimi tesislerindeki durum aynı olmakla beraber, verimlilik düşüncesinin gelişmesi sonucu gereken önlemler yavaş ta olsa alınmaya devam edilmektedir. Ülkemiz, maalesef, teknolojik gelişmeleri ya çok geriden takip etmekte, veya bazı ekipman sağlayıcılarının deneme tahtası olarak kullanılmakta, buna rağmen deneme tahtası olmanın gerektirdiği avantajları alamamaktadır. Kurulu üretim gücümüzün eskiliği, yıllar boyunca yapılamayan geliştirme ve iyileştirmeler, fazlasıyla sık değişen ve daha da kötüsü birbiriyle çelişen, enerji üretim politikaları nedeniyle batı dünyasının seviyesinden oldukça geriye düşmüştür. Bu durumdaki diğer bir gerçek te, yeni teknolojiler için gereken ilave yatırım maliyetlerinin karşılanamayışı nedeniyle bu gibi eski ve düşük verimlilikli teknolojilerin ağırlıkla kullanılmasıdır. Özellikle sanayide kullanılan elektriğin maliyetinin üretilen malın maliyeti içerisinde fazlaca yer alması nedeniyle, ilk alınan önlem, maalesef, yatırım maliyetinin düşük tutulması ve kısa vadede kara geçme çabasıdır. Bunun sonucu olarak ta, elektrik üretim verimliliği olması gereken seviyelere çıkamamaktadır. Diğer taraftan düşük yatırım maliyetinin seçilmesi nedeniyle kurulan üretim tesisleri daha hızlı olarak verimlilik düşüşü getirmekte ve toplamda verimliliğimiz giderek daha da düşük hale gelmektedir. Özellikle batı ülkelerinde ve termik santralarda üretilen tüm elektriğe ilaveten, çıkan ve havaya atılan termik enerji de gerek sanayide, gerekse de toplu ısıtmalarda kullanılmaktadır. İsveç gibi bazı ülkelerde üretim verimliliği %60’ın altında herhangi bir termik santralın kurulmasına izin verilmemektedir ve ortalama verimliliğin %80 lere çıkarılmasına çalışılmaktadır. Ülkemizde bu rakam maalesef %40 lar seviyesine ancak son 10 yılda yapılan kojenerasyon tesisleri ve görece olarak yüksek kombine çevrim santraları ile ulaşılabilmektedir. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-161 Bu durum aslen artık herkes tarafından bilinmekle beraber, yeni yapılmakta olan veya planlanan termik santraların yatırımları, yatırımcı özel şirketler tarafından verimlilikten 23 puan feragat edilerek düşük maliyetli yatırımlara dönmektedir. Yatırımcılara bu yolu açan sebep ise sadece halen daha yakıt/elektrik fiyatlarındaki dengenin normalleştirilememesi ve pahalı yakıta rağmen, düşük elektrik fiyatı politikasının sürdürülmesidir. Bu yolla yatırımcılar, hükümet politikalarındaki belirsizliğin de etkisiyle daha kısa sürede yatırımın geri ödenmesini düşünmekte ve verimlilik ikinci planda kalmaktadır. Son olarak, yapılan yatırımların, özellikle sadece elektrik üretimi için kurulan santraların ekipman seçimlerinde bazı maliyet hesapları nedeniyle ( dolayısıyla düşük verimlilik ) küçük güçlere yönelinmesi, ileride şebeke dalgalanmalarını arttıracak ve şebeke dalgalanmalarına karşı duracak ekipmanların ataletini düşürecektir. Bunun sonucu olarak ta, düşük güçlerdeki ekipmanlarla kurulan termik santraların emre amadeliğinin düşük kalmasına ve tüm yükün zaten eski ve verimsiz büyük santralarca karşılanmasına sebep olacaktır. 10.3 Elektrik İletim Ve Dağıtımında Verimlilik: Son yıllarda en fazla kabul gören teori, elektriğin üretildiği yere en yakın yerde tüketilmesi ve bu yolla kayıpların en aza indirilmesidir. Bu teorinin en önemli sınırlandırıcı faktörleri yakıtın veya üretimde kullanılacak kaynağın taşınmasındaki imkânsızlıklar veya ekonomik zorluklardır. Bunun en güzel örnekleri hidroelektrik ve linyit bazlı elektrik üretim santralarıdır. Gerek teknik, gerekse de ekonomik olarak bu tür üretim tesislerinin tüketim yerlerine yakın kurulmaları çoğunlukla imkansızdır. Bu darboğaz da buralarda üretilen elektriğin, yani ülkemiz elektriğinin %90 ına yakınının bir yerden bir yere nakledilmesini, ve dolayısıyla da iletim hatlarındaki teknik kayıpları gündeme getirmektedir. Bu durumdan kurtulmanın iki yolu vardır. Bunlardan ilki, çok stratejik ve politik kararlar gerektiren, ana tüketim noktalarının ( örneğin sanayi ) bu üretim noktalarına kaydırmak, diğer önlem de iletim hatlarındaki kayıpların ortadan kaldırılması için gerekli önlemlerin alınması ve iyileştirme çalışmalarının bir an önce yapılmasıdır. Şu anda mevcut hatlardaki kayıp oranlarının %10-12 seviyesinde olduğunu bildiğimize göre, kaybedilen elektriğin miktarı bize fikir verebilir. Doğal olarak bu kayıpları sıfıra indirmek mümkün olmasa da, hiç olmazsa gelişmiş ülkeler seviyesine çekmek hedeflenmelidir. Bu nedenle, esas olan, tüketimin üretime yakın bölgelere kaydırılması için gerekli yasal ve teşvik düzenlemelerinin yapılmasıdır. Bunlar doğru bir şekilde yapılabildiği taktirde, iletim/dağıtım hatlarındaki kayıplar hiç olmazsa makul seviyelere düşürülebilir. 10.4 Tüketimde Verimlilik: Elektrik enerjisinin nasıl verimli tüketilebileceği bugüne kadar pek üzerinde durulmamış bir konu olmakla beraber, sıklıkla elektrik tasarrufu ile karıştırılabilmektedir. Birbirinden çok farklı iki konu olmasına rağmen, genellikle tartışma ortamlarında verimli tüketim, tüketim tasarrufu olarak algılanabilmekte ve nasıl tasarruf yapılabileceği üzerinde bir 5-162 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU tartışmaya dönüşmektedir. Aslında, üzerinde esas durulması gereken husus, elektriğin verimli olarak tüketilmesidir. Verimli tüketim, kullanılma alanlarının ikiye ayrılması ile tartışılabilir; a. Evsel ve Kentsel tüketim: Kamuoyuna en rahat anlatılabilecek konu olmasına rağmen, son döneme kadar hiç bahsedilmeyen verimli tüketim, günlük yaşamda konfor amaçlı kullanımda, doğru araçlar ile aynı amaca daha az enerji ile ulaşmaktadır. Bu amaca yönelik günümüzde bilgilendirmeler başlamış ve özellikle yüksek tüketime sebep olan evsel ekipmanların üzerlerine tüketim miktarları yazılmaya başlanmıştır. Böylece yıl boyunca kullanılacak olan ekipmanların ne kadar tüketeceği kolaylıkla hesaplanabilmektedir. Aynı şekilde, en önemli tüketim kalemlerinden olan aydınlatmada da düşük tüketimli araçların kullanılması özendirilmekte ve tüketici bunlara yönlendirilmektedir. Diğer taraftan bu yönlendirmede kullanılan argümanların fiili olarak tüketiciye örneğin yılda ne kadar bir tasarruf getireceği ve arada satın alırken ödediği fiyat farkının ne kadar zamanda geri döneceği çok açıkça belirtilmemekte ve bu nedenle, tüketici, verimliliği düşük olsa da ucuz ekipmanı seçebilmektedir. b. Sanayi Kullanımında Verimlilik Ülkemiz sanayicisi, son zamanlara kadar, üretimlerinde kullandıkları elektrik enerjisinin verimli kullanımı ile ilgili çok fazla bir tedbir almamıştır. Bundaki esas neden, yurt içi pazarlarında rekabetin oldukça sığ bir potansiyelde olması ve yurtdışından rekabetin yüksek gümrük duvarları ile engellenmesidir. Benzer şekilde ihracata yönelik malların yurtdışındaki zaten sınırlı rekabet imkânı ve çoğunlukla tarıma dayalı ihracatın olması enerji girdilerinin ihmal edilmesine neden olmuştu. Gümrük duvarlarının kalkması, piyasaların serbest rekabete açılması ve ihracat hamlesi ile birlikte, daha ucuz, bazen düşük kaliteli, malların piyasaya girmesi ile özellikle enerji yoğun üretim yapan üreticiler, elektriğin nasıl daha ucuza mal edilebileceği ile ilgili çalışmalara başlamışlar ve 1990 ların başında bir KOJENERASYON konsepti gelişmiş ve uygulanmaya çok yoğun bir şekilde başlanmıştı. Ancak bu konsept, üretim verimliliği içinde algılanmalı ve sanayi tüketimindeki verimlilik ile karıştırılmamalıdır. Sanayi elektriğinde, maalesef verimlilik halen çok fazla rağbet görmemekte ve bazı tasarrufa yönelik tedbirler ile bir anlamda bandaj tedbirler alınmaktadır. Bundaki en önemli etken, uygulanan elektrik fiyatlarında, enerjinin verimli kullanılması, birim üretimde daha düşük enerji tüketiminin teşvik edilmemesi nedeniyle, üretimde kullanılan ekipmanların satın alınmasında, elektrik kullanma verimliliği düşük ama yatırım maliyeti pahalı ekipman yerine, en ucuz, amaca en uygun, ancak enerji kullanımı açısından oldukça müsrif ekipmanların ülkemize dolması yöntemine gidilmiştir. Bu seçimde elbette verimli elektrik kullanılmasının elektrik fiyatları ile özendirilememesi büyük rol oynamaktadır. Halbuki her üretici sektörde, batı dünyası verimlilik değerleri esas alınabilir, ve bu şekilde bir fiyat politikası uygulanabilir. Örneğin verimli elektrik kullanan bir ekipmanla üretilen bir adet otomobil lastiğinde ne kadar elektrik enerjisi girdisi olduğu kolaylıkla örnekleme yolu ile hesaplanabilir. Bu hesaptan yola çıkarak, yerli üreticilere aynı hedef ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-163 konabilir ve bu hedefe kadar kullanılacak elektriğin fiyatı, yine örneğin, %30 düşük tutulabilir, bu değerin üzerindeki her kWh için elektriğin fiyatı %300 arttırılabilir. Böylece üreticiler, daha verimli elektrik kullanan sistemlere yönlendirilebilir. Doğal olarak bunun yapılabilmesi için gerekli finansman ve yatırım teşviklerinin devlet tarafından karşılanması gerekmektedir. Ancak bu şekilde, elektrik enerjisinin verimli olarak kullanılmasından gelecek ilave kapasite kullanımı hem toplam tüketimde düşüşe neden olacak ve enerji sıkıntısını bir nebze de olsa azaltacak, hem de üreticilerin elektrik giderlerini hissedilir şekilde azaltarak rekabet imkânlarını küresel anlamda arttıracaktır. 10.5 Sonuç Elektrik verimliliği konusunda öncelikle her dönem yapılan hatanın düzeltilmesi gerekmektedir. Üzerinde ısrarla durulması gereken, “elektrik enerjisi verimliliği” nin, “elektrik enerjisi tasarrufu”ndan çok farklı bir konu olduğudur. Elektrik enerjisi verimliliği, hem üretirken, hem iletirken hem de tüketirken ayrı ayrı değerlendirilmeli ve bu üç fazda da verimliliğin sağlanabilmesi için gerekli özendirmeler ve teşvikler yapılması, özellikle evsel kullanımda bilgilendirilmeye çok önem verilmelidir. Elektrik kullanımındaki verimlilik anlayışının, daha karanlık yollar ve evler, daha az televizyon seyretme olmadığı kesinlikle vurgulanmalıdır. Ancak bunlar vurgulanırken, özellikle evsel kullanımda bu yöntemlere geçecek toplumun gelir seviyesine uygun ataklar yapılmalı ve doğalgaz kullanımının başladığı ilk dönemlerde uygulanan popülist politikaların getirdiği zorluklara düşülmemelidir. 5-164 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU EKLER EK1: Karşı Görüş: “Küreselleşme, Serbestleşme, Özelleştirme” (Necati İpek) EK2: Karşı Görüş: “Model Ne Olmalı” (Mustafa Tuygun) EK3: Karşı Görüş: “Model Ne Olmalı” (Mehmet Bedii Ateş) EK4: Görüş: Elektrik Sektörü Özelleştirmesi ile İlgili Yapılan Çalışmalar (Pınar Varoğlu) ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-165 5-166 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU EK1: Karşı Görüş: “Küreselleşme, Serbestleşme, Özelleştirme” (Necati İpek) KÜRESELLEŞME; Küresel Neo-Liberal ideolojinin, “yeni dünya düzeni” (YDD) söylemi ve IMF / DB aracılığı ile yapısal zorlamalar üzerinden yürüttüğü saldırıya verilen ad, başka bir deyişle emperyalizmin kendini, yeni makyajlı yüzü ile, dünyaya yeniden sunumudur. Balıkların bazıları kurnazdır, oltanıza gelir dokunur hatta yemi ağızlarına alır ve sizde bunu duyumsar duyumsamaz sevinçle oltaya asılırsınız ancak misinayı çektiğinizde oltanızın boş ve yemin yerinde olmadığını görürsünüz. Balık avcılığında usta olanlar bu ilk dokunuşlara aldırmaz ve “Kalama” verir. Yani misinayı çekeceğine biraz daha serbest bırakır ve balığın yemle birlikte oltayı iyice yutmasını bekler. Artık bundan sonra balığın kurtuluşu kalmaz. Fakat bir olasılık daha vardır. Balık büyükse misinayı koparabilir. Bu nedenle balıkçı oltayı yutmuş balığı çekerken zaman zaman yeniden “Kalama” verir, yeniden çeker, böylece misinayı koparabilecek büyük gerginlikler olmadan balık yorulur ve misinanın gidiş yönünün tersine yüzmek için gerekli gücü tükenir duruma gelir ve bir süre sonrada kendisini suyun dışında bulur, işi bitmiştir… Gerek AB ve gerekse ABD’de bu güne değin çok balık tutmuş usta balıkçılar olarak misinanın tersine yüzmek için çabalayıp duran Türkiye’ye gerektiği her durumda “Kalama” vermekte ve oltayı iyice yutmasını sağladıktan sonra gerektiği zamanlarda asılmaya devam etmektedir. AB kurallarını kendine göre yorumlayarak AB’ye üye olacağını sanan Türkiye ise AB’nin “kalama verdiği” bu anlarda, kurtulduğunu sanıp sevinç çığlıkları atmaktadır. “Müzakere” tarihi alma konusu da tam böyle olmuş ve Hükümet AB kurallarının dışına çıkmak için çırpınıp misinayı koparabilecek durumu yarattığında AB “kalama” vermiş ancak her defasında da Hükümeti kayığa yada istediği yere (?!) biraz daha yaklaştırmıştır. AB ülkelerine özenilerek ya da AB direktiflerine uygun olarak 1990’lı yıllarda ekonomi alanında uygulanmaya başlanan “Liberalleşme Politikaları” elektrik enerjisi alanını da etkisi altına almış ve bu alan önce TEK’in TEAŞ ve TEDAŞ olarak 2’ye, 2001 yılında da TEAŞ’ın 3’e bölünerek (TEİAŞ: Türkiye Elektrik İletim A.Ş., EÜAŞ: Elektrik Üretim A.Ş., TETAŞ: Türkiye Elektrik Taahhüt ve Ticaret A.Ş.) Üretim ve Dağıtım’ın özelleştirme yoluyla satışına ortam yaratılarak elektrik enerjisi alanının anılan politikaların oyuncusu olması sağlanmıştır. Elektrik enerjisi alanında, 4628 Sayılı “Elektrik Piyasası Yasası” ile “Serbest Piyasa” modeline geçilmiş ve bu model ile sözüm ona “elektriğin yeterli, kaliteli, sürekli, düşük maliyetli ve çevreye uyumlu bir şekilde tüketicilerin kullanımına sunulması için, rekabet (?) ortamında özel hukuk hükümlerine göre faaliyet gösterebilecek mali açıdan güçlü, istikrarlı ve şeffaf bir elektrik piyasasının oluşturulmasının ve bu piyasada bağımsız bir düzenleme ve denetimin sağlanması” amaçlanmıştır. Yasa; elektrik enerjisi alanında “serbestleşme” yi amaçlamakla (?) birlikte, ülkemizde “serbestleşme” ile “özelleştirme” sözcükleri eş anlamlı olarak kullanılmakta, kavram kargaşası yaratılmakta bu kargaşa içinde temel amaçtan da (?) sapılmaktadır. Serbestleşmenin, özelleştirme olarak ele alınmasından kaynaklanan sorunların nasıl çözüleceği de belli değildir. Örneğin gerek üretim (santral) ve gerekse dağıtım (şehir içi OG/AG) tesisleri içinde yer alan bir çok tesisin özelleştirilmesi mümkün değildir ve ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-167 bunların yine, zorunlu olarak kamu kurumlarınca işletileceği konusu bir arada düşünüldüğünde çelişkiler yumağında düğüm olunmaktadır. Diğer yandan arz güvenilirliğini sağlayabilmek için özel sektörün, kar güdüsüyle hoşuna gitmediği için gerçekleştirmekten kaçındığı üretim ve dağıtım yatırımlarını kamunun yapması zorunlu olduğuna göre elektrik enerjisi alanında kamunun yer almaması ülkemiz için düşünülebilecek bir olgumudur.? Bu nedenle de kamunun gelir getiren kaynaklarını (kurulu gücü büyük santrallarını) elinden almak ve kamuyu mali açıdan zayıflatmak, ilerde arz güvenirliliği açısından handikap ve aynı zamanda “serbest” (?) elektrik piyasasında kamu aleyhine bir rekabet ortamı yaratmak olmayacak mıdır.? Nerede kaldı “serbest rekabet”..! 4628 sayılı yasa öncesinde elektrik enerjisi üretimine soyunan ve Dünya Bankasının bile şaşırdığı ve hala algılanmakta güçlük çekilen, tartışmalı, şaibeli “uzun süreli alım garantili” alınmasa da enerji bedeli ödeme (Take OR Pay) şartlı, Yİ ve YİD modelli UNI-MAR, ENRON vb. santralların bu garantileri sürdüğü sürece üretimde rekabet nasıl sağlanacaktır.? Elektrik Dağıtım alanında “Rekabet”, Strateji Belgesi ile 2011 yılına ötelendiği halde, rekabet koşulları yaratılmadan ve üstelik üretimde rekabet sağlanmadan, Dağıtım tesislerinin özelleştirilmesi, el değişiminden başka ne anlama gelmektedir.? (Yanıt: Ne olursa olsun “Kamu” dan alalım da Özel, güzel ve çoğu AB kökenli sermayeye peşkeş çekelim”, komşu pişirsin, bize de düşürsün.) Ayrıca, Üretimde rekabet sağlanmadan dağıtımın özelleştirilmesi ile elektrik fiyatları nasıl ucuzlayacaktır..? Kısacası 4628 sayılı yasa, en azından bizim gibi az gelişmiş yada daha kibar söylemiyle “gelişmekte olan” ülkelerde uygulanabilir olmayan, uygulandığında toplumsal çıkarlarımızla çelişen bir yasadır. Fransa gibi “gelişmiş” bir ülkede bile elektrik enerjisi alanı bir kamu kuruluşu olan EDF tarafından merkezi olarak planlanmakta, denetlenmekte ve idare edilmektedir. Son Söz : İYİ BİR SİSTEMDEN YOKSUN BİR GEMİ EN İYİ RÜZGARLA BİLE İYİ BİR LİMANA VARAMAZ..! ENERJİ’DE ÖZELLEŞTİRME VE SONUÇLARI: 2005 Ekim ayında dördüncüsü düzenlenen “Rekabet Edilebilir Bir Sanayi İçin Enerjide Yenilikler” konulu Türkiye Enerji Forumunda konuşan ETKB Müsteşarı Sami Demirbilek “elektrik enerjisi söz konusu olduğunda meseleye sadece ‘piyasa ekonomisi’ olarak bakılamayacağını” ifade etti. Ancak, Küreselleşme süreci ile birlikte dünyada ve Türkiye’de de özelleştirme uygulamaları 1980’li yıllardan bu güne değin ivme kazanarak devam ettirilmektedir. Avrupa Birliği Direktifleri doğrultusunda AB içinde her ne kadar ortak bir düzenleme söz konusu değilse de parça parça her ülke kendi özel konumunu dikkate alarak özelleştirmeleri uygulamaktadır. Fransa’da EDF, İngiltere’de CGEB, İtalya’da ENEL, İspanya’da GESA Türkiye’de TEK yirmi yıl öncesine kadar ülkelerinde elektrik sektöründe birer kamu tekelleriydiler. Fransa’da EDF direnmeye devam ediyor ve Avusturya, Kanada, İsviçre gibi ülkelerde bu hala böyle. Bu hizmeti kamu-özel ortaklığı ile belli oranlarda yürüten Belçika ve ABD gibi ülkelerde mevcut. Elektrik sektöründe en büyük özelleştirmelerden biri İngiltere’de yaşanmıştır. Ancak yinede düzenleyici bir kamu kurumu vardır. Bu kurum gerektiğinde kısıtlamalarda bulunabilmektedir. Ayrıca enterkonnekte iletim sistemi, özelleştirmeden sonra ihtiyaca 5-168 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU göre üretim ve arzı düzenleyen bir Ulusal İletim Şirketine verilmiştir, yani İletim tesisleri (hatlar, trafolar) ve bunlarla ilgili hizmetler kamu elindedir. Yetkili müşteri diye tanımlanan yaklaşık 5000 civarında, 1 MW üzerinde tüketim gücü olan alıcıların dağıtım şirketini seçme olanağı vardır. Bunların dışındaki gerçek tüketicilerin hakları ise, sıkı denetim altında uygulanan “hizmet standartları yönetmeliği” ile korunmaktadır. Buradan, tekelci bir yapıda maliyetlerin daha etkin dağıtıldığı sonucu da çıkarılmamalı ve rekabetçi piyasa modelinin de her zaman avantajlı olmadığı unutulmamalıdır. Rekabetçi yapının tüketicilere yüklediği bir takım ek maliyetler vardır. Özellikle Elektrik sektöründe bu maliyetler daha yüksektir ve rekabetçi piyasa modelinden elde edilen faydaların bu maliyetleri ne ölçüde karşıladığı henüz netlik kazanmış değildir. Örneğin İngiltere’de 1994 yılında tedarikçisini serbestçe seçmeye hak kazanmış ve sorunları büyük ölçüde giderilmiş olmasına karşın, 100 kW’tan fazla elektrik enerjisi tüketen 50.000 tüketici sayaçlama, veri süreçleme vb. ile ilgili ciddi bir takım sorunlarla karşılaşmışlardır. 1988 yılında ise tüm tüketiciler serbest tüketici ilan edilmiştir. Ancak büyük ve orta ölçekli tüketicilerde olduğu gibi bu durum küçük ölçekli tüketicilere fayda getirmemiştir. Düzenleyici Kurum’un görevi en azından 2001 yılına kadar tüketiciler arasında ayrım yapılmasını engellemek olsa da maliyetlerin büyük bir kısmının küçük tüketicilere yansıtıldığı görülmektedir. 1997 yılında, küçük tüketicilerin seçme serbestisinin henüz olmadığı dönemde, Düzenleyici Kurum bu tüketicilerin üretim için diğer tüketicilere nazaran %30 daha fazla ödediklerini belirtmiştir. Perakende satış firmaları sistematik olarak pahalı alımlarını serbest olmayan tüketicilerin pazarına sunmakta, ucuz alımları ise rekabetçi piyasaya sunmaktadır. Öte yandan az sayıda olan entegre yapıdaki firmaların stratejisi, fiyatları yüksek tutarak, fiyat rekabetine yol açmamaktır. Toptan elektrik satış fiyatı 1999 yılından beri %35 oranında düşüş göstermiş olsa da bu fiyat indirimi küçük tüketicilere yansımamıştır. Büyük tüketiciler için fiyatlar %22 oranında düşerken, küçük tüketiciler için fiyatlar % 5 oranında artmıştır. 1998 Avrupa İstihdam Raporunda, son on yılda diğer sektörler arasında en fazla gaz ve elektrik sektöründe istihdamda azalma olduğu belirtilmiştir. Buna göre 1990 ve 1998 yılları arasında elektrik ve gaz sektöründe 250.000 kişi işten çıkartılmıştır. Son ILO Raporu’na göre, 1990’dan beri, tüm Batı Avrupa enerji sektöründeki iş kaybının yarısı İngiltere’de görülmektedir. Bu rapora göre 1990–95 yılları arasında Batı Avrupa enerji sektöründe 156.000-212.000 arası kişi işten çıkartılmıştır. Bu verilerde bize özelleştirme sürecinin istihdamda azalmaya yol açtığını çok açık bir biçimde göstermektedir. Neoliberal modeller uygulandıkları her ülkede demokrasinin gerilemesi veya tümüyle ortadan kaldırılması sonucunu da birlikte getirmişlerdir. Başta Milton Friedman olmak üzere, neoliberalizmin önde gelen savunucuları, siyasal özgürlüklerin ekonomik büyüme için bir ayak bağı olduğu, buna karşılık “diktatörlüklerin ekonomide büyük patlamaları hayata geçirebildiği” görüşünde ısrarlıdırlar.5 Dolayısıyla “12 Eylül olmasaydı iktidara gelemezdik“ diyen T.Özal’da içinde bulunduğu dönemi fırsat bilerek finans-kapital zorbanın entegrasyon politikalarını hayata geçirerek özelleştirme uygulamalarına hız vermiştir. Enerji Sektörü’ de bundan nasibini almış, bir yandan enerji özelleştirmelerine yönelik hukuksal – yönetsel altyapı hazırlanırken diğer yandan da özellikle elektrik piyasasında rekabet oluşumu için olmazsa olmaz kabul edilen arz fazlası yaratılmak üzere çalışmalar yapılmıştır. 1993 Yılında çıkartılan 513 sayılı Kanun Hükmünde Kararname ile TEAŞ ve TEDAŞ ünvanları ile İktisadi Devlet Teşekkülü statüsünde iki ayrı şirket olarak yeniden ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-169 örgütlenmiş, 513 sayılı KHK dönüştürülmüştür. 22 Şubat 1994 tarihinde 3974 sayılı yasaya 3974 sayılı yasa ve 3291 sayılı özelleştirme yasasına eklenen “ Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı ile enerji alanında faaliyet gösteren İDT’lerin bu yasaya dayanarak veya diğer yasaların ,özel sektörün yeni enerji üretim,iletim ve dağıtım tesisleri kurma ve işletmelerini veya mevcutların işletme haklarını devir almalarını öngören hükümlere göre,üçüncü kişilerle yapacakları sözleşmeler,özel hukuk hükümlerine tabi olup ,imtiyaz teşkil etmezler” şeklindeki düzenlemeler ile söz konusu sözleşmelerin ,özel hukuk hükümlerine tabi olması sağlanmıştır. Ancak Anayasa Mahkemesi bu maddeyi anayasaya aykırı bularak iptal etmiştir. TEAŞ ve TEDAŞ tarafından işletilen tesislerin mülkiyet devri ile özelleştirilmesi, Anayasaya aykırı görülmesi nedeniyle mümkün olmamış, sadece 3096 ve 4046 sayılı Yasalar uyarınca “işletme hakkı devri yöntemiyle özelleştirme yolu açık kalmıştır. 4046 sayılı yasa Yap-İşlet-Devret modeli çerçevesinde yaptırılacak yatırım ve hizmetler arasından çıkarılan ”elektrik üretim,iletim,dağıtım ve ticareti” konusu 21 Aralık 1999 tarih ve 4493 sayılı yasa ile tekrar bu kapsama alınmış,böylece YİD yöntemi de özelleştirme araçlarından biri olmuştur. Anayasanın mevcut hükümleri karşısında söz konusu sorunların yasa ve KHK düzeyindeki düzenlemelerle giderilemeyeceğinin ortaya çıkması üzerine,1999 yılında çıkarılan 4446 sayılı yasa ile anayasa değişikliğine gidilerek,devletleştirmeyle ilgili 47., idarenin eylem ve işlemlerine karşı yargı denetimine ilişkin 125. ve Danıştay’ın oluşum ve yetkilerini içeren 155. maddeleri yeniden düzenlenmiştir.13 ağustos 1999 tarihinde kabul edilen ve 14 ağustos 1999 tarih v 23786 sayılı Resmi Gazetede yayımlanarak yürürlüğe giren 4446 sayılı yasa ile Anayasanın 47.maddesinin kenar başlığı “devletleştirme ve özelleştirme” şeklinde değiştirilerek,bu maddeye 2. fıkrasından sonra; “Devletin,kamu iktisadi teşebbüsleri ve diğer kamu tüzel kişilerinin mülkiyetinde bulunan işletme ve varlıkların özelleştirmesine ilişkin esas ve usuller kanunla gösterilir.Devlet,kamu iktisadi teşebbüsleri ve diğer kamu tüzel kişileri tarafından yürütülen yatırım ve hizmetlerden hangilerinin özel hukuk sözleşmeleri ile gerçek kişilere yaptırılabileceği veya devredilebileceği kanunla belirlenir” hükmü Anayasanın 125. maddesinin 1.fıkrasının sonuna; “Kamu hizmetleri ile ilgili imtiyaz şart ve sözleşmelerinde bunlardan doğan uyuşmazlıkların milli veya milletlerarası tahkim yoluyla çözülmesi öngörülebilir” hükmü eklenmiştir. Anayasanın 155.maddesini 2. fıkrası ise ; “Danıştay, davaları görmek ,Başbakan ve Bakanlar Kurulunca gönderilen kanun tasarıları,kamu hizmetleri ile ilgili imtiyaz şart ve sözleşmeleri hakkında iki ay içinde düşüncesini bildirmek, tüzük tasarılarını incelemek, idari uyuşmazlıkları çözmek ve kanunla gösterilen diğer işleri yapmakla görevlidir” şeklinde değiştirilmiştir. Söz konusu düzenlemeler ile Anayasaya ilk kez özelleştirme kavramı girerken, Kamu hizmetlerinin “özel sözleşmelerle” yaptırabilmesine ve kamu hizmetleri ile ilgili imtiyaz şart ve sözleşmelerinden kaynaklanabilecek uyuşmazlıkların, uluslar arası tahkim yoluyla çözülmesine olanak sağlanmış, Danıştay’ın görevleri arasında bulunan imtiyaz şart ve sözleşmelerindeki “inceleme” yetkisi “görüş bildirmeye” dönüştürülmüştür. Söz konusu Anayasa değişikliği ve diğer yasal düzenlemelerden önce, kamu hizmeti olarak nitelendirilen hizmetlerin, özel kuruluşlara yaptırılabilmesi, ancak idari sözleşmeler ile mümkündü. İmtiyaz sözleşmeleri olarak tanımlanan bu sözleşmeler ise Danıştay incelemesine tabii idi ve çıkabilecek anlaşmazlıkların yönetsel yargı (Danıştay İdari Mahkemeleri ) tarafından yönetim hukukuna göre çözülmesi söz konusu idi. 5-170 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 02 Mart 2001 tarihli Resmi Gazetede yayımlanarak yürürlüğe giren 2001/2026 sayılı Bakanlar Kurulu kararıyla ; Türkiye Elektrik İletim A.Ş. (TEİAŞ) , Elektrik Üretim A.Ş. (EÜAŞ) ve Türkiye Elektrik Ticaret ve Taahhüt A.Ş. (TETAŞ ) unvanlı üç ayrı “iktisadi devlet teşekkülü” olarak yeniden teşkilatlandırılmıştır. Avrupa Birliği Elektrik Mevzuatı ile uyum sürecinde 20 Şubat 2001 tarih ve 4628 sayılı Elektrik Piyasası Yasası ile “rekabet ortamında özel hukuk hükümlerine göre faaliyet gösterebilecek bir “elektrik enerjisi piyasası” oluşturulması ve bu piyasada bağımsız bir düzenleme ve denetimin sağlanması için yeni bir yapı, “Elektrik Piyasası Düzenleme Kurumu ve Kurulu” oluşturulmuştur. Yasa ile, elektrik üretim, iletim ve dağıtımı, toptan satışı, perakende satış hizmeti, ithalat ve ihracatı ile bu faaliyetlerle ilişkili tüm gerçek ve tüzel kişilerin hak ve yükümlülüklerini EPDK’nın kurulması ile çalışma usul ve esaslarını ve elektrik üretim ve dağıtım varlıklarının özelleştirilmesinde izlenecek usulleri kapsamaktadır. ÖZELLEŞTİRME UYGULAMALARI VE KURULLAR: Sermaye küreselleşme politikaları içerisinde özelleştirme uygulamalarını bir yandan yasal mevzuat ile tamamlarken diğer yandan bu yasaların uygulanmasında her türlü engeli aşabilmek amacıyla mevcut hükümetler dışında özerk kurum ve kurullar oluşturmaktadır. Enerji piyasasında da elektrik, doğalgaz ve petrol sektörünün düzenlenmesi ve piyasa performansının izlenmesi amacıyla EPDK oluşturulmuştur. Kurulları, “neoliberal akımın “ekonomiye ilişkin kararların siyasal baskılardan uzak tutulan ‘teknokratik’ mekanizmalarla belirlenmesi” şeklindeki arayışının yönetsel ifadesini oluşturuyorlar”(6) diyerek tanımlayan F.Ataay bunların üç ana amaca hizmet ettiklerini ifade ediyor. Bir yandan, kamu hizmetlerine ilişkin politikaların kararlaştırma süreci ”teknokrasi” söylemi eşliğinde siyasal mekanizmaların dışındaki yönetsel mekanizmalara taşınarak siyasal tartışma ve müzakerelere konu olmaktan çıkarılmakta ve bu süreç neo-liberalizmin egemenliğine verilmektedir. Böylece, büyük sermayenin hızla özelleştirilen altyapı hizmetlerindeki denetimi güvenceye alınmaktadır. Bu yönetim mekanizması, ikinci olarak, toplumsal tepkilere az çok duyarlı olmak ve bu duyarlılığını kamu hizmetlerine ilişkin politikalara belli ölçülerde yansıtmak zorunda olan siyasal iktidarları, üzerindeki toplumsal baskıdan kurtarmayı amaçlıyor. Üçüncü olarak, kurulların meşrulaştırılmasında “yönetişim” mekanizması önemli bir başlık oluşturuyor. Yönetişim mekanizması aracılığıyla toplumun çeşitli kesimlerinin, kurullara ve kurulların karar alma süreçlerine katılmasının sağlanacağı, böylece kurulların aldığı kararların demokratik meşruiyetinin tartışma konusu olmaktan kurtarılabileceği düşünülmektedir. Görüleceği üzere uygulamaları, işlevi ve yapısı itibariyle neredeyse doğrudan küresel sermaye direktifleri doğrultusunda çalışan EPDK sadece Başbakanlık Yüksek Denetleme Kurulunca denetlenmektedir. Ancak Kurumu alacağı ve uygulayacağı kararlar açısından hiçbir siyasi sorumluluğu yoktur. Bu derece yetkisi geniş bir yapının, her türlü sorumluluktan uzak olması düşündürücü olmaktan öte sorgulanması gereken bir durumdur. Zira bu yetkili ama sorumsuz kurum ve kurul üyeleri sık sık yasa ile kendilerine verilmiş görevlerin dışına çıkmakta sakınca görmemekte, kendilerini neredeyse tüm kamu kuruluşlarının üzerinde görmektedirler. Özelleştirme İdaresin ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-171 uhdesindeki ihale işlerine girebilmekte, HES ihalelerini kuralsız bir biçimde üstlenebilmektedirler. Öyle ki benzeri kurulları bile by-pass edebilmekte örneğin Rekabet Kuruluna rağmen rekabet kurallarına aykırı söylemlerde bulunabilmektedirler. Karar alma süreçlerinden kamuyu ve Mesleki ve Demokratik Kitle Örgütlerini dışlayan EPDK’nın meşruluğu –yasal dayanağındaki boşluklardan dolayı- sorgulanmalıdır. Zira geleneksel olarak Anayasa’da da belirtilen “idarenin bütünlüğü ilkesi” gibi bir ilke vardır ve bu ilke uyarınca her bir idari kuruluş bir üst idari kuruluş tarafından denetlenme zorunluluğundadır. İdarenin bütünlüğü ancak böyle sağlanabilir. SONUÇ OLARAK Enerji sektöründeki özelleştirmeler daha çok ulus aşırı sermaye ve işbirlikçilerinin amaçlarına hizmet etmektedir. Sektörde rekabetin olamayacağı, toplumun tekelci sermayenin insafına terk edildiği ve sosyal devlet anlayışının terk edildiği görünen bir gerçekliktir. Gelinen noktada Anayasa’ da sözü edilen “sosyal hukuk devleti” kağıt üstünde kalmış bir söylem olmaktan öte gidememektedir. Sürdürülen özelleştirmeler sonucu, öncelikle mevcut elektrik, doğalgaz ve petrol fiyatları (özellikle küçük ölçekte tüketim yapanlar için) yükselecektir. Enerji ekonomisine toplum açısından (OECD ölçeklerine göre) baktığımızda, elektrik giderlerinin, aile gelirinin %0,5 ile %1 arasında kalması gerekirken bu oran % 10 civarındadır ve yakın gelecekte daha da yükselecektir. Gerek dengeleme ve uzlaştırma mekanizmalarının çalışamayacak olmasından gerekse dağıtım perakende satış piyasasında oluşacak tekel durumundan ve bunun kötüye kullanılacak olmasından dolayı enerji kalitesinden de söz edilemeyecektir. Özellikle Türkiye’nin sanayileşmemiş bölgelerinde yük kamuya binecek ya sürekli subvansiyon ile kamu açıkları söz konusu olacak ya da mevcut yük vatandaşın sırtına bindirilerek sosyal patlamalara zemin hazırlanacaktır. Kaliforniya’da devletin krizi gidermek için 12 milyar dolar harcamış olması unutulmamalıdır. Mevcut durum ve gidişat bu bedelin çok daha fazlasının Türkiye bütçesinden çıkacak olmasına işaret etmektedir.Özellikle EPDK tarafından “yabancı sermayenin gelebilmesi için devletin yatırım yapmayacağına söz vermesi gerektiği” gibi söylemler gelecekte pratiğe geçerse arz güvenliği noktasında Türkiye’nin geleceği bir hayli karanlık gözükmektedir. Günümüzde yaşanan doğalgaza bağımlılık gerçeği “perşembenin gelişi çarşambadan belli olur” söylemine denk düşmekte ve süreç öz kaynaklardan uzaklaşıp enerjide, dışa çok daha bağımlı bir Türkiye’ye doğru işlemektedir. Küresel kapitalizm, su gibi kolay -kar marjı yüksek- yoldan akmaya çalışırken diğer yandan devleti nükleer santral gibi yatırımlara zorlama eğiliminde olacaktır. Elektrik, klasik iktisat kitapları da dahil her yerde doğal tekel olarak nitelendirilen bir piyasa yapısına sahiptir. Doğal tekel, piyasa mekanizmasının yani serbest rekabet sisteminin işlemediği bir düzeni ifade eder. Bu özelliğinden dolayı tüketici talep eğrisi esnek değildir, yani fiyatı yükselttiğinizde tüketicinin, bunun yerine tercih yada ikame edebileceği başka bir enerji yoktur. (özelikle dağıtımda oluşacak özel sektör tekelleri bünyesinde). Örneğin pirincin fiyatını arttırırsanız insanlar pirinç yerine bulgur yada makarna alırlar. Elektrik enerjisi için böylesi bir durum söz konusu değildir. Aynı zamanda elektrik, su gibi (yerine başka bir ürün ikame edilememesine rağmen depo edilebilirliği olanaklı iken) depo edilebilir olmaktan uzaktır. Yine bu özelliği nedeni ile üretildiği anda tüketilmek durumundadır. Bu yüzden üretim sürecinden dağıtım sürecine kadar süreklilik ve bütünlük göstermeli, bu bütünlük içerisinde planlama ve yatırımlar gerçekleştirilmelidir. 5-172 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU Geleceği aydınlık bir Türkiye için mevcut uygulamalara derhal son verilmelidir. Kaynakça : (1) George Soros / Küreselleşme Üzerine / İstanbul bilgi Üniversitesi Yayınları (2) Colin Mooers / Burjuva Avrupa’nın Kuruluşu / Dost Yayınları (3) E.J.Thompson / 18.yüzyıl İngiliz Toplumu:sınıfsız bir sınıf mücadelesi mi?/ Social History Cilt:3 (4) Immanuel Wallerstein / Güncel Yorumlar / Aram Yayıncılık (5) Business Week - Demokrasi ve ekonomi.. (6) Faruk Ataay..Kamu reformu incelemeleri. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-173 EK2: Karşı Görüş: “Model Ne Olmalı” (Mustafa Tuygun) I) TESBİTLER 1. 1984’deki 3096 sayılı kanun sonrası, özel sektörün elektrik sektörüne fiili girişi 1990’lardan sonra oluşmaya başlamış ve sadece üretim alanı ile sınırlı kalmıştır. 2. Yİ ve YİD’ler düşünülmezse özel sektör üretim tesislerinin payı % 18 civarındadır. 3. 1996’da öngörülen dağıtım özelleştirmesinin iptal edilmesiyle, Türkiye uluslararası tahkim kanalıyla hem çeşitli tazminatlar ödemeye mahkum olmuş, hem sektöre güven uzun süre azalmış hem de bu tesislere yatırım ve iyileştirme tedbirleri etkili ve verimli olarak uygulanamamıştır. 4. Aynı şekilde YİD projelerinin bazılarının onaylandıktan sonra iptal edilmesiyle de hem yatırımcı güveni sarsılmış, hem de uluslararası tahkimde birçok proje görüşülmeye başlanmıştır. 5. Nükleer enerji santraları konusundaki ihalenin 2000’li yılların başında iptal edilmesi de, Türkiye’nin yönünün ve stratejisinin güvenilirliğini azaltmıştır. 6. Farklı dönemlerde başlatılan özelleştirme girişimleri genellikle kamuoyu ve STK’lar nezdinde yeterince anlatılamadığı, anayasal ve hukuki temellerimizin içeriğine yeterince dikkat edilmediği ve kanun uygulayıcılarının değişen dünya dinamikleri çerçevesinde düşünce yeniliği getirememeleri nedenleriyle sekteye uğramıştır. 7. Geçmiş dönemlerde yapılmış özelleştirmeler, gerek denetim mekanizmasının etkinsizliği gerekse bazı özel sektör yatırımcılarının art niyetleri nedeniyle sürdürülebilir olmaktan çıktığı gibi, kamuoyunda genel olarak hep olumsuzlukları da çağrıştıran sonuçlara neden olmuş ve sonraki başka girişimlerin önünde de hep engel yaratmıştır. 8. 2001 yılında 4628 sayılı ‘Elektrik Piyasa Kanunu’ bizim kendi kanunumuz olarak kabul ve itibar görmemiştir. Son zamanlarda yapılan değişiklik ve düzenlemeler ise kanunun ana amacı olan ‘serbest piyasa’ modeline aykırılıklar getirmiştir. 9. 4628 sayılı kanunla oluşturulan EPDK, mevzuat oluşturma ve şeffaf duyuru alanında önemli işler yapmasına rağmen, uygulama ve denetim alanında zafiyetler göstermiştir. 10. EPDK ile enerjinin tarih boyu patronu olan ETKB arasında olumlu bir işbirliği, mevzuat oluşturma, değiştirme ve uygulama döngüsü kurulamamıştır. 11. 4628’den sonra oluşturulan ‘Strateji Belgesi’ bu kanunun uygulanmasına dönük yol haritasını güvenilir ve tutturulabilir hedeflerle ortaya koymanın yerine bu kanuna bir alternatif oluşturma şeklinde sonuçlanmıştır. 12. 2000’li yılların başında devreye giren önemli ve büyük kapasiteli Yİ santralı sonrasında Türkiye ilk kez 5-7 yıllık dönemde arz açığı sorunu yaşamadığı bir döneme girmiştir. 13. 2000’li yıllarda devreye giren Yİ’ler ile sağlanan arz fazlası, enerji politikası yapıcıları tarafından enerjinin uzun vadeli düşünülmesi gereken bir olgu olduğu gerçeği unutularak, yeni üretim yatırımları yapma konusunda bir atalet yarattığı gibi sektördeki az sayıdaki yerli serbest üreticilere bir baskı unsuru olarak da kullanılmıştır. 14. 2000’li yıllarda büyük çaplı enerji üretim yatırımları başlatılmamış ve yakın gelecekteki bir arz güvenliği korkusu tüm sektörde ve elektrik tüketimi yüksek sanayi kesiminde hissedilmeye başlanmıştır. 15. Gecikmiş enerji üretim yatırımlarının bugünlere bırakılmış olması, hem tesislerin vaktinde devreye girme, hem büyük bir finansman ihtiyacının kullanılması hem de 5-174 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU dünyadaki taleple artmış olan ekipman fiyatlarıyla pahalı ilk yatırım bedeli sorunlarını beraberinde getirmiştir. 16. Elektrik tarifeleri uzun süredir, maliyetleri yansıtacak şekilde bir hesaplama yerine kamu ağırlığının ve kamu iç çapraz sübvansiyonunun devam ettirildiği bir ortamda oluşturularak, yatırımcılara fiyat ve arz-talep dengesi konusunda doğru sinyalleri vermekten uzak kalmıştır. 17. En son uygulamaya konan (Ağustos 2006) DUY ile, 4628 ile öngörülen ikili anlaşma modeli yerine, tek alıcılı havuz sistemine benzer pratikte kamunun toptan alıcı ve toptan satıcı olduğu bir model oluşturulmuştur. 18. EPDK’nın farklı alanlarda düzenleme ve denetleme faaliyetlerinin ötesinde ihaleler yapması, hem bu ihaleleri yapacak kurumların özgüvenini zedelemiş hem de uzun vadede olumsuzluklar yaratabilecek sonuçlar doğurmuştur. 19. Dünyadaki gelişmiş ve enerji altyapı temelini tamamen oturtmuş ülkelerin yenilenebilir enerji kaynaklarına verdiği önem yeterince incelenmeden çıkarılan Yenilenebilir Enerji Kanunu ile, enerji altyapısının sağlamlığına ve arz güvenilirliğinin sağlanmasına bir bütünlük çerçevesinde yeterli önem verilememiştir. 20. Son zamanlarda ülke yerli kaynaklarına önem verilerek linyit sahalarının elektrik üretimine açılması ve yenilenebilir kaynakların kullanımının kolaylaştırılması prensip olarak sektöre olumlu ve yeni açılımlar getirmiştir. 21. Farklı dönemlerde bazı primer enerji kaynaklarının öne çıkarılması ve diğer alternatiflerin dışlanması kaynak çeşitliliği yaratmada zaafiyet doğurmuş; bu da hem arz güvenilirliğinin sürdürülebilirliğini hem de ekonomik kaynak kullanımını engellemiştir. 22. Genel olarak kanun ve mevzuatların, ortaya konmuş şeffaf, anlaşılır ve uzun vadeli stratejiler çerçevesinde tüm paydaşların katılımıyla ve yeni düşünce sistemine uygun tüm tadilatları ve gerektiğinde radikal kararları da içerecek şekilde bir bütünsellikle ele alınamayışı, giderilen sorunların yanında yeni sorunlar da getirmiştir. 23. Gerek ülke kaynaklarının etkin ve verimli kullanımı, gerekse enerjinin tüm alanlarındaki ekipman ve sistemler konusunda teknolojik bilgi, tasarım ve üretim düzeyini artıracak kamu-özel sektör-üniversite-araştırma kuruluşları arasındaki işbirliği konusunda gerekli çalışma özverisi ve sinerjisi ülke bazlı teknoloji, bilgi ve tasarım ürünleri ortaya koyabilmekten uzak kalmıştır. 24. Günümüzde ülkelerin siyasi ve sosyal yapısına hükmedebilen bir güç haline gelen enerji alanında politikaların araştırılması, oluşturulması, denetlenmesi konularında bağımsız düşünce ve araştırma kuruluşlarının oluşumunda yeterli başarı sağlanamamış, bunun yerine farklı alanlarda farklı amaçlara dönük ve ülke enerji politikalarına kısmi katkılarda bulunabilen çok sayıda sivil toplum örgütleri oluşmuştur. 25. Son zamanlarda yapılan ihale fiyatlarında tüketiciye yansıyacak nihai fiyat yerine, kamunun devir veya rödövans için elde edeceği miktarın yüksekliğinin gözetilmesi, tüketiciye ucuz elektrik temini amacıyla ters düşmektedir. 26. Kamu kuruluşlarında gittikçe azalan insan kaynakları yönetimi konusu nedeniyle, emekli olan veya önemli yatırımlar yapan özel sektöre geçen deneyimli işgücünün yerine yeterli sayıda ve yeterli vasıfta yei elemanların takviyesi yapılamamaktadır. Bu nedenle de kamu kurumlarında, işlerin yürütülmesi, denetlenmesi ve araştırılması konularında yeterli ve gerekli ekipler oluşturulamamaktadır. 27. 2000’li yıllarda kalıcı bir artış eğilimi ile yükselen petrol fiyatları, tüm dünya ile birlikte önemli bir ithalatçı olan Türkiye’yi de olumsuz etkilemiştir. 28. Türkiye AB üyeliği konusunda kesin vizyonunu ve kararını ortaya koymuş olup, AB’nin ana hedeflerinden biri enerji piyasasının tam serbestliğidir. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-175 29. Dünyada ve AB’de bazı ülkelerde, elektrik piyasası serbestleşme sürecinde rekabet oluşumu ve nihai fiyatlarda istenen durumlar oluşamamıştır. 30. Son on yıllarda dünyada yayılan veya kabul gören genç nüfus davranış ve tüketim eğilimleri ile elektrik temininde dağıtılmış üretim gibi yeni önerilerin önemi konusunda Türkiye’ye özgü değerlendirme ve analizler yeterince yapılmamıştır. II) MEVCUT DURUM Kalıcı ve uzun vadeli bir enerji vizyonu ve politikası oluşmamış olan Türkiye’de 1980’li yıllara kadar tamamen kamu kuruluşlarının kontrolü ve tekelindeki enerji piyasası, 80’lerden sonra ve özellikle de 90’lı yıllardan itibaren özel sektörün yatırımlarına kısmen açılmıştır. Son dönemlerde de hep özel sektörün yatırım yapması istenirken, kamunun yeri ve ortaklığı yeterince tanımlanamamıştır. Yıllardır süren kamu tekelinin tamamen bırakılıp, özel sektörün tüm işleri yapması da hem işlerin doğası hem de sektördeki özel sektör birikiminin yetersizliği nedeniyle kısa zamanda mümkün olmamaktadır. Sektörde özel sektörün katılımı ve ağırlığı istenmesine rağmen, gerek anayasal ve yasal altyapı düzenlemeleri tamamlanamamış, gerekse yerleşik kurum ve yasal organlarının yeterli desteği alınamadığı gibi çoğu uygulamalara karşıt tepkileri de hep oluşmuştur. Bu süreçte kullanılan YİD ve Yİ modelleri ile önemli bir üretim kapasitesi yaratılırken, otoprodüktör modeli ile de bugünkü serbest piyasanın en önemli ve tek özel sektör aktörleri yaratılmıştır. Bu modellerle yaratılan toplam ... MW’lık (tamamına yakını doğalgaza dayalı) üretim kapasitesi ile Türkiye, 2000’li yıllara önemli bir arz güvenliği sorunu yaşamadan girmiştir. Yüksek enerji alım fiyatları (özellikle son zamanlarda artan petrol fiyatlarının etkisiyle) ve alım garantisi ile olumsuz bulunan YİD ve Yİ modelleri ile yaratılan kapasitenin, o yıllarda kamu tarafından yaratılması durumunda oluşacak finansman, borç yükü ve işletme verimliliği konularının analizi de geriye dönük yapılarak bu modellerin gerçek maliyetleri hesaplanmalıdır. Aynı dönemlerde, kamu tekelindeki iletim sistemi dünya standartlarına yakın bir işletme anlayışıyla sürdürülebilirken, harcamaların önemli bölümünü oluşturan dağıtım alanındaki kamu tekeli başarılı bir süreç yaşayamamış ve özellikle artan kaçaklar ve sistem güvenilirliği problemleri ile tüketicilere ve hazineye önemli zorluklar ve maliyetler yaratılmıştır. Üretim kanalındaki kamu yönetiminin de özellikle verimli üretim ve rehabilitasyon çalışmaları konusunda gerekli çalışmaları ve uygulamaları yapamadıkları ve benzer özel sektör tesislerine göre kıyaslamalarda oldukça geride kaldıkları görülmüştür. Yakın geçmişte doğalgaz elektrik üretiminde tek kaynakmış gibi kullanılırken, son zamanlarda ise yerli ve yenilenebilir kaynaklar konusunda koşulsuz kullanıma dönük bir politika izlenmektedir. Her birincil kaynağın ve teknolojinin hesaplanabilen riskleri ve fırsatlarının analiziyle yapılması gereken planlama optimizasyonlarına ise yeterli önem verilmemektedir. Özel sektörün Aktaş, Çeaş, Kepez örneklerinde olduğu gibi tanınan imtiyazları zaman zaman kötü niyetli olarak kullanmaları sonucu da , az sayıdaki bölgesel özel sektör girişimleri hem sürdürülebilir olamamış, hem de özel sektöre olan güveni zedelemiştir. Nitekim çeşitli zamanlarda bu kuruluşlara kamu tarafından el konularak yeniden kamu tarafından işletilmesine başlanmıştır. 5-176 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU a) 4628 Sayılı Kanun Dönemi Öncesi 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanun’u 2001 tarihinde yürürlüğe girmeden önce, elektrik sektöründe serbestleşme yönünde bir çok yasal düzenleme yapılmıştır. Bunların başında 19.12.1984 tarihli Resmi Gazete’de yayımlanan 3096 sayılı “Türkiye Elektrik Kurumu Dışındaki Kuruluşların Elektrik Üretimi, İletimi, Dağıtımı ve Ticareti ile Görevlendirilmesi Hakkında Kanun” gelmektedir. Bu kanun yalnızca elektrik alanında değil, genel olarak ülkedeki Cumhuriyet dönemi özelleştirme sürecinin ilk kanunlarından biri olma özelliğini taşımaktadır. 3096 sayılı Kanun’un yürürlüğe girdiği yıllarda elektrik sektörü genel olarak üretim, iletim ve dağıtımın bir çatı altında toplandığı ve bir kamu iktisadi teşebbüsü (“KİT”) olarak örgütlenmiş Türkiye Elektrik Kurumu (“TEK”) tarafından yerine getirilmiştir. Sadece üç imtiyazlı şirket olan Kayseri ve Civarı Elektrik, ÇEAŞ ve KEPEZ, TEK’in kurulmasından uzun yıllar önce elde ettikleri imtiyazlarla, sırasıyla Kayseri, Adana-İçel-Hatay ve Antalya illerinde faaliyet gösteren özel şirketler idi. 513 sayılı Kanun Hükmünde Kararname (“KHK”) ile 1993 yılında TEK’in ikiye bölünmesi neticesinde Türkiye Elektrik Üretim İletim A.Ş. (“TEAŞ”) ve Türkiye Elektrik Dağıtım A.Ş. (“TEDAŞ”) kurulmuştur. 513 sayılı KHK, 22 Şubat 1994’te 3974 sayılı Kanun’a dönüştürülmüştür. Özelleştirmelerin gerçekleştirilmesi amacına yönelik olarak; 3974 sayılı Kanun (1994), 3996 sayılı “Bazı Yatırım ve Hizmetlerin Yap-İşlet-Devret Modeli Çerçevesinde Yaptırılması Hakkında Kanun” (1994), 4283 sayılı “Yap-İşlet Modeli ile Elektrik Enerjisi Üretim Tesislerinin Kurulması ve İşletilmesi ile Enerji Satışının Düzenlenmesi Hakkında Kanun” (1997) çıkartılmıştır. Bu kanunlar ile, Yap-İşlet-Devret (“YİD”), İşletme Hakkı Devri (“İHD”) ve Yap-İşlet (“Yİ”) modelleri çerçevesinde özel sektörün elektrik üretimine katılımı sağlanmaya çalışılmıştır. Ancak, özel sektör eliyle yatırım yapılmasının sağlanması amaçlı kullanılan bu modellerin temelindeki alım garantisi gerçeği, daha sonra hedeflenen serbest piyasa şartlarının oluşturulmasını zorlaştıracak bir husus olarak açıkça ortaya çıkmıştır. Dolayısıyla, o dönemde daha çok kamu finansman sorununun bertaraf edilmesi amacıyla kullanılan modeller, daha sonra eksiklikleri giderilerek devam ettirilmek yerine tamamen gündemden çıkarılmıştır. Dağıtım alanında da benzer bir anlayışla, yalnızca özelleştirme yapma adına kimi girişimlerde bulunulmuştur. 1989 yılında İstanbul Anadolu Yakası’nda elektrik üretimi, iletimi ve dağıtımı için özel bir şirket olan Aktaş Elektrik görevlendirilmiştir. Özel bir şirketin bu alanda faaliyeti hakkında yeterli hukuki ve teknik donanımın bulunmaması ve amaç boşluğu gibi nedenlerle, gerek sözleşme aşamasında gerekse uygulamada pek çok sorun yaşanmıştır. Nihayetinde, Aktaş Elektrik ile imzalanmış olan imtiyaz sözleşmesi Danıştay tarafından iptal edilmiş ve 2002 yılında sistemi tekrar TEDAŞ devralmıştır. Aynı durum, 3096 sayılı Kanun hükümlerine göre görevli şirket haline getirilen ÇEAŞ ve KEPEZ için de geçerlidir. ÇEAŞ’ın sözleşmesinin iptal konusu yapıldığı davada Danıştay hukuka aykırılıklar tespit etmiş, bu davadan feragat nedeniyle sonuç alınamaması nedeniyle hem ÇEAŞ’a hem de KEPEZ’e el konularak TEDAŞ’a devredilmiştir. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-177 Ayrıca, geçmişte dağıtım bölgelerinin özelleştirilmesine yönelik kimi çalışmalar olmuş ve hatta 1998 yılında bir kısım şirketlere görevlendirmeler yapılmış olup, ancak bunlar daha sonra iptal edilmiştir. Bu girişimler bir yandan hukuka aykırılıklar taşırken (ne tür aykırılıklar olduğunun önemlileri belirtilmeli) , diğer yandan politika değişiklikleri nedeniyle tamamlanamamıştır. Görünen o ki, 2001 yılına kadar yapılan uygulamaların temelinde, serbest piyasa modeli oluşturmak gibi bir düşünce yatmamaktadır. Enerji yönetimindeki politika belirsizliği bu dönemin en belirgin özelliğidir ve daha sonra yaşanacak yapısal dönüşüm istemlerinin önünde ayak bağı olacak gelişmelere de sahne olmuştur. b) 4628 Sayılı Kanun Dönemi Sektörde en son yapılan kapsamlı reform 2001 yılında çıkarılan 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu’dur. Bu kanun ile tamamen liberal bir elektrik piyasası öngörülürken, yeni oluşturulan EPDK (Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu) ile özerk bir mevzuat oluşturma ve denetim yapısı amaçlanmıştır. 4628 sayılı Kanun’un temel amacı; elektriğin yeterli, kaliteli, sürekli, düşük maliyetli ve çevreyle uyumlu bir şekilde tüketiciye sunulması olarak verilmiştir. Bu hedef doğrultusunda, rekabet ortamında, özel hukuk kurallarına göre faaliyet gösterebilecek, mali açıdan güçlü, istikrarlı ve şeffaf bir elektrik piyasasının oluşturulması ve bu piyasada bağımsız bir düzenleme ve denetim sağlanması amaçlanmıştır. Bu çerçevede Kanun, elektrik üretimi, iletimi, dağıtımı, toptan satışı, perakende satışı, perakende satış hizmeti, ithalat ve ihracatı ile ilgili hususları kapsamakta, bağımsız kurumun görev ve sorumluluklarını sıralamıştır. Serbest piyasaya geçiş aşamasında sektörde yapılması gerekli görülen çalışma ve yöntemler sayılmıştır. Bu doğrultuda elektrik sektöründe faaliyet gösteren tüm üretim ve dağıtım tesislerindeki kamu payının azaltılması ve bu alanlarda bundan böyle gerçekleştirilecek bütün yatırım ve işletme faaliyetlerinin, piyasa ve rekabet kuralları içinde özel şirketlerce yürütülmesi amaçlanmıştır. Bu kanun ile dikey entegrasyon yerine yatay entegrasyon modeli, şeffaf ve adil bir piyasa ile, her piyasa faaliyeti için maliyetlere dayalı bir fiyatlandırma hedeflenmiştir. Güvenilir, kaliteli ve ucuz elektriğin tüketicilere sunulması da kanunun ana amaçlarından olmuştur. Başka bir deyişle, bu kanun ile getirilen yeniden yapılandırmanın temelinde, yatırımlardaki kamu payının daraltılması, özel sektör payının daha çok artırılması ve ayrıca kamunun denetim ve yönlendirme faaliyetlerindeki etkinliğinin çoğaltılması hedefi yatmaktadır. Bu Kanun çerçevesinde, TEAŞ, iletim faaliyetleri alanında Türkiye Elektrik İletim A.Ş. (“TEİAŞ”) ve özel sektöre devredilmemiş üretim tesislerinin işletilmesi alanında Elektrik Üretim A.Ş. (“EÜAŞ”) ve mevcut sözleşmeleri devralan bir toptan satış kamu şirketi Türkiye Elektrik Ticaret ve Taahhüt A.Ş.(“TETAŞ”) olmak üzere üç ayrı kamu şirketi olarak faaliyet göstermeye başlamıştır. Böylelikle, elektrik iletim faaliyetleri sürekli olarak kamuda kalmıştır. Üretim tesisleri ise, portföy şirketleri olarak bölünmüş ve Kanun’un öngördüğü şekilde özelleştirilmesi hedeflendiğinden Özelleştirme İdaresi Başkanlığı’na devredilmiştir. 5-178 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU Ne var ki, gerek ETKB ile EPDK’nın elektrik piyasasındaki yerlerinin ve paylaşımlarının iyi planlanıp, sinerji yaratılamaması gerekse bağlı bazı kurumların çıkarılan mevzuata uyum konusundaki dirençleri bu kanunla amaçlanan piyasa yapısını geciktirmekle kalmamış, enerji alanında planlama ve arz güvenliği konusunda yerleşik kurumların çalışmalarına yeterli destek verilmediğinden, yakın gelecekte bir arz yetersizliğiyle karşı karşıya gelinmiştir. 4628 sayılı kanun ülkenin yarattığı bir kanundan çok, 2001 yılındaki ekonomik sorunlar nedeniyle dünya arenasında zorunlu olarak yapılan bir kanun olmuştur ve sonradan bu kanunun ana maddelerinin anlaşılmasında ve kabul edilmesinde zorluklar ve dirençler yaşanmıştır. Uygulama sürecinde ülke gerçeklerine uymayan yanları olsa da; esasen bu kanunla amaçlanan piyasa modeli içinde hem kamu hem de özel teşebbüse yeterli düzeyde imkan tanıyan ve ileriye dönük yatırım, denetim ve işletme konularında vizyon öngören bir yapı ortaya konabilmiştir. Piyasanın belli alanlarındaki kamu tekelinin maliyete dayalı hesap ve fiyatlandırmalara kayıtsız kalması nedeniyle, hem serbest piyasaya geçişin süreci uzamakta hem de çok gerekli olan üretim yatırımlarını yapacak özel sektöre fiyat oluşumu konusunda güvensizlik fiyat tahmini konusunda belirsizlik verilmektedir. c) Strateji Belgesi ve Uygulamalar 2004 yılında, bu kanun kapsamındaki konular için EPDK ve ETKB işbirliğinin sağlanması yerine bir alternatif gibi, YPK tarafından oluşturulan “Strateji Belgesi” ile özelleştirme ve serbestleşme sürecine yönelik somut bir takvim ortaya konulmuştur. Ancak, bu takvim süresi içerisinde işlememiş ve hedeflere ulaşılamamış olmakla birlikte, sistemde bazı değişiklikler öngören hükümler yürürlüğe sokulmuştur. Öte yandan, Kanun’da, ana amaçlarının da ötesine geçen revizyonlar yapılmasına rağmen, belgedeki hedeflerin çoğu gerçekleştirilmemiş; ancak bu strateji belgesinde bir revizyon yapılmamış ve adeta bu belgenin varlığı ve geçerliliği sahiplenilmemiştir. d) DUY Uygulamaları Bu süreçte, 1 Temmuz 2006 tarihinde batı illerinde yaşanan 6 saatlik elektrik kesintisi ve bu kesinti sırasında kimi özel sektör üretim şirketlerinin vermiş olduğu tepki nedeniyle, o güne kadar sanal ortamda yürütülen Dengeleme Uzlaştırma Yönetmeliği (“DUY”) çalışmalarında, 1 Ağustos 2006 tarihi itibarıyla nakdi uygulamaya geçilmiştir. Tüketicilerin en azından serbest tüketici adı altında rekabetçi bir piyasadan elektrik almalarına olanak sağlanmışken, piyasadaki fiyat dalgalanmaları nedeniyle kimi saatlerde oluşan yüksek enerji fiyatları ve tarifelerin maliyet bazlı hesaplanmaması, özel üretim şirketleri ve otoprodüktörleri cezbetmiş ve serbest tüketicilerle yapmış oldukları ikili anlaşmaları iptal ederek dengeleme piyasasına yönelmelerine neden olmuştur. Böylelikle, aslında ikili anlaşmalara dayandırılması hedeflenen serbest piyasanın, kamu merkezli tek alıcılı havuz sistemiymiş gibi çalışmasına sebep olmuştur. Bu durum da, dağıtım şirketlerinin aracılığı olmaksızın ikili anlaşmalarla doğrudan elektrik enerjisi alma hakkına sahip olan serbest tüketiciler oluşturulması ve bu yolla rekabet ve ucuzluğun sağlanması hedefinden uzaklaşmak anlamını taşımaktadır. Zaman içerisinde serbest tüketici limitinin azaltılmasıyla beklenen yarar, üreticilerin sahip olduğu piyasa gücü ve DUY sisteminin yarattığı olanaklarla etkisizleşmiştir. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-179 III) PAYDAŞLARIN TESBİTİ VE DURUMLARI İncelemenin doğru yapılabilmesi için bu bölümde, sektörün politika üretme, planlama, yapım, hizmet sunumu, hizmet alımı, düzenleme, denetim aşamalarında yer alan ana paydaşlarının durumunu da göz önüne alma ihtiyacı duyulmuştur. En önemli paydaşlar aşağıdaki şekilde sıralanabilir: i. Tüketiciler ii. EPDK iii. ETKB iv. Hazine Müsteşarlığı v. DPT vi. TEİAŞ vii. DUY-PMUM viii. TEDAŞ ix. 21 Dağıtım Şirketi x. EÜAŞ xi. EÜAŞ Bağlı Ortaklıkları xii. DSİ xiii. EİE xiv. TKİ xv. MTA xvi. Özel Üretim Şirketleri xvii. YİD ve Yİ Şirketleri xviii. İHD Şirketleri xix. Mobil Santral Şirketleri xx. Lisans almış Şirketler xxi. Yatırımcı adayları xxii. Kredi Kuruluşları xxiii. Sigorta Şirketleri xxiv. Mühendislik Şirketleri xxv. Tedarikçiler xxvi. Çevre ve Orman Bakanlığı xxvii. Belediyeler xxviii. Sivil Toplum Kuruluşları Elektrik için aşağıdaki iki önerme de Türkiye için geçerli görülmektedir: i) Elektrik, tüketimi karşılamak yani ‘tüketicilerin’ ihtiyacını karşılamak için üretilir ve dağıtılır. ii) Elektrik, genel tüketimi artırmak ve katma değer ve uygarlık düzeyini yükseltmek üzere üretilir. Her durumda da tüketiciler sektörün odak noktasıdır. Tüketiciler, farklı zamanlarda güvenilirlik, kalite, fiyat uygunluğu gibi konularda zaafiyetlerle karşı karşıya bırakılmıştır. Tüketicilerin en azından serbest tüketici sıfatı altında rekabetçi bir piyasadan elektrik almalarına olanak sağlanmışken, son zamanlarda uygulamaya konan DUY ve tarifelerin maliyet bazlı hesaplanmaması nedeniyle ikili anlaşma yerine kamu merkezli tek alıcılı havuz sistemine yönelinmiştir. Ayrıca yapılmakta olan ve yapılması planlanan ihalelerde salt kamunun alacağı payın arttırılması amaçlandığından, tüketiciye yansıyacak nihai fiyatın ucuzluğu göz ardı edilmektedir. 5-180 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU Bu paydaşlardan EPDK, özerk yapısı ile sektörün düzenleyici otoritesi olarak görev yapmakla birlikte, Kurul üyelerinin tamamı siyasi irade tarafından atanmaktadır. Bu da, Kurumun özerkliğine gölge düşürmektedir. Kurum, aslında vazifesi olmamasına rağmen çeşitli ihaleler yapmış ve yapmaya devam etmektedir. Uzman ve bağımsız düşünce sistemine sahip insan kaynağı itibariyle de çeşitli nedenlerle eksiklikleri vardır. Mevzuatların oluşturulup, internet ortamında tartışmaya açılması ve sonuçlarının tüm kesimlere bu kanal üzerinden duyurulması sektöre getirilen yararlı ve gerekli bir yeniliktir. ETKB, şüphesiz enerjinin politika yapıcısı konumundadır. Ne var ki, son zamanlarda uzun vadeli ve tutarlı politikalar ortaya konmadan daha kısa vadeli hedeflerle uğraşılmıştır. Özellikle 4628 sonrasında EPDK ile ortak çözümler konusunda sinerji yerine liderlik konusunda çekişmeler öne çıkmıştır. Bu tutum ETKB’ye bağlı bazı kuruluşlarda da etkisini gösterince enerji mevzuatı uygulanması konusunda bu kurumlarda doğal bir direnç oluşmuştur. 1990’lardaki YİD ve Yİ sözleşmeleri sonrasında Hazine, artık hazine garantili alım anlaşmalarına karşıdır. 4628 ile getirilen maliyete dayalı fiyatlandırma politikası özellikle TEDAŞ nezdinde yapılmazken, Hazine çeşitli zararları finanse etmeyi sürdürmek zorunda bırakılmaktadır. Ülke kalkınmasında özellikle 1960-1990 yıları arasında planlama çalışmaları ve kararları ile önemli rol oynayan DPT’nin son zamanlarda enerji alanındaki etkinliği azalmıştır. Yine de temel planlama konusunda etkisi sürmektedir. İletim sistem işletmecisi olan TEİAŞ, 4628 sonrasında da önemi ve etkinliği artan serbest piyasa sistemi içindeki rolüne tekel konumuna rağmen adapte olmak için çaba göstermektedir. Bu amaçla mevzuatın öngördüğü birçok konuda hazırlıklarını tamamlayarak uygulamalar başlayabilmiştir. Planlama ve eşgüdüm konusunda ise politika çelişkileri nedeniyle potansiyelini ve imkanlarını yeterince hissettirememektedir. TEİAŞ’ın bünyesinde kurulan PMUM bağımsız olması gereken bir yapıdır. Özel sektör üretim şirketleri ile asıl serbest piyasa çalışması yaparak işlemlere başladığı için, serbest piyasa mekanizmalarını destekleyici bir kuruluştur. Enerji sektörünün alışılagelmiş nihai tüketici ile arayüzü konumundaki TEDAŞ ne yazık ki, politik etkilerin de fazla olmasıyla verimli bir işletmecilik anlayışından uzaklaşmıştır. Serbest piyasa yapısına da, mevzuatlara genelde geç tepki vererek bir direnç göstermektedir. 20 dağıtım şirketinin lisans alması sonrasında da varlığının gerekçeleri sorgulanır durumdadır. TEDAŞ varlıkları 20 dağıtım bölgesine İHD sözleşmeleriyle devredilmiştir. Dolayısıyla TEDAŞ kamuya ait mülklerin sahipliğinin aracılığıyla bu mülkleri kiralayan bir konumdadır. 20 dağıtım şirketinin gerçek birer Anonim Şirket olarak yönetilmesi şu an için TEDAŞ gölgesinde kalmaktadır. Kamunun elektrik üretim şirketi olan EÜAŞ, bağlı şirketlerinin de aracılığı ile önemli bir üretim portföyüne sahiptir. Yakıt kalitesinden kaynaklanan sorunlara santral işletmeciliği, rehabilitasyon ve çevre kriterlerine uyum sorunları da eklenince mevcut kapasitelerden yararlanma oranları düşük kalmaktadır. Çevresel mevzuata göre de birçok santralın temel eksiklikleri vardır. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-181 DSİ’nin ve EİE’nin geliştirdiği ve 2003 yılında tüm özel sektörün başvurusuna açılan hidrolik santral projeleri ülke potansiyelinin değerlendirilmesi açısından yararlıdır. DSİ, aynı zamanda HES başvurularında su kullanım bedeli ihaleleri ile enerji üretim maliyetine şimdiden önemli bir kamu payı eklemektedir. EİE’nin de yıllardır su santralları geliştirme konusunda çalışması önemli projeler ortaya koysa da yoğunlaşma sorunu yaratmaktadır. EİE özellikle Rüzgar potansiyelinin geliştirilmesi, yenilenebilir enerjide öncülük ve enerji verimliliği konularında önemli çalışmalar yapmaktadır. Büyük ölçüde elektrik üretimi amaçlı kullanılabilen ülke kömür ve linyit kaynaklarını araştıran MTA ve TKİ gibi kurumlar da son yıllarda atılım yaparak, daha çok potansiyelin elektrik üretimine sunulması konusunda çalışmalar yürütmektedir. Bu çalışmalarda, özellikle düşük ısıl değerli linyitlerin elektrik üretiminde verimli kullanılmasına dönük teknolojik ve araştırma çalışmaları eksik görünmektedir. Önce otoprodüktör adıyla üretime başlayan ve çoğu doğalgaza dayalı kojenerasyon bazında çalışan ve 4628 sonrası genellikle üretim şirketine dönüşen özel sektöre ait üretim tesislerinin ulaştığı kapasite de günümüzde 5000 MW’lara ulaşmış olup, ülke elektrik üretiminin %18’ini oluşturmaktadır. Farklı mevzuatlarla oluşmuş bir piyasada 4628’e dek kısmen satış yapan bu şirketler, amaçlanan serbest piyasanın gerçek anlamdaki tek aktörü konumunda kalmışlardır. Yİ ve YİD kapsamındaki tesisler de 1990’lı yıllarda önemli bir yatırım açığını karşılayarak uzun vadeli ve alım garantili sözleşmelerle kamuya elektrik satmaktadırlar. Fiyatlarının yüksekliği ve alım garantisi nedeniyle zaman zaman eleştirilse de bu model kapsamındaki yatırımların ülke enerji üretimine katkısı yadsınamaz. Sadece üretim alanında İHD şirketi örneği oluşmuştur. Bu da farklı eleştiriler olsa da ülke kömür kayaklarının elektrik üretiminde verimli kullanılması konusunda pratik bir örnek oluşturmaktadır. Bölgesel iletim ve üretim darboğazları için düşünülmüş olan mobil santral modeli, sorunların çözümüne kısmen katkı sağlasa da, sonrasında bir üretim tesisi kurma amacına dönüşünce kullanılan yöntem ve yakıt itibariyle pahalı üretime neden olmuştur. Neyse ki, bu amaçla alınan ağır yakıtlı motor-jeneratör setlerinin büyük bölümü, başka ülkelere nakledilerek hem oradaki acil enerji sorununa katkı sağlamış, hem de Türkiye’deki çevresel ve ekonomik açıdan sorunlu üretimin büyük ölçüde azalmasının yolunu açmıştır. 4628 sayılı kanun sonrasında otoprodüktör (grubu) statüsündeki ve kamu elindeki tüm şirketler lisans almışken, özellikle Yİ, YİD ve imtiyazlı şirketler, faaliyetlerinde ve önceden belirlenmiş yatırım-kredi projeksiyonlarında önemli değişiklikler yaratacak bu uygulamanın dışında kalmışlardır. Böylece kanuna rağmen, lisans almamış bu şirketler faaliyetlerini sürdürmeye devam etmişler; sadece iki imtiyazlı şirkete ise kamu tarafından el konularak faaliyet ayrışması ve lisans almaları sağlanmıştır. Çoğu doğalgaza dayalı bu lisanslı üretim şirketleri de son yıllarda elektriğe zam yapılmaması politikasına karşılık doğalgazda oluşan yüksek fiyat artışları karşısında üretimlerini ve yatırımlarını gözden geçirme durumunda kalmışlardır. Sektöre yeni girecek veya girmekte olan yerli veya yabancı yatırımcı adayları ise bir yandan geçmişte uygulanan tutarsız politikaların riskini hesaplarken, bir yandan da yakında oluşacak arz eksiğinin yaratacağı fırsatların değerlendirmesini, kamu tekelinin 5-182 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU siyasi iradelerce kötüye kullanılmasının gölgesinde yaparken; kamu tarafını garantili alım ve tanımlanmış fiyat eşiğine doğru yönlendirmeye çalışmaktadırlar. Bu ikilem de, son yıllarda önemli bir üretim yatırımı gerçekleşmemesine yol açmıştır. Kredi kuruluşları, her zaman dünya ölçeğindeki fırsatlara ve risk yönetim anlayışına özen gösterip, projelerin finansmanında, dünya standartlarında mevzuat ve uygulama varlığına göre karar vermişlerdir. Türkiye bu açıdan hep riski yüksek bir piyasa olarak algılanmış; bu da yatırımcıların finansman maliyetlerinin yüksek olmasına yol açmıştır. Kamu tekelindeki üretim ve dağıtım sistemlerinde dünya standartlarında bir sigortacılık henüz gelişmemiş, sadece Yİ ve YİD’ler başta olmak üzere yurtdışı finansmana dayalı özel sektör yatırımlarında geniş çaplı sigorta poliçeleri düzenlenmiştir. Türkiye içinde, yerel veya yurtdışı destekli tüm mühendislik disiplinlerini uluslararası standartlara uygun bir anlayışla yatırımcılara sunan bir yapı oluşamamıştır. Bireysel veya kısmi yapılar olarak önemli işler yapan kuruluşlar oluşsa da, ülkenin tüm elektrik sektörüne gerek AR-GE gerekse tasarım ve proje değerlendirme hizmetlerini bütünsel olarak sunacak girişimler oluşamamıştır. Dağıtım ve iletim tesislerinin malzeme ve yapım olarak tedariki konusunda güçlü kuruluşlar yurtdışı işbirliklerini de kullanarak güçlenmiş ve yurtdışına da hizmet verebilir duruma gelmişken; üretim tesislerinin yapımı dışında kalan ana malzemelerin tedariki konusunda sadece yabancı büyük kuruluşların varlığı etkinleşmiştir. Elektrik sektöründe uygulamaya konan çevresel kanun ve mevzuat kimi zaman gelişmiş ülkelerdeki kriterlerin de ötesine çıkarak, gerçekten bu mevzuata uygun yatırım yapan yatırımcılara hem pahalı tesis kurmaya hem de pahalı işletme maliyetine neden olmuştur. Ayrıca yaratılan bürokrasi de proje yapım sürelerini uzatmaktadır. Kamunun tekelinin olduğu alanlardan özellikle üretim ve dağıtım faaliyetlerinde ise birçok tesis ya da işletme bu yasal mevzuatın gereklerine tam uymadan faaliyetlerini sürdürmektedir. Gelişmiş ülkelerde su, elektrik, gaz sektörlerinde ‘utility’ denen dağıtım ve satış hizmet şirketlerinin oluşumuna öncülük eden belediyecilik, Türkiye’de yeterli özerklikten yoksun olduğundan bu alanda bir liderlik yapamadığı gibi, kimi yatırımların bürokratik işlemlerini ve maliyetlerini daha da artıran bir rol üstlenmiştir. Sektörün bir diğer önemli paydaşı konumundaki Sivil Toplum Kuruluşlarının başlıcaları aşağıda sıralanmıştır: • • • • • • • • • • • • DEK-TMK, Dünya Enerji Konseyi-Türk Milli Komitesi EÜD, Elektrik Üreticileri Derneği HESİAD, Hidroelektrik Santral İş Adamları Derneği RESİAD, Rüzgar Santralı İş Adamları Derneği RESYAD, Rüzgar Santralo Yatırımcıları Derneği ELDER, Elektrik Derneği ELSİAD, Elektrik Sanayici ve İş Adamları Derneği Kojenerasyon Derneği Meslek Odaları-TMMOB-EMO Araştırma Kuruluşları Düşünce Kuruluşları ve Vakıflar TÜSİAD-MÜSİAD-TOBB ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-183 Bu kuruluşların büyük kısmı ya kamu etkisinde fazla kalarak ya da üyelerinin kısmi çıkarlarına fazlaca odaklandığından yeterince bağımsız davranabilme kabiliyetini kullanamamış olsa da, ülkede belli bir birikimin sağlanmasına, politikaların ve mevzuatın düzenlenmesine etki edebilmişler ve geliştirdikleri yurtdışı ilişkilerle dünyadaki uygulamaları takip etme ve kararlara katılabilme yönünde çalışmalarını yapabilmişlerdir. Ancak, gerek uzun vadeli politikanın tesis edilmesi, gerekse yeni alanlarda eksikliği hissedilen yaratıcı modellerin oluşumunda liderlik etme konusunda aynı başarıyı gösterememişlerdir. Burada hep yerel kuruluşlar dikkate alınmış ve incelenmiştir. Enerjinin uluslararası boyutu çok önemli olduğundan ve ülkenin hedefleri ve mevcut sözleşme ve ilişkileri göz önüne alındığında AB, IMF, Dünya Bankası gibi kuruluşların da dışsal paydaşlar olarak incelenmesinde yarar görülmekle birlikte şimdilik kapsam dışında tutulmuştur. IV) MODEL NE OLMALI Elektrik sektöründe herkesin her zaman ve her yerde söyleyecek bir şeyleri vardır. Benzer şeyler söylenip dururken, katılımcı ve kalıcı politikalar yerine kısa vadeli hedefler veya çözüm paketleri önce ortaya konup sonra da sahipsiz ve takipsiz kalmaktadır. Yukarıdaki tespitler ışığında güvenilir ve sürdürülebilir bir Elektrik Piyasası için öneriler aşağıda sıralanmaktadır: 1- Enerji Piyasası Oyuncularının ve Ekiplerinin Tanımı ve Durumu KİT’lerde yeniden yapılanma hep söylev olarak ortaya konmasına rağmen bir eyleme dönüşmesi sağlanamamıştır. Oysa ki, enerji gibi sadece toplumların değil ülkelerin ve hatta kıtaların yaşam düzeyine ve politikalarına etki eden enerji oyununu kural koyucularının, uygulayıcılarının ve denetleyicilerin alışılagelmiş Devlet Memurları Kanunu ile günümüz iş hacimlerinde yürütülmesi mümkün değildir. Yapılması gereken ilgili tüm kamu kurumlarının başta EPDK, TEİAŞ, EÜAŞ, DSİ, TEDAŞ, TETAŞ olmak üzere ayrı bir kanun ile özel hukuk hükümlerine tabii, özlük hakları cezalar ve ödüller, hesap verebilme ve sorumluluklarını tam üstlenmeye dayalı bir yapıya kavuşturulmasıdır. Bunun için de 2001 sonrasında Halkbank, Emlakbank, Ziraat Bankası birleşmesi sonrası düzenlenen yeni uygulama ile Ziraat Bankasında sağlanan ortam örnek model olarak alınabilir. 2- Enerji Plan Kurumu %50 kamu-%50 özel sektör iştiraki ile tamamen özel statülü bir yapı oluşturulmalı ve bu yapıda halen planlama çalışmalarını yürüten TEİAŞ, DPT, ETKB gibi kurumlardaki uzmanlar ile özel sektörde birikim sahibi ekipler ile üniversitelerdeki araştırmacılar ile gerektiğinde yurtdışı uzman ekipler ve/veya kuruluşlar da görev alabilmelidir. Buradaki amaç, esnek, duyarlı, modüler, herkese açık ilkeleri olan bir enerji arz-talep tahmininin yapılıp takip edilmesi ve bir süre sonra da piyasaya güvenilir sinyal ve bilgiler veren bir yapıya kavuşturulmasıdır. 3- Hesap Sorarken Teşekkür Etmeyi de Bilmek İster kurum yöneticileri olsun isterse politikacılar, kendilerinden önce yapılan işlerle ilgili doğru yöntemlerle hesap sorarken, yapılan iyi işler için de dönemin karar vericilerine ve 5-184 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU uygulayıcılarına teşekkür etmeyi bilmelidir. Bu sayede sadece kötü sonuçlardan dolayı hesap sorma kaygısıyla, iş yapmaktan soğuyan lider ekiplerin motivasyonu yeniden sağlanacak ve kalıcı, radikal ve sistematik kararların alınmasının yolu açılacaktır. 4- Kararların Takibi ve Sonuçlandırılması Piyasa ile ilgili her karar ve hedef mutlaka ayrı bir elden takip edilerek sonuçları değerlendirilmeli ve buna göre geri bildirim mekanizmasıyla gerekli düzeltmeler yapılmalı ve hiçbir karar ucu açık kalmadan gerektiğinde ya kararlılıkla sürdürülmeli ya da açık bir ifadeyle iptal edilmelidir. 5- Serbestleşmeye İnanmak Önce 3096 ile başlatılan ama yeterli ilerleme sağlanamayıp sadece Yİ ve YİD ürünlerini veren ardından 4628 ile gerçek anlamını kanunsal yapıda bulan serbestleşmenin tüm anlamı ve amaçlarıyla anlaşılıp doğru bir şekilde uygulanması için gerekli eğitimler verilerek, düşünsel değişimin de uygulamaya dönük olarak sağlanması ve sürdürülebilir bir yapının tüm kesimlerce tam desteklenmesi hedeflenmelidir. 6- Kamu-Özel Bayrak Yarışı Enerji yatırımlarında artan özel sektör ilgisi kamu tarafından iyi değerlendirilip, önü açılmış ve gerekli bayraklarla donatılmış olarak yarışı sürdürmesi desteklenmelidir. Bazı alanlarda ve gerekli olduğunda da gerekli yatırımları yapabilecek dinamizme ve donanıma sahip kamu tim yapısı da gözetilmelidir. Kamunun da aynı kurallar ve yasal çerçeve ile özel sektörle eşit koşullarda rekabet etmesi adil, şeffaf ve sürdürülebilir olarak sağlanmalıdır. Bunun için KİT’lerin tabii olduğu birçok kanunun süratle elden geçirilmesi gerekmektedir. 7- 4628 Sahiplenilmeli 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun amaçları günümüz koşullarında tam da sektöre gereken ilkeleri savunmaktadır. Kanunun bütünü bu hedefler doğrultusunda iyi kurgulanmış olup, yine de sisteme uymayan veya geçiş süreci gerektiren detaylarında gerekli düzenlemeler yapılmalıdır. Ancak, son zamanlarda yapılan değişikliklerde olduğu gibi kanunun varlık amacını baltalayan değişikliklerden kaçınılmalıdır. İkincil mevzuatın detaylandırılması, benimsenmesi ve uygulanması da bu çerçevede düşünülüp, bunlara direnç gösteren unsurların değişimi ve tasfiyesi sağlanmalıdır. 8- Küresel Sermayenin Tekelleşmesi Piyasaya yoğun ilgi duyan küresel sermayenin zaman içinde sektörün belli alanlarında veya bütününde tekelleşmesi korkusu aşılmalıdır. Bu korkuyla yaşamak yerine, ileride kabul edilebilecek kriterler şimdiden açıkça ve herkesin uzun süre uygulanacağına güvenmesini sağlayacak şekilde yürürlüğe konmalıdır. 9- EPDK Duruşu 4628 ile güçlü bir donanıma sahip olan EPDK gittikçe zayıflayarak sektörün önünü açan radikal karar ve uygulamalar yerine güncel takipçilik gibi bir konumda kalmıştır. Bu yapı süratle kanunun öngördüğü şekilde uygulanmalı, kanunda değişiklik yapılarak da ilgili ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-185 özel sektör kesimlerinin de bu Kurulda temsil edilmelerinin yolu açılmalıdır. Bir özeleştiri seansı ile kurumun insan kaynakları, yönetim kadrosu, karar ve araştırma mekanizmaları radikal değişimler de göz önüne alınarak kanundaki yerine oturtulmalıdır. Siyasi iradenin özerkliği anlayıp, tanımasını tekrar etmeye gerek bile olmamalıdır. EPDK ihale yapan bir yapıdan derhal uzaklaşıp, bu ihalelerin kurallarını düzenleyen ve sonuçlarını takip eden gerçek görevine dönmelidir. EPDK’nın yetkileri yanında sorumlulukları da yeniden düzenlenmelidir. Bu kurum ülkenin elektrik arz güvenirliğini sağlanması hususunda; politika yapıcılara ve Bakanlar Kuruluna veya ETKB’ye belli aralıklarla bir araya gelmek suretiyle brifing vermeli ve politika oluşumları için önerilerini ve gerekçelerini sunmalıdır. 10- Hangi Kaynakla Üretim Belli bir kaynağın belli dönemlerde öne çıkarılması politikası genelde iyi sonuç vermemiştir. Bunun yerine bilimsel veriler ve ülke gerçekleriyle örtüşen bir kaynak portföyü gözetilmelidir. Hızla artan enerji talebinin karşılanmasının sürdürülebilir bir şekilde sağlanmasının, güçlü ve ağırlıklı bir şekilde termik santralların varlığıyla mümkün olduğu unutulmamalıdır. Yerli kaynakların kullanımının önündeki engellerin kaldırılması için gerekli teknik ve varsa idari engeller ortadan kaldırılmalıdır. Elektrik tedarikinde yaşanan sorunlar nedeniyle zorunlu olarak seçilen bireysel ama yaygın çözümlerin (güvenilirlik amaçlı küçük üretimler, dizel jeneratörler gibi) toplam maliyeti doğru tespit edilip, politikalar buna göre belirlenmelidir. 11- Maliyet Anahtarı Yukarıda önerildiği gibi ilgili kurumların yapısal durumu değişirse, gerçek muhasebe usulleri bazında bilançolarıyla maliyetler de doğru şekilde belirlenecek ve kartopu gibi yuvarlanan kurumlar arası borç denizinin içinde karlılık gösterebilen maharet yetersiz kalacaktır. Esas olan piyasanın her alanında ve her kesime doğru ve adil maliyetlerin yansıtılmasıdır. Belli kesimlere yapılabilecek ve gerekli olan sübvansiyonların ise gerekliyse hazineden sağlanmasında hiçbir sakınca yoktur. Böylece piyasa kendi dinamizminin içindeki maliyetlerle fiyat oluşturacak ve oyuncular da bu fiyatları tahmin edebildikleri ve verimliliklerini artırabildikleri ölçüde başarılı olacaklardır. 12- Güçlü ve Etkin Sivil Toplum Kuruluşları Halen sektörde çok sayıda ve dağınık yapıda ve yeterince bağımsız olmayan sivil toplum örgütleri bulunmaktadır. Ancak, bu kuruluşların da bir araya gelerek uzun vadeli hedefler doğrultusunda gerekli araştırma ve incelemeleri yapacak ve yaptırabilecek donanım ve imkanları sağlamış ve bağımsız olarak, oluşturulacak politikalara öneri sunan ve takip eden bir yapıya dönüşmesi sağlanmalıdır. 13- Özelleştirme Gerçeği Özelleştirme konusunda 3096 ile çıkılan yol, geçen 27 senede sektörde önemli ve kalıcı izler bırakamamışken, özelleştirme döngüsü içinde kalan kurumlarda motivasyon kaybı ve belirsizlik yaratarak verimi iyice azaltmıştır. Bu konudaki kararlılığın gerekli tüm kurum ve kuruluşlarca ve yasal altyapısıyla sağlanması bir zorunluluk haline gelmiştir. 5-186 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU Belli hizmet alanlarının özel sektör eliyle doğru bir şartname ve takip sistemi ile yürütülmesinin başarılı olacağına inanarak bu işlere süratle başlamak gereklidir. Süreç uzadıkça, hem değerleme kriterleri değişmekte hem de belirsizliğin getirdiği boşluk sektörün geleceğini olumsuz etkilemektedir. Önce hangisi olsun tartışmasına çok takılmadan başlatılmış olan dağıtım özelleştirme sürecinin daha şeffaf ve ilgili devredicileri belli sorumluluklardan arındırmadan hızla yapılması sağlanmalıdır. Bu sayede dağıtım şirketleri kapasite ve enerji alım anlaşmaları veya yatırımları ile arz miktarına katkıda bulunacaktır. Verimsiz çalıştığına artık herkesin inandığı üretim tesislerinin de aynı süreçte özelleştirilmesinin hazırlıkları tamamlanarak başlatılmalıdır. Şu anda öngörüldüğü gibi iletim sistemi kamu kontrolünde kalmalıdır. İleride belli şartlar dahilinde piyasa katılımcıları tarafından bir hisse paylaşımına gidilebilmeli ama kamunun kontrol yetkisi korunmalıdır. 14- Diğer Önemli Öneriler Kısa ve orta vadedeki arz güvenilirliğinin sağlanması için yine özel sektör ve kamu eliyle eşit katılımlı ve uzman ekiplerden kurulmuş bir özerk yapının oluşturularak hızlı kararlar alması ve uygulaması gerekmektedir. Muhtemelen doğalgaza dayalı belli kapasitede santral kurmayı gerektiren bu darboğaz için doğalgaz arzının güvenilirliği de gözetilmelidir. Hızla büyüyen enerji talebinin uzun vadede güvenilir sağlanabilmesi için yerli ve yenilenebilir kaynaklara önem verilirken nükleer santral çalışmaları da hızlandırılmalıdır. Yerli kaynakların verimli kullanımı için etkin ve hedefe odaklı araştırmaların yapılması kaçınılmazdır. Büyük bir kapasitenin yaratılması planlanan linyit kaynaklarıyla, şimdiki santrallarla benzer sorunları yaşayan yeni kapasitelerin yaratılması katma değer kaybı ve arz açısından önem taşımaktadır. Kanunlar ve kurallar önceden belirlenip, uzun vadede çok fazla değiştirilmeden uygulanmalı ve sektör katılımcılarına güven verilmelidir. Bu yapılırken etkin denetim sistemiyle de çürük yumurtalar zamanında ve doğru olarak ayrıştırılabilmeli; sektörün iyi niyetli oyuncularının önü kesilmemelidir. Kısa vadeli arz açığının giderilmesi için geçmişte uygulanan ve tartışma konusu olan Yİ modelini uygulamaktan çekinmemek gerekir. Gözetilmesi gereken şeffaf ve adil bir ihale ve değerlendirme sürecinin sağlanmasıdır. Farklı kanunlarda maddeleri olan elektrik piyasası mevzuatının tüm kanuni altyapısının mümkün ise 4628 bünyesinde toplanması ve kolay takip edilebilmesi için de bundan sonraki zorunlu ve gerekli değişikliklerin hep bu kanun üzerinden yapılması sektörün mevzuatları kolay takip etmesini sağlayacak ve çelişkili kanunlar arasındaki belirsizliği azaltacaktır. Lisans ihalelerinde satılacak elektrik fiyatını arttıran yöntemler yerine tüketiciye yansıyacak fiyatı azaltacak yöntemler kullanılmalıdır. Burada benimsenecek temel kriterler öncelikle yatırımcı adayının tecrübesi ve mali gücü ile, iş planı ve bunları garanti etmek üzere vereceği önemli bir teminat olmalıdır. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-187 DSİ’den EÜAŞ’a devredilen hidrolik santralların gerçek maliyet değeri üzerinden bedeli EÜAŞ tarafından DSİ’ye veya Hazine’ye bir plan dahilinde ödenmeli ve bu bedeller elektrik fiyatlarına yansıtılmalıdır. Böylece, enerji fiyatının maliyeti doğru hesaplanırken aynı zamanda yeni enerji yatırımları için daha güvenilir fon yaratılması da sağlanır. Uluslararası tahkim kurallarını öğrenip, ihale, politika ve planların bu hususları da gözeterek yapılması hem yabancı sermayeli bir piyasa için güven oluşturur hem de kamunun üstlenmek zorunda kalabileceği tazminatların önüne geçilmesini sağlar. Tüm sektör yatırımcıları için bir kurumun altında muhtemelen ETKB-Enerji İşleri Genel Müdürlüğü, küçük ve atak bir yatırımcı destek ofisi kurulmalıdır. Bu ofis, enerji yatırımlarının önündeki tüm bürokratik izin ve süreçleri tüm maliyextleri, süreleri ve etkileri ile gerçek bir yatırımcı gibi pratik uygulamalarıyla araştırıp sürekli olarak sektöre duyurur ve sorunları da sektörden gelecek önerilerle karar mekanizmalarına aktarır. Hedef koyma ve hesap verebilme bu ofisin ana kriterleri olmalıdır. Tüm kamu kuruluşlarının elektrik borçlarını düzenli ödeyecekleri sistem mutlaka kurulmalıdır. Gerçek bir ticaret anlaşması mantığı çerçevesinde gerekli temerrüt cezaları icra sürecini de kapsayacak şekilde etkinleştirilmelidir. Enerjinin verimliliği gözetilirken yük eğrisinin daha düzgün hale getirilmesi için de özel çaba sarfedilip, gerekirse bu konuda araştırma ve önerilerle uygulama sağlayacak küçük bir ekip kurulmalıdır. Bu yapılırken Dengeleme ve Uzlaştırma Mekanizmasına özellikle büyük tüketicilerin de belli zamanlarda yük düşürme veya tüketimlerini başka zaman dilimine kaydırma yönünde katılımları da göz önüne alınmalıdır. Benzer işleri yapan kurumların veya kurumlardaki bölümlerin birleştirilmek suretiyle daha güçlü ve etkin yapılara kavuşması sağlanabilir. Örneğin DSİ ile EİE’nin hidrolik kısmı DSİ çatısı altında birleştirilebilir. Böylece hem çok ihtiyaç duyulan proje değerlendirme ekipleri tek elden yönetilir ve etkinliği artar hem de kararların hızlı verilmesi sağlanabilir. 4628 sonrası TEDAŞ bölgeleri Perakende Satış Faaliyeti ve Dağıtım Faaliyeti için iki ayrı şirket haline dönüştürülebilirdi. Böylece sektörde ayrışmış hesaplar ve performans kriterleri ile birikmiş bir değerler bütünü yaratılabilir ve aynı zamanda da kanunun öngördüğü faaliyet ayrışmaları sağlanabilirdi. Belli amaçlar için kurulmuş ve varlığı devam eden Kamu kuruluşlarının görev ve yetkisindeki belli işler yeterince araştırma ve uzlaşma sağlanmadan bir başka kuruluşa kısmen veya tamamen devredilmemelidir. Elbistan Linyitlerinin TKİ’den alınıp EÜAŞ’a devri bu açıdan yeterli ön araştırma ve uzlaşma yapılmadan yürürlüğe konmuş olup, belli sıkıntıların yaşanmasına neden olmaktadır. 5-188 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU EK3: Karşı Görüş: “Model Ne Olmalı” (Mehmet Bedii Ateş) 4628 Sayılı Kanunun Getirdiği Model Liberal bir enerji piyasasını oluşturulması için hazırlanan bu Kanunun omurgası aşağıda belirtilen ana maddeler üzerine oturtulmuş idi; 1- Elektrik fiyatları üzerinden diğer kurum ve kuruluşları destekleyen her türlü katkı ve fonların kaldırılması, Kamu tarafından önceki yılarda yapılan üretim tesisi yatırım maliyetlerinin de oluşacak maliyetlere eklenmesi suretiyle elektrik fiyatlarının gerçek maliyetleri yansıtacak şekilde oluşturulması, 2- Üretim – iletim – dağıtım gibi Piyasa faaliyetlerinin ayrıştırılması ve her bir piyasa faaliyeti için lisans alınması ve her lisans kapsamındaki faaliyetler için de ayrı hesap ve kayıt tutulması, 3- İletimin kamu denetiminde kalması üretim ve toptan satış faaliyetlerinde tekel oluşmasının önlenmesi, 4- Sosyo-ekonomik nedenlerle subvansiyon yapılması gereği doğarsa bunu dolaylı değil doğrudan yapılması, 5- Piyasa risklerinin devlet garantisi dışında kaldığı Pazar içi rekabetin yapılandırılması ve piyasada kamu adına denetim ve gözetim görevini yapacak bağımsız bir kurumun oluşturulması ve teşkilatlandırılması, 6- Kurum personelinin öncelikle, Enerji Bakanlığı ile bağlı ve ilgili kuruluşlarında, Hazine Müsteşarlığında ve Maliye Bakanlığı bünyesinde çalışmakta olan uzmanlaşmış personelden temin edilmesi. Bu esaslar doğrultusunda yazımı tamamlanan ve hukuken görüşü alınması gereken kamu, özel sektör ve sivil toplum kuruluşlarının görüşleri alınarak nihai taslak haline getirilmiş olan, Elektrik Piyasası Kanunu Tasarısı, 80 madde ve 21 geçici madde olmak üzere 101 Madde den oluşmuş bulunmakta idi. Bilahare Kanunlar ve Kararlar Genel Müdürlüğü incelemesini takiben, Kanun maddeleri birleştirilerek madde sayısı azaltılmış ve takiben, TBMM Sanayi, Ticaret, Enerji, Tabii Kaynaklar, Bilgi ve Teknoloji Komisyonu ve Plan ve Bütçe Komisyonu’nda yapılan müzakereler sonucu bazı önemli değişiklikler yapılmış ve taslak Genel Kurul’a sevk edilmiştir. Genel Kurulda yapılan müzakere ve değişiklikler neticesinde 3 Mart 2001 tarihli Resmi Gazetede 20 Madde ve 8 Geçici Madde halinde yayımlanarak yürürlük kazanmıştır. ELEKTRİK PİYASASI KANUNU ve öngördüğü model yürürlük kazanmadan ve yürürlük kazandıktan sonra da çeşitli nedenlerle üzerinde yapılan değişiklikler sonucunda, kanunun omurgasını oluşturan önemli kabuller ilk amacından farklılaşmış ve günümüzde bu haliyle uygulama pratiği kalmamıştır. 4628 Sayılı Kanun ile ilgili çalışmalar 1992 yılında başlatılmıştır. Çalışmanın ilk yıllarında bir taraftan sistem ne olmalı tartışmaları yapılırken diğer taraftan 3096 kapsamında sayıları hızla artan proje stoku Bakanlıkta birikmeye başlamış ve ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-189 sayıları bu gün olduğu gibi 500 lere yaklaşmıştır. Bir tarafta devlet garantili projeler dururken diğer tarafta liberal yapının nasıl oluşabileceği üzerinde aylarca çalışılmış bu arada özelleştirme sürecinde olan ülkelerin durumu ve Kaliforniya deneyimi irdelenmiştir. Öncelikle piyasa yapısı Merkezi alıcı –Merkezi satıcı sistemi üzerine kurulmaya çalışılmış ancak bazı mahsurları nedeniyle kanundaki bilinen yapıya dönülmüştür. Yaygın olarak söylendiği gibi bu kanun tercüme bir kanun değildir. Zaten tercüme kanun denilmesine rağmen hangi metinden tercüme edildiğini söyleyene hiç rastlanılmamıştır. Kanunun zayıf tarafı yeterince tartışılmasına zaman verilmemiş olmasıdır. - Kanunun öngörüsü olan gerçek enerji maliyeti üzerine piyasanın kurulmaması, Rekabet oluşuncaya kadar artacak olan elektrik fiyatları için doğrudan subvansiyona yaklaşılmaması, Piyasa faaliyetlerinde özel sektör tekelini önleyen düzenlemelerin kaldırılması, EPDK’ya öngörülen deneyimli kişiler yerine deneyim kazanmasında fayda görülen personelin alınması, sonucunda sistem başarılı olamamıştır. Yeni Model nasıl Olmalı; Ülkemizde pek çok kanun ve yönetmelik çıkarılmış, bunların ortaya koyduğu modeller denenmiş ve başarı elde edilememiştir. Başarısızlığın nedeni modellerin yetersizliği değil, her yeni düzenlemenin ardından politik veya özel sektör çıkarlar doğrultusunda uygulamaya zaman kaybedilmeden müdahale edilmesidir. Yeni bir model arayışı yerine öncelikle sektörde, eğer mümkünse aşağıdaki düzenlemeler yapılmalıdır; - Sektörde gerek özel sektör yatırımlarını teşvik etmek gerekse de özelleştirme çalışmalarını başarı ile yapabilmek için, öncelikle yürürlükte olan yasa ve yönetmelikler uyumlaştırılmalı daha sonra mevcut veya yeniden düzenlenecek mevzuat üzerinde özel sektörün talepleri veya kamu kesiminin siyasal tercihleri doğrultusunda, piyasa şartları gerektirmediği sürece, değişiklikler yapılmamalıdır. - Enerji fiyatlarının üzerinden diğer sektörleri destekleyici mali yüklerin tamamı kaldırılmalıdır. Maliyetleri içeren fiyatlar, devlet tarafından önceki yıllarda yapılan yatırımlar da hesaba katılarak, belirlenmeli ve deklare edilmelidir. Yatırımcı uzun dönemli fiyatı ve fiyat değişimlerine esas olacak etkenleri açıklıkla bilmelidir. - Kamu ve Özel sektör tarafları yapılacak yatırımla ilgili olan her aşamayı, yoruma yer vermeyecek şekilde, açıklıkla bilmek durumundadır. Bunun için hem sektördeki yatırımcıları hem de diğer ilgili kamu kurum ve kuruluşlarını bağlayacak olan standart hale getirilmiş yazılı yol haritaları her yatırım türü için ayrı ayrı hazırlanmalı ve Resmi Gazetede yayımlanmalıdır. Piyasa koşullarında bariz değişikler olamadığı sürece bu yönetmeliklerde değişiklik yapılmamalıdır. 5-190 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU - Sektöre ilişkin yayınlanan mevzuata uyumda, zaten piyasanın %85’inden fazlasını kontrol eden kamunun muaf tutulması uygulamasından vazgeçilmesi, sektörün kamuözel sektör ayrımı yapılmamaksızın tüm mevzuata uygun davranması sağlanmalıdır. - Hiçbir özel sektörün kar elde edemeyeceğini gördüğü ve kamunun mutlak hakim olduğu bir piyasaya yatırım yapmayacağı bilinmelidir. Kamu, kısa ve uzun süreli projeksiyonunu yatırımcının önüne koymakla sorumludur. Gerçek maliyetlere dayalı bir yapının kurulduğu ve korunduğunu gören yatırımcının, elektrik enerjisi piyasasına yatırım yapacağı açıktır. - Enerji fiyatlarının, döviz kurlarının ve enflasyon gelişiminin uzun süreli öngörülebilir olmasını temin edilmesi halinde bile özel sektör yatırımları yetersiz kalırsa, devlet tarafından gerekli yatırımlar üstlenilmelidir. Bu şekilde nihai tüketici, sektördeki aktörlerin menfaat çıkarları veya siyasal tercihler doğrultusundaki politika değişikliklerine karşı güvence altına alınmış olacak ve neticede enerji sektörü yıllardır arzu edilen atılımı gerçekleştirebilecektir. Eğer yeni model mutlaka gerekiyorsa bu model; - Üzerinde yaklaşık 10 sene çalışılmış olan 4628’in 101 maddelik orijinal haline dönülmesi, - 4628’in ikincil mevzuatını hazırlayan, uygulamayı fiilen yürüten ekibin ve piyasa katılımcıları yanı sıra ilgili meslek örgütlerinin de tespit ettiği eksiklikler doğrultusunda kanunun orijinal hali üzerinde gerekli olan değişikliklerin yapılması, ile düzenlenmelidir. Her şart ve modelde iletim şebekesi kesinlikle kamu kontrolü altında bırakılmalıdır. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-191 EK4: Görüş: Elektrik Sektörü Özelleştirmesi ile İlgili Yapılan Çalışmalar (Pınar Varoğlu) Giriş 03.03.2001 tarihinde yayımlanan 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu ile elektriğin yeterli, kaliteli, sürekli, düşük maliyetli ve çevreye uyumlu bir şekilde tüketicilerin kullanımına sunulması için, rekabet ortamında özel hukuk hükümlerine göre faaliyet gösterebilecek, mali açıdan güçlü, istikrarlı ve şeffaf bir elektrik enerjisi piyasasının oluşturulması ve bu piyasada bağımsız bir düzenleme ve denetimin sağlanması amaçlanmıştır. Sözkonusu Kanunun 14. Maddesinde özelleştirme işlemlerinin 4046 sayılı Kanun hükümleri dairesinde Özelleştirme İdaresi Başkanlığı (ÖİB) tarafından yürütülmesi hükmü yer almaktadır. 4628 sayılı Kanun ile piyasada yer alacak oyuncuların profilleri ile oluşturulacak piyasanın yapısı belirlenmiş olmakla birlikte, Kanunda yer alan hükümlerin uygulamaya geçirilmesi için özelleştirme çalışmalarının tamamlanması önem taşımaktadır. Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığının koordinatörlüğünde, Devlet Planlama Teşkilatı Müsteşarlığı, Hazine Müsteşarlığı, Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu, Özelleştirme İdaresi Başkanlığı olmak üzere diğer ilgili taraflar Elektrik Enerjisi Sektöründe yapılması planlanan reform ve özelleştirmelerle ilgili olarak çalışmalar yapmışlar ve bu çalışmalar neticesinde hazırlanan “Elektrik Enerjisi Sektörü Reformu ve Özelleştirme Stratejisi Belgesi” Yüksek Planlama Kurulu’nun 17 Mart 2004 tarihinde çıkarılan 2004/3 no.lu Kararı ile onaylanmıştır. Strateji Belgesi’nde yer alan eylem planında elektrik dağıtım sektöründe yapılacak özelleştirmelerin 31 Aralık 2006 tarihine kadar tamamlanması hedeflenmiştir. Yapılacak özelleştirmelere dağıtım bölgelerinden başlanacağı ve 1 Temmuz 2006 itibariyle TEİAŞ tarafından oluşturulacak Piyasa Yönetim Sisteminin işler halde olması kaydıyla portföy üretim şirketleri/grupları için özelleştirme sürecinin başlatılacağı belirtilmiştir. TEDAŞ Özelleştirme Çalışmaları: 17 Mart 2004 tarihli Yüksek Planlama Kurulu Kararı ekinde yer alan “Elektrik Enerjisi Reformu ve Özelleştirme Stratejisi Belgesi”nde özelleştirme uygulamalarına dağıtım sektöründen başlanacağı belirtilmiş ve eylem planına uygun olarak Özelleştirme Yüksek Kurulu’nun 02.04.2004 tarih ve 2004/22 sayılı Kararı ile TEDAŞ özelleştirme programına alınmıştır. Belirtilen Elektrik Enerjisi Sektörü Reformu ve Özelleştirme Strateji Belgesinde yer alan eylem planı çerçevesinde Türkiye Elektrik Dağıtım A.Ş.’nin özelleştirme hazırlık çalışmaları sürdürülmektedir. Bu kapsamda sözkonusu Yüksek Planlama Kurulu kararı ekinde yer alan 20 adet görev bölgesinin şirketleştirilmesi ile ilgili olarak, 4046 sayılı Kanunun 4. maddesi çerçevesinde 14 adet şirket kurulmuş, Koordinatörlük olarak faaliyet gösteren İstanbul Anadolu Yakası anonim şirkete dönüştürülmüş, TEDAŞ’ın mevcut bağlı ortaklıklarından Karaelmas Elektrik Dağıtım A.Ş. ile müesseselerinden Kastamonu Elektrik Dağıtım Müessesesi Başkent Elektrik Dağıtım A.Ş. bünyesinde birleştirilmiş, Körfez Elektrik Dağıtım A.Ş. Sakarya Dağıtım A.Ş. bünyesinde tek bir 5-192 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU şirket olarak birleştirilmiş, Kırşehir, Nevşehir, Niğde, Aksaray Elektrik Dağıtım Müesseseleri Meram Elektrik Dağıtım A.Ş.’ye bağlanmıştır. Bu çerçevede Türkiye Elektrik A.Ş.’nin hissedarı olduğu ve dağıtım, parekende satış ve parekende satış hizmeti yürütülen iller aşağıdaki gibi belirlenmiştir: ŞİRKET Akdeniz Elektrik A.Ş. Aras Elektrik A.Ş. Çoruh Elektrik Dağıtım A.Ş. Dicle Elektrik Dağıtım A.Ş. GÖREV İLLERİ Antalya, Burdur, Isparta İl sınırları Erzurum, Ağrı, Ardahan, Bayburt, Erzincan, Iğdır,Kars Trabzon, Artvin, Giresun, Gümüşhane, Rize Diyarbakır, Şanlıurfa, Mardin, Batman, Siirt Şırnak Fırat Elektrik Dağıtım A.Ş. Elazığ, Bingöl, Malatya, Tunceli Gediz Elektrik Dağıtım A.Ş. İzmir, Manisa Göksu Elektrik Dağıtım A.Ş. Kahramanmaraş, Adıyaman Çamlıbel Elektrik Dağıtım A.Ş. Sivas, Tokat, Yozgat Menderes Elektrik Dağıtım A.Ş Aydın, Denizli, Muğla Osmangazi Elektrik Dağıtım A.Ş. Eskişehir, Afyon, Bilecik, Kütahya, Uşak Toroslar Elektrik Dağıtım A.Ş. Adana, Gaziantep, Hatay, Mersin, Osmaniye, Kilis Uludağ Elektrik Dağıtım A.Ş. Balıkesir, Bursa, Çanakkale, Yalova Vangölü Elektrik Dağıtım A.Ş Bitlis, Hakkari, Muş, Van Yeşilırmak Elektrik Dağıtım A.Ş. Samsun, Amasya, Çorum, Ordu, Sinop Başkent Elektrik Dağıtım A.Ş. Ankara, Kırıkkale, Zonguldak, Bartın, Karabük, Çankırı, Kastamonu. Boğaziçi Elektrik Dağıtım A.Ş İstanbul ili Rumeli Yakası. İstanbul Anadolu Yakası Elektrik İstanbul ili Anadolu Yakası. Dağıtım A.Ş. Meram Elektrik Dağıtım A.Ş. Sakarya Elektrik Dağıtım A.Ş. Trakya Elektrik Dağıtım A.Ş. Kırşehir, Nevşehir, Niğde, Aksaray, Konya, Karaman. Sakarya, Bolu, Düzce, Kocaeli. Edirne, Kırklareli, Tekirdağ. Yüksek Planlama Kurulu Kararı ekinde yer alan dağıtım bölgelerinin şirketleştirilerek özelleştirilmesinde, 4046 Sayılı Kanunun 18-A/a maddesinde belirtilen satış yönteminin kullanılmasına karar verilmiştir. Elektrik dağıtım şirketlerinin özelleştirilmesinde bir dağıtım bölgesinde dağıtım varlıklarının işletme hakkına ve dağıtım ile perakende satış lisansına sahip Şirketin hisselerinin blok olarak satışı öngörülmüştür. Elektrik enerjisi temini bakımından Elektrik Dağıtım Şirketleri ile TETAŞ ve portföy üretim grupları adına EÜAŞ arasında geçiş dönemi sözleşmeleri 21.06.2006’da imzalanmıştır. TEDAŞ ile Elektrik Dağıtım Şirketleri arasında İşletme Hakkı Devir Sözleşmeleri 24.07.2006 tarihi itibariyle imzalanmıştır. 1 Eylül 2006’da Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu tarafından onaylanan tüketici tarifeleri Resmi Gazetede yayımlanmış, elektrik dağıtım şirketlerine dağıtım ve perakende satış lisansları verilmiştir. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-193 İstanbul Anadolu Yakası Elektrik Dağıtım A.Ş., Sakarya Elektrik Dağıtım A.Ş., Başkent Elektrik Dağıtım A.Ş.’nin belirtilen model çerçevesinde hisse satışı yöntemiyle özelleştirilmesi için 31.08.2006 tarihinde ihaleye çıkılmıştır. Sözkonusu 3 şirkette önyeterlilik kriterlerini 82 şirket sağlamıştır. Belirtilen ihaleler altyapı yatırımlarının tamamlanması gerekçesi ile ileri bir tarihe ertelenmiştir. TEDAŞ Özelleştirme Süreci ve Yaşanan Sıkıntılar: Elektrik sektöründe özelleştirme, sektörde reform ve liberalleşme sürecinin bir aşaması olarak yürütülmektedir. Sektörde yapılacak özelleştirmelerin başarıya ulaşması da 4628 sayılı Kanun ile kurulan rekabete dayalı piyasa yapısının tam olarak işlerlik kazanabilmesi ile bağlantılıdır. Bu nedenle özelleştirme hazırlık çalışmaları Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu, Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı, Elektrik Üretim A.Ş., Türkiye Elektrik İletim A.Ş., Türkiye Elektrik Dağıtım A.Ş., Hazine Müsteşarlığı, Devlet Planlama Teşkilatı ile işbirliği içerisinde sürdürülmektedir. Elektrik dağıtım sektöründe hukuki açıdan tereddütlerin giderilmesi amacıyla Danıştay’dan alınan istişari görüşle uyumlu olarak işletme hakkına sahip şirketlerin hisselerin satışı özelleştirme yöntemi olarak seçilmiştir. Bu çerçevede elektrik dağıtım şirketleri ile Tükiye Elektrik Dağıtım Şirketi arasında, bu bölgelerde bulunan ve mülkiyeti TEDAŞ’a ait taşınır ve taşınmazların kullanımı amacıyla İşletme Hakkı Devir sözleşmeleri imzalanmış ve bu sözleşmelerin süresi Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu tarafından verilen lisans süresi olarak belirlenmiştir. Özelleştirme hazırlık süreci içerisinde geçmişten gelen yükümlülükler ve maliyete dayalı tarife uygulaması ile ilgili sıkıntılar gündeme gelmiş, bu amaçla geçiş dönemi uygulamalarına ilişkin 4628 sayılı Kanunda değişiklikler yapılmıştır. Geçiş dönemi süresince elektrik dağıtım şirketleri ile mevcut yükümlülükleri üstlenmek üzere kurulmuş olan Türkiye Elektrik Taahhüt ve Ticaret A.Ş. ve Elektrik Üretim A.Ş. arasında geçiş dönemi sözleşmeleri imzalanması ve ulusal tarife uygulaması yapılması hükme bağlanmıştır. Diğer taraftan özelleştirme öncesinde yatırımcılar açısından belirsizliklerin giderilmesini sağlamak amacıyla Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu tarafından ikincil mevzuatın çıkarılması önem taşımış, sözkonusu çalışmaların bir bölümü ihale öncesi bir bölümü ihale süreci içerisinde tamamlanmıştır. Halen kamu elinde bulunan elektrik dağıtım şirketlerinin elektrik alım maliyetlerinin elektrik satış fiyatlarına yansıtılması hususu mevcut tarife metodolojisi içinde yer almakla birlikte henüz Türkiye Elektrik Taahhüt ve Ticaret A.Ş. tarafından yapılan fiyat artışlarının tüketici fiyatlarına yansıtılması gerçekleştirilememiştir. Elektrik dağıtım şirketlerinin bilançolarında yer alan kamu alacakları özelleştirme ihalesi öncesi Türkiye Elektrk Dağıtım Şirketine devredilmiştir. Ancak Belediyelerin genel aydınlatma alacaklarının tahsiline yönelik çözüm bulunması çalışmaları devam etmektedir. Son dönemde ise sektörde artan talebi karşılamaya yönelik özellikle Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından çalışmalar yapıldığı bilinmektedir. Örneğin “Nükleer Güç 5-194 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU Santrallerinin Kurulması ve İşletilmesi İle Enerji Satışına İlişkin Kanun Tasarısı”nda dağıtım şirketlerine de alım yükümlülüğü getirebilecek maddeler bulunmaktadır. Sektörde faaliyet gösterecek şirketler açısından alım garantisi ve benzeri konulardaki belirsizliklerin giderilmesi önem taşımaktadır. ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU 5-195 5-196 ELEKTRİK ENERJİSİ ÇALIŞMA GRUBU RAPORU