Enerji Piyasası Bülteni Sayı 44-45
Transkript
Enerji Piyasası Bülteni Sayı 44-45
44-45 2016 Nisan-Haziran TARİFE, FİNANS VE MATEMATİK FEED-IN TARIFF SEVİYELERİ SURİYE’DE SAVAŞ PARİS’TE ANLAŞMA ENERJİ UZMANLARI DERNEĞİ Tarife, Finans ve Matematik Feed-in Tariff Seviyeleri Suriye’de Savas. Paris’te Anlasma . ENERJİ PİYASASI BÜLTENİ yazılarınızı bekliyor. Enerji Piyasası Bülteni, yeni düzenlemeler ve uygulamalar hakkında piyasa katılımcılarının bilgilendirildiği ve piyasalarla ilgili uzman görüşlerinin yer aldığı iki ayda bir yayımlanan bir dergidir. Enerji piyasası hakkında söyleyecek sözü olan herkes, Bültene yazılarını göndererek sesini daha geniş kitlelere duyurabilir. Bültene gönderilecek yazılar, en çok 2000 kelimeden oluşmalı ve herhangi bir kaynaktan yararlanıldıysa bunlara yazının sonunda yer verilmelidir. Gönderilen yazılar daha önce başka bir yerde yayımlanmamış olmalıdır. Yazarlar, iletişim bilgileri ile birlikte yazılarını ftkaya@epdk.gov.tr adresine gönderebilirler. UYARI Bu Dergide yer alan yazıların bilimsel, hukuki ve etik sorumu yazarlara ait olup, yazılar Enerji Uzmanları Derneği’nin veya yazarların çalıştığı veya ilişkili olduğu kurum veya kuruluşların görüşünü yansıtmaz. Bu Derginin içeriği Enerji Uzmanları Derneği’nin üretimi olup, Dergi içeriğinin ilgili mevzuat gereğince izinsiz kullanılması yasaktır. Yazı içerikleri, dergi ve yazar ismi kaynak gösterilmek kaydıyla kullanılabilir. Yayın Türü Süreli Yerel ISSN: 1308-8262 Enerji Uzmanları Derneği Adına Sahibi Mehmet ERTÜRK Enerji Uzmanları Derneği Yönetim Kurulu Mehmet ERTÜRK Fatih KÖLMEK Görkem Yusuf TOPÇU Mustafa SEZGİN Ceyhun KARASAYAR Sorumlu Yazı İşleri Müdürü İlker Fatih KIL Yayın Kurulu İlker Fatih KIL Hasan ALMA Mustafa YILMAZ Fatih KÖLMEK Bekir Oray GÜNGÖR Sultan BALİOĞLU Editör Fatih Teoman KAYA ftkaya@epdk.gov.tr Grafik Tasarım Kemal GÜLER kemalgulerr@gmail.com İletişim Mustafa Kemal Mahallesi 2079. Cadde, 2/A/31 Çankaya/ANKARA bulten@enerjiuzmanlari.org.tr www.enerjiuzmanlari.org.tr Tel: 0 312 472 7161 Basım Yeri Gökçe Ofset Matbaacılık Ltd. Şti. İvogsan 21. Cad. 599 Sok. No: 22 Yenimahalle/ANKARA Tel: 0 312 395 9337 2016 yılında basılmıştır. Nokta Nokta Nokta Bu yazı bana geldiğinde tarih 1 Nisan 2016 idi. Benim de içinde bulunduğum grup YEKDEM Yönetmeliği’nde önemli bir değişiklik yaptı ve bu değişiklik 1 Mayıs’ta yürürlüğe girdi ama yazı güncelliğini kaybetmedi. Yazıdaki güzel tespitlerden biri buydu: YEKDEM’in bir bütçesi yok; hiç kimse orada değilse maliyet sıfır, herkes oradaysa maliyet şu kadar milyon lira. İtfa, söndürme demek. (İtfaiye kelimesinin nereden geldiğini artık biliyorsunuz.) Ne zaman tarifeler kapsamında bu itfa kelimesini duysam tarifecilerin yanan bi şeyleri söndürdüklerini düşünürüm. Her halde iyi şeyler yapıyorlardır. Biz piyasacılar, tarifecileri hiç sevmeyiz; onlar kr/kWh ile ilgilenir, biz TL/ MWh ile. Tarifeye ve tarifeciye olan sevgisizliğimi bir kenara bırakırsak yazı güzel, tarifenin matematiği var bu yazıda. Enerji politikası ve çevre politikası iç içedir. Örneğin çevreyi düşündüğün için yenilenebilir enerji kaynaklarının kullanımını teşvik edersin. Ama benim bu yazıdan anladığımı söyleyeyim mi: Bir savaşı durdurmak, binlerce kömür santralini kapatmaktan daha iyidir çevre açısından. Bir bombanın 3000 °C sıcaklıkla toprağı kavurduğunu ve o toprakta en az yüz yıl tarım yapılamadığını öğrenmek acı verici oldu. FTK Editör İçindekiler Tarife, Finans ve Matematik 4 Dr. Hasan ALMA Feed-in Tariff Seviyeleri 10 Tolga TURAN 13 Suriye’de Savaş Paris’te Anlaşma Mücahit SAV 18 Ocak-Şubat Mesken Elektrik Tüketimi Rakamları Ercüment CAMADAN 20 Organize Sanayi Bölgeleri ve Elektrik Tarifeleri Nedim KORKUTATA 24 Günlük Doğal Gaz Arz Talep Dengesinin Sağlanabilmesi İçin Alternatif Yöntemler Mehmet ÖZDAĞLAR, Murat MISIR 28 Ölçme ve Diyaframlı Tip Doğal Gaz Sayaçlarında Numune Sayaçların Kalibrasyon Sonrası Performans Değerlendirme Çalışması Mehmet Akif DENİZ Enerji Piyasası Bülteni Dr. Hasan ALMA Daire Başkanı, EPDK Tarife, Finans ve Matematik Giriş Bu yazı, disiplinler arası bir alan olan tarife düzenlemesinin finansal mantığını yer yer matematiksel temellere inerek ve iktisadi gerekçelerini de ifade ederek ele almayı amaçlamaktadır. Tarifeler hesaplanırken gelir ihtiyacının tespiti aşamasında işletme giderleri (OPEX) ve yatırım harcamaları (CAPEX) kaynaklı gelir ihtiyacı ayrı ayrı hesaplamalara girmektedir. OPEX kaynaklı bileşen(ler) için kısaca OPEXB ve CAPEX kaynaklı bileşen(ler) için CAPEXB dersek, geliri aşağıdaki şekilde gösterebiliriz: Gelir = OPEXB + CAPEXB OPEXB, her yıl için o yıla ait OPEX olup aynı yıl gelir formülasyonuna girerek tüketilirken, CAPEXB ise belli bir yıldaki CAPEX’in yıllara sari (yaygın)1 olarak tüketilmesi esasına dayanmaktadır. Böyle bir ayrım olmamış olsa gelir ihtiyacı ilgili yılın OPEX ve CAPEX (CAPEXB değil) toplamı olarak, bu bileşenleri ayırmadan, gösterilebilirdi. Peki neden böyle bir ayrım yapılmıştır? İşletme giderleri, ekonomik faydası ilgili olduğu yılda tüketicilere hizmet olarak dönen ya da böyle oldukları varsayılan giderlerdir. Personel, bakım-onarım, kira, enerji gibi giderler bu cümledendir. Örneğin, elektrik dağıtım hizmeti sunan bir şirketin personeli, ait olduğu yılda ilgili tüketicilere hizmet verip ücret alır. Bu ücret de işletme gideri olarak tarife hesaplamalarında yer alır.2 Yatırım harcamaları ise, ekonomik faydaları ilgili yıldaki ve devam eden yıllardaki tüketicilere hizmet olarak dönen harcamalardır. Yine bir elektrik dağıtım şirketinden örnek verirsek, şirketin inşa ettiği bir trafonun bedeli, hemen o yılın tarife hesaplamalarında tümüyle dikkate alınmaz, yıllara yayılarak dikkate alınır.3 Böylece, o trafodan uzun yıllar boyunca yararlanan farklı nesiller bu yatırımın külfetini paylaşmış olur. Kısaca teorisini verdiğimiz bu paylaştırmanın mükemmel olması beklenemez. Bir tüketicinin tam olarak hangi giderlere/harcamalara ortak olması gerektiği tespit edilemez. Bir apartman yönetiminin giderleri paylaştırırken yüzde yüz külfet-nimet esaslı paylaştırma yapması beklenemezken, devasa sistemleri yöneten düzenleyici kurumlardan bu hiç beklenemez.4 CAPEXB temelde anapara taksiti (itfa) ve getiriden oluşur. İtfa5 sabit, getiri değişir olarak hesaplanmakta olup sonuç olarak CAPEXB de yıllar içinde değiş- 4 / Enerji Piyasası Bülteni / Nisan-Haziran 2016 mektedir. Sabit taksitlerle geri ödeme yapılması tercih edilseydi belli bir yatırımdan dolayı her yıla düşen CAPEXB eşit olurken, içerisindeki itfa ve getiri tutarları ise değişir olacaktı. Tıpkı bir kredinin geri ödenmesinde olduğu gibi, tarifelerde de yatırım harcamalarını sabit ya da değişir taksitlerle geri ödeme imkânı verilebilir. Peki, sabit ya da değişir taksitler halindeki geri ödemelerin hepsini “aynı” hale getiren nedir? Bunu göstermek için tarife hesaplarının finansal arka planına değinmekte fayda var. Finansal Arka Plan Finansın en temel konusu, paranın zaman değeridir. Bugünkü 10 TL ile yarınki 10 TL, yarınki 10 TL ile 1 ay sonraki 10 TL finansa göre aynı değildir. Paranın zaman değerini üç faktör etkiler: Enflasyon, faiz ve erken paranın geç paraya tercih edilmesi.6 Enflasyon, paranın alım gücünü etkiler. Bu yönüyle şimdiki para yarınkinden değerlidir. Faiz ise, paranın belli bir süre elde tutulmamasına karşılık istenir. Bu nedenle bugünkü para, faiz geliri getirdiği için gelecekteki aynı tutardaki paradan daha değerlidir. Bu ikisi sıfır olsa bile, insanlar riskten kaçınmak için paranın mümkün mertebe erken ellerinde olmasını tercih ederler. Tarife, Finans ve Matematik Dr. Hasan ALMA Bugünkü değer, gelecekteki bir paranın bugünkü karşılığıdır. Gelecek değer de bugünkü paranın gelecekteki karşılığıdır. Aşağıda, n dönem boyunca NAi kadar nakit akışı sağlanması halinde bu nakit akışlarının r iskonto oranı kullanılarak bugünkü değerinin hesaplanma formülüne yer verilmektedir: BD: Bugünkü değer, NA: Nakit akışı, r: İskonto oranı, i: Dönem. Bir proje/yatırım yapıldığında gelecekte beklenen nakit girişlerinin bugünkü değeri ile ilk nakit çıkışının değeri karşılaştırılarak bulunan net değere, net bugünkü değer (NBD) denir. Eğer NBD sıfır ise iskonto oranına7 eşit getiri elde ediliyor demektir. NBD pozitif ise iskonto oranının üstünde, negatif ise altında bir getiri elde edileceği anlaşılır. Gelecekte beklenen nakit girişlerinin bugünkü değerini ilk nakit çıkışının değerine eşitleyen iskonto oranına iç verim oranı (İVO) denir. Eğer İVO, iskonto oranına eşitse NBD sıfır çıkar. İVO, iskonto oranından büyükse (beklenenden daha yüksek getiri elde ediliyorsa) NBD pozitif çıkar, tersi durumda da negatif çıkar. Kısaca giriş yaptığımız bu kavramlar kapsamında, tarife yoluyla geri alınan ilk yatırım tutarı (nakit çıkışı), yıllar içindeki nakit girişlerinin bugünkü değerine eşit olmalıdır. Bu eşitliği sağlamada kullanılan iskonto oranı, düzenleyici otoritenin makul kabul ettiği getiri oranıdır. İster eşit isterse değişir taksitlerle geri ödensin, her durumda bu eşitlik sağlanacak şekilde hesaplama yapılması gerekmektedir.8 Eşit Taksitle Ödeme Durumu P anapara, A dönemsel eşit geri ödemeler ve i de iskonto oranı olmak üzere bugünkü değer eşitliği şöyledir: Burada 1+x+x2+… +xn-1 +xn sonlu geometrik serisinin çözümünü yaparak yukarıdaki ifadeyi sadeleştirebiliriz. 1+x+x2+… +xn-1 +xn=K ise, K=1+x(1+ x+x2+…+xn-1) Bu durumda (1+ x+x2+…+xn-1)= K-xn olacağına göre K=1+x(K-xn), buradan K=1+xKn+1 xn+1, K(1-x)=1-xn+1, K=1-x 1-x 1+x+x +… +x 2 x= 1 (1+i) n-1 +x n 1-xn+1 = 1-x dönüşümünden, Nisan-Haziran 2016 \ Enerji Piyasası Bülteni \ 5 Tarife, Finans ve Matematik Dr. Hasan ALMA Örnek: 10.000 TL, 12 eşit taksitte, her taksit dönemi için %1 faizle geri ödenmektedir. 10.000 = A*11,25508, buradan A = 888,49 TL olarak bulunmaktadır. Ödeme tablosu ise şöyle oluşturulabilir (vergi ve benzeri ilaveler yoktur): Dönem Ödeme Faiz ödemesi Anapara ödemesi Anapara bakiye 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Toplam 888,49 888,49 888,49 888,49 888,49 888,49 888,49 888,49 888,49 888,49 888,49 888,49 10.662 =888,49-100=788,49 =888,49-92,11=796,38 804,34 812,38 820,51 828,71 837,00 845,37 853,82 862,36 870,98 879,67 10.000 =10.000-788,49=9.211,51 =9.211,51-796,38=8.415,13 7.610,80 6.798,42 5.977,91 5.149,20 4.312,20 3.466,83 2.613,01 1.750,65 879,67 0 =10.000*0,01=100 =9.211,51*0,01=92,11 84,15 76,11 67,98 59,78 51,49 43,12 34,67 26,13 17,51 8,80 662 Tarife hesabı Tarifeler kapsamında CAPEX’in yıllara yayılmasında kullanılan getiri oranı, NBD eşitliğinin sağlanmasında da esas alınan iskonto oranıdır. Yukarıda örnek verilen geri ödeme planında, her dönemin taksiti eşit tutarda idi. Bu eşitlik sağlanırken her dönemin anaparadan düşülen kısmı ve faiz tutarı farklılaşıyordu. Son tahlilde geri ödenen tutarların bugünkü değeri, ilk nakit çıkışına eşit olmaktaydı. Yukarıda da bahsedildiği üzere CAPEX yıllara dağıtılırken sabit taksit değil sabit itfa yöntemi kullanılmaktadır. Sabit itfaya, yıl yıl değişen getiri tutarı eklenerek değişen bir toplam elde edilmektedir. Getiri tutarı, düzenlenmiş varlık tabanı (DVT) üzerinden hesaplanmakta olup yılbaşı, dönem ortası ya da dönem sonu esaslı DVT’ye göre farklı getiri tutarları (dolayısıyla farklı nakit akışları) ortaya çık- maktadır. Bu durumda, belirlenen getiri oranın her 3 seçenekte de sağlanması, yani her 3 nakit akışı serisinin de bugünkü değerinin ilk nakit çıkışına eşit olması, yine aynı anlama gelecek şekilde NBD’nin her 3 durumda da sıfır olması için getiri tutarının hesabında kullanılan getiri oranının farklılaştırılması gerekmektedir. Bir diğer ifadeyle, yıllar bazında farklı nakit akışları onaylanabileceğinden her seçenekte şirketin makul getiri oranını elde edebilmesi için esas alınan DVT’ye göre farklılaşan bir oranın uygulanması gerekmektedir. Bunu, eşit olması gerekenin nakit akışlarının bugünkü değeri olduğu, farklı DVT’lere aynı oranın uygulanması anlamında bir eşitlik olmadığı şeklinde de ifade edebiliriz. Yukarıdaki eşit geri ödemeli örnekle tarife hesabının bir diğer temel farkı da şudur: Eşit geri ödemeli örnekte nakit girişi bugün, ilk nakit çıkışı ise bir dönem9 sonra gerçekleşmektedir. Tarife hesabında ise, hangi 6/ Enerji Piyasası Bülteni / Nisan-Haziran 2016 DVT esas alınırsa alınsın, ilk nakit çıkışı (yatırım) ile ilk nakit girişi (ilgili yıla ait CAPEXB) eş anlı gerçekleşmiş kabul edilmektedir.10 Takip eden nakit girişleri ise birer dönem sonra gerçekleşmektedir. Basit bir örnekle, açılışa DVT’ye uygulanmak üzere belirlenen getiri oranının (k), yıl orasına göre (d) ve yıl sonuna göre (d’) nasıl düzeltileceğini açıklayalım. Basitleştirme adına itfa süresinin 2 yıl olduğunu kabul edelim. İlk yılda X TL yatırım yapılmış olup 2 eşit taksitte itfa edilecektir. Yıl 1 2 Açılış DVT Yatırım İtfa Kapanış DVT Ortalama DVT 0 X X/2 X/2 X/4 X/2 0 X/2 0 X/4 Yukarıdaki 3 farklı DVT esas alınarak 3 farklı CAPEXB elde edilir: Tarife, Finans ve Matematik Dr. Hasan ALMA 1- Açılış DVT esaslı: 2- Ortalama DVT esaslı: 3- Kapanış DVT esaslı: (w oranında herhangi bir düzeltme yapılmaksızın açılış DVT değerlerine göre bugünkü değer hesaplandığında nakit girişlerinin bugünkü değeri ilk nakit akışına eşit olmaktadır. Düzeltme yapılmadan w oranının sağlanması amaçlanıyorsa açılış DVT esas alınmalıdır.) (Düzenlenen şirketin w getiri oranını elde etmesi için, ortalama DVT’ye uygulanacak getiri oranı (d), w oranından hareketle bu şekilde elde edilmelidir.) Kapanış DVT esaslı düzeltme Ortalama DVT esaslı düzeltme Şimdi her 3 nakit akışının, belirlenen getiri oranını (w) vermesi için açılış DVT’ye uygulanacak getiri oranı (k), ortalama DVT’ye uygulanacak getiri oranı (d) ve kapanış DVT’ye uygulanacak getiri oranı (d’) ne olmalı hesaplayalım. Açılış DVT esaslı düzeltme (ilk yatırım tutarı=nakit akışlarının bugünkü değeri) (Düzenlenen şirketin w getiri oranını elde etmesi için, kapanış DVT’ye uygulanacak getiri oranı (d’), w oranından hareketle bu şekilde elde edilmelidir.) 10 yıllık itfa süresi ve %11,83 getiri oranı ile 10.000 TL yatırımın geri alınmasında w, d, d’ düzeltmelerinin doğruluğu aşağıdaki tabloda gösterilmektedir. Getiri hesabı yapılırken ilgili DVT ile aşağıdaki oranlar çarpılmıştır: w d d' 0,1183 0,111693 0,105786 Nisan-Haziran 2016 \ Enerji Piyasası Bülteni \ 7 Tarife, Finans ve Matematik Dr. Hasan ALMA Yatırım (TL) İtfa süresi Yıllar Açılış DVT (TL) İtfa (TL) Kapanış DVT (TL) Ortalama DVT (TL) Getiri (TL) Açılış DVT esaslı (TL) Ortalama DVT esaslı (TL) Kapanış DVT esaslı (TL) Nakit akışı (itfa+getiri) (TL) Açılış DVT esaslı (TL) Ortalama DVT esaslı (TL) Kapanış DVT esaslı (TL) BD (r=%11,83) (TL)* Açılış DVT esaslı (TL) Ortalama DVT esaslı (TL) Kapanış DVT esaslı (TL) 10.000 10 1 0 1.000 9.000 4.500 2 9.000 1.000 8.000 8.500 0 503 952 1.065 946 949 838 846 740 1.000 1.503 1.952 2.065 1.946 1.828 1.949 1.838 1.726 1.846 1.740 1.635 3 8.000 1.000 7.000 7.500 4 7.000 1.000 6.000 6.500 5 6.000 1.000 5.000 5.500 6 5.000 1.000 4.000 4.500 7 4.000 1.000 3.000 3.500 8 3.000 1.000 2.000 2.500 9 2.000 1.000 1.000 1.500 10 1.000 1.000 0 500 828 726 635 710 614 529 592 503 423 473 391 317 355 279 212 237 168 106 118 56 0 1.710 1.592 1.473 1.355 1.237 1.614 1.503 1.391 1.279 1.168 1.529 1.423 1.317 1.212 1.106 1.118 1.056 1.000 10.000 10.000 10.000 *BD hesabı yapılırken ilk yılın nakit akışına kalan yılların nakit akışının bugünkü değeri eklenmiştir (her üç seçenekte de ilk yılın nakit girişi ve çıkışı eş anlı kabul edildiğinden). Sonuç Dipnotlar • Üretilen ekonomik faydanın aynı yıl içinde tüketilmesi varsayımı ile OPEX yıllık olarak tarife hesabına girmektedir. Üretilen ekonomik fayda yıllara yayıldığı için CAPEX 1 yılda değil itfa süresi boyunca gelir gereksinimine girmektedir. 1 Yıllara sari, özellikle muhasebe okuyanların çok sevdiği ama maalesef genelde yanlış kullanılan bir ifade. Yıllara sari ya da yaygın demek, bir bütünün yıllara yayılması demektir. Bir verinin yıllar itibariyle gösterilmesi ise yıllık tabiriyle ifade edilir. Örneğin, Adana’da 2010-2015 dönemi yatırımlarını yıl yıl göstermek yıllık yatırımları ifade eder. Yıllara sari yatırım ise, bir projenin (bir bütünün) yıllar içerisinde gerçekleştirildiği gösterir ve her yıla düşen parça ayrı gösterildiği için yıllara sari/yaygın olarak ifade edilir. • CAPEX yıllara bölünürken eşit itfa, değişen getiri tutarı yöntemi kullanılmaktadır. • Tarife hesaplamaları, finansın temel ilkelerine uyumlu ve kendi içerisinde tutarlıdır. • Getiri oranı açılış DVT, ortalama DVT veya kapanış DVT’ye uygulanabilir. Üçünde de aynı getiri oranının elde edilmesi için farklı DVT’lere uygulanacak getiri oranında farklılaştırma yapılması gerekmektedir. Açılış DVT’ye uygulanan getiri oranı için düzeltme yapılmasına ihtiyaç yoktur. Harcandığı gibi doğrudan dikkate alınır demek değildir. Zaten tarife hesaplamaları ilgili uygulama döneminin başında yapılmaktadır. 2 Muhasebede amortisman dediğimiz kavram, Maliye Bakanlığının duran varlıklara ilişkin harcamalarının her yıl gider yazılmasına izin verdiği tutar anlamındadır. Bu izin, faydalı ömür tahminini esas alır. Düzenleyici kurumun itfayı amortismanla eşit tutma zorunluluğu yoktur. 5 Proje Değerlendirme Yöntemleri ve Kullanılan Enstrümanlar, A. Mithat Cesur, 2006, http://www.emo.org. tr/ekler/baf163c24ed14b5_ek.doc. 6 7 Bu oran bu yatırımdan beklenen getiri oranıdır. 8 Ayrıca Bkz. Hatipoğlu, K. Y., Net Reel Makul Getiri Oranı Aynı Kapıya Çıkan 3 Farklı Yol, Işığın İzi Dergisi, 2015, Sayı: 3 Dönem duruma göre ay, duruma göre birkaç ay veya yıl olabilir. 9 Keza yatırım harcamaları için de harcadığı tutar doğrudan dikkate alınır demek değildir. 3 4 En basitinden, giriş katta oturan kişi ile 20 nci katta oturan kişinin asansör bakımına eşit oranda katılımı eleştirilebilir. 8 / Enerji Piyasası Bülteni / Nisan-Haziran 2016 Bu elbette bir kabuldür. Gerçek durumun tam da böyle olması gerekmez. 10 halma@epdk.gov.tr Enerji Piyasası Bülteni Tolga TURAN Kıdemli Danışman, Balcıoğlu Selçuk Akman Keki Avukatlık Ortaklığı Feed-in Tariff Seviyeleri “Akın var güneşe akın! Güneşi zaptedeceğiz, güneşin zaptı yakın!” (N.H.R., 1928) Özellikle son bir yıldır yenilenebilir destekleme mekanizması Türkiye’de tartışılır hale geldi. Toptan satış piyasasında elektrik fiyatlarının düşük seyretmesi, dolar sent cinsinden olan alım fiyatlarının artan kur nedeniyle cazip hale gelmesi YEKDEM port- föyünün hacminde özellikle 2015 ve 2016 yıllarında ciddi bir artışı da beraberinde getirdi. Elektriğin rekabetçi piyasada oluşan YEKDEM Portföyü fiyatı ile YEKDEM portföyüne dahil olan üreticilere ödenen fiyat arasındaki fark tedarik şirketleri aracılığı ile nihai tüketicilere yansıtılmakta. Bu da elektrik fiyatları üzerinde ciddi bir baskının olması anlamında ve aslında arzu edilmeyen bir durum. Bu nedenle, YEKDEM portföyünde genişleme sinyalleri alınmaya başlanır başlanmaz EPDK ve Bakanlık bazı sınırlandırıcı önlemleri de derhal gündemine aldı. Önce EPDK web sayfasında yayımlanan bir yönetmelik değişikliği taslağı ile YEKDEM katılımcıları bakımından ek bazı yükümlülükler getirilmesi için 10 / Enerji Piyasası Bülteni / Nisan-Haziran 2016 harekete geçildi. Mart ayı sonunda teşvik fiyatlarından yararlanma imkanına sahip olan yenilenebilir kaynaklardan olup 1 MW altı tesislerin tabi olduğu rejimde ciddi sınırlamalar getiren Yönetmelik Resmi Gazete’de yayımlandı. Bir başka taslak, görüşe açıldı ve yerli katkı desteğinden Tolga TURAN lisanssız tesislerin yararlanmasının önüne geçecek maddeler bu taslakta yer aldı. Bunun da yakında çıkması bekleniyor. Ayrıca ileriye dönük olarak, destekleme Feed-in Tariff Seviyeleri mekanizmasının gözden geçirilmesi enerji kulislerinde konuşuluyor. Proje geliştiren gerçek ve tüzel kişiler 10 yıllık süreyi proje finansmanı bakımından yetersiz bulurken politika yapıcılar maddi yükün sektör üzerindeki baskısını azaltmanın yollarını arıyor. Yeni modeller üzerinde çalışıldığı ise bir sır değil. YEK Destekleme Fiyatları Bu çerçevede ülkemizde yaşanan gelişmeleri izlerken ve hem lisanslı hem lisanssız elektrik üretiminde yenilenebilirin getirdiği maddi yükler tartışılırken 30 Mart 2016’da Bloomberg’de bir haber çıktı. Buna göre Meksika’da rüzgar ve güneş santrallerinin kurulması için ilk kez özel-ihale yöntemi uygulanmış ve 1720 MW güçte proje bu ihale marifetiyle yatırımcılara tahsis edilmiş. Bunun 1100 MW’ı güneş, kalan 620 MW’ı ise rüzgar santrali. Enel ve SunPower gibi büyük firmaların da yer aldığı ihaleler neticesinde ihaleyi alan yedi şirketin 2018 yılına kadar 2,1 milyar dolar yatırım yapması beklenmekte. Bu tarih itibarı ile de üretmeye başladıkları enerjiyi devlete ihalelerde belirlenen fiyatlardan 15 yıl boyunca satacaklar. Habere göre, ihale neticesinde rüzgar ve güneş için oluşan fiyat sırasıyla MWh başına 43,90 dolar ve 40,50 dolar olarak gerçekleşmiş. Kapasite Fiyat Rüzgar Güneş 670 MW 1100 MW $ 43.90 $ 40.50 Türkiye’deki fiyatlar ile mukayese edildiğinde oldukça aşağıda kaldığını belirtmeye sanırım gerek yok. Tabiatıyla resmin bu şekilde ortaya çıkmasında pek çok faktör var. Öncelikle mevsimsel koşullar, yani santrallerin kapasite faktörleri, üretim ölçeğini ve bu doğrultuda santralin maliyetlerini direkt olarak etkiliyor. Alım periyodunun 15 yıl olması fiyatların Türkiye’den daha düşük çıkmasında bir başka faktör olabilir. Türkiye’de destekleme mekanizmasında 2010 yılında yapılan değişiklik ile Kanun eki cetvel ile belirlenen alım fiyatlarından bu yana 6 yıl geçmekle rüzgar ve güneş santralleri bakımından kurulum maliyetlerindeki düşüşlerin de bu fiyatlara yansıyacağı aşikar. 2015 yılında Dubai ve Ürdün’de yapılan güneş santrali ihalelerinde de MWh başına 60 dolar civarında seviyeler ortaya çıkmıştı. Şili’de 65-68 dolar civarında, Brezilya’da ise 85 dolar civarında, Hindistan’da yine 65 dolar seviyelerinde yapılan ihalelerin neticelendiği basına yansımıştı. Bu ülkeler tabiatıyla güneşin görece bol olduğu ülkeler, fiyatın düşük seviyelerde seyretmesi de gayet doğal sayılabilir. Ama ne kadar düşük bir seviyeyi makul kabul edeceğiz? Son dönemde Almanya’da yapılan ihalelerde ise 100 dolar civarı fiyatın ortaya çıktığını biliyoruz. Grafikte verdik, biz de bu rakam yerli katkı hariç 133 dolar. Yine 2015 yılında Fransa’da 800 MW güneş kapasitesi için yapılan ihale sonucunda ortaya çıkan fiyat 124 avro. Aslında bu tablo bize, ihaleler neticesinde ortaya çıkan neticelerin birbirlerinden ne kadar farklı olduğunu gösteriyor, tek bir ülkeye bakarak Türkiye’de fiyatlar yüksek demenin de Nisan-Haziran 2016 \ Enerji Piyasası Bülteni \ 11 Tolga TURAN aslında çok da doğru bir yaklaşım olmadığını da. Kanaatimce Türkiye’nin bu konudaki temel yanlışı fiyatları düşük ya da yüksek tutması değil. Nitekim iki yıl öncesine kadar YEKDEM’in yüzüne kimse bakmıyordu. Esas sorunu yaklaşımda aramak gerek. İleriye dönük bir öngörü ve plan ile hareket edilmemesi en büyük eksiklik. Kısaca açıklayıp yazımızı sonlandıralım. En büyük eksiklik en başta. Bu işin bir bütçesi yok. YEKDEM’e hiçbir santral girmediğinde maliyet sıfır, herkes hücum ettiğinde de beklenmedik kadar yüksek. Yani hiç istemediğimiz bir varyans. Biz önümüzdeki sene sektör üzerinde YEKDEM maliyetinin ne olacağını bilmiyoruz. Müthiş bir belirsizlik. Dolayısıyla, önce bu işin bir bütçesi yapılmalı yıllara sari. Daha sonra bu bütçe kaynaklara göre dağıtılmalı ve yönetilmeli. İkincisi kaynak tipine göre sabit fiyatların belirlenmesi yerinde değil. Santrallerin güçlerine ve verimlerine göre alacakları teşvikler belirlenmeli. Başta ayırılan bütçe ancak bu şekilde optimize edilebilir. Diğer bir deyişle, verili bütçe ile daha fazla santral devreye alınabilir. Örneğin rüzgar için destekleme fiyatı 6,3 sent olduğunda da kar edebilecek bir tesis ile 8,3 sentin altında da kar edemeyecek bir tesis düşünelim. Fiyat tüm taraflar bakımından 7,3 olarak belirlendiğinde bu iki tesisten ilki aşırı kar elde ederken diğeri devreye alınamıyor. Feed-in Tariff Seviyeleri Halbuki birine 6,3 diğerine 8,3 teşvik verilse her ikisi de devreye alınabilir ve yenilenebilir üretim ekstra maliyete katlanmadan artırılabilir. Daha önce de ifade ettiğim üzere, bizde teşvik fiyatları Kanunun ekinde yer alan cetvel ile belirlenmiş durumda. 31 Aralık 2015 tarihine kadar devreye girecek santraller bakımından bu fiyatların tatbiki Kanun icabı. Bu tarihten sonra devreye girecek santraller bakımından ise Kanun Bakanlar Kurulu’na yetki vermiş. Yetki veren Kanun maddesi şu şekilde: “Ancak, arz güvenliği başta olmak üzere diğer gelişmeler doğrultusunda 31/12/2015 tarihinden sonra işletmeye girecek olan YEK Belgeli üretim tesisleri için bu Kanuna göre uygulanacak miktar, fiyat ve süreler ile kaynaklar Cetveldeki fiyatları geçmemek üzere, Bakanlar Kurulu tarafından belirlenir.” Bakanlar Kurulu bu yetkisini çok erken bir tarihte ve çok sınırlı bir şekilde kullandı. 5 Aralık 2013 tarihinde almış olduğu karar ile sadece devreye girme tarihini 31 Aralık 2020 olarak değiştirmek ile iktifa etti ve fiyat, miktar vb. parametrelerde değişikliğe gitmedi. Kararın ilgili maddesi şu şekilde: “1/1/2016 tarihinden 31/12/2020 tarihine kadar işletmeye girecek olan Yenilenebilir Enerji Kaynakları (YEK) Destekleme Mekanizmasına tabi YEK 12 / Enerji Piyasası Bülteni / Nisan-Haziran 2016 Belgeli üretim lisansı sahipleri için 5346 sayılı Kanuna ekli I sayılı Cetvelde yer alan fiyatlar, on yıl süreyle uygulanır.” Sonuç olarak miktar, fiyat, süre ve kaynak olarak 2020 yılı sonuna kadar devreye girecek tesisler bakımından Kanun hükümleri aynen uygulanmaya devam edecektir. Bugün takip ettiğimiz revizyon tartışmaları da en azından fiyat ve miktar garantisi olarak bu tarihten sonra devreye girecek santraller bakımından uygulanabilecektir. Yine santral tipi ve süreler bakımından da aleyhe düzenlemeler ancak 2021 yılından itibaren devreye alınacak santraller bakımından gündeme gelebilecek. Bunların dışında bazı detay hususlar, dengeye ilişkin örneğin, yönetmelik değişikliği ile mevcut santraller bakımından da gündeme yakın zamanda gelecek gibi gözüküyor. Hep birlikte bekleyip göreceğiz. Kaynaklar http://www.bloomberg.com/news/ articles/2016-03-29/mexico-firstpower-auction-awards-1-720-megawatts-of-wind-solar 1 http://renewables.seenews.com/ news/overview-how-low-will-solarprices-go-in-2015-500228 2 5 Aralık 2013 tarih ve 28842 sayılı Resmi Gazete 3 tturan@baseak.com Enerji Piyasası Bülteni Mücahit SAV Daire Başkanı, EÜAŞ Suriye’de Savaş Paris’te Anlaşma Paris’te Anlaşma Küresel İklim Değişikliği Anlaşması olan ve günümüzde hala geçerliğini koruyan Kyoto Protokolü’nün 2020 yılında sona ermesinden sonra yerini alacak yeni anlaşma, COP 21’de onaylanmıştır. Aralık 2015’te Paris’te toplanan 21. Taraflar Konferansı’nda; Birleşmiş Milletler İklim Değişikliği Çerçeve Sözleşmesi’nin (BMİDÇS) atmosferdeki sera gazı birikimini iklim için tehlikeli, insan kaynaklı müdahaleyi önleyecek düzeyde tutmak biçiminde tanımlanan yeni bir küresel anlaşma 195 ülke tarafından kabul edilmiştir. Anlaşmanın 2020 yılında yürürlüğe girebilmesi için küresel salımların en az % 55’ini temsil eden en az 55 ülkede yasal olarak kabul edilmesi gerekmektedir. Nisan 2016’da imzaya açılacak olan söz konusu anlaşma ile küresel politika hedefi olarak belirlenen sıcaklık artışının 2 °C’nin de altında 1,5 °C’de tutulması amaçlanmıştır. laşmıştır. Hedefini 2030 yılında referans senaryoda öngörülen artıştan % 21 azaltım şeklinde belirlemiştir. Toplam sera gazı salımı 2013 yılında 459,1 MtCO2e olan Türkiye (enerji sektörü; 311,2 milyon ton ile emisyonların başını çekmiştir), INDC’deki baz senaryoya göre 2030 yılında 1.175 MtCO2e salım öngörürken atılacak adımlarla bu rakamı 929 MtCO2e’ye azaltacağını beyan etmiştir (Şekil 1) [1]. Türkiye, Ulusal Katkı Niyet Beyanını (INDC), 30 Eylül 2015’te BMİDÇS Sekretaryası ile pay- Toplam Sera Gazı Emisyonları (Milyon Ton CO2e) Şekil 1 Türkiye’nin Ulusal Niyet Katkı Beyanı Nisan-Haziran 2016 \ Enerji Piyasası Bülteni \ 13 Mücahit SAV Suriye’de Savaş Paris’te Anlaşma İklim değişikliğinin yıkıcı etkilerinden korunmak için küresel karbon emisyonlarının 2.900 GtCO2’yi aşmaması gerekmektedir. Buna küresel karbon bütçesi adı verilmektedir. Bu bütçenin 1.900 GtCO2’si, yani % 65’i 2011 yılı itibariyle tüketilmiştir. Mev- cut emisyon artış eğilimi devam ederse kalan 1.000 GtCO2‘in de 2050 yılından önce atmosfere salınacağı düşünülmektedir. 2°C hedefini tutturmak için 20552070 arasında net karbondioksit emisyonlarının, 2080-2100 yılları arasında da net sera gazı emis- yonlarının sıfırlanması gerekmektedir [2]. Küresel emisyonlarda en büyük payı iki ülke; ABD ve Çin almaktadır (Tablo 1). Tablo 1 Ülkelerin Küresel Emisyonlardaki Payı [2]. Küresel Emisyonlardaki Pay 2012 (%) ABD Çin Avrupa Birliği Rusya Kyoto Protokolü; Çin, ABD ve Rusya gibi dünyanın en fazla kirlilik oluşturan ülkelerinin emisyonlarını sınırlandıramamıştır. Aynı zamanda Protokol; Çin gibi dünyanın en kalabalık nüfuslu, en çok kirleten ve büyümekte olan bir ülkesini kapsam dışında tutmuştur. Bir başka en çok kirlilik oluşturan ülke ABD ise protokolü imzalamamıştır. Gelişmekte olan bir ülke olarak % 16,4 % 24,5 % 9,82 % 5,18 (1850-2011) (%) % 27 % 11 % 25 %8 Türkiye’nin, söz konusu Protokol içerisinde farklı bir konumda yer almasına rağmen, Paris Anlaşmasında bu özel konumuna da itiraz edilmiştir. Ülkeler, hazırladıkları sera gazı emisyon envanteri ve raporunu her sene düzenli olarak BMİDÇS Sekretaryasına sunmaktadır. Sunulan raporlarda; enerji, binalar, ulaştırma, sanayi, atık, tarım, 14 / Enerji Piyasası Bülteni / Nisan-Haziran 2016 arazi kullanımı ve ormancılık sektörlerinde salınan emisyonlar hesaplanmaktadır. Emisyonların artışına en çok sebep olan etkenler; enerji üretimi, sanayileşme ve özellikle savaşlar sonucu fosil kaynakların artarak kullanılması, ekosistemin dengesini bozacak şekilde müdahale edilmesi ile ormanlık ve tarım arazilerinin giderek azalması gelmektedir. Mücahit SAV Suriye’de Savaş Savaşlar insanlığa son vermeden, insanlık savaşlara son vermelidir. (John F. Kennedy) Arap halklarının özgürlük ve demokrasi talebi ile başlayan Arap Baharı süreci; Suriye’de 2011 yılında başlamış ve 2016 yılı itibariyle 5 yılı aşkın bir süredir devam etmektedir. Süreç içerisinde başta Suriye, Libya ve Yemen olmak üzere bir iç savaşa dönüşen bölge, dünyanın en öncelik arz eden ve uluslararası düzen ve güvenliği tehdit eden bölgelerden biri halini almıştır. Mezhepçilik anlayışı ile savaşa müdahil olan İran, Irak ve Lübnan’ın politikası, bölgedeki kaos ortamının en büyük nedenlerinden biri olmuştur. Denkleme Rusya’nın da katılması, mevcut çatışma ve gerginlikleri bir savaş ve hatta bölgesel savaş riskine getirmektedir. Böyle bir risk de sadece çevreyi değil, savaşın yayılma riski düşünüldüğünde insanlığı da tehdit eder niteliktedir. Şimdiye kadar 300.000’den fazla ölü, bu rakamlardan daha fazla yaralı ve milyonlarca göçmenin olduğu bölgedeki savaş, dünyanın diğer bölgelerini de etkileyerek devam etmektedir. Güney sınırlarımızda yıllardır süregelen Suriye savaşında kaybedenler; sadece Suriye ve Irak halkları değil, tüm bölge, dolayısıyla insanlıktır. Mevcut iç karışıklar veya iç savaş olarak nitelenebilecek gerginlikler sona erdikten sonra, bölge kalkınsa bile geriye dönülemeyecek, telafi edilemeyecek zararlar da meydana gelmektedir. Canlıların zarar görmesinin yanı sıra yerleşim yerlerinin, ekosistemlerin ve orman alanlarının da zarar görmesi nedeniyle, uzun dönemde bölge ülkelerinin kalkınması ve refaha kavuşmaları zaman alacaktır. Çevre açısından bakıldığında, bombalamaların verdiği tahribat Suriye’de Savaş Paris’te Anlaşma kadar olmasa da hemen hemen tüm yerleşim yerlerinin tahrip olması ile moloz yığınları ve enkaz yığınlarına ait kalıntıların atmosfere yayılması ise savaşın başka bir acı gerçeği olmaktadır. Tüm bunlara ilave olarak savaş sonrası şehirlerin yeniden inşası ve kalkınması için yatırımlara hız verilmesi, sanayinin ayaklandırılması için yapılacak olan girişimlerin bölgeye vereceği zararlar da savaşın etkilerine eklenmelidir. km2lik ekin alanına 55 milyon kilo defoliant serpmiştir. Bunun sonucunda düşmanın yiyecek kaynaklarının kurutulması hedeflenmişse de uygulamanın başarılı olmadığı tespit edilmiştir [5]. Yoğun miktarlarda kimyasal maddelerin kullanımı sonucunda tarım alanları, ormanlar ve su kaynakları yok edilmiş ve diğer çevresel etkilenmenin bilinmeyen boyutları bugün halen aktif olarak canlı yaşamını tehdit etmektedir. Suriye Özelinden Dünya Geneline Savaşların Çevre ve Ekosistem Üzerindeki Etkileri 1990 yılındaki Körfez Savaşı ve Kosova tecrübeleri; konvansiyonel silahların çevreye vermiş oldukları tahribatı gözler önüne sermiştir [6]. Kosova savaşı sırasında özellikle Sırplar, bölgedeki doğal kaynaklara ve çevreye onarılmaz zararlar vermişlerdir. Hava saldırıları sırasında; 1200 uçak, 78 gün boyunca bölgeyi bombalamıştır . Toplam 25 bin uçuş yaparak 17 bin saldırı gerçekleştiren uçaklar, on binlerce bombayı yerleşim yerlerine atmışlardır. Kimya tesislerinin bombalanmasıyla çıkan yangınlarda oluşan partikül madde dumanları 10 gün sürecince 15 km2lik çevreye yayılarak yağmurun yağması sonucu tam bir felakete dönüşmüştür. Bunun sonucunda başlayan asit yağmurları sonucu, Romanya’da pH oranı yağmur suyunda 5,4, Bulgaristan’da ise pH oranı 4,2 olarak ölçülmüştür. Romanya semalarında ise yüksek oranlarda kükürt dioksit, azot oksit ölçülmüştür (maksimum sınırların 10 kat fazlası) [7]. Tarih boyunca kendisini güçlü görenlerin yaptığı savaşlar sonucu, insanlığın ve canlı yaşamların yanı sıra çevre, ekosistem ve atmosfer de tehdit edilmiştir. Ağır bombardıman uçağından atılan bir bomba patladığında, ortaya çıkan yaklaşık 3.000 °C sıcaklık; sadece atmosfer ile tüm flora ve faunanın değil, toprağın daha alt katmanlarının da kavrulmasına neden olabilmektedir. Uzmanlar aynı toprağın yeniden işlenebilir hale gelebilmesi için 100-7400 yıl geçmesi gerektiğini ileri sürmektedir [4]. Savaşların çevreye verebileceği zararların başında; emisyonların tutulmasında en çok etkisi olan ve büyük yutak alanları olarak nitelendirilen ormanların tahrip edilmesi veya bozulmaları gelmektedir. Ormansızlaşma büyük bir karbon emisyonu nedenidir. ABD’nin 70’li yıllarda yaptığı Vietnam savaşında, dünyanın en büyük ormanlarından Yağmur Ormanlarına zarar vermesi, sadece o bölgeye değil tüm dünyayı etkilemiştir. Savaşta taktik olarak çevrenin tahrip edilmesinde defoliant (kimyasal ilaç) kullanılması ilk kez Vietnam savaşında 19651971 yılları arasında ABD tarafından başlatılmıştır. ABD 3640 Savaşlarda ve çatışmalarda düşmanın ekonomik yeterliğini ortadan kaldırmak amacıyla endüstriyel tesislerin çok sık hedeflendiği görülmektedir. Yapılan saldırılarda ortaya çıkan endüstriyel kimyasallar sivil halkı ve normal yaşamı etkilemektedir. Örneğin Balkanlardaki savaş süresince NATO’nun, Belgrat çevresindeki bazı petro-kimya tesislerini bombalamasının ve bu sırada bir plastik fabrikasıyla Nisan-Haziran 2016 \ Enerji Piyasası Bülteni \ 15 Mücahit SAV ve bir amonyak üretim tesisinin tahribi sonucunda ortaya çıkan klorin, etilen diklorid, vinil klorid monomerleri gibi toksinlerin atmosfere yayılarak yalnızca akut yaşam fonksiyonlarına yönelik değil, aynı zamanda çevrede kalıcı bir kirliliğe neden olduğu bilinmektedir [8]. Bilim adamlarına göre; Irak ordusunun 732 Kuveyt petrol kuyusunu ateşe vermesi günde yaklaşık 6 milyon varil petrolün yanmasına neden olmuştur ve bu yangın ancak 258 günde söndürülebilmiştir [9]. İran-Irak savaşında; petrol taşınması sırasında meydana gelen kazalar ve endüstriyel atıklar sonucu ekosistemde büyük bir tahribat oluşmuştur ve bunun olumsuz etkilerine halen rastlanılmaktadır. Dünya Kaynakları Enstitüsü’nün (World Resources Institute) araştırmasına göre; İran’ın bölgeden 2.000 kilometre uzaklıktaki çiftliklerinde topraktan alınan örneklerde petrol, sülfür, kurum ve zift gibi atıklar bulunmuştur. Tonlarca kirletici gaz atmosfere karışarak Suudi Arabistan ve İran’da yağlı kara yağmurlar ve 1.500 mil ötede Keşmir’de kara Suriye’de Savaş Paris’te Anlaşma kar yağışları oluşmasına neden olmuştur [10]. Günümüz savaşlarında büyük silah üreticisi olan ülkeler genellikle ve öncelikle üretilmiş milyonlarca ton eskimiş silah ve cephaneyi kullanmaktadırlar. Kullanım süresini doldurmuş ve eski teknolojilerle yapılmış silahlar, bıraktıkları atıklarla dünyayı kirletmeye devam etmektedir. Savaş sonrası kullanılmayan ve elde kalan silahlar da ya savaş alanında bırakılmakta ya savaş yapılan ülkenin sınırları içerisinde yok edilmekte ya da ülkeye geri götürülmektedir. Sovyet Birlikleri 1992’de eski Doğu Almanya’yı terk ederken 1,5 milyon ton cephane; geri dönüş maliyetleri çok yüksek olduğu için yakılarak tahrip edilmiştir. Tüm Doğu Almanya topraklarının % 4’ü Sovyet Birlikleri tarafından yoğun bir şekilde kirletilmiştir [11]. Ortaya çıkan nitrojen oksitler, yüksek toksik kimyasal dioksitler ve civa gibi ağır metaller, çoğunlukla yakılarak filtresiz bir şekilde atmosfere salıverilmiştir. Savaş yüzünden ekonomile- 16 / Enerji Piyasası Bülteni / Nisan-Haziran 2016 ri zaten altüst olmuş ülkeler, savaş sonrasında bir de mayınlı alanlarla uğraşmak zorunda kalmaktadırlar. Mayınlı olduğu için kullanılmayan ormanlık alanlar, otlaklar ve tarım alanları ekonomi ve ekosistem için büyük bir kayıptır. Bugün Afganistan ve Kamboçya topraklarının % 35’i mayınlar yüzünden kullanılamaz durumdadır [6]. Yerleşim birimlerinde yaşayanların yerlerinden edilmeleri, mülteci konumunda olan insanların tercihen yakın bölgelere, akabinde tüm dünyaya yayılmaları ülke ekonomilerini olduğu gibi çevreyi ve ekosistemi de tehdit etmektedir. II. Dünya Savaşı sırasında kentlerin bombardımanı sonucu ormanlık, tarımsal alanlar, ulaştırma sistemleri ve sulama ağlarının yok edilmesi çok büyük boyutlu çevresel felaketlere yol açmıştır. Savaşın sonunda 50 milyon insan yaşadıkları yerleri terk ederek göçmen durumuna düşmüştür [12]. Hala devam eden Suriye savaşında tüm dünyanın son yıllarda gördüğü en büyük mülteci krizi yaşanmaktadır. Ülkemizin en uzun sınır komşusu olması sebebiyle Suriye’den sadece Mücahit SAV Suriye’de Savaş Paris’te Anlaşma Türkiye’ye sığınan 3 milyona yakın göçmen bulunmaktadır. Bu da Suriyeli nüfusun, İstanbul, Ankara, İzmir ve Bursa’dan sonra Türkiye’nin 5. “büyük şehirli” nüfusu olmasına yol açmıştır. Küresel Savaşlardan Paris Anlaşmasına - Küresel Emisyonlar Paris’de ülkelerin bir mutabakata varmasından sonra, Fransa Devlet Başkanı François Hollande, Anlaşma için “Paris’in gördüğü en barışçıl devrim” nitelemesi yapmıştır. Tüm bu örneklerden görüleceği üzere; savaşların canlılara, ekosisteme, atmosfere kısacası tüm çevreye zararları saymakla bitmez. Özellikle 1800’li yıllarda petrolün bulunmasıyla fosil yakıtlı bir dünyanın ortaya çıkması ve gelişmiş ülkelerin sanayi devriminden sonra kendi ülke sınırları içerisinde yapmış oldukları kalkınma çabaları sonucu dünyamız oldukça kirletilmiştir. Bunun yanı sıra kendi sınırları içerisinde dünyamızı kirletenlerin, bir başka bölgede üstelik, kendisine çok uzak, dünyanın başka bir noktasında yapmış olduğu savaşlar sonrasında çevreye ve ekosisteme verdiği zararlar düşünülmemiştir. Su ve gıda kıtlığı, çölleşme, ormansızlaşma, aşırı iklim değişiklikleri gibi çevresel faktörler insanlığı daha büyük göçlere ve savaşlara götürebilmektedir. Büyük çevresel sorunların savaşların çıkmasına sebep olması gibi savaşlar da büyük çevresel sorunlara sebep olmaktadır. Dünyanın herhangi bir noktasında çevre ve ekosisteme verilen zarardan, sadece o bölge değil dünyanın çok uzak, çok farklı bölgeleri de etkilenebilmektedir. Orta Doğu ülkeleri, özellikle Körfez Ülkeleri, Paris’te kabul edilen anlaşmaya göre gerçekleş- tirecekleri emisyon azaltımlarını birer birer beyan ettiler. Ancak beyan edilen miktarların gerçekleşmesinde sadece bu ülkelerin değil, bölgeye savaş veya yatırım sebebiyle gelen her ülkenin sorumluluğu bulunmaktadır. Rusya veya İran gibi ülkelerin verdikleri ulusal niyet katkı beyanları (Tablo 2) Birleşmiş Milletler temsilcilerince incelenirken sadece ulusal bazda değil, uluslararası arenada ve dünyamızın başka bölgesine zarar verilmesi halinde, zararlar kirletenlerin hanesine yazılmalıdır. Bu nedenle; bölgemizde yapılan Suriye savaşında veya dünyanın başka bir noktasındaki savaşlara müdahil olan her ülkenin dünyayı kirletmesine verdiği katkının, o ülkeleri hanesine eklenmesi gerekmektedir. Kyoto veya Paris anlaşmasında verilecek (verilmemesi gereken) finans destekleri de yine o ülkelerin zarar hanesine aktarılmalıdır. Tablo 2 Ülkelerin Ulusal Niyet Katkı Beyanı (2030 yılında) [1] Ülke ABD Çin AB Rusya İran Suriye Türkiye Ülkelerin çevre politikaları, başka ülkelerin dış politikaları veya enerji politikaları yüzünden sekteye uğrayabilmektedir. Bu politikalara beklenmeyecek şekilde en çok etki eden unsur ise küresel savaşlardır. Zira, mevcut askeri teknolojiler, dünyayı birçok defa yıkabilecek seviyede tahrip edici olup bunların kullanılması durumunda insanlık, kendi kıyametini kendi eliyle gerçekleştirdiği bir dünya ile karşılaşacaktır. Kaynaklar 1. http://www4.unfccc.int/submissions/INDC/Submission%20Pages/ submissions.aspx Erişim Tarihi: Niyet Beyanı (%) 26-28 60-65 40 25-30 4 21 02.03.2016 2. Türkiye için Düşük Karbonlu Kalkınma Yolları ve Öncelikleri, İstanbul Politikalar Merkezi Raporu, 3. CENTNER, CHRISTOPHER, (1996), “Environmental Warfare: Implications for Policymakers and War Planners”, Strategic Review, 4. WESTING AH., (1980), Warfare in a fragile world: military impact on the human environment, London (UK), Taylor & Francis, 5. Altuntaş Hakan, Savaşların Çevresel Boyutu ve Ekosistem Üzerindeki Geri Dönüşü Olmayan Etkileri, 6. Internatıonal Crısıs Group, (2000), Kosovo report card, Pristina/Brussels, 7. WESTING AH., (1990), Environ- Referans Yıl 2005 2005 1990 1990 2010 2012 mental hazards of war: releasing dangerous forces in an industrialized world, Thousand Oaks (CA), Sage Publications, 8. Encyclopaedia of Persian Gulf War (1995), Environmental Effects of the Persian Gulf War, Santa Barbara, California: ABC-CLIO, Inc., 9. HORGAN J., (1991), “Burning questions”, Sci Am, 10. ORIANS GH, PFEIFFER EW., (1970), “Ecological effects of the war in Vietnam”, Science, 11. LAQUER W., (1984), Europe since Hitler, New York, Penguin Books, mucahit.sav@euas.gov.tr @Saw06 Nisan-Haziran 2016 \ Enerji Piyasası Bülteni \ 17 Enerji Piyasası Bülteni Ercüment CAMADAN Enerji Uzmanı, EPDK Ocak-Şubat Mesken Elektrik Tüketimi Rakamları Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu (EPDK) 2016 yılı itibarıyla aylık olarak elektrik piyasası raporları yayımlamaya başladı. Bu raporlarda daha önce kamuoyuyla paylaşılmayan bir takım rakamlara da yer veriliyor. Elektrik tüketiminin her il için tüketici türüne göre dağılımı bunlardan birisi. Bu yazıda meskenlerin Ocak ve Şubat aylarındaki elektrik tüketimi iller bazında karşılaştırılacak ve kısaca değer- lendirilecektir.1 Karşılaştırma ve değerlendirmeye başlamadan önce değinmekte yarar olan bir husus var. İki aylık tüketim verileri iki sebepten dolayı yüzde yüz gerçek durumu yansıtmaz. Sezonsal etkiler bu nedenlerden ilkidir. Ocak ve Şubat aylarındaki tüketim ile yıllık tüketim profili farklı olabilir. Örneğin, Antalya, ocak ve şubat aylarında kişi başına meskenler- 18 / Enerji Piyasası Bülteni / Nisan-Haziran 2016 de en yüksek elektrik tüketimine sahip olan il. Ancak, Antalya’da elektriğin ısınma amaçlı da kullanıldığını biliyoruz. Bu nedenle muhtemelen Nisan ve Mayıs gibi aylarda Antalya’daki kişi başına mesken elektrik tüketimi azalacaktır. İkinci neden ise sayaçların okuma periyodundaki muhtemel kaymalardır. Özellikle dağınık yerleşimin yaygın olduğu ve mevsim şartlarından dolayı ulaşımın nispeten zor olduğu yerlerde Ocak-Şubat Mesken Elektrik Tüketimi Rakamları Ercüment CAMADAN sayaçlar her ay okunmayabiliyor. Bu nedenle tüketimde aylar arasında kaymalar söz konusu oluyor. Bu kaymaların mevcut rakamlarda ne denli etkili olduğunu bilmiyoruz. Tek ay yerine iki aylık toplam tüketim rakamını alarak sayaç okuma periyodundaki farklılıkların etkisini bir nebze olsun hafifletebiliyoruz. Yine de en doğru değerlendirme için daha uzun süreli tüketim rakamlarını almak gerekmektedir. EPDK’nın yayımladığı aylık rapor sayısı arttıkça daha doğru bir değerlendirme mümkün olacaktır. Aylık raporlarda meskenlerde 2016 yılının ilk iki ayında kişi başına elektrik tüketiminin ülke genelindeki ortalama değeri 124 kWh. Meskenlerde kişi başına tüketimin en yüksek olduğu il ise 234.7 kWh’lik tüketimle Antalya.2 Osmaniye ve İzmir yaklaşık 195 kWh’lik değerlerle ikinci ve üçüncü sırada. Kişi başına tüketimin en yüksek olduğu ilk on il Tablo 1’de gösteriliyor. Tablo 1’deki illerin ortak özelliği Türkiye’nin batısında yer almaları, genellikle yüksek nüfus yoğunluğuna sahip olmaları ve ekonomik olarak gelişmiş olmalarıdır. Tablo 1 Meskenlerde kişi başına elektrik tüketiminin en fazla olduğu iller İl kWh Antalya Osmaniye İzmir Muğla Yalova Balıkesir Aydın Mersin Çanakkale İstanbul 234.7 195.2 194.8 177.4 163.0 157.0 153.8 148.2 146.9 145.2 Meskenlerde kişi başına tüketimin ilk iki ay itibarıyla en düşük olduğu il 20.6 kWh’lik tüketimle Şırnak. Hakkari ve Ağrı’da meskenlerde kişi başına sırasıyla ortalama 46.1 ve 48.6 kWh elektrik tüketilmiş. Kişi başına tüketimin en düşük olduğu on il Tablo 2’de görülüyor. rik/YayinlarRaporlar/AylikSektor bağlantısından ulaşılabilmektedir. Bu yazıda her iki raporun da 2.4 numaralı tabloları dikkate alınmıştır. 2 İllerin nüfusları Türkiye İstatistik Kurumu’nun açıkladığı 2015 yılı nüfuslarıdır. Erişim için: http://tuik. gov.tr/PreIstatistikTablo.do?istab_ id=1590 Tablo 2 Meskenlerde kişi başına elektrik tüketiminin en düşük olduğu iller İl kWh Şırnak Hakkari Ağrı Bingöl Mardin Siirt Batman Diyarbakır Gümüşhane Adıyaman 20.6 46.1 48.6 55.3 55.8 56.3 57.3 59.1 60.8 63.7 Tablo 2’de yer alan illerdeki ortalama tüketim Türkiye ortalama tüketiminin yüzde 42’si ve Tablo 1’deki illerin ortalama tüketiminin yüzde 30’u civarında. Tablo 2’deki illerin önemli bir kısmı kaçak kullanımın yaygın olduğu iller. Bu illerin tamamı Türkiye’nin doğusunda ve bir kısmı hava şartlarının ağır olduğu iller. Okuma periyodunun etkisini ise sadece iki aylık sayaç rakamlarına bakarak tahmin etmek güç. Yine de Tablo 2 kaçak elektrik kullanımının büyüklüğü hakkında ciddi fikir veriyor. Dipnotlar Ocak ve Şubat aylarına ait elektrik piyasası raporlarına http://www. epdk.org.tr/TR/Dokumanlar/Elekt1 ecamadan@epdk.gov.tr Nisan-Haziran 2016 \ Enerji Piyasası Bülteni \ 19 Enerji Piyasası Bülteni Nedim KORKUTATA Grup Başkanı, EPDK Organize Sanayi Bölgeleri ve Elektrik Tarifeleri Organize Sanayi Bölgeleri (OSB), Organize Sanayi Bölgeleri Kanunu’na göre kurularak tüzel kişilik kazanan ve faaliyette bulunan yapılardır. OSB’ler, 6446 sayılı Kanun kapsamında lisans alarak şirket kurmaksızın kendi tüzel kişilikleri altında dağıtım ve üretim faaliyetinde bulunabilir. OSB dağıtım lisansı alınmayan bölgelerde onaylı sınırlar içerisinde bu faaliyeti bölgede görevli olan dağıtım şirketi üstlenir. OSB’ler dağıtım hizmeti veremedikleri bu durumda elektrik dağıtım hizmetinin karşılığı olabilecek bedelleri de talep edemezler. 6446 sayılı Kanun’a göre OSB’ler tüketim miktarlarına bakılmak- sızın serbest tüketici sayılırlar ve bu kapsamda katılımcılarının elektrik ihtiyaçlarını karşılarlar. OSB’lerin dağıtım lisansı almamaları durumunda da serbest tüketici olmak gibi elektrik piyasasında faaliyet göstermeye ilişkin diğer hakları devam eder. OSB sınırları içerisindeki katılımcılar, serbest tüketici limitinin üzerinde tüketime sahip olmaları, tercih etmeleri ve bölgesine gerekli dağıtım bedellerini ödemeleri suretiyle tedarikçilerini seçebilir ve ikili anlaşma ile enerji temin edebilir. Tarife uygulama usul ve esaslarında sanayi abone grubuna giren tüketiciler tanımlanırken, 4562 sayılı Organize Sanayi Bölgeleri 20 / Enerji Piyasası Bülteni / Nisan-Haziran 2016 Kanunu kapsamında olup aboneliği Organize Sanayi Bölge Müdürlüğü tüzel kişiliği adına yapılan OSB’lerin, Bilim, Sanayi ve Teknoloji Bakanlığınca OSB sicil kaydı yapılmış ve onaylanmış Kuruluş Protokolünün ibraz edilmesi halinde bu abone grubu kapsamında değerlendirileceği ifade edilmiştir. Yani OSB’ler sanayi abone grubuna dahildir. 1/1/2016 tarihinden itibaren OSB’lerin de dahil olduğu sanayi grubu abonelerine (görevli tedarik şirketlerinden perakende satış ya da son kaynak tedariği kapsamında yaptıkları alımlar için) uygulanan tarifeler aşağıdaki tabloda yer almaktadır. Organize Sanayi Bölgeleri ve Elektrik Tarifeleri Nedim KORKUTATA OSB’ler diğer sanayi abone grubu tüketicileri gibi; • İletim sistem kullanıcısı olduklarında (14 iletim bölgesinden) içinde bulundukları iletim bölgesinin Kurul onaylı bedellerini, ikincil mevzuatta ve Türkiye Elektrik İletim AŞ’nin (TEİAŞ) yöntem bildiriminde yer alan diğer bedelleri TEİAŞ’a, • Dağıtım sistemi kullanıcısı olduklarında ise (21 dağıtım bölgesinden) içinde bulundukları dağıtım bölgesine bağlantı tiplerine göre Kurul onaylı ulusal tarifede yer alan dağıtım bedellerini (güç, güç aşım, dağıtım, reaktif, vs.) dağıtım şirketine, • Enerji bedellerini (görevli ya da diğer) tedarikçilerine ödemekle yükümlüdür. Dağıtım şirketleri sistem kullanım anlaşmalarını tedarikçiler ile yapmakta ve şebeke bedellerini OSB’lerin ve tüketicilerin tedarikçilerine fatura ekmekte iken TEİAŞ sistem kullanım anlaşmasını OSB’lerin kendisi ile yapmaktadır. Tarife uygulama usul ve esaslarına göre, görevli tedarik şirketinden enerji temin eden ve TEİAŞ ile bağlantı ve sistem kullanım anlaşması yapmış tüketicilere, tarife çizelgelerinde iletim sistemi kullanıcısı tüketiciler için belirlenmiş tarifeler uygulanır, yani dağıtım bedeli uygulanmaz. Organize Sanayi Bölgelerinin Elektrik Piyasası Faaliyetlerine İlişkin Yönetmelik kapsamında TEİAŞ ile bağlantı ve sistem kullanım anlaşması yapmış olan ve görevli tedarik şirketinden enerji alan OSB’lere de tarife çizelgelerinde iletim sistemi kullanıcısı tüketiciler için belirlenmiş olan tarifeler uygulanır. Yani dağıtım şirketinin kullanımındaki baraya kendi hattı ile bağlı bir OSB TEİAŞ ile sistem kullanım anlaşması imzalaması halinde dağıtım şirketine dağıtım bedeli ödememekte, yalnızca TEİAŞ’a iletim bedellerini ödemekle mükellef hale gelmektedir. Yine Usul ve Esaslara göre bir kullanım yerinin tek noktadan ölçülmesi esas olmakla birlikte, aynı müşteriye ait aynı kullanım yerinin teknik sebepler ile birden fazla sayaç ve aynı abone grubuna ait birden fazla aboneliği bulunması durumunda, ilgili kullanım yerine ait aboneliklerin tamamı için aynı tarife uygulanmaktadır. OSB’lerin birden fazla bağlantı noktası, sayacı ve aboneliği olması durumunda her bir abonelik için farklı tarife (tek zamanlı ya da çok zamanlı) uygulanması söz konusu değildir. OSB’lerin sınırları içerisindeki katılımcılara uyguladığı bedeller aşağıdaki şekilde yer almaktadır. Bu bedellerden enerji bedeli, iletim bedeli ve dağıtım bedeli OSB’ye, OSB tarafından da katılımcıya uygulanmakta iken dağıtım faaliyetinin sonucu olan OSB dağıtım bedelleri ve dağıtım faaliyetinin doğal sonucu olan diğer bazı bedeller OSB’ye başka bir piyasa oyuncusu tarafında fatura edilmeden OSB tarafından katılımcılarına fatura edilir. • • Görevli tedarik şirketinden ya da ikili anlaşma ile Pass-through • • • TEİAŞ ile sistem kullanım anlaşması Pass-through kW bazında sabit veya kWh bazında değişken • • ıtım sistem kullanıcısı Pass-through • • Emre amade kapasite bedeli TT-ÇT, AG-OG dağıtım bedelleri • Güvence bedeli, kesme-bağlama bedeli, bağlantı bedeli Şekil 1 OSB’lere Uygulanan ve OSB’lerin Uyguladığı Bedeller Nisan-Haziran 2016 \ Enerji Piyasası Bülteni \ 21 Organize Sanayi Bölgeleri ve Elektrik Tarifeleri Nedim KORKUTATA OSB’ler tedarikçi seçme hakkını kullanmayan katılımcıları için enerji temin edip katılımcılarına sunar. OSB’ler bu enerjiyi sunarken kar amacı güdemez, alım maliyetlerini katılımcılara aynen yansıtır. OSB görevli tedarik şirketinden çok zamanlı tarifeye tabi enerji alıyorsa katılımcılarına da çok zamanlı tarifeyi aynen uygulamakla yükümlüdür. Bu durumda katılımcıların sanayici olup olmaması önemli değildir. TEİAŞ’a yapılan iletim bedeli ödemeleri ve dağıtım şirketine yapılan ödemeler de ilgisine göre güç veya enerji üzerinden katılımcılara paylaştırılarak fatura edilir. Güvence bedeli, kesme-bağlama bedeli ve bağlantı bedelleri açısından OSB’ler, içinde bulundukları dağıtım bölgesi için geçerli olan mevzuata tabidir ve aynı rakamları uygulamak durumundadır. Söz konusu bedeller ve usul esaslar şu aşamada uygulanmakta olan ulusal tarife sebebiyle bölgesel değil ulusal olarak belirlenmektedir. OSB dağıtım bedelleri OSB tarafından EPDK’ye gönderilen teklif formları esas alınarak her yıl sonunda bir sonraki yıl için Kurul tarafından onaylanmaktadır. OSB dağıtım bedeli teklifleri Şekil-2’de yer alan maliyet kalemleri dikkate alınarak hazırlanmakta ve EPDK tarafından analiz edilmektedir. • Personel, işletme-bakım, sayaç okuma, müşteri hizmetleri, faturalama, vs. • Yatırımların itfası • t-2 dönemine ilişkin gelir farkı t döneminde dikkate alınmaktadır • Kayıp enerji tahmini * ortalama enerji alım maliyeti Şekil 2 OSB Dağıtım Bedelinin Bileşenleri OSB dağıtım bedeli tekliflerine ulaşmak için öncelikle yukarıda yer alan giderlere ilişkin bazı temel bilgi-belgelere istinaden sonraki t yıl gider tahminlerinin yapılması gerekmektedir. Bu giderlerden işletme giderleri (OPEX), elektrik dağıtım faaliyeti ile ilişkili tüm faaliyetlere ilişkin (bakım-onarım, sayaç okuma, kesme-bağlama, müşteri hizmetleri, bilgi işlem, vs.) personel giderleri, dışarıdan sağlanan fayda ve hizmetler ve diğer çeşitli giderleri içermektedir. Yatırım giderleri (CAPEX) bileşeni ise yapılması planlanan yatırımlardan t yılına tekabül eden itfaları içermektedir. Bu itfaların belirlenmesi OSB’lerin öngörüsüne ve takdirine bağlıdır. Bununla birlikte, yatırımların faydalı ömrünün ve mali amortisman sürelerinin dikkate alınması yıllar arasındaki sübvansiyonu engellemek açısından önemlidir. Ayrıca EPDK’nin analizleri de düşük itfa süreleri sebebiyle ortaya çıkması muhtemel yüksek CAPEX’leri ve yüksek dağıtım bedellerini normalleştirmektedir. OSB’lerin dağıtım şebekesine ilişkin teknik ve teknik olmayan 22 / Enerji Piyasası Bülteni / Nisan-Haziran 2016 kayıpların maliyeti de dağıtım bedeli içerisinde dikkate alınmaktadır. Bu maliyet tahmin edilirken şebekeye gireceği tahmin edilen enerji miktarı, şebekeden çıkacağı tahmin edilen enerji miktarı ve birim enerji maliyeti tahmini kullanılmaktadır. Dağıtım bedeline ulaşılırken kullanılan tüm maliyet tahminleri neticesinde OSB’nin gelir ihtiyacı elde edilmektedir. Gelir ihtiyacından bedellere ulaşılırken şebekeden çıkması tahmin edilen enerji miktarı ile katılımcıların sözleşme güçleri verilerinden yararlanılmaktadır. OSB’ler dağıtım Organize Sanayi Bölgeleri ve Elektrik Tarifeleri Nedim KORKUTATA bedellerini tüm katılımcılar için aynı belirlemek zorunda değildir. Şekil-3’te OSB’lerin katılımcılarına uygulayabilecekleri dağıtım bedelleri görülmektedir. OSB’ler sanayi ve sanayi harici katılımcılar, AG-OG bağlantı seviyesi, tek terimli-çift terimli tarife sınıfları bazında dağıtım bedellerini farklılaştırabilir. Emre amade kapasite bedeli ise OSB dağıtım sistemine bağlı olup kendi tüketim tesisi veya serbest tüketicilerine ürettiği elektrik enerjisini barasından direkt hat ile sağlayan üreticilerden, hazır tutulan dağıtım şebekesi kapasitesi karşılığı olarak kW bazında alınan bir bedeldir ve dağıtım bedeli teklifleri içerisinde EPDK’ya sunularak onaylanmaktadır. Şekil 3 OSB Dağıtım Bedelleri OSB’nin gelir ihtiyacından hareketle belirlediği bedellere ilişkin varsayımlarında bir hata, tahminlerinde ise sapmalar olması olasılığı %100’dür. Bazen bu sapmaların birbirini nötrlemesi söz konusudur. Bu sapmalar sebebiyle t yılında gelirlerin gelir ihtiyacını karşılamaması halinde aradaki fark (t+2) yılına gelir farkı düzeltme bileşeni olarak yansıtılabilmektedir. Yani t yılı dağıtım bedelleri belirlenirken (t-2) yılından gelen gelir farkı düzeltme bileşeni de dikkate alınmakta ve OSB’lerin tahmin sapmaları ve piyasa koşullarındaki değişmeler sebebiyle mali açıdan aşılması güç durumlara düşmeleri önemli ölçüde engel- lenmektedir. Dağıtım bedellerine esas maliyetlerin elektrik dağıtım faaliyeti ile ilgili olması zorunludur. Yani OSB’lerin diğer maliyetlerini dağıtım bedellerinden elde edilen gelirlerle karşılaması mevzuata aykırıdır. OSB’ler tarafından yukarıdaki esaslara dayanılarak EPDK’ya sunulan teklifler EPDK tarafından aynen kabul edilmemekte, genellikle bazı analizlere tabi tutulmaktadır. Bu kıyaslamalar yapılırken kümeleme (clustering) analizleri, yardstick competition metodu ya da 21 dağıtım şirketi için onaylı dağıtım bedellerinden hareketle elde edilen eşik ya da tavanlar kullanılabilmektedir. OSB’ler katılımcıları tarafından denetlenen, yönetimleri değiştirebilen ve katılımcılarına düşük maliyetli hizmet vermek amacında olan organizmalardır. Bununla birlikte, katılımcıların bedellere, maliyetlere ve diğer elektrik piyasası uygulamalarına ilişkin şikayetlerini EPDK’ya her zaman iletebilecekleri ve gerekli incelemenin de yapılacağı hatırda tutulması gereken bir husustur. nkorkutata@epdk.gov.tr Nisan-Haziran 2016 \ Enerji Piyasası Bülteni \ 23 Enerji Piyasası Bülteni Mehmet ÖZDAĞLAR Yönetim Kurulu Danışmanı, BOTAŞ Murat MISIR Uzman Yardımcısı, ETKB Günlük Doğal Gaz Arz Talep Dengesinin Sağlanabilmesi İçin Alternatif Yöntemler Giriş: Doğal gaz genel olarak sanayi sektöründe, elektrik üretiminde ve ısınmada kullanılmaktadır. Sanayi sektöründe ve elektrik üretimindeki doğal gaz kullanımı yıl boyunca belli bir bant aralığında seyrederken ısınma amaçlı doğal gaz kullanımında yaz ile kış arasında büyük oranda farklar oluşmaktadır. Doğal gaz arzı üretim yoluyla, ithalat veya yer altı depoları vasıtasıyla sağlanmaktadır. İthalat boru hattı yoluyla olabildiği gibi LNG gazlaştırma tesisleri vasıtasıyla da yapılabilmektedir. Boru hattı vasıtasıyla edinilen doğal gazın kullanımının yaz ve kış dönemleri arasındaki esnekliği sınırlı seviyede kalmaktadır. Yapılan alım sözleşmeleri kapsamında alıcıların yaz ile kış mevsimleri arasındaki çekiş esneklikleri sınırlanmaktadır. Bunun başlıca sebebi yıl boyu düzenli şekilde çekiş yapılmasının işletme açısından daha verimli ve üretim açısından da daha ekonomik olmasıdır. Bu sebeple bu alım anlaşmalarında günlük çekilebilecek miktara sınırlama getirilmektedir. Bu maksimum miktar “Günlük Kontrat Miktarı” olarak adlandırılır. Bu şekilde tedarikçi ülke bu sınırın üzerinde doğal gaz teslimi yapma yükümlülüğünden kurtulmuş olur. LNG terminallerinde de yaz-kış arası esneklik durumu aynıdır. LNG terminali işletmeleri tesisteki teknik kıstaslar sebebiyle düzenli çekişi tercih etmektedirler. Bu sebeple LNG işletmecileri yazkış arasındaki çekiş esnekliğini kısıtlayan anlaşmalar yoluyla gaz tedarik edilmesini ve terminalden hizmet verilmesini tercih etmektedirler. Bu sebeplerle kışın ısınma amaçlı kullanımdan kaynaklı doğal gaz tüketim artışını karşılamada ithalat gazı yeterli olamamaktadır. Yaz-kış arasındaki mevsimselliği gidermek amacıyla, daha ziyade üretim sahaları ve yer altı depolarının kullanımı ön plana çıkmaktadır. Yukarıda da değinildiği üzere ilave günlük kapasiteye daha ziyade kış aylarında ihtiyaç duyulmaktadır. LNG tesislerinin sadece kış aylarında kullanılması yatırım açısından ekonomik ve 24 / Enerji Piyasası Bülteni / Nisan-Haziran 2016 teknik açıdan işletilebilir olmamaktadır. Yeterli yer altı depolama ve üretim kapasitesi de bulunmuyorsa kış aylarında arz talep dengesinin sağlanmasında sorunlar yaşanabilmektedir. Arz talep dengesinin sağlanamaması, iç piyasadaki talep artışından kaynaklanabildiği gibi boru hattı vasıtasıyla ithalatın yapıldığı tedarikçi ülkedeki veya hat güzergahı üzerinde bulunan ülkelerdeki teknik problemlerden veya zorlu kış koşulları sebebiyle yaşanan talep artışından kaynaklı olarak boru hattı giriş noktasında yeterli gazın gelmemesinden de kaynaklanabilmektedir. Bu durumda kesinti/kısıntı uygulaması ile talebin kontrol altına alınması yoluna gidilmektedir. Bu gibi istenmeyen kısıntıları minimize edebilmek için yeterli depolama kapasitesi oluşturmak en kesin çözümlü yöntemdir. Ancak bu yatırımlar uzun süre gerektirmektedir. Oysa depo yatırımları henüz gerçekleşmeden talepte artış meydana gelebilmektedir. Böyle durumlarda aşağıda tarif edilen alternatif yöntemler devreye alınabilir: Mehmet ÖZDAĞLAR, Murat MISIR Günlük Doğal Gaz Arz Talep Dengesinin Sağlanabilmesi İçin Alternatif Yöntemler Yöntem 1: İthalat Yapılan Tedarikçi Ülkedeki LNG Tesislerinin Kullanılması: - Boru hattında bu gazı taşıyabilmek için yeterli atıl kapasitenin bulunması. - Güzergah üzerindeki ülkelerdeki LNG tesislerinde atıl kapasite bulunuyorsa, Boru hattı yoluyla doğal gaz ithal edilen tedarikçi ülkede mevcut LNG tesisleri (varsa) değerlendirilebilir. Bu amaçla kışın talebin karşılanamadığı dönemlerde spot LNG kargosu bulunabilirse bu kargo tedarikçi ülkedeki LNG tesisine yönlendirilir. Bu gaz tedarikçi ile aradaki boru hattı vasıtasıyla iç piyasalara ulaştırılır. Bu yöntemin kullanılabilmesi için aşağıdaki şartların yerine gelmesi gereklidir: Türkiye açısından İran, Rusya ve Azerbaycan bu kapsamda yer alan ülkelerdir. - Boru hattında bu gazı taşıyabilmek için yeterli atıl kapasite bulunuyorsa Yöntem 2: İthalat Yapılan Boru Hattı Güzergahındaki Ülkelerdeki LNG Tesislerinin Kullanılması: bulunan spot LNG kargosu güzergah üzerindeki ülkelerdeki LNG tesislerine yönlendirilir ve boru hattı üzerinden iç piyasalara ulaştırılır. Bu yöntemde taşınan gaz LNG gazı olacağı için tedarikçi ülke ile güzergah üzerindeki ülkeler arasındaki alım anlaşmalarında muhtemelen bulunan yeniden ihraç sınırlamaları da ihlal edilmemiş olacaktır. - Kışın ihtiyaç olduğunda spot LNG kargosu temin edilebilmesi, - Kışın ihtiyaç olduğunda iç piyasadaki mevcut LNG tesislerinin tam kapasite ile çalışıyor olması, - Tedarikçi ülkedeki LNG terminalinde aynı dönemde atıl kapasite bulunması, Boru hattı güzergahı üzerinde (tedarikçi ile arada) bulunan ülkelerdeki LNG tesisleri de (varsa) aynı şekilde kullanılabilir. Bu amaçla: - Arz talep dengesinin sağlanamadığı kış aylarında, - Spot LNG kargosu temin edilebilirse, Türkiye açısından Gürcistan, Ukrayna, Moldova, Romanya, Bulgaristan bu kapsamda yer alan ülkelerdir. - İç piyasadaki LNG tesisleri tam kapasitede çalışıyorsa, Nisan-Haziran 2016 \ Enerji Piyasası Bülteni \ 25 Mehmet ÖZDAĞLAR, Murat MISIR Yöntem 3: İthalat Yapılan Tedarikçi Ülkeden veya İthalat Yapılan Boru Hattı Güzergahındaki Ülkelerden Gaz Tedarik Eden Ülkelerdeki LNG Tesislerinin Kullanılması: Tedarikçiden veya boru hattı güzergahı üzerinde (tedarikçi ile arada) bulunan ülkelerden gaz tedarik eden ülkelerdeki LNG tesisleri de (varsa) aynı kapsamda değerlendirilebilir. Bu amaçla: - Arz talep dengesinin sağlanamadığı kış aylarında, - Spot LNG kargosu temin edilebilirse, - İç piyasadaki LNG tesisleri tam kapasitede çalışıyorsa, - Tedarikçi ülkeden veya güzergah üzerindeki ülkelerden gaz tedarik eden ülkelerdeki LNG tesislerinde atıl kapasite bulunuyorsa, - Boru hattında bu gazı taşıyabilmek için yeterli atıl kapasite bulunuyorsa bu yönteme başvurulabilir. Bu yöntemde taşınan gaz LNG gazı olacağı için tedarikçi ülke ile güzergah üzerindeki ülkeler arasındaki alım anlaşmalarında muhtemelen bulunan yeniden ihraç sınırlamaları da ihlal edilmemiş olacaktır. Türkiye açısından örnek verecek olursak, batı hattından ithalatın yapıldığı tedarikçi ülke ve bu hat üzerindeki ülkelerden gaz tedarik eden Yunanistan ve İtalya’da bulunan LNG tesisleri bu kapsamda yer almaktadır. Yöntem 4: İhracat Yapılan Ülkelerdeki veya Bu Ülkelerden Gaz Tedarik Eden Ülkelerdeki LNG Tesislerinin Kullanılması: Kışın talebin karşılanamadığı Günlük Doğal Gaz Arz Talep Dengesinin Sağlanabilmesi İçin Alternatif Yöntemler dönemde bulunan spot LNG kargosu ihracat yapılan ülkede veya ihracat yapılan ülkeden gaz tedarik eden ülkelerde bulunan LNG tesislerine (varsa) yönlendirilir ve ihracat miktarı düşürülür. Böylelikle arz talep dengesine katkı sağlanır. Bu yöntemin uygulanabilmesi için aşağıdaki şartların sağlanması gereklidir: - Kışın ihtiyaç olduğunda spot LNG kargosu temin edilebilmesi, - Kışın ihtiyaç olduğunda iç piyasadaki mevcut LNG tesislerinin tam kapasite ile çalışıyor olması, - İhracat yapılan ülkedeki LNG terminalinde aynı dönemde atıl kapasite bulunması. Türkiye açısından ihracat yapılan ülke konumundaki Yunanistan bu kapsamda yer almaktadır. Değerlendirmeler: - Yukarıdaki 4 yöntemde belirtilen koşulları yerine getiren ülkelerde kışın talep artışının en çok olduğu dönemlerin farklılık göstermesi olasılık dahilindedir. Bu sebeple bu yöntemlerden bazılarının işlerlik kazanması olasıdır. - Bu ülkelerle bir ağ oluşturularak bu ülkelerdeki LNG tesislerinin koordineli bir şekilde optimize edilerek kullanılması sağlanabilir. - LNG terminali yatırımları uzun sürdüğü için anlık talep artışlarını karşılamaya yönelik kısa dönemli arz talep dengesi planlamaları için bu 4 yöntemin kullanılması faydalı olacaktır. - Yukarıdaki 4 yöntemde belirtilen koşulları yerine getiren ülkeler içerisinde LNG terminali bulunmuyorsa bu ülkelere ortaklaşa LNG terminali yatırımı önerilebilir. Böylelikle yatı- 26 / Enerji Piyasası Bülteni / Nisan-Haziran 2016 rım gereksiniminin tamamının karşılanması ekonomik olmayan yatırımların sadece kısmı katkı payları ödenmek suretiyle ekonomik hale getirilmesi mümkün olabilir. Bu yöntem uzun vadeli arz talep dengesi planlamaları kapsamında tercih edilebilecek bir yöntemdir. - Bu ülkelerde yapımı devam eden veya planlanan LNG terminali yatırımlarına ortaklık teklif edilebilir. Böylelikle yatırım gereksiniminin tamamının karşılanması ekonomik olmayan yatırımların sadece kısmi katkı payları ödenmek suretiyle ekonomik hale getirilmesi mümkün olabilir. Bu yöntem de uzun dönemli arz talep dengesi planlamaları kapsamında tercih edilebilecek bir yöntemdir. Summary: Natural gas is consumed in three main sectors: industry, power and residential. Industry and power consumption does not fluctuate too much throughtout the year. However fluctuation in residential consumption is more due to difference in heating requirement of summer and winter. Gas suply is made through production, import or storage. Import is either by pipelines or LNG regasification. In general, import options are not sufficiently flexible to compensate seasonal fluctuation in gas denmand. One reason is there is limitation in purchase agreements in maximum daily takeoff (for economical feasibility and operational efficiency). In addition to this, LNG terminals require reasonably uniform flow throughtout the year for technical limitations. Therefore underground storage facilities are more effective in compensating seasonality in demand. Mehmet ÖZDAĞLAR, Murat MISIR Additional daily supply is required in winter. However investment in LNG terminals which will only be utilized in winter is not economical. And investment in underground storage takes long time. Generally, increase in demand may be earlier than investment period. As a result, if underground storage level is not sufficient, interruption is applied to control seasonal demand. In this study, as an alternative to interruption, some other methods given below are introduced which will be helpful in building daily suply-demand balance: If, - it is winter and suply-demand balance is not build, - a SPOT LNG cargo can be found, but can not be directed to domestic LNG terminals due to full capacity utilization of these terminals, then, 1) LNG facilites in supplier coun- Günlük Doğal Gaz Arz Talep Dengesinin Sağlanabilmesi İçin Alternatif Yöntemler try from which gas is improted via pipeline, 2) LNG facilities in countries through which this pipeline from supplier country pass, 3) LNG facilities in countries which purchase gas from suplier country from which gas is improted via pipeline, 4) LNG facilities in countries which purchase gas from countries through which this pipeline from supplier country pass 5) LNG facilities in countries where gas is exported, or 6) LNG facilities in countries which purchase gas from countries where gas is exported may be used (if there exist and are available) for directing the SPOT LNG cargo and pipeline from the supplier country may be used to transport this SPOT LNG if there is sufficient idle capacity in this pipeline. These methods above are not breech of reexport clauses which may probably take place in purchase agreements between suplier country and the countries through which this pipeline from supplier country pass. These methods above may be effective if period of peak demand in these ccountries may differ. A network may be formed to coordinate and optimize LNG faclities in such countries to manage supply-demand balance in these countries. Current LNG facilites in these countries may be used for short term supply-demand balance plannings. For long term supply-demand plannings, joint projects may be developped with these countries for LNG facility investments. mehmet@ozdaglarbotas.gov.tr mmisir@enerji.gov.tr Nisan-Haziran 2016 \ Enerji Piyasası Bülteni \ 27 Enerji Piyasası Bülteni Mehmet Akif DENİZ Kıdemli Uzman, GAZDAS Ölçme ve Diyaframlı Tip Doğal Gaz Sayaçlarında Numune Sayaçların Kalibrasyon Sonrası Performans Değerlendirme Çalışması 1.Giriş: Öncelikle doğal gaz sayaçlarıyla ilgili ölçüm hataları konusuna girmeden önce doğal gazda temel ölçüm kavramları ve ölçme sürecinin başlangıç noktasından bahsetmek istiyorum. RMS-A; genelde şehir giriş noktalarında bulunan ve 3570 bar aralıkta basınçla ulusal şebekeden (BOTAŞ) gelen doğal gazın RMS-A (Regulation Measuring Station) istasyonları olarak adlandırdığımız basınç düşürme ve ölçüm istasyonlarında gaz arzı öncesi filtreden geçerek ölçümünün yapıldığı daha sonra ise ısıtma işlemlerinin yapılarak son kullanıcıya arzının sağlandığı istasyonlardır. Ölçme ise basınç düşürme ve ölçüm istasyonlarındaki ölçüm noktalarından alınan veriler doğrultusunda doğal gaz tesliminin tespit edilmesine yönelik yapılan çalışmaların bütünüdür. Bu tür istasyonlar faturaya esas doğal gaz tüketimlerinin genelde türbin tipi doğal gaz sayaçlarıyla yapıldığı istasyonlardır. Türbin tipi doğal gaz sayaçlarının çalışma prensibi ise kısaca sayaç içinden geçen gaz tarafından döndürülen çarkın devir sayısına bağlı olarak gaz hacminin kaydedilmesidir. Ölçülen bu değer, türbinmetre üzerindeki mekanik numaratöre ve elektriksel sinyal olarak flow korrektör veya flow kompütere gönderilerek ölçümü yapılır. Doğal gaz ölçümü, gaz teslimi veya alımı esnasında bazı hatalar muhtemeldir. Bu hataları iki farklı şekilde ele alabiliriz. Bunlar ölçüm ekipmanından kaynaklı ölçüm hataları ve operatör kaynaklı ölçüm hataları olarak adlandırılabilir. Flow kompüterler sayaçtan gelen anlık pulse bilgileriyle birlikte yine gaz akışı esnasında transmitter aracılığı ile basınç ve sıcaklık gibi ölçüm parametrelerini alarak hesaplama yapmaktadır. Bu noktada ölçüm ekipmanlarından kaynaklı ölçüm hatalarının önüne geçebilmek adına ölçüm hatları üzerinde bulunan PT (Basınç Transmitteri) ve TT (Sıcaklık Transmitteri) elektronik algılayıcılarının yıllık kalibrasyonlarının yapılması ve 28 / Enerji Piyasası Bülteni / Nisan-Haziran 2016 yine bu ölçüm hatları üzerinde bulunan mekanik basınç manometreleri ve sıcaklık termometrelerinin doğru ölçüm yaptığının yani kalibrasyonunun doğru olduğunun ve doğru ölçüm yapıldığı teyidinin sağlanmasıdır. Öncelikle bu hataları minimize etmek için bir takım kontroller yapılmaktadır. RMS-A istasyonlarında 24 saatlik süre boyunca operatör her saat başı ölçümün yapıldığı sayaç üzerindeki numaratör bilgileri ile yine ölçüm hattı üzerinde bulunan mekanik manometre ve sıcaklık termometre değerlerini usul ve esasları belirlenmiş şekilde RMS-A defterine kaydeder. Mekanik yani manuel olarak kayıtlara alınan bu değerler RMS/A istasyonunun ölçüm hattı üzerinde bulunan türbin metresinden, manometresinden ve termometresinden belli bir güne ait saat 08.00’ da ortalama olarak okunan düzeltilmemiş değere göre bulunan ve hesaplanan değer ile flow kompüterden o güne ait saat 08.00’da okunan düzeltilmiş değer günlük olarak karşılaştırılır ve ±% 2 hata sınırı içerisinde kalan oranlar kabul edilir. Hata sınırının artı ya da eksi yönlü aşılması halinde BOTAŞ ve dağıtım firması yetkilisi- Mehmet Akif DENİZ nin ortak kararla alacağı mekanik hesap yöntemiyle faturaya esas tüketim verisi belirlenerek kabul edilir. RMS-A istasyonlarından yukarıda genel hatlarıyla belirtilen şekillerde ölçümü ve kontrolü yapılan doğal gaz daha sonra bu noktalardan şehre arz edilir. Gazın bir kısmı sanayide, bir kısmı ticarethanelerde ve bir kısmı da meskenlerde kullanılmaktadır. Konutlarda kullanılan doğal gaz, genel itibarıyla diyaframlı tip doğal gaz sayaçlarıyla yapılmaktadır. Bu sayaçlar genel itibarıyla G4 ve G6 tipi diyaframlı doğal gaz sayaçları olup minimum 0,016 m3/h ile maksimum 6 m3/h ölçüm aralıklarında ölçüm yapabilen, 0,5 bar kadar basınca dayanıklı, bir çeşit pozitif yer değiştirmeli diyafram prensibiyle çalışan sayaçlardır. Bilinen hacimdeki bir sayaçtan geçen gazın hacminin sayılmasına bağlı hassas ölçüm yapan ekipmanlardır. Bu tip sayaçlar için Bilim Sanayi ve Teknoloji Bakanlığının yasal olarak izin verdiği sayaç kullanım süresi sayacın imal edildiği yıl dahil 10 yıldır. Ancak Bakanlığın vermiş olduğu bu 10 yıllık sürede sayaç içerisinde bazı deformelerden bahsedilebilir. Bunlara örnek olarak sayaçtan geçen gaz miktarı, gazın fiziki yapısının sayaç içerisinde oluşturabileceği aşınmalar ve özellikle sayaç diyaframının yüksek sıcaklık değişimleri sonucu diyaframda Ölçme ve Diyaframlı Tip Doğal Gaz Sayaçlarında... oluşturabileceği olası genleşme olayları diyebiliriz. Kabul toleransları içerisinde yer alabilecek bu etkiler aslında yüksek abone sayısı profiline sahip dağıtım firmaları için ciddi kayıplar oluşturabilmektedir. Ölçü Aletleri Yönetmeliğinde (2004/22/AT) G4 tipi doğal gaz sayaçlarında; Maksimum İzin Verilebilir Hatalar (MİH’ler) aşağıdaki verilmiştir. Sınıfı 1,5 Qmin ≤ Q < Qt 3% Qt ≤ Q ≤ Qmak 1,50% 1 2% 1% 2. Veri Analizi Dağıtım firmaları için G4 tipi doğal gaz sayacı mevcut sayaç durumunun yaklaşık %85-90’ını oluşturmaktadır. Bu nedenle konunun önemine binaen analiz öncesi sayaç kalibrasyonlarının aynı istasyonda ve aynı şartlarda yapılması önem arz etmektedir. Konutlarda kullanılan G4 tipi doğal gaz sayacı genel olarak doğal gazla ısıtma ve sıcak su için kombi tarafından ve yemek pişirmek için kullanılmaktadır. Kalibrasyon ölçüm noktası genel olarak 3 nokta olup Qmin, 0,2Qmax ve Qmax olarak adlandırılmıştır. Sayaç değişken akış hızları ve gün ve yıl boyunca değişken gaz akışı (kullanıma bağlı dur-kalklar) ve fiziki olarak gaza maruz kalmış olması nedeniyle bu süre içerisinde ölçüm hataları değişebilmektedir. Yapılan çalışma, yaklaşık 1.250 m3 doğal gaz tüketimi olan bir şehirde yaşayan bir ailenin yıllık toplam gaz tüketiminin anlık gaz akış hata oranlarını belirlemeye çalışmaktır. Bu çalışmanın sonuçları aşağıdaki tabloda belirtilmiştir. Kombi ile ilgili tüketimler (2,2 m3/h), ocak (0,25 m3/h) ve ocak + kombi (2,45 m3/h) olarak baz alınmış ve aşağıda gösterilmiştir. Q2max kalibrasyon noktaları ölçüm hataları toplam tüketim noktasına göre ortalama ağırlığı itibarıyla (kullanım yoğunluğu) Q2max’a yakındır diyebiliriz. Diğer bir ifadeyle, sayaçların kalibrasyon sonrası Q2max’taki ölçüm hata oranı değerinin önemi, ülkemizde özellikle kombi-kazan ve ocak sistemlerini kullanan benzer ülkeler için büyük önem arz etmektedir. Analizi yapılacak sayaçlar 1 yıl ile 10 yıl arasında tüketime maruz kalmış ve ortalama itibarıyla yıl içerisindeki tüketim miktarı artışı 1.250 m3 olarak gerçekleşmiş yani kullanılmış, gaz kompozisyonlarından kaynaklı bire bir etkiye maruz kalmış ve sürekli dur-kalk yapmış sonuç itibarıyla aynı şartlara maruz kalmış diyaframlı konut sayaçlarıdır. Veri kümesi; 2006 yılından bu yana dağıtım firmasında kullanılan her tüketim kademesinden farklı sayılarda olmak üzere farklı üretim yılı tarihli sayaçlardır. Grafik 1 Sayaç Kapasite Kullanım Noktaları Nisan-Haziran 2016 \ Enerji Piyasası Bülteni \ 29 Mehmet Akif DENİZ Ölçme ve Diyaframlı Tip Doğal Gaz Sayaçlarında... Grafik 1.’ de G4 tipi doğal gaz sayacının sayaç ölçüm noktaları ve kapasite kullanım noktaları gösterilmiştir. Grafik 2 Sayaç İlk Teslim Ölçüm Hata Oranları Grafik 2.’de doğal gaz sayaçlarının dağıtım firmasına ilk tesliminde verilen (ilk teslim; sıfır sayaç) hata oranları verilmiştir. Sayaç minimumdan uzaklaştıkça ölçüm doğruluğunun arttığı görülmektedir. Grafik 3 Sayaç Kullanım Sonrası Ölçüm Hata Oranları Grafik 3.’te ise belirli süre gaz kullanımı olmuş evsel doğal gaz sayaçlarının kullanım sonrası her kademede görüldüğü üzere ölçüm hataları dağılmış özellikle sayaç Qmin seviyesinde görüldüğü üzere yaz dönemlerinin kullanım aralığı olan Q1 seviyesine kadar yüksek ölçüm hatası göstermekte sonrasında tüketicilerin kış dönemlerindeki en sık kullanım aralığı olan Q2 seviyelerinde ise bütün sayaçlar dağıtılmış bir pozisyona yoğunlaşmıştır. Grafik 4 Sayaç İlk ve Son Ölçüm Hata Ortalamaları 30 / Enerji Piyasası Bülteni / Nisan-Haziran 2016 Grafik 2.’de sayaç kapasite kullanım oranı arttıkça hata sıfır seviyelerine yaklaşırken, Grafik 3.’te bu yaklaşım yine devam etmekte ancak biraz dağınıklık göstermektedir. Mehmet Akif DENİZ Grafik 4.’ de sayaç ilk teslimat sertifikasında belirtilen sıfır sayaç (ilk hal) değerleri ile zaman içerisinde kullanıma Ölçme ve Diyaframlı Tip Doğal Gaz Sayaçlarında... bağlı değişen (son hal) aritmetik düşüşü gösteren tablo verilmiştir. Grafikte de görüldüğü üzere numune doğal gaz sayaçları üzerinde yapılan analizlerde tüketim miktarı artışına paralel sayaç hata oranları eksi yönde ilerlemektedir. Grafik 5 Sayacın teslim eğrilerine göre kullanımdan önceki ve sonraki Qmin (0,04) m3/h dağılımı. Grafik 5.’te sayacın teslim eğrilerine göre kullanımdan önceki ve sonraki Qmin (0,04) m3/h dağılımı gösterilmiştir. Sol taraftaki grafikte (x1) sayacın sıfır halde ilen hata yerleşim noktalarını, sağdaki grafikte ise (y1) tüketim sonrası ölçüm hatalarının grafikte hata yerleşim noktaları görünmektedir. Görüldüğü üzere sayaç sıfır iken minimum ölçüm noktasında yoğunlaşmış bir nokta var, kullanım sonrasında ise pozitifte olan sayaçların negatife kaydığını, sayaç yoğunluğunun ise %-2 ile %-1 arasında yoğunlaştığı görülmektedir. Grafik 6. Sayacın teslim eğrilerine göre kullanımdan önceki ve sonraki Q2max (1,21) m3/h dağılımı. Grafik 6.’da sayacın teslim eğrilerine göre kullanımdan önceki ve sonraki Q2max (1,21) m3/h dağılımı gösterilmiştir. Yukarıda da görüldüğü üzere tamamı pozitifte olan bir sayaç tüketime bağlı olarak negatife kayabiliyor. Nisan-Haziran 2016 \ Enerji Piyasası Bülteni \ 31 Mehmet Akif DENİZ Ölçme ve Diyaframlı Tip Doğal Gaz Sayaçlarında... Grafik 7 Sayacın teslim eğrilerine göre kullanımdan önceki ve sonraki Qmax (5,93) m3/h dağılımı. Grafik 7.’de sayacın teslim eğrilerine göre kullanımdan sonraki Qmax (5,93) m3/h dağılımı gösterilmiştir. Grafikte de görüldüğü üzere sayaç sıfır halde iken yoğunluğun %0,50 ile %-0,50 arasında, kullanım sonrasında ise hata kaymalarının kullanıma bağlı olarak eksiye doğru kaydığını ve yine pozitifteki sayaç yoğunluğunun ise azaldığını görmekteyiz. Grafik 8 Kalibrasyon Sonrası Sayaçların Genel Durumu. Grafik 8.’de de görüldüğü üzere sonuç olarak kalibrasyona gönderilen sayaçların %72’si ayar düzeltme gerektirmeden yeniden kullanıma verilebilecek durum- dadır. Bunlardan %24’ü ayar ve kalibrasyon yapılarak yeniden kullanıma uygun hale getirilen sayaçlar olmuş %4’ü ise kullanıma uygun olmayan diğer bir ifadeyle tamiratı yapılamayan hurda sayaç gruplarını oluşturmaktadır. Tablo 1 Kullanım Türüne Göre Sayaç Kullanım Noktası ve Tüketim. Tüketim Tipi Ocak Kombi Kombi + Ocak Ortalama anlık akış hızı (m3) 0,25 2,20 2,45 32 / Enerji Piyasası Bülteni / Nisan-Haziran 2016 Toplam tüketime Göre yüzde (%) 5 85 10 Mehmet Akif DENİZ Kalibrasyona gönderilen ve sonrasında ayar ve kalibrasyon gerektiren sayaçlarla hurda sayaçlardaki ölçüm hata verileri analiz edildiğinde (%24 ve %4 diliminde bulunan sayaçlar) Qmin’deki ortalama ölçüm hata oranı; % -37,53, Q2t’deki ortalama hata oranı %-4,41, Qmax’ta ise %-3,98 olarak görülmüştür. Yani; bir yılda içerisinden 1.250 Ölçme ve Diyaframlı Tip Doğal Gaz Sayaçlarında... m3 gaz geçen G4 tipi diyaframlı doğal gaz sayacının Tablo 1’de belirtilen yıllık ortalama kullanım yüzdelerine göre düşünülerek hesaplanmış (1.250 x 0,85 = 1.062,5 m3 gibi) 1000 adetlik sayaç miktarı dikkate alındığında gaz dağıtım şirketinin sadece sökülen sayaçların takılı olması durumundaki hallerde uğrayacağı 1 yıllık olası ölçüm hata miktarı aşağıda ki gibidir. * Qmin’de 23.456 metreküp, * Q2t’de 46.856 metreküp, * Qmax’ta ise 4.975 metreküptür. akif.deniz@zorlu.com Nisan-Haziran 2016 \ Enerji Piyasası Bülteni \ 33 TBENERJÝ TB Enerji Danışmanlık TB Enerji Danışmanlık enerji projeleri için danışmanlık hizmeti sağlar • Sektörel İzleme ve Değerlendirme • Yatırım Stratejisi ve Planlama • Proje Değerlendirme • Saha Etüdü • Temel Dizayn • Fizibilite • Elektrik ve Doğalgaz Tarife Metodolojisi ve Analizi • Elektrik ve Doğalgaz Sektörlerinde Stratejik Mevzuat Analizi • Termik Santral İşletme ve Bakım Hizmetleri Turan Güneþ Bulvarý Akçam Plaza No:100/3 Çankaya-Ankara- Türkiye 06550 T. +9 0312 438 45 00 F. +9 0312 438 46 00 www.tbenerji.com.tr • info@tbenerji.com.tr