YERLİ KÖMÜR SANTRALLERİ VE TEŞVİKLER

Kenan Sitti (TENVA)

Fehmi Tanrısever (TENVA, Bilkent Üniversitesi)

Kurşad Derinkuyu (THK Üniversitesi)

Muhammed Külfetoğlu (ODTÜ)

İÇERİK

1. Yerli Kömür Santrallerinin Mevcut Durumu

2. Yerli Kömür Santralleri Teşvik Edilmeli mi?

3. Teşvik Yöntemleri

4. Özelleştirme Modelleri

5. Sonuçlar ve Etki Değerlendirmesi

HEDEF

Ülkemizin yerli kömür kaynaklarının elektrik üretiminde değerlendirilmesi

2

Mevcut Durum - I

3

75%73%

54%

47% 46%41% 40%

27% 27%

Ülkelerin Elektrik Üretiminde Kömürün Payı (%)

Kömür15.913

21%

Doğalgaz25.240

34%

Hidro26.203

35%

Rüzgar4.656

6%

Diğer2.615

4%

9.093

6.604

405 350

Linyit İthal Kömür Asfaltit Yerli Taş Kömürü

Kömür Türüne Göre Kurulu Güç (MW, 01.05.2016)

Kurulu Gücün Kaynaklara Göre Dağılımı (MW, 01.05.2016)

Dünyada Durum Türkiye’de Durum

Mevcut Durum - II

4

20% 20% 22% 23% 22%19% 19%

16% 14% 16%13%

6% 6%6% 6% 7%

7%10%

12%12%

14%15%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Yerli Kömür İthal Kömür

Elektrik Üretiminde Kömürün Payı

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Linyit İthal Kömür

Kömür Santralleri Kapasite Faktörü

Mevcut Durum - III

Yeni Kurulacak Yerli Kömür Santralleri

Mevcut Yerli Kömür Santralleri

Yeni İhale Edilecek Kömür SahalarınaKurulacak Santraller

Özel Sektörün Elindeki Kömür Sahalarına Kurulacak Yeni Santraller

Özelleştirme Yoluyla Alınmış Mevcut Santraller

Özel Sektör Tarafından İnşa Edilmiş Mevcut Santraller

5

a) Mevcut Piyasa Koşullarında İşletilmesi Ekonomik Olmayan Santraller

b) Likidite Problemi Yaşayan Santraller

(1) Mevcut Piyasa Koşullarında İşletilmesi Ekonomik Olmayan Sahalar

(2) Mevcut Piyasa Koşullarında İşletilmesi Ekonomik Olan Sahalar

1 2 3 4

Problem: Teşvikler ve Etkileri

6

Düşük PTF

Zarar Eden Santraller

Teşvik

Senaryo 1 Senaryo 2

Regulated Market

İflaslar

Yüksek PTF

Yeni Yatırımlar ve Denge

Arz Güvenliği RiskiSistematik Risk

Yerli Kömür Santralleri -

Yatırım Süreci

7

Yıl 1 Yıl 3Yıl 2 Yıl 5Yıl 4 Yıl 7Yıl 6

Maden Geliştirme SüreciSantral Tasarım ve Kurulum

Süreci

Nakit akışının başlaması

Tasarım Problemlerinin

Çözülmesi

Nakit çıkışları (milyon $)

50 100 150 220 440 440

1000 MW Kurulu Güç için Örnek Yatırım Süreci

Riskler…

8

Fiyat Riski Maliyet Riski

Düzenleyici ve Diğer Riskler

Kur Riski

Yatırım Riski

• Uzun Yatırım Süresi• Nakit akışının geç başlaması,• Yatırım süresi sonunca piyasa

koşullarının, mevzuatın değişmesi,• Fiyatların tahmin edilebilirliğinin

Azalması,• Finansman maliyetinin yüksek

olması,• Madencilik Riskinin Üstlenilmesi,

• Rezerv hesaplama riski,• Kömür kalitesinde değişkenlik,• Maliyetlerde öngörülemeyen artışlar,• İş kazaları,

• Sabit Maliyetlerin Yüksekliği,• İşletme maliyetin %40’ının sabit

olması,• Yüksek arazi (orman, kamulaştırma,

vs.) bedelleri,• TEİAŞ iletim bedelleri,

Uzun Vadeli Fiyat Riskleri - I

9

Kömür Maliyeti 40 TL/ton – 1.500 kcal/kg

Net Verimlilik %34

y = -0,001x + 47,13

0

2

4

6

8

10

12

14

Oca

.10

Mar

.10

May

.10

Tem

.10

Eyl.1

0

Kas

.10

Oca

.11

Mar

.11

May

.11

Tem

.11

Eyl.1

1

Kas

.11

Oca

.12

Mar

.12

May

.12

Tem

.12

Eyl.1

2

Kas

.12

Oca

.13

Mar

.13

May

.13

Tem

.13

Eyl.1

3

Kas

.13

Oca

.14

Mar

.14

May

.14

Tem

.14

Eyl.1

4

Kas

.14

Oca

.15

Mar

.15

May

.15

Tem

.15

Eyl.1

5

Kas

.15

Oca

.16

Dark Spread - YerliKömür

Dark Spread - Yerli Kömür:

krş/

kwh

Santralin brüt kar marjı %50’ye yakın azalmıştır!

Uzun Vadeli Fiyat Riskleri - II

10

-2

0

2

4

6

8

10

12

14

Oca

.10

Mar

.10

May

.10

Tem

.10

Eyl.1

0

Kas

.10

Oca

.11

Mar

.11

May

.11

Tem

.11

Eyl.1

1

Kas

.11

Oca

.12

Mar

.12

May

.12

Tem

.12

Eyl.1

2

Kas

.12

Oca

.13

Mar

.13

May

.13

Tem

.13

Eyl.1

3

Kas

.13

Oca

.14

Mar

.14

May

.14

Tem

.14

Eyl.1

4

Kas

.14

Oca

.15

Mar

.15

May

.15

Tem

.15

Eyl.1

5

Kas

.15

Oca

.16

Dark Spread - YerliKömür

Kömür Maliyeti - 40TL/ton Kömür Maliyeti - 60TL/ton Kömür Maliyeti - 80TL/ton

YERLİ KÖMÜR SANTRALLERİ

VE TEŞVİKLER

12

Teşvik…

• Soru: Mevcut Piyasa Koşullarında Yerli Kömür

Santrallerinin (ve Yeni Santral Yatırımlarının) Teşvik

Edilmeye İhtiyacı var mıdır?

– Cevap: İşletme Maliyetlerine Bağlı

• 30 TL/ton (@1500kcal) işletme maliyeti durumunda teşvike ihtiyaç

yoktur…

– Ancak, yeni maden sahalarının işletme maliyeti ve 6-7 yıl

sonrası için elektrik fiyatları belirsizdir…

– Bu durum yatırım iştahını azaltmaktadır…

13

Ne Yapılabilir?

• Teşvik mekanizmaları 2 temel şekilde çalışır:

– (1) Yatırımcının Getirisini Artırmak

• PTF üzerinde Sabit Fiyattan Elektrik Alım Garantileri

• İlave Fiyat Uygulamaları

• Piyasa Bozucu Etkiler

– (2) Yatırımcının Riskini Azaltmak

• Maliyet ve Fiyat Belirsizliklerini Azaltmak

• İhale Sürecinde İşletme Maliyetlerinin Bilgi Asimetrilerini Azaltmak

• Piyasa Yapıcı Etkiler

– İşletilmesi ekonomik olan sahaları teşvik eder

14

Mevcut Santraller Yeni Kurulacak Santraller

• 30 yaşın üzerindeki eskisantraller,– Düşük Verim,

– Sık Yaşanan Arızalar,

– Revizyon İhtiyacı sebebiyle,

• Yatırım Sürecinin (Para Harcamanın)Devam Etmesi,

• Uzun Süreli Duruş ve Üretim Kayıpları,

• Mevcut elektrik fiyatlarına göreözelleştirme bedellerinin çokyüksek kalması,

Özelleştirilen Santraller

• Kömür rezervinin ve kalitesinin

ihale döneminde belirtilen

dokümanlara göre farklılık

göstermesi,

• Kömür üretim maliyetinin

artması,

• Mevcut elektrik fiyatlarına göre

rödövans bedellerinin çok yüksek

kalması,

Rödövans Karşılığı Yapılan Santraller

• Yatırımcı Risklerinin azaltılması ve/veya gelirlerin artırılması,

2016 ilk 4 aydaki Linyit Santrallerinin (9.130 MW) Kapasite Faktörü: %46

Teşvik İhtiyacı

Potansiyel ~5.000 - 10.000 MW ?En erken 7 yıl sonra devreye

girebilecektir.

Finansman maliyetinin ana unsuru; özelleştirme ve rödövans bedelleridir.

İşletme Maliyetinin ana unsuru; kömür üretim maliyetidir.

15

Yerli Kömür Santralleri

Teşvik Gerekçeleri

SantralArz

Güvenliği

İstihdam

Sağlanması

Güvenilir

ÜretimYakıt İthalatı

Yerli Kömür Yüksek Yüksek Yüksek -

İthal Kömür Yüksek Orta Yüksek Var

Doğalgaz Düşük Düşük Yüksek Var

Yenilenebilir Yüksek Düşük Düşük -

• Soru: Mevcut Piyasa Koşullarında İşletilmesi Ekonomik

Olmayan Santraller (ve Yeni Santral Yatırımları) da Teşvik

Edilmeli mi?

16

Yerli Kömür Santralleri Teşvik Gerekçeleri

1. Arz Güvenliği

Boru

HattıGüzergâh Riski

Yıllık

Kapasite

(bcm)

Sözleşme Sonu

Batı

Hattı

Rusya-> Ukrayna -> Moldova ->

Romanya -> Bulgaristan -> Türkiye14

Özel – 10 bcm

2021 – 4 bcm

Mavi

AkımRusya -> Türkiye 16 2025

BTE Azerbaycan->Gürcistan-> Türkiye 12,75

2021 – 6,6 bcm

2032 – 6 bcm

2046 – 0,15

bcm

İran İran->Türkiye 9,6 2026

Rusya66%

İran19%

Azerbaycan15%

Doğalgaz (Borugazı) İthalatı (2015)40,8 milyar m3

Elektrik Arz Güvenliği için yapılabilecekler:

• Kaynak Çeşitliliğinin Artırılması (TANAP (16 milyar m3), Kuzey Irak Gazı (10 milyar m3), Doğu Akdeniz Gazı)

• LNG tesisi kurulması / doğalgaz depolama kapasitesinin artırılması,

• Yenilenebilir santrallerin payının artırılması,

• Yerli ve İthal Kömür Santralleri kurulması,

1.000 MW’lık yerli kömür santralinin elektrik üretimi, yıllık ~1 milyar m3 doğalgaz ithalatını ikame edecektir.** Kömür santrali %80 kapasite faktörlü, doğalgaz santral verimi %59 varsayılmışır.

17

Yerli Kömür Teşvik Gerekçeleri

2. İstihdam Sağlanması

1,83

0,62

0,08

Yerli Kömür İthal Kömür Doğalgaz

İstihdam/MW600 MW’lık bir santraldeki ortalama doğrudanistihdam sayıları:

Doğalgaz Santrali : 60 kişi

İthal Kömür Santrali : 370 kişi

Yerli Kömür : 1.100 kişi◦ Santral : 600 kişi

◦ Maden Ocağı : 500 kişi

18

Yerli Kömür Teşvik Gerekçeleri

3. Sistem Güvenilirliği

• Anlık Sistem Dengelenmesi (Primer/Sekonder Frekans Kontrolü)

• Anlık arz/talep şoklarından kaynaklı üretim dengesizliğinin giderilmesi,

• Yenilenebilirlerden kaynaklı anlık üretim dengesizliklerinin giderilmesi,

• Uzun Süreli Sistem Dengelenmesi (Güvenilir Üretim)

• Güneş ve hidrolardan kaynaklı mevsimsel/yıllık üretim dengesizliklerinin giderilmesi,

• Sisteme Bağlanabilir Yenilenebilir Kapasitenin Artırılması,

• Doğalgaz için ‘Zor Gün’lerden Etkilenmemesi,

19

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

17

11

41

21

12

81

35

14

21

49

15

61

63

1

70

17

71

84

19

11

98

11

05

11

12

11

19

11

26

11

33

11

40

1

14

71

15

41

16

11

16

81

17

51

18

21

18

91

19

61

20

31

21

01

21

71

22

41

23

11

23

81

24

51

25

21

25

91

26

61

27

31

28

01

28

71

29

41

30

11

30

81

31

51

32

21

32

91

MW

h

Saat

RES Elektrik Üretimi (2016 ilk 4 ay)

Min: 44 MWhMax: 3.750 MWh

Yerli Kömür Teşvik Gerekçeleri

4. Doğalgaz İthalatın Azaltılması

54,9 37,8

187,3169,3

2014 2015

Enerji İthalatı (milyar $)

Enerji İthalatı Enerji Dışı İthalat

%22,7 %18,3

1.000 MW’lık yerli kömür santralinin elektrik üretimi, doğalgaz ithalatını yıllık ~1 milyar

m3 ve $180 milyon azaltacaktır.** Doğalgaz ithalat fiyatı = 180 $/ton alınmıştır.

20

TEŞVİK MEKANİZMALARI

• 1. Yatırım Teşvikleri

• 2. Alım ve Fiyat Garantisi

• 3. İlave Fiyat Teşviki

• 4. Alım Kotası

• 5. Kapasite Piyasası Kurulması

21

Teşvik Mekanizmaları

Yatırım Teşvikleri

Yerli Kömür Santralleri Öncelikli Yatırım Konusu sayılmakta ve 5. Bölgedesteklerinden yararlanmaktadır.

• KDV istisnası,

• Gümrük Vergisi Muafiyeti,

• Kurumlar Vergisi İndirimi,

• Faiz Desteği,

• Sigorta Primi İşveren Hissesi Desteği,

Elektrik Mevzuatı Destekleri:

- Asgari Sermaye Yükümlülüğü;

- Önlisans için %5 yerine %1,

- Üretim Lisansı için %20 yerine %5,

- Bağlantı hakkı önceliği,

- Orman bedellerinde %85 indirim (ilk 10 yıl),22

Avantajları:

Yatırım için Gelecekteki Fiyat Belirsizliğinin Kaldırılması

– Yatırımcıya sabit gelir imkanı sağlaması,

– Finansman bulma kolaylığı ve maliyetlerinin düşmesi,

Dezavantajları:

• Rekabetçi serbest piyasa mantığı ile çelişmesi,

• Serbest piyasa hacmini azaltması,

Serbest Piyasa

Alım Garantisi

Serbet Piyasa40%

TETAŞ22%

EÜAŞ17%

YEKDEM21%

2016 İlk 4 Ay Piyasa Payları

Serbest Piyasa açısından; tercih edilmemesi gereken veya en son tercih edilebilecek yöntem olmalıdır.

Teşvik Mekanizmaları

Alım ve Fiyat Garantisi

23

Temel Etken:

Yatırımın makul bir sürede geri dönüşünün

sağlanması,

Makul süre = İşletmeye geçtikten sonra 10 yıl, ağırlıklı

yatırım süresi dahil 12 yıl.

Yan Etkenler:

1. Teşvikin Toplam Maliyeti,

2. Gelecekteki Fiyat Beklentisi,

3. Serbest Piyasa Kapasitesinin Korunması,

Teşvik Mekanizmaları

Alım Garantisi Fiyatının Belirlenmesi

24

Model Varsayımları

Finansman Parametreleri

Maden Yatırım Maliyeti USD 300 milyon

Santral Yatırım Maliyeti USD / MW 1.1 milyon

Özkaynak Oranı % 30%

Kredi Faiz Oranı % 4,0%

Alternatif Getiri Oranı % 4,0%

Ödemesiz Yıl yıl 6

USD Kur $/TL 3,0

Teknik Parametreler

Kurulu Güç MW 1.000

Net Güç MW 880

Yıllık Çalışma Saati saat 7.500

Net Verim % 34%

Diğer O&M Maliyeti USD / MWh 13,8

TEİAŞ, Sigorta, Orman USD / MW 14.322

Teşvik Mekanizmaları

Alım Garantisi Fiyatının Belirlenmesi

Baz Senaryo, 1.500 kcal/kg kömür @ 40 TL/ton

25

Kömür Maliyetinin

Teşvik Fiyatına Etkisi

Kömür üretim maliyetinin her 10 TL/1.500 kcal artması, alım garantisi fiyatını ortalama 0,56cent/kWh artırmaktadır.

İthal Kömür = 41 TL/1500 kcal

26

5,4 5,5 5,6 5,7 5,8 5,9 6,0 6,2 6,3 6,4 6,5 6,6 6,7 6,8 6,9 7,1 7,2 7,3 7,4 7,5 7,6 7,7 7,8 8,0 8,1 8,2 8,3 8,4 8,5 8,6 8,7 8,9 9,0 9,1 9,2 9,3 9,4 9,5 9,6 9,8 9,9 10

,01

0,1

18

20

22

24

26

28

30

32

34

36

38

40

42

44

46

48

50

52

54

56

58

60

62

64

66

68

70

72

74

76

78

80

82

84

86

88

90

92

94

96

98

10

01

02

Kömür Üretim Maliyeti (TL/1.500 kcal)

Alım Garantisi Fiyatı (US cent/kWh)

Kur: 3 TL/$

Kömür Maliyetinin

Teşvik Fiyatına Etkisi

Kömür üretim maliyetinin her 0,01 TL/kcal artması, alım garantisi fiyatını ortalama 0,84cent/kWh artırmaktadır.

İthal Kömür = 0,027 TL/kcal

27

5,3 5,4 5,5 5,6 5,7 5,8 5,9 6,0 6,2 6,3 6,4 6,5 6,6 6,7 6,8 6,9 7,1 7,2 7,3 7,4 7,5 7,6 7,7 7,8 8,0 8,1 8,2 8,3 8,4 8,5 8,6 8,7 8,9 9,0 9,1 9,2 9,3 9,4 9,5 9,6 9,8 9,9 10

,01

0,1

10

,2

0,0

11

0,0

12

0,0

13

0,0

15

0,0

16

0,0

17

0,0

19

0,0

20

0,0

21

0,0

23

0,0

24

0,0

25

0,0

27

0,0

28

0,0

29

0,0

31

0,0

32

0,0

33

0,0

35

0,0

36

0,0

37

0,0

39

0,0

40

0,0

41

0,0

43

0,0

44

0,0

45

0,0

47

0,0

48

0,0

49

0,0

51

0,0

52

0,0

53

0,0

55

0,0

56

0,0

57

0,0

59

0,0

60

0,0

61

0,0

63

0,0

64

0,0

65

0,0

67

0,0

68

0,0

69

Kömür Üretim Maliyeti (TL/kcal)

Alım Garantisi Fiyatı (US cent/kWh)

Maden Yatırımının

Teşvik Fiyatına Etkisi

Maden projesi için gereken her $50 milyon’luk madencilik yatırımı, alım garantisi fiyatını

ortalama 0,11 cent/kWh artırmaktadır.

6,06,1

6,26,3

6,46,5

6,66,7

6,87,0

7,1

5,4

5,6

5,8

6,0

6,2

6,4

6,6

6,8

7,0

7,2

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500Maden Yatırımı (milyon USD)

Maden Yatırım Tutarına Göre Teşvik Fiyatı (cent/kWh)

Kömür üretim maliyeti = 40 TL/1500kcal alınmıştır.

28

Alım ve Fiyat Garantisi

Gelecekteki Fiyat Beklentisi

0

20

40

60

80

100

120

140

1 2 3 4 5 6 7 8 91

01

11

2 1 2 3 4 5 6 7 8 91

01

11

2 1 2 3 4 5 6 7 8 91

01

11

2 1 2 3 4 5 6 7 8 91

01

11

2 1 2 3 4 5 6 7 8 91

01

11

2 1 2 3 4 5 6 7 8 91

01

11

2 1 2 3

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

USD

/MW

h

133

105

73

Türkiye Elektrik Piyasa Fiyatları Almanya Elektrik Piyasa Fiyatları

Almanya örneğinde olduğu gibi, yenilenebilirlerin payının arttığı ve elektrik talep artış hızınındüşeceği bir ortamda, fiyatı 3 euro-cent/kWh’ın altına düşecek olan bir emtianın daha yüksek birfiyattan satın alınması sorgulanabilir.

29

• Elektrik fiyatlarının 4 cent/kWh olduğu bir piyasada, yerlikömür santrallerine 6,6 cent/kWh alım garantisi verilmesi,5.000 MW’lık bir yerli kömür santrali için piyasakatılımcılarından her yıl 800 milyon USD alınarak teşvikedilen santrallere verilmesini gerektirir. => ~0,9 krş/kWh

• Örnek olarak, YEKDEM’in piyasa katılımcılarına toplammaliyeti 2016 ilk 3 ayda 2,1 krş/kWh olarak gerçekleşmiştir.

Alım ve Fiyat Garantisi

Teşvikin Toplam Maliyeti

30

Alım ve Fiyat Garantisi

Serbest Piyasa Kapasitesinin Korunması

Serbet Piyasa40%

TETAŞ22%

EÜAŞ17%

YEKDEM21%

31

33,9%44,6% 46,6%

54,3%63,0%

73,9%

2011 2012 2013 2014 2015 2016

GÖP - Sıfır Fiyatlı Tekliflerin Eşleşmelere Oranı

Alım ve Fiyat Garantisinin Etkileri

32

Yakıt İthalatının

Azaltılması

Piyasaya Ek

Maliyet*

Serbest Piyasa

Hacmine Etkisi

PTF’ye

Etkisi

Tüketici

Fiyatlarına Etkisi

Beklenen

Etki

Doğal gaz

ithalatında

o ~5 milyar m3,

o $880 milyon

azalma,

Yıllık toplam

$613 milyon,

0,23

cent/kWh,

30,7 milyar kWh

ek TETAŞ/EÜAŞ

alım sözleşmesi,

Piyasa hacminin

%11,6 azalması,

Düşük PTF İlave 0,23

cent/kWh +

vergiler

5.000 MW Alım Garantisi için:

* Alım garantisi fiyatının, piyasa fiyatından +2 cent/kWh fazla olması halinde

İlave Fiyat Teşviki

• İlave Fiyat’ın optimum seviyesi, alım garantisi fiyatı ilebeklenen piyasa fiyatı arasındaki farktır.

• Fiyat belirsizliğinden dolayı finansman maliyetinde artış =>Sabit alım garantisine göre ortalama 0,8 cent/kWh ekmaliyet.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

İlave Teşvik Uygulaması

Fiyat Ek Teşvik

33

Alım Kotası

• Tedarikçilerin, satacakları elektriğin %x’ini yerli kömürdensağlamaları zorunluluğu;

– Sertifika piyasalarının oluşturulması,

– Taban/tavan fiyat uygulanması,

34

Piyasaya EtkisiSerbest Piyasa

Hacmine Etkisi

PTF’ye

Etkisi

Tüketici Fiyatlarına

Etkisi

Fazladan sertifika bedeli

ödenmesi,

İkili anlaşmalarda kömür

santrallerinin elinin

kuvvetlenmesi,

İkili anlaşmalara

katılımın artması,

GÖP hacminin

azalması,

Düşük PTF Yüksek Tarife

(sertifika bedelinin

yansıtılması)

Kapasite Piyasaları

Yıllık Kapasite (Güvenilirlik) Bedeli

Ödenmesi

||

Sabit Maliyetlerin Karşılanması

35

Yenilenebilir Kapasite

Artışı

Dengeleme Kapasitesi

İhtiyacı

Elektrik Fiyatlarının

Düşmesi

Kapasite Bedelinin

Yükselmesi

Üreticilere Etkisi Piyasaya Etkisi PTF’ye Etkisi Tüketici Fiyatlarına Etkisi

Gelir Garantisi,

• Sabit

Maliyetlerin bir

kısmının piyasa

haricinde

karşılanması,

Arz güvenliği ve

planlamasının sağlanması,

Kapasite Piyasası/Yan

Hizmetler kapsamında

elektrik fiyatına ilaveten

Kapasite veya Güvenilirlik

Bedeli ödenmesi,

Pik saatlerdeki elektrik fiyat

riskinin düşmesi,

Düşük PTF

Pik saatlerdeki aşırı

yüksek fiyatların

önlenmesi,

Kapasite bedeli ödemeleri,

pik saatlerdeki aşırı yüksek

fiyatları dengeleyecektir.

Özelleştirme Modelleri

• İhale Yöntemleri:

– Alım Garantisi Fiyatının Eksiltilmesi,

• İrrasyonel fiyat teklifleri, verimli projelerin hayata geçememe riski

– Sabit Alım Garantisi Fiyatı Altında İhale Bedelinin Toptan

Alınması,

• Tüketici fiyatlarına yüksek etki

– Kısmi Fiyat Eksiltme ve Bedel Alınması.

• Tüketici fiyatlarına sınırlı etki, irrasyonel tekliflerin önlenmesi

36

İdari İzinlerin Alınarak

İhale Yapılması

• İdari İzinler ve Yatırım Süreci Bağlantısının Ayrılamaması,– ÇED belgesinin alınabilmesi için maden işletme planının ve santral tasarımının belirli olması

gerekliliği,

– Yatırımcının farklı tasarım ve teknoloji uygulaması halinde sürecin baştan başlaması,

– Taahhüde dayalı izinlerde, taahhüt verenin ve yerine getirecek olanın farklı olması,

• İzin süreçlerinde özel sektörün kamuya nazaran daha aktif olması,

• İzinlerin alınması için kamunun yine ÇED, İmar, Kamulaştırma vs. danışmanlıkşirketleriyle çalışması gerekir => koordinasyon eksikliği ve yazışmalarla süreuzaması,

• Alınan izinlerin Mahkemeler tarafından iptal edilmesi riskinin devam etmesi,– Yatırımcı şirketin, kamuya danışmanlık yapan şirketlerin riskini üstlenmesi,

– Yatırım süreci başladıktan sonra oluşan iptallerde tazminat ödenmesi,

37

Yatırımcıya idari izinler için Koordinasyon Kurulu vasıtasıyla destek olunmasıdaha uygulanabilirdir.

Sonuç ve Öneriler - I

38

Sonuç ve Öneriler1. Maliyetlere dair bilgi asimetrileri ve belirsizlikler azaltılmalıdır:

Her bir kömür havzası için uluslararası standartlarda rezerv ve işletme planı hazırlatılmalı ve işletme maliyetlerine dair belirsizlikler olabildiğince giderilmelidir.

2. Linyitten önce taşkömürü rezervlerine öncelik verilmelidir:1 ton taşkömürünün 4 - 5 ton linyite eşdeğer olduğu bilinmelidir.

3. İhalelere kalori başına kömür üretim maliyeti en düşük olan sahalardan başlanılmalıdır:

Bu sayede, teşvik miktarının ihale sürecinde piyasa fiyatları civarına düşmesi sağlanabilecektir. Böylelikle, teşvikin serbest piyasaya etkisi de sınırlı tutulabilir.

4. Sabit fiyattan alım garantisi tercih edilmelidir:Önerilen alım garantisi fiyatı 10 yıl süreyle 6,6 cent/kWh’tir.

5. 6,6 cent/kWh’tan başlanarak azaltma usulüyle ihale yapılmalıdır. Verimli linyit sahaları için, teşvik fiyatı ihale sürecinde bu değerin önemli oranda altına düşebilir.

Sonuç ve Öneriler - II

39

Sonuç ve Öneriler6. Arz fazlasının olduğu saatlere teşvik verilmemelidir.

Teşvik verilmesinde gece/gündüz ve hafta içi/hafta sonu saatleri ayrımı yapılmalıdır.

7. İdari izinlerin devlet tarafından alınarak ihaleye çıkılması yerine, idari izin süreçlerinde yatırımcı şirkete destek olunmalıdır.

Koordinasyon Kurulu yerli kömür santrallerinin sorunlarını gündemine almalı ve öncelik vermelidir.

8. Özel sektörün elindeki kömür sahalarına santral kurulması da teşvik edilmelidir.

Yeni kömür sahaları için kamu tarafından yapılacak ihale sonuçları baz alınarak teşvikverilebilir.

Örneğin, kömür çıkarma maliyeti kalori başına 0,027 TL/kcal olan bir saha içinyapılan ihalede kazanan fiyatın 6,5 cent/kWh olması halinde, özel sektör tarafındankurulacak olan yerli kömür santrallerine de kalori başına kömür çıkarmamaliyetlerinin 0,027 TL/kcal’e oranı nispetinde aynı süre ve koşullarda alım garantisihakkı tanınabilir.

Sonuç ve Öneriler - III

40

Sonuç ve Öneriler9. Yeni yapılacak santrallere teşvik verilirken, mevcut santrallerin devreden

çıkmaması için önlem alınmalıdır.

Hâlihazırda ekonomik olan mevcut kömür santrallerinin borçlarının yenidenyapılandırılması (fakat silinmemesi) ve sağlıksız iflasların önüne geçilmesigerekmektedir.

Kısa vadedeki çözüm, elektrik fiyatlarının yükseltilmesidir. Bunun için de TETAŞsantrallerinin üretimlerinin azaltılması yoluna gidilebilir.

Uzun vadeli çözüm olarak kapasite piyasalarıyla mevcut yerli kömür santrallerineilave bir gelir sağlanabilir.