ElEktrik Piyasalarında risk yönEtimi - TENVA...ElEktrik Piyasalarında risk yönEtimi Bölüm 1 Doğal Gaz Kombine Çevrim Santralleri Yayın No: 3 / Mart 2016 Muhammed Külfetoğlu1

ElEktrik Piyasalarında risk yönEtimi

Bölüm 1Doğal Gaz Kombine Çevrim Santralleri

Yayın No: 3 / Mart 2016

Muhammed Külfetoğlu1 Dr. Fehmi Tanrısever 2

Dr. Kürşad Derinkuyu3

1 Orta Doğu Teknik Üniversitesi, İktisadi ve İdari Bilimler Fakültesi

2 TENVA Araştırma Merkezi Direktörü-Bilkent Üniversitesi İşletme Fakültesi Öğretim Üyesi

3 TENVA Araştırma Merkezi Direktörü-Türk Hava Kurumu Üniversitesi İşletme Fakültesi Öğretim Üyesi

Risk Management in Electricity MarketsPart 1

Natural Gas Combined Cycle Power Plants

"Yayınlanan bu çalışmanın tüm hakları Türkiye Enerji Vakfı'na (TENVA'ya) aittir.

TENVA'nın izni olmaksızın yayının tümünün ya da bir kısmının elektronik veya

mekanik yollar ile yayını, basımı ve dağıtımı yapılamaz.

Kaynak göstermek suretiyle alıntı yapılabilir."

Türkiye Enerji Vakfı (TENVA)Alternatif Plaza, Kızılırmak Mah.1446.Cad. No:12/37 Kat:10 Çankaya, ANKARATel: 0 312 220 00 59Faks: 0 312 220 00 87Web sitesi: www.tenva.orgE-posta: [email protected]/TENVA_Linkedin.com/TENVAFacebook/TENVA

TASARIMwww.medyatime.gen.tr0312 472 86 12

BASIMDumat Ofset, Ankara

Copyright@2016

Yardımları, değerlendirmeleri ve önerileri için TENVA Başkanı Sayın Hasan Köktaş ile TENVA Araştırma Merkezi Direktörü ve Yıldırım Beyazıt Üniversitesi İİBF Öğretim Üyesi

Sayın Dr. Fatih Cemil Özbuğday’a teşekkür ederiz.

iÇindEkilEr CONTENTS

Kısaltmalar Listesi/List of Abbreviations ............................................................................................................. 6 ExECutıvE summary ....................................................................................................................... 7 yönEtiCi özEti .................................................................................................................................... 71. türkiyE FiziksEl ElEktrik tiCarEti ................................................................................................. 102. türkiyE’dE doğal Gaz komBinE ÇEvrim santrallEri ........................................................ 123. doğal Gaz komBinE ÇEvrim santrallErindE risklEr, Fırsatlar vE risk yönEtimi ..................................................................................................................... 16 3.1. Stratejik Riskler 3.2. Uzun Vadeli Fırsatlar 3.3. Operasyonel Riskler4. doğal Gaz komBinE ÇEvrim santrallErinin iş modEli .................................................... 235. Emtia Piyasalarında iş modEllEri: sPEkülasyon, HEdGınG vE arBitraj ...................................................................................................................................... 246. doğal Gaz komBinE ÇEvrim santrallErinin doğal Gaz tEdariği ........................................................................................................................................ 28 6.1. BOTAŞ’tan Tedarik 6.2. Özel Şirketlerden Tedarik7. doğal Gaz komBinE ÇEvrim santrallErinin ElEktrik satış Piyasası................................................................................................................................. 32 7.1. GÖP’e Satış 7.2. Serbest Tüketiciye Satış 7.3. Tedarikçiye Satış8. doğal Gaz komBinE ÇEvrim santrallErindE oPErasyonEl risk yönEtimi ..................................................................................................................... 36 7.1. BOTAŞ Gaz Tedarik Miktar Riski 7.2. BOTAŞ Gaz Tedarik ve Elektrik Satış Fiyat Riski9. simülasyon .................................................................................................................................39 9.1. Vaka 1: TETAŞ ve GÖP Fiyatlarına Endeksli Satışların Kâr Marjlarının Eşit Olması Simülasyonu (k=2,97) 9.2. Vaka 2: TETAŞ’a Endeksli Satmanın Daha Kârlı Olduğu Durum Simülasyonu (k=2,7) 9.3. Vaka 3: GÖP Fiyatına Endeksli Satmanın Daha Kârlı Olduğu Durum Simülasyonu (k=3,3)10. sonuÇ vE önErilEr ........................................................................................................................45Kaynakça ..................... ................................................................................................................................................. 47

6 www.tenva.org

E l E k t r i k P i ya s a l a r ı n d a r i s k y ö n E t i m i • B ö l ü m 1 • d o ğ a l G a z k o m B i n E Ç E v r i m s a n t r a l l E r i

BOTAŞ: Boru Hatları ile Petrol Taşıma

Anonim Şirketi

DGKÇS: Doğal Gaz Kombine Çevrim

Santrali

DGP: Dengeleme Güç Piyasası

EPDK: Enerji Piyasası Düzenleme

Kurumu

EÜAŞ: Elektrik Üretim Anonim Şirketi

GÖP: Gün Öncesi Piyasası

GW: Gigawatt

gWh: Gigawatt Saat

KW: Kilowatt

kWh: Kilowatt Saat

MW: Megawatt

mWh: Megawatt Saat

TEİAŞ: Türkiye Elektrik İletim Anonim

Şirketi

TETAŞ: Türkiye Elektrik Ticaret ve

Taahhüt Anonim Şirketi

KıSALTMALAR LİSTESİ / LıST OF ABBREVıATıONS

7

ExECUTıVE SUMMARYThis study is the first part of a series of reports titled Risk Management in Electricity Mar-

kets. ın this first report, we explain the ideal operating and risk management policies for a Natu-ral Gas Combined Cycle Power Plant (NGCCPP) in Turkey considering an integrated approach to procurement of natural gas and sales of electricity. We build an economic model assuming that the operators of these power plants are risk averse. Based on this model, employing statistical analysis and simulation, we suggest an optimal operating policy for the power plants.

keywords: Natural Gas Combined Cycle Power Plant (NGCCPP), Day Ahead Market (DAM) Prices, Quantity Risk, Price Risk, Speculation, Hedging, Risk Management

YÖNETİCİ ÖzETİElektrik Piyasalarında Risk Yönetimi adlı serinin bu ilk çalışmasında, Türkiye’deki serbest

üretici niteliğindeki doğal gaz kombine çevrim santrallerinin (DGKÇS) doğal gaz tedarik piyasası ve elektrik satış piyasası ile olan ilişkileri göz önünde bulundurularak ve santral işletmecilerinin riskten kaçınma motivasyonuna sahip olduğu varsayılarak bu santrallerin ideal iş modeli tanım-lanmıştır. Bu model üzerinden, bir santral işletmecisinin doğal gaz tedariğinde ve elektrik satışın-da karşılaştığı miktar ve fiyat riskleri açıklanmıştır. Korelasyon hesapları ve simülasyon yardımıyla santral işletmecisinin yukarıda sözü edilen risklerin yönetimlerini nasıl gerçekleştirmesi gerektiği-ne dair sonuçlara ve önerilere ulaşılmıştır.

anahtar kelimeler: Doğal Gaz Kombine Çevrim Santrali (DGKÇS), GÖP Fiyatları, Miktar Riski, Fiyat Riski, Spekülasyon, Hedging, Risk Yönetimi

8 www.tenva.org

ElEktrik Piyasalarında risk yönEtimi • Bölüm 1 • doğal Gaz komBinE ÇEvrim santrallEri

ELEKTRİK PİYASALARıNDA RİSK YÖNETİMİ

9

10 www.tenva.org


1. TÜRKİYE’DE FİzİKSEL ELEKTRİK TİCARETİ Elektrik diğer pek çok emtianın aksine ekonomik olarak depolanamayan ve dolayısıyla

aynı anda hem üretilmesi hem de tüketilmesi gereken bir emtiadır. Elektriğin bu kendine has özelliği elektrik ticaretinin de en temel belirleyicilerinden birini oluşturmaktadır. Türkiye’de elektrik ticareti üretim, tedarik ve tüketim aşamalarından oluşmaktadır. Geçmiş yıllardaki özel-leştirme ve düzenleme çalışmaları ile beraber elektrik üretim ve tedariği büyük ölçüde serbest-leştirilmiş ve rekabete açılmıştır. Günümüzde elektrik son tüketiciye ulaşana kadar pek çok kez alınıp satılabilir hale gelmiştir. Bu sayede elektrik ticareti için her biri farklı riskler içeren farklı ticaret kanallarının oluşturduğu bir elektrik ticareti haritası ortaya çıkmıştır (Şekil 1). Bu hari-tanın ortaya koyduğu topoğrafyanın doğru okunması ve anlaşılması, elektrik ticaretinde rol alan bütün oyuncuların iş modellerinin oluşturulmasında ve risklerinin yönetilmesinde temel teşkil etmektedir. Üretimden tüketime giderken elektriğin izleyeceği her yolun kendine özgü riskleri bulunmaktadır.

Tedarik TüketimÜretim

EÜAŞELEKTRİK ÜRETİM

A.Ş.

TETAŞSERBESTTÜKETİCİ

SERBESTOLMAYANTÜKETİCİ

GÖP DGP

TEDARİKÇİDAĞITIM

TEDARİKÇİLERİYİ-YİD-İHD

SERBESTÜRETİM ŞİRKETLERİ

Şekil 1: Türkiye Fiziksel Elektrik Ticareti

Elektrik ticareti açısından Türkiye’de üretilen elektriğin üç temel kaynağı bulunmaktadır. Bunlar Elektrik Üretim A.Ş (EÜAŞ), Yap İşlet (Yİ) , Yap İşlet Devret (YİD) ve İşletme Hakkı Devri (İHD) Santralleri ile Serbest Üretim Şirketleridir. EÜAŞ ve Yİ-YİD-İHD santralleri tarafından üre-

11

tilen elektrik önceden belirlenen tarifeler üzerinden doğrudan TETAŞ’a satılmaktadır. Bu açıdan TETAŞ halen Türkiye’nin en büyük elektrik tedarikçisi durumundadır. TETAŞ’ın tedarik ettiği elektriğin çok büyük bir kısmı (yaklaşık %98’i) kanunlarla düzenlenmiş bir çerçevede dağıtım şirketleri tarafından alınmakta ve serbest olmayan tüketiciye yine belirli tarifeler üzerinden sa-tılmaktadır. TETAŞ’ın tedarik ettiği elektriğin %2’lik küçük bir kısmı ise doğrudan serbest tüke-ticiye ve Dengeleme Güç Piyasası’na (DGP) satılmaktadır. Serbest üretim şirketleri ise ürettikle-ri elektriği farklı alıcılara farklı fiyat alternatifleri üzerinden ulaştırabilmektedir. Bu da serbest üretim şirketleri için çok sayıda ticaret stratejisi olduğu anlamına gelmektedir.

ÜRETİM

EÜAŞElektrik Üretim A.Ş

Yİ-YİD-İHD

Serbest Üretim Şirketleri

DOĞAL GAZ KOMBİNE ÇEVRİM SANTRALLERİ

KÖMÜR SANTRALLERİ

HİDRO-ELEKTRİK SANTRALLERİ

YENİLENEBİLİR ENERJİ SANTRALLERİ

Şekil 2: Serbest Üreticiler tarafından işletilen DGKÇS’lerin Elektrik Haritası Konumu

Bu çalışma serisinde, üretim aşamasından başlayarak, elektriğin Şekil 1’de gösterilen üre-tim, tedarik ve tüketim olmak üzere tüm aşamalarındaki iş modelleri ve risk yönetimleri ayrı ayrı analiz edilecektir. Serinin bu ilk çalışmasında, serbest üretim şirketi kategorisinde yer alan doğal gaz kombine çevrim santralleri ele alınmıştır.

Rapor serimizin gelecek bölümlerinde ise sırası ile, Şekil 2’de belirtilen kömür santralleri, hidroelektrik santralleri ve yenilenebilir enerji santralleri ele alınacaktır.

12 www.tenva.org


2. TÜRKİYE’DE DOğAL GAz KOMBİNE ÇEVRİM SANT-RALLERİDoğal gaz kombine çevrim santralleri (DGKÇS) bir tür termik santraldir ve çalışma pren-

sipleri de diğer fosil yakıtları kullanan termik santraller ile örtüşür. Doğal gaz yakılarak elde edilen ısı enerjisi ile kaynatılan sudan elde edilen buharın türbini çevirmesi ile elektrik üretilmiş olur. Diğer bir deyişle DGKÇS ısı enerjisini elektrik enerjisine çevirir (Şekil 3). Kapital maliyetle-rinin düşük olmaları, kolay ve hızlı bir biçimde inşa edilebilirliğe sahip olmaları, ve esnek üreti-me uygun olmaları DGKÇS’leri yatırımcılar için cazip hale getirmektedir.1

DoağalGaz

Yüksek Basınçlı GazElektrik İletimi

Şalt SahasıTürbin

YanmaHaznesi

SıkıştırıcıHava

Sıcak Yanma GazlarıElektrik Üretimi

JeneratörBuhar Yolu

Kaynatıcı

Besleme Su

Türbin

Yoğunlaştırıcı

Jeneratör İçi

MıknatıslarBakır Bobinler

Dönen Şaftlar

DetayJeneratör

Jeneratör

Şekil 3: DGKÇS Çalışma SistemiKaynak: http://www.mulleescience.com/electricity-generation-page’den adapte edilmiştir.

Türkiye’nin 2015 sonu itibari ile elektrik üretimi kurulu gücü 73.148 MW’dır ve 2015 yı-lında çeşitli kaynaklardan 260 milyar kWh elektrik enerjisi üretilmiştir. Yine 2015 yılında doğal gaz kombine çevrim santralleri kurulu gücün %29’unu oluşturmaktadır ve elektrik enerjisinin %37,9’u doğal gaz kombine çevrim santrallerinden sağlanmıştır.2 Ayrıca Türkiye’de tüketilen do-ğal gazın yaklaşık %50’si elektrik üretiminde kullanılmaktadır.3 Genel olarak doğal gaz kombine

1 ınternational Energy Agency, “Power Generation ınvestment in Electricity Markets”, http://www.hks.harvard.edu/hepg/Papers/Fraser.gen.invest.elec.mkts.1203.pdf, 13.

2 TMMOB Elektrik Mühendisleri Odası, “Türkiye Elektrik Enerjisi İstatistikleri”, http://www.emo.org.tr/genel/biz-den_detay.php?kod=88369#.Vtkwd2xaGmQ.

3 ınternational Energy Agency,”Oil and Gas Security Emergency Response of ıEA Countries Turkey”, http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/2013_Turkey_Country_Chapterfinal_with_last_page.pdf, 4.

13

çevrim santrallerinin mevcut kurulu güçteki payı ile 2004-2015 yılları arasında toplam elektrik üretimindeki %38-50 aralığında değişen payı dikkate alındığında bu santrallerin Türkiye için önemi ortaya çıkmaktadır. Aşağıda, TEİAŞ tarafından hazırlanmış projeksiyon (Grafik 1 ve Tablo 1), 2023 yılına kadar elektrik üretiminde doğal gazın payını öngörmektedir.4

Elektrik Üretiminde Doğal Gaz

0

12,5

25

37,5

50

1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023

Tablo 2

1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

Series1 5,699727189 6,743116402 18,30025171 17,71197192 20,89599309 16,05832913 14,61630176 17,64765966 19,2226976 18,10419346 21,38127323 22,37214246 31,21435933 36,99668593 40,37400693 40,56955178 45,19529666 41,30247249 45,34873669 45,76914351 49,60638553 49,73591106 49,32679031 46,46793682 45,35697783 43,6336078 43,8 47,9 37,874504063788 42,9998263 42,00003007 41,80009056 41,30005184 40,50007881 39,69993567 38,90012487 38,10002513

1

Grafik 1: Elektrik Üretiminde Doğal Gaz: 1987-2015 gerçekleşmiş 2016-2023 projeksiyonKaynak: TEİAŞ

4 2015 yılına kadar olan değerler gerçekleşen değerleri göstermektedir.

14 www.tenva.org


Yıl Elektrik Üretimi (GWs)

Doğal Gazdan Üretilen Elektrik Miktarı

(GWs)Doğal Gazın Payı (%)

1987 44.353 2.528 5,699

1988 48.049 3.240 6,743

1989 52.043 9.524 18,300

1990 57.543 10.192 17,711

1991 60.246 12.589 20,895

1992 67.342 10.814 16,058

1993 73.808 10.788 14,616

1994 78.322 13.822 17,647

1995 86.247 16.579 19,222

1996 94.862 17.174 18,104

1997 103.296 22.086 21,381

1998 111.022 24.838 22,372

1999 116.440 36.346 31,214

2000 124.922 46.217 36,996

2001 122.725 49.549 40,374

2002 129.400 52.497 40,569

2003 140.581 63.536 45,195

2004 150.698 62.242 41,302

2005 161.956 73.445 45,348

2006 176.300 80.691 45,769

2007 191.558 95.025 49,606

2008 198.418 98.685 49,735

2009 194.813 96.095 49,326

2010 211.208 98.144 46,467

2011 229.398 104.048 45,356

2012 239.492 104.499 43,633

15

2013 240.200 105.116 43,8

2014 252.000 120.576 47,9

2015 259.610 98.326 37,874

2016 310.878 133.677 42,999

2017 332.545 139.669 42,000

2018 355.571 148.629 41,800

2019 380.031 156.953 41,300

2020 406.056 164.453 40,500

2021 435.240 172.790 39,699

2022 465.271 180.991 38,900

2023 497.375 189.500 38,100

Tablo 1: Elektrik Üretiminde Doğal Gaz: 1987-2015 Gerçekleşmiş ve 2016-2023 ProjeksiyonKaynak: TEİAŞ.

Yukarıdaki verilerin ve yaklaşımların genelinden çıkarılabilecek sonuç, - her ne kadar doğal gazın elektrik üretimindeki payı 2015 yılında hızlı bir düşüş göstermiş olsa da - doğal gaz kombine çevrim santrallerinin Türkiye için yaşamsal derecede önemli olduğudur. Sanayi ve hane halklarının elektrik enerjisi ihtiyacının karşılanmasının en büyük kaynağı bu santrallerdir. Bu nedenle DGKÇS’lerin risklerinin doğru anlaşılması ve yönetilmesi elektrik üreticilerinin eko-nomik verimliliğini artıracak ve dolaylı olarak da gelecek yıllar için büyük planları olan Türkiye ekonomisinin hem de hane halklarının çıkarına olacaktır.

16 www.tenva.org


3. DOğAL GAz KOMBİNE ÇEVRİM SANTRALLERİNDE RİSKLER, FıRSATLAR VE RİSK YÖNETİMİ Geniş anlamda enerji ve dar anlamda elektrik piyasalarının liberalleştirilmesi ile elektrik

piyasalarında risk yönetimi başlığı Türkiye ve dünya enerji literatürlerine girmiştir. Liberalleş-tirme öncesi kamu temelli entegre monopoliler sisteminde girdi fiyatlarındaki artışlar doğrudan elektrik çıktı fiyatlarına aktarılabiliyor ve böylece getiriler kontrol altında tutulabiliyordu. Şu anki, liberalizasyon sonrası piyasa ise başta girdi fiyatlarını elektrik çıktı fiyatlarına yansıtama-yabilme riski olmak üzere çok çeşitli risklere açıktır. Elektrik piyasasının oluşturulması ve özel sektöre açılması ile beraber rekabet kavramı elektrik sektörüne girmiştir. Rekabet de yatırım-cıların riskleri daha iyi analiz etme ve yönetme gereksinimlerini ortaya çıkararak risk yönetimi metodlarını elektrik piyasasına eklemlenmesini gerekli kılmıştır. Santral yatırımları büyük meb-lağlı ve uzun vadeli yatırımlar olduğundan etkin risk yönetimine fazlasıyla ihtiyaç duyulmakta-dır.

stratejik riskler operasyonel risklerUzun Vadeli Fiyat ve Döviz Kuru Riski

Bürokratik ve Düzenleyici Riskler BOTAŞ Gaz Tedarik Miktar Riski

Doğal Gaz Arz Güvenliği Riski BOTAŞ Gaz Tedarik ve Elektrik Satış Fiyat Riski

Tablo 2: DGKÇS’ler için Riskler

DGKÇS’lerdeki riskler Tablo 2’den görüldüğü üzere genel olarak stratejik ve operasyonel riskler başlıklarında toplanabilir. Stratejik riskler santral yatırımı yapma veya yapmama ya da ya-pılacaksa kapasite miktarı ve hangi tür bir santral yatırımı yapma gibi kararları etkileyen uzun vadeli riskler olarak basitçe ifade edilebilirken, operasyonel riskler de işletilmeye başlanmış bir santralin kısa ve orta vadeli işleyişi sırasında ortaya çıkabilecek risklerdir. Bu iki risk türü tama-mıyla kesin çizgilerle ayrılmamıştır, sözü geçen herhangi bir risk aynı anda hem stratejik hem de operasyonel risk olma özelliği gösterebilmektedir. Örneğin fiyat riski hem santral yatırım kararını etkileyen uzun vadeli bir stratejik risk iken, hem de kısa vadede karşılaşılan bir operasyonel risktir.

3.1. Stratejik RisklerStratejik riskler içinde uzun vadeli fiyat ve döviz kuru riski, bürokratik ve düzenleyici risk-

ler, ve doğal gaz arz güvenliği riski yer almaktadır.

3.1.1. Uzun Vadeli Gaz Tedarik ve Elektrik Satış Fiyat Riski ile Döviz Kuru Riski: Santral yatırımı planlanırken ön görülmesi gereken en temel faktörlerin başında “spark spread” gelir. Spark spread, birim elektrik satış fiyatı ile birim elektrik üretimi için kullanılan do-ğal gaz maliyeti arasındaki farktır. Santrallerin dur-kalk maliyetleri ayrı tutulursa, doğal

17

olarak DGKÇS’lerin sadece spark spread’in pozitif olduğu zaman dilimlerinde çalışması beklenir. Herhangi bir zaman aralığında spark spread aşağıdaki formül ile hesaplanır:

15

Santral yatırımı planlanırken ön görülmesi gereken en temel faktörlerin baında “spark

spread” gelir. Spark spread, birim elektrik satı fiyatı ile birim elektrik üretimi için kullanılan

doal gaz maliyeti arasındaki farktır. Santrallerin dur-kalk maliyetleri ayrı tutulursa, doal

olarak DGKÇS’lerin sadece spark spread’in pozitif olduu zaman dilimlerinde çalıması

beklenir. Herhangi bir zaman aralıında spark spread aaıdaki formül ile hesaplanır:

/ℎ = ı /ℎ − ğ ı /ℎ öü

Benzer ekilde “mutlak spark spread” ise santralin fiyat dinamikleri yüzünden çalıamadıı

durumları da dikkate alarak brüt kâr hakkında daha anlamlı bir veri sunar:

/ℎ = | ı ℎ − ğ ı

öü |

Spark spread’i belirleyen elektrik ve doal gaz fiyatları zaman içinde deiim gösterebilir ve

bu sebeple spark spread dalgalanmaları görülür. Spark spread çok dütüünde santrallerin

tamamen devreden çıkması beklenir. Uzun vadede spark spread’in düzeyi yatırımların

ekonomik olarak deerlemelerinde temel tekil eder. Uzun vadede spark spread’in dümesi,

santraller için en önemli risklerden biridir. Spark spread’in çok dümesi santrali ekonomik

olmaktan çıkarabilir.

Grafik 2, Türkiye’de 2010–2015 arasında aylık ortalama mutlak spark spread deerinin

deiimini göstermektedir. Elektrik fiyatları için gün öncesi piyasası (GÖP) fiyatları, doal

gaz için ise BOTA fiyatları baz alınmıtır.

Benzer şekilde “mutlak spark spread” ise santralin fiyat dinamikleri yüzünden çalışamadı-ğı durumları da dikkate alarak brüt kâr hakkında daha anlamlı bir veri sunar:

15

Santral yatırımı planlanırken ön görülmesi gereken en temel faktörlerin baında “spark

spread” gelir. Spark spread, birim elektrik satı fiyatı ile birim elektrik üretimi için kullanılan

doal gaz maliyeti arasındaki farktır. Santrallerin dur-kalk maliyetleri ayrı tutulursa, doal

olarak DGKÇS’lerin sadece spark spread’in pozitif olduu zaman dilimlerinde çalıması

beklenir. Herhangi bir zaman aralıında spark spread aaıdaki formül ile hesaplanır:

/ℎ = ı /ℎ − ğ ı /ℎ öü

Benzer ekilde “mutlak spark spread” ise santralin fiyat dinamikleri yüzünden çalıamadıı

durumları da dikkate alarak brüt kâr hakkında daha anlamlı bir veri sunar:

/ℎ = | ı ℎ − ğ ı

öü |

Spark spread’i belirleyen elektrik ve doal gaz fiyatları zaman içinde deiim gösterebilir ve

bu sebeple spark spread dalgalanmaları görülür. Spark spread çok dütüünde santrallerin

tamamen devreden çıkması beklenir. Uzun vadede spark spread’in düzeyi yatırımların

ekonomik olarak deerlemelerinde temel tekil eder. Uzun vadede spark spread’in dümesi,

santraller için en önemli risklerden biridir. Spark spread’in çok dümesi santrali ekonomik

olmaktan çıkarabilir.

Grafik 2, Türkiye’de 2010–2015 arasında aylık ortalama mutlak spark spread deerinin

deiimini göstermektedir. Elektrik fiyatları için gün öncesi piyasası (GÖP) fiyatları, doal

gaz için ise BOTA fiyatları baz alınmıtır.

Spark spread’i belirleyen elektrik ve doğal gaz fiyatları zaman içinde değişim gösterebilir ve bu sebeple spark spread dalgalanmaları görülür. Spark spread çok düştüğünde santrallerin ta-mamen devreden çıkması beklenir. Uzun vadede spark spread’in düzeyi yatırımların ekonomik olarak değerlemelerinde temel teşkil eder. Uzun vadede spark spread’in düşmesi, santraller için en önemli risklerden biridir. Spark spread’in çok düşmesi santrali ekonomik olmaktan çıkarabilir.

Grafik 2, Türkiye’de 2010–2015 arasında aylık ortalama mutlak spark spread değerinin değişimini göstermektedir. Elektrik fiyatları için gün öncesi piyasası (GÖP) fiyatları, doğal gaz için ise BOTAŞ fiyatları baz alınmıştır.

En#lasyon Düzenlemesi Yapılmış Ortalama Aylık Mutlak "Spark Spread" (Verimlilik Faktörü =%50)

Krş/

kwh

0

2,25

4,5

6,75

9

Ocak

201

0

Mart 2

010

May

ıs 201

0

Temmuz

201

0

Eylül 2

010

Kasım 201

0

Ocak

201

1

Mart 2

011

May

ıs 201

1

Temmuz

201

1

Eylül 2

011

Kasım 201

1

Ocak

201

2

Mart 2

012

May

ıs 201

2

Temmuz

201

2

Eylül 2

012

Kasım 201

2

Ocak

201

3

Mart 2

013

May

ıs 201

3

Temmuz

201

3

Eylül 2

013

Kasım 201

3

Ocak

201

4

Mart 2

014

May

ıs 201

4

Temmuz

201

4

Eylül 2

014

Kasım 201

4

Ocak

201

5

Mart 2

015

May

ıs 201

5

Temmuz

201

5

Eylül 2

015

Kasım 201

5

y = -‐0,0475x + 4,4406

EnHlasyon Düzenlemesi Yapılmış Ortalama Aylık Mutlak "Spark Spread" (Verimlilik Faktörü =%50) y = -‐0.0475x + 4.4406

Tablo 2

Enflasyon Düzenlemesi Yapılmış Ortalama Aylık Mutlak "Spark Spread" (Verimlilik Faktörü =%50)

Ocak 2010 3,90033595698924

Şubat 2010 3,18456751190475

Mart 2010 2,25216891397849

Nisan 2010 3,56050693888889

Mayıs 2010 3,57960525537634

Haziran 2010 3,00686014166666

Temmuz 2010 6,10711988440859

Ağustos 2010 8,24028787365589

Eylül 2010 5,62312301388889

Ekim 2010 4,46129111290322

Kasım 2010 2,14883706666666

Aralık 2010 3,64329427956989

Ocak 2011 4,26240572535621

Şubat 2011 2,93667819957317

Mart 2011 2,22300435169905

Nisan 2011 1,31778383884111

Mayıs 2011 1,83915606731017

Haziran 2011 1,97953712086916

Temmuz 2011 6,21693694417266

Ağustos 2011 5,38500270155815

Eylül 2011 5,66938514159247

Ekim 2011 3,49069069836491

Kasım 2011 4,75664092600973

Aralık 2011 4,45744506831776

Ocak 2012 4,15635195620763

Şubat 2012 8,06045374749403

Mart 2012 1,89417383741378

Nisan 2012 0,855107368874948

Mayıs 2012 2,03100524138998

Haziran 2012 2,66977914313602

Temmuz 2012 4,33523080299437

Ağustos 2012 3,70062076559506

Eylül 2012 3,3983601970155

Ekim 2012 2,39429767464763

Kasım 2012 2,08452152117457

Aralık 2012 2,42311419395313

Ocak 2013 2,3896697840603

Şubat 2013 0,967662187784485

Mart 2013 0,992427710969953

Nisan 2013 1,36554871801731

Mayıs 2013 1,27295608341201

Haziran 2013 1,83000639041965

Temmuz 2013 2,19761630889898

Ağustos 2013 2,33224199051601

Eylül 2013 2,19479423238731

Ekim 2013 1,56839010948397

Kasım 2013 1,79810795671124

Aralık 2013 4,65393383420619

Ocak 2014 2,3887605052141

Şubat 2014 2,91191641412421

Mart 2014 0,772020780009642

Nisan 2014 2,01456370616147

Mayıs 2014 1,83646373010895

Haziran 2014 1,67422337085916

Temmuz 2014 3,18005880694225

Ağustos 2014 3,29907712750886

Eylül 2014 2,45940488345091

Ekim 2014 1,3242906080775

Kasım 2014 2,82362773220659

Aralık 2014 2,46450423817116

Ocak 2015 2,55611934771685

Şubat 2015 0,673352858789853

Mart 2015 0,330721518352746

Nisan 2015 0,151181448586661

Mayıs 2015 0,267415536429197

Haziran 2015 0,120476016374336

Temmuz 2015 0,78461406700526

Ağustos 2015 1,60513247838536

Eylül 2015 2,00865536896094

Ekim 2015 0,761831937495016

Kasım 2015 0,512289346190652

Aralık 2015 2,14473413232652

1

Grafik 2: Türkiye’de 2010-2015 Yılları Arası Aylık Ortalama Mutlak “spark spread” Değişimi

18 www.tenva.org


Grafik 2’den de kolayca gözlenebileceği üzere, 2010 yılında 4 krş/kWh civarında olan or-talama aylık mutlak spark spread 2015 yılında 1 krş/kWh’nin altına kadar inmiştir. Regresyon eğrisine göre son 6 yılda spark spread her ay ortalama %4,75 azalmıştır. Santrallerin dur-kalk maliyetleri de dikkate alınırsa 2015 yılında DGKÇS’lerin brüt kârının 1 krş/kWh’nin de altında olduğu ortaya çıkmaktadır. Bu analiz %50 verimlilik faktörü ile çalışan bir santral için geçerlidir. Verimlilik faktörü %60 olan santraller için spark spread değerleri doğal olarak daha yüksek iken verimlilik faktörü %40 olan santraller için daha düşüktür (Grafik 3).

En#lasyon Düzenlemesi Yapılmış Ortalama Aylık Mutlak "Spark Spread" (Verimlilik Faktörü= %40, 50 ve 60)

krş/

kwh

0

2,5

5

7,5

10

Ocak

201

0

Nis

an 2

010

Tem

muz

201

0

Ekim

201

0

Ocak

201

1

Nis

an 2

011

Tem

muz

201

1

Ekim

201

1

Ocak

201

2

Nis

an 2

012

Tem

muz

201

2

Ekim

201

2

Ocak

201

3

Nis

an 2

013

Tem

muz

201

3

Ekim

201

3

Ocak

201

4

Nis

an 2

014

Tem

muz

201

4

Ekim

201

4

Ocak

201

5

Nis

an 2

015

Tem

muz

201

5

Ekim

201

5

En=lasyon Düzenlemesi Yapılmış Ortalama Aylık Mutlak "Spark Spread" (Verimlilik Faktörü =%40) En=lasyon Düzenlemesi Yapılmış Ortalama Aylık Mutlak "Spark Spread" (Verimlilik Faktörü =%50) En=lasyon Düzenlemesi Yapılmış Ortalama Aylık Mutlak "Spark Spread" (Verimlilik Faktörü =%60)

Tablo 2

Ocak 2010 Şubat 2010 Mart 2010 Nisan 2010 Mayıs 2010 Haziran 2010 Temmuz 2010 Ağustos 2010 Eylül 2010 Ekim 2010 Kasım 2010 Aralık 2010 Ocak 2011 Şubat 2011 Mart 2011 Nisan 2011 Mayıs 2011 Haziran 2011 Temmuz 2011 Ağustos 2011 Eylül 2011 Ekim 2011 Kasım 2011 Aralık 2011 Ocak 2012 Şubat 2012 Mart 2012 Nisan 2012 Mayıs 2012 Haziran 2012 Temmuz 2012 Ağustos 2012 Eylül 2012 Ekim 2012 Kasım 2012 Aralık 2012 Ocak 2013 Şubat 2013 Mart 2013 Nisan 2013 Mayıs 2013 Haziran 2013 Temmuz 2013 Ağustos 2013 Eylül 2013 Ekim 2013 Kasım 2013 Aralık 2013 Ocak 2014 Şubat 2014 Mart 2014 Nisan 2014 Mayıs 2014 Haziran 2014 Temmuz 2014 Ağustos 2014 Eylül 2014 Ekim 2014 Kasım 2014 Aralık 2014 Ocak 2015 Şubat 2015 Mart 2015 Nisan 2015 Mayıs 2015 Haziran 2015 Temmuz 2015 Ağustos 2015 Eylül 2015 Ekim 2015 Kasım 2015 Aralık 2015


2,31225367943548 1,8509028125 1,00395678427419 2,1326360625 2,13705370295698 1,48267747569444 4,08213590053765 6,11479915658603 3,74304768402778 2,7347764751344 0,902595642361115 2,07585069892473 2,68002152119628 1,52420482226389 0,913994649211191 0,472041584930337 0,813409828803964 0,789711407876867 4,37326665230703 3,62118392743271 3,87562933831294 1,57778446068624 2,7020875458981 2,36195956667983 2,33172596440245 5,97832373112839 0,705427558088086 0,07032607958574320,0795474280461103 0,793325546752617 2,03739932400942 1,5467967416557 1,4635368581246 0,565125678209907 0,411191792986279 0,625058406565667 0,700515347196178 0,0868281751759555 0,1116443324074 0,252205467026731 0,260076150803358 0,461024895309837 0,598675492988867 0,824693472607753 0,665375685190693 0,375017470134484 0,363559159897274 2,26766778438213 0,781110065025299 1,13856231125725 0,08887908700822210,455478132321015 0,512984286069945 0,500667763694799 1,38272956297574 1,41522364444649 0,869653143972254 0,20367058223358 1,00852929882946 0,727069587405198 0,939631009860588 0,03223771922149620,01608783502912140,00305726943852160,031552420627085 0 0,215494966818212 0,532504054393002 0,70412936520071 0,09107801533136930,01437343932975590,729706367967411


3,90033595698924 3,18456751190476 2,25216891397849 3,56050693888888 3,57960525537634 3,00686014166666 6,10711988440859 8,24028787365589 5,62312301388889 4,46129111290323 2,14883706666666 3,64329427956989 4,26240572535621 2,93667819957316 2,22300435169905 1,31778383884111 1,83915606731017 1,97953712086916 6,21693694417266 5,38500270155815 5,66938514159247 3,49069069836491 4,75664092600973 4,45744506831776 4,15635195620763 8,06045374749403 1,89417383741378 0,855107368874948 2,03100524138998 2,66977914313602 4,33523080299437 3,70062076559506 3,3983601970155 2,39429767464763 2,08452152117457 2,42311419395313 2,3896697840603 0,967662187784485 0,992427710969953 1,36554871801731 1,27295608341201 1,83000639041965 2,19761630889898 2,33224199051601 2,19479423238732 1,56839010948397 1,79810795671124 4,65393383420619 2,3887605052141 2,91191641412421 0,772020780009642 2,01456370616147 1,83646373010895 1,67422337085916 3,18005880694225 3,29907712750886 2,45940488345091 1,3242906080775 2,82362773220659 2,46450423817116 2,55611934771685 0,673352858789853 0,330721518352746 0,151181448586661 0,267415536429197 0,120476016374336 0,78461406700526 1,60513247838536 2,00865536896094 0,761831937495016 0,512289346190652 2,14473413232652


5,03135007392474 4,18234881696429 3,23954487231182 4,61165004861113 4,70543487231184 4,15377594444445 7,51565089381723 9,68149108870968 6,94189316666668 5,71007627016132 3,14352229166665 4,82795995967744 5,44289471954909 4,02076893229002 3,25093477562467 2,1590648734973 2,78586999907514 2,97949166289422 7,51615075424586 6,63501894741461 6,93103258135915 4,93442833650539 6,19753845799168 5,95845197270531 5,51928043421058 9,49544171787124 3,24659896889933 1,6872434717731 3,61406962207152 4,10374687899027 5,94735688629769 5,27167924981971 4,85084225899184 3,90850709016091 3,54815235286351 3,97928000121886 3,83457793730936 2,29228813101114 2,20794639385704 2,81197851220949 2,50195150296946 3,22317449042995 3,72914485248049 3,70866928615993 3,65744083004759 2,84466707595215 3,21081263016945 6,35831880202464 3,78307031111963 4,37001776289829 2,0130114466964 3,53741983925097 3,15237159935784 2,95250046940479 4,66917736252284 4,79459209077476 3,8481215835642 2,59089190148922 4,29458023026326 3,81941033802103 3,88109129674143 1,72697776864043 1,0151040852285 0,458156910320794 0,674866383680185 0,651542293232626 1,6600392987231 2,72557448132481 3,15960783238119 1,60220557343054 1,47871302014087 3,36034987415655

1

Grafik 3: Farklı Verimlilik Seviyelerine göre Türkiye’de 2010-2015 Yılları Arası Aylık Ortalama Mutlak “spark spread” Değişimi

Son yıllarda spark spread’deki bu değişimin sebebi reel olarak elektrik fiyatlarındaki artı-şın doğal gaz fiyatlarındaki artışın altında kalmasıdır. Son 6 yılda ortalama mutlak spark spread %75’e yakın bir düşüş göstermiştir. Bu da santrallerin ekonomik değerlerini ciddi oranda azalt-mış durumdadır. Spark spread’in bu seviyelerini koruması durumunda yeni doğal gaz santrali yatırımlarının ertelenmesi beklenmelidir. Uzun vadede spark spread’in ne olacağı belirsizdir, ancak mevcut eğilim azalış yönündedir.

Santrallerin kapasite faktörlerine bakıldığında da benzer bir durum karşımıza çıkmakta-dır (Grafik 4). 2012 yıllında %55 civarında olan kapasite faktörü, 2016’nın Ocak ayı itibariyle %42’ye kadar gerilemiş durumdadır. Bu da göstermektedir ki düşen spark spead santrallerin sa-dece karlılıklarını azaltmakla kalmamış aynı zamanda çalışma saatlerini de düşürmüştür. Ayrıca bu veriden yüksek kapasite faktörleri ile çalışan Yap-İşlet santralleri çıkarılırsa, özel sektörün kapasite faktörlerindeki düşüş cok daha dramatik bir şekilde ortaya çıkacaktır.

19

Kapasite Faktörü2012 %552013 %502014 %512015 %422016 %42

Kapasite Faktörü

%40

%45

%50

%55

%60

2012 2013 2014 2015 2016

Kapasite Faktörü

Grafik 4: Türkiye’de 2012-2016 Yılları Arasında DGKÇS’lerin Ortalama Kapasite Faktörü

Uzun vadede spark spread’in fazlaca düşmesi santrali çalışamayacak duruma getirebilir. Bu nedenle uzun vadeli fiyat riskinin yönetilmesi gerekir. İlk yöntem olarak operasyonel es-nekliği ve verimliliği yüksek olan santraller tercih edilmelidir. Dur-kalk maliyetleri düşük olan santraller daha esnek santrallerdir ve puant saatlerde devreye girip, ekonomik olmayan saatler-de devreden çıkabilir. Yüksek verimlilik ise daha yeni model doğal gaz santralleri kullanılarak çözülebilir. Düşük verimli santraller görece daha düşük maliyetli olsalar da spark spread’deki değişimlerden daha fazla etkilenmeye açıktırlar. Örneğin, %40 verimlilikli bir santralin çalıştığı saatlerin sayısı çok daha az olacağı için, spark spread düşerken maliyetlerini çıkaramama ris-ki daha yüksek olacaktır. Diğer taraftan, yüksek verimlilikli yeni teknolojili santraller kurulum aşamasında daha maliyetli olmalarına rağmen, spark spread’deki değişimlerden daha az etkile-nerek uzun vadede ekonomik olmaya devam edebilirler. Bu açıdan bakıldığında özelleştirmeler ile satın alınacak eski teknolojili santraller spark spread riskine daha açık bir görünüm çizmek-tedirler. Kısacası, düşük verimli santraller atıl kalmaya daha eğimli olacakları için risklidirler.

Uzun vadeli fiyat riskini yönetmek için önereceğimiz bir diğer yöntem ise kademeli yatı-rımdır (staged investment). Fiyatlardaki gelişime göre yatırım kademeli olarak hayata geçiri-lebilir. Örneğin 600 MW’lik bir santral planlanıyorsa, bu yatırım 200 MW’lik birimler halinde gerçekleştirilebilir. Bu sayede spark spread’in düşmesi halinde yeni ünitelerin yapımı durduru-larak risk azaltılmış olur. Öte yandan spark spread artarsa yeni üniteler devreye sokularak artan fiyatlardan faydalanılabilir.

Santral yatırımı planlanırken, elektrik ve doğal gaz için fiyat tahminleri yapılır. Döviz kurundaki değişmeler gibi çeşitli sebeplerle bu tahminlerin gerçekleşen fiyatlarla uyuşmama olasılığı büyük bir risk teşkil etmektedir.5 Santral yatırımı için döviz kredisi alınmış ise döviz kuru riski bir de bu noktada ortaya çıkmaktadır. Bu tür risklerin yönetimi büyük oranda makro

5 Türkiye’de doğal gaz tedariğinin büyük kısmını bir kamu kuruluşu olan BOTAŞ’ın sağlaması bu noktada DGK-ÇS’ler için bir avantaj olarak görülebilir. Sistemin genelini tehlikeye atmamak için BOTAŞ’ın kendi karşılaştığı bazı maliyetleri belli sınırlar içinde piyasaya yansıtmaması beklenebilir.

20 www.tenva.org


ekonominin iyi yönetilmesine bağlıdır, ancak yatırımcılar da TL cinsinden borçlanarak ya da dö-viz riskini hedge ederek bu riski yönetebilirler. Döviz kuru riski orta vadede ikili anlaşmalar (forward) ve future sözleşmeleri ile yönetilebilir. Ancak ikili anlaşmalar ve future sözleşmeleri ile kur riski yönetilirken dikkatli olunması gerekir. Döviz piyasalarında yanlış pozisyon alınması, riskler yönetilmeye çalışılırken farkında olunmadan şirketleri döviz piyasasında spekülasyon yapmaya götürebilir.

3.1.2. Bürokratik ve Düzenleyici Riskler: Bürokratik riskler genel olarak bürokratik süreç-lerin hızlı işleyip işlememesi ile teşvik ve düzenlemelerin uzun vadeli belirsizlikleri ile alakalı-dır. Yatırımların hayata geçirilmesinde bürokratik sebeplerden kaynaklanabilecek gecikmeler, yatırımcıların planlarının gerçekle uyuşmama riskini artırmakta, bu da projelerin istenilenleri verememesine sebep olabilmektedir. Teşvik ve düzenlemelerin belirsizliği ve sık değişmesi de benzer sorunlar doğurmaktadır. Bürokratik riskler, özel sektör ve kamu arasında sağlanan ileti-şim kanallarının etkili kullanımı ile azaltılabilir.

Yenilenebilir enerji destek politikaları, dağıtık üretim ile ilgili destekler ve politikalar ve dengesizlik maliyeti ile ilgili yükümlülüklerde yapılacak değişiklikler DGKÇS’leri etkileyen bü-rokratik ve düzenleyici faktörlerdir. Bunun yanında kömür ile çalışan termik santrallere verile-cek teşvikler ve nükleer enerji yatırımları da elektrik fiyatlarında aşağı yönlü baskı oluşturarak DGKÇS’lerin kapasite faktörlerini ve spark spread’i düşürebilir.

3.1.3. Doğal Gaz Arz Güvenliği Riski: Doğal gaz arz güvenliği riski diğer risklerin aksine doğ-rudan sadece özel sektörü değil, hem kamuyu hem de hane halklarını çok yakından ilgilendirdiği için fazlasıyla dikkat çekmektedir. Herhangi bir doğal gaz arzı sıkıntısı elektrik üretimi yanısıra doğal gazın ısıtma gibi kullanım alanları sebebiyle hane halklarını da etkileyecektir. Böyle bir arz sıkıntısının iç politikada yansımaları olacağı da düşünülebilir. Bu gibi sebeplerle doğal gaz sağlayıcılarının çeşitlendirilmesine ve depolama imkânlarının geliştirilmesine çalışılmaktadır. Bu risk konusunda şirketlerin tek başlarına yapabilecekleri risk yönetimi uygulamaları bulun-mamaktadır, ancak böyle bir riskin varlığı konusunda bilinç oluşumuna katkıda bulunabilirler.

3.2 Uzun Vadeli Fırsatlar3.2.1. Ekonomik Büyüme Beklentisi: Spark spread değerleri son 6 yılda ¼’üne düşmesine

rağmen, piyasalarda santral değerlemelerinin bu düzeyde düştüğünü söylemek henüz mümkün değildir. Dolayısıyla yatırımcılar DGKÇS’leri sadece güncel spark spread seviyeleri üzerinden de-ğerlememekte ve gelecekte spark spread’in artacağını tahmin etmektedirler. Ekonomik büyüme düzeyinin %5’lere yaklaşması durumunda elektrik fiyatlarının artış trendine girmesi beklene-bilir. Ancak global veya bölgesel bir ekonomik kriz bu beklentileri boşa çıkartarak orta vadede fiyatları çok daha düşük seviyelere de çekebilir.

3.2.2. Yap-İşlet (Yİ)’lerin Sözleşme Sürelerinin Dolması: 2018 ve 2019 yıllarında yakla-şık 5700MW kurulu güce sahip Yİ santralinin sözleşme süresi sona erecektir. Bu büyüklükte bir kapasitenin piyasadan çekilmesi veya serbest piyasa koşullarında teklif vermeye başlaması,

21

elektrik fiyatlarında ciddi miktarda yukarı yönlü bir etki oluşturabilir. Ayrıca gün öncesi piya-sasındaki oynaklık da dikkate alındığında, bu santrallerin marjinal maliyet bazlı teklif vermeye başlamalarının fiyatlar üzerinde önemli etkisini olacağı öngörülebilir.

Fiyattan bağımsız satış/toplam eşleşme2012 0,4612604870981512013 0,4999329226550952014 0,5523814879616242015 0,649195115290395

2016 0,754976448999368

Absolute valuesOrtalama eşleşmeortalama fiyattan bağımsız satış

2012 5552,24589547991 2477,954161448252013 6872,36945998405 3200,832115538292014 9043,58194999425 4913,729912090442015 11336,431133691 7141,44739125469

Ocak 2016 12498,4773915462 9504,32589682981

Fiyattan bağımsız satış/toplam eşleşme

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

2012 2013 2014 2015 2016

Grafik 5: 2012 ve 2016 Yılları Arasında GÖP’te Fiyattan Bağımsız Satış Miktarının Toplam Eşleşmeye Oranı

Grafik 5, 2012 ve 2016 yılları arasında, gün öncesi piyasasında, fiyattan bağımsız satış teklifle-rinin toplam eşleşmeye oranını göstermektedir. 2012 yılında %50’nin altında olan bu oran 2016’da %75’i geçmiştir. Başka bir değişle gün öncesi piyasasının derinliği azalmakta ve fiyatların volatilitesi artmaktadır. Dolayısıyla YİD’lerin devreden çıkması fiyatlara önemli ölçüde etki edebilir.

3.2.3. Yenilenebilir Enerji ve Dengeleme İhtiyacı: Yeni nesil DGKÇS’lerin en önemli özel-liklerinden birisi de hızlı devreye girip çıkabilecek esnekliğe sahip olmalarıdır. Bu özellikleri sayesinde dengeleme güç piyasasında önemli bir rol oynayacakları neredeyse kesindir. Özellikle yenilenebilir enerji yatırımları arttıkça, elektrik piyasasının dengelemeye ve DGKÇS’lere olan ihtiyacı hızla artacaktır. Grafik 6, DGKÇS’lerin 2012 ve 2016 yılları arasında aldıkları Yük Al (YAL) ve Yük At (YAT) talimatlarının toplam üretimlerine oranını göstermektedir.

YAL ve YAT Talimatları-‐Toplam Üretim İlişkisi

%0

%5

%10

%15

%20

2012 2013 2014 2015 2016

YAL Talimatlarının Üretime Oranı YAL+YAT Talimatlarının Üretime Oranı

Tablo 22012 2013 2014 2015 2016

YAL Talimatlarının Üretime Oranı0,04648445564767260,06110903712825850,06542479720104350,082323487615127 0,111869618644597YAL+YAT Talimatlarının Üretime Oranı0,1063796653898510,133984910476487 0,140196408309716 0,147501079348721 0,191380780864699

Grafik 6: DGKÇS’lerin 2012 ve 2016 Yılları Arasında Aldıkları YAL ve YAT Talimatlarının Toplam Üretime Oranları

22 www.tenva.org


Grafik 6’dan da anlaşılacağı üzere, DGKÇS’ler son yıllarda dengeleme piyasasında daha etkin bir rol oynamaya başlamışlardır. Darbeli üretim yapan yenilenebilir enerji üretim kapa-sitesi arttıkça bu rolün daha da artması kaçınılmaz olacaktır. Ayrıca güneş enerjisi yatırımların ve dağıtık üretim tesislerinin artmasıyla gün içindeki puant saatler daha da belirgin hale gele-cek ve “peaker” santrallere olan ihtiyaç artacaktır. Dolayısıyla, doğal gaz santrallerinin kapasite faktörleri düşerken, sistemin ihtiyacı olan DGKÇS kurulu gücü dengeleme ihtiyacından dolayı artacaktır.

Halihazırda YEKDEM kapsamında olan yenilenebilir enerji tesislerinin dengeleme yü-kümlülükleri bulunmamaktadır. Ancak gelecekte yenilenebilir enerji kapasitesinin ve denge-leme maliyetlerinin artması ile birlikte bu yükümlülüklerin yatırımcıya yüklenmesi için yasal düzenlemeler yapılması ihtimal dahilindedir. Böyle bir durumda, yatırımcılar yenilenebilir üre-tim tesislerini doğal gaz santralleri ile bütünleşik çalıştırarak dengeleme maliyetlerini azaltmak isteyeceklerdir. Bu da DGKÇS’lere olan talebi yeniden canlandırabilir.

3.3. Operasyonel RisklerOperasyonel risklerin temelinde kisa ve orta vadede doğal gaz tedarik miktar riski ile do-

ğal gaz tedarik ve elektrik satış fiyat riski bulunmaktadır. Bu riskler ilerleyen bölümde ayrıntılı olarak ele alınmıştır. Şirketlerin operasyonel risklerini azaltmak için ne tür yöntemler uygula-dıkları üzerinde kısaca durulabilir. Operasyonel risklerin en önemlisi olan fiyat riskini yönetmek elektrik finansal piyasaları geliştikçe daha da kolaylaşacaktır. Ancak şu anki elektrik finansal piyasalarının yeterince gelişmemiş olduğu durumda fiyat riskleri genel olarak ikili anlaşmalar ile yönetilmektedir. Diğer bir operasyonel risk yönetme metodu olarak santraller boyut olarak büyümeyi görmektedirler.6 Böylelikle hem ölçek ekonomisinden yararlanmayı hem de piyasa güçlerini artırarak piyasada avantajlı konuma gelmeyi amaçlamaktadırlar. Bir başka yöntem olarak ise santraller dikey birleşmeler yaparak elektrik piyasasının farklı alt dallarında da yer almayı görmektedirler. Bu birleşmeler temelde hem üretim hem de perakende alanında faaliyet göstermeyi veya hem üretim hem de doğal gaz piyasasında yer almayı kapsamaktadır. Sıraladı-ğımız operasyonel risk yönetimi metodlarından olan büyümeler ve birleşmeler piyasa gücünü kötüye kullanmayı önlemek için genel olarak düzenleyici otoritelerin, Türkiye’de de EPDK’nın yakın gözetimi altındadır.

Aşağıdaki bölümlerde DGKÇS’lerin iş modelleri, gaz tedarikleri ve elektrik satışları ince-lenmiş ve bu bilgiler ışığında operasyonel risklerin yönetimi konusuna bir kez daha değinilmiş-tir. Simülasyon sonuçlarından yola çıkarak santrallere kapasite paylaştırımı önerilerinde bulu-nulmuş ve son olarak da genel sonuçlar ele alınmıştır.

6 Her ne kadar boyut olarak büyüme bir tür operasyonel risk yönetimi olarak gösterilse ve bunun haklı yönleri olsa da fazla büyük olmanın yaratabileceği sıkıntılar olduğu da gözardı edilmemelidir.

23

4. DOğAL GAz KOMBİNE ÇEVRİM SANTRALLERİNİN İŞ MODELİSantrallerin iş modelinin temelini doğal gaz piyasasından tedarik edilen gazın santralde

elektrik enerjisi üretiminde kullanılarak elektrik piyasasına satılması teşkil eder (Şekil 4). Diğer bir deyişle santral bir tür metayı alır ve başka bir tür metaya çevirir. Santralin teknolojisi çevrim sürecinin verimliliği ve esnekliği konularında belirleyicidir. Bununla beraber santral ne kadar verimli ve esnek olsa dahi tedarik ve satış anlaşmaları hem operasyonları hem de nakit akışı-nı belirleyen temel etkenlerdir. Günümüzün dalgalanmaya açık enerji piyasalarında hem doğal gazın hem de elektriğin fiyatları her gün dalgalanmakta ve hızlı değişimler gösterebilmektedir. Örneğin gaz fiyatlarındaki ani yükselişler ya da elektrik fiyatlarındaki düşüşler zaten çok yüksek olmayan kâr marjlarını tamamen ortadan kaldırarak santral operatörlerinin zarar etmesine yol açabilir. Esasen hem gaz tedarik edilirken hem de elektrik satılırken santrallerin maliyet ve fiyat risklerini en aza indirgeyecek anlaşmalar yapılmalıdır.

DOĞAL GAZTEDARİKPİYASASI

DOĞAL GAZ

NAKİT NAKİT

GAZ TEDARİKANLAŞMALARI

ELEKTRİK SATIŞANLAŞMALARI

ELEKTRİKPİYASALARIDOĞAL GAZ

ÇEVRİMSANTRALİ

ELEKTRİK

Şekil 4: DGKÇS İş Modeli

Hem doğal gaz hem de elektrik piyasaları için yöneticilerin fiyat öngörüleri yaparak eği-timli tahminlerde bulunmaları oldukça yaygın bir durumdur. Örneğin santral operatörlerinin spot (Gün Öncesi Piyasası-GÖP Fiyatı) elektrik fiyatlarının artacağını öngörerek spot piyasaya elektrik satmaları veya ikili anlaşmaları spot fiyatına endekslemeleri çok yaygın bir uygulama-dır. Yine benzer bir örnek olarak da elektrik spot fiyatlarının düşeceğini öngören santral opera-törlerinin sabit fiyattan elektrik satmaları verilebilir.

Genel olarak emtia piyasalarında şirketlerin uyguladığı iş modelleri spekülatif ve hedging (riskten korunma) olarak iki ana başlık altında incelenebilir. Bu hususta gözden kaçırılmaması gereken en önemli nokta gaz tedarik anlaşmaları ile elektrik satış anlaşmalarının birlikte analiz edilmesi gerekliliğidir. Diğer bir deyişle bir satış anlaşmasının spekülatif veya hedging amaçlı olup olmadığını anlamak için bu satış anlaşmasınının nakit akışları üzerindeki etkisini tedarik anlaşmaları ile beraber ele almak gerekir. Aşağıdaki bölümde DGKÇS’lerin iş modelleri spekülas-yon ve hedging anlamında analiz edilmiştir.

24 www.tenva.org


5. EMTİA PİYASALARıNDA İŞ MODELLERİ: SPEKÜLAS-YON, HEDGıNG VE ARBİTRAjSpot ve forward (sabit fiyat) anlaşmalarının emtia tedarik zincirlerinde nasıl kullanıldı-

ğı ve hangi durumların spekülatif hangi durumların hedging özelliği taşıdığını anlamak santral operatörü şirketlerin iş modellerini anlayabilmek açısından esas teşkil eder. Tedarik ve satış sözleşmeleri beraber ele alındığında emtia piyasalarında dört iş modeli ve arbitraj olmak üzere beş alternatif ortaya çıkmaktadır. Aşağıda bir DGKÇS’nin olası iş modelleri sıralanmıştır.

İş Modeli 1: Şirket girdiyi spot piyasadan alır ve çıktıyı forward bir anlaşma üzerinden satar.

Girdi spot piyasadandeğişken fiyatla alınır. EMTİA İMALATÇISI

Çıktı forward anlaşmaile sabit fiyattan

satılır.

Şekil 5: 1 No’lu İş Modeli

Bu iş modelinde şirket forward piyasasında sabit fiyattan çıktı satışı yaparak gelirlerinde-ki dalgalanma riskini ortadan kaldırmıştır. Girdi maliyetleri ise girdi tedariği spot piyasadan ya-pıldığı için değişkenlik gösterebilir ve risk içerir. Örneğin girdi maliyetlerindeki bir artış zarara yol açabilir. Bu durum bir spekülasyon örneğidir. Şirket ya girdi fiyatlarının ya da çıktı fiyatları-nın düşeceğini öngörmektedir (speküle etmektedir).

Şirket girdiyi forward piyasasından alır ve çıktıyı spot piyasa fiyatından satar.

Girdi spot piyasadansabit fiyatla alınır. EMTİA İMALATÇISI

Çıktı spot piyasadadeğişken fiyatla

satılır.


Bu iş modeli birinci modelin tam tersidir. Bu durumda şirket girdi maliyetlerini sabitlerken gelirler spot piyasasındaki fiyatlar doğrultusunda dalgalanabilir ve risk içerir. Mesela, çıktı fiyat-larındaki düşüşler zarara neden olabilir. Bu nedenle bu iş modeli de bir spekülasyon örneğidir. Şirket ya girdi fiyatlarının ya da çıktı fiyatlarının artacağını öngörmektedir (speküle etmektedir).

25

İş Modeli 3: Şirket girdiyi forward bir anlaşma üzerinden alır ve çıktıyı da forward bir anlaşma üzerinden satar.

Girdi forwardanlaşma ile sabit

fiyattan alınır.EMTİA İMALATÇISI

Çıktı forward anlaşmaile sabit fiyattan

satılır.


Bu model bir hedging örneğidir. Şirket hem maliyetlerini hem de gelirlerini sabitlemiş, spekülasyona yer bırakmamıştır. Dolayısıyla şirketin kârı ne girdi maliyetlerinden ne de çıktı fi-yatlarından etkilenmektedir. Şirket satış fiyatı ve girdi maliyeti arasındaki net sabit bir kâr marjı üzerinden işlemektedir.

İş Modeli 4: Şirket girdiyi spot piyasadan alır ve çıktıyı da spot piyasa fiyatından satar.

Girdi spot piyasadandeğişken fiyatla alınır. EMTİA İMALATÇISI

Çıktı spot piyasadadeğişken fiyatla

satılır.


Bu model de bir hedging örneğidir. Girdi piyasasındaki değişimlerden doğan dalgalanma-lar çıktı fiyatlarına piyasa mekanizmaları üzerinden yansıtılmaktadır. Spesifik olarak, bilindiği üzere doğal gaz fiyatları ile elektrik fiyatları arasında korelasyon vardır. Girdi maliyetleri ve çıktı fiyatları arasındaki korelasyon ne kadar yüksek ise bu modelin hedging niteliği de o derece-de yükselecektir. Örneğin, bu durumda doğal gaz fiyatları artarsa elektrik fiyatları da artar ve maliyetleri nisbeten dengeler. YİD, Yİ ve İHD’lerin kullandığı “pass through” olarak tabir edilen anlaşmalar da bu iş modelinin korelasyonunun 1 olduğu spesifik bir türüdür.

arbitraj: Girdi olağanüstü derecede düşük fiyattan alınır ve çıktı olağanüstü derecede yüksek fiyattan satılır.

26 www.tenva.org


Girdi olağanüstüdüşük fiyattan alınır. EMTİA İMALATÇISI

Çıktı olağanüstüyüksek fiyattan

satılır.

Şekil 9: Arbitraj

Şirket girdi ve çıktı piyasalarındaki fiyat anomalilerinden yararlanarak arbitraj gerçek-leştirebilmektedir. Diğer bir deyişle şirket girdi ve çıktı piyasalarındaki fiyat anomalilerini göz-lemleyerek ve bunlardan faydalanarak risksiz getiri sağlayabilmektedir. Arbitrajın Türkiye’deki DGKÇS’lere uyarlanmış versiyonunda girdiyi olağanüstü düşük fiyattan alabilme olasılığı yok-tur; ancak çıktıyı olağanüstü yüksek fiyattan satabilme olasılığı vardır. Gün Öncesi Piyasası’nda (GÖP) kimi zaman fiyatlar aşırı yükselebilmekte ve bu da çok yüksek kâr marjı sağlamaktadır. Yine de arbitraj için gerekli koşulların sağlanma olasılığı düşüktür. Verimli piyasalarda arbit-raj fırsatlarının uzun süre devam etmemesi beklenmektedir. Gelişimini tamamlayamamış piya-saların bir özelliği olan arbitraj olasılığı Türkiye elektrik piyasasının olgunlaşması ile daha da azalacak ve ortadan kalkacaktır. Bu nedenle arbitrajı bir iş modeli olarak nitelemekten ziyade piyasada gerçekleşmesi olası bir durum olarak vermekteyiz.

Sonuç olarak, ilk bakışta riskten kaçınma stratejisine sahip bir DGKÇS operatörü için spe-külatif nitelikteki birinci ve ikinci iş modelleri değil, korunmacı nitelikteki üçüncü ve dördüncü iş modelleri tercih öncelikli durmaktadır (Şekil 10). Bu iş modellerinden hangisinin doğal gaz kombine çevrim santralleri için ideal olduğu sorusuna daha detaylı cevap verebilmek için önce-likle doğal gaz tedarik ve elektrik satış piyasalarının detaylı olarak anlaşılması gerekmektedir. Bu bağlamda Türkiye’de doğal gaz tedarik piyasası ve bu piyasadaki sözleşmeler ile elektrik satış piyasası ve bu piyasadaki sözleşmeler incelenmiştir.

27

İŞ MODELİ 1SPEKÜLATİF

ARBİTRAJİŞ MODELİ 2SPEKÜLATİF

İŞ MODELİ 4HEDGING


SABİT FİYAT DEĞİŞKEN FİYAT

ELEKTRİK SATIM

SA

BİT

FİY

ATD

EĞ

İŞK

EN

FİY

AT

DO

ĞA

L G

AZ

ALI

M

Şekil 10: DGKÇS İş Modelleri ve Arbitraj

28 www.tenva.org


6. DOğAL GAz KOMBİNE ÇEVRİM SANTRALLERİNİN DOğAL GAz TEDARİğİ2001 öncesinde bir kamu kuruluşu olan BOTAŞ doğal gaz piyasasında tekel konumunday-

dı. 02.05.2001 tarihinde çıkarılan 4646 sayılı Doğal Gaz Piyasası Kanunu ile bu durum değişme-ye başlamışsa da, doğal gaz arzının yaklaşık olarak %80’i halen BOTAŞ’ın elindedir. Geriye kalan %20 ise özel şirketler tarafından sağlanmaktadır. İlerleyen yıllarda enerji piyasasının liberal-leştirilmesi çerçevesinde doğal gaz tedariğinde BOTAŞ’ın payının azaltılıp, özel sektörün payı-nın artırılması hedeflenmektedir. Ne var ki Türkiye’nin doğal gaz sektörünü özelleştirmek için 2001’de belirlediği yol haritasının gerisinde kaldığı açıktır. Örneğin bu yol haritasına göre 2009 yılında BOTAŞ’ın payının %20’ye düşürülmesi hedeflenmekteydi.7 Bu örnekten de anlaşılacağı üzere DGKÇS operatörlerinin orta vadeli planlarını hazırlarken BOTAŞ’ın monopol yapısını sür-düreceğini göz önünde bulundurmaları mantıklı bir strateji olacaktır.

Doğal gaz sektörünün yapısı hakkında genel bir fikir vermesi amacıyla aşağıda 2014 yılın-da Türkiye’nin doğal gaz üretim, ithalat, ve arz grafikleri verilmiştir.8

2014 Yılı Doğal Gaz Üretimi Yapan Toptan Satış Lisansı Sahibi Şirketlerin Üretim Payları

Amily Oil 4,14Thrace Basin 35,73Marsa Turkey 0,12Foinavan Energy 1,64TPAO 48,91Petrogas 0,53Tiway Turkey Petrol Arama Üretim A.Ş 3,61Tiway Turkey LTD. Ankara Türkiye Şubesi 3,27Transatlantic Exploration 2,06

2,063,273,61

0,53

48,91

1,640,12

35,73

4,14

Amily OilThrace BasinMarsa TurkeyFoinavan EnergyTPAOPetrogasTiway Turkey Petrol Arama Üretim A.ŞTiway Turkey LTD. Ankara Türkiye ŞubesiTransatlantic Exploration

Grafik 7: Doğal Gaz Üretimi Yapan Toptan Satış Lisansı Sahibi Şirketlerin Üretim Payları-2014 (%)Kaynak: EPDK.

7 Rekabet Kurumu,”Doğal Gaz Sektör Araştırması”, http://www.rekabet.gov.tr/File/?path=ROOT/Documents/Sek-t%c3%b6r+Raporu/sektorrapor8.pdf, 22.

8 7, 8, ve 9 numaralı grafiklerden görüldüğü üzere Türkiye doğal gaz söz konusu olduğunda %99 ora-nında dışa bağımlı bir ülke görüntüsü çizmektedir. Doğal gaz ithalatı grafiği ile doğal gaz arzı grafiğinin nere-deyse tamamen aynı olmasının sebebi de bu yüksek dış bağımlılık oranıdır.

29

2014 Yılı Doğal Gaz İthalatında Şirketlerin Payları

Ege Gaz 0,18BOTAŞ 79,77Shell 0,5Bosphorus 5,58Avrasya 0,96Akfel 4,38Batı Hattı 1,92Kibar 1,9Enerco 4,8

4,81,9

1,924,38

0,96

5,58

0,5

79,77

0,18

Ege Gaz BOTAŞ ShellBosphorus Avrasya AkfelBatı Hattı Kibar Enerco

Grafik 8: Doğal Gaz İthalatında Şirketlerin Payları-2014 (%)Kaynak: EPDK.

2014 Yılı İthalatçı Şirketler ve Üretim Şirketlerinin Doğal Gaz Arzındaki Payları

BOTAŞ 79Diğer İthalat Şirketleri 20,03Üretim Gerçekleştiren Toptan Satış Şirketleri 0,96

Üretim Gerçekleştiren Toptan Satış Şirketleri 0,96

Diğer İthalat Şirketleri 20,03

BOTAŞ 79

BOTAŞDiğer İthalat ŞirketleriÜretim Gerçekleştiren Toptan Satış Şirketleri

Grafik 9: Üretim Şirketleri ve İthalatçı Şirketlerin Doğal Gaz Arzındaki Payları-2014 (%)Kaynak: EPDK.

30 www.tenva.org


6.1. BOTAŞ’tan Tedarik: BOTAŞ’tan gaz tedariği bir yıllık anlaşmalar ile yapılmaktadır. Bu çerçevede şirket bir yıl boyunca ne kadar doğal gaz satın alacağını ve bu miktarın üç aylık, aylık ve günlük kırılımlarını belirtir. Bunun yanında yıl boyunca alımları BOTAŞ fiyatı üzerinden ya-pacağını taahhüt eder.Yıl içerisinde BOTAŞ fiyatları dalgalanmalar gösterebilir, dolayısıyla sant-raller için önemli bir maliyet riski söz konusu olabilir. Aşağıda BOTAŞ’ın uluslararası doğal gaz tedarik anlaşmaları ve BOTAŞ fiyatları verilmiştir.

mecut anlaşmalar

miktar (Plato)(milyar m3/yıl)(9000kcal/m3'e

baz)

imzalanma tarihi durumu Bitiş tarihi

Cezayir (LNG) 4.4 1988 Devrede Ekim 2024Nijerya (LNG) 1.3 1995 Devrede Ekim 2021İran 9.6 1996 Devrede Temmuz 2026Rus. Fed. (Karade-niz) 16 1997 Devrede 2025 Sonu

Rus. Fed. (Batı) 4 1998 Devrede 2021 SonuTürkmenistan 15.6 1999 - -Azerbaycan (Faz-ı) 6.6 2001 Devrede Nisan 2021Azerbaycan (Faz-ıı) 6 2011 2017/2018 2032/2033Azerbaycan (BıL) 0.15 2011 Devrede 2046

Tablo 3: BOTAŞ Doğal Gaz Alım AnlaşmalarıKaynak: http://www.botas.gov.tr/index.asp.

Doğal Gaz Fiyatı

krş/sm

3

45

53,75

62,5

71,25

80

2010 OCAK 2010 KASIM 2011 EYLÜL 2012 TEMMUZ 2013 MAYIS 2014 MART 2015 OCAK 2015 KASIM

Tablo 2

2010 OCAK 2010 ŞUBAT 2010 MART 2010 NİSAN 2010 MAYIS 2010 HAZİRAN 2010 TEMMUZ 2010 AĞUSTOS 2010 EYLÜL 2010 EKİM 2010 KASIM 2010 ARALIK 2011 OCAK 2011 ŞUBAT 2011 MART 2011 NİSAN 2011 MAYIS 2011 HAZİRAN 2011 TEMMUZ 2011 AĞUSTOS 2011 EYLÜL 2011 EKİM 2011 KASIM 2011 ARALIK 2012 OCAK 2012 ŞUBAT 2012 MART 2012 NİSAN 2012 MAYIS 2012 HAZİRAN 2012 TEMMUZ 2012 AĞUSTOS 2012 EYLÜL 2012 EKİM 2012 KASIM 2012ARALIK 2013 OCAK 2013 ŞUBAT 2013 MART 2013 NİSAN 2013 MAYIS 2013 HAZİRAN 2013 TEMMUZ 2013 AĞUSTOS 2013 EYLÜL 2013 EKİM 2013 KASIM 2013 ARALIK 2014 OCAK 2014 ŞUBAT 2014 MART 2014 NİSAN 2014 MAYIS 2014 HAZİRAN 2014 TEMMUZ 2014 AĞUSTOS 2014 EYLÜL 2014 EKİM 2014 KASIM 2014 ARALIK 2015 OCAK 2015 ŞUBAT 2015 MART 2015 NİSAN 2015 MAYIS 2015 HAZİRAN 2015 TEMMUZ 2015 AĞUSTOS 2015 EYLÜL 2015 EKİM 2015 KASIM 2015 ARALIK

Gaz Fiyatı (Krş/Sm3)

47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 54,205 54,205 54,205 54,205 54,205 54,205 65,046 65,046 65,046 65,046 65,046 65,046 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 78,2383 78,2383 78,2383 78,2383 78,2383 78,2383 78,2383 78,2383 78,2383 78,2383 78,2383 78,2383 78,2383 78,2383 78,2383

1

Grafik 10: BOTAŞ Doğal Gaz Fiyatları

31

Gaz Fiyatı (krş/sm3)

OCAK ŞUBAT MART NİSAN MAYıS HAzİRAN

2010 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348

2011 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348

2012 54,205 54,205 54,205 65,046 65,046 65,046

2013 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783

2014 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783

2015 78,2383 78,2383 78,2383 78,2383 78,2383 78,2383

TEMMUz AğUSTOS EYLÜL EKİM KASıM ARALıK

2010 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348

2011 47,1348 47,1348 47,1348 54,205 54,205 54,205

2012 65,046 65,046 65,046 71,7783 71,7783 71,7783

2013 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783

2014 71,7783 71,7783 71,7783 78,2383 78,2383 78,2383

2015 78,2383 78,2383 78,2383 78,2383 78,2383 78,2383

Tablo 4: BOTAŞ Doğal Gaz FiyatlarıKaynak: http://www.botas.gov.tr/icerik/tur/dogalgaz/boruhatti/dg_tarife.asp.

6.2. Özel Şirketlerden Tedarik: Santraller, bu şirketler ile BOTAŞ anlaşmaları benzeri anlaş-malar yapabilir. Fiyat olarak BOTAŞ fiyatı ya da dövize endeksli fiyatlar referans alınabilir. Özel şirketlerin BOTAŞ’a kıyasla daha ucuza gaz aldığı, bu sayede ucuza gaz satabilip piyasada tutun-dukları bilinmektedir. Yakın zamanda BOTAŞ aynı boru hattından gelen aynı gazı özel şirketlere göre daha pahalı aldığı konusunda eleştirilmiştir.

32 www.tenva.org


7. DOğAL GAz KOMBİNE ÇEVRİM SANTRALLERİNİN ELEKTRİK SATıŞ PİYASASıSantrallerin elektrik satışı yapabilecekleri kanallar aşağıda gösterilmiştir (Şekil 11). Te-

mel olarak santral elektriği GÖP’e, doğrudan tüketiciye veya ikili anlaşmalar ile tedarikçiye sata-bilir. Önemli olan bu anlaşmaların içeriğidir.

DOĞAL GAZ KOMBİNE ÇEVRİM SANTRALİ

TEDARİKÇİYE SATIŞ SERBEST TÜKETİCİYESATIŞ GÖP-DGP’YE SATIŞ

Şekil 11: DGKÇS Satış Alternatifleri

7.1. GÖP’e Satış: Bu durumda elektrik spot piyasaya satılmaktadır. GÖP fiyatları dalgalan-dıkça firmanın gelirleri de aynı şekilde dalgalanacaktır.

7.2. Serbest Tüketiciye Satış: Bu durumda serbest tüketici ile ikili anlaşmalar yapılmak-tadır. Tüketicinin ihtiyaçları doğrultusunda anlaşma süresi, elektrik fiyatı ve miktarı belirlenir. Miktarda aşağı ya da yukarı yönlü izin verilecek değişimler de anlaşmanın bir parçası olabilir. Fiyat için ise aşağıdaki üç alternatif söz konusudur.

DGKÇS’nin Serbest Tüketici ve Tedarikçiye Elektrik Satış Fiyatı Alternatifleri

SABİT FİYATTAN SATIŞ TETAŞ FİYATINAENDEKSLİ SATIŞ

GÖP FİYATINAENDEKSLİ SATIŞ

Şekil 12: DGKÇS Satış Fiyatı Alternatifleri

7.2.1. Sabit Fiyat Üzerinden Satış: Taraflar anlaşma süreci boyunca geçerli sabit bir fiyat belirlerler. Bu sabit fiyat belirlenirken mevcut elektrik spot fiyatı ve ulaşılması mümkünse elekt-rik ile ilgili (korelasyonu olan) diğer vadeli sözleşmelerin fiyatları ile tarafların beklentileri göz önüne alınır. Ayrıca tüketicinin talep profili de fiyatı etkileyen önemli bir faktör olarak öne çıkar. Bu satış stateji ile şirketin gelirleri sabitlenmiş olur.

33

7.2.2. GÖP’e Endeksli Fiyat: Taraflar fiyatı GÖP fiyatına endeksleyebilir. Bu durumda GÖP’teki değişimler şirketin gelirini doğrudan etkiler. Geçmişteki aylık ortalama GÖP fiyatları aşağıda verilmiştir.

GÖP Fiyatı

krş/kW

h

8

11

14

17

20

2010 OCAK 2010 EYLÜL2011 MAYIS 2012 OCAK 2012 EYLÜL2013 MAYIS 2014 OCAK 2014 EYLÜL2015 MAYIS

Tablo 2


GÖP Fiyatı (Krş/KW)

11,978 10,943 9,689 10,94 11,435 10,805 14,755 16,955 14,016 12,839 9,629 11,696 13,003 11,375 10,241 8,556 9,275 9,532 15,547 14,548 14,916 13,787 15,084 14,977 14,823 19,581 12,198 11,255 14,113 14,417 16,796 16,057 15,393 15,177 14,514 15,271 15,541 13,515 12,772 14,447 13,788 14,741 15,729 15,173 15,64 14,369 15,055 19,209 16,323 17,157 13,944 16,061 15,518 15,235 17,598 17,767 16,382 15,57 18,089 19,631 17,29 14,01 12,44 10,18 10,85 12,47 13,28 15,47 16,07 13,77 13,37 16,36

Grafik 11: GÖP Fiyatları

GöP Fiyatı (krş/kWh) OCAK ŞUBAT MART NİSAN MAYıS HAzİRAN

2010 11,978 10,943 9,689 10,94 11,435 10,8052011 13,003 11,375 10,241 8,556 9,275 9,5322012 14,823 19,581 12,198 11,255 14,113 14,4172013 15,541 13,515 12,772 14,447 13,788 14,7412014 16,323 17,157 13,944 16,061 15,518 15,2352015 17,288 14,01 12,44 10,17 10,85 12,47 TEMMUz AğUSTOS EYLÜL EKİM KASıM ARALıK2010 14,755 16,955 14,016 12,839 9,629 11,6962011 15,547 14,548 14,916 13,787 15,084 14,9772012 14,417 16,057 15,393 15,177 14,514 15,2712013 15,729 15,173 15,64 14,369 15,055 19,2092014 17,598 17,767 16,382 15,57 18,089 19,631 2015 13,28 15,47 16,07 13,76 13,37 16,36

Tablo 5: GÖP FiyatlarıKaynak: EPİAŞ.

34 www.tenva.org


7.2.3. TETAŞ’a Endeksli Fiyat: Taraflar fiyatı TETAŞ fiyatına endeksleyebilir. Bu durumda TETAŞ fiyatındaki dalgalanmalar şirketin gelirlerini etkiler. Geçen 6 yıl boyunca TETAŞ fiyatları aşağıdaki gibi gerçekleşmiştir.9

TETAŞ Fiyatı

Krş/kW

s

12,00

14,25

16,50

18,75

21,00

2010 OCAK 2010 KASIM 2011 EYLÜL2012 TEMMUZ 2013 MAYIS 2014 MART 2015 OCAK 2015 KASIM

Tablo 2

TETAŞ Fiyatı (Krş/KW)

2010 OCAK 15,28

2010 ŞUBAT 15,28

2010 MART 15,28

2010 NİSAN 15,28

2010 MAYIS 15,28

2010 HAZİRAN 15,28

2010 TEMMUZ 15,63

2010 AĞUSTOS 15,63

2010 EYLÜL 15,63

2010 EKİM 12,45

2010 KASIM 12,45

2010 ARALIK 12,45

2011 OCAK 12,45

2011 ŞUBAT 12,45

2011 MART 12,45

2011 NİSAN 12,4

2011 MAYIS 12,4

2011 HAZİRAN 12,4

2011 TEMMUZ 13,86

2011 AĞUSTOS 13,86

2011 EYLÜL 13,86

2011 EKİM 16,55

2011 KASIM 16,55

2011 ARALIK 16,55

2012 OCAK 16,71

2012 ŞUBAT 16,71

2012 MART 16,71

2012 NİSAN 18,91

2012 MAYIS 18,91

2012 HAZİRAN 18,91

2012 TEMMUZ 18,91

2012 AĞUSTOS 18,91

2012 EYLÜL 18,91

2012 EKİM 20,8

2012 KASIM 20,8

2012ARALIK 20,8

2013 OCAK 17,73

2013 ŞUBAT 17,73

2013 MART 17,73

2013 NİSAN 18,16

2013 MAYIS 18,16

2013 HAZİRAN 18,16

2013 TEMMUZ 18,16

2013 AĞUSTOS 18,16

2013 EYLÜL 18,16

2013 EKİM 18,1641

2013 KASIM 18,1641

2013 ARALIK 18,1641

2014 OCAK 18,1641

2014 ŞUBAT 18,1641

2014 MART 18,1641

2014 NİSAN 18,1741

2014 MAYIS 18,1741

2014 HAZİRAN 18,1741

2014 TEMMUZ 18,1741

2014 AĞUSTOS 18,1741

2014 EYLÜL 18,1741

2014 EKİM 18,03

2014 KASIM 18,03

2014 ARALIK 18,03

2015 OCAK 17,85

2015 ŞUBAT 17,85

2015 MART 17,85

2015 NİSAN 17,3

2015 MAYIS 17,3

2015 HAZİRAN 17,3

2015 TEMMUZ 17,3

2015 AĞUSTOS 17,3

2015 EYLÜL 17,3

2015 EKİM 17,3

2015 KASIM 17,3

2015 ARALIK 17,3

Grafik 12: TETAŞ Fiyatı

tEtaş Fiyatı (krş/kWh) OCAK ŞUBAT MART NİSAN MAYıS HAzİRAN

2010 15,28 15,28 15,28 15,28 15,28 15,282011 12,45 12,45 12,45 12,4 12,4 12,42012 16,71 16,71 16,71 18,91 18,91 18,912013 17,73 17,73 17,73 18,16 18,16 18,162014 18,1641 18,1641 18,1641 18,1741 18,1741 18,17412015 17,85 17,85 17,85 17,30 17,30 17,30 TEMMUz AğUSTOS EYLÜL EKİM KASıM ARALıK2010 15,63 15,63 15,63 12,45 12,45 12,452011 13,86 13,86 13,86 16,55 16,55 16,552012 18,91 18,91 18,91 20,8 20,8 20,82013 18,16 18,16 18,16 18,1641 18,1641 18,16412014 18,1741 18,1741 18,1741 18,03 18,03 18,032015 17,30 17,30 17,30 17,30 17,30 17,30

Tablo 6: TETAŞ FiyatıKaynak: TETAŞ Faaliyet Raporları.

9 Dağıtım şirketlerine ve görevli perakende satış şirketlerine uygulanan elektrik enerjisi toptan satış tarifesi kulla-nılmıştır.

35

7.3.Tedarikçiye Satış: Bu satışın esasları serbest tüketiciye satış ile aynıdır. Bu kanal üre-ticinin doğrudan tüketici ile ilişki kurmasının materyal ve zaman maliyetlerinin önüne geçer ve elektriği tedarikçiye toptan satma imkanı sunar. Bir aracı devreye girdiğinden kâr marjının serbest tüketiciye satışa kıyasla düşük olması beklenebilir.

Grafik 13’te, Ocak 2010 ile Aralık 2015 arasında, BOTAŞ’ın doğal gaz fiyatları ile gün öncesi ve TETAŞ piyasalarındaki elektrik fiyatları karşılaştırmalı olarak verilmiştir.

Gaz, GÖP ve TETAŞ Fiyatları

krş/

Sm3

45

53,75

62,5

71,25

80

krş/

kWh

7

10,75

14,5

18,25

22

2010 OCAK 2010 EYLÜL 2011 MAYIS 2012 OCAK 2012 EYLÜL 2013 MAYIS 2014 OCAK 2014 EYLÜL 2015 MAYIS

Gaz Fiyatı (Krş/Sm3) GÖP Fiyatı (Krş/KW) TETAŞ Fiyatı (Krş/KW)

Tablo 2


Gaz Fiyatı (Krş/Sm3)

47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 47,1348 54,205 54,205 54,205 54,205 54,205 54,205 65,046 65,046 65,046 65,046 65,046 65,046 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 71,7783 78,2383 78,2383 78,2383 78,2383 78,2383 78,2383 78,2383 78,2383 78,2383 78,2383 78,2383 78,2383 78,2383 78,2383 78,2383

GÖP Fiyatı (Krş/KW)

11,978 10,943 9,689 10,94 11,435 10,805 14,755 16,955 14,016 12,839 9,629 11,696 13,003 11,375 10,241 8,556 9,275 9,532 15,547 14,548 14,916 13,787 15,084 14,977 14,823 19,581 12,198 11,255 14,113 14,417 16,796 16,057 15,393 15,177 14,514 15,271 15,541 13,515 12,772 14,447 13,788 14,741 15,729 15,173 15,64 14,369 15,055 19,209 16,323 17,157 13,944 16,061 15,518 15,235 17,598 17,767 16,382 15,57 18,089 19,631 17,29 14,01 12,44 10,18 10,85 12,47 13,28 15,47 16,07 13,77 13,37 16,36

TETAŞ Fiyatı (Krş/KW)

15,28 15,28 15,28 15,28 15,28 15,28 15,63 15,63 15,63 12,45 12,45 12,45 12,45 12,45 12,45 12,4 12,4 12,4 13,86 13,86 13,86 16,55 16,55 16,55 16,71 16,71 16,71 18,91 18,91 18,91 18,91 18,91 18,91 20,8 20,8 20,8 17,73 17,73 17,73 18,16 18,16 18,16 18,16 18,16 18,16 18,1641 18,1641 18,1641 18,1641 18,1641 18,1641 18,1741 18,1741 18,1741 18,1741 18,1741 18,1741 18,03 18,03 18,03 17,85 17,85 17,85 17,3 17,3 17,3 17,3 17,3 17,3 17,3 17,3 17,3

1

Grafik 13: Karşılaştırmalı Elektrik ve Gaz Fiyatları

Genel kanının aksine, Grafik 13 doğal gaz fiyatları ve GÖP fiyatlarının, en azından kısa ve orta vadede, birbirine paralel hareket etmeyebileceğini göstermektedir. Örneğin, Ocak 2010 ile Eylül 2011 arasında doğal gaz fiyatları sabit olmasına rağmen, GÖP fiyatları aylık bazda %50’lere varan değişimler göstermiştir. Benzer bir gözlem doğal gaz ve TETAŞ fiyatları için de, daha az olmakla beraber, geçerlidir.

36 www.tenva.org


8. DOğAL GAz KOMBİNE ÇEVRİM SANTRALLERİNDE OPERASYONEL RİSK YÖNETİMİDoğal gaz tedariğinin %80’i BOTAŞ kaynaklı olduğundan tedariğin BOTAŞ’tan yapıldığı

varsayılmıştır. DGKÇS’ler BOTAŞ ile gaz tedarik anlaşmaları, elektrik kullanıcıları ile de elektrik satış anlaşmaları yapmaktadır. BOTAŞ’ın monopol yapısından dolayı doğal gaz tedarik anlaşma-ları DGKÇS’lerin iş modelinin temelini teşkil etmektedir. Bu nedenle DGKÇS’ler için iş modelleri oluşturulurken belirleyici önem açısından gaz tedarik anlaşmaları elektrik satış anlaşmalarının üzerindedir.

DGKÇS’lerin BOTAŞ’tan doğal gaz tedariğinde miktar riski ve fiyat riski, elektrik satışında ise fiyat riski bulunmaktadır (Şekil 13).

FİYAT RİSKİMİKTAR RİSKİ

ELEKTRİK SATIŞRİSKLERİ

DOĞAL GAZ TEDARİKRİSKLERİ

Şekil 13: Risk Haritası

8.1. BOTAŞ Gaz Tedarik Miktar Riski: BOTAŞ ile yapılan anlaşmalarda toplamda ve spesifik zaman dilimlerinde ne kadar gaz alınacağı belirlenir. Şirket almayı planladığı doğal gazdan ne kadar elektrik üretilebileceğini hesaplamalı ve satacağı elektriğin miktarını ve zaman dilimle-rine dağılımını bu değere göre planlamalıdır. Hesaplamalara rağmen doğal gazın fazla geldiği durumlarda, BOTAŞ anlaşmaları dönemler arası gaz transferine belli şartlarda izin vermektedir. GÖP ve DGP’ye satışın kârlı olmadığı durumlarda bu izinden yararlanılabilir. Miktar konusunda söylenebilecek başka bir konu kimi zaman GÖP’te çok avantajlı fiyatlar görülmesi üzerine anlaş-mada belirtilenden daha fazla doğal gaz kullanmanın şirketin yararına olabilmesidir. Anlaşma fazla kullanımda ceza şartı getirse bile, bu cezaya rağmen belirtilen miktardan fazla doğal gaz kullanmak ve bu sayede elektrik satımı yapmak şirket için zaman zaman kârlı olabilmektedir.

Miktar riski ile ilgili bir diğer önemli nokta ise, BOTAŞ’ın taahhüt ettiği doğal gaz miktarını

37

gönderememe veya değiştirme riskidir. Özellikle doğal gaz tüketiminin arttığı soğuk kış ayların-da böyle bir risk söz konusudur. Böyle bir durumda müşterilerine taahhütü bulunan DGKÇS’ler, GÖP’ten elektrik tedarik ederek taahhütlerini yerine getirebilirler. Ancak, böyle bir durumda GÖP fiyatlarının da artacağı unutulmamalı ve müşteriler ile yapılan anlaşmalarda bu konu ayrıca ele alınmalıdır.

8.2. BOTAŞ Gaz Tedarik ve Elektrik Satış Fiyat Riski: Gaz tedarik anlaşmalarında BOTAŞ fiyatı değiştirme hakkına sahiptir. Diğer bir deyişle bu anlaşmalarda fiyat riski bulunmakta ve doğal gaz girdi maliyetini sabitleme gibi bir olasılık ortadan kalkmaktadır. BOTAŞ’ın fiyatları de-ğişken olduğundan Şekil 10’da özetlenen iş modellerinden girdi tedariğini sabit fiyat üzerin-den yapılabilir gösteren iş modelleri olan 2 ve 3 numaralı iş modelleri Türkiye’deki DGKÇS’ler için mümkün değildir. Diğer bir deyişle Türkiye’deki DGKÇS’lerin girdi maliyeti olan doğal gaz alımının fiyatı değişkendir. Bu sebeple Türkiye’deki DGKÇS’ler için mümkün olan iş modelleri olarak 1 ve 4 numaralı iş modelleri kalmaktadır. Bunlardan 1 numaralı modelde doğal gaz alımı değişken fiyattan yapılırken elektrik satımı sabit fiyattan yapılmaktadır. Bu nedenle bu iş modeli - daha önce de bahsettiğimiz gibi - spekülatif niteliktedir. 4 numaralı modelde ise doğal gaz alımı değişken fiyattan yapılırken elektrik satımı da aynı şekilde değişken fiyattan yapılmaktadır. Bu nedenle bu iş modelinin, 1.’nin aksine hedging, diğer bir deyişle riskten korunmacı niteliği olabi-lir. Türkiye’deki DGKÇS’ler için önermekte olduğumuz iş modeli de tam olarak budur (Şekil 14).

İŞ MODELİ 1SPEKÜLATİF(Riskten Kaçınma

Motivasyonu NedeniyleUygulanamaz.)

ARBİTRAJ

İŞ MODELİ 2SPEKÜLATİF

(Riskten Kaçınma Motivasyonu Nedeniyle

Uygulanamaz.)


(Riskten Kaçınma Motivasyonu ve

Türkiye’deki Piyasa Şartları ile Uyumlu Olduğundan

Uygulanabilir.)


(BOTAŞ’tan Sabit FiyattanGaz Almak Mümkün

Olmadığı içinUygulanamaz.)

SABİT FİYAT DEĞİŞKEN FİYAT

ELEKTRİK SATIM

SA

BİT

FİY

ATD

EĞ

İŞK

EN

FİY

AT

DO

ĞA

L G

AZ

ALI

M

(SürekliUygulanabilecek

bir İş ModeliOlmadığı için

Uygulanamaz)

Şekil 14: 4 No’lu İş Modelinin İdealliği

38 www.tenva.org


4. iş modelinde DGKSÇ’ler için ideal olan elektrik satış fiyatının doğal gaz fiyatına endeks-lenmesidir. Bu durum literatürede “pass through” diye tabir edilen ve gaz fiyat riskinin elektrik müşterisine aktarıldığı bir iş modelidir. Bu model fiyat riski içermez ve santralin kârı fiyat dalga-lanmalarından etkilenmez. Ancak DGKÇS’lerin müşterileri elektrik fiyatlarını doğal gaz fiyatla-rına endekslemek istemeyebilirler. Bu durumda geriye DGKÇS’ler için iki önemli alternatif kalır: (1) GÖP’e endeksli satış ve (2) TETAŞ tarifelerine/fiyatlarına endeksli satış. Bu iki alternatifi daha yakında incelemek için GÖP ve TETAŞ fiyatlarının gaz fiyatları ile olan korelasyonu hesap-lanmıştır. 2010 Ocak ve 2015 Aralık arasındaki aylar için doğal gaz fiyatları ile TETAŞ fiyatları arasında 0,79’luk bir korelasyon bulunurken, doğal gaz fiyatları ile GÖP fiyatları arasında 0,46’lık bir korelasyon bulunmuştur. Bu değerlerden hareketle satış kontratlarını TETAŞ fiyatlarına en-dekslemek, GÖP’e endekslemeye göre santrallerin fiyat risklerini büyük ölçüde azaltacaktır. Ne var ki, bu noktada dikkat edilmesi gereken bir husus da bu iki marketteki kâr marjlarının farklı olabilmesi durumudur. Diğer bir deyişle, GÖP’e endeksli satışların birim kârı TETAŞ’a endeksli satışların birim kârından fazla ya da az olabilir. Bu durum risk ve getiri arasında doğal bir tra-de-off doğmasına yol açmaktadır. Bu durumda şirket kâr ve riskini beraber optimize edecek bir satış portföyü oluşturmaya çalışacaktır. Şirketlerin risk almaya yatkınlık derecelerine göre her bir şirket kendi optimal satış planını oluşturabilmektedir. Dolayısıyla, şirketin üretim kapasitesi-ni GÖP’e ve TETAŞ’a endeksli satışlar arasında paylaştırması, hem riskin minimize edilmesi hem de kârın maksimize edilmesi için gerekli olabilir. Bu önermemizi daha detaylı analiz etmek için aşağıda kapsamlı bir simülasyon modeli oluşturulmuştur.

39

9. SİMÜLASYONBu bölümde elektrik satış fiyatlarının GÖP ve TETAŞ fiyatına ayrı ayrı endekslenmeleri

durumunda DGKÇS’nin kâr ve risklerinin (kârın standart sapmasının) nasıl şekillendiği simüle edilmiştir.

Doğal gazın elektrik enerjisine dönüşüm değerleri kullanıldığında ve doğal gaz kombine çevrim santrali verimliliği %60 olarak kabul edildiğinde 1 m3 doğal gazdan 6,2802 kWh elektrik enerjisi üretildiği ortaya çıkmaktadır.10 Bu değer, Türkiye için hesaplanmış spesifik bir değerdir ve farklı ülkelerde doğal gazın kalitesine ve santralin verimliliğine göre değişiklik gösterebilir. BO-TAŞ’ın doğal gaz fiyatları bu sayıya bölünerek birim elektrik üretimi için kullanılan gazın maliyeti bulunmuştur. Bir DGKÇS’de değişken maliyetlerin %10’unun doğal gaz maliyeti dışında kalan ma-liyetler olduğu ve DGKÇS açılıp kapatıldığında yaklaşık %10 bir verim kaybı yaşandığı varsayıldı-ğından birim elektrik üretimi için kullanılan doğal gazın maliyeti 1,20 ile çarpılarak birim elektrik üretiminin toplam marjinal maliyeti hesaplanmıştır. Bu yaklaşıma göre, örneğin, 1 Aralık 2011 ile 31 Aralık 2014 tarihleri arasında birim elektrik üretmenin ortalama marjinal doğal gaz maliyeti 11,0363 kuruş, ortalama marjinal toplam maliyeti ise 13,2436 kuruştur.11 İleri aşamalardaki si-mülasyonlarda spesifik olarak söz konusu olan döneme ait toplam marjinal maliyet kullanılmıştır. Ayrıca söz konusu varsayımsal DGKÇS’nin kurulu gücünün 400 MW (400.000 KW) olduğu varsa-yılmıştır. Aylık sabit maliyetinin de yaklaşık 1.500.000 TL olduğu kabul edilmiştir.12 Bunlara ek olarak santralin aylık 5.000.000 TL kredi ödemesi ve diğer nakit çıkışları olduğu varsayılmıştır. Simülasyon modelinin girdileri Eşitlik 1’de ve Tablo 7’de özetlenmiştir.

Ürettiği elektriği GÖP’e (veya GÖP fiyatına endeksli olarak serbest tüketiciye) ve TETAŞ13 fiyatlarına endeksli olarak satabilme alternatifleri bulunan bir DGKSÇ’nin aylık kârı14 aşağıdaki girdiler kullanılarak 3000 ay boyunca simüle edilmiştir. Burada amaçlanan; risk ve kâr faktör-lerini dikkate alarak, DGKÇS’nin üretim kapasitesinin ne kadarını GÖP’e ve ne kadarını TETAŞ’a endeksli satışlar için paylaştırmasına karar vermektir. Data olarak 1 Aralık 2011 ile 31 Aralık 2014 tarihleri arasındaki saatlik GÖP ve TETAŞ fiyatları kullanılmış ve sabit bir talep profili var-sayılmıştır. Farklı talep profillerinin sonuçlara önemli bir etkisi yoktur. Satış portföyü oluşturu-lurken önemli bir diğer değişken de TETAŞ’a endeksli satış durumunda müşteriye verilecek indi-rim miktarıdır; çünkü TETAŞ fiyatlarının ortalaması GÖP fiyatlarının ortalamasının üstündedir.15 Bu çercevede üç farklı indirim miktarı (k) için ayrı ayrı alt simülasyonlar yapılmıştır:

10 Statistics Conversion Factors for Units of Energy, http://www.volker-quaschning.de/datserv/fakto-ren/index_e.php.

11 Bu rakamlar santrallerin verimlilik ve teknolojilerine göre değişiklik gösterebilir.12 EıA, “Updated Capital Cost Estimates for Utility Scale Electricity Generating Plants”, http://www.eia.gov/fore-

casts/capitalcost/pdf/updated_capcost.pdf, 5.13 TETAŞ’a endeksli satışlarda, GÖP fiyatının santralin marjinal maliyetinin altında olması durumunda tedariğin

GÖP’ten yapıldığı varsayılmıştır.14 Burada kârdan kasıt, kredi ödemelerinden sonra kalan “free cash” miktarıdır. Muhasebe literatüründe ve değer-

leme hesaplarında kullanılan kâr kastedilmemektedir.15 Tablo 6’daki TETAŞ fiyatları saatlik olarak kullanılmıştır. TETAŞ fiyatları 3 aylık sürelerce belirlendiği için aynı

dönemdeki tüm saatlerde de TETAŞ fiyatı aynıdır.

40 www.tenva.org


(1) k=2,97 kuruş/kWh

(2) k=2,7 kuruş/kWh

(3) k=3,3 kuruş/kWh.

2,97 kuruşluk indirim durumunda GÖP’e ve TETAŞ’a endeksli satışların birim kâr marjları yaklaşık olarak eşit hale gelmektedir. 2,7 kuruş indirimli ikinci durumda, TETAŞ’a endeksli satış-ların kâr marjı daha yüksek, 3,3 kuruş indirimli üçüncü durumda ise GÖP’e satışların kâr marjı daha yüksektir.

TETAŞ fiyatına endeksli anlaşmalarda GÖP fiyatları her zaman bir referans olusturur ve indirim oranı buna gore belirlenir; çünkü TETAŞ’a endeksli satışlarda anlaşma fiyatının GÖP fi-yatının çok üstünde veya altında olması beklenemez.

DGKÇS Elektrik Üretimi Marjinal

Maliyeti= Doğal Gaz

Maliyeti +Diğer

Değişken Maliyetler

+Aç-Kapak

Verim KaybıMaliyeti


Maliyeti=

Metre KüpDoğal Gaz

Maliyeti / 6,2802+

Doğal GazMaliyeti*

0,10+

Doğal Gaz Maliyeti*

0,10


Maliyeti= Doğal Gaz Maliyeti* 1,20

Eşitlik 1: DGKÇS Birim Elektrik (kWs) Üretimi Marjinal Maliyeti

Aylık Sabit Maliyet

Aylık Kredi Ödemesi

Aylık Toplam Sabit Nakit

ÇıkışıKurulu Güç

TETAŞ Fiyatı Üzerinden

İndirim

1.500.000 TL 5.000.000 TL 6.500.000 TL 400 MW1) 2,97 Kuruş2) 2,7 Kuruş3) 3,3 Kuruş

Tablo 7: Simülasyon Girdileri

9.1. Vaka 1: TETAŞ ve GÖP Fiyatlarına Endeksli Satışların Kâr Marjlarının Eşit Olması Si-mülasyonu (k=2,97)

41

indirim (k)=2,97 kuruş

toplam satış içinde GöP Fiyatına Endeksli satışın Payı Beklenen kâr (tl) kârın standart sapması

(risk) (tl)

0 1.444.319 230.8200,1 1.450.299 218.2360,2 1.452.237 199.7830,3 1.457.280 192.8010,4 1.459.488 197.8260,5 1.459.293 210.5370,6 1.452.947 229.8220,7 1.467.253 253.9620,8 1.462.974 269.9190,9 1.472.677 310.0151 1.462.351 342.879

Tablo 8: Simülasyon 1 Sonuçları

Standart Sapma

0

90.000

180.000

270.000

360.000

Kâr

1.300.000

1.345.000

1.390.000

1.435.000

1.480.000

Toplam Satış İçinde GÖP Fiyatına Endeksli Satışın Payı (%)0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Kâr Kârın Standart Sapması (Risk)

Tablo 2


0 1444319 230820

10 1450299 218236

20 1452237 199783

30 1457280 192801

40 1459488 197826

50 1459293 210537

60 1452947 229822

70 1467253 253962

80 1462974 269919

90 1472677 310015

100 1462351 342879

1

Grafik 14: Simülasyon 1 Kâr-Risk Grafiği

Tablo 8 ve Grafik 14’ten görülebileceği üzere GÖP fiyatına endeksli satılan elektriğin top-lam elektrik satışı içindeki payı arttıkça beklenen kâr neredeyse aynı kalırken, bizim risk ile özdeşleştirdiğimiz, kârın standart sapması belirgin bir derecede dalgalanmaktadır.16 Kâr nere-deyse sabit olduğundan, kesin bir biçimde, firma için en optimal satış portföyünün kârın stan-dart sapmasını yani riski minimize eden alternatif olduğunu söyleyebiliriz. Bu durumda toplam elektrik satışı içinde GÖP fiyatına endeksli satışın %30, TETAŞ fiyatına endeksli satışın %70 yer tuttuğu, tabloda renkli vurgulanmış alternatif olduğu açıktır.

Aşağıdaki histogram yukarıda açıkladığımız optimal portföy ile tüm elektriğin GÖP fiya-tına endeksli satıldığı portföy arasındaki kâr dağılımını karşılaştırmaktadır. Satışın tamamının

16 Kârdaki dalgalanmalar simülasyondaki örneklemeden kaynaklanmaktadır.

42 www.tenva.org


GÖP fiyatına endeksli yapıldığı portföydeki kârın dağılımı daha geniş, bizim optimal portföy ola-rak nitelendirdiğimiz portföydeki dağılım ise daha dardır. Bu da optimal portföydeki riskin daha az olduğunun göstergesidir.

Rast

lanm

a Sı

klığ

ı

0

175

350

525

700

TL

010

0000

2000

0030

0000

4000

0050

0000

6000

0070

0000

8000

0090

0000

1e+0

61.

1e+0

61.

2e+0

61.

3e+0

61.

4e+0

61.

5e+0

61.

6e+0

61.

7e+0

61.

8e+0

61.

9e+0

62e

+06

2.1e

+06

2.2e

+06

2.3e

+06

2.4e

+06

2.5e

+06

2.6e

+06

2.7e

+06

2.8e

+06

2.9e

+06

3e+0

63.

1e+0

63.

2e+0

63.

3e+0

63.

4e+0

63.

5e+0

63.

6e+0

63.

7e+0

63.

8e+0

63.

9e+0

64e

+06

Tamamen GÖP'e Endeksli Satış Optimal Portfolyo

Tablo 2

0 100000 200000 300000 400000 500000 600000 700000 800000 900000 1e+06 1.1e+06 1.2e+06 1.3e+06 1.4e+06 1.5e+06 1.6e+06 1.7e+06 1.8e+06 1.9e+06 2e+06 2.1e+06 2.2e+06 2.3e+06 2.4e+06 2.5e+06 2.6e+06 2.7e+06 2.8e+06 2.9e+06 3e+06 3.1e+06 3.2e+06 3.3e+06 3.4e+06 3.5e+06 3.6e+06 3.7e+06 3.8e+06 3.9e+06 4e+06

Tamamen GÖP'e Endeksli Satış

0 0 0 0 0 1 3 19 29 66 120 169 238 298 336 375 338 292 204 170 124 82 52 36 29 10 4 1 3 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Optimal Portfolyo 0 0 0 0 0 0 0 0 1 7 26 58 172 357 542 654 572 312 194 73 26 5 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

1

Histogram 1: Simülasyon 1’e göre Optimal Portföy ile Tamamen GÖP’e Endeksli Satışta Kâr Dağılımının Karşılaştırması

9.2. Vaka 2: TETAŞ’a Endeksli Satmanın Daha Kârlı Olduğu Durum Simülasyonu (k=2,7)

indirim (k)=2,7 kuruş toplam satış içinde GöP

Fiyatına Endeksli satışın PayıBeklenen kâr

(tl)kârın standart sapması

(risk) (tl)0 2.221.611 239.782

0,1 2.148.833 214.7010,2 2.071.650 194.7260,3 2.000.990 191.3310,4 1.925.758 196.2590,5 1.851.200 201.9170,6 1.764.018 223.3410,7 1.692.629 253.6770,8 1.619.583 277.3150,9 1.546.998 308.8371 1.459.981 339.828


43

Standart Sapma

0

85.000

170.000

255.000

340.000

Kâr

0

575.000

1.150.000

1.725.000

2.300.000



Tablo 2

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Kâr 2221611 2148833 2071650 2000990 1925758 1851200 1764018 1692629 1619583 1546998 1459981

Kârın Standart Sapması (Risk)

239782 214701 194726 191331 196259 201917 223341 253677 277315 308837 339828

1


Beklendiği gibi indirimdeki değişim riskin minimize edildiği durumu değiştirmemektedir. İlk durumdaki gibi yine %30 GÖP fiyatına endeksli satış ve %70 TETAŞ fiyatına (TETAŞ fiyatı-in-dirim kastedilmektedir) endeksli satış kombinasyonu riskin (kârın standart sapmasının) mini-mize edildiği durumdur. Ne var ki kâr, şirket tüm elektrik satışını TETAŞ’a endeksli yaptığında maksimize edilmektedir. Tablo 9’dan görüleceği üzere şirket kârlarını, riskin minimize olduğu duruma kıyasla daha fazla risk alarak, belirgin bir biçimde artırabilir. Bu vakada özellikle şirket için en iyi çözüm elektrik satış kapasitesinin %0 ile %30 arasındaki bir kısmını GÖP fiyatına en-deksleyerek satmasıdır. Bu değerler arasında tam olarak hangi noktanın seçileceği şirketin risk-ten kaçınma ve riske girme eğilimlerine bağlıdır. GÖP fiyatına endeksli olarak satılan elektriğin payı %30’a yaklaştıkça kârın standart sapması yani risk azalmaktadır.

9.3. Vaka 3: GÖP Fiyatına Endeksli Satmanın Daha Kârlı Olduğu Durum Simülasyonu (k=3,3)

44 www.tenva.org


indirim (k)=3,3 kuruş

toplam satış içinde GöP Fiyatına Endeksli satışın Payı Beklenen kâr (tl) kârın standart sapması

(risk) (tl)0 497.636 231.418

0,1 600.641 216.0870,2 693.95 196.9270,3 792.667 192.3040,4 886.247 199.8810,5 984.731 212.1160,6 1.073.852 226.7020,7 1.179.210 252.3930,8 1.270.307 281.1430,9 1.371.234 311.4611 1.473.402 334.302


Standart Sapma

0

85.000

170.000

255.000

340.000

Kâr

0

375.000

750.000

1.125.000

1.500.000



Tablo 2

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Kâr 497636 600641 693950 792667 886247 984731 1073852 1179210 1270307 1371234 1473402

Kârın Standart Sapması (Risk)

231418 216087 196927 192304 199881 212116 226702 252393 281143 311461 334302

1


Bu durum, bir önceki durumun tam tersidir. Önceki durumda elektrik satış fiyatını TE-TAŞ fiyatına endekslemek daha kârlı iken, bu durumda GÖP fiyatına endekslemek daha kârlıdır. Yine benzer şekilde %30 GÖP fiyatına endeksleme üzerinden satış ve %70 TETAŞ fiyatına en-deksleme üzerinden satış kârın standart sapmasını yani riski minimize ederken, kapasitenin %100’ünü GÖP fiyatına endeksleme (kapasitenin %0’ını TETAŞ fiyatına endeksleme) kârı mak-simize etmektedir. Böylelikle en optimal çözüm %30 ile %100 arasındaki bir elektrik satış ka-pasitesini GÖP fiyatı üzerinden endeksli satış için ayırmaktır. Yukarıdaki duruma benzer şekilde kesin değerler şirketin riskten kaçınma eğilimine bağlıdır.

45

10. SONUÇ VE ÖNERİLERDoğal gaz tedarik piyasasına yönelik gaz tedarik anlaşmaları ve elektrik satış piyasasına

yönelik elektrik satış anlaşmaları birlikte dikkate alındığında Türkiye’deki DGKÇS’ler için Şe-kil 14’te gösterilen 4 No’lu iş modeli ideal iş modeli olmaktadır ve bu DGKÇS’ler için miktar ve fiyat riskleri temel riskleri teşkil etmektedir. Bunlardan fiyat riski, miktar riskine kıyasla daha büyük bir sorundur. Fiyat riskinin yönetimi doğal gaz girdi maliyetlerinin elektrik çıktı fiyatları-na mümkün olduğunca bire bir yansıtılması ile gerçekleştirilmiş olur. Bu noktada satışları GÖP ve TETAŞ fiyatlarına endekslemek iki alternatif olarak ortaya çıkar. Doğal gaz fiyatlarının GÖP fiyatları ile korelasyonu 0,47 iken, TETAŞ fiyatları ile korelasyonu 0,79’dur. Ancak, riskin mini-mize edildiği durum, genel tahminin aksine, satışların tamamen TETAŞ fiyatlarına (korelasyonu daha yüksek olduğu için) endekslendiği durum değildir. Risk havuzlamasından dolayı, satışları GÖP ve TETAŞ’a endeksli satışlar arasında belli bir oranda bölmek optimal yaklaşımdır. Bunun yanında GÖP ve TETAŞ kâr marjlarının farklı olması da optimal satış portföyünü önemli ölçüde etkileyebilir ve şirketin risk tutumunu analizi etkileyen bir faktör olarak karar verme sürecine dahil eder.

vaka açıklama öneri

vaka 1GöP Fiyatına ve tEtaş Fiyatına Endekslemede

kâr marjı Eşit

%30 GöP Fiyatına Endeksleme+%70 tE-taş Fiyatına Endeksleme kombinasyonu

vaka 2 tEtaş Fiyatına Endeksli satış daha kârlı

şirketin riske yaklaşımına Göre %0-%30 kapasite aralığının GöP Fiyatına

Endekslenmesi

vaka 3 GöP Fiyatına Endeksli satış daha kârlı

şirketin riske yaklaşımına Göre %30-%100 kapasite aralığının GöP Fiyatına

Endekslenmesi

Tablo 11: Şirketlere Öneriler

Yukarıdaki vaka örneklerinden birincisi diğer ikisine göre daha realisttir; çünkü GÖP ve TETAŞ’a endeksli satışların kâr marjları birbirinden çok farklı olmaz. Bu durumda şirketlerin riske karşı olan tutumlarından bağımsız olarak, optimal portföyün %30 GÖP fiyatına endeksle-me ile %70 TETAŞ fiyatına endeksleme olduğu ortaya çıkar.

46 www.tenva.org


1) ideal iş modeli elektrik satış fiyatlarının doğal gaz fiyatına bire-bir endekslendiği “pass through” modelidir. ne var ki anlaşmalarda bunu karşı tarafa kabul ettirebilmek pek ko-lay değildir.

2) tEtaş fiyatlarının doğal gaz fiyatlarıyla korelasyonu daha yüksektir. ancak, üretim ka-pasitesinin tamamını tEtaş’a endekslemek riski minimize etmez.

3) risk yönetimi açısından, normal durumlarda, GöP ve tEtaş marjları birbirine yakın olduğunda, şirketin üretim kapasitesinin %30’unu GöP fiyatına endeksli satış için ve %70’ini tEtaş fiyatına endeksli satış için ayırması riski minimize eden optimal çözümdür.

4) Fiyatları tahmin etmeye çalışmak dGkÇs yöneticilerinin odak noktası olmamalıdır. Bu-nun yerine riskleri ortadan kaldırarak operasyonel verimliliğe odaklanmaları gerekmek-tedir.

Tablo 12: Sonuç ve Öneriler

Temel olarak DGKÇS’ler satış kontratlarını olabildiğince “pass through” kontratlara benzet-meye çalışmalıdırlar ki spot doğal gaz fiyatlarındaki değişimleri müşterilerine yansıtabilsinler. Satış kontratları bu şekilde düzenlendikten sonra, santraller operasyonel verimliliğe odaklan-malı ve operasyonel maliyetlerini minimize etmeye çalışarak kârlarını artırmaya uğraşmalıdır-lar, ve/veya talep tarafına odaklanarak riski daha düşük ve kâr marjı yüksek müşteri portföyleri oluşturmaya çalışmalıdırlar. Doğal gaz ve elektrik fiyatlarını öngörmeye çalışarak oluşturulacak iş modelleri riski yönetmeye değil aksine spekülasyona yönelik modellerdir. Dahası fiyat öngö-rülerine bağlı hazırlanan modelleri uygulamak için santral yatırımı yapmaya gerek dahi yoktur. Fiyat öngörülerine güvenen yatırımcılar, tedarik piyasasında tedarik lisansı ile alım satım yapa-bilirler.

47

KAYNAKÇA“Conversion factors for unit of energy”, http://www.volkerquaschning.de/datserv/faktoren/in-

dex_e.php, 2003.

EıA, “Updated Capital Cost Estimates for Utility Scale Electricity Generating Plants”, http://www.eia.gov/forecasts/capitalcost/pdf/updated_capcost.pdf, 2013.

EPDK, “Elektrik Piyasası Sektör Raporu 2011”, http://www.epdk.org.tr/documents/elektrik/rapor_yayin/ElektrikPiyasasiRaporu2011.pdf, 2012.

ınternational Energy Agency, “Oil and Gas Security Emergency Response of ıEA Countries

Turkey”,http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/2013_Turkey_Country_Chapterfinal_with_last_page.pdf, 2013.

Rekabet Kurumu, “Doğal Gaz Sektör Araştırması”, http://www.rekabet.gov.tr/File/?path=RO-OT/Documents/Sekt%c3%b6r+Raporu/sektorrapor8.pdf, 2012.

TMMOB Elektrik Mühendisleri Odası, “Türkiye Elektrik Enerjisi İstatistikleri”, http://www.emo.org.tr/genel/bizden_detay.php?kod=88369#.VGjF4zSsV1z, 2014.

48 www.tenva.org


TÜRKİYE ENERjİ VAKFı (TENVA) HAKKıNDA:Türkiye Enerji Vakfı (TENVA); enerji kaynakları, teknolojileri, politikaları ve enerji piya-

salarında gerçekleşmekte olan ulusal ve uluslararası gelişmelere aktif katkı sunmak için 2012 yılında faaliyetlerine başladı.

Enerji sektörüne özel bir “think tank” kuruluşu olmanın verdiği ağırlıkla çalışmalar ger-çekleştiren TENVA bünyesinde; Enerji Teknolojileri ve Sürdürülebilirlik Araştırma Merkezi, Uluslararası Enerji Politikaları ve Diplomasisi Araştırma Merkezi, Enerji Piyasaları ve Düzenle-yici İşlemler Araştırma Merkezi yer almaktadır.

TENVA, dünya piyasalarındaki eğilimler ve politik gelişmeler dikkate alınarak; uluslarara-sı bir bakış ve disiplinler arası bir anlayış ile sektörü ele alıyor ve bu anlayış çerçevesinde 2013 Haziran ayından bu yana aylık olarak Enerji Panorama dergisini yayınlıyor.

ABOUT THE TURKıSH ENERGY FOUNDATıON:The Turkish Energy Foundation started its operations to shape the future of the energy

sector by contributing and participating actively in national and international developments in 2012.

The Turkish Energy Foundation was founded as a “Think Tank” by the leading people in the energy sector and has three different research centers: Research Center of Energy Techno-logies and Sustainability, Research Center of Energy Politics and Diplomacy, Research Center of Energy Markets and Regulatory Acts.

Enerji Panorama is the official monthly magazine of Turkish Energy Foundation that has published since june 2013. Exclusive news, analysis and objective improvements in the energy sector was one of the biggest issue of Enerji Panorama. ıt covers political, social and economic scenes of energy that reach all operations in energy sector; executives of companies, ministries, energy bureaucrats and academics.