T.C. SAYIġTAY BAġKANLIĞI ELEKTRĠK ÜRETĠM Aġ (EÜAġ) 2013 YILI DENETĠM RAPORU
Bu rapor; 03.12.2010 tarih ve 6085 sayılı SayıĢtay Kanun ile 08.06.1984 tarih ve 233 sayılı Kanun Hükmünde Kararname uyarınca hazırlanmıģ olup, Rapor Değerlendirme Kurulu nun 15.10.2015 tarih ve 2014/55 sayılı oturumunda kabul edilmiģtir.
KuruluĢun ünvanı : Elektrik Üretim Anonim ġirketi (EÜAġ) Merkezi : Ankara Ġlgili Bakanlık : Esas sermayesi : ÖdenmiĢ sermayesi : Enflasyon düzeltmesi olumlu farkı : Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı 5.600.000.000 TL 5.600.000.000 TL 5.876.180.861 TL KARAR ORGANI (Yönetim Kurulu) Yönetim Temsil ettiği KuruluĢtaki Görevli bulunduğu süre kurulundaki Adı ve soyadı Bakanlık veya görevi veya BaĢlama Ayrılma ünvanı kuruluģ mesleği tarihi tarihi 1- BaĢkan Halil ALIġ EÜAġ Genel Müdür 23.08.2010 Devam ediyor 2 - Üye Nurettin KULALI EÜAġ Genel Müdür Yar. 08.08.2011 Devam ediyor 3 - Üye Ġrfan YILMAZ EÜAġ Genel Müdür Yar. 22.12.2011 Devam ediyor 4 - Üye Zafer BENLĠ EÜAġ ETKB MüsteĢar Yrd. 17.02.2011 15.04.2012 " " " " 03.05.2012 Devam ediyor 5 - Üye Doç. Dr. M. Faruk AKġĠT EÜAġ Sabancı Ünv. Öğr.Üy. 01.03.2010 01.03.2013 " " " " 30.04.2013 Devam ediyor 6 - Üye Mehmet Ali ERTUNÇ EÜAġ Hazine. Kontr.K.BĢk.Yrd. 16.02.2010 16.02.2013 " " " " 13.11.2013 Devam ediyor
KISALTMALAR AB Avrupa Birliği ADÜAġ Ankara Doğal Elektrik Üretim ve Ticaret A.ġ. ADDDY Atıkların Düzenli Depolanmasına Dair Yönetmelik ADGKÇS Aliağa Gaz Kombine Çevrim Santralinde AEL AfĢin Elbistan Linyitleri ĠĢletmesi AGÜ Abdullah Gül Üniversitesi APTM Anadolu Plazma Teknoloji Merkezi BGD Baca Gazı Desülfirizasyon CFB Circulating Fluidized Bed-Döner AkıĢkan Yatak ÇED Çevresel Etki Değerlendirmesi dd Devre dıģı DGKÇS Dogal Gaz Kombine Çevrim Santralı DKE -BWE Döner Kepçeli Ekskavatör-Bucket Wheel Excavator DSĠ Devlet Su ĠĢleri EPDK Elektrik Piyasası Düzenleme Kurumu ESA Elektrik SatıĢ AnlaĢması ETKB Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı EÜAġ Elektrik Üretim Anonim ġirketi GDS GeçiĢ Dönemi SözleĢmesi GSMH Gayri Safi Milli Hasıla GSYĠH Gayri Safi Yurtiçi Hasıla GW Gigawatt (1 milyar watt ) GWh Gigawatt saat (1 milyar watt saat) HES Hidro Elektrik Santral HEAġ Hamitabat Elektrik Üretim ve Ticaret Anonim ġirketi FOS Fuel Oil Santralı IGCC Integrated Gasification Combined Cycle-Entegre GazlaĢtırma Kombine Çevrim ĠHDS JICA ĠĢletme Hakkı Devri SözleĢmesi Japon Uluslararası ĠĢbirliği Ajansı KAMU-Ġġ Kamu ĠĢletmeleri ĠĢverenler Sendikası KĠK Kamu Ġhale Kurumu KÇGT Kombine Çevrim Gaz Türbini KHK Kanun Hükmünde Kararname KĠT Kamu Ġktisadi TeĢebbüsü kr KuruĢ kwh Kilowatt saat (Bin watt saat) MTA Maden Tetkik Arama Genel Müdürlüğü MBF Maliyet Bazlı Fiyatlandırma Mekanizması MĠGEM Maden ĠĢleri Genel Müdürlüğü MERNĠS Merkezi Nüfus ĠĢleri Sistemi MW Mega watt (1 milyon watt ) MWh Mega watt saat (1 milyon watt saat)
NEDO NGS ODTÜ OVP PETKĠM PMUM PSPP RES RUP SKHKKY SLĠ Sm 3 TAKBĠS TBMM TCDD TÇMB TEAġ TEDAġ TEĠAġ TEK TEMSAN TES-Ġġ TETAġ TKĠ TL TS TTK TÜFE TÜBĠTAK-MAM YAS YAL YAT YEAġ YEGM YĠ YĠD YPK KISALTMALAR Japonya Yeni Enerji ve Endüstriyel Teknoloji GeliĢimi Organizasyonu Nükleer Güç Santrali Orta Doğu Teknik Üniversitesi Orta Vadeli Program Petrokimya Endüstrisi Genel Müdürlüğü Piyasa Mali UzlaĢtırma Merkezi Pumped Storage Power Plant-Pompa Depolamalı Enerji Santrali Rüzgar Enerjisi Santralı Revize Uygulama Projesi Sanayi Kaynaklı Hava Kirliliğinin Kontrolü Yönetmeliği Seyitömer Linyitleri ĠĢletmesi 1atmosfer (1,01325 bar) basınç ve 15 0 C koģulundaki gaz hacmi Tapu ve Kadastro Bilgi Sistemi Türkiye Büyük Millet Meclisi Türkiye Cumhuriyeti Devlet Demiryolları Türkiye Çimento Müstahsilleri Birliği Türkiye Elektrik Üretim, Ġletim Anonim ġirketi Türkiye Elektrik Dağıtım Anonim ġirketi Türkiye Elektrik Ġletim Anonim ġirketi Türkiye Elektrik Kurumu Türkiye Elektromekanik Sanayi Genel Müdürlüğü Türkiye Enerji Su ve Gaz ĠĢçileri Sendikası Türkiye Elektrik Ticaret ve Taahhüt Anonim ġirketi Türkiye Kömür ĠĢletmeleri Kurumu Türk Lirası Termik Santral Türkiye TaĢkömürü Kurumu Tüketici Fiyat Endeksi Türkiye Bilimsel ve Teknik AraĢtırma Kurumu Marmara AraĢtırma Merkezi Yer Altı Suyu Yük Alma Talimatı Yük Atma Talimatı Yeniköy-Yatağan Elektrik Üretim ve Ticaret Anonim ġirketi Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğü (mülga EĠE) Yap ĠĢlet Yap ĠĢlet Devret Yüksek Planlama Kurulu
Bölüm Tablo no Tablonun adı Sayfa I. Toplu bakıģ 1 Türkiye elektrik enerjisi kurulu gücü ve brüt üretimi VIII 2 Elektrik enerjisi üretim bilgileri IX 3 Toplu bilgiler XI II. Ġdari bünye 4 Dava sayısı 7 5 Personel sayısı 12 6 Personel harcaması 15 7 Sosyal giderler 18 III. Mali bünye 8 Mali durum 20 IV. ĠĢletme çalıģmaları 9 KuruluĢ bütçesine iliģkin bazı bilgiler 26 10 Finansman durumu 28 11 Giderler 29 12 Alımlar 33 13 Hizmet alımları 38 14 Ġlk madde ve malzeme stokları 40 15 Enerji üretimi 42 16 EÜAġ birincil enerji kaynaklarına göre kurulu güç dağılımı 42 17 EÜAġ kurulu güç ve üretiminin kaynaklar bazında dağılımı 43 18 Kapasite kullanım oranları 44 19 Termik santrallerin kuruluģ bilgileri 49 20 Termik santrallerin temel iģletme göstergeleri 52 21 AfĢin-Elbistan A TS iģletme göstergeleri 55 22 AfĢin-Elbistan B TS iģletme göstergeleri 58 23 Linyit kömürü analiz değerleri 109 24 TaĢ kömürü analiz değerleri 109 25 Hidoelektrik santrallele ilgili toplu bilgiler 129, 130 26 Büyük güçlü rezrvuarlı santrallerle ilgili iģletme bilgileri 131 27 Enerji üretim maliyetleri 149 28 SatıĢlar 153 29 TETAġ a enerji satıģları 154 30 Sigorta türleri 159 31 SatıĢ sonuçları 159 32 SatıĢ sonuçları göstergeleri 161 33 Bağlı ortaklıklar sermaye durumu 164 34 ĠĢtiraklerdeki sermaye 165 35 ĠĢtirakler temettü 165 36 Yatırımlar 169 V. Bilanço: 37 Aktif hesaplar 194 38 Bankalar 195 39 Ticari alacaklar 196 40 Alıcılar 196 41 Diğer alacaklar 198 42 Maddi duran varlıklar 206 43 BirikmiĢ amortismanlar 207 44 Maddi duran varlıklar ve birikmiģ amortismanlar 208 45 Pasif hesaplar 210 46 Yurt dıģı krediler 211 47 Hazine devirli krediler 212 48 Ticari borçlar 213 49 Satıcılar 213 50 Yurt dıģı firma kredileri 217 51 Yurt dıģı banka kredileri 217 52 Hazine devirli krediler 218 VI. Gelir tablosu 53 Gelir ve giderler 223
Ġ Ç Ġ N D E K Ġ L E R Sayfa No: I - TOPLU BAKIġ I A - Elektrik enerjisinin Dünya ekonomisindeki yeri I B - KuruluĢun tarihçesi, Türkiye ekonomisindeki yeri ve geliģimi II C - Öneriler XIV II - ĠDARĠ BÜNYE 1 A - Mevzuat 1 B - TeĢkilat 4 C - Personel durumu 11 III - MALĠ BÜNYE 20 A - Mali durum 20 B - Mali sonuçlar 24 IV - ĠġLETME ÇALIġMALARI 26 A - ĠĢletme bütçesinin genel durumu 26 B - Finansman 27 C - Giderler 29 D - Tedarik iģleri 31 E - Üretim ve maliyetler 41 F - Pazarlama 150 G - Sigorta iģleri 158 H - ĠĢletme sonuçları 159 I - Bağlı ortaklık ve iģtirakler 163 J - Kalkınma planı ve yıllık programlar 167 V - BĠLANÇO 192 - Aktif 193 - Pasif 209 VI - GELĠR TABLOSU 222 - EKLER 232
I I. TOPLU BAKIġ A-Elektrik enerjisinin Dünya ekonomisindeki yeri: Elektrik enerjisinin tüm kullanıcılara zamanında, güvenilir, yeterli, sürekli, kaliteli ve uygun fiyatla temini ekonomik ve sosyal kalkınmanın temel unsurlarından sayılmaktadır. Elektriğin üretim, iletim, dağıtım ve ticareti faaliyetlerinin rekabet ortamında sürdürülebilmesi amacıyla ülkeler genellikle serbest bir elektrik piyasası oluģturmaya özen göstermektedirler. Ġkincil bir enerji türü olan elektrik enerjisi iletim sistemlerinin birbirileriyle entegrasyonu sonucu ülkeler arasında, ihtiyaca göre alınıp-verilir duruma gelmiģtir. Elektrik enerjisi, mekanik, ısı, ıģık gibi diğer enerji türlerine kolayca dönüģebilir olması; uzak mesafelere ucuz ve az kayıpla çok hızlı bir Ģekilde taģınabilmesi; anında tüketilmesi ve stok yapma imkanının bulunmaması; temiz enerji ve çevre dostu olması gibi bazı özellikleri nedeniyle, birincil enerji kaynaklarına nazaran daha çok tercih edilmektedir. Elektrik enerjisi belirtilen üstünlük ve kolaylıkları sayesinde yoğun bir Ģekilde kullanılmakta ve sanayinin en önemli girdilerinden birini oluģturmaktadır. Fert baģına düģen enerji tüketim miktarı da ülkelerin refah ve geliģmiģlik düzeyini gösteren nesnel ve önemli bir ölçüt olarak kabul görmektedir. Bilinen rezervler açısından konvansiyonel enerji kaynaklarının kısa sürede tükeneceği olgusu ülkeleri stratejik yeni enerji yönetimi ve politikaları oluģturmaya zorlamaktadır. Bu doğrultuda ülkeler, enerji ihtiyaçlarını büyük oranda yeni ve yenilenebilir (su, rüzgar, güneģ vb.) çeģitli enerji kaynaklarına dayandırmaya ve özellikle de bu kaynakların etkin, ucuz ve ticari olarak kullanılabilme imkanlarının araģtırılmasına önem ve öncelik vermektedir. Nükleer enerji yatırımı kazaların yarattığı olumsuz ortam ve çevreci baskı gruplarının yürüttüğü aleyhte propagandaların etkisiyle zaman zaman yavaģlamaktadır. Halen Fransa, Belçika, Almanya, Rusya, Hollanda, Japonya, ABD ve Ġsveç gibi geliģmiģ ülkelerdeki nükleer santraller, elektrik üretiminin önemli bir kısmını sağlamaktadır. Türkiye nin çevresindeki Bulgaristan, Ukrayna ve Ermenistan da çalıģan nükleer santraller bulunmaktadır. Ġran da nükleer santral inģa edilmektedir. Bazı ülkelerde ise mevcut nükleer santrallerinin tedricen devre dıģı bırakılması konusunda çalıģmalar yapılmaktadır. Türkiye de iki adet nükleer santral kurulmasına iliģkin uzun süredir yürütülen çalıģmalar neticesinde; -Mersin Akkuyu sahasında Rusya Federasyonu ile dört üniteden oluģan 4.800 MW kurulu güçte bir NGS kurulması konusunda anlaģmaya varılmıģ, bu husustaki ĠĢbirliği AnlaĢması 06.11.2010 tarih ve 27721 sayılı Resmi Gazetede yayımlanarak yürürlüğe girmiģ ve ortakları arasında herhangi bir kamu Ģirketi bulunmayan Proje ġirketi (Akkuyu NGS Elektrik Üretim A.ġ.) santralın kurulacağı sahadaki çalıģmalarına baģlamıģtır.
II Sayıştay -Diğer taraftan ikinci NGS nın kurulmasıyla ilgili olarak, Türkiye ve Japonya hükümetleri arasında; Sinop ta 4 ila 6 üniteden oluģan yaklaģık 8.400 MW a kadar çıkabilecek bir NGS yapımıyla ilgili projeyi gerçekleģtirmek üzere EÜAġ ve Mitsubishi Heavy Ġndustries Ltd. liderliğindeki konsorsiyumlar tarafından bir Proje ġirketi kurulması hususunda 03.05.2013 tarihinde hükümetler arası iģbirliği anlaģması imzalanmıģtır. Bu konudaki çalıģmalar sürmekle birlikte, 2014 yılı Ağustos ayı itibariyle anılan proje Ģirketinin henüz kurulmadığı ve TBMM tarafından bu konuyla ilgili herhangi bir anlaģmanın da onaylanmadığı görülmüģtür. Gelecek yıllarda da enerji talebinin büyük ölçüde fosil yakıtlardan sağlanacağı, dolayısıyla petrol, linyit ve doğal gaz talebindeki artıģın süreceği beklenmekle birlikte, global ısınma ve çevre sorunları nedenleriyle fosil olmayan yeni ve yenilenebilir enerji kaynaklarına olan talebin daha da artacağı tahmin edilmektedir. Bu nedenle nükleer enerjinin stratejik bir konum kazanmakta olduğu ve önümüzdeki dönemlerde nükleer santrallere talebin artacağı öngörülmektedir. Ayrıca, birçok ülkede yeni enerji kaynakları bulma konusundaki bilimsel araģtırmalar yoğun bir Ģekilde sürdürülmektedir. Enerji üretim tesislerinin çevre üzerindeki olumsuz etkileri dünya gündeminde devamlı yer almaktadır. Bu çerçevede sektörle ilgili faaliyetler sürekli denetim altında tutularak, çevre konusunda gerekli yasal düzenlemelerin yapılması, yeni kriterler oluģturulması ve enerji projelerinde çevre konusunun öncelikli yer alması gibi hususlara önem verilmektedir. Elektrik enerjisi üretimi ve tüketimi, ülkelerin sanayileģme seviyesi ve ekonomilerinin büyüklüğüne göre değiģmekte olup, bu konuda ABD, Japonya, Almanya, Kanada, Fransa, Kore, Ġngiltere, Ġtalya, Ġspanya, Avustralya ve Meksika gibi ülkeler ilk sıralarda yer almaktadır. B-KuruluĢun tarihçesi, Türkiye ekonomisindeki yeri ve geliģimi: Dünyada ilk elektrik santrali 1882 yılında Ġngiltere de, Türkiye de ise özel sektör tarafından 1902 yılında Mersin-Tarsus ta tesis edilmiģtir. 1913 yılında, bir kamu iģletmesi olarak, Ġstanbul da, Silahtarağa Termik Elektrik Santralı hizmete girmiģtir. Ülkenin elektrik ihtiyacı ilk yıllarda yerel yönetimler, sanayiciler ve özel Ģirketler tarafından kurulan, bölgesel üretim ve dağıtım iģletmeleri tarafından karģılanmıģtır. 10.06.1921 tarihinde kabul edilen Menafi-i Umumiye ye Müteallik Ġmtiyazat Hakkında Kanun ile ülkeye teknolojik yenilik getiren, üretim yapan, istihdam yaratan ve milli ekonomiye katkı sağlayan bazı Ģirketlere imtiyazlar sağlanmıģtır. Devletin öncülüğündeki ilk elektrik iģletmeciliği, 1935 yılında 2805 sayılı Kanun uyarınca Etibank ın kurulmasıyla birlikte baģlamıģtır. 1948 yılından itibaren Maden Tetkik Arama, Elektrik ĠĢleri Etüt Ġdaresi, Ġller Bankası ve Devlet Su ĠĢleri nin katkılarıyla inģaatı tamamlanan çok sayıda termik ve hidroelektrik santral ulusal elektrik enerjisi iletim sistemine bağlanmıģtır. Kalkınma planlarında elektrik üretim, iletim, dağıtım ve ticaretine iliģkin faaliyetlerin entegre bir sistem içerisinde ve tek kamu kurumu çatısı altında
III birleģtirilmesinin hedeflenmesi üzerine, 15.07.1970 tarih ve 1312 sayılı Kanun ile TEK kurulmuģtur. 09.09.1982 tarih ve 2705 sayılı Kanun ile 1312 sayılı Kanunda yapılan ilave ve değiģikliklerle belediye ve köy birlikleriyle bazı özel Ģirketlerin mülkiyetinde ve iģletmesinde bulunan elektrik üretim, iletim ve dağıtım faaliyetleri de TEK e devredilmiģtir. Ayrıca Temmuz 1986 tarihinde Ġller Bankası nın elektrik enerjisi faaliyetleriyle ilgili birimi, iki kuruluģ arasında yapılan anlaģma çerçevesinde tüm fonksiyonları ve çalıģan personeliyle birlikte TEK bünyesine aktarılmıģtır. Ancak geçen zaman içerisinde baģlangıçta olduğu gibi özel Ģirketlerin de elektrik sektöründe faaliyette bulunmaları benimsenmiģ ve ilk olarak 04.12.1984 tarih ve 3096 sayılı Türkiye Elektrik Kurumu DıĢındaki KuruluĢların Elektrik Üretimi, Ġletimi, Dağıtımı ve Ticareti Ġle Görevlendirilmesi Hakkında Kanun ile buna yönelik düzenleme yapılmıģtır. Daha sonraki yıllarda ise kamudaki elektrik faaliyetlerinin özelleģtirilmesi ve özel Ģirketlerin sektöre yatırım yapmalarının teģviki amacıyla muhtelif yasal düzenlemeler yapılmıģtır. Enerji sektöründe serbest bir elektrik piyasası oluģturulması amacıyla 20.02.2001 tarih ve 4628 sayılı Kanun çıkarılmıģ, bu doğrultuda 03.09.2002 tarihinde elektrik enerjisi piyasası açılmıģ ve böylece piyasada elektrik enerjisi üretim, iletim, dağıtım ile toptan ve perakende satıģı faaliyeti için EPDK dan lisans alma zorunlu hale gelmiģtir. 14.03.2013 tarih ve 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu 30.03.2013 tarih ve 28603 sayılı Resmi Gazetede yayımlanmıģtır. Bu Kanun ile 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu nun baģlığı Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunun TeĢkilat ve Görevleri Hakkında Kanun Ģeklinde değiģtirilmiģ, 4628 sayılı Kanundaki elektrik piyasasıyla ilgili düzenlemeler yürürlükten kaldırılmıģ ve elektrik piyasasına iliģkin hususlar 6446 sayılı Kanun maddeleri olarak yeniden düzenlenmiģtir. Elektrik sektörünün Avrupa Birliği müktesebatına uyumu ve özelleģtirmeye uygun hale getirilmesi amacıyla, önce 02.08.1993 tarih ve 93/4789 sayılı Bakanlar Kurulu Kararı ile TEK in tüzel kiģiliğine son verilerek, bunun yerine TEAġ ve TEDAġ Ģirketleri kurulmuģtur. Daha sonra da 05.02.2001 tarih ve 2001/2026 sayılı Bakanlar Kurulu Kararı doğrultusunda TEAġ ın tüzel kiģiliğine son verilerek, bunun yerine TEAġ ın mevcut faaliyetlerini yürütecek TEĠAġ, EÜAġ ve TETAġ olmak üzere üç ayrı Ģirket oluģturulmuģtur. Böylece kamuda tek elden yürütülmekte olan enerji üretim, iletim, dağıtım ile alım ve satım faaliyetleri ayrıģtırılmıģtır. Bu doğrultuda elektrik enerjisi üretimi görevi EÜAġ a, iletim görevi TEĠAġ a, toptan alım ve satımı görevi TETAġ a, dağıtım ve perakende satıģ görevi ise TEDAġ a verilmiģtir. Bu yapılanma sonucunda, mülga TEAġ ın mevcut elektrik üretim tesisleri EÜAġ bünyesine alınırken, iletim tesisleri TEĠAġ a, yap-iģlet-devret ve yap-iģlet modeliyle yapılan santraller ile iģletme hakkı devredilen santrallerin enerji satıģ anlaģmaları ise TETAġ a devredilmiģtir. Öte yandan elektrik üretimi, iletimi, dağıtım ve ticareti hususunda 1953 ve 1956 yıllarında imtiyaz almıģ olan, ancak 3096 sayılı Kanun çerçevesinde, 26.09.1988 tarih ve 88/13314 sayılı Bakanlar Kurulu Kararı ile kendi görev bölgelerinde 70 yıl süre ile görevli Ģirket yapılmaları sonucunda, 2002 ve 2016 yıllarında bitecek olan imtiyazları
IV Sayıştay 2058 yılına kadar uzatılan ÇEAġ (Adana, Ġçel, Osmaniye ve Hatay) ve KEPEZ (Antalya) Ģirketlerinin mevcut imtiyaz hakları, 12.06.2003 tarih ve 2003/5712 sayılı Bakanlar Kurulu Kararı ile kaldırılmıģtır. Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından, mevcut sözleģme Ģartlarına göre Ģirket kusuru nedeniyle 12.06.2003 tarihinde söz konusu Ģirketlerin elektrik enerjisiyle ilgili faaliyetlerine el konulmuģ ve bölgedeki elektrik enerjisi üretim, iletim ve dağıtım faaliyetlerinin aksatılmadan yürütülmesi için ilgisi nedeniyle üretimde EÜAġ, iletimde TEĠAġ ve dağıtımda ise TEDAġ görevlendirilmiģtir. Bu kapsamda, anılan bölgelerdeki enerji üretim tesisleri çalıģanları ile birlikte EÜAġ a devredilmiģtir. Yüksek Planlama Kurulu nun 17.03.2004 tarih ve 2004/3 sayılı Kararı ile Elektrik Enerjisi Sektörü Reformu ve ÖzelleĢtirme Stratejisi Belgesi 18.05.2009 tarih ve 2009/11 sayılı Kararı ile de Elektrik Enerjisi Piyasası ve Arz Güvenliği Strateji Belgesi kabul edilmiģtir. Söz konusu belgelerle kısaca sektörün geçiģ süresi boyunca piyasaya uyumu, özelleģtirme süreçleri ve arz güvenliğinin temini gibi konularda yol haritası olarak nitelendirilebilecek hususlar yer almıģtır. Anılan belgelerdeki öngörüler doğrultusunda, cari yıl sonu itibariyle elektrik piyasasının serbestleģtirilmesi büyük oranda sağlanmıģ, elektrik dağıtımının özelleģtirilmesi tamamlanmıģ, kamudaki elektrik üretim tesislerinin özelleģtirilmesi hususunda ise önemli mesafe alınmıģtır. Kamu elektrik üretim santrallerindeki özelleģtirmeler 3096 sayılı Kanun ve 4046 sayılı Kanun kapsamında yürütülmekte olup, 3096 sayılı Kanun çerçevesindeki özelleģtirme iģlemleri doğrudan Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından yürütülmüģ, 4046 sayılı Kanun kapsamındaki özelleģtirmeler ise ÖzelleĢtirme Ġdaresi BaĢkanlığı tarafından gerçekleģtirilmektedir. 3096 sayılı Kanun çerçevesinde yürütülen kamu üretim santrallerindeki özelleģtirmeler; genel olarak termik santrallerin 20 yıl süre ile iģletme hakkının verilmesi, yakıtı kömür olan bazı santrallerde kömür sahaları iģletmesinin de ilgili firmalara verilmesi, gerekli rehabilitasyon ve tevsi yatırımların yapılması, üretilen enerjinin TETAġ a (TEAġ) satılması Ģeklinde sürdürülmüģtür. Bu süreç; önce ihale ile iģletme hakkı verilecek Ģirketlerin belirlenmesi, bu Ģirkete görev verilmesi ve ilgili sözleģmelerin imzalanmasına iliģkin bir Bakanlar Kurulu kararı ihdas edilmesi, bu karar doğrultusunda ilgili Ģirketler ile Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı arasında Görev SözleĢmesi, EÜAġ (TEAġ) ile ĠĢletme Hakkı Devir SözleĢmesi ve TETAġ (TEAġ) ile de Enerji SatıĢ AnlaĢması imzalanması suretiyle yürütülmüģtür. BaĢlangıçta imtiyaz sözleģmesi olarak değerlendirilen söz konusu görev sözleģmeleri, mevzuatta yapılan düzenlemeler sonucu özel hukuk sözleģmesi olarak düzenlenmiģtir. 4046 sayılı Kanun kapsamındaki özelleģtirmeler de mülkiyet satıģı ve iģletme hakkı devri Ģeklinde, gerçekleģtirilmektedir. 3096 sayılı Kanun çerçevesinde birçok santralin iģletme hakkı devri ile ilgili özelleģtirme çalıģmaları yürütülmüģ, sözleģmeler de imzalanmıģ olmasına rağmen bunlardan çok azı neticelendirilebilmiģ, AfĢin-Elbistan A TS nin durumu ise hala sonuçlanmamıģtır.
V 3096 sayılı Kanun çerçevesinde yapılan özelleģtirmeler; - 1998 yılında Sızır ve Bünyan HES in iģletme hakkı 70 yıl süre ile Kayseri Elektrik T.A.ġ ne devredilmiģ, 2009 yılında geri alınmıģ, ancak 2010 yılında 4046 sayılı Kanun çerçevesinde ihale sonucu 49 yıllığına tekrar aynı Ģirkete verilmiģtir. - 1996 yılında Hazar I ve II HES in iģletme hakkı 26 yıl süre ile Bilgin Elektrik A.ġ. ye devredilmiģtir. - 1998 yılında Çayırhan TS iģletme hakkı 20 yıl süre ile Park Termik Elektrik A.ġ. ye devredilmiģtir. - 08.12.1994 tarih ve 95/6415 sayılı Bakanlar Kurulu Kararına istinaden, Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı ile Erg-Verbund Elektrik Üretim ve Ticaret Aġ arasında, AfĢin-Elbistan (A) Termik Santralının (3x340+1x335=1.355 MW gücündeki) iģletme hakkının devredilmesi, rehabilitasyonu ve iģletilmesi, 5-6 tevsii ünitelerinin (2x344 MW gücündeki) yapımı ve iģletilmesi, mevcut ve yapılacak tesislere sözleģme süresi boyunca kömür sağlayacak kömür sahaları ile kömür tesislerinin devredilmesi, rehabilitasyonu, tevsii ve iģletilmesi, üretilecek elektrik enerjisinin Türkiye Elektrik Üretim Ġletim A.ġ. ye (TETAġ) satıģına iliģkin 20 yıl süreli imtiyaz sözleģmesi, 15.12.1999 tarihinde imzalanmıģtır. Buna rağmen kamu zararının önlenmesi gerekçesiyle Mülga TEAġ ile görevli ġirket arasında akdedilmesi gereken devir ve ESA sözleģmelerinin imzalanmaması üzerine konu mahkemeye intikal etmiģtir. DanıĢtay 10. Dairesinde 10.02.2004 tarihinde açılan dava, temyiz ve karar düzeltme (06.11.2008 tarih ve 2007/2268E, 2008/1877K) neticesinde bahsi geçen sözleģmelerin de imzalanması yönünde kesinleģmiģtir. Gelinen aģamada mahkeme kararı doğrultusunda, EÜAġ tarafından devir sözleģmesinin, TETAġ tarafından da enerji satıģ anlaģmasının imzalanmasıyla ilgili iģlemlerin baģlatılması gerekmiģtir. Ancak Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı, 17.10.2008 tarih ve 13664 sayılı yazısı ile fizibilite raporunun hazırlanması ve imtiyaz sözleģmesinin imzalanması üzerinden geçen uzun süre içerisinde gerek santralin rehabilitasyon yatırımı ihtiyacında ve kömür sahalarında meydana gelen değiģmeler, gerekse 4628 ve 6446 sayılı kanunlar ile getirilen yeni düzenlemeler nedeniyle, ilgili ġirket tarafından yeni oluģan duruma göre revize fizibilite raporunun hazırlanarak Bakanlığa sunulması gerektiği, bu revize fizibilite raporunun uygun bulunması halinde ise mevcut imtiyaz sözleģmesi ve eklerinin tadil edilmesi, bu iģlemlerden sonra iģletme hakkı devir sözleģmesi ve enerji satıģına iliģkin anlaģmaların taraflar arasında sonuçlandırılmasının gerekli olduğunun değerlendirildiği hususları taraflara bildirilmiģtir. ETKB tarafından imtiyaz sözleģmesinin 7 inci maddesine göre EÜAġ tan da üye katılımı ile Devir Kurulu oluģturulmuģtur. Devir kurul ilk toplantısını 14.12.2011 tarihinde gerçekleģtirmiģ olup çalıģmalarını sürdürmektedir. ETKB, 07.04.2014 tarih ve 364 sayılı yazı ile Erg-Verbund Elektrik Üretim ve Ticaret Aġ nin kendisine sunduğu revize fizibilite raporunu görüģü alınmak üzere ilgili kuruluģlara göndermiģtir. EÜAġ anılan revize fizibilite hakkındaki görüģlerini, 03.06.2014 tarih ve 30179 sayılı yazı ile ETKB ye iletmiģtir.
VI Sayıştay 4046 Sayılı Kanun çerçevesinde yapılan özelleģtirmeler: - 2005 yılında Oymapınar HES in iģletme hakkı 49 yıl süre ile SeydiĢehir Eti Alüminyum A.ġ. ye devredilmiģtir. -EÜAġ bünyesindeki 9 adet santral (Tercan, Kuzgun, Mercan, Ġkizdere, Çıldır, Beyköy ve Ataköy HES ile Engil Gaz Türbini ve Denizli Jeotermal TS) ÖzelleĢtirme Ġdaresi BaĢkanlığı bünyesinde kurulan Ankara Doğal Elektrik Üretim ve Ticaret A.ġ. (ADÜAġ) a 16.11.2007 tarihinde devredilmiģ, ADÜAġ tarafından Zorlu Enerji Elektrik Üretim A.ġ. ye Engil Gaz Türbini TS nın satıģı yapılmıģ, diğerlerinin ise 30 yıllığına iģletme hakkı devredilmiģtir. - 2009 yılında programa alınan 56 küçük HES den muhtelif nedenlerle Botan, Dereiçi, Ceyhan ve Duruca HES lerin programdan çıkarılması, öte yandan yap-ġģlet- Devret modeliyle yapılmıģ olan ve süresi dolduğu için devralınan 3 HES in (Kısık, Hasanlar ve Berdan) programa alınması sonucunda, kurulu güçleri toplamı 171,4 MW olan toplam 55 küçük HES in ihalesi muhtelif tarihlerde yapılmıģtır. Bunlardan; kurulu güçleri toplamı 163,1 MW olan 45 inin muhtelif tarihlerde iģletme hakkı 49 yıllığına ilgili Ģirketlere devredilmiģ, 10 unun (kurulu güçleri toplamı 8,4 MW) ise Ağustos 2014 itibariyle ihale onay ve devir çalıģmaları devam etmektedir. -Yapılan ihale sonuçlarına göre, 17.06.2013 tarihinde Seyitömer, 14.08.2013 tarihinde Kangal termik santrallerinin mülkiyet satıģı ve bunların kömür sahalarının iģletme hakkının devri, 01.08.2013 tarihinde ise %100 hisse satıģı yapılan HEAġ ın devri, ilgili sözleģmeler imzalanmak suretiyle gerçekleģtirilmiģtir. - ÖYK nın 15.03.2013 tarih ve 2013/56 sayılı kararıyla Çatalağzı TS, 26.08.2013 tarih ve 2013/146 sayılı kararıyla KEAġ ve YEAġ ile bunlara kömür temin eden GELĠ ve YLĠ iģletmeleri ve bunların iģletmesindeki TKĠ adına kayıtlı ruhsatlar ve bu ruhsatların kapsadığı maden (Kömür) sahaları özelleģtirme kapsam ve programına alınmıģtır. Bu çerçevede, Çatalağzı TS ile ilgili 29.04.2014 tarihinde yapılan ihale sonucunda en yüksek teklifin 351 milyon ABD Doları ile Demir Madencilik Petrol Ürünleri Enerji ĠnĢaat Liman Gemi-Yat Yapım Turizm Nakliyat Sanayi ve Ticaret Aġ, Kemerköy ve Yeniköy santralleri ile Yeniköy Linyit sahaları ve Kemerköy Liman sahasının dahil olduğu grupla ilgili 18.04.2014 tarihinde yapılan ihale sonucunda en yüksek teklifin 2.671 milyon ABD Doları ile ĠC ĠçtaĢ Enerji ve Ticaret Aġ, Yatağan Santrali ve Güney Ege Linyit ĠĢletmesinin dahil olduğu grupla ilgili 12.06.2014 tarihinde yapılan ihale sonucunda ise en yüksek teklifin 1.091 milyon ABD Doları ile Elsan Elektrik Gereçleri Sanayi ve Ticaret Aġ tarafından verildiği açıklanmıģtır. ÖYK nın 21.07.2014 tarih ve 2014/64 sayılı kararı ile Çatalağzı TS nin, 07.08.2014 tarih ve 2014/71 sayılı kararı ile Yatağan TS nin, 07.08.2014 tarih ve 2014/78 sayılı kararı ile de Kemerköy ve Yeniköy termik santralleri ile Kemerköy Liman Sahasının ihale sonuçları onaylanmıģ olup, Ağustos 2014 itibariyle söz konusu ihalelerle ilgili devir süreci devam etmektedir. -ÖYK nun 07.08.2014 tarih ve 2014/75 sayılı kararında; Soma B, Orhaneli ve Tunçbilek termik santralleri ile bunlara ait taģınmazlar, Türkiye Kömür ĠĢletmeleri Kurumu (TKĠ) na ait Bursa Linyitleri ĠĢletmesi (BLĠ) ile TKĠ adına kayıtlı 79528
VII numaralı ve EÜAġ adına kayıtlı 73021 numaralı ruhsatlar, bu ruhsatların kapsadığı maden sahaları taģınmazlarıyla birlikte özelleģtirme kapsam ve programına alınarak, bunların varlık satıģı, kullanım izni devri ve iģletme hakkının verilmesi suretiyle özelleģtirilmesi ve özelleģtirme iģlemlerinin 31.12.2016 tarihine kadar tamamlanması hususları yer almıģtır. Bu kapsamda ÖYK nun 07.08.2014 tarih ve 2014/76 sayılı kararı ile BLĠ, BLĠ tarafından kullanılan taģınmazlar, 79528 numaralı ruhsat ve bu ruhsatların kapsadığı maden sahaları ve burada çalıģan her türlü kamu personeli tüm hak ve yükümlülükleri ile birlikte SEAġ a bedelsiz olarak devredilmiģtir. EÜAġ ın üretim tesislerinin özelleģtirilmesiyle ilgili çalıģmalar, ÖzelleĢtirme Ġdaresi BaĢkanlığı tarafından, Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı ve diğer ilgili birimlerle birlikte sürdürülmektedir. Bu çerçevede, EÜAġ ve bağlı ortaklıklarının mevcut üretim tesislerinden kurulu güçleri toplamı 7.626,5 MW olan 21 adet hidroelektrik santralin özelleģtirilmeyerek EÜAġ bünyesinde kalması, diğerlerinin özelleģtirilmesi, özelleģtirilecek santrallerin portföy olarak gruplandırılması, bazılarının ise öncelikli özelleģtirilmek üzere portföy dıģında tutulması hususları prensip olarak kabul görmüģtür. EÜAġ ve bağlı ortaklıklarının 2013 yılsonu itibariyle kullanılmakta olan mevcut üretim lisansı sayısı 80 adet olup, bunların; 64 ü hidroelektrik, 11 i termik olmak üzere 75 i EÜAġ a, tamamı termik olmak üzere 5 i ise bağlı ortaklıklara ait bulunmaktadır. Türkiye nin yıllar itibariyle elektrik enerjisi kurulu gücü, brüt üretim miktarı, toplam üretimin EÜAġ ve bağlı ortaklıkları ile diğer Ģirketlere göre dağılımları tablo 1 ve 2 de gösterilmiģtir.
VIII Sayıştay Tablo:1-Türkiye elektrik enerjisi kurulu gücü ve brüt üretmi Yıllar Termik Hidrolik Türkiye elektrik enerjisi kurulu gücü ve üretiminin yıllar itibariyle geliģimi Kurulu güç (MW) Jeotermal ve rüzgar Toplam ArtıĢ (%) Termik Hidrolik Üretim (GWh) Jeotermal ve rüzgar 1970 1.509,5 725,4 2.234,9 5.590,2 3.032,8 8.623,0 Toplam ArtıĢ (%) 1971 1.706,3 871,6 2.577,9 15,3 7.170,9 2.610,2 9.781,1 13,4 1972 1.818,7 892,6 2.711,3 5,2 8.037,7 3.204,2 11.241,9 14,9 1973 2.207,1 985,4 3.192,5 17,7 9.821,8 2.603,4 12.425,2 10,5 1974 2.282,9 1.449,2 3.732,1 16,9 10.121,2 3.355,8 13.477,0 8,5 1975 2.407,0 1.779,6 4.186,6 12,2 9.719,2 5.903,6 15.622,8 15,9 1976 2.491,6 1.872,6 4.364,2 4,2 9.908,0 8.374,8 18.282,8 17,0 1977 2.854,6 1.872,6 4.727,2 8,3 11.972,3 8.592,3 20.564,6 12,5 1978 2.987,9 1.880,8 4.868,7 3,0 12.391,3 9.334,8 21.726,1 5,6 1979 2.987,9 2.130,8 5.118,7 5,1 12.218,3 10.303,6 22.521,9 3,7 1980 2.987,9 2.130,8 5.118,7 0,0 11.927,2 11.348,2 23.275,4 3,3 1981 3.181,3 2.356,3 5.537,6 8,2 12.056,7 12.616,1 24.672,8 6,0 1982 3.556,3 3.082,3 6.638,6 19,9 12.384,8 14.166,7 26.551,5 7,6 1983 3.695,8 3.239,3 6.935,1 4,5 16.004,1 11.342,7 27.346,8 3,0 1984 4.569,3 3.874,8 17,5 8.461,6 22,0 17.165,1 13.426,3 22,1 30.613,5 11,9 1985 5.229,3 3.874,8 17,5 9.121,6 7,8 22.168,0 12.044,9 6,0 34.218,9 11,8 1986 6.220,2 3.877,5 17,5 10.115,2 10,9 27.778,6 11.872,6 43,6 39.694,8 16,0 1987 7.474,3 5.003,3 17,5 12.495,1 23,5 25.677,2 18.617,8 57,9 44.352,9 11,7 1988 8.284,8 6.218,3 17,5 14.520,6 16,2 19.030,8 28.949,6 68,4 48.048,8 8,3 1989 9.193,4 6.597,3 17,5 15.808,2 8,9 34.041,0 17.939,6 62,6 52.043,2 8,3 1990 9.535,8 6.764,3 17,5 16.317,6 3,2 34.314,9 23.148,0 80,1 57.543,0 10,6 1991 10.077,8 7.113,8 17,5 17.209,1 5,5 37.481,7 22.683,3 81,3 60.246,3 4,7 1992 10.319,9 8.378,7 17,5 18.716,1 8,8 40.704,6 26.568,0 69,6 67.342,2 11,8 1993 10.638,4 9.681,7 17,5 20.337,6 8,7 39.779,0 33.950,9 77,6 73.807,5 9,6 1994 10.977,7 9.864,6 17,5 20.859,8 2,6 47.656,7 30.585,9 79,1 78.321,7 6,1 1995 11.074,0 9.862,8 17,5 20.954,3 0,5 50.620,5 35.540,9 86,0 86.247,4 10,1 1996 11.297,1 9.934,8 17,5 21.249,4 1,4 54.302,8 40.475,2 83,7 94.861,7 10,0 1997 11.771,8 10.102,6 17,5 21.891,9 3,0 63.396,9 39.816,1 82,8 103.295,8 8,9 1998 13.021,3 10.306,5 26,2 23.354,0 6,7 68.702,9 42.229,0 90,5 111.022,4 7,5 1999 15.555,9 10.537,2 26,2 26.119,3 11,8 81.661,0 34.677,5 101,4 116.439,9 4,9 2000 16.052,5 11.175,2 36,4 27.264,1 4,4 93.934,2 30.878,5 108,9 124.921,6 7,3 2001 16.623,1 11.672,9 36,4 28.332,4 3,9 98.562,8 24.009,9 152,0 122.724,7 (1,8) 2002 19.568,5 12.240,9 36,4 31.845,8 12,4 95.563,1 33.683,8 152,6 129.399,5 5,4 2003 22.974,4 12.578,7 33,9 35.587,0 11,7 107.691,7 35.329,5 150,0 143.171,2 8,6 2004 24.144,7 12.645,4 33,9 36.824,0 3,5 109.842,3 46.083,7 150,9 156.076,9 7,2 2005 25.902,3 12.906,1 35,1 38.843,5 5,5 128.773,3 39.560,5 153,4 168.487,2 7,5 2006 27.420,2 13.062,7 81,9 40.564,8 4,4 131.835,1 44.244,2 220,5 176.299,8 8,9 2007 27.271,6 13.394,9 169,2 40.835,7 0,7 155.196,2 35.850,8 511,1 191.558,1 8,7 2008 27.595,0 13.828,7 393,5 41.817,2 2,4 164.139,3 33.269,8 1.008,9 198.418,0 3,6 2009 29.339,1 14.553,3 868,8 44.761,2 7,0 156.923,4 35.958,4 1.931,1 194.812,9 (1,8) 2010 32.278,5 15.831,2 1.414,4 49.524,1 10,6 155.827,6 51.795,5 3.584,6 211.207,7 8,4 2011 33.931,1 17.137,1 1.842,9 52.911,1 6,8 171.638,3 52.338,6 5.418,3 229.395,2 8,6 2012 35.027,2 19.609,4 2.422,8 57.059,4 7,8 174.871,7 57.865,0 6.760,1 239.496,8 4,4 2013 38.648,0 22.289,0 3.070,5 64.007,5 12,2 171.812,5 59.420,5 8.921,0 240.154,0 0,3 Not: Tablo TEĠAġ ın güncel istatistiklerinden alınan verilere göre hazırlanmıģtır.
IX Tablo:2-Elektrik enerjisi brüt üretim bilgileri Türkiye elektrik enerjisi üretiminin EÜAġ ve bağlı ortaklıkları ile diğer üreticilere göre yıllar itibariyle dağılımı EÜAġ ve bağlı ortaklıkları Türkiye Yıllar Bağlı üreticiler üretimi EÜAġ Toplam ortaklıklar toplamı GWh GWh GWh (%) GWh (%) GWh 1970 6.272,9 6.272,9 72,7 2.350,1 27,3 8.623,0 1971 7.802,1 7.802,1 79,8 1.979,0 20,2 9.781,1 1972 9.124,4 9.124,4 81,2 2.117,5 18,8 11.241,9 1973 10.258,4 10.258,4 82,6 2.165,9 17,4 12.424,3 1974 11.188,9 11.188,9 83,0 2.288,1 17,0 13.477,0 1975 12.844,8 12.844,8 82,2 2.778,0 17,8 15.622,8 1976 15.454,3 15.454,3 84,5 2.828,5 15,5 18.282,8 1977 17.229,9 17.229,9 83,8 3.334,7 16,2 20.564,6 1978 17.968,0 17.968,0 82,7 3.758,1 17,3 21.726,1 1979 18.933,9 18.933,9 84,1 3.588,0 15,9 22.521,9 1980 19.414,5 19.414,5 83,4 3.860,9 16,6 23.275,4 1981 20.587,5 20.587,5 83,4 4.085,3 16,6 24.672,8 1982 23.243,1 23.243,1 87,5 3.308,4 12,5 26.551,5 1983 23.688,9 23.688,9 86,6 3.657,9 13,4 27.346,8 1984 26.685,7 26.685,7 87,2 3.927,8 12,8 30.613,5 1985 30.248,9 30.248,9 88,4 3.970,0 11,6 34.218,9 1986 35.470,1 35.470,1 89,4 4.224,7 10,6 39.694,8 1987 39.679,3 39.679,3 89,5 4.673,6 10,5 44.352,9 1988 43.013,6 43.013,6 89,5 5.035,2 10,5 48.048,8 1989 47.454,1 47.454,1 91,2 4.589,1 8,8 52.043,2 1990 52.854,2 52.854,2 91,9 4.688,8 8,1 57.543,0 1991 55.460,7 55.460,7 92,1 4.785,6 7,9 60.246,3 1992 61.533,3 61.533,3 91,4 5.808,9 8,6 67.342,2 1993 67.099,8 67.099,8 90,9 6.707,7 9,1 73.807,5 1994 71.942,5 71.942,5 91,9 6.379,2 8,1 78.321,7 1995 71.544,1 6.650,8 78.194,9 90,7 8.052,5 9,3 86.247,4 1996 69.123,6 16.291,1 85.414,7 90,0 9.447,0 10,0 94.861,7 1997 72.486,8 18.432,3 90.919,1 88,0 12.376,7 12,0 103.295,8 1998 78.580,9 17.493,9 96.074,8 86,5 14.947,6 13,5 111.022,4 1999 74.401,6 17.910,9 92.312,5 79,3 24.127,4 20,7 116.439,9 2000 73.941,8 19.292,2 93.234,0 74,6 31.687,6 25,4 124.921,6 2001 67.468,5 18.893,9 86.362,4 70,4 36.362,3 29,6 122.724,7 2002 60.075,2 17.256,9 77.332,1 59,8 52.067,4 40,2 129.399,5 2003 52.169,5 13.518,1 65.687,6 45,9 77.483,6 54,1 143.171,2 2004 58.514,3 14.881,5 73.395,8 47,0 82.681,1 53,0 156.076,9 2005 61.629,5 18.363,4 79.992,9 47,5 88.494,3 52,5 168.487,2 2006 71.082,4 13.633,7 84.716,1 48,1 91.583,7 51,9 176.299,8 2007 73.839,2 18.488,2 92.327,4 48,2 99.230,7 51,8 191.558,1 2008 74.919,1 22.797,8 97.716,9 49,2 100.701,1 50,8 198.418,0 2009 70.784,7 18.668,9 89.453,6 45,9 105.359,3 54,1 194.812,9 2010 79.258,4 16.274,1 95.532,5 45,2 115.675,2 54,8 211.207,7 2011 73.524,1 18.826,5 92.350,6 40,3 137.044,5 59,7 229.395,1 2012 70.423,5 20.151,6 90.575,1 37,8 148.921,7 62,2 239.496,8 2013 (*) 66.156,1 13.961,7 80.117,8 33,4 160.036,2 66,6 240.154,0 Diğer Not: Tablo TEĠAġ ın güncel istatistiklerinden alınan verilere göre hazırlanmıģtır. (*) 01.08.2013 tarihinde hisse devri yapılan ve bu tarihe kadarki üretimi 2.766,2 GWh olan HEAġ, konsolideye dahil edilmediği için Raporun içinde EÜAġ'ın konolide brüt üretim miktarı 77.351,6 GWh olarak görünmektedir.
X Sayıştay Tablo 1 den de görüleceği üzere, Türkiye nin elektrik enerjisi kurulu gücü, son 10 yılllık priotta yıllık ortalama %7 oranında artarak, 2004 yılında 38.843,5 MW iken 2013 yılında 64.007,5 MW seviyesine ulaģmıģtır. Bu dönemde toplam kurulu güç içindeki termik tesislerin payı %65,6 dan %60,4 e düģerken, hidrolik tesislerin payı %34,3 den %34,8 e, %0,1 seviyesinde olan jeotermal ve rüzgâr tesislerinin payı ise %4,8 e yükselmiģtir. Cari yılsonu itibariyle, EÜAġ ve bağlı ortaklıklarına ait üretim tesislerinin kurulu güçleri toplamı 23.780,7 MW olup, Türkiye elektrik üretim tesisleri kurulu gücü toplamının %37,2 sini oluģturmaktadır. 2012 yılında %44,3 seviyesinde olan bu oranın, yapılacak özelleģtirmeler neticesinde %16 seviyesine kadar inmesi öngörülmektedir. Türkiye nin elektrik enerjisi brüt üretim miktarı, son 10 yıllık periotta yıllık ortalama %5,4 oranında artarak, 2004 yılında 156.076,9 GWh iken 2013 yılında 240.154,0 GWh seviyesine yükselmiģtir. Tablo 2 den de görüleceği üzere, Türkiye toplam elektrik enerjisi üretimindeki EÜAġ ve bağlı ortaklıklarının payı, son 10 yıllık periotta ortalama yıllık ortalama %1,4 oranında azalarak, 2004 yılında %47 seviyesinde iken 2013 yılında %33,4 seviyesine düģmüģtür. Enerji talebinin karģılanmasında üretime tahsis edilen yerli kaynaklar yetersiz kaldığından zorunlu olarak ithal kaynak kullanılmaktadır. Ancak arz güvenliği açısından mevcut yerli kaynakların en üst seviyede kullanımının sağlanması yanında, ithal kaynakların çeģitlendirilmesi, ülke çeģitliliği yaratılması ve ithal edilen enerji kaynağı miktarının kontrol edilebilir seviyelerde tutulması da önem arz etmektedir. Diğer yandan enerji arz-talep projeksiyonlarına dayalı yatırım planlamaları yapılırken dıģ kaynaklara bağımlılığın azaltılmasını teminen, baģta kömür ve hidrolik olmak üzere yerli kaynaklara gereken önem ve öncelik verilmeli, sağlayacağı istihdam artıģı da göz önünde tutularak, elektrik üretiminin bu kaynaklardan sağlanmasına özen gösterilmelidir. Ancak enerji üretiminde yerli kaynakların kullanımını artırmak dıģa bağımlılığı azaltmada tek baģına yeterli olmayacaktır. Enerji üretim tesislerinde yer alan teçhizattaki yerli dizayn ve üretim paylarının da artırılması gereklidir. Bu doğrultuda termik santrallerde tüketimi fazla olan yüksek kaliteli çelikten üretilen kazan boruları, türbin kanatları gibi malzemeler ve hidrolik santrallerde türbin dizayn ve üretimi hususları öncelikli olmak üzere santrallerde yer alan tüm elektromekanik teçhizattaki yerli dizayn ve üretim oranlarını artırıcı planlamaların da yapılması gereklilik arz etmektedir. EÜAġ ve bağlı ortaklıklarının son 5 yıllık faaliyetlerine iliģkin bazı konsolide bilgiler, tablo 3 de gösterilmiģtir.
XI Tablo:3-Toplu bilgiler Toplu bilgiler (Konsolide) Ölçü 2009 2010 2011 2012 2013 Son iki yıl farkı Sermaye Bin TL 5.600.000 5.600.000 5.600.000 5.600.000 5.600.000 ArtıĢ veya azalıģ (%) ÖdenmiĢ sermaye Bin TL 5.600.000 5.600.000 5.600.000 5.600.000 5.600.000 Öz kaynaklar Bin TL 15.682.989 19.913.751 20.742.324 21.094.480 18.274.667 (2.819.813) (13,4) Yabancı kaynaklar Bin TL 13.115.943 10.576.704 3.280.690 3.594.635 5.443.175 1.848.540 51,4 Yabancı kaynaklara sirayet eden zarar Bin TL 0 Finansman giderleri Bin TL 637.083 411.177 532.332 141.840 292.158 150.318 106,0 Maddi duran vanlıklar (edinme değeri) Bin TL 26.308.922 26.831.263 22.206.490 27.485.379 21.754.556 (5.730.823) (20,9) Maddi duran varlıklar birikmiģ amortismanı Bin TL 12.858.972 13.684.555 14.521.745 15.187.447 10.985.616 (4.201.831) (27,7) Yatırımlar için yapılan nakdi ödemeler Bin TL 339.126 548.999 414.989 337.322 291.313 (46.009) (13,6) Yatırımların gerçek.oranı (nakdi) % 43,8 58,7 52,6 35,4 28,5 (6,9) (19,5) Bağlı ortaklıklara ödenen sermaye Bin TL 200 200 200 200 150 (50) (25,0) Bağlı ortaklıklar temettü geliri Bin TL 54942 201.923 467.303 171.814 123.776 (48.038) (28,0) ĠĢtiraklere ödenen sermaye Bin TL 11.922 12.798 13.124 14.030 14.060 30 0,2 ĠĢtirakler temettü geliri Bin TL 10.629 7.669 7.250 8.202 37.842 29.640 361,4 Tüm alım tutarı Bin TL 5.127.559 5.039.345 6.328.141 7.977.388 5.845.333 (2.132.055) (26,7) Elektrik enerjisi üretim miktarı (Brüt) (*) GWh 89.454 95.532 92.351 90.823 77.352 (13.471) (14,8) Elektrik enerjisi üretim maliyeti Bin TL 6.214.876 6.049.249 7.574.062 9.303.407 7.222.614 (2.080.793) (22,4) Üretilen enerjinin birim maliyeti kr/kwh 7,58 6,85 8,90 11,04 10,05 (0,99) (9,0) Kurulu güç MW 24.203 24.196 24.150 25.304 23.781 (1.523) (6,0) Programa göre üretim oranı % 96,0 93,6 87,5 86,1 94,1 8,0 9,3 Satılan elektrik enerjisi miktarı GWh 82.001 88.194 85.127 84.186 71.885 (12.301) (14,6) Net satıģ tutarı Bin TL 8.891.493 12.412.470 9.926.447 10.405.430 10.941.465 536.035 5,2 Ortalama satıģ fiyatı kr/kwh 10,84 14,05 11,66 12,35 15,11 2,76 22,3 Stoklar: Ġlk madde ve malzeme Bin TL 572.954 614.348 726.254 833.359 750.793 (82.566) (9,9) Diğer stoklar Bin TL 35.153 78.698 15.261 42.285 44.954 2.669 6,3 Memur (Ortalama) KiĢi 309 304 318 336 357 21 6,3 SözleĢmeli (Ortalama) KiĢi 3.077 3.088 3.127 3.280 3.484 204 6,2 ĠĢçi (Ortalama) KiĢi 8.987 8.515 8.130 8.274 7.971 (303) (3,7) Personel için yapılan tüm giderler Bin TL 657.579 654.878 750.180 823.363 892.394 69.031 8,4 Cari yıla iliģkin: Memurlar için yapılan giderler Bin TL 12.070 12.731 16.896 20.283 21.989 1.706 8,4 Memur baģına aylık ortalama giderler TL 3.255 3.490 4.428 5.031 5.133 102 2,0 SözleĢmeliler için yapılan giderler Bin TL 96.853 104.752 120.696 142.735 159.982 17.247 12,1 SözleĢmeli baģına aylık ortalama gider TL 2.623 2.827 3.217 3.626 3.827 201 5,5 ĠĢçiler için yapılan giderler Bin TL 532.589 518.007 563.824 625.664 685.402 59.738 9,5 ĠĢçi baģına aylık ortalama gider TL 4.939 5.070 5.779 6.302 7.166 864 13,7 Dönem karına iliģkin vergi ve diğ. yas.yük. Bin TL 213.614 1.070.140 259.454 99.367 673.628 574.261 577,9 Tahakkuk eden vergiler Bin TL 933.029 2.352.255 871.138 1.547.339 1.484.986 (62.353) (4,0) GSYĠH ya katkı (üretici fiyatlarıyla) Bin TL 3.219.614 6.945.207 2.822.456 1.953.436 4.657.481 2.704.045 138,4 GSYĠH ya katkı (alıcı fiyatlarıyla) Bin TL 3.939.029 8.227.322 3.447.206 3.401.408 5.468.839 2.067.431 60,8 GSMH ya katkı ( alıcı fiyatlarıyla) Bin TL 3.898.234 8.144.632 3.374.923 3.346.767 5.422.919 2.076.152 62,0 Faaliyet kârlılığı (öz kaynak yönünden) % 16,9 35 10,8 4,5 17,2 12,7 282,2 Mali kârlılık (Öz kaynak yönünden) % 11,4 30,9 7,6 2,7 14,6 11,9 440,7 Zararlılık (Öz kaynak yönünden) % Faaliyet kârı veya zararı Bin TL 2.524.675 6.220.885 2.199.407 947.297 3.516.047 2.568.750 271,2 Dönem kârı veya zararı Bin TL 1.712.325 5.503.061 1.555.094 573.440 2.981.214 2.407.774 419,9 Bilanço kârı veya zararı Bin TL 3.072.560 6.666.408 3.529.126 3.382.044 4.956.267 1.574.223 46,5 Füzyon: Faaliyet kârı veya zararı Bin TL 2.074.100 5.344.091 1.780.385 713.231 3.190.545 2.477.314 347,3 Dönem kârı veya zararı Bin TL 1.423.726 4.850.920 1.309.891 423.448 2.569.102 2.145.654 506,7 Bilanço kârı veya zararı Bin TL 618.520 3.914.295 1.105.084 1.031.383 2.541.580 1.510.197 146,4 Not:01.08.2013 tarihinde özelleģtirilen HEAġ konsolideye dahil edilmemiģ olup, 2013 yılı baģından devir tarihine kadarki brüt üretimi 2.766,2 GWh olmuģtur.
XII Sayıştay Elektrik Üretim Anonim ġirketi (EÜAġ), Türkiye Elektrik Üretim ve Ġletim A.ġ. nin 2001 yılında üç ayrı Ģirket Ģeklinde yeniden yapılandırılması sonucu kurulmuģ olup, Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu ndan aldığı üretim lisansları çerçevesinde, elektrik üretim ve satıģı ile iģtigal etmektedir. EÜAġ ın, 2013 yılısonu itibariyle merkez birimleri dıģında taģra teģkilatında 42 adet müstakil birimi ve ayrıca elektrik üretimi yapan 3 adet bağlı ortaklığı bulunmakta olup, çalıģan toplam personel sayısı 11.562 kiģi, yüklenici iģçisi sayısı ise 8.441 kiģi olmuģtur. EÜAġ ve bağlı ortaklıkları esas itibariyle 4734 sayılı Kamu Ġhale Kanunu ve 4735 sayılı Kamu Ġhale SözleĢmeleri Kanunu hükümlerine tabi bulunmaktadır. Ancak Kamu Ġhale Kanunu nun 3 üncü maddesinin (g) ve (o) fıkraları çerçevesinde, Kanunda belirlenen limitin altındaki doğrudan üretimle ilgili bazı mal ve hizmet alımları ile elektrik enerjisi üretimi faaliyetinin yürütülmesi için diğer kamu kurum ve kuruluģlarından alınan enerji ve yakıt alımları, ceza ve ihalelerden yasaklama hükümleri hariç Kamu Ġhale Kanunundan istisna tutulmuģtur. 2013 yılsonu itibariyle Türkiye genelindeki elektrik üretim tesislerinin kurulu güçleri toplamı, önceki yıla göre %12,2 oranında artarak 64.007 MW a ulaģmıģ olup, bunun %37,2 si oranında 23.781 MW lık kısmı EÜAġ ve bağlı ortaklıklarına ait bulunmaktadır. EÜAġ ve bağlı ortaklıklarının toplam kurulu güç içindeki payı önceki yıl %44,3 iken, özelleģtirmelerin etkisiyle cari yılda %37,2 seviyesine düģmüģtür. Türkiye genelinde 2013 yılında toplam 240.154 GWh brüt elektrik enerjisi üretimi yapılmıģ olup bunun %37,9 u oranında 80.118 GWh lık kısmı EÜAġ ve bağlı ortaklıkları tarafından gerçekleģtirilmiģtir. 01.08.2013 tarihinde %100 hisse satıģı suretiyle devri yapılan HEAġ konsolideye dahil edilmediğinden, EÜAġ ın konsolide brüt üretim miktarı 77.352 GWh olarak görülmektedir. Konsolide brüt üretim miktarının %7,1 oranında 5.467 GWh lik kısmı iç tüketim ile trafo ve hat kayıplarına gitmiģ, kalan 71.885 GWh lık kısmı ise satılmıģtır. 2013 yılında ikili anlaģma kapsamında TETAġ a toplam 66.070 GWh ve PMUM a 10.092 GWh olmak üzere toplam 76.162 GWh lik enerji satıģı yapılmıģ olup, kendi üretimi dıģında bunun 4.277 GWh lik kısmı PMUM dan yapılan enerji alıģları ile karģılanmıģtır. EÜAġ ın 2013 yılı faaliyetleri, üretim maliyeti ve yönetim giderlerinin oluģturduğu toplam satıģ maliyetinin 7.425 milyon TL olmasına karģılık, 10.941 milyon TL net satıģ hâsılatı elde edilmesi sonucunda 3.516 milyon TL tutarında konsolide iģletme faaliyetleri kârı, diğer faliyetlerden olağan ve olağandıģı gelir ve giderlerin etkisiyle de 2.981 milyon TL tutarında konsolide dönem karı ile sonuçlanmıģtır. EÜAġ ın, programda yer alan yatırımlarına bağlı ortaklıklar dahil 2013 yılı için toplam 985 milyon TL ödenek ayrılmıģ ve yıl içinde bu ödeneğin %25,8 i oranında 254 milyon TL tutarında nakdi harcama gerçekleģtirilmiģtir. Aynı dönemdeki fiziki gerçekleģme ise %24,2 oranında 238 milyon TL olmuģtur. EÜAġ ta, yatırımlara tahsis edilen kaynakların rantabl kullanılmasını teminen proje önceliklerinin sağlıklı belirlenmesi, diğer taraftan iģlerin öngörülen süreler
XIII içersinde tamamlanabilmesi için de etüt, proje, Ģartname ve ihale iģleriyle ilgili alt yapılarının zamanında ve gereği gibi hazırlanması önem arz etmektedir. EÜAġ bünyesindeki termik santrallerinin önemli bir kısmı termik santraller için öngörülen 25-30 yıllık ekonomik ömür sürelerini doldurmuģ durumdadır. Kömür ile çalıģan mevcut santrallerde, kazan dizaynlarının sahadan üretilen kömüre tam uygun yapılmamıģ olması, kömür hazırlama sistemlerindeki aksaklıklardan kaynaklanan yakıt kalite dalgalanmaları, özellikle AfĢin-Elbistan santrallerinde olduğu gibi ana yakıt teminindeki sıkıntılar, mevzuatın getirdiği yeni çevre kriterleri, gerekli bakım ve rehabilitasyonların zamanında yapılamaması ve kalifiye personel eksikliği gibi hususlar, önemli iģletmecilik sorunları ile kapasite düģüklüğü ve verim kayıplarına neden olmaktadır. Mevcut durum itibariyle termik santrallerin çevreye uyumlu çalıģmaları ve kapasitelerinden beklenen faydanın sağlanabilmesi için; kömür temini ve kömür hazırlama sistemlerindeki aksaklıklar ile kalifiye personel eksikliğinin giderilmesi yanında, önemli rehabilitasyonların yapılması gerekliliği bulunmaktadır. Termik santrallerdeki rehabilitasyonlar planlanırken 25-30 yıl önceki yakma teknolojisine sahip mevcut kazanların rehabilite edilmesi seçeneği yanında, yeni yakma teknolojilerine sahip kazanların yapımı alternatifinin de teknik ve ekonomik yönlerden değerlendirilmesi gerekmektedir. Çevre mevzuatında yer alan düzenlemelerle santrallerden kaynaklanan gaz ve toz emisyon miktarları sınırlandırılmıģ ve mevcut santrallere yeni duruma uyumla ilgili gerekli iyileģtirmeleri yapmaları için 31.12.2018 tarihine kadar süre verilmiģtir. Bu kapsamda mevcut emisyon sınırlarını aģan termik santrallerde, 31.12.2018 tarihine kadar var olan toz tutucu elektrofiltre sistemlerinde rehabilitasyonların tamamlanması ve baca gazı arıtma sistemlerinin iģletmeye alınması yasal bir gerekliliktir. Ancak elektrofiltrelerin ve baca gazı arıtma tesislerinin verimli çalıģabilmesi için öncelikle kazanlarda stabil bir yanma ortamının oluģması ve kazanların uzun zaman devre dıģı olmadan sabit yüklerde çalıģabilmesi gerekli olduğundan, mevcut kazanlarda stabil yanmayı sağlayacak rehabilitasyonların tamamlanmasını müteakiben elektrofiltre rehabilitasyonu ve baca gazı arıtma tesisi yapımına geçilmesi hususu önem arz etmektedir. AfĢin Elbistan Linyit Havzasında bulunan yaklaģık 4,9 milyar ton kömür rezervi, MTA verilerine göre 13,3 milyar ton olan Türkiye linyit rezervinin (görünür+muhtemel) yaklaģık %36,8 ine karģılık gelmektedir. AfĢin Elbistan Linyit Havzasından beslenen mevcut kurulu güç toplamı 2.795 MW olup, son tespitlere göre bölgede 8.000 MW civarında ilave kurulu güç potansiyeli bulunmaktadır. Bu potansiyel Türkiye nin 2013 yılı toplam termik kurulu gücünün yaklaģık %20,7 sine karģılık gelmektedir. Böyle önemli bir potansiyelin, enerji arzına mümkün olan en yüksek oranda katkı sağlayacak Ģekilde değerlendirilmesi, hem enerji üretiminde dıģa bağımlılığın azaltılmasını sağlayacak hem de yarattığı katma değerler itibarı ile bölgesel ve ulusal sanayinin geliģimine ivme kazandıracaktır.
XIV Sayıştay AfĢin-Elbistan Linyit Havzasındaki hukuku EÜAġ a ait bulunan KıĢlaköy sahasınd EÜAġ tarafından, Çöllolar sahalarından ise yüklenici firma (Park Teknik A.ġ.) tarafından kömür üretimi iģletmeciliği yapılmaktadır. Ancak 06.02.2011 ve 10.02.2011 tarihlerinde meydana gelen heyelanların sonrasında Maden ĠĢleri Genel Müdürlüğü tarafından 15.02.2011 tarihinde Çöllolar sahasındaki madencilik faaliyetleri durdurulmuģtur. Böylece Çöllolar sahasında kömür üretimi yapılamadığından, AfĢin-Elbistan A ve B olmak üzere her iki santralin de kömür ihtiyacı, EÜAġ ın AfĢim Elbistan Linyitleri ĠĢletmesi tarafından iģletilen ve yıllık proje üretim kapasitesi 18,6 milyon ton olarak belirlenmiģ olan KıĢlaköy sahasından karģılanmaktadır. Ancak, anılan santrallerin dizayn değerlerine göre tam kapasite ile çalıģmaları durumunda yıllık toplam kömür ihtiyaçları yaklaģık 40 milyon tondur. Bu durumda, Çöllolar ocağından kömür üretimi baģlamadığı müddetçe, her iki santrale de mümkün olabilecek en fazla miktarda kömürün sevk edilebilmesi için KıĢlaköy ocağının üretim kapasitesinin zorlanması ve her halükarda santrallerin düģük kapasite ile çalıģtırılması kaçınılmaz olacaktır. Nitekim 2013 yılında, KıĢlaköy iģletmesi üretiminden A santralinde 5,8 milyon ton ve B santralinde 5,3 milyon ton olmak üzere toplam 11,1 milyon ton kömür yakılmıģ olup, yakılan kömür miktarı önceki yıla göre yaklaģık %41 oranında azalmıģtır. AzalıĢta, havzadaki üretim sıkıntısı baģta olmak üzere santrallerde oluģan kaza ve arızalar da etkili olmuģtur. Yönetim Kurulu nun 13.04.2012 tarih ve 19/132 sayılı kararıyla, oluģan heyelanlar sonrasında da Çöllolar kömür sahası iģletmesi iģinin gerekli tedbirler alınarak mevcut sözleģme çerçevesinde devamına karar verilmiģtir. Ancak Ağustos 2014 itibariyle, tarafların üzerinde anlaģtığı bir revize iģ programı hazırlanıp santrale ne zaman kömür verileceği hususu bir termin planına bağlanamamıģtır. EÜAġ ın AfĢim Elbistan Linyitleri ĠĢletmesi tarafından iģletilmekte olan KıĢlaköy ocağının daha fazla zorlanmaması, kömür eksikliğinden dolayı santrallerin düģük kapasitede çalıģtırılmaması ve sağlıklı planlama yapılabilmesi için, gelinen durum itibariyle mevcut sözleģmenin devamı kararının gözden geçirilmesi de dahil gerekli tedbirler alınmak suretiyle Çöllolar ocağından AfĢin-Elbistan B santraline en kısa sürede kömür verilmesi konusunun bir temrine bağlanması gerekmektedir. C- Öneriler: Elektrik Üretim A.ġ. nin 2013 yılı çalıģmaları üzerinde SayıĢtay tarafından yapılan incelemeler sonucunda getirilen öneriler aģağıdadır. Yılına iliģkin öneriler: 1- Termik santrallerde planlı devre dıģı olma nedeniyle üretilemeyen enerji miktarları hariç tutulduğunda 2013 yılında toplam brüt enerji üretimine göre %55 seviyesine yükselen A grubu enerji üretim kayıplarının azaltılarak verimliliğin artırılmasını teminen baģta AfĢin-Elbistan A ve B santrallerinde olmak üzere; -Termik santral teçhizatının iģletme bakım talimatlarında belirtilen zaman aralıklarında genel bakımlarının aksatılmadan yapılması,