TEMİZ KALKINMA MEKANİZMASI PROJE DİZAYN DÖKÜMANI FORMU (CDM-PDD) uyarlama 03-28 Temmuzdan 2006 dan beri geçerli İÇİNDEKİLER

page 1 TEMİZ KALKINMA MEKANİZMASI PROJE DİZAYN DÖKÜMANI FORMU (CDM-PDD) uyarlama 03-28 Temmuzdan 2006 dan beri geçerli A. Projenin genel tanıtımı İÇİNDEKİLER B. Baz senaryonun uygulanması ve izleme metodolojisi C. Projenin süresi ve kredilendirme peryodu D. Çevresel etkiler E. Paydaşların düşünceleri Ekler Ek Ek Ek Ek Ek Ek Ek Ek Ek Ek 1: Proje katılımcılarının irtibat bilgileri 2: Hibe ile ilgili bilgi 3: Baz senaryo bilgileri 4: İzleme planı 5:Elektrik üretim lisansı 6: Çevresel etki değerlendirmesi 7:Türkiye için Gold Standart VER fiyatları 8: Karakuyu sulak alanları için onay mektubu 9: Tasarlanan proje için net elektrik hesaplaması 10: Yatırım analizleri için röper (eşik)

page 2 Bölüm A. Projenin genel tarifi A.1. Projenin adı: Adı : 50 MW Dinar Rüzgar projesi Türkiye Döküman versiyonu : 01 Tamamlanma tarihi : 20 Aralık 2011 A.2. Projenin tarifi: Dinar Afyonkarahisar Türkiyede ki Yeni yapılan ve OLGU ENERJİ YATIRIM ÜRETİM VE TİCARET A. Ş. ŞİRKETİNE AİT OLAN 50 MW lık rüzgar santralıdır (aşağıda tasarlanan proje olarak geçecektir).her biri 2 MW lık rüzgar üstü rotorlu üç kanatlı 25 adet türbinden oluşan 50 MW lık kurulu güce sahiptir..projenin inşaat sürecinin Nisan 2012 de başlaması ve yıl sonuna kadar bitirilmesi planlanmaktadır. Kayıplarda hesaplandıktan sonra projenin yıllık gros üretiminin 172,065,964 KWh olması ongörülmektedir..%3,5 lik Kayıplar ve hava yoğunlukfaktörü de göz önüne alındığında yıllık net üretim 141,429,011 KWh olacaktır 1. Projenin net PLF i % 32,28 olarak hesaplanmıştır. Üretilen elektrik TEİAŞ vasıtası ile Türk elektrik şebekesine verilecektir Projenin asıl amacı temiz rüzgar gücünü kullanarak milli elektrik ihtiyacını sağlamak için elektrik üretmektir. Proje Şebeke verilen ve asıl olarak fosil yaklıtı kullanılarak elde edilen elektriğin bir kısmını katkıda bulunarak sera gazı salınımınıın azaltılmasına katkıda bulunacaktır İklim değişikliği etkilerini azaltması için yıllık sera gazı azaltımı miktari 97586 ton CO2 /yıl olarak beklenmektedir. Sürdürülebilir kalkınmayı artirması ve katkısı : Projeaşağıdaki kıstaslar ile lokal ve milli sürdürülebilir kalkınmaya etkili olacaktır : Temiz elektrik üreterek sera gazı salınımını azaltıp küresel ısınmayı azaltmak. Mevcut yakıt sistemini kullanmayarak su toprak bitki örtüsü yöresel hayvanların korunmasını sağlayarak bunların ileriki nesillere aktarılmasını sağlayacaktır. Türkiyede rüzgar enerjisi endüstrisinin büyümesine yardımcı olarak yenilenebilir enerji teknlojilerinin türkiyeye gelmesine ve üretilmesine katkıda bulunarak yüksek fiyatlı genereatörlerin yerini almasını teşvik edecektir. Türkiyenin ithal elektrik bağımlılıgını azaltacaktır 2. 1 Hesaplamalar için Ek 9 a bakınız. 2 Türkiyenin elektrik ihtiyacıni karşılayacak elektrik üretimi ve ithalatı için bakınız : http://www.teias.gov.tr/istatistik2009/23.xls)

page 3 ŞEKİL 1: Türkiyenin elektrik ithalatı ve ihracatı 3 Tüm projeler için rüzgar çiftliği inşaatı ve işletmesi yöresel iş imkanını artıracaktır.sonuç olarak Yöresel fakirlik ve işsizlik iş imkanı sebebi ile kısmen de olsa azalacaktır.inşaat malzemeleri çelik halatlar ve bazı diğer ekipmanlar yöresel kaynaklardan kullanılacaktır. İnşaat safhasında 15 işletme safhasındada 8 elemanın kullanılması öngörülmektedir. Tasarlanan projenin uygulanması milli anlamda daha fazla rüzgar projesi ve teknolojisinin gelmesini teşvik edecektir.dah büyük şebeke besleyici rüzar çiftliklerinin olbileciğini alternative sürdürülebilir enerjiyi ve yenilenebilir enerji teknolojilerinin gelişmesine ön ayak olacaktır. Proje ye 2009 yılında Afyon valiliği tarafından CED gerekli değildir raporu verilmiştir 4. Projenin çevreye zarar vermeme prensibini isbatlayabilmesi ve CED gerekli değildir raporu alınabilmesi için kanun tarafından belirtilen önerilen tedbirler ve gereklilikler dikkatle incelenmiş ve yerine getirilmiştir Bu durumun tanıtımında projenin cevresel sürdürülebilirliği ekonomik ve teknik değerleri tartışılmış ve değerlendirme sonucunda da projenin çevreye geridönülemesi mümkün olmayan zararının, engelinin çevresel değişiminin sebep olacağı bir durumunu olmadığı değerlenditrilmiştir. Proje ayrıca Karakuyu sulak alanı ile ilgili Orman ve su işleri bakanlığından uygunluk belgeside almıştır..projenin doğal yaşama adaptasyonunun ve özellikle ornitolojik değerlerin denetlenebilmesi için proje iki yıl boyunca izlenerek 6 ayda bir bakanlığa raporlanacaktır ilave olarak korunması gerekli alanın emniyet sahasına yerleştirilecek türbinlerin çalışması göç zamanılarında Bakanlığın onayına tabii olacaktır 5. 3 http://www.tetas.gov.tr/uploads/yıllar_ithalat-ihracat.jpg 4 Ek 5: CED gerekli değildir raporu 5 Ek 8: Karakuyu sulak alanı onayı

page 4 Gold standart kurallarına göre proje sürdürülebilir kalkınma indikatörlerine göre değerlendirilmelidir.projenin ülkenin sürdürülebilir kalkınmasına katkısı yöresel/küresel cevresel sürdürülebilirlik,sosyal sürdürülebilirlik,ve kalkınma,ve ekonomik ve teknolojik gelişme faktörlerini baz alır Matriks aşağıdaki tabloda gösterilmiştir. Projenin cevresel,sürdürülebilir,ekonomik ve teknolojik değerleri paydaşlar ile tartışılmış 15 matriks doldurulmuştur TABLO 1:Gold standart sürdürülebilir kalkınma matriksi için skor mukatese tablosu: Sürdürülebilir indikatör Proje geliştirici skoru Paydaşlar skoru Hava kalitesi 0 0 Su kalitesi ve miktarı 0 0 Toprak durumu 0 0 Diğer kirlaticiler 0 0 Biyolojik çeşitlilik 0 0 Iştihtam kalitesi + + Yoksulların geçimi 0 0 Satın alınabilir ve temiz enerjiye ulaşabilme 0 0 İnsan ve kurumsal kapasite 0 0 Istihdam ve gelir yaratılması mıktarı 0 + Ödemeler dengesi ve yatırım 0 0 Teknoloji transferi ve teknolojik bağımsızlık + + İndikatörlerin acıklamasaı: Hava kalitesi Yenilenebilir enerji kaynakları ile elektrik üretimi İstenmeyen sera gazı emisyonlarının yok eder.türk enerji üretimi %48,6 oranında doğal gazdan elde edilmektedir 6.Böylece proje proje havyı kirletmemektedir ama pozitif yödede etkisi yoktur.inşaat safhasında kazılarda dolgularda toz cıkacaktır hesaplanan miktar 0,17Kg/sat dir.bu değer Endüstriel hava kirliliği regulasyonu No: 26236 Ek 2 7 de verilen 1,0 Kg/saat değerinin altında kalmaktadır ve 6 http://www.enerji.gov.tr/index.php?dil=tr&sf=webpages&b=elektrik&bn=219&hn=219&nm=384&id=386 7 http://mevzuat.basbakanlik.gov.tr/metin.aspx?mevzuatkod=7.5.13184&sourcexmlsearch=end%c3%bcstri%20t esislerinden%20kaynaklanan%20hava%20kirlili%c4%9finin%20kontrol%c3%bc%20y%c3%b6netmeli%c4 %9Fi&MevzuatIliski=0

page 5 Su kalitesi ve miktarı Toprak durumu proje sahasına 1 km ile en yakın olan yerleşi merkezi Alacaatlı köyüne toz olarak zarar vermeyecwektir.önlem olarak sirkülasyon yolları sulanacka ve ayrıcada patlayıcı kullanılmayacaktır. Projenin suya hiçbir etkisi yoktur.inşaat safhasında atık su sadece çalışanlar tarafından üretilecektir.atık su sızdırmaz fosteptiklrde toplanacak ve vidanjörlerle buradan alınacakve belediyenin kanalizasyon sistemine boşaltılacaktır.kullanım ve içme suyu tankerler ile temin edilecektir.yüzeysel veya kuyu suyu kullanılmayacaktır. Projenin toprağa olumlu veya olumsuz etkisi saptanmamıştır.projenin yel değirmeni özelliği toprağa bir kirlilik vermemekte veya toprağın tabii oluşumunu etkilememektedir Proje sahası corak alan olup ziraat yapılmamaktadır.arazide özellik arz eden veya korunması gerekli bitki yoktur.devlet aynı lokasyonda çatışan projelere öncelik verdiği için ve bölgede de madencilik yapıldığından ötürü proje önceliği de yenilenebilir enerji projelerine oduğu için bu projenin alnında ki madenciliğin durdurulması ile aslında proje nın patlayıcı kullanımını durduracagından ötürü yerltı catlakları ve çökmelerini engelliyeceğinen toprağa faydası olacaktır.proje alnı 1,2 hektar olrak tahmin edilmektedir Tahmini olarak 46080 m3 toprak turbin temelleri için hafredilecektir Toprak 4 metre derinlikte kazılacaktır. 8 İnşaat süresince tüm operasyonlar 25831 sayılı toprak kirletme regülasyonuna gore yapılacaktır.nebati kısmı sıyrılacak ve proje sahasında saklanacaktır.hafredilen toprak dolgu ve seviye işlemlerinde kullanılacağı için atık olmayacaktır.inşaat bitiminde sıyrılmış ve saklanmış olan nebati toprağı yeniden serilecektir.enerji nakil hattı için 50x50 cm lik çukurlar 1188 m3 tür.cıkan toprak kablo örtülmesinde kullanılacaktır. İşletim safhasında bakım ve kullanımdan ortaya cıkacak yağ proje sahasında toprağa karışmaması için stoklanacaktır. Hafredilmiş toprak proje 8 Proje tanıtım dosyası, Bölüm 1.b.1.

page 6 Diğer kirleticiler sahasında saklanacak ve direk temellerinin doldurulmasında ve tesviye işlerinde. Atık miktarı 1,34 kg insan başına olarak öngörülmektedir 9.Calışan personel için yemek anlaşmalı firmalar tarafından temin edileceği için organic atıklarda yine bu firmalar tarafından toplanacaktıryiyecek atiğı dışındaki paketler piller,lastikler,ev tipi zararlı atıklar,tıbbi atıkar milli regülasyonlara gore uygulaması yapılacaktır. 10 İnşaat safhasında mekanik ekipman ve inşaat makinalarının kullanımından dolayı ses kirliliği olacaktır.şantiye sahaları için acık arazide kullanılacak ekipman için ses üst sınırı seviyesi çevre ve gürültü yönetimi tarafından belirlenmiştir.bu değer hastahane okul gibi kuruluşlarında olduğu yerlerde 70 dba yin altında kalmalıdır inşaat safhasında tüm ekipmanlardan 53,7dBA ses cıkacaktır., Alacaatli köyü şantiyr sahasına 1 km mesafededir ve ses in mesafe ile şidettinin düşmesi kale alınmamıstırdolayısı ile ses seviyesi 53,7 dba nin bile altında kalacaktır 11. Ses atmosferde yayılırken basınc seviyesı düşer.örnek olarak acık alanda küresel olarak yayılan ses mesafe iki kata çıkınca 6dBA düşer.böylece ses kaynağından uzaklaşıldıkça ses seviyesi azalır.. 12 25 türbinin de aynı anda çalıştığı varsayılarak Alaçatıdaki ses seviyesi köy koordinatları.direk yükseklikleri kale alınarak hesaplanmıştır 13 hesaplamalarda köy rakımıda kale alınmıştır 14 Proje verilerine gore proje sahası 1540 ile 1700 metre rakımdadır. En kötü olasılık göz önünde bulundurarak alçak olan 1540 metre rakım hesaplarda kullanılmıştır Hesaplamalarda küresel dalga yaılımı kullanılmış ve atmosferik absorbsiyon kale 9 Cygm.meb.gov.tr/modulerprogramlar/.../kati_atik_toplama.pdf 10 Proje tanıtım dosyası bölüm 1.c.1 1.c.9 11 P Proje tanıtım dosyası bölüm 1.e.1.5 12 http://www.minutemanwind.com/pdf/understanding%20wind%20turbine%20acoustic%20noise.pdf 13 Google Earth 14 Google Earth

page 7 alınmamıştır.2000kw lık Enercon 85 türbini tam kapasitesinin %95 inde çalışırken şaft merkezindeki ses seviyesi 103.5 dba dir. 15 Hesaplamalara göre 16, 25 türbinde aynı anda çalıştığı varsayılarak Alacaatlı köyündeki ses seviyesi 27,89dBA dir. Yerleşim merkezlerindeki olması gereken ses seviyesi 30 db dir 17 Hastahane ve okul gibi hasas yerlerde acık alan ses seviyesi 30-40 dba dir 18.Dolayısı ile 27,89dBA lik ses seviyesi köyde acık alanda dahi problem olmayacaktır. Yegane bilinen hareketli gölge regülasyonu Almanyada yayınlanmıştır buna gore yılda 30 saattir 19.Türkiyede bu konuda bir regülasyon olmadığı için enternasyonal değerler kale alınmıştır.bu konuda standart bir metedoloji olmadığı için proje geliştiriciler farklı değerlendirmeler kullanmaktadırlar. Current guidance to assess shadow flicker in the Companion Guide PPS22 (2004) 20 Türbinin kuzeyine gore dogu batı istikametinde 130 ar derecelik acı içinde kalan yerlesimler etkilenmektedir ayrıcada mesafeleri türbin rotor çapının 10 katı kadar bir mesafe içinde iseler etkilenirler demektedir. Enercon E-82 türbinini rotor çapı 82 mdir. 21 En yakın yerleşim merkezi olan Alacaatlı köyü 1 km mesafede olduğu için haraketli gölge etkisinde kalmayacaktır.şantiye sahasına giden köy yolları düzeltilecektir. İnşaat sonrasında bozulan yollar tamir edilecektir 15 İstek üzerine resmi gürültü seviyesi üreticiden istenebilirt. 16 Ses seviyesi hesabı exel tablosu istek üzerine ibraz edilebilir 17 Handbook of Noise Measurement, A. P. G. Peterson & E. E. Gross, Jr., 1974. Pg 39, Table 3.5 18 Acoustic Noise Measurements, Jens Trampe Broch, 1971, sayfa 37. 19 http://www.eon.com/en/downloads/appendix_m_shadow_flicker_modeling_report.pdf 20 http://www.communities.gov.uk/publications/planningandbuilding/planningrenewable 21 Türbin karakteristikleri Fizibilite Ek H.

page 8 Biyolojik çeşitlilik Proje alanı tarım ve ormanlık arazidir.orman kanunu ve toprak koruma arazi kullanımı kanununa gore ilgili müsadeler alınacaktır.ağaç kesimi il çevre ve orman müdürlüğünün denetimi altında yapılacaktır ayrıca kesilen ağaçların bedelleri ödenecek veya yerine yenisi dikilecektir.bitki ve hayvan çeşitliliği listesi için Ek D ye bakabilirsiniz..proje alanında korunması gerekli bitki yoktur.toprağın nebati tabakası sıyrılacak ve saklanacaktırinşaat bitimde yeniden serilecektir..böylece nebati kaybı minimumda olacaktır.olacak kayıp zaman içinde kendiliğinden geri kazanılacaktır.gerektiğinde proje sahibi yöresel bitkiler için düzenleme yapacaktır.proje alanında korunması gerekli hayvan türü yoktur.inşaat başlaması ile arazideki hayvanlar bölgeden benzer şartlardaki alanlara göç edicekler ancak eski bitki örtüsü serildiğinde geri geleceklerdir.proje kuş göç yolu üzerinde değildir 22.Göçmen kuşlar Eğirdir gölü çevresinde (proje sahasının 55 km doğusunda) ve Burdur gölünde(proje sahasının 35 km güneyinde ) tüneyeceklerdir..buna rağmen proje muhtemel kuş kazalarını önlemek için tedbirler alacaktır.türbinler olabildiğince yakın yerleştirilecek.kanatların görünülebilirliği ucları siyah sarı boyanarak sağlanacaktır.proje ile ilgili ornitoloji raporu lisans ve müsade almak için orman ve su işleri bakanlığına sunulmuştur. 23 Asıl olan göçmen kuşlar ve proje sahasının yakınındaki 1200 hektarlık Karakuyu sulak alanıdır.sulak alandaki kuş cinsi ötücü kuştur.bu kuşlar küçük ve cok ani manevra yapma kabiliyetine sahiptirler. Bu özellikleri nedeniyle sınırlı büyüklükteki alanlarda, çalılıklarda, ağaçlıklarda hızla uçarken ani manevralar yapabilme yeteneğine sahiptirler. Proje sahasında 22 Proje tanıtım dosyası bölüm 1.e.2.5 23 Orniitoloji raporu tarih: 18/07/2011.istek üzerine temin edilebilir.

page 9 Istihdam kalitesi hâkim olan rüzgâr koşulları ve besin olanakları bu türler açısından sınırlayıcı özelliktedir. Bu nedenle ötücü formların alçak kesimlere göre yukarıdaki yükseltilerde tesis edilecek rüzgâr türbinlerinin bulunduğu kesimleri tercih etmeleri beklenmemektedir. Herhangi bir nedenle bu kesimlere geldiklerinde hem lokal form olmaları, hem de uçuş yeteneklerinden dolayı proje bileşenlerinden olumsuz etkilenmelerinin söz konusu olmayacağı düşünülmektedir 24.Proje orman ve su işleri bakanlığından Karakuyu sulak alanı ile ilgili uygunluk belgesi almıştır. Projenin doğal yaşama adaptasyonu özellikle ornitolojik değerlere uygunluğu iki yıl boyunca altı ayda bir raporlanacak şekide izlemeye alınacaktır.ilave olarak korunmuş alanın yaklaşım bölgesine yakın olan türbinler göç zamanlarında çalıştırılmaları bakanlığın iznine tabi olacaktıriçin 25. Diğer bir konuda proje sahasındaki yüksek irtifalarda yuva kuran avcı kuşlardır.bu tip kuşlar özellikle böçek sürüngen gibi hayvanlar ile beslendiği için 10 metre irtifada uçmaktadırlar.türbin şaft eksenlerinin 78-108 metrede olduğu düşünüldüğünde kuşların uçuş irtifası etkilenmeyecektir. Proje özellikle yöresel olarak dolaylı dolaysız iş fırsatları sağlayacaktırçalışanlar teknik ekipman yüksek gerilim konularında sağlık ve emniyet iş güvenliği konularında eğitilecek ve sertifikalandırılacaklardır 26.İnşaat sırasında 15 işletim safhasındada 7 personel istihdam edilecektir 27.İşletim safhasındaki personel tecrübeli olacatır bud a gerekli eğitim ile verilecektir. Eğitimler türbin ve diğer ekipman üreticisi tarafından santrall sahasında verilecektir 28.İstihdam izleme işleminin bir 24 Yöresel kuşların beslenme ve uçuş yükseklikleri için Ornitoloji raporu sayfa 29 a bakınız 25 Karakuyu sulak alanı faliyeti izin belgesi istenildiğine görülebilir 26 Yüksek gerilim tesislerinde çalışma yönetmeliği Fıkra 60. 24246,sayılı :30/11/2000 tarihli resmi gazete 27 Proje tanıtım dosyası bölüm 1.a.5 28 http://www.enercon-eng.com/index.php?section=35

page 10 Yoksulların geçimi Yemiz ve ucuz enerji hizmetlerine erişim Insane ve kurumsal kapasite İstihtam miktarı ve gelir imkanı Ödemeler dengesi ve yatırım Teknoloji transferi ve teknolojik güven parçası olacak ve verifikasyonlardada raporlanacaktır. Proje inşaat ve işletim safhasında istihdam yaratacaktır. Yöresel halktan çalışacak personelin gelir seviyesi artacak ve dolayısı ile toplam harcamaları artacak ve yöresel micro ekonomiye katkı sağlayacaktır Proje yerel ve yenilenebilir enrji olduğu için hem milli enerji ihtiyacını karşılayacak hemde ithal enerji ve yakıt bağımlılığını azaltacaktır.gelecek yıllarda Türkiyenin enerji ihtiyacı artacaktır. Bunun yanında proje yore halkının ucuz enerji almasına katkıda bulunmayacaktır. Kırsal alanlar şehir hayatından uzak ve az gelişmiş olduğu için özel sektörün burada yapacağı yatırım yoresel halkın piskolojisine i olumlu etki ecektirözellikle bu projenin bölgede ilk ve tek olması diğer yatırımcılarada teşvik mahiyetinde olacaktır Proje sahibi projenin insaat işletme gibi ilgili tüm safhalarında mümkün olduğunca cok sayıda yöresel elemandan faydalanmayı istemektedir. Proje fosil yakıt kullanımını ve ithal yakıt miktarını azaltarak milli elektrik üretimine katkı sağlayacağındandöviz rezervine katkı sağlıyacaktır 29. Proje bölgede başka rüzgar projesi olmadığı için benzer projelerin oluşmasına öncülük edecekve ayrıca benzer projeler için yüksek teknolojinin metodlarının yayılmasına katkıda bulunacaktır.proje sahibi, daha planlama safhasında ölçüm direği,3boyutlu arazi ölçüm araştırması,stereo harita çalışması gibi son teknolojik ekipman ithal etmektedir. Proje son model teknolojik rüzgardan elektrik üretim ekipmanı kullanacaktırbu sistemlerin kullanılbilmesi ve bakımıları için santral personeli eğitilecek v eve güven kazandırılacaktır. Dısardan gelecek olan eğitim profesyonel yardım ve eğitim alacak personel sayısı izleme parametrelerinden biri olacaktır. 29 19 http://www.teias.gov.tr/istatistik2009/23.xls

page 11 A.3. Proje sahibi: İlgili tarafın adı(*) ((evsahibi ülke) evsahibi tarafı belirler) Türkiye cumhuriyeti TABLO 2: Özel ve /veya tüzel kuruluş Proje sahibi(*) OLGU ENERJİ YATIRIM ÜRETİM VE TİCARET A.Ş. Proje sahibi Evsahibi ülke projeye tarafmı Evet/Hayır Hayır CDM yöntem ve usullerine göre validasyon aşamasında CDM Proje dizayn dökümanı halka acık olacaktır. Olgu Enerji Yatirim Üretim ve Ticaret A.S.projenin elektrik üretim lisansına sahip olan firmadır.lisansa gore system bağlantı anlaşması ve dinar rüzgar santralinde elektrik üretimi hakkı karbon kredisi kullanımı Olgu Enerji firmasına verilmiştir. Başkaca hiçbir kurum kuruluş dağıtım şirketi Evsahibi ülke bu projeye katılamaz Borga Karbon bu projenin karbon danışmanı, mevcut durum ve izleme metodlarını geliştiren firmadır A.4. Projenin teknik açıklamaları: A.4.1. Projenin konumu: A.4.1.1. Ev sahibi : Türkiye cumhuriyeti A.4.1.2. Bölge/şehir.: Ege bölgesi Afyonkarahisar A.4.1.3. Şehir/kasaba/Köy.: Dinar A.4.1.4. Detaylı fiziki konum

page 12 Dinar Afyonkarahisara 106 Km mesafededir.şehir yüksek dağlar ile çevrili platodadır.şehir yüksek rakımlı ve deprem kuşağındadır.jeolojik olarak zengin maden kaynaklarına sahip ayrıcada jeotermal kaynaklara sahiptir.hızla endüstriyelleşmesine rağmen halkın çoğunluğu tarım ve hayvancılık ile uğraşmaktadır.iklimi kışları soğuk ve karlı yazlarıda rüzgarlı ve ılıktır.proje sahası deniz seviyesinden 1540-. 1700 metre irtifadadırve arazi oldukca homojen bir yapıya sahiptir Proje sahasında yapılmış veya yapılması planlanan herhangi bir milli park kamuya acık alan veya radar antenleri yoktur.direklerin pozisyonkları rüzgar yönü enterferansına sebep olacaktır. Arazi yükskte olduğu için sehirleşmeye veya tarıma müsait.dolayısı ile kısa veya uzun vadede rüzgar rejiminin etkilenmesi öngörülmemektedir.türbin direklerinin UTM koordinatları aşağıdaki tabloda verilmiştir TABLO 3: ŞEKİL 3: 1/25000 lik haritada türbin pozisyonları

page 13 ŞEKİL 4: Projenin bulunduğu şehir ve kasaba

page 14 A.4.2. Projenin katagorileri: UNFCCC CDM internet sitesinden Kayıtlı CDM projeleri katagorisine gore, Dinar RES : Kapsam no: 1, Sektörel alan : Enerji üretimi,yenilenebilir kaynak. 30 Tip I:Yenilenebilir enerji projeleri Kategori.: Şebekeye enerji veren yenilenebilir enerji teknolojileri. Bu katagori fosil yakıttan elde edilen veya edilebilecek enerjinin yerine gececek ve şebekeye enerji verebilecek güneş,jeotermal,dalga,rüzgar,biokütle gibi yenilenebilir enerji üretimidir A.4.3. Projenin kullanacağı teknoloji Proje ENERCON E -82 tipi 2000 Kw lık dişlisiz üç kanatlı türbin kullanacaktır.kanatlar pitch kontrollu değişken hızlıdır.bu sebepten ötürü kanatların hücüm kenarlarında kirlenme olmaz ayrıcada türbülanslardan etkilenmezler.kanatlarda dış koşullardan etkilenmeyi önleyici boya vardır.poliüretan bazlı bu kat solma aşnma kimyasallardan etkilenme gibi faktörlere cok dayanıklıdır.78 108 metrelık aks yüksekliği ve 82 m çapındaki kanatları ile türbinin hakim rüzgarı kullanarak verimli çalışmasını sağlar.cıkış, değişken hız sayesinde E-82 maksimum verimi temin ederek tam ve parsiyel yük lerde aşırı çalışma yüklerini engeller ayrıca istenmeyen yükselmeleri önleyrek şebekeye yüksek kalitede enerji verir.elektromanyetik enterferansa sebep olmaz ve kanatlar düşük aerodinamik gürültü yapar. Projenin teknolojik karakteristiklernin değerlendirmesi aşağıdaki kıstaslar ile yapılmıştır: Rüzgar karakteristikleri Türbin özellikleri ve performans değerlendirmesi Garanti şartları ve ekonomik ömür Prformans Enterkonekte sisteme bağlantı özellikleri En az çevresel etki Yaygın bakım onarım imkanları Çalışma emniyeti 30 http://cdm.unfccc.int/doe/scopelst.pdf

page 15 ŞEKİL 5: Toplam 50 MW kurulu güç elde edebilmek için 2 MW lık 25 adet türbin kullanılması planlanmıştıraşağıdaki tabloda teknik bilgiler verilmiştir: TABLO 4: Paramete Birim Değer Gross Yıllık enerji üretimi: kwh/y 180,113,080 Net Yıllık elektrik üretimi: kwh/y 172,065,964 Kayıp: % 4.47 Gros Kapasite faktörü: % 41.12 Hava yoğunluk faktörü kwh/y 146,501,877 uygulamasından sonraki yıllık üretim Türbin çaşışabilmesi: % 2 Ara istasyon kaybı: % 0.5 Nakil hattı kaybı: % 0.5 Buzlanma: % 0.5 Şebekeye verilen net elektrik miktarı kwh/y 141,429,011

page 16 Net kapasite faktörü: % 32.28 Türbin devreye girme rüzgar hızı m/s 2 2.5 Türbin devreden çıkış rüzgar hızı m/s 2 22-28 Çalışma rüzgar hızı m/s 2 12 Hız kontrol - Pitch Dinar rüzgar santrali 8 km mesafedeki trafomerkezine bağlanacaktır(yüksek voltaj 154 kv). Proje ile ilgili altyapı yöresel firmalar tarafından yapılacaktır. RÜZGAR VERİMLİLİĞİ VE ELEKTRİK ÜRETİMİ: Rüzgar ölçümleri RESEL mühendislik tarafından WAsP 9.01.0000 kullanılarak yapılmıştır.rüzgar modellemesi bölgenenin topografik yapısı,yuzey pürüzlülüğü,engeller,gibi veriler kullanılarak yapılmıştır. Rüzgar ölçümü iki yıl boyunca NRG sistemi kullanılarak 10 20 ve 30 m lik yüksekliklerde ölçüm yaplmıştır 31 ayrıca geriye dönük veriler Devlet meteoroloji istasyonun alıniştir 32.Bu data istatistik parametreler kullanılarak değerlendirme yapılmıştır. Rüzgar ölçümleri halihazırdada 80 ve 30 metrelik iki ölçüm direği ile devam etmektedir A.4.4. Kredilendirme peryodu süresince emisyon azaltım miktarı tahmini: Kredi peryodu başlangıçı ve emisyon azaltımı şebekeye verilecek elektriğin ilk gününden başlar.ilk 7 sene 1 ocak 2013 ile 1 ocak 2020 arasında olacaktır. İlgili metodolojiye gore (bölüm B detayları verilmiştir)141429011 GWs/y elektrik üretimi ile co2 azaltımı 97586 ton olacaktır: TABLO 5: Kredilendirme peryodu süresince tahmini emisyon azaltımı Yıllar Ton cinsinden tahmini CO2 azaltımı 2013 97,586 2014 97,586 2015 97,586 2016 97,586 2017 97,586 2018 97,586 2019 97,586 2020 97,586 Yoplam tahmini azaltım (ton CO 2 ) 683,102 Toplam kredilendirme yıl sayısı. 7 31 www.eie.gov.tr 32 www.dmi.gov.tr

page 17 Kredilendirme süresince tahmini yıllık ortalama 97,586 A.4.5. Proje için kamu katkısı: Projeye kamu katkısı veya ODA katkısı bulumamaktadır SECTION B. İzleme ve mevcut durum için metodoloji uygulaması B.1. İzleme ve mevcut durum için uygulanacak metodolojinin başlığı ve referansı: Halihazır durum belirlenmesi için resmi ACM0002 version 12.1.0 metodolojisi, 26 Kasım 2010 tarihinde CDM komisyonunca onaylanmış Geçerliliğini koruyan şebekeye bağlı yenilenebilir kaynaktan elektrik üretimi halihazır durumu 33. Bu metedoloji aşağıdaki araçları içerir: 1. Elektrik sistemleri için emisyon faktörü hesaplamas; 2. Katkısallık değerlendşirmesi ve gösterilmesi; 3. Halihazır durumu belirleme ve kathısallığın gösterilmesi; 4. Fosil yakıt nedeni ile oluşacak CO2 kaçağı nın hesaplanması. Halihazır durum için 1 ci madde katkısallık için 2 numaralı madde kullanılmıştır Madde 3 ise her ikisinide kapsadığı için kullanılmamıştır. Rüzgar santralı için kacak olmadığından 4 cumaddede kullanılmamıştır. B.2. Metodolojinin seçim nedeni ve bu projeye uygunluğunun sebebi: Proje için ACM0002 uyarlama 12.1.0 metodolojisinin seçimi projenin metodolojinin uygulanabilirlilik kriterlerini sağlamasıdır : Dinar rüzgar santrali şebekeye bağlı yenilenebilir enrji üretim tesisi olarak yeni türbinler ile kurulacağı bölgede başkaca bir benzer santralin olmadığı noktada uygulanacaktır (yeşil arazi ); Proje fosil yakıttan yenilenebilir enerji sistemine dönüşen bir proje değildir. B.3. Proje sınırlarındaki kaynakların ve gazların tarifi: Proje elektrik üretebilmek için rüzgar gücünü kullanacaktırrüzgardaki kinetic enerji elektriğe dönüştürülerek şebekeye verilecektir.projedeki yedek jenertörler sadece sistem çalışmadığında ve şebekeden elektrik alınamadığında kullanılacaktır. Projenin genel çalışma diagram aşağıda verimiştir: 33 http://cdm.unfccc.int/usermanagement/filestorage/va17em2pndjwbtfy34kgrlzo68s9uq

page 18 ŞEKİL 6: ÇALIŞMA DİYAGRAMI Proje sınırı Metodolojiye gore projenin sınırları tesisin kendisi ve bu tesisin bağlanıcağı şebekeye bağlı olan diğer tüm tesisleri ihtiva eder. Proje sınırlarındaki ve bu tesisin çalışmasından kaynaklanan dahil edilen veya edilmeyen seragazları ve kaynakları aşagıdaki tabloda verilmiştir : TABLO 6: Proje sınırları içindeki dahil olan veya olmayan emisyon kaynakları Mevcut durum Kaynak Gaz Dahilmi? Gerekçe/Acıklama ACM0002 uyarlama 12.1 e gore 069 tco2/mws CO 2 Evet lemisyon faktörü ilesadece CO2 elektrik üretimi için sözkonusu olmalıdır. Fosil yakıtı tesisler (Proje CO salınımı yapan fosil yakıtlı santrallerin yerini alacaktır ) CH 4 Hayır Cok küçük değer metodoloji kale almıyor N 2 O Hayır Çok küçük değer

page 19 Proje DİNAR rüzgar santrali inşası ve işletimi safhalarında ki emisyonlar CO 2 CH 4 N 2 O Hayır Hayır Hayır metodoloji kale almıyor Çok küçük değer metodoloji kale almıyor Çok küçük değer metodoloji kale almıyor Çok küçük değer metodoloji kale almıyor B.4. tarifi: Mevcut durum senaryosunun belirlenmesinin açıklanması ve mevcut durum seneryosunun Mevcut durum senaryosunun belirlenmesi Metodolojide açıklandığına gore eğer proje şebekeye bağlı yenilenebilir enerji kaynağı ise mevcut durum aşağıdaki gibidir: CM hesaplamalarında elektrik sistemleri için emisyon faktörü hesaplama aracı gösterildiği gibi eğer bu proje olmasaydı sisteme elektrik başka kaynaklardan veya başkaca yeni yapılacak tesislerden sağlanacaktı. Mevcut durumu tariff edebilmek için (bu projenin olmaması halındeki durum) da Türkiyenin uzun vadeli elektrik ihtiyacı ve elektrik beslemesi aşagıda acıklanmıştır TABLO 7: Ana kaynaklar dan Türkiyenin kurulu güc kapasitesinin gelişimi (MW) 34 34 http://www.teias.gov.tr/istatistik2009/index.htm

page 20 TABLO 8: ana kaynaklardan Türkiyenin gros elektrik elektrik üretimi gelişimi (GWh) 35 Türk milli enerji arz ve talebinin gelecekteki durumu 36 : Global ekonomik krizden önce TEİAS ın 2008 yılı itibarı ile ileriye dönük elektelektrik üretimi tahmini 2010 yılındaki ihyiyacı karşılayamayacak seviyeyde idi..ama 2009 yılı ileriye dönük tahmini krizin ülke çapında yayılması ve enerji ihyiyacının azalması sebebi ile 2010 açiğida da azalma göstermiştir. Turkıyenin 2011 yılında krızın etkisinden kurtulacağı ve 2008 yılındaki ekonomik durumu yakalayacagı düşünülmektedir.böylece 2011 yılı ihtiyaç 198000 GW s yani 2008 değeri olacaktır. %5.5 ve %4.5 lik İki ayrı büyüme senaryosu düşünüldüğünde Türkiyenin 2020 yılındaki enerji ihtiyacı aşağıdaki gibi olacaktır. Bu değerlendirmede mevcut lisanslı projelerin % 10 nun daha önceden belirlenen zamanlarda çalışır olacağını düşünmek gerçekçı olurmu Buna gore arz talep aşağıda verilmiştir TABLO 9: Elektrik arz ve talebi (GWs) yıılar 2011 2015 2020 Arz 218,716 228,608 228,857 Talep 198,000 246,320 314,370 Fark 0 17,712 85,513 35 http://www.teias.gov.tr/istatistik2009/index.htm 36 http://www.dektmk.org.tr/upresimler/enerji_raporu_20106.pdf

CDM Executive Board page 21 Türkiye gelişmekte olan bir ülke olduğu için sürekli olarak ileriye dönük elektrik ihtiyacı artarak devam edecektir.türkiyedeki mevcut durum alternative enerjinin geçmiş yıllardan edinilen tecrübeye gore yavaş arttığı kale alındığında ileriki açığı kapatmak için termal güclerden faydalanmasını artması beklenmektedir. Neticede bu projenin hayata geçmemesi ile bu açık ileride ya mevcut sistemden yada ilave olacak termal santraldan sağlanacağı için sera gazı yaılımı kacınılmaz olacaktır.böylece alternative realistic ve kredibildir.bunula beraber pazarın rekabetinden ötürü kamuya acık bu projeyi mukayese edecek bilgi yoktur. ŞEKİL 7: Türk enerji üretimi 37 TEİAŞ tarafından 2008-2018 yılları aralığnda 2012 yılından itibaren 2008 toplam kurulu güç 41821,2 MW 38,kale alındığında yıllık enerji kullanımı %7.5 ile %6.7 arasında olacaktır Eğer hiç bir yeni santral kurulmaz is eve ihtiyaç mevcut santraller ile karşılanırsa 2011 yılında açık -%4.1 olacak ve sürekli artacaktir. Eğer mevcut inşaat halindeki santrallar sadece yapımı biter ve devreye girer ise acık -%3.0 olacaktır. Eğer inşşat halindeki vede şu anda lisansı çıkmış projelerin hepsi aynı anda devreye girer ise acık 2015 yılına ötelenecek ve %-3.5 olacaktır 2020 yılına kadr acık kapanması için 56000MW ekstra kurlu güce ihtiyaç vardır. 37 http://www.enerji.gov.tr/index.php?dil=tr&sf=webpages&b=elektrik&bn=219&hn=219&nm=384&id=386 38 http://www.teias.gov.tr/projeksiyon/kapasiteprojeksiyonu2009.pdf

page 22 ŞEKİL 8: 2005-2020 yılları için Türk elektrik sisteminde aşırı yük ve harcama 39 ŞEKİL 9: Termal,yenilenebilir ve toplam kurulu güç gelişmesi 40 Yukarıkı analızlerin sonucu olarak (mevcut durumun devan etmesi) neticesinde a) Türkiyenin enerji ihtiyacı son on yıldır artmakta ve en az ileriki on yıldada artacaktır. 39 http://www.teias.gov.tr/apkuretimplani/veriler.htm 40 http://www.dektmk.org.tr/upresimler/enerji_raporu_20106.pdf

page 23 b) Mevcut sistemler, lisans almış tesisler,insaat halindeki tesislerin hepsinin aynı anda işletime girmesi açığı sadece 2014 ün ötesine atacak, ama açık devam edecektir dolayısı ile elektrik üretimi yatırımlarına şidetle ihtiyaç olacaktır c)f osil yakıtlar orta vadede payın %70 ni kapsayacak ve dominant olacaktır.hidrolar %29.2 ve rüzgarlar ise sadece %1.2 olaaktır Mevcut durum CM hesaplamaları bölüm B.6.ddır B.5. Sera gazı salınımlarının CDM kayıtlı projelerinin olmaması halinde nasıl azaltılacağının tarifi (katkısallığın gösterilmesi ve değerlendirmesi) ): Projenin emisyon azaltımlarnın katkısallığının projenin olmaması halindeki neden ve niçinleri geçerli metodolojinin ((katkısallığın değerlendirilmesi ve göstrilmesi araçları) adımları. Adım 1. Mevcut kanun ve regulasyonlara bağlı olarak projenin alternatiflerin belirlenmesi : Gerçekçi ve kredibıl alternative senaryolar için araçtaki senaryolar değerlendirilmiştir: Alt adım 1a Projenin alternatifleri a)projenin GS VER projesi olarak başlamaması Bu alternative proje sahibinin projede herhangi bir risk olmadıgını görmesi ve GS VER kredisiz olarak finansal olarakta cazip olmasıdır Ama analizler göstermektedirki proje GS VER kredileri olmadan verimli değildir. Detaylı açıklama adım -3 de verilmiştir. c) Metodoloji kullanılarak GS VER projeye aynı kalitede aynı özelliklerde ve aynı mekanda alternatif olabilecek gerçekçi elektrik üretebileceksenaryoların belirlenmesi d) Afyonkarahisar sehrinin işetimdeki kurulu gücü 19,39MW olup aşağıdaki santralleri kapsar 41 : TABLO 10: Proje Sahibi Yakıt tipi Kurulu güç (MW) Elektrik üretimi (kwh/y) Alkim Alkali Kimya Kömür 3.39 20,736,000 A.S. Turkiye Seker Linyit 13 23,695,000 Fabrikalari A.S. Metak Enerji ve Tic. Dinar II HES 3 16,000,000 A.S. TOPLAM 19.39 60,431,000 41 www.epdk.gov.tr

page 24 Yukarıda görülebileceği gibi şehrin mevcut gücü nerdeyse bu projenin yarısı kadardıryakıt durumu göz önüne alındığında üretim in buyük kısmı termal enerjidir ama proje rüzgar enerjisi kullandığı için seragazı salgılamamaktadır Finansal durum göz önüne alındığında sadece Alkim Alkali kimya A.Ş. özel sektördür. Yatırm olarak bakıldığında ise kapasite teknoloji ve yakt tipi göz önüne alındığında çevre dostu bu projeden cok farklıdır Türkiye şeker fabrikaları A. Ş. Ise devlet kuruluşu olup yakıt tığı kapasite olarak bu projeden çok farklıdır. Yöredeki tek yenilenebilir enerji sanrtrali Metak Enerji A. Ş. Ya ait olan DİNAR II HES dir. Kapasite ve finansal analiz acısından bu projeden cok farklıdır.bu tesis yap işlet devret şeklindedir.bu sistemde yatırımcı finans kullanarak devletten veya özel sektörden belli bir süreliğine işletmeyi alır ve kullanır ve sona iyade eder.bu sistem yatırımcının yaptığı yatırımı harcadıgı bakım onarım ve işletim masraflarını kurtarmasını ve geri almasını sağlar.gizlilik arz eden Kontrat ile tesis belli bir sure sonar devlete iade edilir.bu model devletin üzerinden tesis yapma yükünü kaldırır.bu tip tesislerin bu proje gibi lisans alma zorunluluğu yoktur. Metak Enerji ve Tic. A.S. tesisi 15 yıl işletecek ve 2015 de devlete devredecektir 42. Türkiyenin üretiminin %18.5ni kapsamasına ve yurt çapında yaygın olmasına rağmen bölgenin su acısından verimli olmaması sebebi ile sadece bir HES vardır 43. Bölge rüzgar atlasındada belirtildiği gibi rüzgar acısından oldukca verimli olduğu için dört proje daha lisans almıştır 42 http://www.hesiad.org.tr/metakenerjibilgi.htm 43 Şekil 7: Türkiye enerji dağılımı

page 25 ŞEKİL 10: Türkiye rüzgar atlası 44 Sonuç olarak bölgeelektrik üretimi için hidro tesislere uygun olmadığından çevre dostu diğer alternatifler proje sahibi için mümkün değildir c) Mevcut durum devam etmesi(proje veya başka alternatifin olaası) ve şebekeye mevcut miktar elektriğin verilmesi. Bu senaryo şu anki durumu gösterir. Ama gerçekci bir senaryodur.bunula beraber mevcut systemin coğunluğu doğal gaz, kömür ve linyittenoluşmaktadır 45 ;0,69 luk emisyon faktöründende anlaşılacağı gibi büyük oranda sera gazı yaymaktadır 46. Bu durum bu proje için mevcut durum senaryosudur 44 Proje tanıtım dosyası Eylül 2009. Iste halinde görülebilir. 45 Şekil 7 e bakınız Türk enerji kaynağı yüzdeleri. 46 Emisyon hesaplamaları bölüm 3 e bakınız

page 26 B4 tede anlatıldığı gibi elektrik ihtiyacını karşılamak için tesis yatırımına ihtiyaç vardır ve DİNAR RES yapılmaz ise bu miktardaki enerji başka bir özel veya cevlet kuruluşunca sağlanacaktır 2017 tahminlerine gore %70 I bulacak olan fosil yakıt ile sağlanacaktır Alt adım 1-a nın neticesi: Böylece proje için iki gerçekçi senaryo vardır : a) Projenin GS VER siz gerçekleşmesi. c) Mevcut durumun korunması (projeninveya diğer alternatiflerin gerçekleşmemesi )Ve şebekeye aynı miktarda elektrik verilmesi. Alt adım 1b.Zorunlu kanun ve regulasyonlara uyma Netice olarak alt adım 1a daki acıklamalarda yukarıda anlatılan alternative senaryolar teknik olarak verimli ve mevcut Türkiyenin durumu ile uyumludur.rüzgar santralı inşaa etmek inşaa etmemek Netice olarak alt adım 1ave 1b deki acıklamalarda yukarıda anlatılan alternative1 ve 2 nolu senaryolar teknik olarak verimli ve mevcut Türkiyenin durumu ile uyumludur. Proje türkiyenin rıza gösterdiği mevcut durumununa uyum sağlamaktadır. Proje aşagıda gösterilen kanun nizam ve kaidelere uygun olarak başlatılmıştır: 12.08.1993 tarihli ve 93/4789 sayılıi hükümet karaı ile TEK, TEİAŞ ve TEDAŞ tan müteşekkil olarak türk elektrik kurumu olarak Kabul edilmiştir 21.01.2000 tarihli 4501 sayılı kanun ile enternasyoal tahkimkomitesi kurumun içinre yerleştirilmiştir. Bu komitenin ana görevi altyapı kurabilmek için Birleşmiş milletler e uygun olarak mevcut elektrik kurallarını kullanarak sektörde incelemeler yaparak uygun olabilecek yeniden yapılanmayı hazırlamaktır. Bunun neticesi.olarak 20.02.2001 tarihli 4501 sayılı kanun çıkartılmıştır bu kanunun amacı özel kurallar ilefinansal olarak güçlü karalı açık ve kullanıcıya ucuz verimli ve çevre dostu rekabetçi bir elektrik pazarı olışturmaktır. Özel sektöre ait firmalarında katılması ile bu rekabetçi Pazar elektrik firmalarının finansal olarak,teknik olarak hukuki olarrak düzenlenmesini hedeflemiştir. 2001 yılında EPDK 47 yeni güç pazarının yapılandırılması için kurulmuştur. EPDK tüm yeniden yapılanmada ve tüm güç reformunda Pazar kurallarında buyuk rol oynamıştır.ilk adım olarak hükümet özel sektörü bu işe girmesi için teşvik etmiştir.1 ocak 2005 den beri EPDK tarifeleri ve proje yatırımlarını control etmektedir. 29 aralık 2010 tarihi itibarı ile yenilenebilir enerji kaynakları ile ilgili yani düzenlemeler yapılmıştır Tarifeyegöre elektrik birim fiyatı Euro yerine Dolar cent olarak belirlenmiştir. Hidro elektrik ve rüzgar santralleri için 7,3 cent, jeotermal üniteler için 10,5 cent,bikütle santralları ve güneş enerjisi santralleriiçi 13,3 cent olarak belirlenmiştir.18/0/2005 te işletmede veya kurukum aşamasındaki santrallar 31 aralık 47 www.epdk.gov.tr

page 27 2015 e kadar 10 yıllık alım garantisi verilmiştir. Ayrıca ekipman makina techizat gibi aksamları yerli üretim olan asantrallara ayrıca yerli techizatlı tesis olarak 0,4 ila 2,4 cent arası ilave olacaktır. 48 Yukarıdan da anlaşılacağı üzere türk elektrik sistemi devlet tekelinden cıkıp özel sektöründeteşvik edilmesi ve katılımı ile Pazar tipi sisteme dönüşümün başlangıç aşamasındadır.bütünn belirsizlikler ve dengesizlikler ve reformlar yatırımcıları Türkiyede riskli bir işe sokmaktadır. Böyleceeski teknoloji kömür kullanımlı santral yapımı hem Daha kısa sureli inşaat süreci hem yakıtın bolluğu ve de birim maliyetitn düşüklüğü nedeni ile yatırımcılara cazip gelmektedir. Yukardaki bilgilere göre mevcut elektrik piyasasında yukarıda verilen alternatifler gercekci ve güvenilir proje girişimleridir Türkiyedeki yenilenebilir enerji yatırımları içinaşağıdaki kanun ve nizamlaruygulanmaktadır : Elektrik pazarı kanunu 49 Elektrik üretimi için yenilenebilir enerji kaynakları kullanımı kanunu 50 Enerji verimliliği kanunu 51, Orman kanunu 52, Çevre kanunu 53 Elektrik üretiminde su kullanımı anlaşması imzalanması için kuralları veyöntem CED yönetmeliğit 55 54 Adım 1b nin neticesi:adım 1 a da acıklanan projenin alternatifleri ülkedeki ve UNFCCC mecburi kıldığı tum kanun ve yönetmelıklerine uyumludur. Aşağıdakı adımda projenin finansal analizi ne gore projever kredisiz finansal ve ekonomik olarak cazip değildir. Adım 2. Bariyer analizi Katkısallıgın değerlendirilmesi ve gösterilmesi aracına gore (tip 05.2) adım 2 uygulanamaz (sadece adım 3 seçilmiştir) Adım 3 yatırım analizi Projenin finansal ve ekonomik değerlendirmesinin yapabilmek için yatırım analizi yapılmıştır.bu tip projeler için Türkiyede kamusal destek veya ODA yoktur 48 www.epdk.gov.tr 49 Kanun no 4628, tarih 03/03/2001, http://www.epdk.gov.tr/english/regulations/electricity.htm 50 Kanun no 5346, tarih 18/05/2005, http://www.eie.gov.tr/duyurular/yek/lawonrenewableenergysources.pdf 51 Kanun no 5627, tarih 02/05/2007, edhttp://www.eie.gov.tr/english/announcements/ev_kanunu/enver_kanunu_tercüme_revize2707.doc 52 Kanun no 2872.Resmi gazete No:18132 11/08/1983. 53 Kanun no 2872. Resmi gazete No:18132 11/08/1983. Istenildiğinde verilebilir. 54 Milli gazette 25150, 06/06/2003 55 Milli gazete 26939, 17/07/2008

page 28 Dinar rüzgar santrali için yatırımcı %15 kapital ve %85 kredi kullanacaktır.yatırım analizinin amacı projenin bu haliyle en ekonomik ve finansal olarak cazipmi yoksa VER kredisiz olarak diğer alternatiflerinden daha mı az cazip olduğunun taspitidir yatırım analızı için aşağıdaki adımlar kullanılmıştır Alt adım 3 a : uygun analiz metodunun seçilmesi Katkısallıgın değerlendirilmesi ve gösterilmesi için (tip 05.2.1) araclarında üç metod gösterilmiştir.bunlar : Basit maliyet analizi (Opsiyon I),yatırım mukayese analizi (Opsiyon II) ve eşik kıyaslama analizi (Opsiyon III). Opsiyon I: Basit maliyet analizi.bu analiz eğer proje VER kredileri dısında bir ekonomik kar sağlamıyor ise kullanılır ancak bahsekonu proje elektrik üretip şebekeye satabildiği için bu metod bu projeye uygun değildir Opsiyon II: Yatırım mukayese analizi.yatırım analizi kuralları (uyarlama 05 ) ek 5 de belirtildiği üzere bu şık kullandırıltırmamaktadır 56. Sebep ise mevcut durumun devam etmesidir yani şebekeye elektrik sağlanması ve yeni bir güç yatırımı olmamasıdır. böylece eşik kıyaslama analizi yaklaşımı mevcut durumun proje sahibi ile ilgisi olmadıpğından veya bu konuya yatırım yapılmadığından en uygun analiz şeklidir yani seçenekler yatırımı yapmak veya yapmamaktır. Opsiyon III: Eşik kıyaslama analizi: Araçlardada gösterildiği gibi iç karlılık oranının tespit edilmesinden sonra projenin özellikleride göz önüne alınarak pazardaki parametrelerde kale alınarak değerlendirilecektir Bununla beraber bu finansal analiz proje sahibinin karlılık beklentisine veya riskine bağlanmamalıdır Alt adım 3 b: Opsiyon III. Eşikkıyaslama analizi uygula Katkısallığın değerlendirilmesi ve gösterilmesi aracları alt adım 2b madde 6 paragraf a da belirtildiği gibi Indirim oranları ve eşik devlet tahvilleri uygun risklerle arttırılarak proje tipi ve özel sektor yatırımı göz önüne alınarak finans eksperi veya resmi yayınlar kullanılarak yapılmıstır Bağımsız finansal analiz eksperine gore Dunya bankası raporu 1 mayıs 2009 tarihli proje tahmini öz kaynak iç karlılık sınırıtürkiyedeki rüzgar projeleri için %12 olarak verilmiştir 57. Yatırım analizleri Ek 5 madde 10 da öz sermaye iç karlılığı öz sermaye nin dönüşü için eşik olarak verilmiştir. Analiz dünya bankası eşiğinin projenin iç karlılığının mukayesesi olacaktır 56 http://cdm.unfccc.int/reference/guidclarif/reg/reg_guid03.pdf 57 Worldbank - Project Appraisal Document on a IBRD Loan and a Proposed Loan from Clean Technology Fund to TSKB and TKB with the Guarantee of Turkey, May 2009 (http://wwwwds. worldbank.org/external/default/wdscontentserver/wdsp/ib/2009/05/11/000333037_20090511030724/rendered/pdf/468080pad0p112101official0use0only1.pdf sayfa 80, paragraf 29 sayfa 81, Tablo 11.5) ekran çıktısı için ek 10 bakınız.

page 29 Alt adım 3c: iç karlılık hesabı ve mukayesesi Projenin iç karlılığı hesaplanmasındaki varsayımlar. TABLO 11: Finansal analiz için very ve göstergeler: Parametre birim Değer Veri kaynağı Kurulu güç MW 50 Lisans 58 Net elektrik üretimi kwh/y 141,429,011 FSR 59 Elktrik satış fiyatı cent/kws 5.5 FSR finansal analiz bölüm 1 Toplam yatırım EUR 61,203,288 FSR Finansal analiz bölümü tablo 1 Kredi EUR 52,022,795 FSR Finansal analiz bölümü tablo1 EUR 5,202,279 FSR Finansal analiz Anapara ödemesi Geri ödeme bölümü tablo 5B 10 years süresi Topllam faiz ödemesi EUR 15,117,720 FSR Finansal analiz bölümü tablo 6 Kredi masrafı EUR 2,297,752 FSR Finansal analiz bölümü tablo 5 Öz sermaye EUR 9,180,493 FSR Finansal analiz bölümü tablo 1 Yıllık bakım Onarım işletme FSR Finansal analiz EUR 864,353 masraıf bölümü tablo 3 Tıllık değer Miktar EUR 2,972,242 FSR Finansal analiz kaybı süre Yıl 20 bölümü tablo 3 Yıllık elektrik transfer ücreti TL/MW 2,115 EPDK narhı 60 3 Mayıs, 2010 döviz kuru Merkez bankası 61 EUR/TRY 1.96 (FSR Tarihi) Yıllık elektrik transfer ücreti EUR 53,954 Iç karlılık oranı çalışma kitabı Gelir vergisi oranı - 20% Gelir vergisi kanunu 62 58 EK 5: Lisans 59 Ekran cıktısı için Ek 9. 60 2010 yılı için elektrik fiyatları, Sayı: 2360, Tarih: 24/12/2009 www2.epdk.org.tr/tarife/elektrik/iletim/2360/2360.doc 61 http://www.tcmb.gov.tr/yeni/eng/ (Kur oranları arşiv) 62 http://www.gib.gov.tr/index.php?id=469

page 30 İlk kredilendirme peryodu süresi Yıl 7 VCS Ortalam 2009 VER Fiyatları EUR 7.1 Bloomberg New Energy Finance 63 Yıllık azaltım tco 2 e 97,586 PDD Bölüm B.6 Emisyon faktörü tco 2 e/mws 0.69 PDD Bölüm B.6 Önemli notlar: *İç karlılık ve eşik hesaplarında enflasyon kale alınmamıştır 25332 sayılı 30/12/2003 tarihli Resmi gazetedeki birinci ve ikinci maddeleri 2004 ve ileriki yıllar için enflasyonun hesaplanmasını öngörmektedir.bununla beraber Türkiyedeki IFRS (uluslar arası finansal raporlama sistemi standartları) 64 2005 yılı itibarı ile 5024 sayılı kanundaki enflasyon ayarlamaları kale alınmamıştır 65. Boylece finansal işlemlerde Yürkiyede enflasyon kullanılmamakata dolayısı ile bu projedede kullanılmamıştır. *İç karlılık hesaplalamalırnda dağıtım firmasına elektrik satışlarında KDV de kullanlılmamıştır.faturalandırmalarda %18 KDV yazılmasına rağmen aylık faturalandırmalarda proje sahibi KDV yi kendi ödeyeceginden mahsup etmektedir bu yüzden iç karlılık hesaplamamlarında KDV hesaba katılmamıştır 66 İç karlılık hesaplamalarına göre 67, VER kredili ve kredisiz öz sermaye iç karlılıkları aşağıda verilmiştir. TABLO 12: Parametre VER siz kazanç VER li kazanç Eşik değeri Öz sermaye iç 7.03% 8.63% 12.00% karlılığı Dinar rüzgar santralı için iç karlılık yukardaki prametreler ve kredisiz olarak %7,03 dür.öz sermaye iç karlılığı projenin nakit akışına gore yapılmıştır. Ek 5 yatırım analizi ve değerlendirmesi ne gore Enerji satışı geliri nakit projenin nakit akışı olup işletim ve bakım, gelir vergisi yatırım maliyeti olark alınmış ve öz sermayeden karşılanmış ve sadece servis maliyeti nakit cıkışı olarak alınmıstı. Ek in 3 cü ve 4cü paragraflarına gore değerlendirme için 20 sene yeterlidir.belirtildiği gibi projenin değeri değerlendirmede nakit akışı olarak eklenmiştir. 63 Rapor istenildiğinde verilebilir. Tarih 14 ekim, 2010. Ek 7 de ekran cıktısı verilmiştir VER fiyatı : $10.4. : EUR/USD paritesi -1.4083 http://www.tcmb.gov.tr/yeni/eng/ (kur değerleri arşiv) 64 www.tmsk.org.tr/.../tmsk-26102006xvii1muhkongresikonusmatasing.doc 65 http://www.tcmb.gov.tr/yeni/mgm/denetim2005/thping2005.pdf 66 Başka bir firmanın Mart 2011 elektrik satış faturaları ve vergileri beyannameleri istek üzerine temin edilebilir. 67 Istek üzerine iç karlılık hesaplaması temin edilebilir.

page 31 Amortisman gros gelirin hesaplanmasında eşik değerlendirmesinde öz sermaye ile vergi sonrası nda gelir vergisi hesaplandığı için dğerlendirmeye katılmamiştir. Gelir vergisi hesaplamalarına Kredi faizi etkisi nedeni ile vergi sonrası eşiği katkısallık gösterilirken öz sermaye iç karlılığı hesaplanmıştır. %12 lik eşik değeri %7.03 lük iç karlılık mukayese edildiğinde proje yatırımcı için en avantajlı seçenek değildir..karbon gelirleri nakit akışına eklendiğinde iç karlılık %8.63 e cıkmaktadır ve proje cazip hale gelmektedir.bununla beraber proje sahibi yatırımn büyük bölümünün kredi olması ve sermayenin 11 20 yılda geri ödeneceğini düşünerek karı uzun dönemde beklemektedir.diğer taraftan Ver yatırımcıya kredi geri ödemesinde büyük fayda sağlayacaktır. Proje sahibi keza VER sayesinde aşağıdaki avantajları elde edecektir. Enternasyonal alanda sera gazı salınımı azaltılması ve ekonomik işbirliği yatırımcıyı pozitf etkileyecektir Projenin yeşil imajı ve temiz enerjiye katkısı ve Türkiyede elektrik üretimi çeşitliliği paydaşların güveninin ve vizyonunun artmasına sebep olacaktır Projenin katkısallığı Aşağıdaki değerleri kale alarak projenin VER siz iç karlılığı 5,5 euro cent Kw/s satiş deeğeri ile %7,03 dür: Yıllık elektrik satış kazancı Öz sermayeden karsılanan yatırım giderleri Kredi masrafları Gelir vergisi Bakım işletim maliyeti İç karlılık % 12 lik eşik değerin altındadır böylece proje katkısaldır. Alt adım 3 d : Duyarlılık analizi Duyarlılık anlizi neticenin makul değişimler içindeki durumunu gösterir. Projenin finansal cazipliğini gösterebilmek için aşagıdaki parametreler kullanılmıştır. Yatırım maliyeti İşletim ve bakım giderleri elektrik üretimi miktarı Satış fiyatı Yukardaki değerleri ±10% değiştirerek bulunan iç karlılık değerleri aşağıdaki tabloda verilmiştir

page 32 Değişen parametreler Yatırım maliyeti İşletim ve bakım giderleri Satış fiyatı Elektrik üretim miktarı TABLO 13: DİNAR projesi için duyarlılık analizi Duyarlılık analizi mevcut senaryonun dışındaki senaryonun yatırım analizi geliştirilmesindeki varsayımların ikinci bir kontrolu olmasından ötürü yukarıdaki veriler geçmişteki gelişmelere ve tahminlere göre yapılacaktır. Yıllık elektrik üretimi Iç karlılık Öz sermaye iç karlılık Öz sermaye iç karlılık kredi ile Öz sermaye iç karlılık Öz sermaye iç karlılık kredi ile Öz sermaye iç karlılık Öz sermaye iç karlılık kredi ile Öz sermaye iç karlılık Öz sermaye iç karlılık kredi ile Biri m Değişim miktarı -10% 0 +10% % 8.89 7.03 5.75 % 10.27 8.63 7.48 % 7.31 7.03 6.74 % 8.94 8.63 8.32 % 4.49 7.03 9.63 % 5.89 8.63 11.45 % 4.49 7.03 9.63 % 5.74 8.63 11.65 Geliri artırmak için ya üretim fazlalaşmalı yada satış fiyatı artmalıdır. Elektrik üretimi tabiatı ile türbin teknolojisine,bölgedeki rüzgar miktarına ve direklerin yerleştirilme pozisyonuna bağlıdır..projenin rüzgar atlasına göre Yıllık elektrik üretimi aşağıdakı parametrelere göre incelenmiştir : Rüzgar gülü dalgalanması Sektör frekansı Sektörel dalgalanma Weibull dağalımı Türbin rakımı ve yüksekliği Dümen rüzgarı kaybı (Wake) Arazi rüzgar iklimi Netice aşağıdaki tabloda verilmiştir:

page 33 TABLO 14: Yukarıdaki tabloya gore ortalama elektrik üretimi değisebilir ve kazanç en fazla %16,03 artabilir.böylece %12,06 lık iç karlılık sınırını yakalayabilmek için % 19 luk tutarlı yıllık üretim artışı proje sahibi için fizibıl değildir.. Satış fiyatı Elektrik üretimini sabit tutarak sınır değer %19 u yakalayabilmek için stış fiyatı 6,545euro cent olmalıdırki 2010 değeri 5,5 cent olarak belirlenmiştir.ek 32 de EB49, paragraph 48,EB32 gibi EB den kaynaklanan endişeler de göz önüne alınarak projeye duyarlılık analizi için yenilenebilir enerji kanununun yönlendirdiği bölgedeki en yüksek fiyat uygulanmıştır 68. 2002 ye kadar elektrik üretiminde özel sektör sayısı azdı ve ayrıcada özel sektör ile devlet arasındaki alım garantisi ve fiyatlandırma gizlilik arz ediyordu. 2005 de yürürlüğe giren Yenilenebilir enerji kanunu ile 5,5 euro cent fiyat ve alım garantisi verildi 10 Ocak 2011 itibarı ile bu rakkam 7,3 dolar cente cıkarıldı ki bu da euro dolar paritesi 1,2907 olarak 5,65 euro cent oldu. 69 Ki buda %2,7 tarife artışı demektir.son altı yıllık peryottaki % 2,7 lik artış göz önüne alındığında önümüzdeki 10 yılda %19 luk bir artış tahmin etmek gerçekci görülmemelidir Yıllık işletme vebakım giderleri Eğer işletme ve bakım masrafları 864353 dolardan o dolara bile inse iç karlılık 7,03 ten 9,93 çıkarki bu bile eşik değerinin 2,07 puan altındadır. İşletme giderleri işin devamlılığı için gerekli olan harcamalardır 68 www.epdk.gov.tr/mevzuat/diger/yenilenebilir/yenilenebilir.doc 69 www.tcmb.gov.tr/yeni/eng/

page 34 Ana kalem olarak maaşları aylıkları kapsar 70. İşletme ve bakım masraflarının düşmesinin aksine 2010 yılı 3cu çeyreğinde iş gucü indeksi %11 oranında bir önceki senenin aynı çeyreğine gore artmıştırözellikle elektrik üretim ve dağitım sektöründe bu oran %22,7 olarak bir önceki yıla gore artmıştır. Sonuç olarak işletme ve bakım giderleri projeye artı yönde katkı sağlaması gibi bir hususta duyarlılık analızıne etki edemez. Kapital yatırımı % 12 lik eşik değerine ulaşmak için % 12 lik iç karlılık oranı yakalayabilmek için yatırım maliyetlerini %16 kadar azaltılması lazımdır Projenin %86,85 lik 71 kısmı elektro mekanik ekipman olduğu göz önüne alındığında böyle bir yatırım azaltımı doğrudan projenin kapasitesini azaltacak vede dolayısı Ile üretim düserek gelir azalacaktır.toplam 140,1 Mw lık geçmiş değrlere bakıldığında türkiye kalkınma bankasının 2010 yılı raporuna göre 72 1MW lık bir rüzgar projesi için 1,35 milyon euro luk yatırım gerekmektedir.bu şekilde bakıldığında %16 lık bir azalma 1,2 mılyon euroya tekabul ederak bir unite için yatırım malıyetini 1,01 milyon euroya çekecektir. Türkiye kalkınma bankasının belirtiği gibi %25,18 lik bir azalma tüm projenin elektrik üretimi miktarı veya kurulu güç olarak yapısını değiştirecektir. Adım 3 ün neticesi: Proje, katkısallığın değerlendirilmesi ve gösterilmesi aracı (uyarlama 05.2) adım 2c paragraph 10 b de belirtildiği gibi finansal ve ekonomik olarak cazip değildir. Adım 4 Genel uygulama katkısallığın değerlendirilmesi ve gösterilmesi aracı (uyarlama 05.2) belirtildiği gibi yukarıdaki jenerik katkısallık testleri, projenin tipinin (teknoloji,uygulama) ayrıntılı şekilde ilgili bölgedeki analizlerde katılarak bütünleştirilmiştir. Mevcut genel uygulama değerlendirmesi aşağıdaki şekide yapılmıştır. Dinar projesi yenilenebilir enrjiden özel elektrik üretilmesi sektörünün rüzgar enerjisi santralıdı olarak belirlenmiştir. Bu sektör aynı tip yakıttan aynı yönetmelıklerden,( EPDK) finansal analizlerden,ki bunlar yatırım yapısı,işletme ve bakım giderleri satış gelirleri (PMUM 73 ) olan rüzgar santrallarına daraltılmıştır. Analizler projenin bulunduğu yörenin rüzgar potansiyelinin coğrafik fiziksel kapsamında ki proje tamamen bölgenin coğrafik yapısındaki iklimsel faktörlere bağlıdır.rüzgar ve fiziki haritaların üst üste konulması ile aynı rüzgar potansiyeline sahip şehirler aşağıdaki haritada gösterilmiştir. 70 http://en.wikipedia.org/wiki/operating_expense 71 FSR, Tablo 2 finansal analizler. 72 http://www.kalkinma.com.tr/data/file/kalkinma_dergisi/58_dergi.pdf 73 PMUM Piyasa Mali Uzlaştirma Merkezi / Market Financial Settlement Center

page 35 ŞEKİL 11: Genel uygulama analizine dahil bölge: Kırmızı ile çevrili bölge aşağıdaki şehirlerin tamamını veya bir kısmını kapsar: Bursa, Bilecik, Eskisehir, Kütahya, Usak, Afyon, Isparta and Denizli. Yenilenebilir enrji elektrik üretimi coğrafik ve iklimsel faktörlere dayandığı için analizlerde ülkenin tamamı kullanılmamıştır..1941 deki birinci coğrafya kongresinde muhtelif coğrafik değerlendirmeler işığında Türkiye bugunde geçerli olan yedi iklim bölgesine ayrılmıştır.. 74 Bu ayrım tamamen bitki örtüsü,kıyısal etkinlik,dağların etkisi kale alınarak gerçekleştirilmiştir. Projenin bulunduğu Afyon karahisar ege bölgesinde yer almaktadır.bölgenin doğusunda kalan şehir, iç anadolu bölgesine komşudur. Bu özel konumundan ötürü şehir diğer ege bölgesi şehirlerinden farklılıklr göstermektedir.buna rağmen emniyetli tarafta kalmak için analiz yapılırken aynı rüzgar karakterine sahiprüzgar santralleri ama bölgeye yayılmış farklı kapasite farklı üretim gözetmeksizin kullanılmıştır.. Tesislerin Benzerlikleri ve farklılıkları finansal profilleri mevcut genel uygulamada değerlendirilmesi aşagıda cerilmiştir. Alt adım 4a Projeye benzer diğer tesislerin analizi: Genel uygulamanın amacı bu projeye benzer şartlardaki (teknoloji,kapasite vergi,finans ) ve (coğrafik yapı,ıklım,gelişme sartlar) değerlendirilerek katkısalığın değerlendirmesi ve gösterilmesidir. 74 http://www.anatolia.com/regions_of_turkey/

page 36 İlave olarak katkısallığın değerlendirilmesi ve gösterilesi aracında belşirtildiği gibi eğer projeler aynı bölge ülkede bulunuyor is benzer bundan sonar benzer proje denecektir,ve aynı mukayeseli cevrede kanuna tabi,teknolojiye ulaşımfinansmana ulası vs benzer ölçek tir. 2009 yılında Türkiye elektriğini üç ana kaynaktan elde etmekteydi ki bunlar% 48,6 ile doğal gaz,%28,3 ile kömür,%18,5 hidroelektrik,%3,4 ile sıvı yakıt,ve %1,1 ile yanilenebilir enerjidir 75 2009 yılı sonu itibarı ile ; %54,2 si EÜAŞ (elektrik üretim A.Ş.) ki devlet kuruluşudur.. Devlet adına olan kanuni kuruluştur %16,4 özel sektördür..bunlar özel şahıslara, ortaklıklara aittir. Dinar rüzgar sanralı da böyle bir özel kuruştur. %13,7 si yap işlet şeklindedir, bunlar özel kuruluşlardan veya devletten destek alarak özel mukaveleler ile tesisi kurarlar inşat işletme ekipman alımı gibi.bu tip kuruluşların üretim yapmak için lisans almalarına gerek yoktur Dinar rüzgar santrlı bu tipe girmemektedir. %8,1% otoprodüktör kuruluşlar. Bu tip kuruluşlar lisans alarak üretikleri elektriği kendi ihtiyaçları için kullanırlar. Bağzı özel mukaveleler ile yıllık üretimin bazen %20 sini bazende %50sini satabilirler.dinar santrali bu tipede girmemektedir. Dinar tüm elektriği şebekeye verecektir. %5,5 Yap işlet devret. bunlar özel kuruluşlardan veya devletten destek alarak özel mukaveleler ile tesisi kurarlar inşat işletme ekipman alımı gibi ve belirli bir sure işletikten sonar devlete geri verirler.bu sürede yatırımların kara dönüştürüler Bu model ile devlet yatırım yukunu üstünden atar am tesise sahip olur bu tip işletmelerdede EPDK dan lisana almaya gerek yoktur. Dinar santralı bu tipe uymamaktadır %1,5 Devlete geri verilmiş santraller.bir üstte anlatılan yap işlet devret tipinin devlete geri verilmiş olanlarıdır. Yap ve işlet devresinde üstleniçi elektriği satar sure bitince devreder.transer işleminde bir miktar para alınır ama devlet genellikle buna yanaşmaz.. Bu modeldeki en önemli unsure transfer sürecindeki elektrik satış fiyartıdır. Dinar santrali bu tipe uymamaktadır %0,6% mütaharrik santrallerdir..bunların diğerlerine gore özelliği haraketli olmaları ve cok çabuk kurulabilmeleridir.bunlar terml santral sınıfına dahıldırler Dinar santralı bu tipede uymamaktadır katkısallıgın değerlendirilmesi ve gösterilmesi aracına göre alt adım 4a daki paragraph analizleri yaparken işletmede olan vekonu projeye benzer olan alternatifleri kullan der Halka açık kaynakların detaylı araştırması neticesinde 76, Bursa, Bilecik, Eskisehir, Kutahya, Usak, Afyon, Isparta and Denizli illerinde başkaca bir rüzgar santralı bulunmamaktadır. 75 http://www.enerji.gov.tr/index.php?dil=en&sf=webpages&b=elektrik_en&bn=219&hn=&nm=40717&id=40732 76 http://www2.epdk.org.tr/data/index.htm, http://www.ruzgarenerjisibirligi.org.tr/index.php?option=com_docman&itemid=86

page 37 Alt adım 4b: Olan benzer opsiyonları tartış Rüzgar potansiyeli olan bu bölgede yukarıda belirtildiği gibi başka bir rüzgar santralı yoktur.türkiyenin enerji üretimi kale alındığında yanilenebilier enerji nin payının çok küçük olduğu görülür.yenilenebilir enerji de başı hidroelektrik çekmekte arkasındanda biyogaz ve rüzgar gelmektedir. Mevcut durum değerlendirildiğinde yatırım analizindede belirtildiği gibi bu projede yatırım riski vardır. İlave olarak bu yatırım bölgede ilk olup diğer yatırımcıları teşvik edecektir. Buna rağmen rüzgar santalı bölgede genel uygulama değildir.belirtilen teknolojik ve yatırım engellerini ve yatırımda ilk olmayı hele hele yenilenebilir enerji sektöründe özellikle rüzgar santralı yatırımlarında karbon geliri proje sahibine büyük finansal destek ve olacak ayrıca da motivasyon sağlayacaktır. Adım 4 ün neticesi: Yukarıda da izah edildiği gibi bu projeye benze projelerin bölgede olmaması sebei ile bu proje katkısaldır. B.6. Emisyon Azaltımları: B.6.1. Metodoloji Seçimlerinin değerlendirilmesi AMS I.D. (Versiyon 16.6) metodolojisinin uygulamasi aşağıdaki dört basamakta görülebilir. 1. Proje emisyonlarının hesaplanması, 2. Olağan durum emisyonlarının hesaplanması; 3. Proje sızıntılarının hesaplanması; 4. Emisyon azaltımlarının. 1) Proje emisyonları ACM0002 metodolojisine göre çoğu güç üreten yenilenebilir santralde proje emisyonu yoktur fakat bazı projelerde belirli emisyonlar olabilir ve bunlar aşağıdaki ile hesaplanır. PE y =PE FF,y,+PE GP,y + PE HP,y Buna göre; PE y = y yılındaki proje emisyonları (tco 2 e/yr) PE FF,y = Y yılında, fosil yakin tüketiminden çıkan emisyonlar (tco 2 /yr) PE HP,y = barajlardan ortaya çıkanemisyonlar (tco 2 e/yr) PE GP,y = Jeotermal kısımlardan ortaya çıkan emisyonlar (tco 2 e/yr)

page 38 Söz konusu proje, rüzgar enerjisinden güç üreten bir yenilenebilir enerji santrali olduğundan, fosil yakit kullanmamakta, baraja sahip olmamakta ve jeotermal kısımlar içermemektedir. Bu sayede; PE FF,y,+PE GP,y + PE HP,y = 0; Bunun sonucunda; PE y = 0 ; Proje emisyonları çalışmasının sonucunda proje kaynaklı emisyonun sıfır olduğu anlaşılmaktadır. 2) Olağan durum emisyonları: Olağan durum emisyonlarında, su an isletmede olan fosil yakıt ağırlıklı santrallerin CO2 emısyonları vardır. Olağan durum emisyonları aşağıdaki formüle göre hesaplanır: Öyle ki; BEy = Olağan durum senaryoları (tco 2 /yr) EGPJ,y = Söz konusu projenin yıllık üretimi net elektrik enerjisi miktarı (MWh/yr) EFgrid,CM,y = Birleşik marjın CO2 emisyon faktörü (tco 2 /MWh) EG PJ,y Hesaplanması; Söz konusu proje, tamirat veya bakim altında olan bir proje veya mevcut bir projenin kapasite artırımı olmadığından, yeni kurulan bir santral olması ile b ve c seçenekleri dikkate alınmamıştır. Söz konusu proje bir sıfırdan yatırım projesidir, şebekeye bağlı yenilenebilir enerjiden elektrik üretecek bir tesis olacaktır ve bu sahada daha önce işletilmiş başka bir yenilenebilir Enerji tesisi yoktur. Dolayısı ile EG PJ, bu şekilde hesaplanır; Öyle ki; EGPJ,y = Söz konusu projenin ürettiği ve şebekeye verdiği net elektrik enerjisi miktarı (MWh/yıl)

page 39 EGtesis,y = Söz konusu tesisin ürettiği ve şebekeye verdiği net elektrik enerjisi miktarı (MWh/yıl) EG PJ,y = 141,429 MWs/yıl EF şebeke,cm,y hesaplanmasi Bir Elektrik Sistemi için Emisyon Faktörü Hesaplama Aracı Versiyon 02.2.0 dokümanına göre, aşağıdaki prosedürler uygulanmıştır: Basamak 1. Elektrik sistemlerinin tanımlanması Basamak 2. Otoprodüktör tesislerinin hesaba dahil edip etmeme seçiminin yapılması Basamak 3. İşletim marjının hesaplanması için metot seçimi (İM). Basamak 4. İşletim marjının hesaplanması Basamak 5. İlerleme marjı hesabında kullanılacak tesislerin belirlenmesi (BM). Basamak 6. İlerleme marjının hesaplanması Basamak 7. Birleşik marjın hesaplanması (CM) Basamak 1: Elektrik sistemlerinin tanımlanması: Bir Elektrik Sistemi için Emisyon Faktörü Hesaplama Aracı Versiyon 02.2.0 dokümanına göre, elektrik sisteminin tanımı, iletim ve dağıtım hatlarına bağlı tesisleri kapsar ve bir iletim aksaklığı olmaksızın kullanılabilmesi gerekmektedir. Bağlı elektrik sistemi ise, elektrik sistemine iletim hatları ile bağlanmış olan diğer elektrik sistemleridir. Türkiye'de henüz bir bu konuda ulusal bir otorite olmadığından, belirlenmiş bir elektrik sistemi bilgisi ve bağlı elektrik sistemi bilgisi yayınlanmamıştır. Bu sebep ile elektrik sistemini, TEİAŞ'ın işletimindeki elektrik şebekesi olarak tanımlıyoruz. Türkiye'de elektrik satışları tamamen anlık alım satım seklinde gerçekleşmediğinden, iletim sorunları olup olmadığımı bu gösterge ile tespit etmek mümkün değildir. Görsel 12 de görüldüğü gibi, şebeke kapasitesinin %90'indan daha az çalıştığı görülebilir, bu sebep ile bir iletim sorunu olmadığı farz edilir. Türkiye, kimşu ülkelerin şebekelerine de bağlı olduğu için, bu şebekeler bağlı elektrik sistemi olarak tanımlanır. Bu şebekeler ile Türkiye arasında ithalat, ihracat olmaktadır. Bir Elektrik Sistemi için Emisyon Faktörü Hesaplama Aracı Versiyon 02.2.0 dokümanına göre, ithalatı

page 40 gerçeklesen elektrik miktarları için, İşletim marjı hesabında, emisyon faktörü sıfır olarak hesaplanır. Görsel 12: Türkiye Elektrik Şebekesi TABLO 15: Elektrik Şebekesi Kapasiteleri Yıllar 2007 2008 İletim Kapasitesi (MVA) 82056.0 89476.0 Maksimum Yük (MW) 29215.0 30532.0 Maksimum Yük /Kapasite 35.6% 34.1% Basamak 2: Otoprodüktör tesislerini dahil etme ya da etmeme Proje geliştiricileri aşağıdaki seçeneklerden birisini seçme hakkına sahiptir. Seçenek I: Sadece şebekeye bağlı santrallerin hesaba katılması. Seçenek II: Şebekeye hem bağlı hem de olmayan otoprodüktör tesislerinin hesaba katılması Birinci seçenek üzerinden çalışma yapılmıştır. Çünkü Türkiye'de işletimde olan otoprodüktör santralleri ile ilgili gerekli bilgiler eksiksiz ve açıkça yayınlanmamıştır.

page 41 Basamak 3. İşletme marjının (İM) hesaplanması için uygun metodun seçilmesi. Metodolojiye göre işletim marjının hesaplanması için aşağıdaki dört metot vardır. a) Basit İM, b) Basit Ayarlanmış İM, c) Detaylı veri analizi İM, d) Averaj İM Detaylı veri analizi ve Basit Ayarlanmış İM için yeterli halka açık bilgi olmadığından, basit İM hesaplanacaktır. Aşağıdaki iki teknikten birisi kullanılabilir. Önceden Tahmin edilen: Üç yıllık ağırlıklı ortalamaların kullanıldığı, en yakin zaman verileri kullanılarak hesaplama. Bu teknik ile izleme sırasında tekrar hesaplama gerekmemektedir. Vuku bulmuş: Son yılın verisi kullanılır ve her yıl hesap yenilenir. Önceden tahmin edilen çalışma yapılmış ve bu hesaplama için metodolojide gecen B seçeneği kullanılmıştır. Sebebi aşağıda açıklandığı gibidir: a) A seçeneği için gerekli veri yoktur. b) Sadece yenilenebilir kaynaklar, düşük maliyet/mutlaka çalışmalı olarak tanımlanmıştır. c) Otoprodüktör tesisler hesap dışında tutulmuştur. Türkiye 'de nükleer enerji santrali bulunmamaktadır. Kömür veya linyit tesislerinin düşük maliyet/mutlaka çalışmalı olmasına dair bir bilgi yoktur. Düşük maliyet/ mutlaka çalışmalı santraller, düşük marjinal üretim maliyetlerine sahip olmalı ve ihtiyaçtan bağımsız çalışabilmelidirler. Bu yüzden genellikle HES, RES JES santralleri bu sınıfa girmektedir. Türkiye için düşünüldüğünde, üretimin yüzde 28.3 'ü kömür santrallerinden sağlanmaktadır ve bu santraller hammadde olan kömür fiyatlarına tamamen bağımlıdırlar. Dolayısıyla yenilenebilir enerji santrallerine kıyasla çok daha yüksek maliyetle çalıştıkları içini bu kategoriye giremezler. Ülke genelinde, bir üretim fazlası veya talep azalması olduğunda, kömür ve linyit santrallerinin üretim için ihtiyaç duyduğu ham madde göz önünde bulundurularak, çalışma saatleri düşürülüp, yenilenebilir enerjiden faydalanma konusunda maksimum verim alabilmek için bu santrallerin üretimleri değerlendirilir. Dolayısıyla, kömür ve linyit santralleri mutlaka çalışmalı olarak algılanamaz. Basit İM emisyon faktörünü hesaplamak için ülke geneli üretimin yarısından daha az bir kısmının düşük maliyet/mutlaka çalışmalı tipi santrallerden gelmesi gerekmektedir; bu da aşağıda gösterilmiştir. TABLO16: Son 3 Yilin Elektrik Üretiminde Tesis Tipine Gore Dagilim 2007 2008 2009 TERMAL (GWs) 155,196.2 164,139.3 156.923.4 Dusuk Maliyet/ Mutlaka Calismali (GWs) 36,361.9 34,278.7 37.889.5 Toplam 191,558.1 198,418.0

page 42 (GWs) 194.812.9 Dusuk Maliyet/Mutlaka Calismali Yuzdesi (%) 19 20 19 Basamak 4. Seçilen metoda göre işletim marjının hesaplanması Metodolojiye göre, 2007-2009 yılları için basit İM, elektrik üretiminin ağırlıklı ortalamasını alarak hesaplanmıştır, düşük maliyet/mutlaka çalışmalı santraller dahil edilmemiştir. EF Şebeke, Basit İM = FC i,y NCV i,y EF co2,i,y EG y (3) Öyle ki; EF Şebeke Basit İM FC i,y NCV i,y EF CO2,i,y EG m,y i y = Basit İşletim Marjı (tco 2 /MWh) = Kullanılan fosil yakıt miktarı (Kütle veya hacim birimi) = Net kalorifik değer (GJ /kütle veya hacim birimi) = yakıt tipinin emisyon faktörü (tco 2 /GJ) = şebekeye verilen net elektrik miktarı (MWh) = kullanılan tüm yakıt tipleri = Önceden tahmin edilen seçeneği için, verileri yayınlanmış olan en yakın 3 yıl. Elektrik kullanımı, üretimi, yakıt tipine göre üretim bilgileri ve ithalat, ihracat verileri TEİAŞ ın web sitesinde yayınladığı tablolardan elde edilmiştir. İşletim marjı ve ilerleme marjı hesapları için 2007 ila 2009 arsası yılların verileri kullanılmıştır, kullanılan verilerin detayları bu dokümanın Ek 3 ünde bulunabilir. Gerekli verileri ve metodolojideki verileri kullanarak aşağıdaki tablolara ulaşıldı; TABLO 17: Elektrik üretiminde kullanılan yakıt tipleri (2007-2009) 77 77 www.teias.gov.tr/ist2008/43.xls ve www.teias.gov.tr/ist2008/44.xls

page 43 Fc i,y birimler: katı yakıtlar için ton, gaz yakıtlar için 1000m 3 2007 2008 2009 Toplam Taş Köürü+ İthal Kömür 6029143 6270008 6621177 18920328 Linyit 61223821 66374120 63620518 191218459 Fuel Oil 2250686 2173371 1594321 6018378 Motorin 50233 131206 180857 362296 LPG 0 0 111 111 Nafta 11441 10606 8077 30124 Doğal Gaz 20457793 21607635 20978040 63043468 NCV 1 (TJ/ton), gazlar için (TJ/1000m 3 ) EF CO2,l (tco 2 /TJ) 2008 2009 2007 Taş Kömürü + İthal Kömür 0,02160 0,02160 0,02160 94,6 Linyit 0,00550 0,00550 0,00550 90,9 Fuel Oil 0,03980 0,03980 0,03980 75,5 Motorin 0,04140 0,04140 0,04140 72,6 LPG 0,00000 0,00000 0,00000 61,6 Nafta 0,04180 0,04180 0,04180 69,3 Doğal Gaz 0,04650 0,04650 0,04650 54,3 TABLO 19 : Net ve Brüt Elektrik Üretim İlişkisi 78 EG y (GWh) Brüt Üretim Net Üretim Net/Brüt Brüt Termal Üretim Net Termal Üretim İthalat Toplam 2008 198418 189761.9 0.95637 164139.3 156978.6281 789.4 157768 2009 194812.9 186619.3 0.95794 156923.4 150323.3875 812 151135.4 2007 191558.1 183339.7 0.95710 155196.2 148537.8313 864.3 149402.1 Toplam Net Termal Üretim 455839.847 2465.7 458305.5 3 Numaralı formül ve yukarıdaki tablolar kullanılarak; EF Şebeke, Basit İM = 312,703,437.6 (tco 2 ) / 458,305,547 (MWh) = 0,682 (tco 2 /MWh) 78 www.teias.gov.tr/ist2007/30(84-07).xls ve www.teias.gov.tr/istatistik2008/32(75-08).xls

page 44 Basamak 5. İlerleme marjında kullanılacak tesislerin belirlenmesi: Bu basamakta, üretim bazlı ağırlıklı ortalama alarak emisyon faktörü bulunur ve bu faktör, belirlenen bir tesis listesi üzerinden hesaplanır. Bu tesisler işletime en son girmiş tesisler olmalıdır. Bu tesisleri seçerken aşağıdaki seçeneklerden biri kullanılmalıdır: a) Son inşa edilen 5 tesis b) Sırasıyla en son eklenenden başlayarak geri giderek seçilen ve toplam üretimin yüzde 20 sini karşılayan tüm santraller. Hesaplar için yukarıdaki b seçeneği seçilmiştir. Sebebi ise daha büyük elektrik üretimine tekabül ediyor olmasıdır. Bir Elektrik Sistemi için Emisyon Faktörü Hesaplama Aracı Versiyon 02.2.0 dokümanına göre seçilen listenin, toplam üretimin en az yüzde 20 sini içinde barındırıyor olması gerekmektedir. Bu şartlara aşağıda uyulmuştur: TABLO 19: Son eklenenlerin elektrik üretimi 79 Seçilen santrallerin üretimleri Üretim (GWh) 2009 Üretimi, GWh 194,812.9 UNFCCC Limiti % 20% UNFCCC Limiti GWh 38,962.58 Kapasiteye yapılan ekler, 2003-2006 GWh 41,053.83 Geçmiş veriler için iki seçenek vardır; Seçenek 1: İlk kredi periyodu için ilerleme marjı önceden tahmin edilerek olarak hesaplanır, ikinci kredi periyodunda tekrar hesaplanır üçüncü periyotta ise ikincideki hesaplar kullanılır. Bu seçenekte izleme yapmak mecburi değildir. Seçenek 2: İlk kredi periyodu için ilerleme marjı hesabı her yıl yenilenerek yapılır. Eğer son yılın verisi yoksa en yakın yılın verileri kullanılır. İkinci kredi periyodu ve üçüncü kredi periyodu için seçenek 1 deki önceden tahmin etme yaklaşımı kullanılır Seçenek 1 seçilmiştir. TEİAŞ her sene en son eklenen santralleri açıklamaktadır ve tercih bu verilere göre yapılmıştır. 2004 ila 2008 yılları arasında işletime alınmış santraller yayınlanmıştır dolayısı ile bu yıllar arasındaki veriler 79 www.teias.gov.tr/ist2006/8.xls ww.teias.gov.tr/istatistik2005/7.xls www.teias.gov.tr/istat2004/7.xls www.teias.gov.tr/istatistik/7.xls www.teias.gov.tr/istat2002/7.xls www.teias.gov.tr/istatistikler/7.xls

page 45 kullanılmıştır. Bakım onarım, değiştirme, tamir veya sökülme ve eklenti yapılan santraller kullanılmamıştır. 2009 yılında işletmeye giren santraller verileri açıklanmadığı için kullanılmamıştır. Bu sebeplerden ötürü seçilen santrallerin listesi EK 3 te verilmiştir. Bu tablolardan görülebileceği gibi İskenderun GR I-II santrali tüm kapasitesiyle hesaba eklenmiştir. Bunun sebebi bu santralin üretiminin yüzde 20 limitini doldurmak için gerekiyor ve ancak aşıyor olmasına rağmen metodolojiye göre bu santrali tüm kapasiteyle dahil etmemiz gerektiğindendir. Basamak 6. İlerleme Marjının Hesaplanması: Hesaplama aşağıdaki metot ile yapılır; Öyle ki: EF şebeke BM = ƩEG m, y x EF EL, m, y / Ʃ m EG m, y (4) EF Şebeke BM = İlerleme marjı emisyon faktörü (tco 2 /GWh) EG m,y = m ünitesi tarafından sağlanan elektrik miktarı (GWh) EF EL,m,y = Emisyon faktörü Her santral için emisyon faktörü basamak 3 a da verilen formül ile bulunur, Basit İM için A1 A2 ve A3 seçenekleri mevcuttur, en son verileri kullanarak A2 seçeneği seçilmiştir çünkü Türkiye de santrallere özel bilgiler yayınlanmamaktadır EF EL, m, y şu şekilde bulunur; EF EL,m,y = santralin emisyon faktörü (tco 2 /MWh) EF EL, m, y = EF CO2, m, i, y x 3.6 / η m, y (5) EF CO2m,i,y = kullanılan yakıt tipinin ortalama emisyon faktörü (tco 2 /GJ) η m,y = Net elektrik üretim verimi (%) 18 ve 19 numaralı tablolardaki verilere bakarak şu şekilde hesaplama yapabiliriz; TABLO 20: m santrali tarafından üretilen elektrik miktarları EG m,y (MWh) Yakıt Türü 2006 2003 2004 2005 Toplam

page 46 Kömür 0 9315000 337500 1125000 10777500 Linyit 7020000 0 0 4420000 11440000 Fuel Oil 0 0 466200 99100 565300 Doğal Gaz 0 692300 8776300 7117700 16586300 Yenilenebilir 0 347800 241760 1116200 1705760 Toplam 41.074.860,00 TABLO 21: Emisyon Faktörleri 80&81 2001 EF CO2 (tco2/tj) η EF EL (tco2/mwh) Kömür 94,6 0,34 1,014 Linyit 90,9 0,33 0,998 Fuel oil 75,5 0,35 0,774 Doğal Gaz 54,3 0,46 0,425 EF şebeke BM = 29,851949.11 (tco 2 ) / 41,053,830 (MWh) EF Şebeke BM = 0.727 (tco 2 /MWh) Basamak 7. Birleşik marjinin hesaplanması Birleşik marjin, işletme marjı ve ilerleme marjının ağırlıklı ortalaması ile bulunur formula aşağıdaki gibidir; EF şebeke,cm,y = W İM x EF + W BM x EF şeneke,bm,y (6) Öyleki: EF grid,bm,y EF grid,im,y = ilerleme marjı (tco 2 /MWh) = işletme marjı (tco 2 /GWh) w İM = işletme marjı ağırlığı (%) w BM = ilerleme marjı ağırlığı (%) 80 http://www.cedgm.gov.tr/dosya/cevreatlasi/atlasin_metni.pdf 81 "2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories"

page 47 Metodolojide yer alan sabit ağırlıklar şöyledir; Rüzgar ve güneş santralleri için w İM = 0.75 ve w BM = 0.25 6. formül kullanarak birleşik marjı hesaplayabiliriz EF şebekecm,y = EF şebeke İM,y x w İM + EF şebeke,bm,y x w BM (7) EF şebekecm,y = (0.682x0.75)+( 0.727 x 0.25) = 0.5115 + 0.18175 EF şebeke,cm,y = 0.69325 (tco 2 /MWh) Tutucu olmak adına rakamlar aşağı yuvarlanmıştır; 0.69 (tco 2 /MWh). 3) Proje Sızıntıları Fosil yakıtlardan ötürü sızıntı Öyleki: PE Fc,j,y = Yakıtların yakılmasından ötürü sızıntı emisyonları (tco 2 /yr); PE GP,y ; FC i,j,y = yakılan yakıt miktarı COEF i,y = yakıtın emisyon faktörü Projede hiçbir fosil yakıt kullanılmadığı çin bu değerler sıfırdır; PE FF,y = 0 Jeotermal faaliyetlerden ötürü sızıntılar PE GP,y = ( W buharco 2,y + W buhar,ch 4,y * GWP CH 4 ) * M buhary Öyle ki; PEGP,y = jeotermal faaliyetlerden ötürü sızıntı emisyonları (tco 2 e/yr) Wbuhar,CO 2,y = ortalama buhar akış emisyonu (tco2/ton )

CDM Executive Board page 48 Wbuhar,CH 4,y = ortalama buhar akış metan emisyonu (tch4/ton) GWP CH 4 = metan gazının atmosfer ısıtma kat sayısı (tco 2 e/tch 4 ) Mbuhar,y = üretilen buhar miktarı (t steam/yr) 4) Özet Projede jeotermal faliyetler yer almamaktadır dolayısı ile; PE GP,y = 0 Yukarıdaki hesaplamalara göre şebekenin emisyon faktörü 0.69 tco 2 /MWs dır ve şebekeye verilen elektrik miktarı 141,429 MWs dir. Buna göre olağan durum emisyonları aşağıda hesaplanmıştır: ER y BE y PE y LE y Where: ER y BE y PE y LE y Yıllık emisyon azaltımı (t CO 2 /y) Yıllık olağan durum emisyonları (t CO 2 /y) Yıllık proje emisyonları (t CO 2 /y) Sızıntı emisyonları y (t CO 2 /y) PE y = 0 LE y = 0 Öyleyse, ER y = BE y Bu yüzden; BE y = EF y x EG y BE y = 0.69 tco 2 /MWh x 141,429 MWh BE y = 97,586 tco 2 TABLO 22: Emisyon Özeti Parametre Açıklama Değer EF şebekeim,y İşletme marjı 0.5115 (tco 2 /MWh) EF şebekebm,y İlerleme marjı 0.18175 (tco 2 /MWh)

page 49 EF şebekecm,y Birleşik marj 0.69 (tco 2 /MWh) Etesis y Net üretilen elektrik 141,429 (MWh/y) ER y Emisyon azaltımı 97,586 B.6.2. Validasyonda sunulan değerler ve parametreler Parametre Birim Açıklama Kaynak EF CO2,i,y tco 2 /TJ Emisyon faktörü 1.4 of Chapter1 of Vol. 2 (Energy) 2006 IPCC Guidelines on National GHG Inventories 82 Miktar Tablolar 18 ve 19 Metod Eklenecekler - İM ve BM hesapları için Parametre Birim Açıklama Kaynak Miktar Metod Eklenecekler - EG facility,y MWh Net üretilen elektrik Proje Sahibinin planlamaları 141,429,011 kwh/yıllık Hesaplamalar için kullanıldı. Parametre Birim Açıklama Kaynak EG y GWh Türkiyede net elektrik üretimi TEIASinternet sitesi: www.teias.gov.tr 82 Tool to calculate the emission factor for an electricity system (Version 02.1.0)

page 50 Miktar Tablo 16 Metod Hesaplamalar için kullanıldı Eklenecekler - Parametre FC i,y Birim tco 2 /TJ Açıklama HArcanan yakıt miktarları Kaynak TEIAS internet sitesi Miktar Tablo 17 Metod Hesaplamalar için kullanıldı Eklenecekler - Parametre NCV Birim TJ/kt Açıklama Net kalorifik değerler Kaynak TEIAS Miktar Tablo 17. Metod Hesaplamalar için kullanıldı Eklenecekler - Parametre η Birim - Açıklama Ortalama verim Kaynak www.cedgm.gov.tr Miktar Tablo 21 Metod Hesaplamalar için kullanıldı Eklenecekler - Parametre EF grid,cm,y Birim tco 2 /MWh Açıklama Birleşik marj emisyon faktörü Kaynak Metodolojiden alınan hesaplama metodları ile bulunmuştur Miktar 0.69 Metod Metodolojide yer alan metodlar Eklenecekler 0.69

page 51 B.6.3. Tahmin edilen emisyon azaltımları Olağan durum emisyonları: TABLO 23: Şebekenin emisyon faktörü EFşebeke,İM,y EFşebeke,BM,y EFşebekeCM,y (tco2e/mwh) (tco2e/mwh) (tco2e/mwh) 0.5115 0.181175 0.69 Her hangi bir yıl için emisyon azaltımları; BEy= EGBL,y. EFCO2= 0.69 tco2e /MWh 141,429 MWh = 97,586 tco2 e /yıl Proje Emisyonları B6.1 ya gore., PEy = 0 Sızıntı B.6.1.ya gore, LEy = 0 Emisyon Azaltımları ERy (tco2e/yr) = BEy -PEy-LEy = 97,586-0- 0 = 97,586 tco2e B.6.4 Emisyon azaltımlarının özet değerleri TABLO 24 Emisyon azaltımlarının önceden tahminleri Yıllar Olağan durum emisyonları (tco2e) Proje emisyonları (tco2e) Sızıntı emisyonları (tco2e) Net emisyon Azaltımı (tco2e) 2013 97,586 0 0 97,586 2014 97,586 0 0 97,586 2015 97,586 0 0 97,586 2016 97,586 0 0 97,586 2017 97,586 0 0 97,586 2018 97,586 0 0 97,586 2019 97,586 0 0 97,586 Toplam 683,102 0 0 683,102 B.7. İzleme metodolojisinin uygulaması ve izleme planının açıklanması B.7.1 İzlenen data ve Unsurlar

page 52 Veri / Parametre: Veri birimi: Tanım: Kullanılacak verinin kaynağı: Öngörülen emisyon azaltımı için kullanılmış değer: Kullanılacak ölçüm method ve uygulama tekniklerinin tanımı: EGfasilite,y kws/y Projenin şebekeye y senesinde aktardığı net elektrik üretim miktarı Sahada ölçüm. Sayaç okumu. Şebekeye satılan elektriğin faturaları. 141.429.011 kwh/yıl Elektrik Sayaçları: Biri yedek diğeri esas olmak üzere iki sayaç kullanılacaktır. İki sayaç olması emisyon azaltım değerinin hesaplanmasında güvenilirliği sağlayacaktır. Bu verinin kalitesi emisyon azaltım izlemesinin ve elektrik satışı şeffaflığının çıkarınadır. Saatlik ölçüm ve aylık okuma: Her ayın son günü üretim envanteri her iki sayaçtan alınır. TEİAŞ veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından; sayaçlar, fatura döneminin sonunu takip eden ilk dört gün içerisinde ilgili piyasa katılımcısının yetkilisinin de iştirakiyle okunur, okuma tutanağı tarafların temsilcileri tarafından müştereken hazırlanır ve imza altına alınır. Okunan değerler ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi ve/veya TEİAŞ tarafından Piyasa İşletmecisine PYS veya kurumsal elektronik posta vasıtasıyla bildirilir. Piyasa katılımcıları adına kayıtlı olan uzlaştırmaya esas veriş-çekiş birimi konfigürasyonları içerisinde yer alan sayaçlardan Otomatik Sayaç Okuma Sistemlerinin Kapsamına ve Sayaç Değerlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar uyarınca OSOS kapsamında yer alması gereken sayaçlar TEİAŞ veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından OSOS vasıtasıyla okunur ve elektronik olarak PYS ye aktarılır. OSOS kapsamında yer almayan sayaçlar için ise Otomatik Sayaç Okuma Sistemlerinin Kapsamına ve Sayaç Değerlerinin Belirlenmesine İlişkin Usul ve Esaslar uyarınca belirlenen tüketim değerleri dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından elektronik olarak PYS ye aktarılır. TEİAŞ ve/veya ilgili dağıtım şirketi tarafından, OSOS vasıtasıyla okunan sayaç değerlerinde eksik olması halinde TEİAŞ ve/veya ilgili dağıtım şirketi tarafından belirlenen ve yayınlanan OSOS yerine koyma ve doğrulama prosedürleri dâhilinde tamamlanan değerler elektronik olarak PYS ye aktarılır. (2) PYS ye veri aktarımında kullanılacak olan elektronik veri aktarım biçimi Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına

page 53 duyurulur. (3) Uzlaştırma kapsamında değerlerinin bildirilmesi gereken sayaçların listesi, yeni kayıtlar ve kayıtların güncellenmesine bağlı olarak, Piyasa İşletmecisi tarafından fatura dönemi bazında PYS aracılığı ile güncellenir. (4) OSOS kapsamına dahil olan uzlaştırma kapsamındaki sayaç üzerinden, ilgili fatura döneminin her bir uzlaştırma dönemine ait: a) kwh olarak sistemden çekilen aktif elektrik enerjisi, b) kwh olarak sisteme verilen aktif elektrik enerjisi, değerleri okunur. Ölçülen enerji değerlerinin bulunduğu aylık sayaç okuma protoklü santral müdürü ve dağıtım şirketi (Osmangazi EDAŞ) görevlisi tarafından imzalanıp tasdiklenir. Bu protocol PMUM a (Piyasa Mali Uzlaştırma Merkezi) PYS aracılığıyla ya da elektronik posta ile gönderilir. Bu değerler faturalamaya esas olan nihai değerlerdir. Eksik bilgi ya da ulaşmayan protocol neticesinde faturalandırma önceki ayın değerleri üzerinden yapılır. PMUM uzlaşma değerleri için protokolün doğruluğunu ve tarafların beyanlarını ayın ilk on günü içerisinde kontrol eder ve değerlendirir. Elektriğin şebekeye verilmesi ve kullanılacak elektriğin tekrar şebekeden çekilmesi dolayısıyla verilen güçten kullanılmak üzere çekilen elektrik çıkartılarak emisyon azaltımına esas teşkil eden net elektrik üretim miktarı bulunur. Yukarıda anlatılan prosedür Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinin 81. Maddesine göre işler. Uygulanacak Kalite Kontrol ve Kalite Güvenlik Prosedürler Dinar rüzgar santrali şebekeye 154 kv geriliminden bağlanacaktır. Elektrik Piyasasında Kullanılacak Sayaçlar Hakkındaki Tebliğ, 4. Geçici Maddesine göre; İletim sistemine ait trafo merkezlerine yüksek gerilim (66 kv, 154 kv veya 380 kv) hatlarıyla bağlı olan üretim tesislerine ait ölçüm noktaları, üretim tesislerinin grup yükseltici trafoların çıkış taraflarında yer alır. Bunun yanı sıra yüksek gerilim barasına startup trafosunun bağlı olduğu durumlarda, ölçüm sistemine start-up trafosunun giriş tarafındaki ölçüm noktası da dahil edilir. Tebliğin 2. Maddesine göre; Elektrik piyasasında; Türk Standardları Enstitüsü veya IEC standardlarına

page 54 uygun, T.C. Sanayi ve Ticaret Bakanlığı Tip ve Sistem Onay belgesine sahip sayaçlar kullanılır. Ulusal kanunlar çerçevesinde sayaçların ilk kalibrasyon sonrası 10 yılda bir kalibrasyonu zorunludur. Yorum: - B.7.2. Description of the monitoring plan: Geçerli durumun emisyon faktörleri önceden belirlendiği için, izlemeye tabi olan en önemli unsure Dinar rüzgar santralinin şebekeye sağlayacağı net elektrik miktarıdır. Bu değer, santral sahasında bulunan sayaçlar aracılığıyla devamli olarak gözlenecektir. EPDK nın Elektrik Piyasasında Kullanılacak Sayaçlar Hakkında Tebliği ve TEDAŞ ın asgari sayaç koşullarına uyumlu iki sayaç (biri ana diğeri yedek olmak üzere) projenin sağlayacağı elektriği saptayacaktır. Sayaçlar ayrıca Uluslar arası Elektroteknik Komisyonu ve TSE standartlarına uyumluluk gösterecektir. Sayaçlar aktif ve reaktif enerjiyi alım satım bazında ölçebilirken, güç kalitesini de ölçer ve geriye dönük bilgi depolaması yapar. Brüt Enerji Üretimi İç kullanım = Şebekeye sağlanan net elektrik Göstergeler aynı zamanda santral operatörlerince saat başı okunup kaydedilip arşivlenir. PMUM (Piyasa Mali Uzlaştırma Merkezi) kurallarınca verilen ve çekilen enerjinin elektronik envanteri çıkarılır. Aylık okuma prosedürü santral müdürü tarafından arşivlenirken aynı zamanda PMUM um dijital sistemi PYS de depolanır. Borga Carbon bu sistemin kullanıcı adı ve şifresine sahip olarak sisteme erişebilecek ve tesisin elektrik üretim, kullanım ve satış bedellerinin faturalarını izleyebilecektir. Faturalama bölgenin dağıtımcı firması Osmangazi EDAS tarafından sayaç okumanın 10. gününde yapılır. Elektrik üretim değerleri elektronik ortamda her ayın ilk 4 günü içerisinde aktarılır. Bu data faturalamaya esas değerlerdir. Okuma protokolü ulaştırılamaz ya da eksik değer görülürse geçmiş ayın değerlerine göre faturalama yapılır. Projenin net elektrik üretim miktarı santral müdürü ve dağıtım şirketi görevlisi tarafından imzalanıp onaylanan aylık Sayaç Okuma Protokolü ndeki değerlerle tespit edilir. Normal şartlarda ana sayaç değerleri esas alınır. Şebekeden çekilen aktif enerji değeri şebekeye verilen aktif enerji değerinden çıkartılarak emisyon azaltımı hesabına esas olan projenin net elektrik üretimi bulunur. ŞEKİL 13: Örnek Sayaç Okuma Protokolü

page 55 Bir sayacn bozulması durumunda, sağlam olanın değerleri protokole esas teşkil eder. Bu tip durumlarda dağıtım şirketi görevlisi haberdar edilir, mühürlü ve kilitli sayaçlar onun nezaretinde açılarak arızanin sebebi belirlenir. Arızanın resmi kayıt tutanağı Borga Carbon a da tedarik edilecektir. Sayaç Kalibrasyonu Sayaçlar fabrika çıkış kalibrasyonludur ve kullanıcıya Kalibrasyon Başlıkları ve Değer Raporu ile her bir ayrı sayaç için seri numaraları altında ulaştırılır. Sayaçların periyodik kalibrasyonu Sanayi ve Ticaret Bakanlığınca hazırlanmış Ölçü ve Ölçü aletleri Muayene Yönetmeliğince düzenlenmiştir. Faturalamaya esas sayaçlar yurt çapında bu yönetmeliğe tabidir Yönetmeliğin dokuzuncu maddesine göre her sayaç için on yılda bir kalibrasyon zorunludur. Süreç ilk kalibrasyon ve resmi mühürleme tarihinden itibaren başlar. Yönetmeliğin altıncı maddesi kalibrasyon uygulamalarını düzenler. Bakanlık, periyodik muayene müracaatlarının her yıl Ocak ayı başından şubat ayının son gününe kadar, ölçü ve ölçü aletlerinin cins ve özelliklerine göre hangi mercilere yapılacağını, Türkiye Radyo Televizyon Kurumu kanalıyla radyo ve televizyondan hükümet bildirisi olarak belli aralıklarla ilan eder. Dağıtım şirketi bu kalibrasyonu uygulamak ve denetlemekle yükümlüdür. Yönetmeliğin sekizinci maddesine göre Periyodik muayeneler, Bakanlık Ölçüler ve Ayar Teşkilatı ile Grup Merkezi Belediye Ölçüler ve Ayar Memurluklarınca, 9 uncu ve 11 inci maddelerde belirtilen sürelerde yapılır. Zorunlu ya da gönüllü yapılan kalibrasyonların resmi raporları Borga Carbon a da verilecek ve arşivlenecektir. İzlemeye Tabi Veri Projenin şebekeye sağladığı yıllık net elektrik miktarı Satışa tabi elektrik projenin hayata geçirilmesinden itibaren PMUM veritabanı ve proje sahibince depolanacaktır. Santral müdürü ve ekibi emisyon azaltımı, izleme ve veri toplama mekanizmaları hakkında bilgilendirilecekler ve sorumlu olacaklardır. Emisyon faktörü önceden hesaplanmış olduğundan AMS.I.D versiyon 16 uyarınca her yenilenebilir kredi donemi öncesinde Bileşik Marj Elektrik Sistemi için Emisyon Faktörü Hesaplama Araç ının o dönemdeki en guncel sürümüne gore tekrar hesaplanacaktır.

page 56 İzleme Raporu İzleme Raporu Borga Carbon tarafından hazırlanır ve her verifikasyon öncesinde denetçiye sunulacaktır. Raporun içeriği şebekeye bağlı elektrik üretim değerleri ve emisyon azaltıp hesaplarından ve eğer varsa kalibrasyon ve bakım belgelerinden oluşacaktır. Harita, çizim, CED raporu ve ornitoloji raporu gibi yazılı evraklar da arşivlenmeli ve istek halinde denetçiye sunulmalıdır. Bu şekilde güvenirlilik, şeffaflık ve izlenebilirlik sağlanacaktır. Kayıt Yönetimi Proje neticesinde ortaya çıkan tüm dokümentasyon kayıt yönetim prosedürüne tabidir. İzleme verileri devamlı olarak depolanırken tüm elektronik ve yazılı dokümanlar toplanacaktır. Tüm bu arşiv kredilendirme bitiminin en az iki yıl sonrasına kadar proje sahibi tarafından muhafaza edilmek zorundadır. Tüm ölçüm işlemleri kusursuz çalışan ve ilgili standart ve kurallara uyumlu sayaçlar ile yapılmalıdır. Emisyon faktörü önceden hesaplanmış olduğundan AMS.I.D Versiyon 16 uyarınca her yenilenebilir kredi donemi öncesinde Bileşik Marj Elektrik Sistemi için Emisyon Faktörü Hesaplama Araç ının o dönemdeki en güncel sürümüne göre tekrar hesaplanacaktır. B.8.Mevcut durum ve izleme metodları tamamlama ve başvuru tarihi ve ilgili şahsın/kurumun adı 08 Eylül 2011 Borga Karbon Danışmanlık ltd. adına Alev Erol Telefon: +90 212 356 96 76 E-mail: aleverol@borgacarbon.com BÖLÜM C. Projenin süresi/kredi periyodu C.1. Projenin süresi: C.1.1. Proje başlangıç tarihi: 01/01/2013 C.1.2. Projenin beklenen ömrü: 49 yıl 0 ay.

page 57 C.2. Kredilendirme periyotu seçimi ve ilgili acıklama: C.2.1. Yenilenebilir kredi periyotu: C.2.1.1. İlk kredi periyotu başlangıç tarihi: 01/01/2013 C.2.1.2. İlk kredi periyotu süresi: 7 yıl 0 ay. C.2.2. Fiks kredi periyotu: C.2.2.1. Başlama tarihi: uygulanmaz. C.2.2.2. Süre: Uygulanmaz. BÖLÜM D. Çevresel etkiler D.1. Documentation on the analysis of the environmental impacts, including transboundary impacts: Türkiyenin, çevresel etkiler değerlendirmesi yönetmeliğine göre 83 Proje, Proje tanıtım dosyasını tamamlamış ayrıca Ekim 2009 tarihli 60 MW için CED muafiyet raporu almıştır. 84. Muafiyet şartları ve kriterlerine göre proje ile ilgili sınır aşan etkiler yoktur.proje sahası ile ilgili kamulaştırma işleri tarafların karşılıklı rızaları ile gerçekleştiği için bu konu ile ilgili sosyal ve çecresel etkiler kısa süreli ve geçicidir.ced gerekli değildir raporunu alabilmek için yönetmelikte belirtilen ve gerekli olan önlemler parametreler dikkatlice incelenmiş ve zarar vermeme kıstası yerine getirilmiştir Tanıtım notunda projenin teknik,çevresel,ekonomik ve sürdürülebirlik değerleri tartışılmıştır. Aşağıdaki tabloda CED gerekli değildir raporu ile ilgili göstergeler verilmiştir. TABLO 25: Proje tanıtım dosyası ve CED gerekli değildir raporundaki değerlendirme unsurları: Atık su mşktarı ve kalite hesabı Toz yayılımı vemiktarının hesabı Gürültü seviyesi hesabı 83 www.cedgm.gov.tr/ced/files/mevzuat/cedyonetmeligi.doc 84 Ek 5 : CED muafiyet raporu

page 58 Katı atık tipi ve miktarı Atık yağ yakıt İşçi sağlığı ve emniyeti yönetmeliğine göre teknoloji ve ekipman kullanımından kaynaklanan kaza riski değerlendirmesi Potansiyel ve beklenmeyen çevre zaralarına karşı belirnenen önlemler Arazi kalitesi toprak durumu (tarım alanları,orman bölgeleri,su kaynakları vs). Geological conditions of the region and relevant studies Proje alanına yakın değerli yerler* Iyerel bitki ve hayvan türü üzerine etki Elektromanyetik girişim Görsel etki Ornitoloji (kuş bilimi)** Değerlendirme sonucunda projenin yukarıda belirtilen kıstaslar ile ilgili geri dönülmesi mümkün olmayan bir etkisi yoktur. *Değerli yerler, sulak alanlar,kıyı bölgeleri,ormanlık ve dağlık alanlar,tarım alanları,milli parklar,koruma altındaki çevresel değeri olan ve vahşi yaşam alanları,yüksek nüfusa sahip alanlar,tarihi kültürel arkeolojik mirasa sahip yerler,erozyon alanları,ormanlaştırma alanları gibi yerlerdir.projeye yakın olarak 1ci dereceden Karakuyu sulak alanı mevcuttur.proje alanı bu yüzden avlanma yasağı bölgesidir 85 **Proje alanı kuş göç yolu üzerinde değildir.göçmen kuşlar proje sahasına 55 km mesafedeki Eğirdir ve 35 km mesafedeki burdur gölünde tüneklemektedirler. Buna rağmen proje muhtemel kuş kazalarını önlemek için bağzı tedbirler almıştır Alan daraltmak için türbünler mümkün olduğunca birbirlerine yakın olarak yerleştirileceklerdir. - Türbin kanatları nın görünebilirliliği kanat ucları sarıya boyanarak sağlanacaktır. - Aydınlatma sistemi mümkün olabilecek en sönük şiddete olacktır. Ornitoloji raporu son lisans ve müsadeler için orman ve su işleri bakanlığına sunulmuştur. 86 D.2. Eğer proje shibi veya ilgili ülke çevresel etkilerin önemli olduğunu düşünüyorsa ilgili ülkenin çevresel etki değerlendirmesini destekleyen referansları ve temin edin : Uygulanmaz. BÖLÜM E. Paydaşların görüşleri 85 Ek 8 e bakınız.. 86 18/07/2011. Tarihli ornitoloji raporu istendiğinde tamin edilebilir..

page 59 E.1. Paydaşların görüşlerinin alınması ve derlenmesinin kısa açıklaması : Paydaşlar, paydaşlar toplantısına davet edilirken: o Davet mektubu; o Yerel gazetede ilan; o Davetlileri telefon ile arama; o Belediye hoparlöründen şehir halkına toplantıgünü çağrı anonsu. yapılmıştır Paydaşlar toplantısı 6 Eylül tarihinde Dinar belediye binası toplantı salonunda gerçekleştirilmiştirtoplantıda proje sahipleri ve yerel halkın yanısıra ormancılık genel müdürü,park bahçeler koruma temsilcisi,afyon Kocatepe üniversitesinden yetkililer, Dinar belediye başkanı,belediye meclis üyeleri ve muhtarlar katılmışlardır. Katılımcı sayısı 20 de fazla olmasına rağmen katılım listesini 14 kişi imzalamıştır Gold standart WWF, Greenpeace ve REC Türkiye de davet edilmiştir Toplantı yeri yöresel halkın kolayca ulaşabileceği, ve katılımcı sayısını artırabilmek için tarih ve satinin şehir pazarı olan Salı günü ve öğlen namazı çıkışına denk getirmek için öğleden sonraya ayarlanmıştır. Tüm yerel halk gazette ilanı ile,kahvehane anonsları ile ve belediye hoparlörü anaonsları ile toplantı öncesinden haberdar edilmiş ve çağrılmıştır.presentasyondan önce teknik olmayan bilgi özeti katılımcılara dağatılmıştır Projenin tanıtımı ve izahatı proje geliştirici tarafından projenin sahibi firmanın tanıtılması,projenin teknik acıklaması,tahmini emisyon değerleri,gold standart hakkında açıklama ve izahat,kredi gelirlerinin önemi, ve projeyi diğerlerinden farklı kılan özelliklerini kapsayacak şekilde yapılmıştır.toplantıya katılan köylülerin büyük bir çoğunluğu kendilerini ilgilendiren konuları toplantının ilk aşamasında görüştükleri için terk etmişlerdir.projeyi acıklayıcı mahiyeteki sürdürülebilir kalkınma matriksi ile ilgili soru ve düşünceler alınmıştır.matriksi katılmcılar tarafından pozitif negative ve nötür olarak doldurluması istenmiştir.bu konu ile ilgili proje geliştirci Alev Erol ve proje sahibi adına harita mühendisi Erdem Atılır tarafından cevaplanmıştırtoplantı katılımcıların genel desteği ve proje sahibinin iyi niyet mesajı ile kapanmıştır E.2. Görüşlerin özeti: Paydaşlar toplantısından 15 adet orjinal değerlendirme raporu Ek 2 dedir. Organize edilen toplantıdan proje ile ilgili alınan kanı pozitifdir. Paydaşların kanısı projenin çevre dostu, temiz enerji üreteceği,köylülere iş imkanı sağlıyacağı ve faydası olacağı yönündedir.bu konu ile ilgili paydaşların düşünce ve görüşleri detaylı olarak paydaşlar toplantısı raporundadır.bununla beraber proje alanı,iş imkanı,göçmen kuşlar ve türbinlerden cıkacak gürültü gibi sorular paydaşlar tarafından toplantıda gündeme getirilmiştir..tüm bu sorular ve görüşler ciddi ve makul olarak kabul edilmiş ve tatmin edici cevaplar verilmiştir. Projenin uygulamaya geçmesi ile ilgili olarak ciddi ve kritik görüş veya itiraz olmamıştır. Paydaşların görüşlerini ve fikirlerini kapsayan detaylı açıklama paydaşlar toplantısı raporundadır. E.3. Görüşlere karşı verilen cevaplar : Paydaşlardan Karakuyu sulak alanındaki göçmen kuşlar ve bu alanın biyolojik çeşitliliğin etkilenmesi ile ilgili konulardan başka bir soruları olmamıştır.proje geliştirici bu konu hakkında projenin kuş göç yolu üstünde olmadığını anlatmiş ayrıca projenin emisyonu olmadığı için biyolojik çeşitliliği

page 60 etkilemeyeceğini açıklamıştır. İlave olarak proje nin bulunduğu arazinin çorak olası nedeni ile projeden etkilenecek bitki olmadığını belirtmiştir. Proje için orman ve su işleri bakanlığından Karakuyu sulak alanı ile ilgili on ay almıştır.projenin doğal yaşama etkisini gözlemleyebilmek için özelikle ornitoloji konusunda proje en az iki yıl gözlem altında tutulacak ve bakanlığa sunulmak üzere her altı ayda bir rapor düzenlenecektir.özellikle koruma alanının yaklaşım bölgesindeki türbinlerin faliyeti göç mevsimlerinde bakanlık iznine tabi olacaktır. 87. Katılımcılardan biri, türbin kanatcıklarının çalışmasının cep telefonlrına ve TV yaınlarına rtkisisin olup olmayacağını sormuştur. Türbin kanatları polikarbon malzemeden olduğu için böyle bir sorun yaratmaycaktır,ayrıca proje sahasında TV yayın anteni baz istasyonu veya radar anteni bulunmamaktadır. Netice olarak süedürülebilirlik ile ilgili toplantıda başka bir soru sorulmamıştır. 87 Ek 8: Karakuyu sulak alanı raporu ve kabulu

page 61 Ek 1 PROJE SAHİBİ İRTİBAT BİLGİLERİ Organizasyon: Olgu Enerji Yatirim Uretim ve Ticaret Anonim Sirketi Sokak/posta kutusu: Turen Gunes Bulvari 15. Cadde Bina: No: 11 Şehir: Yildiz, Cankaya - ANKARA Bölge: Posta kodu: Ülke: TURKİYE Telefon: +90 312 492 03 06 FAX: E-Mail: URL: İlgili şahıs: Nil Ozsancak Ünvan: Bay/Bayan: Soyadı: Ozsancak Ön adı: Adı: Nil Departman: Cep telefonu: +90 530 346 60 27 Direk FAX: Direk tel: Kişisel e-mail: nozsancak@guris.com

page 62 Ek 2 KAMU FONU İLE İLGİLİ BİLGİ

page 63 EK 3 MEVCUT DURUM BİLGİSİ Türk elektrik üretim haritası 88 88 http://www.euas.gov.tr/_euas/images/birimler/basin/euasharitafinal.jpg

page 64 TÜRKİYE KURULU GÜCÜNÜN YILLAR İTİBARİYLE GELİŞİMİ ANNUAL DEVELOPMENT OF TURKEY'S INSTALLED CAPACITY (1913-2009) Birim(Unit) : MW YIL TERMİK HİDROLİK TOPLAM ARTIŞ YIL TERMİK HİDROLİK JEOTER.+RÜZ. TOPLAM ARTIŞ YEAR THERMAL HYDRO TOTAL INCREASE YEAR THERMAL HYDRO GEOTHERM.WIND TOTAL INCREASE % % 1913 17.2 0.1 17.3-1966 1028.0 616.3 1644.3 10.3 1923 32.7 0.1 32.8 89.6 1967 1257.4 701.7 1959.1 19.1 1924 32.8 0.1 32.9 0.3 1968 1243.4 723.2 1966.6 0.4 1925 33.3 0.1 33.4 1.5 1969 1243.4 723.8 1967.2 0.03 1926 48.4 0.2 48.6 45.5 1970 1509.5 725.4 2234.9 13.6 1927 51.5 0.4 51.9 6.8 1971 1706.3 871.6 2577.9 15.3 1928 64.4 1.5 65.9 27.0 1972 1818.7 892.6 2711.3 5.2 1929 68.9 3.2 72.1 9.4 1973 2207.1 985.4 3192.5 17.7 1930 74.8 3.2 78.0 8.2 1974 2282.9 1449.2 3732.1 16.9 1931 98.7 3.2 101.9 30.6 1975 2407.0 1779.6 4186.6 12.2 1932 99.8 3.5 103.3 1.4 1976 2491.6 1872.6 4364.2 4.2 1933 104.3 3.5 107.8 4.4 1977 2854.6 1872.6 4727.2 8.3 1934 112.9 4.5 117.4 8.9 1978 2987.9 1880.8 4868.7 3.0 1935 121.2 5.0 126.2 7.5 1979 2987.9 2130.8 5118.7 5.1 1936 133.3 5.2 138.5 9.7 1980 2987.9 2130.8 5118.7 0.0 1937 161.7 5.4 167.1 20.6 1981 3181.3 2356.3 5537.6 8.2 1938 173.1 5.4 178.5 6.8 1982 3556.3 3082.3 6638.6 19.9 1939 210.1 5.5 215.6 20.8 1983 3695.8 3239.3 6935.1 4.5 1940 209.2 7.8 217.0 0.6 1984 4569.3 3874.8 17.5 8461.6 22.0 1941 213.8 8.2 222.0 2.3 1985 5229.3 3874.8 17.5 9121.6 7.8 1942 218.5 8.2 226.7 2.1 1986 6220.2 3877.5 17.5 10115.2 10.9 1943 228.2 8.2 236.4 4.3 1987 7474.3 5003.3 17.5 12495.1 23.5 1944 233.7 8.2 241.9 2.3 1988 8284.8 6218.3 17.5 14520.6 16.2 1945 237.7 8.2 245.9 1.7 1989 9193.4 6597.3 17.5 15808.2 8.9 1946 238.5 9.0 247.5 0.7 1990 9535.8 6764.3 17.5 16317.6 3.2 1947 242.3 9.1 251.4 1.6 1991 10077.8 7113.8 17.5 17209.1 5.5 1948 296.2 9.3 305.5 21.5 1992 10319.9 8378.7 17.5 18716.1 8.8 1949 371.8 10.0 381.8 25.0 1993 10638.4 9681.7 17.5 20337.6 8.7 1950 389.9 17.9 407.8 6.8 1994 10977.7 9864.6 17.5 20859.8 2.6 1951 399.2 24.0 423.2 3.8 1995 11074.0 9862.8 17.5 20954.3 0.5 1952 412.0 25.8 437.8 3.4 1996 11297.1 9934.8 17.5 21249.4 1.4 1953 470.1 29.4 499.5 14.1 1997 11771.8 10102.6 17.5 21891.9 3.0 1954 480.2 36.7 516.9 3.5 1998 13021.3 10306.5 26.2 23354.0 6.7 1955 573.5 38.1 611.6 18.3 1999 15555.9 10537.2 26.2 26119.3 11.8 1956 731.9 154.2 886.1 44.9 2000 16052.5 11175.2 36.4 27264.1 4.4 1957 777.6 161.8 939.4 6.0 2001 16623.1 11672.9 36.4 28332.4 3.9 1958 809.1 220.9 1030.0 9.6 2002 19568.5 12240.9 36.4 31845.8 12.4 1959 843.4 317.6 1161.0 12.7 2003 22974.4 12578.7 33.9 35587.0 11.7 1960 860.5 411.9 1272.4 9.6 2004 24144.7 12645.4 33.9 36824.0 3.5 1961 878.6 445.3 1323.9 4.0 2005 25902.3 12906.1 35.1 38843.5 5.5 1962 901.2 469.6 1370.8 3.5 2006 27420.2 13062.7 81.9 40564.8 4.4 1963 902.6 478.5 1381.1 0.8 2007 27271.6 13394.9 169.2 40835.7 0.7 1964 921.1 497.2 1418.3 2.7 2008 27595.0 13828.7 393.5 41817.2 2.4 1965 985.4 505.1 1490.5 5.1 2009 29339.1 14553.3 868.8 44761.2 7.0 Not:Jeotermal santralının kurulu gücü 2003 yılında EÜAŞ tarafından revize edilerek 15 MW'a düşürülmüştür. Note: Installed capacity of Geothermal P.P. Is revised and decreased to 15 MW in 2003 by EÜAŞ. reflected to all installed capacity table as well.

page 65

page 66

page 67

page 68

page 69

page 70 Ek 4 İZLEME BİLGİLERİ Sorumlu Kayıt tipi Kayıt yönetimi İzleme verisi bilgisi Elektrik üretimi Şebekeye verilen net elektrik miktarı (EGfacility, y) Tesis müdürü ve atanmış eleman. Elektronik Takip edilen veriler aylık olarak firma sahibine ve Borga Karbon Danışmanlık Ltd. Ye aylık olarak yollanacaktır.sorumluluk kalibrasyon ve bakım tesis müdürü sorumluluğunda olacaktır. Verifikasyon için Borga Karbon tarafından takib edilecek değerlendirilecek ve saklanacaktır

page 71 Ek 5 ELEKTRİK ÜRETİM LİSANSI

page 72 Ek 6 CED RAPORU

page 73 Ek 7 VER FİYATLARI

page 74 Ek 8 KARAKUYU SULAK ALANI RAPORU

page 75 EK 9 PROJENİN NET ELEKTRİK ÜRETİMİ HESABI

page 76 Ek 10 YATIRIM ANALIZLERİ İÇİN ALT SINIR ÖZSERMAYE İÇ VERİM ORANI Tipik bir rüzgar santrali 22.5 MW gücünde öngörülmüstür. Proje bedeli ise 43.6 Milyon ABD Doları olarak hesaplanmıştır. Farzedilen alın garantisi kilovat saat başına 8 dolar senttir. Bu verilerle Temiz Teknoloji Fonu uyarınca öngörülen projenin iç verim oranı alt sınırı yüzde on ikidir. Bu analiz, farzedilen alım garantili tarifelerde küçük hidro ve rüzgar projelerinin belirtilen alt sınır değeri olan öz sermaye iç verim oranlarına ulaşabilmek için Temiz Teknoloji Fonu ndan toplam proje bedelinin yüzde yirmisi oranında destek alması gerektiğini ortaya koyar. Biyokütle gibi teknolojilerde ise altsınır geri kazanım için oldukça yüksek -%50-%75 TTF katkısı gerekmektedir. Bazı enerji verimliliği yatırımları için yüzde yirmi TTF yardımı altsınır kazançları realize etmeyi mümkün kılarken bazı yatırımlar içinde bundan daha yüksek katkı gerekmektedir. Bu tablo diğer ülkelerde de uygulanmış olan enerji verimliliği yatırımlarına ilk beş sene içerisinde yapılan ve yüzde onbeşi bulan iştiraklerle örtüşmektedir.