ELEKTRĠK ÜRETĠM A.ġ. GENEL MÜDÜRLÜĞÜ (EÜAġ) 2011 YILI RAPORU

ELEKTRĠK ÜRETĠM A.ġ. GENEL MÜDÜRLÜĞÜ (EÜAġ) 2011 YILI RAPORU

Bu rapor, 03.12.2010 tarih ve 6085 sayılı Kanun ile 8.6.1984 tarih ve 233 sayılı Kanun Hükmünde Kararname uyarınca düzenlenmiģtir.

KuruluĢun ünvanı : Elektrik Üretim A.ġ. (EÜAġ) Merkezi : Ankara Ġlgili Bakanlık : Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı Esas sermayesi : 5.600.200.000 TL ÖdenmiĢ sermayesi : 5.600.200.000 TL Enflasyon düzeltmesi olumlu farkı : 5.876.822.687 TL KARAR ORGANI (Yönetim Kurulu) Yönetim Temsil ettiği KuruluĢtaki Görevli bulunduğu süre kurulundaki Adı ve soyadı Bakanlık veya görevi veya BaĢlama Ayrılma ünvanı kuruluģ mesleği tarihi tarihi 1- BaĢkan Halil ALIġ EÜAġ Genel Müdür 23.08.2010 Devam ediyor 2 - Üye Nurettin KULALI EÜAġ Genel Müdür Yar. 23.08.2010 10.03.2011 " Nurettin KULALI EÜAġ Genel Müdür Yar. 08.08.2011 Devam ediyor 3 - Üye RaĢit Ġġ EÜAġ Genel Müdür Yar. 07.03.2008 07.03.2011 " Ġrfan YILMAZ EÜAġ Genel Müdür Yar. 22.12.2011 Devam ediyor 4 - Üye Mustafa HATĠPOĞLU ETKB Unido-Ġchet (Hidrojen Enst.) Gn. Dir. 15.04.2009 10.02.2011 " Zafer BENLĠ ETKB MüsteĢar Yrd. 03.05.2012 Devam ediyor 5 - Üye Doç. Dr. M. Faruk AKġĠT ETKB Sabancı Ünv. Öğr.Üy. 01.03.2010 Devam ediyor 6 - Üye Mehmet Ali ERTUNÇ Hazine Müs. H. Kontr.K.BĢk.Yrd. 16.02.2010 Devam ediyor

KISALTMALAR AB Avrupa Birliği ADÜAġ Ankara Doğal Elektrik Üretim ve Ticaret A.ġ. ADDDY Atıkların Düzenli Depolanmasına Dair Yönetmelik AEL AfĢin Elbistan Linyitleri BWE Döner Kepçeli Ekskavatör-Bucket Wheel Excavator BGD Baca Gazı Desülfirizasyon CFB Circulating Fluidized Bed-Döner AkıĢkan Yatak ÇED Çevresel Etki Değerlendirmesi dd Devre dıģı DGKÇS Dogal Gaz Kombine Çevrim Santralı DKE Döner Kepçeli Ekskavatör DPT Devlet Planlama TeĢkilatı DSĠ Devlet Su ĠĢleri EPDK Elektrik Piyasası Düzenleme Kurumu ESA Elektrik SatıĢ AnlaĢması ETKB Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı EÜAġ Elektrik Üretim Anonim ġirketi GDS GeçiĢ Dönemi SözleĢmesi GSMH Gayri Safi Milli Hasıla GSYĠH Gayri Safi Yurtiçi Hasıla GWh Gigawatt saat (1 milyar watt saat) HES Hidro Elektrik Santral FOS Fuel Oil Santralı IGCC Integrated Gasification Combined Cycle-Entegre GazlaĢtırma Kombine Çevrim ĠHDS ĠĢletme Hakkı Devri SözleĢmesi KAMU-Ġġ Kamu ĠĢletmeleri ĠĢverenler Sendikası KĠK Kamu Ġhale Kurumu KÇGT Kombine Çevrim Gaz Türbini KHK Kanun Hükmünde Kararname KĠT Kamu Ġktisadi TeĢebbüsleri Kr KuruĢ kwh Kilowatt saat (Bin watt saat) MTA Maden Tetkik Arama Genel Müdürlüğü MBF Maliyet Bazlı Fiyatlandırma Mekanizması MĠGEM Maden ĠĢleri Genel Müdürlüğü MWh Mega watt saat (1 milyon watt saat) NGS Nükleer Güç Santralleri ODTÜ Orta Doğu Teknik Üniversitesi PETKĠM Petrokimya Endüstrisi Genel Müdürlüğü PMUM Piyasa Mali UzlaĢtırma merkezi RES Rüzgar Enerjisi Santralı SKHKKY Sanayi Kaynaklı Hava Kirliliğinin Kontrolü Yönetmeliği Sm 3 1atmosfer (1,01325 bar) basınç ve 15 0 C koģulundaki gaz hacmi TCDD Türkiye Cumhuriyeti Devlet Demiryolları TÇMB Türkiye Çimento Müstahsilleri Birliği TEAġ Türkiye Elektrik Üretim, Ġletim Anonim ġirketi TEDAġ Türkiye Elektrik Dağıtım Anonim ġirketi TEĠAġ Türkiye Elektrik Ġletim Anonim ġirketi TEK Türkiye Elektrik Kurumu TEMSAN Türkiye Elektromekanik Sanayi Genel Müdürlüğü TES-Ġġ Türkiye Enerji Su ve Gaz ĠĢçileri Sendikası TETAġ Türkiye Elektrik Ticaret ve Taahhüt Anonim ġirketi TKĠ Türkiye Kömür ĠĢletmeleri Kurumu TL Türk Lirası TS Termik Santral TTK Türkiye TaĢkömürü Kurumu TÜFE Tüketici Fiyat Endeksi TÜBĠTAK-MAMTürkiye Bilimsel ve Teknik AraĢtırma Kurumu Marmara AraĢtırma Merkezi YEGM Yenilenebilir Enerji Genel Müdürlüğü (mülga EĠE) YĠ Yap ĠĢlet YĠD Yap ĠĢlet Devret YPK Yüksek Planlama Kurulu

Ġ Ç Ġ N D E K Ġ L E R Sayfa No: I - TOPLU BAKIġ I A - Elektrik enerjisinin Dünya ekonomisindeki yeri B - KuruluĢun tarihçesi, Türkiye ekonomisindeki yeri ve geliģimi C - Öneriler II - ĠDARĠ BÜNYE 1 A - Mevzuat 1 B - TeĢkilat 3 C - Personel durumu 7 III - MALĠ BÜNYE 15 A - Mali durum 15 B - Mali sonuçlar 20 IV - ĠġLETME ÇALIġMALARI 23 A - ĠĢletme bütçesinin genel durumu 23 B - Finansman 24 C - Giderler 25 D - Tedarik iģleri 26 E - Üretim ve maliyetler 37 I II XIII F - Pazarlama 126 G - Sigorta iģleri 131 H - ĠĢletme sonuçları 132 I - Bağlı ortaklık ve iģtirakler 136 J - Kalkınma planı ve yıllık programlar 140 V - BĠLANÇO 149 - Aktif 151 - Pasif 176 VI - GELĠR TABLOSU 189 - EKLER 206

I. TOPLU BAKIġ A-Elektrik enerjisinin Dünya ekonomisindeki yeri: Elektrik enerjisinin üretimi, iletimi, dağıtımı ve satıģına iliģkin tüm iģlemler elektrik piyasası faaliyetlerini oluģturmaktadır. Bu faaliyetler kapsamındaki temel amaç, elektrik enerjisinin tüm kullanıcılara zamanında, güvenilir, yeterli, sürekli, kaliteli ve uygun fiyatla temini suretiyle ekonomik ve sosyal kalkınmanın sağlıklı bir Ģekilde desteklenmesidir. Birincil enerji kaynağına sahip veya bu enerjiyi ülke dıģarıdan temin edebilen ülkelerin üretebildikleri ikincil bir enerji türü olan elektrik enerjisi, iletim sistemlerinin entegrasyonu ile birlikte ülkeler arasında ihtiyaca göre alınır verilir duruma gelmiģtir. Elektrik enerjisi, mekanik, ısı, ıģık gibi diğer enerji türlerine kolayca dönüģebilir olması; uzak mesafelere ucuz ve az kayıpla çok hızlı bir Ģekilde taģınabilmesi; anında tüketilmesi ve stok yapma imkanının bulunmaması; temiz enerji ve çevre dostu olması gibi bazı özellikleri nedeniyle, birincil enerji kaynaklarına nazaran daha çok tercih edilmektedir. Elektrik enerjisi belirtilen üstünlük ve kolaylıkları sayesinde yoğun bir Ģekilde kullanılmakta ve sanayinin en önemli girdilerinden birini oluģturmaktadır. Fert baģına düģen enerji tüketim miktarı, ülkelerin refah ve geliģmiģlik düzeyini gösteren nesnel ve önemli bir ölçüt olarak kabul edilmektedir. Stratejik önemi ve dünya politikalarını yakından etkileyen politik bir güce dönüģebilme özelliği dolayısıyla enerjinin kontrolü, ülkeleri bölgesel yeni entegrasyon modellerine yöneltmektedir. Bilinen rezervler açısından konvansiyonel enerji kaynaklarının kısa sürede tükeneceği olgusu ise ülkeleri stratejik yeni enerji yönetimi ve politikaları oluģturmaya yöneltmektedir. Enerji temininin bu kadar karmaģık hale gelmesi ise tüm ülkeleri, gerekli enerjilerini yeni ve yenilenebilir (su, rüzgar, güneģ vb.) çeģitli enerji kaynaklarına dayandırmaya ve özellikle de bu kaynakların etkin, ucuz ve ticari olarak kullanılabilme imkanlarının araģtırılmasına yönlendirmektedir. Nükleer enerji yatırımı, kazaların yarattığı olumsuz ortam ve çevreci baskı gruplarının yürüttüğü aleyhte propagandaların etkisiyle zaman zaman yavaģlamaktadır. Halen, Fransa, Belçika, Almanya, Rusya, Hollanda, Japonya, ABD ve Ġsveç gibi geliģmiģ ülkelerdeki nükleer santraller, elektrik üretiminin önemli bir kısmını sağlamaktadır. Türkiye nin komģu ülkeleri olan Bulgaristan, Ukrayna ve Ermenistan da da çalıģan nükleer santraller bulunmaktadır. Ġran da nükleer santral inģa edilmektedir. Türkiye de iki adet nükleer santral kurulmasıyla ilgili çalıģmalar sürdürülmektedir. Bazı ülkelerde ise mevcut nükleer santrallerinin tedricen devre dıģı bırakılması konusunda çalıģmalar yapılmaktadır. Gelecek yıllarda da enerji talebinin büyük ölçüde fosil yakıtlardan sağlanacağı, dolayısıyla petrol, linyit ve doğal gaz talebindeki artıģın süreceği beklenmekle birlikte, global ısınma ve çevre sorunları nedenleriyle fosil olmayan yeni ve yenilenebilir enerji kaynaklarına olan talebin daha da artacağı tahmin edilmektedir. Bu nedenle nükleer I

enerjinin stratejik bir konum kazanmakta olduğu ve önümüzdeki dönemlerde nükleer santrallere talebin artacağı öngörülmektedir. Ayrıca, birçok ülkede yeni enerji kaynakları bulma konusundaki bilimsel araģtırmalar yoğun bir Ģekilde sürdürülmektedir. Enerji üretim tesislerinin çevre üzerindeki olumsuz etkileri dünya gündeminde devamlı yer almaktadır. Sektörle ilgili faaliyetler sürekli denetim altında tutularak, yasal düzenleme ve yeni kriterlerle çevre konusunun elektrik üretim, iletim ve dağıtım projelerinde öncelikli yer almasına önem verilmektedir. Elektrik enerjisi üretimi ve tüketimi, ülkelerin sanayileģme seviyesi ve ekonomilerinin büyüklüğüne göre değiģmekte olup, bu konuda ABD, Japonya, Almanya, Kanada, Fransa, Kore, Ġngiltere, Ġtalya, Ġspanya, Avustralya ve Meksika gibi ülkeler ilk sıralarda yer almaktadır. B-KuruluĢun tarihçesi, Türkiye ekonomisindeki yeri ve geliģimi: Dünyada ilk elektrik santrali 1882 yılında Ġngiltere de, Türkiye de ise özel sektör tarafından 1902 yılında Mersin-Tarsus ta tesis edilmiģtir. 1913 yılında, bir kamu iģletmesi olarak, Ġstanbul da, Silahtarağa Termik Elektrik Santralı hizmete girmiģtir. Daha sonraki yıllarda, ülkenin elektrik ihtiyacı yerel yönetimler, sanayiciler ve özel Ģirketler tarafından kurulan, bölgesel üretim ve dağıtım iģletmeleri tarafından karģılanmıģtır. 10.06.1921 tarihinde kabul edilen Menafi-i Umumiye ye Müteallik Ġmtiyazat Hakkında Kanun ile ülkeye teknolojik yenilik getiren, üretim yapan, istihdam yaratan ve milli ekonomiye katkılar sağlayan, bazı Ģirketlere imtiyazlar sağlanmıģtır. Devletin öncülüğündeki ilk elektrik iģletmeciliği, 1935 yılında 2805 sayılı Kanun uyarınca Etibank ın kurulmasıyla birlikte baģlamıģtır. 1948 yılından itibaren Maden Tetkik Arama, Elektrik ĠĢleri Etüt Ġdaresi, Ġller Bankası ve Devlet Su ĠĢleri nin katkılarıyla inģaatı tamamlanan çok sayıda termik ve hidroelektrik santral ulusal elektrik enerjisi iletim sistemine bağlanmıģtır. Kalkınma planlarında elektrik üretim, iletim, dağıtım ve ticaretine iliģkin faaliyetlerin entegre bir sistem içerisinde ve tek kamu kurumu çatısı altında birleģtirilmesi hedeflenmiģ ve bu hedef doğrultusunda; 15.07.1970 tarih ve 1312 sayılı Kanun ile Türkiye Elektrik Kurumu (TEK) kurulmuģ, 09.09.1982 tarih ve 2705 sayılı Kanun ile belediye ve köy birlikleriyle bazı özel Ģirketlerin mülkiyetinde ve iģletmesinde bulunan elektrik üretim, iletim ve dağıtım faaliyetleri TEK e devredilmiģtir. Diğer taraftan Temmuz 1986 tarihinde Ġller Bankası nın elektrik enerjisi faaliyetleriyle ilgili birimi, iki kuruluģ arasında yapılan anlaģma çerçevesinde, tüm fonksiyonları ve çalıģan personeliyle birlikte TEK bünyesine aktarılmıģtır. Ancak geçen zaman içerisinde özel Ģirketlerin de elektrik sektöründe faaliyette bulunmaları benimsenmiģ ve bu doğrultuda ilk olarak 04.12.1984 tarih ve 3096 sayılı Türkiye Elektrik Kurumu DıĢındaki KuruluĢların Elektrik Üretimi, Ġletimi, Dağıtımı ve Ticareti Ġle Görevlendirilmesi Hakkında Kanun yürürlüğe girmiģtir. Daha sonraki yıllarda ise kamudaki elektrik faaliyetlerinin özelleģtirilmesi ve özel Ģirketlerin sektöre yatırım yapmalarının teģviki amacıyla muhtelif yasal düzenleme yapılmıģtır. II

Enerji sektöründe serbest bir elektrik piyasası oluģturulması ve bu piyasada bağımsız bir düzenleme ve denetimin sağlanması amacıyla 20.02.2001 tarih ve 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu çıkarılmıģtır. Bu çerçevede; Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu (EPDK) kurulmuģ, 03.09.2002 tarihinde elektrik enerjisi piyasası açılmıģ ve piyasada elektrik enerjisi üretim, iletim, dağıtım ve perakende satıģı faaliyeti için EPDK dan lisans alma zorunlu hale gelmiģtir. 4628 sayılı Kanunda kamu Ģirketlerindeki elektrik enerjisi üretimi ile dağıtım ve perakende satıģ faaliyetlerinin 4046 sayılı Kanun kapsamında özelleģtirilmeleri, iletim faaliyetinin ise kamuda kalması ve TEĠAġ tarafından tek elden yürütülmesi yer almıģtır. Ancak 4628 sayılı Kanun un ÖzelleĢtirme baģlıklı 14 üncü maddesine, 09.07.2008 tarih ve 5784 sayılı Kanun un 4 üncü maddesiyle, EÜAġ ın özelleģtirilmesi hakkında özel düzenleme eklenmiģtir. Böylece EÜAġ ın, 4046 sayılı Kanun çerçevesinde özelleģtirme programına alınan birim veya varlıklarının, özelleģtirme sürecinde EÜAġ bünyesinde kalmaları ve Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı ile ilgilerinin devam etmesi hususu getirilmiģtir. Elektrik sektörünün Avrupa Birliği müktesebatına uyumlu hale getirilmesi ve sektörde özelleģtirmenin sağlanması amacıyla, 12.08.1993 tarih ve 93/4789 sayılı Bakanlar Kurulu Kararı ile TEK (Türkiye Elektrik Kurumu); TEAġ (Türkiye Elektrik Üretim Ġletim A.ġ.) ve TEDAġ (Türkiye Elektrik Dağıtım A.ġ.) olarak iki ayrı anonim Ģirket halinde yapılandırılmıģtır. Aynı doğrultuda 05.02.2001 tarih ve 2001/2026 sayılı Bakanlar Kurulu Kararı çerçevesinde, sektördeki yeniden yapılandırma ve özelleģtirme sürecine etkinlik kazandırılması amacıyla TEAġ; TEĠAġ (Türkiye Elektrik Ġletim A.ġ.), EÜAġ (Elektrik Üretim A.ġ) ve TETAġ (Türkiye Elektrik Ticaret ve Taahhüt A.ġ.) Ģeklinde üç ayrı Ģirket halinde yeniden yapılandırılmıģtır. Bu yapılanmalar sonucunda, kamuda tek elden yürütülmekte olan elektrik enerjisi üretimi, iletimi, dağıtımı ile alım ve satım faaliyetleri ayrıģtırılarak; elektrik enerjisi üretimi görevi EÜAġ a, iletim görevi TEĠAġ a, toptan alım ve satımı görevi TETAġ a, dağıtım ve perakende satıģ görevi ise TEDAġ a verilmiģtir. Böylece mülga TEAġ ın mevcut elektrik üretim tesisleri EÜAġ bünyesine alınırken, iletim tesisleri TEĠAġ a, yap-iģlet-devret ve yap-iģlet modeliyle yapılan santraller ile iģletme hakkı devredilen santrallerin enerji satıģ anlaģmaları ise TETAġ a devredilmiģtir. Öte yandan elektrik üretimi, iletimi, dağıtım ve ticareti hususunda 1953 ve 1956 yıllarında imtiyaz almıģ olan, ancak 3096 sayılı Kanun çerçevesinde, 26.09.1988 tarih ve 88/13314 sayılı Bakanlar Kurulu Kararı ile kendi görev bölgelerinde 70 yıl süre ile görevli Ģirket yapılmaları sonucunda, 2002 ve 20016 yıllarında bitecek olan imtiyazları 2058 yılına kadar uzatılan ÇEAġ (Adana, Ġçel, Osmaniye ve Hatay) ve KEPEZ (Antalya) Ģirketlerinin mevcut imtiyaz hakları, 12.06.2003 tarih ve 2003/5712 sayılı Bakanlar Kurulu Kararı ile kaldırılmıģtır. Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından, mevcut sözleģme Ģartlarına göre Ģirket kusuru nedeniyle 12.06.2003 tarihinde söz konusu Ģirketlerin elektrik enerjisiyle ilgili faaliyetlerine el konulmuģ ve bölgedeki elektrik enerjisi üretim, iletim ve dağıtım faaliyetlerinin aksatılmadan yürütülmesi için ilgisi nedeniyle üretimde EÜAġ, iletimde TEĠAġ ve dağıtımda ise III

TEDAġ görevlendirilmiģtir. Bu kapsamda, anılan bölgelerdeki enerji üretim tesisleri çalıģanları ile birlikte EÜAġ a devredilmiģtir. Yüksek Planlama Kurulu nun 17.03.2004 tarih ve 2004/3 sayılı Kararı ile Elektrik Enerjisi Sektörü Reformu ve ÖzelleĢtirme Stratejisi Belgesi onaylanarak yayınlanmıģtır. Anılan belgede özetle; elektrik enerjisi sektöründeki özelleģtirmelerin 4046 sayılı Kanun çerçevesinde ÖzelleĢtirme Ġdaresi BaĢkanlığı tarafından yapılması, özelleģtirmelere elektrik dağıtımından baģlanması, kamu mülkiyetindeki tüm hidroelektrik santrallerinin elektrik üretimiyle ilgili kısımlarının EÜAġ a devredilmesi, kamu (EÜAġ) uhdesinde kalacak stratejik belirli hidroelektrik santraller dıģındaki santrallerin yeniden yapılandırılması ve gruplandırılması, kamu elektrik üretim varlıklarının dağıtım özelleģtirmelerinin büyük ölçüde gerçekleģtirilmesinden sonra üretimde rekabetçi bir yapı oluģmasına yönelik olarak uygun Ģekilde gruplandırma yapılarak özelleģtirilmesi, maliyetleri yansıtan bir fiyatlandırma sisteminin uygulamaya konulması, geçiģ dönemi sözleģmelerinin imzalanması, portföy elektrik üretim Ģirketleri özelleģtirme sürecinin 1 Temmuz 2006 tarihi itibariyle baģlatılması öngörülmüģtür. Diğer taraftan Yüksek Planlama Kurulu nun 18.05.2009 tarih ve 2009/11 sayılı Kararıyla Elektrik Enerjisi Piyasası ve Arz Güvenliği Strateji Belgesi kabul edilmiģtir. Bu belge ile geçiģ sürecinin arz güvenliği açısından risk oluģturmaması amacıyla; o güne kadar sağlanan geliģmeler ve düzenlemeler dikkate alınarak, ileriki dönemde izlenecek yolun belirlenmesi ve kamuoyuna duyurulması benimsenmiģ ve üretim tesislerinin özelleģtirme iģlemine 2009 yılı içerisinde baģlanması öngörülmüģtür. Anılan belgelerdeki öngörüler doğrultusunda zaman içinde elektrik piyasasının serbestleģtirilmesi ve özellikle elektrik dağıtımının özelleģtirilmesinde önemli adımlar atılmıģtır. EÜAġ ile ilgili olarak; EÜAġ tarafından iģletilen ancak mülkiyeti DSĠ de olan hidroelektrik santrallerinin EÜAġ a devri sağlanmıģ, EÜAġ ve bağlı ortaklıklarına ait enerji üretim santrallerinden 27 si hidroelektrik ve 18 i termik olmak üzere toplam 45 adet santral 6 portföy grubuna ayrılmıģ, diğer hidrolik santraller ile 56 akarsu santrali EÜAġ bünyesinde tutulmuģtur. 6 portföy grubu adına EÜAġ ile 21 elektrik dağıtım Ģirketi arasında, EÜAġ uhdesindeki santraller için de EÜAġ ile TETAġ arasında, 4628 sayılı Kanunun geçici 10 uncu maddesi uyarınca, 21.06.2006 tarihinde 5 yıl süre ile geçerli olan GeçiĢ Dönemi SözleĢmeleri (GDS) imzalanmıģ, daha sonra Enerji Piyasası Düzenleme Kurulu nun 05.03.2009 tarih ve 2001/20 sayılı Kararı ile anılan sözleģmelerin süresi 31.12.2012 tarihine kadar uzatılmıģtır. Bu çerçevede, santrallerin enerji satıģ faaliyetleri özelleģtirme iģlemleri tamamlanıp mülkiyet veya iģletme hakkı devri yapılana kadar halen GDS leri doğrultusunda, 6 portföy üretim grubu ve EÜAġ uhdesinde bulunan hidroelektrik santraller adına, EÜAġ tarafından yürütülmektedir. 2011 yılı sonu itibariyle piyasada faaliyet gösteren mevcut elektrik enerjisi üretim tesisleri; mülkiyeti sözleģme süresi sonunda kamuya devredilecek olan Yap- ĠĢlet-Devret (YĠD) modeliyle yapımı gerçekleģtirilen santraller, mülkiyeti özel Ģirketlere ait olan Yap-ĠĢlet (YĠ) modeliyle yapımı gerçekleģtirilen termik santraller, IV

özel kesim üretim santralleri (otoprodüktörler ve otoprodüktör grubu santralleri dahil), mülkiyetleri EÜAġ a ait olup iģletme hakkı devredilen santraller ile EÜAġ ve bağlı ortaklıklarına ait olup kendi personeli ve/veya yükleniciler tarafından iģletilen santrallerden oluģmaktadır. Kamu elektrik üretim santrallerindeki özelleģtirmeler 3096 sayılı Kanun ve 4046 sayılı Kanun kapsamında gerçekleģtirilmektedir. 3096 sayılı Kanun çerçevesindeki özelleģtirme iģlemleri Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından yürütülmektedir. 4046 sayılı Kanun kapsamındaki özelleģtirme iģlemleri ise ÖzelleĢtirme Ġdaresi BaĢkanlığı bünyesinde yürütülürken, 09.07.2008 ve 5784 sayılı Kanun ile birlikte, Enerji ve Tabi Kaynaklar Bakanlığı bünyesinde yürütülmeye baģlanmıģtır. 3096 sayılı Kanun çerçevesinde yürütülen kamu üretim santrallerindeki özelleģtirmeler; genel olarak termik santrallerin 20 yıl süre ile iģletme hakkının verilmesi, yakıtı kömür olan bazı santrallerde kömür sahaları iģletmesinin de ilgili firmalara verilmesi, gerekli rehabilitasyon ve tevsi yatırımların yapılması, üretilen enerjinin TETAġ a (TEAġ) satılması Ģeklinde sürdürülmüģtür. Bu süreç; önce ihale ile iģletme hakkı verilecek Ģirketlerin belirlenmesi, bu Ģirkete görev verilmesi ve ilgili sözleģmelerin imzalanmasına iliģkin bir Bakanlar Kurulu kararı ihdas edilmesi, bu karar doğrultusunda ilgili Ģirketler ile Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı arasında Görev SözleĢmesi, EÜAġ (TEAġ) ile ĠĢletme Hakkı Devir SözleĢmesi ve TETAġ (TEAġ) ile de Enerji SatıĢ AnlaĢması imzalanması suretiyle yürütülmüģtür. BaĢlangıçta imtiyaz sözleģmesi olarak değerlendirilen söz konusu görev sözleģmeleri, mevzuatta yapılan düzenlemeler sonucu özel hukuk sözleģmesi olarak düzenlenmiģtir. 4046 sayılı Kanun kapsamındaki özelleģtirmeler de mülkiyet satıģı ve iģletme hakkı devri Ģeklinde, gerçekleģtirilmektedir. 3096 sayılı Kanun çerçevesinde birçok santralin iģletme hakkı devri ile ilgili özelleģtirme çalıģmaları yürütülmüģ, sözleģmeler de imzalanmıģ olmasına rağmen bunlardan çok azı neticelendirilebilmiģ, AfĢin A TS nin durumu ise hala sonuçlanmamıģtır. 3096 sayılı Kanun çerçevesinde yapılan özelleģtirmeler; - 1998 yılında Sızır ve Bünyan HES in iģletme hakkı 70 yıl süre ile Kayseri Elektrik T.A.ġ ne devredilmiģ, 2009 yılında geri alınmıģ, ancak 2010 yılında 4046 sayılı Kanun çerçevesinde ihale sonucu 49 yıllığına tekrar aynı Ģirkete verilmiģtir. - 1996 yılında Hazar I ve II HES in iģletme hakkı 26 yıl süre ile Bilgin Elektrik A.ġ. ye devredilmiģtir. - 1998 yılında Çayırhan TS iģletme hakkı 20 yıl süre ile Park Termik Elektrik A.ġ. ye devredilmiģtir. - Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı ile Erg-Verbund A.ġ. arasında AfĢin- Elbistan (A) Termik Santralının (3x340+1x335=1.355 MW gücündeki) iģletme hakkının devredilmesi, rehabilitasyonu ve iģletilmesi, 5-6 tevsii ünitelerinin (2x344 MW gücündeki) yapımı ve iģletilmesi, mevcut ve yapılacak tesislere sözleģme süresi boyunca kömür sağlayacak kömür sahaları ile kömür tesislerinin devredilmesi, V

rehabilitasyonu, tevsii ve iģletilmesi, üretilecek elektrik enerjisinin Türkiye Elektrik Üretim Ġletim A.ġ. ye satıģına iliģkin 20 yıl süreli imtiyaz sözleģmesi, 15.12.1999 tarihinde imzalanmıģtır. Ancak geçmiģ yıl denetim raporlarında detaylı yer aldığı üzere, ilgili ġirket lehine kesinleģmiģ mahkeme kararı da olmasına rağmen, bu güne kadar devir iģlemleri yapılamamıģtır. 4046 Sayılı Kanun çerçevesinde yapılan özelleģtirmeler: - 2005 yılında Oymapınar HES in iģletme hakkı 49 yıl süre ile SeydiĢehir Eti Alüminyum A.ġ. ye devredilmiģtir. -EÜAġ bünyesindeki 9 adet santral (Tercan, Kuzgun, Mercan, Ġkizdere, Çıldır, Beyköy ve Ataköy HES ile Engil Gaz Türbini ve Denizli Jeotermal TS) ÖzelleĢtirme Ġdaresi BaĢkanlığı bünyesinde kurulan Ankara Doğal Elektrik Üretim ve Ticaret A.ġ. (ADÜAġ) a 16.11.2007 tarihinde devredilmiģ, ADÜAġ tarafından Zorlu Enerji Elektrik Üretim A.ġ. ye Engil Gaz Türbini TS nın satıģı yapılmıģ, diğerlerinin ise 30 yıllığına iģletme hakkı devredilmiģtir. - 2009 yılında programa alınan 56 HES den kurulu güçleri toplamı 141,964 MW olan 52 si 19 grup halinde 2010 yılında ihale edilmiģ olup; bunlardan 5 gurubun (kurulu güçleri toplamı 33,859 MW olan 14 santral) ihalesi iptal edilmiģ, inceleme tarihi (Ağustos 2012) itibariyle 10 grubun (kurulu güçleri toplamı 99,693 MW olan 28 santral) devrinin gerçekleģtiği, 4 grubun (kurulu güçleri toplamı 8,412 MW olan 10 santral) ise devir çalıģmalarının devam ettiği anlaģılmıģtır. -Ġhalesi iptal edilen söz konusu 14 santral ve iģletme hakkı süreleri dolduğu için geri gelenlerle birlikte 17 santral (kurulu güçleri toplamı 63,707 MW) özelleģtirilmek üzere 10 grup halinde ihaleye çıkarılmıģ ve son teklif verme tarihi 05.10.2012 olarak belirlenmiģtir. -ÖzelleĢtirme Ġdaresi BaĢkanlığı tarafından, EÜAġ a ait HEAġ daki %100 oranındaki hissenin bok satıģ yöntemi ile özelleģtirilmesine için 23.03.2011 tarihinde çıkılan ihale bir firmanın teklif vermesi nedeniyle 23.09.2011 tarihinde iptal edilmiģ, ancak tekrar ihale için ilana çıkılarak son teklif verme tarihi 19.09.2012 olarak belirlenmiģtir. EÜAġ ın üretim tesislerinin özelleģtirilmesiyle ilgili çalıģmalar, ÖzelleĢtirme Ġdaresi BaĢkanlığı tarafından, danıģmanlık hizmeti de alınmak suretiyle Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı ve diğer ilgili birimlerle birlikte sürdürülmektedir. Bu çerçevede; mevcut 6 portföy içinde yer alan santrallere Kısık HES in de ilavesi ile oluģan kurulu güçleri toplamı 16.247 MW olan 46 adet (28 HES ve 18 TS) santralin özelleģtirilmesi, kurulu güçleri toplamı 7.826,5 MW olan 22 adet hidroelektrik santralin ise özelleģtirilmeyerek EÜAġ bünyesinde kalması, özelleģtirilecek 46 adet santralden kurulu güçleri toplamı 3.211 MW olan 4 termik santralin (Hamitabat, Kangal, Seyitömer ve Soma A-B ) öncelikli özelleģtirilmek üzere portföy dıģında tutulması, kalanların ise 9 portföy olarak yeniden gruplandırılması prensip olarak kabul görmüģtür. Buna göre EÜAġ ve bağlı ortaklıklarına ait mevcut santrallerin kurulu güçleri toplamı 2011 yılında Türkiye nin elektrik enerjisi santralleri kurulu gücü toplamının VI

yaklaģık %46 sını oluģtururken, özelleģtirmeler sonucunda bu oran yaklaģık %16 seviyesine inecektir. EÜAġ ve bağlı ortaklıklarının kullanılmakta olan mevcut üretim lisansı sayısı, Ağustos 2012 tarihi itibariyle 95 adet olup; bunların 77 si hidroelektrik, 13 ü termik olmak üzere 90 ı EÜAġ a, tamamı termik olmak üzere 5 i ise bağlı ortaklıklara ait bulunmaktadır. Türkiye nin yıllar itibariyle elektrik enerjisi kurulu gücü, üretim miktarı ve bu üretimin kaynak türlerine göre dağılımı ile toplam üretimin EÜAġ ve bağlı ortaklıkları ile diğer Ģirketlere göre dağılımları, aģağıdaki çizelgelerde verilmiģtir. VII

Türkiye elektrik enerjisi kurulu gücü ve üretiminin yıllar itibariyle geliģimi Kurulu güç (MW) Üretim (GWh) Yıllar Termik Hidrolik Jeotermal ArtıĢ Jeotermal ArtıĢ Toplam Termik Hidrolik Toplam ve rüzgar (%) ve rüzgar (%) 1970 1.509,5 725,4 2.234,9 5.590,2 3.032,8 8.623,0 1971 1.706,3 871,6 2.577,9 15,3 7.170,9 2.610,2 9.781,1 13,4 1972 1.818,7 892,6 2.711,3 5,2 8.037,7 3.204,2 11.241,9 14,9 1973 2.207,1 985,4 3.192,5 17,7 9.821,8 2.603,4 12.425,2 10,5 1974 2.282,9 1.449,2 3.732,1 16,9 10.121,2 3.355,8 13.477,0 8,5 1975 2.407,0 1.779,6 4.186,6 12,2 9.719,2 5.903,6 15.622,8 15,9 1976 2.491,6 1.872,6 4.364,2 4,2 9.908,0 8.374,8 18.282,8 17,0 1977 2.854,6 1.872,6 4.727,2 8,3 11.972,3 8.592,3 20.564,6 12,5 1978 2.987,9 1.880,8 4.868,7 3,0 12.391,3 9.334,8 21.726,1 5,6 1979 2.987,9 2.130,8 5.118,7 5,1 12.218,3 10.303,6 22.521,9 3,7 1980 2.987,9 2.130,8 5.118,7 0,0 11.927,2 11.348,2 23.275,4 3,3 1981 3.181,3 2.356,3 5.537,6 8,2 12.056,7 12.616,1 24.672,8 6,0 1982 3.556,3 3.082,3 6.638,6 19,9 12.384,8 14.166,7 26.551,5 7,6 1983 3.695,8 3.239,3 6.935,1 4,5 16.004,1 11.342,7 27.346,8 3,0 1984 4.569,3 3.874,8 17,5 8.461,6 22,0 17.165,1 13.426,3 22,1 30.613,5 11,9 1985 5.229,3 3.874,8 17,5 9.121,6 7,8 22.168,0 12.044,9 6,0 34.218,9 11,8 1986 6.220,2 3.877,5 17,5 10.115,2 10,9 27.778,6 11.872,6 43,6 39.694,8 16,0 1987 7.474,3 5.003,3 17,5 12.495,1 23,5 25.677,2 18.617,8 57,9 44.352,9 11,7 1988 8.284,8 6.218,3 17,5 14.520,6 16,2 19.030,8 28.949,6 68,4 48.048,8 8,3 1989 9.193,4 6.597,3 17,5 15.808,2 8,9 34.041,0 17.939,6 62,6 52.043,2 8,3 1990 9.535,8 6.764,3 17,5 16.317,6 3,2 34.314,9 23.148,0 80,1 57.543,0 10,6 1991 10.077,8 7.113,8 17,5 17.209,1 5,5 37.481,7 22.683,3 81,3 60.246,3 4,7 1992 10.319,9 8.378,7 17,5 18.716,1 8,8 40.704,6 26.568,0 69,6 67.342,2 11,8 1993 10.638,4 9.681,7 17,5 20.337,6 8,7 39.779,0 33.950,9 77,6 73.807,5 9,6 1994 10.977,7 9.864,6 17,5 20.859,8 2,6 47.656,7 30.585,9 79,1 78.321,7 6,1 1995 11.074,0 9.862,8 17,5 20.954,3 0,5 50.620,5 35.540,9 86,0 86.247,4 10,1 1996 11.297,1 9.934,8 17,5 21.249,4 1,4 54.302,8 40.475,2 83,7 94.861,7 10,0 1997 11.771,8 10.102,6 17,5 21.891,9 3,0 63.396,9 39.816,1 82,8 103.295,8 8,9 1998 13.021,3 10.306,5 26,2 23.354,0 6,7 68.702,9 42.229,0 90,5 111.022,4 7,5 1999 15.555,9 10.537,2 26,2 26.119,3 11,8 81.661,0 34.677,5 101,4 116.439,9 4,9 2000 16.052,5 11.175,2 36,4 27.264,1 4,4 93.934,2 30.878,5 108,9 124.921,6 7,3 2001 16.623,1 11.672,9 36,4 28.332,4 3,9 98.562,8 24.009,9 152,0 122.724,7 (1,8) 2002 19.568,5 12.240,9 36,4 31.845,8 12,4 95.563,1 33.683,8 152,6 129.399,5 5,4 2003 22.974,4 12.578,7 33,9 35.587,0 11,7 107.691,7 35.329,5 150,0 143.171,2 8,6 2004 24.144,7 12.645,4 33,9 36.824,0 3,5 109.842,3 46.083,7 150,9 156.076,9 7,2 2005 25.902,3 12.906,1 35,1 38.843,5 5,5 128.773,3 39.560,5 153,4 168.487,2 7,5 2006 27.420,2 13.062,7 81,9 40.564,8 4,4 131.835,1 44.244,2 220,5 176.299,8 8,9 2007 27.271,6 13.394,9 169,2 40.835,7 0,7 155.196,2 35.850,8 511,1 191.558,1 8,7 2008 27.595,0 13.828,7 393,5 41.817,2 2,4 164.139,3 33.269,8 1.008,9 198.418,0 3,6 2009 29.339,1 14.553,3 868,8 44.761,2 7,0 156.923,4 35.958,4 1.931,1 194.812,9 (1,8) 2010 32.278,5 15.831,2 1.414,4 49.524,1 10,6 155.827,6 51.795,5 3.584,6 211.207,7 8,4 2011 33.931,1 17.137,1 1.842,9 52.911,1 6,8 171.638,3 52.338,6 5.418,3 229.395,2 8,6 Türkiye elektrik enerjisi üretiminin kaynak türlerine göre dağolımı (%) Yıllar 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 TaĢkömürü (*) 3,1 6,1 7,9 8,1 8,0 7,9 8,0 8,5 7,6 11,9 Linyit 21,7 16,8 14,9 18,5 18,4 20,0 21,1 20,1 16,6 16,9 Fuel-Oil 7,4 5,8 4,4 3,2 2,4 3,4 3,6 2,3 3,1 0,4 Doğalgaz 40,6 45,2 41,3 45,3 45,8 49,6 49,7 49,3 36,7 45,4 Diğer (**) 1,0 0,9 0,7 0,3 0,1 0,1 0,3 0,4 1,2 0,2 Termik toplam 73,8 74,8 69,2 75,4 74,7 81,0 82,7 80,6 65,2 74,8 Hidrolik tolam 26,0 25,1 30,6 24,4 25,1 18,7 16,8 18,5 32,0 22,8 Jeotermal+Rüzgar 0,2 0,1 0,2 0,2 0,2 0,3 0,5 0,9 2,8 2,4 Toplam 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 (*)Ġthal kömür dahil (**) Diğer bölümde Motorin, LPG, Nafta ve Yenilenebilir + Atık tesisleri yer almıģtır. VIII

Yıllar EÜAġ Türkiye elektrik enerjisi üretiminin EÜAġ ve bağlı ortaklıkları ile diğer üreticilere göre yıllar itibariyle dağılımı EÜAġ ve bağlı ortaklıkları Bağlı ortaklıklar Toplam Diğer üreticiler Türkiye üretimi toplamı GWh GWh GWh (%) GWh (%) GWh 1970 6.272,9 6.272,9 72,7 2.350,1 27,3 8.623,0 1971 7.802,1 7.802,1 79,8 1.979,0 20,2 9.781,1 1972 9.124,4 9.124,4 81,2 2.117,5 18,8 11.241,9 1973 10.258,4 10.258,4 82,6 2.165,9 17,4 12.424,3 1974 11.188,9 11.188,9 83,0 2.288,1 17,0 13.477,0 1975 12.844,8 12.844,8 82,2 2.778,0 17,8 15.622,8 1976 15.454,3 15.454,3 84,5 2.828,5 15,5 18.282,8 1977 17.229,9 17.229,9 83,8 3.334,7 16,2 20.564,6 1978 17.968,0 17.968,0 82,7 3.758,1 17,3 21.726,1 1979 18.933,9 18.933,9 84,1 3.588,0 15,9 22.521,9 1980 19.414,5 19.414,5 83,4 3.860,9 16,6 23.275,4 1981 20.587,5 20.587,5 83,4 4.085,3 16,6 24.672,8 1982 23.243,1 23.243,1 87,5 3.308,4 12,5 26.551,5 1983 23.688,9 23.688,9 86,6 3.657,9 13,4 27.346,8 1984 26.685,7 26.685,7 87,2 3.927,8 12,8 30.613,5 1985 30.248,9 30.248,9 88,4 3.970,0 11,6 34.218,9 1986 35.470,1 35.470,1 89,4 4.224,7 10,6 39.694,8 1987 39.679,3 39.679,3 89,5 4.673,6 10,5 44.352,9 1988 43.013,6 43.013,6 89,5 5.035,2 10,5 48.048,8 1989 47.454,1 47.454,1 91,2 4.589,1 8,8 52.043,2 1990 52.854,2 52.854,2 91,9 4.688,8 8,1 57.543,0 1991 55.460,7 55.460,7 92,1 4.785,6 7,9 60.246,3 1992 61.533,3 61.533,3 91,4 5.808,9 8,6 67.342,2 1993 67.099,8 67.099,8 90,9 6.707,7 9,1 73.807,5 1994 71.942,5 71.942,5 91,9 6.379,2 8,1 78.321,7 1995 71.544,1 6.650,8 78.194,9 90,7 8.052,5 9,3 86.247,4 1996 69.123,6 16.291,1 85.414,7 90,0 9.447,0 10,0 94.861,7 1997 72.486,8 18.432,3 90.919,1 88,0 12.376,7 12,0 103.295,8 1998 78.580,9 17.493,9 96.074,8 86,5 14.947,6 13,5 111.022,4 1999 74.401,6 17.910,9 92.312,5 79,3 24.127,4 20,7 116.439,9 2000 73.941,8 19.292,2 93.234,0 74,6 31.687,6 25,4 124.921,6 2001 67.468,5 18.893,9 86.362,4 70,4 36.362,3 29,6 122.724,7 2002 60.075,2 17.256,9 77.332,1 59,8 52.067,4 40,2 129.399,5 2003 52.169,5 13.518,1 65.687,6 45,9 77.483,6 54,1 143.171,2 2004 58.514,3 14.881,5 73.395,8 47,0 82.681,1 53,0 156.076,9 2005 61.629,5 18.363,4 79.992,9 47,5 88.494,3 52,5 168.487,2 2006 71.082,4 13.633,7 84.716,1 48,1 91.583,7 51,9 176.299,8 2007 73.839,2 18.488,2 92.327,4 48,2 99.230,7 51,8 191.558,1 2008 74.919,1 22.797,8 97.716,9 49,2 100.701,1 50,8 198.418,0 2009 70.784,7 18.668,9 89.453,6 45,9 105.359,3 54,1 194.812,9 2010 79.258,4 16.274,1 95.532,5 45,2 115.675,2 54,8 211.207,7 2011 73.524,1 18.826,5 92.350,6 40,3 137.044,5 59,7 229.395,1 IX

Çizelgelerden de görüleceği üzere, Türkiye nin elektrik enerjisi kurulu gücü 2002 yılında 31.845,8 MW iken yıllık ortalama %6,6 oranında artarak 2011 yılında 52.911,1 MW seviyesine ulaģmıģtır. Bu dönemde toplam kurulu güç içindeki termik tesislerin payı %61,4 den %64,1,1 e yükselirken, hidrolik tesislerin payı %38,4 den %32,4 e düģmüģ, %0,1 seviyesinde olan jeotermal ve rüzgâr tesislerinin payı ise %3,5 e yükselmiģtir. Türkiye nin elektrik enerjisi brüt üretim miktarı 2002 yılında 129.399,5 GWh iken yıllık ortalama %7,7 oranında artarak 2011 yılında 229.395,1 GWh seviyesine yükselmiģtir. Türkiye toplam elektrik enerjisi üretimindeki EÜAġ ve bağlı ortaklıklarının payı 2002 yılında %59,8 seviyesinde iken 2011 yılında %40,3 seviyesine düģmüģtür. EÜAġ ve bağlı ortaklıklarının diğer bir ifade ile kamu Ģirketlerinin Türkiye elektrik üretim tesisleri kurulu gücü toplamı içindeki payı, 2010 yılında %48,9 iken 2011 yılında %45,6 seviyesine düģmüģ olup, bu oranın özelleģtirmeler neticesinde %16 seviyesine kadar inmesi öngörülmektedir. Enerji talebinin karģılanmasında üretime arz edilen yerli kaynaklar yetersiz kaldığından ithal kaynakların kullanımı zorunlu hale gelmiģtir. Arz güvenliği açısından ithal kaynakların çeģitlendirilmesi, ülke çeģitliliği yaratılması ve ithal edilen enerji kaynağı miktarının kontrol edilebilir seviyelerde tutulması önem arz etmektedir. Diğer yandan enerji arz-talep projeksiyonlarına dayalı yatırım planlamaları yapılırken dıģ kaynaklara bağımlılığın azaltılmasını teminen, baģta kömür ve hidrolik olmak üzere yerli kaynaklara gereken önem ve öncelik verilmeli, sağlayacağı istihdam artıģı da göz önünde tutularak, elektrik üretiminin bu kaynaklardan sağlanmasına özen gösterilmelidir. Ancak enerji üretiminde yerli kaynakların kullanımını artırmak dıģa bağımlılığı azaltmada tek baģına yeterli değildir. Enerji üretim tesislerinde yer alan teçhizattaki yerli dizayn ve üretim paylarının da artırılması gereklidir. Bu doğrultuda termik santrallerde tüketimi fazla olan yüksek kaliteli çelikten üretilen kazan boruları, türbin kanatları gibi malzemeler ve hidrolik santrallerde türbin dizayn ve üretimi hususları öncelikli olmak üzere santrallerde yer alan tüm elektromekanik teçhizattaki yerli dizayn ve üretim oranlarını artırıcı planlamaların da yapılması gereklilik arz etmektedir. EÜAġ ve bağlı ortaklıklarının son 5 yıllık faaliyetlerine iliģkin bazı konsolide bilgiler, aģağıdaki çizelgede gösterilmiģtir. X

Toplu bilgiler (Konsolide) Ölçü 2007 2008 2009 2010 2011 Son iki yıl farkı Sermaye Bin TL 5.600.200 5.600.000 5.600.000 5.600.000 5.600.000 ÖdenmiĢ sermaye Bin TL 5.557.586 5.600.000 5.600.000 5.600.000 5.600.000 Öz kaynaklar Bin TL 14.978.996 14.239.221 15.682.989 19.913.751 20.742.324 4.230.762 27,0 Yabancı kaynaklar Bin TL 9.292.347 14.564.322 13.115.943 10.576.704 3.280.690 (2.539.239) (19,4) Yabancı kaynaklara sirayet eden zarar Bin TL Finansman giderleri Bin TL 305.862 1.506.869 637.083 411.177 532.332 (225.906) (35,5) Maddi duran vanlıklar (edinme değeri) Bin TL 25.685.965 26.037.503 26.308.922 26.831.263 22.206.490 522.341 2,0 Maddi duran varlıklar birikmiģ amortismanı Bin TL 11.116.471 12.008.206 12.858.972 13.684.555 14.521.745 825.583 6,4 Yatırımlar için yapılan nakdi ödemeler Bin TL 211.890 367.889 339.126 548.999 414.989 209.873 61,9 Yatırımların gerçek.oranı (nakdi) % 44,3 65,9 43,8 58,7 52,6 14,9 34,0 Bağlı ortaklıklara ödenen sermaye Bin TL 65 416 200 200 200 Bağlı ortaklıklar temettü geliri Bin TL 146.721 54.942 201.923 467.303 146.981 267,5 ĠĢtiraklere ödenen sermaye Bin TL 11.309 112.384 11.922 12.798 13.124 876 7,3 ĠĢtirakler temettü geliri Bin TL 7.447 9.110 10.629 7.669 7.250 (2.960) (27,8) Tüm alım tutarı Bin TL 4.306.265 6.505.246 5.127.559 5.039.345 6.328.141 (88.214) (1,7) Elektrik enerjisi üretim miktarı (Brüt) GWh 92.327 97.717 89.454 95.532 92.351 6.078 6,8 Elektrik enerjisi üretim maliyeti Bin TL 5.533.375 7.757.096 6.214.876 6.049.249 7.574.062 (165.627) (2,7) Üretilen enerjinin birim maliyeti Kr/kWh 6,24 8,64 7,58 6,85 8,90 (0,73) (9,6) Kurulu güç MW 23.874 23.977 24.203 24.196 24.150 (7) 0,0 Programa göre üretim oranı % 112 100 96 94 88 (2) (2,1) Satılan elektrik enerjisi miktarı GWh 85.614 89.851 82.001 88.194 85.127 6.193 7,6 Net satıģ tutarı Bin TL 6.513.668 8.801.869 8.891.493 12.412.470 9.926.447 3.520.977 39,6 Ortalama satıģ fiyatı Kr/kWh 7,34 9,80 10,84 14,05 11,66 3,21 29,6 Stoklar: Ġlk madde ve malzeme Bin TL 454.223 520.848 572.954 614.348 726.254 41.394 7,2 Diğer stoklar Bin TL 20.885 24.688 35.153 78.698 15.261 43.545 123,9 Memur (Ortalama) KiĢi 306 316 309 304 318 (5) (1,6) SözleĢmeli (Ortalama) KiĢi 3.012 3.028 3.077 3.088 3.127 11 0,4 ĠĢçi (Ortalama) KiĢi 9.876 9.556 8.987 8.515 8.130 (472) (5,3) Personel için yapılan tüm giderler Bin TL 615.102 667.835 657.579 654.878 750.180 (2.701) (0,4) Cari yıla iliģkin: Memurlar için yapılan giderler Bin TL 11.345 12.026 12.070 12.731 16.896 661 5,5 Memur baģına aylık ortalama giderler TL 3.090 3.171 3.255 3.490 4.428 235 7,2 SözleĢmeliler için yapılan giderler Bin TL 79.309 87.255 96.853 104.752 120.696 7.899 8,2 SözleĢmeli baģına aylık ortalama gider TL 2.194 2.401 2.623 2.827 3.217 204 7,8 ĠĢçiler için yapılan giderler Bin TL 497.258 518.263 532.589 518.007 563.824 (14.582) (2,7) ĠĢçi baģına aylık ortalama gider TL 4.196 4.520 4.939 5.070 5.779 131 2,7 Dönem karına iliģkin vergi ve diğ. yas.yük. Bin TL 56.497 52.645 213.614 1.070.140 259.454 856.526 401,0 Tahakkuk eden vergiler Bin TL 401.731 314.374 933.029 2.352.255 871.138 1.419.226 152,1 GSYĠH ya katkı (üretici fiyatlarıyla) Bin TL 4.745.179 1.587.880 3.219.614 6.945.207 2.822.456 3.725.593 115,7 GSYĠH ya katkı (alıcı fiyatlarıyla) Bin TL 5.090.413 1.889.026 3.939.029 8.227.322 3.447.206 4.288.293 108,9 GSMH ya katkı ( alıcı fiyatlarıyla) Bin TL 4.612.010 1.290.157 3.898.234 8.144.632 3.374.923 4.246.398 108,9 Faaliyet kârlılığı (öz kaynak yönünden) % 8,7 6,2 16,9 35,0 10,8 18,1 107,1 Mali kârlılık (Öz kaynak yönünden) % 1,3 11,4 30,9 7,6 19,5 171,1 Zararlılık (Öz kaynak yönünden) % 0,04 Faaliyet kârı veya zararı Bin TL 794.542 878.520 2.524.675 6.220.885 2.199.407 3.696.210 146,4 Dönem kârı veya zararı Bin TL 152.191 (576.378) 1.712.325 5.503.061 1.555.094 3.790.736 221,4 Bilanço kârı veya zararı Bin TL 2.426.647 1.631.673 3.072.560 6.666.408 3.529.126 3.593.848 117,0 Füzyon: Bin TL Faaliyet kârı veya zararı Bin TL 543.820 688.290 2.074.100 5.344.091 1.780.385 3.269.991 157,7 Dönem kârı veya zararı Bin TL 87.423 652.453 1.423.726 4.850.920 1.309.891 3.427.194 240,7 Bilanço kârı veya zararı Bin TL 50.727 (652.453) 618.520 3.914.295 1.105.084 3.295.775 532,8 ArtıĢ veya azalıģ (%) XI

Elektrik Üretim Anonim ġirketi (EÜAġ), Türkiye Elektrik Üretim ve Ġletim A.ġ. nin 2001 yılında 233 sayılı KHK ye göre üç ayrı Ģirket Ģeklinde yeniden yapılandırılması sonucu kurulmuģ olup, 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu ve üretim lisansları çerçevesinde elektrik üretmektedir. EÜAġ ın, merkez birimleri dıģında taģra teģkilatında 46 adet müstakil birimi ve ayrıca elektrik üretimi yapan 4 adet bağlı ortaklığı bulunmaktadır. 2011 yılı sonu itibariyle EÜAġ genelinde çalıģan toplam personel sayısı 11.422 kiģi, yapılan hizmet alımları kapsamında yükleniciler tarafından çalıģtırılan iģçi sayısı ise 7.723 kiģidir. EÜAġ ve bağlı ortaklıkları esas itibariyle 4734 sayılı Kamu Ġhale Kanunu ve 4735 sayılı Kamu Ġhale SözleĢmeleri Kanunu hükümlerine tabi bulunmaktadır. Ancak Kamu Ġhale Kanunu nun 3 üncü maddesinin (g) ve (o) fıkraları çerçevesinde doğrudan üretimle ilgili bazı mal ve hizmet alımları ile elektrik enerjisi üretimi faaliyetinin yürütülmesi için diğer kamu kurum ve kuruluģlarından alınan enerji ve yakıt alımları, ceza ve ihalelerden yasaklama hükümleri hariç Kamu Ġhale Kanunundan istisna tutulmuģtur. 2011 yılsonu itibariyle Türkiye genelindeki elektrik üretim tesislerinin kurulu güçleri toplamı 52.911,1 MW olup, bunun %45,6 sı oranında 24.150,4 MW ı EÜAġ ve bağlı ortaklıklarına ait bulundurmaktadır. Türkiye genelinde 2011 yılında toplam 229.395 GWh brüt elektrik enerjisi üretimi gerçekleģtirilmiģ olup bunun %40,3 ü oranında 92.351 GWh lık kısmı EÜAġ ve bağlı ortaklıkları tarafından üretilmiģtir. EÜAġ ve bağlı ortaklıkları üretiminin 2010 yılında %43,3 ü hidroelektrik tesislerde üretilmiģken, 2011 yılında bu oran %39,9 seviyesine düģmüģtür. Bu düģüģte diğer sebeplerin yanında büyük ölçüde iklim koģullarına bağlı olarak gelen su miktarı etkili olmuģtur. Cari yılda EÜAġ ve bağlı ortaklıklarınca üretilen elektrik enerjisinin; %7,8 lik kısmı iç tüketim ile trafo ve hat kayıplarına gitmiģ, kalan 85.127 GWh lık kısmı ise PMUM uygulamaları çerçevesinde satılmıģtır. Bu satıģın; %92,4 lük bölümü ikili anlaģmalar kapsamında TETAġ ve dağıtım Ģirketlerine yapılırken, %7,6 lık kısmı doğrudan PMUM a yapılmıģtır. EÜAġ ve bağlı ortaklıkları genelinde, 2011 yılında toplam 8,9 milyar TL tutarında gider yapılmıģ ve bunun; 7,6 milyar TL si üretim maliyeti, 153 milyon TL si genel yönetim giderleri, 530 milyon TL si finansman giderleri ve 645 milyon TL si de çalıģmayan kısım giderleri hesaplarına kaydedilmiģtir. Üretim maliyeti ve yönetim giderlerinin oluģturduğu 7,7 milyar TL lik toplam satıģ maliyetine karģılık, yıl içinde toplam 9,9 milyar TL net satıģ hâsılatı elde edilmesi sonucunda, 2011 yılı faaliyetlerinden 2,2 milyar TL tutarında iģletme faaliyetleri kârı elde edilmiģtir. EÜAġ ın, programda yer alan yatırımlarına bağlı ortaklıklar dahil 2011 yılı için toplam 788,5 milyon TL ödenek ayrılmıģ ve yıl içinde bu ödeneğin %52,6 sı oranında 415 milyon TL tutarında nakdi harcama gerçekleģtirilmiģtir. Aynı dönemdeki fiziki gerçekleģme ise %57,6 oranında 454,3 milyon TL olmuģtur. Kaynakların rantabl kullanılması ve iģlerin öngörülen süreler içersinde tamamlanarak projelerden beklenen faydaların tam sağlanması için; proje XII

önceliklerinin sağlıklı belirlenmesi ile etüt, proje, Ģartname ve ihale iģleriyle ilgili alt yapılarının zamanında ve gereği gibi hazırlanması gerekmektedir. EÜAġ bünyesindeki termik santrallerinin önemli bir kısmı termik santraller için öngörülen 25-30 yıllık ekonomik ömür sürelerini doldurmuģ durumdadır. Kömür ile çalıģan mevcut santrallerde, kazan dizaynlarının sahadan üretilen kömüre tam uygun yapılmamıģ olması yanında, kömür hazırlama sistemlerindeki aksaklıklardan kaynaklanan yakıt kalite dalgalanmaları önemli iģletmecilik sorunlarına ve verim kayıplarına neden olmaktadır. Dolayısıyla, termik santral kapasitelerinden beklenen faydanın sağlanabilmesi için önemli rehabilitasyonlar yapılması gerekliliği bulunmaktadır. Ancak, termik santrallerdeki rehabilitasyonlar planlanırken 25-30 yıl önceki yakma teknolojisine sahip kazanların rehabilitasyonları ile yeni yakma teknolojilerine sahip kazanların yapımı alternatifinin de teknik ve ekonomik yönlerden titizlikle değerlendirilmesi önem taģımaktadır. Diğer taraftan, çevre mevzuatında yer alan düzenlemelerle santrallerden kaynaklanan gaz ve toz emisyon miktarları sınırlandırılmıģ ve mevcut santrallere yeni duruma uyumla ilgili gerekli iyileģtirmeleri yapmaları için en geç 31.12.2017 tarihine kadar süre verilmiģtir. Bu kapsamda mevcut emisyon sınırlarını aģan termik santrallerde 31.12.2017 tarihine kadar var olan toz tutucu elektrofiltre sistemlerinde rehabilitasyonların tamamlanması ve baca gazı arıtma sistemlerinin iģletmeye alınması gereklidir. Elektrofiltrelerin ve baca gazı arıtma tesislerinin verimli çalıģabilmesi için öncelikle kazanlarda stabil bir yanma ortamının oluģması ve kazanların uzun zaman devre dıģı olmadan sabit yüklerde çalıģabilmesi gerekli bulunduğundan, kazanlarda stabil yanmayı sağlayacak rehabilitasyonlar tamamlanmadan elektrofiltre rehabilitasyonu ve baca gazı arıtma tesislerinin yapımına geçilmemelidir. KahramanmaraĢ iline bağlı AfĢin ve Elbistan ilçelerinin kuzeyinde yer alan AfĢin Elbistan Linyit Havzası nda 4,4 milyar ton kömür rezervi bulunmakta ve rezerv MTA verilerine göre 12 milyar ton olan Türkiye linyit rezervinin (görünür+muhtemel) yaklaģık %37 sine karģılık gelmektedir. Havzanın besleyebileceği toplam kurulu güç potansiyeli 9.000 MW civarında olup, mevcut toplam 2.794 MW kurulu güç çıkartıldığında kalan 6.200 MW civarındaki ilave kurulu güç potansiyeli Türkiye nin 2011 yılı toplam termik kurulu gücünün yaklaģık %18,3 ine karģılık gelmektedir. Böyle önemli bir potansiyelin, enerji arzına mümkün olan en yüksek oranda katkı sağlayacak Ģekilde değerlendirilmesi, hem enerji üretiminde dıģa bağımlılığın azaltılmasını sağlayacak hem de yarattığı katma değerler itibarı ile bölgesel ve ulusal sanayinin geliģimine ivme kazandıracaktır. C- Öneriler: Elektrik Üretim A.ġ. nin 2011 yılı çalıģmaları üzerinde SayıĢtay tarafından yapılan incelemeler sonucunda getirilen öneriler aģağıdadır. XIII

1- Termik santrallerde verimliliğin artırılmasını teminen, -Termik santrallerde uzun süreli duruģlara ve üretim kayıplarına neden olan baģta turbin ve generatör arızaları ile boru patlakları olmak üzere zorunlu devre dıģı olma, tamir bakımdan devre dıģı olma ve tamir bakımdan yük düģümü nedenlerinin sorgulanarak, üretim kayıplarının en aza indirilmesi için gerekli tedbirlerin alınması, -Kazan ve diğer yardımcı tesislerin enerji tüketimlerinin izlenmesi ve bu tesislerin enerji tüketimlerinin azaltılması yönünde gerekli önlemlerin alınması (Sayfa:54), 2- AfĢin Elbistan havzası Çöllolar iģletmesinde 06.02.2011 ve 10.02.2011 tarihlerinde meydana gelen heyelanlar nedeniyle kömür üretim faaliyetlerinin durması sonrasında KıĢlaköy iģletmesi uzun zaman süresince havzadaki tek kömür üretim yeri olarak kalacağından, bölgedeki santrallerin düģük kapasite ile de olsa enerji üretebilmesi için, KıĢlaköy ocağındaki iģletmecilik faaliyetlerinin titizlikle takip edilerek ocaktan emniyetli ve sürekli kömür üretiminin sağlanması hususunda gerekli önlemlerin alınması(sayfa:60), 3- Türkiye termik kurulu gücüne ve ekonomisine önemli katkılar yapma potansiyeli olan AfĢin-Elbistan havzasında; -Kömür rezervlerinin iģletilmesine yönelik sorunların çözülerek en az zayiat ile ekonomiye kazandırılması için, bütüncül bir yaklaģım ile tüm havzayı esas alan planlama, yatırım ve finansman modellerinden oluģan projeler hazırlanarak, havzadaki iģletmecilik faaliyetlerinin bu kapsamda yapılması, -Emniyetli ve sürekli bir enerji üretimi yapılabilmesi için, 06.02.2011 ve 10.02.2011 tarihlerinde oluģan heyelanların nedenleri üzerinde kapsamlı değerlendirmeler yapılarak, buralardan elde edilecek sonuçların havzada uygulanması planlanan iģletme modellerine ve devam eden projelere adapte edilmesi, -Enerji üretim potansiyelinin daha verimli bir Ģekilde değerlendirilebilmesi için, temiz kömür teknolojilerinin havzadaki kömürlere teknik ve ekonomik yönlerden uygulanabilirliğinin araģtırılması, -Yapısı itibarı ile gübre olarak kullanım potansiyeli olan gidyanın değerlendirilme olanaklarının araģtırılması, -Kömürü alınan ve doldurularak islah edilen sahaların tarımsal faaliyetlere yeniden kazandırılması olanaklarının araģtırılması (Sayfa:72,73), 4- Kangal kömür havzasından emniyetli, sürekli ve santral ünitelerine yeterli miktar ve kalitede kömür üretimi yapılabilmesini teminen; -Havzada yürütülecek her türlü iģletme faaliyetinin izleme ve denetlenmesi için etkin bir kontrol teģkilatının kurulması, -Kalburçayırı sahası iģletilirken bir yandan da Hamal sahasının iģletilmesine yönelik faaliyetlere baģlanılması(sayfa:81), 5- Çan termik santralinde enerji üretiminde aksamaların önlenebilmesini teminen; XIV

-Santralin mücavir sahasında kazanda kullanılabilecek kalitede kireçtaģı rezervine sahip ruhsat sahası temini ile elde edilecek parça kireçtaģının kazan besleme boyutuna indirileceği kırma-öğütme tesislerinin kurulmasına yönelik çalıģmaların yapılması, -Yüklenicilerden öğütülmüģ kireçtaģı alımı süreçlerinde geçmiģte yaģanan aksamaların nedenlerinin de irdelenmesi yolu ile yapılacak kireçtaģı alımı ihalelerinde hazırlıkların ihale iptaline ve dolayısı ile malzeme temininde aksamalara meydan vermeyecek Ģekilde yapılması, -Santral kazanlarında kullanılacak kireçtaģının reaktivite indeksi, kalsiyum karbonat oranı ve tane boyutu gibi özelliklerinin belirlenmesine yönelik numune alma ve analiz iģlemlerinin titizlikle takip edilmesi, -Kömür stok sahasında harmanlama iģlemlerinin kömürün kalori değeri yanında kükürt içeriğini de izleyecek Ģekilde yapılması (Sayfa:96), 6- Santrallerin kazan besleme değirmenlerine dizayn parça boyutunda kömür beslenebilmesi, kazanda daha homojen bir kömür yakılabilmesi ve yakıt kaynaklı enerji kayıplarının azaltılabilmesini teminen; -Kömür kırıcılarda meydana gelen ayırma hatalarının nedenlerinin incelenerek gerekli tedbirlerin alınması, -Maden sahalarından santrallere gelen kömürlerin kazan değirmenleri besleme boyutuna kadar olan kırma-eleme iģlemlerinin kömür park sahasına alınmadan önce tamamlanarak, park sahasında kazan değirmeni besleme boyutuna indirilmiģ kömürlerin harmanlanmasının sağlanması, -Kömür hazırlama tesislerindeki son aģama çekiçli kırıcı çıkıģlarına kazan değirmeni besleme boyutunda elek konularak oluģacak elek üstü malzemenin kırıcılara tekrar beslenerek kırılması ve bu yolla kazan değirmeni besleme boyutundan büyük boyutlu parçaların kömür stok sahasına giriģinin engellenmesi hususlarının etüt edilmesi, -Santral stok sahasındaki kömür harmanlama iģlemlerinin titizlikle takibi, -Yanan kömürden numune alma iģlemlerinin otomatik numune alıcılar yolu ile yapılmasının sağlanması (Sayfa:101), 7- Ambarlı Fuel Oil Santralı 4. ve 5. ünitelerinin çift yakıtlı kombine çevrim santraline dönüģtürülmesi ve rehabilitasyonu projesi iģinin 14 ay geciktirilmesi ve gecikmeden dolayı üretim kaybı oluģmasıyla ilgili iģlemler ve müsebbiplerinin Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı Denetim Hizmetleri BaĢkanlığınca soruģturulması (Sayfa:147), 8- ġirketin finansal yapısını olumsuz etkileyen kamu enerji KĠT lerinden olan vadesi geçmiģ alacakların birikiminin önüne geçilmesine ve mevcut alacakların tahsiline yönelik gerekli idari tedbirlerin alınması (Sayfa:157), 9- Raporun ilgili bölümlerinde yer alan ve rapor ekinde (Ek:16) listesi verilen diğer öneri ve tavsiyelerin de yerine getirilmesi. XV

Sonuç: -Elektrik Üretim A.ġ. nin 2011 yılı bilançosu ve 1.309.891.386,06 Türk Lirası dönem karı ile kapanan gelir tablosu tasvibe sunulur. -Soma Elektrik Üretim ve Ticaret A.ġ nin 29.06.2012 tarihindeki kendi genel kurulunda kabul edilen 2011 yılı bilançosu ve 47.775.134,33 Türk Lirası dönem kârı ile kapanan gelir tablosu genel görüģmeye sunulur. -Kemerköy Elektrik Üretim ve Ticaret A.ġ nin 29.06.2012 tarihindeki kendi genel kurulunda kabul edilen 2011 yılı bilançosu ve 62.659.313,35 Türk Lirası dönem kârı ile kapanan gelir tablosu genel görüģmeye sunulur. -Yeniköy-Yatağan Elektrik Üretim ve Ticaret A.ġ nin 29.06.2012 tarihindeki kendi genel kurulunda kabul edilen 2011 yılı bilançosu ve 61.910.651,05 Türk Lirası dönem kârı ile kapanan gelir tablosu genel görüģmeye sunulur. -Hamitabat Elektrik Üretim ve Ticaret A.ġ nin 29.06.2012 tarihindeki kendi genel kurulunda kabul edilen 2011 yılı bilançosu ve 72.857.396,69 Türk Lirası dönem kârı ile kapanan gelir tablosu genel görüģmeye sunulur. XVI

A-Mevzuat: II. ĠDARĠ BÜNYE 1-Kanunlar ve kuruluģun statüsüne iliģkin mevzuat: Elektrik Üretim Anonim ġirketi (EÜAġ), 233 sayılı KHK ye göre kurulmuģ bir iktisadi devlet teģekkülüdür. EÜAġ, 05.02.2001 tarih ve 2001/2026 sayılı Bakanlar Kurulu Kararı ile elektrik üretim ve iletim faaliyetini yürüten Elektrik Üretim Ġletim A.ġ. (TEAġ) ın üç ayrı Ģirket (EÜAġ, TEĠAġ ve TETAġ) Ģeklinde yeniden teģkilatlandırılması sonucunda kurulmuģtur. Elektrik enerjisi üretim, iletim ve toptan satıģ faaliyetlerinin ayrıģtırıldığı bu yapılanma sonucunda elektrik üretimi görevi EÜAġ a verildiğinden, mülga TEAġ bünyesindeki mevcut elektrik üretim tesisleri çalıģanları ile birlikte EÜAġ bünyesine alınmıģtır. ġirketin Ana Statüsü, Yüksek Planlama Kurulu nun 11.06.2001 tarih ve 2001/T-19 sayılı Kararı ile onaylanmıģ ve 29.06.2001 tarih ve 24447 sayılı Resmi Gazetede yayımlanmıģtır. Ankara Ticaret Siciline 165460 sicil numarası ile ġirketin kayıt ve tescili yapılmıģ ve bu durum 05.10.2001 tarih ve 5397 sayılı Türkiye Ticaret Sicili Gazetesinde ilan edilmiģtir. Diğer taraftan 20.02.2001 tarih ve 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanun ile elektrik enerjisi piyasası oluģturulmuģ ve piyasada elektrik enerjisi üretimi, iletimi, dağıtım ve perakende satıģı faaliyetleri lisansa tabi tutulmuģtur. Bu doğrultuda EÜAġ ın lisans alıp piyasada üretim faaliyetine devam edebilmesi için, Ana Statüsü 233 ve 399 sayılı KHK ler, 2001/2026 sayılı Bakanlar Kurulu Kararı ve 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanununa dayanılarak yeniden hazırlanmıģ ve Yüksek Planlama Kurulu nu 03.07.2006 tarih ve 2006/T-19 sayılı Kararı ile onaylanarak, 27.07.2006 tarih ve 26241 sayılı Resmi Gazetede yayımlanmıģtır. EÜAġ ın amacı, Ana Statüsünde kamu yararını gözeterek, karlılık ve verimlilik ilkeleri çerçevesinde; güvenli, sürekli, kaliteli, verimli, düģük maliyetli ve çevreyi gözeterek elektrik enerjisi üretimi ve satıģı faaliyetinde bulunmak olarak belirtilmiģtir. Ana Statünün 6 ncı maddesinde, ġirketin amaç ve faaliyetlerini doğrudan doğruya merkez, müessese, iģletme, bağlı ortaklık, iģtirak ve diğer birimleri veya üçüncü Ģahıslar eliyle yerine getireceği belirtilerek, amaç ve faaliyet konularına detaylı olarak yer verilmiģtir. 09.07.2008 tarih ve 5784 sayılı Kanunun 4 üncü maddesiyle, 4628 sayılı Kanunun 14 üncü maddesinin sonuna eklenen iki fıkra ile EÜAġ ın özelleģtirilmesi hakkında özel düzenleme getirilmiģtir. Söz konusu düzenleme ile EÜAġ ın özelleģtirme programına alınan birim veya varlıklarının, 4046 sayılı Kanun gereği doğrudan ÖzelleĢtirme Ġdaresi BaĢkanlığına aktarılması yerine, EÜAġ bünyesinde kalmaları ve ETKB ile ilgilerinin devam etmesi getirilmiģtir. Ancak özelleģtirmeye hazırlık ve özelleģtirme iģlemleri ile bu aģamalardaki personele iliģkin iģlemlerin 4046 sayılı Kanun hükümleri çerçevesinde yürütüleceği hususları da düzenlemede ayrıca yer almıģtır. 1