‘Kendi serbest piyasamızı oluşturmak zorundayız’

Petroturk TV’de Emin Kaya’nın konuğu olan Elektrik Üreticileri Derneği (EÜD) Başkanı Cem Aşık, elektrik ve doğal gaz piyasalarındaki son gelişmeleri değerlendirdi. Aşık, şu anda arzın talebi karşılamakta zorlandığı günlerin yaşandığına dikkati çekerek, “Arızalarımız var. Su kaynaklı üretim düşük; ama daha vahimi alarm verecek kadar az bir rezerv suyumuz kaldı. Temmuz ve Ağustos aylarında suyumuzu elektrik üretim amaçlı kullanmaktan olabildiğince kaçınmalıyız” dedi.

Elektrik Üreticileri Derneği(EÜD) Başkanı Cem Aşık, Petroturk TV’nin 360 Derece Enerji Programı’nda Emin Kaya’nın konuğu oldu. Aşık, elektrik ve doğal gaz yapılan fiyat artışlarından Vadeli Elektrik Piyasasına, gaz piyasasında serbestleşmeden yatırımların finansmanına, elektrik talebindeki artış ve düşük emre amadelik oranlarının piyasaya etkilerine kadar bir çok başlıkta değerlendirmelerde bulundu.

“VEP’E BAŞLANGIÇTA İVME KAZANDIRMAK İÇİN YAPILABİLECEK ŞEYLER VAR” 

Piyasadaki güncel gelişmelerle başlamak gerekirse Haziran ayında elektrik piyasası için oldukça önemli 2 adım atıldı. İlki Vadeli Elektrik Piyasası (VEP) diğeri ise YEK-G sistemi oldu. Vadeli elektrik piyasası ne gibi katkılar sağlayacak. Üreticiler ve ticaret açısından neden önemli?

Vadeli elektrik piyasasının gelişimi açısından özel sektörün beklediği ilave adımlar var mı? Gerek elektrik üreticileri gerekse tüketicileri için ileriye yönelik fiyat ve nakit akışı risklerini yönetebilmenin yolu vadeli piyasalardan geçiyor. Ne kastediyorum: Santraller ileriki dönem için hangi fiyattan satacaklarını bilmek isterler ve tüketiciler ise hangi fiyattan alacaklarını, yani maliyetlerini. VEP (Vadeli Elektrik Piyasası), şirketlerin aralarında yaptıkları ikili anlaşmalara ve BİST (Borsa İstanbul) ViOP (Vadeli İşlem Opsiyon Piyasası) finansal ürünlerine bir alternatif olarak geldi. Aslında iki yöntemin de birer eksiğini kapıyor. İkili anlaşmalara göre temel farkı karşı tarafın EPİAŞ olması ve yani ödeme ve kontrat iptali risklerini ortadan kaldırıyor; VİOP’a göre ise fiziksel teslimatı olanaklı kılıyor. Tabi bunlara göre de daha fazla teminat gereksinimi oluyor. VEP’in derinleşmesi yani işlem hacminin artması için tek gereken şey yıllardır söylediğimiz öngörülebilirlik. Santraller (doğal gaz, iletim vb.) maliyetlerini öngörebilmeliler, tüketiciler ise tarifeleri/ maliyetlerini öngörebilmeliler. Öngörülebilirlikle kastım, fiyatı bilmek değil. Maliyet bazlı olacağını, değişikliklerin ve piyasa dinamiklerinin yansıtılacağını bilmek. Ondan sonra öngörüsünü yapmak ve riskini hesaplamak her şirketin kendi sorumluluğu. VEP’e başlangıçta ivme kazandırmak için yapılabilecek şeyler var. bunlardan bir tanesi; piyasa yapıcılığını cazip hale getirmek, diğeriyse; sabit fiyatlı vadeli perakende satışlarda belirli bir yüzde elektriğin aynı dönem için alınarak maliyetlerin sabitlenmesi şartını getirmek (yani açığa satışı azaltmak) gibi fikirler de geliştirilebilir. İşlemler açısından bu kadar kısa süre içerisindeki gelişim, uygulama nasıl? Yeni hareketlenme başlıyor. Dediğiniz gibi bu piyasalar birbirlerine çok benzer şekilde davranıyorlar. Öngörülebilirlik arttıkça hareketlenme de artıyor.

“YEK-G SERTİFİKALARI AVRUPA BİRLİĞİ’NDE GEÇERLİ OLACAK ŞEKİLDE KABUL ETTİRİLMELİ”
Yine geçtiğimiz ay devreye alınan YEK-G’nin piyasaya sağlayacağı avantajlar neler?

Tüketicilerden, özellikle de yurt dışıyla iş yapan şirketlerden, yeşil enerji kullanımına yönelik talepler geliyor. Bunun çevre bilinciyle paralel artmasını umuyoruz. YEK-G piyasası, bunu kolay ve garantili bir biçimde sağlıyor. Buradaki hacmin artışı, üreticiler için yeni bir gelir kaynağı demek. Dolayısıyla alım garantilerine de daha az ihtiyaç duyulması demek. Halihazırda kullanılan I-REC ve Gold standard gibi
alternatifler mevcut. EPİAŞ ve EPDK çok doğru bir şekilde, santrallerin bu standartlar tarafında yaptığı yatırımları ve yükümlülükleri bozmayacak şekilde, uyumlu bir sistem geliştirdi. Bundan sonrası için atılması gereken en önemli adımların ise; YEK-G sertifikalarının Avrupa birliğinde geçerli olacak şekilde kabul ettirilmesi ve bunun Yeşil Mutabakata fayda sağlayacak şekilde (ETS vb) entegre edilmesi olduğunu düşünüyoruz.

“ÖNCELİKLE BANKALARIN DÜŞÜK DE OLSA GARANTİ BİR GELİR GÖRMEK İSTEDİKLERİNİ GÖZLEMLİYORUZ”
30 Haziran itibariyle YEKDEM sonra erdi ve yeni fiyatlarla yola devam edilecek. Yeni döneme ilişkin beklentileriniz neler? Yeni fiyatlarla Finansman ve yatırımların hayata geçirilmesi beklendiği kadar zor olacak mı?

Bu çok tartışılan bir konu. Birçok farklı görüş ortaya çıkıyor. Biz EÜD olarak hem yöntemler- metodoloji, hem de maliyetlere ilişkin epey bir çalışma yaptık. Fiyatların yeterli olup olmayacağına iki farklı açıdan bakmak gerek. Birincisi finansman, ikincisi karlılık ve yatırım geri dönüşü. Öncelikle bankaların düşük de olsa garanti bir gelir görmek istediklerini gözlemliyoruz. Daha önce ağızları yandığı için Spot fiyat tahminleri üzerinden hesap yapmak istemiyorlar. Burada 3 seçenek olabilir: Devlet alım garantisi (YEKDEM, YEKA), VEP (derinlik oluşması bunun için de önemli) veya YETA (Yenilenebilir Tedarik Anlaşması).

Diğer bir zorluk ise TL cinsinden uzun vadeli kredi ürünlerinin fazla olmaması. Bankaların TL maliyet eskalasyon hesapları nedeniyle, ihtiyaç duyulacak özsermaye miktarının artacağını düşünüyorum. Bu da sermaye yapısı daha güçlü yatırımcılara gereksinim duyulacak demek. Yatırım geri dönüşü açısından bakarsan, burada beklenti yatırımcıdan yatırımcıya değişebilir veya yatırımcı farklı iş kollarıyla sinerji yaratıyor da olabilir. O nedenle tek başına bu fiyatlara yapılır veya yapılmaz demek mümkün değil. Genelde baktığımızda verimli sahalarda GES ve hatta bazı RES’lerin piyasa fiyatlarıyla rahatça yapılabildiğini görüyoruz. Jeotermal konusunda bu desteklerle iyi sahalarda yatırım yapmak mümkün olabilir; ancak kuyu açma riskleri, çok derindeki sular gibi durumlarda yatırım riskli hale gelebilir.

EÜD olarak, Biyogaz/Biyoatık tesislerinin fizibilitelerinin sadece YEKDEM ile çözülemeyeceğimi düşünüyoruz. Onların yakıt sürekliliğinin sağlanması ve hatta bunun kanıtlanması ve operasyonel maliyetlerinin yüksekliği gibi konuları da var. O nedenle bu tesisler bir atık yönetimi politikası içinde ele alınmalılar ve gelirleri atık bertarafına yönelik olarak desteklenmeliler.

“SANTRALLER TEDARİKLERİNİN YÜZDE 95 CİVARINI BOTAŞ’TAN YAPMAYI PLANLIYOR”
Haziran ayında TürkAkım’ın bakıma girmesiyle BOTAŞ piyasadaki tek tedarikçi oldu ve OTSP’de 2.000 TL’ye yaklaşan fiyatlar oluştu. Gaz piyasasındaki sorunlar elektrik piyasasını da yakından etkiliyor. Gaz piyasasındaki son gelişmelere ve sona eren kontratlara ilişkin henüz bir netlik olmamasının piyasaya etkilerine ilişkin değerlendirmeleriniz neler?

Daha önce de bahsettiğimiz gibi öngörülebilirliğin ortadan kalkması açısından kötü. OTSP’de yüksek fiyatın ötesinde, BOTAŞ gaz tedarik etmediği için alınabilecek gaz yoktu veya bazı günler talebin çok altındaydı. Gaz tedarik durumunun, sözleşmelerin geleceğinin ve maliyet yapısının bilinmemesi zaten fiilen oldukça küçük olan gaz serbest piyasasının
gelişmesini engelliyor. Elektrik üretim sektörü açısından bakarsak yılın ikinci yarısı için santraller tedariklerinin yüzde 95 civarını BOTAŞ’dan yapmayı planlıyorlar. Yani bu belirsiz ortam herkesi serbest
piyasadan uzaklaştırdı.

“BU AYLARDA ZORUNLU OLMAYAN TÜKETİMİ KISMAYI PLANLAMALIYIZ”
Elektrik piyasasında malumunuz azami fiyat limiti uygulaması var fakat doğal gazda ithalat maliyetleri atmaya devam ediyor. BOTAŞ’ın santrallere uyguladığı tarifeyi üçüncü çeyrekte arttırdı. Bu ve önümüzdeki çeyrekte ithalat maliyetlerindeki artışa bağlı olarak yaşanabilecek yeni olası artışların elektrik üreticilerine ve ticarete etkileri neler?

Bu konuda sektörün beklentileri neler? Tavan fiyat serbest piyasa mesajı ve fiyat indikasyonu için kötü. Yeni santrale ihtiyacınız varsa ve fiyatlar düşük seviyede tutuluyorsa, kimse yatırım yapmaz. Alım garantisi vermek zorunda kalırsınız. Ayrıca fiyatların salınmasına izin vermiyorsanız, kimse riskini de yönetmez; dolayısıyla vadeli piyasalarınız da çalışmaz. Şu anda arzın talebi karşılamakta zorlandığı günleri yaşıyoruz. Arızalarımız var. Su kaynaklı üretim düşük; ama daha vahimi alarm verecek kadar az bir rezerv suyumuz kaldı. Temmuz ve Ağustos aylarında suyumuzu elektrik üretim amaçlı kullanmaktan olabildiğince kaçınmalıyız. Şu anki azami fiyat ve diğer şartlar küçük gaz motoru ve kojen gibi üretim tesislerinin sisteme gelmesi için yeterli olmuyor; bunların ihtiyaç duyulduğunda kısa süreli (peaker olarak) sisteme katılmaları için teşvik edilmelerinde fayda var. Ayrıca kömür fiyatları ciddi oranda arttı biliyorsunuz. Eğer daha da artarsa, şu anki limit ithal kömür santrallerini çalışamaz hale getirebilir ki bu çok kötü olur. Ayrıca bu aylarda zorunlu olmayan tüketimi kısmayı planlamalıyız. Gaz maliyetleri 4. Çeyrekte $400/binSm3 seviyelerine yaklaşacak. Bunun zararına finanse edilmesi beklenmemeli. Ancak BOTAŞ’ın son çeyrek tarifesinin ne olacağını kimse bilmediği için, bu döneme ilişkin bir elektrik fiyatı oluşturmak da mümkün olmuyor. Dolayısıyla ticaret bu belirsizlik yüzünden çok kötü etkileniyor. Dediğim gibi öngörülebilirlik maliyetlerden bile daha önemli.

‘GAZ PİYASALARINDA ‘PİYASA YAPICILIĞI’ GİBİ SERBEST PİYASA VE REKABETİN ÖNÜNÜ AÇACAK UYGULAMALAR EN BÜYÜK HAYALİMİZ’

Ekonomi reformları kapsamında gaz piyasasında da önemli reformlar yapılması planlanıyor. BOTAŞ’ın ticaret ve iletim olarak iki farklı şirket olarak yapılandırılması ile piyasada liberalleşme yönünde adımlar atılması da bekleniyor. Sektörün bu konuda görüş, beklenti ve önerileri neler?

Yıllardır hevesle bekliyoruz. Bu sene birçok kontratın sonlanmasıyla birlikte fırsatlar ortaya çıkmasını umuyoruz. Daha önce de bahsettiğim gibi BOTAŞ’ın çok büyük ölçüde hakim oyuncu olması ve fiyatlamalarının her zaman ticari olmaması nedenleriyle piyasada gerçek anlamda bir rekabet oluşamıyor. BOTAŞ Ticaretin, İletim tarafıyla dikey entegre olması konuyu daha da karmaşıklaştırıyor. BOTAŞ’ın basiretli tüccar olarak davranması, risklerini yönetecek mekanizmaları oluşturması, gazın gazla rekabet edeceği spot boru gazı ve LNG ithalatında özel sektörün aktif hale gelmesi, rekabetçi ve ticari sınırlamaları olmayan boru gazı anlaşmaları; günlük tahsisat ve farklı kontrat türleri, EPİAŞ gaz piyasalarında “piyasa yapıcılığı” gibi serbest piyasa ve rekabetin önünü açacak uygulamaları en büyük hayalimiz. Bunlar olmadan gaz konusunda merkez olmamız mümkün değil. İnşallah Karadeniz gazımız gelecek; EPİAŞ vadeli gaz piyasalarını açacağız; ancak biz bu yukarıda saydıklarımı yapmadıkça Türkiye’nin şartlarıyla hiç ilgisi olmayan piyasaların endeksleriyle gaz almak ve satmak zorunda kalacağız. Kendi dinamiklerimize uygun gaz fi yatlarımızı oluşturabilmemiz ve hatta dikte edebilmemiz için, kendi serbest piyasamızı oluşturmak zorundayız.

‘KAPASİTE HESAPLARIMIZI KURAK YILLARI DA DÜŞÜNEREK YAPMALIYIZ’
Bu sene hidroelektrik üretimindeki düşüş, ekonomik toparlamaya bağlı artan tüketimle birlikte elektrik üretiminde gaz santrallerini payı artıyor. Elektrik üretimi ve üreticiler açısından ilk 6 aylık dönem
nasıl geçti?

Türkiye’nin kurulu gücünün yüzde 32’si hidroelektrik santrallerden oluşuyor. Kurak ve ıslak senelerimiz döngüler halinde oluyor; ama daha kötü bir olgu ise su geliş trendinin yıllar içinde aşağı yönlü olması. Bizim arz güvenliği açısından kapasite hesaplarımızı kurak yılları da düşünerek yapmamız gerekiyor. Böyle dönemlerde normal olarak termik santrallerin baz yük şeklinde daha çok destek vermeleri gerekiyor. Ayrıca güneş santralleri de klima tüketiminin yüksek olduğu öğlen saatlerinde tam kapasite çalışıyorlar. Bir taraftan Yenilenebilir kapasitemiz arttıkça, ihtiyaç olduğunda bunu dengeleyecek esnek üretime de ihtiyaç artıyor. Ancak geçtiğimiz senelerde, özellikle doğalgaz santralleri, bu hizmetleri verebilmek için dizaynlarının ötesinde yıpratıldılar ve gerekli bakımları yapmak için para biriktiremediler. Önümüzdeki dönemde korkarım beklenmedik arızalarla da baş etmemiz gerekecek. Sorduğunuz soruya gelirsek, bazı santraller daha yoğun çalıştı; bazıları ise daha az. Dolayısıyla yaygın portföyü olan şirketler riskleri dengelerken, tek bir kaynak türü ağırlıklı üreticiler iyi veya kötü etkilendiler.

MEVZUATSAL OLARAK SANTRALLERİN UZAKTAN YÖNETİMİNİN DE ÖNÜNÜ AÇMALIYIZ’

Elektrik piyasasında gelecek yıllarda arz talep dengesizliği yaşamamak için yatırımların devamı kadar
mevcut yatırımların varlığını koruması da önemli. Elektrik üreticilerinin hem mevcut santraller ve hem de yeni yatırımlar için kamudan beklentileri neler? Hangi sorunlar sizi zorluyor?

Aslında piyasaları serbest bıraktığınız zaman fiyatlar bir gösterge oluyor.
Verdiğiniz bir hizmetin değeri varsa karşılığını alıyorsunuz. Yatırım yapılması gerekiyorsa, planlar fizibıl hale geliyor. Ancak fi yatlara üst limit koymak; devlet eliyle yapılan üretimde ve ticarette ticari şartların dışında davranmak piyasanın faydalarını ortadan kaldırıyor. Piyasadan ihtiyaç duyulan para kazanılamadığında, gelecekte ihtiyaç duyacağınız kapasiteyi kaybetmemek, borçlarını ödemelerini sağlamak için kapasite mekanizması gibi destekler önem kazanıyor. Ayrıca önümüzdeki kısa dönemde birçok santral YEKDEM alım garantilerinden çıkıp piyasaya girecekler. Piyasada şartlarına maruz kalan santrallere yönelik olarak yıllar içinde öngörülemez bir biçimde enflasyonun çok üzerinde artmış
bulunan orman ve su katkı bedelleri ve iletim bedelleri gibi maliyetlerin yeniden ayarlanması gerekiyor. Pandeminin bize öğrettiği bir konu da, yeni teknolojilerden verimlilik ve süreklilik amaçlarıyla faydalanmak. Mevzuatsal olarak santrallerin uzaktan yönetiminin de önünü
açmalıyız.

‘ELEKTRİK TOPTAN SATIŞ FİYATLARI AVRUPA’DAKİ BİRÇOK ÜLKENİN NEREDEYSE YARISI KADAR’

Elektrik ve doğal gazdaki fiyat artışlarına sanayicilerden eleştirilere geliyor fakat sanayi tarifelerini Avrupa ile karşılaştırdığımızda bizdeki tariflerin oldukça düşük olduğunu görüyoruz. Sübvanse edilmiş fiyatlarla özellikle enerji yoğun sektörlerde ihracat yaptığımız ülkelerin ihracatını desteklediğimiz ve bunun faturasının tüm tüketicilere yüklendiği ve verimli olmadığı yönünde son dönemde giderek artan eleştiriler olduğunu görüyoruz. Enerjinin payı sanayinin maliyetleri içinde nasıl değişiyor?

Şu anda ekonomik olarak zor zamanlardan geçiyoruz; işleri bozulmuş veya uzun süre ara verdiği için destek gereken şirketler var. Tedarik zincirinde gecikmeler ve kırılmalar mevcut. Ancak her zaman söylediğimiz gibi desteği ortaya değil, ihtiyacı olanı seçerek vermek gerekli; ayrıca ekonomi zordayken nokta atışı yapmak çok daha verimli olacaktır. Bunun yanında desteklediğiniz endüstrinin ülke için ne kadar katma değer yarattığını bilmek ve büyümesi gereken sektörleri ayırt etmek için gerçek maliyetlerle hesap yapabilmek gerekli. (Aksi durumda ne oluyor? Sanayici maliyeti 100 TL olan emtiayı sübvansiyonlarla 80 TL’ye alıyor. Kar ettiğini düşünerek 90 TL’ye satıyor. Ülke aslında bu ürünü 10 TL fonluyor. Bu fon da maliyet avantajı olarak ihraç edilen ülkeye yansıyor) Enerji piyasaları kurulurken mantık, maliyetlerin baskılanmadan ve sübvanse edilmeden fiyatlara yansıtılması; desteklenmesi gereken sektörlerin ilgili Bakanlıkların bütçelerinden doğrudan desteklenmeleri üzerineydi. (Yüksek değer yaratan şirketler yukarıdaki örnekte bile ülke için katma değer oluşturabilir.)

Tüm bunları söyledikten sonra Türkiye’deki gerek elektrik gerekse gaz fiyatlarının Avrupa ile karşılaştırıldığında oldukça düşük olduğunu söylemem gerek. Elektrik toptan satış fiyatları Avrupa’daki birçok ülkenin nerdeyse yarısı kadar. Şirketlerin bilançolarına baktığımızda -özellikle ihracat yapan şirketlerde  tüm maliyetler içinde  enerjinin oranının geçtiğimiz 10 yıl içinde azaldığını görüyoruz.

 

Login

Welcome! Login in to your account

Remember me Lost your password?

Lost Password