TEİAŞ FAALİYET RAPORU 2004

 

 

 

 

İÇİNDEKİLER

 

 

Kuruluşumuz

Organigram

2004 Sonuçları

Yılın Özeti

Yatırımlarımız

Elektrik Enerjisi Üretimindeki Primer Kaynaklarımız

Türkiye Elektrik Enerjisi Kurulu Gücü

Türkiye Elektrik Enerjisi Üretimi

Türkiye Brüt Elektrik Enerjisi Talebi

Üretim Sisteminden Alınan ve Dağıtım Noktalarına İletim Sistemi Üzerinden Aktarılan Enerji Miktarları

İletim Tesislerimiz

Enterkoneksiyonlar

Personel Durumu

Mali Durum (Bilanço / Gelir Tablosu)

İştiraklerimiz

 

 

 

 

 

KURULUŞUMUZ

  

 

Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi, 08.06.1984 yılında çıkarılan 233 sayılı Kanun Hükmünde Kararname ve değişiklikleri ile 22.01.1990 tarih ve 399 sayılı Kanun Hükmünde Kararnameye dayanılarak çıkarılan,05.02.2001 tarih,2001/2026 sayılı Bakanlar Kurulu Kararı ve 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu çerçevesinde faaliyette bulunmak üzere Devletin genel ekonomi politikasına uygun olarak elektrik enerjisinin iletim hizmetlerini yürütmek amacıyla kurulan bir İktisadi Devlet Teşekkülüdür.

 

Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi, Yüksek Planlama Kurulu’nun 11.06.2001 tarih, 2001/T-19 sayılı kararı ile onaylanan Ana Statüsü uyarınca Ankara’da bulunan bir merkez teşkilatı ve merkeze bağlı şebeke işletme ve tesis grup müdürlükleri gibi taşra teşkilatından oluşan bir organizasyon yapısı içinde Yönetim Kurulu’nun 19.09.2001 tarihinde oluşmasına bağlı olarak 01.10.2001 tarihi itibariyle faaliyetlerine başlamıştır.

 

TEİAŞ; 13.03.2003 tarihinde Elektrik Piyasası Düzenleme Kurumu’ndan aldığı “İletim Lisansı” çerçevesinde yeni piyasa yapısına uygun olarak merkez birimleri ve yurt sathına yayılmış proje, tesis, kontrollük, işletme, bakım ve yük tevzi üniteleriyle faaliyetlerini sürdürmektedir.

 

Tek İletim Lisansı sahibi olan TEİAŞ’ın görevi genel olarak 400 ve 154 kV gerilim seviyelerindeki Türkiye İletim Tesislerinin planlanması, tesisi ve işletilmesi ile mevcut tesislerin bakımını yapmaktır. Ayrıca, bu sistemin serbest elektrik piyasası kurallarına göre kullanıcılara kaliteli ve sürekli bir enerji arzı sağlayacak şekilde işletilmesi, iletim bağlantı ve sistem kullanım tarifelerinin hazırlanması, Şebeke Yönetmeliğine uyumun izlenmesi, gerçek zamanlı sistem güvenilirliğinin izlenmesi, yük dağıtım ve frekans kontrolünün gerçekleştirilmesi, Uluslararası enterkonneksiyon faaliyetleri, dağıtım şirketlerinin talep tahminlerine dayanan bir üretim kapasite projeksiyonunun hazırlanması, dengeleme ve uzlaştırma mekanizmasının yürütülmesi de TEİAŞ’ın görevleri içindedir.

 

Şirketimizce hazırlanan Elektrik Enerjisi 10 Yıllık Üretim Kapasite Projeksiyonu (2003–2012) Raporunda, ülkemizin elektrik enerjisi sektörü ile ilgili genel bilgi, arz–talep durumu, 10 Yıllık İletim Sistemi Gelişim Raporunda iletim sisteminin mevcut durumu yer almaktadır.

 

Ülkemizde Enterkonnekte Elektrik Sistemi, 1adet Milli, 8 adet Bölgesel Yük Tevzi Merkezleri tarafından işletilmektedir.

 

Enterkonnekte Elektrik Sistemi; santrallar, iletim hatları, iletim trafo merkezleri ve dağıtım sisteminden oluşmaktadır. Milli Yük Tevzi Merkezi, ulusal üretim ve iletim sisteminin güvenliğini ve arz kalitesini koruyarak işletilmesinde en önemli işlevi görmektedir.

 

 

 

 

ORGANİGRAM

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2004 SONUÇLARI

 

 
         
      TEİAŞ  
         
         
         
         
PERSONEL SAYISI (KİŞİ)     8745  
         
SERMAYE    (Milyar TL)   Nominal 330000  
    Ödenmiş 326420  
         
ENERJİ NAKİL HAT UZUNLUKLARI (km)        
         
400 kV     13970,4  
154 kV     31005,7  
         
TRAFO GÜÇLERİ (MVA)        
         
400 kV     21290,0  
154 kV     46917,4  
         
         
      TÜRKİYE  
         
         
         
KURULU GÜÇ   (MW)     36824,0  
         
TERMİK     24144,7  
         
HİDROLİK     12645,4  
         
JEOTERMAL+RÜZGAR     33,9  
         
ÜRETİM           (GWh)     150698,3  
         
TERMİK     104463,7  
         
HİDROLİK     46083,7  
         
JEOTERMAL+RÜZGAR     150,9  
         
         

 

 

 

 

 

 

 

YILIN ÖZETİ

 

  1. 2004 yılı Yatırım harcamalarında programa göre, % 76,3 gerçekleşme sağlanmıştır. Gerçekleşen yatırım harcamalarının % 79’u iletim tesisleri, % 21’i de diğer tesisler için yapılmıştır.
  2. Ülkemizin elektrik enerjisi üretim sektörünün mevcut durumu ile inşa halinde ve lisans almış santrallar dikkate alındığında arz-talep dengesinin durumu “Elektrik Enerjisi 10 Yıllık Üretim Kapasite Projeksiyonu (2003-2012)” raporunda yayınlanmıştır.
  3. Artan talep ihtiyacı karşısında arz güvenilirliğinin sağlanması için üretim sistemine ilave edilmesi gereken yeni kapasite ihtiyacının tespit edilmesi görevi Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı tarafından Kuruluşumuza verilmiş olup yapılan çalışmanın sonuçları “Türkiye Elektrik Enerjisi Üretim Planlama Çalışması (2005-2020)” raporunda yayınlanmıştır.

4.      4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu gereği enterkonnekte sistemi kullanan ya da kullanmak üzere başvuran tüm iletim sistemi kullanıcıları ile imzalanması gereken Bağlantı ve Sistem Kullanım Anlaşmaları imzalanma çalışmaları sürdürülmüştür. 2004 yılı içerisinde 132 adet Bağlantı Anlaşması imzalanmış olup, 2004 yılı sonu itibariyle imzalanan Bağlantı Anlaşması sayısı 222 adettir. 2004 yılı içerisinde 134 adet Sistem Kullanım Anlaşması imzalanmış olup, 2004 yılı sonu itibariyle imzalanan Sistem Kullanım Anlaşması sayısı 264  (Dağıtıma gömülü olanlar dahil) ve 224  (Dağıtıma gömülü olanlar hariç) adettir.

5.      Elektrik Piyasasında İletim ve Dağıtım Sistemlerine Bağlantı ve Sistem Kullanımı Hakkındaki Tebliğe göre iletim sistemi kullanıcısı olan otoprodüktör ve otoprodüktör grupları için EPDK’nın bu konudaki talimatları doğrultusunda lisanslarında yer alan kurulu güçler üzerinden Bağlantı ve Sistem Kullanım Anlaşmaları imzalanmakta idi. EPDK’nın 31.12.2003 tarih ve 264/7 sayılı Kurul Kararı gereği iletim sistemine doğrudan bağlı olan otoprodüktörler ve otoprodüktör grupları ile maksimum alış/maksimum veriş kapasiteleri üzerinden anlaşma yapılabileceğinin ifade edilmesi ve EPDK’nın 09.03.2004 tarih ve 304 sayılı Kurul Kararı ile de 01.04.2004 tarihinden geçerli olmak üzere onaylanan İletim Sistemi sistem Kullanım ve Sistem İşletim Fiyatlandırma Yöntemi bildirimi uyarınca otoprodüktörler ve otoprodüktör grupları ile imzalanan Bağlantı ve Sistem Kullanım Anlaşmaları maksimum alış/maksimum veriş kapasitelerine göre revize edilmiştir.    

6.      212 sayılı Kurul Kararının uygulamasına yönelik olarak EPDK’nın 28.05.2004 tarih, 323 sayılı kararı uyarınca iletim şalt sahalarının OG baralarına 36 kV ve altındaki gerilim seviyesinden müstakil fider ile mülkiyeti ve işletmesi kendisine ait hatlarla doğrudan bağlı veya bağlanacak tek bir tüzel kişi durumundaki üretici ve tüketiciler iletim sistemi kullanıcısı olarak kabul edilmiş olup Teşekkülümüz ile Bağlantı ve Sistem Kullanım Anlaşmaları imzalamaları gerekmektedir. İletim şalt sahalarının OG baralarına (Dağıtım Şirketlerinin kullanımında olmayan baralar hariç) 36 kV ve altındaki gerilim seviyesinden bağlanan tüm üretici ve tüketiciler ise dağıtım sistemi kullanıcısı olarak kabul edilmiştir.

 

7.      BOTAŞ’ın Bakü-Tiflis-Ceyhan Petrol Boru Hattı Projesi kapsamında 154/31,5 kV PS 30-Yumurtalık TM’de 31,5 kV şalt tevsiatı ile ilgili olarak yapılacak işlemlere açıklık getirilmesi ve hız kazandırılması yönündeki BOTAŞ talebi üzerine EPDK, BOTAŞ ve Teşekkülümüz yetkililerinin katılımı ile bir toplantı gerçekleştirilmiş ve anılan toplantıda 22.11.2004 tarihinden itibaren genel uygulama yöntemi belirlenmiştir.

8.      İletim sistemi Kullanıcıları ile imzalanan Bağlantı Anlaşmalarında Kullanıcılarca belirtilen ölçüm noktalarının 22.03.2003 tarih, 25056 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan “Elektrik Piyasasında Kullanılacak Sayaçlar Hakkında Tebliğ”in geçici 4. maddesinde tanımlanan noktalar içinde yer alması kuralı uygulanmaktadır.

 

 

  SİSTEM KULLANIM ANLAŞMALARI:

 

  39 adet Otoprodüktör Santralı,

  56 adet Serbest Tüketici,  

  10 adet Termik Santral,

  12 Mobil Santral,

   4 adet DGKÇS,

  11 adet Üretim Santralı için Sistem Kullanım Anlaşması imzalandı.

 

Ayrıca TETAŞ Genel Müdürlüğü ile Türkmenistan’a yapılan enerji ithalatı için ve KARTET Karadeniz Toptan Elektrik Ticaret A.Ş’nin IRAK’a enerji ihracatı yapabilmesini teminen Sistem Kullanım Anlaşması imzalanmıştır. 

 

 

BAĞLANTI ANLAŞMALARI:

   

 35 adet Otoprodüktör Santralı,

 57 adet Serbest Tüketici, 

 10 adet Termik Santral,

 12 Mobil Santral,

  4 adet DGKÇS,

 11 adet Üretim Santralı için Bağlantı Anlaşması imzalanmıştır. 

 

 

  1. Ulusal Enterkonnekte Elektrik Şebekesinin daha iyi işletilebilmesi, bunun sonucunda arz güvenliği ve kalitesinin arttırılması ve maliyetin düşürülmesi amacıyla gerçekleştirilmesi öngörülen UYDS Yenilenmesi ve Genişletilmesi Projesi kapsamında Ulusal Kontrol Merkezi ve Acil Durum Ulusal Kontrol Merkezinin saha kabul testlerinin tamamlanmasının ardından,  sistemin geçici kabulü 15.06.2004 tarihinde yapılarak servise alınmıştır. Bu proje kapsamında aşağıdakiler gerçekleştirilmiştir:

 

·        Ulusal Kontrol Merkezi ile mevcut 5 adet Bölgesel Kontrol Merkezinin donanım ve yazılımları yenilenmiş ve yeni fonksiyonları ilave edilmiştir.

·        Acil Durum Ulusal Kontrol Merkezi kurularak devreye alınmıştır.

·        İkitelli’de yeni bir BKM kurularak devreye alınmıştır.

·        UKM’deki Enerji Yönetim Sistemi (EMS) yazılımları yenilenmiş ve fonksiyonlar ilave edilmiştir. SCADA fonksiyonuna ilaveten, UKM ve Acil Durum Ulusal Kontrol Merkezi aşağıda belirtilen Enerji Yönetim Sistemi fonksiyonlarına sahiptir.

*Durum kestirimi,

*Kısıtlılık analizi,

*Yük frekans kontrolü,

*Ekonomik yükleme,

*Rezerv izleme,

*Alışveriş işlemleri programlama,

*Hidro-Termik Koordinasyon,

*Kısa-Dönem yük tahmini,

*Yük tevzi eğitim simülatörü (sadece MKM’de).

 

·        Mevcut UYD sistemi kapsamında bulunan trafo merkezleri ve santrallardaki Uzak Terminal Birimlerinin (RTU) yeni sisteme bağlı olarak çalışması sağlanmıştır.

·        12 adedi(İstanbul’daki 9 adet GIS trafo merkezi ve 3 adet seri kapasitör merkezi) uzaktan kumanda amacıyla kullanılmak üzere toplam 60 adet yeni RTU temin edilmiş ve bunlardan henüz servise girmemiş bulunan Afyon–380 trafo merkezine ait RTU dışındaki 59 RTU ilgili merkezlere monte edilerek servise alınmıştır. Ayrıca, Elbistan-B ve Çan termik santralları için 2 adet RTU ek sipariş yoluyla temin edilerek servise alınmıştır.

·        Kontrol merkezlerinin SCADA fonksiyonuna uzaktan kumanda imkânı da ilave edilmiştir.

·        Sistemin geçici kabulünden sonra 2000 saatlik emre amadelik (availability) testleri de yapılmıştır. Ayrıca, özel sektör santralarından Zorlu Sincan DGK, Eşen–2 HES ve Samsun Mobil santraları SCADA sistemine dahil edilmiştir. Silopi KARKEY, Bosen, Nuh Enerji, Kaptan Çelik/Çebi Enerji, Kırklareli DGKÇ, Kırıkkale Mobil, Batman Mobil, Habaş, Çolakoğlu (185 MW), Zorlu Kayseri OSB, Yamula HES, Entek ve çeşitli yerlerdeki Enerjisa santraları gibi özel sektör santralarının da SCADA/EMS sistemine dahil edilmesi amacıyla çalışmalara devam edilmiştir. Bu arada, Yap İşlet modeliyle gerçekleştirilmiş bulunan santrallardan Adapazarı DGKÇ, Gebze DGKÇ Blok-A ve Blok-B ile İskenderun (Sugözü) Termik Santralı Ünite–1 ve Ünite-2’nin sekonder frekans kontrol testleri de yapılmıştır.

 

  1. İletişim (Ses+Bilgi+Koruma Sinyalizasyon) Planlama, İyileştirme ve Fiber Link çalışmaları kapsamında aşağıdaki faaliyetler gerçekleştirilmiştir:

·        Kuruluşumuz Yatırım Programında yer alan toplam 33 merkez ile rehabilitasyon amaçlı19 link için iletişim planlama ve rehabilitasyon,

·        Daha önce sisteme bağlanmış veya yeni bağlanacak 3.şahıslara ait merkezlerin (üretim/tüketim) “İletişim Gereklilikleri”ni sağlamak üzere, 21 merkezi kapsayan 47 linkte iletişim planlama,

·        Gerek kuruluşumuz, gerek 3.şahıslar için yapılan iletişim planlamalarında kullanılacak PLC cihazları ve eski hatların rehabilitasyonu için 61 adet RF belirleme,

·        İletişim planlamaları yapılan merkezlerle birlikte yeni devreye girecek 15 merkez ve bu merkezlere bağlı 39 fider için hat tıkaçları (LT) adetleri, frekans bantları ve diğer teknik özellikler belirleme,

·        Yapılan tüm iletişim planlamaları için gerekli olan PLC ve yan birimleri ile diğer iletişim cihaz ve malzemelerinin tespiti ve “Üretim Programı”na alınması,

·        İhalesi yapılan toprak teli fiber optikli (OPGW) E.İ.Hatları için alınan, önerilen OPGW’lerin teknik özellikleri, test raporlarının vb. incelenmesi,

·        Kuruluşumuz eş güdümünde 2004 yılında toplam 194 km OPGW’li hattın geçici kabulüne esas olacak fiber ölçüm, test ve kontrolleri yapılmıştır. Bu bağlamda; 2004 yılı sonuna kadar oluşturulan fiberli linklerin toplam uzunluğu 3304 km.ye ulaşmıştır.

 

  1.  AR-GE çalışmaları kapsamında,

·        T40 D RF PLC üzerindeki araştırma çalışmaları tamamlanarak Ocak 2004’de üretimine başlanılmıştır.

·        T11 LF DRC (sızdırma Bobini) ile T07 DT (Diferansiyel Trafo) birimlerini içeren, IEC 481 standardına uygun, geniş bantlı H12 RF LMU hat ayar birimi üzerinde araştırma çalışmaları tamamlanmış, katalogu hazırlanmış ve saha denemeleri yapılmış olup, Aralık 2004’de seri üretimine başlanılmıştır.

 

  1. Nisan 2004’de Dünya Bankası ihale prosedürüne uygun olarak ihalesi yapılan ERP Projesi (Şirket Kurumsal Programları)  yapılan çalışmalar sonucunda,  ihale yeniden yapılmak üzere iptal edilmiştir.

 

  1. Ulusal Yük Dağıtım Merkezi ve Bölgesel Kontrol Merkezleri (İkitelli YTM ve Erzurum YTM hariç) Merkezi Bilgisayar ağına bağlanmıştır.

 

  1. Grup Müdürlüklerinin internet ortamından merkezi bilgisayar ağı ile bağlantıları gerçekleştirilmiştir.

 

  1. Grup Müdürlükleri ve Genel Müdürlük arasında sesli ve görüntülü haberleşme sisteminin gerçekleştirilmesi için, gerekli olan teçhizat temin edilmiş olup, iletişim hızının uygun olduğu bölgeler ile görüşmeler sağlanmıştır.(Genel Md-MYTP, Genel Müdürlük-Adapazarı YTM)

 

  1. İletim Lisansı kapsamında Ulusal İletim Sisteminin ve Piyasa Mali Uzlaştırma Merkezinin işletilmesi faaliyetleri de Kuruluşumuzca yürütülmektedir.Bu kapsamda hazırlanan ve EPDK tarafından onaylanarak 4.Kasım.2003 tarihinde                                     Resmi Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe giren “Elektrik Piyasasında Mali Uzlaştırma Yapılmasına İlişkin Usul ve Esaslar Hakkında Tebliğ” (Tebliğ) çerçevesinde,

·        Mali Uzlaştırma Uygulamaları; Piyasa Mali Uzlaştırma Merkezine kayıtlı otoprodüktör, otoprodüktör grubu, serbest üretim şirketleri, toptan satış şirketleri ve tüketicilerinin elektrik enerjisi alım ve satımı sonunda ortaya çıkan farklılıklarının mali açıdan uzlaştırılması yapılmaktadır. Bu amaçla yürütülen yeni piyasa faaliyetlerinin, tüm piyasa tarafından izlenmesi ve bilgilendirilmesi amacıyla Kuruluşumuz web sayfası içerisinde Piyasa Mali Uzlaştırma linki oluşturulmuştur.

Aralık 2003 döneminde yapılan ilk Mali Uzlaştırma Uygulamasından sonra 2004 yılı Aralık ayı sonuna kadar Mali Uzlaştırma uygulamaları başarılı bir şekilde gerçekleştirilmiş ve tüm bu uygulamalarda;

Aralık 2003 döneminden itibaren, İletim Sistemi için Teknik Kayıp Oranı %3,0 olarak,

Nisan 2004 döneminden itibaren ise, %3,02 Orta Gerilim (OG) kaybı ve bölgelere göre değişen oranlarda % 6,10 - % 12,06 arası Alçak Gerilim (AG) Sistemi Teknik kaybı da uygulanmaya başlanmıştır.

Gece-Gündüz ve Puant olarak belirlenen üç uzlaştırma periyodu bazında üç zamanlı olarak okunan sayaç verilerine göre, Mali Uzlaştırma Uygulaması sonucu, enerjinin üretildiği zaman içerisinde tüketilmesi sağlanmış Mali Uzlaştırma uygulamaları öncesi tek zamanlı değerlendirilen üretimler üç zamanlı olarak ölçülmeye ve aynı periyotta tüketicilere ait sayaç endeksleri ile karşılaştırılarak uzlaştırmaya tabi tutulmuştur. Bu durum ise talebi olmayan elektrik enerjisi üretiminin önüne geçmiş ve tüketimin 22.00 – 06.00 gece uzlaştırma dönemine kaydığı gözlenmiştir.

Üç periyotlu mali uzlaştırma uygulaması nedeniyle piyasa katılımcısına ait üretim tesislerine ve tüketicilere ait mekanik ve tek zamanlı sayaçların üç zamanlı elektronik sayaçlar ile değiştirilmesini sağlamıştır."Elektrik Piyasasında Mali Uzlaştırma Yapılmasına ilişkin Usul ve Esaslar Hakkında Tebliğ” kapsamında mali uzlaştırma uygulamasına G-DUY’un Geçici 7 inci Maddesi yürürlükten kalkıncaya kadar devam edilecektir.

 

Piyasada faaliyet gösteren katılımcılara ait gelişim aşağıdaki tablo ve grafiklerle gösterilmiştir.

 

                                            

2003-2004 Yılları Katılımcı Sayıları

Dönemi

Otoprodüktör

Otop. Grubu

Üretim Şrk.

Toptan Satış Şirketi

Ara.03

40

31

4

2

Ara.04

70

32

14

13

 

 

 

 

 

 

 

 

Enerji ve Tabi Kaynaklar Bakanlığı’nın, ilgili kuruluşların ve katılımcıların görüş ve önerileri doğrultusunda son şeklini alan “Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği” 3 Kasım 2004 tarihli ve 25632 sayılı Resmi Gazete’de yayımlanarak yürürlüğe girmiştir. 

 

Bu “Yönetmelik”; dengeleme ve uzlaştırma sisteminin taraflarının görev, yetki ve sorumlulukları ile aktif elektrik enerjisi arz ve talebinin gerçek zamanlı olarak dengelenmesine ve lisans sahibi tüzel kişilerin dengeleme ve uzlaştırma sistemine katılımları sonucu oluşan alacak ve borçlarının mali açıdan uzlaştırılmasına ilişkin usul ve esasları kapsar.

 

·        G-DUY’un Uygulama Yazılımı ve Entegrasyonu

 

Geçiş Dönemi Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği döneminde katılımcıların bilgi girişi, dengelemeye ait yük alma-yük atma teklif fiyatlarının, teknik parametre ve günlük üretim değerlerinin girilmesi ve uzlaştırmanın yapılmasına ilişkin işlemlerin yapılabilmesi için Geçiş Dönemi Uygulama Programı’nda hazırlanmıştır.

“Elektrik Enerjisi Sektörü Reformu Ve Özelleştirme Strateji Belgesi”nde 1 Ekim 2004 de başlaması öngörülen sanal uygulama için İlgili birimler ile Teşekküllerin sanal uygulama aşamasına katılımlarının sağlanması amacıyla başlatılan çalışmalar ile yapılan hazırlıklar ve iş süreçlerinin kesintiye uğramaması için başlatılan sanal uygulama hazırlık çalışmalarının ardından,    3 Kasım 2004’de yayımlanan Yönetmeliğin Geçici 7’nci maddesi gereği 8 Kasım 2004 tarihi saat 00:00 itibariyle “Sanal Uygulama” başlatılmıştır.

Sanal uygulamanın, işleyişteki aksaklıkların görülüp gerekli Yönetmelik değişikliklerinin yapılması için yegane fırsat olarak algılanması nedeniyle, piyasa katılımcılarının sanal uygulama dönemini gerçek bir uygulama dönemi gibi görmeleri ve sorumluluklarını bu çerçevede yerine getirmeleri beklenmiştir. Sanal uygulama dönemi sonunda yapılacak değerlendirmeler sonucunda gerekli görülen yönetmelik değişiklikleri önerilecek ve gerçek uygulama dönemine geçilecektir.

 

EPDK ve Kuruluşumuzun katıldığı bir toplantı sonucunda, Trafo ve Hat Kayıpları tablosu üzerinde uzlaşılarak, uygulanacak olan kayıp katsayıları EPDK tarafından 30.12.2004 tarihinde yayınlanmıştır.

 

 

·        Nihai Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliği (N-DUY)

Nihai döneme ilişkin Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma Yönetmeliğinin uygulanabilmesi için gerekli teknoloji ve sistem altyapısı olan Piyasa Yönetim Sisteminin tasarım ve satın alımına yönelik çalışmalar devam etmektedir.

.

 

 

 

YATIRIMLARIMIZ

2004 yılında Toplam Kamu Yatırımları içinde TEİAŞ Genel Müdürlüğüne 220,0 Trilyon TL’lik bir tavan ödenek ayrılmıştır. Bu ödeneğin 181,6 Trilyon TL’si İletim Tesislerini,12,4 Trilyon TL’si İşletmeler Grubunu,25,6 Trilyon TL’si Makine ve Teçhizat ve 400 Milyar TL’si de Etütler ve Taşıt yatırımları ödeneklerini kapsamaktadır.

İletim tesislerinde toplam 204 adet proje yer almakta olup, bu projeler için öngörülen toplam 181 Trilyon 600 Milyar TL ödeneğin 180 Trilyon 370 Milyar TL’lik kısmı devam eden 145 adet projeye,1 Trilyon 230 Milyar TL’lik kısmı ise 59 adet yeni proje için ayrılmıştır.

181 Trilyon 600 Milyar TL. İletim Tesisleri toplam ödeneğinin 89 Trilyon 600 Milyar TL’lik bölümü dış kredi, 8 Trilyon 960 Milyar TL’lik bölümü dış öz kaynak olmak üzere toplam 98 Trilyon 560 Milyar TL’si dış piyasa bileşenini, 83 Trilyon 40 Milyar TL’si ise iç piyasa bileşenini oluşturmuştur.

Toplam ödeneğin 125.470 Milyar TL’lik bölümü 380 kV’luk ENH. ve TM. olmak üzere 46  adet proje için ayrılmış olup, bu ödeneğin 125.455 Milyar TL’lik kısmı 43 Adet devam eden proje, 15 Milyar  TL’lik kısmı ise 3 adet yeni proje için ayrılmıştır.

Yine toplam ödeneğin 56.130 Milyar TL’lik bölümü 154 kV’luk ENH. ve TM. Olmak üzere 158 Adet proje için ayrılmış olup, bu ödeneğin 54.915 Milyar TL’lik kısmı 102 adet devam eden proje, 1.215 Milyar TL’si ise 56 adet yeni proje için ayrılmıştır.

2004 Yılı Yatırım Programında yapılan revizeler sonucunda İletim Tesisi Projelerine ayrılan 182 Trilyon 550 Milyar TL. ödenekli 205 adet proje için Aralık sonu itibariyle toplam 144.734  Milyar TL. kesin harcama yapılarak, İletim Tesisleri projelerinin nakdi gerçekleşmesi % 79.3  olmuştur.

2004 Yılı Yatırım Programının uygulamasına bakıldığında TEİAŞ Genel Müdürlüğü olarak 12 aylık kesin harcamalar dikkate alındığında,168,606 Milyar TL harcama yapılmış olup,% 76,3 gerçekleşme sağlanmıştır.

2004 yılında 400 kV’luk toplam 12,2 km uzunluğunda 1 adet Enerji İletim Hattı ile 250 MVA gücünde 1 adet Trafo Merkezinin geçici kabulleri yapılmıştır.

2004 yılında 154 kV’luk toplam 1 km uzunluğunda 1 adet Enerji İletim Hattı ile 11 adet Trafo Merkezinin,12 adet  fider tesisi ve 3 adet 33 kV  kapalı şalt tesisi ile 3,960 km tek devre yer altı kablosunun geçici kabulleri yapılmıştır.

2004 yılı içinde Ülkemizin enerji politikalarına uygun olarak ve özellikle Ülkemizin elektrik sorunu bulunan bölgeleri öncelikli olmak üzere başlatılan enerji yatırımları seferberliği kapsamında toplam tutarı 208,616 Trilyon TL  (yaklaşık 147 Milyon USD) olan, 71 adet iletim tesisinin ihalesi gerçekleştirilmiştir.

  

 

 

ELEKTRİK ENERJİSİ ÜRETİMİNDEKİ PRİMER KAYNAKLARIMIZ

Elektrik enerjisi üretiminde, linyit ve hidrolik kaynaklar başta olmak üzere, petrol, doğal gaz ve jeotermal kaynaklar ülkemizin başlıca birincil (primer) enerji kaynaklarını oluşturmaktadır.

Ülkemizin tüm yörelerine dağılmış olan linyit rezervlerimizin en önemlileri Soma, Tunçbilek, Seyitömer, Çan, Muğla, Beypazarı ve Elbistan havzalarıdır. Elektrik enerjisi üretiminde kullanılabilir toplam linyit potansiyeli santralların ortalama 30 yıl çalışacakları dikkate alınarak hesaplandığında 18790 MW veya 120 Milyar kWh/yıl karşılığı olup, bunun 6520 MW'ı (42 Milyar kWh, %35) 2004 yılı sonuna göre halen işletmede, 2200 MW’ı (11 Milyar kWh, %12) inşa halinde veya Temmuz 2004 tarihine göre EPDK’dan lisans almış projelerdir. Geriye kalan 10070 MW (67 Milyar kWh, %53) ise  değerlendirilebilecek potansiyel olarak tespit edilmiştir.

Elektrik enerjisi üretiminde kullanılabilir toplam taşkömürü potansiyeli santralların ortalama 30 yıl çalışacakları dikkate alınarak hesaplandığında 1535 MW veya 10 Milyar kWh/yıl karşılığı olup, halen 335 MW (%22) kapasite işletmede olup, geriye kalan 1200 MW (7.8 Milyar kWh/yıl) potansiyel ileride kullanılabilecek durumdadır.

Ülkemizin, bir başka önemli birincil enerji kaynağını oluşturan hidrolik potansiyelimizin, ortalama yağışlı bir yıl için 36355 MW ve 129 milyar kWh dolayında olduğu hesaplanmaktadır. Bu hidrolik potansiyel belli başlı 11 havzada toplanmış olup, toplam potansiyelin %45’ni kapsayan Fırat ve Dicle Havzası en büyük havzalarımızdır. 2003 yılı sonu itibariyle 12645 MW kapasite işletmede olup, inşa halinde veya Temmuz 2004 tarihine göre EPDK’dan lisans almış projelerin toplam gücü ise 3254 MW’dır. Geriye kalan 20456 MW veya 73 Milyar kWh/yıl (%56) hidrolik potansiyel değerlendirilebilecek durumdadır.

Diğer taraftan, günümüzde ticari boyutta uygulamaya geçilmiş olan yeni ve yenilenebilir enerji kaynaklarından elektrik enerjisi üretimine baz oluşturacak olan noktasal potansiyel belirleme çalışmaları, ilgili kurum ve kuruluşlarca sürdürülmektedir. Ön bilgilere göre; ülkemizin, Marmara, Ege, Güneydoğu Anadolu bölgelerinin rüzgar enerjisi, Güneydoğu Anadolu ve Akdeniz bölgelerinin güneş enerjisi, Ege ve Marmara bölgelerinin jeotermal enerji ve özellikle Doğu Karadeniz bölgesinin küçük-mini-mikro su enerjisi yönünden zengin olduğu saptanmış bulunmaktadır. Ayrıca, nüfus yoğunluğu yüksek yerleşim birimlerinin, elektrik enerjisi üretimi yönünden değerlendirilebilir biyokütle potansiyeline sahip olduğu bilinmektedir.

2004 yılı sonuna göre işletmede olan rüzgar santrallarının toplam kurulu gücü 18.9 MW, üretim kapasitesi 66 Milyon kWh/yıl; Temmuz 2004 tarihine göre EPDK’dan lisans almış yeni RES projelerinin kurulu güçlerinin toplamı 1269 MW’dır.

 


 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

  TÜRKİYE ELEKTRİK ENERJİSİ KURULU GÜCÜ

1970 yılında  2235  MW olan  Türkiye kurulu  gücü  2004 yılı  sonu itibariyle 36824,0 MW’a yükselmiştir. 1970 yılında kurulu gücün %68’ini termik, %32’sini hidrolik kaynaklar oluşturuyor iken 2004 yılında termik kaynakların payı %66’ya düşmüş, hidrolik kaynakların payı ise %34’e yükselmiştir.

Kurulu gücün ağırlıklı bölümünü oluşturan termik santrallar içinde 1980’li yılların başlarına kadar fuel-oil yakıtlı olanlar önemli bir yere sahip iken daha sonra linyit yakıtlı olanlar öne geçmiş ve 1980’li yılların ikinci yarısından itibaren doğal gaz yakıtlı santrallar ağırlık kazanmaya başlamıştır. 1990 yılından itibaren toplam kurulu güç içinde linyitten sonra en fazla ağırlığı olan santrallar durumuna gelmiştir. 2004 yılı itibariyle, toplam Türkiye kurulu gücünün %22,5’ini kömür, %7,0’ını sıvı yakıtlar ve %27,6’sını doğal gaz yakıtlı santrallar oluşturmuştur.

       

2004 yılı sonu itibariyle, Türkiye kurulu gücünün %59,2’si EÜAŞ ve Bağlı Ortaklıkları ile Özelleştirme Kapsam ve Programına alınan sanrallara,  %11,9’u Otoprodüktörler ve Otoprodüktör Gruplarına, % 1.8’i İşletme Hakkı Devirlerine ve %27,1’i Yap İşlet,Yap İşlet Devret ve Serbest Üretim Şirketleri ile Mobil  santrallara aittir.  

 

            

 

 

 

 

 

TÜRKİYE ELEKTRİK ENERJİSİ ÜRETİMİ

 

1970 yılında 8.623 Milyon kWh olan üretimimiz 2004 yılında 150.698,3 Milyon kWh olarak gerçekleşmiştir.

2004 yılı Türkiye elektrik enerjisi üretiminin %69’luk bir orana karşılık gelen, 104.463,7 Milyon kWh’lık bölümü termik ve %31’lik bir orana karşılık gelen 46.083,7 Milyon kWh’lık bölümü ise hidrolik,jeotermal ve rüzgar kaynaklarından elde edilmiştir. Termik Santrallardaki toplam elektrik enerjisi üretiminin %22,9’u kömür, %5,1’i sıvı yakıtlar ve %41,3’ü doğal gaz kaynaklardan sağlanmıştır.

 

           

 

2004 yılında, Türkiye toplam elektrik enerjisi üretiminin %45,1’ine  karşılık gelen 68017,2 Milyon kWh’lık bölümünü EÜAŞ, Bağlı Ortaklıkları ve Özelleştirme Kapsam ve Programına Alınan santrallar gerçekleştirmiştir. Yap-İşlet Devret,Yap-İşlet ve Serbest Üretim şirketlerinin payı %35,6, mobil santralların payı %0,9 olup, %15,8’lik kısım Otoprodüktörler ve Otoprodüktör Grupları, %2,6’lık kısmı ise İşletme Hakkı Devredilen santrallar tarafından sağlanmıştır.

 

 

 


 

 

 

 

TÜRKİYE BRÜT ELEKTRİK ENERJİSİ TALEBİ

 

2004 yılında Türkiye’de 150.698,3 Milyon kWh elektrik enerjisi üretilmiştir. Azerbaycan’ın Nahçivan bölgesine 378,7 Milyon kWh, Irak’a 765,6 Milyon kWh elektrik enerjisi ihraç edilmiş, İran üzerinden Türkmenistan’dan 463,5 Milyon kWh elektrik enerjisi ithal edilmiştir. Böylece Türkiye brüt elektrik enerjisi talebi 150.017,5 Milyon kWh olarak gerçekleşmiştir. 2004 yılında talep, 2003 yılına göre % 6,3 artmıştır. 

1970 yılında 244 kWh olan kişi başına brüt elektrik enerjisi talebi 2004 yılında 2090 kWh seviyelerine ulaşmıştır. 

Ulusal elektrik sistemimizin 2004 yılı ani puantı, 15 Aralık 2004 günü saat 17:20’de 23485 MW olmuştur. 2003 yılı puantına göre % 8,1 ‘lik bir artış gerçekleşmiştir. 

Türkiye enterkonnekte sistemi günlük tüketimi 16 Aralık 2004 günü 469,4 Milyon kWh değeri ile maksimuma ulaşmıştır. Bir yıl öncesine göre maksimum günlük tüketim artışı %7,8 olarak hesaplanmıştır. Türkiye enterkonnekte sisteminde minimum günlük tüketim 15 Kasım 2004 günü 260,3 Milyon kWh olmuştur. 

Otoprodüktörlerin, doğrudan kendi tesislerindeki tüketimleri ile otoprodüktör gruplarının kendi ortaklarının tüketimleri için ürettiklerinin dışında kalan tüm üretim, yeni piyasa yapısı içerisinde Türkiye Elektrik Ticaret ve Taahhüt A.Ş. tarafından satın alınmakta ve dağıtım şirketlerine satılmaktadır. 

 

 

 

ÜRETİM SİSTEMİNDEN ALINAN VE DAĞITIM NOKTALARINA İLETİM SİSTEMİ ÜZERİNDEN AKTARILAN ENERJİ MİKTARLARI

 

 

 

 

 

İLETİM SİSTEMİMİZ

İletim Sistemi, 154 kV ve 400 kV sisteme bağlı üretim tesislerinden itibaren dağıtım sistemine kadar olan ve Yüksek Gerilim/Çok Yüksek Gerilim seviyesinde elektrik enerjisinin iletiminin gerçekleştiği tesislerdir. Bu sistemin enterkonnekte olarak çalıştırılması üretim-iletim ve dağıtım sistemlerinde bir dizi teknik kuralın koordinasyon içerisinde uygulanması ile mümkündür. Elektrik enerjisinin kalitesini belirleyen frekans-gerilim değerleri ile sistemin stabilitesi bu düzenin doğru olarak planlanıp işletilmesine bağlıdır.

 

İletim sisteminin ve yeni santralların bağlantılarının planlanması aşamasında teknik standartları sağlamak üzere diğer ülkelerde de olduğu gibi uluslararası kabul görmüş yazılım paketleri kullanılarak bir dizi sistem analizi yapılmaktadır. Analizlerin yapılabilmesi üretim – tüketim dengesinin kurulmasına dayalı olup bunun için bölgesel yük gelişimi tahmini ile mevcut santralların çalışma rejimi ve üretim planları veri olarak kullanılmaktadır.

İletim planlaması için yapılan temel analizler;

olarak sıralanmaktadır. Bu analizler sonucunda;

 

tespit edilerek yeni yatırım kararları alınmaktadır. Benzer etütler enterkonnekte sistemin işletilmesi sırasında da yapılmakta ve kaliteli bir sistem işletmesi temin edilmektedir.

 

Yukarda belirtilen çalışmalar sonucunda geliştirilen 400 ile 154 kV iletim hatları, 400/154, 400/OG ve 154/OG indirici trafolardan oluşan iletim sistemi, teknik ve ekonomik avantajları nedeniyle 400 kV uzun hatlar üzerinde ayrıca yeterli seri kompansatörlerle donatılarak güçlendirilmiştir. İletim sistemi gerilim seviyesi 400 ve 154 kV olarak standartlaştırılmıştır. Geçmişte tesis edilip kullanıma sunulmuş olan 66 kV iletim seviyesi belli bir program dahilinde kaldırılmaktadır. Gürcistan ve Ermenistan ile olan enterkonneksiyon hatlarımız bu ülkelerdeki gerilim seviyesine uygun olarak 220 kV tesis edilmiştir.

 

Ülkemizin koşullarına en uygun yüksek tasarım standardına sahip olan iletim sistemindeki kayıplar, uluslararası performans düzeylerine uygun olarak %2.5-3 dolaylarında seyretmektedir.

 

 

2004 yılı sonu itibariyle ;

 

İLETİM TRAFOLARIMIZ

 

GERİLİM(kV)

TRAFO ADEDİ

GÜÇ(MVA)

400

121

21290,0

154

905

46917,4

  66

63

734,3

TOPLAM

1089

68941,7

 

     Not 1: 220 kV luk 2 adet Trafo Merkezi, Trafo sayıları ve güçleri 380 kV Merkez içinde yer                                                   almıştır.

     Not 2: Kızıltepe II T.M 17.12.2004 tarihinden itibaren 400 kV Trafo Merkezi olarak işletilmektedir. 

 

İLETİM HATLARIMIZ

GERİLİM(kV)

UZUNLUĞU (km)

400

13.970,4

220

84,6

154

31.005,7

  66

718,9

TOPLAM

45.779,5

 

                                154 kV' luk Yer altı güç kablosu uzunluğu: 115,055 km

 

 

Üçüncü şahıslarca 203 adet Trafo Merkezi işletilmektedir. Trafo Merkezleri işetmeciliği için hizmet alımı ihalelerinde kullanılacak dokümanlar (sözleşme, özel teknik şartname ve idari şartnameler) 4. ve 5. etap ihalelerde kullanılmak üzere yeniden hazırlanmıştır. Grup Müdürlükleriyle koordinasyon sağlanarak 4. etap olarak 24 grup, 94 adet Trafo Merkezi ve 5. etap olarak 5 grup, 20 adet Trafo Merkezi olmak üzere toplam 29 grup, 114 adet Trafo Merkezleri Grup Müdürlüklerimiz aracılığı ile hizmet alımı yolu ile ihalesine çıkılmış ve sözleşmeleri imzalanarak yürürlüğe girmiştir.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ENTERKONNEKSİYONLAR

 

A- MEVCUT ENTERKONNEKSİYONLAR

 

TÜRKİYE-AZERBAYCAN (NAHCİVAN)

 

Aralık(TÜRKİYE)-Sederek (NAHCİVAN) arasında 34,5 kV 10 MW taşıma kapasiteli ve Iğdır (TÜRKİYE)-Babek (NAHCİVAN) arasında 154 kV, çift devre, 100 MW taşıma kapasiteli EİH’ları mevcuttur. 

Nahcivan’a bölge yük koşullarına bağlı olarak yaklaşık 50 MW güç ile ayda 35–40 Milyon kWh elektrik enerjisi verilmekte olup 2004 yılı içinde 378.7 Milyon kWh enerji ihraç edilmiştir. 

TÜRKİYE-ERMENİSTAN 

Kars  (TÜRKİYE) – Leninakan  (ERMENİSTAN) arasında 220 kV,  300 MW taşıma kapasitesine sahip bir EİH mevcut olmasına rağmen iki ülke elektrik sistemlerinin bağlandığı 154/220 kV ototrafo mevcut değildir. Bugüne kadar bu hat üzerinden enerji alışverişi yapılmamıştır. 

TÜRKİYE-GÜRCİSTAN 

Hopa (TÜRKİYE) ile Batum (GÜRCİSTAN) arasında 220 kV, 300 MW taşıma kapasitesine sahip bir EİH mevcuttur. Bu hat başlangıçta, ülkemizdeki izole bir bölgeyi beslemiş, daha sonraki yıllarda ise Türkiye'den Gürcistan'a enerji transferinde kullanılmıştır. 

31.05.2000 tarihli Enerji Alım Sözleşmesi uyarınca Gürcistan iletim sistemi üzerinden maksimum 100 MW güçle ayda ortalama 70 Milyon kWh enerji transferi yapılmakta idi. Ancak, geçen süre içerisinde kontratta belirtilen miktarda enerjinin Gürcistan tarafından karşılanamaması üzerine, Gürcistan üzerinden Rusya’dan elektrik alınması hususunda Türkiye, Gürcistan ve Rusya Federasyonu arasında 23 Kasım 2000’de Transit Anlaşması imzalanmıştır. 

Türkiye ile Rusya arasında, Gürcistan sistemi üzerinden Enerji Alım Sözleşmesi ve Türkiye ile Gürcistan arasında mevcut sözleşmenin bu amaçla değiştirilmesine ilişkin Ek Sözleşmenin imzalanmasıyla Mart 2001 ayı itibariyle alınacak enerji 100 MW güç üzerinden ayda 70 Milyon kWh’ı Gürcistan’dan, 30 Milyon kWh’ı Rusya Federasyonu’ndan olmak üzere toplam 100 Milyon kWh’a yükselmiştir.  

Ancak 2002–2006 yılları arasında ülkemizde enerji fazlası oluşacağından 31.03.2002 tarihinden itibaren elektrik enerjisi alımı durdurulmuştur. 

TÜRKİYE-BULGARİSTAN 

Babaeski (TÜRKİYE)-Maritsa East(BULGARİSTAN) arasında 400 kV, 500 MW taşıma kapasitesine sahip bir EİH mevcuttur.1986 yılı sonuna kadar Trakya Bölgemizi izole olarak besleyen bu hat, daha sonraki yıllarda Bulgaristan'da izole bir bölgeyi beslemek için, Bulgaristan üzerinden Romanya’ya, Bulgaristan ve Yugoslavya üzerinden Arnavutluk'a enerji transferi için kullanılmıştır.   

Türkiye ve Bulgaristan Hükümetleri arasında 4 Kasım 1998 tarihinde Ankara’da imzalanan “Enerji ve Alt Yapı Alanlarında İşbirliği Anlaşması” ve ilgili “Protokol” uyarınca, TEAŞ ve Bulgaristan Ulusal Elektrik Şirketi (NEK-EAD) arasında 15.05.1999 tarihinde imzalanan “Uzun Dönem Sözleşme” ile Bulgaristan’dan Türkiye’ye; 

2000-2008 yılları arasında toplam 33.7 milyar kWh enerji transferi öngörülmüştür. 

Bu kapsamda, 2003 yılında Bulgaristan’dan 1134.6 milyon kWh enerji ithalatı yapılmıştır. 

Ancak Bulgaristan tarafının “Enerji ve Alt Yapı Alanlarında İşbirliği Anlaşması” ve ilgili “Protokol” kapsamındaki taahütlerini yerine getirmemesi nedeniyle Bulgaristan’dan enerji alımı 21 Nisan 2003 tarihinden itibaren sona erdirilmiştir.

Yukarıda belirtilen “Uzun Dönem Sözleşme” kapsamında Türkiye-Bulgaristan arasında 400 kV’luk yeni bir enterkonneksiyon hattının tesisi  2002 yılı Eylül  ayında tamamlanmıştır.  

TÜRKİYE-SURİYE 

Altı Ülke (Mısır, Irak, Ürdün, Lübnan, Suriye, Türkiye) Enterkonneksiyonu Projesi kapsamında öngörülen 400 kV enerji iletim hattının Türkiye tarafındaki bölümü 1997 yılında tamamlanmıştır.  

Suriye tarafındaki bölümün 2003 yılı başında tamamlanmasına bağlı olarak hattın her iki tarafındaki bölümlerin nihayet direkleri arasındaki bağlantı da 2003 yılı ocak ayı içerisinde gerçekleştirilmiştir. 

TÜRKİYE-IRAK 

PS3 (TÜRKİYE)-Zakho (IRAK) arasında 500 MW taşıma kapasiteli 400 kV hat tesis edilmiş olup, 154 kV’la çalıştırılmaya hazır durumdadır. Bu hattan 1995 yılında insani yardım kapsamında Kuzey Irak’a 22.9 Milyon kWh  elektrik enerjisi verilmiştir. 

17 Eylül 2003 tarihinden itibaren 154 kV ile enerjilendirilen söz konusu hattan 100 MW güçte yılda 350-400 milyon kWh elektrik enerjisi Özel Bir toptan Satış şirketi tarafından Irak’a ihraç edilmeye başlanmıştır. 

2004 yılında Irak’ satılan enerji miktarı 765,6 milyon kWh’tir. 

Altı Ülke Enterkonneksiyonu Projesi kapsamında hattın her iki Ülke tarafında da genişletilmesi söz konusudur. 

TÜRKİYE-İRAN 

Doğubeyazıt(TÜRKİYE)-Bazargan(İRAN) arasında 154 kV, 100 MW taşıma kapasiteli bir EİH mevcuttur. Bu kapasite Bazargan’da mevcut 50 MVA trafo kapasitesi ile sınırlıdır. İran elektrik kuruluşu TAVANIR ile imzalanan 12.08.1996 tarihli sözleşmeye ek olarak imzalanan 2.Ek sözleşme uyarınca İran’dan Türkiye’ye 40 MW güçte ayda 25 Milyon kWh (± %10) elektrik enerjisi izole bölge çalışması ile alınmaya başlamıştır.  

Ancak 2002–2006 yılları arasında ülkemizde enerji fazlalığı oluşacağından 31.03.2002 tarihi itibariyle İran’dan elektrik enerjisi alımı durdurulmuştur. 

Başlangıçta, Türkmenistan’dan İran sistemi üzerinden elektrik enerjisi alımına yönelik olmak üzere Türkiye-İran arasında 400 kV’luk bir enerji iletim hattının yapımı öngörülmüş ve bu hat 2003 yılında tamamlanmıştır. Türkiye-İran 400 kV’luk enerji nakil hattının 154 kV ile enerjilendirilmesi suretiyle Türkmenistan’dan elektrik enerjisi alımına 12 Aralık 2003 tarihinden itibaren başlanmıştır.  

TÜRKMENİSTAN’DAN TÜRKİYE’YE İRAN ÜZERİNDEN ENERJİ TRANSFERİ 

Türkmenistan’dan Türkiye’ye İran üzerinden izole bölge yöntemi ile enerji transferi projesi kapsamında Türkiye-İran arasında 400 kV bir EİHnın tesisi planlanmış olup;

(i) Türkiye ve Türkmenistan arasında enerji alım sözleşmesi (ii) İran üzerinden enerji transferini belirleyen üçlü Protokol ve (iii) Türkiye-İran-Türkmenistan arasında Transit Sözleşmesi imzalanmıştır.  

Bu gelişme doğrultusunda Türkiye-İran arasında söz konusu hattın tesisine ilişkin sözleşme de imzalanarak hattın tesisi tamamlanmıştır. 

12 Aralık 1993 tarihinden itibaren 154 kV ile enerjilendirilen söz konusu hattan izole bölge yöntemiyle 70 MW güçte yılda 300 milyon kWh enerji transferi başlamıştır. 1994 yılında İran üzerinden Türkmenistan’dan Türkiye’ye 463,5 milyon kWh enerji ithal edilmiştir. 

B–PLANLANAN ENTERKONNEKSİYONLARIMIZ

 

TÜRKİYE-YUNANİSTAN 

1989 yılından beri kesintili olarak sürdürülmekte olan çalışmalar mülga TEAŞ ve Yunanistan Elektrik Şirketi PPC arasında 11 Ağustos 1999 tarihinde Atina’da yapılan toplantıda Türkiye ve Yunanistan arasında bir enterkonneksiyon hattının tesisine ilişkin tarafların ortak niyetlerinin deklare edilmesiyle sonuçlanmıştır. 

Yunanistan’la 1999’da sağlanan mutabakat çerçevesinde, Türkiye’nin Yunanistan üzerinden Balkan ülkeleriyle senkron paralel çalışması ve bu bloğun UCTE sistemiyle konusunda bir fizibilite çalışması başlatılmıştır. 2000–2001 yıllarında; PPC (Yunanistan), TEAŞ (Türkiye), NEK (Bulgaristan) ve EKC (Federal Yugoslavya) arasında iş paylaşımı prensibiyle yürütülen bu çalışmalara Avrupa Birliği’nin “Trans European Networks (TEN)” programı kapsamında AB Komisyonu tarafından finansal destek (%50 oranında) sağlanmıştır. 

Bu çalışmaların olumlu sonuçlar vermiş olmasına bağlı olarak 21 Mart 2000 tarihinde, Türkiye Elektrik Sisteminin UCTE şebekesine enterkonneksiyonu ile ilgili resmi prosedürleri başlatmak üzere UCTE kuralları gereği komşu ülke olan Yunanistan’ın PPC Kuruluşu tarafından UCTE’ye başvuru yapılmış ve UCTE Yönlendirme Komitesi Ekim 2000 tarihinde UCTE tarafından kurulan ve UCTE sisteminin genişlemesi konusunda çalışacak “System Development” adlı çalışma grubu altındaki “Türkiye Bağlantısı” alt-çalışma grubu ile Türkiye’nin UCTE sistemine bağlantısını incelemesi kararını almıştır. Söz konusu alt çalışma grubunun çalışmaları 2001 yılında başlatılmış olup, halen sürdürülmektedir. Grup tarafından yapılacak çalışmalara ilişkin Teknik Şartname hazırlanmış ve bu şartname UCTE tarafından onaylanmıştır. Bu kapsamda;

Türkiye’nin Güç-Üretim Dengesi Raporu hazırlanmış, Gerilim ve Reaktif Güç Kontrolü Raporu, Türkiye Oturan Sistemin Toparlanması ve Savunma Planı hazırlanmaktadır. Frekans kontrolüne ilişkin raporlar Eylül 2002’den itibaren aylık olarak düzenlenmektedir.

Toplam Transfer Kapasitelerinin belirlenmesi ve stabilite analizlerini içeren teknik çalışmalar ile Türkiye Elektrik Sisteminin gözlenmesi için gerekli cihazların temin ve tesisi ile ilgili olarak belirlenen 1,5 Milyon Euro tutarındaki finansmanın %10’luk bölümü UCTE tarafından karşılanacak olup kalan kısmın AB Komisyonu tarafından temini konusunda gerekli girişimler yapılmıştır. Yapılacak analizlerde UCTE birinci ve ikinci bölgelerin birleşmesinin ardından Türkiye’nin mevcut iki hatla Bulgaristan üzerinden (2004–2005 yılı) ve bunlara ilave olarak tesis edilecek Yunanistan hattı ile üç hatla Bulgaristan ve Yunanistan üzerinden (2006 yılı) UCTE sistemine bağlantısı incelenecektir.

Türkiye Elektrik Sisteminde önceden belirlenen santral ünitelerinde yapılacak frekans kontrolu testlerinin 2005 yılı içinde yapılması beklenmektedir. 

UCTE’nin kuralları doğrultusunda, Türkiye sisteminde testler başlamadan önce imzalanması gereken ve üçüncü ülkelerle olan enterkonnektörlerin durumunu belirleyen “Sınırlama Sözleşmesi” taslağı çalışma grubu tarafından hazırlanmaktadır.  

AB Komisyonu tarafından yapılacak çalışmalarla ilgili finansman onayı alınmış olup çalışmaların 2005 yılı ortasında tamamlanması, paralel çalışma testlerinin 2005 yılı içinde yapılması ve bunun ardından Deneme Paralel İşletmeye başlanması hedeflenmektedir.

Türkiye-Yunanistan 400 kV enterkonneksiyon hattına ilişkin sınır-geçiş noktaları işaretlenerek çalışmalara fiilen başlanmasının ardından, Türkiye-Yunanistan 400 kV’luk enterkonneskiyon hattının yapımına ilişkin Tesis Anlaşması’nın 01 Mayıs 2003 tarihinde imzalanmasının ardından inşa süreci 2004 yılında başlatılmıştır. Hattın yapımının 2006 yılında tamamlanması öngörülmektedir. 

ALTI ÜLKE (MISIR, IRAK, ÜRDÜN, LÜBNAN, SURİYE, TÜRKİYE) ENTERKONNEKSİYONU 

17 Ocak 1989 tarihinde imzalanan anlaşma ile Mısır, Irak, Ürdün, Suriye, Türkiye 400 kV elektrik sistemlerinin birbirine bağlanması ve enerji alışverişi için gerekli çalışmalar Beş Ülke Enterkonneksiyonu Projesi adıyla başlatılmıştır. Fizibilite çalışmasının tamamlandığı 1992 yılından beri gerektiğinde yapılan Teknik Komite ve yılda bir kez yapılan Enerji Bakanları Toplantıları kararları doğrultusunda Genel Ticaret Anlaşması, İkili Tesis Anlaşmaları ve Genel Enterkonneksiyon Anlaşması (Irak hariç) imzalanarak yürürlüğe girmiştir.  

Proje kapsamında; 

—Türkiye-Suriye arasında öngörülen Birecik-Halep 400 kV bağlantısının Türkiye tarafındaki bölümünün tesisi tamamlanmış olup, hattın Suriye tarafındaki bölümünün ise sistemlerinin güçlendirme projeleriyle birlikte 2003 yılında tamamlanmıştır. 

—Türkiye-Irak arasında öngörülen Cizre-Kesek 400 kV bağlantısının tesisine başlanmamıştır. 

—Mısır-Ürdün arasındaki enterkonneksiyon hattının Türk STFA Firması tarafından 1998 yılında tesisi tamamlanmış olup, her iki ülkenin sistemleri paralel çalışmaktadır. 

—Suriye-Ürdün arasındaki hat Mart 2001 tarihinde servise girmiş ve Suriye de Mısır ve Ürdün ile birlikte paralel çalışmaya başlamıştır. 

—Kalıcı Yönlendirme, Planlama ve İşletme Komiteleri kurulmuştur. 

—Enterkonnekte sistemin koordinasyonu için bir koordinasyon merkezinin kurulması konusunda fizibilite çalışması yapılmaktadır.  

— Analitik ve işletme çalışmaları danışman bir firmaya yaptırılmıştır. 

Projeye Lübnan’ın katılım başvurusu kabul edilmiş ve altıncı üye olarak üyeliği onaylanmış ve Projenin adı Altı Ülke Enterkonneksiyonu olarak değiştirilmiştir. 2003 yılında Libya’nın üyeliğinin onaylanmasıyla Proje kapsamındaki üye sayısı 7’ye yükselmiştir. Proje kapsamında kurulması düşünülen Koordinasyon Kontrol Merkezi’nin (CCC) tüm enterkonneksiyon bağlantılarının tamamlanmasından sonraki bir aşamaya bırakılması kararlaştırılmıştır. Irak tarafının Projeye ilişkin taahhütleri konusunda aktif ve yapıcı bir tavır aldığı gözlenmektedir. 

Altı Ülke Enterkoneksiyonu Projesi kapsamında tesis edilen 400 kV Türkiye- Suriye Enterkonneksiyon hattının Türkiye bölümünün 1997 yılında tamamlanmış olmasına rağmen Suriye bölümündeki gecikme nedeniyle Türkiye’nin projeye katılımı öngörülen tarihte gerçekleşememiştir. Bu süre zarfında aşağıda belirtilen gelişmeler doğrultusunda proje başlangıçtaki tasarımıyla uygulanabilir olmaktan çıkmış ve Türkiye’nin bu proje içindeki konumunun yeniden değerlendirilmesi gereği gündeme gelmiştir: 

1999 Helsinki zirvesinin ardından Türkiye’nin AB üyeliği sürecinin hız kazanması,

3 Mart 2001 tarihinde yürürlüğe giren 4628 sayılı Enerji Piyasası Kanunu çerçevesinde elektrik sektörünün AB normlarına paralel olarak yeniden yapılandırılması, 

Türkiye’nin her zaman öncelikli hedefi olan UCTE’ye bağlantı ve üyeliği konusunda kaydedilen somut gelişmeler, 

Bunlara paralel olarak AB İç Elektrik Pazarına Katılım hedefi doğrultusunda, 2005 yılında Güneydoğu Avrupa Bölgesel Elektrik piyasası oluşturularak bu pazarın AB iç pazarına entegrasyonu konusunda AB tarafından başlatılan girişime Türkiye’nin katılımı, 

Libya’nın Altı Ülke Enterkonneksiyonu projesine katılım konusundaki talebi ve bunun onayından önce Mısır ile paralel çalışmaya başlamasının ardından yukarıda açıklanan ve Libya’dan Suriye’ye kadar olan sistemleri içeren Güney Doğu Akdeniz Bloğunun (SEMB) oluşumu,  

Libya-Tunus 220 kV enterkonneksiyon hatlarının tesisinin ardından Güney Doğu Akdeniz Bloğunun bu hatlar üzerinden UCTE sistemine bağlantı konusunda UCTE’ye yapılan başvuru,  

Tüm bu gelişmeler çerçevesinde Altı Ülke Enterkonneksiyonu projesi orta-uzun dönemde oluşturulması konusunda çalışmalar yürütülen muhtemel bir Akdeniz elektrik ringinin bir parçası haline dönüşmüştür. Bu konuda AB finansman desteğiyle yürütülen Akdeniz’e kıyısı olan ülkelerin enterkonneksiyonun teknik ve ekonomik açıdan incelendiği “MEDRING” çalışması 2003 yılı ortasında tamamlanmıştır.  

Türkiye’nin UCTE sistemine bağlantısı ve üyeliğinin geçekleşmesinin ardından bu projenin UCTE prosedürleri ve mekanizmaları çerçevesinde ele alınması gerekecektir.  

TÜRKİYE-AZERBAYCAN-GÜRCİSTAN 

Türkiye, Azerbaycan ve Gürcistan ÇYG elektrik sistemlerinin enterkonneksiyonu ile ilgili teknik ve ekonomik çalışmalar üç ülke uzmanlarından oluşan bir çalışma grubu tarafından 1998 yılında tamamlanmış olmakla birlikte, aradan geçen süre içinde bir ilerleme sağlanamadığından, bu süre içinde Türkiye’nin batı ile enterkonneksiyonuna ilişkin gelişmelere bağlı olarak çalışmanın yenilenmesi gerekli görülmektedir. 

GÜNEYDOĞU AVRUPA ENTERKONNEKSİYONU PROJESİ 

Güneydoğu Avrupa İşbirliği Girişimi (SECI) kapsamında oluşturulan “ Avrupa Sistemine Daha İyi Entegrasyon İçin Güneydoğu Avrupa Ülkelerinin Elektrik Güç Sistemlerinin Enterkonneksiyonu Proje Grubu “ tarafından Türkiye’nin Güneydoğu Avrupa Ülkeleri Elektrik Güç Sistemleri ile Enterkonneksiyonu dolayısıyla Batı Avrupa Sistemine bağlanması ile ilgili fizibilite çalışması yapmak üzere Teknik Şartname, hazırlanarak kabul edilmiştir. 

Planlanan Yunanistan, mevcut ve tesis aşamasındaki Bulgaristan bağlantılarının göz önüne alındığı proje kapsamında; SECI Tele-Bilişim ve SECI Bölgesel İletim Planlama Projeleri ABD, AB, Dünya Bankası ve Avrupa Kalkınma Bankası desteği ile devam etmektedir. 

Tele-Bilişim Projesi ile; Güneydoğu Avrupa Ülkeleri Elektrik Kuruluşları Yük Dağıtım Merkezleri arasında veri alış-verişinin zamanlama, bütünlük ve güvenilirlik boyutunun ve uygulama koşullarının belirlenmesi hedeflenmektedir. Tele-bilişim sistemi altyapısı gereklilikleri ve teknik çözümlere yönelik parasal kaynak sağlanabilecek projeler belirlenmiştir. 

Bölgesel İletim Projesi ile; bölgede yapılabilir iletim sistemi projelerinin belirlenmesi için sistem planlama alanında bölgesel işbirliğinin geliştirilmesi ve ortak iletim planlama araçları ve metotlarının kullanımının sağlanması öngörülmektedir.  

KARADENİZ ÜLKELERİ ENTERKONNEKSİYONU PROJESİ  

Karadeniz çevresindeki elektrik sistemlerinin enterkonneksiyonu projesi Karadeniz Ekonomik İşbirliği (KEİ) kapsamında yer almaktadır. 

15 Nisan 1998 tarihinde KEİ Ülkeleri Enerji Bakanları tarafından Elektrik Enerjisi Alanında İşbirliği Memorandumu imzalanmış olup Memorandumda öngörülen Karadeniz Ülkeleri Elektrik Sistemleri Enterkonneksiyonu Fizibilite Çalışmasının üye ülkelerin mevcut enterkonneksiyonlarını da dikkate alacak şekilde yapılması planlanmış olmasına karşın,  finansman güçlüğü nedeniyle fizibilite çalışmasına uzun sure başlanamamıştır. 

Finansman güçlükleri nedeniyle fizibilite çalışması başlatılamayan Karadeniz Ekonomik İşbirliği (KEİ) Ülkeleri Elektrik Sistemlerinin Enterkoneksiyonu Projesi yerine, SECI projesinde kazanılan deneyimler göz önüne alınarak ABD’nin US-AID kuruluşunun finansman desteğiyle uygulamaya konulan Karadeniz Bölgesel İletim Sistemi Planlama Projesi’nin ilk toplantısı 18-20 Şubat 2004 tarihlerinde Sofya’da yapılmış ve bu toplantıda söz konusu projenin hayata geçirilmesi amacıyla hazırlanan “Mutabakat Zaptı” (Memorandum of Understanding) katılımcı ülkelerin görüş ve önerilerine sunulmuştur. 

Karadeniz Bölgesi İletim Sistemi İşletmecileri arasında, iletim planlaması alanında bölgesel işbirliğinin yaygınlaştırılması, bölgesel elektrik sisteminin güvenilirliğinin artırılması amacıyla iletim sistemlerinde öncelikli yatırımlar ve enterkoneksiyonların belirlenmesi, iletim sistemi planlama projesinin sonucu olarak Karadeniz bölgesinde elektrik ticaretinin gerçekleştirilmesine ilişkin olası öneriler sunulması ve katılımcı ülke sistemlerinin iletim sistemi planlama prensipleri ve yöntemlerinin ve mümkünse metodolojilerinin uyumlu hale getirilmesini amaçlayan söz konusu Mutabakat Zaptı, Kuruluşumuz Yönetim Kurulu’nun 16.07.2004 tarih, 17-134 sayılı Kararı ile onaylanmış ve imza işlemleri 25-30 Temmuz 2004 tarihlerinde Romanya’da yapılan çalışma grubu toplantısında tekemmül ettirilmiştir. 

Adı geçen Mutabakat Zaptı ile başlatılan projede, SECI projesindeki deneyimlerimizden hareketle Kuruluşumuz uzmanlarının eğitim programlarında eğitmen statüsü ile katılımı benimsenmiştir. 

AKDENİZ ÜLKELERİ ENTERKONNEKSİYONU PROJESİ 

UNIPEDE/MEDELEC işbirliği ile 1992 yılında oluşturulan Akdeniz Ülkeleri Enterkonneksiyonu Çalışma Grubunun (SYSTMED) 1994–1997 yılları arasında Akdeniz’e kıyısı olan 15 ülkenin katılımı ile gerçekleştirdiği Birinci Faz Çalışmaları;  

Bu enterkonneksiyonun sağlayabileceği faydalarla birlikte böyle büyük bir ringin oluşturulmasında birçok teknik problemlerin ortaya çıkabileceğini göstermiştir.  

Bunun üzerine Çalışma Grubu daha kapsamlı çalışmaların yapılması için 2000 yılında MEDRING Projesini başlatmıştır. Avrupa Birliği’nin finansman desteği ile; İtalya, Fransa, Yunanistan, İspanya, Fas, Cezayir, Tunus, Mısır, Ürdün, Suriye ve Türkiye’nin katılımı ile oluşturulan bir Konsorsiyum tarafından yürütülen çalışma Libya dahil tüm Akdeniz Ülkelerini kapsamaktadır. 

Söz konusu çalışmada Akdeniz’e kıyısı olan ülkelerin orta (2005) ve uzun (2010) dönemdeki enterkonneksiyonu teknik ve ekonomik olarak incelenmiştir. 

Mevcut durumda; 

Fas, Cezayir, Tunus ve UCTE 1.senkron bölge,

Libya, Mısır, Ürdün, Suriye, Lübnan,

UCTE 2.senkron bölge, Bulgaristan, Romanya ve Arnavutluk sistemleri 

senkron paralel bağlı olup Türkiye bu ülkelerden hiçbiri ile senkron paralel çalışmamaktadır. 2005 ve 2010 yılları baz alınarak yapılan ve tüm blokların birleşik temsil edildiği çalışmalar 2003 yılı ortalarında tamamlanmıştır. 

Çalışmalarda 2005 ve 2010 yılı sistem koşullarında Akdeniz ülkeleri arasında optimum elektrik alışverişlerinin analizi yapılmış, ringin statik ve dinamik güvenilirliği incelenmiştir. 

Çalışma sonuçlarına göre; ringin kararlı durumda güvenilir şekilde işletilebileceği, Güneydeki (Fas’tan Suriye’ye kadar olan bölüm) önemli problemlerin Avrupa sistemi üzerindeki etkilerinin ihmal edilebilir düzeyde kalacağı, kararlı durumda ringin Türkiye-Suriye arasında açık olması ile kapanması arasında çok önemli bir farklılık olmayacağı belirlenmiştir. Ancak güneydeki sistemlerden herhangi birinde ortaya çıkabilecek bir arızanın güneydeki diğer sistemler üzerinde oldukça olumsuz etkilere neden olabilecektir. 

Sonuç olarak enterkonneksiyon hatlarının kapasitelerine yakın miktarlarda kullanılmasına ve ringin güvenilir şekilde işletilmesine olanak sağlamak üzere uygulanabilir önlemlerin teknik-ekonomik açıdan detaylı olarak incelenmesi ve en uygun ilave yatırımların belirlenmesi kararlaştırılmıştır. 

Çalışmalara ilişkin UCTE görüşü ise MEDRİNG çalışmasının bir ön fizibilite olarak değerlendirilebileceği, UCTE tarafından daha detaylı çalışmaların yapılması gerektiği doğrultusundadır.


 

 

 

 

 

PERSONEL DURUMU

 

 

Şirketimizde Memur, Sözleşmeli ve İşçi statüsünde olmak üzere üç istihdam şekli bulunmaktadır. Genel idari esaslara göre yürütülmekte olan asli ve sürekli görevler, I Sayılı Cetvele tabi Memur statüsündeki personel tarafından yürütülmekte olup, bu personel 657 sayılı Devlet Memurları Kanunundaki hükümler çerçevesinde çalışan personeldir.

 

Sözleşmeli personel ise teşebbüslerin genel ve idari esasları dışında yürüttükleri hizmetlerinde 399 sayılı KHK çerçevesinde akdedilecek bir sözleşme ile çalışan ve işçi statüsünde olmayan personeldir.

 

Bu iki statünün dışında yer alan ve üçüncü istihdam şekli olan işçiler ise 4857 sayılı İş Kanunu ve Toplu İş Sözleşmeleri çerçevesinde çalışan personeldir

 

Söz konusu personellerin ücretleri; Kanun, Bakanlar Kurulu Kararı, YPK Kararı, Yönetim Kurulu Kararı ve Toplu İş Sözleşmeleri çerçevesinde belirlenmektedir. 

2004 yılı Aralık ayı sonu itibariyle Şirketimizde toplam 8745 personel çalışmakta olup bunlardan Memur statüsünde 288, Sözleşmeli statüsünde 3410 ve İşçi statüsünde 5047 personel görev yapmaktadır. Bu personellerden; 194 memur, 809 sözleşmeli ve 3219 ise işçi statüsünde teknik elemandır.

 

 

MALİ DURUM (BİLANÇO / GELİR TABLOSU)

 

BİLANÇO

AKTİF MİLYAR TL
   
HESABIN ADI 2004
I-DÖNEN VARLIKLAR:  
  A-HAZIR DEĞERLER 43.995,3
     1-Kasa 31,1
     2-Alınan Çekler  
     3-Bankalar 43.964,3
     4-Verilen Çekler ve Ödeme Emirleri(-) -0,1
     5-Diğer Hazır Değerler  
   
  B-MENKUL KIYMETLER 21.192,4
     1-Hisse Senetleri  
     2-Özel Kesim Tahvil Senet ve Bonoları  
     3-Kamu Kesim Tahvil Senet ve Bonoları  
     4-Diğer Menkul Kıymetler 21.192,4
     5-Menkul Kıymetler Değer Düşüklüğü Karş.  
   
  C-TİCARİ ALACAKLAR 358.584,8
     1-Alıcılar 358.119,5
     2-Alacak Senetleri  
     3-Alacak Senetleri Reeskontu(-)  
     4-Verilen Depozito ve Teminatlar 465,3
     5-Diğer Ticari Alacaklar  
     6-Şüpheli Ticari Alacaklar  
     7-Şüpheli Ticari Alacaklar Karşılığı(-)  
   
  D-DİĞER ALACAKLAR 51.864,6
     1-Ortaklardan Alacaklar  
     2-İştiraklerden Alacaklar  
     3-Bağlı Ortaklıklardan Alacaklar  
     4-Personelden Alacaklar 270,6
     5-Diğer Ticari Alacaklar 51.594,0
     6-Diğer Alacak Senetleri Reeskontu (-)  
     7-Şüpheli Diğer Alacaklar 1.306,5
     8-Şüpheli Diğer Alacaklar Karşılığı (-) -1.306,5
   
  E-STOKLAR 18.543,0
     1-İlk Madde Malzeme 17.162,1
     2-Yarı Mamüller 189,6
     3-Mamüller 484,7
     4-Ticari Mallar  
     5-Diğer Stoklar 78,3
     6-Stok Değer Düşüklüğü Karşılığı (-)  
     7-Verilen Sipariş Avansları 628,3
   
  D-YILLARA YAYGIN İNŞAAT VE ONARIM  
   
  F-GELECEK AYLARA AİT GİD-GELİR TAHAKKUK 2.706,9
     1-Gelecek Aylara Ait Giderler 2.706,9
     2-Gelir Tahakkukları  
   
  G-DİĞER DÖNEN VARLIKLAR 1.900,3
     1-Devreden KDV  
     2-İndirilecek KDV  
     3-Diğer KDV  
     4-Peşin Ödenen Vergiler ve Fonlar 1.418,5
     5-İş Avansları  
     6-Personel Avansları 31,8
     7-Sayım ve Tesellüm Noksanları  
     8-Diğer Çeşitli Dönen Varlıklar 450,0
     9-Diğer Dönen Varlıklar Karşılığı (-)  
DÖNEN VARLIKLAR  TOPLAM
498.787,3
II-DURAN VARLIKLAR  
  A-TİCARİ ALACAKLAR  
     1-Alıcılar  
     2-Alacak Senetleri  
     3-Alacak Senetleri Reeskontu (-)  
     4-Verilen Depozito Teminatlar  
     5-Şüpheli Alacaklar Karşılığı (-)  
   
  B-DİĞER ALACAKLAR  
     1-Ortaklardan Alacaklar  
     2-İştiraklerden Alacaklar  
     3-Bağlı Ortaklardan Alacaklar  
     4-Personelden Alacaklar  
     5-Diğer Çeşitli Alacaklar  
     6-Diğer Alacak Senetleri Reeskontu (-)  
     7-Şüpheli Alacaklar Karşılığı (-)  
   
  C-MALİ DURAN VARLIKLAR 10.034,5
     1-Bağlı Menkul Kıymetler  
     2-Bağlı Menkul Kıymet.Değer Düş.Karşılığı (-)  
     3-İştirakler 10.034,5
     4-İştiraklere Sermaye Taahhütleri(-)  
     5-İştirakler Sermaye Pay.Değer Düş.Karş.(-)  
     6-Bağlı Ortaklıklar  
     7-Bağlı Ortaklıklara Sermaye Taahhüt(-)  
     8-Bağlı Ortaklıklar Ser.Pay.Değ.Düşük(-)  
   
  D-MADDİ DURAN VARLIKLAR  5.690.154,5
     1-Arazi ve Arsalar 148.057,9
     2-Yer altı ve Yerüstü Düzenleri 89.104,6
     3-Binalar 500.644,2
     4-Tesis Makine ve Cihazlar 8.944.115,7
     5-Taşıtlar 11.474,0
     6-Demirbaşlar 9.966,9
     7-Diğer Maddi Duran Varlıklar 99.919,3
     8-Birikmiş Amortismanlar(-) -4.326.500,1
     9-Yapılmakta Olan Yatırımlar 196.792,1
    10-Verilen Avanslar 16.579,9
   
  E-MADDİ OLMAYAN DURAN VARLIKLAR 152.110,8
     1-Haklar 206.816,8
     2-Şerefiye  
     3-Kuruluş ve Örgütleme Giderleri  
     4-Araştırma ve Geliştirme Giderleri  
     5-Özel Maliyetler Giderleri  
     6-Diğer Maddi Olmayan Duran Varlıklar  
     7-Birikmiş Amortismanlar(-) -54.706,0
     8-Verilen Avanslar  
   
  F-ÖZEL TÜKENMEYE TABİ VARLIKLAR 0,0
     1-Arama Giderleri  
     2-Hazırlık ve Geliştirme Giderleri  
     3-Diğer Özel Tükenmeye Tabi Varlıklar  
     4-Birikmiş Tükenme Payları (-)  
     5-Verilen Avanslar  
   
  G-GELECEK YILLARA AİT GİD-GELİR TAHAKKUKU 1.912,4
      1-Gelecek Yıllara Ait Giderler 1.912,4
      2-Gelir Tahakkukları  
   
  H-DİĞER DURAN VARLIKLAR 22.640,8
     1-Merkez ve Şubeler Cari Hesabı  
     2-Gelecek Yıllarda İndirilecek KDV  
     3-Diğer KDV  
     4-Gelecek Yıllar İhtiyacı Stoklar  
     5-Elden Çıkarılacak Stok.Maddi Duran  
     6-Peşin Ödenen Vergiler ve Fonlar  
     7-Diğer Çeşitli Duran Varlıklar 22.640,8
     8-Stok Değer Düşüklüğü Karşılığı (-)  
     9-Birikmiş Amortismanlar  
DURAN VARLIKLAR TOPLAM 5.876.853,0
AKTİF(VARLIKLAR) TOPLAMI 6.375.640,3

 

PASİF MİLYAR TL
   
HESABIN ADI 2004
I-KISA VADELİ YABANCI KAYNAKLAR  
  A-MALİ BORÇLAR 71.603,3
     1-Banka Kredileri  
     2-Uzun Vadeli Kredi.Anapara 71.603,3
     3-Tahvil Anapara Borç Taksidi  
     4-Çıkarılmış Bonolar ve Sen.  
     5-Çıkarılmış Diğer Menkul K.  
     6-Menkul Kıymetler İhraç Fa.  
     7-Diğer Mali Borçlar  
   
  B-TİCARİ BORÇLAR 55.615,7
     1-Satıcılar 30.278,3
     2-Borç Senetleri  
     3-Borç Senetleri Reeskontu  
     4-Alınan Depozito ve Teminat 25.337,4
     5-Diğer Ticari Borçlar  
   
  C-DİĞER BORÇLAR 18.221,3
     1-Ortaklara Borçlar  
     2-İştiraklere Borçlar  
     3-Bağlı Ortaklıklara Borçlar  
     4-Personele Borçlar 127,4
     5-Diğer Borç Senetleri  18.093,9
     6-Diğer Borç Senetleri Rees.  
   
  D-ALINAN AVANSLAR 4.164,4
     1-Alınan Sipariş Avansları 4.156,7
     2-Alınan Diğer Avanslar 7,7
   
  E-ÖDENECEK VERGİ VE YÜKÜMLÜLÜKLER 17.611,4
     1-Ödenecek Vergi ve Fonlar 12.348,2
     2-Ödenecek Sosyal Güvenlik 4.431,1
     3-Vadesi Geçmiş Ert.Tak.Ver.  
     4-Diğer Yükümlülükler 832,1
   
  F-BORÇ VE GİDER KARŞILIKLARI 6.146,1
     1-Dönem Karı Vergi ve Diğ.Y.  
     2-Dönem Karının Peşin Öd.Ve  
     3-Kıdem Tazminatı Karşılığı  
     4-Maliyet Gid.Karşılığı 6.146,1
     5-Diğer Borç ve Gider Karşılık.  
      
  G-GELECEK AYLARA AİT GELİRLER 0,0
      1-Gelecek Aylara Ait Gelirler  
      2-Gider Tahakkukları  
   
  H-DİĞER KISA VADELİ YABANCI KAYNAKLAR 0,3
     1-Hesaplanan KDV  
     2-Diğer KDV  
     3-Merkez ve Şubeler Cari Hes.  
     4-Sayım ve Tesellüm Fazlalık. 0,3
     5-Diğer Çeşitli Yabancı Kay.  
KISA VADELİ YABANCI KAYNAKLAR TOPLAMI 173.362,5
II-UZUN VADELİ YABANCI KAYNAKLAR  
  A-MALİ BORÇLAR 386.470,4
     1-Banka Kredileri 140.857,4
     2-Çıkarılmış Tahviller  
     3-Çıkarılmış Diğer Menkul K.  
     4-Menkul Kıymetler İhraç Fa.  
     5-Diğer Mali Borçlar 245.613,0
   
  B-TİCARİ BORÇLAR 0,0
     1-Satıcılar  
     2-Borç Senetleri  
     3-Borç Senetleri Reeskontu  
     4-Alınan Depozito ve Teminat  
     5-Diğer Ticari Borçlar  
   
  C-DİĞER BORÇLAR 0,0
     1-Ortaklara Borçlar  
     2-İştiraklere Borçlar  
     3-Bağlı Ortaklıklara Borçlar  
     4-Diğer Borç Senetleri Reeskontu  
     5-Kamuya Olan Ert.ve Tak.  
     6-Diğer Çeşitli Borçlar  
   
  D-ALINAN AVANSLAR 0,0
   
  E-BORÇ VE GİDER KARŞILIKLARI 75.347,6
     1-Kıdem Tazminatı Karşılığı  
     2-Diğer Borç ve Gider Karşılıkları 75.347,6
   
  F-GELECEK YILLARA AİT GELİR.V. 0,0
     1-Gelecek Yıllara Ait Gelir  
     2-Gider Tahakkukları  
   
  G-DİĞER UZUN VADELİ YABANCI K. 8.187,0
     1-Gelecek Yıllara Ert.Veya Terk.  
     2-Tesise Katılma Payları 8.187,0
     3-Diğer Uzun Vadeli Yab.Kay.  
UZUN VADELİ YABANCI KAYNAKLAR TOPLAMI 470.005,0
   
III-ÖZKAYNAKLAR  
  A-ÖDENMİŞ SERMAYE 3.195.156,1
     1-Sermaye 330.000,0
     2-Ödenmemiş Sermaye (-) -3.579,9
     Sermaye Düzeltmesi Olumlu Farkları 2.868.736,0
  B-SERMAYE YEDEKLERİ 1,4
     1-Hisse Senedi İhraç Primleri  
     2-Hisse Senedi İptal Karlar  
     3-M.D.V.Yeniden Değerleme  
     4-İştirakler Yeniden Değerleme  
     5-Sermaye Yedekleri 1,4
   
  C-KAR YEDEKLERİ 0,0
     1-Yasal Yedekler  
     2-Statü Yedekleri  
     3-Olağanüstü Yedekleri  
     4-Diğer Kar Yedekleri  
     5-Özel Fonlar  
   
  D-GEÇMİŞ YIL KARI 3.121.315,0
  E-GEÇMİŞ YIL ZARARLARI -701.364,6
  F-DÖNEM NET KARI 117.164,9
  G-DÖNEM NET ZARARI  
PASİF KAYNAKLAR TOPLAMI 6.375.640,3

 

 

GELİR TABLOSU

  MİLYAR TL
   
HESAP ADI 2004
A-BRÜT SATIŞLAR 731.638,3
   1-Yurt İçi Satışlar 731.638,3
   2-Yurt Dışı Satışlar  
   3-Diğer Gelirler  
   
B-SATIŞ İNDİRİMLERİ 3.666,6
   1-Satış İadeleri (-)  
   2-Satış İskontoları (-)  
   3-Diğer İndirimler 3.666,6
   
C-NET SATIŞLAR 727.971,7
   
D-SATIŞLARIN MALİYETİ (-) 611.341,5
   1-Satılan Mamuller Maliyeti(-)  
   2-Satılan Ticari Mallar Maliyeti (-)  
   3-Satılan Hizmet Maliyeti (-) 611.341,5
   4-Diğer Satışların Maliyeti (-)  
   
BRÜT SATIŞ KARI VEYA ZARARI 116.630,2
   
E-FAALİYET GİDERLERİ (-) 42.086,2
   1-Araştırma ve Geliştirme Gid.(-)  
   2-Pazarlama Satış ve Dağıt.Gider.(-)  
   3-Genel Yönetim Giderleri (-) 42.086,2
   
FAALİYET KARI VEYA ZARARI 74.544,0
   
F-DİĞER FAALİYET.OLAĞAN GELİR VE KARLAR 132.107,5
   1-İştiraklerden Temettü Gelirleri  
   2-Bağlı Ortaklık.Temettü Gelirleri  
   3-Faiz Gelirleri 7.215,9
   4-Komisyon Gelirleri  
   5-Konusu Kalmayan Karşılıklar  
   6-Faaliyet.İlgili Diğ.Olağ.Gel.ve Kar.  
   7-Kambiyo Karları 75.156,5
   8-Enflasyon Düzeltmesi Karları 48.796,2
   9-Faal.İlgili.Ol.Diğer Ol.Gel.Kar 938,9
   
G-DİĞER FAALİYET.OLAĞAN GİDER VE ZARARLAR 5,6
    1-Komisyon Giderleri (-) 5,6
    2-Karşılık Giderleri (-)  
    3-Reeskont Faiz Giderleri (-)  
    4-Enflasyon Düzeltmesi Zararları (-)  
    5-Diğer Olağ.Gider ve Zararlar (-)  
H-FİNANSMAN GİDERLERİ (-) 92.105,0
   1-Kısa Vadeli Borçlanma Giderleri (-) 2.792,2
   2-Uzun Vadeli Borçlanma Giderleri (-) 89.312,8
   
OLAĞAN KAR VE ZARAR 114.540,9
   
I-OLAĞAN DIŞI GELİR VE KARLAR 16.337,3
  1-Önceki Dönem Gelir ve Karlar 643,8
  2-Diğer Olağan Dışı Gelir ve Karlar 15.693,5
   
II-OLAĞAN DIŞI GİDER VE ZARARLAR 13.713,3
   1-Çalışmayan Kısım Gider ve Zararlar  
   2-Önceki Dönem Gider ve Zararlar 13.199,9
   3-Diğer Olağandışı Gider ve Zararlar 513,4
   
DÖNEM KARI VEYA ZARARI 117.164,9
   
K-DÖNEM KARI VERGİ VE DİĞ.YAS.YÜK.KARŞ.  
   
DÖNEM NET KARI VEYA ZARARI 117.164,9

 

 

İŞTİRAKLERİMİZ