Üretim ve maliyetler: - BOĞAZİÇİ ELEKTRİK DAĞITIM A.Ş YILI RAPORU

1 – Üretim:

Doğrudan bir üretim faaliyeti bulunmayan Şirket, EPDK mevzuatları çerçevesinde satın aldığı elektrik enerjisinin dağıtımını yaparak faaliyet sahasındaki abonelere yeterli, kaliteli ve sürekli enerjiyi nihai tüketiciye satmaktadır. Dolayısıyla bu bölümde, elektrik enerjisi dağıtım ve satış faaliyetleri sırasında görülen bazı olumsuzluklar değerlendirilmiştir.

Şirketin görev bölgesi içerisinde bulunan 5.025 OG ve 4.321.289 AG olmak üzere toplam 4.326.314 aboneye 12 adet İşletme Müdürlüğü kanalı ile hizmet vermektedir. Boğaziçi Elektrik Dağıtım Anonim Şirketinin 4.700 adedi üçüncü şahıslara ait olmak üzere toplam 12.367 adet trafo ile 4.320 MW’ı üçüncü şahıslara ait olmak üzere 13.839 MW Kurulu güç kapasitesine sahiptir. Ayrıca 10.040 km OG, 24.386 km AG dağıtım hattına(üçüncü şahıslar dahil) sahip olan Şirket abonelerine kesintisiz ve temiz enerji götürme işlerini bu hatlar üzerinden yapmaktadır.

Elektrik enerjisi dağıtımındaki toplam kayıp miktarı, genelde satın alınan enerji ile tüketicilere satılan ve tahakkuka bağlanan enerji arasındaki matematiksel fark olarak ifade edilmiş ve kayıp-kaçak oranı da bu farkın satın alınan enerji miktarına oranlanması şeklinde hesaplanmıştır. Toplam kayıplar, teknik ve teknik olmayan kayıplardan oluşmaktadır. Teknik kayıpları; genelde dönüşüm başlığı altında, OG/OG ve OG/AG trafolarda kapasite ve bu kapasitenin kullanım oranına bağlı olarak gerçekleşen demir ve bakır kayıpları, hat kayıpları başlığı altında, OG ve AG hatlarında iletken direnci ve bağlantı ekipmanı kaçakları yüzünden oluşan kayıplar ve sayaç kayıpları başlığı altında, sayaçların iç dirençlerinden oluşan kayıplar oluşturmakta, buna karşılık teknik olmayan kayıpları ise; okunamayan veya muhtelif

nedenlerle satış miktarına dâhil edilmeyen tüketimler ile kaçak ve usulsüz kullanımlar oluşturmaktadır.

TEDAŞ genelinde, özelleştirme ve geçiş dönemi tarifelerinin hazırlanması çalışmaları kapsamında, orta gerilim ve alçak gerilim şebeke teknik kayıpları, şebeke yapısı, şebeke uzunlukları ve coğrafi şartlar dikkate alınarak, il ve şirket bazında tespit edilmiştir. Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunun 16.12.2010 tarih ve 2932 sayılı Kurul Kararında 2011-2015 uygulama dönemine ilişkin dağıtım faaliyet kayıp-kaçak hedefi oranları tespit edilmiş olup, bu oran Boğaziçi EDAŞ için 2012 yılında %8,69, 2013 yılında %8,28, 2014 yılında %7,90 ve 2015 yılında ise %7,57 olarak belirlenmiştir. Fakat daha sonra 15.11.2012 tarih ve 4128 sayılı Kurul kararı ile 2013-2015 tarife yıllarına ilişkin dağıtım faaliyet kayıp-kaçak hedefi oranları dört adet şirket için yeniden tespit edilmiş olup, bu oran Boğaziçi EDAŞ için 2013 yılında %10,76, 2014 yılında %10,26 ve 2015 yılında ise %9,78 olarak revize edilmiştir.

2012 yılında Şirketin perakendeye esas satın aldığı 19.151 GWh’lik enerjinin

%87,2’si olan 16.700,2 GWh’lik kısmı abonelere fatura edilmiş, kalan %12,8’lik (2.450,7 GWh) kısmı ise kayıp-kaçaklara gitmiştir.

Dağıtım açısından bakılırsa; satın alınan 19.151 GWh’lik enerjinin 450,2 GWh’lik kısmı iletim tarafından temin edilmiş, ayrıca 5.252,8 GWh’lik enerji ise serbest tüketiciler tarafından kullanılmıştır ( 19.151 – 450,2 + 5.252,8 = 23.953,6 GWh ). Dağıtıma esas satın alınan 23.953,6 GWh’lik enerjinin ise %89,76’sı olan 21.499,6 GWh’lik kısmı serbest tüketiciler dahil abonelere fatura edilmiş, kalan

%10,24’lük (2.453,9 GWh) kısmı ise kayıp-kaçaklara gitmiştir.

Şirket bünyesinde dağıtıma esas %10,24 olarak gerçekleşen kayıp-kaçak enerji oranı, 2012 yılı için tespit edilen limit değer olan %8,69 oranının üzerinde olup, kaçak elektrik kullanımı ile mücadelede mesafe alınması gerektiği görülmektedir. Kaçak ve usulsüz elektrik kullanımı ile etkin ve sürekli mücadele yanında, Şirketin kapsama alanındaki dağıtım şebekesinde mevcut hat uzunlukları, elektrik kablo ve iletken tipleri, bağlantı şekilleri, bağlı yükler, trafo yerleri ve trafo kapasiteleri gibi şebeke ile ilgili özellikleri sunan dağıtım sistemi haritaları, uygun dağıtım sistemlerinin planlanması ve teknik kaybın daha sistematik bir şekilde incelenebilmesi için güncellenerek iyileştirilmeli ve yapılacak incelemeler sonucunda şebekede gerekli görülecek önlemlerin alınarak EPDK Kararında yer alan hedef kayıp-kaçak oranlarının da altına çekilmesi için gerekli gayretin gösterilmesi gerekmektedir.

Lisans sahibi dağıtım Şirketlerinin genel ifadesiyle amacı; enerjiyi yeterli, kaliteli, sürekli, düşük maliyetli ve çevreye uyumlu bir şekilde karlılık ve verimlilik ilkesi çerçevesinde abonelerin kullanımına sunmak olduğu için, kaçak kullanımların önlenmesi yanı sıra yapılacak yatırımlarla teknik kayıpların da azaltılması belirtilen hedeflere ulaşabilmek için ana gereklilik olarak görülmektedir.

Arızaların azaltılması ve abonelere sürekli enerji arzının sağlanması bakımından yerine getirilmesi gereken önemli hususlardan biri de koruyucu bakım onarım

Sayıştay

nedenlerle satış miktarına dâhil edilmeyen tüketimler ile kaçak ve usulsüz kullanımlar oluşturmaktadır.

2012 yılında Şirketin perakendeye esas satın aldığı 19.151 GWh’lik enerjinin

%87,2’si olan 16.700,2 GWh’lik kısmı abonelere fatura edilmiş, kalan %12,8’lik (2.450,7 GWh) kısmı ise kayıp-kaçaklara gitmiştir.

%10,24’lük (2.453,9 GWh) kısmı ise kayıp-kaçaklara gitmiştir.

Arızaların azaltılması ve abonelere sürekli enerji arzının sağlanması bakımından yerine getirilmesi gereken önemli hususlardan biri de koruyucu bakım onarım

çalışmalarının zamanında gerçekleştirilmesidir. Elektrik Dağıtım Tesisleri Teknik Bakım Talimatı gereği sistemdeki trafo, pano, direk, ayırıcı, parafudr, topraklama tesisatı ile kablo ve başlıkların 6 ayda bir kontrol ve bakımdan geçirilmeleri gerekirken, çeşitli nedenlerle bu bakımlar yapılamamaktadır. Bunun sonucu olarak, her yıl bu bakımlarla önlenebilecek arızalar meydana gelmekte, hem işgücü hem de trafoların maliyeti ile satılamayan enerji yönünden de maddi kayıplara neden olunmakta ve hizmet verilen kuruluşların tepkileri ile karşılaşılmaktadır.

Boğaziçi EDAŞ’ın 2011-2012 yıllarına ait arıza ve kesintileri aşağıdaki tabloda verilmiştir.

Boğaziçi EDAŞ

OG Arızaları

AG Arızaları Programlı Kesinti Programsız Kesinti Toplam Kesinti

Adet Saat Adet Saat Adet Saat Toplam Kesinti

Adet Saat

2011 211 884 7.985 12.210 8.196 13.094 22.911 177.709

2012 238 1.102 8.975 15.288 9.213 16.390 25.716 249.610

Şirket faaliyet alanındaki arıza istatistikleri incelendiğinde, OG ve AG arıza sayılarının ve saatlerinin 2011 yılına göre artmış olduğu görülmektedir. Şirket toplamında 2012 yılında OG bazında 9.213 AG bazında ise 25.716 adet arıza olduğu anlaşılmaktadır. Ayrıca Yıl içerisindeki OG arızalarından dolayı 16.390 saat, AG arızalarından dolayı ise 249.610 saat olmak üzere toplamda 266.000 saat abonelere enerji verilememiştir.

İmar, doğal gaz, haberleşme ve su şebekesi gibi kazı gerektiren altyapı çalışmaları için ilgili kuruluş bütçelerinde eş zamanlı olarak ödenek ayrılamaması neticesinde altyapı çalışmalarında tam bir koordinasyon sağlanamaması ve daha önceden yapılan çalışmaların detaylı planlarının mevcut olmaması, bu arızaların ana nedenini teşkil etmektedir. Netice olarak, farklı kuruluşlar tarafından farklı zamanlarda yapılan kazı çalışmaları esnasında kablo şebekelerinde hasarlar oluşmakta, bu hasarların giderilmesinde kullanılan malzeme ve işçilik kalitesinin yeterli olmaması durumunda şebekede yeni arıza noktaları oluşmaktadır. Bunun sonucunda ise tüketicilere enerji sağlanmasında sorunlar yaşanmakta ve beklenmeyen işgücü ve malzeme maliyetlerinde artışlar meydana gelmektedir. Bu nedenle, yeraltı kablo şebekesi yatırımlarından beklenen faydanın sağlanmasını teminen; yatırım önceliklerinin belirlenmesinde bölgedeki imar, doğal gaz, haberleşme ve su şebekesi gibi tüm altyapı çalışmalarının bir bütün olarak ele alınması hususunda ilgili kuruluş ve belediyelerle koordinasyon sağlanması gerekmektedir.

Yüksek nüfus artışı ve yerleşim yerlerinin hızla büyümesinin bir sonucu olarak plansız şehirleşme ve altyapı sorunları ortaya çıkmaktadır. Yaygın bir uygulama olarak kâğıt paftalara işlenen şebeke planları daha sonra güncellenmediği için, şebekenin etkin şekilde takibi yapılamamakta ve şebeke teknik olarak en verimli şekilde kullanılamamaktadır. Bu durum en nihayetinde elektrik dağıtım şirketlerine

kaynak israfı, tüketicilere ise kalitesiz enerji arzı olarak geri dönmektedir. Örneğin bazı bölgelerde trafolar aşırı yük yüzünden arızalanırken, bazı bölgelerde yüklenme oranları %20’ler seviyesinde kalmaktadır. En temel ifade ile coğrafi verileri saklayan, sorgulayan ve kullanan bir bilgi sistemi olan Coğrafi Bilgi Sistemleri, bilgi teknolojileri vasıtası ile bu kayıpların oluşumunu durdurmak için uzun süreli planlamalar yapma imkânını kullanıcılarına tanımaktadır.

Bu aşamada önemli bir adım olan, dağıtım şirketlerinin abone bilgilerinin coğrafi adresinin yanı sıra elektriksel adreslemesinin yapılması amacı ile elektrik dağıtım tesislerinin OG ve AG bazında TEİAŞ TM’lerden başlanarak abonelere kadar numaralandırması işleri ile mevcut elektrik şebekesinin dijital ortamda planlara işlenmesi işlerinin yapılması ile ilgili şartnameler hazırlanarak TEDAŞ Yönetim Kurulunun 30.04.2007 tarih ve 10–147 sayılı kararı ile bağlı birimlerde uygulanmak üzere kabul edilmiştir. Boğaziçi EDAŞ tarafından CBS ortamında mevcut abone ve şebekenin etüd-projesinin yapılması ve numaralandırma ihalesinin 2010 yılında yapıldığı, yüklenici firma ile sözleşme imzalandığı ve 2013 yılı içerisinde de işin bitirilip, kesin hesaplarının yapıldığı tespit edilmiştir. Denetim tarihi ( Haziran / 2013) itibarı ile oryantasyon çalışmalarının devam ettiği anlaşılmaktadır.

Şebeke bilgileri dijital ortama aktarıldıktan sonra bu bilgilerin sürekli güncellenerek 186 arıza takip ve Abone–Net altyapısı ile birlikte çalışır hale getirilmesi, abonelerin etkin takibi yanında uygun dağıtım sistemlerinin planlanması ile teknik kaybın ve kaçak kullanımların daha sistematik bir şekilde incelenebilmesi açısından önem taşımaktadır.

Sonuç olarak, bu dijital veri altyapısının Denetimli Kontrol ve Veri Toplama Sistemi/Dağıtım Yönetim Sistemi (SCADA/DMS ile ilişkilendirilerek Şirket faaliyet alanında da uygulamaya geçirilebilmesi durumunda ise, şebekenin gerçek zamanlı olarak izlenmesi ve kontrolü mümkün olabilecektir.

Aşağıdaki çizelgede Şirkete ait trafo kapasite kullanım oranları (özel trafolar dahil) ve trafo arızaları (özel trafolar hariç) önceki dönem değerleriyle karşılaştırmalı olarak verilmektedir.

Şirket

Trafo

Sayısı Trafo Kurulu

Gücü (MW) Yanan Trafo Sayısı Toplam Trafo Kurulu

Gücü (MW)

Puant Gücü (MW)

Kapasite Kullanım Oranı

(%) Kurum 3.

Şahıs Kurum 3.

Şahıs 2011 2012 Artış/Azalış (%)

Boğaziçi EDAŞ 7.667 4.700 9.520 4.320 85 120 41,2 13.839 7.378 53,3

2012 yılında Boğaziçi EDAŞ faaliyet alanlarındaki trafo arızalanma oranlarında önceki yıla göre ortalama %41,2 oranında artma olduğu görülmüştür. Trafo arızalanmalarında periyodik bakımların yapılamamasının yanında özellikle şarjlı ve yüksek bölgelerde parafudr montajlarındaki eksiklik ve yanlışlıklar, termik şalter

Sayıştay

arızaları, aşırı yüklenme, çeşitli nedenlerle oluşan kısa devreler ve iklim koşullarının da önemli rol oynadığı anlaşılmaktadır. Esasen bir trafonun zati koruma, aşırı akım koruması, parafudr vb. gibi birkaç çeşit koruma sistemi bulunmaktadır. Bu koruyucu sistemlerin doğru seçilmesi ve çalışır halde tutulması halinde trafoların hasar görmeden devreden çıkarak arızalanması engellenecektir. Ayrıca, her trafo postasının yükleri kontrol edilerek bunların ne çok aşırı yükte, ne de çok düşük güçte çalışmasına meydan verilmemeli (bu yükler trafo kurulu gücünün %70-80’i civarında olmalıdır) ve trafo yükleri fazlar arasında dengeli dağıtılmalıdır.

Ayrıca, şirket faaliyet alanında kullanılan (özel trafolar dahil) 12.367 adet trafonun 2012 yılındaki puant yüke göre kapasite kullanım oranları incelendiğinde; bu oranın İstanbul’da %53,3 olduğu görülmektedir. Bu durum trafo kapasitelerinin bölgesel talep ile çok uyumlu şekilde seçilmediğini ifade etmektedir.

Arızalanan trafo güçleri ile trafo puant yüklerinin birlikte değerlendirmesinin yapılarak kurulu güç ve yatırım ihtiyaçlarının bu veriler çerçevesinde belirlenmesi trafolardan kaynaklanan teknik kayıpların ve arızaların azaltılabilmesi için temel gerekliliklerdendir. Bunun yanında, trafo bölgesi bazında endeks okunmasına geçilmesi ve belirli bir trafo postasından beslenen abone tüketimlerinin o trafodan çıkan ve ölçümü yapılan enerji ile mukayesesi yapılmak suretiyle kaçak takibinde bu bilgilerden yararlanılması ve Abone-Net yazılımında abone bilgilerinin trafo bazında kayıt altına alınması hususlarında gerekli idari, hukuki ve teknik tedbirlerin alınması sağlanmalıdır.

Arızalanan trafo güçleri ile trafo puant yüklerinin birlikte değerlendirmesinin yapılarak kurulu güç ve yatırım ihtiyaçların bu veriler çerçevesinde belirlenmesi trafolardan kaynaklanan teknik kayıpların ve arızaların azaltılabilmesi için temel gerekliliklerdendir. Bunun yanında, trafo bölgesi bazında endeks okunmasına geçilmesi ve belirli bir trafo postasından beslenen abone tüketimlerinin o trafodan çıkan ve ölçümü yapılan enerji ile mukayesesi yapılmak suretiyle kaçak takibinde bu bilgilerden yararlanılması ve Abone-Net yazılımında abone bilgilerinin trafo bazında kayıt altına alınması hususlarında gerekli idari, hukuki ve teknik tedbirlerin alınması sağlanmalıdır.

Bu nedenle;

Trafoların kapasitelerine uygun yükte çalıştırılmamaları halinde trafo kayıpları artacağından, trafoların ekonomik yükte çalıştırılması ve kaçak tüketimin azaltılmasını teminen;

- Arızaların özellikle gücü düşük trafolarda yoğunlaştığı da göz önüne alınarak, meydana gelen trafo arızalarının titizlikle takip edilerek, analiz edilmesi ve gerekli önlemlerin alınması,

- Trafo güçlerinin bölge tüketim miktarları dikkate alınarak daha gerçekçi belirlenmesi, güç dağılımının sağlanması ve trafo postasından çıkan enerji ile o

postadan satılan enerjinin sürekli bir biçimde karşılaştırılması neticesinde ortaya çıkan eksikliklerin giderilmesi için endeks okumalarının trafo bazında sağlanması,

gerekmektedir.

Yeraltı kablo şebekesinin havai hatlara göre işletim kolaylığı, güvenilirliği ve şehirlere çağdaş bir görünüm kazandırma özelliğinin bulunması yanında kayıp ve kaçakların önlenmesinde önemli bir etken olup maliyeti havai hat maliyetinden 2,5-3 kat daha fazladır.

Dolayısıyla, bu uygulamanın getireceği maliyet göz önünde tutularak, yeraltı kablolu şebeke yapılacak bölgelerin projelendirilmesinde, havai hattın teknik ömrünü tamamlayıp tamamlamadığı, nüfus, enerji tüketimi, trafik yoğunluğu, güvenlik, kayıp ve kaçak enerji miktarları, imar, su ve kanalizasyon, ulaşım gibi kentsel alt yapı ve çevresel görüntü gibi hususların dikkate alınarak belirlenmesi esastır. Bunun dışındaki taleplerin değerlendirilmeye alınmaması gerekliliğine işaret olunur.

2- Maliyetler:

Şirketin doğrudan üretim faaliyeti bulunmadığı için satışların maliyetini, satın alınan enerji bedeli ve dağıtım giderleri oluşturmaktadır. Elektrik enerjisinin satın alma maliyetini oluşturan enerji alış bedeli ve sistem kullanım bedeli aynı zamanda enerjinin üretim maliyetini oluşturmaktadır.

Toplam maliyetlerin oluşumunda ise enerji satış hacmi, hizmet verilen bölgenin coğrafi yapısı, abone kompozisyonu (mesken veya sanayi ağırlıklı olması), dağıtım tesisleri ve ENH’ların durumu, iş verimi, işletmecilik düzeyi ve satın alınan enerjinin fiyatı gibi hususlar etken olmaktadır.

2011 yılında satın alınan enerji 19.184.186 MWh, satılan enerji 16.710.163 MWh, şebeke kayıp ve kaçak miktarı (19.184.186 -16.710.163) = 2.474.023 MWh ve satın alma bedeli 2.718.159 bin TL iken; 2012 yılında satın alınan enerji 19.150.974 MWh, satılan enerji 16.700.236 MWh, şebeke kayıp ve kaçak miktarı (19.150.974 -16.700.236) = 2.450.737 MWh ve satın alma bedeli 3.226.123 bin TL’dir.

2012 yılındaki satın alınan enerjinin maliyetine ait program ve gerçekleşme tutarları önceki dönem değerleriyle birlikte aşağıdaki çizelgede gösterilmiştir.

Sayıştay

postadan satılan enerjinin sürekli bir biçimde karşılaştırılması neticesinde ortaya çıkan eksikliklerin giderilmesi için endeks okumalarının trafo bazında sağlanması,

gerekmektedir.

Belgede BOĞAZİÇİ ELEKTRİK DAĞITIM A.Ş YILI RAPORU (sayfa 51-70)