Doğrudan bir üretim faaliyeti bulunmayan Türkiye Elektrik Dağıtım A.Ş.
(TEDAŞ) 8 bağlı şirket aracılığı ile EPDK mevzuatları çerçevesinde satın aldığı elektrik enerjisini yine EPDK mevzuatları çerçevesinde dağıtımını yapmakta olup, yeterli, kaliteli ve sürekli enerjiyi faaliyet alanındaki nihai tüketici olan abonelerine, satmaktadır.
Dolayısıyla bu bölümde, elektrik enerjisi dağıtım ve satış faaliyetlerine yönelik performans değerlendirilmesi yapılmıştır.
TEDAŞ’a bağlı şirketlerin faaliyet alanındaki orta ve alçak gerilim trafo sayısı 78.999 olup, bu transformatörlerin toplam kurulu gücü 33.982 MVA dır. Orta gerilim hat uzunluğu 135.529 km, alçak gerilim hat uzunluğu ise 194.559 km’dir.
TEDAŞ topluluğunun 2011 yılında satın aldığı ve abonelerine fatura ettiği enerji ile kayıp-kaçaklara giden enerjinin miktar ve oranları, önceki yıl değerleriyle birlikte TEDAŞ Genel Müdürlüğüne bağlı dağıtım şirketlerdeki dağılımları aşağıdaki çizelgede gösterilmiştir.
70
71 Yukarıdaki çizelgeye, 30.11.2011 tarihi itibarıyla alıcısına devredilmiş olan Trakya EDAŞ’ın bilgileri de dahil edilmiştir.
TEDAŞ’ın 2010 yılında satın aldığı enerji 90.913.975 MWh iken kayıp-kaçağa giden miktar 19.028.975 MWh olup, yılsonunda satılan enerji miktarı 71.885.000 MWh olmuştur. 2011 yılı değerleri incelendiğinde satın alınan enerji miktarı 92.486.404 MWh, kayıp-kaçağa giden miktar 22.303.179 MWh ve yılsonunda satılan enerji miktarı ise 70.183.225 MWh olduğu anlaşılmaktadır.
TEDAŞ genelinde 2010 yılında %20,9 oranında 19.028.975 MWh olan kayıp-kaçak miktarı 2011 yılında %24,1 oranında 22.303.179 MWh olarak gerçekleşmiştir.
Bazı şirketlerinin 2011 yılı kayıp-kaçak oranları sırasıyla incelendiğinde; Dicle EDAŞ’ın %71,4, Vangölü EDAŞ’ın %52,1 ve Aras EDAŞ’ın ise %26,4 olduğu ve bu oranların TEDAŞ genel ortalamasının üzerinde seyrettiği görülmektedir.
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 edilemeyen tüketimler ile kaçak ve usulsüz kullanımlar oluşturmaktadır.
Kayıp enerji (Teknik kayıp); Orta ve alçak gerilim (OG/AG) şebekelerinde yer alan, kurulu gücü 2011 yılı TEDAŞ dağıtım şirketleri verilerine göre 78.999 adet ve 33.983 MVA olan trafolar ile toplam uzunlukları 330.088 km olan kablo ve havai hat şebekeleri üzerinde meydana gelen kayıp enerji miktarıdır.
Kaçak enerji ise; Dağıtımı yapılarak tüketiciye ulaştırıldığı halde faturalandırılamayan (tahakkuku yapılamayan) enerji miktarıdır.
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
72 incelenebilmesi için güncellenerek iyileştirilmeli ve yapılacak incelemeler sonucunda şebekede gerekli görülecek önlemlerin alınarak Enerji Piyasası Düzenleme Kurumunun (EPDK) 16.12.2010 tarih ve 2932 sayılı Kurul Kararında 2011-2015 uygulama dönemine ilişkin dağıtım faaliyet 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 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.
TEDAŞ topluluğunun 2010 ve 2011 yıllarına ait arıza ve kesintilerinin Şirketler bazındaki dağılımları aşağıdaki çizelgede gösterilmiştir.
Şirketler/İller Yıl Programlı Kesinti Programsız Kesinti OG Arızaları Toplam Kesinti AG Arızaları
Adet Saat Adet Saat Adet Saat Adet Saat
73 Yukarıdaki tablodan da görüldüğü üzere, TEDAŞ genelinde şirketler bazında arıza istatistikleri incelendiğinde, OG arıza sayılarının 2010 yılına göre TEDAŞ genelinde artmış olduğu, AG arıza sayılarının ise 2010 yılına göre TEDAŞ genelinde azaldığı görülmektedir. Özellikle Dicle EDAŞ bünyesinde hem AG hem de OG arıza sayısında artış olduğu anlaşılmaktadır.
Şirket toplamında 2011 yılında OG bazında 264.299 AG bazında ise 521.556 adet arıza olduğu görülmüştür. Ayrıca Yıl içerisindeki OG arızalarından dolayı 268.875 saat, AG arızalarından dolayı ise 405.722 saat olmak üzere toplamda 674.594 saat abonelere enerji verilememiştir.
2011 yıllında 2010 yılına göre arıza sayısı ve kesinti süresinde artış meydana gelmesinin nedenleri incelendiğinde; özellikle kayıp ve kaçağın yüksek olduğu illerde kış aylarında ısınma ihtiyacı daha çok elektrik ile karşılanmaktadır. Bu durum şebekede aşırı yüklenmeye yol açmakta olup, AG ve YG(OG) şebekede büyük bir arıza yoğunluğu ile karşı karşıya kalınmasına yol açmaktadır. Yıllık toplam arıza sayıları incelendiğinde arızaların büyük çoğunluğunun kış dönemini kapsayan 3-4 aylık periyotta meydana geldiği görülmektedir. 2011 yılı kış mevsiminin çok sert ve uzun sürmesi arıza sayısında artışa yol açmıştır. YG(OG) şebekesindeki arıza sayısının fazla olmasının diğer bir nedeni ise yaz döneminde yapılan tarımsal sulamalardır.
Şirkete bağlı Şanlıurfa, Mardin ve Diyarbakır ilerinde çok sayıda tarımsal sulama abonesi bulunmaktadır. Yaz döneminde bu abonelerin devreye girmesi ile beraber TEİAŞ trafo merkezleri talebi karşılamakta yetersiz kalmakta ve dağıtım hatlarında gerilim düşümleri yaşanmaktadır. Bu durum beraberinde İletim sistemi kararsızlığını getirmekte olup, hatlarda sürekli bir gerilim dalgalanmasının oluşumuna sebep olmaktadır. Sorunun etkisini biraz olsun azaltmak için özellikle bu bölgelerde TEİAŞ trafo merkezlerinden OG hatlarında dönüşümlü programlı kesintiler yapıldığı tespit edilmiştir.
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 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.
74 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 imkanını kullanıcılarına tanımaktadır.
Diğer taraftan, trafo bölgesi bazında endeks okumasına geçilmesi ve belirli bir trafo postasından beslenen abone tüketimleri toplamının, o trafodan çıkan ve ölçümü yapılan enerji ile karşılaştırılarak kaçak takibinde bu bilgilerden yararlanılması önem arz etmektedir.
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 ile ilgili şartnameler hazırlanarak TEDAŞ Yönetim Kurulunun 30.04.2007 tarih ve 10-147 sayılı Kararı ile bağlı birimlerde uygulanmak üzere kabul edilmiştir.
Dağıtım şirketleri faaliyet alanında konu ile ilgili ihale ve saha çalışmaları devam etmekte olup, 2012 yılı içerisinde de işin bitirilmesi planlanmaktadır.
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.
Nihai olarak, bu dijital veri altyapısının Denetimli Kontrol ve Veri Toplama Sistemi/Dağıtım Yönetim Sistemi (SCADA/DMS) ile ilişkilendirilerek şirketlerin faaliyet alanlarında da uygulamaya geçirilebilmesi durumunda ise, şebekenin gerçek zamanlı olarak izlenmesi ve kontrolü mümkün olabilecektir.
Endeks okuma, ihbarname dağıtma, sayaç sökme-takma, enerji kesme-bağlama gibi abone takip işleri, şirketlerin asli ve sürekli işlerindendir. Personel yetersizliği ve özelleştirme süreci gibi nedenlerle söz konusu işler hizmet alımı yolu ile yüklenicilere ihale edilmektedir. Şirket bünyelerinde yeterli kalifiye personel olmaması ve gerekli kontrollerin zamanında yapılamamasının da etkisiyle, yükleniciler maliyetlerini azaltabilmek için, düşük ücretli tecrübesiz personel çalıştırma veya şartnameye uymayan araç kullanma gibi yolları seçebilmekte ve netice olarak uygulamadan beklenen faydanın sağlanmasında aksamalar yaşanabilmektedir. Benzer şekilde, yüklenici firmalar eli ile yürütülen tesis yapım işlerinde de, kontrol teşkilatında, tesis kontrol ve kabul işlemleri ile yapılan işlerin kesin hesaba bağlanması gibi son derece
75 kapsamlı işlerin yürütümü için gerekli tecrübeye sahip yeterli sayıda personel bulunmaması nedeni ile, etkin bir izleme ve kontrol sağlanmasında sıkıntılar yaşanabilmektedir. Nihai olarak, hizmet alımı yolu ile yürütülen işlerden, karlı ve verimli sonuçların alınabilmesi için, ihale konusu işin titizlikle takibi ve kontrolü ana gereklilik olarak görülmekte olup, kontrollük faaliyetlerinin gereğince yerine getirilebilmesi için yeterli nitelik ve sayıda personel temin edilmesi gereğine işaret olunur.
Aşağıdaki çizelgede TEDAŞ topluluğunun trafo kapasite kullanım oranları (özel trafolar dahil) ve trafo arızaları (özel trafolar hariç) Şirketler bazındaki dağılımları aşağıdaki çizelgede gösterilmiştir.
Yukarıdaki tablodan da görüldüğü üzere TEDAŞ genelinde 2011 yılında trafo arızalarının 2010 yılına göre %8,3 oranında artış gösterdiği, 2010 yılındaki arıza trafo sayısı 2.870 iken 2011 yılında arıza trafo sayısının 3.107’a yükseldiği görülmektedir.
TEDAŞ Genel Müdürlüğüne bağlı şirketler içinde özellikle Dicle EDAŞ faaliyet alanlarındaki trafo arızalanma oranlarında önceki yıla göre ortalama %47 oranında, Toroslar EDAŞ Şirketinde %12 artış olduğu görülmüştür.
Trafo arızalanmalarında, periyodik bakımların yapılamamasının yanında özellikle şarjlı ve yüksek bölgelerde parafudr montajlarındaki eksiklik ve yanlışlıklar, termik şalter arızaları, çeşitli nedenlerle oluşan kısa devreler, imalat hataları, sık
76 kontrol edilemeyen ücra yerlerdeki trafolarda yer alan koruyucu sistemlerin 3.şahıslar tarafından devre dışı bırakılması, kırsal kesimdeki gücü düşük trafoların aşırı ve dengesiz yüklenmesinin 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.
Diğer taraftan, Şirket faaliyet alanında kullanılan (özel trafolar dahil) 159.658 adet trafonun 2011 yılındaki puant yüke göre kapasite kullanım oranın ise %38,2 olduğu görülmektedir. Bu durum, iller bazında trafo kapasitelerinin bölgesel talep ile uyumlu şekilde seçilmediğini ifade etmektedir.
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,
77 -Enerji dağıtım tesislerin periyodik bakımları ile abone sayaçlarının muayene ve kontrollerinin zamanında yapılması,
önerilir.
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.
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. 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 gereğine işaret olunur.
2- Maliyetler :
TEDAŞ Genel Müdürlüğü TETAŞ ve EÜAŞ’ın bağlı şirketleri ile özel şirketlerden satın aldığı elektrik enerjisinin dağıtımı ve satışını yapmaktadır. Bu faaliyetini de bağlı şirketleri eliyle gerçekleştirmektedir.
Dağıtım şirketlerinin doğrudan bir üretim faaliyeti olmadığı için elektrik enerjisinin satış maliyeti, satın alınan enerji bedeli ile bu enerjinin dağıtımı ve satışına ait giderlerden oluşmuştur.
2011 yılında alınan enerjinin maliyeti, satışların maliyeti ile program ve gerçekleşme tutarları geçen yılın değerleriyle birlikte aşağıdaki çizelgede gösterilmiştir.
78 Maliyet unsurları
2010 yılı 2011 yılı Gerçekleşm
e Oranı prog.=100
Gerçekleşen Program (revize) Gerçekleşen
Bin TL Kr/kWh % Bin TL Kr/kWh % Bin TL Kr/kWh %
Çekilen enerji miktarı 94.998.583 MWh 88.950.186 MWh 87.075.593 MWh 97,89
1- Satılan enerjinin alış maliyeti
- Enerji satın alma bedeli 13.902.473 14,63 87,74 13.200.571 14,84 86,69 12.324.112 14,82 86,21 93,36 - Sistem kullanma bedeli 556.362 0,59 3,51 563.576 0,63 3,70 582.783 0,66 4,07 103,40 Toplam (1) 14.458.835 15,22 91,25 13.764.147 15,47 90,39 12.906.895 15,48 90,28 93,77 2-İşletme giderleri
-İlk madde ve malzeme giderleri 110.334 0,12 0,70 123.744 0,14 0,81 120.260 0,14 0,84 97,18 -İşçi ücret ve giderleri 457.162 0,48 2,89 393.087 0,44 2,58 399.433 0,46 2,79 101,61 -Memur ve sözl. pers ücret ve gid. 124.080 0,13 0,78 140.135 0,16 0,92 129.124 0,15 0,90 92,14 -Dışarıdan sağl. fayda ve hizmet. 460.548 0,48 2,91 536.746 0,60 3,52 504.529 0,58 3,53 93,99
-Çeşitli giderler 72.143 0,08 0,46 65.897 0,07 0,43 62.033 0,07 0,43 94,14
-Vergi resim ve harçlar 21.050 0,02 0,13 23.874 0,03 0,16 22.031 0,03 0,16 92,28
-Amortisman ve tükenme payları 140.521 0,15 0,89 180.316 0,20 1,19 150.878 0,17 1,07 83,67
- Finansman giderleri 11 0,00 0,00
Toplam (2) 1.385.837 1,46 8,75 1.463.799 1,64 9,61 1.388.299 1,60 9,72 94,84 Genel toplam (1+2) 15.844.672 16,68 100,00 15.227.946 17,11 100,00 14.295.194 17,08 100,00 93,87
79 Çizelgeden görüleceği üzere, TEDAŞ genelinde çekilen enerji toplamı önceki yıla göre 94.998.583 MWh miktarından %8,3 oranında düşüşle 87.075.593 MWh olarak gerçekleşmiş, satış maliyetleri toplamı ise, 15,8 milyar TL’den %9,8 oranında düşüşle 14,3 milyar TL olmuştur. Çekilen enerjideki azalma büyük ölçüde özelleştirmeler nedeniyle önceki yıl içerisinde iki şirketin daha devredilmesinden kaynaklanmıştır.
14,3 milyar TL enerji alış maliyetlerinin %90,3’ü oranında 12,9 milyar TL’si satın alınan enerji bedeli, %0,8’i oranında 120 milyon TL’si malzeme giderleri,
%3,7’si oranında 528,6 milyon TL’si personel giderleri, %3,5’i oranında 504,5 milyon TL’si dışarıdan sağlanan hizmet giderleri, %1,07’si oranında 150,8 milyon TL’si amortisman giderleri ve %0,6’sı oranında 84 milyon TL’si de çeşitli giderler, vergi, resim, harçlar ve finansman giderlerinden oluşmuştur.
2011 yılına ait toplam 8 şirket için hazırlanan, satın alınan elektrik enerjisinin fiyatı, tutarı, kayıp-kaçaklara giden enerjinin birim alış maliyeti içindeki miktarı, dağıtım giderleri ve bunun maliyet içindeki oranı, toplam ve birim satış maliyetleri ile bunların program ve geçen yıl değerleri ile karşılaştırmalı olarak durumu aşağıdaki çizelgede verilmiştir.
80
Satış maliyetleri
2010 2011 Artış veya azalış Toplam
kayıp-kaçak
Toplam Enerji alış maliyeti Birim satış maliyet içinde enerji be.
Dağıtım giderleri Toplam satış maliyeti Bütçe
Bütçeye 2010'a oranı satış maliyeti
Enerji bedeli Sistem Kullanım Bedeli
81 2011 yılında dağıtım şirketleri olarak, toplam satış maliyeti tutarının %90,3’ü oranında 14,3 milyar TL’sini sistem kullanım bedeli dahil enerji, %9,7’si oranında1,4 milyar TL’sini de dağıtım giderleri oluşturmuştur. Toplam satış birim maliyetleri özellikle kayıp-kaçak oranlarına bağlı olarak şirket bazında 17,09 kr/kWh ile 56,08 kr/kWh arasında değişirken, dağıtım giderleri şirket bazında, enerji satış hacmi, coğrafi yapı, sanayi ve mesken abone sayısı vb. kriterlere bağlı olarak 1,43 kr/kWh ile 6,33 kr/kWh arasında değişmiştir.
TEDAŞ genelinde birim satış maliyeti önceki yıla göre %25,7 oranında 5,5 kr/kWh artarak 26,89 kr/kWh olarak gerçekleşmiştir. Bunun 15,49 kr/kWh’lik kısmı alınan enerji, 8,74 kr/kWh’lik kısmı kayıp-kaçaklar ve 2,66 kr/kWh’lik kısmı dağıtım giderleri ile ilgilidir.
2011 yılında TEDAŞ toplamı olarak, giderlerin %88,2’si oranında 12,9 milyar TL’si alınan enerji bedeli ile ilgilidir. Toplam olarak 14,6 milyar TL satış maliyetinin alınan enerjinin bir bölümü ise kayıp–kaçaklara gitmektedir. Dağıtım şirketlerinde kayıp-kaçaklar için ayrı bir hesapta maliyet takibi yapılmamaktadır.
Ancak, illere ve dağıtım şirketlerine göre oldukça farklılık gösteren mevcut kayıp-kaçak oranları bazı dağıtım bölgelerinde birim satış maliyetini önemli ölçüde olumsuz yönde etkilemiştir.
Önceki yıla göre cari yılda kayıp-kaçakları 4,75 puan artmış iken, azalma sadece Vangölü EDAŞ dağıtım bölgesinde 5,05 puan olmuştur. En fazla artış ise 6,12 puan ile Dicle EDAŞ dağıtım bölgesinde olmuştur.
Çizelgeden de görüldüğü üzere, TEDAŞ ortalamasında 26,89 kr/kWh olan birim enerji satış maliyeti, kayıp–kaçak oranlarının yüksek olduğu şirketlerde 56,08 kr/kWh’e kadar yükselmektedir. Genel olarak trafo kayıpları, hat kayıpları ve sayaç kayıplarından oluşan teknik kayıplar da enerji birim maliyetlerinde rol oynamaktadır.
Yapılan diğer bir incelemelerde ise; EÜAŞ ve Bağlı Ortakları ile TETAŞ’tan satın alınan ve toplamda %83,5 paya sahip olan enerji diliminin ortalama maliyeti 14,82 kr/kwh, toplamda %16,5 paya sahip olan ve PMUM aracılığı ile sağlanan enerjinin maliyetinin ise 16,63 kr/kwh olduğu tespit edilmiştir. Ancak PMUM’dan elektrik enerjisi bu fiyattan satın alınırken EÜAŞ Bağlı Ortaklıklarından alınan enerjinin ortalama fiyatının 17,46 kr/kwh olduğu ve son dönem konjonktürde elektrik tedarik bedellerine bakıldığında PMUM’dan alınan elektrik enerjisi bedelinin bazı üretim şirketlerinden ucuza da geldiği görülmektedir. Önceki yılda
Yapılan diğer bir incelemelerde ise; EÜAŞ ve Bağlı Ortakları ile TETAŞ’tan satın alınan ve toplamda %83,5 paya sahip olan enerji diliminin ortalama maliyeti 14,82 kr/kwh, toplamda %16,5 paya sahip olan ve PMUM aracılığı ile sağlanan enerjinin maliyetinin ise 16,63 kr/kwh olduğu tespit edilmiştir. Ancak PMUM’dan elektrik enerjisi bu fiyattan satın alınırken EÜAŞ Bağlı Ortaklıklarından alınan enerjinin ortalama fiyatının 17,46 kr/kwh olduğu ve son dönem konjonktürde elektrik tedarik bedellerine bakıldığında PMUM’dan alınan elektrik enerjisi bedelinin bazı üretim şirketlerinden ucuza da geldiği görülmektedir. Önceki yılda