Şahin ve Bekdemir ( 1994 ), enerji üretim tesislerinden kombine çevrim güç santrallarını alternatif santrallar ile ekonomik açıdan karşılaştırmışlardır. Karşılaştırmalarda santrallara ait bir değere getirilmiş maliyet metoduyla hesapladıkları birim elektrik üretim maliyetlerini kullanmışlardır. Birim enerji maliyeti hesaplamalarında: termik verim, yakıt türü ve fiyatı, santral kapasitesi, yük faktörü, santral ekonomik ömrü, inşaat süresi, inşaat süresi boyunca yapılan harcama dağılımı, birim güç başına yatırım bedeli ($/kW), faiz, eskalasyon ve iskonto oranı parametre olarak alınmıştır. Kombine çevrimli güç santralına alternatif tesisler olarak
ithal ve yerli kömür yakan buhar türbinli santrallar ve nükleer santrallar değerlendirmelere dahil edilmiştir. Ayrıca geleceğe ait bazı parametrelerde meydana gelecek değişmeleri değerlendirmek amacıyla; kredi faizleri, santral güçleri ve yakıt fiyat eskalasyon değişimlerine dayanan duyarlılık analizleri yapmışlar ve alternatif tesislerin avantajlı oldukları bölgeleri tespit etmişlerdir. Çalışmada tüm masraflar santralin üretime başladığı yıl referans seçilerek bu tarihe getirilmiştir. Santralların yatırım maliyetleri hesaplamalarında spesifik yatırım bedelleri ($/kW) kullanılmıştır. Bu değerin santral gücü ile üstel olarak değiştiği ve bu üs katsayısının farklı tipler için farklı değerler olduğu kabul edilmiştir. Yakıt masrafları, işletme ve bakım masrafları için eskalasyonların olabileceği formülasyona dahil edilmiştir. Oluşturulan hesaplama için tüm değerler OECD ve IAEA üyesi ülkelerdeki referans tesis değerleri ile Türkiye’nin ulusal ekonomik verilerinden alınmış ve sonuçlar elde edilmiştir.
Güngör ve Bozkurt (1999), Türkiye’nin uzun dönemli (1996-2010) elektrik üretimi planlaması için gelecekte önemi artacak ithal enerji kaynaklarını karşılaştırmışlardır. Enerji kaynağı olarak ithal kömür, doğalgaz ve nükleer enerjiyi alarak, bu yakıtları kullanan elektrik üretim santrallarının birim üretim maliyetleri, net bugünkü değer ( Net Present Value ) metodu ile hesaplanmışlardır. Bu kaynakların karşılaştırılmasının sebebi, Türkiye’nin yerli kaynaklarının yetersiz ve kalitesiz olmasıdır. Yerli kaynaklardan linyit ve hidrolik dışındaki kaynakların rezervleri dünya rezervlerinin içinde ihmal edilecek kadar azdır. Talebin artması ile birlikte elektrik üretiminde ithal kaynakların payının artacağı, yetkili kurumlar tarafından yapılan projeksiyonlarda ön görülmektedir. İthal yakıtlar olarak doğalgaz, kömür ve nükleer yakıtlar ele alınmıştır. Bu yakıtları kullanan santralların birim elektrik üretim maliyetleri (cent/kWh) referans yılı (1995) için bir değere getirilmiş masraflar ( Levelized Cost ) metodu ile hesaplanmıştır. Birim elektrik üretim maliyetine etki eden enflasyon oranı, birim yatırım maliyeti, yük faktörü, iskonto oranı ve birim yakıt fiyatları uygun aralıklarla değiştirilerek senaryolar oluşturulmuş , duyarlılık analizleri yapılmış ve her bir değişkenin maliyet üzerine olan etkileri ayrı ayrı incelenerek grafikler üzerinde gösterilmiştir.
oluşturmaktadır. Yerli kaynakların ilave edilmesi, ithal kaynaklar ile yerli kaynakların beraber düşünüldüğü gerçek durum için kıyaslamayı verir ve ithal kaynakların yerli kaynaklara göre avantajlı yada dezavantajlı oldukları durumları gösterir. Hesaplamalarda santralların inşaat süreleri göz ardı edilmiş ve yatırım maliyetlerine inşaat süresinde enflasyonun etkisi dahil edilmemiştir. Halbuki, tüm santral tiplerinin inşaat süreleri farklıdır ve bu süreye bağlı olarak yatırım maliyetine enflasyon etkisi ile ek masraflar dahil olmaktadır. Bu ek masrafların hesaplamalara dahil edilmemesi hem yatırım maliyetlerinde önemli değer eksikliklerine; hem de karşılaştırmalarda santral inşaat sürelerinin farklılığının göz ardı edilmesine neden olmaktadır. Diğer bir husus, tüm santral tipleri için tek güç değeri alınması ve birim güç başına yatırım maliyetinin duyarlılık analizi yapılırken, santral gücü ile yatırım maliyetinin değişimi ele alınmasıdır. Elektrik üretim sistemlerinin planlanmasında ilave edilecek santralların kapasitelerinin karar değişkenleri arasında olması gereklidir. İlave edilecek kapasitenin değeri, optimum şartları etkilemekte ve kapasite optimum çözüm aranırken kararlaştırılmalıdır. Bu nedenle hesaplamaların başlangıcında her santral tipi için tek kapasite alınması hatalıdır. Ayrıca birim kapasite başına düşen yatırım masrafları için duyarlılık analizi yapılırken kapasitenin artması ile beraber bu değerin azaldığı maliyet hesaplamalarına dahil edilmeyerek hatalı birim elektrik üretim maliyetleri bulunmuştur. Yük faktörüne bağlı duyarlılık analizi yapılırken değerler, temel ve orta yükleri gösteren % 65-90 arasında değiştirilmiştir. Bu yük aralığı pik yükleri kapsamadığından, analizlerde santralların pik yüklerde çalışma durumlarında, birim elektrik üretim maliyetleri ne olacağına bakılmamıştır. Temel ve orta yükler kadar pik yüklerde çalışacak santralların tespit edilmesi önemli olduğundan; çalışmanın pik yükler için sonuç vermemesi önemli eksikliktir. Yakıt fiyatları için aynı enflasyon değeri alınarak duyarlılık analizi yapılmıştır. Yakıtlar için fiyatlarının belirlenmesi birbirlerinden bağımsızdır ve bu nedenle fiyatlarından aynı oranda artış beklemek gerçekçi değildir. Bu kabul yapılarak birim elektrik üretim maliyetlerinde paralel artışlar elde edilmesi karşılaştırmalar için bir sonuç vermemektedir. Yakıtların farklı fiyat artış oranları için karşılaştırmalar yapılmalıdır .
( Least Cost ) olanının seçim algoritmasını oluşturmuştur. Özellikle elektrik piyasası yeniden düzenlenen Avrupa ve Kuzey Amerika’da bağımsız üreticiler piyasaya dahil edildiklerinden dolayı , algoritma ile bir değere getirilmiş masraflar ( Levelized Cost ) yöntemi kullanılarak teknolojilerin birim üretim maliyetlerinin hesaplanması amaçlanmıştır. Birim üretim maliyeti içine yatırım , yakıt, sabit ve değişken bakım ve işletme maliyetleri dahil edilmiştir. Çalışmanın uygulama bölümünde kömür, sıvı doğalgaz ve fuel-oil yakıt olarak alınmış ve bu yakıtlar için 30 yıllık fiyat senaryoları ayrı ayrı oluşturulmuştur. Bu yakıtları kullanan buhar türbinli termik santrallar ve kombine çevrim santralları için birim üretim maliyetleri yük faktörünün % 60-95 aralığındaki değişimi ile hesaplanarak grafiksel olarak gösterilmiştir. Bu çalışmada oluşturulan algoritma, santralların inşaat sürelerini ele almamaktadır. Bu süre içinde ülkeler arasında farklı ekonomik yapıdan dolayı, enflasyonun inşaat masraflarına etkisi ile yatırım masrafları değişik miktarlarda artmaktadır. Enflasyon ile masrafların artışı, santralların yatırım masraflarının büyüklüğüne ve inşaat sürelerine bağlıdır. Teknolojiler için bu değerlerin farklı olması nedeniyle, birim üretim maliyetlerini artırma oranları da farklıdır. Bu artışların algoritmada göz ardı edilmiş olması, teknolojilerin karşılaştırılmasında yanlış sıralama vermiştir.
El-Kordy vd ( 2002), yenilenebilir enerji kaynakları ile klasik güç üretim sistemlerinin birim üretim maliyetlerini, çevreye verdikleri zararların maliyetlerini de dahil ederek karşılaştırmışlardır. Elektrik üretiminden kaynaklanan sülfür oksitleri (SOx) ,nitrojen oksitleri (NOx), havada asılı kalan katı partikülleri ve karbondioksiti (CO2) çevreye zarar veren ürünler olarak ele alınmış , bunlardan kaynaklanan çevreye etki ve zarar maliyetlerini dış maliyetler ile birim elektrik üretim maliyetlerine katmışlardır. Tüm teknolojilerin ömür boyu maliyet ( Life Cycle Cost ) hesaplamalarında bugünkü değer yöntemini (Present Worth ) kullanmışlardır. Dış maliyetlerin belirlenmesine etki eden faktörler olarak; santralların tipi ve yaşı, yakıtın tipi ve cinsi, yakıtın kükürt oranı, santralın işletilme süresi, termik verimi ve kurulu emisyon temizleme ünitesini almışlar ve her teknoloji için bu değerleri hesaplamışlardır. Klasik güç üretim sistemleri olarak Mısır’da kullanılan buhar türbini, gaz türbini ve kombine çevrimli termik santralları almışlar ve yakıt olarak fuel-oil, diesel yakıtı
ve doğalgaz kullanıldığını kabul etmişlerdir. Yenilenebilir enerji sistemleri olarak da rüzgar enerjisi dönüşüm sistemini ve fotovoltek sistemini karşılaştırmalara dahil etmişleridir. İlk analiz olarak dış maliyetleri dahil etmeden birim elektrik üretim maliyetlerini hesaplamışlardır. Bu durumda en düşük maliyetin: doğalgaz yakıtlı kombine çevrime; en büyük maliyetinde fotovoltek sisteme ait olduğunu görmüşlerdir. Rüzgar santralının maliyetini, doğalgaz ve diesel yakıtlı gaz türbinli santralların maliyetlerinden daha düşük seviyede bulmuşlardır. Birim elektrik üretim maliyeti hesaplamalarına dış maliyetleri ilave ederek ikinci analizi gerçekleştirmişlerdir. Bu durumda rüzgar santralının maliyet değeri en düşük olurken, doğalgaz yakıtlı kombine çevriminki ikinci sırayı almış ve en pahalı maliyete sahip olan santral yine fotovoltek olarak hesaplanmıştır. Bu analizlerden sonra ileriye yönelik beklentiler olarak, yakıt fiyatlarının artacağını ve yenilenebilir enerji sistemlerinin yatırım maliyetlerinin teknolojik gelişmelerden dolayı düşeceğini ön görerek bu iki değeri içeren iki farklı senaryo oluşturmuşlar ve analizleri yenilemişlerdir. Her iki senaryoya ait hesaplamalar sonucunda rüzgar santralının maliyetinin en düşük, doğalgaz yakıtlı kombine çevrimin maliyetinin ikinci sırada ve en büyük maliyetin fotovoltek santralına ait olduğunu göstermişlerdir.
Çevre kirletici emisyon ve katı partiküllerin birim elektrik üretim maliyetlerine dahil edilmesini içeren maliyet hesaplamalarında,dış maliyetlerin değerlerinin doğru tespit edilmesi sonuçları önemli oranda etkilemektedir. Ülkeler arasında farklılık gösteren bu değerlerin tam değerleri bilinmeden yapılacak analizler hatalı olacaktır. Çalışmaya ait bir diğer husus da ileriye yönelik olarak yapılan senaryolar ile analizlerde yakıt fiyatları ve yenilenebilir enerji teknolojilerinin yatırım maliyetleri ile sınırlı tutulmasıdır. Bu değerlerin dışında klasik güç üretim sistemlerinin yatırım maliyetlerinde de gelişmelerden dolayı düşüşler olacaktır. Bunların analizlerde göz ardı edilmesi hesaplama sonuçlarını hatalı yapmaktadır.