İÇERİK
GİRİŞ 4
I.BÖLÜM
DAĞITIM BÖLGESİ TARİFELERİNİN HESAPLANMASI
A. TÜKETİCİ TARİFELERİNİN BİLEŞENLERİ 6
Tarifeye Esas Abone Grupları 6
Bölge Tarifelerinin Oluşturulmasında Baz Alınan Kriterler 7
TEDAŞ Geneli Tarifelerinin Hesaplanması 7
B. PERAKENDE ENERJİ SATIŞ TARİFESİ 8
B.1. Çok Zamanlı Perakende Enerji Satış Tarifesi 8
B.2.Tek Zamanlı Perakende Enerji Satış Tarifesi 9
B.3 Kayıp/Kaçak Bileşeninin Hesaplanması 10
B.4 Perakende Enerji Satış Marjının Belirlenmesi 10
C. DAĞITIM SİSTEM KULLANIM TARİFESİ 12
C.1.Dağıtım Sistem Kullanım Tarifesinin Yapısı 12
C.2.Dağıtım Bedelinin Hesaplanması 13
C.2.a. Dağıtım Bedeli İçin Gelir Tavanının Hesaplanması 15
C.2.b. Gelir Tavanının OG ve AG Gelir Tavanlarına Dönüştürülmesi 16
C.2.c.Abone Grupları Gelir Tavanlarının Hesaplanması 17
C.2.d. Abone Grupları Gelir Tavanlarının Birim Fiyata Dönüştürülmesi 17
C.2.e.Gelir tavanına göre abone gruplarının dağıtım bedelinin belirlenmesinin marjinal maliyet
fiyatlandırması ile ilişkilendirilmesi 18
C.3 Üreticiler İçin Dağıtım Bedeli 22
C.4. Emreamade Kapasite Bedeli 23
C.5 Güç Bedelinin Hesaplanması 24
C.6 Güç Aşım Bedelinin Hesaplanması 25
C.7.Reaktif Enerji Bedelinin Hesaplanması 26
D. PERAKENDE SATIŞ HİZMETİ TARİFESİ 27
E. İLETİM BEDELİ 29
II.BÖLÜM
GEÇİŞ DÖNEMİ TARİFE UYGULAMALARI
EKLER 34
EK 1 – Tarife Bileşenleri ve Tarife Çizelgeleri 37
EK 2 – Farklı Seviyelerden Bağlı Tüketicilerin Maliyet Tabanlı Tarifelendirilmesi 39
EK 3 – Mevcut Abone Gruplarının Yenilerine Atanması 41
EK 4 – Abone Gruplarının Nispi Tüketimleri 44
EK 5 – Perakende Enerji Satış Marjının Hesaplanması 45
EK 6– Alternatif Sermaye Maliyeti Oranının Hesaplanması 46
EK 7– Dağtım Gelir Tavanının OG/AG Şebekeleri İçin Bölünmesi 51
GİRİŞ
Türkiye Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi (TEDAŞ) tarafından iki bölüm olarak hazırlanan bu doküman, Yüksek Planlama Kurulu’nun 17.03.2004 tarih ve 2004/3 sayılı Kararı ile kabul edilen “Elektrik Enerjisi Sektörü Reformu ve Özelleştirme Stratejisi Belgesi”nde belirtilen dağıtım bölgelerinden Kayseri ve Civarı Bölgesi haricindeki yirmi dağıtım bölgesinin perakende satış, perakende satış hizmeti ve dağıtım tarifeleri ile abonelere yansıtılacak iletim bedellerinin belirlenmesini kapsamaktadır.
Bu dokümanda anlatılan tarife hesaplama metodolojisi kapsamındaki dağıtım bölgeleri aşağıda belirtilmiştir.
1-Dicle Elektrik Dağıtım A.Ş. 2-Vangölü Elektrik Dağıtım A.Ş.
3-Aras Elektrik Dağıtım A.Ş. 4-Çoruh Elektrik Dağıtım A.Ş.
5-Fırat Elektrik Dağıtım A.Ş. 6-Çamlıbel Elektrik Dağıtım A.Ş.
7-Toroslar Elektrik Dağıtım A.Ş. 8-Meram Elektrik Dağıtım A.Ş.
9-Başkent Elektrik Dağıtım A.Ş. 10-Akdeniz Elektrik Dağıtım A.Ş.
11-Gediz Elektrik Dağıtım A.Ş. 12-Uludağ Elektrik Dağıtım A.Ş.
13-Trakya Elektrik Dağıtım A.Ş 14-İstanbul Anadolu Yakası Elektrik Dağıtım A.Ş.
15-Sakarya Elektrik Dağıtım A.Ş. 16-Osmangazi Elektrik Dağıtım A.Ş.
17-Boğaziçi Elektrik Dağıtım A.Ş. 19-Menderes Elektrik Dağıtım A.Ş.
20-Göksu Elektrik Dağıtım A.Ş. 21-Yeşilırmak Elektrik Dağıtım A.Ş
Bu dokümanın I.Bölümünde, ilk uygulama döneminin her tarife yılı için bölgeler bazında işletme maliyeti, yatırım bütçesi, toplam tüketim ve talep değerleri, yük profilleri, şebeke büyüklükleri, kayıp/kaçak hedefleri, verimlilik parametreleri, abone sayıları, vs. konularında yapılan kapsamlı çalışmaların sonucunda, 4628 sayılı Kanun ve ikincil mevzuatı kapsamında TEDAŞ’ın 20 dağıtım bölgesinin gelir gereksiniminin hesaplanması ve tarife metodolojileri açıklanmakta, II. Bölümünde ise 24/05/2006 tarih, 26177sayılı Resmi Gazetede yayımlanan 10/5/2006 tarihli, 5496 sayılı Elektrik Piyasası Kanununda Değişiklik Yapılmasına Dair Kanun çerçevesinde belirlenen Geçiş Dönemi tarife uygulamaları açıklanmaktadır.
BÖLÜM
DAĞITIM BÖLGESİ TARİFELERİNİN HESAPLANMASI
A. Tüketici Tarifelerinin Bileşenleri
Temel Tarife Bileşenleri Düzenleyici Kontrol Mekanizması
Perakende Enerji Satış Tarifesi Tavan Fiyat
Dağıtım Sistem Kullanım Tarifesi Gelir Tavanı
Perakende Satış Hizmeti Tarifesi Gelir Tavanı
İletim Bedeli Gelir Tavanı
Perakende enerji satış tarifesi: Serbest olmayan tüketicilere yapılacak enerji satışlarında, satın alınan enerjinin maliyetini, enerji satışına ilişkin işletme maliyetlerini, serbest piyasadaki risklerden kaynaklanabilecek maliyetleri yansıtacak enerji satış fiyatlarıdır.
Dağıtım sistem kullanım tarifesi: Dağıtım şebekesinin işletme, bakım ve onarımı, yeni dağıtım tesislerinin kurulması v.b. maliyetlerini yansıtacak fiyatlardır.
Perakende satış hizmeti tarifesi: Serbest ve serbest olmayan tüketicilerin sayaç endekslerini okuma ve faturalama ile ilgili maliyetlerini yansıtacak fiyatlardır.
İletim bedeli: Türkiye Elektrik İletim Anonim Şirketi (TEİAŞ) tarafından faturalandırılan iletim sistemi kullanımı ile ilgili maliyetlerin karşılanmasını esas alan ve dağıtım sistemini kullanan tüm abonelere yansıtılan fiyatlardır.
Tarife yapısını ve tarifenin bileşenlerini özetleyen bir tablo Ek-1’de verilmiştir.
Bu tarife bileşenlerinin farklı seviyelerden bağlı değişik tüketici gruplarına uygulanmasına dair yöntem ise Ek-2’de açıklanmaktadır.
TARİFEYE ESAS ABONE GRUPLARI
Elektrik Piyasası Tarifeler Yönetmeliği’ne göre elektrik piyasasında faaliyet gösteren tüm şirketlerin tarife önerilerinde yer alan abone grupları temel olarak mesken, sanayi, ticarethane, tarımsal sulama ve aydınlatma gruplarından oluşmaktadır.
Perakende enerji satış tarifesi, sanayi, ticarethane, mesken, tarımsal sulama ve aydınlatma abone gruplarından oluşmaktadır.
Bunlara ek olarak TEDAŞ, Elektrik Piyasası Tarifeler Yönetmeliği’nin “Tarifeleri düzenlemeye tabi tüzel kişiler tarafından alt gruplar ya da bölgesel özellikler ve yük eğrilerine göre yeni abone grupları önerilebilir.” maddesine istinaden;
Dağıtım sistem kullanım tarifesinde sanayi aboneleri; OG sanayi ve AG sanayi aboneleri olarak iki alt abone grubu oluşturulmuş, OG sanayi aboneleri ayrıca çift terimli ve tek terimli sanayi aboneleri olarak belirlenmiştir.
Sanayi aboneleri dışındaki tüm aboneler tek terimli tarife sınıfı kapsamındadır.
Perakende satış hizmeti tarifesi ise, abone grubu ayrımı olmaksızın orta gerilime bağlı aboneler ile alçak gerilime bağlı aboneler için hesaplanmaktadır.
TEDAŞ’ın mevcut tarifelerinin dayandığı abone grupları, yeni beş abone grubundan tüketim karakteristikleri bakımından en uygun olanlarına atanmıştır. Atamalar Ek-3’de gösterilmiştir.
BÖLGE TARİFELERİNİN OLUŞTURULMASINDA BAZ ALINAN KRİTERLER
17.03.2004 tarih ve 2004/3 sayılı, Yüksek Planlama Kurulu (YPK) Kararı ile kabul edilen “Elektrik Enerjisi Sektörü Reformu ve Özelleştirme Stratejisi Belgesi”nde Türkiye 21 dağıtım bölgesine ayrılmıştır. Bu dokümanda anlatılan tarife metodolojisi, Kayseri ve Civarı Bölgesi haricindeki 20 dağıtım bölgesini kapsamaktadır. Tarife metodolojisinin belirlenmesinde 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu ve ikincil mevzuatı hükümleri dikkate alınmıştır.
Bölgesel tarifeler, dağıtım bölgelerinin ilgili faaliyetleri kapsamındaki maliyetleri ve gelir gereksinimlerine göre hesaplanmıştır.
TEDAŞ GENELİ TARİFELERİNİN HESAPLANMASI
Bölgesel tarifeler hesaplandıktan sonra, 20 dağıtım bölgesinin TEDAŞ Geneli ortalama tarifeleri (üç zamanlı perakende enerji satış fiyatları haricinde) aşağıdaki formüle göre hesaplanmıştır.
a: Abone grubu
b: Bölge numarası
y: Yıl
Tarife Bileşeni: a abone grubu, b bölgesi y yılı için belirlenen tarife bileşeninin değeridir.
TEDAŞ geneli üç zamanlı perakende enerji satış tarifeleri aşağıdaki formüle göre hesaplanmıştır.
b: Bölge numarası
p: Peryod
y: Yıl
B. Perakende Enerji Satış Tarifesi
Bu metodoloji kapsamındaki perakende enerji satış fiyatlarının belirlenmesinde TEDAŞ’ın mevcut ortalama enerji alım maliyeti dikkate alınmıştır.
Bu kapsamda, abone grupları itibariyle belirlenen perakende enerji satış fiyatları üzerinden tüm abonelere yapılan satışların sonucunda, satın alınan enerjinin alım maliyeti ile perakende enerji satış faaliyetlerine ilişkin maliyetlerin karşılanması esas alınmaktadır.
Perakende enerji satış tarifesi; tedarikçilerden satın alınan birim elektrik enerjisinin satılması için belirlenen birim elektrik enerji (Ykr/kWh) satış fiyatıdır.
Perakende enerji satış tarifesi, satışa sunulan enerji (kWh) için geçerli olan ve mesken, sanayi, ticarethane, tarımsal sulama, aydınlatma ana abone grubu bazında
Tek zamanlı
Çok zamanlı
olmak üzere hesaplanmaktadır.
Tek zamanlı perakende enerji satış tarifesi, günün tüm zamanlarında tüketilen elektrik enerjisine tek bir fiyat uygulanan tarifedir. Bu durumda kullanıcı enerjisini hangi saatte tüketirse tüketsin kWh başına aynı fiyatı ödeyecektir.
Çok zamanlı perakende enerji satış tarifesi, günün farklı zaman dilimlerindeki tüketimlere farklı fiyat uygulanan tarifedir. Çok zamanlı tarifelerin uygulanması bakımından Gündüz dönemi 06-17, Puant dönemi 17-22, Gece dönemi 22-06 saatleri arasıdır.
İlgili tebliğ kapsamında belirlenen ortalama perakende enerji satış fiyat tavanının bir bileşeni olan kayıp/kaçak birim fiyatları tek ve çok zamanlı tarifelerden bağımsız olarak hesaplanmaktadır.
Enerji alım maliyetlerindeki değişimler, B.1, B.2 ve B.3 bölümlerinde anlatılan hesaplama yöntemine göre tek ve çok zamanlı fiyatlar ile kayıp/kaçak bedeli yeniden belirlenecek ve bu değişimler abone grupları bazında yansıtılacaktır.
Perakende enerji satış tarifesi hesaplamalarına esas teşkil eden abone gruplarının nispi tüketimleri Ek-4’de gösterilmiştir.
B.1 ÇOK ZAMANLI PERAKENDE ENERJİ SATIŞ TARİFEsi
Çok zamanlı perakende enerji satış tarifesinin belirlenmesinde, satın alınan enerjinin ortalama alım maliyeti dikkate alınmış ve abone grupları yük profilinden yararlanılmıştır. Mesken, sanayi, ticarethane, tarımsal sulama ve aydınlatma abone grupları için yük profillerine göre belirlenen bölgesel 3 zamanlı tüketim oranları ile her abone grubu için satılacağı öngörülen enerji miktarı dikkate alınarak gece, gündüz ve puant dönemlerine ait tüketim oranları belirlenmiştir. Belirlenen tüketim oranları dikkate alınarak, ortalama enerji alım maliyeti gece, gündüz ve puant dönemi olarak ayrıştırılmış ve bu fiyatlar, perakende enerji satış marjı oranında arttırılarak abone grubu ayrımı olmaksızın gece ve gündüz ve puant fiyatları olarak belirlenmiştir.
Gece ve gündüz fiyatları aşağıdaki formülle belirlenmiştir:
PCF: b bölgesi p periyodu y yılı çok zamanlı perakende enerji satış fiyatı
TCF:b bölgesi y yılı için belirlenen tek zamanlı enerji alım maliyeti
Z: b bölgesi p periyodu y yılı için çok zamanlı fiyat belirleme katsayısı
PSM:b bölgesi y yılı için belirlenen perakende enerji satış marjı (%)
b:Bölge numarası
y:yıl
p:periyot
Puant fiyatı ise aşağıdaki formülle belirlenmiştir:
PCF: b bölgesi y yılı puant peryodu perakende enerji satış fiyatı
TCF:b bölgesi y yılı için belirlenen tek zamanlı enerji alım maliyeti
TO: b bölgesi y yılı p peryodu için tüketim oranı (%)
PSM:b bölgesi y yılı için belirlenen perakende enerji satış marjı (%)
b:Bölge numarası
y:yıl
B.2 TEK ZAMANLI PERAKENDE ENERJİ SATIŞ TARİFEsi
Tek zamanlı perakende enerji satış tarifesi, mesken, sanayi, ticarethane, tarımsal sulama ve aydınlatma abone gruplarının yük profillerine göre belirlenen gece, gündüz ve puant dönemi nispi tüketim oranları ile yukarıda anlatılan yönteme göre belirlenen çok zamanlı fiyatların paçallanması suretiyle her abone grubu için ayrı ayrı belirlenmekte ve ortaya çıkan fiyat perakende enerji satış marjı oranında arttırılmaktadır.
Tek zamanlı perakende enerji satış tarifesi aşağıdaki formüle göre belirlenmektedir.
PTF: y yılı b bölgesi a abone grubu için belirlenen tek zamanlı perakende enerji satış fiyatı
PCF: b bölgesi p periyodu y yılı çok zamanlı perakende enerji satış fiyatı
TO: p periyodu y yılı a abone grubu için belirlenen tüketim oranı (%)
PSM:b bölgesi y yılı için belirlenen perakende enerji satış marjı (%)
a: Abone grubu
b:Bölge numarası
p: Periyot
y:Yıl
B.3 KAYIP/kaçak bileşeninin hesaplanması
İletim sistemi kullanıcısı aboneler hariç olmak üzere, dağıtım seviyesinden enerji satılan tüm aboneler için, ortalama enerji alım birim fiyatı üzerinden kayıp/kaçak bedeli hesaplanmakta ve hesaplanan kayıp/kaçak birim fiyatları tek ve çok zamanlı tarifelere aynen yansıtılmaktadır.
Kayıp/kaçak bedeli hesaplanmasında TEDAŞ’ın mevcut ortalama enerji alım maliyeti dikkate alınmıştır.
KKB:b bölgesi y yılı için belirlenen kayıp-kaçak birim fiyatı
TCF:b bölgesi y yılı için belirlenen tek zamanlı enerji alım birim fiyatı
KKH: y yılı b bölgesi için belirlenen kayıp-kaçak enerji miktarı (y yılı b bölgesi için toplam alınan ile satılan enerjiler arasındaki fark) (kWh)
DSA: y yılı b bölgesi için belirlenen iletim kullanıcıları hariç satılan enerji (kWh)
PSM:b bölgesi y yılı için belirlenen perakende enerji satış marjı (%)
b:Bölge
p: Periyot
y:Yıl
B.4 PERAKENDE ENERJİ SATIŞ MARJININ Belirlenmesi
Perakende enerji satışa ilişkin işletme maliyetleri, dengeleme piyasasından gerçekleştirilecek alım/satımların ilave maliyetlerine göre perakende enerji satış marjının hesaplanması aşağıdaki formülde belirtildiği gibidir.
PSM: b bölgesi y yılı için belirlenen perakende enerji satış marjı (%)
İM: İşletme Marj Oranı (%)
RM: Risk Marj Oranı (%)
Bölgesel işletme maliyeti bileşeninin hesaplanmasında, TEDAŞ’ın yirmi dağıtım bölgesi arasında tahsilatını kendisi yapan tek bölge olan ve bu yüzden de perakende enerji satışı ile ilgili gerçek maliyeti gösteren, İstanbul Anadolu Yakası Elektrik Dağıtım A.Ş.’nin maliyetleri esas alınmıştır.
Dengeleme Piyasası ek maliyeti bileşeni ise, alım sözleşmelerine bağlanmış tahmini enerji alım tutarları ile tüketim gerçekleşmeleri arasındaki sapmanın %1, dengeleme piyasasındaki fiyat farkının da ikili anlaşmalara nazaran %10 oranında fark edeceği varsayımıyla hesaplanmıştır.
Perakende enerji satış marjı hesaplamalarının detayları Ek-5’te verilmiştir.
C. Dağıtım Sistem Kullanım Tarifesi
C.1. DAĞITIM SİSTEM KULLANIM TARİFESİNİN YAPISI
Dağıtım sistem kullanım tarifesi, aşağıdaki bileşenlerden oluşur.
Dağıtım bedeli (TL/kWh),
Güç bedeli (TL/Ay/kW),
Güç aşım bedeli (TL/Ay/kW) ve
Reaktif enerji bedeli (TL/kVARh)
Dağıtım bedeli, TEDAŞ’ın dağıtım şebekesinin işletme-bakım, yatırım ve yeni abonelerin dağıtım sistemine bağlantı (müşteri bağlantı ücreti altında toplanan giderler hariç) taleplerini karşılamak vs. ile ilgili dağıtım faaliyetlerinin maliyetlerinin karşılanmasının esas alan bedeldir.
TEDAŞ’ın yirmi bölgesi için dağıtım bedelleri, her bölge için hesaplanan gelir tavanının abone grupları bazında paylaştırılması ve birim enerji başına bir fiyat hesaplanması yoluyla belirlenmiştir.
Dağıtım bedeli, sadece sanayi aboneleri için çift terimli ve tek terimli olmak üzere iki şekilde belirlenmektedir.
Çift terimli sanayi dağıtım bedeli, sadece orta gerilim seviyesinden bağlı sanayi aboneleri için belirlenmekte olup, tek terimli sanayi dağıtım bedeli ise orta gerilim ve alçak gerilim için ayrı ayrı belirlenmektedir.
Sanayi abonelerinin dışındaki tüm aboneler, gerilim seviyesine bakılmaksızın tek terimli tarife sınıfında değerlendirilmektedir.
Güç bedeli, sadece çift terimli tarifeye tabi sanayi abonelerinden sözleşmelerinde belirtilen güç üzerinden alınan bedeldir.
Güç aşım bedeli, çift terimli tarifeye tabi sanayi abonelerinin sözleşme gücünü aşmaları halinde aşılan güç üzerinden alınan caydırıcı nitelikteki tarifedir.
Reaktif enerji bedeli, reaktif enerji uygulamasına tabi dağıtım sistemi kullanıcılarına ilgili mevzuatta belirtilen sınırların aşılması halinde uygulanan caydırıcı nitelikteki tarifedir.
C.2. DAĞITIM BEDELİNİN HESAPLANMASI
TEDAŞ’ın yirmi bölgesi için dağıtım bedelleri, her bölge için hesaplanan gelir tavanının o bölgedeki abone grupları bazında paylaştırılması ve birim enerji başına bir fiyat hesaplanması yoluyla belirlenmiştir.
Dağıtım bedelinin hesaplanmasında, iletim şalt sahalarının dağıtım şirketinin kullanımındaki OG baralarına mülkiyeti ve işletmesi kendisine ait hatlarla bağlı tek bir tüzel kişi durumundaki dağıtım sistemi kullanıcıları dahil edilmemiştir.
C.2.a. Dağıtım Bedeli için Gelir Tavanının Hesaplanması
Gelir tavanı, dağıtım şirketinin işletme ve yatırım maliyetlerini karşılamak için gerekli getiriyi sağlamak amacıyla, şirketin tarifeler vasıtasıyla tahsil etmesine hak tanınan azami tutardır.
b:Bölge numarası
y:Yıl
Bu şekilde hesaplanarak bulunan gelir gereksinimi aşağıdaki bileşenlerden oluşmaktadır:
İşletme giderleri bileşeni: Bu bileşene şirketin mevzuat dahilindeki işletme giderleri dahil edilmiştir.
Yatırım bileşeni: İtfa edilmemiş yatırımların o yıla ait itfa tutarı ve itfa edilmemiş yatırımlar için adil bir getiriyi (alternatif maliyet) içermektedir.
Yatırım bileşeni iki alt başlıkta hesaplanmaktadır:
İtfa: İtfa edilmemiş yatırımların belirlenen itfa süresi baz alınarak hesaplanan değerdir. İlk uygulama dönemindeki yatırımlar için itfa süresi 5 yıl olarak alınmıştır.
Alternatif maliyet: Bir yatırımcının elindeki sermayeyi çok farklı yatırımlara yönlendirebileceği gerçeğinden yola çıkarak, dağıtım şirketine, yaptığı yatırımların itfa edilmemiş kısmı için kullandığı sermaye üzerinden adil bir getiri verilmektedir. Bu getiri parametresi (WACC) benzeri riskteki diğer yatırım araçları/imkânlarından yatırımcının kazanacağı getiriye eşdeğer alınmıştır.
İşletme Hakkı Devir Bedeli Bileşeni: Özelleştirme İdaresi Başkanlığınca 20 dağıtım şirketi için belirlenen bedellerdir.
Bu bileşenler kullanılarak, dağıtım şirketleri için uygulama döneminin her yılı için gelir gereksinimi hesaplamaları yapılmıştır. Daha sonra bu bileşenlerden işletme giderlerine verimlilik uygulanmasıyla dağıtım şirketinin tarife yıllarına ait gelir tavanı hesaplanmıştır.
C.2.a.1. İşletme Giderleri Bileşeninin Hesaplanması
TEDAŞ’ın yirmi bölgesinin işletme giderlerinin hesaplanması için yürütülen çalışma temelde üç ana adımda gerçekleştirilmiştir:
Bölgelerin konsolide işletme giderlerinin üç ana faaliyet kolu arasında (perakende enerji satış, dağıtım ve perakende satış hizmeti) arasında ayrıştırılması,
İleriye yönelik şebeke büyüklüğünün tahmin edilmesi,
Tahmini şebeke büyüme hızı ile bölgelerin dağıtım faaliyeti ile ilgili işletme maliyetlerini ilişkilendirerek, gelecek tarife yıllarındaki işletme maliyetlerinin tahmin edilmesi.
Bu yöntem ile her bölgenin gelecek işletme giderleri tahmin edilerek gelir gereksinimi hesaplamalarına dahil edilmiştir.
C.2.a.2 Yatırım Bileşeninin Hesaplanması
Mevcut elektrik dağıtım piyasasını oluşturan TEDAŞ’ın yirmi bölgesinde birinci uygulama döneminde gerçekleştirilecek yatırımların belirlenmesi metodolojisi üç temel bileşenden oluşmaktadır:
Genişleme yatırım giderleri: Mevcut şebekenin kapasitesinin artırılmasıyla oluşan maliyetler
Yenileme yatırım giderleri: Mevcut şebekede ekonomik ömrünü tamamlamış varlıkların yenilenmesiyle oluşan maliyetler
Devam etmekte olan projelerin giderleri: Halen yapımı devam etmekte olan projelerin tamamlanması için gerekli yatırım harcamaları
Bu metodoloji izlenerek, her bölgenin gelecek ilk uygulama döneminin her tarife yılı için senelik yatırım gereksinimleri tahmin edilmiştir.
C.2.a.3. Alternatif Sermaye Maliyet Oranının Belirlenmesi
Bu parametrenin belirlemesi için, uluslararası örneklerde de olduğu gibi, ağırlıklı sermaye maliyeti yöntemi(WACC) kullanılmıştır.
Şekil 1 – Alternatif sermaye maliyetinin belirlenmesi
Hesaplamada kullanılan önemli parametrelerin hesaplanması ve elde edilen sonuçlar Ek-6’de özetlenmiştir.
C.2.a.4. Verimlilik Oranlarının Uygulanması
TEDAŞ’ın yirmi dağıtım bölgesine özgü yurtiçi ve yurtdışı kıyaslama yöntemleri kullanılarak gelecek uygulama döneminin her tarife yılı için senelik verimlilik oranları (maliyet düşürme potansiyeli göstergeleri) hesaplanmıştır.
Verimlilik oranları işletme giderlerine her yıl bazında uygulanarak verimlilik uygulanmış işletme giderleri hesaplamalara dahil edilmiştir. İşletme giderlerine verimlilik oranlarının uygulanması aşağıdaki formüle göre yapılmaktadır.
b:Bölge numarası
y:Yıl
C.2.b. Gelir Tavanının OG ve AG Gelir Tavanlarına Dönüştürülmesi:
OG gelir tavanının hesaplanmasında 2 aşamalı bir hesaplama yapılmaktadır.
Toplam gelir tavanının OG ve AG şebekelerinin maliyetleri baz alınarak, şebekeler arasında ikiye bölünmesi: Hesaplanan dağıtım gelir tavanı, OG ve AG aboneleri arasında, OG ve AG şebekelere yapılan işletme ve yatırımların maliyetleri baz alınarak ikiye bölünmektedir. Gelir tavanından OG ve AG şebekelerin aldığı pay belirlenirken, her iki şebeke türünde bulunan dağıtım tesislerinin çeşitleri baz alınarak bir bölme yüzdesi hesaplanmaktadır. Hesaplama yöntemi Ek-7’de bir örnekle açıklanmıştır.
Hesaplanan OG şebeke maliyetinin, OG ve AG aboneleri arasında dağıtılan enerjiler bazında paylaştırılarak, OG abonelere yansıtılacak olan şebeke maliyetinin belirlenmesi: OG şebekesine bağlı abonelere sadece OG şebekesinin maliyetleri, AG şebekesine bağlı abonelere ise hem OG hem de AG şebekesinin maliyetleri yansıtılmıştır. Bu nedenle, OG şebekesinin gelir tavanı ayrılmıştır. OG aboneleri için gelir tavanı aşağıdaki formülle hesaplanmaktadır.
b: Bölge
y: Yıl
C.2.c. Gelir Tavanının Sanayi OG ve Diğer aboneler olarak ikiye ayrılması
Önceki bölümde anlatıldığı gibi belirlenen AG ve OG gelir tavanından OG gelir tavanı sadece sanayi OG aboneleri için ayrıştırılarak OG sanayi abonelerinin OG gelir tavanından aldıkları payı hesaplanmış ve buna göre OG sanayi abonelerinin tarifelendirmesi yapılmıştır.
Diğer tüm abone gruplarının tarifelendirilmesi geri kalan gelir tavanı üzerinden yapılmıştır.
Aşağıda spesifik olarak OG sanayi aboneleri ve diğer aboneler için gelir tavanının hesaplanması formülü yer almaktadır.
a:Abone grubu
b: Bölge
y: Yıl
C.2.d. Gelir Tavanlarının Birim Fiyata Dönüştürülmesi:
Hesaplanan gelir tavanlarının birim fiyata dönüştürülmesi aşağıdaki formül ile açıklanmaktadır.
OG Sanayi birim fiyat tek terimli aboneler için hesaplanmaktadır.
KGT: Kalan Gelir Tavanı
a:Abone grubu
b: Bölge
y: Yıl
Dağıtılan enerji miktarı, dağıtım bedeline tabi olan kullanıcılar için dağıtım sistemi üzerinden nakledilen enerji miktarıdır.
C.2.e. Gelir tavanına göre abone gruplarının dağıtım bedelinin belirlenmesinin marjinal maliyet fiyatlandırması ile ilişkilendirilmesi
Şekil 2 – Saatlik Ortalama Uzun-Vadeli Marjinal Maliyetin Hesaplanması-Örnek
Artışlı marjinal maliyet dağıtım metodolojisi, dağıtım sisteminde gerçekleşmiş her saatlik talep seviyesine göre saatlik uzun-vadeli marjinal maliyeti belirleyen bir yöntemdir. Yöntemin çalışma prensibi Şekil – 2’de özetlenmiştir. Bu yöntemde her saatin talebi puant talep ile kıyaslanarak ve her MW’lik ek kapasitenin marjinal bedeli hesaplanarak, o talep seviyesine karşılık gelen toplam nominal marjinal maliyet hesaplanmıştır. Belirlenen bu toplam nominal marjinal maliyetin o saat içerisinde tüketilen enerjiye bölünmesi yoluyla, saatlik farklı talep seviyelerine karşılık gelen uzun-vadeli marjinal maliyet fiyatı hesaplanmıştır.
Hesaplanan saatlik uzun-vadeli marjinal maliyet fiyatlarından her abone grubunun uzun-vadeli marjinal maliyet fiyatının belirlenmesi için her abone grubunun perakende enerji satış tarifelerinin belirlenmesinde de kullanılan saatlik tüketim karakteristiği eğrilerinden faydalanılmıştır. Öyle ki her saat için hesaplanan marjinal maliyetler, tüketici gruplarının o saatte sistemi kullanıp kullanmadığı bazında tüketici gruplarının fiyatlandırılmasında kullanılmıştır. Dağıtım tarifesine esas abone grupları, perakende enerji satış tarifesine esas abone gruplarına ek olarak sanayi abone grubunda orta gerilime bağlı ve alçak gerilime bağlı iki alt abone grubunu içerdiğinden, bu alt grupların tüketim karakteristiklerinin tespit için ek ölçümler yapılmış ve bu ölçümler hesaplamalara esas alınmıştır.
Saatlik Marjinal Maliyetlerin Hesaplanması:
Bir saatin maliyetinin hesaplanmasında o saatin puant tüketiminin ne kadarlık bir kısmını oluşturduğuna bakılmaktadır. Her bir saatin tüketimi TEİAŞ’tan alınmıştır.Dolayısıyla her saat için o saatin puanta olan oranı bilinmektedir. Aşağıda bulunan tablo örnek bir saat-talep ilişkisini göstermektedir. Bu tabloya göre birinci saatte tüketim maksimum seviyesindedir. 2. saatte tüketim maksimum seviyenin 99,5%’i seviyesindedir.
Bulunan saat- tüketim ilişkisini kullanarak iki saat arasında ne kadarlık tüketim farkı olduğu hesaplanabilir. Bu hesaplamayı yapmamızın nedeni her saatin tüketime ne kadarlık bir katkısı olduğunu hesaplamaktır. Bu şekilde her saatin ek maliyeti bulunabilir.Aşağıdaki tabloda her saatin ne kadar artı tüketime neden olduğu görülebilir. Bu tabloya göre 1. saatte 2.saate göre artı 0,5%lik bir tüketim artışı görülmektedir.
Marjinal maliyet yönteminin amacı her bir saatin kendisinden bir önceki saate ne kadarlık bir ek maliyet getirerek bir birim tüketim artışını oluşturduğunu hesaplamak olduğuna göre yapmamız gereken her bir saatin maliyetini hesaplamak olmalıdır. Örnek olarak 100%lük tüketimin olduğu saatte aslında o saatin maliyeti kendisinden önceki saatlerin maliyetlerinin toplamı artı o saatin maliyetinin toplamına eşittir çünkü sisteme yapılan yatırımlar bazında düşünülürse 99,5%lik talebe yapılan yatırımlar olmadan 100%lük tüketime ulaşılması imkansızdır. Dolayısıyla 99,5%lik tüketime ulaşmak için yapılan yatırım da 100%lük tüketime ulaşmak için yapılmalıdır. Bu bazda hesaplamalarımız her bir saat için kendisi ve kendisinden daha az tüketime sahip saatlerle o saatlerin tüketim artışlarını çarparak(integral alma yöntemi) her saatin maliyetini hesaplamaktır.
Her bir saatin toplam maliyeti hesaplandıktan sonra ise her bir saatin birim talep artışında sebep oldukları maliyet o saatin tüketim yüzdesine bölünerek hesaplanır. Birim maliyetler aşağıdaki gibi hesaplanmaktadır.
Bulunan saatlik birim maliyetler her abone grubunun o saatteki tüketimleri kullanılarak hesaplanmaktadır. Bu hesaplama için abone grubunun maksimum tüketime olan oranı ile o saatin maliyeti çarpılır. Bu hesaplamanın sonucu aşağıdaki tabloda belirtilmiştir.
Bu aşamanın sonrasında her bir abone grubunun saatlik tüketimleri o saatin birim maliyeti ile çarpılarak abone grubunun o saatinin maliyeti hesaplanır. Bu saatlik maliyetlerin her abone grubu için toplanmasıyla da abone gruplarının 8760 saatlik toplam maliyetlerini yansıtan değerler hesaplanır. Bu hesaplanan değerler şekildeki gibidir.
Bu hesaplamadan sonra çıkan maliyetlerden maksimum maliyete sahip abone grubuna 1 katsayısı girilerek diğerlerinin bu abone grubuna oranla maliyetleri hesaplanır.Bu hesaplamanın sonucunda her bir abone grubunun marjinal maliyet katsayıları bulunmaktadır.
C.3 ÜRETİCİLER İÇİN DAĞITIM BEDELİ
Dağıtım bedeli hesaplama metodolojisi ile tüketiciler için belirlenmiş olan dağıtım bedeli üreticiler için de geçerlidir. Dağıtım sistem kullanım bedeli olarak alınacak bedel, üreticilerin tercih etmeleri halinde, üreticinin içinde bulunduğu TEİAŞ’ın iletim bölgesi tarifesi (kW bazında) TEİAŞ tarafından belirlenen metodoloji çerçevesinde uygulanır.
Üreticilerin kWh veya kW bazında sistem kullanım bedeli uygulaması gibi tercih hakkı olması ve bu çerçevede üreticilerden elde edilecek gelirlerin tahmininin sağlıklı yapılamaması nedeniyle, üreticilerden elde edilecek gelirler dağıtım gelir tavanı hesaplamalarında dikkate alınmamıştır.
C.4. EMREAMADE KAPASİTE BEDELİ
Herhangi bir şekilde dağıtım sistemine doğrudan bağlantısı olmayan ve tüketimini direk hatla bağlı olduğu üreticinin barasından tedarik eden tüketiciler için dağıtım sisteminde rezerv edilen kapasite ve bu tüketicilerden kaynaklanan iletim maliyetlerine karşılık olarak, tüketici adına ilgili üreticilerden bir bedel alınacaktır. Bu bedelin belirlenmesinde aşağıdaki hususlar göz önünde bulundurulmuştur.
Öncelikle, şebekeye yukarıda tanımlandığı şekilde bağlı bulunan tüketiciler, yılın büyük bir kısmında, tüketimlerini üreticinin barasından direkt olarak karşılamaktadırlar. Fakat, üretim tesislerinde meydana gelebilecek herhangi bir aksaklığa karşı, üreticinin bağlı bulunduğu dağıtım şebekesi sürekli olarak gerilim altında ve tüketicinin ihtiyaç duyacağı kapasiteyi de kaldırabilecek şekilde kullanıma hazır olarak tutulacaktır. Bu nedenle, hatlarının periyodik bakım ve işletmesi ve gerekli kapasitenin tüketiciye ayrılması Dağıtım Şirketi tarafından yapılacaktır. Bu nedenle, bu hatların işletme bakım masrafları ilgili üreticilerden talep edilecektir.
İlgili tüketiciler normal şartlar altında, üreticinin barasına direkt olarak bağlı bulunduğu için, TEİAŞ trafo merkezlerinde yüklenmeye neden olmayacak, trafo puantları yükselmeyeceği için ek bir iletim maliyeti doğurmayacaklardır. Ancak, üretim tesislerinin periyodik bakımları esnasında, ilgili tüketiciler Dağıtım Şirketi şebekesinden yük çekmek suretiyle, Trafo merkezlerinin puantını yükseltecek ve TEİAŞ 1 yıllık maksimum puant üzerinden tarife uyguladığı için iletim maliyetine neden olacaktır. Bu nedenle, emreamade kapasite bedelinin hesaplanmasında iletim maliyetleri de dikkate alınmaktadır.
Bu tüketiciler için emreamade kapasite bedeli, Sanayi OG aboneleri için belirlenen dağıtım bedeli, iletim bedeli ve ortalama kapasite kullanım oranı dikkate alınarak belirlenmiştir.
Emreamade Kapasite Bedeli (ykr /kW / ay) = (Sanayi OG dağıtım bedeli + İletim bedeli ) * 730 * 0,60
C.5 GÜÇ BEDELİNİN HESAPLANMASI
Sanayi OG çift terimli abonelerden alınacak güç bedelinin belirlenmesinde, tek terimli OG Sanayi abone grubu için hesaplanan dağıtım bedeli, gelir tavanı içerisindeki oranlarına göre yatırım ve işletme gideri bileşenlerine ayrıştırılarak, operasyonel maliyetler tüketime bağlı olarak kWh cinsinden OG çift terimli sanayi dağıtım bedeli olarak, yatırım maliyetleri ise kW cinsinden güç bedeli olarak dağıtılmıştır.
C.6 GÜÇ AŞIM BEDELİNİN HESAPLANMASI
Bir abone tarafından ay içerisinde gerçekleşen maksimum talebin, ilgili abonenin sözleşmesinde yer alan sözleşme gücünü aşması durumunda çeşitli ülkelerdeki dağıtım şirketleri tarafından bir güç aşım bedeli uygulanmakta olup, bu konuda farklı yaklaşımlar olduğu görülmektedir.
Uluslararası örnekler incelendiğinde, dağıtım şirketleri tarafından uygulanan güç aşım bedellerinin maliyet tabanlı bir yaklaşım ile hesaplanmayıp, tamamen caydırıcı nitelikte olduğu ve dağıtım şirketleri bazında büyük farklılıklar gösterdiği ortaya çıkmaktadır.
Bu bağlamda, TEDAŞ için de uluslararası örnekler ile paralel bir yaklaşım göstererek, çift terimli sanayi abonelerinin ay içerisinde gerçekleşen taleplerinin sözleşme güçlerini aşması durumunda aradaki fark güç için alınacak güç aşım bedeli, güç bedelinin iki katı olarak belirlenmiştir.
C.7.REAKTİF ENERJİ BEDELİNİN HESAPLANMASI
Reaktif enerji tarifesini uygulamaktaki ana hedef, net olarak hesaplanmış bir maliyeti karşılamak değil, dağıtım sistemindeki reaktif enerji miktarını kontrol altında tutmaktır. Bu da abonelerin gerekli kompanzasyon yatırımlarını yapmaları ile mümkündür. Dolayısı ile reaktif enerji tarife uygulaması, aboneleri gerekli kompanzasyon yatırımlarını yapmaya yöneltmek için uygulanmaktadır.
Reaktif enerji bedeli, ortalama dağıtım birim bedelinin 4 katı olarak hesaplanmakta olup, abone grupları için farklılık göstermemektedir.
D. Perakende Satış Hizmeti Tarifesi
Perakende Satış Hizmeti tarifesinin belirlenmesinde, mevcut aktif enerji kullanımı yerine abone başına fiyatlandırmanın, perakende satış hizmeti ile ilgili endeks okuma, faturalandırma vb. abone hizmetleri gibi faaliyetlerin maliyetinin ilgili mevzuatta da belirtildiği üzere abone başına sabit bir ücret olarak yansıtılması kabul edilmiştir.
Perakende Satış Hizmeti tarifesine baz teşkil edecek olan abone grupları, ölçek ekonomisi farkından dolayı bir AG abonesinin maliyeti ile bir OG abonesinin maliyetinin birbirinden farklı olacağı varsayımından hareketle, orta gerilim ve alçak gerilim aboneleri olarak belirlenmesi öngörülmüştür. PSH’ın en önemli faaliyeti endeks okumadır. Endeks okuma işleminden doğan maliyet, tüketimin büyüklüğüne göre değişmemekte, abone sayacına ulaşım zorluğu ve birim zamanda okunan abone sayısına göre değişmektedir.
Yapılan çalışmalarda gerek mesafeden kaynaklanan maliyetlerin, gerek zamandan kaynaklanan maliyetler uluslar arası örnek şirketlerin uygulamaları ve sahada bu konuda tespitler sonucunda bir OG abonesinin sayacını okumanın AG abonesinin sayacını okumanın yaklaşık 10 katı olması gerektiği belirlenmiştir.
Perakende Satış Hizmeti (PSH) tarifesinin aşağıda belirtildiği gibi hesaplanmaktadır. ,
Yapılan çalışmalarda Perakende Satış Hizmeti faaliyeti için bir yatırım gideri öngörülmemektedir. Bu nedenle belirlenen perakende satış hizmeti faaliyetine ilişkin işletme giderleri verimlilik uygulanmaksızın direkt olarak PSH gelir tavanı olarak belirlenmektedir.
Gelir tavanı AG ve OG abone grubu bazında tarifeye dönüştürülmektedir. Gelir tavanının tarifeye çevrilmesinde abone sayısı tahminleri kullanılmaktadır. Her bir orta gerilim abonesi 10 adet alçak gerilim abonesine eşdeğer tutulmakta ve bu durum göz önüne alınarak birim fiyatlar hesaplanmaktadır. Fiyatlar hesaplanırken toplam gelir tavanı aylık bedel bulunması amacıyla önce 12 aya bölünmekte, aylık toplam gelir tavanı daha sonra toplam abone sayısına bölünerek birim fiyata dönüştürülmektedir.
PBF (ort): b bölgesi y yılı için Perakende Satış Hizmeti birim fiyatı
b:Bölge numarası
y:Yıl
OGPBF: Orta gerilim abonesi perakende satış hizmeti birim fiyatı
b:Bölge numarası
y:Yıl
AGPBF: Alçak gerilim abonesi perakende satış hizmeti birim fiyatı
b:Bölge numarası
y:Yıl
E. İletim Bedeli
İletim bedelleri, TEİAŞ (Türkiye Elektrik İletim A.Ş) tarafından iletim bölgelerinin maksimum talepleri (kW) bazında önceki yıllarda gerçekleşen iletim sistem kullanım maliyetleri dikkate alınarak bölge bazında TEİAŞ’a ödenmesi gereken tahmini iletim bedeli tutarları “iletim giderlerinin karşılanmasına esas gelir tavanı” belirlenerek abone grubu ayrımı olmaksızın iletime bedeline tabii enerji tabanına göre kWh bazında aşağıdaki formüle göre belirlenmiştir.
b: Bölge
y:Yıl
BÖLÜM
GEÇİŞ DÖNEMİ
TARİFE UYGULAMALARI
1. Geçiş Dönemi Tarifelerinin Uygulanmasının Gerekliliği:
24/05/2006 tarih, 26177 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan 10/5/2006 tarihli, 5496 sayılı Elektrik Piyasası Kanununda Değişiklik Yapılmasına Dair Kanunun 6.maddesi ile 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanununa eklenen geçici 9. maddesi çerçevesinde geçiş dönemi tarifeleri belirlenmiştir.
2. Toplam Tüketici Fiyatlarının Belirlenmesi Değişiklikleri
A. Sosyal uyum bileşeninin belirlenmesi: I. bölümde anlatılan tarife bileşenlerinden oluşan nihai tarifelerinin abonelere yansıtılmasında geçiş dönemini kapsayan yıllar itibariyle diğer ülkelerde uygulanan tarife sistemlerinde de bir bileşen olarak bulunan sosyal uyum bileşeni kullanılmaktadır.
Her abone grubuna ait sosyal uyum bileşeninin belirlenebilmesi için, öncelikle aşağıda belirtilen formülasyon ile abone gruplarına uygulanacak çapraz sübvansiyon birim fiyatı belirlenmektedir.
Sosyal uyum bileşeni aşağıdaki formüle göre hesaplanmaktadır
a: Tarifesi maliyet tabanlı tarife dışında bir birim fiyat olan abone grubu
a’: a abone grubunun tarifesindeki değişiklikten doğacak maliyeti üstlenen abone grubu
tb: a abone grubu için y yılında uygulanacak birim fiyat
tm: a abone grubu için y yılı için belirlenen maliyet tabanlı birim fiyat
T: a ve a’ abone grubu y yılı için tahakkuk edecek enerji tahmini
y: Yıl
Sosyal uyum bileşeni, a abone grubu y yılı için (tb-tm) olup, a’ abone grubu içinse yukarıdaki formüle göre hesaplanmaktadır.
Sosyal uyum bileşeni, her abone grubuna yansıtılması gereken maliyet tabanlı ilgili birim fiyatlardan oluşan nihai birim fiyat ile o abone grubu için mevcut birim fiyat (ilk uygulama dönemi tarife uygulamalarının yürürlüğe giriş tarihinden önce serbest ve serbest olmayan abonelere uygulanmakta nihai tarifeler) arasındaki farktır. Sosyal uyum bileşeni abone grupları arasında farklılık göstermekte olup bazı abone gruplarına pozitif bazılarında ise negatif değer alabilmektedir. Sosyal uyum bileşeni her abone grubu için ve her yıl için farklı değerler almaktadır.
B. Perakende Satış Hizmeti tarifesinin hesaplanması değişikliği
Geçiş dönemi süresince perakende hizmetler bedeli iletime doğrudan bağlı aboneler haricindeki tüm abone grupları için aşağıdaki şekilde uygulanacaktır
I. bölümde olduğu gibi verimlilik uygulanmamış PSH işletme giderleri direkt olarak PSH Gelir Tavanı olarak belirlenmektedir.
I. bölümde abone başına sabit bir ücret olarak belirlenen PSH tarifesi, geçiş döneminde tüketici tarifelerinin dengelenmesi bakımından kWh bazında belirlenmiştir.
Bu nedenle, PSH tarifesinin hesaplanması aşağıdaki şekilde gerçekleştirilmiştir.
PBF: Perakende Hizmet birim fiyatı / kwh
b:Bölge numarası
y: Yıl
C. Geçiş dönemi tarifelerinin belirlenmesinde izlenen yöntem:
4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu ve ikincil mevzuatı kapsamında 20 Dağıtım bölgesinin faaliyetleri bazında maliyetlere dayalı olarak belirlenen tarifelerin 20 bölge ortalaması olan maliyete dayalı TEDAŞ geneli tarifesine, 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun geçici 9. maddesi çerçevesinde çapraz sübvansiyon uygulaması yapılmıştır. Bu nedenle, maliyete dayalı 20 bölge ortalaması olan TEDAŞ geneli ortalama tarifeleri farklılaşmış, ayrıca maliyete dayalı tarife hesaplamalarına esas 5 ana abone grubuna ek olarak alt abone grupları oluşturulmuş ve TEDAŞ genelinde uygulanacak olan çapraz sübvansiyonlu nihai tarifeler bu abone grupları bazında oluşturulmuştur.
Dağıtım sistemine bağlı olup ilk uygulama dönemi öncesi enerjisini dağıtım şirketinden alan tüketicilere ulusal bazda uygulanmakta olan mevcut nihai tarifeler bu seviyeden bağlı abonelerin uyum bileşenlerinin belirlenmesinde baz fiyat olarak alınmıştır.
Diğer taraftan, 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanununun geçici 9. maddesinde belirtildiği üzere ulusal tarife uygulaması gerekliliği nedeniyle, ilk uygulama dönemi öncesi ilgili Kurul Kararları çerçevesinde daha önceki 8 lisans bölgesinde, bağlantı noktalarına göre ( iletim şalt sahalarının dağıtım şirketi kullanımındaki OG baralarına özel hatla veya dağıtım şirketi hattı bağlı kullanıcılar ile diğer tüm dağıtım sistemine bağlı kullanıcılar) farklılık gösteren dağıtım+iletim bedellerinden oluşan sistem kullanım tarifeleri ile bağlantı noktalarına göre farklılık gösteren nihai tüketici fiyatları 8 lisans bölgesinin tüketim ağırlıklarına göre tek bir fiyata getirilmiştir. Bu tarifeler ilgili bağlantı noktalarına göre 20 bölge ortalaması olan maliyete dayalı TEDAŞ geneli tarifesi baz alınarak uyum bileşeni belirlenmiştir.
İletim sistemi kullanıcısı tüketiciler için, ilk uygulama dönemi öncesinde uygulanmakta olan abone grupları itibariyle kWh ve kW bazındaki tarifeler, tüketim ağırlıkları dikkate alınarak kWh bazında tek bir fiyata getirilmiş ve 20 bölge ortalaması olan maliyete dayalı TEDAŞ geneli perakende enerji satış tarifesi baz alınarak uyum bileşeni belirlenmiştir.
Dağıtım sistemine farklı seviyelerden bağlı üreticiler için dağıtım bedeli, ilk uygulama dönemi öncesi ilgili Kurul Kararları çerçevesinde daha önceki 8 lisans bölgesinde, bağlantı noktalarına göre farklılık gösteren kullanıcılara uygulanmakta olan dağıtım sistem kullanım bedelleri tüketim ağırlıkları bazında tek bir fiyata getirilmiş ve bu fiyat ilk uygulama dönemi başlangıç yılı itibariyle üreticiler için kWh bazındaki dağıtım bedeli olarak belirlenmiştir. Ancak, üreticilerin tercih etmeleri halinde, Enerji Piyasası Düzenleme Kurulunca onaylı yürürlükteki iletim sistemi sistem kullanım tarifeleri metodolojisi ve iletim bölgeleri bazındaki üretici fiyatları aylık olarak uygulanacaktır.
Enerji alım maliyetlerindeki değişiklikler ile gelir tavanına ilişkin düzeltme bileşenleri hariç olmak üzere ilk uygulama dönemi boyunca tarife uygulamaları ana hatları ile aşağıdaki gibi olacaktır.
1) I. Bölümde anlatıldığı üzere 5 ana abone grubuna atanmış olan ilk uygulama dönemi öncesinde farklı tarifeler uygulanan bazı abone grupları 5 ana abone grubundan ilgili ana abone grubunun alt abone grubu olarak belirlenmiştir. Örneğin: Şehit aileleri ve muharip/malul gaziler mesken alt abone grubudur.
2) Sanayi AG, tarımsal sulama ve şehit aileleri ve muharip/malul gazi abonelerinin nihai tüketici tarifeleri ilk uygulama dönemi boyunca sabit kalacaktır.
3) 2. maddede sayılanlar dışındaki abone gruplarının fiyat seyri, ilk uygulama dönemi başlangıç yılı itibariyle maliyete dayalı hesaplama yöntemi ile o abone grubu için belirlenen tarife bileşenlerinden oluşan nihai tüketici fiyatlarının, o abone grubu için uygulanmakta olan mevcut nihai tarifelerden daha yüksek veya daha düşük olmasına göre değişmektedir.
Nihai tüketici fiyatı yükselmesi gereken diğer 1, diğer 2, mesken ve kalkınmada öncelikli iller mesken abone gruplarında; ilk iki sene boyunca fiyatlar değiştirilmemekte, sonraki yıllarda lineer tarife artışı yapılarak 2010 yılı hedeflenen tarifelere ulaşılmaktadır.
Nihai tüketici fiyatı düşmesi gereken abonelerin; ilk tarife yılı fiyatı değiştirilmemekte, 2007 yılı itibariyle sonraki yıllarda lineer tarife azalışı yapılarak 2010 yılı hedeflenen (maliyet tabanlı olarak belirlenen) tarifeye ulaşılmaktadır.
4) Mesken abone grubu hariç kalkınmada öncelikli illere uygulanan farklı tarifeler kaldırılmış olup, meskendeki kalkınmada öncelikli illere uygulanan tarifeler 2010 yılında mesken fiyatına eşitlenmektedir.
5) İlk uygulama dönemi öncesinde farklı bir abone grubu olarak yer alan endüksiyon ve ark ocakları abone grubu sanayi abone grubu kapsamında değerlendirilmiş ve bu abonelerin Cumartesi – Pazar günleri için gece tarifesi uygulaması kaldırılmıştır.
6) Başka bir tedarikçiden enerji temin eden dağıtım sistemi kullanıcılarına uygulanacak tarifeler, ilk uygulama dönemi ilk tarife yılı için baz alınan fiyatlardan başlayarak 2010 yılı maliyet tabanlı fiyatlara ulaşılacaktır.
7) İletim sistemi kullanıcı abonelere uygulanacak tarifeler dahil olmak üzere, dağıtım sistem kullanım tarifesi bileşenlerinden dağıtım bedeli ve güç bedeli, perakende satış hizmeti tarifesi, iletim bedeli ile kayıp/kaçak bedelleri abone grupları arasında çapraz sübvansiyon uygulamaları yapılarak belirlenmiştir.
3. Çapraz sübvansiyonlu tarife bileşenlerinin belirlenmesi
Maliyet tabanlı 20 bölge ortalaması olarak bir başka tedarikçiden enerji temin eden kullanıcılar için bulunan dağıtım bedeli, perakende satış hizmet bedeli ve iletim bedelinin, bu bileşenlerin toplamı içerisindeki payları belirlenmiştir. Uygulanacak dağıtım bedeli, perakende satış hizmet bedeli ve iletim bedeli ile bu tarife bileşenlerinin maliyete dayalı tarifeleri arasındaki fark alınarak her tarife bileşenine ait uyum bileşenleri tespit edilmiştir. Bu uyum bileşenleri enerjisini dağıtım şirketinden temin eden kullanıcılara uygulanacak dağıtım, perakende satış hizmeti, iletim tarifelerine düşen birim uyum bileşenleri olarak aynen uygulanmış, bu kullanıcıların perakende satış tarifesi ve kayıp/kaçak bedeline ilişkin uyum bileşenleri maliyet tabanlı tarifeler ile uygulanacak tarifeler arasındaki fark da dikkate alınarak belirlenmiştir.
Belirlenmiş olan bu çapraz sübvansiyon birim bedelleri maliyete dayalı ilgili tarife birim fiyatı ile ilişkilendirilerek her abone grubu için uygulanacak olan her bir tarife bileşenine ait fiyata ulaşılmaktadır.
Her tarife bileşenini yıllar itibariyle gösteren çizelgede perakende satış tarifesi; tarife bileşenlerinden kayıp/kaçak bedeli ile tek ve çok zamanlı maliyete dayalı fiyatların toplamından oluşmaktadır.
Bu şekilde çapraz sübvansiyonlu olarak belirlenen perakende satış tarifesi, kayıp/kaçak bedeli, dağıtım bedeli, perakende satış hizmeti bedeli ve iletim bedellerinin toplamı her abone grubu için uygulanacak TEDAŞ geneli çapraz sübvansiyonlu tarifeyi oluşturmaktadır.
Bu yapılan çalışmalar sonucunda, maliyet tabanlı 20 bölge ortalaması olarak belirlenen perakende satış tarifesi, kayıp/kaçak bedeli, dağıtım bedeli, perakende satış hizmeti ve iletim bedellerinden toplanacak 20 bölge toplam gelirleri ile iletim sistemi kullanıcısı tüketiciler için belirlenen uyum bileşeni dahil çapraz sübvansiyon uygulanarak belirlenen perakende satış tarifesi, kayıp/kaçak bedeli, dağıtım bedeli, perakende satış hizmeti bedeli ve iletim bedellerinden toplanacak 20 bölge toplam gelirleri eşit olmaktadır. Ulusal tarife uygulamasının gerekleri dikkate alınarak faaliyetler arasında sübvansiyon uygulaması yapılmaktadır.
4. Yatırım Detayları
İlk uygulama döneminin yıllar itibariyle belirlenen yatırım miktarının detayları, 2006 yılı için belirlenmiş bulunan yatırım planı şeklindeki yatırım planları, her tarife yılı başında Enerji Piyasası Düzenleme Kurumuna verilecektir.
5. PMUM Uygulamaları
İkili anlaşmalarla Teşekkülümüz dışında bir başka tedarikçiden enerji temin eden dağıtım sistemi kullanıcılarına bugüne kadar olduğu gibi Elektrik Piyasasında Mali Uzlaştırma Yapılmasına İlişkin Usul ve Esaslar Hakkında Tebliğ’in 11. maddesi çerçevesinde uygulanmakta olan teknik kayıp uygulamaları uygulamalarının aynen devam ettirilmesi gerekmektedir
6. Hesapların ayrıştırılması
Hesapların ayrıştırılması; Gelir-Gider, Sarfiyat, Bilanço ve Nakit Akış Tablolarının Ayrıştırmaları “Hesap Ayrıştırma Metodolojisi”nde anlatılmıştır.
7. Enerji alım maliyetlerinde fiyat değişimlerinin yansıtılması
Dağıtım şirketlerinin enerji alım maliyetlerinde meydana gelen fiyat değişiklikleri “B. Perakende Enerji Satış Tarifesi” B.1, B.2 ve B.3 maddelerindeki hesaplama yöntemine göre tek ve çok zamanlı fiyatlar ile kayıp/kaçak bedeli yeniden belirlenecek ve bu değişimler abone grupları bazında yansıtılacaktır.
Öngörülen piyasa yapısında perakende satış fiyatları, TETAŞ ve portföy şirketleri ile dağıtım şirketleri arasında yapılan geçiş dönemi sözleşmeleri sepetinden oluşan enerji alış fiyatları dikkate alınarak belirlenecektir.
Dolayısıyla, EPDK tarafından “Perakende Satış Hizmet Geliri ile Perakende Satış Fiyatlarının Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ”in “Ortalama Perakende Enerji Satış Fiyatı Tavanının Hesaplanması” başlıklı 4. maddesindeki formülasyonun değiştirilmesi beklenmektedir.
8. Düzeltme Bileşenleri
İlk uygulama döneminin yılları için belirlenen işletme giderlerine verimlilik uygulanmış dağıtım sistem gelir gereksinimlerinin ile ilgili olarak 11.08.2002 tarihli ve 24843 sayılı Resmi Gazetede yayımlanarak yürürlüğe giren EPDK’nın “Dağıtım Sistemi Gelirinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ”i uygulanacaktır.
Ancak bu tebliğde geçen düzeltme bileşenlerinden;
“Kayıp-Kaçak Düzeltme Bileşeni” ilk uygulama döneminde sıfır alınacaktır.
“Kalite Faktörü Değerinin Hesaplanması” formülünün EPDK tarafından yayımlanacak “Elektrik Piyasasında Dağıtım Sisteminde Sunulan Elektrik Enerjisinin Tedarik Sürekliliği, Ticari ve Teknik Kalitesi Hakkında Yönetmelik” çerçevesinde uygulanacaktır.
İlk uygulama döneminin yılları için belirlenen “Perakende Satış Hizmet Gelir Gereksinimleri” ile ilgili olarak, 11.08.2002 tarihli ve 24843 sayılı Resmi Gazetede yayımlanarak yürürlüğe giren EPDK’nın “Perakende Satış Hizmet Geliri ile Perakende Enerji Satış Fiyatlarının Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ” uygulanacaktır, Ancak bu Tebliğde geçen “Maliyet Farkı Düzeltme Faktörünün Hesaplanması” formülündeki verimlilik parametresi (X) ilk uygulama döneminde sıfır alınacaktır.
İlk uygulama dönemi yılları için belirlenen iletim gelir gereksinimlerine ilişkin herhangi bir mevzuat olmadığından ve tüketime dayalı (kWh) olarak toplanması gerektiğinden olası talep sapmaları vs. nedenlerle dağıtım şirketlerinin öngörülen iletim bedeli gelirleri ile toplanan iletim bedeli gelirleri arasındaki sapmaların sonraki yılların iletim gelir gereksinimleri ile ilişkilendirilmesinin EPDK’nın “Dağıtım Sistemi Gelirinin Düzenlenmesi Hakkında Tebliğ”inde geçen “Gelir Farkı Düzeltme Bileşeninin Hesaplanması” formülü doğrultusunda yapılacaktır.
9. Fonlar ve Paylar
Bu metodolojide anlatılan yöntemle belirlenen tarifelere, Kanunlar gereği (28.05.1986 tarih ve 3291 sayılı Kanuna göre Enerji Fonu, 4.12.1984 tarih ve 3093 sayılı Kanun göre TRT Payı, vb.) ilgili merciler adına tahsil edilmesi gereken tutarlar dâhil değildir.
Bu nedenle, EPDK tarafından onaylanan ve nihai tüketiciye yansıtılacak toplam tüketici tarifelerine fon, pay vb. yasal yükümlülükler ilave edilecektir.
Ekler
EK 1 – TARİFE BİLEŞENLERİ ve tarife çizelgeleri
Tarife Bileşenleri-Maliyet Tabanlı
Tarife Çizelgesi-Geçiş Dönemi
EK 2 – FARKLI SEVİYELERDEN BAĞLI TÜKETİCİLERİN Maliyet tabanlı TARİFELENDİRİLMESİ
Mevcut dağıtım şebekesinde farklı bağlantı noktalarından bağlı tüketiciler bulunmaktadır. Bu tüketiciler mevcut sistemde farklı tarifelendirildiği gibi ileride de her tüketici bağlantı noktası ve bağlantı şekli bazında sisteme maliyetine göre ödemesi gereken tarife bileşenlerini ödemelidir. Bu bağlamda Dağıtım Şirketinden veya başka bir tedarikçiden enerji alan farklı bağlantı seviyesinden bağlı tüketiciler ve bu tüketicilerin ödemesi gereken tarife bileşenleri aşağıda özetlenmiştir:
İletim Seviyesinden Müstakil Baraya Bağlı Tüketiciler: İletim seviyesinden müstakil baraya bağlı tüketicilerden, tüketici enerjisini TEDAŞ’tan alıyorsa sadece enerjinin perakende satış bedeli alınır. Tüketici enerjisini özel bir üreticiden alıyorsa tüketiciden herhangi bir ücret alınmaz.
Dağıtım Şirketi Kullanımındaki Baraya Özel Hat İle Doğrudan Bağlı Kullanıcılar: Dağıtım kullanımındaki baraya özel hattı ile doğrudan bağlı kullanıcılardan, enerjisini dağıtım şirketinden alıyorsa perakende enerji bedeli, perakende satış hizmet bedeli ve iletim bedeli tüketici enerjisini özel bir üreticiden alıyorsa perakende hizmetler bedeli ve iletim bedeli alınır. Bu kullanıcılardan ayrıca ilgili mevzuatta belirtilen koşullar çerçevesinde gerekli olması halinde reaktif enerji bedeli alınır.
Dağıtım Şirketi Kullanımındaki Baraya TEDAŞ Hattı İle Doğrudan Bağlı Tüketiciler: Dağıtım kullanımındaki baraya TEDAŞ hattı ile bağlı tüketicilerden, tüketici enerjisini dağıtım şirketinden alıyorsa perakende enerji bedeli, dağıtım sistem kullanım bedeli, iletim bedeli, perakende satış hizmet bedeli, tüketici enerjisini özel bir üreticiden alıyorsa, dağıtım bedeli, perakende hizmetler ve iletim bedeli alınır. Bu kullanıcılardan ayrıca ilgili mevzuatta belirtilen koşullar çerçevesinde gerekli olması halinde reaktif enerji bedeli ve güç bedeli alınır.
Dağıtıma Gömülü Tüketiciler: Dağıtıma gömülü tüketicilerden, tüketici enerjisini TEDAŞ’tan alıyorsa tüm tarife bedelleri, tüketici enerjisini özel bir üreticiden alıyorsa perakende enerji bedeli hariç tüm tarife bedelleri ile ilgili mevzuatta belirtilen koşullar çerçevesinde gerekli olması halinde reaktif enerji bedeli ve güç bedeli alınır.
EK 3 – MEVCUT ABONE GRUPLARININ YENİLERİNE ATANMASI
Tarife yönetmeliği üçüncü bölüm Madde 22’de belirtildiği üzere, abone grubu sayısı 5’e indirilmiştir. Ayrıca, ihtiyaç duyulduğu takdirde ek alt abone gruplarının tanımlanması da mümkündür. Fakat, uluslararası dağıtım şirketlerinin tarifeleri incelendiğinde, abone kategorilerinin 4-5’i geçmediği, bunlarında da TEDAŞ’ın mevcut kategorileri ile büyük benzerlik gösterdiği açıkça görülebilmektedir (mesken, küçük-büyük sanayi, aydınlatma, vb.). Aşağıdaki tabloda yurtdışında bulunan bazı dağıtım şirketlerinin abone grupları belirtilmiştir.
Mevcut abone gruplarının sayısı, sayı olarak 5’e indirilirken aşağıdaki koşullar göz önünde bulundurulmuştur.
Öncelikle, abone grubu sayısının azaltılması, tarifelerin yalınlaştırılması, hesaplanması ve güncellenmesi açısından çok büyük kolaylıklar sağlamaktadır. Fakat, böyle bir yalınlaştırma yapılırken, mevcut her grubun, yük profilini birebir yansıtan yeni bir gruba alınamayacağı açıktır. Belirlenen 5 ana abone grubu ana karakteristikler göstermektedir. Bu nedenle, mevcut gruplar atanırken, yük profilini birebir yansıtmak değil, en benzer yük profiline sahip grubu belirlemek ve o gruba atamak hedeflenmiştir.
Öncelikle, abone grubu belirlemenin, mevcut aboneler üzerindeki en önemli etkisi, ödenen aktif enerji bedelinin etkilenmesi olacaktır.
Seçilen abone grubunun yük profiline göre aşağıdaki gruplandırma yapılmıştır;
Grup 1: Halihazırdaki mesken (şehit aileleri ve muharip malul gaziler), aydınlatma, sanayi, ticarethane (resmi daire, şantiye, yazıhane ve geçici aboneler), tarımsal sulama aynen devam etmektedir.
Grup 2: Bu grupta yük profili üzerinde çeşitli kabuller yapılarak abone grupları belirlenmiştir; Yük profilleri ana çıktısı incelendiği zaman ticarethane ve sanayi grupları ile meskeni ayıran ana etkenin puant ve gece tüketimleri olduğu görülmektedir. Meskende tüketim, sanayi ve ticarethaneye göre puant ve geceye kaymaktaır. Bu noktadan hareketle, dernekler, hayır kurumları, müzeler, resmi kurslar, resmi okullar, resmi sağlık kuruluşları, resmi üniversite, resmi yurtlar, resmi yüksek okullar, vakıflar abone gruplarının ticarethane ana grubuna daha yakın olduğu, genellikle tüketimlerinin mesai saatleri içerisinde olması nedeniyle ticarethane olarak belirlenmiştir.
Grup 3:Uygulama pratiği açısından içme ve kullanma suyu, kültür balıkçılığı çiftliği, kümes hayvanları çiftliği, spor tesisleri, tarımsal amaçlı soğuk hava depoları grupları Ticarethane grubuna dahil edilmiştir.
Grup 4: Bu grupta yer alan endüksiyon ve ark ocağı abonelerinin, sanayi OG tüketim karakteristiğine uygun olması ayrıca ilgili mevzuata göre zaten bu tüzel kişilerin sanayici oldukları dikkate alınarak sanayi olarak atanmıştır.
EK 4 – ABONE GRUPLARININ NİSBİ TÜKETİMLERİ
EK 5 – PERAKENDE SATIŞ MARJININ HESAPLANMASI
İşletme Maliyetleri Bileşeninin Hesaplanması: 4628 sayılı Kanun ve ikincil mevzuat çerçevesinde perakende satış iş kolu için tanımlanan faaliyetleri bugün itibariyle en doğru yansıtan örnek İstanbul Anadolu Yakası Elektrik Dağıtım Anonim Şirketidir. AYEDAŞ, kendi tahsilatını kendisi yapan, Bankalara tahsilat için ödeme komisyonu veren tek bölge olması ve serbest ortamda çalışacak bir perakende şirketinin, TEDAŞ’ın bölgeleri arasındaki en yakın temsilcisi olması nedeniyle AYEDAŞ’ın perakende satış işletme maliyetleri Perakende Satış marjının işletme giderleri kısmı için referans kabul edilmiştir.
TEDAŞ İstanbul Anadolu Yakası Elektrik Dağıtım A.Ş. 2003 yılı içinde gerçekleşen toplam işletme giderlerinin perakende satış, Perakende Satış Hizmeti ve dağıtım faaliyetleri arasında ayrıştırılmasından ortaya çıkan perakende satış faaliyeti ile ilgili toplam gideri 10.659.267 YTL’dir.
Hesaplamalarda Anadolu Yakası’nın sübvansiyonlar harici gerçek enerji maliyeti hesaplanmıştır. Bu hesaplama için öncelikle TEDAŞ’ın TETAŞ’tan 2003 yılı içerisinde almış olduğu 8,232,549,190 YTL’lik enerji maliyeti, toplam 102,383,226,436 kWh’lık enerji alım miktarına bölünerek, birim enerji alım fiyatı 8,0409 Ykr/kWh olarak hesaplanmıştır. Anadolu Yakasının 2003 yılı toplam tahakkuk eden enerji miktarı 5,946,049,279 kWh olarak gerçekleşmiştir.
İstanbul AYEDAŞ’da tahakkuk eden enerji ile birim enerji maliyetinin çarpılması ile tahakkuk eden enerji maliyeti bulunmuş daha sonra İstanbul AYEDAŞ’ın işletme maliyeti bu değere bölünerek, işletme maliyetleriyle ilgili perakende maliyet bileşeni %2.23 olarak tespit edilmiştir.
Dengeleme Piyasası Ek Maliyeti Bileşeni: Yıl başında yapılan tüketim tahminleri ile, yıl içindeki talep arasındaki farkın spot piyasadan enerji temin etme yoluyla kapatılacak olmasından doğacak olan ek maliyet, dalgalanmaların toplam enerji alım tutarının %1’i kadar olacağı ve spot piyasadan alınacak olan bu %1’lik enerji miktarına %10 oranında ek maliyet ödeneceği varsayımıyla, toplamda, %1 ile % 10 ‘un çarpılmasıyla %0.10 olarak tahmin edilmiştir.
Sonuç olarak; dengeleme piyasası ek maliyeti bileşenin, perakende maliyet birleşenine eklenmesi ile Perakende Satış Marjı % 2.33 olarak bulunmuştur.
EK 6– ALTERNATİF SERMAYE MALİYETİ ORANININ HESAPLANMASI
Hesaplamada kullanılan önemli parametrelerin açıklamaları şu şekilde özetlenebilir:
Beta, bir şirketin risk veya getirisinin sermaye piyasası risk veya getirisine korelasyonunu göstermektedir. Sermaye piyasalarında işlem görmeyen şirketler için Beta belirlenmesi içinse uluslararası piyasalarda işlem gören eşdeğer şirketlerin Beta değerleri alınabilir. Burada dikkat edilmesi gereken husus mali piyasalardan alınan Beta değerlerinin ilgili şirketlerin borç risklerini de yansıtıyor olmasıdır. Dolayısıyla bu şirketlerin Beta değerleri borçlardan arındırılır. Bunu yapmak için şirketin Beta değeri (1+(1-Vergi)*Borç/Sermaye)’ye bölünmelidir. Aşağıdaki şekilde “Borçtan arındırılmış Beta” kolonuna bu yolla ulaşılmıştır.
Piyasa risk primi, sermaye piyasası getirisinin risksiz faiz oranından farkını ifade etmektedir. Bu değer her ülke için ayrı ayrı hesaplanabilmesine rağmen, hesabın sağlıklı olması için uzun bir dönemi kapsayacak piyasa verisine (örn., 30-40 yıl) ve referans piyasanın likiditesinin yüksek olmasına ihtiyaç vardır. Sonuçta bulunacak değerin teorik olarak her ülke için aynı olduğu kabul edilmektedir ve bu yüzden de birçok gelişmiş ve gelişmekte olan piyasa için ABD piyasası verileri kullanılarak piyasa risk primi hesaplanmaktadır
ABD piyasası verileri kullanılarak hesaplanan reel piyasa risk primi oranı %5.2’dir. Bu hesabın yapılması için son 40 senelik sermaye piyasası getirilerinden enflasyon oranı çıkarılarak yıllar bazında reel getiri bulunur ve bu değerlerin ortalaması alınarak %7.0’lik sermaye piyasası reel getiri oranına ulaşılır. Bu değerden, 10 yıllık enflasyondan arındırılmış ABD hazine borç oranı değeri çıkarılarak (%1.8) reel piyasa risk primi hesaplanmıştır.
Aynı hesaplama teorik olarak Türkiye piyasası için yapılabilecek olmasına rağmen, geçmişe dönük piyasa verilerinin kısıtlı olması ve piyasanın çok değişkenlik göstermesi yüzünden hesaplanan piyasa risk primi sağlıklı değildir. Hesaplama yapılması için alınan dönem değiştirildiği takdirde Amerika piyasasının aksine çok değişken rakamlar ortaya çıkmaktadır.
Türkiye piyasasındaki risksiz yatırım getiri oranını 31 Ekim 2003 ve 31 Ekim 2004 tarihli 10 yıllık Türk Eurobond’larının ortalama getirisi olarak hesaplanmıştır.
Borç/sermaye oranı olarak kullanılacak değer mevcut ya da geçmişe dayalı borç/sermaye oranına eşdeğer kabul edilemez, çünkü yeni dönemde beklenen borç/sermaye oranı geçmiş verilere göre daha yüksek olacaktır. Bu yüzden WACC hesabında kullanılan borç/sermaye oranı hedeflenen değeri yansıtmalıdır ve WACC değişen borç/sermaye oranlarıyla değişmemelidir.
Bu amaçla yapılan uluslararası karşılaştırma sonucunda, TEDAŞ için 50/50’lik bir borç/sermaye yapısı hedeflenebileceği ortaya çıkmaktadır. Ancak 50/50 borç/sermaye yapısı TEDAŞ’ın bir anda ulaşabileceği borç/sermaye oranından oldukça yüksek olduğu düşünülebilir. Bu bağlamda ilk uygulama döneminde daha düşük bir hedef değer belirlenmelidir. Bu değerin belirlenmesinde bir gösterge olarak TEDAŞ’ın ilk uygulama döneminde, mevcut seviyede çok düşük olan borç oranını ne derece arttıracağı incelenmeye çalışılmıştır. TEDAŞ’ın alacağı borçların da sadece yeni yapacağı yatırım harcamalarının finansmanında kullanılacağı düşünülmektedir.
Burada da gösterildiği üzere, uzun vadeli hedef olan 50/50’lik borç/sermaye yapısına ulaşılması en agresif senaryoda bile mümkün olmayacaktır. Daha ulaşılabilir bir borç/sermaye hedefi olarak ilk uygulama dönemi için bu yüzden 25,87/100 değeri kullanılması uygun olacaktır.
Bu parametrelerin kaynakları şu şekildedir:
Borçlanmanın marjinal faiz oranı, 10 yıllık Türk Eurobond getirisi verileri Bloomberg kaynağından elde edilmiştir
TEDAŞ’ın vergi oranı TEDAŞ’a ait bir veridir
Borç / sermaye oranı ve Uluslararası piyasalarda uygulanan piyasa risk primi benzer firmalarla yapılan karşılaştırmalar sonucunda oluşmuştur
Beta değeri, Damodaran online – NYU Stern university http:// pages.stern.nyu.edu/~adamodar/ kaynağından alınmıştır.
Uluslararası örnekler incelendiğinde ağırlıklı sermaye maliyetinin düzenleyici kurumlar tarafından belirlendiği görülmektedir. Ülkemizde de bu maliyetin EPDK tarafından belirlenmesi gerekmekte olup, birinci uygulama döneminin başında olduğumuz şu dönemde EPDK tarafından tespit edilmiş herhangi bir değer olmadığından, gelir gereksiniminin ve tarifelerin onaya sunulması aşamasında geçici olarak kullanılması amacıyla ağırlıklı sermaye maliyeti ilgili dokümanlarda açıklanan metodoloji kullanılarak hesaplanmaktadır.
EK 7– DAĞITIM GELİR TAVANININ OG/AG ŞEBEKELERİ İÇİN BÖLÜNMESİ
Formül:
b: Bölge
y: Yıl
1) İşletme giderlerinde OG payının hesaplanması: Bu hesaplama için aşağıdaki katsayılar baz alınmıştır, yani OG hattın kilometre başına bakım maliyeti 1 birim ise AG hattın maliyeti 0,28 birim olmaktadır. Bu katsayılar, bölgelerde, şebekenin fiziksel büyüklüğündeki artış ile işletme maliyetlerinin arasındaki ilişkinin istatiksel yöntemlerle tespit edilmesi sonucunda elde edilmiştir.
Tablo a
Şebeke bileşenleri aşağıdaki gibi olan bir tesis ele alındığında, İşletme giderlerinde OG payı aşağıdaki gibi hesaplanmaktadır.
Tablo b
İşletme Giderlerinde OG payı = (1km OG Hat x 1 + 1km Kablo Hat x 4,02+ 1adet OG trafo x 1,08) / ∑(Tablo a x Tablo b)
2) Yatırım giderlerinde OG payının hesaplanması: Yukarıdaki hesaplamaya benzer şekilde yatırım payını hesaplamak için aşağıdaki katsayılar Tablo b’deki değerler ile çarpılarak yüzde hesaplanmaktadır. Bu katsayılar ise, TEDAŞ’ın yatırımları içinde, OG ve AG şebeke bileşenlerinin tarihsel olarak aldıkları payı belirtmektedir ve çeşitli istatistiksel metodlar kullanarak hesaplanmıştır.
Hesaplanan yüzdeler Formül’deki yerine yerleştirilerek Gelir tavanını, OG ve AG şebekeler arasında bölme işlemi yapılmaktadır.