T.C.
SAYIġTAYhBAġKANLIĞI
SOMA
ELEKTRĠK ÜRETĠM VE TĠCARET Aġ
(SEAġ)
2013 YILI DENETĠM RAPORU
Sayıştay
Bu rapor, 03.12.2010 tarih ve 6085 sayılı Kanun ile 08.06.1984 tarih ve 233
sayılı Kanun Hükmünde Kararname uyarınca düzenlenmiĢ olup Rapor Değerlendirme
Kurulunun 28.05.2014 tarih, 2014/13 sayılı toplantısında kabul edilmiĢtir.
Sayıştay
ġirketin unvanı
:Soma Elektrik Üretim ve Ticaret Aġ
Merkezi
:Manisa-Soma
Bağlı olduğu kuruluĢ
:Elektrik Üretim Aġ
Sermaye durumu
Ortaklar
Hisse adedi
Taahhüt edilen
TL
Elektrik Üretim Aġ
Toplam
%
Ödenen
TL
5.000
50.000
100
50.000
5.000
50.000
100
50.000
Doğanbey AKGÜL
Doğanbey AKGÜL
Mehmet Okhan UYSAL
Mehmet Okhan UYSAL
Mustafa DURAN
Altuğ ĠNAN
3-Üye
Atilla Mehmet YARDIMCI
3- Üye
2-Üye
Mustafa Hacı EMĠNOĞLU
Mustafa Hacı EMĠNOĞLU
Mehmet TAġBAġ
Muzaffer TANI
1-Üye
görevi
kurulundaki
Denetim
5-Üye
Adı ve soyadı
Halil ÇITAK
2-Üye
4-Üye
Nuri ġERĠFOĞLU
Adı ve soyadı
1-BaĢkan
görevi
kurulundaki
Yönetim
Hazine MüsteĢarlığı
ETKB
ETKB
ETKB
ETKB
veya kuruluĢ
bakanlık
Temsil ettiği
H.Müs.Devlet Dest. Gen. Müd. Yrd.
ETKB Denetim Hizmetleri BĢk.
ETKB Denedim Hizmetleri BĢk.
EÜAġ Çevre Dairesi BĢk
EÜAġ Ġnsan Kaynakl. Dest. Hizm.Dai. BĢk.
KuruluĢtaki görevi
veya mesleği
BaĢbakan Yardımcısı danıĢmanı
EÜAġ
Denetim kurulu
ETKB Strateji GeliĢtirme BaĢkanı
ETBK Strateji geliĢtirme BaĢkanı
ETKB Özel Kalem Md.
ETKB Özel Kalem Md.
H.Müs.DıĢ. Eko. ĠliĢ. Genel Müd.Yrd.
Emekli mühendis
Genel Müdür
KuruluĢtaki görevi
veya mesleği
EÜAġ
EÜAġ
EÜAġ
EÜAġ
EÜAġ
EÜAġ
SEAġ
veya kuruluĢ
bakanlık
Temsil ettiği
(Yönetim kurulu)
Karar organı
Devam ediyor
12.04.2014
Devam ediyor
12.11.2013
Devam ediyor
02.02.2014
Devam ediyor
Devam ediyor
tarihi
Ayrılma
25.09.2012
05.10.2010
05.10.2013
06.04.2011
20.05.2014
tarihi
BaĢlama
Devam ediyor
05.10.2013
14.05.2014
06.04.2014
Devam ediyor
tarihi
Ayrılma
Görevli bulunduğu süre
13.05.2014
12.04.2011
20.05.2014
12.04.2011
12.11.2013
05.09.2012
15.11.2011
13.01.2011
tarihi
BaĢlama
Görevli bulunduğu süre
Sayıştay
Sayıştay
ĠÇĠNDEKĠLER
Sayfa
I.
TOPLU BAKIġ
I
II.
ĠDARĠ BÜNYE
1
A- Mevzuat
B- TeĢkilat
C- Personel durumu
III.
MALĠ BÜNYE
A- Mali durum
B- Mali sonuçlar
IV.
ABCDEFGHV.
1
2
5
11
11
15
ĠġLETME ÇALIġMALARI
17
Giderler
Tedarik iĢleri
Üretim ve maliyetler
Pazarlama
Sigorta iĢleri
ĠĢletme sonuçları
ĠĢtirakler
Yatırımlar
17
21
28
56
59
61
63
64
BĠLANÇO
71
- Aktif
- Pasif
72
80
VI.
GELĠR TABLOSU
86
VII.
EKLER
94
Sayıştay
KISALTMALAR
BGD
ÇED
DCS
DPT
EİH
ELİ
EPDK
ESA
ETKB
EÜAŞ
GSMH
GWh
HES
İA
İHD
KAMU-İŞ
KDV
KE
KHK
KGÜP
KĠT
KPSS
Kr
kV
kWh
kWth
MVA
MWh
MWth
MYTM
ÖİB
ÖYK
PMUM
PYS
SEAŞ
TEAŞ
TEDAŞ
TEİAŞ
TEK
TES-İŞ
TETAŞ
TKİ
TL
TS
TSE
TÜBİTAKMAM
TÜFE
YPK
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
:
Baca Gazı Desülfürizasyon
Çevresel Etki Değerlendirilmesi
Distributed Control System
Devlet Planlama TeĢkilatı
Enerji Ġletim Hatları
Ege Linyitleri ĠĢletmesi
Elektrik Piyasası Düzenleme Kurumu
Elektrik SatıĢ AnlaĢması
Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı
Elektrik Üretim Anonim ġirketi
Gayri Safi Milli Hasıla
Gigawatt saat
Hidro Elektrik Santral
UzlaĢmaya esas ikili anlaĢma bildirimi
ĠĢletme Hakkı Devri
Kamu ĠĢletmeleri ĠĢverenler Sendikası
Katma Değer Vergisi
Konuta eĢdeğer
Kanun Hükmünde Kararname
KesinleĢmiĢ gün öncesi üretim/tüketim programı
Kamu Ġktisadi TeĢebbüsleri
Kamu Personeli Seçme Sınavı
KuruĢ
Kilovolt
Kilowatt saat
Kilowatt saat yıllık asgari ısı alıĢ miktarı
Mega Volt Amper
Mega watt saat
Mega watt saat yıllık asgari ısı alıĢ miktarı
Millli Yük Tevzi Merkezi
ÖzelleĢtirme Ġdaresi BaĢkanlığı
ÖzelleĢtirme Yüksek Kurulu
Piyasa Mali UzlaĢtırma merkezi
Piyasa Yönetim Sistemi
Soma Elektrik Üretim Aġ
Türkiye Elektrik Üretim, Ġletim Anonim ġirketi
Türkiye Elektrik Dağıtım Anonim ġirketi
Türkiye Elektrik Ġletim Anonim ġirketi
Türkiye Elektrik Kurumu
Türkiye Enerji Su ve Gaz ĠĢçileri Sendikası
Türkiye Elektrik Ticaret ve Taahhüt Anonim ġirketi
Türkiye Kömür ĠĢletmeleri Kurumu
Türk Lirası
Termik Santral
Türk Standartlar Enstitüsü
Türkiye Bilimsel ve Teknolojik AraĢtırma Kurumu Marmara AraĢtırma Merkezi
:
: Tüketici Fiyat Endeksi
: Yüksek Planlama Kurulu
Sayıştay
TABLOLAR
Bölümü
I-Toplu BakıĢ
II-Ġdari bünye
III:Mali bünye
IV.ĠĢletme çalıĢmaları
A-Giderler
Tablo no
Adı
1
Toplu bilgiler
Sayfa
IV
2
3
4
5
Personel sayısı
Personele yapılan harcamalar
Sosyal giderler
Mali durum
6
8
10
11
Giderler
DıĢarıdan sağlanan fayda ve hizmetler
ÇeĢitli giderler
Alımlar
Hizmet alımları
Stoklar hareketleri
Santralin projelendirmeye esas
teknik özellikleri
Santralin 2013 yılı üretim programı ile
gerçekleĢen üretim değeri
Santralin 2012 ve 2013 yılı iĢletim
değeri
A grubu kayıp enerji miktarları ile
bunların kazan boru patlaklarından
kaynaklanan değerleri ve değiĢim yapılan
kazan borusu miktarları
Santral kömür dizayn, protokol ve gelen
kömür değerleri
2013 yılı üretim meliyetleri
Enerji satıĢları
Sigorta türleri
SatıĢ sonuçları
SatıĢ sonuçları göstergeleri
2013 yılı yatırım projeleri nakdi ve fiziki tutarları
Aktif hesaplar
Bankalar
Ticari alacaklar
Alıcılar
Diğer alacaklar
Maddi duran varlıklar
BirikmiĢ amortismanlar
Pasif hesaplar
Ticari borçlar
Satıcılar
Gelir ve giderler
ÇalıĢmayan kısım giderleri
18
19
20
23
25
27
29
6
7
8
9
B-Tedarik iĢleri
10
11
C-Üretim ve maliyetler 12
13
14
15
16
D-Pazarlama
E-Sigorta
F-ĠĢletme sonuçları
H-Yatırımlar
V.Bilanço
VI.Gelir tablosu
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
30
35
38
39
55
57
60
61
62
65
73
74
74
75
76
78
79
81
82
82
87
91
Sayıştay
I. TOPLU BAKIġ
Soma yöresinde termik santral kurulmasına iliĢkin proje hazırlıkları 1953
yılında baĢlamıĢ ve Bakanlar Kurulu’nun 21.10.1953 tarihli toplantısında “Soma
Termik Santrali” kurulmasına karar verilmiĢ ve santralin anahtar teslimi yapımı
ALSTHOM (Fransız) Ģirketine verilmiĢtir.
Kömür dizayn değeri 3.325 kCal/kg olan 2x22 MW gücündeki iki üniteden
oluĢan Soma (A) Santralinin temeli, 05.10.1954 tarihinde atılmıĢ ve inĢaatı 24.07.1957
tarihinde tamamlanmıĢtır. YaklaĢık 54 yıldır çalıĢarak ekonomik ömrünü tamamlamıĢ
olan ve çalıĢması çevre mevzuatına uygun bulunmayan söz konusu üniteler, EÜAġ’ın
üretim programı vermemesi üzerine Mart- 2010 tarihinden itibaren enerji üretimi
durdurularak emre amade tutulmaktadır.
Atıl durumda bekletilen adı geçen santralla ilgili olarak TÜBĠTAK MAM
tarafından yapılan çalıĢmalar neticesinde; yerli sanayiyi harekete geçirmek suretiyle bu
güne kadar elde edilen bilgi birikimini saha uygulamaları ile geliĢtirmek, Ar-Ge
çalıĢmaları yapılarak yeni teknolojilere sahip, yüksek verimli ve düĢük emisyonlu
elektrik üretim sistemlerinin uygulanması hedeflenmiĢtir.
Bu doğrultuda “Termik Santral Teknolojilerinin GeliĢtirilmesi ve
YerlileĢtirilmesi” projesinin yukarıda adı geçen ünitede Ar-Ge uygulamalı AkıĢkan
Yataklı Kazan imalat ve montaj çalıĢmaları ile birlikte diğer ekipmanlar, cihazlar ve
yardımcı tesislerde gerekli bakım-yenileme çalıĢmalarının yapılarak, ünitenin komple
yeni imal edilmiĢ yerli akıĢkan yataklı kazan ile çalıĢır durumda Genel Müdürlüğe
tesliminin yapılacağı proje sözleĢmesi; TÜBĠTAK MAM, SEAġ ve EÜAġ Genel
Müdürlüğü tarafından 12.04.2013 tarihinde imzalanarak yürürlüğe girmiĢtir.
Diğer yandan Türkiye Kömür ĠĢletmeleri Kurumu (TKĠ) ve Anadolu Plazma
Teknolojileri Merkezi’nin (APTM) ortaklaĢa yürütmüĢ oldukları “Plazma Kömür
GazlaĢtırma Projesi”nin de yine adı geçen santralda gerçekleĢtirilmesi ilgili
kuruluĢlarca kabul edilmiĢtir.
Bölgede mevcut linyit kömürünün 2.500 kCal/kg ısıl değerden düĢük
kısımlarının değerlendirilmesi için Soma (B) Santralının yapımı ihalesi, SKODA
(Çekoslovakya), METEX (Finlandiya) ve GAMA Aġ (Türkiye) firmalarından oluĢan
üçlü konsorsiyuma verilmiĢtir. 2.400 kCal/kg alt ısıl değerde kömür yakan 2x165
MW’lık Soma B Santralı I. ve II. ünitelerinin yapımına 1976 yılında baĢlanmıĢ ve bu
santralin söz konusu ünitelerinin inĢaatları sırasıyla 1981 ve 1982 yıllarında
tamamlanarak devreye alınmıĢtır.
Daha sonra, Türkiye Elektrik Kurumu (TEK) tarafından, 2.400 kCal/kg alt ısıl
değerde 2x165 MW’lık gücün ilavesi için, Soma B Termik Santralı III. ve IV.
ünitelerinin anahtar teslimi yapımı iĢi, ek sözleĢme ile SKODA ve GAMA Aġ
firmalarına ihale edilmiĢtir. 1980 yılında baĢlayan bu tevsi ünitelerinin inĢaatları,
sırasıyla 1985 ve 1986 yıllarında tamamlanmıĢtır.
Soma (B) santralinin 1.550 kCal/kg alt ısıl değerde 2x165 MW gücündeki V. ve
VI. tevsi ünitelerinin yapımı ihalesi, 1986 yılında imzalanan bir sözleĢme ile yine
I
II
Sayıştay
SKODA ve GAMA Aġ firmalarına verilmiĢ ve ünitelerin yapımı 1991 ve 1992
yıllarında tamamlanmıĢtır.
TEK Yönetim Kurulu’nun 12.01.1993 tarih ve 1-23 sayılı Kararı uyarınca,
Soma (A) ve (B) santralı iĢletme müdürlükleri birleĢtirilerek Soma Termik Santralı
ĠĢletme Müdürlüğü oluĢturulmuĢ ve Soma (A) santrali üniteleri Soma Termik Santralı
7. ve 8. üniteleri olarak yer almıĢtır.
Soma Termik Santralı ĠĢletmesi, ÖzelleĢtirme Yüksek Kurulu’nun 11.08.1995
tarih ve 95/62 sayılı Kararı ile özelleĢtirme kapsamına ve programına alınmıĢtır. Bu
çerçevede, ÖzelleĢtirme Ġdaresi BaĢkanlığı tarafından mevcut iĢletme müdürlüğü
yapısı, "Soma Elektrik Üretim ve Ticaret Aġ" (SEAġ) ticaret unvanı ile anonim Ģirket
statüsüne dönüĢtürülmüĢtür. ġirketin, 4046 sayılı Kanun’un 20/A maddesi uyarınca
hazırlanan ana sözleĢmesi ÖĠB tarafından 25.09.1995 tarihinde onaylanmıĢtır. ġirket,
Soma Ticaret Sicili Memurluğu’nca 2592 sicil numarası ile tescil edilmiĢ; ticaret
unvanı ve ana sözleĢmesi 16.10.1995 tarih ve 3893 sayılı Türkiye Ticaret Sicili
Gazetesi’nde ilan edilerek hukuki statü ve tüzel kiĢilik kazanmıĢtır.
ġirket, 11.08.1995 tarihinden itibaren ÖĠB yönetimine bağlı olarak faaliyetini
sürdürmeye baĢlamıĢ, ancak santralın özelleĢtirilmesi iĢlemlerine iliĢkin prosedür
iĢletilememiĢtir. Bunun üzerine, ÖYK’nın 30.08.1997 tarih ve 97/34 sayılı Kararı ile
santralin, özelleĢtirme kapsam ve programından çıkartılarak eski statüsüne iade
edilmesi kararlaĢtırılmıĢtır. Ancak ġirket, iĢletme müdürlüğüne dönüĢtürülmeden
Yüksek Planlama Kurulu’nun 25.12.1997 tarih ve 97/T-94 sayılı Kararı gereğince,
TEAġ’a ait “Soma Elektrik Üretim ve Ticaret Aġ” ticaret unvanı ile 233 sayılı KHK
kapsamında bağlı ortaklık statüsünde yeniden yapılandırılmıĢtır.
TEAġ’ın bağlı ortaklığı haline getirilen ġirketin yeni ana sözleĢmesi 01.01.1998
tarihli YPK Kararı ile onaylanmıĢtır. Bu durum, 16.01.1998 tarihinde 1716 sicil
numarası ile Soma Ticaret Sicili Memurluğu siciline statü değiĢikliği ve dönüĢüm
Ģeklinde tescil edilmiĢ, 16.01.1998 tarih ve 4463 sayılı Türkiye Ticaret Sicil
Gazetesi’nde de yayımlanmıĢtır.
Türkiye Elektrik Üretim ve Ġletim Aġ (TEAġ); Türkiye Elektrik Ġletim Aġ
(TEĠAġ), Elektrik Üretim Aġ (EÜAġ) ve Türkiye Elektrik Ticaret ve Taahhüt Aġ
(TETAġ) olmak üzere üç ayrı iktisadi devlet teĢekkülü Ģeklinde yeniden
teĢkilatlandırılmıĢtır. Bu yapılanmada Soma Elektrik Üretim ve Ticaret Aġ, EÜAġ’ın
bağlı ortaklığı olmuĢtur.
19.06.2003 tarihli Resmi Gazete’de yayımlanan 30.05.2003 tarih ve 2003/34
sayılı ÖYK Kararı ile aralarında Soma A ve B termik santrallerinin de bulunduğu
EÜAġ ve bağlı ortaklıklarına ait bazı elektrik üretim tesisleri hazırlık iĢlemine tabi
tutulmak üzere özelleĢtirme kapsamına alınmıĢtır.
ÖzelleĢtirme kapsamında bulunan ve hazırlık çalıĢmaları sürdürülen SEAġ’ın
özelleĢtirilmesiyle ilgili olarak, inceleme tarihi (Mayıs 2014) itibariyle bir karar
bulunmamaktadır.
Elektrik Piyasası Düzenleme Kurulu’nun 13.03.2003 tarih ve 101-29 sayılı
Kararı ile ġirkete, Manisa Ġli, Soma Ġlçesi sınırları içerisinde kurulu Soma üretim
Sayıştay
tesislerinde 13.03.2003 tarihinden itibaren 10 yıl süreyle üretim faaliyeti göstermek
üzere EÜ/1001-29/005 sayılı üretim lisansı verilmiĢtir. Sürenin dolması üzerine
08.011.2012 tarih ve 4108119 sayılı kurul kararı ile lisans süresi 13.03.2052 tarihine
kadar uzatılmıĢtır.
Halen bu lisans kapsamında faaliyetlerini sürdüren Ģirketin, son 5 yıllık
faaliyetlerine iliĢkin bazı toplu bilgiler aĢağıdaki çizelgede gösterilmiĢtir.
III
Sayıştay
IV
Tablo 1: Toplu bilgiler
Toplu bilgiler
Ölçü
2009
2010
2011
2012
Son iki
yıl farkı
2013
ArtıĢ
veya
azalıĢ
(%)
-
Esas sermaye
Bin TL
50
50
50
50
50
ÖdenmiĢ sermaye
Bin TL
50
50
50
50
50
-
-
Öz kaynaklar
Bin TL
1.135.075
1.147.774
1.152.142
1.154.895 1.159.028
4.133
0,4
Yabancı kaynaklar
Bin TL
118.768
170.765
94.614
102.867
130.642
27.775
27,0
Maddi duran varlıklar (edinme değeri)
Bin TL
2.439.076
2.476.526
2.503.478
2.534.372
2.557.245
22.873
0,9
Maddi duran varlıklar birikmiĢ amort.
Bin TL
2.010.117
2.081.455
2.162.933
2.186.790
2.208.932
22.142
1,0
Yatırımlar için yapılan nakdi ödemeler
Bin TL
13.299
37.524
27.154
31.605
23.516
Yatırımların gerçekleĢme oranı (nakdi)
Tüm alım tutarı
Satın alınan linyit kömürü miktarı
%
Bin TL
44,8
40
50,3
50,1
328.627
502.015
594.575
468.452
5.876.914
4.698.217
6.205.315
6.667.268
Satın alınan linyit kömürü tutarı
Bin TL
329.009
294.103
440.213
523.713
378.741
Alınan kömürün ortalama birim fiyatı
TL/Ton
55,98
62,6
70,94
78,54
79,70
Gwh
4.796
3.897
5.020
5.074
3.623
Brüt üretim miktarı
Ġç tüketim ve kayıplar
Ton
18,1
365.955
Gwh
(8.089) (25,6)
(0,2)
(0,4)
(126.123) (21,2)
4.778.351 (1.188.917) (28,3)
(144.972) (27,7)
1,16
1,5
(1.451) (28,6)
699
580
704
728
535
(193) (26,5)
Üretim maliyeti
Bin TL
463.992
401.255
573.089
649.526
544.214
(105.312) (16,2)
Net satıĢ hâsılatı
Bin TL
618.915
684.495
721.628
743.889
633.270
(110.619) (14,9)
Brüt üretim maliyeti
kr/kWh
9,68
10,3
11,42
12,80
15,02
2,22
17,3
Ortalama satıĢ fiyatı
kr/kWh
15,11
19,67
16,53
17,12
20,51
3,39
19,8
-Ġlk madde (yakıtlar)
Bin TL
28.464
19.249
33.886
38.040
45.256
7.216
18,9
-Malzeme
Bin TL
7.459
7.994
9.778
11.143
10.278
(865)
(7,7)
-Diğer stoklar (verilen avanslar dahil)
Bin TL
620,1
Stoklar:
159
125
384
139
1.002
863
Memur (Ortalama)
KiĢi
4
4
4
2
3
1
50
SözleĢmeli (Ortalama)
KiĢi
126
128
132
132
131
(1)
(0,8)
ĠĢçi (Ortalama)
Personel için yapılan tüm giderler
KiĢi
Bin TL
850
839
775
734
741
7
9,5
62.452
64.372
67.067
71.734
71.445
289
40,2
Cari yıla iliĢkin:
-Memurlar için yapılan tüm giderler
Bin TL
-Memur baĢına aylık ortalama gider
TL
210
220
255
151
267
116
76,8
4.375
4.583
5.313
6.292
7.417
1.125
17,9
-SözleĢmeliler için yapılan tüm giderler
Bin TL
3.846
4.202
5.013
5.800
6.065
265
4,5
- SözleĢmeli baĢına aylık ortalama gider
TL
2.544
2.736
3.165
3.662
3.858
196
5,4
-ĠĢçiler için yapılan tüm giderler
Bin TL
53.144
53.787
54.520
54.180
59.473
5.293
9,7
-ĠĢçi baĢına aylık ortalama gider
TL
5.210
5.342
5.862
6.151
6.688
537
8,7
Dönemine iliĢkin kurumlar vergisi
Bin TL
19.367
38.324
13.324
8.744
12.203
3.459
39,5
Tahakkuk eden vergiler
Bin TL
55.287
92.844
42.576
38.742
28.140
(10.602) (27,3)
GSYĠH' ya katkı (üretici fiyatlarıyla)
Bin TL
228.532
320.264
205.664
121.650
145.868
24.218
19,9
GSYĠH'ya katkı (alıcı fiyatlarıyla)
Bin TL
264.452
374.784
235.047
151.648
161.805
10.157
6,7
GSMH 'ya katkı (alıcı fiyatlarıyla)
Bin TL
264.452
374.784
235.047
151.648
161.805
10.157
6,7
(8,2)
Faaliyet kârlılığı (Öz kaynaklar yönünden)
%
12,2
23,9
12,1
7,3
6,7
(0,6)
Mali kârlılık (Öz kaynaklar yönünden)
%
7,5
16,1
4,1
3,1
4,6
1,5
48,4
Ġktisadi kârlılık
%
7,6
15,1
3,9
3,0
4,3
1,3
43,3
146.255
274.797
138.885
84.324
78.036
(6.288)
(7,5)
Faaliyet kârı veya zararı
Bin TL
Dönem kârı veya zararı
Bin TL
89.788
184.549
47.775
36.278
53.530
17.252
47,5
Bilanço kârı veya zararı
Bin TL
1.197.254
1.273.058
1.161.284
1.154.367
1.168.160
13.793
1,2
Sayıştay
Soma Termik Santrali üniteleri Soma Havzasındaki düĢük kalorili linyit
kömüründen elektrik enerjisi üretmek amacıyla kurulmuĢtur. BaĢlangıçta iĢletme
müdürlüğü olan statü, 1995 yılında Soma Elektrik Üretim ve Ticaret Aġ unvanı ile
anonim Ģirkete dönüĢtürülmüĢ olup, 30.09.2001 tarihi itibariyle de Elektrik Üretim
Aġ’nin bağlı ortaklığı olmuĢtur. ġirket 30.05.2003 tarihinden itibaren özelleĢtirme
kapsamında bulunmaktadır.
ÖzelleĢtirme sürecinin uzaması ve uygulamadaki belirsizlik özellikle yatırım
faaliyetleri ve çalıĢanları olumsuz olarak etkilediğinden, ġirketin özelleĢtirilmesiyle
ilgili kararın bir an önce verilmesi önem arz etmektedir.
Santral ünitelerinin ihtiyacı kömür, 4734 sayılı Kamu Ġhale Kanununun 3/(o)
maddesi kapsamında, TKĠ Genel Müdürlüğü ile imzalanan protokol çerçevesinde TKĠ
Ege Linyitleri ĠĢletmesi Müessesesinden temin edilmektedir.
YaklaĢık 54 yıl çalıĢıp ekonomik ömrünü tamamlamıĢ olan 7. ve 8. üniteler
(Soma A santrali) 2010 yılı Mart ayı baĢından itibaren üretim dıĢı bırakılıp emre
amade tutulmuĢtur.
SEAġ Genel Müdürlüğü bünyesinde gerek “Termik Santral Teknolojilerinin
GeliĢtirilmesi ve YerlileĢtirilmesi”, gerekse “Plazma Kömür GazlaĢtırma” projelerinin
Ar-Ge çalıĢmaları kapsamında uygulamalarının tek elden, etkin ve koordineli bir
Ģekilde yürütülebilmesi için mevcut ĠĢletme Müdürlüğüne ilaveten Soma Ar-Ge
Termik Santrali ĠĢletme Müdürlüğünün kurulması, Yönetim Kurulunun 23.10.2013
tarih, 16/3 sayılı kararıyla kabul edilmiĢ, söz konusu iĢletme müdürlüğü için talep
edilen kadrolar, 27.1.2014 tarih, 28895 sayılı Resmi Gazetede yayımlanmıĢtır.
Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığının ana ortak EÜAġ’a yazdığı, 7.4.2014
tarih, 2687-5037 sayılı yazıda, Soma A termik santralinin Ar-Ge amaçlı kullanılmak
üzere özelleĢtirme kapsamından çıkarılması hususunun Bakanlıkça olumlu olarak
değerlendirildiği, ancak Soma A santralinde fiili olarak üretim yapılmayacak ise, söz
konusu santralin Ar-Ge çalıĢmalarını yürütecek asgari personelle birlikte TÜBĠTAK’a
devredilmesinin bahse konu santralde atıl personel istihdam edilmesinin önüne
geçilmesinin yanısıra TÜBĠTAK kapsamında Ar-Ge faaliyetlerinin daha hızlı bir
Ģekilde yapılmasını mümkün hale getireceği, ifade edilmiĢtir.
Bu nedenle; Mart 2010 yılından beri fiili üretimi bulunmayan 44 MW kurulu
gücündeki Soma A termik santralının TÜBĠTAK’a devredilip devredilmeyeceği
hususunun ivedilikle sonuçlandırılması, Ar-Ge kapsamında çalıĢma yapılacak ise
TEĠAġ’a bu kapsamda iletim sistem kullanım ve sistem iĢletim bedelinin ödenip
ödenmeyceği hususunda EPDK ve Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı nezdinde
giriĢimlerde bulunulması, önem arzetmektedir.
Santral ünitelerinin 2013 yılı genel kapasite kullanma faktörü önceki yıla göre
%28,6 oranında azalarak %39,9 seviyesinde gerçekleĢmiĢtir. Toplam brüt üretim
miktarı ise önceki yıla göre %28,6 oranında düĢerek 3,623 GWh gerçekleĢmiĢtir.
Termik santrallerin verim göstergesi olan özgül ısı tüketimine (1 kWh enerji
üretmek için harcanan ısı) ait değer, ilgili Ģartnamelerdeki verilere göre 1-6 üniteler
için ortalama 2.445 kCal/kWh olarak öngörülmüĢtür. Buna karĢılık söz konusu değer
V
VI
Sayıştay
2013 yılında 1-6 üniteler için ortalama 2.806 kCal/kWh olarak gerçekleĢmiĢtir. Santral
ünitelerinin uzun yıllar çalıĢtığı göz önüne alınsa bile bu değer oldukça yüksektir.
Santral ünitelerinin fiili çalıĢma süreleri ve planlanan rehabilitasyonlara iliĢkin
proje tutarları birlikte ele alındığında, bazı ünitelerde rehabilitasyon yerine yeni
teknoloji kazan yapımının detaylı olarak değerlendirilmesi gerekli görülmektedir.
Rehabilitasyon veya yenileme projeleri kapsamında yapılacak iĢler, hazırlık,
ihale, yapım ve iĢletme dâhil tüm aĢamalarda birbirine direkt etkisi olan ve sonuçta da
santral verimini etkileyen iĢler olduğundan, bu iĢlerin zamanında ve istenilen
niteliklerde yapılabilmesi için tüm safhaların çok iyi planlanması gerekmektedir.
Termik santrallerdeki ısı enerjisinin binaların ısıtılmasında kullanılması
amacıyla TÜBĠTAK tarafından geliĢtirilen proje kapsamında, yapılan ihale sonucu
Soma Belediyesi ile 22.01.2011 tarihinde ısı satıĢ sözleĢmesi imzalanmıĢ olup, bu
konudaki yatırım çalıĢmaları sürecinde, Soma Belediyesine ait kısmında; pompa
istasyonu ile SEAġ ısı teslim noktası arasındaki hattın yapımı ve pompa istasyonuĢehir arası ana iletim hattı çalıĢmaları tamamlanmıĢtır.
Soma Belediyesi ile SEAġ arasında yapılan ek protokol ile ısı teknik
Ģartnamesinin 4.1 ve 6.3 maddeleri yürürlükten kaldırılmıĢ ve sözleĢme süresi 20
yıldan 25 yıla çıkarılmıĢtır
Sistem ile ilgili her iki tarafın yapmıĢ olduğu çalıĢmalar neticesinde; 20.01.2014
tarihinde sisteme SEAġ tarafından ısı enerjisi sağlanmaya baĢlamıĢtır. Buna göre
birinci yıl asgari 10.000.000, ikinci yıl, 30.000.000, üçüncü yıl, 50.000.000, dördüncü
yıl ise 80.000.000 kWth/yıl olacak Ģekilde, diğer yıllar için de bir hesaplama formülü
ile mutabık kalınmıĢ ve sistem çalıĢmaya baĢlamıĢtır.
Cari yılda yatırımlar için toplam 46,9 milyon TL tutarında ödenek ayrılmıĢ, bu
ödeneğin %50,1’i oranında 23,5 milyon TL tutarında nakdi harcama gerçekleĢmiĢtir.
2013 yılı itibariyle ġirkette ortalama 3 memur, 131 sözleĢmeli, 741 iĢci olmak
üzere toplam 875 personel istihdam etmiĢ olup ayrıca 645 kiĢi de yüklenici elemanı
olarak görev yapmıĢtır.
2012 yılında brüt 5.074 GWh elektrik enerjisi üretilirken bu yıl 5. ünitede çıkan
yangın nedeniyle 3.623 GWh üretilebilmiĢtir. 544,2 milyon TL tutarında toplam satıĢ
maliyetine karĢın 633,3 milyon TL tutarında net satıĢ hâsılatı elde edilmesi
neticesinde, 78 milyon TL tutarında faaliyet kârı oluĢmuĢtur.
Faaliyet karı tutarında önceki döneme göre %7,5 oranında düĢüĢ meydana
gelmiĢtir. Yıllar itibariyle öz kaynaklar yönünden faaliyet karlılığına bakıldığında,
2010 yılında %23,9 olan oran, 2011 yılında %12,1, 2012 yılında %7,3 ve 2013 yılında
%6,7 olduğu, dolayısıyla ġirketin faaliyet karlılığınındaki yıllar itibariyle oluĢan
azalıĢın devam etmesinin önüne geçilmesi yönünde gerekli tedbirlerin alınması önem
arzetmektedir.
50.000 TL tutarındaki ġirket sermayesi, EÜAġ’a ait olup tamamı ödenmiĢtir.
ġirketin ödenmiĢ sermayesinin faaliyet hacmine göre oldukça düĢük tutarda olmasının,
dönem karından ayrılabilecek yasal yedek tutarını sınırlamak suretiyle, oto finansman
Sayıştay
VII
oranı üzerinde olumsuz etki yarattığı dikkate alınarak, sermayenin artırılması
gerekmektedir.
2013 yılında ikili anlaĢma kapsamında TETAġ’a ortalama birim satıĢ fiyatı
20,33 kr/kWh olmak üzere toplam 3.402 GWh’lık elektrik enerjisi satıĢı yapılmıĢtır.
Ayrıca, PMUM’a 83 GWh enerji satıĢı yapılırken, PMUM’dan 398 GWh enerji
alımı gerçekleĢmiĢtir. PMUM kapsamında yapılan satıĢların brüt satıĢlara ilavesi,
PMUM kapsamında yapılan alımların ise satıĢ indirimi olarak brüt satıĢlardan tenzili
sonucu, net satıĢ hasılatına yansıyan ortalama satıĢ fiyatı geçen yıl 17,12 kr/kWh iken
bu yıl 20,51 kr/kWh olmuĢtur.
Brüt üretim maliyeti geçen yıla göre %17,4 oranında artarak 15,02 Kr/kWh
olarak gerçekleĢmiĢtir. 2013 yılında 5. ünitede çıkan yangının etkisiyle brüt üretim
miktarının %28,6 oranında düĢmesi, birim üretim maliyetinin artmasına neden
olmuĢtur.
Öneriler:
Soma Elektrik Üretim ve Ticaret Aġ’nin 2013 yılındaki çalıĢmaları üzerinde
SayıĢtay tarafından yapılan incelemeler sonunda getirilen öneriler aĢağıdadır.
-Önceki yıldan devreden öneriler:
1-Elektrik Piyasası Dengeleme ve UzlaĢtırma Yönetmeliği kapsamında
SEAġ’ın ikili anlaĢma çerçevesinde olan yükümlülüğünü yerine getirmesi ve
uzlaĢtırma dönemi kapsamında enerji dengesizliğine düĢmemesi için her bir uzlaĢtırma
dönemine göre üretim programının yapılması ve buna göre üretimin gerçekleĢtirilmesi
ile EÜAġ’ın içinde bulunduğu dengeden sorumlu gruba dahil olması (Sayfa:31),
-Cari yıla ait öneriler:
1- EÜAġ ile TÜBĠTAK MAM arasında yapılan “Soma B termik santralı 1-4
ünitelere ait kazan yenileme ve rehabilitasyon çalıĢmalarınının ekonomik
değerlendirilmesi” danıĢmanlık hizmeti kapsamında TÜBĠTAK tarafından hazırlanan
05.08.2013 tarihli ön fizibilite raporunun SEAġ’ça değerlendirilmesi (Sayfa:67),
2- Raporun ilgili bölümlerinde yer alan ve rapor ekinde (Ek:12) listesi verilen
diğer öneri ve tavsiyelerin de yerine getirilmesi.
Sonuç:
Soma Elektrik Üretim ve Ticaret Aġ’nin 21.03.2014 tarihindeki kendi yönetim
kurulunda kabul edilen 2013 yılı bilançosu 53.529.791,84 Türk Lirası dönem kârı ile
kapanmıĢ bulunmaktadır.
Sayıştay
I. ĠDARĠ BÜNYE
A-Mevzuat:
Soma Elektrik Üretim ve Ticaret Aġ (SEAġ), 233 sayılı KHK’ya göre
teĢkilatlanmıĢ olup Türkiye Elektrik Üretim Aġ’nin bağlı ortaklığı statüsündedir.
SEAġ, 233 sayılı KHK, Ana SözleĢmesi ile 14.03.2013 tarih ve 6446 sayılı
Elektrik Piyasası Kanunu ve mevcut üretim lisansı hükümleri çerçevesinde
faaliyetlerini sürdürmektedir.
Soma A ve B Termik Santrali ÖzelleĢtirme Yüksek Kurulu’nun 30.05.2003
tarih ve 2003/34 sayılı Kararı çerçevesinde özelleĢtirme kapsamında bulunmaktadır.
ġirketin özelleĢtirilmesiyle ilgili olarak, 1995 yılından itibaren 3096, 4046,
6446 ve diğer ilgili mevzuatla belirlenmiĢ usul ve esaslar çerçevesinde birkaç defa
çalıĢma yürütülmüĢ ise de özelleĢtirme gerçekleĢtirilememiĢtir.
ÖzelleĢtirme Ġdaresi BaĢkanlığı, yürüttüğü hazırlık çalıĢmalarında, EÜAġ ve
bağlı ortaklık santralleri arasından özelleĢtirilmek üzere portföy grupları oluĢturmuĢ,
bazı santralleri ise bu gruba dahil etmeyerek öncelikli özelleĢtirilmek üzere ayrı
tutmuĢtur. ġirkete ait santraller de öncelikli özelleĢtirilecek santraller arasında yer
almıĢ olmakla birlikte, ġirketin özelleĢtirilmesiyle ilgili kapsama alınma dıĢında yeni
bir karar bulunmamaktadır.
Ancak, özelleĢtirme ile ilgili sürecin uzaması ve uygulamadaki belirsizlik,
özellikle orta ve uzun vadeli planlama ve Ģirket çalıĢanları üzerinde olumsuz yönde
etki yaptığından, ġirketin özelleĢtirilmesiyle ilgili kararın en kısa sürede açıklanması
önem arz etmektedir.
SEAġ, 3346 sayılı Kamu Ġktisadi TeĢebbüsleri ile Fonların Türkiye Büyük
Millet Meclisince Denetlenmesi Hakkında Kanun, 6085 sayılı SayıĢtay Kanunu ile 233
sayılı KHK gereğince denetlenmektedir.
ġirkette çalıĢtırılan personelin özlük ve sosyal hakları; 657 sayılı Devlet
Memurları Kanunu, 399 sayılı KHK, 6245 sayılı Harcırah Kanunu, 4857 sayılı ĠĢ
Kanunu, 6356 sayılı Sendikalar ve Toplu ĠĢ SözleĢmesi Kanunu, 5510 sayılı Sosyal
Sigortalar ve Genel Sağlık Sigortası Kanunu, Bakanlar Kurulu ve Yüksek Planlama
Kurulu kararları ve bunların ek ve değiĢiklikleri ile ilgili yönetmelikler doğrultusunda
yürütülmektedir.
6102 sayılı Türk Ticaret Kanununun Anonim ġirketlerin kuruluĢuna iliĢkin 338
inci maddesinin 2 nci fıkrasına istinaden, ġirket sermayesinde bulunan 5.000 adet
hissenin EÜAġ yöneticilerine ait 4 adedinin noter onaylı devir sözleĢmesi ile EÜAġ’a
devri gerçekleĢtirilmiĢ olup, durum ġirket Pay Defterine iĢlenmiĢ, 18.01.2013 tarih,
2/3 sayılı Yönetim Kurulu Kararıyla da, 5.000 pay karĢılığı 50.000 TL olan ġirket
sermayesinin tamamının EÜAġ’a ait olduğu, ana sözleĢmede tadil yapılmasına gerek
olmadığı ve bu konuda tescil- ilan için gerekli iĢlemlerin yapılması, kabul edilmiĢ,
durum 6.2.2013 tarih, 8252 sayılı Türkiye Ticaret Sicil Gazetesinde yayınlanmıĢtır.
1
Sayıştay
2
11.06.2013 tarih 9/2 sayılı Yönetim Kurulu Kararıyla da; 16.01.1998 tarih ve
4463 sayılı Ticaret Sicil Gazetesinde yayınlanan ġirketin Ana SözleĢmesinin “ġirketin
sermayesi ve payların dağılımı” baĢlıklı 6’ncı maddesinin, “ġirketin sermayesi
50.000,00 Türk Lirası değerindedir. Bu sermaye, her biri 10,00 Türk Lirası değerinde
5.000 paya ayrılmıĢtır. Buna göre; 5.000 pay karĢılığı 50.000,00 TL’si Elektrik Üretim
Aġ’ye aittir ve taahhüt edilen sermayenin tamamı ödenmiĢtir.” Ģeklinde tadil edilerek
Genel Kurul’ca kabulünden sonra tescil ve ilanının yapılması kabul edilmiĢ, ilgili
karar;11.07.2013 tarih ve 8361 sayılı Türkiye Ticaret Sicil Gazetesinde yayınlanmıĢtır.
B-TeĢkilat:
233 sayılı KHK ve Ana SözleĢmesi uyarınca ġirketin organları genel kurul,
yönetim kurulu ve denetim kurulu ile genel müdürlükten oluĢmaktadır.
ġirketin teĢkilat Ģeması yönetim kurulunca belirlenmekte olup, 18.03.2011 tarih
ve 4/2 sayılı kararı ile mevcut müdürlük sayısı 2 arttırılarak 5’e yükseltilmiĢ ve bu
hususla ilgili gerekli ihdas iĢlemleri gerçekleĢmiĢtir.
Yönetim Kurulu’nun 13.04.2012 tarih ve 5/1 sayılı Kararına istinaden, mevcuda
ilave olarak “Ar-Ge Müdürlüğü” ve “ĠĢletme Müdürü” birimleri oluĢturulmuĢ, buna
iliĢkin kadro iptal ve ihdası, 24.07.2013 tarih, 28717 sayılı Resmi Gazetede
yayımlanmıĢ, 01.08.2013 tarih, 13/2 sayılı Yönetim Kurulu Kararıyla da söz konusu
Resmi Gazetede yayımlanan kadro ihdas ve iptaline uygun olarak yapılandırılan
teĢkilat Ģeması kabul edilmiĢtir.
Bilahare, SEAġ Genel Müdürlüğü bünyesinde gerek “Termik Santral
Teknolojilerinin GeliĢtirilmesi ve YerlileĢtirilmesi”, gerekse “Plazma Kömür
GazlaĢtırma” projelerinin Ar-Ge çalıĢmaları kapsamında uygulamalarının tek elden,
etkin ve koordineli bir Ģekilde yürütülebilmesi için mevcut iĢletme müdürlüğüne
ilaveten, 23.10.2013 tarih, 16/3 sayılı Yönetim Kurulu Kararı ile; Ar-Ge
Müdürlüğünün, “Soma Ar-Ge Termik Santralı ĠĢletme Müdürlüğü” Ģeklinde
kurulması, adı geçen bu yeni iĢletme müdürlüğünde istihdam edilmek üzere 19
personelin, daha önceden mevcut olan ĠĢletme Müdürlüğünün ise, unvanı, Soma
Termik Santrali ĠĢletme Müdürlüğü olarak değiĢtirilerek burada da istihdam edilmek
üzere 11 personelin kadro ihdas ve iptal iĢlemlerinin yapılabilmesi için Devlet
Personel BaĢkanlığı nezdinde giriĢimlerde bulunulması kabul edilmiĢ ve Genel
Müdürlüğe bu konuda yetki verilmiĢtir.
Bu karara göre; yeni kurulan Soma Ar-Ge Termik Santrali ĠĢletme
Müdürlüğü’nde istihdam edilmek üzere “ĠĢletme Müdürü (1kiĢi), ĠĢletme Müdür
Yardımcısı-Teknik (2 kiĢi), ĠĢletme Müdür Yardımcısı-Ġdari (1 kiĢi), BaĢmühendis (4
kiĢi), Mühendis (8 kiĢi) ve ġef (3 kiĢi)” den oluĢan 19 kiĢi, Soma Termik Santralı
ĠĢletme Müdürlüğü’nde istihdam edilmek üzere “Müdür (2 kiĢi), BaĢmühendis (3 kiĢi),
ġef (2 kiĢi) ve Uzman (4 kiĢi)” dan oluĢan 11 kiĢi olmak üzere toplamda 30 personelin
kadro ihdas ve iptal iĢlemlerinin yapılabilmesi için Devlet Personel BaĢkanlığı
nezdinde gerekli çalıĢmalar baĢlatılmıĢtır.
Ancak; yukarıda bahsi geçen Yönetim Kurulu Kararı ile kabul edilen kadro
unvan ve sayılarında, 17.12.2013 tarih, 20/3 sayılı Yönetim Kurulu Kararı ile 2 adet
Sayıştay
Tekniker kadrosunun ihdas iĢlemlerinin yapılabilmesi için, Devlet Personel BaĢkanlığı
nezdinde giriĢimde bulunulması uygun görülmüĢ, en nihayetinde, 27.01.2014 tarih,
28895 sayılı Resmi Gazetede yayımlanarak ġirket için ihdas edilen kadrolara uygun
olarak yeni organigram Ģeması, 03.02.2014 tarih, 2/2 sayılı Yönetim Kurulu Kararıyla
kabul edilmiĢtir.
ġirketin en son yapılanmasını gösteren teĢkilat Ģeması raporun ekine (Ek:1)
alınmıĢtır.
2013 ve 2014 yıllarında yapılan kadro ihdas ve iptallerine, ayrıca, “Personel
kadroları ve personele iliĢkin iĢlemler” bölümünde de yer verilmiĢtir.
ġirketin karar organı yönetim kurulu olup, aynı zamanda yönetim kurulu
baĢkanı da olan genel müdür ilgili bakanın teklifi üzerine ortak kararla, yönetim kurulu
üyelerinden biri Hazine MüsteĢarlığı’nın bağlı olduğu Bakan, diğer üçü ise ilgili
Bakan tarafından atanmaktadır. ġirketin denetim organı ise 233 sayılı KHK’ya göre üç
denetçiden oluĢmaktadır.
ġirkette 2 Yönetim Kurulu Üyeliğinin boĢ bulunması nedeniyle 11.04.2014
tarihi itibariye yeterli sayı olmadığından Yönetim Kurulu toplanamamıĢtır.
Ancak 13.05.2014 ve 20.05.2014 tarihlerinde boĢ bulunan iki adet üyeliğe
atama yapılmıĢtır.
Bununla birlikte, Denetim tarihi (Mayıs 2014) itibariyle, 1 Denetim Kurulu
Üyeliği boĢ bulunmaktadır.
Yönetim ve denetim kurulunun oluĢumu, raporun baĢlangıcında yer alan
yönetim ve denetim kurulu çizelgelerinde gösterilmiĢtir.
Yönetim kurulu 2013 yılında 24 toplantı yapmıĢ ve toplam 88 adet karar
almıĢtır.
ġirketin 01.01.2012–31.12.2012 faaliyet dönemini kapsayan hesap ve iĢlemlerle
ilgili olarak düzenlenen denetçi raporu genel kurula sunulmuĢ, 2012 yılına ait olağan
genel kurul 21.06.2013 tarihinde Ģirket merkezinde toplanmıĢ ve toplantıda; baĢta
yönetim ve denetim kurulunun ibrası, 2012 yılı bilanço ve netice hesaplarının
onaylanması ve net dönem karının dağıtımı olmak üzere gündemindeki konular
görüĢülerek karar altına alınmıĢtır.
11.06.2013 tarih 9/3 sayılı Yönetim Kurulu Kararıyla 13.01.2011 tarih ve 6102
sayılı Türk Ticaret Kanunu’nun “Toplantı BaĢkanlığı ve Ġç Yönerge” baĢlıklı 419’ncu
maddesinin 2’nci bendine istinaden, ġirket Genel Kurulu’nun ÇalıĢma Esas ve
Usullerini belirleyen Ġç Yönergenin Genel Kurula sunulmasına ve kabulünden sonra
tescil ve ilanının yapılması kararı alınmıĢ, ilgili karar 11.07.2013 tarih, 8361 sayılı
Ticaret Sicil Gazetesinde ilan edilmiĢtir.
- Hukuk iĢleri:
Hukuk iĢleri, ġirketin kendisine ait yönetmeliği olmadığı için “EÜAġ Hukuk
MüĢavirliği Yönetmeliği” esasları çerçevesinde yürütülmektedir.
3
Sayıştay
4
ġirketin sözleĢmeli statüde tahsis edilmiĢ 1 adet avukat kadrosu bulunmakta
olup, bu kadroya 24.08.2009 tarihinde açıktan atama yapılmıĢtır. Ancak söz konusu
avukat EÜAġ’a naklen tayini nedeniyle 01.06.2012 tarihinde ġirketten ayrılmıĢtır.
ġirketle ilgili davalar, avukatlık hizmeti alımı suretiyle takip edilmekte olup, bu
çerçevede Genel Müdür oluruna istinaden, doğrudan temin suretiyle belirlenen Soma
Barosuna kayıtlı bir avukat ile 30.05.2012 tarihinde bir yıllık sözleĢme yapılmıĢtır.
Cari yılda, 14’ü önceki yıllardan devreden ve 5’i yıl içinde açılan olmak üzere
toplam 19 adet dava dosyasının takibi yapılmıĢtır. Bu dosyalardan 10’i kesin sonuca
bağlanmıĢ, 11’i temyiz aĢamasında olup kalan 22 dosya 2014 yılına devretmiĢtir.
- TeftiĢ iĢleri:
Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı’nın 28.02.1996 tarih ve 29 sayılı Oluru ile
kendi denetim birimleri oluĢturuluncaya kadar bağlı ortaklıklarda teftiĢ, inceleme ve
soruĢturma iĢlemlerinin ana teĢekkül tarafından yürütülmesi uygun görülmüĢtür. Kendi
teftiĢ birimi bulunmayan ġirketin teftiĢ iĢleri, anılan karara istinaden ana kuruluĢ
EÜAġ TeftiĢ Kurulu BaĢkanlığı’nca yürütülmektedir.
EÜAġ TeftiĢ Kurulu BaĢkanlığı, ġirketin 01.03.2012–30.06.2013 tarihleri
arasındaki dönemi kapsayan iĢ ve iĢlemleri teftiĢ edilerek, 04.11.2013 tarih, MA-30
sayılı Cevaplı TeftiĢ Raporu düzenlenmiĢtir.
-Emlak iĢleri:
Mülga TEK Genel Müdürlüğü önce TEDAġ ve TEAġ olmak üzere iki Ģirket
Ģeklinde, daha sonra da TEAġ; EÜAġ, TEĠAġ ve TETAġ olmak üzere üç Ģirket
Ģeklinde yeniden yapılandırılmıĢtır. SEAġ bu yapılandırma sonucunda EÜAġ’ın
bünyesinde kalmıĢtır. SEAġ’ın kullanımında bulunan gayrimenkul varlıkların büyük
bölümü söz konusu yapılanmalar sonucunda devir protokolleri çerçevesinde EÜAġ’a
geçmiĢ olduğundan bunların tapu tescil iĢlemlerinde önemli sorunlar oluĢmuĢtur.
ġirket yetkililerince yapılan çalıĢmalarda, taĢınmazların tapu tescil iĢlemlerine
ait sorunların nedenleri olarak; genelde isim tashihlerinin yapılmadığı, kamulaĢtırma
iĢlemine tabi tutulan parsellerden bazılarında tescil iĢlemlerinin tamamlanmamıĢ
olduğu, Ģahıslar üzerine kayıtlı parsellerin bulunduğu, bazı parsellerde kamulaĢtırma
Ģerhinin olmadığı ve bunlardan bazılarının satıĢ suretiyle baĢka gerçek ve tüzel kiĢilere
devredilmiĢ olduğu, mülga TEK’den EÜAġ’a devreden evraklar ile tapu kayıtları
arasında farklılıklar bulunduğu, evrakların önemli bir kısmının EÜAġ Genel
Müdürlüğü arĢivlerinde bulunduğu, santral ve müĢtemilatı tesislerin birçoğunun Soma
Belediyesi mücavir alanında yerleĢim sahası içinde kalması sebebiyle parsellerin imar
planı değiĢikliklerinden etkilendiği gibi hususlar yer almıĢtır.
Ġncelemelerde, önceki yıl raporundaki öneriler doğrultusunda; santral ve sosyal
site sahalarındaki arsa ve tarla dahil ġirkete ait tüm gayrimenkul varlıkların güncel bir
envanterinin çıkarıldığı, kamulaĢtırma iĢlemlerinin 35 yıl öncesine kadar uzandığı ve
bu husustaki evraklardan bir bölümünün EÜAġ’ta bulunduğu hususları da dikkate
alınmak suretiyle Ģirket ve EÜAġ kayıtları birlikte değerlendirilerek sorunlu
parsellerin belirlendiği, çeĢitli nedenlerle tescil iĢlemleri tamamlanmamıĢ parsellerden
birçoğunda ilgililerle temasa geçilerek tescil iĢlemlerinin tamamlandığı, 81 tanesinin
Sayıştay
tescili için ise EÜAġ Hukuk MüĢavirliğince dava açıldığı, açılan bu davalardan,
denetim tarih (Mayıs 2014) itibariyle 22 adedinin tescil kararı ile sonuçlanmıĢ olup
tescil iĢlemleri tamamlanmıĢtır. 5 adet için tescil kararı gelmiĢ olup ilgili Tapu
Kadastro müdürlüklerinde iĢlemler devam etmekte, 8 adedi için ret kararı gelmiĢ olup
kararlar kesinleĢmiĢ, 32 tane tescil davası ise halen devam etmektedir.
Bazı parsellerle ilgili sorunların giderilmesi ve hangi parsellerin özelleĢtirme
haricinde tutulacağı gibi hususundaki çalıĢmaların ise EÜAġ Genel Müdürlüğü ile
birlikte yürütüldüğü anlaĢılmıĢ, gerek tüzel, gerekse özel kiĢilerle olan muhtelif
kamulaĢtırma iĢ ve iĢlemleri ile ilgili çalıĢmalar sürdürülmekte olduğu tespit edilmiĢtir.
SEAġ adına bu çalıĢmalar, bir adet kurum personeli ĠnĢaat Mühendisi ve hizmet
alımı suretiyle çalıĢtırılan bir adet Harita Teknikeri tarafından yürütülmekte olup, bu
elemanlar ile bu yoğunlukta iĢlerin sağlıklı bir Ģekilde takip edilebilmesinin zorluğu da
bulunmaktadır.
ġirketin özelleĢtirme kapsamında bulunduğu göz önünde tutularak, EÜAġ ile
birlikte yürütülen çalıĢmalar sürdürülerek Ģirketin kullanımındaki taĢınmazların tapu
tescil iĢlemlerinin bir an önce tamamlanması önerilir.
C-Personel durumu:
KĠT personel rejimini düzenleyen 399 sayılı KHK’de teĢebbüs ve bağlı
ortaklıklardaki hizmetlerin memurlar, sözleĢmeli personel ve iĢçiler eliyle yürütülmesi
öngörülmüĢtür. Bu doğrultuda 657 sayılı Devlet Memurları Kanunu çerçevesinde
istihdam edilen yönetici personelin kadro, unvan, derece ve sayıları 399 sayılı KHK
eki (I) sayılı cetvelde, 399 sayılı KHK’nın 3 üncü maddesinin (c) fıkrasına göre
belirlenen sözleĢmeli personele ait pozisyonların unvan ve sayıları ise (II) sayılı
cetvelde yer almıĢtır.
ġirketin personel istihdamına iliĢkin iĢlemler, KĠT Genel Yatırım ve Finansman
Programı ile uygulamaya iliĢkin usul ve esaslar çerçevesinde yürütülmektedir.
1-Personel kadroları ve personele iliĢkin iĢlemler:
ġirketin 2013 yılı personel kadroları, ortalama ve dönem sonu personel sayıları,
önceki yılın verileri ile birlikte Tablo 2’de gösterilmiĢtir.
5
Sayıştay
6
Tablo 2: Personel sayısı
Personel
A - Memurlar :
1- Genel idare hizmetleri
2- Teknik hizmetleri
Toplam ( A)
B - SözleĢmeliler :
1-399 sayılı KHK'ye göre çalĢ.
2-657 sayılı Kanuna göre çalĢ.
3-Diğer sözleĢmeliler
Toplam ( B )
Toplam (A+B)
C - ĠĢçiler :
1- Sürekli iĢçiler
2 - Geçici iĢçiler
Toplam ( C )
Genel toplam ( A+B+C )
Yüklenici iĢçileri
2012
ÇalıĢan personel
Norm
kadro
2013
Program
ÇalıĢan personel
kadro
Ortalama
Yıl sonu
sayısı
kiĢi
kiĢi
Ortalama
kiĢi
Yıl sonu
kiĢi
2
3
18
3
7
2
3
18
3
7
132
132
185
131
126
132
134
132
135
185
203
131
134
126
133
734
692
743
741
741
734
868
692
827
545
743
946
741
875
741
874
645
sayısı
2013 yılında ortalama 3 memur, 131 sözleĢmeli, 741 iĢçi statüsünde toplam 875
kiĢi çalıĢmıĢtır.
Memur, sözleĢmeli ve iĢçi personelin servislere göre dağılımı ve yıl içindeki
hareketlerine iliĢkin ayrıntılı bilgileri gösteren çizelgelere, raporun ekleri (Ek: 2, 3, 4)
arasında yer verilmiĢtir.
Diğer taraftan Kamu Ġktisadi TeĢebbüsleri ve Bağlı Ortaklıkları 2013 Yılı Genel
Yatırım ve Finansman Programına istinaden Hazine MüsteĢarlığının izni çerçevesinde
gerçekleĢtirilen hizmet alımlarında çalıĢan yüklenici iĢçilerinin sayısı, 2013 yılında
645 kiĢi olmuĢtur.
Ġlgili kuruluĢlarla yapılan görüĢmeler ve yazıĢmalar neticesinde, ġirket
tarafından talep edilen kadro ihdas ve iptal iĢlemleri ile ilgili Bakanlar Kurulu
Kararları, 24.07.2013 tarih ve 28717 - 27.01.2014 tarih ve 28895 sayılı Resmi
Gazetelerde yayımlanarak yürürlüğe girmiĢtir.
ġirketin yeniden yapılanması gereği talep etmiĢ olduğu kadro ve pozisyonlarla
ilgili yıl içinde değiĢiklik yapılmıĢ olup, buna göre; kadro ihdası ve iptali konusunda;
24.07.2013 tarih ve 28717 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan 02.07.2013 tarih
2013/5077 sayılı Bakanlar Kurulu Kararı ile I sayılı cetvele tabi 10 adet müdürlük, II
sayılı cetvele tabi muhtelif unvanlarda 29 adet olmak üzere toplamda 39 adet yeni
kadro ihdası, yine II sayılı cetvele tabi muhtelif unvanlarda 32 adet kadronun iptali
yapılmıĢtır.
Dolayısıyla yılsonu itibariyle, I sayılı cetvele tabi 18 kadro, II sayılı cetvele tabi
185 kadro bulunmaktadır.
Bilahare, yukarıda, “B-TeĢkilat” bölümünde de açıklandığı gibi, mevcut Termik
Santralı ĠĢletme Müdürlüğü ile yeni oluĢturulan Ar-Ge Termik Santrali ĠĢletme
Sayıştay
Müdürlüğü için yapılan talep sonrası, 27.01.2014 tarih 28895 tarihli Resmi Gazetede
yayımlanan 13.01.2014 tarih, 2014/5831sayılı Bakanlar Kurulu Kararı ile de I sayılı
cetvele tabi 4 adet, II sayılı cetvele tabi 25 adet olmak üzere toplam 29 adet yeni kadro
ve pozisyon ihdası yapılmıĢtır.
Yapılan incelemelerde, 2012 yılından bu yana, sağlıklı kadro unvan ve sayısı
belirlenemediğinden, sürekli olarak yeni kadro ihdas ve iptal talebinde bulunulduğu,
görülmüĢtür.
Nitekim, denetim tarihi (Mayıs 2014) itibariyle de, I sayılı cetvelde 15, II sayılı
cetvelde 84 adet boĢ kadronun bulunduğu, buna rağmen ana ortaklık EÜAġ’a yazılan
03.04.2014 tarih, 1339 sayılı yazıyla; I sayılı cetvele 5, II sayılı cetvele 27 adet yeni
kadro ihdası ile II sayılı cetvelden 13 adet kadro iptaline iliĢkin 399 sayılı KHK’nın
4’üncü maddesi gereğince, Devlet Personel BaĢkanlığı nezdinde giriĢimlerde
bulunulması talep edilmiĢtir.
Ayrıca yapılan incelemelerde;
TeĢkilat Ģemasında yer alan Soma Termik Santrali ĠĢletme Müdürlüğü’ne bağlı
Ticaret Müdürlüğü kadrosunda bulunan kiĢinin, aynı zamanda boĢ bulunan ĠĢletme
Müdür Yardımcılığını da görevlendirme yoluyla yürüttüğü; Ticaret Müdürlüğünde
unvanı memur olan bir personelin ise asaleten kadrosu dolu bulunun Ticaret
Müdürlüğü görevini yürüttüğü, yine aynı birimde memur olarak çalıĢan bir elemanın
ise Ģeflik kadrosuna görevlendirildiği,
Aynı iĢletme müdürlüğü muhasebe biriminde ġef olarak görev yapan kiĢinin
Mali ĠĢler Müdürlüğüne, fiilen dolu bulunan ġef’lik kadrosuna ise, aynı birimde
memur olarak çalıĢan bir personelin görevlendirildiği,
Önceki teĢkilat Ģemasında, Personel Müdürlüğü’ne bağlı ġef’lik kadrosunun
memurlardan ve iĢçilerden sorumlu ġeflik olarak 2’ye çıkarıldığı, ilk teĢkilat
Ģemasında Ģef olan kiĢinin Personel Müdürü olarak; yine bu iki Ģef kadrosuna da
görevlendirme yapılmak suretiyle iĢlerin yürütüldüğü,
Aynı Ģekilde Soma Termik Santralı ĠĢletme Müdürlüğü kadrosu asaleten dolu
iken, bir baĢka personelin burada, söz konusu birimde asaleten görevli bulunan kiĢinin
fiili olarak asıl görevini yapmayıp, Soma Ar-Ge Termik Santralı ĠĢletme Müdürlüğüne
görevlendirildiği,
belirlenmiĢtir.
Bu nedenlerle;
SEAġ’ın mevcut iĢ hacmine uygun gerekli kadro yapısının belirlenerek sürekli
kadro iptal ve ihdas talebinde bulunulmaması, asaleten atanmıĢ olanların, bu kadrodaki
görevleri yerine, hiyerarĢik olarak daha üst kadrolarda görevlendirilme suretiyle
çalıĢtırıldığı, söz konusu uygulamaların ileride sınavsız olarak görevde yükselmelere
yol açabileceği dikkate alınarak, yapılan asaleten atama ve görevlendirmelerde daha
hassas davranılması, mesleki birikim, liyakat vb krıterlerin gözetilerek Ģirket
çalıĢanları içerisinden bu Ģartları taĢıyanların atanmaları hususlarına dikkat edilmesi
önem arz etmektedir.
7
Sayıştay
8
Ġnceleme tarihi (Mayıs 2014) itibariyle, iĢçi personele ait hak edildiği halde
kullanılmayan toplam 20.410 gün birikmiĢ ücretli izin bulunduğu tespit edilmiĢtir.
ÇalıĢanların beden ve ruh sağlığı ve kullanılmayan izinlerin oluĢturacağı mali
külfet de dikkate alınarak, iĢçilere yıllık ücretli izin hakkının zamanında
kullandırılması hususunun titizlikle takibi önerilir.
2- Personele yapılan harcamalar:
Personelin maaĢ ve ücretleri, ilgili Bakanlar Kurulu ve Yüksek Planlama
Kurulu kararları ile tespit edilmektedir.
Memur ve sözleĢmeli personelin mali ve sosyal hakları, 4688 sayılı Kamu
Görevlileri Sendikaları ve Toplu SözleĢme Kanunu kapsamında Kamu Görevlileri
Hakem Kurulunun 29.5.2012 tarih ve 2012/1 sayılı kararıyla belirlenen ilkeler
çerçevesinde yürütülmüĢtür. Esas itibariyle bu kararla memur ve sözleĢmeli personelin
ücretleri 2013 yılının birinci ve ikinci 6 aylık döneminde %3 oranında arttırılmıĢ,
sosyal haklarda da iyileĢtirmeler yapılmıĢtır.
Ayrıca, iĢçi ücretleri, TES-Ġġ ile imzalanan ve 01.03.2011-28.02.2013,
01.03.2013-28.02.2015 tarihleri arasındaki dönemi kapsayan 14 ve 15. Dönem ĠĢletme
Toplu ĠĢ SözleĢmeleri çerçevesinde tahakkuk ettirilmiĢtir.
ĠĢçilerin ücret ve sosyal haklarını belirleyen ve 01.03.2013-28.02.2015 tarihleri
arasındaki dönemi kapsayan 15. Dönem ĠĢletme Toplu ĠĢ SözleĢmesi 01.11.2013
tarihinde imzalanmıĢtır.
ġirket personeli için 2013 yılında yapılan harcamaların ayrıntıları ve kiĢi baĢına
düĢen aylık harcama tutarı, program ve önceki dönem verileri ile birlikte Tablo 3’de
gösterilmiĢtir.
Tablo 3: Personele yapılan harcamalar
Personele yapılan
harcamalar
A-Yönetim kurulu
üyeleri ve
denetçiler
B- Memurlar
C- SözleĢmeliler
D- ĠĢçiler
Genel toplam
(A+B+C+D)
Geçen yıl toplamı
Fark
2012
2013
Harcanan
Harcanan
KiĢi Ödeneğin
KiĢi
Cari
son
Toplam baĢına
GeçmiĢ
baĢına
Esas
Ek
Sosyal
Toplam
yıl
harcama ayda durumu ücretler ödemeler giderler
yılla
ayda
toplamı
düĢen
ilgili
düĢen
Bin TL
TL
Bin TL Bin TL Bin TL Bin TL Bin TL Bin TL Bin TL
TL
226
196
6.248
65.064
71.734
6.292
3.662
6.525
285
277
277
277
319
6.637
70.773
197
4.442
20.318
41
622
23.729
29
1.001
15.426
267
6.065
59.473
5.316
314 7.417
6.065 3.858
64.789 6.688
78.014
25.234
24.392
16.456
66.082
5.363
71.445
60.368
17.646
23.111
2.123
22.463
1.929
14.783
1.673
60.357 11.377
5.725 (6.014)
71.734
(289)
47
Sayıştay
ġirketin 2013 yılı personel harcamaları, 66,1 milyon TL cari yılla, 5,4 milyon
TL geçmiĢ yıllarla ilgili olmak üzere toplam 71,5 milyon TL olarak gerçekleĢmiĢtir.
Önceki yıla göre %9,5 oranında artan cari yıla iliĢkin harcamaların; %90’ı iĢçi,
%9,2’si sözleĢmeli, %0,4’ü memur personelle, %0,4’ü ise kuruluĢ dıĢı yönetim kurulu
üyeleri ve denetçilerle ilgilidir.
Cari yıla iliĢkin kiĢi baĢına düĢen aylık ortalama harcama tutarları ise
memurlarda 7.417 TL, sözleĢmelilerde 3.858 TL ve iĢçilerde 6.688 TL olarak
gerçekleĢmiĢ olup geçen yıla göre ücret artıĢları memurlarda %17,9, sözleĢmelilerde
%5, iĢçilerde ise %2,5 oranında olmuĢtur.
Memurlardaki kiĢi baĢına düĢen aylık ortalamanın yüksek gerçekleĢmesinin
nedeni, ortalama sayı 3 olmasına karĢılık, yıl sonu çalıĢan sayısının 7 olmasından
kaynaklanmıĢtır.
Kamu Ġktisadi TeĢebbüsleri ve Bağlı Ortaklıkları 2013 Yılı Genel Yatırım ve
Finansman Programı doğrultusunda, Hazine MüsteĢarlığının 22.11.2012 tarih ve
18621 sayılı yazı ile SEAġ’ın 2013 yılı fazla çalıĢma tavanı 137.817 saat/yıl olarak
belirlenmiĢtir. ġirket Yönetim Kurulunun 18.01.2013 tarih ve 2/4 sayılı Kararı ile de
bunun 130.813 saati iĢçi, 7.000 saati ise sözleĢmeli personele tahsis edilmiĢtir.
2013 yılında ise iĢçi personele 122.790 saat, sözleĢmeli personele 7.000 saat
olmak üzere toplam 129.790 saatlik fazla mesai yaptırılmıĢtır.
3- Sosyal konular ve giderleri:
ġirket personeli için yapılan sosyal nitelikli harcamalar, önceki dönem değerleri
ile birlikte Tablo 4’de gösterilmiĢtir.
9
Sayıştay
10
Tablo 4: Sosyal giderler
Memurlar
Sosyal giderler
SözleĢmeliler
ĠĢçiler
Toplam
2012
2013
2012
2013
2012
2013
2012
2013
Fark
Bin
TL
Bin
TL
Bin
TL
Bin
TL
Bin
TL
Bin
TL
Bin
TL
Bin
TL
Bin TL
A- Cari yılla ilgili,
1
- Aile yardımı ve çocuk yardımı
2
- Evlendirme ve ölüm yardımı
3
- Sosyal yardım zammı
4
- Barındırma Giderleri
5
- Yedirme Yardımı
6
2
3
153
154
157
2
3
3
4
3
(1)
1.312
1.633
1.312
1.633
321
1.361
1.705
1.361
1.728
367
- Giydirme yardımı
118
301
118
301
183
7
- TaĢıma giderleri
979
979
979
979
8
- Sosyal güvenlik ve genel sağlık sigortası
8.601
9.419
176
84
176
84
(93)
827
910
827
910
83
9
16
29
30
406
376
423
376
(30)
13.792 15.426 14.783 16.456
1.673
23
primi iĢveren payı ve ek karĢılığı
9
1
155
13
26
559
810
- Emekli ikramiyesi, iĢten ayrılma tazminatı
10 - ĠĢsizlik sigortası iĢveren payı
11 - Sağlık Giderleri
226
12 - Eğitim giderleri
20
9.173 10.255
855
226
14
13 - Spor Giderleri
14 - Dinlenme kamplarına yapılan harcamalar
15 - Personel dernek ve vakıflarına yardımlar
16 - Ayni ve nakdi baĢka sosyal giderler
Toplam (A)
15
29
976
45
47
448
1.001
B- GeçmiĢ yıllarla ilgili :
1
- Emekli ikramiyesi, iĢten ayrılma tazminatı
2
- Diğer ödemeler
10.778
106
Toplam (B)
45
47
448
Genel toplam
60
76
1.424
10.884
5.188 11.271
128
106
5.316 11.377
5.235 (6.036)
128
22
5.363 (6.014)
1.001 24.676 20.742 26.160 21.819 (4.341)
2013 yılında gerçekleĢen cari yılla ilgili sosyal nitelikli giderler toplamı, önceki
yıla göre %11,3 oranında artarak 16,5 milyon TL olmuĢtur.
Cari yılla ilgili sosyal giderlerin; %62,3’ü sosyal güvenlik ve genel sağlık
sigortası primi iĢveren payı ve ek karĢılıkları, %10,5i yedirme yardımı, %5,5’i iĢsizlik
sigortası iĢveren payı, %6’sı taĢıma giderleri, %10’nu sosyal yardım zammı, kalan
%5,7’si ise diğer sosyal nitelikli harcamalarla ilgilidir.
Cari yılla ilgili sosyal giderlere, 5,3 milyon TL tutarındaki geçmiĢ yıllarla ilgili
ödemelerin de ilavesiyle sosyal giderler toplamı 21,8 milyon TL olarak
gerçekleĢmiĢtir.
Sayıştay
11
III. MALĠ BÜNYE
A-Mali durum:
Mali bünyenin incelenmesi amacıyla, 2013 yılı bilançosu üzerinde gerekli
sadeleĢtirmeler yapıldıktan sonra ġirketin ana hesap grupları itibariyle kaynak ve
varlıkları önceki dönem verileriyle birlikte Tablo 5’de gösterilmiĢtir.
Tablo 5: Mali durum
Mali durum
Varlıklar ( Aktif ):
1-Dönen varlıklar
a)Hazır değerler
b)Kısa sürede paraya çevrilebilir değerler
Toplam (1)
2-Duran varlıklar
a)Uzun sürede paraya çevrilebilir değerler
b)Bağlı değerler
Toplam (2)
Varlıklar toplamı
Kaynaklar ( Pasif ) :
1-Yabancı kaynaklar
a)Kısa süreli
b)Uzun süreli
Toplam (1)
2-Öz kaynaklar
Kaynaklar toplamı
2012
Bin TL
25
890.697
890.722
%
70,8
70,8
2013
Bin TL
30
918.402
918.432
%
Fark
Bin TL
71,2
71,2
5
27.705
27.710
12.712
1,0
13.269
1,0
354.328 28,2
357.969 27,8
367.040 29,2
371.238 28,8
1.257.762 100,0 1.289.670 100,0
557
3.641
4.198
31.908
68.697
5,5
89.058
6,9
34.170
2,7
41.584
3,2
102.867
8,2
130.642 10,1
1.154.895 91,8 1.159.028 89,9
1.257.762 100,0 1.289.670 100,0
20.361
7.414
27.775
4.133
31.908
Yukarıdaki çizelge düzenlenirken; bilançoda, sehven stoklar hesap grubu içinde
yer alan 1,1 milyon TL tutarındaki avans, yatırım avansı niteliğinde olduğu için maddi
duran varlıklar hesabına ilave edilmiĢ, ana kuruluĢ EÜAġ’a ait 38,5 milyon TL
tutarındaki borç, 705,9 milyon TL olan alacaktan mahsup edilerek düzenlenen analize
elveriĢli bilançonun değeri 38,5 milyon TL tutarında azalmıĢtır.
Yapılan düzeltme neticesinde, ġirket varlık ve kaynakları 1,3 milyar TL
olmuĢtur.
2013 yılı sonu itibariyle Ģirketin varlık ve kaynaklarının ayrıntısına raporun
ekleri arasında (Ek: 5 ve 6) yer verilmiĢtir.
Sayıştay
12
1-Mali yapı oranları:
a) Mali kaldıraç:
Yabancı kaynaklar X 100
Varlıklar toplamı
130.642 X
1.289.670
=
100
2013
%
= 10,1
2012
%
8,2
2013 yılı sonu itibarı ile Ģirket, varlıklarının finansmanında, %10,1 oranında
yabancı kaynak, %89,9 oranında da öz kaynak kullanmıĢtır.
b) Mali yeterlilik (Finansman):
Öz kaynaklar X 100
Yabancı kaynaklar
=
1.159.028 X 100
=
130.642
2013
%
2012
%
887,2
1.122,7
Dönem sonu itibariyle ġirket, yabancı kaynaklarının 8,9 katı oranında öz
kaynağa sahip bulunmaktadır.
Bununla birlikte ġirketin öz kaynaklarının %97,2’si oranında 1,1 milyar TL’si,
5024 sayılı Kanun uyarınca enflasyon düzeltmesi sonucu oluĢan kâra ait olup söz
konusu tutar, yıllar itibariyle devretmektedir.
ÖdenmiĢ sermaye 50 bin TL olup, bu tutar ġirketin faaliyet hacmi ile mütenasip
bulunmamaktadır. Öz kaynaklar içerinde yer alan enflasyon düzeltmesi sonucu oluĢan
geçmiĢ yıllar karının kullanılması suretiyle, ödenmiĢ sermayenin artırılmasının uygun
olacağı değerlendirilmektedir.
c) Oto finansman (Ġç kaynaklar):
Yedekler X 100
ÖdenmiĢ sermaye
=
32.027
50
X 100
2013
%
= 64.054
2012
%
55.788
Yukarıdaki rasyoda 2013 yılı karından ayrılan yedekler de dahil edilmiĢ olup,
ġirket yedeklerinin ödenmiĢ sermayeye oranı, ödenmiĢ sermayenin Türk Ticaret
Kanunu’nda belirtilen asgari tutarda bulunması nedeniyle, oldukça yüksek seviyede
görünmektedir. ġirketin ödenmiĢ sermayesi faaliyetine göre oldukça düĢük seviyede
bulunmaktadır. Bu durum, 1. tertip yasal yedek akçe tavanını sınırlamak suretiyle,
yeterli miktarda yasal yedek akçe oluĢmasına engel oluĢturarak oto finansman oranının
geliĢimine olumsuz etki etmektedir.
d) Bağlı değerlerin finansmanında kullanılan kaynaklar ve bu değerlerin
kaynaklar içindeki yeri:
2013
2012
%
%
Bağlı değerler X 100
357.969 X 100
=
= 30,9
30,7
Öz kaynaklar
1.159.028
Sayıştay
13
Bağlı değerlerin ne ölçüde öz kaynaklarla finanse edildiğini gösteren bu oran
önceki döneme göre 0,2 puan artarak %30,9’a yükselmiĢtir. ġirket, maddi duran
varlıklarının, %87,9’u oranında amorti edilmesiyle, bilanço net değerinin düĢük olması
sonucu, bağlı değerlerin üstünde öz kaynağa sahip bulunmaktadır.
2013
2012
%
%
Bağlı değerler X 100
357.969
X 100
=
= 27,8
28,2
Varlıklar toplamı
1.289.670
Önceki dönemde bağlı değerler varlıkların %28,2’sini oluĢtururken 2013
yılında bu oran %27,8’e düĢmüĢtür.
ġirketin sabit kıymetlerinin büyük bölümünün oldukça eski olduğu, ayrılan
amortismanların etkisiyle sabit kıymetlerin defter değerinin yıldan yıla azalmakta
olduğu, ayrılan amortismanlar oranında yatırım harcamasının gerçekleĢmemesi
neticesinde, varlıklar içerisindeki sabit kıymet payının yıllar itibariyle azalmakta
olduğu görülmektedir.
e)Paraya çevrilebilir ve hazır değerlerin varlıklar içindeki yeri:
Paraya çevrilebilir ve hazır değerler X 100
Varlıklar toplamı
=
931.701
X
1.289.670
100
2013
%
2012
%
= 72,3
70,8
ġirketin paraya çevrilebilir ve hazır değerlerinin varlıklar içindeki payı, önceki
döneme göre 1,5 puan artıĢla %72,3 düzeyinde gerçekleĢmiĢtir.
2 - Likidite:
ġirketin kısa vadeli borç ödeme gücünü belirlemek için kullanılan likidite
oranlarına ve açıklamalarına aĢağıda yer verilmiĢtir.
-Cari oran:
Dönen varlıklar X 100
Kısa vadeli yabancı kaynaklar
=
918.432 X
89.058
100
2013
%
= 1.031,3
2012
%
1.296,6
Dönen varlıklar içerisinde en büyük pay, repoda değerlendirilen 100,6 milyon
TL tutarındaki nakit ile analize elveriĢli bilançoda yer alan ve 667,4 milyon TL
tutarındaki ana ortaklık EÜAġ’tan olan cari hesap alacağıdır.
Dolayısıyla ġirketin dönen varlıkları, kısa vadeli yabancı kaynaklarının yaklaĢık
10 katı kadar büyüklüğe sahip bulunmaktadır.
Sayıştay
14
- Likidite oranı:
Dönen varlıklar-stoklar X 100
Kısa vadeli yabancı kaynaklar
918.432X
= 56.536
89.058
100
=
2013
%
2012
%
967,8
1.224,8
ġirketin 2013 dönem sonu itibariyle sahip olduğu stoklar dıĢındaki dönen
varlıkları, kısa vadeli yabancı kaynaklarını yaklaĢık 9,7 kat fazlası ile karĢılamaktadır.
Geçen yıla göre meydana gelen azalıĢta, stokların %16,8 oranında artması etken
olmuĢtur.
3 - Varlık kullanım oranları:
ġirketin sahip olduğu ve faaliyetlerini yürütmede kullandığı iktisadi
kıymetlerini ne ölçüde etkin kullandığını gösteren varlık kullanım oranlarından
bazılarına aĢağıda yer verilmiĢtir.
-Alacak devir hızı:
Net satıĢ tutarı
Ortalama ticari alacaklar
=
633.270
56.339
=
2013
2012
11,2
8,1
Geçen yıla göre net satıĢ tutarının %14,9 oranında azalmasına karĢılık ortalama
ticari alacakların %23,9 oranında azalması sonucu ticari alacakların devir hızı önceki
döneme göre 3,1 puan artarak 11,2 olmuĢtur
-Dönen varlık devir hızı:
Net satıĢlar
Dönen varlıklar
=
633.270
918.432
=
2013
2012
0,69
0,84
ġirketin dönen varlıklarının ne kadar verimli kullanıldığını göstermek için
hesaplanan dönen varlık devir hızı önceki döneme göre fazla farklılık göstermemiĢtir.
-Aktif devir hızı:
Net satıĢlar
Varlıklar toplamı
=
633.270
1.289.670
=
2013
2012
0,49
0,59
2013 yılında varlıkların devir hızı 0,49 olup ġirket her 100 TL’lik varlık
kullanımı karĢılığında 49 TL’lik satıĢ hasılatı sağlamıĢtır.
-Öz kaynak devir hızı:
Net satıĢlar
Öz kaynaklar
=
633.270
1.159.028
=
2013
2012
0,55
0,59
Öz kaynak devir hızı Ģirketin her 100 TL’lik öz kaynak kullanımı karĢılığında
55 TL’lik satıĢ hasılatı sağlandığını göstermektedir.
Sayıştay
15
B- Mali sonuçlar:
1)Kârlılık (rantabilite):
a)Mali kârlılık (Mali rantabilite) :
Dönem kârı X 100
ÖdenmiĢ sermaye
=
53.530
X
50
100
=
2013
%
2012
%
107.060
72.554
ÖdenmiĢ sermayesi faaliyet hacmine göre çok düĢük olan ġirketin mali kârlılık
oranı 2013 yılında dönem kârındaki artıĢın etkisiyle yükselmiĢtir.
2013
2012
%
%
Dönem kârı X 100
53.530 X 100
=
= 4,6
3,1
Öz kaynaklar
1.159.028
ġirketin dönem kârı/öz kaynak oranı önceki döneme göre 1,5 puan artarak %4,6
olmuĢtur.
2013
2012
%
%
Faaliyet kârı X 100
78.036
X 100
=
= 6,7
7,3
Öz kaynaklar
1.159.028
Önceki yıl faaliyet kârlılığı 4,8 puan azalıĢla %7,3 olurken cari yılda söz konusu
oran yine azalıĢ göstermiĢ ve %6,7 olmuĢtur.
Yıllar itibariyle öz kaynaklar yönünden faaliyet kârlılığına bakıldığında, 2010
yılında %23,9 olan oran, 2011 yılında %12,1, 2012 yılında %7,3 ve 2013 yılında %6,7
olmuĢtur.
Dolayısıyla ġirketin faaliyet kârlılığınındaki yıllar itibariyle oluĢan azalıĢın
devam etmesinin önüne geçilmesi yönünde gerekli tedbirlerin alınması uygun
olacaktır.
b)Ekonomik kârlılık (Ekonomik rantabilite):
[Dönem kârı+(Finansman giderleriyatırım maliyetine verilen faizler)] X 100
=
Kullanılan sermaye-ĠĢletmeye açılmayan
yatırımlarda kullanılan kaynaklar
53.530 X 100
1.289.670- 43.034
=
2013
2012
%
%
4,3
3,0
ĠĢletmenin ekonomik kârlılığı önceki yıla göre 1,3 puan artarak %4,3 düzeyinde
gerçekleĢmiĢtir.
Sayıştay
16
2) Mali sonucu ilgilendiren etkenler:
Net satıĢlar X 100
Kullanılan sermaye - ĠĢletmeye açılmayan
yatırımlarda kullanılan kaynaklar
2013
%
2012
%
= 50,8
60,8
633.270 X 100
=
1.289.670- 43.034
Geçen yıla göre kullanılan sermayenin %2,5 oranında, iĢletmeye açılmayan
yatırımlarda kullanılan kaynakların %19 oranında artmasına karĢılık net satıĢların
%14,9 oranında azalması sonucu, rasyo geçen yıla göre 10 puan azalarak 2013 yılında
kullanılan her 100 TL’lik kaynak karĢılığında 50,8 TL’lik satıĢ hasılatı elde edilmiĢtir.
ġirketin mali bünyesi ile ilgili olarak genel bir değerlendirme yapıldığında;
- ġirketin ödenmiĢ sermayesinin faaliyet hacmine göre oldukça düĢük tutarda
olmasının, dönem karından ayrılabilecek yasal yedek tutarını sınırlamak suretiyle, oto
finansman oranı üzerinde olumsuz etki yarattığı dikkate alınarak, sermayenin
artırılması gerektiği,
-Yıllar itibariyle öz kaynaklar yönünden faaliyet karlılığına bakıldığında, 2010
yılında %23,9 olan oran, 2011 yılında %12,1, 2012 yılında %7,3 ve 2013 yılında %6,7
olduğu, dolayısıyla ġirketin faaliyet karlılığınındaki yıllar itibariyle oluĢan azalıĢın
devam etmesinin önüne geçilmesi yönünde gerekli tedbirlerin alınması gerektiği,
-Bu nedenle de; Santralin yıllardır kapasitesinin oldukça altında üretim ve satıĢ
yapmakta olduğu, kapasite kullanımını ve verimliliği artıracak iyileĢtirmelerin ġirketin
mali yapısına da önemli katkı sağlayacağı,
sonuçlarına ulaĢılmıĢtır.
Sayıştay
IV. ĠġLETME ÇALIġMALARI
ġirketin 2013 yılı iĢletme bütçesi, ġirket Yönetim Kurulu’nun 20.12.2012 tarih
ve 21/2 sayılı Kararı ile kabul edilmiĢ ve bu bütçe, konsolide bütçeye bağlı ortaklıklar
da dahil olduğundan EÜAġ Yönetim Kurulu’nun 14.12.2012 tarih ve 54-390 sayılı
Kararı ile onaylanmıĢtır.
Bütçe ile; 2013 faaliyet dönemi sonunda 4.116,9 GWh Brüt enerji üretileceği, iç
tüketim ve iletim kayıpları düĢüldükten sonra 3.432,2 GWh enerji satıĢı yapılacağı,
üretim sarfiyatlarının 801,9 milyon TL olacağı, yine dönem sonuna kadar 660,3
milyon TL alım yapılacağı ve enerji satıĢından 843,7 milyon TL net satıĢ hasılatı elde
edileceği, enerji satıĢ birim fiyatının ortalama 23,80 kr/kWh olacağı ve faaliyet dönem
kârının 42,2 milyon TL olarak gerçekleĢeceği öngörülmüĢtür.
ġirketin 2013 yılı bütçesi EÜAġ Yönetim Kurulunun 17.12.2013 tarih ve 46366 sayılı, ġirket Yönetim Kurulunun 30.12.2013 tarih ve 21/3 sayılı kararı ile revize
edilmiĢ olup buna göre brüt üretim programının; 3.583,3 GWh, olacağı, 510,9 milyon
TL alım yapılacağı ve dönem kârının 102 milyon TL olarak gerçekleĢeceği
öngörülmüĢtür.
2013 yılında ise; 3.087,7 GWh’lik net elektrik enerjisi satıĢı yapılmıĢ, 544,2
milyon TL tutarındaki toplam satıĢ maliyetine karĢılık 633,3 milyon TL net satıĢ
hasılatı elde edilmesi neticesinde 89 milyon TL iĢletme brüt satıĢ kârı oluĢmuĢ, 11
milyon TL tutarındaki faaliyet giderlerinden sonra 78 milyon TL faaliyet kârı elde
edilmiĢ, faaliyet dıĢı gelir ve karlar ile gider ve zararlar sonucunda 53,5 milyon TL
dönem kârı gerçekleĢmiĢtir.
ġirketin bütçe ve gerçekleĢmelerine iliĢkin ayrıntılı bilgi, fonksiyonel
bölümlerle ilgili kısımlarda verilmiĢtir.
A- Giderler:
ġirketin 2013 yılına iliĢkin bütçe ödenekleri ve gerçekleĢen giderleri, önceki
dönem değerleri ile birlikte Tablo 6’da gösterilmiĢtir.
17
Sayıştay
18
Tablo 6: Giderler
Giderler
2013
2012 yılı
gerçekleĢen
1- ĠĢçi ücret ve giderleri
2- Mem.ve sözl. personel ücret ve gid.
3- DıĢarıdan sağlanan fayda ve hiz.
4- ÇeĢitli giderler
5- Vergi resim ve harçlar
6- Amortismanlar ve tükenme payları
Son
durum
Bin TL
Bin TL
574.295
638.987
485.673
441.465
(44.208)
(30,9)
(9,1)
53.201
53.018
70.773
58.493
(12.279)
10,3
(17,4)
6.177
7.072
7.241
6.641
(600)
(6,1)
(8,3)
47.788
57.469
55.982
46.025
(9.958)
(19,9)
(17,8)
8.721
9.203
8.832
8.434
(398)
(8,4)
(4,5)
208
205
227
207
(20)
0,7
(9,1)
23.902
35.969
24.995
22.287
(2.708)
(38)
(10,8)
19
24
801.942
653.747
7- Finansman giderleri
Toplam
GerçekleĢen
Ödeneğe göre
Ödeneğin
sapmalar
son
Ġlk
Son
durumuna
duruma duruma
göre fark
göre
göre
%
%
Bin TL
Ġlk durum
Bin TL
0- Ġlk madde ve malzeme giderleri
Ödenek
714.292
Bin TL
(24)
583.552
(70.195)
(100)
(27,2)
(10,7)
2013 yılı için 801,9 milyon TL tutarında öngörülen toplam giderler, yapılan
bütçe revizesi sonucunda 653,7 milyon TL’ye düĢmüĢtür.
2013 toplam giderler 583,6 milyon TL olarak gerçekleĢmiĢtir. Dolayısıyla
ödeneğin ilk durumuna göre %27,2, son durumuna göre ise %10,7 olumlu sapma
meydana gelmiĢtir.
Diğer taraftan Hazine MüsteĢarlığı, Kamu Ġktisadi TeĢebbüsleri ve Bağlı
Ortaklıklarının 2013 Yılına Ait Genel Yatırım ve Finansman Programı çerçevesinde,
kuruluĢların yıllık programlarını bağlı ortaklıklarıyla birlikte değerlendirmekte ve
konsolide tutarlar aĢılmamak üzere kendi aralarında ödenek aktarması yapılmasına izin
vermektedir.
EÜAġ ve bağlı ortaklarında müteakip yıl yapılan bilanço çalıĢmaları sırasında
giderlerin gerçekleĢme tutarları ile ödenekleri karĢılaĢtırılmakta ve oluĢan ödenek
aĢımları gider kalemleri arasındaki ödenek aktarmaları (Tenzil ve ilaveler) ile bu
suretle giderilemeyen ödenek aĢımları ise konsolide ödenek tutarı aĢılmamak suretiyle
ana kuruluĢ ve bağlı ortaklıklar arasında yapılan tenzil ve ilavelerle giderilmekte ve
yapılan bu iĢlemler ġirket ve EÜAġ yönetim kurullarınca bilanço ile birlikte
onaylanmaktadır.
Çizelgeden de izleneceği üzere, ġirketin giderler toplamında ve bunu oluĢturan
hesap grupları toplamında bütçe ödeneğine göre aĢım bulunmamaktadır.
ġirketin 583,6 milyon TL olan 2013 yılı giderleri toplamının; %93,3’ü oranında
544,2 milyon TL’lik kısmı üretim maliyeti, %1,9’u oranında 11 milyon TL’lik kısmı
faaliyet giderleri, %4,8 oranında 28,4 milyon TL’lik kısmı da çalıĢmayan kısım
Sayıştay
19
giderleri grubundaki hesaplara kaydedilmiĢtir.
Giderler türleri itibariyle aĢağıda incelenmiĢtir.
-Ġlk madde ve malzeme giderleri:
ġirketin ilk madde ve malzeme giderleri hesabında kayıtlı 441,4 milyon TL’lik
tutarın; %84,8’i oranında 374,1 milyon TL’si linyit kömürü, %12,6 oranında 55,8
milyon TL’si fuel-oil ve motorin, %2,6’si oranında 11,5 milyon TL’si de diğer iĢletme
malzemesi ve yedek malzemelerden oluĢmaktadır.
-Memur, sözleĢmeli ve iĢçi personel ücret ve giderleri:
ġirketin 65,1 milyon TL tutarındaki personel giderlerine iliĢkin ayrıntılı bilgi
raporun idari bünye bölümünde verilmiĢtir.
-DıĢarıdan sağlanan fayda ve hizmetler:
Önceki yıla göre %3,7 oranında azalarak 46 milyon TL olan dıĢarıdan sağlanan
fayda ve hizmet giderlerinin ayrıntısı önceki dönem değerleriyle birlikte Tablo 7’de
gösterilmiĢtir.
Tablo 7: DıĢarıdan sağlanan fayda ve hizmetler
DıĢarıdan sağlanan fayda ve hizmetler
Aydınlatma, ısıtma su giderleri
DıĢarıya yaptırılan onarım ve bakım giderleri
Büyük onarım giderleri
TaĢıma ve hizmet giderleri(iĢçi)
Temizlik giderleri
Sağlık hizmet alım gideri
Patent ve lisans giderleri
Makine, teçhizat ve araç kiraları
Orman iĢletmesine ödenen geçiĢ hakkı
Çıraklık ve mesleki öğrenim ücretleri
Güvenlik hizmet alımı giderleri
Ġletim ücreti
Piyasa iĢletim ücreti
MüĢavirlik hizmet giderleri
Tedarik hizmet gideri
Sosyal tesis iĢletmeciliği gideri
Santral ve trafo iĢletme ve bakım gid.
Diğer giderler
Toplam
2012
GerçekleĢen
Bin TL
1.051
3.531
3.524
979
2.677
78
152
997
825
80
1.472
25.245
62
10
-
1.100
5.995
10
47.788
2013
GerçekleĢen
Fark
Bin TL
Bin TL
1.071
20
3.922
391
2.549
(974)
979
3.266
589
85
7
110
(42)
1.154
157
866
41
94
14
1.783
311
19.958
(5.287)
64
2
20
10
13
13
1.416
316
8.594
2.599
81
72
46.025
(1.763)
Yukarıdaki çizelgeden de izleneceği üzere, 2013 yılına iliĢkin dıĢarıdan
sağlanan fayda ve hizmet giderlerinin; %43,5’i üretilen elektrik enerjisinin iletimi için
Türkiye Elektrik Ġletim Aġ’ye ödenen iletim ve sistem kullanım ücreti, %18,6’sı
santral ve trafo iĢletme ve bakım giderinden, % 18,7’si iĢçi taĢıma, temizlik, sosyal
tesis iĢletmeciliği, araç kiralama, özel güvenlik hizmet alımlarından, %14’ü onarım ve
bakım iĢleri, %2,3’ü aydınlatma ısıtma ve su giderleri, %1,9’u orman geçiĢ hakkı,
Sayıştay
20
kalan %1’i de dıĢarıdan sağlanan diğer fayda ve hizmetlerle ilgili giderlerden
oluĢmuĢtur.
Hizmet alımlarına iliĢkin ayrıntılı bilgi, raporun “Tedarik ĠĢleri” kısmında
verilmiĢtir.
-ÇeĢitli giderler:
ġirketin 8,4 milyon TL tutarındaki çeĢitli giderlerinin ayrıntısı önceki dönem
değerleriyle birlikte Tablo 8’de gösterilmiĢtir.
Tablo 8: ÇeĢitli giderler
ÇeĢitli giderler
Personel yollukları
Harici sigorta giderleri
Dahili sigorta giderleri
Ġlan ve reklam giderleri, sergi ve fuarlara iĢtirak gid.
Dava, icra ve noter giderleri
Mevzuat gereği katılma payları
PTT ve havale giderleri
Misafir ağırlama giderleri
Beden terbiyesi ve spor giderleri
Toplam
2012
Bin TL
221
30
7.401
123
442
169
176
54
105
8.721
2013
Fark
Bin TL
Bin TL
187
29
7.449
250
39
108
187
70
115
8.434
(34)
(1)
48
127
(403)
(61)
11
16
10
(287)
ġirketin cari yıl çeĢitli giderleri toplamının %88,3’ü yıl içinde ayrılan dahili
sigorta fonu tutarı ile ilgilidir.
Mevzuat gereği katılma payları hesabındaki 108 bin TL’lik tutarın; 44 bin TL’si
KOSGEB, 28 bin TL’si TSE, 13 bin TL’si ĠĢverenler sendikası, 6 bin TL’si Dünya
Enerji Konseyine, 15 bin TL’si T.Kamu ĠĢletmeleri Birliğine ödenen, 2 bin TL’si de
sair aidatlar ile ilgilidir.
Ayrıca, mevzuat gereği Ticaret Odasına ödenen 10 bin liralık aidat, sehven
vergi resim harç giderleri içerisinde yer almıĢtır.
Dolayısıyla mevzuat gereği ödenen katılma payları toplamı 118 bin TL’dir.
Milli Prodüktivite Merkezi 2011 yılında Bilim, Sanayi ve Teknoloji
Bakanlığı’na bağlı Verimlilik Genel Müdürlüğüne dönüĢtürülmesi nedeniyle aidat
ödeme yükümlülüğü ile ilgili olarak 2012 yılı SayıĢtay raporunda yer alan aidatın
iadesi ile ilgili konu, ana ortaklık EÜAġ Genel Müdürlüğü tarafından takip
edilmektedir.
-Vergi, resim ve harçlar:
Vergi, resim ve harç giderleri toplamı 207 bin TL’nin; 52 bin TL’si emlek
vergisi, 29 bin TL’si I sayılı cetvele tabi taĢıtların vergisi, 71 bin TL’si çevre temizlik
vergisi ile evsel katı atık ve atık su altyapı giderleri, 2 bin TL’si damga vergisi, 5 bin
TL’si özel iletiĢim vergisi, 48 bin TL’si sair vergi, resim ve harçlara aittir.
Sayıştay
-Amortisman ve tükenme payları:
ġirketin 22,3 milyon TL olan cari yıl amortisman giderinin ayrıntısı raporun
bilanço bölümünde yer almıĢtır.
B-Tedarik iĢleri:
ġirketin tedarik faaliyetleri, 4734 sayılı Kamu Ġhale Kanunu ile anılan Kanunun
3/g maddesi uyarınca doğrudan üretim veya ana faaliyet konusu ile ilgili olan ve
sözleĢme bedeli bu maddede belirtilen limiti (2013 yılı için 6.791.568,- TL) aĢmayan
mal ve hizmet alımlarında uygulanacak usul ve esasları düzenleyen Yönetmelik
hükümleri çerçevesinde yürütülmektedir.
Diğer taraftan, 25.06.2009 tarih, 5917 sayılı Kanun’la anılan 3 üncü maddeye
eklenen ve 10.07.2009 tarihi itibariyle yürürlüğe giren (o) fıkrası ile; elektrik enerjisi
üretim, iletim, dağıtım ve ticareti faaliyetlerinin yürütülmesi için diğer kamu kurum ve
kuruluĢlarından alınacak enerji ve yakıt alımları da istisna kapsamına alınmıĢtır.
ġirketin, yapım iĢleri ile istisna kapsamına girmeyen mal ve hizmet alımları
4734 sayılı Kanun hükümlerine göre, 3 (g) kapsamındaki mal ve hizmet alımları ise
ana teĢekküle ait “Elektrik Üretim Aġ Genel Müdürlüğünün 4734 Sayılı Kamu Ġhale
Kanunu’nun 3 üncü Maddesinin (g) Bendi Kapsamında Yapacağı Mal Ve Hizmet
Alımları Hakkında Yönetmelik” hükümlerine göre gerçekleĢtirilmektedir.
ġirketin alımlarla ilgili iĢlemleri Malzeme Yönetim ve Ticaret Müdürlüğünce
yürütülmektedir.
SEAġ Genel Müdürlüğünde yıl içerisinde yapılan baĢta malzeme alımları
olmak üzere birçok ihalenin yaklaĢık maliyet hesaplamalarının birkaç firmadan alınan
proforma faturalarının ortalamalarına göre tespit edildiği, bu nedenle hazırlanan
yaklaĢık maliyetlerle ihale bedelleri arasında farkların ortaya çıktığı, daha sonra
ihaleye katılan firmaların proforma faturalarda vermiĢ oldukları fiyatların altında
tekliflerde bulundukları, ihale sürecinde bu tekliflerin büyük bölümünde aĢırı düĢük
teklif sorgulamasının yapılması nedeniyle ihale sürecinin uzadığı tespit edilmiĢtir.
Diğer taraftan, yapılan incelemelerde ihalelerle ilgili iĢ tanımlamasının sağlıklı
yapılmaması sonucu birkaç iĢte sözleĢme gereği iĢ artıĢlarının yapıldığı, parasal
limitlerin altında kalmak suretiyle aynı ihale konusu olabilecek yapım iĢlerinin
kısımlara bölünmesi sonucu ihale edildiği dolayısıyla bu durumun KĠK’nun temel
ilkelerine aykırılık teĢkil ettiği belirlenmiĢtir.
KĠK’nun 9’uncu maddesi “Mal veya hizmet alımları ile yapım iĢlerinin ihalesi
yapılmadan önce idarece, her türlü fiyat araĢtırması yapılarak katma değer vergisi
hariç olmak üzere yaklaĢık maliyet belirlenir ve dayanaklarıyla birlikte bir hesap
cetvelinde gösterilir”, denilmektedir.
Belirtilen nedenlerden dolayı; yapılacak ihalelerle ilgili olarak gerek KĠK’nun,
gerekse ġirket Satın Alma Yönetmeliğinin ilgili maddeleri dikkate alınarak, yaklaĢık
maliyet hesaplamalarının gerçekçi olabilmesi için; fiyat araĢtırmalarının sağlıklı olarak
yapılması, gerçek piyasa fiyatlarını yansıtmayan proforma faturaların değerlendirmeye
alınmaması satın alınacak herhangi bir mal veya hizmet ile yapım iĢleri ihalelerinde
21
Sayıştay
22
yaklaĢık maliyet tespitlerinin, daha önceden benzer iĢler için Ģirket tarafından yapılan
ihalelerin ve benzer diğer santraller tarafından yapılan ihalelerin göz önüne alınarak
günümüz piyasa Ģartlarına göre değerlendirmelerinin yapılması, alınan teklifler ile
arasındaki farklara bakılmak suretiyle daha gerçekçi fiyatların elde edilmesinin
sağlanması, önem arz etmektedir.
Lojman bakım onarımları 13D070410 nolu “Soma EÜT Sosyal Site Lojm.
Tuvalet, Banyo Mutfak Sıhhı-Kalorifer -Elekt. Tesisatı ve Odaların Bakım Onarımının
Yapılması”, 2013 yılı yatırım programına 2 milyon TL ödenek bulunmakla birlikte
ġirketin iĢletme bütçesinden lojman ve sosyal tesis bakım onarım harcaması yapıldığı
görülmüĢtür.
Ayrıca üretim maliyetine verilen ve “3- ÇeĢitli Giderler” hesabının
incelemesinde özellikle ġirketin, santral sahası ile lojman ve sosyal tesis inĢaatlarıyla
ilgili bakım onarım ve tadilat iĢlerinin bölünerek yapıldığı görülmüĢ, yapılan bakım ve
onarımların büyük çoğunlukla esasen değer artırıcı nitelikte olduğu, belirlenmiĢtir.
Oysa Vergi Usul Kanunu’nun “Gayrimenkullerde veya elektrik üretim dağıtım
varlıklarında maliyet bedelinin artması” baĢlıklı 272’nci maddesinde normal bakım
tamir ve temizleme giderleri dıĢında gayrimenkulu veya elektrik üretim ve dağıtım
varlıklarını geniĢletmek veya iktisadi kıymetini devamlı olarak artırmak maksadıyla
yapılan giderler söz konusu varlıların maliyet bedeline ekleneceği hükmünü
getirmiĢtir. Aynı maddenin son fıkrasında bu varlıklar için yapılan giderlerin hem
tamir, hem de kıymet artırma giderlerinden terekküp ettiği takdirde bu giderlerin
maliyet bedeline eklenecek kısmının ayrıca gösterilme mecburiyeti getirilmiĢtir.
Lojman ve sosyal tesislerle ilgili büyük bakım onarım giderlerinin iĢletme
bütçesinden karĢılanarak üretim maliyetlerine dahil edilmesi, VUK’nun yukarıda bahsi
geçen maddesine aykırılığı yanında bütünlük arz eden yapım iĢlerinde iĢin parçalar
halinde ihale edilmesi nedeniyle, toplu alım avantajının kaybedilmesine neden
olmaktadır.
Ayrıca, Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanının imzasıyla SEAġ Genel
Müdürlüğüne yazılan 21.09.2011 tarih, 961 sayılı yazıda; inĢaat bakım ve onarım
iĢlerinin 200 bin TL’ye kadar olan kısmının Genel Müdürlük yetkisinde olduğunun
belirtildiği, söz konusu yetkinin, yapılan inĢaat bakım onarım iĢlerinin bölünerek
kullanıldığı tespit edilmiĢtir.
Bütünlük arz eden büyük bakım onarım ve tadilat iĢlerinin, bölünmeden
bütünlük içinde ihale edilmesi, iĢletme bütçesinin ve yatırım ödeneklerinin amaca
uygun kullanılması, dolayısıyla üretim maliyetinin ve sabit kıymetlere dahil edilecek
giderlerin sağlıklı tespitinin yapılması ve kayıt altına alınması önerilir.
1-Alımlar:
a) Ġlk madde, malzeme ve ticari mal alımları:
ġirketin 2013 yılında gerçekleĢtirdiği ilk madde ve malzeme alımları, program
ve geçen yıl değerleriyle birlikte Tablo 9’da gösterilmiĢtir.
Toplam(1)
2-ĠĢletme malzemesi
3-Yedek malzeme
4-Kayda tabi malzeme
5-Kırtasiye ve büro malzemesi
6-Sosyal malzeme
7-Nakil vasıtası yakıt ve
malzemesi
Alımlar genel toplamı
1- Ġlk maddeler:
-Fuel-Oil
-Linyit kömürü
-Motorin
Alımlar
Tablo 9: Alımlar
24.682
6.667.268
16
Miktar Ton
580.898
593
44.763
523.713
46
568.522
4.379
6.210
238
134
822
Tutar
Bin TL
2012 GerçekleĢen
29.360
5.829.537
162
660.305
57.000
592.000
1.000
650.000
4.000
5.000
260
95
350
600
510.895
800
29.360 57.000
4.090.975 442.500
20
500
504.500
4.500
4.600
500
95
400
307
450.971
761
33.743 58.466
4.778.351 378.741
15
48
437.255
6.616
4.033
565
151
1.590
Program
GerçekleĢen
Ġlk Durum
Son Durum
Ödenek
Tutar
Ödenek
Miktar Ton
Miktar Ton
Miktar Ton
Bin TL
Bin TL
Bin TL
2013
(31,7)
2,6
(36,0)
(95,2)
(32,7)
65,4
(19,3)
117,3
58,9
354,0
26,8
Ġlk Duruma
Göre(%)
(11,7)
(4,9)
2,6
(14,4)
(90,4)
(13,3)
47,0
(12,3)
13
58,9
297,3
Son Duruma
Göre(%)
Ödeneğe göre sapma
Sayıştay
23
Sayıştay
24
ġirketin 2013 yılı revize bütçesinde 510,9 milyon TL tutarında alım yapılması
öngörülmüĢtür. GerçekleĢmede ise ödeneğinin %11,6 eksiği ile toplam 451,4 milyon
TL’lik alım yapılmıĢ olup, alımlar da geçen yıla göre %22 oranında azalmıĢtır.
Termik santral iĢletmeciliği yapan ġirketin elektrik üretiminin ana girdisini
linyit kömürü oluĢturduğundan, alım tutarının %83,9’unu kömür, %12,9’unu fuel-oil,
%3,2’sini de diğer malzeme alımları oluĢturmuĢtur. 2013 yılında 378,7 milyon TL
tutarında 4,7 milyon ton linyit kömürü, 58,4 milyon TL tutarında 33,7 bin ton fuel-oil
alınmıĢtır.
ġirketin linyit kömürü alımları 4734 sayılı Kamu Ġhale Kanunu’nun 3/(o)
maddesi uyarınca, TKĠ’den gerçekleĢtirilmektedir. Kömür alımına iliĢkin fiyat ve
diğer Ģartlar TKĠ ile SEAġ arasında düzenlenen protokollerle belirlenmektedir.
Cari dönem kömür alımları, TKĠ ile akdedilen 01.01.2012 yürürlük tarihli 3
yıllık protokol doğrultusunda yapılmıĢtır.
TKĠ’den alınan linyit kömürünün birim ortalama fiyatı bir önceki yıla göre
%1,5 oranında artarak, 79,70 TL/ton olarak gerçekleĢmiĢtir.
Halihazırda kömür alımları TKĠ ile imzalanan protokol çerçevesinde, TKĠ Ege
Linyitleri ĠĢletmesi Müessesesi’nden yapılmakta olup, ödemeye esas analizler
vardiyalar bazında gerçekleĢtirilmektedir. Gelinen durum itibariyle, santral ünitelerinin
verimli çalıĢmasında esas olan dizayn değerlerinde kömür temininde geçmiĢ
protokollere göre önemli geliĢmeler sağlanmıĢ, ayrıca TKĠ’den kömür temininde
miktar olarak herhangi bir sıkıntı da bulunmamaktadır.
Alımlar tutarının %11,5’ini oluĢturan fuel oil alımları, 4734 sayılı Kamu Ġhale
Kanunu’nun 3/(o) maddesi uyarınca TP’den yapılmaktadır. Fuel oil alımına iliĢkin
fiyat ve diğer Ģartlar TP ile SEAġ arasında düzenlenen protokoller dahilinde
belirlenmektedir.
ġirketin madeni malzeme, kablo ve teller, inĢaat malzemesi, alet-edevat ve
muhtelif malzemeden oluĢan iĢletme malzemesi alımları 6,6 milyon TL, kazan
yedekleri, türbin yedekleri, elektrik yedekleri ve muhtelif yedeklerden oluĢan malzeme
alımları 4,0 milyon TL, ulaĢtırma, kırtasiye ve sosyal malzemelerden oluĢan diğer
malzeme alımları 3,1 milyon TL tutarında gerçekleĢmiĢtir.
b) Hizmet alımları:
ġirketin 2013 yılında gerçekleĢtirdiği hizmet alımları, program ve geçen yıl
değerleriyle birlikte Tablo 10’da gösterilmiĢtir.
Sayıştay
25
Tablo 10: Hizmet alımları
2012
Hizmet alımları
GerçekleĢen
Bin TL
1-Yemek hizmeti alımı
2-Araç kiralama
3-Personel taĢıma
4-Temizlik hizmetleri
5-Sosyal tesisler iĢletmesi
6-Sosyal tesisler ısı merkezi iĢletmesi
7-Aydınlatma, elektrik bakım onarım
8-Değirmen bakım
9-Kömür park sahası iĢletme
10-Kömür park sahası bakım
11-ĠnĢaat bakım onarım
12-Özel güvenlik
13-Sağlık hizmetleri
14-Avukatlık hizmetleri
15-AR-GE ve mühendislik hizmetleri
16-Ġtfaiye ġoför – Tıbbi Sekreter
Toplam
452
997
979
2.677
1.100
322
601
1.981
599
2.240
133
1.472
78
10
36
13.677
Ödenek
2013
Ödeneğe göre Sapma
Ġlk
Son
GerçekleĢen
Ġlk
Durum Durum
Son Duruma
Duruma
Göre(%)
Bin
Bin
Göre(%)
Bin TL
TL
TL
493
(4,9)
469
(4,9)
493
1.100 1.300
4,9
1.154
(11,2)
1.100 1.100
(11)
979
(11)
3.000 3.500
8,9
3.266
(6,7)
1.250 1.500
13,3
1.416
(5,6)
520
(1)
515
(1)
520
610
(0,5)
607
(0,5)
610
2.520 2.520
(0,2)
2.516
(0,2)
710
(0,7)
705
(0,7)
710
4.190 3.030
(27,7)
3.028
(0,1)
500
(1)
495
(1)
500
1.650 1.850
8,1
1.783
(3,6)
90
(5,6)
85
(15)
100
20
20
20
345
(0,6)
343
(0,6)
345
100
100
100
18.198 18.198
(3,9)
17.481
(3,9)
Hazine MüsteĢarlığının 22.11.2012 tarih ve 18621 sayılı yazısıyla, Kamu
Ġktisadi TeĢebbüsleri ve Bağlı Ortaklıkları 2012 Yılı Genel Yatırım ve Finansman
Programı çerçevesinde, 2013 yılı için SEAġ’a toplam 14,5 milyon TL tutarında hizmet
alımı izni verilmiĢtir.
Yıl içinde mevcuda ilave olarak kömür park sahası bakımı, değirmen bakım
hizmetleri, ısı merkezi hizmetleri, park sahası stoker iĢleri, elektrik aydınlatma iĢleri,
inĢaat bakım onarımı, kül bakım hizmetleri gibi iĢlerden dolayı, duyulan ihtiyaca
binaen 2013 Yılı Genel Yatırım ve Finansman Programının kuruluĢların yönetim
kurullarına ödenek arttırma yetkisi veren 13 üncü maddesine istinaden ödenek artırımı
yoluna gidilmiĢtir. Bu çerçevede, ġirket Yönetim Kurulu’nun 28.02.2013 tarih ve 4/1
sayılı Kararı ile Hazine MüsteĢarlığının uygun bulduğu hizmet alımı ödeneği %25
oranında arttırılarak 18,1 milyon TL’ye yükseltilmiĢtir.
Dönem içinde ödeneğinin %3,9 eksiği ile toplam 17,5 milyon TL tutarında
hizmet alımı gerçekleĢtirilmiĢtir. Cari yılda ġirketin hizmet alımlarında yüklenici iĢçisi
olarak toplam 645 kiĢi çalıĢmıĢtır. Bu sayıya kiralanan 19 adet araçta çalıĢan Ģoförler
dahil edilmemiĢtir.
ġirketin hizmet alımları genelde bir, iki ve en çok üç yıllık sözleĢmelerle
yürütülmektedir. ĠĢler genelde Kamu Ġhale Kanunu kapsamında açık ihale ile
verilmiĢtir. Genel ve teknik temizlik hizmet alımı ihaleleri “Elektrik Üretim Aġ Genel
Müdürlüğünün 4734 Sayılı Kamu Ġhale Kanununun 3 üncü Maddesinin (g) Bendi
Kapsamında Yapacağı Mal ve Hizmet Alımları Hakkında Yönetmelik” çerçevesinde
26
Sayıştay
yapılmıĢtır. Anılan temizlik hizmet alımı iĢi en son Kamu Ġhale Kanunu kapsamında
yapılan açık ihale sonucu 3 yıllığına 03.01.2013 tarihinde yapılan sözleĢme ile
verilmiĢtir.
Ayrıca, 2013 yılında iĢlerin aksamaması için sözleĢme kapsamında ilave iĢ
verilmesi, süresi dolan ancak ihalesi yapılamayan hizmet alımları ile iflas eden, yemek
hizmet alımı ve araç kiralama iĢlerini yürüten firmaların yerine, 6 ila 8 ay arasında
değiĢen süreler için baĢka firmalarla pazarlık suretiyle sözleĢme yapılmıĢtır.
Hizmet alımı suretiyle gerçekleĢtirilen iĢlerin arasında özellikle değirmen
bakım, kömür park sahası iĢletme, kömür park sahası bakım gibi üretimi doğrudan
etkileyen ve devamlılık arz eden iĢler de bulunmaktadır. Dolayısıyla iĢlerin
aksamaması için hizmet alımı ihalelerinde sözleĢme sürelerinin en az iki yıl olarak
belirlenmesi, yeni ihalelerin mevcut sözleĢme süresi bitimine kadar sonuçlandırılması
önem arz etmektedir. Bu nedenlerle;
Hizmet alımı suretiyle yaptırılan iĢlerde aksama olmaması için; süre
uzatımından, doğrudan temin ve pazarlık usulü ile iĢ yaptırılmasından kaçınılması,
sözleĢme sürelerinin iĢe uygun tespit edilmesi, iĢlerin sözleĢme süresi içinde
tamamlanması, yeni ihalelerin mevcut sözleĢme süresinin bitiminden önce
sonuçlandırılması, hususlarında gerekli tedbirlerin alınması önerilir.
c) Ġlk madde malzeme stokları:
ġirketin 2013 yılı ilk madde ve malzeme ile diğer stoklarının hareketi, önceki
yıl değerleri ile birlikte Tablo 11’de gösterilmiĢtir.
Toplam (A)
Toplam (1)
B-Diğer Stoklar
1-Ambardaki emtia
2-Yoldaki mallar ve tedarik giderleri
Toplam (B)
C-SipariĢ avansları
Genel toplam (A+B+C)
2-Yedekler
3-Nakliye malzemesi
4-Isıtmaya yönelik yakıt
5-Diğer malzeme
A-Ġlk madde ve malzeme
1-Yakıt stokları
- Katı yakıtlar (Kömür)
- Diğer yakıtlar
Stoklar
29
110
49.322
29
2.114
49.183
30.522
7.518
38.040
8.007
1.022
2012 yılından
devir
Bin TL
Tablo 11: Stok hareketleri
1.800
326
2.126
474.176
925.147
378.742
58.513
437.255
4.033
761
727
6.069
448.845
Satın alınan
Bin TL
474.870
1.451
1.451
4.860
1.302
6.162
466.243
337
56
621
473.419
Tashih
Bin TL
Giren
Diğer
Bin TL
3.251
326
3.577
474.176
1.400.017
383.602
59.815
443.417
470.276
1.098
783
6.690
922.264
Toplam
Bin TL
2013
1.762
326
2.088
472.259
916.840
374.185
55.854
430.039
5.259
795
727
5.673
442.493
ĠĢletmede
kullanılan
Bin TL
474.870
1.451
1.451
4.860
1.302
6.162
466.243
337
56
621
473.419
Tashih
Bin TL
Çıkan
Diğer
Bin TL
3.213
326
3.539
472.259
1.391.710
379.045
57.156
436.201
471.502
1.132
783
6.294
915.912
Toplam
Bin TL
67
2.027
57.629
67
2.510
55.535
35.079
10.177
45.256
6.781
988
2014
yılına
devir
Bin TL
Sayıştay
27
Sayıştay
28
ġirketin dönem sonu stokları 2013 yılında önceki döneme göre %16,8 oranında
artarak 57,6 milyon TL olarak gerçekleĢmiĢtir.
Önceki faaliyet döneminden 2013 yılına, ayrıntıları çizelgede de gösterilen 49,1
milyon TL tutarında ilk madde ve malzeme stoku devretmiĢtir. 2013 yılında 437,2
milyon TL’si yakıt olmak üzere toplam 448,9 milyon TL’lik alıma karĢılık, 430
milyon TL’si yakıt olmak üzere toplam 442,5 milyon TL’si iĢletmede kullanılmıĢ, bu
suretle 2014 yılına 55,5 milyon TL tutarında ilk madde ve malzeme stoku devretmiĢtir.
Ayrıca 67 bin TL diğer stok, 2 milyon TL sipariĢ avansı ile birlikte 2013 yılına
devreden toplam stok tutarı 57,6 milyon TL olarak gerçekleĢmiĢtir.
2013 yılı dönem sonu stokların %78,5’i yakıt stoklarından, %18’i ise diğer
stoklardan, %3,5’i sipariĢ avansından oluĢmuĢtur.
Santral sahasında bulunan stok ambarlarında yapılan incelemelerde;
Bilgisayar ortamında stok kontrol programının bulunmadığı ve iĢlerin sağlıklı
yürütülmediği, uzun süre hareket görmeyen (iĢ makinesi, araç lastiği, elektrot vb)
malzemelerin bulunduğu, santralin kuruluĢ aĢamasında oluĢturulan altı adet ambarın
fiziki yapılarının yetersiz ve bakımsız olduğu, bu ambarlarda atıl vaziyette bulunan
çeĢitli malzemelerin tasnifinin yapılmadığı, yine santralin muhtelif yerlerinde açık
vaziyette ve dağınık Ģekilde malzemenin bulunduğu, bunların çevre ve iklim
Ģartlarından olumsuz etkilendiği, santral sahasının muhtelif yerlerinde hurda
niteliğinde bir çok malzemenin dağınık vaziyette bulunduğu görülmüĢtür.
Bu nedenlerle;
ġirketin stokları ile ilgili olarak;
Öncelikle ambarla ilgili olarak, ana ortaklık EÜAġ ve bağlı iĢletmeleri ile diğer
bağlı ortaklıklarla entegre bilgisayar ortamında stok kontrol programının oluĢturulması
için ana kuruluĢ nezdinde giriĢimlerde bulunulması,
Ambarlarda ve sahada, uzun zamandır hareket görmeyen malzemelerin
tespitinin yapılarak amacına uygun değerlendirilmesi,
Stok ambarlarının gerekli bakımlarının yapılarak fiziki Ģartlarının düzeltilmesi,
hurdaya ayrılacak malzemelerin komisyon marifetiyle tespitinin yapılarak, hurda
ambarının oluĢturulması, hurdaya ayrılan malzemelerin MKE’ye devrinin sağlanması
için gerekli giriĢimlerde bulunulması,
önerilir.
C - Üretim ve maliyetler:
1 – Üretim:
SEAġ Termik Santrali, Soma kömür havzasında bulunan düĢük kalorili linyit
kömürlerinin elektrik enerjisi üretiminde kullanılması suretiyle üretilen elektrik
enerjisinin Batı Anadolu Ģebekesinin güç talebini karĢılaması amacı ile kurulmuĢtur.
ġirkete, Elektrik Piyasası Düzenleme Kurulu’nun 13.03.2003 tarih ve 101-29
sayılı Kararı ile Manisa Ġli, Soma Ġlçesi sınırları içerisinde kurulu Soma üretim
Sayıştay
29
tesislerinde 13.03.2003 tarihinden itibaren 10 yıl süreyle üretim faaliyeti göstermek
üzere, EÜ/101-29/005 sayılı üretim lisansı verilmiĢ olup, lisans süresinin dolmasını
takiben EPDK’nın 08.11.2012 tarih ve 4108/19 sayılı kurul kararı ile geçerliliği
13.03.2052 tarihine kadar olacak Ģekilde tadil edilmiĢtir.
Santral ünitelerinde ana yakıt olarak kullanılan kömürler Türkiye Kömür
ĠĢletmeleri Kurumu’na (TKĠ) bağlı Ege Linyitleri ĠĢletmesi Müessesesi
Müdürlüğünden (ELĠ) temin edilmektedir.
SEAġ Termik Santrali, Soma-A ve Soma-B olmak üzere iki ayrı üretim
grubundan oluĢmaktadır. Soma A üretim grubu; 7-8 nolu ünitelerden, Soma-B üretim
grubu ise 1-4 nolu ve 5-6 nolu iki ayrı grup ünitelerinden teĢekkül etmiĢtir.
Soma A grubunu oluĢturan 7 ve 8 nolu üniteler 1957-1958 yıllarında; Soma B
grubunu oluĢturan, 1 ve 2 nolu üniteler 1981-1982, 3 ve 4 nolu üniteler 1985-1986, 5
ve 6 nolu üniteler ise 1991-1992 yıllarında devreye alınmıĢlardır.
Soma B Santrali ünitelerde kazanlar Tlmace CSSR imalatı olup, tabii
sirkülasyonlu kule seksiyon tipindedir. Nominal buhar kapasitesi 525 ton/saat olan
kazanlarda kızgın buhar basıncı 142 kg/cm², sıcaklığı ise 540 °C’dir. Soma termik
santrali 5. ve 6. ünitelerinin dizaynında da ilk dört üniteye ait teknik veriler esas
alınmıĢ, ancak bu ünitelerde yakılacak kömürün kalorifik değerinin çok daha düĢük
olması nedeniyle kazan boyutları, kömür hazırlama ve kül atma tesisleri kapasiteleri de
daha büyük tutulmuĢ, baca yüksekliği de 275 m’ye çıkarılmıĢtır.
Ġlk dört ünitenin her birinde, ekran boruları, buharlaĢtırıcı, kızdırıcı, tekrar
kızdırıcı ve eko boru demetleri v.b. olmak üzere yaklaĢık 200.000 metre olan boru
uzunluğu, 5 ve 6. ünitelerde yaklaĢık 240.000 metredir. Bu üretim gruplarının
projelendirmeye esas teknik özellikleri Tablo 12’dedir.
Tablo 12: Santralın projelendirmeye esas teknik özellikleri
Temel göstergeler
Grup sayısı ve kurulu güç
Yılık çalıĢma saati
Yıllık üretim kapasitesi
Yıllık ana yakıt (linyit) ihtiyacı
Ana yakıt baz ısıl değeri
Ana yakıt kül değeri (kuru bazda)
Ana yakıt nem içeriği
Ölçü
MW
Saat
MWh
Ton
kCal/kg
%
%
Soma-B
(1-2-3-4)
4 x 165=660
6.500
4.290.000
5.200.000
2.400±%10
37-43
15-27
Soma-B
(5-6)
2 x165=330
6.500
2.145.000
3.320.000
1.550±%10
51,2±%10
20,8±%10
Soma-A
(7-8)
2 x 22=44
6.500
286.000
230.000
3.325
25
21
ġirketin 2013 yılı bütçesi ġirket Yönetim Kurulunun 20.12.2012 tarih ve 21/2
sayılı kararı ile kabul edilmiĢtir. Kabul edilen bu bütçede, ġirketin 2013 yılı faaliyet
döneminde, 4.116,9 GWh brüt enerji üreteceği, bu üretimden iç ihtiyaç ve kayıplar
düĢüldükten sonra üretimden kalan net 3.462,3 GWh enerjinin satılacağı, santral
ünitelerinde ana yakıt olarak 5.829.537 ton linyit, 29.360 ton fuel-oil ve 162,8 ton
motorin kullanılacağı programlanmıĢtır. Ancak 30.12.2013 tarih ve 21/3 sayılı
Yönetim Kurulu kararı ile 2013 yılı bütçesi tekrar revize edilmiĢtir.
Sayıştay
30
2013 yılı enerji üretim planlamasında Soma-B gurubuna göre eski ve verimi
daha düĢük olan Soma-A (7-8) gurubuna üretim programı yapılmamıĢ ve üretimin
tümünün Soma-B (1-6) gurubuna ait ünitelerce gerçekleĢtirilmesi öngörülmüĢtür.
2013 yılında ġirketin üretim programı çerçevesinde üretilmesi gereken enerji ile
fiili enerji üretiminin aylara göre dağılımı, 2012 yılı değerleriyle birlikte Tablo
13’dedir.
Tablo 13: Santralın 2013 yılı üretim programı ile gerçekleĢen üretim değeri
Üretim (MWh)
GerçekleĢme
(%)
2012
2013
Aylar
Programa 2012 yılına
GerçekleĢen
Program
GerçekleĢen
göre
göre
Ocak
100,0
77,2
547.726
423.093
423.093
ġubat
100,0
56,6
479.054
271.318
271.318
Mart
100,0
51,1
456.454
233.366
233.366
Nisan
100,0
143,8
220.129
316.515
316.515
Mayıs
100,0
72,5
386.206
280.126
280.126
Haziran
100,0
73,7
378.080
278.556
278.556
Temmuz
100,0
53,1
484.345
257.257
257.257
Ağustos
100,0
43,3
502.266
217.396
217.396
Eylül
100,0
64,8
467.064
302.861
302.861
Ekim
100,0
95,7
354.873
339.496
339.496
Kasım
100,0
83,7
386.278
323.400
323.400
Aralık
111,5
92,2
411.340
340.000
379.165
Toplam brüt üretim
5.073.814
3.583.384
3.622.549
101,1
71,4
Toplam net üretim
4.346.067
3.056.297
3.087.848
101,0
71,0
Çizelgeden de görüldüğü üzere 2013 yılında brüt üretim, bir önceki yıla göre %28,6
oranında azalarak 3.622,5 GWh olarak gerçekleĢmiĢtir.
Yukarıda açıklandığı üzere üretim programının revizesi Aralık ayında yapıldığından
yılın ilk 11 ayının program ve gerçekleĢen üretim değerleri aynı olmuĢtur.
Cari yılda SEAġ’ın brüt üretim program değeri olan 3.583,4 GWh bazında
gerçekleĢme %101,1 seviyesindedir.
Cari yıl üretimlerini gerçekleĢtirmek için santralde 4.695.160 ton kömür, 32.359 ton
fuel oil ve motorin yakılmıĢtır.
SEAġ ikili anlaĢma kapsamında yükümlülüğünü yerine getirebilmek için 2013 yılında
elektrik enerjisi dengesizliği kapsamında PMUM’dan 397.358 MWh elektrik enerjisi almıĢ,
buna karĢın 82.794 MWh elektrik enerjisi satmıĢtır. Elektrik Piyasası Dengeleme ve
UzlaĢtırma Yönetmeliği kapsamında 2013 PMUM’dan ortalama 13,3 Kr/kWh’a elektrik
enerjisi satılmıĢ, buna karĢın 17,5 Kr/kWh’a ise elektrik enerjisi satın alınmıĢtır.
Elektrik Piyasası Dengeleme ve UzlaĢtırma Yönetmeliğinin 4 üncü maddesinde
“KesinleĢmiĢ gün öncesi üretim/tüketim programı (KGÜP): Bir uzlaĢtırmaya esas
veriĢ-çekiĢ biriminin bağlı olduğu dengeden sorumlu tarafın yükümlülüklerine ve gün
öncesi dengeleme sonucuna bağlı olarak bir sonraki güne iliĢkin gerçekleĢtirmeyi
öngördüğü ve sistem iĢletmecisine dengeleme güç piyasasının baĢlangıcında bildirdiği
Sayıştay
üretim ya da tüketim değerlerini,” tanımı ile “UzlaĢtırmaya esas ikili anlaĢma bildirimi
(ĠA): Piyasa katılımcılarının lisansları gereği gerçekleĢtirdikleri faaliyetler kapsamında
tesis ettikleri düzenlemeye tabi olan ya da olmayan ikili anlaĢmalar ile belli bir
uzlaĢtırma dönemi için almayı ya da satmayı bildirdikleri aktif elektrik enerjisi
miktarlarını içeren ve uzlaĢtırmaya esas teĢkil etmesi amacıyla dengeden sorumlu
tarafça Piyasa ĠĢletmecisine yapılan bildirimleri,” hükmü ile KGÜP ile ĠA miktarı
tanımlanmıĢtır.
Yapılan incelemelerde, 25.10.2013 tarihinde piyasa yönetim sistemine (PYS)
girilen KGÜP miktarının ĠA miktarının altında olduğu ve bu nedenle anılan tarihte
yaklaĢık 657 MWh elektrik enerjisi dengesizliğine düĢüldüğü tespit edilmiĢtir. PYS
sürecinde enerji dengesizliğine düĢülmemesi hususunda SEAġ ve özellikle ana kuruluĢ
EÜAġ tarafından gerekli tedbirlerin alınması büyük önem arzetmektedir.
Elektrik Piyasası Dengeleme ve UzlaĢtırma Yönetmeliği’nin 4 üncü maddesinin
(ö) bendinde, “Dengeden sorumlu grup: Piyasa katılımcılarının Piyasa ĠĢletmecisine
bildirmek suretiyle oluĢturdukları ve grup içinden bir piyasa katılımcısının grup adına
denge sorumluluğuna iliĢkin yükümlülükleri üstlendiği grubu” hükmü ile dengeden
sorumlu grup tanımlanmıĢ, aynı yönetmeliğin 6 ncı maddesinde ise “Piyasa
katılımcıları, her bir uzlaĢtırma dönemi ve her bir teklif bölgesi için, bir tarafta sisteme
veriĢleri, elektrik enerjisi alımları ve ithalatları ile diğer tarafta, sistemden çekiĢleri,
elektrik enerjisi satıĢları ve ihracatları arasında denge sağlamakla yükümlüdür. Piyasa
katılımcıları, uzlaĢtırma dönemi bazında enerji dengesizlikleri ve dengesizliklerinin
uzlaĢtırılması için Piyasa ĠĢletmecisine karĢı mali sorumluluk üstlenir. Bu mali
sorumluluğu üstlenen piyasa katılımcısı dengeden sorumlu taraf olarak adlandırılır.
Dengeden sorumlu taraflar bir araya gelmek suretiyle dengeden sorumlu grup
oluĢturabilirler. Dengeden sorumlu grup adına grup içinden bir dengeden sorumlu
taraf, dengeden sorumlu grubun enerji dengesizliğine iliĢkin Piyasa ĠĢletmecisine karĢı
mali sorumluluğunu üstlenir. Dengeden sorumlu tarafların gün öncesi dengelemenin
tamamlanması aĢamasına kadar, mevcut olan tüm imkanları kullanarak denge
sağlamaları esastır. Gerçek zamanda sistemin dengelenmesi Sistem ĠĢletmecisinin
sorumluluğundadır.” hükmü yer almaktadır.
Yukarıda yer alan hükümler çerçevesinde SEAġ’ın PMUM kapsamında daha
fazla enerji dengesizliğine düĢmemesi için ana kuruluĢ EÜAġ ile dengeden sorumlu
grup oluĢturması gerekmektedir.
Elektrik Piyasası Dengeleme ve UzlaĢtırma Yönetmeliği kapsamında SEAġ’ın
ikili anlaĢma çerçevesinde olan yükümlülüğünü yerine getirmesi ve uzlaĢtırma dönemi
kapsamında enerji dengesizliğine düĢmemesi için her bir uzlaĢtırma dönemine göre
üretim programının yapılması ve buna göre üretimin gerçekleĢtirilmesi ile EÜAġ’ın
içinde bulunduğu dengeden sorumlu gruba dahil olması önerilir.
SEAġ ile Bağlantı ve Sistem Kullanım Yönetmeliği kapsamında TEĠAġ ile
Bağlantı ve Sistem kullanım anlaĢması 15.05.2012 tarihinde imzalanmıĢtır. Bağlantı
ve sistem kullanım anlaĢmasında maksimum alıĢ kapasitesi 60 MW olarak
belirlenmiĢtir. Ancak yapılan incelemelerde SEAġ’ın 2011 ġubat ayından bugüne
kadar iletim sisteminden maksimum alıĢ kapasite değerinin 60 MW’tı geçmediği tespit
31
32
Sayıştay
edilmiĢtir. Maksimum alıĢ kapasite değerinin Haziran 2011’de 45,4 MW olduğu
görülmüĢtür. Bu durumda TEĠAġ’a tüketim yönüyle daha fazla iletim sistem kullanım
ve sistem iĢletim bedeli ödenmektedir.
Nitekim, 2014 yılında uygulanacak olan TEĠAġ iletim sistemi sistem kullanım
ve sistem iĢletim tarifeleri EPDK’nın 31.12.2013 tarih ve 4814 sayılı kurul kararı ile
belirlenmiĢtir. Soma termik santralı için tüketim sistem kullanım bedeli MW baĢına
yıllık 22.808,49 TL/MW, tüketim sistem iĢletim bedeli ise 451,66 TL/MW olarak
belirlenmiĢtir.
Bağlantı ve sistem kullanım yönetmeliğinin 7 nci maddesinin (6) nolu bendinde
“Kullanıcı, anlaĢma gücünü artırmak üzere, aynı fiyatlandırma yılı içerisinde dörder
aylık eĢit dönemlerde ve her dönemde bir defa olmak üzere en fazla üç defa sistem
kullanım anlaĢmasında değiĢiklik yapılmasını talep edebilir. Kullanıcı, sistem kullanım
anlaĢması değiĢtirilmeden anlaĢma gücünü aĢamaz. TEĠAġ, kullanıcının anlaĢma
gücünü artırmaya iliĢkin talebi hakkındaki görüĢünü, baĢvurunun alındığı tarihten
itibaren kırk beĢ gün içerisinde kullanıcıya bildirir. Bu sürenin sonuna kadar herhangi
bir görüĢ verilmemesi halinde kullanıcının talebi kabul edilmiĢ sayılır.” hükmü ile
yılda üç defa sistem kullanım anlaĢmasında anlaĢma gücünü arttırabilmektedir.
Yine aynı yönetmeliğin 7 nci maddesinin (7) nolu bendinde “Kullanıcının
anlaĢma gücünü düĢürmeye yönelik talebi; bu talebin, ancak ilgili olduğu yıldan bir
önceki yılın Eylül ayının ilk gününe kadar yapılmıĢ olması halinde değerlendirmeye
alınır.” hükmü yer almaktadır.
Soma termik santralının yıllık üretim programı da dikkate alınarak Bağlantı ve
Sistem Kullanım Yönetmeliğinin 7 nci maddesi kapsamında maksimum alıĢ kapasite
değerinin düĢürlmesi halinde TEĠAġ’a daha az iletim sistem kullanım ve sistem
iĢletim bedeli ödenmesi mümkün olabilecektir. Bu nedenle;
TEĠAġ’a daha fazla iletim sistem kullanım ve sistem iĢletim bedeli ödenmemesi
için; SEAġ’ın yıllık üretim programı ile ünitelerin revizyon ve rehabilitasyon
çalıĢmaları da dikkate alınarak Bağlantı ve Sistem Kullanım AnlaĢmasında yer alan
maksimum alıĢ kapasite değerinin düĢürülmesi ve/veya arttırılması hususunda Bağlantı
ve sistem kullanım yönetmeliğine göre zamanında TEĠAġ’a baĢvurulması önerilir.
2012 yılında özgül kömür tüketimi 1,29 kg/kWh iken 2013 yılında %1,2 artıĢla
1,31 kg/kWh olmuĢtur. 2013 yılında santralin özgül ısı tüketimi 2012 yılına göre %2,5
oranında azalarak 2.806 kCal/kWh olarak gerçekleĢmiĢtir.
Cari yıldaki özgül yardımcı yakıt tüketimi ise %10 oranında artıĢ göstermiĢtir.
AĢırı yardımcı yakıt kullanımı; gelen kömürün kalorisinin uygun olmaması, kazan
içerisinde kömürde tam yanma ortamının sağlanamaması, kazanların çeĢitli nedenlerle
sıklıkla devre dıĢı olduğu durumlarda ünitenin çalıĢtırılması gereken optimum kararlı
gücü elde edebilmek için yapılmakta ancak, fuel-oil ve motorinin kalorisi kullanılan
kömüre göre çok daha yüksek olduğundan aĢırı kullanımı kazan borularında kavrulma
ve kurumlanmalara sebep olarak potansiyel arızalara zemin hazırlamakta ve diğer
yandan da enerji üretim maliyetlerinin artmasına neden olmaktadır.
Brüt üretim ile üretimden satılan enerji arasındaki fark olarak hesap edilen
santral iç tüketimi 2012 yılında %14,3 oranında iken 2013 yılında %14,8 oranına
yükselmiĢtir. 2013 yılında geçen yıla göre daha fazla revizyon duruĢu yapılması
Sayıştay
sonucu ünitelerin elektrik enerjisi üretmemesine rağmen, yağ pompaları, sirkülasyon
pompaları, hidrolik kül pompaları vb. enerji tüketen tesisatların zaman zaman
çalıĢtırılmasıdır. Santralin mevcut iç tüketim değerleri yüksek seviyelerdedir.
Ġç tüketim miktarı ile ilgili yapılan incelemelerde, boru patlakları neticesinde
sıklıkla devre dıĢı olunması neticesinde yaĢanan kayıplar, kazanlarda verimli bir
yanma olmamasından dolayı dizayn değerlerinden daha az enerji üretimi, kazan ve
luvolardaki hava kaçaklarından dolayı fanların kazan basıncını ayarlamak üzere daha
fazla çalıĢması ve baca gazındaki atık ısıdan yeterince faydalanılamaması, soğutma
kulelerindeki otomasyon eksiklikleri, kömür hazırlama tesislerindeki özellikle kırıcı
ekipmandaki iĢletme problemleri ve uzun metrajlı sulu kül ve kömür nakil sistemleri
gibi etkenler öne çıktığı tespit edilmiĢtir.
Bu çerçevede, yatırım programında 12.D.07.0740 numaralı “Soma EÜT (1-6)
Ünite Soğutma Kulelerinin Elektrik Beslemeleri ve Otomatik Kontrol Sistemlerinin
Rehabilitasyonu” ve 2009.D.01.0040 numaralı “Soma Termik Santrali 1. ve 2. Ünite
Kazan Rehabilitasyonu ve Yanma Optimizasyonu ile 1-6 Üniteler Otomasyon,
Regülasyon ve EHS Sistemlerinin Yenilenmesi” projeleri bulunmakta olup, Mayıs
2014 tarihi itibarı ile 12.D.07.0740 nolu projenin 22.11.2013 tarihinde ihalesinin
yapıldığı, 31.01.2014 tarihinde ise sözleĢmesinin imzalandığı ve çalıĢmalara devam
edilmektedir. 2009.D.01.0040 nolu projenin ise EÜAġ ile TÜBĠTAK MAM arasında
yapılan “Soma B termik santralı 1-4 ünitelere ait kazan yenileme ve rehabilitasyon
çalıĢmalarınının ekonomik değerlendirilmesi” danıĢmanlık hizmeti kapsamında
05.08.2013 tarihli ön fizibilite raporuna göre ihalesinin yapılıp yapılmayacağı
SEAġ’ça değerlendirilecektir.
Kazan ve diğer yardımcı tesislerin enerji tüketimlerinin her bir tesis ve birim
bazında izlenmesi, düzenli bakımlarının yapılması ve bu tesislerin enerji tüketimlerini
azaltıcı tedbirlerin alınması daha verimli bir iĢletmeciliğin gereğidir.
Diğer taraftan yapılan incelemelerde, TÜBĠTAK ile EÜAġ arasında yapılan
“Soma B termik santralı sulu kül sevk sisteminin bant konveyör sistemine
dönüĢtürülmesi” DanıĢmanlık Hizmeti kapsamında, 08.04.2014 tarihli raporda özetle;
hidrolik sistemlerde yedekli çalıĢma ve aktarma istasyonları olmak üzere bir dizi
pompaya ihtiyaç duyulduğu, ancak kuru kül sevk sistemine göre iç tüketimi daha fazla
olduğunun değerlendirildiği, özellikle üretilen elektrik enerjisinin birim maliyetlerinin
yükselmesine neden olan iç tüketimin azaltılması için mümkün olduğunca düĢük
iĢletme maliyetli sistemlerin tercih edilmesi gerektiği, ifade edilmiĢtir.
Bu bağlamda, sağlıklı bir veri kayıt ve iĢleme sistemi oluĢturularak santralde
öncelikle kazan ve diğer yardımcı tesislerinin enerji tüketimleri izlenmeli ve bu
tesislerin enerji verimlilikleri belirlenmelidir. Bilahare, bu tesislerin enerji
tüketimlerinin azaltılarak santral verimliliğine olumlu katkı sağlanabilmesini teminen,
mümkün olan yerlerde otomasyona gidilerek yük, debi ve ısı gibi parametrelere
duyarlı frekans kontrollü sistemlerin tesisi yanında, enerji verimliliği yüksek cihaz ve
sistemlerin santralde kullanımı sağlanmalıdır. Bu nedenle;
Soma Termik Santrallerinde 2013 yılında ortalama %14,8 seviyesinde
gerçekleĢen iç tüketim oranının düĢürülmesini teminen kazan ve diğer yardımcı
33
34
Sayıştay
tesislerin enerji tüketimlerinin izlenmesi ve bu tesislerin enerji tüketimlerinin
azaltılması yönünde gerekli önlemlerin alınması önerilir.
Geçen yıl denetim raporunda SEAġ santraline su sağlayan SeviĢler Barajı su
hattı ile santral arasındaki 75 metre civarındaki kot farkının (su düĢüsü) enerji üretim
potansiyelinin belirlenmesi ve bu iĢlerin fayda maliyet analizinin yapılması yönünde
gerekli çalıĢmaların yapılması önerilmiĢtir. Yapılan incelemlerde konuya iliĢkin
herhangi bir geliĢmenin olmadığı görülmüĢtür.
SEAġ santraline su sağlayan SeviĢler barajı su hattı ile santral arasındaki 75
metre civarındaki kot farkının (su düĢüsü) enerji üretim potansiyelinin belirlenmesi ve
bu iĢlerin fayda maliyet analizinin yapılması yönünde gerekli çalıĢmaların
tamamlanması önerilir.
Soma Termik Santral üretim tesislerinin, 2012 ve 2013 yılı işletim değerleri
Tablo 14’de verilmiştir.
Sayıştay
35
Tablo 14: Santralın 2012 ve 2013 yılı işletim değerleri
1-4 Ünite
5-6 Ünite
7-8 Ünite
Santral geneli
Ölçü
2012
2013
2012
2013
2012
2013
2012
2013
Kurulu Güç
MW
4x165=660 4x165=660 2x165=330 2x165=330 2x22=44 2x22=44
1.034
1.034
Proj.Esas ÇalıĢ.Süresi(Top.)
Saat
26.000
26.000
13.000
13.000
13.000
13.000
52.000
52.000
Fiili ÇalıĢma Süresi(Toplam)
Saat
24.419
16.592
12.701
9.831
37.120
26.423
Teorik brüt üretim
GWh
5.797
5.797
2.899
2.899
386
386
9.083
9.083
Projeye Esas Brüt Üretim
GWh
4.290
4.290
2.145
2.145
286
286
6.721
6.721
Fiili Brüt Üretim
GWh
3.128
2.144
1.946
1.479
5.074
3.623
Ort. ÇalıĢma Gücü (Ünite)
MW
128
129
153
150
137
137
Kapasite Kullanma Faktörü
%
54,0
37,0
67,1
51,0
55,9
39,9
A GRUBU KAYIP ENERJĠLER
Planlı Devre DıĢı
GWh
529
1.450
346
814
875
2.264
Zorunlu Devre dıĢı
GWh
215
186
20
55
235
241
Tamir Bakımdan Dev.DıĢı
GWh
629
1119
317
248
945
1.367
Tamir Bakım.Yük DüĢümü
GWh
93
38
6
12
100
50
Yanma Optimizasyonu
GWh
760
556
132
130
892
686
A Grb.Kayıp Enerji Top.
GWh
2.226
3.349
821
1.259
3.047
4.608
B GRUBU KAYIP ENERJĠLER
Yük Tevzi Merkezi Talimatı
GWh
395
250
124
116
519
366
Primer frk.kont
GWh
50
7
50
7
Yakıt Kalitesi ve miktarı
GWh
2
1
2
1
4
2
Su Yetersizliği
GWh
11
0
11
Kül-curuf sistemi
GWh
7
17
5
12
13
29
ġebeke arızası
GWh
2
24
0
26
B Grb.Kay.Ener.Top.
GWh
455
288
132
153
586
441
A GRUBU KAYIP ZAMAN
Planlı Devre DıĢı
Saat
3.205
8.788
2.098
4.935
5.303
13.723
Zorunlu Devre DıĢı
Saat
1.312
1.129
121
337
1.433
1.466
Tamir Bak.Dev.DıĢı
Saat
3.822
6.836
1.921
1.506
5.743
8.342
Tamir Bak.Yük DüĢümü
Saat
2.348
818
171
373
2.519
1.191
Yanma Optimizasyonu YD
Saat
21.245
15.752
10.216
7.868
31.461
23.620
Saat
A Grb.Kay.Zm. Devre DıĢı
8.339
16.753
4.140
6.778
12.479
23.531
A Grb.Kay.Zm. Yük
Saat
DüĢme
23.593
16.570
10.387
8.241
33.980
24.811
B GRUBU KAYIP ZAMAN
Yük Tev.mer.Tal DD
Saat
2.347
1.506
696
705
3.043
2.211
Yük Tev.Mer.Tal YD
Saat
606
14
389
995
14
Primer Frekans kont.rezerv
kyp
Saat
10.098
1.448
10.098
1.448
Yakıt Mik. Yük.DüĢümü
Saat
9
51
25
60
25
Yakıt Mik. Dev.DıĢı
Saat
0
0
Yakıt Kal.Yük DüĢümü
Saat
24
9
24
9
Yakıt Kal.Dev. DıĢı
Saat
0
0
Su Yeter.Yük DüĢümü
Saat
0
0
Su Yeter.Devre DıĢı
Saat
68
0
68
Kül curuf Sis.Yük DüĢümü
Saat
37
2
7
8
44
10
Kül curuf Sis.Devre DıĢı
Saat
31
103
31
71
62
174
ġebeke Arızası Yük DüĢümü
Saat
32
0
32
ġebeke Arızası Devre dıĢı
Saat
18
135
0
153
Saat
B Grb.Kay.Zm. Devre DıĢı
2.378
1.695
727
911
3.105
2.606
B Grb.Kay.Zm. Yük
Saat
DüĢme
10.774
1.473
447
65
11.221
1.538
Ana Yakıt Tüketimi
Ton
3.672.300 2.520.400 2.886.635 2.174.760
6.558.935 4.695.160
Ortalama Kömür(AID)
Kcal/kg
2.518
2.427
1.745
1.719
2.178
2.099
Özgül kömür Tüketimi
Gr/kWh
1,185
1,187
1,487
1,476
1,29
1,31
Özgül Isı tüketimi
Kcal/kWh
3.035
2.961
2.624
2.582
2.877
2.806
Yardımcı yakıt tüketimi
Ton
22.225
24.092
7.196
8.284
29.422
32.377
Temel göstergeler
36
Sayıştay
Yukarıdaki çizelgeden, fiili çalıĢma süresinin 2013 yılında önceki yıla göre
%28,8 oranında azalarak 26.423 saat olarak gerçekleĢtiği görülmektedir. Yapılan
incelemelerde 2 nci ünitenin 04.05.2013-03.06.2013 tarihleri arasında, 5 nolu ünitenin
ise 01.07.2013-14.01.2014 tarihleri arasında revizyonlarının yapıldığı tespit edilmiĢtir.
Diğer taraftan yapılan incelemelerde, 1 inci ünite generatörünün büyük
bakımınından sonra 31.560 saat, 2 nci ünite generatörünün 37.346 saat, 4 üncü ünite
generatörünün ise 28.841 saat (30.04.2014 tarihine kadar) çalıĢtığı tespit edilmiĢtir.
Santral bakım çalıĢmaları kapsamında teknik Ģartnamdeki büyük bakım-onarım
saatleri dikkate alınarak ünite generatörlerinin büyük bakım-onarım çalıĢmalarının
yapılması büyük önem arz etmeketdir.
Cari yılda, önceki yılda da olduğu gibi santralin 7 ve 8 inci ünitelerinde enerji
üretimi yapılmamıĢtır.
SEAġ Yönetim Kurulunun 20.11.2012 tarih ve 19/2 sayılı kararı ile Soma A
santralinin 22 MW kurulu güçteki 2 nci ünitesinde termik santral teknolojilerinin
geliĢtirilmesi ve yerlileĢtirilmesi baĢlıklı TÜBĠTAK MAM tarafından yapılacak
çalıĢmaların uygulanabilmesini teminen yaklaĢık 80 milyon TL tutarında bir projenin
2013 yılı yatırım programına alınmasına karar verilmiĢtir.
Bilahare Ģirketin 2013 yılı yatırım programında 13.D.09.0050 numaralı Soma
EÜT Termik Santral Teknolojilerinin GeliĢtirilmesi ve YerlileĢtirilmesi projesi ilk
etapta 18,7 milyon TL olan proje tutarı ve 6,7 milyon TL yılı ödeneği ile yer almıĢtır.
Projenin ticari iĢletmeye 2017 yılında geçmesi planlanmaktadır. Projede nihai olarak A
santrali 2 nci ünitesinin azami derecede yerli kaynak kullanımı ile akıĢkan yataklı
yakma teknolojisine sahip bir üniteye dönüĢtürülmesi planlanmaktadır. Anılan iĢ ile
ilgili ilk 2 yıllık yapılacak iĢleri içeren 18,7 milyon TL tutarlı sözleĢme taraflarca
12.04.2013 tarihinde imzalanmıĢtır.
Ayrıca, TKĠ Genel Müdürlüğü ile EÜAġ Genel Müdürlüğü arasında Soma A
termik santralinin bir ünitesinde TKĠ ile Anadolu Plazma Teknoloji Merkezinin
(APTM) tarafından yürütülen Plazma Kömür GazlaĢtırma Projesi kapsamında
geliĢtirmiĢ oldukları plazmatron teçhizatını ünitede tutuĢturucu ve alev dengeleyici
olarak kullanımının ve yardımcı yakıt kullanımında sağlanacağı umulan tasarrufların
uygulama ile test edilmesi amaçlanmaktadır. Konu ile ilgili sözleĢme TKĠ, APTM ve
EÜAġ arasında 04.06.2012 tarihinde imzalanmıĢtır. Oldukça yıpranmıĢ durumda olan
santral ünitelerinin sorunsuz Ģekilde devreye alınarak sürekli olarak çalıĢtırılabilmesini
teminen gerekli bakım onarım iĢlemleri devam etmektedir.
SEAġ Genel Müdürlüğü EÜAġ’a muhatap 09.04.2013 tarih ve 2147 sayılı yazı
ile devam eden özelleĢtirme süreci neticesinde SEAġ’ın özelleĢtirilmesi durumunda
Soma A santralinin de özelleĢeceği dikkate alınarak Soma EÜT Termik Santral
Teknolojilerinin GeliĢtirilmesi ve YerlileĢtirilmesi projesinin uygulanmasında
sıkıntılarla karĢılaĢılmaması için; özelleĢtirilmesi durumunda maddi bedel olarak
kayda değer bir getiri sağlamayacağı kanaatine varılan ancak, yerli teknolojinin
geliĢtirilmesi için önemli bir uygulama alanı olan Soma A termik santralinin
özelleĢtirme kapsamından çıkarılarak çalıĢır halde tutulması talebinde bulunmuĢtur.
Sayıştay
Bu çerçevede Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı’nın EÜAġ’a muhatap
07.04.2014 tarih ve 2687-5037 sayılı ilgi yazısında özetle; Soma A termik santralının
Ar-Ge amaçlı olarak kullanılmak üzere özelleĢtirme kapsamından çıkarılması
hususunun Bakanlıkça olumlu olarak değerlendirildiği, ancak Soma A santralında fiili
olarak üretim yapılmayacak ise söz konusu santralın Ar-Ge çalıĢmalarını yürütecek
asgari personel ile birlikte TÜBĠTAK’a devredilmesi gerektiği ifade edilmiĢtir.
EÜAġ Genel Müdürlüğü 24.04.2014 tarih ve 22172 sayılı yazı ile SEAġ Genel
Müdürlüğünden konuya iliĢkin görüĢlerinin ivedi olarak bildirilmesi istenilmiĢtir.
Süreç devam etmektedir.
Diğer yandan Mart 2010 dan beri fiili üretimi bulunmayan Soma A santralı için
her yıl TEĠAġ’a Bağlantı ve Sistem Kullanım AnlaĢması ile Sistem Kullanım ve
Sistem ĠĢletim Tarifelerini Hesaplama ve Uygulama Yöntem Bildirimi çerçevesinde
iletim sistem kullanım bedeli ve sistem iĢletim bedeli ödenmektedir. Bu kapsamda
2013 yılında TEĠAġ’a Soma A santralı için 44 MW kurulu gücü üzerinden ödenen
iletim sistem kullanım ve sistem iĢletim bedeli 660.212 TL’dir. Benzer Ģekilde 2014
yılında ödenmesi gereken bedel ise 712.144 TL olacaktır. Bu nedenle;
Mart 2010 yılından beri fiili üretimi bulunmayan 44 MW kurulu gücündeki
Soma A termik santralı ile ilgili olarak, Ar-Ge kapsamında çalıĢma yapılacak ise,
TEĠAġ’a, iletim sistem kullanım ve sistem iĢletim bedelinin ödenip ödenmeyceği
hususunda, EPDK ve Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı nezdinde giriĢimlerde
bulunulması önerilir.
Cari yıldaki fiili çalıĢma karĢılığında, 2013 yılındaki fiili brüt üretim, bir önceki
yıla göre %28,6 oranında azalarak 3.623 GWh olarak gerçekleĢmiĢtir. Kapasite
kullanma faktörü de önceki yıla göre %28,6 oranında azalarak 2013 yılında %39,9
olarak gerçekleĢmiĢtir.
Cari yıl için, santral ünitelerinin ortalama çalıĢma güçlerinin kurulu güçlerine
olan oranları ise 1-4. üniteler için %78 ve 5-6. üniteler için %91’i dir. Bu oranın
%90’ın üzerinde olması gerekmektedir.
Şirketin enerji üretim tesislerindeki kayıp veya üretilemeyen enerji başlığı,
kaynaklandığı yer itibarı ile ''A'' ve ''B'' grubu olarak iki ana alt gruba ayrılmış olup,
aşağıda, bu üretim kayıpları ana gruplar itibarı ile irdelenmektedir.
A Grubu kayıp enerji:
Santral içi nedenler olarak adlandırılan planlı devre dışı, zorunlu devre dışı,
tamir bakımdan devre dışı ve tamir bakımdan yük düşümü nedenleri ile üretilemeyen
enerjidir. Üretilemeyen bu enerjinin toplamı 2012 yılında 3.047 GWh iken, 2013
yılında %51,2 oranında artarak 4.608 GWh olarak gerçekleşmiştir.
Genel revizyon ve rehabilitasyonlarla ilgili kayıp enerjilerin oluşturduğu “planlı
devre dışı” hariç tutulduğunda, santral ünitelerinde son 5 yıldaki; devre dışı kalma
sayıları, A grubu kayıp enerji miktarları ile bunların kazan boru patlaklarından
kaynaklanan değerleri ve değişim yapılan kazan borusu miktarları Tablo 15’dedir
37
Sayıştay
38
Tablo 15: A grubu kayıp enerji miktarları ile bunların kazan boru patlaklarından kaynaklanan
değerleri ve değişim yapılan kazan borusu miktarları
Yıllar
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Toplam
devre dıĢı
sayısı
Kazan boru patlağı
nedeniyle devre dıĢı
olma
Adet
Adet
271
205
179
165
164
166
119
112
86
57
68
63
Toplam devre
dıĢı içindeki
pay (%)
43,9
54,6
48,0
34,5
41,5
38,0
A Grubu kayıp
enerji (planlı
devre dıĢı hariç)
Kazan boru patlağı
nedeni ile
üretilmeyen enerji
Kazan boru patlağı
nedeni ile
üretilmeyen enerji
oranı
DeğiĢim
yapılan kazan
borusu miktarı
MWh
MWh
%
Metre
2.465.323
2.508.910
2.495.444
2.161.579
2.171.352
2.344.696
1.272.887
1.203.092
1.133.660
722.865
735.405
908.160
51,6
48,0
45,4
33,4
33,9
38,7
26.200
271.832
109.626
0
8.500
110.700
Çizelgeden de görüleceği üzere bu gruptaki enerji kayıpları içerisindeki kazan
boru patlakları nedeniyle üretilemeyen enerjinin oranı 2013 yılında geçen yıla göre
%23,5 oranında artmıştır. Bu kapsamda 2013 yılında 110.700 metre kazan borusu
değişimi yapılmıştır.
B Grubu kayıp enerji:
Santral dışı nedenler olarak adlandırılan yük tevzi merkezi talebi, yakıt miktarı,
yakıt kalitesi, su yetmezliği ve kül curuf sistemi, atmosferik şartlar v.b gibi
sebeplerden dolayı üretilemeyen enerjidir.
Santral dışı nedenlerle üretilemeyen enerjinin toplam miktarı 2012 yılında 972
GWh iken bu miktar 2013 yılında %54,6 oranında azalarak 441 GWh’e gerilemiştir.
Ancak, bu grupta yer alan kül curuf atma sistemi kaynaklı arızalar nedeni ile
üretilemeyen enerji miktarındaki %130,9’luk artış meydana gelmiştir. Curuf atma
sistemi kaynaklı arızaların azaltılması hususunda 2013 yılı yatırım programında
13D070710/3 “Soma EÜT 1. Ünite Cüruf Teknelerinin Rehabilite Edilmesi” projesi
ihale edilerek çalıĢmalar baĢlanılmıĢ ve 14.12.2013 tarihinde iĢ bitirilmiĢtir.
Diğer yandan yakıt kalitesi ve miktarı ile ilgili olarak 2013 yılında geçen yıla
göre %51,9 oranında düşüş yaşanmış olup cari yılda 2 GWh’lık enerji üretim kaybı
meydana gelmiştir.
Santral kömür değerleri dizayn, protokol ve gelen fiili değerler olmak üzere
Tablo 16’da gösterilmiştir.
Sayıştay
39
Tablo 16: Santral kömür dizayn, protokol ve gelen kömür değerleri
Ünite
1-4
5-6
7-8
Kömür
Santral Dizayn Değeri
Protokol Değeri (2012-2014)
Tavan
Baz
En düĢük
Fiili Değer
2013 Gelen Kömür
2013 Yanan Kömür
Santral Dizayn Değeri
Protokol Değeri (2012-2014)
Tavan
Baz
En düĢük
Fiili Değer
2013 Gelen Kömür
2013 Yanan Kömür
Santral Dizayn Değeri
Protokol Değeri (2012-2014)
Tavan
Baz
En düĢük
Fiili Değer
2013 Gelen Kömür
2013 Yanan Kömür
Kalori
(kcal/kg)
2.400±%10
Kül orijinal
(%)
27-31,4
Nem
(%)
15-27
2.700
2.400
2.200
32±%10
21±%10
2.477
2.427
1.550±%10
35,5
35,1
41±%10
17,4
17,4
20,84±%10
1.700
1.550
1.350
52±%10
19±%10
1.858
1.719
3.325
39,9
40,4
20
17,4
17,0
21
3.900
3.500
3.250
27±%10
22±%10
Çizelgeden de görüleceği üzere, 2013 yılında kömür alım protokolünde yer
verilen değerlere göre alınması gereken kömür özeliklerinin sağlandığı
anlaĢılmaktadır.
SEAġ Yönetim Kurulunun 12.04.2012 tarih ve 4/3 sayılı kararı ile TKĠ Kurumu
ile imzalanan 2012-2014 yıllarına ait kömür alım protokolünün onaylanmasına karar
verilmiĢ olup, 01.05.2012 tarihinden itibaren 2014 yılı sonuna kadar geçecek yaklaĢık
3 yıllık süreç için ġirketin kömür alımları TKĠ ile karĢılıklı olarak imzalanan 20122014 protokolü kapsamında yürütülmeye baĢlanmıĢtır.
2012-2014 kömür alım protokolünde 2010-2011 protokolünden farklı olarak;
-Soma B(1-4) ünitelerine sevk edilen kömürlerin tavan kalori sınırı 2.650
kCal/kg değerinden 2.700 kCal/kg değerine yükseltilmiĢ olup, bu değiĢiklik ile yüksek
kalorili kömürlere daha fazla prim ödenmesi olanaklı hale gelmiĢtir.
- Soma B(1-4) ünitelerine sevk edilen kömürlerin en düĢük kalori değeri 2.160
kCal/kg değerinden 2.200 kCal/kg değerine yükseltilmiĢ olup, bu değiĢiklik ile en alt
kalori sınırının altındaki kömürlere uygulan baz kalori değer ödemesinin %20’si kadar
ödeme yapılmasını içeren cezai Ģart bir miktar daha sıkılaĢtırılmıĢtır.
40
Sayıştay
- Önceki (2010-2011) protokolün 5 inci maddesinde not olarak yer alan “Soma
5-6 santraline verilen kömürler için CaO oranı %21’i geçemeyecektir” ibaresi 20122014 protokolünde “Soma B 5-6 ünitelerine verilen ELĠ kömürlerinin külü içindeki
CaO içeriği, SEAġ ve ELĠ tarafından ortaklaĢa araĢtırılarak fiili duruma göre konu
yeniden görüĢülecektir” Ģeklinde değiĢtirilmiĢtir.
-Önceki protokolün 5 inci maddesinde not olarak yer alan “Lave kömürler
santrale dinlendirilerek verilmeye çalıĢılacaktır” ibaresi “Lave kömürler santrale
dinlendirilerek verilecektir” Ģeklinde değiĢtirilmiĢ ve yıkanmıĢ (lave) kömürlerdeki
yüksek rutubet probleminin kısmen de olsa çözümüne yönelik bir adım atılmıĢtır.
Dizayn değerleri olarak Soma B (1-4) ünitelerinin kömür kalorisi alt limiti
2.160 kCal/kg ve Soma B (5-6) ünitelerinin kömür kalorisi alt limiti ise 1.395
kCal/kg’dır.
2012-2014 kömür protokolünün 5 inci maddesinde, Soma B (1-4) ünitelerine
verilecek en düĢük kömür kalorisi 2.200 kCal/kg olarak ve Soma B (5-6) ünitelerine
verilecek en düĢük kömür kalorisi 1.350 kCal/kg olarak yer almaktadır. Bu değerler 14. üniteler için uygun olmakla birlikte, 5-6. ünitelerin dizayn değerlerinin altındadır.
Kömür temini için ġirket tarafından TKĠ ile yapılan protokollerde; alımı
yapılacak kömür özellikleri ile ilgili olarak kalori, nem, kül ve parça boyutu gibi
parametrelere ait değerlere yer verilmekte ancak bu kriterlerden sadece kalori miktarı
parasal değere konu edilmektedir.
Bu protokollerde yanma üzerinde çok önemli etkileri olan kül, nem, kükürt ve
CaCO3 içeriği gibi parametrelerin parasal değerlere konu edilememesi bir eksiklik
olmakla birlikte, 2010-2011 yıllarını içeren kömür alım protokollerinden itibaren
fiyatlamaya esas analiz değerlerinin vardiya bazına çekilmiĢ olması, santral ünitelerine
daha stabil kömür verilebilmesi için çok önemli bir geliĢme olarak
değerlendirilmektedir.
Önceki yıl raporlarında santral ünitelerine gerekli standart kalitede kömür
temini için; kömüre ait kazandaki yanma parametrelerini etkileyen tüm özelliklerin
detayları ile tariflenmesi ve kömür alımlarına esas fiyat mekanizmasının da tariflenen
bu özelliklerin nihai kömür fiyatını etkileyeceği Ģekilde formüle edilmesi yönünde
gerekli giriĢimlerde bulunulması önerilmiĢtir.
Nitekim 2013 yılı vardiya bazında gelen kömürlerin incelenmesinde Soma1-4
ünitelerinde 73 vardiyada 2200 kcal/kg, Soma 5-6 ünitelerinde ise 23 vardiyada 1350
kcal/kg altında kömür alınmıĢtır. Benzer Ģekilde protokolde Soma1-4 ünitelerinde 991
vardiyada üst sınır olan %35,2 kül oranının, Soma 5-6 ünitelerinde ise %57,2’lik kül
oranının aĢıldığı tespit edilmiĢtir. Nem oranı üst sınırı %23,1 olan Soma1-4
ünitelerinde 3 vardiyada, Soma 5-6 ünitelerinde ise üst sınırı %20,9 olan 24 vardiyada
nem oranı aĢılmıĢtır. Aynı Ģekilde protokolde belirtilen sınırların hem altında hemde
üstünde vardiya bazında kalori, kül ve nem oranı aĢıldığı tespit edilmiĢtir.
Ancak, 2012-2014 yılları için kömür alımı ile ilgili TKĠ ile yürütülen
görüĢmelerde, kömür kalorileri ile ilgili yukarıda belirtilen kısmi iyileĢmeler sağlansa
da kömüre ait kazandaki yanma parametrelerini etkileyen tüm gerekli özelliklerin
Sayıştay
detayları ile tariflenmesi ve kömür alımlarına esas fiyat mekanizmasının da tariflenen
bu özelliklerin nihai kömür fiyatını etkileyeceği Ģekilde formüle edilmesi hususu TKĠ
tarafından kabul görmemiĢ ve kömür satıĢ fiyatı baz kalori değeri esas olacak Ģekilde
eski hali ile korunarak anlaĢma 01.05.2012 tarihinde yürürlüğe girecek Ģekilde SEAġ
ve TKĠ tarafından imzalanmıĢtır.
Bu durumda, santrallerdeki kömür kaynaklı sorunların azaltılabilmesi için
santrallere ait kömür hazırlama tesislerindeki aksama ve eksikliklerin giderilmesi daha
da önemli hale gelmiĢtir.
SEAġ santrallerinin kömür ihtiyacını sağladığı TKĠ Kurumuna bağlı Ege
Linyitleri ĠĢletmesi, bu kömürleri bünyesindeki geniĢ bir sahaya yayılmıĢ yer altı ve
açık ocak yöntemi ile iĢletilen ocaklardan üreterek kömür teslim noktalarına
ulaĢtırmaktadır.
Kömür, yapısı gereği homojen bir yakıt olmadığı için, içeriğindeki organik ve
inorganik maddeler üretildiği havza genelinde ve hatta uygulanan üretim yöntemine
göre bile değiĢim göstermektedir.
Burada en önemli nokta, santral ihtiyacı olan kömürü kazan dizaynına esas
değerler itibarı ile detaylı bir Ģekilde tanımlayarak tedarikçiden santrale standart bir
yakıt teminini sağlamaktır.
Kömürün kalorifik değer açısından homojen taneler halinde kazanları
beslemesi, istenilen bölgede istikrarlı bir alev topunun oluĢturulması açısından
önemlidir. Toplamda kalorifik değeri aynı olsa bile, kalorifik değeri homojen tanelerin
oluĢturacağı yanma ile yüksek kalorifik değerli kömür ve taĢ karıĢımlarının
oluĢturacağı yanma aynı olmayacaktır. Kömürün yanma verimi, kalorisi ile olduğu
kadar fiziksel ve kimyasal özellikleri ile de ilgili olduğundan, verimli bir yanma için
farklı kömürlerin fiziksel ve kimyasal özelliklerinin tam olarak bilinmesi gereklidir.
Ayrıca, santralin tasarım aĢamasında esas alınan kömür özellikleri ile iĢletme
döneminde santrale verilen kömür özelliklerinin birbirinden farklı olması; iĢletme
Ģartlarının bozulmasına, erken aĢınma ve deformasyonlara ve dolayısı ile üretim
kayıplarına neden olmaktadır. Santrale verilen kömür özelliklerinin tedarik
protokollerinde belirtilen zaman aralıklarında öngörülen değerleri tutturmuĢ olması
aynı zaman aralığında meydana gelen dalgalanmalardan kaynaklanan üretim
kayıplarını engellemeyecektir.
Diğer taraftan, tedarikçiden alınan kömürler alındıkları hali ile kazanda
yakılamadığından bu kömürlere santral kömür hazırlama tesislerinde, stok sahasında
ve oradan da kazan besleme bunkerine kadar uzanan süreçte uygulanan iĢlemlerin
kazanlara standart bir yakıt teminini sağlayacak hale getirilmesi de ayrı bir önem
taĢımaktadır.
Santrallere verilen kömürlerin santral dizayn değerlerinde kazanlara
verilebilmesi amacıyla kömür park sahaları yapılmıĢ ve bu sahalar gelen kömürlerin
harmanlanarak daha homojen hale getirilebilmesi için park (harmanlama) makineleri
ile teçhiz edilmiĢlerdir. Ancak, gelen kömürler ile yakılan kömürler arasındaki
41
42
Sayıştay
farklılıklardan ve enerji kayıplarından söz konusu kömür park makinelerinin gereği
gibi çalıĢtırılamadıkları anlaĢılmaktadır.
Kömür analiz sonuçları beklenemeden sahaya stok yapıldığından, park
sahasındaki kömür yığınları heterojen bir yapı sergilemekte ve bu nedenle de, homojen
bir yakıt elde etmek için park sahasında harmanlamalar yapmak gereği oluĢmaktadır.
Santrale ait kömür hazırlama sahasında yapılan incelemelerde; kırıcıların
ayırma verimleri ile ilgili önceki yıl raporlarında da yer verilen problemlerin önemli
miktarda azalmıĢ olduğu görülmüĢtür.
Ancak, gelen kömürün içinde yer altı ocaklarındaki mevcut üretim yönteminden
kaynaklanan ahĢap malzeme parçaları bulunmakta, bu parçalar kırıcılarda
kırılamadığından stok sahasına ve oradan da kömür bunkerleri ve transportlara giderek
sistemde sıkıĢma ve tıkanmalara neden olmaktadır
Diğer taraftan, ġirketin kömür hazırlama tesislerindeki kırma ve eleme üniteleri
açık devre olarak dizayn ve tesis edilmiĢtir. Bu tip kırıcı devrelerde kırıcılara giren
malzeme, kırıcı çıkıĢında herhangi bir elemeye tabi tutulmaksızın bir sonraki aĢamaya
sevk edildiğinden, kırıcıların geçen zaman sürecinde yıpranması neticesinde kırma
verimi düĢmekte ve beklenenden çok daha fazla iri boyutta ve bunlarla gelen ahĢap
malzeme gibi istenmeyen materyal stok sahasına sevk edilmektedir. Bu durumda,
kazan besleme değirmenlerinin kırma ve savurma performansı düĢmekte, kömürün bir
kısmı iri boyutundan dolayı tam yanamadan çökerek cüruf haline gelmekte, kazanda
ise alev topu beklenen bölgede oluĢmamakta ve kazanda ısı dağılım ve verim
problemleri meydana gelmektedir.
Kömürün istenilen boyutta kazana sevki ve verimli bir yanmanın gerçekleĢmesi
için 2014 yılı yatırım programında yer alan 13D080030 nolu “Soma Makine teçhizat”
projesi kapsamındaki kırıcının vakit geçirilmeden tedarikinde yarar görülmektedir.
ABD, Avustralya ve Avrupa’da 1980’li yılların ortalarından beri kullanılan ve
ölçüm hassasiyeti yüksek olan on-line kömür analiz cihazlarının ġirketin kömür stok
sahalarında kullanımı hususu, daha standart bir yakıt eldesi için değerlendirilmesi
gereken bir konudur.
Nitekim, SEAġ’ın 2012 yılı yatırım programında 10.D.07.0190 numaralı
“Soma EÜT 1-4 Üniteler Ġçin 2 Ad. Bant Üstü Kalorimetre Sistemlerinin Tesis
Edilmesi” projesi yer almaktadır. Sistemin analiz teknolojisinde nükleer yöntemin
yanında lazer yönteminde de geliĢmeler bulunduğundan, her iki yöntemin de teknik ve
mali yönden değerlendirilmesi çalıĢmaları devam etmektedir.
Uzun duruĢ dönemlerinde kırma iĢleminden geçirilerek sahada stoklanan
kömürler belli bir süre güneĢe maruz kaldığında rutubetini kaybedip çatlama eğilimine
girmektedir ancak, santral ünitelerinin devrede olduğu dönemlerde bu kömürlerin park
sahasında bekleme Ģansı olmayacağından, kırıcı bakımlarının ve ayarlarının titizlikle
takip edilerek hem kazan değirmenlerinin çalıĢma ömrünün hem de kazan yanma
karakteristiklerinin olumsuz etkilenmemesi için dizayn boyutundan daha iri parçaların
kazan değirmenine beslenmesinin önlenmesi önem taĢımaktadır.
Sayıştay
Soma 1-4 üniteleri ile Soma 5-6 ünitelerinde stok sahasından sevk edilen
(yanan) kömürde en düĢük dizayn kalori değerinin altında kömür verilmesi ve üstelik
aynı dönemde stok sahasına gelen kömürlerde böyle bir durumun olmaması, kömür
harmanlama iĢlemlerinin ve bununla birlikte yanan kömürden numune alma
iĢlemlerinin yeterli hassasiyette yapılmadığını göstermektedir. Bu nedenle;
Soma termik santralinin 1-4 üniteleri ile 5-6 üniteleri besleyen kömür park
sahalarındaki harmanlama ve bu ünitelere sevk edilen kömürden numune alma
iĢlemlerinin usulüne uygun olarak yapılaması önerilir.
Kazandaki yanma esnasında kömür içeriğindeki CaCO3 ortam enerjisini
kullanarak CaO’ya ve akabinde Ca(OH)2’ye dönüĢmekte ve oluĢan Ca(OH)2 bir miktar
SO2 gazı ile bileĢik yaparak baca gazı arıtma tesislerinin yükünü kısmen azaltıcı etki
göstermektedir. Ancak, kazanlarda yanan kömür içerisindeki CaCO3 kimyasal yapısı
gereği külün ergime sıcaklığını düĢürmektedir. DüĢük sıcaklıkta ergiyen kül
içerisindeki mineraller kazan borularına sıvanarak kazanda ısı transfer sistematiğinin
bozulmasına neden olmaktadır. Bu durumda bazı bölgelerde kazan borularında ısı
transferi engellenirken bazı bölgelerde aĢırı sıcaklık değerleri oluĢarak boru
hasarlanmaları ve verim kayıpları meydana gelmektedir. Diğer taraftan borulara
yapıĢan curufun altında da korozyon meydana gelerek boru patlaklarına zemin
hazırlanmaktadır.
Önceki yıllar denetim raporunda santralin özellikle 5 ve 6. ünitelerinde yaĢanan,
gelen kömür kaynaklı curuflanma probleminin çözülmesi ve kömür kalite yetersizliği
kaynaklı enerji üretim kayıplarının önlenmesini teminen; gelen kömürlerdeki CaO
oranı ile yanma kalitesini olumsuz etkileyen diğer parametrelerin titizlikle takip
edilerek, sorunun çözümü yönünde TKĠ ve SEAġ tarafından nelerin yapılabileceğinin
taraflarca ortaklaĢa olarak belirlenmesi ve gerekirse bunun bir protokole ve termin
planına bağlanması, curuflanma probleminin çözümü yönünde KEAġ tarafından
TÜBĠTAK MAM ile yürütülen KEAġ Kemerköy Termik Santralinde emre amadeliğin
artırılması için kazan curuflanma nedenlerinin araĢtırılması ve kazan malzemeleri
üzerine etkilerinin incelenmesi baĢlıklı projede yapılan çalıĢmalar ile elde edilen
sonuçların takip edilerek bu sonuçların SEAġ santrallerinde de uygulanabilirliği
olanaklarının değerlendirilmesi önerilmiĢtir.
Santral ünitelerinin curufta yanmamıĢ karbon oranı dizayn değeri olarak 1-4.
üniteler için %3,45 ve 5-6. üniteler için %3 olması gerekmektedir.
Santral ünitelerinin curuflarındaki yanmamıĢ karbon içerikleri üzerinde yapılan
incelemelerde bu değerin 2013 yılı içerisinde 1-4.ünitelerde yıllık ortalamanın %21,95
mertebesinde, 5-6. ünitelerde ise %10,28 civarına olduğu tespit edilmiĢtir. Ayrıca ünite
bazında yapılan incelemede 3 üncü ünitede %33,70 en yüksek seviyede gerçekleĢtiği
tespit edilmiĢtir.
Kazana gelen parçacıkların olması gerekenden daha büyük boyutta olduğu ve
kazandaki yanma ortamının sağlıklı olmadığı durumlarda kömür yanmadan ızgaralara
düĢmekte, kömür tam yanmadan atıldığı için verim kaybına da neden olmaktadır.
43
44
Sayıştay
Ayrıca kazan içerisinde kömürde tam yanma sağlanamadığından ünitenin
çalıĢtırılması gereken optimum gücü elde edebilmek için yardımcı yakıt olarak fuel-oil
yakılmakta ve maliyetlerin artmasına sebep olmaktadır.
Kazana gelen parçacıkların olması gerekenden büyük boyutta olması ise
öncelikle stok sahasındaki ve sonrasında kazan değirmenlerindeki kırma
iĢlemlerindeki aksaklıklardan kaynaklanabilmektedir. Bu kapsamda geçen yıl denetim
raporunda santral ünitelerine ait curufta yanmamıĢ karbon oranlarındaki yüksekliğin
nedenlerinin tespit edilerek gerekli önlemlerin alınması önerilmiĢtir.
Yapılan incelemelerde 14D090020 nolu “Soma B termik santralı ünite kazanları
ve yardımcı tesisilerinde emreamadeliği düĢüren sebeplerin araĢtırılması” projesi
çerçevesinde çalıĢmalar devam ettiği görülmüĢtür. Bu nedenle;
Santral ünitelerine ait curufta yanmamıĢ karbon oranlarındaki yüksekliğin
nedenlerinin tespiti hususunda 14D090020 nolu “Soma B termik Santralı Ünite
Kazanları ve Yardımcı Tesisilerinde Emreamadeliği DüĢüren Sebeplerin
AraĢtırılması” projesinin bir an önce sonuçlandırılması ve buna göre gerekli tedbirlerin
alınması önerilir.
Santral verim göstergesi olan özgül ısı tüketimleri (1 kWh enerji üretmek için
harcanan ısı) ile ilgili Ģartnamelerde yer alan veriler dikkate alındığında, bu değer
santralin 1-6 üniteleri için 2.445 kCal/kWh olarak tespit edilmiĢtir.
Özgül ısı tüketimleri 2013 yılında önceki yıla göre 1-4 ünitelerde %2,4
oranında düĢerek 2.961 kCal/kWh ve 5-6 ünitelerde ise %1,6 oranında azalarak 2.582
kCal/kWh olmuĢtur. Santral genelinde ise, özgül ısı tüketimi önceki yıla göre
%2,5azalmıĢ ve 2.806 kCal/kWh mertebesine düĢmüĢtür.
Santral ünitelerinin özgül ısı tüketimleri ile ilgili Ģartnamelerde yer alan 2.445
kCal/kWh değeri dikkate alındığında özellikle 1-4 ünitelerde birim üretim baĢına
yaklaĢık %17,7 olduğu, 5-6 ünitelerde ise %14,8’e varan oranlarda daha fazla kalori,
dolayısıyla yakıt harcandığını göstermektedir. Santral ünitelerinin uzun yıllar çalıĢtığı
göz önüne alınsa bile bu değerler oldukça yüksektir.
Özgül ısı tüketiminin artmasının sebeplerinden birisi de arıza nedeniyle devreye
girip çıkma sayısının fazlalığıdır. 2012 yılında santralin 1-4 ünitelerinde toplam 148
adet devreden çıkma olmuĢ iken, 2013 yılında 136 adet devreden çıkma olmuĢtur. 5 ve
6. ünitelerde ise 2012 yılında bu sayı 34 iken 2013 yılında 39 adede yükselmiĢtir.
Santral ünitelerinde devreye giriĢ sırasında büyük miktarlarda yardımcı yakıt
yakıldığından, bu devreye giriĢlerin sayısı arttıkça santralin özgül ısı tüketimi de
artmakta ve dolayısı ile verimi azalmakta, diğer yandan da kazan teçhizatı ve ilgili
diğer malzemeler zamanından önce yorulmaktadır.
Santralin 2013 yılı toplam verimi 1-4 üncü üniteler için %29,04 ve 5-6 ncı
üniteler için %33,3 olmak üzere santral genelinde %30,64 mertebesindedir.
Elektrik Piyasası Serbest Tüketici Yönetmeliği’nin 5. Maddesinin (b) bendinde
“Bir önceki takvim yılına ait toplam elektrik enerjisi tüketimleri serbest tüketici
limitini geçen tüketiciler” hükmü yer almaktadır. EPDK’nın 24.01.2013 tarih ve 4250
Sayıştay
sayılı kurul kararı ile 2013 yılı serbest tüketici limiti 5.000 kWh, 23.01.2014 tarih ve
4840 sayılı Kuurl kararı ile 2014 yılı serbest tüketici lmiti ise 4.500 kWh olarak
belirlenmiĢtir.
Soma termik santralında DeniĢ kömür alım bantları (32395406 nolu abone),
santral iç ihtiyacı (32329371 nolu abone) ile su arıtma tesislerinin (32334638 nolu
abone) elektrik enerjisi ihtiyacı için bölgedeki Gediz Elektrik Dağıtım Aġ’den elektrik
almaktadır.
Yapılan incelemelerde her üç abonenin her bir bağlantı noktasında da serbest
tüketici limitini geçtiği tespit edilmiĢtir.
Diğer taraftan Elektrik Piyasası Serbest Tüketici Yönetmeliği’nin 6 ncı
maddesinde ise “Tüm tüketiciler serbest tüketici olana kadar, bir önceki takvim yılına
ait toplam elektrik enerjisi tüketim miktarı serbest tüketici limitini geçen tüketicilerin
listesi, bölgelerinde bulundukları dağıtım lisansı sahibi tüzel kiĢiler tarafından, serbest
tüketici limitlerinin Resmi Gazete’de yayımlanma tarihinden itibaren otuz gün
içerisinde, dağıtım Ģirketinin internet sitesinde güncel ve sürekli olarak yayımlanır.”
hükmü kapsamında Gediz Elektrik Dağıtım Aġ tarafından 04.03.2010 tarih ve 1838
sayılı yazı ile anılan aboneliklerin serbest tüketici limitini geçtiği için serbest tüketici
olma hakkına sahip olduğu ifade edilmiĢtir. Ancak Gediz Elektrik Dağıtım Aġ
17.08.2010 tarih ve 7642 sayılı yazı ile anılan üç abone için serbest tüketici belgesi
vermemiĢtir.
Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliğinin “Üretim lisansı sahibinin hak ve
yükümlülükleri” baĢlıklı 30 uncu maddesinde “(1) Üretim lisansı, sahibine;
a) Lisansında belirtilen üretim tesisini kurma ve iĢletme,
b) Üretim tesisinde ürettiği elektrik enerjisini veya kapasitesini;
1) Tedarik Ģirketlerine,
2) Serbest tüketicilere,
3) Özel direkt hat tesis ettiği kiĢilere,
satma hakkını verir.” hükmü yer almakta olup anılan hüküm kapsamında
serbest tüketicilere üretim lisansı kapsamında satıĢ yapılabilmektedir.
SEAġ santralının 32395406, 32329371, 32334638 nolu aboneleri için Gediz
Elektrik Dağıtım Aġ’nden almıĢ olduğu elektrik enerjisini, tarifenin daha ucuz olması
nedeniyle serbest tüketici olarak kendi üretiminden karĢılaması uygulamasına
geçilmesi için serbest tüketici baĢvuru iĢlemlerinin ivedilikle sonuçlandırılması
önerilir.
1 Eylül 2006 tarihli Mükerrer 26276 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan
EPDK’nın 24.08.2006 tarihli ve 875 sayılı Kurul Kararı ekinde yer alan “20 Dağıtım
ġirketi Ġçin Tarife Uygulamalarına ĠliĢkin Usul ve Esaslar”ın abone grupları ve tanımı
baĢlıklı 1 inci maddesinde “6948 sayılı Sanayi Sicili Kanununda tanımı yapılan ve
ilgili resmi kuruluĢça onaylı sanayi sicil belgesini ibraz eden sanayi iĢletmeleri bu
abone grubu kapsamındadır.” hükmü ile sanayi abonesi tanımı yapılmıĢtır.
45
46
Sayıştay
6948 sayılı Sanayi Sicil Kanununun 1 inci maddesi kapsamında değerlendirilen
sanayi iĢletmelerine ve devamlı ve seri halinde tamirat yapan iĢletmeler ile elektrik
veya diğer enerji üreten santrallerin ilgili kanun uyarınca sanayi sicil belgesi alma
zorunluluğu getirilmiĢtir. Yapılan incelemelerde SEAġ adına 29.07.2013 tarihinde
576704 belge numarasıyla Sanayi ve Ticaret Bakanlığı’ndan sanayi sicil belgesinin
alındığı görülmüĢtür.
ġirketin sanayi sicil belgesine sahip olmasından dolayı santral iç ihtiyaç
tesislerini besleyen 32329371 nolu abonenin serbest tüketici kapsamında sanayi
abonesi olması gerekmektedir. Yapılan incelemelerde bu abonenin ticarethane abone
grubunda olması nedeniyle mevcut durumda daha fazla elektrik enerjisi bedeli
ödendiği tespit edilmiĢtir.
20 Dağıtım ġirketi Ġçin Tarife Uygulamalarına ĠliĢkin Usul ve Esaslar
çerçevesinde mevcut durumda 32329371 nolu abonenin Gediz Elektrik Dağıtım
Aġ’den 1 Ocak-31Mart 2014 döneminde ticarethane tarifesi 28,5590 kr/kWh iken
sanayi abonesi tarifesi 22,7307 kr/kWh’tir. 1 Nisan-31 Temmuz 2014 döneminde ise
ticarethane tarifesi 28,6590 kr/kWh, aynı dönem için sanayi abonesinin tarifesi ise
22,8363 kr/kWh’tir. Dolayısıyla 32329371 nolu santral iç ihtiyaç tesislerini besleyen
abone için her bir kWh baĢına Ocak-Mart döneminde 5,8283 kuruĢ Nisan-Temmuz
döneminde ise 5,8227 kuruĢ fazla ödeme yapılmaktadır.
20 Dağıtım ġirketi Ġçin Tarife Uygulamalarına ĠliĢkin Usul ve Esaslar
çerçevesinde 32329371 nolu abonenin sanayi abonesi olması halinde ilgili dağıtım
Ģirketine kWh baĢına 5,8227 Kr/kWh daha az bedel ödenmesi mümkün olabilecektir.
Bu nedenle;
SEAġ’ın sanayi sicil belgesi bulunmasına rağmen tarifesi sanayi abonesine göre
yüksek olan ticarethane abone grubunda yer alan 32329371 nolu abonenin daha fazla
elektrik enerjisi bedeli ödememesi için sanayi sicil belgesinin Gediz Elektrik Dağıtım
Aġ’ne ibraz edilerek sanayi abone grubuna geçirilmesi önerilir.
Elektrik Piyasası MüĢteri Hizmetleri Yönetmeliğinin Geçici 2 inci maddesinde
yer alan “Bu Yönetmeliğin yürürlük tarihinden önce, tüketici bazında müstakilen
bağlantı anlaĢması ve perakende satıĢ sözleĢmesi yapılmaksızın ortak sayaç üzerinden
elektrik enerjisi kullanan gerçek ve tüzel kiĢilerin bağlantı anlaĢmalarının dağıtım
lisansı sahibi tüzel kiĢiler tarafından, perakende satıĢ sözleĢmelerinin ise perakende
satıĢ lisansı sahibi tüzel kiĢiler tarafından 2007 yılı sonuna kadar yapılması
zorunludur.” hükmü yer almaktadır.
EPDK’nın 18.01.2012 tarih ve 3648/25 sayılı Kararı ile “Ortak Kullanım
Haline Gelen Elektrik Dağıtım Tesislerinin Elektrik Dağıtım ġirketlerince
Devralınmasına Dair Usul ve Esaslar” hakkında Karar ile birden fazla müĢterinin ortak
kullanımında bulunan branĢman hattı ve müĢtemilatının dağıtım Ģirketlerince
devralınmasına iliĢkin usul ve esaslar belirlenmiĢtir.
Önceki denetim raporunda Elektrik Piyasası MüĢteri Hizmetleri Yönetmeliğinin
Geçici 2 nci maddesi çerçevesinde, lojmanların bireysel elektrik aboneliğine
geçirilmesi ile ilgili iĢlemlerin ikmal edilmesi önerilmiĢtir.
Sayıştay
Yapılan incelemelerde bu kapsamda 14D070470 nolu “Soma TS sosyal site
elektrik siteminin yenilenmesi” projesinin 2014 yılı yatırım programına alınmıĢ olup
ihale çalıĢmaları devam ettiği, görülmüĢtür. Bu nedenle,
SEAġ tarafından iĢletilen ve birden fazla müĢterinin ortak kullanımında
bulunan branĢman hattı ve müĢtemilatının Ortak Kullanım Haline Gelen Elektrik
Dağıtım Tesislerinin Elektrik Dağıtım ġirketlerince Devralınmasına Dair Usul ve
Esaslar gereği bölgedeki dağıtım Ģirketi Gediz EDAġ tarafından devralınması, ortak
sayaç üzerinden elektrik enerjisi kullanmaya devam edilen sosyal tesislerdeki
lojmanlar ile iĢyerlerine Elektrik Piyasası MüĢteri Hizmetleri Yönetmeliği gereği
bölgesel dağıtım Ģirketi ile perakende satıĢ sözleĢmesi yaptırılması önerilir.
Önceki denetim raporunda SEAġ’a ait iĢyerlerinde ÇalıĢma ve Sosyal Güvenlik
Bakanlığı Ġzmir Bölge Müdürlüğü tarafından 04-08 Nisan 2011 tarihinde yapılan
denetimde iĢ sağlığı ve güvenliği yönünden yapılan teftiĢte tespiti yapılan 14
maddeden oluĢan eksiklik ve alınması gerekli önlemlerin ivedilikle tamamlanması
önerilmiĢtir.
Yapılan incelemelerde eksikliklerle ilgili olarak bir kısmının örneğin; iĢyeri
hekimi, tozlu iĢlerde çalıĢanların göğüs filmlerinin çekilmesi, gürültülü kısımlarda
çalıĢan iĢçilerin kulak odiyogramlarının çekilmesi, iĢ yeri risk analizi, iĢyeri çalıĢma
oratmında toz ölçümü, iĢyerinde gürültü ölçümü ile gürültü risk haritası, basınçlı gaz
tüplerin usul ve tekniği açısından uygunlukları test edilmiĢ fuel-oil depolama tankı,
hidrojen tesisinin muhtemel bir yangında kullanımı için 13D070550 nolu “Soma EÜT
santral sahası yangın sprinkleme sisteminin kurulması” projesi 2014 yılı yatırım
programına alınmıĢ olup, bir kısmı ile ilgili olarak çalıĢmaların devam ettiği tespit
edilmiĢtir. Bu nedenle;
SEAġ’a ait iĢyerlerinde ĠĢ sağlığı ve güvenliğine yönelik eksikliklerin
giderilmesi için gerekli önlemlerin tamamlanması önerilir.
Elektrik Piyasası MüĢteri Hizmetleri Yönetmeliğinin 16 ncı maddesinin (5)
nolu bendinde “… Bu müĢterilerden, kurulu gücü 50 kVA’nın altında olanlar,
çektikleri aktif enerji miktarının yüzde otuzüçünü aĢan Ģekilde endüktif reaktif enerji
tüketmeleri veya aktif enerji miktarının yüzde yirmisini aĢan Ģekilde kapasitif reaktif
enerji tüketmeleri halinde; kurulu gücü 50 kVA ve üstünde olanlar ise, çektikleri aktif
enerji miktarının yüzde yirmisini aĢan Ģekilde endüktif reaktif enerji tüketmeleri veya
aktif enerji miktarının yüzde onbeĢini aĢan Ģekilde sisteme kapasitif reaktif enerji
vermeleri halinde, reaktif enerji tüketim bedeli ödemekle yükümlüdür…”hükmü yer
almaktadır.
Yapılan incelemelerde santral iç ihtiyacını besleyen kurulu gücü 2.400 kVA
olan 32329371 nolu aboneliğin Ocak, Nisan-Aralık 2013 ile ġubat-Mart 2014
döneminde, 16 KVA kurulu gücündeki su arıtma tesisinin (32334638 nolu abone) ise
ġubat, Ağustos ve Kasım-Aralık 2013 ile Ocak-Mart 2014 döneminde Elektrik
Piyasası MüĢteri Hizmetleri Yönetmeliğinin 16 ncı maddesinde belirtilen endüktif
reaktif enerji sınır değerlerini aĢtığı tespit edilmiĢtir.
47
48
Sayıştay
Elektrik Piyasası MüĢteri Hizmetleri Yönetmeliği’nin 16’ıncı maddesi
kapsamında 32329371 ile 32334638 nolu aboneliklere reaktif bedel ödenmemesi için
bu tesislerin periyodik bakımların zamanında yapılması ile gerekli tedbirlerin alınması
önerilir.
ġirkete, EPDK tarafından verilmiĢ olan üretim lisansının 5 inci maddesinin (2)
nolu fıkrasında “Lisans sahibi üretim tesisinden atık kül satıĢı yapılan tüzel kiĢilere ait
olan ve santral sahasında bulunan kül tesisilerine, bu tesisilere dağıtım ve perakende
satıĢ hizmetlerinin sağlanamıyor olması Ģartı ile Elektrik Piyasası Lisans
Yönetmeliğinin geçici 10 uncu maddesinin ikinci fıkrası hükmü çerçevesinde ve bu
fıkrada öngörülen tarihe kadar, bölgesindeki perakende satıĢ lisansı sahibi dağıtım
Ģirketince uygulanan tarife üzerinden elektrik enerjisi satıĢını ayrı hesap tutmak
kaydıyla yürütebilir.” hükmü yer almaktadır.
Yapılan incelemelerde yine üretim lisansı kapsamında üretim tesisi atığı külün
satıĢ faaliyeti ile ilgili olarak bir hükmün bulunduğu ve bu hüküm kapsamında kül
satıĢı yapılmaktadır. Kül satıĢı yapılan firmaların elektrik enerjisini santral sahasında
olan ve santral iç ihtiyacını karĢılayan mülkiyeti, iĢletme ve bakımı SEAġ’a ait olan
6kV’luk sistemden aldığı, ancak ilgili firmaların bölgesel dağıtım Ģirketinin kül alım
tesislerinde dağıtım tesisi bulunmamasına rağmen bu noktalarda bölgesel dağıtım
Ģirketi olan Gediz Elektrik Dağıtım Aġ’ne abone olduğu tespit edilmiĢtir.
Santral üretim tesisinden atık kül satıĢı yapılan tüzel kiĢilere ait olan ve santral
sahasında bulunan kül tesisilerine SEAġ’ın üretim lisansı kapsamında elektrik
enerjisinin satılması gerekmektedir. Bu nedenle;
Kül satıĢı yapılan firmaların bölgesel dağıtım Ģirketi ile olan aboneliklerinin
iptal ettirilmesi ile kül satıĢı için ihtiyaç duyulan elektrik enerjisinin SEAġ’ın üretim
lisansı kapsamında bölgesindeki perakende satıĢ lisansı sahibi dağıtım Ģirketince
uygulanan tarife üzerinden elektrik enerjisi satıĢını ayrı hesap tutmak kaydıyla bu
firmalara elektrik enerjisinin satılması önerilir.
ġirketin, 2872 sayılı Çevre Kanunu doğrultusunda çıkarılan yönetmelikler
çerçevesinde yerine getirmesi gereken yükümlülükler aĢağıda irdelenmiĢtir;
Kömür yakıtlı termik santrallerden kaynaklanan baĢlıca gaz emisyonları; kükürt
ve azot oksitleri, karbon monoksit ile atmosferde sera etkisi yaratan gazlarından birisi
olan karbondioksit emisyonlarıdır. Bu gaz emisyonlarının yanında partikül madde
(toz) emisyonu da olmaktadır. Bu gazların baca gazı içindeki ve atmosferdeki (yer
seviyesinde) miktarları yönetmeliklerle sınırlandırılmıĢtır.
Sanayi Kaynaklı Hava Kirliliğinin Kontrolü Yönetmeliği (SKHKKY)
03.07.2009 tarihinde 27277 sayılı Resmi Gazetede yayımlanmıĢtır. Sanayi Kaynaklı
Hava Kirliliğinin Kontrolü Yönetmeliği hükümlerine göre, SEAġ santral ünitelerinin
kurulu güç büyüklüğü itibarı ile kükürt dioksit (SO2) emisyonunun 1.000 mg/Nm³,
azot oksit (NOx) emisyonunun 800 mg/Nm³, ve toz emisyonunun ise 100 mg/Nm³
olan sınır değerlerin altında olması gerekmektedir.
10.10.2011 tarih ve 28280 sayılı Resmi Gazetede Sanayi Kaynaklı Hava
Kirliliğinin Kontrolü Yönetmeliğinde DeğiĢiklik Yapılmasına Dair Yönetmelik
Sayıştay
yayımlanarak yürürlüğe girmiĢtir. Bu yönetmelik ile 03.07.2009 tarih ve 27277 sayılı
Resmî Gazetede yayımlanan Sanayi Kaynaklı Hava Kirliliğinin Kontrolü
Yönetmeliğinin geçici 3 üncü maddesi, “ÖzelleĢtirme sürecindeki termik santrallerden
31.12.2011 tarihine kadar birinci fıkra hükümlerinin gereklerine uygun hâle
getirilmemiĢ olanların özelleĢtirme sürecine iliĢkin planlamanın BaĢbakanlık
ÖzelleĢtirme Ġdaresi BaĢkanlığınca Çevre ve ġehircilik Bakanlığına bildirilmesi ve
özelleĢtirilmesi öncesinde, iĢletmelerin bu Yönetmelik hükümlerine uygunluğunun
sağlanması ve iĢletmecilerinin bu çerçevede alacakları tedbirlere iliĢkin planlamalarını
Bakanlığa sunmaları gerekir. Bu fıkra kapsamındaki tesislerin iĢletmecileri,
özelleĢtirme sürecinin tamamlandığı tarihten itibaren üç ay içerisinde iĢ termin
planlarını sunmak ve en geç iki yıl içerisinde çevre izni almak zorundadırlar.
ÖzelleĢtirme sürecinin tamamlanıp tamamlanmadığına bakılmaksızın, bu tesisler için
çevre iznini alma süresi 31.12.2017 tarihini geçemez.” Ģeklinde değiĢtirilmiĢtir.
Bu değiĢiklik ile, emisyon izni alma yükümlülüğü bulunan ancak bu
yükümlülüğünü yerine getirmeyen iĢletmelerin 31.12.2017 tarihine kadar yönetmelikte
belirtilen hususların sağlanması koĢulu ile çalıĢtırılmasına olanak tanınmıĢtır.
Diğer taraftan, 08.06.2010 tarih ve 27605 sayılı Resmi Gazetede, ısıl gücü 50
MW veya daha fazla olan, yalnızca enerji üretimi için inĢa edilen, katı, sıvı veya gaz
yakıtların kullanıldığı yakma tesislerini kapsayan Büyük Yakma Tesisleri Yönetmeliği
yayımlanmıĢtır. Yönetmeliğin 10, 11, 12 ve 13 üncü maddelerinde mevcut katı, sıvı ve
gaz yakıtlı santraller ile gaz türbinleri için emisyon sınır değerleri getirilmiĢtir. Buna
göre, mevcut sıvı yakıtlı santrallerde SO2 için yakıt ısıl gücüne göre 400 ile 1.700
mg/Nm3 arasında değiĢen sınır değerleri 01.01.2012 tarihinde, diğer emisyon sınırları
ise bu yönetmeliğin yayım tarihinden 9 yıl sonra yürürlüğe girecektir.
Ayrıca, anılan yönetmeliğin “Emisyonların değerlendirilmesi” baĢlıklı 19 uncu
maddesinin (b) fıkrası hükmüne göre; yıl boyunca bütün onaylanmıĢ saatlik ortalama
değerlerin, sınır değerlerin % 200 ünü aĢmaması da gerekmektedir.
Büyük Yakma Tesisleri Yönetmeliğinde getirilen emisyon sınırlamaları
incelendiğinde, 2019 yılından sonra ısıl gücü 500 MW üzerindeki katı yakıtlı yakma
tesislerindeki azot oksit (NOx) için sınır değerinin 200 mg/Nm³, kükürt dioksit (SO2)
emisyonları için 400 mg/Nm³ ve toz emisyonları için ise 50 mg/Nm³ değerine çekildiği
görülmektedir.
30.03.2013 tarih ve 28603 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan 6446 sayılı
Elektrik Piyasası Kanununun “Üretim tesislerinin çevre mevzuatıyla uyumlu hale
getirilmesi” baĢlıklı geçici 8 inci maddesinde “EÜAġ veya bağlı ortaklık, iĢtirak,
iĢletme ve iĢletme birimleri ile varlıklarına ve 4046 sayılı Kanun kapsamında
oluĢturulacak kamu üretim Ģirketlerine, bunların özelleĢtirilmeleri hâlinde de geçerli
olmak üzere, çevre mevzuatına uyumuna yönelik yatırımların gerçekleĢtirilmesi ve
çevre mevzuatı açısından gerekli izinlerin tamamlanması amacıyla 31.12.2018 tarihine
kadar süre tanınır. Bu sürenin üç yıla kadar uzatılmasına Bakanlar Kurulu yetkilidir.
Bu süre zarfında ve önceki dönemlere iliĢkin olarak bu gerekçeyle, EÜAġ veya bağlı
ortaklık, iĢtirak, iĢletme ve iĢletme birimleri ile varlıklarında ve 4046 sayılı Kanun
kapsamında oluĢturulacak kamu üretim Ģirketlerinde, bunların özelleĢtirilmeleri
49
50
Sayıştay
hâlinde de geçerli olmak üzere, elektrik üretim faaliyeti durdurulamaz, idari para
cezası uygulanmaz” hükmüne yer almakta olup, anılan geçici madde kapsamında
emisyon izni alma yükümlülüğü bulunan ancak bu yükümlülüğünü yerine getirmeyen
iĢletmelerin 31.12.2018 tarihine kadar çevre mevzuatına uyumuna yönelik yatırımların
gerçekleĢtirilmesi ve çevre mevzuatı açısından gerekli izinlerin tamamlanması
amacıyla çalıĢtırılmasına olanak tanınmıĢtır.
Soma A ve Soma B termik santrallerinde Baca gazı desülfürizasyon (BGD)
tesisi bulunmamaktadır. Ancak, DPT MüsteĢarlığı; yeterli finansman kaynağının
bulunmaması ve bu tesislerin özelleĢtirme kapsamında bulunması nedenleri ile; bu tip
santrallere, özelleĢtirme iĢlemlerinin tamamlanmasını takiben tesisleri devralacak özel
Ģirketler tarafından BGD sistemlerinin yapılmasının uygun olacağı Ģeklinde görüĢ
bildirdiğinden, yatırım programlarında BGD tesislerin yapımı iz ödeneklerle
izlenmektedir.
Santralin 1 ve 2 inci ünitelerine ait elektrofiltreler önceki yıllarda rehabilite
edilmiĢ olup, 3 ve 4 üncü ünitelerde uçucu kül için garanti edilen emisyon değeri
Büyük Yakma Tesisleri Yönetmeliğinde yer alan emisyon sınır değerleri ile uyumlu
olarak 50 mg/Nm3 değerinde olacak Ģekilde iĢin yüklenicisi ile 02.01.2012 tarihinde
sözleĢme imzalanmıĢ olup, çalıĢmalar devam etmektedir.
Soma TS Ayıtlı Kül Depolama Sahası Rehabilitasyonu ĠnĢaatı iĢi ile ilgili
olarak, müĢavirlik hizmetleri de alınmasına rağmen, uygulama projesi gereği gibi
hazırlanamamıĢ ve bunun sonucunda, 25 yıl hizmet vermesi planlanan bir projeden
yapılan çıkarma ve ilavelerle 6-7 yıl hizmet verebilecek bir geçici bir uygulamaya
dönülmek zorunda kalınmıĢtır.
Geçen yıl denetim raporunda; Mayıs 2013 tarihi itibarı ile kül barajında yapılan
incelemelerde, yağıĢların da etkisi ile önemli miktarda su yükselmesi yanında
Karanlıkdere çevirme seddesi arkasında biriken sulardan baraj içerisine doğru ve baraj
içindeki küllü sulardan da Güneyköy seddesi arkasına su sızıntıları olduğu ve ayrıca
derivasyon kanalının muhtelif kesimlerinde heyelanların bulunduğu belirtilmiĢtir.
Bu çerçevede EÜAġ tarafından “SEAġ Soma TS Kül Barajı Mekanik ve ĠnĢaat
Muhtelif Ġkmal ĠĢleri” projesi için yüklenici firma ile 25.10.2013 tarihinde 7,9 milyon
TL tutarında sözleĢme imzalanmıĢtır. 01.11.2013 tarihinde yer teslimi yapılmıĢ olup,
çalıĢmalar devam etmektedir.
Atıkların Düzenli Depolanmasına Dair Yönetmelik (ADDDY) 26.03.2010 tarih
ve 27533 sayılı Resmi Gazetede yayımlanmıĢ ve 01.04.2010 tarihinde yürürlüğe
girmiĢtir. Yönetmelik hükümleri, kömürle çalıĢan ve oluĢan kül, curuf ve jips gibi katı
atıklarını düzenli depolama ile bertaraf eden termik santraller açısından önem
taĢımaktadır. Anılan yönetmelikte atıklar, içerdikleri parametrelere göre inert,
tehlikesiz ve tehlikeli olmak üzere 3 gruba ayrılmıĢ ve her bir guruba ait atıkların
depolanabileceği tesislerin sahip olması gerekli özellikler belirtilmiĢ olup, mevcut
depolama tesisi iĢletmecilerine ise yönetmeliğin yürürlük tarihini takip eden bir yıl
içinde depolama lisansına müracaat yükümlülüğü getirilmiĢtir.
Sayıştay
Bu kapsamda santral atıklarının hangi gurupta yer aldıklarının ve hangi sınıf
depolama tesisinde depolanabileceğinin belirlenmesi için 2011 yılında alınan
numuneler TÜBĠTAK laboratuarlarında analiz ettirilmiĢ olup, analiz sonuçları
üzerinde Manisa Ġl Çevre ve Orman Müdürlüğü tarafından yapılan değerlendirmede bu
numunelerin tehlikesiz atık sınıfında ve II. sınıf düzenli depolama tesisleri için verilen
atık kabul kriterlerine uygun olduğu sonucuna ulaĢılmıĢ ve bu depolama tesisi için
düzeltici faaliyetleri içeren iyileĢtirme planının hazırlanarak onay için ilgili Bakanlığa
gönderilmesi hususu anılan Müdürlüğün 24.06.2011tarih ve 1002 sayılı yazısı ile
SEAġ’a bildirmiĢtir.
Bilahare SEAġ, konu ile ilgili TÜBĠTAK MAM’dan proje teklifi almıĢ ve
Çevre ve ġehircilik Bakanlığına göndermiĢ, Çevre ve ġehircilik Bakanlığının SEAġ’a
muhatap 04.03.2013 tarih ve 9847 sayılı yazısı ile de yukarıda anılan proje teklifinin
uygun bulunduğu, belirtilmiĢtir.
TÜBĠTAK MAM ile “SEAġ Ayıtlı Kül Depolama Alanı Mevcut Durum
Analizi” danıĢmanlık hizmeti kapsamında 03.10.2013 tarihinde sözleĢme
imzalanmıĢtır. Proje tamamlanmıĢ olup, proje kapsamında kül döküm sahasının
jeolojik-jeoteknik-jeofizik
özellikleri
belirlenmiĢ
ve
halihazır
haritaları
oluĢturulmuĢtur. Basınçlı su deneyleri yapılarak bölgenin geçirimliliği araĢtırılmıĢtır.
Ayrıca sahada depolanan kül miktarı ve saha kapasitesi hesaplanmıĢtır.
Atıkların Düzenli Depolanmasına Dair Yönetmelik kapsamında hazırlanması
gereken iyileĢtirme planının ikinci aĢaması olarak Ayıtlı Kül Depolama alanının
hidrojeokimyasal açıdan değerlendirilmesi TÜBĠTAK MAM tarafından yapılacak olup
bu proje kapsamında da iyileĢtirme planında yer alması gereken yeraltı gözlem
kuyuları açılarak yapılacak analizler neticesinde yeraltı sularında oluĢabilecek
kontaminasyonlar tespit edilebilecektir. Proje sözleĢmesinin imzalanmasına yönelik
çalıĢmalar devam etmektedir.
Söz konusu ikinci projede tamamlandıktan sonra, Atıkların Düzenli
Depolanmasına Dair Yönetmelik kapsamında hazırlanması gereken iyileĢtirme
planının tüm çalıĢmaları tamamlanmıĢ olacak ve bu projeler Çevre ve ġehircilik
Bakanlığı’na sunulacaktır.
Diğer yandan, yürürlükteki çevre mevzuatı gereği Soma Termik Santrali (6x165
MW+2x22 MW) ünitelerine baca gazı arıtma tesisi yapılması yükümlülüğü
bulunmaktadır. Baca gazı arıtma tesislerinin devreye girmesi ile miktarlarda ilave katı
atık (jips) oluĢacağından, mevcut kül atıklarını nakletmekte önemli sıkıntıları olan bir
sulu nakil sisteminin, baca gazı arıtma tesislerinden kaynaklanacak ilave atıkları
nakletmede yetersiz kalacağı açıktır.
Mevcut sulu kül nakil sistemin de kullanılan pompaların toplam kurulu gücü
18,8 MW civarındadır. Bu pompa gücü santralin üretim yapan 990 MW kurulu güçteki
B gurubu ünitelerinin %2’lik kısmına karĢılık gelmektedir.
Diğer yandan, Soma Termik Santralinde oluĢan cari durum itibarı ile sulu nakil
sistemleri hem yüksek miktarda iĢletme ve bakım giderleri oluĢturması, hem de özel
imalata tabi makine ve teçhizat gerektirmesi yanında, kül depolama barajında oluĢan
51
52
Sayıştay
su sızıntılarının getirdiği çevresel etkiler nedeni ile kül depolama sahaları ile ilgili
yapılacak nihai planlamalarda sulu nakil yerine bantla nakliye sistemlerinin öncelikle
değerlendirilmesi gerekli görülmektedir.
Ayrıca, mücavir alanında açık ocak yöntemi ile kömür üretimi yapılan
santrallerde, kömür kazısı sonrasında oluĢan ocak açıklıklarına santral katı atıklarının
(jips, kül ve cüruf) depolanması halinde, hem bu kazı sahalarının eski topografyalarına
dönüĢtürülmesinde (reclamation) önemli katkı sağlanmakta, hem de önemli yatırım ve
iĢletme giderlerine neden olan yeni kül stok sahaları yapımı gereksinimi ortadan
kalkmakta ve nihai olarak çevre korunması ve iĢlemecilik açısından önemli avantajlar
sağlanmaktadır.
SEAġ santrallerine gerekli olan kömür açık ocak iĢletmeciliği de yapılan
mücavir TKĠ ĠĢletmelerine ait kömür ocaklarından gelmekte olup santral katı
atıklarının bu ocaklardaki kazı sahalarına dökümü alternatifinin de değerlendirilmesi
önem taĢımaktadır.
Genel olarak, kömür üretimi ile enerji üretiminin farklı kuruluĢlar tarafından
yapılması ve bu atıkların depolanmasında kuruluĢlar arasında yeterli koordinasyonun
sağlanamaması neticesinde, ocak sahalarında örtü ve kömür kazılması ile oluĢan
yeterli depolama alanları yanında, kamyonla kömür nakliyatı yapılan bölgelerde
santrale kömür getiren kamyonların ocağa dönüĢ yolundaki boĢ kapasitesi de
değerlendirilememiĢ ve ilave kül depolama alanları inĢa edilmiĢtir.
Soma santrallerinde oluĢan küllerin mücavirlerindeki yeraltı ocaklarında
kömürün kendiliğinden kızıĢmasını önlemek üzere dolgu malzemesi olarak
kullanılması da mümkündür.
Santral atıkların depolanmasında mücavir açık ocaklardaki kazı alanlarından
faydalanılması alternatifinin çevre mevzuatı kapsamında değerlendirilmesi ve konu ile
ilgili olarak ilgili merciler nezdinde giriĢimlerde bulunulması gerekli görülmektedir.
Geçen yıl denetim raporunda termik santrallerde oluĢan katı atıkların daha
verimli ve ekonomik bir Ģekilde depolanabilmesini temini için; ilgili çevre mevzuatı
kapsamında bu atıkların yakın çevrede iĢletilen mevcut kömür ocaklarındaki açık kazı
sahalarına dökümü ile yeraltında dolgu maddesi olarak kullanılması hususlarının
değerlendirilerek, konu hakkında gerekli giriĢimlerde bulunulması ve kül depolama
sahaları ile ilgili yapılacak nihai planlamalarda yüksek iĢletme giderleri ve oluĢan
çevresel etkiler nedeni ile sulu nakil yerine bantla nakliye sistemlerinin kullanımının
değerlendirilmesi önerilmiĢtir.
TÜBĠTAK ile EÜAġ arasında yapılan “Soma B termik santralı sulu kül sevk
sisteminin bant konveyör sistemine dönüĢtürülmesi” danıĢmanlık hizmeti kapsamında
08.04.2014 tarihi raporda özetle; Soma B termik santralında yakılan kömürün
özellikleri incelendiğinde yüksek kalsiyum içermesi, ilk bakıĢta kül ve curufun
hidrolik sistemle sevkinin çok uygun olmadığı, ayrıca santral 1-4 ünite kazanlarının
ileride dolaĢımlı akıĢkan yatak (DAY) teknolojisine çevrilmesi durumunda baca
gazındaki SO2’nin tutulması amacıyla kireçtaĢının ilavesinin söz konusu olduğu bir
durumda mevcut hidrolik sistemin daha da fazala sorun çıkarabileceği, hidrolik
Sayıştay
53
sistemlerde yedekli çalıĢma ve aktarma istasyonları olmak üzere bir dizi pompaya
ihtiyaç duyulduğu, ancak kuru kül sevk sistemine göre iç tüketimi daha fazla
olduğunun değerlendirildiği, özellikle üretilen elektrik enerjisinin birim maliyetlerinin
yükselmesine neden olan iç tüketimin azaltılması için mümkün olduğunca düĢük
iĢletme maliyetli sistemlerin tercih edilmesi gerektiği ifade edilmiĢtir.
Diğer taraftan ilgili çevre mevzuatı kapsamında termik santral atıklarının yakın
çevrede iĢletilen mevcut kömür ocaklarındaki açık kazı sahalarına dökümü ile
yeraltında dolgu maddesi olarak kullanılması hususlarına iliĢkin herhangi bir giriĢimde
bulunulmadığı tespit edilmiĢtir.
Termik santrallerde oluĢan katı atıkların daha verimli ve ekonomik bir Ģekilde
depolanabilmesini teminen;
- Ġlgili çevre mevzuatı kapsamında bu atıkların yakın çevrede iĢletilen mevcut
kömür ocaklarındaki açık kazı sahalarına dökümü ile yeraltında dolgu maddesi olarak
kullanılması hususlarının değerlendirilerek, konu hakkında gerekli giriĢimlerde
bulunulması,
- Kül depolama sahaları ile ilgili olarak sulu nakil yerine bantla nakliye
sistemlerinin kullanımına yönelik TÜBĠTAK ile EÜAġ arasında yapılan “Soma B
termik santralı sulu kül sevk sisteminin bant konveyör sistemine dönüĢtürülmesi”
danıĢmanlık hizmeti kapsamında TÜBĠTAK tarafından hazırlanan 08.04.2014 tarihli
raporun SEAġ’ça değerlendirilerek konuya bir çözüm getirilmesi,
önerilir.
SEAġ’a ait 8 ünitenin bağlı olduğu bacalardaki (4 adet baca) sürekli ölçüm
yapan baca gazı emisyon ölçüm sistemlerinin yapılması için 06.02.2009 yılında 625
bin TL bedelle ihaleye çıkılmıĢ, ihaleyi kazanan firmayla 06.02.2009 tarihinde
sözleĢme imzalanmıĢ, 120 gün iĢ bitirme süresi öngörülmüĢ, 21 gün ek süre uzatımıyla
projenin bitimi 16 Haziran 2009 tarihinde tamamlanmıĢ ve 28 Temmuz 2009 tarihinde
sistemin geçici kabulü yapılmıĢtır.
Kurulan sistemle, bacadan atmosfere verilen CO, SO2, NOx, toz, debi, sıcaklık
değerlerinin ölçülmesi, kayıt altına alınması, izlenmesi amaçlanmıĢtır.
Garanti süresi içerisinde muhtelif ünitelere ait önemli miktarda
iletiĢim kopması ve basınçlı hava sorunu gibi sorunlarla karĢılaĢılmıĢ
kesintiler oluĢmuĢtur. Anılan arızalar yurt dıĢından gelecek bazı
gecikmeler yüzünden gecikmelerle de olsa yüklenici firma tarafından
çalıĢılmıĢtır.
kart arızası,
ve ölçümde
parçalardaki
giderilmeye
Baca gazı emisyon ölçüm sistemindeki arıza nedenleri üzerinde yapılan
çalıĢmalarda sisteme gelen enerjiden kaynaklanan sıkıntılar tespit edilmiĢ ve SEAġ
tarafından alınan kesintisiz güç kaynağı ile sorunun enerji tarafı çözülmüĢtür. Ancak
sisteme SEAġ tesislerinde mevcut basınçlı hava sisteminden temin edilen temizleme
havasında tespit edilen su ve yağ kaçakları nedeni ile de gaz analizörlerinin
merceklerinin ölçme hassasiyetini önemli ölçüde kaybettiği de tespit edilmiĢtir.
Sorunun çözümü için sisteme kurucu ilave edilmiĢtir.
54
Sayıştay
Mayıs 2014 tarihi itibarı ile 1 ve 2 nci ünitelere ait cihazlarda SO2 ve NOx
değerleri okunamamakta olup, 3 ve 4 üncü ünitelere ait cihazlar üniteler revizyonda
olduğundan ölçüm yapamamakta, 5 ve 6 ncı ünitelerdeki cihazlardan ise kesin kabule
esas ölçümler alınmaktadır.
Basınçlı hava sisteminden temin edilen temizleme havasında su ve yağ
bulunması kompresörlerin sızdırmazlık probleminin olduğu ve kurutma sistemlerinin
yeterli olmadığının göstergesidir.
Ayrıca Sürekli Emisyon Ölçüm Sistemleri (SEÖS) Tebliğinin 37 inci maddesi
14 üncü fıkrası ve Geçici 1 inci maddesi gereği 31.12.2013 tarihi sonuna kadar %80
veri garantisinin sağlanması gerekmektedir.
Diğer yandan, 25.04.2012 tarihinde hava kalitesi izleme istasyonları ve baca
gazı on line izleme istasyonlarının bakım onarım hizmet alım ihalesi yapılmıĢ olup,
Ekosis firması ile 144 bin TL tutarında sözleĢme imzalanmıĢtır. Ancak, sistemde
kullanılan havanın temiz olmaması sebebi ile gerekli iyileĢtirmeler yapılana kadar yer
tesliminin ertelenmesine karar verilmiĢtir.
Bu kapsamda önceki denetim raporunda sürekli baca gazı ölçüm sistemlerinin
sağlıklı bir Ģekilde çalıĢabilmesini teminen; basınçlı hava sistemindeki tüm teçhizatın
bakımlarının yapılarak üretilen basınçlı havadaki yağ ve su kaçaklarının önlenmesi,
ölçüm sistemindeki aksaklıkların bir an önce tamamlanarak kesin kabul sürecine
geçilmesi önerilmiĢtir.
Mayıs 2014’de yapılan incelemelerde, 14.01.2014 tarihinde 1-2 nolu baca ile 34 nolu bacada bulunan cihazlardan gaz paremetrelerinin bir kısmı ve toz
parametresinde olağan değerlerin dıĢında değerler okunduğu, 5-6 nolu bacada bulunan
cihazların kesin kabule hazır olduğu hususunda tutanak tutulmuĢtur. SEAġ 22.01.2014
tarih ve 315 sayılı yazı ile yüklenici firmadan sistemin kesin kabule hazır getirilmesi
istenilmiĢtir.
Yüklenici firma 13.04.2014 tarih ve 633 sayılı SEAġ’a muhatap giriĢ yazısı ile;
iĢletme bakım ve kontrol hataları sebebi ile cihazlar üzerinde kart ve optik sistemlerde
parça değiĢimleri yapılması gerektiği, değiĢmesi gereken parçaların yurtdıĢı üretici
firmalara sipariĢ edilecek olması nedeniyle yaklaĢık 4 hafta içerisinde sistemlerin
tekrar tam randıman ile çalıĢır duruma gelmesinin planlandığını SEAġ’a bildirmiĢtir.
Ayrıca ilgili firma 02.04.2014 tarih ve 1283 sayılı yazısıyla parça değiĢimi ve
devamında cihazların tam kapasite ile çalıĢtırılması için da 03.04.2014 -04.04.2014
tarihleri arasında çalıĢma yapacağını bildirmiĢ ve 03.04.2014 tarihinde yaptığı
çalıĢmalar neticesinde 1-2 ve 3-4 nolu ünite bacalarında bulunan toz ölçüm cihazlarına
ait iki adet arızalı iĢlemci kartı tutanak eĢliğinde SEAġ tarafından ilgili firmaya teslim
edilmiĢtir.
Sürekli baca gazı ölçüm sistemlerinin sağlıklı bir Ģekilde çalıĢabilmesini
teminen; basınçlı hava sistemindeki tüm teçhizatın bakımlarının yapılarak üretilen
basınçlı havadaki yağ ve su kaçaklarının önlenmesi, ölçüm sistemindeki aksaklıkların
bir an önce tamamlanarak kesin kabul sürecine geçilmesi önerilir.
Sayıştay
55
Santralde oluĢan tehlikeli atıklar lisanslı firmalar aracığı ile bertaraf
edilmektedir.
2-Üretim maliyetleri:
2013 yılına ait üretim maliyetlerine ait bilgilere Tablo 17’de yer verilmiĢtir.
Tablo 17: 2013 yılı üretim maliyetleri
2012 yılı
Maliyetler
2013 yılı
GerçekleĢen
Bin TL
Program
GerçekleĢen
Programa göre
gerçekleĢme
%
Bin TL
%
Bin TL
%
(%)
Üretim Maliyeti:
1-Direkt ilk madde ve malzeme
-Kömür
512.824
79,0
419.365
70,5
374.185
68,8
89,2
-Fuel-oil
51.494
7,9
55.784
9,4
55.794
10,3
100,0
-Motorin
51
0,0
85
564.369
86,9
475.234
79,9
430.039
79,0
90,5
8.069
1,2
14.900
2,5
11.006
2,0
73,9
-Malzeme
5.908
0,9
7.728
1,3
8.731
1,6
113,0
-ĠĢçilik
23.422
3,6
36.844
6,2
34.192
6,3
92,8
-Memur ve SözleĢmeli
1.474
0,2
2.804
0,5
2.227
0,4
79,4
-DıĢardan sağlanan fayda ve hiz.
27.186
4,2
33.133
5,6
33.872
6,2
102,2
-Amortisman
14.479
2,2
18.026
3,0
18.042
3,3
100,1
Toplam(1)
2-Direkt iĢçilik gideri
60
70,6
3-Genel üretim giderleri
-Diğer giderler
Toplam(3)
Üretim giderleri toplamı(1+2+3)
Faaliyet giderleri (Genel yön.gid.)
4.619
0,7
5.888
1,0
6.104
1,1
103,7
77.088
11,9
104.423
17,6
103.168
19,0
98,8
649.526
100
594.557
100
544.213
100
91,5
10.039
12.757
11.020
86,4
54.727
46.433
28.318
61,0
714.292
653.747
583.551
89,3
5.073,8
3.583,4
3.622,5
101,1
12,80
16,59
15,02
90,5
Finansman giderleri
ÇalıĢmayan kısım giderleri
Toplam giderler
-Brüt üretim miktarı (GWh)
-Birim brüt üretim maliyeti (Kr/kWh)
Raporun giderler kısmında detaylı yer aldığı üzere ġirketin 2013 yılında yaptığı
giderler toplamı 583,6 milyon TL olarak gerçekleĢmiĢtir. Bu tutarın; 544,2 milyon
TL’lik kısmı satıĢların üretim maliyeti, 11 milyon TL’lik kısmı genel yönetim
giderleri, 28,3 milyon TL’lik kısmı ise çalıĢmayan kısım giderleri hesaplarına
yansıtılmıĢtır.
Çizelgedeki birim maliyetler, brüt üretim ve bundan iç tüketim ile trafo ve
iletim kayıplarının düĢülmesi sonucu oluĢan net satıĢ miktarına göre hesaplanmıĢtır.
ġirkette, iç tüketim ile trafo ve iletim kayıplarına iliĢkin elektrik enerjisi
miktarları ölçüm ve/veya teknik hesaplama sonucuna göre belirlenmekle birlikte
bunlar için ayrı bir maliyet hesabı kaydı tutulmamaktadır.
Brüt üretim maliyeti geçen yıla göre %17,4 oranında artarak 15,02 Kr/kWh
olarak gerçekleĢmiĢtir. 2013 yılında 5 inci ünitede çıkan yangın sonucu brüt üretim
Sayıştay
56
miktarının %28,6 oranında düĢmesi birim üretim maliyetinin artmasına neden
olmuĢtur.
2013 yılında toplam üretim maliyetinin %79’unu santralde ana yakıt olarak
kullanılan kömür ve yardımcı yakıt olan fuel-oil giderleri oluĢtururken, %8,3’ünü
iĢçilik, %6,2’sini dıĢarıdan sağlanan fayda ve hizmet, %3,3’ünü amortisman ve
%3,1’ini de memur, malzeme ve diğer giderler oluĢturmuĢtur.
Maliyetlerin büyük bölümünü ana yakıt olarak kullanılan kömür bedeli
oluĢturduğundan, kullanılan kömürün fiyatı, santral dizayn değerlerine uygun temini
ve verimli yakılması önem arz etmektedir.
D-Pazarlama:
1-SatıĢlar:
Elektrik Piyasası Kanunu ile 01.09.2006 - 31.12.2012 tarihleri arası geçiĢ
dönemi olarak belirlenmiĢ ve bu sürede elektrik üretim ve satıĢıyla ilgili olarak EÜAġ,
TETAġ ve elektrik dağıtım Ģirketleri arasında geçiĢ dönemi sözleĢmeleri imzalanması
getirilmiĢtir. Bu doğrultuda EÜAġ, uygulanabilir bir satıĢ fiyatı oluĢturmak için santral
maliyetlerini esas alarak bağlı ortaklıkları da dahil bünyesindeki santrallerden portföy
grupları oluĢturarak, her portföy için elektrik dağıtım Ģirketleri ile ayrı ayrı olmak
üzere geçiĢ dönemince geçerli olacak elektrik satıĢ anlaĢmaları (ESA) imzalanmıĢtır.
ġirket ürettiği elektrik enerjisini piyasa durumuna göre zaman zaman revize
edilen söz konusu geçiĢ dönemi elektrik satıĢ anlaĢmaları çerçevesinde elektrik
dağıtım Ģirketlerine satmıĢtır. Ancak geçiĢ dönemi 31.12.2012 tarihinde sona ermiĢ
olup, bu tarihten itibaren mevcut geçiĢ dönemi elektrik satıĢ anlaĢmalarının süresi
dolmuĢtur.
ġirket Yönetim Kurulu’nun 31.12.2012 tarih ve 22/2 sayılı Kararı ile geçiĢ
dönemi sona erdiğinden 2013 yılı baĢından itibaren ġirketin enerji üretim ve satıĢının
EÜAġ üretim havuzu içerisinde değerlendirilmesi hususunda EÜAġ Genel
Müdürlüğüne yetki vermiĢtir.
EÜAġ, 26.12.2012 tarih ve 57/396 sayılı Kararı doğrultusunda 2013 yılı
baĢından itibaren bağlı ortaklıkları da dahil üretim tesislerinde üretilen elektrik
enerjisinin satıĢı için sadece TETAġ ile ikili anlaĢma imzalamıĢtır.
Bu kapsamda ġirket, ürettiği elektrik enerjisini 2013 yılı baĢından itibaren söz
konusu ikili anlaĢma doğrultusunda TETAġ’a, EÜAġ tarafından belirlenen fiyat
üzerinden satmaya baĢlamıĢtır.
Üretilen elektriğin ikili anlaĢma kapsamında satıĢı esas olmakla birlikte,
piyasada oluĢan dengesizlik nedeniyle doğrudan PMUM ile de enerji alıĢ ve satıĢı
yapılmaktadır.
Esas itibariyle enerji piyasasında maliyet bazlı fiyat uygulanmaktadır. Yüksek
Planlama Kurulu’nun 14.02.2008 tarih ve 2008/T-5 sayılı Kararı ile “Enerji
KĠT’lerinin Uygulayacağı Maliyet Bazlı Fiyatlandırma Mekanizmasının Usul ve
Esasları” kabul edilmiĢtir. Uygulamaya iliĢkin gerekli gözetim ve koordinasyon
Hazine MüsteĢarlığı tarafından yürütülmektedir. Netice itibariyle SEAġ’ın elektrik
Sayıştay
57
enerjisi satıĢ fiyatının belirlenmesi ve güncellenmesinde, Genel Yatırım ve Finansman
Programlarında belirlenen mali hedeflerin tutturulması esas olmakta ve bu durum
uygulamada EÜAġ tarafından, kendi üretim tesislerinin maliyetleri ile paçal yapılmak
suretiyle yerine getirilmektedir.
ġirketin satıĢlarının ayrıntısı önceki dönem değerleriyle birlikte Tablo 18’de
gösterilmiĢtir.
Tablo 18: Enerji satıĢları
2012 yılı
Enerji satıĢları
Elektrik satıĢı
Miktar
Birim
fiyat
2013 yılı
Ġlk Durum
Tutar
GWh
Kr/k
Wh
Bin TL
Miktar
GWh
4.499
17,35
780.562
3.545
13,45
Birim
fiyat
Kr/k
Wh
Son Durum
Tutar
Bin TL
Miktar
GWh
23,80 843.711
3.290
Birim
fiyat
Kr/k Wh
GerçekleĢen
Tutar
Bin TL
Miktar
GWh
22,89 777.729
3.402
Birim
fiyat
Kr/k Wh
Tutar
Bin TL
20,33
691.842
13,34
11.052
TEĠAġ (PMUM):
- PMUM'a satıĢ
20.413
83
- PMUM'dan alıĢ
(284)
131
16,93 (57.717)
(398)
17,50 (69.681)
PMUM toplam
(153)
(37.304)
(315)
(58.629)
Primer frekans bedeli
Toplam
631
4.346
17,12
743.889
57
3.545
23,80 843.711
3.290
22,89 777.729
3.087
20,51
633.270
Yıl içerisinde revize edilen bütçeye göre; Cari yılda 3.290 GWh net elektrik
enerjisi satıĢı yapılacağı 777,7 milyon TL hasılat elde edileceği programlanmıĢ olup
PMUM alıĢ ve satıĢ tahmininde bulunulmamıĢtır.
2013 yılında ikili anlaĢma kapsamında TETAġ’a toplam 3.402 GWh’lık enerji
satıĢı yapılmıĢ olup, programa göre %3,4 oranında fazla gerçekleĢme sağlanmıĢtır.
TETAġ’a yapılan elektrik enerjisi satıĢ fiyatı ortalama 20,33 kr/kWh’dır.
Ayrıca PMUM’a 83 GWh enerji satıĢı yapılırken, PMUM’dan 398 GWh enerji
alımı gerçekleĢmiĢtir.
PMUM kapsamında yapılan satıĢların brüt satıĢlara ilavesi, PMUM kapsamında
yapılan alımların ise satıĢ indirimi olarak brüt satıĢlardan tenzili sonucu, net satıĢ
hasılatına yansıyan ortalama satıĢ fiyatı geçen yıl 17,12 kr/kWh iken bu yıl 20,51
kr/kWh olmuĢtur
Cari yılda dengesizlikten alınan enerji miktarı, satılanın %380’i oranında fazla
gerçekleĢmiĢtir. Yani yıl içinde TETAġ’la yapılan taahhüdün yerine
getirilememesinden dolayı düĢülen negatif dengesizlik miktarı, taahhüdünden fazla
üretim dolayısıyla oluĢan pozitif dengesizliğin üç katından fazla olmuĢtur.
PMUM’dan enerji alıĢ fiyatı ortalama 17,50 kr/kWh, satıĢ fiyatı ise ortalama 13,34
kr/kWh olarak gerçekleĢmiĢtir. PMUM’dan alıĢ fiyatı, ġirketin 20,33 kr/kWh
TETAġ’a yapılan ortalama satıĢ fiyatının altında, ancak 15,02 kr/kWh olan brüt
ortalama üretim maliyetinin üstünde bulunmaktadır.
Elektrik Piyasası Dengeleme ve UzlaĢtırma Yönetmeliği’nin 4 üncü maddesinin
(ö) bendinde “Dengeden sorumlu grup: Piyasa katılımcılarının Piyasa ĠĢletmecisine
58
Sayıştay
bildirmek suretiyle oluĢturdukları ve grup içinden bir piyasa katılımcısının grup adına
denge sorumluluğuna iliĢkin yükümlülükleri üstlendiği grubu” hükmü ile dengeden
sorumlu grup tanımlanmıĢ, aynı yönetmeliğin 6 ıncı maddesinde ise “Piyasa
katılımcıları, her bir uzlaĢtırma dönemi ve her bir teklif bölgesi için, bir tarafta sisteme
veriĢleri, elektrik enerjisi alımları ve ithalatları ile diğer tarafta, sistemden çekiĢleri,
elektrik enerjisi satıĢları ve ihracatları arasında denge sağlamakla yükümlüdür. Piyasa
katılımcıları, uzlaĢtırma dönemi bazında enerji dengesizlikleri ve dengesizliklerinin
uzlaĢtırılması için Piyasa ĠĢletmecisine karĢı mali sorumluluk üstlenir. Bu mali
sorumluluğu üstlenen piyasa katılımcısı dengeden sorumlu taraf olarak adlandırılır.
Dengeden sorumlu taraflar bir araya gelmek suretiyle dengeden sorumlu grup
oluĢturabilirler. Dengeden sorumlu grup adına grup içinden bir dengeden sorumlu
taraf, dengeden sorumlu grubun enerji dengesizliğine iliĢkin Piyasa ĠĢletmecisine karĢı
mali sorumluluğunu üstlenir. Dengeden sorumlu tarafların gün öncesi dengelemenin
tamamlanması aĢamasına kadar, mevcut olan tüm imkânları kullanarak denge
sağlamaları esastır. Gerçek zamanda sistemin dengelenmesi Sistem ĠĢletmecisinin
sorumluluğundadır.” hükmü yer almaktadır. Yukarıda yer alan hükümler çerçevesinde
SEAġ’ın PMUM kapsamında daha fazla enerji dengesizliğine düĢmemesi için ana
kuruluĢ EÜAġ ile dengeden sorumlu grup oluĢturması önem arz etmektedir.
Diğer taraftan 2013 yılında ilgili mevzuat çerçevesinde PMUM tarafından
ġirkete toplam 69,7 milyon TL tutarında fatura kesilirken, ġirket tarafından PMUM’a
toplam 11,1 milyon TL’lik fatura gönderilmiĢtir. Ayrıca TEĠAġ tarafından primer
frekans bedeli olarak ġirkete 57 bin TL tutarında fatura kesilmiĢtir.
PMUM uygulamaları kapsamında düzenlenen söz konusu faturalar, Elektrik
Piyasası Dengeleme ve UzlaĢtırma Yönetmeliği çerçevesinde belirlenen yük alma, yük
atma ve dengesizlikle ilgili enerji bedelleri ile düzeltme ve sıfır bakiye gibi hususlara
ait tutarlarla ilgilidir.
Konuya ayrıca raporun “C- Üretim ve maliyetler” bölümünde yer verilmiĢtir.
ġirkette yanan kömürden arta kalan külün de satıĢı yapılmaktadır. Uçucu kül
satıĢları, EÜAġ tarafından hazırlanarak tip hale getirilen termik santraller uçucu kül
teknik ve idari Ģartnameleri ile sözleĢmesine göre yapılmaktadır.
2013 yılında, 217.447 ton uçucu kül, 143.538 ton diğer olmak üzere toplam
360.985 ton kül satıĢı yapılmıĢtır. Uçucu külün ortalama satıĢ fiyatı KDV hariç 9,17
TL/Ton, diğerinin ise ortalama 3,40 TL/Ton olmuĢtur. Kül satıĢlarından elde edilen
toplam 2,5 milyon TL tutarındaki hasılat, arızi satıĢ geliri olarak gelir tablosundaki
diğer olağan gelir ve karlar hesap gurubuna kaydedilmiĢtir.
Diğer taraftan, TUBĠTAK 1007 fonlarınca desteklenen “Enerji Verimliliğini
Arttırmak Üzere Termik Santral Atık Isılarının Faydaya DönüĢtürme Yöntemlerinin
AraĢtırılması, GeliĢtirilmesi ve Binalarda Isıtma Uygulaması (TSAD)” projesi
çerçevesinde, termik santrallerdeki ısı enerjisinin binaların ısıtılmasında kullanılması
gündeme gelmiĢtir. Isı satıĢının yapılabilmesi için SEAġ Ana SözleĢmesinde gerekli
değiĢiklikler yapılmıĢtır. Yönetim Kurulunun 08.11.2010 tarih ve 20/2 sayılı Kararı
doğrultusunda yapılan ihale sonucunda, binaların ısıtılmasıyla ilgili olarak Soma
Belediyesi ile 22.01.2011 tarihinde ısı satıĢ sözleĢmesi imzalanmıĢtır.
Sayıştay
Anılan sözleĢmeye göre, elektrik enerjisi üretimi sonucunda ortaya çıkan
basınçlı sıcak su formundaki ısı enerjisini Soma Belediyesi sistemine aktaracak olan
ve ölçü sistemlerini de içeren dönüĢüm yatırımları SEAġ tarafından üstlenilmiĢtir. Bu
husus rehabilitasyon yatırımı olarak ġirketin 2011 yılı yatırım programında yer
almıĢtır.
Bu konudaki yatırım çalıĢmaları sürecinde, Soma Belediyesine ait kısmında;
pompa istasyonu ile SEAġ ısı teslim noktası arasındaki hattın yapımı ve pompa
istasyonu-Ģehir arası ana iletim hattı çalıĢmaları tamamlanmıĢtır.
Soma Belediyesi ile SEAġ arasında yapılan ek protokol ile ısı teknik
Ģartnamesinin 4.1 ve 6.3 maddeleri yürürlükten kaldırılmıĢ ve sözleĢme süresi 20
yıldan 25 yıla çıkarılmıĢtır.
Sistem ile ilgili her iki tarafın yapmıĢ olduğu çalıĢmalar neticesinde; 20.01.2014
tarihinde sisteme SEAġ tarafından ısı enerjisi sağlanmaya baĢlamıĢtır. Buna göre
birinci yıl asgari 10.000.000, ikinci yıl, 30.000.000, üçüncü yıl, 50.000.000, dördüncü
yıl ise 80.000.000 kWth/yıl olacak Ģekilde, diğer yıllar için de bir hesaplama formülü
ile mutabık kalınmıĢ ve sistem çalıĢmaya baĢlamıĢtır.
Denetim tarihi (Mayıs 2014) itibariyle; 12.02.2014 tarihinde on günlük deneme
iĢletmesi tamamlanmıĢ ve SEAġ kapsamında yüklenici firma tarafından tamamlanan
dönüĢüm iĢleri ile ilgili geçici kabul yapılmıĢ, 18.04.2014 tarihi itibariyle SEAġ
tarafından Soma Belediyesine toplamda 3060 MWth ısıl enerjinin satıĢı gerçekleĢmiĢ,
Soma Belediyesi sorumluluğunda sistem 1300 KE (Konut eĢdeğeri)kapasiteye ulaĢmıĢ
olup, belediye sınırları içerisinde bulunan bina altı bağlantı sistemlerinin montajlarına
devam edildiği görülmüĢtür.
2-Mamul, ara mamul, yarı mamul ve ticari mal stokları:
ġirketin mamul ve yarı mamul stoku bulunmamaktadır.
E- Sigorta iĢleri:
ġirketin sigorta iĢleri, EÜAġ’ın Sigorta Yönergesi hükümleri doğrultusunda
yürütülmektedir.
04.08.2002 tarih ve 24836 sayılı Resmi Gazetede yayımlanan Lisans
Yönetmeliğini yürürlükten kaldıran yeni Elektrik Enerji Lisans Yönetmeliği
02.11.2013 tarih ve 28809 sayılı Resmi Gazetede yayımlanarak yürürlüğe girmiĢtir.
Yeni Yönetmeliğin tesis varlıklarını teminat altına alma zorunluluğu ile ilgili
hususları düzenleyen 47inci maddesinin 3 üncü fıkrasında;
“(3) Teminat uygulaması;
a)Elektrik iletim tesisleri için TEĠAġ
b)Elektrik dağıtım tesisleri için TEDAġ
c)EÜAġ bünyesindeki üretim tesisleri için, Bağlı Ortaklıklar ile EÜAġ’ın
iĢletme hakkı devri yoluyla devrettiği üretim tesisleri için EÜAġ, tarafından ayrı ayrı
hazırlanan ve Kurul tarafından onaylanan usul ve esaslar çerçevesinde gerçekleĢtirilir.
59
Sayıştay
60
Hazırlanan usul ve esaslarda teminat altına alma Ģekli, uygulanacak teminat bedeli,
muafiyet gibi maliyete etki edecek unsurlara yer verilir.” hükmü yer almıĢtır.
Buna göre bağlı ortaklıkları da dahil EÜAġ’ın elektrik üretim tesis ve
varlıklarının dahili sigorta kapsamında teminat altına alınması hususu, EÜAġ Genel
Müdürlüğü tarafından hazırlanan ve EPDK’ca onaylanan usul ve esaslar
doğrultusunda sürdürülecektir.
EÜAġ Genel Müdürlüğü, mevcut EÜAġ Sigorta Yönergesini Elektrik Enerjisi
Lisans Yönetmeliği hükümleri doğrultusunda “Elektrik Üretim Tesis ve Varlıklarının
Teminat Altına Alınmasına ĠliĢkin Usul ve Esaslar” olarak yeniden düzenleme
çalıĢmalarını sürdürmekte olup, bu hususla ilgili bilgi EÜAġ raporunda verilecektir.
ġirketin sigorta yoluyla güvenceye aldığı değerlerle ilgili bilgiler önceki dönem
verileriyle birlikte Tablo 19’da gösterilmiĢtir.
Tablo 19: Sigorta türleri
Sigorta türü
Sigorta
Kıymeti
Bin TL
Ayrılan
Mahsup
fon veya veya tahsil
ödenen
edilen
prim tutarı hasar tutarı
Bin TL
Bin TL
Fark
BirikmiĢ iç
sigorta
fonu
Bin TL
Bin TL
A-Önceki yıldan devreden iç sigorta fonu
B-Yıl içinde yaptırılan
1-Ġç sigorta
2.418.396
2-DıĢ sigorta
7.449
29
7.449
7.449
Toplam(B)
7.478
7.449
7.449
C-Gelecek yıla devreden iç sigorta fonu
2.418.396
34.135
41.584
DıĢ sigorta giderleri olan 29 bin TL’lik tutarın tamamı araçlar için yaptırılan
harici sigorta için ödenen primlere aittir.
Cari dönemde ġirketin varlıkları için 2,4 milyar TL’lik tutar üzerinden dahili
sigorta kapsamında 7,4 milyon TL tutarında fon ayrılmıĢtır. Böylece son beĢ yılda
ayrılmıĢ dahili fon tutarı 41,5 milyon TL’ye ulaĢmıĢ olup bunun; 41,3 milyon TL’si
yangın-yıldırım, 245 bin TL’si oto kaza, 6 bin TL’si de mali mesuliyet sigortasıyla
ilgilidir.
EPDK’ca yürürlüğe konulan Elektrik Piyasası Lisans Yönetmeliği’nin 39 uncu
maddesinde "Lisans sahibi tüzel kiĢiler, gerçekleĢtirdikleri faaliyetle ilgili varlıklarını
faaliyet türlerine göre muhtemel risklere karĢı korumak amacıyla sigorta ettirmekle
yükümlüdür." hükmü bulunmaktadır.
Ancak EÜAġ ve bağlı ortaklıklarına ait santraller büyük tutarlarda prim
ödenmesi gereken harici sigorta kapsamına alınmamıĢtır. EÜAġ’ın varlıkları dahili
sigorta kapsamında olup kendi bünyesinde fon oluĢturulmaktadır. 2007 yılında bağlı
ortaklıklar da EÜAġ bünyesindeki dahili sigorta kapsamına alınmıĢ, ancak 2009
yılından itibaren bağlı ortaklıkların kendi bünyesinde dahili sigorta fonu oluĢturulmaya
baĢlanmıĢtır.
Sayıştay
61
Sigorta uygulamasıyla ilgili detaylı bilgi ana kuruluĢ EÜAġ Genel Müdürlüğü
raporunda verilmiĢtir.
F-ĠĢletme sonuçları:
1-SatıĢların kârlılığı:
ġirketin cari yılda elde ettiği satıĢ hasılatı, satıĢ maliyeti ve net satıĢ sonuçları,
program ve geçen yıl rakamlarıyla karĢılaĢtırmalı olarak Tablo 20’de gösterilmiĢtir.
Tablo 20: SatıĢ sonuçları
SatıĢ sonuçları
Brüt
satıĢlar
SatıĢ
indirimleri
Bin TL
Bin TL
Elektrik enerjisi satıĢları
702.951
SatıĢ programı ilk durum
843.711
SatıĢ programı son durum
777.729
Ġlk duruma göre fark
69.681
Net satıĢlar
SatıĢların
maliyeti
Faaliyet
giderleri
SatıĢ
maliyetleri
toplamı
Faaliyet
karı
SatıĢların
maliyetine
göre
kar/zarar
(%)
Bin TL
Bin TL
Bin TL
Bin TL
Bin TL
Bin TL
633.270
544.214
11.020
555.234
78.036
14,1
843.711
736.910
12.817
749.727
93.984
12,5
24.446
753.283
594.557
12.757
607.314
145.969
24,0
(140.760)
69.681
(210.441)
(192.696)
(1.797)
(194.493)
(15.948)
Son duruma göre fark
(74.778)
45.235
(120.013)
(50.343)
(1.737)
(52.080)
(67.933)
Geçen dönem satıĢ sonuçları
801.606
57.717
743.889
649.526
10.039
659.565
84.324
12,8
ġirketin 2013 yılı iĢletme bütçesi ile 753,3 milyon TL’lik net hasılatı elde
edileceği, buna karĢılık 607,3 milyon TL toplam satıĢ maliyeti oluĢacağı ve neticede
146 milyon TL faaliyet kârı sağlanacağı programlanmıĢtır.
Yıl içinde ise 633,3 milyon TL net satıĢ hasılatına karĢılık, 544,2 milyon TL
satıĢ maliyeti, 11 milyon TL faaliyet gideri gerçekleĢmiĢ ve neticede 78 milyon TL
tutarında faaliyet kârı oluĢmuĢtur.
ġirketin satıĢ sonuçlarıyla ilgili bazı oranlar, önceki yıl değerleriyle birlikte
Tablo 21’de gösterilmiĢtir.
Sayıştay
62
Tablo 21: SatıĢ sonuçları göstergesi
2013
Program Program
GerçekleĢen
Ġlk
Son
GerçekleĢen
Durum
Durum
(%)
(%)
(%)
(%)
2012
Göstergeler
1– Maliyet giderleri göstergesi:
SatıĢların maliyeti x 100
Net satıĢlar
2– Faaliyet giderleri göstergesi:
Faaliyet giderleri x 100
Net satıĢlar
3– SatıĢ göstergesi:
SatıĢ maliyeti tutarı x 100
Net satıĢlar
4– Faaliyet sonucu göstergesi:
Faaliyet kârı x 100
Net satıĢlar
=
87,3
87,4
78,9
86,0
=
1,4
1,5
1,7
1,7
=
88,7
88,9
80,6
87,7
=
11,3
11,1
19,4
12,3
Yukarıdaki oranlar; 2013 yılında elde edilen her 100 TL’lik net satıĢ hasılatı
karĢılığında 86,0 TL üretim maliyeti, 1,7 TL dönem gideri yapıldığını ve neticede 12,3
TL faaliyet kârı sağlandığını ifade etmektedir. Cari yıl faaliyet kârlılığı oranı önceki
yıla göre 1 puan artmıĢ olup, bunda önceki yıla göre toplam satıĢ maliyeti %16
oranında, net satıĢ hasılatının %15 oranında azalması etkili olmuĢtur.
ġirketin kârlılığını doğrudan ve dolaylı etkileyen bünye içi ve bünye dıĢı
faktörler aĢağıda incelenmiĢtir.
a)Bünye içi faktörler:
-Verimlilik:
Verimlilikle ilgili hususlara raporun üretim kısmında detaylı olarak yer
verilmiĢtir. Termik santrallerde birçok verimlilik göstergesi olmakla birlikte temel
verimlilik göstergesi özgül ısı tüketimi, diğer bir ifadeyle termik verimdir.
Birim enerji (1 kWh) üretmek için verilen ısı miktarını belirten özgül ısı
tüketimi, 2013 yılında santral için ortalama 2.806 kcal/kWh olarak gerçekleĢmiĢtir. Bu
değerde önceki yıla göre %2,5 oranında 71 kcal/kWh’lik bir azalıĢ meydana gelmiĢtir.
Buna göre santralin ortalama termik verimi (1 kWh’lik enerjinin eĢdeğeri 860
kcal olduğu esasına göre) %30,6 olarak gerçekleĢmiĢtir.
Sayıştay
-Maliyetler:
2013 yılında üretilen 3.622.548.930 kWh brüt elektrik enerjisi karĢılığı 544,2
milyon TL üretim gideri, 11,0 milyon TL faaliyet gideri ve 28,3 milyon TL çalıĢmayan
kısım gideri olmak üzere toplam maliyet, 583,6 milyon TL olmuĢtur.
Raporun üretim maliyetleri kısmında detaylı açıklandığı üzere, 2013 yılında
üretilen enerjinin brüt ortalama birim maliyeti 15,02 kr/kWh, toplam maliyetlere göre
ise brüt birim maliyet 16,11 kr/kWh olmuĢtur.
b)Bünye dıĢı faktörler:
ĠĢletmenin piyasa payı:
ġirketin 2013 yılı brüt üretim miktarı 3.622 GWh olarak gerçekleĢmiĢ olup, bu
miktar Türkiye geneli brüt üretimin yaklaĢık %1,5’ine tekabül etmektedir.
Fiyatlar:
Üretici kamu kuruluĢları açısından elektrik enerjisi satıĢ fiyatı, maliyetler esas
alınarak santrallerin zarar etmemesi esasına göre belirlenmektedir. 2012 yılında
elektrik dağıtım Ģirketlerine ortalama 17,35 kr/kWh birim fiyattan satıĢ yapılmıĢ, 2013
yılında ise ġirketin ürettiği elektrik enerjisinin tamamı TETAġ’a ortalama 20,34
kr/kWh birim fiyattan satılmıĢtır.
Ayrıca, PMUM kapsamında yapılan satıĢların brüt satıĢlara ilavesi, PMUM
kapsamında yapılan alımların ise satıĢ indirimi olarak brüt satıĢlardan tenzili sonucu,
net satıĢ hasılatına yansıyan ortalama satıĢ fiyatı geçen yıl 17,12 kr/kWh iken bu yıl
20,51 kr/kWh olmuĢtur.
2-Milli ekonomiye katkı:
a)Gayrisafi yurt içi hasılaya katkı:
ġirketin 2013 yılında gayri safi yurt içi hasılaya katkısı üretici fiyatlarıyla 145,9
milyon TL, alıcı fiyatlarıyla gayri safi yurt içi hasıla ve gayri safi milli hasılaya katkısı
ise 161,8 milyon TL olarak hesaplanmıĢtır. Söz konusu hesaplamaya iliĢkin ayrıntılı
bilgiyi gösteren çizelge raporun ekleri (Ek:7) arasına alınmıĢtır.
b)Hazine ile iliĢkiler:
2013 yılında, 1,1 milyon TL’si önceki yıldan devir, 42,8 milyon TL’si de yıl
içindeki tahakkuk olmak üzere oluĢan toplam 43,9 milyon TL tutarındaki vergi
borcundan, 38,7 milyon TL’lik kısmı yıl içinde ödenmiĢ / mahsup edilmiĢ, kalan 5,2
milyon TL’lik kısmı ise müteakip yıla devretmiĢtir.
ġirketin vergi durumuna iliĢkin ayrıntılı bilgiyi içeren çizelge, raporun ekleri
(Ek:8) arasına alınmıĢtır.
G-ĠĢtirakler:
ġirketin iĢtiraki bulunmamaktadır.
63
Sayıştay
64
H-Yatırımlar:
Bakanlar Kurulu’nun 04.10.2012 tarih ve 2012/3839 sayılı kararı ile 2013 Yılı
Programı ile 2013 Yılı Programının Uygulanması, Koordinasyonu ve İzlenmesine Dair
Karar kabul edilmiş ve 18.10.2012 tarih ve 28445 sayılı Resmi Gazetede
yayımlanmıştır.
Bilahare, 23.10.2012 tarih ve 28450 sayılı mükerrer Resmi Gazetede
04.10.2012 tarih ve 2012/3839 sayılı 2013 Yılı Programının Uygulanması,
Koordinasyonu ve İzlenmesine Dair Bakanlar Kurulu Kararı Eki 2013 Yılı Programı
yayımlanmıştır
SEAŞ’ın yatırım programını da içeren EÜAŞ’ın 2013 yılı yatırım programı,
Bakanlar Kurulu’nun 04.10.2012 tarih ve 2012/3839 sayılı “2013 Yılı Programının
Uygulanması, Koordinasyonu ve İzlenmesine Dair Kararı”nın ekinde yer alan 2013
yılı Yatırım Programı Enerji ve Madencilik Sektörü Projeler listesinin, 12.01.2013
tarih ve 28526 mükerrer sayılı Resmi Gazetede yayımlanması ile yürürlüğe girmiştir.
Bilahare, 2013 Yılı Programının Uygulanması, Koordinasyonu ve İzlenmesine
Dair 04.10.2012 tarih ve 2012/3839 sayılı Bakanlar Kurulu kararının ilgili maddeleri
uyarınca; yürütülen toplu ve toplulaştırılmış projelerin parametrelerinde değişiklik
yapılması ile ilgili olarak doğrudan Bakan Makamına verilen onay yetkisinin
18.01.2013 tarih ve 180 sayılı Bakanlık oluru ile ilgili Genel Müdürlüğe devredilmesi
uygun görülmüştür.
Kuruluşun detay ve alt detay yatırım programları ise Enerji ve Tabii Kaynaklar
Bakanlığı’nın 18.02.2013 tarih ve 633 sayılı oluru ile onaylanmıştır.
2013 yılında şirketin 45,9 milyon TL olan başlangıç yatırım ödeneği yapılan
aktarmalar neticesinde 46,9 milyon TL’ye arttırılarak nihai halini almıştır.
Şirketin kayıtları üzerinde yapılan incelemeler neticesinde hazırlanan ve yatırım
projeleri, proje süresi ile tutarları, 2013 yılı sonuna kadar yapılan harcamalar ve
ödenekleri ile ana projeler itibariyle nakdi ve fiziki gerçekleşme oranları Tablo
22’dedir.
Toplam (C)
Toplam (A+B+C)
A - Etüt Proje ĠĢleri
a) 2013 Yılında Biten Projeler
Soma EÜT 1. ve 2. Ünite Kazan Rehabilitasyonu ve Yanma Optimizasyonu ile 1-6 Üniteler
Otomasyon Regl. ve EHS Sis. Yenilenmesi Ġçin Etüd ĠĢleri
b) 2013 Yılından Sonraya Kalan
Soma EÜT Termik Santral Teknolojilerinin GeliĢtirilmesi ve YerlileĢtirilmesi
Toplam (A)
B - Devam eden iĢler
a) 2013 Yılında Biten Projeler
Soma EÜT (3-6) Üniteler Sulu Buharlı Kurum Üfleme Sisteminin Rehabilitasyonu
Soma TS 5. Ünitesinde Bölge Isıtma Sistemine Isı Vermek Üzere DönüĢüm Yapılması
Soma EÜT 3-4 Ünitelerin Curuf Teknelerinin Rehabilitasyonu
Soma EÜT Santral Sahası Yangın Algılama Sistemi Kurulması
b) 2013 Yılından Sonraya Kalan
Soma-B (1-6) Termik Santralı Baca Gazı tesisi
Soma EÜT1-2 Üniteler Kazan Rahabilitasyonu ve Yanma Optimizasyonu ile 1-6 Üniteler
Otomasyon, Regülasyon ve EHS Sistemlerinin Rehabilitasyonu
Soma-B (1-2-3-4) Üniteleri Elektro Filtre ĠyileĢtirmesi EÜAġ
Soma EÜT 1-4 Üniteler Ġçin 2 Ad. Bant Üstü Kalorimetre Sistemlerinin Tesis Edilmesi
Soma EÜT 1-6 Üniteler Ġkaz Sistemlerinin Rehabilitasyonu
Soma EÜT Ayatlı Kül Barajı Orta Ġstasyonuna Bakım Atölyesi Yapımı
Soma EÜT (1-6) Ünite Soğutma Kulelerinin Elektrik Beslemeleri ve Otomatik Kontrol
Sistemlerinin Rehabilitasyonu
Toplam (B)
C - Yeni Projeler
a) 2013 Yılında Biten Projeler
Soma EÜT 5-6 Üniteler Blendomat Yağlama Sistemlerinin Rehabilitasyonu
SOMA EÜT Makine Teçhizat Yatırımı
Soma TS Ġçme Suyu Arıtma Tesisi
Soma EÜT Ölçü Kontrol Atölyesi Yapılması
Soma EÜT Yıl Ġçinde Yapılması Zorunlu Olabilecek ĠĢler
Soma EÜT 1-2, 3-4 ve 5-6 Ünite Bacalarına Asansör ve Platform Yapılması
Soma EÜT 4. Ünite Koruma Roleleri Yenilenmesi
SEAġ Yıl Ġçinde Alınması Zorunlu Teçhizat
Ġdame Yenileme Yatırımları
b) 2013 Yılından Sonraya Kalan
Soma EÜT Sosyal Site Lojm. Tuvalet, Banyo Mutfak Sıhhı-Kalorifer -Elekt. Tesisatı ve Odaların
Bakım Onarımının Yapılması
Soma EÜT Sosyal Sitede Bulunan Lojman ve Sosyal Tesisler Ġçin GüneĢ Enerji Panellerinin
Konulması
Soma EÜT Santral Sahası Yangın Algılama Sistemi Kurulması
Soma EÜT Yedek Genaratör Rotoru Alınması
Soma 1-4 Üniteler Su Tasviyehane Tesisinin Yenilenmesi
Soma EÜT Sirkülasyon Suyu Hattı Filitre Sistemi Kurulması
Soma EÜT Bakım Yönetim Sistemleri Kurulması
Proje Adı
37.543
1.188.138
2.600
4.950
4.700
850
1.800
500
2013-2014
2013-2014
2013-2015
2013-2014
2013-2015
4.700
2013-2014
230
8.948
560
500
4.826
1.600
400
300
79
5.913
103.678
4.820
102.586
2.088
224
201
99
78
2.088
224
201
99
78
1.093
2.130
2.130
15.175
45.867
260
1.500
1.500
850
800
50
2.000
230
2.546
560
500
2.000
1.600
400
300
79
2.000
90.516
12.000
500
1.500
100
20.942
90.516
2.016
2.000
2
100
940
1.000
800
6.750
9.750
3.000
Ġlk tutarı
Bin TL
18.500
46.942
260
1.500
1.500
850
800
549
2.000
230
2.546
560
500
4.826
1.600
400
300
79
21.192
2.000
12.000
1
2.249
100
2.000
2
100
940
1.000
800
6.750
7.250
500
Son tutarı
Bin TL
2013 yılı Ödeneğinin
7.500
76.900
2.016
5.809
4.851
940
6.750
7.250
500
Fiziki yatırım
Bin TL
76.900
5.809
4.851
940
6.750
7.250
500
Nakdi ödeme
Bin TL
BaĢlangıçtan 2013 yılı
sonuna kadar
1.129.675
81.650
3.000
4.500
250
210.000
808.575
6.500
5.000
1.500
1.200
18.690
20.920
2.230
Son tutarı
Bin TL
2013-2014
2013-2013
2013-2013
2013-2013
2013-2013
2013-2013
2013-2013
2013-2013
2013-2013
2013-2013
2012-2014
1995-2014
2010-2014
2010-2014
2012-2014
2009-2015
1996-2017
2009-2013
2010-2013
2012-2013
2012-2013
2013-2014
2013-2013
Yıllar itibariyle
süresi
Projenin
5.913
23.516
1.093
2.088
224
201
99
78
2.131
10.352
2.016
6.606
790
940
6.750
7.250
500
4.820
22.423
2.088
224
201
99
78
2.131
10.352
2.016
6.606
790
940
6.750
7.250
500
Fiziki
yatırım
Bin TL
2013 yılında
Nakdi
Ödeme
Bin TL
Not:
- "2013 Yılında Biten Projeler" : yatırım programında 2013 yılında bitmesi öngörülen projeleri ifade etmektedir.
- "2013 Yılından Sonraya Kalan Projeler" : yatırım programında 2013 yılında bitmesi beklenmeyen ve harcamasının müteakip yıllarda da devam edeceği öngörülen projeleri ifade etmektedir.
13D070550
13D070770
13D070800
13D070810
13D071050
13D070480
13D070410
13D071080
13D080030
13D070370
13D070470
13D070710
13D070640
13D070650
13D080070
13D070060
12D070740
1995D010030
10D070190
10D070440
12D070310
2009D010040
1996D010100
09D070440
10D071250
12D070570
12D070320
13D090050
13D090040
Proje No
Tablo 22: 2013 yılı yatırım projeleri nakdi ve fiziki tutarları tablosu
16
8,7
22
43
14
50
33
100
24
8
45
94
89
97
63
36
35
22
Tümünde
32
50,1
73
43
14
50
33
100
84
49
90
55
84
94
100
100
100
13
8,6
43
14
50
33
100
24
8
45
94
89
97
63
36
35
22
26
47,8
43
14
50
33
100
84
49
90
55
84
94
100
100
100
2013
yılında
Fiziki
Tümünde
GerçekleĢme %
2013
yılında
Nakdi
Sayıştay
65
66
Sayıştay
SEAġ, yatırım portföyü toplam olarak 1,2 milyar TL’lik bir proje stoğuna sahip
olup, baĢlangıcından 2013 yılı sonuna kadar projelerin tümünde %8,7 oranında 103,7
milyon TL nakdi harcama, %8,6 oranında 102,6 milyon TL fiziki gerçekleĢme
bulunmaktadır.
Faaliyet yılında Ģirketin yatırım programında yer alan projeleri için 45,9 milyon
TL ödenek ayrılmıĢ olup, nakdi harcama ödeneğin %50,1’i oranında 23,5 milyon TL
olarak gerçekleĢmiĢtir. Aynı dönemdeki fiziki gerçekleĢme ise ödeneğin %47,8’
oranında 22,4 milyon TL olarak gerçekleĢmiĢtir. Fiziki ve nakdi harcamalar arasındaki
1,1 milyon TL fark 13D070770 nolu “Soma EÜT Yedek Genaratör Rotoru Alınması”
projesi kapsamındaki verilen avanstan kaynaklanmaktadır.
2013 yılı yatırım programında 29 projeden 10’unda herhangi bir harcama
gerçekleĢmemiĢtir. Bu nedenle;
Yatırım ihtiyaçlarının önem ve aciliyetleri dikkate alınarak önceliklerin titizlikle
belirlenmesi, maksimum fayda sağlayacak Ģekilde projelendirilmesi, ihale alt
yapılarının özenle hazırlanarak ihalelerin zamanında yapılması önerilir.
ġirket yatırım programında yer alan projeler hakkında incelemelere aĢağıda yer
verilmektedir.
Geçen yıl denetim raporunda “Soma EÜT 1-2. Üniteler Kazan Rehabilitasyonu
ve Yanma Optimizasyonu” projesi kapsamında ünitelerde uygulanacak iyileĢtirme
modelinin belirlenmesine yönelik olarak TÜBĠTAK MAM tarafından yürütülen
çalıĢmaların bir an önce tamamlanması önerilmiĢtir.
EÜAġ ile TÜBĠTAK MAM arsında yapılan “Soma B termik santralı 1-4
ünitelere ait kazan yenileme ve rehabilitasyon çalıĢmalarınının ekonomik
değerlendirilmesi” DanıĢmanlık Hizmeti kapsamında hazırlanan 05.08.2013 tarihli ön
fizibilite raporunun sonuç kısmında özetle; Soma B termik santralının 1-4 ünitelerine
ait kazanların kapsamlı rehabilitasyonu, mevcut kazanların demonte edilerek yerlerine
akıĢkan yataklı kazanların tesis edilmesi ile mevcut 1-4 ünitelerin yerine toplam 660
MW yeni bir veya iki ünitenin yapılması hususunda üç farklı yatırım alternatifi
karĢılaĢtırılmıĢtır.
Mevcut ünitelerdeki termik verimlerin hem ünitelerin yaĢlarına bağlı olarak
kuruldukları zamanlardaki teknolojilere ait termik verimlerin bugünkü teknolojiye
göre düĢük olması, hem de yaĢlanma, yıpranmave bakım ihtiyaçlarından dolayı
nominal değerlerinin oldukça altına inmesinden dolayı bu ünitelerin yerine yeni
modern ve yüksek verimli ünitelerin kurulabileceği de önemli bir seçenek olarak
değerlendirildiği, yakıt fiyatlarındaki hızlı artıĢın elektrik üretim maliyetleri içindeki
yakıt masraf paylarını arttırdığı, ayrıca çevre emisyon normlarının tüm dünyada hızla
düĢürülmesi mevcut ünitelerde yeni yatırım ihtiyacını arttırdığı, bu nedenlerle yeni
ünite tesisi hem yakıt tüketimini, hem de birim elektrik üretim baĢına emisyonları
azaltacağından dolayı termik santrallerde termik verimin çok önemli hale geldiği, yeni
bir ünite tesisi, mevcut ünitede rehabilitasyon yapılması ya da kazanın yenilenmesi
seçenekleri ile karĢılaĢtırıldığında önemli bir sermaye ihtiyacı doğurduğu belirtilerek;
-Rehabilitasyon alternatifinin, kazan yenileme alternatifine göre,
Sayıştay
-Yeterli sermayenin sağlanması durumunda yeni ünite tesisi, diğer alternatiflere
göre ekonomik açıdan daha uygun olduğu ifade edilmiĢtir.
EÜAġ ile TÜBĠTAK MAM arasında yapılan “Soma B termik santralı 1-4
ünitelere ait kazan yenileme ve rehabilitasyon çalıĢmalarınının ekonomik
değerlendirilmesi” danıĢmanlık hizmeti kapsamında TÜBĠTAK tarafından hazırlanan
05.08.2013 tarihli ön fizibilite raporunun SEAġ’ça değerlendirilmesi önerilir.
-13D090050 nolu “Soma EÜT Termik Santral Teknolojilerinin GeliĢtirilmesi
ve YerlileĢtirilmesi” etüd projesi çerçevesinde TÜBĠTAK MAM ile 01.10.2012
tarihinde “Soma B Termik Santralı Ünite Kazanları ve Yardımcı Tesisilerinde
Emreamadeliği DüĢüren Sebeplerin AraĢtırılması” sözleĢmesi kapsamında cari yılda
500 bin TL harcama yapılmıĢtır.
-13D090050 nolu “Soma EÜT Termik Santral Teknolojilerinin GeliĢtirilmesi
ve YerlileĢtirilmesi” etüd projesi için 12.04.2013 tarihinde EÜAġ ile TÜBĠTAK MAM
arasında kömür rezervlerimize uygun termik santral tasarımı ve imalat teknolojilerinin
yerli sanayiye kazandırılması hedeflenen danıĢmanlık hizmeti yapılmıĢtır. Yerli
sanayinin imkan ve kabiliyetlerinin geliĢtirilmesine yönelik bu çalıĢmaların
uygulamasına Soma A termik santralının 2. ünitesinde yapılacak olup, cari yılda
sözleĢmenin 5 inci maddesi gereği 6,7 milyon TL nakdi harcama yapılmıĢtır. Anılan
sözleĢme gereği TÜBĠTAK MAM tarafından çalıĢmalar devam etmektedir.
-10D071250 nolu “Soma TS 5. Ünitesinde Bölge Isıtma Sistemine Isı Vermek
Üzere DönüĢüm Yapılması” projesinin 13.09.2011 tarihinde 4,6 milyon TL tutarında
sözleĢme yapılmıĢtır. Ancak 2013 yılında 5 inci ünitede çıkan yangın sonucu yüklenici
firmaya 210 bin TL ilave iĢ verilmiĢtir. Ġlave iĢ için 19.08.2013 tarihinde yer teslimi
yapılmıĢ, 29.01.2014 tarihinde deneme iĢletmesi yapılarak sistem devreye alınmıĢtır.
Proje kapsamında cari yılda 940 bin TL ödenek ayrılmıĢ olup, cari yılda 790 bin
TL nakdi ve fiziki harcama yapılarak %84 oranında nakdi ve fiziki gerçekleĢme
meydana gelmiĢtir.
-12D070570 numaralı “Soma EÜT 3-4 Ünitelerin Curuf Teknelerinin
Rehabilitasyonu” projesi kapsamında 14.08.2012 tarihinde ihalesi yapılmıĢ ve iĢin
yüklenicisi ile 11.10.2012 tarihinde 940 bin TL tutarlı sözleĢme imzalanmıĢtır.
3 üncü ünite için 30.10.2012 tarihinde, 4 üncü ünite için ise 14.08.2013
tarihinde yer teslimi yapılmıĢtır. 3 üncü ünitenin geçici kabulü 14.08.2013 tarihinde, 4
üncü ünitenin ise 05.09.2013 tarihinde yapılarak iĢ tamamlanmıĢtır.
Proje kapsamında cari yılda 1 milyon TL ödenek ayrılmıĢ olup, cari yılda 940
bin TL nakdi ve fiziki harcama yapılarak %94 oranında nakdi ve fiziki gerçekleĢme
meydana gelmiĢtir.
-1995D010030 nolu “Soma-B (1-2-3-4) Üniteleri Elektro Filtre ĠyileĢtirmesi”
projesi kapsamında 3 ve 4 üncü ünitelerin elektro filtre rehabilitasyon projesine iliĢkin
01.10.2010 tarihinde ihale yapılmıĢ ve EÜAġ Yönetim Kurulunun 10.03.2011 tarih ve
15-81 sayılı kararı ile “Soma Termik Santralının 3 ve 4 üncü Ünite Elektrofiltre
Rehabilitasyonu” iĢinin Rafako S.A./Polonya- Efor Makina Sanayi ve DıĢ Ticaret
Ltd.ġti./Türkiye konsorsiyumuna 13,3 milyon Avro bedelle sipariĢine karar verilmiĢtir.
67
68
Sayıştay
Daha sonra, projenin ihale dokümanında yer alan teknik Ģartname madde 6.2’de
75 mg/Nm3 olarak belirtilen uçucu kül garanti edilen emisyon değeri Büyük Yakma
Tesisleri Yönetmeliğinde yer alan emisyon sınır değerleri de dikkate alınarak 50
mg/Nm3 değerine indirilmiĢ ve bu değerin yüklenici firma tarafından fark talep
edilmeden yapılacağına iliĢkin mutabakat metni 26.12.2011 tarihince EÜAġ ve
yüklenici firma tarafından imza edilmiĢtir. 02.01.2012 tarihinde ise anılan iĢin
sözleĢmesi taraflarca imzalanmıĢtır.
3 ve 4 üncü ünitelerin elektro filtre rehabilitasyonu kapsamında 3 üncü üniteye
iliĢkin iĢler için yer teslimi 24.09.2012 tarihinde yapılmıĢ olup, sözleĢmenin
imzasından itibaren iĢin toplam süresi 510 gündür. Mayıs 2014 tarihi itibarı ile 3 üncü
ünitenin montaj iĢleri 23.03.2013 tarihinde tamamlanmıĢ, Ģartnameye göre 3 üncü
üniteye ait 30 günlük toz tutma kapasite testi 07.11.2013 tarihinde baĢlanılmıĢ ve
12.12.2013 tarihinde tamamlanmıĢtır. 19-20.12.2013 tarihlerinde TÜBĠTAK
tarafından emisyon ölçümleri yapılmıĢ, 16-17.04.2014 tarihlerinde ise 3 üncü ünite
elektrofiltresinde performans testleri yapılmıĢ olup, bu kapsamdaki TÜBĠTAK raporu
beklenmektedir. Anılan raporun olumlu çıkması halinde ise 3 üncü ünitenin geçici
kabulleri yapılabilecektir.
4 üncü ünite elektrofiltre rehabilitasyonu ile 08.04.2013 tarihinde yer teslimi
yapılmıĢ, demontaj iĢleri 03.06.2013 tarihinde tamamlanmıĢ olup, montaj iĢleri ise
21.08.2013 tarihinde tamamlanmıĢtır. ġartname gereği 4 üncü ünite için toz tutma
kapasite testi için yüklenici firma tarafından 06.05.2014 tarihinde SEAġ’a
baĢvurulmuĢtur.
Proje kapsamında cari yılda 12 miyon TL ödenek ayrılmıĢ olup, cari yılda 6,6
milyon TL nakdi ve fiziki harcama yapılarak %55 oranında nakdi ve fiziki
gerçekleĢme meydana gelmiĢtir.
-10D070440 numaralı “Soma EÜT 1-6 Üniteler Ġkaz Sistemlerinin
Rehabilitasyonu” projesi kapsamında EÜAġ tarafından10.07.2012 tarihinde ihale
yapılmıĢ ve iĢin yüklenicisi ile 28.09.2012 tarihinde sözleĢme imzalanmıĢtır. ĠĢin
süresi 702 gün olup, tutarı 1,4 milyon Avrodur. 5 inci ünitenin 10.02.2014 tarihinde
geçici kabulü yapılmıĢ olup, diğer ünitelerin çalıĢmaları devam etmektedir.
Proje kapsamında cari yılda 2,2 milyon TL ödenek ayrılmıĢ olup, 2 milyon TL
nakdi ve fiziki harcama yapılarak %90 oranında nakdi ve fiziki gerçekleĢme meydana
gelmiĢtir.
-Yatırım programında 13D080030 proje numarası ile yer alan “SOMA EÜT
Makine Teçhizat Yatırımı” projesi kapsamında, muhtelif sayıda elektrik motoru,
dalgıç pompası, kabin kliması, somun sıkma makinası, metal kesme testere tezgahı,
gazaltı kaynak makinası, 1 adet lastik tekerlek yükleyicisi, bilgisayar, telefon santralı,
1 adet lastik tekerlekli eskavatör vb.alınmıĢtır.
Proje kapsamında cari yılda 2,5 milyon TL ödenek ayrılmıĢ olup, cari yılda 2,1
milyon TL nakdi ve fiziki harcama yapılarak %84 oranında nakdi ve fiziki
gerçekleĢme meydana gelmiĢtir.
Sayıştay
-Yatırım programında 13D070710 proje numarası ile yer alan “Soma EÜT Yıl
Ġçinde Yapılması Zorunlu Olabilecek ĠĢler” projesinden 400 bin TL “13D070710/1
Soma EÜT 3. Ünite Koruma Rolelerinin Yenilenmesi” proje için ödenek tahsis
edilmiĢtir. Ġhalesi 09.11.2013 tarihinde yapılmıĢ, firma ile 12.12.2013 tarihinde 149,5
bin Avro tutarında sözleĢme imzalanmıĢ olup 17.06.2013 tarihinde testleri
tamamlanmıĢtır. Cari yılda 345,6 bin TL nakdi harcama yapılmıĢtır.
13D070710 nolu proje kapsamında 13D070710/2 Soma EÜT Ayıtlı Kül Barajı
ĠyileĢtirme Planının Hazırlanması” iĢi için 355 bin TL ödenek tahsis edilmiĢtir.
TÜBĠTAK MAM ile 03.10.2013 tarihinde sözleĢme yapılmıĢ, yapılan danıĢmanlık
hizmeti kapsamında cari yılda 200 bin TL harcama yapılmıĢtır.
13D070710 nolu proje kapsamında 13D070710/3 “Soma EÜT 1. Ünite Cüruf
Teknelerinin Rehabilite Edilmesi ve Soma EÜT 1. Ünite Değirmen Klapelerinin
Kontrolünün Hidrolik Sisteme DönüĢtürülmesi” iĢi için 600 bin TL ödenek tahsis
edilmiĢtir. 19.08.2013 tarihinde ihalesi yapılmıĢ, 10.10.2013 tarihinde ise yüklenici ile
432 bin TL tutarında sözleĢme imzalanmıĢtır. 14.12.2013 tarihinde iĢ tamamlanmıĢtır.
Cari yılda 432 bin TL nakdi harcama yapılmıĢtır.
13D070710/4 nolu 120 SEAġ Türbin Makine Holü Kapılarının Rehabilite
Edilmesi” proje için 120 bin TL ödenek tahsis edilmiĢtir. 11.12.2013 tarihinde ihalesi
yapılmıĢ, firma ile 30.12.2013 tarihinde 96,5 bin TL tutarında sözleĢme imzalanmıĢ
olup 31.12.2013 tarihinde iĢ tamamlanmıĢtır.
Diğer taraftan EÜAġ ile TÜBĠTAK MAM arasında yapılan danıĢmanlık
hizmeti kapsamında EÜAġ’ça yürütülen “Ayıtlı Kül Barajı ĠyileĢtirmesi Projesi”
kapsamında EÜAġ tarafından 2013 yılı için 1.013, 8 bin TL SEAġ’a dekont edilmiĢtir.
13D070710 nolu proje kapsamında cari yılda 4,8 milyon TL ödenek ayrılmıĢ
olup, cari yılda 2,1 milyon TL nakdi ve fiziki harcama yapılarak %43 oranında nakdi
ve fiziki gerçekleĢme meydana gelmiĢtir.
-2013 yılında Ģirketin yatırım programında yer alan 13D070640 numaralı
“Soma EÜT 1-2, 3-4 ve 5-6 Ünite Bacalarına Asansör ve Platform Yapılması” projesi
kapsamında 3-4 ünite bacaları için 29.03.2013 tarihinde ihalesi yapılmıĢ olup,
yüklenici ile 205 bin TL tutarında 12.04.2013 tarihinde sözleĢme imzalanmıĢtır.
25.04.2013 tarihinde firmaya yer teslimi yapılmıĢtır. Asansör yüksekliği 102 metreden
150 metreye çıkarılması nedeniyle yapım iĢleri genel Ģartnamesinin 21 nci maddesi
kapsamında %10 iĢ artırımı yapılmıĢtır. 17.07.2013 tarihinde iĢ tamamlanark geçici
kabulü yapılmıĢtır.
Proje kapsamında cari yılda 1,6 milyon TL ödenek ayrılmıĢ olup, cari yılda 224
bin TL nakdi ve fiziki harcama yapılarak %14 oranında nakdi ve fiziki gerçekleĢme
meydana gelmiĢtir.
13D070640 nolu proje çerçevesinde 1-2 ve 5-6 nolu ünite bacalarına asansör ve
platform yapılması çerçevesinde 23.09.2013 tarihinde ihalesi yapılmıĢ, yüklenici firma
ile 5-6 üniteler için 25.10.2013 tarihinde 434 bin TL tutarında sözleĢme imzalanmıĢtır.
06.01.2014 tarihinde geçici kabulü yapılarak iĢ tamamlanmıĢtır.
69
70
Sayıştay
Cari yılda 5-6 ünite bacalarına asansör ve platform yapılması çerçevesinde
herhangi bir ödeme yapılmamıĢ olup 1-2 nolu ünite bacalarına asansör ve platform
yapılması iĢi için 30.04.2014 tarihinde ihale yapılmıĢ olup, sözleĢme aĢamasındadır.
-13D070650 nolu “Soma EÜT 4. Ünite Koruma Röleleri Yenilenmesi” projesi
25.04.2013 tarihinde ihalesi yapılmıĢ, yüklenici firma ile 19.06.2013 tarihinde 84,8 bin
Avro tutarında sözleĢme yapılmıĢtır. 26.09.2013 tarihinde iĢ tamamlanmıĢtır.
Proje kapsamında cari yılda 400 bin TL ödenek ayrılmıĢ olup, cari yılda 201 bin
TL nakdi ve fiziki harcama yapılarak %50 oranında nakdi ve fiziki gerçekleĢme
meydana gelmiĢtir.
-Yatırım programında 13D080070 proje numarası ile yer alan “SEAġ Yıl Ġçinde
Alınması Zorunlu Teçhizat” projesi kapsamında, muhtelif sayıda basınçlı yıkama
makinası, çanta tipi kaynak makinası, gazlı kaynak makinası, rulman ısıtma cihazı,
redresörlü kaynak makinası, vana alıĢtırma matkabı, conta kesme makinası vb.
alınmıĢtır.
Proje kapsamında cari yılda 300 bin TL ödenek ayrılmıĢ olup, cari yılda 99 bin
TL nakdi ve fiziki harcama yapılarak %33 oranında nakdi ve fiziki gerçekleĢme
meydana gelmiĢtir.
-Yatırım programında 13D070060 proje numarası ile yer alan “Ġdame Yenileme
Yatırımları” projesi kapsamında, muhtelif sayıda büro tipi masa takımı, koltuk takımı,
sanayi tipi kurutma makinası, sanayi tipi konvasiyonel fırın, toplantı masası ve sanayi
tipi sebze doğrama makinası alınmıĢtır.
Proje kapsamında cari yılda79 bin TL ödenek ayrılmıĢ olup, cari yılda %100
oranında nakdi ve fiziki gerçekleĢme meydana gelmiĢtir.
-13D070770 numaralı “Soma EÜT Yedek Genaratör Rotoru Alınması” projesi
kapsamında 27.09.2012 tarihinde ihalesi yapılmıĢ ve iĢin yüklenicisi ile 24.10.2013
tarihinde 1,3 milyon Avro tuatarında sözleĢme imzalanmıĢtır. SözleĢmenin 14 üncü
maddesi kapsamında yükleniciye %30 tutarında 1,1 milyon TL tutarında avans
verilmiĢtir. SözleĢme kapsamında yükleniciye sipariĢ verilmiĢ olup, çalıĢmalar devam
etmektedir.Proje kapsamında cari yılda 1,5 milyon TL ödenek ayrılmıĢ olup, ödeneğin
%73’ü oranında 1,1 milyon TL nakdi harcama yapılmıĢtır.
Diğer taraftan 13D070470 nolu “Soma EÜT Ölçü Kontrol Atölyesi Yapılması”,
13D070480 nolu “Soma EÜT Sosyal Sitede Bulunan Lojman ve Sosyal Tesisler Ġçin
GüneĢ Enerji Panellerinin Konulması”, 13D070370 nolu “Soma TS Ġçme Suyu Arıtma
Tesisi”, 13D070410 nolu “Soma EÜT Sosyal Site Lojm. Tuvalet, Banyo Mutfak
Sıhhı-Kalorifer -Elekt. Tesisatı ve Odaların Bakım Onarımının Yapılması”,
12D070310 nolu “Soma EÜT Ayatlı Kül Barajı Orta Ġstasyonuna Bakım Atölyesi
Yapımı” ve 12D070740 nolu “Soma EÜT (1-6) Ünite Soğutma Kulelerinin Elektrik
Beslemeleri ve Otomatik Kontrol Sistemlerinin Rehabilitasyonu” nolu projelerinin
2013 yılında ihalesi yapılmıĢ olup, cari yılda bu projeler için nakdi harcama
gerçekleĢmemiĢtir.
Sayıştay
V. BĠLANÇO
Soma Elektrik Üretim ve Ticaret Aġ’nin 2013 yılı bilançosu ve 53.529.792 TL
dönem kârı ile kapanan gelir tablosu ġirket yönetim kurulunun 21.03.2014 tarih ve 4/6
sayılı kararıyla kabul edilmiĢ, EÜAġ Yönetim Kurulu’nun 05.05.2014 tarih, 18-114
sayılı kararıyla onaylanmıĢtır.
ġirketin bilanço, gelir tablosu ve eklerinin hazırlanmasıyla ilgili iĢlemler Maliye
Bakanlığı’nın 26.12.1992 tarih ve 1 sayılı “Muhasebe Sistemi Uygulama Tebliği” ile
ek ve değiĢikliklerine göre yürütülmektedir. Ġncelemeler bu çerçevede hazırlanan
bilanço, gelir tablosu ve ekleri üzerinden yapılmıĢtır.
13.01.2011 tarihinde kabul edilen 6102 sayılı Türk Ticaret Kanunu’nun 397 ila
407’nci maddelerinde denetime iliĢkin hususlar düzenlenmiĢ olup, 397’nci maddenin
4’üncü fıkrasında, bağımsız denetime tabi olacak Ģirketlerin Bakanlar Kurulunca
belirleneceği hüküm altına alınmıĢtır.
Bakanlar Kurulunun 19.12.2012 tarih ve 2012/4213 sayılı, Bağımsız Denetime
Tabi Olacak ġirketlerin Belirlenmesine Dair Kararının, ekini oluĢturan Kararın, 3’üncü
ve Geçici 1’inci maddeleri ile Karara ekli (II) sayılı listenin yedinci sırasındaki
hükümler kapsamında, 233 sayılı KHK’ya tabi kamu iktisadi teĢebbüsleri ve bağlı
ortaklıklarından, belirlenen koĢulları sağlayanların 01.01.2015 tarihinden itibaren
bağımsız denetime tabi olacakları kararlaĢtırılmıĢtır.
Bu kapsamda, Türk Ticaret Kanununun 397’nci maddesinin Bakanlar Kuruluna
verdiği yetki uyarınca, Bakanlar Kurulunun 19.12.2012 tarih ve 2012/4213 sayılı,
“Bağımsız Denetime Tabi Olacak ġirketlerin Belirlenmesine Dair Karar”
doğrultusunda, EÜAġ ve bağlı ortaklıklarının 01.01.2015 tarihinden itibaren bağımsız
denetime tabi olacaklarından ve Kanunun 397’nci maddesinde hükme bağlandığı üzere
yapılacak denetim Türkiye Muhasebe Standartlarına göre düzenlenen finansal
tabloların, yıllık faaliyet raporlarının, muhasebenin ve envanterin denetimini
kapsayacağından ve 401’inci madde uyarınca yetkili organlar denetim için gerekli
bilgi ve belgeleri ibrazla yükümlü olduklarından, Türkiye Muhasebe Standartlarına
adaptasyon için ana kuruluĢ EÜAġ Genel Müdürlüğü ile iĢbirliğine gidilerek , ilgili
personelin eğitimi baĢta olmak üzere gerekli hazırlıkların yapılması önem
arzetmektedir.
ġirket, Yönetim Kurulunun 01.08.2013 tarih,13/2 sayılı kararıyla teĢkilat
Ģemasında genel müdür yardımcısına bağlı ĠĢletme Müdürü ve Ar-Ge Müdürü Ģeklinde
bulunan iki müdürlük, bilahare gerek “Termik Santral Teknolojilerinin GeliĢtirilmesi
ve YerlileĢtirilmesi” gerekse “Plazma Kömür GazlaĢtırma” projelerinin
uygulamalarının Soma A Termik santrali ünitesinde gerçekleĢtirilebilmesi için Ar-Ge
Müdürü biriminin adı Soma Ar-Ge Termik Santrali ĠĢletme Müdürlüğü Ģeklinde,
ĠĢletme Müdürü olarak yer alan birimin ise adı Soma Termik Santrali ĠĢletme
Müdürlüğü olarak Yönetim Kurulunun 23.10.2013 tarih, 16/3 sayılı kararıyla
değiĢtirilmiĢ, kabul edilen değiĢiklik için gerekli kadro ihdası 27.01.2014 tarih, 28895
sayılı Resmi Gazetede yayımlanmıĢtır.
71
Sayıştay
72
Genel Müdürlüğün 2013 yılı yatırım programında yer alan 187.690.000 TL
bedelli ve 13.D09.0050 proje kodlu Soma EÜT Termik Santral Teknolojilerinin
GeliĢtirilmesi ve YerlileĢtirilmesi” proje ödeneğinden 2013 yılında TÜBĠTAK’a
ödenen 6.750.000 TL Genel Müdürlük 258.001.0028.001 nolu hesabında
beklemektedir.
Raporun Ek:1 nolu TeĢkilat ġemasında da yer aldığı gibi Soma Termik Santrali
ĠĢletme Müdürlüğünde Mali ĠĢler Müdürlüğünün yanı sıra ayrıca Genel Müdür
Yardımcısına bağlı Ġdari ve Mali ĠĢler Müdürlüğü oluĢturulmuĢtur. Ancak diğer iĢ ve
iĢlemler gibi, muhasebe iĢlemleri de, Soma Termik Santrali ĠĢletme Müdürlüğü
bünyesinde yürütülmekte olup bütçe olarak da ayrıĢtırma yapılmamıĢtır.
Bu nedenle gerek iki iĢletme müdürlüğünün gerekse iĢletme müdürlüklerinin
bağlı olduğu Genel Müdürlükte yer alan birimlerin görev, yetki ve sorumluluklarının
belirlenmesi önem arz etmektedir.
ġirket bilançosunun aktif ve pasifini oluĢturan hesaplar aĢağıda sırasıyla
incelenmiĢ ve gerekli açıklamalar yapılmıĢtır.
Aktif:
Soma Elektrik Üretim ve Ticaret Aġ 31.12.2013 tarihli bilançosunun aktif
değerleri, önceki dönem verileri ile karĢılaĢtırmalı olarak Tablo 23’de gösterilmiĢtir.
Sayıştay
Tablo 23: Aktif hesaplar
Aktif
I-Dönen varlıklar:
A-Hazır değerler
B-Menkul kıymetler
C-Ticari alacaklar
D-Diğer alacaklar
E-Stoklar
F-Yıllara yay.inĢ.ve onarım maliyetleri
G-Gelecek aylara ait gid.ve gelir tahakk.
H-Diğer dönen varlıklar
Toplam (I)
II-Duran varlıklar:
A-Ticari alacaklar
B-Diğer alacaklar
C-Mali duran varlıklar
D-Maddi duran varlıklar
E-Maddi olmayan duran varlıklar
F-Özel tükenmeye tabi varlıklar
G-Gelecek yıllara ait gid. ve gelir tahakk.
H-Diğer duran varlıklar
Toplam (II)
Genel toplam (I + II)
Nazım hesaplar
73
Önceki dönem
TL
Cari dönem
%
1,9
3,9
60,4
3,9
TL
%
Fark
TL
24.502
23.767.000
49.416.862
756.729.016
49.322.384
464.368
6.473.048
886.197.180
0,5
70,7
29.927
100.560.000
89.794.809
706.579.016
57.628.851
3.399.263
1.980
957.993.846
12.708.803
3.290
1,0
0,0
13.269.503
-
1,0
560.700
(3.290)
347.581.708
25.487
6.649.966
70.841
367.040.095
1.253.237.275
21.406.307
27,7
0,0
347.219.608
80.594
9.573.388
1.885
370.144.978
1.328.138.824
23.736.404
26,2
(362.100)
55.107
2.923.422
(68.956)
3.104.883
74.901.549
2.330.097
0,5
0,0
29,3
100,0
7,6
6,8
53,2
4,3
0,2
72,1
0,7
27,9
100,0
5.425
76.793.000
40.377.947
(50.150.000)
8.306.467
2.934.895
(6.471.068)
71.796.666
ġirketin 2013 yılı sonundaki varlıkları toplamı, geçen yıla göre %5,9 oranında
artarak 1.328.138.824 TL’ye yükselmiĢ olup, aktif toplamının %72,1’i dönen
varlıklardan ve %27,9’u da duran varlıklardan oluĢmuĢtur.
Cari dönemde, ġirket bilançosunun aktifini oluĢturan hesap grupları aĢağıda
incelenmiĢtir.
I-Dönen varlıklar:
Aktif hesaplar toplamının %72,1’ini oluĢturan dönen varlıklar, hesap dönemi
sonunda geçen yıla göre %8,1 oranında artarak 957.993.846 TL kalıntı vermiĢtir.
Söz konusu tutarın; %73,8’i diğer alacaklardan, %10,5’i menkul kıymetlerden,
%9,4’ü ticari alacaklardan, %6’sı stoklardan, %0,3’ü diğer kıymetlerden oluĢmaktadır.
Dönen varlıkları oluĢturan hesapların ayrıntısı aĢağıda açıklanmıĢtır.
Sayıştay
74
A-Hazır değerler:
Hesap grubunda yer alan 29.927 TL’nin; 9.153 TL’si kasa mevcuduna, 6.249
TL’si de bankalardaki nakde, 14.525 TL’si diğer hazır değerlere aittir.
Bankalar hesabının ayrıntısı önceki dönem değerleriyle birlikte Tablo 24’de
gösterilmiĢtir.
Tablo 24: Bankalar
Bankalar
1-Yurt içi bankalar
a)Kamu bankaları:
T.Vakıflar Bankası
Toplam (a)
b)Özel bankalar:
Toplam (1)
Önceki dönem
TL
Cari dönem
TL
Fark
TL
6.045
6.045
6.249
6.249
204
204
6.045
6.249
204
Dönem sonu itibarı ile bankalar hesabında yer alan 6.249 TL’nin tamamı, kamu
bankasında yer alan vadesiz mevduat hesabına aittir.
Diğer hazır değerler hesabında yer alan 14.525 TL ise ġirket lokalinde alakart
bedeli karĢılığı alınan kredi kartı sliplerinden oluĢmaktadır.
B- Menkul kıymetler:
Menkul kıymetler hesabının dönem sonu bakiyesi 100.560.000 TL’nin tamamı,
Vakıflar Bankası nezdinde yapılan repo tutarıdır.
C-Ticari alacaklar:
Dönem sonu itibariyle Ģüpheli ticari alacakları dahil ticari alacaklar hesabının
kalıntısı 89.829.815 TL olup ayrıntısı önceki dönem değerleriyle birlikte Tablo 25’de
gösterilmiĢtir.
Tablo 25: Ticari alacaklar
Ticari alacaklar
Ca) Alıcılar
Cb) Verilen depozito ve teminatlar
Cc) ġüpheli ticari alacaklar
Toplam
Cd) ġüpheli ticari alacaklar karĢılığı (-)
Ticari alacaklar net toplamı
Önceki dönem
TL
49.415.518
1.343
35.006
49.451.867
35.006
49.416.861
Cari dönem
TL
89.792.387
2.422
35.006
89.829.815
35.006
89.794.809
Fark
TL
40.376.869
1.079
40.377.948
40.377.948
Ca)Alıcılar:
Geçen yıla göre %81,7 oranında artan hesabın ayrıntısı önceki dönem
değerleriyle birlikte Tablo 26’da gösterilmiĢtir.
Sayıştay
75
Tablo 26: Alıcılar
Alıcılar
Kamu iktisadi teĢebbüslerinden
alacaklar
Gerçek ve tüzel kiĢilerden alacaklar
Toplam
Önceki dönem
TL
26.533.967
22.881.551
49.415.518
Cari dönem
TL
89.792.387
89.792.387
Fark
TL
63.258.420
(22.881.551)
40.376.869
-Kamu iktisadi teĢebbüslerinden alacaklar:
Kamu iktisadi teĢebbüslerinden alacaklar hesabının dönem sonu kalıntısı olan
89.792.387 TL, Aralık-2013 döneminde tahakkuk eden fatura bedelleri olup söz
konusu tutarın; 89.790.873 TL’si elektrik enerjisi satıĢı nedeniyle TETAġ’tan alacağa,
1.514 TL’si primer frekans kontrol hizmet bedeli nedeniyle TEĠAġ’tan alacağa aittir.
- Gerçek ve tüzel kiĢilerden alacaklar:
Geçen yıl gerçek ve tüzel kiĢilerden alacaklar hesabının dönem sonu kalıntısının
tamamı özelleĢtirilen dağıtım bölgelerine ait olup 2013 yıl sonu itibariyle hesap kalıntı
vermemiĢtir.
Cb) Verilen depozito ve teminatlar:
Verilen depozito ve teminatlar hesabının dönem sonu bakiyesi 2.422 TL’nin
tamamı Ģirket ve sosyal tesislerde kullanılan tüpler ile ĢiĢelere ait depozitoları ifade
etmektedir.
Cc) ġüpheli ticari alacaklar:
Elektrik Üretim Aġ TeftiĢ Kurulu tarafından yapılan yıllık denetimler
sonucunda hazırlanan raporlar kapsamında kömür alımları ile ilgili olarak 2 firmaya
yapılan fazla ödemelerin geri alınması için açılan davalar nedeniyle oluĢan 70.365 TL
tutarındaki alacağın 35.359 TL’lik kısmı geçen yıl kuruluĢ lehine sonuçlamıĢ tahsil
edilmiĢ olup hesap kalıntısı olan 35.006 TL’lik kısmı için hukuki süreç devam
etmektedir.
Cd)ġüpheli ticari alacaklar karĢılığı (-):
Hesap kalıntısı 35.006 TL, dava konusu yapılmıĢ olan Ģüpheli ticari alacaklar
için V.U.K uyarınca ayrılmıĢ karĢılıkları ifade etmektedir.
D- Diğer alacaklar:
Dönem sonu itibariyle diğer alacaklar hesabının kalıntısı 706.579.016 TL olup
ayrıntısı önceki dönem değerleriyle birlikte Tablo 27’de gösterilmiĢtir.
Sayıştay
76
Tablo 27: Diğer alacaklar
Diğer alacaklar
Da) Personelden alacaklar
Db) Diğer çeĢitli alacaklar
Dc) ġüpheli ticari alacaklar
Toplam
Dd) ġüpheli ticari alacaklar karĢılığı (-)
Ticari alacaklar net toplamı
Önceki dönem
TL
7.572
756.721.444
756.729.016
756.729.016
Cari dönem
Fark
TL
TL
8.534
962
706.570.482 (50.150.962)
706.579.016 (50.150.000)
706.579.016 (50.150.000)
Da)Personelden alacaklar:
Yıl sonu kalıntısı 8.534 TL kira, elektrik,vb. nedenlerle personelden olan
alacaklara ait olup müteakip ay tahsil edilmiĢtir.
Db) Diğer çeĢitli alacaklar:
Geçen yıla göre %6,6 oranında azalan hesabın yıl sonu kalıntısı 706.570.482
TL’dir.
Söz konusu tutarın; 705.913.000 TL’si KĠT’lerden alacaklar hesabına kayıtlı
olup ana teĢekkül EÜAġ’tan olan cari hesap alacağına aittir.
Geriye kalan tutarın, 4.266 TL’si Manisa SGK Ġl Müdürlüğünden olan alacağa,
31.352 TL’si TEĠAġ 3. Ġletim Tesis ĠĢletme Müdürlüğünden Ģalt sahası iĢletim
masraflarına katılma payından doğan alacağa, 4.981 TL’si emekli, pesonelden telefon,
lojman vb. alacaklara, 616.883 TL’si diğer gerçek ve tüzel kiĢilerden alacaklara aittir.
Gerçek ve tüzel kiĢilerden alacakların 255.597 TL’si kül satıĢından alacaklara,
geriye kalan 361.286 TL’si yüklenici firmaların tabldot vb. hakkediĢlerinden ve
sözleĢme kapsamında yapılması gereken iĢlerde sözleĢme hükümlerine uyulmaması
nedeniyle tahakkuk ettirilen ceza bedellerinden olan alacaklar ile sair tutarlara aittir.
E- Stoklar:
Önceki döneme göre %16,8 oranında artarak 57.628.851 TL’ye yükselen
stokların, 55.534.224 TL’si ilk madde ve malzeme stoklarına, 67.760 TL’si ambardaki
emtiaya, 2.026.867 TL’si verilen sipariĢ avanslarına aittir.
Stoklar hesap grubunun, %96,4’ünü oluĢturan ilkmadde ve malzeme stoklarının
ise %81,5’i oranında 45.255.563 TL’si yakıt stoklarına, %12,2’si oranında 6.780.763
TL’si yedek malzemelere, %4,5’i oranında 2.509.041 TL’si madeni malzeme, kablo ve
tel ile sair malzemelere, %1,8’i oranında 988.735 TL’si nakliye malzemesine aittir.
2.026.867 TL tutarındaki verilen sipariĢ avanslarının, 410.472 TL’si Alçak
Basınç Türbin rotorunun tamir ve bakım iĢi için verilen 144.000 Avro, 1.092.622
TL’si generatör rotor alımı iĢi için verilen 399.000 Avro, 255.943 TL’si generatör
rotor keleplerinin değiĢtirilmesi iĢi için verilen 109.200 Avro karĢılığı verilen, geriye
kalan 267.830 TL sair iĢler için firmalara verilen avans bedellerine aittir.
Sayıştay
SözleĢme bedelinin %30’u olan 1.092.622 TL tutarındaki generatör rotor alımı
iĢi için verilen avans, 2014 yılı içinde, bu hesaptan çıkarılarak, “259.001.0004Yatırım Avansları” hesabına aktarılmıĢtır.
F- Yıllara yaygın inĢaat ve onarım maliyetleri:
Hesap grubu dönem içinde hareket görmemiĢtir.
G- Gelecek aylara ait giderler ve gelir tahakkukları:
Geçen yıla göre yüksek oranlı artan hesabın yıl sonu kalıntısı, 3.399.263 TL’dir.
Söz konusu tutarın, 2.800.595 TL’si gelecek aylara ait giderlere, 598.668 TL’si
gelir tahakkuklarına aittir.
Hesaptaki artıĢ, dıĢarıya yaptırılan ve peĢin ödenen bakım onarım giderlerinin
maliyetlere yansıtılmak üzere geçici olarak bu hesap grubuna kaydından
kaynaklanmıĢtır.
2.800.595 TL tutarındaki gelecek aylara ait giderlerin; 2.548.754 TL’si dıĢarıya
yaptırılan büyük bakım onarım giderlerinin gelecek yıl maliyet hesaplarına aktarılacak
kısmına, 251.841 TL’si memur ve sözleĢmeli personele 15.12.2013 tarihinde peĢin
olarak ödenen Aralık ayı maaĢlarından, 01-14.01.2014 dönemine isabet eden kısmın,
muhasebedeki dönemsellik kuralı gereğince 2014 yılı giderlerine yansıtılabilmesi için
aktifleĢtirilen tutara iliĢkindir.
598.668 TL tutarındaki gelir tahakkukları ise, 2014 yılında faturalandırılan
ancak 2013 yılına iliĢkin PMUM gelirlerine aittir.
H- Diğer dönen varlıklar:
Geçen yıldan farklı olarak yıl sonunda devreden katma değer vergisinin
bulunmaması nedeniyle geçen yıla göre büyük oranlı azalıĢ gösteren hesap grubu,
1.980 TL kalıntı vermiĢ olup tamamı personel avanslarına aittir.
II - Duran varlıklar:
Aktif hesaplar toplamının %27,9’unu oluĢturan duran varlıklar, hesap dönemi
sonunda geçen yıla göre %08,5 oranında artarak 370.144.978 TL kalıntı vermiĢtir.
Söz konusu tutarın; %93,8’si maddi duran varlıklardan, %3,6’sı ticari
alacaklardan, %2,6’sı gelecek yıllara ait giderler ile diğer varlıklardan oluĢmaktadır.
Duran varlıkları oluĢturan hesapların ayrıntısı aĢağıda açıklanmıĢtır.
A- Ticari alacaklar:
Hesapta görülen 13.269.503TL’nin tamamı PMUM uygulamaları çerçevesinde
Takasbank’a yatırılan teminat tutarına aittir.
B- Diğer alacaklar:
Hesap 2013 yıl sonu itibariyle kalıntı vermemiĢtir.
Önceki yıl kalıntısı bulunan hesapta, TEĠAġ fark fonları izlenmiĢ olup TEĠAġ
tarafından kesilen faturularadan mahsup edildikçe hesaptaki tutarlar da
kapatılmaktadır.
77
Sayıştay
78
C- Mali duran varlıklar:
Bu hesap grubu dönem içinde hareket görmemiĢtir.
D- Maddi duran varlıklar:
Varlıklar toplamının %26,2’sini oluĢturan 347.219.608 TL tutarındaki maddi
duran varlıkların ayrıntısı ve yıl içindeki hareketi, geçen yıl değerleri ile karĢılaĢtırmalı
olarak Tablo 28’de gösterilmiĢtir.
Tablo 28: Maddi duran varlıklar
Maddi duran varlıklar
Arazi ve arsalar
Yer altı ve yer üstü düzenleri
Binalar
Tesis, makine ve cihazlar
TaĢıtlar
DemirbaĢlar
Diğer maddi duran varlıklar
Toplam (brüt)
BirikmiĢ amortismanlar (-)
Toplam (net)
Yapılmakta olan yatırımlar
Yatırım avansları
Yatırımlar toplamı
Genel toplam
2012' den
devir
TL
4.281.728
124.827.247
118.262.976
2.239.225.316
2.345.059
615.079
9.610.961
2.499.168.366
2.186.790.130
312.378.237
33.025.476
2.177.995
35.203.471
347.581.708
2013
Giren
TL
Çıkan
TL
200.000
13.078.360
684.590
86.348
1.520.329
15.569.627
22.229.568
528.087
-
24.546.001
232.920
24.778.921
15.682.027
2.358.980
18.041.007
528.087
88.015
2014'e
devir
TL
4.281.728
124.827.247
118.462.976
2.251.775.589
3.029.649
701.427
11.131.290
2.514.209.906
2.208.931.683
305.278.223
41.889.450
51.935
41.941.385
347.219.608
2013 yılı içerisinde kullanılmakta olan maddi duran varlıklara 15.569.627 TL
tutarında giriĢ ve 528.087 TL çıkıĢ olması neticesinde bu varlıklar sonraki döneme
2.514.209.906 TL brüt değerle devretmiĢtir.
2.208.931.683 TL tutarındaki birikmiĢ amortismanların tenzilinden sonra net
maddi duran varlıkların defter değeri 305.278.223 TL’dir.
41.889.450 TL yapılmakta olan yatırımlar ile 51.935 TL yatırım avanslarının
ilavesiyle toplam maddi duran varlıkların defter değeri, 347.219.608 TL olmuĢtur.
Maddi duran varlıklar hesap grubuna yapılan 15.569.627 TL tutarındaki
giriĢlerin tamamı yatırım hesaplarından aktarılmıĢtır.
Yönetim Kurulunun 1.7.2013 tarih, 11/2 sayılı kararıyla, 09D070380 numaralı
“B Santrali ġalt Sahası 154 kV ve 380 kV Fiderlerinin Yenilenmesi ĠĢi” Projesi
kapsamında 7.038.298 TL yatırım tutarından, Ģalt sahalarının ortak kullanımı
protokolü çerçevesinde TEĠAġ Genel Müdürlüğünden tahsili yapılan 528.087 TL’lik
bölümün sabit kıymetlerden ihracına karar verilmiĢ olup, söz konusu karar
doğrultusunda 253- Tesis Makine ve Cihazlar Hesabından çıkıĢ yapılırken 88.015 TL
Sayıştay
79
de amortisman hesabından indirilmiĢtir. Aradaki net tutar olan 440.073 TL ise “önceki
dönem gider ve zararlarlar” hesabına kaydedilmiĢtir.
Yapılmakta olan yatırımlar hesap grubu geçen yıldan 33.025.476 TL devretmiĢ,
yıl içinde hesaba 24.546.001 TL giriĢ yapılmıĢ, aynı hesap grubundan 15.569.627 TL
maddi duran varlıklara aktarılırken 112.400 TL’lik kısmı maddi olmayan duran
varlıklara aktarılmıĢtır.
Yatırım avansları ise önceki dönemden 2.177.995 TL tutarında devretmiĢ, cari
dönemde tahakkuk eden yatırım avans tutarı 232.920 TL, cari dönem yatırım
tutarlarından mahsup edilen avans tutarı 2.358.980 TL’nin etkisiyle, bir sonraki
döneme devreden yatırım avans tutarı 51.935 TL olmuĢtur.
2013 yılında 22.229.568 TL amortisman ayrılmıĢ, tesis, makine ve cihazlar
hesabından 528.087 TL tutarındaki çıkıĢ nedeniyle, buna ait amortisman tutarı olan
88.015 TL tutarındaki amortisman tenzil edilmiĢtir.
BirikmiĢ amortismanlar toplamı 2.208.931.683 TL’nin ayrıntısı ve dönem
içindeki hareketleri Tablo 29’da gösterilmiĢtir.
Tablo 29: BirikmiĢ amortismanlar
BirikmiĢ amortismanlar
Arazi ve arsalar
Yer altı ve yer üstü düzenleri
Binalar
Tesis, makine ve cihazlar
TaĢıtlar
DemirbaĢlar
Diğer maddi duran varlıklar
Toplam
2012' den
2013
devir
Giren
Çıkan
TL
TL
TL
531.405
90.883.960 2.493.121
53.015.027 1.448.860
2.033.229.360 17.005.016
88.015
2.147.170
182.369
530.434
26.790
6.452.774 1.073.412
2.186.790.130 22.229.568
88.015
2014'e
devir
TL
531.405
93.377.081
54.463.887
2.050.146.361
2.329.539
557.224
7.526.186
2.208.931.683
Cari dönemde ayrılanla birlikte 2.208.931.684 TL olan birikmiĢ amortismanlar
sonucunda maddi duran varlıkların %87,9’u amorti edilmiĢ bulunmaktadır.
E- Maddi olmayan duran varlıklar:
Lisans ve yazılım bedellerinden oluĢan maddi olmayan duran varlıklara
yapılmakta olan yatırımlardan yazılım bedeli olarak 112.400 TL’lik giriĢ olmuĢ ve bu
değerlerin 2013 yıl sonu brüt değeri 857.511 TL’ye ulaĢmıĢtır.
Maddi olmayan duran varlıklar birikmiĢ itfa payı olan 776.917 TL’nin
tenzilinden sonra maddi olmayan duran varlık net defter değeri dönem sonu itibariyle
80.594 TL olmuĢtur.
F- Özel tükenmeye tabi varlıklar:
Hesap grubu dönem içinde hareket görmemiĢtir.
G- Gelecek yıllara ait giderler ve gelir tahakkukları:
Hesap grubunda büyük bakım ve onarım giderleri bulunmaktadır. 5 yıl
içerisinde eĢit tutarlarda itfa edilmek üzere bu hesapta kayıtlanan ve yıl baĢında
Sayıştay
80
6.649.966 TL olan söz konusu giderlerin cari dönemde 5.097.506 TL’si 180 hesaba
aktarılırken, yıl içinde 8.020.928 TL bakım onarım gideri dahil edilmiĢ olup hesap
grubunun dönem sonu kalıntısı, 9.573.388 TL’dir.
H- Diğer duran varlıklar:
Hesap kalıntısı 1.885 TL, arsa ve arazi kamulaĢtırma bedellerini göstermektedir.
-Nazım hesaplar:
23.736.404 TL tutarındaki nazım hesapların ayrıntısına raporun pasif
bölümünde yer verilmiĢtir.
-Pasif:
Soma Elektrik Üretim ve Ticaret Aġ’nin 31.12.2013 tarihli bilançosunun
pasifini oluĢturan değerler, hesap grupları itibariyle ve önceki dönem değerleriyle
birlikte Tablo 30’da gösterilmiĢtir.
Sayıştay
Tablo 30: Pasif hesaplar
Pasif (Kaynaklar)
I-Kısa vadeli yabancı kaynaklar:
A-Mali borçlar
B-Ticari borçlar
C-Diğer borçlar
D-Alınan avanslar
E-Yıllara yaygın inĢ.ve onarım haked.
F-Ödenecek vergi ve diğ.yükümlülükl.
G-Borç ve gider karĢılıkları
H-Gelecek ayl.ait gelirl.ve gid. tahakk.
I-Diğer kısa vadeli yabancı kaynaklar
Toplam (I)
II-Uzun vadeli yabancı kaynaklar:
A-Mali borçlar
B-Ticari borçlar
C-Diğer borçlar
D-Alınan avanslar
E-Borç ve gider karĢılıkları
F-Gelecek yıl. ait gelirl. ve gid. tahakk.
G-Diğer uzun vadeli yabancı kaynaklar
Toplam (II)
Toplam (I+II)
III-Öz kaynaklar:
A-ÖdenmiĢ sermaye
- Sermaye düzelt. olumlu farkları (+)
- Sermaye düzelt.olumsuz farkları (-)
B-Sermaye yedekleri
C-Kar yedekleri
D-GeçmiĢ yıllar karları
E-GeçmiĢ yıllar zararları (-)
F-Dönem net karı
Toplam (III)
Genel toplam (I+II+III)
Nazım hesaplar
81
Önceki dönem
TL
%
32.198.272
173.049
2.445.706
4.575.542
39.392.569
Cari dönem
TL
%
Fark
TL
2,3
2,7
0,5
1,3
3,1
30.351.526
35.905.432
7.110.222
16.965.271
90.332.451
2,7
2,7
5,9
41.583.781
41.583.781
131.916.232
3,1
3,1
9,9
7.449.222
7.414.216
58.354.098
50.000
50.000
118.365
118.365
25.140.426
2,0
27.894.683
2,1
1.126.832.745 89,9 1.126.832.745 84,8
27.533.605
2,2
41.326.799
3,2
1.179.675.141 94,1 1.196.222.592 90,1
1.253.237.275 100,0 1.328.138.824 100,0
21.406.307
23.736.404
2.754.257
13.793.194
16.547.451
74.901.549
2.330.097
35.006
34.134.559
34.169.565
73.562.134
2,6
0,2
0,4
6,8
(1.846.746)
35.732.383
4.664.516
(4.575.542)
16.965.271
50.939.882
(35.006)
ġirketin 2013 yılı sonundaki kaynakları, geçen yıla göre %5,9 oranında artarak
1.328.138.824 TL’ye yükselmiĢ olup, kaynaklar toplamının %9,9’u kısa ve uzun
vadeli borçlardan, %90,1’i öz kaynaklardan oluĢmuĢtur.
Cari dönemde, ġirket bilançosunun pasifini oluĢturan hesap grupları aĢağıda
incelenmiĢtir.
I-Kısa vadeli yabancı kaynaklar:
Pasif hesaplar toplamının %6,8’ini oluĢturan kısa vadeli yabancı kaynaklar,
hesap dönemi sonunda geçen yıla göre %129,3 oranında artarak 90.332.451 TL kalıntı
vermiĢtir.
Söz konusu tutarın; %39,7’si diğer borçlardan, %33,6’sı ticari borçlardan,
%7,9’u ödenecek diğer vergi ve yükümlülüklerden, %18,8’i gelecek aylara ait gelir ve
gider tahakkuklarından oluĢmaktadır.
Sayıştay
82
Kısa vadeli yabancı kaynakları oluĢturan hesapların ayrıntısı aĢağıda
açıklanmıĢtır
A- Mali borçlar:
Hesap grubu dönem içinde hareket görmemiĢtir.
B-Ticari borçlar:
Dönem sonu itibariyle ticari borçlar hesabının kalıntısı 30.351.526 TL olup
ayrıntısı önceki dönem değerleriyle birlikte Tablo 31’de gösterilmiĢtir.
Tablo 31: Ticari borçlar
Ticari borçlar
Ba)Satıcılar
Bb)Alınan depozito ve teminatlar
Toplam
Önceki dönem
TL
31.882.671
315.601
32.198.272
Cari dönem
TL
29.895.223
456.303
30.351.526
Fark
TL
(1.987.448)
140.702
(1.846.746)
Ba) Satıcılar:
Mal ve hizmet alımlarından kaynaklanan borçların izlendiği satıcılar hesabının
ayrıntısı önceki dönem değerleriyle birlikte Tablo 32’de gösterilmiĢtir.
Tablo 32: Satıcılar
Satıcılar
-Merkezi yönetim kapsamındaki
kamu idareleri
-Kamu Ġktisadi teĢebbüsleri
-Gerçek ve tüzel kiĢiler
Toplam
Önceki dönem
TL
6.962
25.045.916
6.829.793
31.882.671
Cari dönem
TL
291.461
21.306.998
8.296.764
29.895.223
Fark
TL
284.499
(3.738.918)
1.466.971
(1.987.448)
- Merkezi yönetim kapsamındaki kamu idarelerine borçlar:
Hesap bakiyesi 291.460 TL, TÜBĠTAK Marmara AraĢtırma Merkezi’ne olan
borca ait olup Ocak-2014 tarihinde ödenmiĢtir.
-Kamu iktisadi teĢebbüslerine borçlar:
Kamu iktisadi teĢebbüslerine borçlar hesabının dönem sonu kalıntısı olan
21.306.998 TL’nin; 16.898.023 TL’si TKĠ ELĠ Müessesesi Müdürlüğü’nden satın
alınan ve ana yakıt olarak kullanılan linyit bedelinden kaynaklanan, 2.700.452 TL’si
EÜAġ’ın yaptırdığı iĢler nedeniyle doğan, 1.654.175 TL’si TEĠAġ’a iletim sistemi
kullanım bedelinden ve PMUM’dan doğan, 54.347 TL’si Gediz Elektrik Perakende
SatıĢ Aġ’ye elektrik enerji bedelinden borçlara aittir.
Gediz Elektrik Perakende SatıĢ Aġ’ye ait borç, Ocak-2014 tarihinde ödenmiĢ
olup, daha sonra oluĢan borçlar, “gerçek ve tüzel kiĢilere borçlar” hesabı içerisinde
takip edilmeye baĢlanmıĢtır.
Sayıştay
-Gerçek ve tüzel kiĢilere borçlar:
KuruluĢ tarafından satın alınan mal ve hizmetlerden dolayı özel kiĢi ve
kurumlara borçlu bulunulan tutarların izlendiği hesabın yıl sonu kalıntısı 8.296.764
TL’dir.
Bb) Alınan depozito ve teminatlar:
Yıl sonu kalıntısı, 456.303 TL’nin tamamı, mal ve hizmet alımı nedeniyle
gerçek ve tüzel kiĢilerden alınan geçici ve kesin teminatlara aittir.
C- Diğer borçlar:
2012 yılına ait kar payının EÜAġ’a ödenmemesi nedeniyle geçen yıla göre
yüksek oranlı artıĢ gösteren diğer borçların yıl sonu kalıntısı 35.905.432 TL’dir.
Söz konusu tutarın; 35.768.491 TL’si EÜAġ’a olup bu tutarın, 24.779.348
TL’si ana ortak olan EÜAġ’a 2012 yılı karından borca, 10.989.143 TL’si cari hesap
borcudur.
Geriye kalan tutarın ise; 14.083 TL’si TEĠAġ’ın Ģalt sahası masraflarından
kuruluĢa düĢen paya, 108.655 TL’si Elektrik Piyasası Kanunu uyarınca, üretilen
elektrik enerjisi üzerinden hesaplanan yıllık lisans bedeli kapsamında Enerji Piyasası
Düzenleme Kurumu’na, 11.438 TL’sini stajyer öğrencilere, 576 TL’si personele olan
borçlar ile 2.189 TL’si sair borçlara aittir.
D- Alınan avanslar:
Hesap grubu yıl sonunda kalıntı vermemiĢtir.
E- Yıllara yaygın inĢaat ve onarım hak ediĢleri:
Hesap grubu dönem içinde hareket görmemiĢtir.
F- Ödenecek vergi ve diğer yükümlülükler:
Hesap grubunun yıl sonu kalıntısı 7.110.222 TL’nin; 5.227.031 TL’si ödenecek
vergi ve fonlara, 1.883.191 TL’si ödenecek sosyal güvenlik kesintilerine aittir.
Ödenecek vergi ve fonların; 942.863 TL’si personelin Aralık-2013 dönemi
maaĢlarından kesilen gelir vergisi ve damga vergisi toplamı, 345.000 TL’si teslim
alınan mal ve hizmet bedellerinden sorumlu sıfatıyla kesilen vergilere, 3.143.903
TL’si mal ve hizmet satıĢlarından doğan katma değer vergisine, 795.265 TL’si
kurumlar vergisine aittir.
Ödenecek sosyal güvenlik kesintilerinde kayıtlı olan tutarın ise; 1.029.475
TL’si SGK primi iĢveren payına, 703.051 TL’si SGK primi iĢçi payına, 100.438 TL’si
iĢsizlik sigortası iĢveren payına ve 50.227 TL’si de iĢsizlik sigortası iĢçi payına ait
bulunmaktadır.
Vergi ve sosyal güvenlik primi borçlarının, yılın son döneminde tahakkuk
ettiği, dolayısıyla dönem sonu itibariyle vadesi gelmemiĢ borç niteliğinde oldukları;
ġirketin vergisel ve sosyal güvenlik primi ödeme yükümlülüklerini zamanında ifa
etmekte olduğu gözlenmiĢtir.
83
Sayıştay
84
G- Borç ve gider karĢılıkları:
Geçen yıl borç ve gider karĢılıları hesap grubunda izlenen borçların, 2013
yılından itibaren “38 hesap grubunda 381- Gider karĢılıkları hesabında kayıt altına
alınması sonucu, bu hesap grubu, yıl sonunda kalıntı vermemiĢtir.
H- Gelecek aylara ait gelirler ve gider karĢılıkları:
Geçen yıl borç ve gider karĢılıları hesap grubunda izlenen söz konusu borçlar,
2013 yılından itibaren “38 hesap grubunda 381- Gider karĢılıkları hesabında kayıt
altına alınması sonucu, gelecek aylara ait gelirler ve gider tahakkukları hesabı bu yıl
16.965.271 TL kalıntı vermiĢtir.
Söz konusu tutarın; 14.942.998 TL’si Piyasa Mali UzlaĢtırma Merkezi
tarafından bir sonraki dönem kesilen Aralık-2013 dönemi olumsuz enerji
dengesizliğine iliĢkin fatura karĢılığına, 82.000 TL’si iĢçi ceryan yardımına, 1.940.273
TL’si iĢçilere 15.01.2014 tarihinde ödenen 15.12.2013–14.01.2014 dönemi
ücretlerinin 15.12-31.12.2013 dönemine isabet eden 16 günlük istihkaklarının gider
karĢılığına aittir.
I- Diğer kısa vadeli yabancı kaynaklar:
Hesap grubu dönem sonunda bakiye vermemiĢtir.
II- Uzun vadeli yabancı kaynaklar:
A-Mali borçlar:
Hesap grubu dönem içinde hareket görmemiĢtir.
B-Ticari borçlar:
Geçen yıl satıcılar hesabında kayıtlı olan 35.006 TL, esas itibariyle borç
niteliğinde olmayıp, önceki yıllarda müfettiĢ raporu doğrultusunda ortaya çıkan ve
dava aĢaması devam eden 35.006 TL Ģüpheli alacağın bilançonun aktifinde kayıt altına
alınırken karĢılığı bu hesapta muhasebeleĢtirilmiĢtir. Söz konusu alacak lehte
sonuçlamıĢ ve hesap yıl içinde kapatılarak karĢılığında “671-Önceki döneme ait gelir
ve karlar” hesabına kaydı yapılmıĢtır.Dolayısıyla bu yıl hesap kalıntı vermemiĢtir.
C-Diğer Borçlar:
D-Alınan avanslar:
Hesap grupları dönem içinde hareket görmemiĢtir.
E- Borç ve gider karĢılıkları:
Hesapta kayıtlı bulunan 41.583.781 TL’nin tamamı Ģirket varlıkları için ayrılan
dahili sigorta risk karĢılıklarını ifade etmektedir. Dönem içinde ayrılan dahili sigorta
karĢılığı 7.449.222 TL olmuĢtur.
F- Gelecek yıllara ait gelirler ve gider tahakkukları:
G- Diğer uzun vadeli yabancı kaynaklar:
Hesap grupları dönem içinde hareket görmemiĢtir.
Sayıştay
III- Öz kaynaklar:
Pasif toplamının %90,1’ini oluĢturan öz kaynaklar, hesap dönemi sonunda
geçen yıla göre %1,4 oranında artıĢ göstermiĢtir.
%94,2’si önceki yıllarda yapılan enflasyon düzeltmesi olumlu farklarına ait olan
ve yıl sonu itibariyle 1.196.222.592 TL kalıntı veren öz kaynaklar, aĢağıda
açıklanmıĢtır.
A- ÖdenmiĢ sermaye:
ÖdenmiĢ sermaye hesap grubunun dönem sonu bakiyesi 168.365 TL olup, bu
tutarın 50.000 TL’si ödenmiĢ sermayeye, 118.365 TL’si de enflasyon düzeltmesi
iĢlemleri neticesinde oluĢan sermaye düzeltmesi olumlu farkına aittir.
B- Sermaye yedekleri:
Hesap grubu dönem içinde iĢlem görmemiĢtir.
C- Kâr yedekleri:
Hesap grubunda kayıtlı olan 27.894.683 TL, Ģirket karından ayrılan yasal
yedeklere ait bulunmaktadır.
Bilanço günü itibariyle bu hesapta, 33.673 TL tutarında 1. tertip yasal yedek
akçe, 27.861.010 TL tutarında ikinci tertip yasal yedek akçe kayıtlı bulunmaktadır.
ġirketin ödenmiĢ sermayesi, olumlu enflasyon düzeltme farkı ile birlikte,
168.365 TL’dir. Ġlgili mevzuat uyarınca 1.tertip yasal yedek akçe tavanı ödenmiĢ
sermayenin %20’sidir. Bu tutar ġirket için 33.673 TL’ye tekabül etmektedir.
Dolayısıyla 2012 yılı karından ayrılan 1.932TL tutarında ayrılan 1.tertip yasal
yedek akçe ile birlikte yasal tavan tutarına ulaĢılmıĢ bulunulmaktadır.
Kar yedekleri arasındaki II. tertip yasal yedek akçe olarak ise 2012 yılı karından
2.752.325 TL ayrılmıĢ, bu suretle de II. Tertip yedek akçe tutarı 27.861.010 TL’ye
yükselmiĢtir.
D- GeçmiĢ yıllar kârları:
Bu hesapta kayıtlı 1.126.832.745 TL’nin tamamı 5024 sayılı Kanun uyarınca
2003 ve 2004 yıllarında yapılan enflasyon düzeltmesi sonucu oluĢan enflasyon
düzeltmesi olumlu farklarını göstermektedir.
F- Dönem net kârı:
ġirketin, 2013 yılı faaliyetleri sonucu 41.326.799 TL tutarında dönem net kârı
oluĢmuĢtur. Karın oluĢumu “gelir tablosu” bölümünde açıklanmıĢtır.
-Nazım hesaplar:
Nazım hesaplarda yer alan 23.736.404 TL’nin;
20.698.619 TL’si Alınan teminat mektuplarını,
3.037.567 TL’si Verilen teminat mektuplarını,
218 TL’si Kayda tabi malzemelerle diğer iz bedelli kayıtlara aittir.
85
86
Sayıştay
VI. GELĠR TABLOSU
ġirketin net elektrik enerjisi satıĢı, geçen yıla göre %24,4 oranında azalarak
3.402 GWh olmuĢtur. Cari yılda 702.951.285 TL tutarındaki brüt satıĢların, üretim
maliyeti ise 544.214.052 TL’dir. Aleyhte enerji dengesizliklerine ait tutar 69.680.876
TL, satıĢ indirimleri hesabına kaydedildiğinden, 2013 yılı brüt satıĢ kârı 89.056.357
TL olarak gerçekleĢmiĢtir.
Brüt satıĢ karından 11.019.801 TL tutarındaki faaliyet giderlerinin düĢülmesi
sonucu ġirketin 2013 yılı faaliyet kârı 78.036.556 TL olmuĢtur.
Net satıĢların %14,9 oranında, satıĢların maliyetinin %16,2 oranında azalması,
faaliyet giderlerinin %5,2 oranında artması sonucu,faaliyet kârı geçen yıla göre %7,5
oranında azalmıĢtır.
ġirketin, elektrik enerjisi satıĢı dıĢında elde ettiği 10.177.857 TL’nin;7.733.458
TL’si olağan ve 2.444.399 TL’si de olağan dıĢı gelir ve kârlardır.
ġirketin olağan gider ve zararları 38.263 TL, olağan dıĢı gider ve zararları ise
34.646.358 TL olarak gerçekleĢmiĢtir.
Bu suretle dönem karı, 53.529.792 TL olmuĢ, dönem karı tutarından 12.202.993
TL’lik vergi ve diğer yükümlülük karĢılıklarının indirilmesi ile ġirket 2013 yılını
41.326.799 TL dönem net karı ile kapatmıĢtır.
ġirketin 2013 yılı gelir tablosu önceki dönem değerleriyle birlikte Tablo 33’de
gösterilmiĢtir.
Sayıştay
Tablo 33: Gelir ve giderler
Gelir ve giderler
A-Brüt satıĢlar
1-Yurt içi satıĢlar
2-Yurt dıĢı satıĢlar
3-Diğer gelirler
B-SatıĢ indirimleri (-)
1-SatıĢtan iadeler (-)
2-SatıĢ iskontoları (-)
3-Diğer indirimler (-)
C-Net satıĢlar
D-SatıĢların maliyeti(-)
1-Satılan mamuller maliyeti (-)
2-Satılan ticari mallar maliyeti (-)
3-Satılan hizmet maliyeti (-)
4-Diğer satıĢların maliyeti (-)
Brüt satıĢ kârı veya zararı
E-Faaliyet giderleri (-)
1-AraĢtırma ve geliĢtirme giderleri (-)
2-Pazarlama, satıĢ ve dağıtım giderleri (-)
3-Genel yönetim giderleri (-)
Faaliyet kârı veya zararı
F-Diğer faaliyetlerden olağan gelir ve kârlar
1-ĠĢtiraklerden temettü gelirleri
2-Bağlı ortaklıklardan temettü gelirleri
3-Faiz gelirleri
4-Komisyon gelirleri
5-Konusu kalmayan karĢılıklar
6-Menkul kıymet satıĢ kârları
7-Kambiyo kârları
8-Reeskont faiz gelirleri
9-Enflasyon düzeltmesi kârları
10-Diğer olağan gelir ve kârlar
G-Diğer faaliyetlerden olağan gider ve zararlar (-)
1-Komisyon giderleri (-)
2-KarĢılık giderleri (-)
3-Menkul kıymet satıĢ zararları (-)
4-Kambiyo zararları (-)
5-Reeskont faiz giderleri
6-Enflasyon düzeltmesi zararları (-)
7-Diğer olağan gider ve zararlar (-)
H-Finansman giderleri (-)
1-Kısa vadeli borçlanma giderleri (-)
2-Uzun vadeli borçlanma giderleri (-)
Olağan kâr veya zarar
I-Olağan dıĢı gelir ve kârlar
1-Önceki dönem gelir ve kârları
2-Diğer olağan dıĢı gelir ve kârlar
J-OlağandıĢı gider ve zararlar (-)
1-ÇalıĢmayan kısım gider ve zararları (-)
2-Önceki dönem gider ve zararları (-)
3-Diğer olağan dıĢı gider ve zararlar (-)
Dönem kârı veya zararı (-)
K-Dönem kârı vergi ve diğer yasal yük. KarĢ. (-)
Dönem net kârı veya zararı (-)
87
Önceki dönem
TL
801.605.688
801.605.688
Cari dönem
TL
702.951.285
702.951.284
Fark
TL
(98.654.403)
69.680.876
11.964.194
633.270.409
544.214.052
(110.618.597)
(105.311.721)
89.056.357
11.019.801
(5.306.876)
980.680
78.036.556
7.733.458
(6.287.556)
(7.137.761)
38.263
3.500
-
-
85.731.751
2.444.399
(13.428.8179
(1.010.534)
34.646.358
(31.691.788)
53.529.792
12.202.993
41.326.799
17.252.437
3.459.243
13.793.194
57.716.682
57.716.682
69.680.876
743.889.006
649.525.773
649.525.773
544.214.052
94.363.233
10.039.121
10.039.121
11.019.801
84.324.112
14.871.219
11.081.119
3.550.346
3.228
27.434
3.786.872
4.155.678
34.763
33.661
37.320
1.102
943
99.160.568
3.454.933
1.979.410
1.475.523
804.612
1.639.787
66.338.146
54.727.115
11.509.480
101.551
28.317.840
6.319.713
8.805
36.277.355
8.743.750
27.533.605
Sayıştay
88
Önceki dönem SayıĢtay raporlarında yer verilen öneriler doğrultusunda; Piyasa
Mali UzlaĢtırma Merkezi vasıtasıyla gerçekleĢtirilen elektrik satıĢları ve alıĢları ile
TEĠAġ’tan elde edilen primer ve sekonder frekans kontrol hizmet bedelleri için yılın
son ayında oluĢan mali dönem kaymaları, cari dönemde yapılan gelir ve gider
tahakkukları ile sona erdirilmiĢtir.
Tahakkuk uygulamasına 2012 yılında geçilmiĢ olduğundan, 2012 yılı gelir
tablosunda;
“600- Yurt içi SatıĢlar” hesabında 2011 yılı Aralık ayına ait PMUM’a kesilen
2.759.098 TL fatura tutarı ile TEĠAġ’a kesilen 11.902 TL primer frekans kontrol
hizmet fatura tutarı,
“610- SatıĢtan Ġadeler” hesabında 2011 Aralık ayına ait PMUM tarafından
kesilen 6.889.240 TL fatura tutarı mevcut bulunmaktadır.
Dolayısıyla 2012 ve 2013 yılına iliĢkin karĢılaĢtırmada, bu hususun göz önünde
bulundurulması gerekmektedir.
A-Brüt satıĢlar:
ġirket 2013 yılında brüt toplam 3.402.058 MWh elektrik enerjisi satıĢı karĢılığı
702.951.285 TL brüt satıĢ hasılatı sağlamıĢ olup bu hasılatın; 691.842.227 TL’si
TETAġ’a yapılan satıĢlara, 11.051.693 TL’si ġirket lehine enerji dengesizliklerine
iliĢkin olarak Piyasa Mali UzlaĢtırma Merkezi (PMUM) aracılığı ile yapılan satıĢlara
ve 57.365 TL’si de primer frekans kontrol hizmet bedeline aittir.
Geçen dönem, elektrik dağıtım Ģirketlerine yapılan satıĢlar, bu yıl TETAġ’a
yapılmıĢtır. Söz konusu satıĢlarda ortalama satıĢ fiyatı %17,2 oranında artmasına
karĢılık satıĢ miktarının %24,4 oranında azalması sonucu brüt satıĢlarda da %12,3
oranında azalma meydana gelmiĢtir.
B-SatıĢ indirimleri:
69.680.876 TL tutarındaki satıĢ indirimlerinin tamamı Elektrik Piyasası
Dengeleme ve UzlaĢtırma Yönetmeliği kapsamında PMUM tarafından hesaplanarak
gönderilen ve dengesizlikten alınan enerji bedeli tutarına aittir.
C-Net satıĢlar:
Brüt satıĢ tutarı 702.951.285 TL’den satıĢ indirimleri tutarı 69.680.876 TL’nin
indirilmesi sonucu ġirketin net satıĢ hasılatı 633.270.409 TL olmuĢtur.
D-SatıĢların maliyeti:
544.214.052 TL olarak görülen satıĢların maliyeti tutarının tamamı, 2013 yılı
üretim maliyeti tutarından oluĢmuĢtur.
-Brüt satıĢ karı:
Net satıĢlar tutarı 633.270.409 TL’den satıĢların maliyeti tutarı 544.214.052
TL’nin düĢülmesi sonucu Ģirketin 2013 yılında elde ettiği brüt satıĢ kârı 89.056.357 TL
olarak gerçekleĢmiĢtir.
Sayıştay
E-Faaliyet giderleri:
Geçen döneme göre %9,8 oranında artarak 11.019.801 TL olan faaliyet
giderlerinin tamamı genel yönetim giderlerinden oluĢmaktadır.
-Faaliyet kârı:
Brüt satıĢ kârı 89.056.357 TL’den, dönemin faaliyet giderleri toplamı
11.019.801 TL’nin çıkarılması sonucu Ģirket 2013 yılı faaliyet dönemini 78.036.556
TL faaliyet kârı ile kapatmıĢtır.
F-Diğer faaliyetlerden olağan gelir ve kârlar:
7.733.458 TL olan diğer faaliyetlerden olağan gelir ve karlar aĢağıda
açıklanmıĢ, hareket görmeyen ve kalıntı vermeyen hesaplar için baĢlık açılmamıĢtır.
3- Faiz gelirleri:
Cari dönemde 3.550.346 TL olan faiz gelirlerinin; 2.851.288 TL’si repo faiz
gelirinden, 699.058 TL’si Takasbank faiz gelirinden elde edilmiĢtir.
7- Kambiyo gelirleri:
Bu hesapta görülen 27.434 TL’nin tamamı, ġirket adına ana teĢekkül EÜAġ
tarafından takibi yapılan krediler için yansıtılan kur farkı gelirlerini ifade etmektedir.
10- Faaliyetle ilgili diğer olağan gelir ve karlar:
Hesapta kayıtlı 4.155.678 TL’nin; 2.538.304 TL’si kül satıĢ gelirlerine, 949.680
TL’si lojman kira gelirlerine, 667.694 TL’si de tabldot gelirlerine iliĢkindir.
G-Diğer faaliyetlerden olağan gider ve zararlar:
38.263 TL olan diğer faaliyetlerden olağan gider ve zararlar aĢağıda açıklanmıĢ,
hareket görmeyen ve kalıntı vermeyen hesaplar için baĢlık açılmamıĢtır.
1- Komisyon giderleri:
Hesapta kayıtlı 37.320 TL, Piyasa Mali UzlaĢtırma Merkezi uygulamaları
doğrultusunda Takasbank’a ödenen tutarlara iliĢkindir.
4- Kambiyo zararları:
Hesapta kayıtlı 943 TL, ġirket adına ana teĢekkül tarafından takip edilen
yabancı para cinsinden borç tutarına tahakkuk eden olumsuz kur farkına aittir.
-Olağan kâr veya zarar:
78.036.556 TL olarak gerçekleĢen faaliyet kârına, 7.733.458 TL tutarındaki
diğer faaliyetlerden olağan gelir ve kârların eklenmesi, 38.263 TL tutarındaki diğer
faaliyetlerden olağan gider ve zararların bu tutardan çıkarılması sonucunda,
85.731.751 TL olağan kâr elde edilmiĢtir.
I-Olağan dıĢı gelir ve kârlar:
2.444.399 TL tutarındaki olağan dıĢı gelir ve kârların, 804.612 TL’si önceki
dönem gelir ve karlarına, 1.639.787 TL’si diğer olağan dıĢı gelir ve kârlara aittir.
Olağan dıĢı gelir ve karların ayrıntısı aĢağıda açıklanmıĢtır.
89
90
Sayıştay
1- Önceki dönem gelir ve kârları:
Hesapta kayıtlı olan 804.612 TL tutarındaki gelir ve karların; 460.312 TL’si
önceki dönemlerde TEĠAġ tarafından fazla hesaplanan sistem kullanım bedelleri için
düzenlenen iade faturası ile oluĢan gelir unsuruna, 300.000 TL’si Soma B Termik
Santrali Ünite Kazanları ve Yardımcı Tesislerinde Emreamadeliği DüĢüren Sebeplerin
AraĢtırılması Projesi için 2012 yılında yapılan sözleĢme gereği TÜBĠTAK-MAM’a
ödenen tutarın, 2012 yılında yatırım hesapları yerine sehven giderlere kaydedilmesi
nedeniyle yapılan hesap düzeltmesine, 35.006 TL’si uzun vadeli ticari borçlar hesap
açıklamasında yer alan tutara, 9.294 TL’si sair gelir ve karlara aittir.
TEĠAġ tarafından fazla hesaplanan sistem kullanım bedelleri için düzenlenen
iade faturası ile oluĢan ve 20.3.2013 tarihli muhasebe fiĢiyle bu hesaba kaydedilen
460.312 TL’nin yine TEĠAġ tarafından sehven hesaplandığı tespit edilmiĢ ve söz
konusu tutar, 17.9.2013 tarihli muhasebe fiĢiyle düzeltilerek, “681-Önceki dönem
gider ve zararlar” hesabına kaydedilmiĢ, bu suretle dönem sonucuna olan etkisi
ortadan kaldırılmıĢtır.
2- Diğer olağandıĢı gelir ve kârlar:
Hesapta yer alan 1.639.787 TL’nin; 416.178 TL’si stok, hurda ve malzeme
satıĢlarına, 11.667 TL’si sosyal tesislerde bulunan ağaçlardan elde edile ürün satıĢı
gelirlerine, 324.694 TL’si tazminat ve ceza, 145.225 TL’si lokal ve alakart, 82.869
TL’si misafirhane, 42.443 TL’si ihale dosyası satıĢı, 9.375 TL’si araç kirası,
351.429TL’si lojmanlara ait yakıt satıĢına, 207.246 TL’si teminat gelirlerine, 48.660
TL’si sair gelirlere aittir.
Yapılan incelemede, 14.948 TL tutarındaki ihtiyaç dıĢı malzemenin Soma
Kaymakamlığına, 397.560 TL tutarındaki hurda stokların ise MKE Hurda ĠĢletmesine
satıldığı, satıĢların doğrudan gelir kaydedildiği, muhasebe kaydı olarak, ilgili varlığın
kayıtlı değerinden tenzil edilmediği, görülmüĢtür.
Maddi duran varlıklardan, kullanım dıĢı kalanların, komisyon marifetiyle
tespitinin yapılarak mümkün olanların, ilgili maddi duran varlıklığın ya da stoğun
kayıtlı değerinden tenzil edilmesi ve “elden çıkarılacak stoklar” hesabına kaydının
sağlanması, satıĢı halinde de bu hesaptan tenzil edilerek ilgili gelir/ gider hesaplarına
kaydının sağlanması gerekmektedir.
Ayrıca, yapılan incelemede, Genel Müdürlük bünyesinde hurda ambarı
oluĢturulmaya çalıĢıldığı, ancak konuya iliĢkin iĢ ve iĢlemlerin henüz baĢlatılmadığı ve
herhangi bir yazıĢmanın da olmadığı görülmüĢtür.
J- OlağandıĢı gider ve zararlar:
Olağan dıĢı gider ve zararlar toplamı 34.646.358 TL’nin; 28.317.840 TL’si
çalıĢmayan kısım gider ve zararlarına, 6.319.713 TL’si önceki dönem gider ve
zararlarına, 8.805 TL’si diğer olağan dıĢı gider ve zararlara aittir.
Sayıştay
91
1- ÇalıĢmayan kısım gider ve zararları:
Soma Elektrik Üretim ve Ticaret Aġ’de bulunan toplam 8 ünitenin çeĢitli
nedenlerle devre dıĢı kalması sonucu meydana gelen duruĢlara ait giderler 28.317.840
TL olup, bu giderlerin ayrıntısı Tablo 34’de gösterilmiĢtir.
Tablo 34: ÇalıĢmayan kısım giderleri
ÇalıĢmayan kısım giderlerine ait gider çeĢitleri
Malzeme giderleri
ĠĢçi ücret ve giderleri
Memur ve sözleĢmeli personel ücret ve giderleri
DıĢarıdan sağlanan fayda ve hizmetler
ÇeĢitli giderler
Vergi, resim ve harçlar
Amortisman ve tükenme payları
ÇalıĢmayan kısım giderleri toplamı
TL
2.167.887
11.635.575
470.959
8.290.698
1.503.801
3.720
4.245.200
28.317.840
2- Önceki dönem gider ve zararları:
Hesapta yer alan 6.319.713 TL’nin; 5.188.274 TL’si emekli olan iĢçilere
ödenen kıdem tazminatlarına, 92.660 TL’si emekli olan memur ve sözleĢmeli
personele ödenen emekli ikramiyelerine, 127.666 TL’si Toplu ĠĢ SözleĢmesi uyarınca
iĢçilere hizmet sürelerine göre ödenen hizmet teĢvik priminin önceki dönemlere isabet
eden kısmının zarar kaydına, 460.312 TL’si TEĠAġ ile ilgili olarak “önceki dönem
gelir ve karlar” hesap açıklamasında yer alan düzeltme iĢlemine, 440.073 TL’si maddi
duran varlıklar hesap açıklamasında da değinilen hesap düzeltmesinden kaynaklanan
tutara, 5.582 TL’si “diğer olağan dıĢı gider ve zararlar” hesabında açıklaması yapılan
vergi ziyaı olarak kaydedilen tutara, 458 TL’si kurum personeli iken emekli olanlara
ödenen geçmiĢ döneme ait ödenen tutara, 4.689 TL’si sair gider ve zararlara aittir.
3- Diğer olağandıĢı gider ve zararlar:
Hesapta yer alan 8.805 TL’nin; 1.453 TL’si ceza giderlerine, 7.352 TL’si faiz
giderlerine aittir.
27.2.2013 tarih, 3/3 sayılı Yönetim Kuruluna sunulan 26.2.2013 tarihli yazıyla
Yönetim Kuruluna sunulan takrirde özetle; 2006-2007-2008 yıllarında Ġzmir
piyasasından teklif almak suretiyle bir firmadan malzeme alındığı, ancak satıcı
firmanın gerçek bir faaliyetinin bulunmadığının Ġzmir Konak Vergi Dairesince yapılan
incelemede tespit edildiği, firmanın 2006 yılından itibaren düzenlediği belgelerin sahte
olduğunun tespit edildiği, dolayısıyla firmadan satın alınan malzemelere iliĢkin
düzenlenen tüm faturaların geçersiz addedilmesi sebebiyle SEAġ tarafından indirime
tabi tutulan toplam 5.581,89 TL tutarındaki KDV’nin geçersiz sayılarak yine 5.581,89
TL vergi zıyaı, 3.659,24 TL özel usulsüzlük cezası ile birlikte toplam 14.823,02
TL’nin ödenmesinin talep edildiği, ödenecek bu meblağla ilgili olarak yapılan uzlaĢma
neticesinde meblağ 6.039 TL düĢürülmüĢ ise de vergi dairesine yapılan ödeme
esnasında bu kez 7.351,67 TL gecikme cezası tahakkuk ettirildği, ve toplamda
13.390,67 TL vergi dairesine ödemede bulunulduğu, 2012 yılında ana ortaklık
EÜAġ’ın TeftiĢ Kurulu BaĢkanlığınca yapılan incelemesinde, bu meblağın firmanın
kusurundan kaynaklanması nedeniyle mümkünse firmadan tahsili, aksi durumda
Sayıştay
92
Yönetim Kurulu kararı alınarak zarar kaydedilmesi gerektiğinin belirtildiği, firmayla
yapılan Ģifahi görüĢmelerde firmanın ödeme yapacağını belirtmesine rağmen ödemede
bulunulmadığı, bu nedenle de müfettiĢ raporuna istinaden 13.390,67 TL’nin zarar
hesaplarına kaydının gerektiği, ifade edilmiĢ olup, Yönetim Kurulunun 27.2.2013
tarih, 3/3 sayılı kararıyla bu tutarın zarar kaydedilmesi kabul edilmiĢtir.
Yönetim Kurulunun kararına istinaden yapılan muhasebe kaydıyla,7.351,67 TL
faiz gideri ile 457 TL tutarındaki ceza, 689-diğer olağan dıĢı gider ve zararlar hesabına
alınırken 5.581,89 TL tutarındaki geçersiz KDV, 681-Önceki dönem gider ve zararlar
hesabına kaydedilmiĢtir.
Yukarıda izah edilen tutarların yanı sıra, “diğer olağan dıĢı gider ve zararlar”
hesabında kayıtlı, T.ĠĢ Kurumuna ödenen 996 TL tutarında ceza gideri bulunmaktadır.
Söz konusu cezaya iliĢkin Yönetim Kuruluna sunulan; 26.12.2013 tarihinli
takrirde; Santralin 5. Ünitesinde meydana gelen yangın nedeniyle ÇalıĢma ve Sosyal
Güvenlik Bakanlığı iĢ müfettiĢlerince 23.9.2013 tarihinde yapılan inceleme
sonucunda, olay mahallinde yangın algılama sistemi ile yağ kaçağına neden olan flanĢ
ve kızgın buhar borusunun vana tertibatının izolasyonunun olmadığı yönünde
eksikliklerin tespit edildiği, teftiĢe müteakiben bahsi geçen flanĢ ile kızgın buhar vana
tertibatı Türbin Bakım Servisi tarafından izolasyonun yapıldığı, ancak santral sahasına
yangın algılama sisteminin hemen kurulamadığı, mevzuat gereği bir ay içinde
giderilemeyen eksiklikler nedeniyle T. ĠĢ Kurumuna 996 TL idari para cezası
ödendiği, bu tutarın zarar kaydedilmesi gerektiği belirtilmiĢ olup, Yönetim Kurulunun
30.12.2013 tarih, 21/5 sayılı kararıyla bu tutarın zarar kaydedilmesi kabul edilmiĢtir.
-Dönem kârı:
Olağan kâr tutarı 85.731.751 TL’ye, dönem içinde oluĢan 2.444.399 TL
tutarındaki olağan dıĢı gelir ve kârların eklenmesi ve 34.646.358 TL tutarındaki olağan
dıĢı gider ve zararların çıkarılması sonucu SEAġ, 2013 yılı faaliyet dönemini
53.529.792 TL dönem kârı ile kapatmıĢ bulunmaktadır.
K- Dönem kârı vergi ve diğer yasal yükümlülük karĢılıkları:
2013 yılı kurumlar vergisi beyannamesi düzenlenirken; ticari bilanço karına
7.449.222 TL dahili sigorta gider karĢılığı, 29.032 TL motorlu taĢıt vergisi, 1.453 TL
idari para cezası ve 5.466 TL özel iletiĢim vergisi olmak üzere toplam 7.485.173 TL
kanunen kabul edilmeyen gider ilave edilerek 61.014.965 TL mali matraha
ulaĢılmıĢtır.
Söz konusu matrah üzerinden ayrılan dönem kârı vergi ve diğer yasal
yükümlülük karĢılıkları tutarı 12.202.993 TL olmuĢtur.
- Dönem net kârı:
2013 yılı faaliyet döneminde elde edilen 53.529.792 TL tutarındaki dönem
kârından, 12.202.993 TL tutarındaki dönem kârı vergi ve diğer yasal yükümlülük
karĢılıklarının düĢülmesi sonucu SEAġ, dönemi 41.326.799 TL tutarında net kâr ile
kapatmıĢ bulunmaktadır.
Sayıştay
Dönem kârının dağıtımı:
2013 yılında oluĢan vergi sonrası kar tutarı 41.326.799 TL’den; 4.132.430 TL
2.tertip yasal yedek akçe ayrıldıktan sonra kalan kar tutarı 37.194.369 TL ana teĢekkül
EÜAġ’a devredilecektir.
ġirketin, 2013 yılı dönem karının dağıtımıyla ilgili çizelge, rapor ekleri (Ek:
11) arasında yer almaktadır.
Sonuç:
Soma Elektrik Üretim ve Ticaret Aġ’nin 21.03.2014 tarihindeki kendi yönetim
kurulunda kabul edilen 2013 yılı bilançosu 53.529.791,84 Türk Lirası dönem kârı ile
kapanmıĢ bulunmaktadır.
93
Sayıştay
94
VII. E K L E R
1
- TeĢkilat Ģeması,
2
- Personelin servislere dağılımı
3
- Memur ve sözleĢmeli personelin hareketini gösterir çizelgeler,
4
- ĠĢçi hareketlerini gösterir çizelgeler,
5
- Mali bünyedeki varlıkların ayrıntısı,
6
- Mali bünyedeki kaynakların ayrıntısı,
7
- KuruluĢun gayri safi milli hasıla (GSMH)'ya katkısı,
8
- Vergiler,
9
- ġirketin 31.12.2013 tarihli bilançosu ve dipnotları (Ek: 9/a- Ek: 9/e),
10
- ġirketin 2013 yılı gelir tablosu ve dipnotlarl (Ek: 10/a, Ek:10/b),
11
- Kâr dağıtım tablosu
12
- Raporun ilgili bölümlerinde yer alan diğer öneri ve tavsiyelerin listesi.
Sayıştay
Soma Elektrik Üretim Ticaret A.ġ.Genel Müdürlüğü
TeĢkilat ġeması
(Ek:1)
Sayıştay
(Ek:2)
Memur , sözleĢmeli ve iĢçi personelin servislere göre dağılımı
Üniteler
Genel Müdür
Genel Müdür Yardımcısı
BaĢuzman
Yönetim Kurulu Büro ġefliği
Koruma ve Güvenlik Amirliği
AR-GE
Üretim Müdürlüğü
Bakım Müdürlüğü
Malzeme Yönetim ve Ticaret
Müd.
Mali ĠĢler ve Finans yön.Müd.
Ġnsan Kayn.Destek Hiz.Müd.
Genel Müdürlük
Genel Müdür
Genel Müdür Yardımcısı
Müdür(Teknik)
Müdür(Ġdari-Mali)
Soma T.S. ĠĢletme Müdürlüğü
1)ĠĢletme Müdürü
ĠĢletme Müdür Yard.(Üretim)
*Eğitim ĠĢ Güv.Müdürlüğü
*Üretim Müdürlüğü
*Kimya Lab. Su Haz. Müdürlüğü
*DıĢ tesisler Müdürlüğü
2)ĠĢletme Müdür Yard.(Bakım)
*Bakım Müdürlüğü(Mekanik)
*Bakım Müdürlüğü(Ele.Elektr.)
*Yatırım ve Malzeme Müdürlüğü
*ĠnĢaat Emlak Müdürlüğü
3)ĠĢletme Müdür Yard.(ĠdariMali)
*Mali ĠĢler Müdürlüğü
*Ticaret Müdürlüğü
*Personel müdürlüğü
*Ġd.ve Sosyal ĠĢler Müdürlüğü
Soma Ar-Ge T.S.ĠĢletme
Müdürlüğü
ĠĢletme Müdürü
1)ĠĢletme Müdür Yard.(Üretim)
2)ĠĢletme Müdür Yard.(Bakım)
3)ĠĢletme Müdür Yard.(ĠdariMali)
Toplam
Memur
1
1
1
2012
ÇalıĢan kiĢi
SözleĢmeli ĠĢçi
2
23
1
20
33
16
12
25
4
365
323
Toplam
1
1
Memur
2013
ÇalıĢan kiĢi
SözleĢmeli ĠĢçi
2
27
1
385
356
16
13
25
1
1
1
1
1
1
1
3
132 692
Toplam
827
7
1
1
2
3
3
11
2
6
4
229
44
141
13
4
3
2
190
115
1
12
20
17
31
3
14
126
741
1
1
7
240
46
147
1
203
119
4
2
1
12
23
31
31
874
Sayıştay
( Ek: 3 )
Memur ve sözleĢmeli personel hareketini gösteren çizelgeler
GiriĢ ve çıkıĢlar
Yıl baĢı mevcudu
Yıl içinde giren
Yıl içinde çıkan
Yıl sonu mevcudu
GiriĢ Ģekli
Açıktan tayin
Naklen tayin
Göreve iade
Askerlik dönüĢü
Memuriyetten sözleĢmeli statüye geçiĢ
SözleĢmeden memuriyete geçiĢ
ÖzelleĢtirilen kuruluĢlardan geçiĢ
ĠĢçilikten nakil
BaĢkaca nedenler
Toplam
AyrılıĢ nedenleri
Emeklilik
BaĢka kuruluĢa nakil
Bağlı ortaklık ve ana kuruluĢa geçiĢ
Memuriyetten sözleĢmeli statüye geçiĢ
SözleĢmeliden memuriyete geçiĢ
Askerlik
ĠĢten çıkarma
SözleĢmenin yenilenmemesi
Ġstifa
Ölüm
BaĢkaca nedenler
Toplam
Memurlar
2012
2013
KiĢi
KiĢi
3
3
2
4
2
3
7
SözleĢmeli personel
2012
2013
KiĢi
KiĢi
138
132
13
9
19
15
132
126
Memurlar
2012
2013
KiĢi
KiĢi
SözleĢmeli personel
2012
2013
KiĢi
KiĢi
7
6
5
1
2
4
2
4
Memurlar
2012
2013
KiĢi
KiĢi
1
1
2
1
1
5
1
13
9
SözleĢmeli personel
2012
2013
KiĢi
KiĢi
7
8
6
1
4
2
2
1
3
19
15
Sayıştay
( Ek: 4 )
ĠĢçi hareketini gösteren çizelge
GiriĢ ve çıkıĢ
Yıl baĢı mevcudu
Yıl içinde giren
Yıl içinde çıkan
Yıl sonu mevcudu
GiriĢ Ģekli
Açıktan tayin
Geçici ve mevsimlik iĢçilerin baĢlatılması
Naklen tayin
Askerlik dönüĢü
Göreve iade
BaĢkaca nedenler
Toplam
AyrılıĢ nedenleri
Emeklilik
Askere alınma
Ölüm
Kendi isteği ile ayrılma
ĠĢten çıkarma
Geçici ve mevsimlik iĢçilerin ayrılması
Memur veya sözleĢmeli statüye geçme
BaĢka nedenler (Kurum içi nakil)
Toplam
2012
KiĢi
732
96
136
692
2013
KiĢi
692
113
64
741
2012
KiĢi
85
2013
KiĢi
111
4
7
2
96
113
2012
KiĢi
125
4
2013
KiĢi
54
3
1
5
6
136
2
64
Sayıştay
(Ek:5)
Mali bünyedeki varlıkların ayrıntısı
Varlık türleri
1-Hazır ve paraya çevrilebilir değerler:
Kasa ve bankalar:
Kasa mevcudu
Bankalardaki nakit
Kanuni karĢılıklar kasası
Diğer
Hazır değerler toplamı
Kasa ve bankalar toplamı
Menkul kıymetler:
Hisse senetleri
Tahvil, senet ve bonolar
Diğer
Menkul kıymetler toplamı
Alacaklar:
Bankaların verdiği krediler
Ticari alacaklar:
Kamu iktisadi teĢebbüslerinden
Resmi dairelerden
Bağlı ortaklıklardan
ĠĢtiraklerden
Yurt dıĢından
Diğer
Ticari alacaklar toplamı
Diğer alacaklar:
Hazineden
Kamu iktisadi teĢebbüslerinden
Resmi dairelerden
Bağlı ortaklıklardan (Konsolidasyon dıĢı)
ĠĢtiraklerden
Yurt dıĢından
Diğer
Diğer alacaklar toplamı
Alacaklar toplamı
Stoklar:
Ġlk madde ve malzeme
Yarı mamuller
Mamuller
Ticari mallar
Diğer
Stoklar toplamı
Diğer paraya çevrilebilir değerler
Kısa sürede paraya çevrilebilir değerler toplamı
Hazır ve paraya çevrilebilir değerler toplamı (1)
2-Bağlı değerler:
ĠĢtirakler
Bağlı ortaklıklar (Konsolidasyon dıĢı)
Maddi duran varlıklar:
Maddi duran varlıklar edinme değeri
BirikmiĢ amortismanlar (-)
Maddi duran varlıklar (net)
Maddi olmayan duran varlıklar (net)
Özel tükenmeye tabi varlıklar (net)
Diğer bağlı değerler
Bağlı değerler toplamı (2)
Varlıklar toplamı (1+2)
Kod
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Dönen
Bin TL
Duran
Bin TL
Toplam
Bin TL
9
6
9
6
15
30
15
100.560
100.560
100.560
100.560
89.792
89.792
3
89.795
3
89.795
667.475
4
667.475
4
30
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
631
668.110
757.905
13.269
13.269
13.269
13.900
681.379
771.174
55.534
55.534
1.002
56.536
3.401
918.402
918.432
1.002
56.536
3.401
13.269
931.701
2.557.245
2.208.932
348.313
81
348.313
81
9.575
357.969
371.238
9.575
357.969
1.289.670
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
918.432
Sayıştay
(Ek:6)
Mali bünyedeki kaynakların ayrıntısı
Kaynak türleri
1-Yabancı kaynaklar:
Mevduat:
Tasarruf mevduatı
Diğer mevduat
Mevduat toplamı
Mali borçlar:
Hazineye kredi ve kredi niteliğinde borçlar
Hazine aracılığıyla sağlanan dıĢ krediler
Banka kredileri
Diğer krediler
ÇıkarılmıĢ menkul kıymetler, taksit ve faizleri
Diğer
Mali borçlar toplamı
Ticari borçlar:
Kamu iktisadi teĢebbüslerine
Resmi dairelere
Bağlı ortaklıklara (Konsolidasyon dıĢı)
ĠĢtiraklere
Yurt dıĢına
Diğer
Ticari borçlar toplamı
Diğer borçlar:
Kamu iktisadi teĢebbüslerine
Resmi dairelere
Sosyal güvenlik kuruluĢlarına
Bağlı ortaklıklara
ĠĢtiraklere
Yurt dıĢına
Diğer
Diğer borçlar toplamı
Diğer yabancı kaynaklar:
Ġç sigorta fonları
Kıdem tazminatı karĢılıkları
Dönem kârından Hazineye ödenecek kar payı
Dönem kârından diğer ortaklara ödenecek kâr payı
Dönem kârından ödenecek vergi ve yasal yükümlülükler
Ödenecek diğer vergiler
Diğer
Diğer yabancı kaynaklar toplamı
Yabancı kaynaklar toplamı (1)
2-Öz kaynaklar:
Sermaye
ÖdenmemiĢ sermaye (-)
ÖdenmiĢ sermaye
Sermaye düzeltmesi olumlu farkları (+)
Sermaye düzeltmesi olumsuz farkları (-)
Tahsis sermayeleri olmayan kuruluĢların
fon veya karĢılıkları
Sermaye yedekleri:
Kâr yedekleri
GeçmiĢ yıllar kârları
GeçmiĢ yıllar zararları (-)
Dönem kârının öz kaynaklarda kalacak kısmı(+)
Dönem net zararı(-)
Öz kaynaklar toplamı (2)
3-Yabancı kaynaklara sirayet eden zarar (-)
Kaynaklar toplamı (1+2+4) - (3+5)
Kod
Kısa süreli
Bin TL
Uzun
süreli
Bin TL
Toplam
Bin TL
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18.552
291
18.552
291
8.807
27.650
8.807
27.650
18
19
20
21
22
23
24
25
14
109
14
109
14
137
14
137
26
27
28
29
30
31
32
33
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
52
41.584
37.195
795
4.432
18.849
61.271
89.058
41.584
37.195
795
4.432
18.849
41.584
130.642
50
50
118
27.895
1.126.833
4.132
1.159.028
1.289.670
Sayıştay
(Ek:7)
KuruluĢun gayrisafi milli hasıla (GSMH)'ya katkısı
(Gelir yoluyla)
Firma ölçeğinde katma değerin oluĢumu
A-Pozitif etkiler:
Personel giderleri (yevmiyeler dahil)
Verilen faizler (Yurt içi)
Verilen bina ve arazi kiraları
KarĢılık giderleri
Mevzuat gereğince katılma payları
Dernek ve benzeri yerlere bağıĢlar
GeçmiĢ yıllara ait gider ve zararlar
Ġç sigorta fonu gideri
Amortisman ve tükenme payları
DıĢ aleme ödenen giderler
Diğer pozitif etkiler
Dönem kârı
Toplam (A)
B-Negatif etkiler (-) :
Alınan faizler (Yurt içi)
Alınan bina ve arazi kiraları
KarĢılıklardan kullanılmayan kısım
GeçmiĢ yıllara ait gelir ve kârlar
Bağlı ortaklık ve iĢtiraklerden alınan kâr payları
Ġç sigorta fonundan yapılan tahsilat
DıĢ alemden sağlanan gelirler
Diğer negatif etkiler
Dönem zararı
Toplam (B)
Üretici fiyatlarıyla gayrisafi yurt içi hasılaya katkı (A-B)
Subvansiyonlar (-)
Hazine yardımları (-)
Diğer yardım ve bağıĢlar (-)
Vergi iadeleri (-)
Tüketicilere yansıtılan vergi ve fonlar
Alıcı fiyatlarıyla gayrisafi yurt içi hasıla (GSYĠH)ya katkı
DıĢ aleme ödenen giderler (-)
DıĢ alemden sağlanan gelirler
Alıcı fiyatlarıyla gayrisafi milli hasıla (GSMH)ya katkı
Sıra
No
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
25
26
27
28
29
30
31
32
33
Bin TL
66.269
7
118
6.320
7.449
22.287
39
53.530
156.019
3.550
950
805
4.846
10.151
145.868
15.937
161.805
161.805
Sayıştay
(Ek:8)
Vergiler
Vergi türleri
A- KuruluĢ yükümlü olduğu vergi,resim,harç ve fonlar
1 - Gelirden alınan :
-Kurumlar vergisi
-Diğer
Toplam ( 1)
2- Servetten alınan:
-Motorlu taĢıtlar vergisi
-Emlak vergisi ( Belediyelere ödenen)
-Diğer
Toplam ( 2 )
3 - Mal ve hizmetten alınan :
-KDV
-Özel tüketim vergisi
-Banka ve sigorta muameleleri vergisi
-Damga vergisi
-DıĢ ticarette ödenen vergiler
-Harçlar
-Belediye ödenen vergi,resim ve harçlar( Emlak vergisi dıĢında)
-Özel iletiĢim vergisi
-Diğer
Toplam ( 3 )
Toplam ( A )
B - KuruluĢun sorumlu olduğu vergi,resim, harç ve fonlar:
-Personelden kesilen gelir ve damga vergisi
-Yüklenici ve üreticilerden kesilen vergiler
-Tevkif edilen KDV
-Elekrtik ve havagazı tüketim vergisi
-Diğer
Toplam ( B )
Genel toplam ( A+B )
Geçen
Ödenen
Yıl
Sıra yıldan Tahakkuk veya
sonu
No devir
mahsup kalıntısı
edilen
Bin TL Bin TL Bin TL Bin TL
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
12.203 11.408
795
12.203 11.408
795
29
52
29
52
81
81
15.780 12.636
71
5
71
5
15.856 12.712
28.140 24.201
672
203
216
1.091
1.091
10.107
1.355
3.276
3.144
3.144
3.939
9.836
1.488
3.217
943
70
275
14.738 14.541
42.878 38.742
1.288
5.227
Sayıştay
Soma Elektrik Üretim ve Ticaret Aġ (SEAġ)
31.12.2013 tarihli bilançosu
Aktif (Varlıklar)
I-Dönen varlıklar
A-Hazır değerler
1-Kasa
2-Alınan çekler
3-Bankalar
4-Verilen çekler ve ödeme emirleri (-)
5-Diğer hazır değerler
B-Menkul kıymetler
1-Hisse senetleri
2-Özel kesim tahvil,senet ve bonoları
3-Kamu kesimi tahvil,senet ve bonoları
4-Diğer menkul kıymetler
5-Menkul kıymetler değer düĢüklüğü karĢılığı (-)
C-Ticari alacaklar
1-Alıcılar
2-Alacak senetleri
3-Alacak senetleri reeskontu (-)
4-KazanılmamıĢ finansal kiralama faiz gelirleri (-)
5-Verilen depozito ve teminatlar
6-Diğer ticari alacaklar
7-ġüpheli ticari alacaklar
8-ġüpheli ticari alacaklar karĢılığı (-)
D-Diğer alacaklar
1-Ortaklardan alacaklar
2-ĠĢtiraklerden alacaklar
3-Bağlı ortaklıklardan alacaklar
4-Personelden alacaklar
5-Diğer çeĢitli alacaklar
6-Diğer alacak senetleri reeskontu (-)
7-ġüpheli diğer alacaklar
8-ġüpheli diğer alacaklar karĢılığı (-)
E-Stoklar
1-Ġlk madde ve malzeme
2-Yarı mamuller
3-Mamuller
4-Ticari mallar
5-Diğer stoklar
6-Stok değer düĢüklüğü karĢılığı (-)
7-Verilen sipariĢ avansları
F-Yıllara yaygın inĢaat ve onarım maliyeti
1-Yıllara yaygın inĢaat ve onarım maliyeti
2-Yıllara yaygın inĢaat enflasyon düzeltme hesabı
3-TaĢeronlara verilen avanslar
G-Gelecek aylara ait giderler ve gelir tahakkukları
1-Gelecek aylara ait giderler
2-Gelir tahakkukları
H-Diğer dönen varlıklar
1-Devreden KDV
2-Ġndirilecek KDV
3-Diğer KDV
4-PeĢin ödenen vergiler ve fonlar
5-ĠĢ avansları
6-Personel avansları
7 Sayım ve tesellüm noksanları
8-Diğer çeĢitli dönen varlıklar
9-Diğer çeĢitli dönen varlıklar karĢılığı (-)
Dönen varlıklar toplamı
Önceki dönem
TL
Ayrıntısı
Tümü
8.178,35
Ayrıntısı
24.502,27
6.045,21
10.278,71
9.152,76
23.767.000,00
14.525,31
49.416.861,44
89.792.387,39
2.422,02
35.005,85
(35.005,85)
35.005,85
(35.005,85)
756.729.016,21
7.571,83
756.721.444,38
239.265,22
225.102,71
6.462.360,21
100.560.000,00
89.794.809,41
706.579.016,04
8.533,89
706.570.482,15
49.322.383,83
29.377,01
109.662,89
29.927,25
100.560.000,00
1.343,52
49.183.343,93
Tümü
6.249,18
23.767.000,00
49.415.517,92
(Ek:9/a)
Cari dönem
TL
55.534.223,88
57.628.850,97
67.759,75
-
464.367,93
6.473.048,00
10.687,79
2.026.867,34
2.800.594,66
598.668,10
-
3.399.262,76
1.980,00
1.980,00
886.197.179,68
957.993.846,43
Sayıştay
Soma Elektrik Üretim ve Ticaret Aġ (SEAġ)
31.12.2013 tarihli bilançosu
Aktif (Varlıklar)
II-Duran varlıklar
A-Ticari alacaklar
1-Alıcılar
2-Alacak senetleri
3-Alacak senetleri reeskontu (-)
4-KazanılmamıĢ finansal kiralama faiz gelirleri (-)
5-Verilen depozito ve teminatlar
3-ġüpheli ticari alacaklar karĢılığı (-)
B-Diğer alacaklar
1-Ortaklardan alacaklar
2-ĠĢtiraklerden alacaklar
3-Bağlı ortaklıklardan alacaklar
4-Personelden alacaklar
5-Diğer çeĢitli alacaklar
6-Diğer alacak senetleri reeskontu (-)
7-ġüpheli diğer alacaklar karĢılığı (-)
C-Mali duran varlıklar
1-Bağlı menkul kıymetler
2-Bağlı menkul kıymetler değer düĢ. KarĢ.(-)
3-ĠĢtirakler
4-ĠĢtiraklere sermaye taahhütleri (-)
5-ĠĢtirakler sermaye payları değer düĢ. KarĢ.(-)
6-Bağlı ortaklıklar
7-Bağlı ortaklıklara sermaye taahhütleri (-)
8-Bağlı ort. sermaye payları değer düĢ. KarĢ. (-)
D-Maddi duran varlıklar
1-Arazi ve arsalar
2-Yer altı ve yer üstü düzenleri
3-Binalar
4-Tesis, makine ve cihazlar
5-TaĢıtlar
6-DemirbaĢlar
7-Diğer maddi duran varlıklar
8-BirikmiĢ amortismanlar (-)
9-Yapılmakta olan yatırımlar
10-Verilen avanslar
E-Maddi olmayan duran varlıklar
1-Haklar
2-ġerefiye
3-KuruluĢ ve örgütlenme giderleri
4-AraĢtırma ve geliĢtirme giderleri
5-Özel maliyetler
6-Diğer maddi olmayan duran varlıklar
7-BirikmiĢ amortismanlar (-)
8-Verilen avansları
F-Özel tükenmeye tabi varlıklar
1-Arama giderleri
2-Hazırlık ve geliĢtirme giderleri
3-Diğer özel tükenmeye tabi varlıklar
4-BirikmiĢ tükenme payları (-)
5-Verilen avanslar
G-Gelecek aylara ait giderler ve gelir tahakkukları
1-Gelecek yıllara ait giderler
2-Gelir tahakkukları
H-Diğer duran varlıklar
1-Gelecek yıllarda indirilecek KDV
2-Diğer KDV
3-PeĢin ödenen vergiler ve fonlar
4-Diğer çeĢitli duran varlıklar
Duran varlıklar toplamı
Aktif (varlıklar) toplamı
Önceki dönem
TL
Ayrıntısı
Tümü
(Ek: 9/b)
Ayrıntısı
Cari dönem
TL
12.708.802,55
12.708.802,55
Tümü
13.269.502,98
13.269.502,98
3.289,88
-
-
-
3.289,88
4.281.728,04
124.827.247,27
118.262.976,64
2.239.225.316,41
2.345.059,19
615.078,47
9.610.961,38
(2.186.790.130,47)
33.025.475,95
2.177.995,58
745.110,95
347.581.708,46
25.487,46
(719.623,49)
6.649.965,71
4.281.728,04
124.827.247,27
118.462.976,64
2.251.775.589,20
3.029.649,19
701.426,47
11.131.290,64
(2.208.931.684,35)
41.889.449,85
51.934,92
857.510,95
80.594,03
(776.916,92)
6.649.965,71
9.573.387,52
70.840,85
70.840,85
347.219.607,87
367.040.094,91
1.253.237.274,59
9.573.387,52
1.885,29
1.885,29
370.144.977,69
1.328.138.824,12
Sayıştay
Soma Elektrik Üretim ve Ticaret Aġ (SEAġ)
31.12.2013 tarihli bilançosu
Pasif (Kaynaklar)
I-Kısa vadeli yabancı kaynaklar :
A-Mali borçlar
1-Banka kredileri
2-Finansal kiralama iĢlemlerinden borçlar
3-ErtelenmiĢ finansal kiralama borçlanma maliyetleri (-)
4-Uzun vadeli yabancı kredilerin anapara taksitleri ve faizleri
5-Tahvil, anapara borç taksitleri ve faizleri
6-ÇıkarılmıĢ bonolar ve senetler
7-ÇıkarılmıĢ diğer menkul kıymetler
8-Menkul kıymetler ihraç farkı (-)
9-Diğer mali borçlar
B-Ticari borçlar
1-Satıcılar
2-Borç senetleri
3-Borç senetleri reeskontu (-)
4-Alınan depozito ve teminatlar
5-Diğer ticari borçlar
C-Diğer borçlar
1-Ortaklara borçlar
2-ĠĢtiraklere borçlar
3-Bağlı ortaklıklara borçlar
4-Personele borçlar
5-Diğer çeĢitli borçlar
6-Diğer borç senetleri reeskontu (-)
D-Alınan avanslar
E-Yıllara yaygın inĢaat ve onarım hakediĢleri
1-Yıllara yaygın inĢaat ve onarım hakediĢ bedelleri
2-Yıllara yaygın inĢaat enflasyon düzeltme hesabı
F-Ödenecek vergi ve yükümlülükler
1-Ödenecek vergi ve fonlar
2-Ödenecek sosyal güvenlik kesintileri
3-Vadesi geçmiĢ ertelenmiĢ veya taksitlendirilmiĢ vergi ve diğer yük.
4-Diğer yükümlülükler
G-Borç ve gider karĢılıkları
1-Dönem karı vergi ve diğer yasal yükümlülükler karĢılıkları
2-Dönem karının peĢin ödenen vergi ve diğer yükümlülükleri (-)
3-Kıdem tazminatı karĢılıkları
4-Diğer borç ve gider karĢılıkları
H-Gelecek aylara ait gelirler ve gider tahakkukları
1-Gelecek aylara ait gelirler
2-Gider tahakkukları
I-Diğer kısa vadeli yabancı kaynaklar
1-Hesaplanan KDV
2-Diğer KDV
3 Sayım ve tesellüm fazlaları
4-Diğer çeĢitli yabancı kaynaklar
Kısa vadeli yabancı kaynaklar toplamı
(Ek:9/c)
Önceki dönem
TL
Ayrıntısı
Tümü
Cari dönem
TL
Ayrıntısı
Tümü
-
-
32.198.271,47
30.351.525,67
31.882.671,21
29.895.222,65
315.600,26
456.303,02
173.049,36
35.905.432,24
24.779.347,58
65,17
172.984,19
576,76
11.125.507,90
0,18
-
-
2.445.706,18
1.090.645,89
1.354.974,71
7.110.221,93
5.227.030,81
1.883.191,12
85,58
4.575.542,07
-
-
16.965.271,54
8.743.750,02
(13.268.303,58)
9.100.095,63
16.965.271,54
-
-
39.392.569,26
90.332.451,38
Sayıştay
Soma Elektrik Üretim ve Ticaret Aġ (SEAġ)
31.12.2013 tarihli bilançosu
Pasif (Kaynaklar)
II-Uzun vadeli yabancı kaynaklar :
A-Mali borçlar
1-Banka kredileri
2-Finansal kiralama iĢlemlerinden borçlar
3-ErtelenmiĢ finansal kiralama borçlanma maliyetleri (-)
4-ÇıkarılmıĢ tahviller
5-ÇıkarılmıĢ diğer menkul kıymetler
6-Menkul kıymetler ihraç farkı (-)
7-Diğer mali borçlar
B-Ticari borçlar
1-Satıcılar
2-Borç senetleri
3-Borç senetleri reeskontu (-)
4-Alınan depozito ve teminatlar
5-Diğer ticari borçlar
C-Diğer borçlar
1-Ortaklara borçlar
2-ĠĢtiraklere borçlar
3-Bağlı ortaklıklara borçlar
4-Diğer çeĢitli borçlar
5-Diğer borç senetleri reeskontu (-)
6-Kamuya olan ertelenmiĢ ve taksitlendirilmiĢ borçlar
D-Alınan avanslar
E-Borç ve gider karĢılıkları
1-Kıdem tazminatı karĢılıkları
2-Diğer borç ve gider karĢılıkları
F-Gelecek yıllara ait gelirler ve gider tahakkukları
1-Gelecek yıllara ait gelirler
2-Gider tahakkukları
3-Negatif konsolidasyon Ģerefiyesi
G-Diğer uzun vadeli yabancı kaynaklar
1-Gelecek yıllara ertelenen veya terkin edilecek KDV
2-Diğer uzun vadeli yabancı kaynaklar
Uzun vadeli yabancı kaynaklar toplamı
Yabancı kaynaklar toplamı
III-Öz kaynaklar
A-ÖdenmiĢ sermaye
1-Sermaye
2-ÖdenmemiĢ sermaye (-)
3-Sermaye düzeltmesi olumlu farkları
4-Sermaye düzeltmesi olumsuz farkları (-)
B-Sermaye yedekleri
1-Hisse senedi ihraç primleri
2-Hisse senedi ihraç iptal kârları
3-Diğer sermaye yedekleri
C-Kâr yedekleri
1-Yasal yedekler
2-Statü yedekleri
3-Olağanüstü yedekler
4-Diğer kar yedekleri
5-Özel fonlar
D-GeçmiĢ yıllar kârları
E-GeçmiĢ yıllar zararları (-)
F-Dönem net kârı (zararı)
1-Teşebbüsün net karı ( zararı)
1-Azınlık payları net karı (zararı)
Öz kaynaklar toplamı
IV-Azınlık payları
Pasif (kaynaklar) toplamı
(Ek: 9/d)
Önceki dönem
TL
Ayrıntısı
Tümü
35.005,85
34.134.558,64
50.000,00
Cari dönem
TL
Ayrıntısı
Tümü
-
-
35.005,85
-
-
-
34.134.558,64
41.583.780,66
-
-
-
-
34.169.564,49
73.562.133,75
41.583.780,66
131.916.232,04
168.365,18
118.365,18
-
25.140.425,96
41.583.780,66
25.140.425,96
50.000,00
118.365,18
27.894.682,93
168.365,18
-
27.894.682,93
1.126.832.745,15
1.126.832.745,15
27.533.604,55
41.326.798,82
1.179.675.140,84
1.196.222.592,08
1.253.237.274,59
1.328.138.824,12
Sayıştay
(Ek:9/e)
Bilanço Dipnotları
1-Kayıtlı sermaye sistemini kabul etmiĢ bulunan ortaklarda kayıtlı sermaye tavanı
50.000,00 TL
2-Yönetim Kurulu BaĢkan ve üyeleri ile ilgili Genel Müdür, Genel Koordinatör, Genel müdür
yardımcıları ve Genel sekreter gibi üst yöneticilere:
a)Cari dönemde verilen her çeĢit avans ve borcun toplam tutarı :
b)Cari dönem sonundaki avans veya borcun bakiyesi
:
3-Aktif değerlerin toplam sigorta tutarı:
41.583.780,66 TL
4-Alacaklar için alınmıĢ ipotek ve diğer teminatların toplam tutarı:
24.192.706,58 TL
5-Yabancı kaynaklar için verilmiĢ ipotek ve diğer teminatların toplam tutarı
13-Sermayeyi temsil eden hisse senetlerinin dökümü:
Hisse adedi
Taahhüt edilen sermaye
5.000
50.000 TL
Ödenen sermaye
50.000 TL
15-ĠĢletme sahibinin veya sermayesinin %10 ve daha fazlasına sahip ortaklarının:
Adı
EÜAġ Genel Müdürlüğü
Pay oranı
% 100,00
Pay tutarı
50.000,00
17-Stok değerleme yöntemi:
a)Cari dönemde uygulanan yöntem : Ağırlıklı ortalama maliyet.
b)Önceki dönemde uygulanan yöntem : Ağırlıklı ortalama maliyet.
c)Varsa, cari dönemdeki yöntem değiĢikliğinin stoklarda meydana getirdiği artıĢ (+)
veya azalıĢ (-) tutarı :
18-Cari dönemdeki maddi duran varlık hareketleri :
a)Satın alınan, imal veya inĢa edilen maddi duran varlıkların maliyeti: 15.682.027,05 TL
b) Elden çıkarılan veya hurdaya ayrılan maddi duran varlıkların maliyeti :
c) Cari dönemde ortaya çıkan yeniden değerleme artıĢları :
-Varlık maliyetlerinde (+)
:
-BirikmiĢ amortismanlarda (-)
:
20-Cari dönemdeki ortalama personel sayısı :
7 Memur, 126 sözleĢmeli personel, 741 iĢçi olmak üzere toplam 874 kiĢi
30-Bilançonun onaylanarak kesinleĢtiği tarih : 21.04.2014
Sayıştay
(Ek:10/a)
Soma Elektrik Üretim ve Ticaret Aġ (SEAġ)
2013 Yılı Gelir Tablosu
Gelir ve giderler
A-Brüt satıĢlar
Önceki dönem
TL
Cari dönem
TL
801.605.687,90
702.951.284,42
57.716.681,74
69.680.875,93
C-Net satıĢlar
743.889.006,16
633.270.408,49
D-SatıĢların maliyeti (-)
649.525.772,93
544.214.051,81
B-SatıĢ indirimleri (-)
Brüt satıĢ kârı veya zararı
E-Faaliyet giderleri (-)
94.363.233,23
10.039.120,90
Faaliyet kârı veya zararı
F-Diğer faaliyetlerden olağan gelir ve kârlar
G-Diğer faaliyetlerden olağan gider ve zararlar
89.056.356,68
11.019.800,55
84.324.112,33
78.036.556,13
14.871.218,80
7.733.458,08
34.763,27
38.262,74
H-Finansman giderleri (-)
Olağan kâr veya zarar
Ġ-Olağan dıĢı gelir ve kârlar
J-Olağan dıĢı gider ve zararlar (-)
Dönem kârı veya zararı
K-Dönem kârı vergi ve diğer yasal yükümlülük karĢ.(-)
Dönem net kârı veya zararı
99.160.567,86
85.731.751,47
3.454.933,32
2.444.399,03
66.338.146,61
34.646.358,66
36.277.354,57
53.529.791,84
8.743.750,02
12.202.993,02
27.533.604,55
41.326.798,82
Sayıştay
(Ek:10/b)
Gelir Tablosu Dipnotları
1-Dönemin tüm amortisman giderleri ile itfa ve tükenme payları:22.286.861,81 TL.
a) Amortisman giderleri : 22.286.861,81 TL
aa) Normal amortisman giderleri 22.286.861,81 TL
bb) Yeniden değerlemeden doğan amortisman giderleri :
b) Ġtfa ve tükenme payları :
5-Ana kuruluĢ, ana ortaklık , müessese, bağlı ortaklık ve iĢtiraklerden yapılan
(Toplam tutar içindeki payları %20’yi aĢanlar ayrıca gösterilecektir.)
TETAġ :
satıĢlar
691.842.226,72 TL
7-Yönetim kurulu baĢkan ve üyeleriyle genel müdür, genel koordinatör, genel müdür
yardımcıları gibi üst yöneticilere cari dönemde sağlanan ücret ve benzeri menfaatlerin toplam
tutarı:
381.589,49 TL.
9-Stok maliyet hesaplama sistemleri (safha veya sipariĢ) ve stok değerleme yöntemleri
(ağırlıklı ortalama maliyet, ilk giren ilk çıkar, hareketli ortalama maliyet v.s.gibi)
Maliyet Hesaplama Sistemi : Safha (evre) Maliyet Sistemi.
Stok Değerleme Yöntemi
: Ağırlıklı Ortalama Maliyet Yöntemi.
12-Önceki döneme iliĢkin gelir ve giderler ile önceki döneme ait gider ve zararların tutarlarını
ve kaynakları gösteren açıklayıcı not :
Önceki Dönem Gelir ve Karları: 804.612,29TL. (Personelin istihkak ve sosyal
harcamaları ile icra gelirleri)
Önceki Dönem Gider ve Zararları: 6.319.713,30 TL. (Personelin istihkak ve sosyal
harcamalar, emekli sosyal yardım zammı, emekli ikramiyesi, ĠĢçi kıdem tazminatı ve iĢçi
hizmet teĢvik primi)
Sayıştay
(Ek:11)
Kâr dağıtım tablosu
Dönem kârının dağıtımı
A-Dönem kârının dağıtımı
1-Dönem kârı
2-Ödenecek vergi ve yasal yükümlülükler (-):
-Kurumlar vergisi
-Gelir vergisi kesintisi
-Diğer vergi ve yasal yükümlülükler
Net dönem kârı
3-GeçmiĢ dönemler zararı (-)
4-I.Tertip yasal yedek akçe (-)
5-ĠĢletmede bırakılması ve tasarrufu zorunlu yasal fonlar (-)
Dağıtılabilir net dönem kârı
6-Ortaklara birinci temettü (-):
-Adi hisse senedi sahiplerine
-Ġmtiyazlı hisse senedi sahiplerine
7-Personele temettü (-)
8-Yönetim kuruluna temettü (-)
9-Ortaklara ikinci temettü (-):
-Adi hisse senedi sahiplerine
-Ġmtiyazlı hisse senedi sahiplerine
10-Ġkinci tertip yedek akçe (-)
11-Statü yedekleri (-)
12-Olağan üstü yedekler (dağıtılmamıĢ kârlar)
13-Diğer yedekler
14-Özel fonlar
B-Yedeklerden dağıtım:
1-Dağıtılan yedekler
2-II.Tertip yasal yedekler (-)
3-Ortaklara pay (-) :
-Adi hisse senedi sahiplerine
-Ġmtiyazlı hisse senedi sahiplerine
4-Personele pay (-)
5-Yönetim kuruluna pay (-)
C-Hisse baĢına kâr:
1-Adi hisse senedi sahiplerine (TL %)
2-Ġmtiyazlı hisse senedi sahiplerine (TL %)
D-Hisse baĢına temettü:
1-Adi hisse senedi sahiplerine (TL %)
2-Ġmtiyazlı hisse senedi sahiplerine (TL %)
Cari dönem
Bin TL
53.530
12.203
41.327
41.327
3
37.192
4.132
Sayıştay
Raporun ilgili bölümlerinde yer alan diğer öneri ve tavsiyelerin listesi
Öneri no
1
2
3
4
Bölüm
Konu
(Ek: 12)
Sayfa
ġirketin özelleĢtirme kapsamında bulunduğu göz
Ġdari bünye önünde tutularak, EÜAġ ile birlikte yürütülen 5
çalıĢmalar sürdürülerek Ģirketin kullanımındaki
taĢınmazların tapu tescil iĢlemlerinin bir an önce
tamamlanması,
ÇalıĢanların beden ve ruh sağlığı ve kullanılmayan
Ġdari bünye izinlerin oluĢturacağı mali külfet de dikkate alınarak, 8
iĢçilere yıllık ücretli izin hakkının zamanında
kullandırılması hususunun titizlikle takibi,
Tedarik
ĠĢleri
Tedarik
ĠĢleri
Bütünlük arz eden büyük bakım onarım ve tadilat
iĢlerinin, bölünmeden bütünlük içinde ihale edilmesi, 22
iĢletme bütçesinin ve yatırım ödeneklerinin amaca
uygun kullanılması, dolayısıyla üretim maliyetinin ve
sabit kıymetlere dahil edilecek giderlerin sağlıklı
tespitinin yapılması ve kayıt altına alınması,
Hizmet alımı suretiyle yaptırılan iĢlerde aksama
olmaması için; süre uzatımından, doğrudan temin ve 26
pazarlık usulü ile iĢ yaptırılmasından kaçınılması,
sözleĢme sürelerinin iĢe uygun tespit edilmesi, iĢlerin
sözleĢme süresi içinde tamamlanması, yeni ihalelerin
mevcut sözleĢme süresinin bitiminden önce
sonuçlandırılması, hususlarında gerekli tedbirlerin
alınması,
ġirketin stokları ile ilgili olarak;
5
Tedarik
ĠĢleri
-Öncelikle ambarla ilgili olarak, ana ortaklık EÜAġ ve
bağlı iĢletmeleri ile diğer bağlı ortaklıklarla entegre 28
bilgisayar ortamında stok kontrol programının
oluĢturulması için ana kuruluĢ nezdinde giriĢimlerde
bulunulması,
-Ambarlarda ve sahada, uzun zamandır hareket
görmeyen malzemelerin tespitinin yapılarak amacına
uygun değerlendirilmesi,
-Stok ambarlarının gerekli bakımlarının yapılarak
fiziki Ģartlarının düzeltilmesi, hurdaya ayrılacak
malzemelerin
komisyon
marifetiyle
tespitinin
yapılarak, hurda ambarının oluĢturulması, hurdaya
Sayıştay
ayrılan malzemelerin MKE’ye devrinin sağlanması
için gerekli giriĢimlerde bulunulması,
6
7
8
9
10
11
Üretim ve
maliyetler
Üretim ve
maliyetler
Üretim ve
maliyetler
Üretim ve
maliyetler
TEĠAġ’a daha fazla iletim sistem kullanım ve sistem
iĢletim bedeli ödenmemesi için; SEAġ’ın yıllık üretim
programı ile ünitelerin revizyon ve rehabilitasyon 32
çalıĢmaları da dikkate alınarak Bağlantı ve Sistem
Kullanım AnlaĢmasında yer alan maksimum alıĢ
kapasite değerinin düĢürülmesi ve/veya arttırılması
hususunda Bağlantı ve sistem kullanım yönetmeliğine
göre zamanında TEĠAġ’a baĢvurulması,
Soma Termik Santrallerinde 2013 yılında
%14,8 seviyesinde gerçekleĢen iç tüketim
düĢürülmesini teminen kazan ve diğer
tesislerin enerji tüketimlerinin izlenmesi
tesislerin enerji tüketimlerinin azaltılması
gerekli önlemlerin alınması,
ortalama
oranının 33-34
yardımcı
ve bu
yönünde
SEAġ santraline su sağlayan SeviĢler barajı su hattı ile
santral arasındaki 75 metre civarındaki kot farkının (su 34
düĢüsü) enerji üretim potansiyelinin belirlenmesi ve bu
iĢlerin fayda maliyet analizinin yapılması yönünde
gerekli çalıĢmaların tamamlanması,
Mart 2010 yılından beri fiili üretimi bulunmayan 44
MW kurulu gücündeki Soma A termik santralı ile ilgili 36-37
olarak, Ar-Ge kapsamında çalıĢma yapılacak ise,
TEĠAġ’a, iletim sistem kullanım ve sistem iĢletim
bedelinin ödenip ödenmeyceği hususunda, EPDK ve
Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı nezdinde
giriĢimlerde bulunulması,
Üretim ve
maliyetler
Soma termik santralinin 1-4 üniteleri ile 5-6 üniteleri
besleyen kömür park sahalarındaki harmanlama ve bu 42-43
ünitelere sevk edilen kömürden numune alma
iĢlemlerinin usulüne uygun olarak yapılması,
Üretim ve
maliyetler
Santral ünitelerine ait curufta yanmamıĢ karbon
oranlarındaki
yüksekliğin
nedenlerinin
tespiti
hususunda 14D090020 nolu “Soma B termik Santralı 43-44
Ünite
Kazanları
ve
Yardımcı
Tesisilerinde
Emreamadeliği DüĢüren Sebeplerin AraĢtırılması”
Sayıştay
projesinin bir an önce sonuçlandırılması ve buna göre
gerekli tedbirlerin alınması,
12
13
Üretim ve
maliyetler
Üretim ve
maliyetler
14
Üretim ve
maliyetler
15
Üretim ve
maliyetler
16
Üretim ve
maliyetler
SEAġ’ın sanayi sicil belgesi bulunmasına rağmen
tarifesi sanayi abonesine göre yüksek olan ticarethane
abone grubunda yer alan 32329371 nolu abonenin daha 45-46
fazla elektrik enerjisi bedeli ödememesi için sanayi
sicil belgesinin Gediz Elektrik Dağıtım Aġ’ne ibraz
edilerek sanayi abone grubuna geçirilmesi,
SEAġ tarafından iĢletilen ve birden fazla müĢterinin
ortak kullanımında bulunan branĢman hattı ve
müĢtemilatının Ortak Kullanım Haline Gelen Elektrik
Dağıtım Tesislerinin Elektrik Dağıtım ġirketlerince 46-47
Devralınmasına Dair Usul ve Esaslar gereği bölgedeki
dağıtım Ģirketi Gediz EDAġ tarafından devralınması,
ortak sayaç üzerinden elektrik enerjisi kullanmaya
devam edilen sosyal tesislerdeki lojmanlar ile
iĢyerlerine Elektrik Piyasası MüĢteri Hizmetleri
Yönetmeliği gereği bölgesel dağıtım Ģirketi ile
perakende satıĢ sözleĢmesi yaptırılması,
SEAġ’a ait iĢyerlerinde ĠĢ sağlığı ve güvenliğine
yönelik eksikliklerin giderilmesi için gerekli 47
önlemlerin tamamlanması,
Elektrik Piyasası MüĢteri Hizmetleri Yönetmeliği’nin
16’ıncı maddesi kapsamında 32329371 ile 32334638 47-48
nolu aboneliklere reaktif bedel ödenmemesi için bu
tesislerin periyodik bakımların zamanında yapılması ile
gerekli tedbirlerin alınması,
Kül satıĢı yapılan firmaların bölgesel dağıtım Ģirketi ile
olan aboneliklerinin iptal ettirilmesi ile kül satıĢı için
ihtiyaç duyulan elektrik enerjisinin SEAġ’ın üretim 48
lisansı kapsamında bölgesindeki perakende satıĢ lisansı
sahibi dağıtım Ģirketince uygulanan tarife üzerinden
elektrik enerjisi satıĢını ayrı hesap tutmak kaydıyla bu
firmalara elektrik enerjisinin satılması,
Termik santrallerde oluĢan katı atıkların daha verimli
ve ekonomik bir Ģekilde depolanabilmesini teminen;
17
Üretim ve
maliyetler
- Ġlgili çevre mevzuatı kapsamında bu atıkların yakın
çevrede iĢletilen mevcut kömür ocaklarındaki açık kazı
sahalarına dökümü ile yeraltında dolgu maddesi olarak
kullanılması hususlarının değerlendirilerek, konu
49-53
hakkında gerekli giriĢimlerde bulunulması,
- Kül depolama sahaları ile ilgili olarak sulu nakil
Sayıştay
yerine bantla nakliye sistemlerinin kullanımına yönelik
TÜBĠTAK ile EÜAġ arasında yapılan “Soma B termik
santralı sulu kül sevk sisteminin bant konveyör
sistemine dönüĢtürülmesi” danıĢmanlık hizmeti
kapsamında
TÜBĠTAK
tarafından
hazırlanan
08.04.2014 tarihli raporun SEAġ’ça değerlendirilerek
konuya bir çözüm getirilmesi,
18
19
Üretim ve
maliyetler
Yatırımlar
Sürekli baca gazı ölçüm sistemlerinin sağlıklı bir
Ģekilde çalıĢabilmesini teminen; basınçlı hava 53-54
sistemindeki tüm teçhizatın bakımlarının yapılarak
üretilen basınçlı havadaki yağ ve su kaçaklarının
önlenmesi, ölçüm sistemindeki aksaklıkların bir an
önce tamamlanarak kesin kabul sürecine geçilmesi,
Yatırım ihtiyaçlarının önem ve aciliyetleri dikkate
alınarak önceliklerin titizlikle belirlenmesi, maksimum 66
fayda sağlayacak Ģekilde projelendirilmesi, ihale alt
yapılarının özenle hazırlanarak ihalelerin zamanında
yapılması.

T.C. A D A L E T B A K A N L I Ğ I EĞĠTĠM DAĠRESĠ BAġKANLIĞI

Köşe Taşları Fiyatları, Köşe Taşları Modelleri

orta ve doğu avrupa ülkelerġnde yüksek devlet memurluğu ġçġn bġr

Faaliyet Raporu 2014 3. Çeyrek

ticarethane satış sözleşmesi

Untitled - Zorlu Enerji

YXC8VZ3V (TSE) 2XSEYFGY (IEC)

1- İŞ GSYO 31 Aralık 2013 Faaliyet raporu

T.C. MALATYA VALİLİĞİ Ġl Planlama ve Koordinasyon Müdürlüğü

Birleşmeye İlişkin Yönetim Kurulu Kararı

BORSA ĠSTANBUL A.ġ. 31/03/2015 TARĠHLĠ