Doğalgaz, dünyada ve ülkemizde kullanımı çok hızlı artan bir üründür. Dünya enerji tüketiminde % 23,7’lik payıyla petrol ve kömürün ardından üçüncü kaynak durumundadır.Dünya’da doğalgaz rezervlerinin yarısından fazlası Rusya ve Ortadoğu’da bulunmaktadır. Ülke bazında baktığımızda; Rusya 44,6 trilyon metreküp rezerviyle ilk sırada yer alırken, onu 33,1 trilyon metreküplük rezerviyle İran ve 25 trilyon metreküplük rezerviyle Katar izlemektedir.

BP tarafından yayınlanan “2030 Yılı Enerji Görünümü Raporu”na göre; 2030 yılına kadar dünyada en hızlı tüketim artışının yıllık yaklaşık % 2 gibi bir oranla doğalgazda olması öngörülmektedir. Uluslararası Enerji Ajansı ise; santrallerdeki verimli kullanımı nedeniyle önemi daha da artan doğalgazın birincil enerji tüketiminde % 21 dolaylarında olan mevcut payının 2035 yılında % 25’e çıkacağını tahmin etmektedir. 

Etrafımızda doğalgaz konusunda bu kadar şanslı ülkeler bulunurken ne yazık ki ülkemiz bu kadar şanslı değildir. Ülkemizin mevcut doğalgaz rezervi 7,2 milyar metreküp gibi komşularımıza göre son derece düşük bir rakamdır. Üretimimiz ise daha da az, 793 milyon metreküptür. Bunun sonucu olarak da ihtiyacımız olan doğalgazın % 98,2’sini ithal ediyoruz.Bu kadar dışa bağımlı olmamıza karşın ülkemizin enerji tüketimi içinde % 31 pay ile doğalgaz birinci sırada yer almaktadır. Son 10 yılda doğalgaz tüketiminin yaklaşık 2,3 kat arttığı görülmektedir.  Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığımız tarafından yapılan projeksiyonlara göre; 2020 yılında doğalgazın toplam enerji tüketimi içindeki payının % 34,9’dan % 26,7’ye düşeceği öngörülmektedir. 
 
Doğalgazın kullanımına baktığımızda ise % 48 ile elektrik birinci sırada yer alırken, sanayide ve ısınmada kullanım oranı aynı, % 26’dır. Doğalgazda tamamen dışa bağımlı olmamız nedeniyle arz güvenliği ve rekabet koşullarının sağlanmasını bizim için hayati önem taşımaktadır. Dışa bağımlı olduğumuz bu sektörde bir yandan tamamen dışımızdaki sorunlar ile uğraşırken diğer yandan da ülkemizde başka sorunlarla uğraşılmaktadır.
 
Bu nedenle; bu zamana kadar elektrik üreticilerinin tamamını kapsayan farklı dernekler mevcut olmakla birlikte, doğalgaz santralleri özelinde oluşturulan ilk dernek olma özelliğini taşıyan Anadolu ve Trakya Doğalgaz Santralleri Derneği’miz kurulmuştur. Santrallerimizin en önemli sorunlarının başında; maliyetlerinin yüksek olması geliyor. Piyasada oluşan doğalgaz fiyatlarının düşük kalması sebebi ile çalışma süreleri azalmakta, bunun sonucunda da santrallerin inşasında kullanılan kredilerin geri ödemesinde büyük problemler yaşanmaktadır.
 
Bu durumda firmaların iflasları gündeme geldiğinde, kurulu güç açısından da problemler artmaya başlayacak ve arz güvenilirliği tehlike sinyalleri vermeye başlayacaktır.Firmaların doğalgaz temini için yaptığı anlaşmalarda belirtilen doğalgazı karşı taraftan alamamaları durumunda maliyetler daha da arttırmaktadır. Doğalgaz piyasası ile elektrik piyasası saatlerinin farklı olması nedeniyle doğalgaz tahmini için Botaş’a gönderilen değerlerin daha doğru tahmininin sağlanmasına yönelik olarak doğalgaz piyasası saatleri, elektrik piyasası saatlerine uygun hale getirilmesinin sağlanması gerekmektedir. Dengeleme Güç Piyasası’nda, Milli Yük Tevzi Merkezi’nden gelen çok kısa süreli talimatlar olması yada uzun süreli olan talimatların da talimat başlangıç saatinden çok kısa bir zaman sonra aniden geri çekilmesi işletme açısından büyük problemler yaratmaktadır. 
 
Ayrıca;
 
* Kamu enerji santralleri ve özel enerji santrallerine uygulanan gaz alışındaki farklı fiyat politikası,
* Doğalgaz ithalatçılarının önümüzdeki sene dolarla satış yapacağı,
* Kısıntı zamanlarında BOTAŞ ve TEİAŞ’ın farklı protokoller uygulaması sonucu işletmelerin cezai işleme maruz kalması,
* Doğalgaz anlaşmalarında damga vergisinin kaldırılması yönündeki çalışmaların mümkünse bu sene sonuna kadar yetiştirilmesi,
* Dernek olarak, doğalgazı Botaş’tan belli bir iskonto ile alıp alamayacağımız,
* Kapasite artırma sürecinde yaşanan sıkıntılar,
* Primer Frekans Tutma zorunluluğun 7x24 değil, sadece üniteler çalıştığı zaman aralığına indirgenmemesi,
* Maliyetlerinin piyasa Elektrik fiyatlarına göre çok yüksek olması,
* Piyasanın şeffaflaşması çalışmalarının daha da ileriye götürülmesi,
* Doğalgaz tüketim tahmininin santralleri zor durumda bırakması,
 
gibi oldukça önemli sorunlar mevcut olup acilen çözüm beklemektedir.
 
Türkiye’nin basit bir transit ülke olması anlayışı bir kenara bırakılmalı, doğalgaz taşıma ve ticaret merkezi olması anlayışına ulaşılmalıdır.Böylece komşu ülkelerle ticarette gaz ve elektriği kapsayacak şekilde piyasa oyuncularının iç piyasa dışında da ürünlerini satabilmesi imkanına kavuşması sağlanmalıdır.    
 
DOĞALGAZ PİYASASI İLE ELEKTRİK PİYASASININ FARKLI ZAMAN DİLİMLERİNDE ÇALIŞMASI 
 
Doğalgaz piyasası ile elektrik piyasasının farklı zaman dilimlerinde çalıştırılması, doğalgaz piyasasına yapılan tüketim bildirimlerinin elektrik piyasına (GÖP) yapılan satışların belli olmasından önce bildirilmesi gerektiğinden enerji santrallerinin doğalgaz tüketim bildirimlerinde sürekli pozitif/negatif dengesizliğe düşürülmesi ve cezai müeyyidelerle karşılaşılması söz konusu olmaktadır. Sisteme gore bir sonraki gün tüketilmesi planlanan doğalgaz miktarı, bir önceki gün saat 09.30’a kadar gaz tedarikçisine bildirilmek zorundadır. Oysaki santralin bir sonraki gün ne kadar elektrik üretimi yapacağı buna bağlı olarak ne kadar doğalgaz tüketeceği (tam kapanışta ikili anlaşma ile satılmamış ise) GÖP piyasasına sunulan satış tekliflerinin piyasa işletmecisi tarafından 14.00’de sonuçlandırılmasından sonar belli olmaktadır. Ayrıca sisteme göre enerji santralleri, Cuma sabahı, Cumartesi, Pazar ve Pazartesi günleri tüketeceği doğalgazın bildirimini yapmak zorundadır. Çok değişken bir piyasa yapısına sahip olan sistemde 3 ünlük üretim miktarlarını bilmeden gaz tüketim taahhütü vermek sektörü son derece risk altına sokmakta ve zorlamaktadır. Çözüm önerimiz; yetkili kamu kuruluşları doğalgaz bildirim saatini bir önceki gün 09.30 yerine, Elektrik Piyasası GÖP satış teklif sonuçları belirlendikten 30 dakika sonra (14.30) revize edilirse, hem santrallerin hem de gaz tedarikçilerinin dengesizliğe düşme durumları büyük miktarda azalacaktır. 
 
DOĞALGAZ TEDARİKÇİLERİ İLE ENERJİ SANTRALLERİ ARASINDA YAPILAN KONTRATLARDA AĞIR CEZAİ ŞARTLAR BULUNMASI
 
Doğalgaz tedarikçileri ile enerji santralleri arasında yıllık bazda yapılan kontratlarda ağır cezai şartlar bulunmaktadır. Günlük/aylık/yıllık bazdaki doğalgaz tüketim değerlerinin bir yıl öncesinden yapılan öngörülerine göre belirlenmesi ve piyasada yapısında oluşan gelişmeler neticesinde bu tahminlere meydana gelen değişmelerin sözleşme şartlarına göre enerji santralleri için ağır para cezalarına neden olması söz konusudur.
Bu sebeple bazı zamnlar sadece taahhütlü verilen gazı tüketmek amacıyla santrallerin çalıştırılmak zorunda bırakılması sektörü olumsuz etkilemektedirÇözüm önerimiz; doğalgaz kombine çevrim santrralleri için Anadolu ve Trakya Doğalgaz Santralleri Derneği’mizin üyeleri koordinasyonuyla hazırlanacak ve kabul edilebilir sözleşme maddelerinin bulunacağı bir doğalgaz tedarik sözleşmesi oluşturulması ve tedarikçi firmalara bu sözleşmenin matbu olarak dernek üyelerimiz tarafından kullanılmasının sağlanmasına destek olunmasıdır. 
 
GAZ KONTRAT DÖNEMLERİNDE GAZ TEDARİKÇİSİ BULMA SIKINTILARI
 
Anadolu ve Trakya Doğalgaz Santralleri Derneği’mizin üyeleri arasında kurulacak koordinasyon ile grup firmalar oluşturularak uygun sözleşme şartlarında yüksek hacimli gaz tedarikinin tek elden yapılmasının sağlanmasının çözüm getireceği düşünülmekte olup söz konusu önerimizin gerçekleştirilmesine yönelik destek olunmalıdır. Bunun için sektörde uygulanan çapraz sübvansiyonların kaldırılması, her malın gerçek değerinde piyasada işlem görmesi sağlanmalıdır. 
 
KISITLAR HARİCİNDEKİ TALİMATLAR
 
PMUM sistemine tabii olan tüm santrallere özellikle dengeleme piyasasinda piyasa işletmecisi tarafindan eşit koşullarda yaklaşilmamakta, kisitlar haricindeki talimatlarda sikintilar yaşanmaktadır. Bu tür durumların kayıt altına alınarak raporlanması ve sonrasında bu verilerin Derneğimiz aracılığıyla TEİAŞ/PMUM ile paylaşılması sağlanmalıdır. 
 
PRİMER FREKANS KONTROL KAPASİTESİNE YÖNELİK TALEPLER
 
TEİAŞ Yan Hizmetler Yönetmeliği’ne göre; primer frekans rezervi tutması gereken santrallerin, çalışmadığı zamanlarda da PFK tutmak zorunda olması, bu nedenle çoğu santralin PFK rezervini bu işi yapabilecek başka santrallerden yüklü bedeller karşılığında transfer etmek zorunda kalmaları ve bunun maliyetlerinin zaten oldukça yüksek olan birim maliyetlerine ilave bir kalem olarak gelmektedir. Elektrik Üreticilerinden “Primer Frekans Kontrol Hizmeti” adı altında %1 oranında kapasite ayrılması talep edilmektedir. Yani 60 MW büyüklüğündeki bir santral, yılın 365 gününün her 24 saati için 0,6 MW kapasiteyi TEİAŞ adına ayırmak ve santral çalışsa da çalışmasa da bu miktarı TEİAŞ için üretmek zorunda bırakılmaktadır. Üretemediği durumlar için de bu yükümlülüğü devretmesi istenmektedir. Yani anlaştığımız bir firma bu yükümlülüğü belli bir fiyat karşılığı devralmaktadır. Sözkonusu hizmet fiyatlaması dönemine bağlı olarak, 130-200 TL/MW aralığında gerçekleşebilmekte ve firmalarımıza ciddi ek maliyetler getirmektedir. Kapasite ayrılmadığı ya da bu yükümlülük devredilmediği zaman firma TEİAŞ tarafından EPDK’ya bildirilmekte ve çok ciddi cezalar sözkonusu olabilmektedir.Çözüm önerimiz; konu ile ilgili yönetmeliklerin uygun şekilde değiştirilmesi için TEİAŞ ve EPDK’nın düzenlemeler yapması beklenmektedir.
Bu konuda TEİAŞ ve EPDK nezdine bir çalışmanın halihazırda yürütülmekte olduğu bilinmektedir. Ancak sürecin hızlandırılması, bazı konularda yönetmelik maddelerinin lehimize olacak şekilde revize edilmesi sağlanmalıdır. PFK kapasitesinin de çalışılan durumda ayrılması, çalışılmadığı zamanlar için zorunlu bırakılmamasını ya da firmalara bu kadar büyük yük getirmeyecek başka bir uygulama getirilmesini talep etmekteyiz. 
 
BOTAŞ’IN SERBEST TÜKETİCİLERE UYGULANAN DOĞALGAZ SATIŞ TARİFESİ’NDE MEYDANA GELEN ZAMLAR
 
BOTAŞ tarafından Serbest Tüketicilere Uygulanan Doğalgaz Satış Tarifesi’nde 1 Ekim’den geçerli olmak üzere % 9 oranında zam yapılmıştır.  Ayrıca, Enerji Piyasası Düzenleme Kurumu’nun 25.09.2014 tarihli ve 5234 sıra no’lu kararı doğrultusunda; İzmirgaz’ın, yıllık 10.000.001 m3 ve üzeri tüketim miktarına sahip olan Kademe-3 müşterilerine uygulayacağı Sistem Kullanım Bedeli üst sınırı, 2014 Ekim ayı için 0,019540 TL/m3 olarak belirlenmiş olup Eylül ayı için 0,002724 TL/m3 olan Sistem Kullanım Bedeli, söz konusu kararla birlikte Ekim ayında % 617,32 zamlı olarak uygulanmıştır.  Kullanılan doğalgazın maliyeti ÖTV ile birlikte yaklaşık % 11 düzeyine erişmektedir.Bu durum, santrallerimizin rekabet koşullarını zorlaştırmakta ve mali yönden büyük bir yük getirmekte, sektörde faaliyet gösteren üyelerimizin mağduriyetine yol açmaktadır. Bu kapsamda; yüksek maliyetlere yönelik mağduriyetlerin giderilmesi talep edilmektedir. 
 
DOĞALGAZ KOMBİNE ÇEVRİM SANTRALLERİNE ENERJİ SATIŞI İÇİN FARKLI FİYATLANDIRMA UYGULANMASI
 
Özellikle 0-100 MW arası kurulu gücü olan Doğalgaz Kombine Çevrim Santralleri’nin doğalgaza endeksli olan birim üretim maliyetlerinin piyasadaki diğer enerji santrallerine  göre oldukça yüksek olması ve bu nedenle uzun vadeli enerji artışı ile günlük satışlarda PMUM sisteminde oluşan saatlik satış fiyatlarının üretim maliyetlerini karşılayamayacak seviyelerde oluşmasından ötürü santrallerin yılın uzun dönemlerinde üretim yapmaması yada sadece sabit giderlerini karşılayabilmek için maliyetine veya az bir zararı göze alarak çalıştırılması önemli bir sorundur. Çözüm önerimiz; Türkiye’de üretilen elektrik enerjisinin özellikle puant dönemlerde % 45-50’sine yakın miktarının doğalgaz santrallerinden karşılandığı göz önüne alındığında, aslında Doğalgaz Kombine Çevrim Santralleri’nin sistem içerisindeki önemi ve ne kadar kritik bir pozisyonu doldurduğu bilinmektedir. Yüksek emre amade kapasiteleri ve hızlı devreye grime/çıkma özellikleri ile enterkonnekte sistemdeki tüm dengesizlikler genelde bu tip santrallerin işletmeye alınması veya devreden çıkartılması ile sağlanmaktadır. Bu özelliklere sahip santrallere enerji satışı için farklı fiyatlandırma uygulanması konusunda görüşmeler yapılmalıdır. 
 
BOTAŞ’A BİLDİRİLEN AYLIK DOĞALGAZ TÜKETİM TALEPLERİ
 
Her yılın Eylül-Ekim aylarında, BOTAŞ’a bir sonraki yıl için aylık doğalgaz tüketim talepleri bildirilmektedir. Buna göre de bir sonraki yılın doğalgaz sözleşmesi yapılmakta, BOTAŞ tarafından 2015 yılı için verilen doğalgaz tahminlerinin elektrik üretimi amacıyla talep edilen doğalgaz miktarının, yılın her bir çeyrek dönemindeki toplamının, ölçüm sistemi bazında toplam elektrik üretimi amaçlı talep miktarının % 25’ini geçmeyecek şekilde verilmesi istenmektedir. Ancak, çeyrek dönemler için verilen toplam tüketim miktarı yıllık tüketimin % 25’ini geçmemesi gerekmesine rağmen, santrallerin Temmuz, Ağustos, Eylül  çalışma saati dolayısı ile doğalgaz tüketimleri ile Ekim Kasım Aralık miktarının aynı olması mümkün olmamaktadır.  Santrallerin çalışma prensibi gereği yaz ve kış dönemlerinde daha fazla çalışması nedeniyle bu kısıntı problem yaratmaktadır. Başka bir ifadeyle, doğalgaz teminine konan bu kısıntının enerji ihtiyacı döneminde elektrik üretimine konması söz konusu olmaktadır. Bu kapsamda; söz konusu uygulamanın düzeltilmesi talep edilmektedir. 
 
FİNANSAL SIKINTILARI BULUNAN DOĞALGAZ SANTRALLERİNE YÖNELİK DESTEKLER
 
Özellikle son 3-4 sene içerisinde devreye alınan Doğalgaz Kombine Çevrim Santralleri’nin hiçbiri, yatırım dönemi öncesi yapılan fizibilitelerle kesinlikle örtüşmeyen bir maliyette çalışmakta ve dolayısıyla yapılan fizibilitelere göre en azından kendi kredi borcunu ödemesi hedeflenen tesislerin hiçbirisi kredi borcunu bile ödemeyecek şekilde piyasada varlıklarını sürdürmektedir. Bu şirketler arkalarında bulunan ortak grup şirketlerinin desteği ile ayakta kalmaya çalışmaktadırlar. Bu şekilde finansal sıkıntıları bulunan ve kredi borçları devam eden şirketler için devlet kuruluşlarının bazı destekleyici paketler ve yapılandırmalar sağlaması gerekmektedir. 
 
BOTAŞ TARAFINDAN UYGULANACAK KISINTILARIN DAHA ERKEN BİR ZAMANDA SANTRALLERE BİLDİRİLMESİ
 
BOTAŞ tarafından uygulanacak kısıntılar, elektrik piyasasındaki yükümlülüklerin yerine getirilebilmesi ve dengesizliğe düşülmemesi açısından üretim santrallerine minimum 48 saat önceden bildirilmelidir.Ayrıca; kısıntıların nedenleri, nasıl yönetildiği ve tekrarlanmaması için ne gibi tedbirler alındığı hususunda şeffaf bir tutum sergilenmeli ve sektörle sürekli bilgi paylaşımı yapılmalıdır.Doğalgaz arzında sıkıntı yaşanan dönemlerde, BOTAŞ tarafından üretilen çözümler piyasanın ihtiyaçlarına tam olarak yanıt vermemektedir.
Örneğin; BOTAŞ özellikle darboğaz yaşandığı anda doğal gaz santrallarının o günkü fiili üretim durumunu dikkate alarak çekilen gaz miktarının % 50 oranına indirilmesini talep etmektedir. Böyle bir uygulamanın pratikte çok fazla uygulanabilir ve adil olduğunu söylemek mümkün değildir.Her şeyden önce, söz konusu kısıntılar uygulanırken elektrik piyasalarının kurallarının işletilmekte olduğu ve santrallerin bu piyasaya bağlı yükümlülüklerini sürdürdüğü hatırlanmalıdır. Doğalgaz kısıntısının, elektrik piyasasındaki yükümlülükler ve koşullar görmezlikten gelinerek yapılması, santrallerin büyük maddi kayıplara uğramalarına neden olmaktadır. Diğer taraftan, kısıntıların nasıl yönetildiği konusu yeterince şeffaf olmadığı için, tüm müşterilere aynı şartlarda kısıntı uygulanmadığı ve uygulamalar arasında farklılıklar olduğu yönünde soru işaretleri oluşmaktadır.Bu çerçevede, yaşanan sıkıntıların önümüzdeki dönemlerde de devam etmemesi ve elektrik üretim santrallerinin artık altından kalkamayacakları zararlara maruz kalmamaları için aşağıdaki makul çözümlerin bu tarz durumlarda göz önüne alınmasında yarar bulunmaktadır.Ayrıca; kısıntı oranlarının sözleşmelerde belirtilen günlük çekiş miktarı üzerinden uygulanması, 6446 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu’nda öngörülen “eşit taraflar arasında ayrım gözetmeme” ilkesine aykırı bir durum oluşturmaktadır. Özetle; enerji piyasası katılımcılarının (üretim şirketlerinin) sözleşmelerindeki doğalgaz talepleri, olası piyasa riskleri öngörülerek hesaplanmış bütçelerindeki üretimlerine uygun doğalgaz çekiş miktarları olarak belirlenmiş olup, normal kurulu güçleri ölçüsünde değildir. BOTAŞ’ın ülke arz güvenliği noktasında bir mücbir sebep gibi uyguladığı doğal gaz kısıntılarında, sözleşmelerindeki doğalgaz çekiş taahhüdü öngörülerek hesaplanmasının doğru olmayacağı kanaatindeyiz. Bu nedenle, bundan sonraki olası kısıntıların tüm santrallere kurulu güçleri dikkate alınarak bildirdikleri maksimum çekiş miktarı üzerinden uygulanması hakkaniyetli olacağı düşünülmektedir. Yanısıra; doğalgaz kısıntı sürecinde, talimatın yayınlandığı ilk güne mahsuben istemeden yaşanan dengesiz çekişlerde sözleşmelere göre uygulanacak birim fiyata, fazla çekiş miktarına “% 20 eklenerek uygulanır” savının uygulanmaması, üretim şirketlerinin kendi kontrolü dışında karşılaştığı olası zararlarının etkisini azaltacaktır. 
 
ELEKTRİK PİYASASI YAN HİZMETLER YÖNETMELİĞİ’NDE DEĞİŞİKLİK YAPILMASI
 
EPDK’nın TEİAŞ’ın önerisi olan sadece çalışma olduğu saatlerde primer frekans katılım zorunluluğu olması, çalışılmayan saatlerde bu sorumluluğunun olmaması hususunu kabul etmemesi nedeniyle Primer frekans katılımının ticari işletmeye geçtikten sonra, çalışılsa da çalışılmasa sabit bir şekilde olması önemli bir sorundur. Çözüm önerimiz; Yan Hizmetler Yönetmeliğini değiştirmesi yönündedir. Bu doğrultuda; 4628 sayılı Elektrik Piyasası Kanunu çerçevesinde, Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği ve Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği hükümlerince düzenlenen Primer Frekans Kontrol Yan Hizmetinin daha güvenilir, düşük maliyetli, kaliteli ve sürdürülebilir bir Primer Frekans Kontrol Yan Hizmet modelinin oluşturulması ve aşağıdaki maddeler halinde yazılan nedenlerle PFK hizmetinin yeniden düzenlenmesi gerekmektedir.
  1. Halihazırda tutulmakta olan PFK rezerv miktarı yaklaşık 700 MW civarında olmaktadır. Bu değer Avrupa Kıta Enterkoneksiyonu ENTSO-e tarafından belirlenen değerin (2012 yılı için 300 MW, 2013 yılı için 239 MW) çok üzerinde gerçekleşmektedir. Bu da gereksiz yere atıl kapasite tutulmasına, santrallerin kapasitelerinin düşmesi sebebiyle, üretim kaybına neden olmaktadır. Ayrıca bu miktarlarda tutulan primer rezervin, kıta enterkoneksiyonu ile olan bağlantı hatlarının ticari kapasitesinin sınırlanmasına ve söz konusu hatlar üzerinde dengesizliklere yol açmaktadır.
  1. Mevcut yönetmelikler çerçevesinde zorunlu olarak tutulması beklenen PFK rezervlerinin sağlanamadığı durumlarda (santralin geçici kabulü yapıldıktan sonra başlayan yükümlülük her ne koşulda olursa olsun devam etmekte hiçbir üretim yapmasanız, bakım ve/veya arıza durumunda da olsanız, PFK hizmet yükümlülüğü devam etmektedir.) “yükümlülüğün transferi” mekanizması ile başka tüzel kişilere veya portföye ait üretim tesislerinden tedarik edilmesi şeklinde yükümlülük yerine getirilmekte ve bu gibi üretim yapamadığımız durumlarda Üretim Tesisi Sahibi Kişiler tarafından yüksek faturalar ödeyerek bu hizmet satın alınmaktadır.
  1. Elektrik Piyasası Şebeke Yönetmeliği ve Elektrik Piyasası Yan Hizmetler Yönetmeliği’nce düzenlenen Primer Frekans Kontrol Yan Hizmeti, Türkiye Elektrik İletim Sistemi’nin izole olarak çalıştığı teknik ve ticari anlamda o anki şartlara (2008 yılı şartlarına) uygun olarak düzenlenmiş olup 18 Eylül 2010 tarihi itibariyle katılım sağladığımız Avrupa Kıta Enterkoneksiyonu (ENTSO-e) bağlantısının gerçekleşebilmesinin önündeki engelleri kaldırmak amacıyla düzenlenmiştir.
  1. Günümüz koşullarında kaynak israfını önleyen, basit, güvenilir ve kolay uygulanabilir bir tedarik ve hizmet süreci gerekliliği oluşmuştur.
  1. Türkiye Elektrik İletim Sistemi gibi karmaşık bir sistemin sürekliliğinin sağlanmasında gerekli olan Primer Frekans Kontrol hizmeti, daha bilimsel ve öngörülebilir bir rezerv planlaması ile gerçekleştirilmelidir.
  2. Enerji arz noktasında gerçekleşebilecek, öngörülemeyen ve yükümlülüğün transferi mekanizması ile tedariğin zorlaştığı, kısa ve orta dönemli doğalgaz kesintileri, bayram, haftasonları vs. gibi durumlardan etkilenmeyen bir PFK tedarik sürecine ihtiyaç duyulmaktadır.
Talebimiz; güvenilir, düşük maliyetli, kaliteli ve sürdürülebilir bir Primer Frekans Kontrol Yan Hizmet modeli oluşturulması, bu modelde ise; üretim tesislerinin, sadece gün öncesi piyasasından çalışma talimatı aldıkları saatlerde, Primer Frekans Kontrol Yan Hizmeti vermekle yükümlü olmasıdır. 
 
DOĞALGAZ TEDARİKÇİLERİNİN EN UCUZ KAYNAĞA ULAŞMASINA DESTEK OLUNMASI
 
%98’i yurtdışından temin edilen doğalgaz fiyatlarının yüksek olması nedeniyle birim elektrik üretim maliyeti beklentilerin çok üzerinde oluşmaktadır. Bu nedenle; doğalgaz tedarikçilerinin en ucuz kaynağa ulaşmaları hususunda destek olunmalıdır.   
 
DOĞALGAZ FİYAT ARTIŞ MEKANİZMASI
 
Doğalgaz fiyat artış mekanizmasının yeterinde şeffaf olmaması ve zam olup olmayacağı konusunun çok geç netleştirilmesi ciddi sıkıntılar yaratmaktadır. Bu doğrultuda; beklenmeyen döviz artışı, kriz vs. gibi durumlar dışında zam dönemlerinin ve artış oranlarının yıllık veya 6 aylık dönemlerde tüketicilere bildirilmesi sağlanmalıdır. 
 
PMUM PİYASASINDAKİ YAL/YAT TALİMATLARI
 
Devletin piyasayı kontrol altında tutmak için talimatları bir enstrüman olarak kullanması nedeniyle PMUM piyasasındaki YAL/YAT talimatları yeterince şeffaf yayınlanmamaktadır.Bu nedenle kime, ne zaman ve neden talimat verildiği bilgilerinin daha detaylı ve açık bir şekilde paylaşılması beklenmektedir. 
 
EÜAŞ ÖZELLEŞTİRMELERİ
 
Devletin piyasayı kontrol altında tutmak için EÜAŞ santrallerini bir enstrüman olarak kullanması nedeniyle özellikle devletin elindeki santrallar ile piyasa üzerinde fiyat baskısı oluşturması ve serbest piyasa şartlarının oluşamaması önemli bir sorundur.Bu kapsamda; EÜAŞ özelleştirmelerinin bir an önce yapılması, bu santrallerden verilen tekliflerin sübvansiyon amaçlı değil maliyet esaslı verilmesi sağlanmalıdır. 
 
SEKTÖRÜN İHTİYAÇLARINA UYGUN ELEMAN YETİŞTİRİLMESİ
 
Tesislerde çalışabilecek yeterli sayıda ve yetkin personelin bulunmamaktadır.Bu kapsamda; stajyerlik sisteminin aktif olarak devreye sokulması veya kuruluş bünyesinde akademik bir çalışma yapılarak personel yetiştirilmesi sağlanmalıdır. 
 
ELEKTRİK PİYASASINDA MALİYET TABANLI BİR FİYAT YAPISI OLUŞTURULMASI
 
Elektrik piyasasında, gerçek maliyetleri yansıtan (maliyet tabanlı) gerçekçi bir fiyat yapısının oluşmaması ve oluşumu için gerekli zeminin hazırlanmaması, sektöre inanarak ve büyük riskler alarak yatırımlarını tamamlayan ve/veya tamamlamaya çalışan doğalgaz santrallerini çok zor durumda bırakmaktadır.Doğalgaz Santralleri açısından; doğal gaz fiyatları, düzenlemeye tabi elektrik tarifeleri ve sistem fiyatlarının öngörülebilir olmamasından kaynaklı olarak, ne ikili anlaşma piyasası düzgün çalışabilmekte ne de Gün Öncesi Piyasası ile oluşturulan sistem fiyatları işletmecilere ve yeni yatırımcılara güven vermektedir.Büyük maliyetlerle ve çoğunluğunun yatırımı banka kaynakları ile tamamlanan santrallerin,  bırakın bir yılı ya da bir dönemi öngörebilmeyi, ertesi gün çalışıp çalışmayacağını planlayamamaktadır.Doğalgaz fiyatında yapılması gereken değişikliklerin, EPDK tarafından yayınlanan ulusal tarife ile birlikte uyum içerisinde olmasına önem verilmelidir.Birkaç yıl öncesi ile kıyaslandığında gaz maliyeti ile elektrik satışı arasındaki oranın günümüz koşullarında aynı olmaması, elektrik ihtiyacının ve kesintilerinin olduğu içinde bulunduğumuz bu dönemde özellikle Dengeleme Güç Piyasası’nda güdülen fiyat politikasınındaki mevcut anlayışın değiştirilmesi ve doğalgazdan elektrik üreten santraller için üretim taban fiyatı belirlenmesi sağlanmalıdır. 
 
DGP TALİMATLARI VERİLMESİ SIRASINDA YÜK TEVZİ MÜDÜRLÜKLERİNİN ÇALIŞMALARI  
 
DGP talimatları verilmesi noktasında, Yük Tevzi Müdürlüklerinin çalışma şekli ve şeffaflığı konusunda tereddütler bulunmaktadır. Örneğin; zaman zaman teklifimizin üzerinde fiyatla aynı hatta başka santraller çalışırken talimat alınamama durumu gözlemlenmektedir. Dengeleme Güç Piyasası’nda gerek YAL gerekse YAT yönünde, 20 TL/MW’tan fazla fiyat farkıyla dahi sunduğumuz tekliflerin talimatlandırılmaması önemli bir problem olup söz konusu tekliflerin talimatlandırılmasının sağlanması talep edilmektedir. Aynı gün içinde pek çok defa talimat kesilebilmekte, duruş ya da devam kararı için bilgi alınmak istendiğinde de olumsuz tavırlarla karşılaşılmaktadır. 3-4 saatlik talimatlar alındığında santral start vermekte, ardından YTM tarafından talimatlar geri çekilmektedir. Sonuç olarak tüm bu uygulamalar hem tesislerimize teknik olarak zarar vermekte, hem de sürekli aç-kapadan dolayı yüksek maliyetler/zararlar oluşturmaktadır. 
 
KAYNAK TEDARİĞİNİN SÜREKLİLİĞİ
 
Özellikle kış aylarında doğalgazda yaşanan tüketim artışı ve buna bağlı olarak geçen yıllarda yaşanan doğalgaz arz krizi birlikte düşünüldüğünde, doğalgazdan elektrik üretimi yapan şirketlerimiz çok ciddi bir açmazla karşı karşıya kalmaktadır. Geçmişte  Batı hattında BOTAŞ tarafından ithalatı özel sektöre devredilen doğalgaz ticareti ile ilgili belirsizlikler oluşmuşken, son dönemde de Rusya – Ukrayna gerginliğine bağlı olarak tüketim artışı ile birlikte arzda sıkıntı olabileceği gündemdedir. Kaynak tedarikinin sürekliliğinin sağlanması hususunda ciddi endişelerimiz bulunmaktadır.Geçen yıllarda doğalgaz arzında yaşanan sıkıntılarda; iletim hatlarındaki arızalar vb nedenler BOTAŞ tarafından Mücbir Sebep olarak gösterilmiş, ancak kriz yönetimi hususunda nasıl bir yöntem izleneceği, öncelik sırasının nasıl yapılacağı konusunda sağlıklı bilgilendirme yapılmamıştı. Kriz yönetiminin talebi doğrultusunda yapılan doğalgaz kısıntılarından dolayı zararlar oluşmuştur. Oluşan zararların DUY uygulamalarına yansıtılması gerekmekte olup, üretim şirketlerinin dengesizlik maliyetlerinden mutlak muaf tutulmaları gerekmektedir.  Bu konuda BOTAŞ, TEİAŞ ve EPDK tarafından bir çözüme gidilmesi sağlanmalıdır. Aksi takdirde, her kurum kendisini ilgilendiren mevzuata göre bağımsız hareket etmekte ve yapılan  itirazları reddetmektedir. 
 
SİSTEM FİYATLARI VEYA ULUSAL NİHAİ TÜKETİCİ PERAKENDE TARİFE FİYATLARININ DÜZENLENMESİNDE TÜM KAMU KURUMLARININ İŞBİRLİĞİ
 
Doğal gaz santralleri enerjisini ya sisteme ya da ikili anlaşmalarla müşterilere satmaktadır. Sistem fiyatlarının beklentilerin çok altında kalması ya da ulusal nihai tüketici perakende tarife fiyatlarının, kamu ve özellikle EPDK tarafından düşük tutulması sebebiyle çok ciddi sürelerde duruş yapmaktadırlar.BOTAŞ’ın (ya da BOTAŞ’tan alım yapan Organize Sanayi Bölgelerinin) ticari duruşları «Al Ya da Öde» den düşmemesi de ciddi sıkıntı oluşturmaktadır. Bu konuda BOTAŞ’tan, esneklik beklenmektedir. Ancak bu konuda da BOTAŞ, TEİAŞ ve EPDK tarafından bir çözüme gidilmesi sağlanmalıdır. 
 
SİSTEM KURULUM BEDELLERİNİN ÜRETİLEN ENERJİ MİKTARINA BAĞLI VERİLMESİ
 
TEİAŞ tarafından, Elektrik Üreticilerinden alınan Sistem Kullanım ve Sistem İşletim Bedelleri, Kurulu Güç üzerinden maksimum kapasite için hesaplanmaktadır. Üretim santrallerimiz için yüksek bir maliyet kalemi olan bu bedelin düşürülmesini teminen bir çalışma yapılmasını talep etmekteyiz.  Yanısıra; bu maliyete ilave olarak TEİAŞ tarafından tahsil edilen ve geçmiş dönemlerde oldukça yüksek miktarlarda ödemiş olduğumuz „Elektrik Kalite Hizmet Bedeli“nin de yansıtılmamasını talep etmekteyiz.İletim Sistemi Kullanım Bedelleri’ni tamamen TEİAŞ’ın tek taraflı bir şekilde hazırlaması ve EPDK’nın yayımlaması nedeniyle söz konusu İletim Sistemi Kullanım Bedelleri çok yüksektir. Sistem kullanım bedelleri düşürülmeli ve yapılacak artışlar belli bir sisteme bağlanmalıdır. 
 
KAMU ENERJİ SANTRALLERİ VE ÖZEL ENERJİ SANTRALLERİNE UYGULANAN GAZ ALIŞINDAKI FARKLI FİYAT POLİTIKASI
 
Devletin doğalgaz fiyatlarından ürettiği elektriği diğer üretimlerle paçallayıp maliyetleri düşürüp çapraz sübvansiyon yapması önemli bir sorundur: Ayrıca devlet doğalgaz satışında da çapraz sübvansiyon yapmaktadır. Böylece hem elektrik hem de doğalgaz sektöründe gerçek maliyetlerle çalışılmamaktadır. 
 
DOĞALGAZ PİYASASI KANUNU’NDA DEĞİŞİKLİK YAPILMASINA DAİR KANUN TASARISININ YASALAŞMASI
 
Türkiye doğalgaz piyasasının, 4646 sayılı Doğal Gaz Piyasası Kanunu ile birlikte 2001 yılından itibaren büyüme aşamasına geçtiği görülmektedir. Bununla birlikte; gerek altyapıdaki eksiklikler gerekse hızla artmaya devam eden talep yapısı dikkate alındığında, Türkiye doğal gaz piyasasının halen büyüme aşamasında olduğu, bu nedenle de süreç içerisinde kanunun ihtiyaçlara cevap vermekten uzak kaldığı görülmektedir. Bu kapsamda; Doğalgaz Piyasası Kanunu’nda,
 
* Depolama tanımını spesifik günlük ihtiyaçlara göre amaç belirterek sınırlamak yerine, tanımlama bölümünde genel bir ifade kullanılması,
* Kamu – özel sektör ayrımının devam ettirilmemesi,
* LNG gemilerinin lisans almaları söz konusu olmadığı için, spot LNG ithalat lisansına sahip şirketlere satış mümkün olmayacağından bu uygulamanın düzeltilmesi,
* Elektrik Piyasası Kanununda uygulandığı gibi, organize sanayi bölgelerinde faaliyet gösterseler dahi, belirlenen miktarın üzerinde gaz tüketen, elektrik üretimi için gaz tüketen veya kojenerasyon tesislerinde gaz tüketen gerçek veya tüzel kişilere serbest tüketici statüsü verilerek, kendi tedarikçilerini seçme hakkı verilmesi,
* Hem maliyetlerin ayrıştırılması hem de tüketime bağlı kademeli bir tarife yapısı oluşturması,
* Doğalgaz piyasasındaki işlemlerin, alıcılar tarafından ödenen ve dolayısıyla ekstra maliyete sebep olan damga vergisinden muaf olmaları
 
gibi konulara yer verilmesi talep edilmektedir. Ayrıca;
 
* Hızlı yük alıp yük atabilen doğalgaz türbin ve motorlarının kontrol edilemeyen ve arz güvenliğine katkısı olmayan üretim kaynaklarına (RES, Akarsu, Güneş, Dalga vb) back-up sağlanması ve arz güvenliğini teminen Kapasite Kiralama Mekanizması’nın hayata geçirilmesi,
* TEİAŞ Sistem Kullanım Bedelinin gaz türbinleri ve gaz motorları gibi dengeleme santralleri için ya tamamen ortadan kaldırılması ya da yapılan üretim ile orantılı olarak belirlenmek suretiyle iyileştirilmesi,
* Hızlı devreye girebilen ve YAL-YAT talimatlarına hızlı reaksiyon gösterebilen doğalgazla çalışan dengeleme birimleri yenilenebilir enerji santrallerinin dengesizliğini ivedilikle ortadan kaldırabilmekte, ancak, gaz türbinleri ve gaz motorları maliyetleri nedeniyle sürekli çalışamamakta ve ne zaman çalışacağı, ne zaman talimat alacağı planlanamamaktadır. Bu nedenlerle gaz türbini gibi santraller için Botaş'a verilen doğalgaz tüketim tahmin ve taahhütlerinin mümkün ise kaldırılması, kaldırılmasının mümkün olmaması halinde taahhüt oranlarındaki yanılma limitlerinin artı eksi %30 olarak değiştirilmesi,
* Yan hizmetler yönetmeliğinin 23. Maddesinde değişiklik:  Set point'in altında çalıştırılma durumunda GÖP fiyatlarından değil SFK YAT fiyatından fiyatlandırma yapılması. (Yan hizmetler yönetmeliğinin 23. Maddesi kapsamında SFK talimatı ile çalışan santraller negatif dengesizlik yaptıklarında PTF fiyatlarından borçlandırıldıklarından gelir kaybına uğramaktadırlar. Bu kaybın ortadan kaldırılması adına SFK talimatı ile negatif dengesizliğe düşülen bu saatlerde katılımcıların SFK talimatındaki YAT fiyatından borçlandırılmasının sağlanması.),
* Sıfır bakiye (SBDT) tutarının dengesizlik yapan üretici ve tüketicilere yansıtılması gerekmektedir. SBDT’nin öngörülebilir olmasının sağlanması, mümkünse dağıtım bölgesi bazında ve piyasa katılımcısının kendi dağıtım bölgesi içinde oluşturmuş olduğu dengesizlik miktarına göre bölge dengesizlik fiyatı üzerinden hesaplanması ve yapılan dengesizlik oranında katılımcılara dağıtılması,
* PFK test limitlerin PFK yükümlülüğüne paralel olarak belirlenmesi,
* Doğalgaz Piyasasında uygulanan sistem kullanım bedellerine yapılan ve bazı illerimizde yaklaşık % 400’leri bulan fahiş artışların engellenmesi,
* Türkiye Enerji Strateji Belgesi’nde yer alan; “doğalgaz ile elektrik üretim tesisleri ulusal sistem kararlılığı için toplam üretimde % 30 limitle sınırlandırılacaktır” hedefinin tutmasının mümkün olmayacağı düşünülmekte, santrallerimize toplam enerji talebi içerisinde her zaman ihtiyaç duyulacağı düşünülmektedir. Bu nedenle söz konusu hedefin revize edilmesi,
* BOTAŞ taahhütlerinin henüz tam anlamı ile serbest olamayan enerji piyasasında yönetilmekte çok zorlanıldığı hatta tutturulamadığı hususunda yaşanan problemlerin BOTAŞ tarafından hazırlanacak stratejik bir yöntemle esnek olmasının sağlanması,
* BOTAŞ’ın gaz kısıntısı yaptığı dönemde üreticilerin yüksek fiyattan enerji alımı yapmaması amacı ile bu dönemde gaz kısıntısını da kontrol edebilmeleri için düzenli olarak kapasite alımına çözüm getirilmesi,
* Sıfır Bakiye Düzeltme Tutarı’nın tedarik yapan üreticilerin üzerinden de alınması,
* Kalite Hizmet Bedeli’nin kaldırılması,
* Doğalgazın üzerindeki Özel Tüketim Vergisi’nin ithal kömürlü santrallerdekine benzer bir şekilde olmaması yada ithal kömüre de gelmesi,
* Sistemde lokal üretim ve tüketim yapılmasının önünün tekrar açılması,
* Gaz türbinleri, kazan, buhar türbinleri vs, ekipmanların ithal olması nedeniyle bir lojistik merkez organizasyonu yapılması ve bu sayede yedek malzeme tedariği noktasında sürdürülebilirliğin sağlanması

yönündeki taleplerimizin de değerlendirilmeye alınması beklenmektedir.