This site uses cookies.
Some of these cookies are essential to the operation of the site,
while others help to improve your experience by providing insights into how the site is being used.
For more information, please see the ProZ.com privacy policy.
Native speaker translation for businesses and individuals
Account type
Freelance translator and/or interpreter
Data security
This person has a SecurePRO™ card. Because this person is not a ProZ.com Plus subscriber, to view his or her SecurePRO™ card you must be a ProZ.com Business member or Plus subscriber.
Source text - English COMPANY MOTOR VEHICLE FUEL ACCOUNT
Document no. TC.001.1
Document owner: CEO
Distribution: All HODs and Vehicle Owners.
Date: 4.12.2008
An account is now open for fuel at the Eva petrol station opposite the Colony Hotel.
The purpose of the facility is to provide for the fuel cost incurred in traveling on company business. Where vehicles are used for both private and company use personnel will be required to meet the cost of private use. Private use includes traveling to and from the employee’s normal place of work, unless specifically authorised otherwise by senior management.
The attached list of vehicles is approved to use the fuel facility. Where vehicles are used by several personnel one individual is deemed to have ownership. The owner is responsible for submitting a monthly Company Travel return to show the business travel incurred. The return sets out the scale allowance for specific destinations. Where the fuel charge exceeds the travel allowance the excess will be treated as private motoring and the owner will be required to reimburse the cost. The Company Travel return will be submitted to the CEO for approval and then forwarded to the Accounts Department.
The account garage should be used whenever possible for business motoring. If it is necessary to buy fuel elsewhere the fuel receipt must be attached to the monthly return in order to claim the cost.
Fuel Purchase Procedure
1. On arrival notify the garage office that this is an account car.
2. Draw down fuel and note the pump price total.
3. Sign the receipt at the garage office confirming the pump price.
4. Retain copy of receipt provided by the garage and attach to Company Travel return.
Translation - Turkish ŞİRKET ARACI YAKIT HESABI
Belge no. TC.001.1
Belge sahibi: CEO
Dağıtım: Tüm Bölüm Müdürleri ve Araç Sahipleri.
Tarih: 4.12.2008
XXX Hotel’in karşısında bulunan Eva benzin istasyonunda bir yakıt hesabı açılmıştır.
Bununla şirketin iş seyahatlerinde gereken yakıt ihtiyacını karşılamak amaçlanmaktadır. Araçlar hem kişisel nedenler hem de şirket işleri için kullanıldığında, araç personeli kişisel kullanımdan doğan masrafları karşılamalıdır. Üst yönetim tarafından özel olarak izin verilmedikçe, çalışanın iş yerine ve iş yerinden yaptığı seferler kişisel kullanıma dâhildir.
Yakıt olanağından yararlanmasına izin verilmiş araçlar ekteki listededir. Araçlar birkaç personel tarafından kullanıldığında, bir kişi araç sahibi sayılacaktır. Araç sahibi yapılan iş seyahatlerini göstermek amacıyla aylık Şirket Seyahat beyannamesi vermekle sorumludur. Beyannamede gidilen yerler için harcanan ödenek belirtilir. Yakıt masrafının seyahat ödeneğini geçmesi kişisel kullanıma girecek ve yapılan masraf araç sahibi tarafından karşılanacaktır. Şirket Seyahat beyannamesi onaylanmak üzere CEO’ya gönderildikten sonra Muhasebe Bölümüne iletilecektir.
İş için araç gereken her durumda yakıt gereksinimi benzin istasyonundaki hesaptan karşılanmalıdır. Yakıt ihtiyacını başka bir yerden karşılamak gerekirse, yapılan masrafı göstermek için satın alınan yakıtın makbuzu aylık beyannameye iliştirilmelidir.
Yakıt Satın Alma Prosedürü
1. Benzin istasyonuna vardığınızda istasyonun ofis bölümüne aracın şirketin hesabına ait olduğunu bildirin.
2. Yakıtı doldurduktan sonra benzin pompa fiyatını not edin.
4. Benzin istasyonundan verilen makbuzun kopyasını saklayın ve Şirket Seyahat beyannamesine iliştirin.
Turkish to English: Medical journal article
Source text - Turkish Çocuk Sağlığı ve Hastalıkları Dergisi 2006; 49: 36-38 Vaka Takdimi
Vankomisine bağlı nötropeni gelişen enfektif endokarditli bir çocukta teikoplanin kullanımı
Ali Bay1, Ahmet Faik Öner2, Abdurahman Üner2, Murat Doğan3, Yaşar Cesur2
Yüzüncü Yıl Üniversitesi Tıp Fakültesi 1Pediatri Uzmanı, 2Pediatri Doçenti, 3Pediatri Araştırma Görevlisi
SUMMARY: Neutropenia is an uncommon adverse effect associated with prolonged vancomycin therapy. The vancomycin-induced neutropenia is believed to be immunologically based and independent of drug concentrations. Neutrophil counts normally recover after discontinuation of vancomycin in this situation, but treatment options are needed for those patients who require ongoing antibiotic therapy. We report an eight year-old boy with infective endocarditis and vancomycin-induced neutropenia in which the neutropenia resolved after vancomycin was replaced by the structurally related compound teicoplanin. Patients should have periodic assessment of white blood cell and neutrophil counts and discontinuation of vancomycin should be considered if neutropenia develops.
Key words: vancomycin, neutropenia, teicoplanin.
ÖZET: Nötropeni uzamış vankomisin tedavisi ile ilişkili nadir yan etkilerdendir. Vankomisinin indüklediği nötropeninin immünolojik temele dayandığına inanılmaktadır ve ilaç konsantrasyonundan bağımsızdır. Vankomisin tedavisi kesildikten sonra nötrofil sayısı normale döner, fakat antibiotik tedavisine devam edilmesi gereken hastalarda tedavi seçenekleri gözden geçirilmelidir. Bu makalede enfektif endokarditli, vankomisinin indüklediği nötropenisi olan
ve nötropeninin vankomisin yerine yapısal olarak ilişkili bir bileşik olan teikoplanin kullanımı ile düzelen sekiz yaşında bir erkek çocuk sunulmuştur. Vankomisin tedavisi alan hastaların nötrofil ve lökosit sayısı periyodik olarak değerlendirilmeli ve nötropeni gelişirse, tedaviye devam edilmemelidir.
Vankomisin Streptomyces orientalis den türetilen ve özellikle metisiline dirençli Staphylococcus aureus ve koagulaz-negatif stafilokoklara karşı kullanılan glukopeptit yapısında bir antibiyotiktir. Ek olarak vankomisin penisiline allerjik veya dirençli gram pozitif bakterilerle oluşan bakteriyel endokardit tedavisinde hala en önemli alternatiftir1. Vankomisin tedavisine bağlı olarak görülen başlıca yan etkiler "red man sendromu" nefrotoksisite ve ototoksisitedir. Nötropeni, vankomisin kullanılmasına bağlı seyrek olarak gelişen fakat potansiyel olarak ciddi bir komplikasyondur2. Nötropeni normalde vankomisin tedavisinin kesilmesinden sonra düzelir, fakat ara vermeden antibiyotik tedavisine devam edilmesi gereken hastalarda alternatif antibiyotiklerin belirlenmesi gerekmektedir. Burada vankomisin tedavisine bağlı olarak nötropeni gelişen bir hastada glukopeptit yapısı bakımından vankomisine benzer olan teikoplanin kullanılması ile kısa sürede nötropeninin düzeldiği bir hasta sunulmuştur.
Vaka Takdimi
Sekiz yaşında erkek hasta, ateş, diz, kalça, el bileklerinde ağrı ve şişlik nedeniyle getirildi. Hastanın öyküsünden daha önce hiçbir şikayetinin olmadığı, eklemlerindeki ağrıların üç ay önce başladığı, bir ay önce bademciklerinin şiştiği, 10 gün önce gittikleri doktor tarafından hastaneye yatırılarak tedavi edildiği daha sonra kalbinde delik var denilerek hastanemize gönderildiği öğrenildi. Fizik muayenesinde vücut sıcaklığı 39°C olup kalp taşikardikti ve tüm odaklarda III/VI şiddetinde sistolik üfürüm duyuluyordu. Diğer sistem bulguları normaldi. Hemoglobin 12.7 gr/dl, lökosit sayısı 29.000/mm3, trombosit sayısı 348.000/mm3 idi. Sedimentasyon hızı 74 mm/saatti. Periferik kan yaymasında polimorfonükleer hücre egemenliği olan hastanın biyokimyasal incelemesi LDH (laktik dehidrogenaz) yüksekliği (800 IU/L) dışında normal sınırlardaydı. TORCH, hepatit paneli ve HIV testi negatif olarak saptandı. EKG'de sağ dal bloğu, sağ ventrikül hipertrofisi bulunan hastanın telegrafisinde kardiotorasik oran %50 olarak ölçüldü. Ekokardiografik incelemesinde ventriküler septal defekt (VSD), pulmoner stenoz, küçük ASD ve VSD'nin sağ tarafında 3.2 X 7.0 mm çapında vejetasyon saptandı. Kan kültüründe Staphylococcus epidermidis üredi.
Bu bulgularla enfektif endokardit tanısı konan hastaya vankomisin (60 mg/kg/gün, dört dozda intravenöz) ve gentamisin (7.5 mg/kg/gün, üç dozda intravenöz) başlandı. Tedavi ile genel durumu düzelen hastanın düzenli olarak yapılan tam kan sayımı ve biyokimya takibinde vankomisin tedavisinin 18. gününde hemoglobin ve trombosit sayısı normal sınırlarda iken lökosit sayısının belirgin şekilde düştüğü saptandı (hemoglobin 13.2 gr/dl, trombosit sayısı 151.000/mm3, lökosit sayısı 900/mm3 ve mutlak nötrofil sayısı 300/mm3). Genel durumu iyi olan, ateşi ve septik bulguları da olmayan hastaya nötropeninin nedenini araştırmak üzere kemik iliği aspirasyonu yapıldı. Kemik iliğinin normoselüler olduğu ve myeloid seride artma olduğu görüldü. Vankomisin kullanımı ile beraber literatürde nötropeni bildirildiği için nötropeninin nedeninin vankomisin kullanımına bağlı olabileceği düşünüldü ve vankomisin kesildi. Hastanın endokardit nedeniyle antibiyotik tedavisine devam edilmesi gerektiğinden teikoplanin ve gentamisin olarak tedavisine devam edildi. Vankomisin kesildikten dört gün sonra beyaz küre sayısı G-CSF (granulocyte colony-stimulating factor) kullanılmamasına rağmen yükselmeye başladı (lökosit sayısı: 2.500/mm3 ve mutlak nötrofil sayısı 1.000/mm3) ve altıncı günde 4700/mm3’e ulaştı. Antibiyotik tedavisi altıncı haftaya tamamlanan hasta kontrollere gelmek üzere taburcu edildi. Altı aylık takipte nötropeni görülmedi.
Tartışma
Nötropeni vankomisin kullanımına bağlı olarak gelişen seyrek bir komplikasyondur, Farber ve
Moellering2. tarafından yapılan bir retrospektif çalışmada vankomisin kullanan 98 hastanın %2'sinde nötropeni geliştiği bildirilmiştir. Bu komplikasyon daha çok uzun süre vankomisin
kullananlarda diğer ilaç toksisitesi belirtileri olmadan bildirilmiştir, istisnalar dışında nötropeni ilaç kesildikten sonra spontan olarak düzelir. Bu düzelme genellikle birkaç gün içinde olmakla beraber hemodiyaliz hastalannda bu süre dört haftaya kadar uzayabilir3.
Nötropeninin mekanizması günümüzde hala kesin olarak bilinmemektedir. Bu komplikasyon daha çok 15-40 gün gibi uzun süre vankomisin kullananlarda bildirildiği için doz ile ilişkili olabileceği belirtilmiştir. Bu nedenle izlemde vankomisin kan düzeylerine bakılması önerilmektedir. Biz teknik yetersizlik nedeniyle kan ilaç düzeylerine bakamadık, fakat günlük dozu dört eşit dozda vererek riski azaltmaya çalıştık. Kemik iliği baskılanması diğer bir olası bir neden olarak görülmemektedir. Çünkü kemik iliği incelemelerinde granülositer seride hem hiperplazi hem de hipoplazi gözlenmiştir. Hastamızda da kemik iliği incelemesinde granülositer seride hiperplazi saptadık. Diğer bir olası neden olarak immün aracılıklı mekanizma ileri sürülmüştür. Nötrofillere karşı gelişen vankomisine bağlı antikorların gösterilmesi bu tezi desteklemiştir. Schwartz4. vankomisin kullanan bir hastada serumda antinötrofil antikorları göstermiştir. Hastamızda teknik yetersizlik nedeniyle antinötrofil antikorları gösteremedik.
Yeterli süre antibiyotik tedavisi almadan once nötropeni gelişerek vankomisini kesilmesi gereken hastalarda antibiyotik seçenekleri konusunda az sayıda yayın vardır. Koo ve arkadaşları5. Nötropeni gelişen bir hastada vankomisin dozunu azalttığında nötropeninin düzeldiğini Lai ve arkadaşları6, ise iki hastada vankomisini G-CSF ile birlikte kullandıklannda nötropeninin düzeldiğim bildirmiştir. Sanche ve arkadaşları7, erişkin bir hastada vankomisin yerine teikoplanin kullanarak antibiyotik tedavisine devam ettiklerini ve nötropeninin yedi gün içinde düzeldiğini bildirmiştir. Hastamızda G-CSF kullanmadık. Antibiyotik tedavisine devam etmemiz gerektiği için vankomisin dozunun azaltılması yerine teikoplanin ile devam edilmesi kanısına varıldı.
Teikoplanin glikopeptit yapısında vankomisin ile yapısı ve etki spekturumu bakımından benzerlik gösteren bir antibiyotiktir. Literatürde vankomisin yerine teikoplanin kullanılan iki rapor vardır. Birincisinde vankomisine bağlı nötropeni gelişen bir hastada bir süre sonra başka bir enfeksiyon geliştiğinde teikoplaninin başarı ile kullanıldığı, diğerinde ise erişkin bir hastada aynı enfeksiyon sırasında teikoplaninin kullanımı bildirilmiştir7'8.
Sunduğumuz bu hasta ile vankomisin kullanıldığı durumlarda lökosit sayısının izlenmesi gerektiği ve nötropeni gelişen çocuk hastalarda antibiyotik tedavisine devam edilmesinin gerekli olduğu durumlarda teikoplaninin iyi bir alternatif olabileceği kanısındayız.
Çocuk Sağlığı ve Hastalıkları Dergisi • Ocak-Mart 2006
KAYNAKLAR
1. Calza L, Manfredi R, Chiodo F. infective endocarditis: a review of the best treatment options. Expert Opin Pharmacother 2004; 5: 1899-1916.
2. Farber BF. Moellering RC Jr. Retrospective study of the toxicity of preparations of vancomydn from 1974 to 1981. Antimicrob Agents Chemother 1983; 23: 138-141.
3. Mandi DL, Garrison MW, Palpant SD. Agranulocytosis induced by vancomycin or ticarcillin/clavulanate. Ann Pharmacother 1997; 31: 1321-1324.
4. Schwartz MD. Vancomycin-induced neutropenia in a patient positive for an antineutrophil antibody. Pharmacotherapy 2002; 22: 783-788.
6. Lai KK, Kleinjan J, Belliveau P. Vancomycin-induced neutropenia treated with granulocyte colony-stimulating factor during home intravenous infusion therapy. Clin infect Dis 1996; 23: 844-845.
7. Sanche SE, Dust WN, Shevchuk YM. Vancomycin- induced neutropenia resolves after substitution with telcoplanin. Clin infect. Dis 2000; 31: 824-825.
8. Schlemmer B, Falkman H, Boudjadja A, et al. Teicoplanin for patients allergic to vancomycin. N Engl J Med 1988; 318: 1127-1128.
Translation - English Journal of Childhood Health and Disease 2006: 49: 36-38 Case Study
The use of teicoplanin on a child with infective endocarditis who developed vancomycin-induced neutropenia.
Ali Bay1, Ahmet Faik Öner2, Abdurahman Üner2, Murat Doğan3, Yaşar Cesur2
Pediatric specialist1, Assitant Lecturer of Pediatrics2, Pediatrics researcher at Yüzüncü Yıl University
SUMMARY Neutropenia is an uncommon adverse effect associated with prolonged vancomycin therapy. Vancomycin-induced neutropenia is believed to be immunologically based and independent of drug concentrations. Neutrophil counts normally recover after discontinuation of vancomycin in this situation, but treatment options are needed for those patients who require ongoing antibiotic therapy. In this article we offer the case study of an eight year-old boy with infective endocarditis and vancomycin-induced neutropenia in which the neutropenia resolved after vancomycin was replaced by the structurally related compound teicoplanin. Patients should have periodic assessment of white blood cell and neutrophil counts and discontinuation of vancomycin should be considered if neutropenia develops.
Key words: vancomycin, neutropenia, teicoplanin
Vancomycin is an antibiotic with a glycopeptide structure derived from Steptomyces orientalis and used against coagulase-negative staphylococci and Staphylococcus aureus which is resistant to methicillin. Vancomycin is also still the most important alternative in the treatment of bacterial endocarditis caused by resistant gram-positive bacteria or for cases allergic to penicillin. The primary side-effects observed in vancomycin treatment are “red man syndrome”, nephrotoxicity and ototoxicity. Neutropenia is a potential serious complication which is occasionally related to the use of vancomycin2. Neutropenia generally disappears when vancomycin treatment is stopped but alternative antibiotics should be specified for patients who must have continuous antibiotic treatment. In this case study we have a patient who developed neutropenia in connection with vancomycin treatment but in which neutropenia resolved shortly after it was replaced with teicoplanin, which is structurally similar to vancomycin in terms of glycopeptide structure.
Case Presentation
An eight-year-old boy was brought for treatment due to fever, as well as pain and swelling in the knees, buttocks and wrists. From the patients history we learned that he had never had a complaint like this before, that the pain in his joints had begun three months ago, that his tonsils had swollen up 1 month ago, that the doctor who examined him 10 days ago admitted him to the hospital where he received treatment but later he was said to have a hole in his heart and was referred to us. A physical examination revealed that his temperature was 102.2 F and he had tachycardia. A III/IV degree heart murmur was heard in every chamber. Other system findings were normal. Hemoglobin was 12.7 gr/dl, leukocyte count 29.000/mm3, thrombocyte count 348.000/mm3. Sedimentation rate was 74 mm/hour. Biochemical analysis of the patient who had dominant polymorphonuclear cell in peripheral blood flow was within normal limits except for elevated (800 IU/L) LDH (lactic dehydrogenase). TORCH, hepatitis panel and HIV tests were negative. The EKG revealed that the patient had a right bundle branch block and hypertrophy in the right ventricle. The cardiothoracic ratio was measured as 50%. The echocardiograph exam revealed a ventricular septal defect (VSD), pulmonary stenosis, small ASD and vegetation on the right VSD measuring 3.2 x 7.0 mm. Staphylococcus epidermidis was identified in the blood culture.
With these findings, the patient was diagnosed with infective endocarditis and treatment was begun with vancomycin (60 mg/kg/day, in 4 intravenous doses) and gentamycin (7.5 mg/kg/day, in three intravenous doses). Complete blood counts and biochemical monitors was performed regularly on the patient whose general condition began to improve with treatment but on the 18th day of vancomycin treatment the leukocyte count dropped significantly although hemoglobin and thrombocyte counts were within normal limits (hemoglobin 13.2 gr/dl, thrombocyte count 151,000/mm3, leukocyte count 900/mm3 and absolute neutrophil count was 300/mm3). Bone marrow aspiration was performed to investigate the cause of neutropenia in a patient whose general condition was good and who had no fever or septic symptoms. The bone marrow was normocellular and indicated an increase in myeloid series. Because the literature indicated neutropenia with vancomycin treatment, it was decided that the neutropenia might be related to the use of vancomycin and the vancomycin was discontinued. Because the patient was endocarditis and needed to continue antibiotic treatment, teicoplanin and gentamycin were used to continue treatment. Four days after the vancomycin was discontinued, the white blood cell count began to rise in spite of the fact that G-CSF (granulocyte colony-stimulating factor) had not been used (leukocyte count 2,500/mm3 and absolute neutrophil count 1,000/mm3) by the sixth day it had reached 4700/mm3. The patient was released after completing 6 weeks of antibiotic treatment upon the condition that he would return for check-ups. Neutropenia was not observed in the six months of follow-up.
Discussion
Neutropenia is a rare complication associated with vancomycin therapy In a retrospective study conducted by Farber and Moellering2, it was reported that neutropenia developed in 2 percent of the 98 patients who used vancomycin. This complication has been reported more commonly in those who have used vancomycin for extended periods of time without other symptoms of drug toxicity.Though there are exceptions, neutropenia resolves spontaneously when the drug is discontinued. Although resolution generally takes place within a couple of days, it may take as long as four weeks in patients on hemodialysis3.
Today the exact mechanism of neutropenia is still unknown. Because this complication is generally reported in patients who have used vancomycin for 15-40 days, there may be a connection with dosage. Therefore, it is recommended that blood levels of vancomycin be monitored. Due to lack of technical capacity, we were unable to monitor drug levels in the blood but we attempted to reduce the risk by administering 4 equal doses throughout the day. Bone marrow suppression is not viewed as a possible cause since examination of the bone marrow revealed both hyperplasia and hypoplasia in the granulocytic series. Examination of the bone marrow in our patient revealed hyperplasia in the granulocytic series. Another possible cause that has been put forward is a immuno-related mechanism. Evidence of antibodies related to vancomycin and developed against neutrophils supports this theory. Schwartz4 demonstrated the presence of antineutophil antibodies in a patient that used vancomycin. Due to a lack of technical facilities we were unable to demonstrate the presence of antineutrophil antibodies.
There are very few publications on the topic of antibiotic alternatives for patients that develop neutropenia before completing an adequate course of antibiotics and have to have their vancomycin discontinued. Koo et al.5 reported that in a patient who had developed neutropenia, it was resolved when the vancomycin dosage was reduced and Lai et al.6 reported that neutropenia was resolved in two patients when they used G-CSF with vancomycin. Sanche et al.7 reported using teicoplanin instead of vancomycin on an adult patient to continue their antibiotic treatment and that neutropenia was resolved in 7 days. We did not administer G-CSF to our patient. Because we had to continue the antibiotic treatment, we decided to replace vancomycin with teicoplanin instead of reducing the dosage.
Teicoplanin is an antibiotic, which, like vancomycin, has a glycopeptide structure and has a similar range of effects. There are two reports in the literature where teicoplanin was used to replace vancomycin. In the first, teicoplanin was used successfully in a patient that developed neutropenia associated with vancomycin and then developed a different infection later. In the second, teicoplanin was used on an adult patient during the same infection7-8.
With the results obtained from this patient, we have come to the conclusion that teicoplanin could be a suitable alternative in situations where vancomycin is used, and where it is necessary to monitor leukocyte counts as well as in children who develop neutropenia and must continue antibiotic treatment.
Journal of Childhood Health and Disease • January-March 2006:
SOURCES
1. Calza L, Manfredi R, Chiodo F. infective endocarditis: a review of the best treatment options. Expert Opin Pharmacother 2004; 5: 1899-1916.
2. Farber BF. Moellering RC Jr. Retrospective study of the toxicity of preparations of vancomycin from 1974 to 1981. Antimicrob Agents Chemother 1983; 23: 138-141.
3. Mandi DL, Garrison MW, Palpant SD. Agranulocytosis induced by vancomycin or ticarcillin/clavulanate. Ann Pharmacother 1997; 31: 1321-1324.
4. Schwartz MD. Vancomycin-induced neutropenia in a patient positive for an antineutrophil antibody. Pharmacotherapy 2002; 22: 783-788.
6. Lai KK, Kleinjan J, Belliveau P. Vancomycin-induced neutropenia treated with granulocyte colony-stimulating factor during home intravenous infusion therapy. Clin infect Dis 1996; 23: 844-845.
7. Sanche SE, Dust WN, Shevchuk YM. Vancomycin- induced neutropenia resolves after substitution with telcoplanin. Clin infect. Dis 2000; 31: 824-825.
8. Schlemmer B, Falkman H, Boudjadja A, et al. Teicoplanin for patients allergic to vancomycin. N Engl J Med 1988; 318: 1127-1128.
Bakanlar Kurulu Kararının Tarihi :16.8.1985,No: 85/9799
Dayandığı Kanunun Tarihi :4.12.1984,No: 3096
Yayımlandığı R.Gazetenin Tarihi :4.9.1985, No: 18858
Yayımlandığı Düsturun Tertibi :5, Cildi: 25, S.1066
BİRİNCİ BÖLÜM
Genel Hükümler
Amaç
Madde 1 – Bu Yönetmeliğin amacı Türkiye Elektrik Kurumu dışındaki özel hukuk hükümlerine tabi yerli ve yabancı sermaye şirketlerine elektrik enerjisi üretim tesisi kurma ve işletme izni verilmesine dair esas ve usulleri belirlemektir.
Kapsam
Madde 2 – Bu Yönetmelik, Türkiye Elektrik Kurumu Dışındaki Kuruluşların Elektrik Üretimi, İletimi, Dağıtımı ve Ticareti ile Görevlendirilmesi Hakkında 3096 sayılı Kanunun 4 üncü maddesinde belirtilen sermaye şirketlerine (Üretim Şirketi) elektrik enerjisi üretim tesisi kurma, işletme ve Türkiye Elektrik Kurumu'na veya bölgede faaliyet gösteren görevli şirkete elektrik enerjisi satışına dair esasları kapsar.
Tanımlar
Madde 3 – (Değişik: 4/4/1996 - 96/8007 K.)
Bu Yönetmelikte adı geçen,
Bakanlık : Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı'nı,
TEAŞ : Türkiye Elektrik Üretim İletim Anonim Şirketi'ni,
TEDAŞ : Türkiye Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi'ni,
DSİ : Devlet Su İşleri Genel Müdürlüğü'nü,
Bağlı Ortaklık : TEDAŞ'a bağlı dağıtım şirketleri'ni,
Görevli Şirket : 4/12/1984 tarihli ve 3096 sayılı Kanun'un 3 üncü maddesine göre elektrikle ilgili hizmet vermek üzere kurulmuş olan sermaye şirketini,
Üretim Şirketi : 4/12/1984 tarihli ve 3096 sayılı Kanun'un 4 üncü maddesine göre Bakanlık tarafından elektrik enerjisi üretim izni verilen sermaye şirketini,
——————————
(1) Bu yönetmeliğin başlığı; 4/4/1996 tarih ve 96/8007 sayılı Bakanlar Kurulu Kararı ile değiştirilmiş ve metne işlenmiştir
Sayfa 1
2200
Üretim Tesisi : Elektrik enerjisi üreten tesis ve entegre tesisleri,
Üretim Tesisi Kurma
ve İşletme Sözleşmesi : Üretim tesisi kurup, işletecek üretim Şirketi ile Bakanlık arasında 3096 sayılı Kanun hükümlerine göre düzenlenen sözleşmeyi,
Otoprodüktör : Kendi faaliyet alanlarının enerji ihtiyacını karşılamak üzere bu Yönetmeliğin 4 üncü maddesinin (g) bendinde belirtilen şartları taşıyan üretim tesisi kurup elektrik üreten tüzel kişileri,
Otoprodüktör Grubu : Kendi faaliyet alanlarının enerji ihtiyacını karşılamak üzere bu Yönetmeliğin 4 üncü maddesinin (g) bendin de belirtilen şartları taşıyan üretim tesisi kurup elektrik üreten tüzel kişiler grubunu,
İmdat Grupları : Can ve mal kaybını önlemek amacıyla sadece elektrik enerjisi kesilmelerinde kullanılan elektrojen gruplarını,
ifade eder.
İKİNCİ BÖLÜM
Üretim Tesisi Kurup İşletme İzni Verilmesine Dair Hükümler
İzin Verme Esasları
Madde 4 – Üretim tesisi kurup işletme izni aşağıda belirtilen esaslar gözönüne alınarak verilir.
a) Üretim tesisi Devletin genel enerji ve ekonomi politikasına uygun olacaktır.
b) Üretim tesisi kurma ve işletme sözleşmesi 99 yıla kadar süreli olabilir.
c) Üretim şirketi, yatırım programını, Bakanlığın onayladığı şekilde gerçekleştirmeyi taahhüd eder.
d) Üretim şirketi, kurup işlettiği tesisi sözleşme süresi sonuna kadar tesisin teknik ve ekonomik karakteristiklerine uygun olarak yenilemek zorundadır.
e) Üretim tesislerinin yıllık üretimlerini genel ekonomi düzeyinde Bakanlık planlar. Ulusal elektrik sisteminin emniyeti, stabilitesi ve değişen şartlara göre üretim planlamasının revizyonu Bakanlık adına TEK tarafından yapılır.TEK'in bu hususta aylık, haftalık, günlük ve saatlik süreleri kapsayan üretim programındaki değişikliklere üretim şirketleri süreleri aynen uyarlar.
f) (Değişik : 6/11/1998-98/11982 K.) Otoprodüktörlere, tesisin bulunduğu bölgeye bağlı olarak Türkiye Elektrik Üretim İletim Anonim Şirketi ve Türkiye Elektrik Dağıtım Anonim Şirketi ile görevli şirketin görüşü alınmak suretiyle Bakanlık tarafından üretim tesisi kurma ve işletme izni verilebilir.
g) (Değişik : 6/11/1998 - 98/11982 K.) Otoprodüktör veya otoprodüktör grubu şirketi, otoprodüktör statüsünde üretim tesisi kurup işletme izni almak amacıyla Bakanlığa başvurur.
Otoprodüktör grubunun bir defada teşekkül ettirilmesi ile otoprodüktör grubunu oluşturan ortakların müracaat aşamasında belirlenmesi ve Bakanlıkça onaylanması esastır. Otoprodüktör grubu şirketin kuruluş aşamasından sonra grubu oluşturan ortak sayısındaki ve grubun elektrik enerjisi ihtiyacını etkileyecek mahiyetteki ortaklık değişiklikleri Bakanlığın iznine tabidir. Üretilen enerjiyi kullanacak şirketlerin aynı şirketler grubu (aralarında resmi iştirak ilişkisi bulunan veya hissedarları aynı olan şirketler) veya holding bünyesinde olması halinde otoprodüktör grubu şirketi kurulması şartı aranmaz.
Sayfa 2
2201
Otoprodüktör veya otoprodüktör grubu şirketlerin ürettiği ihtiyaç fazlası enerjiyi TEAŞ, TEDAŞ veya Görevli Şirketlere satıp, satmamasına bakılmaksızın enterkonnekte sisteme bağlantısı bulunması halinde şirket, "otoprodüktör statüsünde üretim tesisi kurulması, işletilmesi ve enerji fazlasının TEAŞ, TEDAŞ ve bağlı ortaklıkları veya görevli şirketlere satışına izin verilmesine ilişkin sözleşme"yi Bakanlık ile imzalar.
(Değişik : 29/9/2000 - 2000/1307 K.) Otoprodüktör ve/veya otoprodüktör grubu şirketlerin sahip oldukları sanayi tesisleri ile bin konutu aşan uydu kent yerleşim birimleri (rüzgar ve/veya güneş enerjisi elektrik üretim tesisleri için asgari bin konut şartı aranmaz), hastaneler, dört yıldızlı oteller ve tatil köyleri (rüzgar ve/veya güneş enerjisi elektrik üretim tesisleri için dört yıldız şartı aranmaz), organize sanayi bölgeleri, üniversite kampüsleri, belediyeler (çöp, çöp gazı vb. atıklar, biokütle, rüzgar ve/veya güneş enerjisi üretim tesisleri için) elektrik ihtiyaçlarının tamamını veya bir bölümünü kendi elektrik üretim tesislerinde güvenilir şekilde ve ekonomik olarak üretebilirler. Bunların yanı sıra kültür balıkçılığı tesisleri, kümes hayvanları üretim çiftlikleri, besicilik tesisleri, tarımsal sulama tesisleri elektrik ihtiyaçlarının tamamını veya bir bölümünü kendi rüzgar ve/veya güneş enerjisi elektrik üretim tesislerinde üretebilirler.
Ancak, toplam kurulu gücü 1500 kW ve daha az olan elektrik üretim tesisleri, üretilen enerjinin satışı ve nakli söz konusu olmamak, enerji aldığı kuruluşun olumlu görüşü alınmak ve proje onayı ile kabul işlemleri bakanlıkça yapılmak kaydıyla tesis edilerek işletmeye alınır.
Bu tür elektrik üretim tesislerinde üretilen enerji, üretildiği yerde tüketilmeyip TEAŞ/TEDAŞ, bunların bağlı ortaklıkları, dağıtım şirketleri ve/veya görevli şirketlere ait enerji iletim ya da dağıtım hatları üzerinden nakil yapıldıktan sonra tüketilecekse, Bakanlık ile Otoprodüktör Sözleşmesi ve TEAŞ/TEDAŞ, bunların bağlı ortaklıkları, dağıtım şirketleri ve/veya görevli şirketler ile Elektrik Satış Anlaşması (ESA) yapılır.”
Bu elektrik üretim tesisleri; sanayi tesisinin atık ısısı veya benzeri yan ürünlerinden yararlanan kombine çevrimli, gerekli buhar ihtiyacı, ara buharı veya egzos buharı ya da bunların karışımı biçiminde genel ısı çevrimi bilançosu verimi yükseltilerek karşılanan buhar çevrimli, hidroelektrik santral veya yenilenebilir enerji kaynakları (biyokütle, atıklar, rüzgar, güneş) ile çalışan enerji üretim tesisi mahiyetinde olabilir.
Otoprodüktör ve/veya otoprodüktör grubu olarak elektrik enerjisi elde etmek amacıyla kurulan tesisin atık ısısı var ise en geç 12 ay içerisinde değerlendirilir. Aksi halde tesis faaliyetten men edilir.
(Değişik : 18/5/2000 - 2000/743 K.) Otoprodüktör ve/veya otoprodüktör grubu şirketler faaliyet gösterdikleri bölge içerisinde TEAŞ, TEDAŞ, bağlı ortaklıkları veya görevli şirketler ile Enerji Satış Anlaşması imzalarlar. Otoprodüktör ve/veya otoprodüktör grubu şirketler TEAŞ, TEDAŞ, bağlı ortaklıklar veya görevli şirketler enerji alışverişi konusunda enerji mahsuplaşması yaparlar. Mahsuplaşılan enerji için taraflar Bakanlıkça belirlenen otoprodüktör enerji satış fiyatı üzerinden karşılıklı olarak fatura düzenlerler.
Rüzgar ve/veya güneş enerjisi üretim tesisleri ile rezervuarı olmayan hidroelektrik üretim tesislerinde (Bu Yönetmeliğin yürürlüğe giriş tarihinden önce işletmeye açılanlar da dahil olmak üzere) mahsuplaşma işleminde; cari ayda sisteme verilen elektrik (üretim), otoprodüktör veya otoprodüktör grubunca cari ayda sistemden çekilen elektrikten (tüketim) fazla ise, yapılacak bir protokol çerçevesinde bu fark fatura edilmeyip ertesi aya/aylara kWh olarak devredilir. Herhangi bir aydaki üretimin ilgili aydaki tüketimden az olması halinde ise eksik üretim evvelki aylardan devreden üretim fazlası ile kapatılır, kapatılamayan eksik üretim bir sonraki aya devredilmez. Ortaya çıkacak üretim fazlasına ait bedellerin hesap kesimi her takvim yılı 30 Haziran ve 31 Aralık itibarı ile yapılır.
h) (Değişik : 29/9/1997 - 97/10059 K.) Otoprodüktör ve/veya otoprodüktör grubu üretim tesisleri, ihtiyacının üzerinde üretilen elektrik enerjisinin satış fiyatı, enerji dağıtımı yapan kuruluşların ülke geneline nihai tüketiciye uyguladıkları ortalama enerji satış fiyatından fonlar ve paylar düşüldükten sonra kalan kısmın % 85'ini geçmeyecek şekilde Bakanlıkça belirlenir. Şirket ihtiyacının üzerindeki enerjiyi santralın enerji bağlantısını yaptığı kuruluşa satar.
Sayfa 3
2202
i) (Ek : 14/7/1997 - 97/9670 K., Mülga; 6/11/1998 - 98/11982 K.) İmdat grubu kurup işletmek üzere yapılacak başvurular Bakanlık tarafından değerlendirilir. Uygun görülenlere izin verilir.
j) (Ek : 14/7/1997 - 97/9670 K, Değişik : 6/11/1998 - 98/11982 K.; Değişik birinci paragraf : 29/9/2000 - 2000/1307 K.) Otoprodüktör ve/veya otoprodüktör grubu şirketler ürettikleri elektrik enerjisini ortaklarına; TEAŞ, TEDAŞ ve bunların bağlı ortaklıkları ve/veya görevli şirketlerin iletim ve dağıtım tesislerinden yararlanmak üzere nakledebilirler.
Türk Silahlı Kuvvetlerini Güçlendirme Vakfının ortağı olduğu otoprodüktör grubu tarafından üretilecek enerjiden ihtiyaç kadarı ortaklık koşulu aranmaksızın Türk Silahlı Kuvvetleri teşekküllerine verilebilir.
Bu Yönetmeliğin yayımından önce faaliyet gösteren otoprodüktör ve/veya otoprodüktör grubu şirketlerin hakları saklıdır.
Başvuru ve Başvurunun Değerlendirilmesi
Madde 5 – 4/12/1984 tarihli ve 3096 sayılı Kanunun 4 üncü maddesine göre Bakanlığa yapılacak başvurularda gözönünde bulundurulacak hususlar:
a) İlk başvuruda bulunması gereken bilgiler,
1 – Kurulması teklif edilen üretim tesisinin karakteristik değerleri ve genel vaziyet planı,
2 – Ön rapor ve yatırımın tahmini gerçekleşme tarihi,
3 – Tesisin ne gibi araç, gereç ve teşkilatla gerçekleştirileceği,
4 – Tesisi işletmek istediği süre.
Birden fazla üretim tesisi için aynı yazı ile veya farklı zamanlarda aynı firma tarafından yapılacak başvurularda yukarıda belirtilen bilgiler her bir tesis için ayrı ayrı verilecek, ayrıca teklif edilen tesislerin öncelik sırasını gösteren bir zamanlama planı hazırlanacaktır. Bakanlık her bir tesisi ayrı birer başvuru gibi değerlendirecektir.
b) Bakanlık, ön rapor konusunda ilgili kuruluşların görüşlerini alır. Bakanlık görüşü olumlu olduğu takdirde, başvuru sahibi fizibilite raporunu Bakanlıkca öngörülen süre içerisinde hazırlayarak beş nüsha halinde Bakanlığa sunar.
Bakanlık, ayrıca teklif edilen tesisin bulunduğu yere bağlı olarak sonuç hakkında TEK'e veya ilgili görevli şirkete bilgi verir.
c) Aynı tesis için daha sonra başvuru olması halinde, başvuru sahibine fizibilite raporunu son teslim tarihinin ilk başvuru sahibine bildirilen tarih olduğu, hangi firmaların daha önce başvurduğu bildirilir, bir başka tesis için de başvurabilecekleri hatırlatılır.
d) Birden fazla başvurunun bulunduğu durumlarda tesisin ele alınması öngörülen tarih ve buna bağlı olarak gerçekleşme süresi, projenin ekonomisi, elektrik üretim maliyeti ve öngörülen satış fiyatı, firmanın mali yeteneği, tecrübesi, projeyi gerçekleştirmek için öngördüğü organizasyon gibi hususlarla birlikte firmanın seçilmesinde dikkate alınır.
e) Kamu kuruluşları yatırım programlarında yer alan tesislerle ilgili olarak alınacak teklifler için ilgili kamu kuruluşu ve Devlet Planlama Teşkilatının görüşü alınarak Bakanlık görüşü belirlenir.
Görüşün olumlu olması halinde başvuru sahibine, ilgili kamu kuruluşuyla işbirliği yaparak söz konusu tesisle ilgili, gerçekleşmiş ve gerçekleştirilecek yatırımı ortaya koyan ve başvuru sahibinin sorumluluğuna bırakılan işi içine alan, zamanlama planı, finansman durumu, organizasyon v.b. konularda bilgi veren raporu hazırlayarak Bakanlık tarafından belirlenecek süre içerisinde Bakanlığa göndermesi istenir.
Birden fazla başvuru olması halinde daha önceki maddelerde belirtilen hükümler uygulanır.
Sayfa 4
2202-1
f) Aynı yer için birden fazla fizibilite raporunun alındığı durumlarda, Bakanlık ve ilgili kuruluş temsilcilerince yapılacak öndeğerlendirme sonucu en uygun teklifin seçilmesi amacıyla Bakanlık Müsteşarının başkanlığında ilgili müsteşar yardımcısı, ilgili daire başkanı ve ilgili kuruluş genel müdürlerinden oluşan en az beş kişilik bir "Teklif Değerlendirme Kurulu" oluşturulur. Kurul ilgili daire başkanının teklifi ile ve gerek duyuldukça toplanır.
g) Bakanlık, yerli ve yabancı sermaye şirketlerince ele alınmasını uygun gördüğü üretim tesislerini Resmi Gazete ile Kamu oyuna duyurarak bu tesisler için başvuruda bulunulmasını sağlayabilir. Söz konusu tesisler için alınacak başvurular bu Yönetmelik hükümlerine göre işlem görür.
h) Üretim tesislerine ait fizibilite raporları EK: 1'de verilen esaslara göre düzenlenir.
Fizibilite Raporundan Sonraki Çalışmalar
Madde 6 – (Değişik : 4/4/1996 - 96/8007 K.)
Bakanlık, Türkiye enerji planlaması ve politikaları yönünden, Devlet Planlama Teşkilatı Müsteşarlığı'nın görüşünü aldıktan ve üretim şirketinin kuruluşuna dair belgenin ibrazından sonra üretim tesisi kurma ve işletme izni verir ve taraflar arasında "Üretim Tesisi Kurma ve İşletme Sözleşmesi"aktedilir.
ÜÇÜNCÜ BÖLÜM
Denetim
Bakanlığın Denetim Yetkisi
Madde 7 – Üretim şirketlerinin görev alanlarıyla ilgili faaliyetleri bütün aşamalarda Bakanlık tarafından denetlenebilir. Denetimler sonucu tesbit edilen aksaklıklar ilgili şirket tarafından gecikmeye meydan verilmeden giderilir.
Bakanlık uyarılarına uymayan üretim şirketlerine uygulanacak yaptırımlar ve sözleşmenin feshine gidilmesini gerektiren durumlar sözleşmede yer alır.
DÖRDÜNCÜ BÖLÜM
Elektrik Enerjisi Satış Tarifesi
Tarife
Madde 8 – a) Üretim şirketlerinin elektrik enerjisi satış tarifeleri bu maddenin (b) bendindeki esaslar gözönüne alınarak adı geçen şirketlerce düzenlenir. Bakanlıkça onaylandıktan sonra yürürlüğe girer.
b) Tarifenin tesbitinde;
1 – İşletme ve bakım giderleri (yakıt, malzeme, personel, vergi, amortisman, diğer giderler)
2 – Yatırımlar için ödenen faiz ve kur farkları,
3 – Sermayenin yeniden değerlendirilmesi, piyasa şartlarına göre makul bir temettü verilmesi,Türkiye Elektrik Kurumunun benzer tesislerden aldığı fiyatlar,
Sayfa 5
2202-2
Sayfa 6
2203
4 – Bu oranlar gerektiğinde Bakanlar Kurulu Kararı ile değiştirilmek kaydıyla, hidroelektrik santrallar için % 10, termik santrallar için % 5 oranında ayrılacak ve satış bedelinden tenzil edilerek TEK veya görevli şirket tarafından Kamu Ortaklığı Fonu'na yatırılacak Kamu Ortaklığı Fonu payı,
5 – Kanuni ihtiyatlar,
gözönünde bulundurulur.
Satış Fiyatı
Madde 9 – (Değişik : 4/4/1996 - 96/8007 K.)
Elektrik enerjisi satış fiyatlarının belirlenmesinde ekonomik kaynak seçimine yardımcı olmak ve ülke ekonomisine sunulan elektrik enerjisi fiyatlarını olumsuz yönde etkilememek esas alınacaktır.
BEŞİNCİ BÖLÜM
Çeşitli Hükümler
Üretim Yetkisinin Sona Ermesi
Madde 10 – Üretim yetkisi süresinin sonunda üretim şirketleri verilmiş olan iznin konusuna giren tüm tesisler ile tüm taşınmaz malları bunlar üzerindeki haklarla birlikte tam ve çalışır vaziyette ve her türlü borç ve yükümlülükten arındırılmış olarak, Bakanlar Kurulunca kamu kuruluşuna hiç bir bedel ve hak talep edilmeksizin veya yeniden aynı üretim şirketine yeni şartlarla verilir.
Devir yapılacak tesisin işletmesi sırasında gerekli görülen ve Bakanlıkça onaylanarak gerçekleştirilen "idame ve yenileme yatırımları"nın geri ödenmesi, devir esnasında henüz tamamlanmamış ise, tesisi devir alan kamu kuruluşu, ödenmemiş kısmı, belirlenecek bir plana göre geri ödemeyi taahhüt eder.
Kamulaştırma
Madde 11 – Üretim şirketlerinin yapacağı üretim tesislerinin onaylanmış tatbikat projelerine göre, kamulaştırma ihtiyacı ortaya çıktığında, kamulaştırma bedeli şirket tarafından ödenmek kaydıyla Bakanlıkça, 2942 sayılı Kamulaştırma Kanunu hükümlerine göre, kamulaştırma yapılır.
Çok Maksatlı Hidroelektrik Santral Tesisleri
Madde 12 – Çok maksatlı hidroelektrik santral projelerinde maksat taksimi ve yapılmış yatırımların geri ödemesi EK: 2'de belirtilen esaslara göre yapılır.
Fizibilite Raporları ile Kesin Projelerin Satışı
Madde 13 – Kamu kurum ve kuruluşlarınca hazırlanmış olan fizibilite raporları ile kesin projelerin üretim şirketlerine satışı EK: 3'de belirtilen esaslara göre yapılır.
Dayanak
Madde 14 – Bu Yönetmelik 3096 sayılı Türkiye Elektrik Kurumu Dışındaki Kuruluşların Elektrik üretimi, İletimi, Dağıtımı ve Ticareti ile Görevlendirilmesi Hakkında Kanunun 10 uncu maddesine göre hazırlanmıştır.
Ek Madde 1 – (Ek : 4/4/1996 - 96/8007 K.)
Bu Yönetmelikte geçen "TEK" ibaresi ilgisine göre "TEAŞ ve/veya TEDAŞ" olarak anlaşılacaktır.
Ek Madde 2 – (Ek : 4/4/1996 - 96/8007 K.)
Otoprodüktör enerji üretim santralında üretilen enerjinin otoprodüktör veya otoprodüktör grubu ortaklarına iletim ve dağıtım kuruluşlarının hatlarının kullanılarak nakledilmesi halinde, iletimde nakil bedeli olarak kuş uçuşu 100 km'ye kadar olan mesafelerde nakledilen miktarın %3'ü, daha sonraki her 100 km için %1.5'u ilave ve 600 km'den daha uzak mesafeler için sabit değer olmak üzere %10.5'u,dağıtımda ise mesafeye bakılmaksızın nakledilen enerjinin %6.5'u oranında nakil bedeli alınır.Otoprodüktör üretim grubu şirketi kurarak enerjisini grubundaki ortaklarına naklettirmek isteyen şirketlerin elektrik enerjisini (hangi gerilim seviyesinde olursa olsun) TEAŞ,TEDAŞ ve bağlı ortaklıkları ve/veya görevli şirketler alır ve naklederler.
Sayfa 7
2204
Enerji nakli hususuna ilişkin olarak güzergah, mesafe, sayaç okuma, faturalama v.b. konular TEAŞ,TEDAŞ ve bağlı ortaklıkları ile görevli şirketlerin birlikte belirleyecekleri uygulama protokolünde yer alacaktır. Nakil bedeli otoprodüktör grubu ortağının bağlı olduğu bölgedeki dağıtım şirketinin uygulamakta olduğu tek terimli sanayi tarifesi esas alınarak hesaplanır.
(Ek : 6/11/1998 - 98/11982 K.) Rüzgar ve/veya güneş enerjisi ile çalışan elektrik üretim tesisi kurulacak olan otoprodüktör veya otoprodüktör grubu şirketlerden, kendisinin ve/veya ortaklarının elektrik enerjisi ihtiyacını karşılamak amacıyla TEAŞ,TEDAŞ, bağlı ortaklık ve/veya görevli şirketlerin iletim ve/veya dağıtım hatlarını kullanmaları halinde, ticari işletme tarihinden itibaren ilk beş yıl için geçerli olmak üzere birinci fıkrada belirtilen nakil bedellerinin %50'si alınır.
(Ek : 6/11/1998 - 98/11982 K.) Bu Yönetmeliğin yürürlüğe girmesinden önce Bakanlıkça rüzgar ve/veya güneş enerjisi üretim tesisi kurma ve işletme izni verilen ve/veya işletmeye geçen otoprodüktör şirketlerden de kendisinin ve/veya ortaklarının elektrik enerjisi ihtiyacını söz konusu tesislerden karşılamak amacıyla TEAŞ, TEDAŞ, bağlı ortaklık ve/veya görevli şirketlerin iletim ve/veya dağıtım hatlarını kullanmaları halinde, bu Yönetmeliğin yürürlüğe girdiği tarihten itibaren beş yıl süreyle geçerli olmak üzere birinci fıkrada belirtilen nakil bedellerinin %50'si alınır.
Geçici Madde 1 – (Ek : 29/9/2000 - 2000/1307 K.)
Rüzgar, motorin, nafta ve LPG ile elektrik üreten otoprodüktör ve/veya otoprodüktör gruplarının üretim tesislerinde, otoprodüktör ya da otoprodüktör grubu ihtiyacının üzerinde üretilen elektrik enerjisinin satış fiyatı, 31/3/2002 tarihine kadar uygulanmak üzere, projenin genel işletme giderleri ile ülkenin enerji ihtiyacı gözönüne alınmak suretiyle enerji dağıtımı yapan kuruluşların ülke genelinde nihai tüketiciye uyguladıkları ortalama enerji fiyatından fonlar ve paylar düşüldükten sonra kalan kısmın % 100 (yüzde yüz)’ünü geçmeyecek şekilde Bakanlıkça belirlenir. Şirket, ihtiyacının üzerinde ürettiği elektrik enerjisini santralin enerji bağlantısını yaptığı kuruluşa satar.
Ayrıca, otoprodüktör ya da otoprodüktör gruplarının üretim tesislerinde atıl bulunan enerji üretim kapasitelerinin ulusal sisteme kazandırılmasına yönelik olarak teşvik edilmesi suretiyle, ülkemizin şu an içerisinde bulunduğu enerji darboğazının aşılabilmesini teminen, petrol ve diğer yakıt fiyatlarındaki değişmeler neticesinde, yakıt ve işletme giderleri maliyeti, yukarıda tanımlanan % 100 (yüzde yüz) katsayısına tekabül eden otoprodüktör enerji satış fiyatını aşması halinde, aradaki fark Bakanlıkça tespit edilir ve şirkete, enerjisini sattığı kuruluş tarafından ödenir. Bu uygulama 31/3/2001 tarihinde sona erer.
Yürürlük
Madde 15 – Bu Yönetmelik yayımı tarihinde yürürlüğe girer.
Yürütme
Madde 16 – Bu Yönetmeliği Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı yürütür.
EK: 1 (a)
HİDROELEKTRİK SANTRAL TESİSLERİ
FİZİBİLİTE RAPORUNDA
YER ALACAK ANA BAŞLIKLAR
BÖLÜM –1. YATIRIMIN MALİYETİ VE NEV'İ
1.1. Genel Bilgiler
1.2. Proje Gerekçesi
BÖLÜM – 2. PROJE SAHASININ TANITILMASI
2.1. Doğal Durum (Kesin Koordinatlar ve topoğrafya, genel jeoloji,
deprem, iklim,)
2.2. Sosyal Durum (Nüfus, Kültür, sağlık, ulaşım, Haberleşme)
2.3. Ekonomik Durum (Tarım, Endüstri, Turizm, Ticaret)
2.4. Arazi mülkiyeti, araziden faydalanma durumu
2.5. Varsa daha önce yapılmış etütler hakkında bilgi
Sayfa 8
2204-1
BÖLÜM – 3. GELİŞME PLANI
3.1. Gelişmeyi gerektiren sebepler
3.2. Mevcut tesisler
3.3. Enerji talebi tahmini
3.4. Teklif edilen tesisler
3.5. Planın etkinliği
BÖLÜM – 4. SU KAYNAKLARI (Hidroloji)
4.1. Yeraltı ve yerüstü suları ve kalitesi
4.2. Meteorolojik Durum
4.3. Su Akım Tahminleri
4.4. Sulama Tesisleri
4.5. Proje Taşkın Durumu (x) (B. S. için)
4.6. Rezervuar İşletme Çalışmaları (B.S. için)
4.7. Sedimantasyon Durumu
BÖLÜM – 5. JEOLOJİK DURUM
5.1. Genel Jeoloji
5.2. Baraj yeri ve ilgili yapıların jeolojisi (B. S. için)
5.3. Rezervuar sahası Jeolojisi (B. S. için)
5.4. Malzeme Etütleri
5.5. Depremler
BÖLÜM – 6. KURULACAK TESİS
6.1. Rezervuar işletme politikası ve Optimizasyon (B. S. için)
6.2. Baraj Tipi ve yükseklik seçimi (B. S. için)
6.3. Dolusavak ve Dipsavak (B. S. için)
6.4. Kurulu Güç Optimizasyonu
6.5. Enerji sulama yapıları
6.6. Santral binası ve kuyruksuyu kanalı
6.7. Türbin tipi, ünite gücü ve adedi
6.8. Generatör tipi ve kapasitesi
6.9. Transformatör adedi ve tipi
6.10. Şalt sahası
6.11. Enerji iletimi
6.12. Ulaşım yolu
BÖLÜM – 7. PROJENİN GERÇEKLEŞME SÜRESİ
7.1. Kesin proje hazırlama süresi, inşaat ve işletmeye alma için tahmini başlangıç ve bitiş tarihi
BÖLÜM – 10. ÇOK MASRAFLI PROJELER İÇİN MALİYET TAKSİMİ
BÖLÜM – 11. TESİSİN YATIRIM PLANI VE EKONOMİK DEĞERLENDİRME
11.1. Yatırımın yıllara dağılım tablosu
11.2. Finansman planı
11.3. İşletme sermayesi
11.4. İşletme dönemi giderleri
11.5. İşletme dönemi kredi taksitleri ve faizler
11.6. Fon akış tablosu
11.6. İç karlılık oranı
BÖLÜM – 12. ALTERNATİF ÇÖZÜMLER
Sayfa 10
2205
EK:1 (a)
A Ç I K L A M A L A R
1 – Fizibilite raporu, tesisin kesin yapılabilirliğini ortaya koyan gerçek, güvenilir ve yeterli teknik ve ekonomik verilere dayanılarak hazırlanacaktır.
2 – Fizibilite raporunda, tesisin öngürülen program ve plana göre tamamlanması amacıyla,projenin özellikleri dikkate alınarak bir "Proje Danışma Kurulu"nun kurulması önerilebilir. Öneri Bakanlık tarafından uygun görüldüğü takdirde Kurul'un kurulmasına karar verilir.
3 – Hidrolik, linyit, taşkömürü, doğal gaz, sıvılaştırılmış doğal gaz veya petrol gazı, petrol ürünleri, Jeotermal, nükleer, güneş, rüzgar ve diğerleri gibi enerji kaynaklarına dayalı olarak elektrik enerjisi üretmek için yukarıda belirtilen fizibilite raporu örneğinden farklı özel fizibilite raporu düzenlemek isteyen başvuru sahibinin bu iş için Bakanlık'tan müsaade alması gerekir.
4 – Fizibilite raporunun hazırlanması sırasında, Bakanlık müracaat sahibinin işlerini aksatmayacak şekilde çalışmaları takip edebilir. Müracaat sahibi, Bakanlık elemanlarına gerekli bilgileri vermek ve yardım etmekle yükümlüdür.
5 – Fizibilite raporunda yer alacak ilave bilgiler;
– Elektrik enerjisi üretiminde yararlanılacak enerji kaynağının nereden temin edileceğini gösteren yasal belgelerin birer örneği, Termik santrallarda hammadde bedeli aynı karakterdeki Türkiye Elektrik Kurumu İşletmelerindeki bedelden fazla olamaz.
– Firmanın mali yeteneği, iç para, dış para, öz kaynak, öz kaynak artırım planı, kredi vermeyi uygun görecek banka niyet mektupları v.b. ve bunları tevsik eden belgelerin birer örneği.
EK: 1 (b)
TERMİK SANTRAL TESİSLERİ
FİZİBİLİTE RAPORUNDA YER ALACAK
ANA BAŞLIKLAR
BÖLÜM – 1. YATIRIM MAHİYETİ VE NEV'İ
1.1. Genel Bilgiler
1.2. Proje Gerekçesi
BÖLÜM – 2. PROJE SAHASININ TANITILMASI
2.1. Doğal Durumu (Topoğrafya, Koordinatlar, genel jeoloji, Deprem ve
iklim durumu)
2.2. Sosyal Durumu (Nüfus, Kültür, Sağlık, Ulaşım, Haberleşme)
2.3. Ekonomik Durum (Tarım, Endüstri, Turizm, Ticaret)
2.4. Varsa daha önce yapılmış etütler hakkında bilgi
BÖLÜM – 3. GELİŞME PLANI
3.1. Gelişmeyi gerektiren sebepler
3.2. Mevcut tesisler
3.3. Enerji talebi tahmini
3.4. Teklif edilen tesisler
3.5. Planın etkinliği
BÖLÜM – 4. HAMMADDE KAYNAĞI
4.1. Hammadde Kaynağı Rezerv Bilgileri
4.1.1. Kömür yatağı karakteristikleri
4.1.2. Maden İşletme Sistemi Mukayesesi Seçimi ve Makina - Teçhizat
Seçimi
4.1.3. Maden İşletmesi için Yatırımlar, yıllara göre dağılımı
4.1.5. Finansman Planı
Sayfa 11
2206
4.1.6. İşletme Sermayesi
4.1.7. İşletme Dönemi Giderleri
4.1.8. İşletme Dönemi Kredi Taksitleri ve Faizleri
4.1.9. Fon Akış Tablosu
4.1.10. Mali rantabilite
4.1.11. İç Karlılık Oranı
4.2. Hammadde İşletme Bilgileri
4.3. Hammadde Kullanma Bilgileri
4.4. Hammadde Tedarik Bilgileri
4.5. Soğutma suyu hakkında bilgiler
BÖLÜM – 5. TESİSİN KURULACAĞI YER HAKKINDA BİLGİLER
5.1. Jeolojik yapı
5.2. Temel Etütleri (Zemin mekaniği)
5.3. Deprem Durumu
5.4. Ulaşım Yolu
BÖLÜM – 6. KURULACAK TESİS
6.1. Kapasite seçimi
6.2. Optimum kurulu güç, ünite sayısı ve kapasitesi
6.3. Türbin tipi, ünite gücü
6.4. Generatör tipi, kapasitesi
6.5. Transformatör adedi, tipi
6.6. Santral binası ve yardımcı tesisleri (yeri, tipi, hacmi)
6.7. Şalt sahası ve sisteme irtibatı
6.8. İnşaat Problemleri
6.9. Yıllık Enerji üretimi
6.10. Bakanlıkça istendiği takdirde frekans tutma ve senkron kompansatör
çalışma özelliği
6.11. Stok sahası tesisleri
6.12. Stok kontrol ve stoklama programı
6.13. Kül atma ve kül stok tesisleri
6.14. Soğutma suyu tesislerinin tipi
6.15. Artıkların Değerlendirilme olasılığı
6.16. Birleşik ısı - elektrik santral alternatifi
6.17. Çevre sorunları çözümü
6.18. İşletme politikası
BÖLÜM – 7. PROJENİN GERÇEŞLEŞME SÜRESİ
7.1 Kesin proje hazırlama süresi, inşaat ve işletmeye alma için Başlangıç
ve Bitiş tarihleri
BÖLÜM – 8. TESİS MALİYETİ
8.1. Giderlerin hesaplanmasındaki esaslar
8.2. Tesis Keşif özeti
8.3. Yıllık giderler
8.4. Döviz ihtiyacı
8.5. Yatırım Bedeli
BÖLÜM – 9. ÇOK MAKSATLI PROJELER İÇİN MALİYET TAKSİMİ
BÖLÜM – 10. DUYARLILIK ANALİZİ
Sayfa 12
2207
BÖLÜM – 11. TESİS YATIRIM PLANI VE EKONOMİK DEĞERLENDİRME
11.1. Yatırım yıllara dağılımı tablosu
11.2. Yatırım dönemi faizleri
11.3. Finansman planı
11.4. işletme sermayesi
11.5. İşletme dönemi giderleri
11.6. İşletme dönemi kredi taksitleri ve faizleri
11.7. Fon akış tablosu
11.8. Mali rantabilite (Fayda/masraf oranı, Döviz maliyeti)
11.9. İç Karlılık oranı
BÖLÜM – 12. ALTERNATİF ÇÖZÜMLER
EK: 1 (b)
A Ç I K L A M A L A R
1 – Fizibilite raporu tesisin kesin yapılabilirliğini ortaya koyan gerçek, güvenilir ve yeterli teknik ve ekonomik verilere dayanılarak hazırlanacaktır.
2 – Fizibilite raporunda, tesisin öngörülen program ve plana göre tamamlanması amacıyla, projenin özellikleri dikkate alınarak bir "Proje Danışma Kurulu"nun kurulması önerilebilir. Öneri Bakanlık tarafından uygun görüldüğü takdirde Kurul'un kurulmasına karar verilir.
3 – Hidrolik, linyit, taşkömürü, doğal gaz, sıvılaştırılmış doğal gaz veya petrol gazı, petrol ürünleri, jeotermal, nükleer, güneş, rüzgar ve diğerleri gibi enerji kaynaklarına dayalı olarak elektrik enerjisi üretmek için yukarıda belirtilen fizibilite raporu örneğinden farklı özel fizibilite raporu düzenlemek isteyen başvuru sahibinin bu iş için Bakanlık'tan müsaade alması gerekir.
4 – Fizibilite raporunun hazırlanması sırasında, Bakanlık müracaat sahibinin işlerini aksatmayacak şekilde çalışmaları takip edebilir. Müracaat sahibi, Bakanlık elemanlarına gerekli bilgileri vermek ve yardım etmekle yükümlüdür.
5 – Fizibilite raporunda yer alacak ilave bilgiler;
– Elektrik enerjisi üretiminde yararlanılacak enerji kaynağının nereden temin edileceğini gösteren yasal belgelerin birer örneği, Termik santrallarda hammadde bedeli aynı karakterdeki Türkiye Elektrik Kurumu İşletmelerindeki bedelden fazla olamaz.
– Firmanın mali yeteneği, iç para, dış para, öz kaynak, öz kaynak artırım planı, kredi vermeyi uygun görecek Banka niyet mektupları v.b. ve bunları tevsik eden belgelerin birer örneği.
EK: 1 (c)
JEOTERMAL ENERJİ SANTRALLARI
FİZİBİLİTE RAPORUNDA YER ALACAK ANA BAŞLIKLAR
BÖLÜM – 1. YATIRIM MALİYETİ VE NEV'İ
1.1. Genel Bilgiler
1.2. Proje Gerekçesi
BÖLÜM – 2. PROJE SAHASININ TANITILMASI
2.1. Doğal Durum (Topoğrafya, Koordinatlar, Genel Jeoloji, Deprem ve
İklim durumu)
2.2. Sosyal Durum (Nüfus, Kültür, Sağlık, Ulaşım, Haberleşme)
2.3. Varsa daha önce yapılmış etütler hakkında bilgi
2.4. Ekonomik Durum (Tarım, Endüstri, Turizm, Ticaret)
Sayfa 13
2208
BÖLÜM-3. GELİŞME PLANI
3.1. Gelişmeyi Gerektiren Sebepler
3.2. Mevcut Tesisler
3.3. Enerji Talebi Tahmini
3.4. Teklif Edilen Tesisler
3.5. Planın etkinliği
BÖLÜM – 4. JEOTERMAL ENERJİ POTANSİYELİ
4.1. Enerji üretimi için elverişli kuyuların özellikleri
4.1.1. Kuyu Dibi Sıcaklığı
4.1.2. Kuyu Dibi Basıncı
4.1.3. Kuyu Derinliği
4.1.4. Kuyu Başı Basıncı
4.1.5. Toplam İstihsal
4.1. 6.Seperatör Basıncı
4.1.7. Seperatör Basıncında Akıştan İçerisindeki Buhar yüzdesi
4.1.8. Su İstihsali
4.1.10. Buhar içerisindeki CO2 miktarı
4.1.11. CO2 istihsali
4.2. Sondajlardan çıkan su - Buhar karışımının Bileşenleri
4.3. Sondajlardan çıkan Buhar Akışkanının Bileşenleri
BÖLÜM – 5. TESİSİN KURULACAĞI YER HAKKINDA BİLGİLER
5.1. Saha Hakkında Genel Bilgiler
5.2. Sahanın Jeolojisi
5.3. Sondaj ve Test Faaliyetleri ve Sonuçları
5.4. İşletme Problemleri (Kabuklaşma, Bor, v.s.)
5.5. Temel Etütler (Zemin Mekaniği)
5.6. Deprem Durumu
5.7. Arazinin Topoğrafik Özellikleri
5.8. Ulaşım Yolu
5.9. Saha potansiyelini Kısıtlayan Faktörler
5.10. Saha Potansiyelini Artırma İmkanları
5.11. Tesisin etkisi (Artık suların bitkilere ve çevreye olan zararlı etkileri)
BÖLÜM – 6. KURULACAK TESİS
6.1. Genel Tanıtım, Amaç ve Kapasite Seçimi
6.2. Buhar Üretimi Kapasitesi
6.3. Buhar Kondansasyon sistemi
6.4. Yıllık Enerji Üretimi
6.5. Birleşik Isı - Elektrik santral alternatifi
6.6. İşletme Politikaları
6.7. İnşaat Problemleri
6.8. TESİSİN ELEKTRİK ÜRETİM SANTRALI OLMASI HALİNDE
6.8.1. Buharın santrala nakli
6.8.2. Optimum Kurulu Güç, Ünite Sayısı ve Kapasitesi
6.8.3. Türbin ve Alternatör Özellikleri
6.8.4. Santral binası ve yardımcı tesisler (yeri, tipi)
Sayfa 14
2209
BÖLÜM – 7. PROJENİN GERÇEKLEŞME SÜRESİ
7.1. Kesin Proje Hazırlama Süresi, İnşaat ve İşletmeye Alma için
Başlangıç ve Bitiş Tarihleri
BÖLÜM – 8.1. Giderlerin hesaplanmasındaki esaslar
8.2. Tesis Keşif Özeti
8.3. Yıllık Giderler
8.4. Döviz İhtiyacı
8.5. Yatırım Bedeli
BÖLÜM –- 9.-ÇOK MAKSATLI PROJELER İÇİN MALİYET TAKSİMİ
BÖLÜM – -10. -DUYARLILIK ANALİZİ
BÖLÜM – - 11. - TESİS YATIRIM PLANI VE EKONOMİK DEĞERLENDİRME
11.1. Yatırımın Yıllara Dağılımı Tablosu
11.2. Yatırım dönemi faizleri
11.3. Finansman planı
11.4. İşletme Sermayesi
11.5. İşletme Dönemi Giderleri
11.6. İşletme dönemi kredi taksitleri ve faizleri
11.7. Fon Akış Tablosu
11.8 Mali Rantabilite (Fayda/masraf oranı, Döviz Maliyeti)
11.9. İç Karlılık Oranı
BÖLÜM –-12. - ALTERNATİF ÇÖZÜMLER
EK:1 (c)
A Ç I K L A M A L A R
1 – Fizibilite raporu, tesisin kesin yapılabilirliğini ortaya koyan gerçek, güvenilir ve yeterli teknik ve ekonomik verilere dayanılarak hazırlanacaktır.
2 – Fizibilite raporunda, tesisin öngörülen program ve plana göre tamamlanması amacıyla, projenin özellikleri dikkate alınarak bir "Proje Danışma Kurulu"nun kurulması önerilebilir. Öneri Bakanlık tarafından uygun görüldüğü takdirde Kurul'un kurulmasına karar verilir.
3 – Hidrolik, linyit, taşkömürü, doğal gaz, sıvılaştırılmış doğal gaz veya petrol gazı, petrol ürünleri, jeotermal, nükleer, güneş, rüzgar ve diğerleri gibi enerji kaynaklarına dayalı olarak elektrik enerjisi üretmek için yukarıda belirtilen fizibilite raporu örneğinden farklı özel fizibilite raporu düzenlemek isteyen başvuru sahibinin bu iş için Bakanlık'tan müsaade alması gerekir.
4 – Fizibilite raporunun hazırlanması sırasında, Bakanlık müracaat sahibinin işlerini aksatmayacak şekilde çalışmaları takip edebilir. Müracaat sahibi, Bakanlık elamanlarına gerekli bilgileri vermek ve yardım etmekle yükümlüdür.
5 – Fizibilite raporunda yer alacak ilave bilgiler:
– Elektrik enerjisi üretiminde yararlanılacak enerji kaynağının nereden temin edileceğini gösteren yasal belgelerin birer örneği, Termik satrallarda hammadde bedeli aynı karakterdeki Türkiye Elektrik Kurumu İşletmelerindeki bedelden fazla olamaz.
– Firmanın mali yeteneği, iç para, dış para, öz kaynak, öz kaynak artırım planı, kredi vermeyi uygun görecek Banka niyet mektupları v.b. ve bunları tevsikeden belgelerin birer örneği.
Sayfa 15
2210
EK:1 (d)
RÜZGAR ENERJİSİ ELEKTRİK SANTRALLARI FİZİBİLİTE
RAPORUNDA YER ALACAK ANA BAŞLIKLAR
BÖLÜM – 1. YATIRIM MAHİYETİ VE NEV'İ
1.1. Genel Bilgiler
1.2. Proje Gerekçesi
BÖLÜM – 2. PROJE SAHASININ TANITILMASI
2.1. Doğal Durumu (Topoğrafya, Koordinatlar, genel jeoloji, Deprem ve
iklim durumu)
2.2. Sosyal Durumu (Nüfus, Kültür, Sağlık, Ulaşım, Haberleşme)
2.3. Varsa daha önce yapılmış etütler hakkında bilgi
2.4. Ekonomik Durum (Tarım, Endüstri, Turizm, Ticaret)
BÖLÜM – 3. GELİŞME PLANI
3.1. Gelişmeyi gerektiren sebepler
3.2. Mevcut tesisler
3.3. Enerji talebi tahmini
3.4. Teklif edilen tesisler
3.5. Planın etkinliği
BÖLÜM – 4. RÜZGAR ENERJİSİ POTANSİYELİ
4.1. Rüzgar hızı ve yönü ölçümleri
4.2. Rüzgar Enerjisi kullanma bilgileri
4.3. Rüzgar hızı profilleri
BÖLÜM –5 TESİSİN KURULACAĞI YER HAKKINDA BİLGİLER
5.1. Meteorolojik özellikler (Rüzgar, Nisbi nem çevre sıcaklığı bulutluluk,
yağışı v.s.)
5.2. Jeolojik yapı
5.3. Temel Etütleri (Zemin mekaniği)
5.4. Deprem durumu
5.5. Ulaşım yolu
5.6. Arazinin topografik özellikleri
5.7 Proje yerinde rüzgar rejimini etkileyen faktörler,
5.8. Tesisin çevresine etkisi (ses, yansıtma v.s.)
BÖLÜM – 6.KURULACAK TESİS
6.1. Kapasite seçimi
6.2. Optimum kurulu güç, ünite sayısı ve kapasitesi
6.3. Türbin tipi, özellikleri (cut-in, cut-out, verimi, hız kontrol, v.s.)
6.4. Generatör tipi özellikleri
6.5. Kule yüksekliği ve tipi
6.6. Kule ve türbin frekansı
6.7. Güç aktarma organları
6.8. Dışlı kutunun özellikleri
6.9. Depolama üniteleri
BÖLÜM – 7. PROJENİN GERÇEKLEŞME SÜRESİ
7.1. Kesin Proje hazırlama süresi, İnşaat ve İşletmeye Alma için Başlangıç
ve Bitiş tarihleri
Sayfa 16
2211
BÖLÜM – 8. TESİS MALİYETİ
8.1. Giderlerin hesaplanmasındaki esasları
8.2. Tesis Keşif Özeti
8.3. Yıllık giderler
8.4. Döviz ihtiyacı
8.5. Yatırım bedeli
BÖLÜM – 9. ÇOK MAKSATLI PROJELER İÇİN MALİYET TAKSİMİ
BÖLÜM – 10. DUYARLILIK ANALİZİ
BÖLÜM – 11. TESİS YATIRIM PLANI VE EKONOMİK DEĞERLENDİRME
11.1. Yatırımın yıllara dağılım tablosu
11.2. Yatırım dönemi faizleri
11.3. Finansman planı
11.4. İşletme sermayesi
11.5. İşletme dönemi giderleri
11.6. İşletme Dönemi kredi taksitleri ve faizleri
11.7. Fon akış tablosu
11.8. Mali Rantabilite (Fayda/masraf oranı, Döviz Maliyeti)
11.9. İç Karlılık oranı
BÖLÜM – 12. ALTERNATİF ÇÖZÜMLER
EK: 1 (d)
A Ç I K L A M A L A R
1 – Fizibilite raporu, tesisin kesin yapılabilirliğini ortaya koyan gerçek, güvenilir ve yeterli teknik ve ekonomik verilere dayanılarak hazırlanacaktır.
2 – Fizibilite raporunda, tesisin öngörülen program ve plana göre tamamlanması amacıyla, projenin özellikleri dikkate alınarak bir "Proje Danışma Kurulu" nun kurulması önerilebilir. Öneri Bakanlık tarafından uygun görüldüğü takdirde Kurul'un kurulmasına karar verilir.
3 – Hidrolik, linyit, taşkömürü, doğal gaz, sıvılaştırılmış doğal gaz veya petrol gazı, petrol ürünleri, jeotermal, nükleer, güneş, rüzgar ve diğerleri gibi enerji kaynaklarına dayalı olarak elektrik enerjisi üretmek için yukarıda belirtilen fizibilite raporu örneğinden farklı özel fizibilite raporu düzenlemek isteyen başvuru sahibinin bu iş için Bakanlık'tan müsaade alması gerekir.
4 – Fizibilite raporunun hazırlanması sırasında, Bakanlık müracaat sahibinin işlerini aksatmayacak şekilde çalışmaları takip edebilir. Müracaat sahibi, Bakanlık elemanlarına gerekli bilgileri vermek ve yardım etmekle yükümlüdür.
5 – Fizibilite raporunda yer alacak ilave bilgiler:
– Elektrik enerjisi üretiminde yararlanılacak enerji kaynağının nereden temin edileceğini gösteren yasal belgelerin birer örneği, Termik santrallarda hammadde bedeli aynı karakterdeki Türkiye Elektrik Kurumu İşletmelerindeki bedelden fazla olamaz.
– Firmanın mali yeteneği, iç para, dış para, öz kaynak, öz kaynak artırım planı, kredi vermeyi uygun görecek Banka niyet mektupları v.b. ve bunları tevsik eden belgelerin birer örneği.
Sayfa 17
2212
EK: 1 (e)
GÜNEŞ ENERJİSİ ELEKTRİK SANTRALLARI FİZİBİLİTE RAPORUNDA
YER ALACAK ANA BAŞLIKLAR
BÖLÜM –1. YATIRIM MAHİYETİ VE NEV'İ
1.1. Genel Bilgiler
1.2. Proje Gerekçesi
BÖLÜM – 2.2. PROJE SAHASININ TANITILMASI
2.1. Doğal Durumu (Topografya, Koordinatlar, genel jeoloji, Deprem ve
İklim durumu)
2.2. Sosyal Durumu (Nüfus, Kültür, Sağlık, Ulaşım, Haberleşme)
2.3. Ekonomik Durum (Tarım, Endüstri, Turizm, Ticaret)
2.4. Varsa daha önce yapılmış Etütler hakkında bilgi
BÖLÜM – 3. GELİŞME PLANI
3.1. Gelişmeyi gerektiren sebepler
3.2. Mevcut tesisler
3.3. Enerji talebi tahmini
3.4. Teklif edilen tesisler
3.5. Planın etkinliği
BÖLÜM – 4. GÜNEŞ ENERJİSİ POTANSİYELİ
4.1. Güneş Radyasyon değerleri
4.2. Güneşlenme süreleri
4.3. Güneş Enerjisi kullanma bilgileri
BÖLÜM – 5. TESİSİN KURULACAĞI YER HAKKINDA BİLGİLER
5.1. Meteoroloji özellikler (Rüzgar, Nisbi nem çevre sıcaklığı Bulutluluk,
yağış v. s.)
5.2. Jeolojik yapı
5.3. Temel Etütleri (Zemin mekaniği)
5.4. Deprem durumu
5.5. Ulaşım yolu
BÖLÜM – 6. KURULACAK TESİS
6.1. Genel
6.1. Kapasite seçimi
6.2. Optimum kurulu güç, ünite, sayısı ve kapasitesi
6.3. Transformatör adedi tipi
6.4. Şalt sahası ve sisteme irtibat
6.5. Yıllık Enerji üretimi
6.6. Birleşik ısı-elektrik santral alternatifi
6.7. İşletme politikaları
6.8. İnşaat problemleri
6.9. Santral binası ve yardımcı tesisler (yeri, tipi)
6.2. TESİSİN TERMODİNAMİK DÖNÜŞÜM SİSTEMİ OLMASI
HALİNDE
6.2. Generatör tipi ve kapasitesi
6.3. Türbin tipi, ünite gücü
6.4. Sistemde kullanılan akışkanın özellikleri
6.5. Sistem soğutma suyu tesislerin tipi
6.6. Güneşi izleyen otomatik kontrol sistemleri
6.7. Heliostatların yapısı ve güneşi izleme özellikleri
Sayfa 18
2213
6.8. Kule tipi
6.9. Güneş Enerjisini heliosfatta yansıtma ve yoğunlaştırma oranları
6.10. Merkezi alıcıda ısıya çevrim verimi
6.3. TESİSİN GÜNEŞ PİLİ SİSTEMİ OLMASI HALİNDE
6.4. Depolama sistemleri
6.5. Panel verimleri
6.6. Güneş pilinin yapısı
6.4. TESİSİN GÜNEŞ HAVUZU SİSTEMİ OLMASI HALİNDE
6.5. Güneş havuzu özelliği (alan, derinlik, su kalitesi, zemin s ıcaklık de-
ğişimi, tuz yoğunluğu v.s.)
6.6. Isı elektrik çevirimi türü ve oranı
BÖLÜM – 7. PROJENİN GERÇEKLEŞME SÜRESİ
7.1. Kesin Proje hazırlama süresi, İnşaat ve İşletmeye alma için Başlangıç
ve bitiş tarihleri
BÖLÜM – 8. TESiS MALİYETİ
8.1. Giderlerin hesaplanmasındaki esasları
8.2. Tesis Keşif özeti
8.3. Yıllık giderler
8.4. Döviz ihtiyacı
8.5. Yatırım Bedeli
BÖLÜM – 9. ÇOK MAKSATLI PROJELER İÇİN MALİYET TAKSİMİ
BÖLÜM – 10. DUYARLILIK ANALİZİ
BÖLÜM – 11. TESİS YATIRIM PLANI VE EKONOMİK DEĞERLENDİRME
11.1. Yatırımın yıllara dağılım tablosu
11.2. Yatırım dönemi faizleri
11.3. Finansman planı
11.4. İşletme sermayesi
11.5. İşletme dönemi giderleri
11.6. İşletme Dönemi kredi taksitleri ve faizleri
11.7. Fon akış tablosu
11.8. Mali Rantabilite (fayda/masraf oranı, Döviz Maliyeti)
11.9. İç Karlılık oranı
BÖLÜM - 12. ALTERNATİF ÇÖZÜMLER
EK: 1 (e)
A Ç I K L A M A L A R
1 – Fizibilite raporu, tesisin kesin yapılabilirliğini ortaya koyan gerçek, güvenilir ve yeterli teknik ve ekonomik verilere dayanılarak hazırlanacaktır.
2 – Fizibilite raporunda, tesisin öngörülen program ve plana göre tamamlanması amacıyla, projenin özellikleri dikkate alınarak bir "Proje Danışma Kurulu"nun kurulması önerilebilir. Öneri Bakanlık tarafından uygun görüldüğü takdirde Kurul'un kurulmasına karar verilir.
3 – Hidrolik, linyit, taşkömürü, doğal gaz, sıvılaştırılmış doğal gaz veya petrol gazı, petrol ürünleri, jeotermal, nükleer, güneş, rüzgar ve diğerleri gibi enerji kaynaklarına dayalı olarak elektrik enerjisi üretmek için yukarıda belirtilen fizibi-
Sayfa 19
2214
lite raporu örneğinden farklı özel fizibiliteraporu düzenlemek isteyen başvuru sahibinin bu iş için Bakanlık'tan müsaade alması gerekir.
4 – Fizibilite raporunun hazırlanması sırasında, Bakanlık müracaat sahibinin işlerini aksatmayacak şekilde çalışmaları takip edebilir. Müracaat sahibi, Bakanlık elemanlarına gerekli bilgileri vermek ve yardım etmekle yükümlüdür.
5 – Fizibilite raporunda yer alacak ilave bilgiler;
– Elektrik enerjisi üretiminde yararlanılacak enerji kaynağının nereden temin edileceğini gösteren yasal belgelerin birer örneği, Termik santrallarda hammadde bedeli aynı karakterdeki Türkiye Elektrik Kurumu İşletmelerindeki bedelden fazla olamaz.
– Firmanın mali yeteneği, iç para, dış para, öz kaynak, öz kaynak artırım planı, kredi vermeyi uygun görecek Banka niyet mektupları v.b. ve bunları tevsik eden belgelerin birer örneği.
EK : 2
ÇOK MAKSATLI HİDROELEKTRİK SANTRAL PROJELERİNDE MAKSAT
TAKSİMİ VE YAPILMIŞ YATIRIMLARIN GERİ ÖDENMESİ ESASLARI
Elektrik enerjisi üretimi söz konusu olan çok maksatlı projelerde her maksada ait gider bölüştürmesinde uygulanacak metot, hesap metotlarında kullanılacak verilerin her proje için tam ve doğru olarak sağlanamaması veya her pojenin karakterine göre kullanılan metotların farklı sonuçlar vermesi de dikkate alınarak, çok maksatlı projenin karakterine ve veri durumuna göre DSİ tarafından tesbit edilir.
Bu tesbit, fizibilite çalışmaları sırasında ve 6. maddede belirtilen metotlardan birisi seçilerek yapılır ve fizibilite raporu bu esasları kapsar.
Madde 1 – Şirket fizibilite raporunu, gider bölüştürmesi için tesbit edilen metodu kullanarak hazırlar.
Ancak, gider bölüştürmesi işlemlerinin tamamlanmasından sonra, Şirketin teklifi üzerine, Bakanlık ve ilgili kurumlar ve Şirketin temsilcilerinden kurulu bir komisyon; gider bölüştürmesi işlemlerini tetkik eder ve üzerinde ilgililerin mutabakatını sağlar. Fizibilite raporu bu mutabakata uygun olarak sonuçlandırılır.
Madde 2 – Yapım tamamlandıktan sonra Madde 1'de öngörülen usule göre Bakanlıkça teşekkül ettirilen bir komisyon gider bölüştürmesi işlemlerini kesin giderlere ve Madde 15'deki esaslara göre düzeltir. Bu işlemde yeniden yüzdeler aranmaz, ortak gider daha önce bulunan yüzdeler oranında bölüştürülür.
Ancak, fizibilite raporunun hazırlanmasından tesisin kurularak işletmeye geçtiği tarihe kadar geçen süre içerisinde maksat yüzdelerini etkileyebilecek önemli değişiklikler olması halinde ilgili Kurum ve Şirket gider bölüştürmesi işlemlerinin yapılmasını Bakanlıktan isteyebilirler. Bakanlık gerekli gördüğü takdirde gider bölüştürmesi işlemleri yeni verilere ve kesin giderlere göre yapılarak maksat yüzdeleri yeniden bulunur. Ortak gider bu yeni yüzdelere göre maksatlara bölüştürülür.
Madde 3 – Gider bölüştürmesi hesabında her maksat için aynı faiz yüzdesi uygulanır ve bu faiz yüzdesi Bakanlıkça tesbit edilir.
Madde 4 – Çok maksatlı projelerin fizibilite safhasında ilgili Kurumlar ve Şirket gider bölüştürmesi konusunda sürekli işbirliği yaparak veri alışverişini ve varılacak sonuçların dayandığı ana kriterler hakkında görüş birliğini sağlarlar.
Sayfa 20
2215
Madde 5- Elektrik enerjisi üretimi de söz konusu olan çok maksatlı projelerde her bir maksada düşen maliyet bedelleri aşağıdaki metotların birisi uygulanarak bulunur.
Veri durumu uygun olduğu takdirde, bir evvelki metot bir sonrakine tercih edilir.
1 – Ayrılabilir Giderler - Artakala
Translation - English 2199
DIRECTIVE SPECIFYING THE PRINCIPLES FOR ISSUING PERMISSION FOR BUILDING ELECTRICITY PRODUCTION FACILITIES AND FOR OPERATIONS TO COMPANIES OTHER THAN TURKISH ELECTRICITY PRODUCTION AND TRANSMISSION A.Ş. AND TURKISH ELECTRICITY DISTRIBUTION A.Ş. (1)
Date of Council of Ministers Ruling : August 16, 1985 No: 85/9799
Date of Law Upon Which Ruling is Based : December 4, 1984, No: 3096
Publication Date of the Official Gazette : September 4, 1985, No: 18858
Compilation of Legal Code in which the Directive was Published: 5, Vol. 25, Page 1066
SECTION ONE
General Provisions
Purpose
Article 1 – The purpose of this Directive is to specify the principles and procedures for issuing permission to build and operate electricity generation facilities to domestic and foreign capital companies subject to the provisions of civil law but does not include TEK (Turkish Electrcity Agency).
Scope
Article 2 –This Directive covers principles related to the capital companies (Production Company) specified in article 4 of Law 3096 Regarding Commissioning for Electricity Production, Transmission, Distribution and Sales by Entities Other than the Turkish Electricity Agency (TEK) as well as building and operating electricity generation facilities and sales of electricity to the Turkish Electricity Agency or a commissioned company operating in the region.
Definitions
Article 3 – (Amendment: 4/4/1996 – 96/8007 K.)
In this Directive, terms are defined as follows:
Ministry : MINISTRY OF ENERGY AND NATURAL RESOURCES
TEAŞ : TURKISH ELECTRICITY PRODUCTION TRANSMISSION INC
TEDAŞ : TURKISH ELECTRICITY DISTRIBUTION INC
DSİ : General Office of State Water Works,
Corporate Affiliate : Distribution companies affiliated with TEDAŞ
Duty Company : A capital company established to provide electricity related services in accordance with article 3 of Law 3096 dated December 4, 1984.
Production Company : A capital company which has been given permission to produce electricity by the Ministry in accordance with article 4 of Law 3096 dated December 4, 1984.
——————————
(1) The title of this directive was amended with Council of Ministers ruling 96/8007 dated April 4, 1996 and is reflected in the text.
Page 1
2200
Production facility : The facilities and integrated facilities which produce electric energy,
Agreement for Building and Operating a Production facility: The agreement drawn up in accordance with the provisions of Law 3096 between the Ministry and the Company that will build and operate the production facility
Autoproducer : Corporate entities that meet the conditions set forth in subsection (g) of article 4 of this Directive and which build production facilities in order to meet the need for electricity in their own area of operation.
Autoproducer Group : A group of corporate entities that meet the conditions set forth in subsection (g) of article 4 of this Directive and which build production facilities in order to meet the need for electricity in their own area of operation.
Emergency Groups : Electrical equipment used to prevent loss of life or assets and used only during electrical outages.
SECTION TWO
Provisions Regarding the Granting of Permission for Building and Operating Production Facilities
Principles for Granting Permission
Article 4 – Permission for building and operating production facilities shall be granted by taking the following principles into consideration.
a) The production facility must conform to the State’s general energy and economic policies.
b) The agreement pertaining to building and operating a production facility can have a term of up to 99 years.
c) The production company agrees/pledges to realize the investment program as approved by the Ministry.
d) The production company is required to make modernize the facility it builds and operates in a manner appropriate to the technical and economic characteristics of the facility until the agreement expires.
e) The Ministry shall plan the annual production levels of power plants at the level of the overall economy. TEK shall revise the production plans on behalf of the Ministry for the security of the national electric system, its stability and changing conditions. Production companies are obligated to conform to changes in the TEK production plan which covers monthly, weekly, daily and hourly time periods in this regard.
f) (Amendement : November 6, 1998-98/11982 K) Autoproducers may be given permission to build and operate production facilities by the Ministry provided that jit receives the opinions of the commissioned company and of the Turkish Electricity Distribution A.Ş. (TEDAŞ) and Turkish Electricity Production Transmission A.Ş. (TEÜİAŞ) in the region where the facility is located.
g) (Amendement : November 6, 1998 - 98/11982 K) The Autoproducers or Autoproducer group company shall make an application to the Ministry to receive permission to build and operate production facilities with the status of an autoproducer.
It is essential that the autoproducer group be formed (only) once, that the partners that form the autoproducer group be specified when the application is made and that it be approved by the Ministry. After the autoproducer group company is established, changes to the partnership (structure) in terms of the number of partners the group is composed of or issues that affect the group's need for electricity are subject to Ministry approval. If the companies that will use the energy generated are members of the same group of companies (companies which have an official affiliate relationship or whose shareholders are the same) or are part of a holding, there is no requirement that an autoproducer group company be established.
Page 2
2201
Regardless of whether the autoproducer or autoproducer group companies sell electricity they generate and which exceeds their needs to TEAŞ, TEDAŞ or Commissioned Companies, if it has a connection to the interconnected (grid) system, it shall sign an agreement with the Ministry “regarding the granting of permission for building and operating production facilities with the status of an autoproducer, and for the sale of excess electricity to TEAŞ, TEDAŞ, corporate affiliates or commissioned companies.
(Amendment : October 29, 2000 – 2000/1307 K.) Suburban residential complexes with more than 1000 units (the minimum requirement of 1000 units does not apply to wind and/or solar powered electricity production facilities), hospitals, four-star hotels and holiday villages (the four-star requirement does not apply to wind and/or solar powered electricity production facilities), organized industrials zones, university campuses and municipalities can generate all or part of their electricity power needs in their own electricity production facilities in a safe and economic manner with the industrial facilities owned by autoproducer and/or autoproducer group companies. In addition to these, fish culture facilities, poultry production farms, livestock fattening facilities and agricultural irrigation facilities can generate all or part of the electrical power needs in their own wind and/or solar energy powered electricity production facilities.
However, electrical power generation facilities with an installed capacity of 1500 kW or less may be constructed and put into operation provided that there is no sale or transmission of the electricity produced and by receiving a positive opinion from the entity it purchased electricity from as well as having the project approval and acceptance procedures done by the ministry.
If electricity produced in this type of power generation facility is to be consumed after being delivered via electricity transmission or distribution lines belonging to TEAŞ/TEDAŞ, their affiliates, distribution companies and/or commissioned companies, an Autoproducer Agreement will be concluded with the Ministry and an Electricity Sales Agreement (ESA) will be concluded with TEAŞ/TEDAŞ, their affiliates, distribution companies and/or commissioned companies.
These electrical power production facilities can be power generation facilities that work with hydroelectric power, renewable energy resources (biomass, waste, wind, solar) or steam that uses byproduct heat from industrial facilities or similar byproducts, required steam need (sic), intermediate steam or exhaust steam or general heat power that uses a combination of these to increase efficiency.
If a facility built for the purpose of producing electricity as an autoproducer and/or autoproducer group uses byproduct heat, it must be utilized within 12 months. Otherwise the facility will be banned from operation.
(Amendment : May 18, 2000 – 2000/743 K.) Autoproducers and/or autoproducer group companies shall sign an Electricity Sales Agreement with TEAŞ, TEDAŞ, affiliates or commissioned companies in the region where the company has operations. Autoproducers and/or autoproducer group companies shall make reciprocal energy deductions from each other’s accounts with regard to energy sales with TEAŞ, TEDAŞ, its affiliates or commissioned companies. The parties shall issue invoices to each other for the deducted energy at the autoproducer electricity sales price specified by the Ministry.
With regard to the reciprocal deduction procedure, in hydroelectric power generation facilities without a reservoir and wind and/or solar powered production facilities (including those which began operations before the effective date of this Directive), if the electricity transferred to the system in the current month (production) is greater than the electricity withdrawn from the system (consumption), an invoice will not be issued for the difference rather it will be transferred to subsequent month(s) as KWh within the framework of a protocol that will be drawn up. In the event that production in any given month is less than consumption in that same month, then the lack of production will be made up for by excess production from previous months. Lack of production that cannot be covered may not be transferred to the subsequent month. Calculation of the price of any excess production that occurs shall take place on June 30th and December 31st.
h) (Added : October 29, 1997 - 97/10059 K.) The sales price of electrical power produced by autoproducers and/or autoproducer group production facilities exceeding their own needs shall be determined by the Ministry and shall not exceed 85% of the average sales price of electricity that electricity distribution institutions charge the end consumer throughout the country after taxes and fees are deducted. The company shall sell energy that exceeds its own needs to the institution that the power plant has a power connection to.
Page 3
2202
i) (Added : July 14, 1997 - 97/9670 K., Abrogated; November 6, 1998 - 98/11982 K.) Applications for installing and operating emergency equipment shall be evaluated by the Ministry; permission shall be granted if the applications are deemed appropriate.
j) (Added : July 14, 1997 - 97/9670 K, Amendment : November 6, 1998 - 98/11982 K.; Amended first paragraph: September 29, 2000 - 2000/1307 K.) Autoproducers and/or autoproducer group companies may transfer the electricity that they produce to their affiliates by taking advantage of the transmission and distribution facilities of TEAŞ, TEDAŞ and their affiliates and/or commissioned companies.
Electricity produced by an autoproducer group whose shareholders include the Foundation for the Strengthening of the Turkish Armed Forces can be provided to enterprises of the Turkish Armed Forces and the shareholder/partner condition will not apply.
The rights of autoproducers and/or autoproducer group companies that were operating before this Directive was published shall be reserved.
Application and Evaluation of Application
Article 5 – According to article 4 of Law 3096 dated December 4, 1984, the following will be considered in applications made to the Ministry:
a) Information that must be provided in the initial application,
1 – Characteristic values and a general layout of the production facility being proposed,
2 – Preliminary report and a forecast for the completion of the investment,
3 – What kind of vehicles, equipment and organization will be used to complete the facility,
4 – The period of time it wants to operate the facility.
The information specified above shall be provided separately for each facility in applications made by the same company for more than one production facility whether it is made at the same time or different times. Furthermore, a schedule shall be prepared that shows priority for the different proposed facilities. The Ministry shall evaluate each facility as a separate application.
b) The Ministry shall obtain the opinions of concerned institutions regarding the preliminary report. If the Ministry evaluation is positive, the applicant shall prepare a feasibility report in the time specified by the Ministry and submit this to the Ministry in five copies.
The Ministry shall also inform TEK or the concerned commissioned company regarding the results depending on where the proposed facility is located.
c) If a subsequent application is received for the same facility, the applicant shall be informed of which companies have already applied and shall be notified that the deadline is the date given to the applicant who submitted the feasibility report, reminding them that they can apply for a different facility.
d) In situations where there is more than one application, the following issues shall be taken into consideration when choosing a company : the predicted date for beginning the project and the amount of time required to complete it, project cost, cost of electrical power generation and predicted sales price, company's financial status, experience and the organization that it requires to complete the project.
e) For proposals to be submitted for facilities included in the investment programs of public institutions, the Ministry's position shall be determined by consulting the concerned public institution and the State Planning Organization.
If a positive view is taken, then the applicant will be asked to cooperate with concerned public institutions regarding the facility in question, prepare a report that outlines the investment made or to be made and provides information on issues such as financials status, organization, a timeline, etc. for the job the applicant is responsible for. This report will be sent to the Ministry within the timeframe the Ministry specifies.
In the event that there is more than one application, the provisions in the previous articles shall apply.
Page 4
2202-1
f) In situations where more than one feasibility report is received for the same location, a "Proposal Evaluation Committee” chaired by the Undersecretary of the Ministry consisting of at least 5 persons, including the relevant Assistant Undersecretary, the relevant Agency Head and general managers of concerned institutions shall be formed in order to choose the best proposal after a preliminary evaluation to be performed by the Ministry and representatives of concerned institutions. The committee shall meet as required upon a proposal by the concerned Agency Head.
g) The Ministry shall inform the public about production facility it deems appropriate for domestic and foreign capital companies via the Official Gazette to ensure that there are applications for this facilities. Applications received for these facilities shall be processed in accordance with the provisions of this Regulation.
h) Feasibility reports for the production facilities shall be drawn up in accordance with the principles outlined in Attachment 1.
Work to be Carried Out After the Feasibility Report
Article 6 – (Amendment: April 4, 1996 – 96/8007 K)
The Ministry shall grant permission to build and operate production facilities after documents consulting with the Office of the State Planning Organization Undersecretary regarding Turkey’s energy planning and policies and after a document has been submitted showing that the production company has been established. A "Production Facility Construction and Operation Agreement” shall be concluded between the parties.
SECTION THREE
Inspection
The Ministry's Inspection Authority
Article 7 – The activities of the production company in its duty areas may be inspected by the Ministry at any stage. Problems identified during the inspection shall be resolved by the company in question without delay.
Sanctions to be imposed on production companies that do not conform to the warnings of the Ministry and situations that require the annulment of the contract are specified in the contract.
SECTION FOUR
Fee Schedule for the Sale of Electricity
Fee Schedule
Article 8 – a) The fee schedule for the Sale of Electricity shall be drawn up by the companies in accordance with the principles in subsection (b) of this article. It will become effective after being approved by the Ministry.
b) The following shall be taken into account when establishing the fee schedule:
1 – Maintenance and operating expenses (fuel, materials, personnel, taxes, amortization and other expenses)
2 – The interest and currency exchange rate differences paid on the investment,
3 – Reinvestment of capital, reasonable dividend distribution according to market conditions and the prices that TEK receives from similar facilities.
Page 5
2202-2
Page 6
2203
4- Although these ratios may be changed as necessary with a Council of Ministers Ruling, they shall be 10% for hydroelectric power plants and 5% for thermal power plants. It shall be deducted from the sales price and Public Partnership Fund tax shall be deposited into the Public Partnership Fund by TEK or the commissioned company.
5 – Legal injunctions,
Sales Price
Article 9 – (Amendment: April 4, 1996 – 96/8007 K)
The guiding principles in determining electric power sales prices shall be avoidance of a negative impact on the price of electricity available to the national economy and facilitating the choice of economic resources.
SECTION FIVE
Various provisions
Termination of Production Authority
Article 10 – When the production permission expires, the Council of Ministers shall assign all the facilities and property which is included in the scope of the permission given to the production company together with all accompanying rights, with the facilities complete and in working order and free from all debt and obligation, without requesting any payment or rights to a public institutions or to the same production company under new conditions.
If repayment of “maintenance and replacement investments” carried out with the approval of the Ministry and deemed necessary for the operation of the facility to be transferred has not been completed by the time the transfer is carried out, the public institution which receives transfer of the facilities pledges to repay the unpaid portion according to a repayment plan which will be specified.
Expropriation
Article 11 – When production facilities to be built by the production companies need to do expropriation according to the approved field projects, expropriation shall be carried out by the Ministry according to the provisions of Expropriation Law 2942 on the condition that the expropriation fee be paid by the company.
Multi-Purpose Hydroelectric Power Plant Facilities
Article 12 – repayment for completed investments and purpose allocation for multi-purpose hydroelectric power plant facilities shall be conducted in accordance with the principles specified in Attachment 2.
Feasibility Reports and Final Project Sales
Article 13 – Feasibility reports prepared by public agencies and institutions and the sale of final projects to production companies shall be conducted in accordance with the principles outlined in Attachment 3.
Basis
Article 14 – This Directive has been prepared according to article 10 of Law 3096 Regarding Commissioning of Institutions Other Than the Turkish Electricity Agency (TEK) for the Production, Transmission, Distribution and Sales of Electricity.
Additional Article 1 – (Added on: April 4, 1996 – 96/8007 K.)
The reference to “TEK” in this Directive may be understood to be “TEAŞ and/or TEDAŞ” as is appropriate.
Additional Article 2 – (Added on: April 4, 1996 – 96/8007 K.)
If electricity produced in an autoproducer power plant is transmitted to the autoproducer or autoproducer group partners using lines belonging to transmission or distribution institutions, the transfer fee for transmission shall be 3% of the amount transmitted for distances up to 100 km as the crow flies, an additional 1.5% for each 100 km after that and a fixed fee of 10.5% for distances greater than 600 km; the transfer fee in distribution shall be 6.5% of the amount of electricity transferred regardless of the distance. TEAŞ, TEDAŞ and its affiliates and/or commissioned companies shall take and transmit electricity (regardless of the voltage levels) from companies that establish autoproducer production group companies and want to transmit this electricity to group partners.
Page 7
2204
The application protocol that will be drawn up by TEAŞ, TEDAŞ and its affiliates and commissioned companies shall include issues related to electricity transfer such as route, distance, meter reading, invoicing, etc. Transfer fees will be calculated based on the single rate industrial fee schedule used by the distribution company in the region where the autoproducer group partner is found.
(Addition : November 6, 1998 – 98/11982 K.) If autoproducers or autoproducer group companies that will build an production facility powered by solar or wind energy use (either themselves and/or their partners) the transmission and/or distribution lines of TEAŞ, TEDAŞ, its affiliates and/or commissioned companies for the purpose of meeting its electrical power needs, 50% of the transfer fees specified in the first clause shall be paid for the first five years after the beginning of commercial operations.
(Addition : November 6, 1998 – 98/11982 K.) If autoproducers or autoproducer group companies that have been granted permission by the Ministry to build and operate production facilities powered by solar or wind energy or those who have begun operations before this Directive takes effect use (either themselves and/or their partners) the transmission and/or distribution lines of TEAŞ, TEDAŞ, its affiliates and/or commissioned companies for the purpose of meeting its electrical power needs from the facilities in question, 50% of the transfer fees specified in the first clause shall be paid for the first five years after this Directive goes into effect.
Temporary Article 1 – (Added : September 29, 2000 – 2000/1307 K.)
In production facilities of autoproducers and/or autoproducer groups that produce electricity with wind energy, diesel, naphtha or LPG, the sales price of electricity produced by the autoproducer or autoproducer group which exceeds its needs shall be determined by the Ministry, taking into account the country’s energy needs and the project’s general operating costs after deducting taxes and fees from the average price of electricity applied to end consumers throughout the country by companies engaged in electricity distribution and shall in no wise exceed 100% of this amount. The company shall sell electrical power that exceeds its needs to the institution that provides the connection to the power plant.
Furthermore, if fuel and operating costs exceed the autoproducer electricity sales price equivalent to the 100% ratio defined above because of fluctuations in the price of petroleum and other fuels, the difference shall be determined by the Ministry and the company shall be paid by the institution to which it sells electricity in order to overcome the electricity bottleneck currently faced by our country and to give incentives for including idle electricity production capacity in autoproducer or autoproducer group facilities into the national system (grid). This practice shall end on March 31, 2001.
Effective Date
Article 15 – This Directive shall go into effect upon publication.
Enforcement
Article 16 – This Directive shall be enforced by the Ministry of Energy and Natural Resources.
Attachment : 1 (a)
PRIMARY SECTIONS TO BE INCLUDED IN THE FEASIBILITY REPORT FOR HYDROELECTRIC POWER PLANT FACILITIES
SECTION 1. COST AND TYPE OF INVESTMENT
1.1. General information
1.2. Justification for Project
SECTION 2. DESCRIPTION OF PROJECT AREA
2.1. Physical description (Definite Coordinates and topography, general geological features, earthquake, climate)
2.2. Social Situation (Population, Culture, health, transportation, Communication)
2.3. Economic Situation (Agriculture, Industry, Tourism, Business)
2.4. Land ownership, land usage
2.5. Information about previously conducted studies, if available
Page 8
2204-1
SECTION 3. DEVELOPMENT PLAN
3.1. Reasons that warrant development
3.2. Existing facilities
3.3. Predicted electricity demand
3.4. Proposed facilities
3.5. Plan’s impact
SECTION 4. WATER RESOURCES (Hydrology)
4.1. Underwater and above ground water and quality
4.2. Meteorology
4.3. Predicted Water Flow
4.4. Irrigation Facilities
4.5. Project Overflow (x) (for B.S.)
4.6. Reservoir Operation Studies (for B.S.)
4.7. Sedimentation
SETION 5. GEOLOGY
5.1. General Geology
5.2. The geology of the dam location and related structures (for B.S.)
5.3. Geology of the Reservoir area (for B.S.)
5.4. Material Studies
5.5. Earthquakes
SECTION 6. THE FACILITY TO BE BUILT
6.1. Reservoir operating policy and Optimization (for B.S.)
6.2. Type of Dam and determination of height (for B.S.)
6.3. Overflow sluice and bottom sluice (for B.S.)
6.4. Optimization of Installed Capacity
6.5. Electricity irrigation structures
6.6. Power plant building and tail water canal
6.7. Type of turbine, unit capacity and number
6.8. Generator type and capacity
6.9. Number and type of transformers
6.10. Switching area
6.11. Transmission of electricity
6.12. Access road
SECTION 7. LENGTH OF TIME TO COMPLETE PROJECT
7.1. Time to prepare final project, predicted start and finish dates for construction and putting into operation
SECTON 8. COST OF FACILITY
8.1. Fundamental principles in the calculation of expenses
8.2. Summary of facility assessment
8.3. Annual expenses
8.4. Currency requirements
8.5. Cost of investment
Page 9
2204-2
SECTION 9. ECONOMIC ANALYSIS
9.1. Benefits (irrigation, flood control, electricity and other benefits)
SECTION 10. COST ALLOCATION FOR PROJECTS THAT ENTAIL LARGE EXPENDITURES
SECTION 11. FACILITY’S INVESTMENT PLAN AND ECONOMIC USAGE
11.1. Table showing distribution of investment over years
11.2. Financing plan
11.3. Operating capital
11.4. Operating period expenses
11.5. Operating period loan payments and interest
11.6. Fund flow table
11.6. Internal profitability ratio
SECTION 12. ALTERNATIVE SOLUTIONS
Page 10
2205
Attachment : 1 (a)
E X P L A N A T I O N S
1 – The feasibility report shall be prepared based on technical and economic data that is real, reliable and adequate and which demonstrates that the facility is really doable.
2 - The feasibility report may recommend that a “Project Consultation Committee” be formed to examine the project characteristics so that the facility is completed in accordance with the forecast plan and program. If the recommendation is deemed appropriate by the Ministry, a ruling will be issued for the formation of the committee.
3 – If an applicant wishes to draw up a special feasibility report that is different from the sample feasibility report given above for the purpose of generating electrical power from energy sources such as hydroelectric, lignite, coal, natural gas, liquefied natural gas or petroleum gas, petroleum products, geothermal, nuclear, solar, wind or other types of energy, then permission must be obtained from the Ministry.
4 – During the preparation of the feasibility report, the Ministry may monitor the job as long as it does not disrupt the work of the applicant. The applicant is responsible for providing Ministry officials with the necessary information and assisting them.
5 – Additional information that will be included in the feasibility report:
- A copy of each of the legal documents that shows where the energy which will be used to produce electricity will be obtained, the cost of raw materials in thermal power plants cannot be more than the cost of those used in identical TEK Enterprises.
- One copy each of the company's financial status, internal financing, external financing, equity capital, equity capital expansion plan, letters of intent from banks that will be willing to make loans and incentive documents.
Attachment: 1 (b)
PRIMARY SECTIONS TO BE INCLUDED IN THE FEASIBILITY REPORT FOR THERMAL POWER PLANT FACILITIES
SECTION 1. TYPE AND NATURE OF INVESTMENT
1.1. General information
1.2. Justification for Project
SECTION 2. DESCRIPTION OF PROJECT AREA
2.1. Physical description (topography, Coordinates, general geological features, earthquake, climate)
2.2. Social Situation (Population, Culture, health, transportation, Communication)
2.3. Economic Situation (Agriculture, Industry, Tourism, Business)
2.4. Information about previously conducted studies, if available
SECTION 3. DEVELOPMENT PLAN
3.1. Reasons that warrant development
3.2. Existing facilities
3.3. Predicted electricity demand
3.4. Proposed facilities
3.5. Plan’s impact
SECTION 4. SOURCE OF RAW MATERIALS
4.1. Information about the Reserve of Raw Materials
4.1.1. Characteristics of coal mine
4.1.2. Comparison of Choice of Mining Operations System and Choice of Machinery - Equipment
4.1.3. Investments in Mining Operations distributed over years
4.1.5. Financing plan
Page 11
2206
4.1.6. Operating capital
4.1.7. Operating period expenses
4.1.8. Operating period loan payments and interest
4.1.9. Fund flow table
4.1.10. Profitability
4.1.11. Internal profitability ratio
4.2. Information for Raw Material Operations
4.3. Information on Raw Material Usage
4.4. Information on Raw Material Procurement
4.5. Information on cooling water
SECTION 5 INFORMATION ON THE LOCATION ON WHICH THE FACILITY WILL BE BUILT
SECTION 6. THE FACILITY TO BE BUILT
6.1. Determination of capacity
6.2. Optimum installed capacity, number and capacity of units
6.3. Type of turbine, unit capacity
6.4. Generator type and capacity
6.5. Number and type of transformers
6.6. Power plant building and auxiliary facilities (location, type, size)
6.7. Switching area and connection to system
6.8. Construction problems
6.9. Annual electricity production
6.10. If requested by the Ministry, frequency stabilization and synchronic compensator working characteristics.
6.11. Stock area facilities
6.12. Stock control and stocking program
6.13. Ash disposal and ask stocking facilities
6.14. Type of cooling water facility
6.15. Possibility of re-using waste
6.16. Combined heat – Electricity power plant alternative
6.17. Resolution of environmental problems
6.18. Operating policy
SECTION 7. LENGTH OF TIME TO COMPLETE PROJECT
7.1 Time to prepare final project, predicted start and finish dates for construction and putting into operation
SECTON 8. COST OF FACILITY
8.1. Fundamental principles in the calculation of expenses
8.2. Summary of facility assessment
8.3. Annual expenses
8.4. Currency requirements
8.5. Cost of investment
SECTION 9. COST ALLOCATION FOR PROJECTS THAT ENTAIL LARGE EXPENDITURES
SECTION 10. SENSITIVITY ANALYSIS
Page 12
2207
SECTION 11. FACILITY’S INVESTMENT PLAN AND ECONOMIC USAGE
11.1. Table showing investment distributed over years
11.2. Investment period interest
11.3. Financing plan
11.4. Operating capital
11.5. Operating period expenses
11.6. Operating period loan payments and interest
11.7. Fund flow table
11.8. Profitability (Benefits/expense ratio, Foreign currency costs)
11.9. Internal profitability ratio
SECTION 12. ALTERNATIVE SOLUTIONS
Attachment: 1 (b)
E X P L A N A T I O N S
1 – The feasibility report shall be prepared based on technical and economic data that is real, reliable and adequate and which demonstrates that the facility is really doable.
2 - The feasibility report may recommend that a “Project Consultation Committee” be formed to examine the project characteristics so that the facility is completed in accordance with the forecast plan and program. If the recommendation is deemed appropriate by the Ministry, a ruling will be issued for the formation of the committee.
3 – If an applicant wishes to draw up a special feasibility report that is different from the sample feasibility report given above for the purpose of generating electrical power from energy sources such as hydroelectric, lignite, coal, natural gas, liquefied natural gas or petroleum gas, petroleum products, geothermal, nuclear, solar, wind or other types of energy, then permission must be obtained from the Ministry.
4 – During the preparation of the feasibility report, the Ministry may monitor the job as long as it does not disrupt the work of the applicant. The applicant is responsible for providing Ministry officials with the necessary information and assisting them.
5 – Additional information that will be included in the feasibility report:
- A copy of each of the legal documents that shows where the energy which will be used to produce electricity will be obtained, the cost of raw materials in thermal power plants cannot be more than the cost of those used in identical TEK Enterprises.
- One copy each of the company's financial status, internal financing, external financing, equity capital, equity capital expansion plan, letters of intent from banks that will be willing to make loans and incentive documents.
Attachment: 1 (c)
PRIMARY SECTIONS TO BE INCLUDED IN THE FEASIBILITY REPORT FOR GEOTHERMAL POWER PLANTS
SECTION 1. COST AND TYPE OF INVESTMENT
1.1. General information
1.2. Justification for Project
SECTION 2. DESCRIPTION OF PROJECT AREA
2.1. Physical description (Topography, Coordinates, general geological features, earthquake, climate)
2.2. Social Situation (Population, Culture, health, transportation, Communication)
2.3. Information about previously conducted studies, if available
2.4. Economic Situation (Agriculture, Industry, Tourism, Business)
Page 13
2208
SECTION 3 DEVELOPMENT PLAN
3.1. Reasons that warrant development
3.2. Existing facilities
3.3. Predicted electricity demand
3.4. Proposed facilities
3.5. Plan’s impact
SECTION 4. GEOTHERMAL POWER POTENTIAL
4.1. Characteristics of wells suitable for energy production
4.1.1. Temperature at the Bottom of the Well
4.1.2. Pressure at the Bottom of the Well
4.1.3. Depth of the Well
4.1.4. Pressure at the Top of the Well
4.1.5. Total Acquisitions
4.1. 6. Separator Pressure
4.1.7. Percentage of Steam in the fluid at separator pressure
4.1.8. Water Acquisition
4.1.10. Amount of CO2 in the steam
4.1.11. CO2 acquisition
4.2. Components in the water-steam mixture that comes from the well
4.3. Components in the steam fluid that comes from the well
SECTION 5. INFORMATION ON THE LOCATION ON WHICH THE FACILITY WILL BE BUILT
5.1. General Information about the Area
5.2. Geology of the Field
5.3. Drilling and Test Activities and the Results
5.4. Operating Problems (Corrosion, Boron, etc.)
5.5. Ground Studies (Foundation mechanics)
5.6. Earthquakes
5.7. Topographical features of the area
5.8. Access road
5.9. Factors restricting the field’s potential
5.10. Possibilities for Increasing the Field’s Potential
5.11. Impact of the facility (negative impact of waste water of plants and the environment)
SECTION 6. THE FACILITY TO BE BUILT
6.1. General Description, Purpose and Capacity Determination
6.2. Steam Production Capacity
6.3. Steam Condensation system
6.4. Annual electricity production
6.5. Combined heat – Electricity power plant alternative
6.6. Operating Policies
6.7. Construction problems
6.8. IF THE FACILITY IS AN ELECTRICITY GENERATION POWER PLANT
6.8.1. Transfer of the steam to the power plant
6.8.2. Optimum installed capacity, number and capacity of units
6.8.3. Characteristics of the Turbine and Alternator
6.8.4. Power plant building and auxiliary facilities (location, type)
Page 14
2209
SECTION 7. LENGTH OF TIME TO COMPLETE PROJECT
7.1. Time to prepare final project, predicted start and finish dates for construction and putting into operation
SECTION – 8.1 Fundamental principles in the calculation of expenses
8.2. Summary of facility assessment
8.3. Annual expenses
8.4. Currency requirements
8.5. Cost of investment
SECTION 9. COST ALLOCATION FOR PROJECTS THAT ENTAIL LARGE EXPENDITURES
SECTION 10. SENSITIVITY ANALYSIS
SECTION 11. FACILITY’S INVESTMENT PLAN AND ECONOMIC USAGE
11.1. Table showing distribution of investment over years
11.2. Investment period interest
11.3. Financing plan
11.4. Operating capital
11.5. Operating period expenses
11.6. Operating period loan payments and interest
11.7. Fund flow table
11.8 Profitability (Benefits/expense ratio, Foreign currency costs)
11.9. Internal profitability ratio
SECTION 12. ALTERNATIVE SOLUTIONS
Attachment: 1(c)
E X P L A N A T I O N S
1 – The feasibility report shall be prepared based on technical and economic data that is real, reliable and adequate and which demonstrates that the facility is really doable.
2 - The feasibility report may recommend that a “Project Consultation Committee” be formed to examine the project characteristics so that the facility is completed in accordance with the forecast plan and program. If the recommendation is deemed appropriate by the Ministry, a ruling will be issued for the formation of the committee.
3 – If an applicant wishes to draw up a special feasibility report that is different from the sample feasibility report given above for the purpose of generating electrical power from energy sources such as hydroelectric, lignite, coal, natural gas, liquefied natural gas or petroleum gas, petroleum products, geothermal, nuclear, solar, wind or other types of energy, then permission must be obtained from the Ministry.
4 – During the preparation of the feasibility report, the Ministry may monitor the job as long as it does not disrupt the work of the applicant. The applicant is responsible for providing Ministry officials with the necessary information and assisting them.
5 – Additional information that will be included in the feasibility report:
- A copy of each of the legal documents that shows where the energy which will be used to produce electricity will be obtained, the cost of raw materials in thermal power plants cannot be more than the cost of those used in identical TEK Enterprises.
- One copy each of the company's financial status, internal financing, external financing, equity capital, equity capital expansion plan, letters of intent from banks that will be willing to make loans and incentive documents.
Page 15
2210
Attachment: 1 (d)
PRIMARY SECTIONS TO BE INCLUDED IN THE FEASIBILITY REPORT FOR WIND ENERGY ELECTRIC POWER PLANTS
SECTION 1. TYPE AND NATURE OF INVESTMENT
1.1. General information
1.2. Justification for Project
SECTION 2. DESCRIPTION OF PROJECT AREA
2.1. Physical description (topography, Coordinates, general geological features, earthquake, climate)
2.2. Social Situation (Population, Culture, health, transportation, Communication)
2.3. Information about previously conducted studies, if available
2.4. Economic Situation (Agriculture, Industry, Tourism, Business)
SECTION 3. DEVELOPMENT PLAN
3.1. Reasons that warrant development
3.2. Existing facilities
3.3. Predicted electricity demand
3.4. Proposed facilities
3.5. Plan’s impact
SECTION 4. WIND POWER POTENTIAL
4.1. Measurements of wind speed and direction
4.2. Information regarding use of Wind Energy
4.3. Wind speed profiles
SECTION 5 INFORMATION ON THE LOCATION ON WHICH THE FACILITY WILL BE BUILT
5.1. Meteorology (Wind, relative humidity, area temperate, cloudiness, precipitation, etc.)
5.2. Geological formation
5.3. Ground Studies (Foundation mechanics)
5.4. Earthquakes
5.5. Access road
5.6. Topographical features of the area
5.7 Factors that affect wind in the project location,
5.8. Facility’s Impact on the surroundings (sound, reflection, etc.)
SECTION 6. THE FACILITY TO BE BUILT
6.1. Determination of capacity
6.2. Optimum installed capacity, number and capacity of units
6.3. Type and characteristics of turbine (cut-in, cut-out, efficiency, speed control, etc.)
6.4. Generator type and characteristics
6.5. Type and height of tower
6.6. Frequency of tower and turbine
6.7. Power transfer equipment
6.8. Characteristics of the gear box
6.9. Storage units
SECTION 7. LENGTH OF TIME TO COMPLETE PROJECT
7.1. Time to prepare final project, predicted start and finish dates for construction and putting into operation
Page 16
2211
SECTON 8. COST OF FACILITY
8.1. Fundamental principles in the calculation of expenses
8.2. Summary of facility assessment
8.3. Annual expenses
8.4. Currency requirements
8.5. Cost of investment
SECTION 9. COST ALLOCATION FOR PROJECTS THAT ENTAIL LARGE EXPENDITURES
SECTION 10. SENSITIVITY ANALYSIS
SECTION 11. FACILITY’S INVESTMENT PLAN AND ECONOMIC USAGE
11.1. Table showing distribution of investment over years
11.2. Investment period interest
11.3. Financing plan
11.4. Operating capital
11.5. Operating period expenses
11.6. Operating period loan payments and interest
11.7. Fund flow table
11.8. Profitability (Benefits/expense ratio, Foreign currency costs)
11.9. Internal profitability ratio
SECTION 12. ALTERNATIVE SOLUTIONS
Attachment: 1 (d)
E X P L A N A T I O N S
1 – The feasibility report shall be prepared based on technical and economic data that is real, reliable and adequate and which demonstrates that the facility is really doable.
2 - The feasibility report may recommend that a “Project Consultation Committee” be formed to examine the project characteristics so that the facility is completed in accordance with the forecast plan and program. If the recommendation is deemed appropriate by the Ministry, a ruling will be issued for the formation of the committee.
3 – If an applicant wishes to draw up a special feasibility report that is different from the sample feasibility report given above for the purpose of generating electrical power from energy sources such as hydroelectric, lignite, coal, natural gas, liquefied natural gas or petroleum gas, petroleum products, geothermal, nuclear, solar, wind or other types of energy, then permission must be obtained from the Ministry.
4 – During the preparation of the feasibility report, the Ministry may monitor the job as long as it does not disrupt the work of the applicant. The applicant is responsible for providing Ministry officials with the necessary information and assisting them.
5 – Additional information that will be included in the feasibility report:
- A copy of each of the legal documents that shows where the energy which will be used to produce electricity will be obtained, the cost of raw materials in thermal power plants cannot be more than the cost of those used in identical TEK Enterprises.
- One copy each of the company's financial status, internal financing, external financing, equity capital, equity capital expansion plan, letters of intent from banks that will be willing to make loans and incentive documents.
Page 17
2212
Attachment: 1 (e)
PRIMARY SECTIONS TO BE INCLUDED IN THE FEASIBILITY REPORT FOR SOLAR ENERGY ELECTRIC POWER PLANTS
SECTION 1. TYPE AND NATURE OF INVESTMENT
1.1. General information
1.2. Justification for Project
SECTION 2.2. DESCRIPTION OF PROJECT AREA
2.1. Physical description (topography, Coordinates, general geological features, earthquake, climate)
2.2. Social Situation (Population, Culture, health, transportation, Communication)
2.3. Economic Situation (Agriculture, Industry, Tourism, Business)
2.4. Information about previously conducted studies, if available
SECTION 3. DEVELOPMENT PLAN
3.1. Reasons that warrant development
3.2. Existing facilities
3.3. Predicted electricity demand
3.4. Proposed facilities
3.5. Plan’s impact
SECTION 4. SOLAR POWER POTENTIAL
4.1. Solar Radiation values
4.2. Amount of time with solar exposure
4.3. Information regarding use of Solar Energy
SECTION 5 INFORMATION ON THE LOCATION ON WHICH THE FACILITY WILL BE BUILT
5.1. Meteorology (Wind, relative humidity, area temperate, cloudiness, precipitation, etc.)
5.2. Geological formation
5.3. Ground Studies (Foundation mechanics)
5.4. Earthquakes
5.5. Access road
SECTION 6. THE FACILITY TO BE BUILT
6.1. General
6.1. Determination of capacity
6.2. Optimum installed capacity, number and capacity of units
6.3. Number and type of transformers
6.4. Switching area and connection to system
6.5. Annual electricity production
6.6. Combined heat – Electricity power plant alternative
6.7. Operating Policies
6.8. Construction problems
6.9. Power plant building and auxiliary facilities (location, type)
6.2. IF THE FACILITY IS A THERMODYNAMIC RECYCLE SYSTEM
6.2. Generator type and capacity
6.3. Type of turbine, unit capacity
6.4. Characteristics of the fluid used in the system
6.5. Type of system cooling water facility
6.6. Automatic control systems for tracking the sun
6.7. Structure of heliostat and sun tracking characteristics
Page 18
2213
6.8. Type of tower
6.9. Ratio of reflecting and concentrating Solar Energy on the helistat.
6.10. Heat conversion efficiency on the central receiver
6.3. IF THE FACILITY IS A SOLAR BATTERY SYSTEM
6.4. Storage systems
6.5. Panel efficiency
6.6. Structure of solar battery
6.4. IF THE FACILITY IS A SOLAR POOL SYSTEM
6.5. Characteristics of the solar pool (area, depth, water quality, foundation, temperature change, salt concentration, etc.)
6.6. Type and ratio of heat-electricity conversion
SECTION 7. LENGTH OF TIME TO COMPLETE PROJECT
7.1. Time to prepare final project, predicted start and finish dates for construction and putting into operation
SECTON 8. COST OF FACILITY
8.1. Fundamental principles in the calculation of expenses
8.2. Summary of facility assessment
8.3. Annual expenses
8.4. Currency requirements
8.5. Cost of investment
SECTION 9. COST ALLOCATION FOR PROJECTS THAT ENTAIL LARGE EXPENDITURES
SECTION 10. SENSITIVITY ANALYSIS
SECTION 11. FACILITY’S INVESTMENT PLAN AND ECONOMIC USAGE
11.1. Table showing distribution of investment over years
11.2. Investment period interest
11.3. Financing plan
11.4. Operating capital
11.5. Operating period expenses
11.6. Operating period loan payments and interest
11.7. Fund flow table
11.8. Profitability (Benefits/expense ratio, Foreign currency costs)
11.9. Internal profitability ratio
SECTION 12. ALTERNATIVE SOLUTIONS
Attachment: 1 (e)
E X P L A N A T I O N S
1 – The feasibility report shall be prepared based on technical and economic data that is real, reliable and adequate and which demonstrates that the facility is really doable.
2 - The feasibility report may recommend that a “Project Consultation Committee” be formed to examine the project characteristics so that the facility is completed in accordance with the forecast plan and program. If the recommendation is deemed appropriate by the Ministry, a ruling will be issued for the formation of the committee.
3 – If an applicant wishes to draw up a special feasibility report that is different from the sample feasibility report given above for the purpose of generating electrical power from energy sources such as hydroelectric, lignite, coal, natural gas, liquefied natural gas or petroleum gas, petroleum products, geothermal, nuclear, solar, wind or other types of energy, then permission must be obtained from the Ministry.
2214
4 – During the preparation of the feasibility report, the Ministry may monitor the job as long as it does not disrupt the work of the applicant. The applicant is responsible for providing Ministry officials with the necessary information and assisting them.
5 – Additional information that will be included in the feasibility report:
- A copy of each of the legal documents that shows where the energy which will be used to produce electricity will be obtained, the cost of raw materials in thermal power plants cannot be more than the cost of those used in identical TEK Enterprises.
- One copy each of the company's financial status, internal financing, external financing, equity capital, equity capital expansion plan, letters of intent from banks that will be willing to make loans and incentive documents.
Attach: 2
PRINCIPLES REGARDING REPAYMENT FOR INVESTMENTS COMPLETED ON MULTI-PURPOSE HYDROELECTRIC POWER PLANT FACILITIES AND ON PURPOSE ALLOCATION
In multi-purpose projects involving production of electrical power, the method to be applied in the division of expenses for each purpose shall be determined by DSI (State Water Works) according to the nature of the multi-purpose project and the information available but taking into consideration whether the data to be used in calculations for each project is accurate and complete and whether the methods employed produce different results according to the characteristics of each project.
This determination shall be made by choosing one of the methods specified in article 6 during the feasibility studies and the feasibility report will include these principles.
Article 1 – The Company shall prepare the feasibility report using the method determined for division of expenses.
However, after the completion of the expense allocations procedures, the company shall submit a proposal to form a commission consisting of representatives from the Ministry, concerned institutions and the Company shall investigate the expense allocation procedures and see that all concerned reach an agreement. The feasibility report shall be concluded in accordance with this agreement.
Article 2 – After construction is completed, a commission formed by the Ministry according to the procedures provided for in Article 1 shall correct the division of expense procedures in accordance with final expenses and the principles in Article 15. Percentages will not be required again in this process; joint expenses will be divided using previously determined per
People ask what makes turkishenglish.com different and our answer is very simple. We are different because our translation paradigm is centered around specialization. The latest translation technology combined with highly trained and experienced translation professionals and a firm commitment to customer service have made us one of the leaders in Turkish English translation.
I am a linguist with a Master's degree from the University of Texas at Arlington and before establishing our translation company, I taught English for 8 years at the university level in the United States (University of Texas - Arlington) and in Turkey (Middle East Technical University). As a linguist, I appreciate the value of mother tongue translation and it was for this reason that we decided to form a team focused on Turkish - English translation. Our translaiton team currently consists of 7 full-time in-house translators, all of whom work into their native language and have immediate access to a linguist who is also a native speaker of the source language.
We are experienced in the following fields: technology, web localization, business correspondence, product usage manuals and legal texts, including immigration and marriage documents, but also enjoy advertising and literary work. Some of our clients are Sony, Finansbank, Northern Cyprus Turkish Airlines, the Istanbul Chamber of Commerce, Bobcat, APC, Komori, Sarar, Ram Pacific, Dell Inc., John Deere, and Panasonic.
Let turkishenglish.com make the difference in your Turkish/English translation projects.
Our team has been selected to do copywork for a wide range of Turkish marketing projects including Sony's latest digital cameras. Our professionalism, quality assurance and team approach bring you texts that are crisp, accurate and appealing.
Expertise 