ÜRETİM TESİSLERİNİN KURULMASINI GECİKTİREN SORUNLAR

elektrik enerjisi'

ELBKTRİK MÜHENDİSLİĞİ 236

Yahya İSITAN

1. GÎRÎŞ Çağımızda elektrik enerjisi, sosyal ve ekonomik kalkınmanın başlıca itici gücü ve çağdaş uygarlı ğın vazgeçilemez bir parçası durumuna gelmiştir. Her geçen yıl daha büyük boyutlara ulaşan elek trik enerjisinin üretimi, iletimi ve dağıtımı ile ilgili sorunlar, çağdaş toplumların öncelikle ele aldığı konular olmuştur. Her ülkede kişi başına tüketilen elektrik enerji si, toplumun refah düzeyinin gerçek göstergesi olarak kabul edilmektedir. İnsanların yaradılışın da var olan daha iyiye yönelme isteği, ülkeleri daha çok elektrik enerjisi üretmeye itmektedir. Hızla gelişen uygarlığın elektrik enerjisine daya lı yeni gereksinmeler geliştirmesi ve nüfus artı şı gibi nedenler ile dünyada hiçbir ülkede elek trik enerjisi tüketiminde doyma noktasına yakla şıldığı görülmemiştir. Avrupa ülkelerinde kişi ba şına düşen elektrik enerjisi tüketimi Çizelge 1 ve 2'de gösterilmiştir. 40 milyonu aşan nüfusumuz ve 780 bin k m 2 l y e varan toprak genişliğimiz ile Avrupa'nın en büyük ülkeleri arasında bulunmamıza karşın insan başına enerji tüketimi yönünden so nuncu sırada bulunmaktayız.

Yahya Isıtan, TEK

Yapılan hesaplar ve geçmiş yılların deneyleri, bir ülkede inşaat halinde olan santralların top lam kurulu gücünün, işlemekte olan santralların toplam kurulu gücünün % 50'sinden daha düşük dü zeyde olmaması gerektiğini göstermektedir. İleri uygarlık düzeyine erişmiş ülkelerde bu durum dik katle uygulanmaktadır. Bu ülkeler ile aramızdaki açığı kapatabilmek için bu kuralı bizim de uygu lamamız ve daha yüksek oranda (en az % 66 ila 70 dolaylarında) tutmamız gerekmektedir.

Bugün kalkınmış veya kalkınmakta olan bir ülkede gereksinme duyulan enerjinin karşılanamamasınm, neden olacağı zarar enerji tesislerinin maliyeti nin çok üzerindedir. Örneğin 1971 yılında Fransa1 da üretim noksanı 1 kWh enerjinin neden olduğu zarar 2,5 FF'dır. Buna karşı üretilen 1 kWh ener jinin gayri safi ulusal gelire katkısı 7,5 FF'dır. Yurdumuzda 1971 yılında İzmir Ticaret ve Sanayi Odası tarafından yapılan bir araştırmada; 1 kWh enerji yetersizliğinin sanayi kesimine 7,5 TL zarar verdiği saptanmıştır.

Başbakanlık Yüksek Denetleme Kurulu'nca hazırla nan 1973 yılı raporunda ise "sanayide üretilen tü ketim mallarına enerjinin fiyat bakımından katkı sı % A düzeyinde olup, 1 kWh enerjinin ulusal gelire katkısı 7,5 ila 9 TL arasında değişmekte dir" denilmektedir.

Enerji gereksinmesinin zamanında karşılanabilmesi

için çok ciddi bir planlamanın uygulanması ve bu uygulamanın tüm kuruluşlarca tam olarak desteklen mesi gerekir.

tJzülerek belirtilmelidir ki planlı döneme girdi ğimiz 1962 yılından beri elektrik üretim tesisle rinin hiç birisi planlanan zamanda bitirilememiş tir. İhalelerin daima en ucuz teklifi veren fir maya verilmesi için gösterilen aşırı özen, firma ları fiyat kırma yarışına zorlamakta ve bu durum genellikle işin gecikmesine neden olmaktadır. Enerji eksikliğinin ulusal ekonomiye verdiği za rarın milyarlara vardığını düşünerek bu konuda daha etkin yöntemler bulunmalıdır.

Bugün yürürlükte olan yasalar ve olanaklarımızla Türkiye'de bir ısı santralının 4 ile 5 yılda, bir su santralının ise 6 ile 10 yılda inşa edilmekte olduğunu gözönüne alırsak, enerji gereksinmesinin zamanında karşılanabilmesi için gerçekçi bir plan lama yapılmasının önemini daha iyi anlamış oluruz.

Gerçekçi bir planlama deyimi, yapılan planların ülke olanaklarına uymayan varsayımlardan hareket edilerek ve gerçeklerden uzak hazırlandığını vur gulamak için kullanılmıştır. Bu araştırmanın ama cı, en iyi niyetle yapılmış bulunan çalışmalara karşın 1962 ile 1975 yılları arasında tamamlanmış olan santrallarda doğan gecikmeleri, plan hedefle rindeki sapmaları ortaya koymak ve 1975 ve sonrası yıllarda inşası devam eden santrallarda bu gecik melerin önlenebilme çarelerini araştırmaktır. Kay

1955 1960

3 800 4 656

1 390 1 852

B. Al manya

1 470 2 228

1 180 1 654

130 1 792

Danimarka

850 1 066

D.Almanya

510 2 652

1 610 1 963

Fransa

150 1 625

Hollanda

000 1 428

İngiltere

750 2 269

İrlanda

İsveç

;i 4 2 0 4 652

İsviçre

i 830 3 586

İspanya

İtalya

790 1 100

Lüksemburg

;i 330 4 570

Macaristan

Norveç Polonya

e» 6 2 0 8 631

Portekiz

SSCB

800 1 360

Türkiye

70 104

Y unanistan

170 268

Y ugoslavya

1— KAYNAK :

nı/

TEK P K u

ı U J (1 973)

5 946 3 066

3 032 2 293 1 246 2 414 1 486 3 341

3 169 2 067 2 034 3 510 1 219 6 347 4 086

956 1 536 6 960 1 100 13 096 1 390

504 904 2 198 149 485 796

6 340 3 250

3 100 2 394 1 420 2 560 1 868 3 250

3 400 2 136 2 237 3 453 1 303 6 502 4 660 1 153 1 675 6 843 1 164 12 875 1 494

605 1 085 2 337

168 626 169

CVJ CM

6 600 3 344

3 177 496

1 636 2 700 1 885 3 724

3 590 2 237 2 385 3 773 1 430 6 842 5 090 1 244 1 800 7 128 1 222 13 957 1 598

640 1 284 2 500

723 937

7 123 3 497

3 515 2 758 1 845 2 887 2 407 3 951

3 852 2 332 2 634 4 000 1 561 7 119 4 970 1 393 1 932 6 077 1 282 15 742 1 730

653 1 431 2 681

789 1 022

7 638 3 570 3 877 3 041

042 2 975 3 307 4 084

4 238 2 607 2 885 4 215 1 754 7 279 4 971 1 617 2 025 6 551 1 366 14 848 1 844

716 1 574 2 868

900 1 107

7 974 4 057 4 084 3 161 2 295 3 105 3 753 4 228 4 805 2 755 3 134 4 415 1 919 7 533 5 264 1 679 2 140 6 317 1 406 14 747 1 966

746 1 727 3 046

1 010 1 265

8 293 3 881 4 387 3 375 2 457 3 254 3 473 4 272 5 010 2 882 3 745 4 490 2 056 8 200 4 589 1 755 2 261 6 972 1 446 16 029 2 133

809 1 997 3 265

1 183 1 431

8 800 3 920 4 610 3 801 2 595 3 546 3 747 4 560 5 676 3 095 3 717 4 659 2 217 8 702 4 897 1 975 2 444 6 342 1 569 17 181 2 311

880 2 185 3 467

1 352 1 597

Çizelge 1. Avrupa ülkelerinde kişi başına düşen elektrik enerjisi üretimleri (km/kişi)

B.Almanya

Danimarka D.Almanya

Fransa Hollanda

İngiltere irlanda İsveç İsviçre İspanya İtalya Lüksemburg Macaristan Norveç Polonya Portekiz

Tssücrek i y e

Y unanistan Y ugoslavya

627 131

9 699 73 495 11 080 2 138 4 839

3 767 26 629 6 825 4S 639 10 780 89 226

1 501 24 837 14 064 11 928 38 140

1 066 5 190 22 682 16 452 1 910 4 250 159 366 1 580 1 391 4 154

840 4b6

13 116 118 896

15 144 4 656 24 456 4 884 42 996 8 748 73 980 16 392 118 848

2 244 34 800 18 996 17 532 54 288

1 435

7 620 30 960 29 292

3 240 7 632 291 600

2 815

2 232 8 928

KAYNAK : TEK PKD 1 03 (1 9 7 3 )

1 156 932 22 248 172 332 21 708 10 224 34 188 7 063 53 544 14 616 101 136 25 008

191 640 3 480

49 092 24 432 30 228 79 248 2 034

11 172

48 756 43 788

4 620

17 196 507 000

4 953 4 140 15 528

1 248 228 1 314 298

23 796

24 419

178 320 183 315

22 884

23 929

11 736

13 600

36 456

38 616

8 952

9 123

56 868

59 693

15 768

16 747

105 660 111 640

27 864

30 054

187 814 207 820

3 756

4 162

50 772 53 840

27 960

30 795

36 744

40 013

89 892

94 253

2 279

2 388

11 856

12 474

48 336

52 814

47 364

51 047

5 580

6 013

20 772 24 765

545 004 589 000

5 551

6 267

5 390 . 6 310

17 184 18 702

1 432 998 25 704

203 928 26 564 15 450 41 473 11 748 63 228 18 060

117 384 33 624

221 148 543

56 328 30 552 45 180 101 964 2 042 13 152 60 120 55 503 6 204 27 780 638 400 6 936 6 948 20 640

1 552 296 26 352

226 044

29 124

17 232 42 900 16 225 63 376 19 932 131 236 37 140 234 130 5 124 58 008 30 945 53 280 107 635 2 208 14 064 57 180 60 060 6 840 31 488 688 800

7 830

8 016 22 548

1 638 012 30 024

242 616

30 576 19 512 44 928 18 504 67 656 22 560 139 908 40 812 245 976 5 652 60 612 33 168 55 908 114 732 2 148 14 512 57 204 64 524

7 200

35 064 740 004

8 623 8 976 25 992

1 717 512 28 836 259 632 32 847 21 012 47 184 17 196 69 420 23 448 147 840 49 404

2E1 444 6 108

66 504 30 384 59 916 122 292 2 364 14 988 62 676 69 864

7 872

40 884 799 992

9 701 10 608 29 424

1 837 737 29 364

274 776 36 912 22 272 51 348 18 700 72 950 26 280

160 080 49 548 259 980 6 675' 70 668 31 440 68 136 132 912 2 220 16 320 67 524 76 428 8 628 45 381 858 000 11 242 12 036 33 180

Çizelge 2. Avrupa ülkelerinde toplam elektrik enerjisi üretimleri (GWh)

nak olarak, 1962 yılından beri yayınlanmakta olan yıllık yatırım planları seçilmiştir. Elde bulunan belgelere göre, 1962 yılından sonra ele alınıp 1975 yılına kadar tamamlanmış olan santrallar i l e inşaatı devam eden santrallar ay rı ayrı bölümlerde incelenmiştir.

2. 1962 1975 ARASINDA TAMAMLANAN

SANTRALLAR a) Ambarlı S a n t r a l ı I. ve I I . B i r i m l e r i :

Bu santral önce 1962 y ı l ı için Silahtarağa II fuel roil santralı olarak planlanmışsa da, 1963 y ı l ı yatırım programında 63.D.02.18 proje ndsu i l e yer almış ve Ambarlı'da kurulması kararlaştı rılmıştır. Aynı yılın yatırım planında 2x110 MW olması karara bağlanmış ve 1963 yılında işe baş lanıp, 1966 yılında hizmete alınması öngörülerek proje maliyetinin 236 • 106 TL1si dış ödeme olmak üzere toplam 386 • 106 TL olacağı kestirilmiştir. I. birim 28.10.1966 tarihinde deneme işletmesine başlamış ve 28.12.1966 tarihinde ticari işletme ye açılabilmiştir. I I . birim ise 28.11.1966 ta rihinde deneme işletmesine başlamış ve 28.1.1967 tarihinde ticari işletmeye açılmıştır. Proje gi •derleri ise 197 489 000 TL1si dış ödeme olmak üzere 420 884 000 TL olmuştur.

Böylece projenin, 1963 yılında öngörülen ilk plan hedefinden farklı olarak, I. birimin 8, I I . ibirimin 7 aylık bir gecikme i l e ve 34 884 000 TL'lik bir maliyet artışı i l e gerçekleştiği gö rülmektedir .

b) Sarıyar Su Santralının Genişletilmesi:

Sarıyar su santralının 2x44 MW'lık genişletme i ş i 196S yılında 63.D.02.70 proje no'su ve 6/3788 sayılı kararname i l e yatırım planına alınmıştı. Yine aynı yılın yatırım programında bu santralın kuruluşuna 1963 yılında başlanacağı ve 1965 yılın da bitirileceği, 45,7 • 10* TL'si dış ödeme olmak üzere 75,7 • 106 TL harcanacağı öngörülmüştü. Buna karşılık I. birim 7.7.1966, II. birim 13.10.1966 tarihinde deneme işletmesine geçebilmiş ve I. bi rim 30.7.1966, I I . birim ise 17.10.1966 tarihinde ticari işletmeye açılabilmiştir. Proje 31 464 000 TL'si dış ödeme olmak üzere 61 464 000 TL'ye malolmuştur. Bu proje, 1963 yılında öngörülen ilk • tarihe kıyasla 1 y ı l l ı k bir gecikme i l e b i t i r i l e bilmiştir. Projenin ilk kestirilen tutarında bir artış olmamış, 13 236 000 TL'lik bir azalma ol muştur.

c) Tunçbilek Santralının Genişletilmesi:

Varolan 2x30 MH'lık Tunçbilek A santralının 65 MU'lık bir birim i l e genişletilmesi i ş i , 1963 y ı l ı yatırım programında 63.D.02.71 proje no'su ve 6/3788 sayılı kararname i l e ele alınmıştı. 1963 y ı l ı yatırım planında sözü edilen genişlet me işine 1963 yılında başlanıp 1965 yılında b i t i rileceği ve projenin 56 • 106 TL'si dış ödeme ol mak üzere 106 • 106 TL'ye mal olacağı öngörülmüştü. Buna karşılık 65 MH'lık bu genişletme i ş i 21.2. 1966 tarihinde bitmiş ve 23.3.1966 tarihinde t i cari işletmeye geçilmiştir. Böylece bu proje 1963 y ı l ı yatırım programında öngörülen ilk tarihe kı yasla 13 aylık bir gecikme i l e ve 14 • 106 TL'lik bir artışla gerçekleştirilebilmiştir.

d) Hazar I Su S a n t r a l ı n ı n G e n i ş l e t i l m e s i :

4 x 3 MW'lık Hazar I santralının 7 MW'lık bir bi rim i l e genişletilmesi i ş i 1963 y ı l ı yatırım prog ramında 63.D.02.72 proje no'su ve 6/3788 sayılı ka

rarname ile ele alınmıştı. 1963 y ı l ı yatırım prog ramında bu projenin 1963 yılında başlanıp 1965 yı lında bitirileceği 15 • 10 TL'si dış olmak üzere 21 • 106 TL harcanacağı planlanmıştı. 7 MW'lık bu ek birim 13.11.1965'te bitmiş ve 13.12.1965'te t i cari işletmeye açılabilmiştir. Yalnızca 2 aylık bir gecikme ile bitmiştir. Bu proje tutarında bir artış olmamış ilk programda öngörülen bedelin al tında, 8 377 000 TL'sı dış ödeme olmak üzere 15 359 000 TL'ye malolmuştur.

e) Hazar II Su S a n t r a l ı :

2x5 MW'lık Hazar II su santralı kurulması i ş i , 1963 y ı l ı yatırım planında 63.D.02.21 proje no'su ile ele alınmıştı. Öngörülen ilk plan hedefinde bu projeye 1963 yılında başlanacağı 1965 yılında bitirileceği proje maliyetinin ise 17 070 000 TL 'si dış ödeme olmak üzere 24 760 000 TL olaca ğı kestirilmişti. Santral 1.9.1967 tarihinde ta mamlanabilmiş ve 16.10.1967 tarihinde ticari iş letmeye açılabilmiştir. 22 aylık bir gecikme ile bitirilen bu santralda 19 260 000 TL'lik bir ma liyet a r t ı ş ı olmuştur.

f) Ambarlı I I I . Birimi:

2x110 MW'lık Ambarlı santralının 110 MW'lık I I I . biriminin kurulması i ş i 1966 y ı l ı yatırım progra mında 66.D.02.53 proje no'su ile ele alınmıştı. 1966 y ı l ı yatırım planında bu projenin 1966 yı lında başlanarak 1969 yılında^ b i t i r i l e c e ğ i proje maliyetinin ise 110 • 106 TL'si dış ödeme olmak üzere 225 • 106 TL olacağı öngörülmüştü. Ancak b i rim 14.7.1970 tarihinde tamamlanabilmiş ve 27.8.1970 tarihinde t i c a r i işletmeye açılmıştır. 7 aylık bir gecikme i l e proje 175 194 000 TL'si dış ödeme olmak üzere 327 214 000 TL'ye malol muştur. Böylece bu birimin maliyet a r t ı ş ı 65 194 000 TL'si dış ödeme olmak üzere toplam 72 214 000 TL'yi bulmuştur.

g) Seyitömer I s ı S a n t r a l ı :

Seyitömer'in 150 MM'lık ilk birimi 67.D.02.0220 proje nosu ile 150 MW'lık ikinci birimi de 67.D.02.0221 proje no'su ile 1967 y ı l ı yatırım planında yer almıştı, tik planlamada bu santralın kuruluşuna 1967 yılında başlanması ve 1970 yılın da bitirilmesi kararlaştırılmış ve her birimin 180 • 106 TL'si dış ödeme olmak üzere 379 • 106 TL'ye malolacağı öngörülmüştü. Buna karşılık bu santralın ilk birimi 21.7.1973, I I . birimi ise 7.3.1974 tarihinde tamamlanarak enerji üretimine başlamıştır. İlk iki birimin proje maliyeti ise 1967 yatırım programında öngörülen miktarın çok üzerinde 517 000 000 TL'si dış para olmak üzere 1 187 000 000 TL'ye ulaşmıştır.

h) Ambarlı S a n t r a l ı IV. ve V. Birimi:

Ambarlı santralının herbiri 150 MW'lık i k i birim i l e genişletilmesi i ş i 68.D.02.354 proje nosu i l e 1968 y ı l ı yatırım planında yer almıştı, tik plan lamada bu birimlerin 1970 yılında tamamlanması öngörüldüğü halde IV. birim 21.6.1971, V. birim 11.12.1970 tarihinde tamamlanabilmiş ve IV. birim ancak 10.7.1971, V. birim ise 23.12.1970 tarihin de t i c a r i işletmeye açılabilmiştir. IV. birim 8 ay, V. birim ise 6 aylık bir gecikme i l e ve ma l i y e t i 509 250 000 TL'si dış ödeme olmak üzere 696 448 000 TL'ye çıkmış olarak tamamlanmıştır.

Böylece her iki birimin maliyet a r t ı ş ı 209 250 000 TL'sı dış para olmak üzere toplam 257 375 000 TL'ye ulaşmıştır.

ı) Hopa Isı Santralı:

2 x 25 MW kurulu güçte olan bu santralın kurulma sı işi, 68.D.02.355 proje nosu ile 1968 yılı ya tırım programında yer almıştı. 1968 yılı yatırım planında bu santralın 1970 yılında bitirilmesi öngörülmüş iken santral 14.2.1973 yılında bitiri lebilmiş ve 4.4.1973 tarihinde ticari işletmeye açılabilmiştir. 30 aylık bir gecikme ile tamamla nan bu projenin maliyeti 66 656 000 TL'si dış para olmak üzere 174 835 000 TL'dir. Bu proje de de 20 656 000 TL'si dış para olmak üzere 55 835 000 TL'ye ulaşan bir maliyet artışı ol muştur.

j) Diğer Projeler

Yukarıda açıklanan ve 1975 yılına kadar tamamlan mış olan santrallara ek olarak Almus Su Santra lında 4 yıl, Keban Su Santralında 4 yıl, Kova da II Su Santralında 5 yıl, Gökçekaya Su Santra lında 4 yıl gibi önemli gecikmeler olmuştur.

Yukarıda 10 madde halinde özetlenen projelerde, meydana gelmiş olan gecikme nedenleri, bugün ha len inşaat halindeki santrallerimiz için de ge çerlidir. Gecikme nedenleri ve çareleri bu rapo run son bölümünde ele alınmıştır. Bu konuya geç meden önce planlı dönemin başladığı 1962 yılın dan içinde bulunduğumuz 1975 yılına kadar inşa sı biten santrallardaki gecikmelerden dolayı ne kadar üretim kaybı olduğunu da belirtmek gerekir.

3. GECİKMEDEN DOĞAN ÜRETİM KAYIPLARI

1. Ambarlı I ve II, 2 x 1 1 0 MW, 1,4 • 109 kWh/yıl üretimin 7 ay lık gecikmesinden doğan üretim kaybı

700 • 106 kWh

2. Sarıyar su santralı, 2 x 4 4 MW, 300 • 106 kWh/yıl üretimin 1 yıl lık gecikmesinden doğan üretim kaybı

300 • 106 kWh

3. Tunçbilek A santralı, 65 MW, 400 • 106 kWh/yıl üretimin 13 ay

4. Hazar I su santralı, 7 MW, 40 • 106 kWh/yıl üretimin 2 aylık gecikmesinden doğan yaklaşık üretim kaybı

5 • 106 kWh

5. Hazar II su santralı, 10 MW, 60 • 106 kWh/yıl üretimin 22 ay

110 • 10* kWh

6. Ambarlı III, 110 MW, 700. • 10* kWh/yıl üretimin 7 aylık gecik mesinden doğan üretim kaybı . .

[7. Seyitömer I ve II, 2 x 1 5 0 MW,

i 2,1 • 109 kWh/yıl üretimin 2,5

yıllık gecikmesinden doğan üre

tim kaybı

1 750 • 106 kWh

8. Ambarlı IV ve V, 2 x 1 5 0 MW, 2,1 • 109 kWh/yıl üretimin 6/8 aylık gecikmesinden doğan yak laşık üretim kaybı

9. Almus su santralı, 27 MW, 153 • 106 kWh/yıl üretimin 4 yıllık gecikmesinden doğan yaklaşık üretim kaybı

612 • 1 0 6 kWh

10. Keban su santralı, 4 x 1 5 0 MW, 4,6 • 109 kWh/yıl üretimin 4

yıllık gecikmesinden doğan yaklaşık üretim kaybı

18 400 • 106 kWh

11. Kovada II su santralı, 2 x 2 5 MW, 220 • 106 kWh/yıl üretimin 5 yıllık gecikmesinden doğan yaklaşık üretim kaybı

Toplam Üretim Kaybı

24 877 • 106 kWh

Bunun 4 765 • 106 kWh'i TEK'in kurduğu 9 santrala geri kalan 20 11? • 106 kWh'i ise DSÎ'nin kurduğu su santrallarına ait gecikme kayıplarıdır.

4. KURULUŞU DEVAM EDEN SANTRALLAR

Sf at ir im programında yer almış, inşası başlamış yada başlamak üzere bulunan santraliarın durumu aşağıya çıkarılmıştır.

1. Seyitömer III. Birimi (1x150 M W ) : Seyitömer santralının 150 MV'lık bir birim ile genişletilmesi işi 1967 yılında yatırım planı na 67.D.02.022 proje no'su ile girmiştir. Son radan 1971 yılı yatırım programında yapılan bir değişiklik ile tamamlanma tarihi 1973 yı lı olarak değişmiş ise de, 1975 yılında tekrar yapılan bir değişiklikte sözü edilen tamamlan ma tarihi 1976 olarak saptanmıştır.

2. Afşin Elbistan Isı Santralı (4x300 M W ) :

Yatırım planında 72.D.02.0050 proje no'su ile 1972 yılında ele alınan Afşin santralının ilk biriminin 1977 yılında bitirilmesi planlanmış ancak sonradan 1975 yatırım planında yapılan bir değişiklikte bu tarih 1980'e ertelenmiştir.

3. Tunçbilek B Isı Santralı (2x150 M W ) :

Yatırım planında 72.D.02.0060 proje no'su ile 1972 yılında ele alınan Tunçbilek B santralın da önce 150 MW'lık bir birimin ve sonradan ya pılan ek ile iki birimin kurulması öngörülmüş tür. Sözü edilen santralda I. birimin 1976, II. birimin 1977 yılında bitirilmesi planlan mıştır.

i». Soma B Isı Santralı (2x150 M W ) :

Yatırım planında 72.D.02.0040 proje no'su ile yer almış bulunan bu santralın 1972 yılında ön görülen tamamlanma tarihi I birim için 1976,

II. birim için 1977 yılı idi. Sonradan 1975 programında yapılan bir değişiklik ile bu ta rih 1978 olarak değiştirilmiştir.

5. Kangal Isı Santralı (1x150 M W ) :

74.D.02.1590 proje no'su ile 1974 yılı yatırım planında yer alan bu projenin 1978 yılında bi tirilmesi planlanmış, daha sonra bu tarih 1979 olarak değiştirilmiştir.

6. Çatalağzı Isı Santralı (1x150 MW):

74.D.02.1600 proje nosu ile 1974 yılı yatırım planında yer alan bu projenin 1978 yılında ta mamlanması planlanmıştır. Bu tarihin de daha ileriki yıllara erteleneceği şimdiden söylen miştir.

7. Yatağan Isı Santralı (2x150 M W ) :

75.D.02.1830 proje no'su ile 1975 yılı yatırım programında yer alan bu projenin tamamlanma tarihi 1978 olarak saptanmıştır.

8. Diğer Santrallar :

. 69.D.02.0090 proje no'lu Adana Aslantaş Su Santralı 138 MW olup, işin başlama ve bitiş tarihleri 1969 1980 olarak saptanmıştır.

. 73.D.02.0060 proje no'lu Tokat Köklüce Su Santralı 90 MW olup, işin başlama ve bitiş tarihleri 1973 1979 olarak saptanmıştır.

. 63.D.02.0040 proje no'lu Giresun Doğankent I II Su Santralı 72,5 MW olup, işin başlama ve bitiş tarihleri 1963 1978 olarak saptan mıştır.

. 68.D.02.0250 proje no'lu Samsun Hasan Uğurlu Su Santralı 500 MW olup, işin başlama ve bitiş tarihleri 1971 1979 olarak saptanmış tır.

. 68.D.02.0260, proje no'lu Kars Çıldır Su San tralı 15 MW olup, işin başlama ve bitiş ta rihleri 1968 1976 olarak saptanmıştır.

. 71.0.02.0020 proje no'lu Diyarbakır Karakaya Su Santralı 1800 MW olup, işin başlama ve bitiş tarihleri 1968 1976 olarak saptanmış tır.

. 71.D.02.0010 proje no'lu Antalya Oymapınar Su Santralı 540 MW olup, işin başlama ve bi tiş tarihleri 1971 1980 olarak saptanmıştır.

. 63.D.02.0070 proje no'lu Elazığ Keban Su San tralının 1240 MW olacak şekilde genişletilme si işinde tüm işin başlama ve bitiş tarihle ri 1964 1979 olarak saptanmıştır.

. 74.D.02.0050 proje no'lu Erzincan Tercan Su Santralı 6,6 MW olup, işin başlama ve bitiş tarihleri 1974 1976 olarak saptanmıştır.

. 75.D.02.0020 proje no'lu Samsun Suat Uğurlu Su Santralı 46 MW olup, işin başlama ve bi tiş tarihleri 1975 1979 olarak saptanmıştır.

. 75.D.02.0030 proje no'lu Samsun Altınkaya Su Santralı 600 MW olup, işin başlama ve bitiş tarihleri 1975 1984 olarak saptanmıştır.

. 75.D.02.0040 proje no'lu Tunceli Mercan Su Santralı 18 MW olup, işin başlama ve bitiş tarihleri 1975 1980 olarak saptanmıştır.

İLEKTRİK MÜHENDİSLİĞİ 236

75.D.02.0050 proje no'lu Urfa Karababa Su Santralı 800 MW olup, işin başlama ve bitiş tarihleri 1973 1983 olarak saptanmıştır.

75.D.02.0060 proje no'lu Malatya Tohma Su Santralı 7,8 MW olup, işin başlama ve bitiş tarihleri 1975 1978 olarak saptanmıştır.

75.D.02.0070 proje no'lu Aydın, Denizli Adı güzel Su Santralı 42 MH olup, işin başlama ve bitiş tarihleri 1975 1979 olarak saptan mıştır.

5. GECİKMENİN NEDENLERİ

Planlı dönem içinde 1975 yılına kadar tamamlanmış üretim tesislerindeki gecikmeler ile bu gecikmele re karşılık olan üretim miktarları raporumuzun bundan Önceki bölümlerinde bütün açıklığı ile be lirtilmiştir. Gecikmeler olmasa idi santrallar bu zaman içinde normal üretimlerini yapabileceklerdi. 1971 1973 yıllarında gecikmenin ulusal ekonomiye parasal yönden etkisi, 7,5 ila 9 TL/kWh'dır. 24 877 • 106 kWh'lık eksik üretimin ulusal ekonomi ye verdiği zarar ikiyüz milyarın üstündedir. Bu paranın bir an için % 10'unun ulusal ekonomiye yan sıdığını düşünürsek sorunun önemi daha kolay anla şılır.

Planlı dönem uygulamasında doğan gecikmelerin ne denleri 8 bölümde toplanabilir.

1. Planlama evresinde yapılması gereken ön çalış maların eksikliği,

2. Yerleşim alanının tahsis ve teminindeki uzun işlemler,

3. tç ve dış para teminindeki zorluklar, 4. Denizaşırı nakliye, boşaltma limanı, demir ve karayolu nakliye olanaklarındaki yetersizlikler, 5. Termin planlarının yetersizliği, 6. Tecrübeli teknik elemanın temin edilememesi, 7. Gümrük işlemleri, 8. Makine ve teçhizatın üretimine ilişkin sorun lar.

Sözü edilen bu gecikme nedenleri, önerilen önlem leri ile birlikte aşağıda açıklanmıştır.

^5.1. Planlama Evresinde Yapılması G e r e k e n .ön Ç a l ı ş m a l a r ı n E k s i k l i ğ i örneğin, bir linyit santralının kuruluşunda kömür havzasının jeolojik yapısı, kömürün kesim rezer vi, kömür çıkarma şekli, santrala kömürün verilme yeri ve veriliş fiyatı, kömürün kül ve nem oran ları ile ısı değeri, kimyasal analizleri, kül ergime noktasının saptanması gibi projelendirmeye esas değerlerin önceden bilinmesi gerekmektedir. Bu bilgilere dayanılarak santralın sistem için deki büyüklüğü, birim adedi ve birimlerin yıllara göre işletmeye açılma süreleri planlanabilir. Yi ne santralın su gereksinmesinin (örneğin 300 MW* lık bir ısı santralı için kapalı devre bir soğut ma sistemi seçilirse yaklaşık 1000 m3/saat suya gerek vardır) nereden sağlanabileceği, kömürünün ve külünün taşınması, ağır malzemelerinin nakli, çevre sorunları, tarım alanına etkisi, yerleşme sorunları, personel temini gibi diğer koşullar ile yerleşebileceği alanların belirlenmesi önem li sorunlardır. Zemin ön çalışmaları, ağır yapı ların temel sorunlarının incelenmesi, uygulama

projeleri için 1/500, 1/1000 ve 1/5000'lik topoğ rafik haritaların çıkarılması ve hatta gerek gö rülen arsa ve arazilerin temini planlama safha sında tamamlanmalıdır. Linyit santralı için sı raladığımız bu ön çalışmalar diğer santrallar için de aynen geçerlidir.

Oysa yukarıdaki bölümlerde isimleri verilen pro jelerin hemen hemen hiçbirisinde saydığımız ön çalışmalara santrallar yatırım planına alınmadan önce başlanmamıştır.

Bugün Türkiye'de çekilen elektrik enerjisi dar lığı; dün ertelenen, geciktirilen yada yetersiz ön çalışmalara göre kurulan üretim tesislerinin doğal bir sonucudur. Doğal kaynaklardan özellik le sudan ve linyitten gereğince yararlanılması halinde, Türkiye'de bol, ucuz ve uzun vadeli elektrik enerjisi üretiminin sağlanabileceği bir gerçektir.

5.2. Yerleşim Alanının Temin ve Tahsisinde İşlemler

Birincil kaynakların ve tüketim merkezlerinin bu lunduğu yerler gözönüne alınarak yapılan seçime göre elektrik santrallerinin yerleri saptanır, örneğin birincil kaynak olarak linyit kullanıla cak ise, santral kesinlikle linyitin en ucuz ve kolay taşınabileceği, linyit yatağına en yakın bir yerde kurulmalıdır. Bu noktadan hareket ede rek, yerel rüzgarlar ve çevre sorunları, su temi ni, tarım alanına etkisi, nakliye, yerleşme, per sonel sağlamak gibi çeşitli etmenler ve teknik zorunluluklara göre santral yeri seçildikten son ra, kararlaştırılan yerleşim alanının temin ve tahsisi aşılması çok uzun zaman alan bir yasal sorun olmaktadır.

Çünkü tesis ile uğraşanlar; 1757 sayılı Toprak ve Tarım Reformu Kanununun 212. maddesinin öngördüğü aşağıdaki işlemleri yerine getirmek zorundadır lar. Bu yasada; tarım dışı amaçla kullanılacak sahanın, 10 dönüme kadar olan kısmı için Toprak ve Tarım Reformu Müsteşarlığından izin alınması nı, 10 dönümden büyük araziler için de, Bakanlar Kurulundan karar alınmasını zorunlu kılmaktadır.

Devlet Planlama Teşkilatı'nm, Yüksek Planlama Kurulu'nun, Bakanlar Kurulu'nun ve son olarak Türkiye Büyük Millet Meclisi'nin, inceleme ve uygun bulmasından sonra Resmi Gazete'de yayınla nan ve kesin emir niteliğinde olan yatırım pla nının, içinde yer almış bulunan yüzlerce enerji iletim, üretim ve dağıtım tesislerinin yerleşim alanları üzerinde tekrar bir inceleme yapılması nın sakıncası ortadadır. Bir tek üretim tesisi için yapılan incelemelerin 6 aydan önce bitmedi ğini söylersem haksızlık etmemiş olurum. 300 MW* | lık bir ısı santralının 6 aylık üretimi 1 milyar kWh ve ulusal ekonomi yönünden kaybı yaklaşık ola rak 9 milyar TL olabileceği yukarıdaki açıklama larımızla hesap edilebilir.

En az 6 aylık gecikmeye neden olan işlemler aşa ğıda sıralanmıştır:

. Tesisler için istenilen yerin, varsa tapu kayıt örneği, yoksa ili, ilçesi, köyü, konumu, cinsi (tarım arazisi, mera, orman, 4753'e göre s a t ı lan arazi vb.) ve sahibinin (şahıs, hazine, köy tüzel kişiliği vb.),

I Başbakanlığın 6.11.1974 tarih ve 6170 6174 sayı i lı genelgesindeki esasların gözönüne alınması nın, i İstenilen arazi, sınırlanmış orman alanları içe risinde ise Orman Bakanlığının olumlu görüşünün,

4753 sayılı kanuna göre dağıtılmış arazilerden ise, borçların yok edilmesi, kısıtlama süresi ve parsel bütünlüğünün korunması yönünden kanu nun gerektirdiği kayıtlamaların önceden yerine getirilmesinin,

Köy İşleri, İmar İskan, Orman, Enerji ve Tabii Kaynaklar (DSİ Genel Müdürlüğü), Gıda Tarım ve Hayvancılık Bakanlıkları gibi ilgili bütün Ba kanlık görüşlerinin alınmasının,

İstemde bulunulan alanın tarıma elverişli olma sı halinde, zorunluluk nedeninin açık bir şekil de belirtilmesinin,

Yüzölçümü 10 dönümden fazla şahıs arazilerinin ve yüzölçümü ne olursa olsun bütün Hazine mülki yetindeki arazilerin tarım dışı amaca tahsisi ve satışı için Bakımlar Kurulu kararı alınması zorunlu olduğundan parselasyon haritalarından en az 7 nüsha hazırlanmasının,

Olanak varsa parselasyon haritalarının 1/5000 ölçekli ve tesviye münhanili olmasının, lgili kuruluşça yerine getirilmesinden sonra iş enen yerleşim alanı 10 dönüm yada daha az ise Dprak ve Tarım Reformu Müsteşarlığınca gerekli zin verilebilecek, 10 dönümden büyük ise ilgili akanlık kanalı ile kararname çıkarılmasına çalı Lİacaktır.

3zü edilen bu yasanın, uygulanmasında bazı aksa llar olduğu içindir ki, İmar ve İskan Bakanlı m c a yapılan bir kanun teklifi ile 1797 sayılı asanın 212. maddesine 1918 sayılı Yasa ile bir ıkra eklenmiştir. Bu fıkrada,

"Toprak ve Tarım Reformu uygulamasına başlan mayan bölgelerde, yukarıda belirtilen yerler dışında olmakla beraber, köy sınırları için de bulunan ve konut veya turizm veya sanayi tesisleri veya köy kalkınması amacını güden diğer tesislerin yapılmasında ve bunların ya pılacağı alanların lüzumu halinde ve tapuda ki vasıfları arsa olarak değiştirilmek şar tıyla, parçalara bölünmesinde de yukarıdaki fakralarda sözü geçen izin ve kararın alın ması gerekmez."

inilmektedir. Buna göre köy sınırları içindeki Dnut, turizm yada sanayi kuruluşları için sözü iilen izin alma yada karar çıkarılmasına gerek almamıştır. Elektrik enerjisi olmadan ne köy alkınması, ne konut ne de sanayi kuruluşundan 3z edilemezken elektrik dağıtım, iletim ve üre îm tesislerini 1918 sayılı yasa dışında tutul masının dayanağı anlaşılamamaktadır.

erçekte teknik koşulların gereği olarak saptanan erleşim alanının kamulaştırılması ile ilgili mumi menfaat kararı Enerji ve Tabii Kaynaklar iakanlığı'nca uygun görüldüğüne ve onaylandığına jSre, devletin yatırım planında yapımı emredilen jir enerji tesisi için başka bir incelemeye ge jek yoktur.. İmar ve İskan Bakanlığı'nca uygula ian 1918 sayılı yasanın benzerinin enerji tesis

leri için de uygulanması gerekir kanısındayız.

5.3. İç ve Dış Para Sağlanmasındaki Zorluklar

Üretim tesislerinin finansman durumları başlan gıçta iyi bir şekilde planlanmadığı için, döviz transferlerinde ve sitüasyon ödemelerinde gecik meler meydana gelmektedir. Bu gecikmeler firma lara süre uzatımı vermek zorunluluğunu doğurmak ta ve bu süre uzatımları da termin programını olumsuz yönde etkilemektedir.

Üretim tesisleriyle ilgili projelerin finansman ları genel olarak dış para ve iç para olarak iki bölüme ayrılır.

a) Dış para gereksinmesi:

Yabancı ülkelerde yapılan makine ve teçhizatın üretimi ve diğer hizmetleri karşılığı yabancı firmalara ödenecek dövizlere dış para gereksinme si denmektedir. Genel olarak dış para gereksinme si iki şekilde karşılanmaktadır.

. Hükümetçe kabul edilen dış kredi kaynakların dan.

. Maliye Bakanlığı'nca tahsis edilen serbest dö viz rezervlerinden.

Dış para gereksinmesinin dış kredi kaynaklarından temini yoluna gidilmesi halinde iş daha proje safhasında iken Devlet Planlama Teşkilatı ve Ma liye Bakanlığı'nca bir finansman programı hazır lanmalı ve bu program aksamadan uygulanabilir ve dış para gereksinmesinin tamamını karşılıyabilir nitelikte olmalıdır. Sözü edilen bu program kre disi yatırımcı kuruluşa daha i ş i n başında kesin likle tahsis edilmeli ve hiçbir şekilde başka D ir projenin finansmanı için kullanılmamalıdır. Yuka rıdaki bölümlerde belirtilen geçmişteki gecikme lerin bir bölümü bu nedenle olmuştur.

Dış para gereksinmesinin Maliye Bakanlığı'nca tahsis edilecek serbest döviz rezervlerinden kar şılanması halinde, bu dövizin Merkez Bankasından satın alınması için gerekli olan paranın temini de gecikmeye neden olmaktadır. Bunu önleyecek, gerçekleştirilebilir bir finansman programı uy gulanmalıdır.

b) İç para gereksinmesi:

Türkiye'de yapılan iş ve hizmetler karşılığı har canması gereken paraya iç para gereksinmesi den mektedir.

İç para gereksinmesi genel olarak iki yoldan kar şılanmaktadır.

. Yatırımcı kuruluşun kendi öz kaynaklarından. . Planda öngörülen sınır içinde Devlet Yatırım

Bankasından.

Her iki durumda da, planda öngörülen finansman olanakları çoğu zaman beklenen sonucu verememek tedir. Enerji satış tarifelerinin gereken düzey de olmaması ve zamanında onaylanmaması nedeniyle planlanan "öz kaynak" elde edilememektedir. Bunun sonucu olarak da gereken ödemelerde güçlük çekil mektedir.

Kredi veren Bankanın herhangi bir şekilde gelir kaynaklarının daralması sonucu, yatırımcı kuru luşlara verilmesi gereken kredilerin zamanında ve gereken miktarda verilmediği görülmektedir.

tEKTRİK MÜHENDİSLİĞİ 236

HıKIT

Ancak kredi veren banka bu durumu gizlemek için proje kalemlerinde bazı ön çalışma ve incelemeler yapacağını i l e r i sürerek kredi ödenmesini gecik tirmektedir. Bütün bunlar sonuç olarak gecikmeye birer neden olmaktadır.

Bu gecikme nedenlerinin önlenmesi için projenin iç para gereksinmesi daha planlama evresinde iken Devlet Planlama Teşkilatınca garanti edilebilir bir finansman programına bağlanmalı ve bu program kesinlikle ve eksiksiz olarak uygulanmalıdır.

5.4. Denizaşırı Nakliye, Boşaltma Limanı, Demir ve Karayolu Y e t e r s i z l i k l e r i

Denizaşırı taşımadan başlayarak, boşaltma liman l a r ı , demiryolları ve karayolları olanaklarının s ı n ı r l ı oluşu özellikle ithal edilen makine ve teçhizatın gönderilmesini güçleştirmekte ve ge cikmeler doğmaktadır.

Ticaret filomuzun yetersiz oluşu denizaşırı nak liyede dar boğazlara neden olmaktadır.

Ayrıca mevcut birinci sınıf karayollarımızın da hi en fazla dingil başına 8 ton yük taşıyabile cek durumda olması 125 ton'dan daha büyük parça ların şevkini güçleştirmektedir. Aynı zorluk de miryolları için de geçerlidir.

Bu durumda yukarıdaki bölümlerde açıklanan inşa halindeki üretim tesislerimizin her geçen yıl bi rim kapasitelerinin büyüdüğü, bunların 150 MW, 200 MW, 300 MW ve sonunda 600 MW olacak şekilde planlandığı bir gerçektir. 150 MW, 200 MW i l e 300 MVJ'lık birimlerde en büyük parça ağırlığı 200 250 ton'u bulmaktadır. Bunların varolan ka rayollarımızdan ve demiryollarımızdan taşınması ve hatta (Mersin limanı hariç) diğer limanları mızdan boşaltılabilmesi çok büyük zorluklar çı karmaktadır. Bunlar arasında 150 MVJ'lık birimler le i l g i l i olarak Îzmir Kütahya Seyitömer ve Tunç bilek arasındaki demiryolunun sorunları çözülmüş tür. Yine 300 MW'lık Afşin Elbistan birimleriyle i l g i l i olarak da, Mersin Kapıdere ve Afşin ara sındaki demiryolu ve karayolu sorunları çözüm yo luna girmiştir. Bunların dışında kalan diğer yol lar üzerinde henüz gerekli çalışmalara başlanma mıştır.

Uzun erimli enerji planlamasına paralel olarak liman, demiryolu ve karayolu sorunlarının çözümü için Bakanlıklar arası bir koordinasyon çalışma sına başlanılmalıdır. Bu çalışmalar ile hazırla nacak programa göre limanların yükleme ve boşalt ma kapasiteleri, kara ve demiryollarının taşıma kapasiteleri, tünel ve geçit gabarilerinin yeter li hale getirilmesi işlerine hızla başlanılmalı ve bu işler yukarıda sözü edilen santrali ara a i t makine ve teçhizatın sevk tarihinden önce b i t i r i l melidir.

5.5. Termin P l a n l a r ı n ı n Y e t e r s i z l i ğ i

Termin programlarının gerçekçi bir biçimde ve çağdaş yöntemlere göre hazırlanmamış olması, ya tırımların programlanan sürede gerçekleşmesini önlemektedir, özellikle üretim tesislerinin in şaat ve montaj i ş l e r i bir birine girmiş çok sayı da çalışmayı kapsamaktadır. Bunların klasik usul ler ile saptanması sonucu aralarındaki i l i ş k i l e r iyi düzenlenememekte ve sonunda teminler aksa maktadvr.

Çoğu zaman çubuk diyagramlarla çalışılmakta ve burada gösterilen zamanlarda bazı işlerin biti rilmiş olmasına karşın kritik çalışmaların neler olduğu bilinemediğinden genellikle son termin ta rihini tutturmak olanaksız olmaktadır. Bu neden le üretim tesislerinin inşaat ve montaj temin lerinin CPM yada Pert yöntemlerine göre hazırlan ması ve terminlerin elektronik beyinler aracılığı ile izlenmesi gerekmektedir.

Bunun dışında termin programı hangi yöntem ile hazırlanırsa hazırlansın tesisin son biçim ile deneme ve ticari işletmeye alınma tarihleri konu sunda herhangi bir ön çalışma yapılmadan saptanıp yatırımcı kuruluşlara empoze edilmemelidir.

Yabancı mühendislik firmalarının kendi koşul ve olanaklarına göre hazırlayacakları termin program ları özellikle tarafımızdan yapılacak inşaat ve montaj işleri için yanıltıcı sonuçlar vermekte dir. Çünkü ülkemizdeki usta ve yetenekli işçi ek sikliği, gerekli ana gereç teminindeki güçlükler, inşaat, montaj, makine ve aletlerinin nicelik ve nitelik bakımından yetersizliği, değişik iklim koşulları, ulaştırma zorlukları, ve başka neden lerden ülke gerçeklerine uygun düşmemektedir. Bu nun için sözü edilen termin kendi olanaklarımızla hazırlanmalıdır. Bu amaçla gerekli iş analizleri nin yapılması, iş sırası ve sürelerinin işbaşında saptanması ile gerekli istatistik bilgilerin top lanması, geçmişteki iş analizlerinden yararlanı larak CPM yada Pert yöntemlerinden birisine göre termin programı hazırlanmalı ve teminler bilgi sayar yardımı ile değerlendirilmelidir. Bunun için yeteri kadar teknik elemanın yetiştirilmesi gereklidir. Böylece bir kısım gecikmeler önlene bilecektir.

5.6. Tecrübeli Teknik Eleman Temin Edilememesi ön çalışma, proje, kuruluş ve işletmeye alma dev relerinin her birisi için yeterli ve tecrübeli teknik eleman temin edilememesi gecikmelerin en büyük nedenlerinden birisi olmaktadır.

Lisanbilir ve tecrübeli eleman temini bugünkü personel politikası içinde Devlet Kuruluşları için hemen hemen olanaksızdır. Yatırımcı Devlet Kuruluşlarının gerek merkez ve gerekse şantiye teşkilatında yetişen ihtisas sahibi teknik ele man daha iyi iş olanakları ile özel sektöre yada yurt dışına kaymaktadır. Bu durumda Yatırımcı Devlet Kuruluşları staj yada yetiştirme yerleri durumunda kalmaktadır.

Bu durumun önlenmesi için teknik personelin her şeyden önce cari personel kanunu kapsamı dışına çıkarılarak, daha iyi maddi olanaklara kavuşacak ları ayrı bir teknik personel politikası izlenme lidir. Gerekirse iş durumuna göre fazla mesai, mahrumiyet zammı, iş güçlüğü, iş riski, teminin deki güçlük ve seyyarlık gibi yan ödemelerin her hangi bir kararname yada onaya gerek duyulmaksı zın projeyi gerçekleştiren sorumlu kişi yada ku ruluş tarafından saptanması ve ödenmesi sağlan malıdır.

Yürürlükte bulunan geçici görev yolluğu kanunu ile ödenen paralar zorunlu giderleri karşılamak tan çok uzaktır. Bu nedenle gerekli ön çalışma, , denetim işleri ile arazide geçici çalışacak per

" ELEKTRİK MÜHENDİSLİĞİ 236

i sonelin görev yapmaları hemen hemen olanaksızlaş jmaktadır. Hiç olmazsa geçici görev yolluğu ödeme lerinin zorunlu giderleri karşılayacak duruma ge tirilmesi zorunludur.

Genellikle üretim tesisleri şehirlerden uzak ve tam anlamı ile mahrumiyet bölgelerinde kurulmak j tadır. Bu tesislerin yapımını gerçekleştirecek i evli yada bekâr personelin temininde gerek ücret i ve gerekse sosyal yaşantı bakımından her zaman zorluk çekilmektedir. Bu gibi tesis yerlerinin daha çekici duruma getirilmesi için konuk evleri, bekâr lojmanı ve hizmet evleri yapımına öncelik tanınmalıdır. Bu tesisler ilerde işletmenin de gereksinmelerini karşılayacak biçimde önceden ya pılmalıdır. Konuk evi ve sosyal yapıtların yapı mından önce çalışacak teknik personelin barınma ları için seyyar yada kurma konutlar öncelikle planlanmalıdır. Sözü edilen seyyar yada kurma ev ler ilk açılacak başka bir şantiyeye gönderilerek yararlanma oranı artırılmalıdır.

Sonuç olarak iyi bir personel politikasının uygu lanması bu sorunun çözümü için yeterli olabile cektir.

5.7. Gümrük İşlemleri

Gümrük işlemlerinde karşılaşılan mevzuat güçlük leri özellikle üretim tesisleri yatırımlarının gecikmesine en büyük neden olmaktadır.

Yukarıda isimleri verilen tesislerin kuruluşları sırasında indirimli gümrük tarifelerinin uygulan ması yada Z 100 gümrük vergisinden muaf tutulma ları gibi kararnamelerin çıkarılmış olmasına kar şın, gümrük mevzuatından gelen gecikmelerin önü alınamamıştır.

Bir üretim tesisindeki türbin generatör, kazan, transformatör gibi ana kalemleri kapsayan makine ve teçhizatın ana gümrük tarife gruplarına göre gümrüklenmesi ve hatta elektrojen grubu namı al tında tek tarife üzerinden gümrüklenmesi olanağı varsa da, uygulama böyle olmamaktadır. Çünkü cari gümrük mevzuatını yorumlayanlar sevkiyatın bir partide yapılabilir olmasını şart koşmaktadırlar. Oysa, değişik partilerde dahi sevk edilse tek ta rife uygulamasına engel yoktur.

Ancak 150 MW'ı aşan büyük birimlerin tek parti yada tek koli içinde sevk edilmesi olanaksızdır. Çünkü yukarıda açıklanan ana gruplara ait parça lar dahi çeşitli fabrikalarda ve hatta çeşitli ülkelerde üretilerek, değişik tarihlerde sevk edilmekte ve bu yüzden tek tarife uygulanamamak tadır.

İBu durumda türbine ait bir parçanın gümrük tari ifeleri saptanırken türbine ait çelik boru, vida, jvana gibi parçalar apayrı bir tarifeye sokulduğu, ^junun da türlü işlem zorlukları doğurduğu bir ger çektir.

JTek tarife ile girmesine izin verilen küçük ölçü jde elektrojen grubunu parçalara ayırdığımızda ay nı sorunlar çıkması gerekirken, bu defa gümrük yetkilileri sevkiyatın tek parti halinde yapıldı ğını ileri sürmektedirler. Böylece değişik tutum ^e anlayışlar sonucu uygulamada aksaklıklar süre gelmektedir.

Enerji üretim tesisleri devlet tarafından yapıl maktadır. Bu bir yasa gereğidir. Devletin üretim

tesislerini kurmakla görevlendirdiği Devlet Kuru luşu yetkililerinin hazinenin çıkarını en az güm rük teşkilatı kadar korumak zorunda olduğu düşün cesi kanımca bu sorunu çözecektir.

Değişik tarifeler içerisinde gümrükleme yapılır ken parça isimlerinin yanlış tercüme edildiği ve buna dayanarak da hiçbir art niyet olmadan yanlış tarife numarası uygulandığı bir gerçektir.

Bir devlet kuruluşunda art bir düşünce ve amaca yönelik olmayan bu tür yanlışlıklar dolayısıyla gümrük vergisinin eksik ödendiğinin saptanması halinde, yanlışlığı bulan gümrük memuruna diğer ithal işlemlerinde yapıldığı gibi bir miktar pa ra prim olarak ödenmektedir. Bu tür mevzuat Dev let Teşekkülleri için asla uygulanmamalıdır. Çün kü yanlışlığı yapan da, saptayan da devlet memu rudur. Kaçakçılık konusu yapılıp kötülük aranma sı gerekmez. Eğer bir yanlışlık yapılmışsa, yan lışlığın neden olduğu eksik ödeme herhangi bir cezai koşula bağlı olmaksızın düzeltilmeli ve saptanan fark cezasız olarak Gümrük İdaresine ödenmelidir.

Gümrük işlemleri yüzünden gecikmeyi önlemek için özellikle büyük güçteki üretim tesislerinin mon taj alanı bir fiktif ambar haline getirilmelidir. Resmi bildirim ve taahhüde dayanarak sipariş edi len malzemeler herhangi bir işleme gerek kalmak sızın gümrük duvarı olarak sayılacak montaj ala nına (fiktif ambara) gelmelidir. Burada gümrük kolcusunun gözetimi altında sözü edilen malzeme ler monte edilmeli ve işin bitiminde yukarıda açıklanan ana kalemler şekline getirilen santra lın tüm değeri yada birim grupları sözleşmedeki CİF bedel üzerinden işin sonunda gümrüklenmeli dir.

Böylece gümrük işlemleri yönünden ortaya çıkan güçlükler ve engeller önlenebilir.

5.8. Makine ve Teçhizatın üretimine İlişkin Sorunları

Elektrik santrallarının yapımında dövize bağımlı lıktan doğan güçlükler giderek olağanüstü boyut lar kazanmış ve bu nedenle yurt içinde ağır ener ji makineleri üretecek bir endüstri kompleksinin vakit geçirilmeden kurulması ülkemizin en önemli ve hayati sorunu durumuna gelmiştir.

Bu konu yatırım programlarında "ağır elektrotek nik ekipman sanayii yatırım projesi çalışmaları" başlığını taşıyan 73.C.2200 10 numaralı proje ile yer almıştır.

Daha geniş bilgi için TEK'çe hazırlanan 31.8.1975 tarih ESEID 3 nolu iktisadi rapor kaynak olarak gösterilebilir.

Raporda açıklanan bu önlemler alınmadıkça giderek büyük boyutlara ulaşan;

. Buhar üretim tesisleri ve teçhizatı, . Buhar ve su türbinleri, . Generatör ve döner elektrik makineleri, . Trafolar, . Elektrik ve elektronik teçhizatlar ve kontrol kumanda sistemleri, gibi santrallar için gerek duyulan makine ve teç hizatın temini olanaksız hale gelecek ve üretim tesislerinin gecikmesi önlenemiyecektir.

{ELEKTRİK MÜHENDİSLİĞİ 236