Önümüzdeki haftalarda lisanslı güneş enerjisi yatırımı ihaleleri başlayacak. 600MW kapasite için 8900MW başvurunun olduğu bu ortamda ilk başvuruların oldukça çetin geçeceği aşikar.
Yeni yönetmeliğe göre teşvik tutarı üzerinden indirime gidilmeyecek lakin katkı payı adı altında bir toplam tutar taksitle devlete ödenecek. Bu yaklaşım projelerin gerçekleşmesi için olumlu bir yaklaşım zira firma devlete yapacağı ödemeyi proje de gelire esas teşkil eden ödemeden ayrı tutabiliyor ve finansman konusunda daha rahat hareket edebiliyor.
Projelerin gerçekleşme sürecine olumlu etki edeceğini düşünsek de bu ödenecek tutarın projeye bir maliyeti var. Bu tutarın da krediyle alındığını düşünecek olursak eğer proje dinamiklerine onu da yansıtmak gerekir. Fizibilite hesaplamasını daha da komplike hale getirmemek için proje finansman gideri ile ana ödeme giderinin oranlarını aynı tutuyorum.
Projenin fizibilitesini hesaplarken elimizdeki değişkenleri iyi incelemek gerek. Önce elimizdeki değişkenlere bir bakalım.
Işıma : Işıma bölgeden bölgeye değişim gösteren bir değişkendir. Türkiye’de proje kurulabilir yerler olarak belirlenen noktalarda 1550kWh/kWp/Yıl ile 1750kWh/kWp/Yıl arasında değişmektedir. Net fizibilite raporunun çıkarılmasında noktanın ışımasının esas alınması önemlidir. Ben bu fizibilitemde ortalama değer olan 1650 kWh/kWp/Yıl’ı baz alıyorum.
Maliyet (CapEx) : GES proje kurulum maliyeti. Bu konu kurulumu ve projeyi yapacak firmanın teknik yeterliliğine göre de değişiklik gösterebilmektedir. Şuanda yaklaşık kurulum maliyeti 1MW GES projesi için 0,90€/Wp alınabilir. 10MW güce çıkıldığında bu rakamın kolaylıkla 0,85€/Wp’in altına düşeceğini düşünüyorum.
İşletme Giderleri (OpEx) : Bakım ve sigortalama giderleri bu kalemde yer alır. O&M kontratlarında gelirin genelde %2-%4’ü arası değişkenlik gösteren bir giderdir. Firmanın yaptığı sözleşmeye göre veya kendi bakım ağına göre değişir. Çok ciddi bir fark yaratan tutar değildir.
Enerji satış fiyatı (PPA) : Yekdem kapsamında 133$/MWh’tir. Eski sistemde bu rakam üzerinden indirime gidilecekti lakin yeni sistemde ön ödeme ayrı yapılacak, teşvik tutarı aynı kalacak. Yukarıda belirttiğim gibi ön ödeme tutarını bu rakamın içine dahil etmek suretiyle düşülebilecek en düşük PPA fiyatını hesaplayacağım. Sistemde YEKDEM süresi 10 yıl (kanunda olduğu gibi) hesaplanmıştır.
Finansman : Finansman tarafında ise günümüzde GES projeleri için ön ödemesiz dönemi olmayan, %75 LTV oranıyla yaklaşık %3-%5 bandında kredi alınabilmekte. Finansman süresi (Maturity) ise YEKDEM ile aynı olmak durumunda dolayısıyla 10 yıl. YEKDEM ile aynı olmayabilir ama finansman kuruluşları tercih etmeyecektir.
Burada tüm değişkenleri iyice irdeledikten sonra bankanın esas alacağı oran olan DSCR (Debt service cover ratio)’ya bakmak gerek. Sonuçta bankalar getirisi finansmanını ödemeyen bir projeyi finanse etmek istemezler ve biz de yatırımımıza %25 nakit koymamıza rağmen ileriki periyotlarda ilave olarak ödeme yapmak istemeyiz.
Buradaki çalışmam en iyi durum senaryosu üzerine olacak. En iyi durumda hangi rakamlara çekilebileceğini görelim ki kötü bir durum karşısıda direnebilmek için bu rakamların üstünde olmamız gerektiğinin bilincinde olalım.
Değerler:
Işıma : 1650 kWh/kWp/Yıl – 0,6% Yıllık Degredasyon
Maliyet (CapEx) : 0,85€/Wp (1,15$/Wp)
İşletme ve Sigortalama Gideri : 3% (Yıllık gelirin)
Finansman : %3 Faiz, %75 LTV, 10 Yıl. Artı dönemden eksi döneme tutar aktarmak suretiyle yıl içinde “Cash Sweep” yapılabilir. Yıllar arası “cash sweep” yapılamaz.
Kıstas : DSCR’nun yıllık olarak negatife (100%’ün altına) düşmemesi suretiyle minimum PPA’in bulunması. Bankalar genelde 110%’un altına düşmemeyi tercih ediyorlar.
Not: Burada yapacağım hesaplamaları çok detaylı bir şekilde fizibilite analizi şeklinde sunabilecek çeşitli danışman kuruluşların çalışmaları mevcut olabilir lakin şunu da unutmamak gerekir ki geniş bir bantta hareket ediyoruz. O sebeple en detaylı fizibilite ile en basit fizibilite 10 yıllık bir dönemde (eğer bu temeller üzerine kuruluysa) birbirine yakınsayacaktır.
YEKDEM süresi boyunca yıllık ödemelerin hiç borç seviyesinin altına düşmeyeceğini varsayarsak (100% DSCR) teşvik fiyatını 77$/MWh fiyatına kadar inebiliyoruz.
77$/MWh’in bize 10 yıllık maliyeti ise (133$-77$) yaklaşık 875.000$ civarında. 10 Yıl üzerinden şimdiki tutarını hesapladığımız takdirde (3% değer kaybı) 750.000$ olduğunu görürüz. Değer kaybını %10’a çekersek de 540.000$ hesaplayabiliriz.
Tabi bu bahsettiğim durum son derece riskli bir durum. Bu rakamı dip rakam olarak kabul edebiliriz.
Gelir birde mantıklı olan bir çalışma yapalım. Bu sefer DSCR 110%’un altına düşmesin. Banka kredimiz 5% puanda kalsın. LTV 75%, maliyetimiz de 1,23$/Wp olsun.
Bu durumda 100$/MWh bir teşvik ile asla 110%’un altına düşmüyoruz. Bu teşviğin bize maliyetine bakalım. 100$’lık teşviğin bize 10 yıllık maliyeti 515.000$ civarında. Yıllık 10% değer kaybı üzerinden hesapladığımız takdirde 320.000$, 3% değer kaybı üzerinden hesapladığımız takdirde 440.000$ civarına gelmektedir.
Bu bilgilere ek olarak, yukarıda belirtilen maliyet rakamlarında hat maliyetleri yoktur. Trafolarda bir yatırım gerektiği takdirde trafo yatırım maliyetleri ve arazi tahsis maliyetleri de yoktur. Bunların da göz önüne alınması gerekir. 
Yukarıda görselleştirilmiş CashFlow’da olduğu gibi, yukarıda bahsettiğim proje süreçlerinde yıllık cash sweep ilse 110%’u tutturduğumuzda takdirde bile ay bazında negatif değerler oluşmakta.
Benim öngörüm MW başına yapılacak katkı payı tekliflerinin 300.000$ ile 400.000$ arasında olacağı yönünde. Tabi cevval bir Türk yatırımcısı çıkar mı ? 500.000$ mertebelerine çıkar mı ? Bilemem…
Güneş enerjisi sektöründe ihalelerde çok düşük rakamlar karşısında şaşkınlığını gizlemeyen sektör çalışanları bu rakamlar karşısında da “Nasıl olur?” “İmkansız!” diye muhakkak isyan edecektir ama fizibilite ortada.
Bir yanıt yazın