101754 Background Paper  INTERNATIONAL EXPERIENCE WITH PRIVATE SECTOR PARTICIPATION IN POWER GRIDS TURKEY CASE STUDY ESMAP Mission  The Energy Sector Management Assistance Program (ESMAP) is a global knowledge and  technical assistance program administered by the World Bank. It provides analytical and  advisory services to low‐ and middle‐income countries to increase their know‐how and  institutional capacity to achieve environmentally sustainable energy solutions for  poverty reduction and economic growth. ESMAP is funded by Australia, Austria,  Denmark, Finland, France, Germany, Iceland, Lithuania, the Netherlands, Norway,  Sweden, and the United Kingdom, as well as the World Bank.       Copyright © May 2012  The International Bank for Reconstruction  And Development / THE WORLD BANK GROUP  1818 H Street, NW | Washington DC 20433 | USA      Cover image: ©iStock    Written by Budak Dilli, Independent Consultant    For Victor Loksha, Energy Sector Management Assistance Program (P146042)  See synthesis report (No. 99009):  World Bank. 2015. Private Sector Participation in Electricity Transmission and  Distribution: Experiences from Brazil, Peru, the Philippines, and Turkey. Energy Sector  Management Assistance Program (ESMAP) Knowledge Series No. 023/15. Washington,  DC: World Bank Group.   https://hubs.worldbank.org/docs/imagebank/pages/docprofile.aspx?nodeid=24933178   Energy Sector Management Assistance Program (ESMAP) reports are published to  communicate the results of ESMAP’s work to the development community. Some  sources cited in this report may be informal documents not readily available.    The findings, interpretations, and conclusions expressed in this report are entirely those  of the author(s) and should not be attributed in any manner to the World Bank, or its  affiliated organizations, or to members of its board of executive directors for the  countries they represent, or to ESMAP. The World Bank and ESMAP do not guarantee  the accuracy of the data included in this publication and accept no responsibility  whatsoever for any consequence of their use. The boundaries, colors, denominations,  and other information shown on any map in this volume do not imply on the part of the  World Bank Group any judgment on the legal status of any territory or the endorsement  of acceptance of such boundaries.    The text of this publication may be reproduced in whole or in part and in any form for  educational or nonprofit uses, without special permission provided acknowledgement  of the source is made. Requests for permission to reproduce portions for resale or  commercial purposes should be sent to the ESMAP Manager at the address below.  ESMAP encourages dissemination of its work and normally gives permission promptly.  The ESMAP Manager would appreciate receiving a copy of the publication that uses this  publication for its source sent in care of the address above.      All images remain the sole property of their source and may not be used for any  purpose without written permission from the source.    CONTENTS EXECUTIVE SUMMARY ................................................................................................................................... i  Turkey Case Study ......................................................................................................................................... 1  1.  INTRODUCTION ................................................................................................................................. 1  2  GENERAL OVERVIEW AND HISTORICAL BACKGROUND ....................................................................  1  2.1  The Period until 1984 ................................................................................................................  2  2.2  The Period between 1984 and 2001 .........................................................................................  3  2.3  The Period after 2001: Creation of a Competitive Liberal Electricity Market .......................... 4  3  PSP MODELS IMPLEMENTED IN T&D ................................................................................................  7  3.1  PSP Models under Past Concessionary Regime ........................................................................  7  3.2  PSP Model After 1984 ...............................................................................................................  9  3.3  EXISTING PSP MODELS IN T&D AFTER EML ............................................................................  13  4  RESULTS OF IMPLEMENTATION ......................................................................................................  29  4.1  Before EML ..............................................................................................................................  29  4.2  After EML ................................................................................................................................ 30  5  ............. 34  OPERATIONAL PERFORMANCE OF PRIVATIZED (OR PRIVATELY OPERATED) T&D ASSETS  6  PROBLEMS OF IMPLEMENTATION ..................................................................................................  38  7  CONCLUSIONS, LESSONS LEARNED, AND RECOMMENDATIONS .................................................... 40  APPENDIX 1: Transmission System .............................................................................................................  46  APPENDIX 2: Distribution System ...............................................................................................................  48            EXECUTIVE SUMMARY PSP  in  Turkish  power  sector  was  started  almost  from  the  beginning  of  electricity  generation  within  the  country  in  the  first  decade  of  20th  century.  Since  then,  depending  on  the  macroeconomic  policies  and  models preferred by the governments, there had been several distinct periods in which different models  are  used  and  for  each  period,  the  degree  of  participation  of  private  sector  to  T&D  activities  and  investments varied.   It  can  be  said  that,  except  the  period  up  to  1930s,  the  main  players  in  the  field  of  power  generation,  transmission  and  distribution  were  either  municipalities  or  various  state  organizations.  Up  to  1970s  the  system  was  fragmented,  there  was  no  interconnected  transmission  grid.  The  main  priority  was  the  electrification  of  the  country,  and  all  electrification  programs  were  carried  by  public  entities.  The  electrification  and  interconnected  grid  construction  activities  gained  pace  after  consolidation  of  all  activities  under  a  single  public  authority  TEK.   PSP  was  very  limited  and  there  were  only  two  vertically  integrated regional concessionary companies and only one concessionary distribution company operating  in a small region.  Pubic companies were also shareholders of these concessionary companies.  In  the  concessionary  regime  which  was  implemented  within  the  period  up  to  the  year  1984,  the  cost  of  the  activity  plus  a  predetermined  profit  is  guaranteed  to  private  participants.  The  disputes  between  the  private  participant  and  public  authorities  were  to  be  solved  by  the  State  Council.  Also  concessionary  contracts  were  reviewed  by  the  State  Council  and  should  have  been  revised  in  accordance  with  the  Council’s comments.  The first major step for liberalization and increasing the level of PSP in power sector was the issuance of  the  Law  3096  in  1984.  The  aim  of  the  Law  3096  was  to  enable  PSP  in  generation,  transmission  and  distribution activities through private law assignment contracts as opposed to concession concept. Build  Operate and Transfer and Autoproduction in generation, Transfer of Operating Rights for generation and  distribution activities were the models for PSP in power business.  The  “assignment”  concept  was  enabling  private  law  contracts,  international  arbitration  for  dispute  settlement,  and  no  State  Council  review  or  approval  was  needed.  However,  sometimes  after,  the  Constitutional  Court  has  ruled  that,  according  to  Turkish  Constitution,  the  only  mean  for  PSP  in  a  public  service  is  concession  and  private  law  cannot  be  used.  As  a  result,  except  some  BOT  generation  projects,  which were enacted  before cancellation, the  implementation  models brought by  the Law  3096 is had to  be  realized  with  concession  contracts.  It  was  only  after  1999,  private  law  contracts  and  international  arbitration was made possible by changing the Constitution. The main reason for this change is to attract  private, especially foreign investors to the power sector investments; since administrative law contracts,  administrative authorities’ involvement and lack of international arbitration were deemed risky by private  investors.   During  the  period  between  1984  and  2001,  it  was  tried  to  privatize  the  distribution  activities  by  TOOR  method, however upon lawsuit applications of NGOs and labor unions, Council of State decisions, except  two  regions,  all  contracts  were  cancelled.  Some  of  those  contracts  were  private  law  contracts  (enacted  after 1999) and after international arbitration proceedings Turkish Government had to pay compensation.  The  Turkish  electricity  market  is  one  of  the  fastest  growing  markets  throughout  the  World.  The  annual  average consumption increase was 7.3 % in the last 30 years (1980‐2010), and it is expected that this fast  growth will persist in the future. Therefore, there is a need for new generation investments to cope with  the  demand  increase.  The  transmission  and  distribution  system  should  also  be  expanded  accordingly.  It  was  necessary  to  attract  local  and  foreign  capital  to  power  business,  which  was  why  the  first  steps  have  T u r k e y   C a s e   S t u d y   |  i  taken  after  1984.  However,  the  first  steps  were  without  solid  legal  footing.  Rather  than  resulting  from  a  long‐term restructuring plan; liberalization of the electricity industry stemmed from high demand growth,  and  a  corresponding  urgency  for  investment  needs.  Lacking  of  a  properly  working  legal  framework,  the  process  has  been  subjected  to  interruptions  and  reversals.  The  overall  outcome  of  the  first  phase  of  reform  efforts  (1984‐2001)  can  be  summarized  as  comprising  a  moderate  level  of  private  capital  inflow  into the generation segment.  The  problems  encountered  in  the  previous  period  led  to  find  a  different  model  for  attracting  private  investment.  The currently ongoing period of power market was started in March 2001 by the enactment  of Electricity Market Law (“EML”) which aims to establish a liberal, competitive energy market and enables  PSP in market activities through a licensing mechanism instead of concession. In fact the main policy since  2001 is to carry out all market activities except transmission by private parties instead of public companies  and therefore EML basically envisages a private ownership in all market activities except transmission.  In  Turkey  “integrated  transmission  business  model”  is  implemented.  That  is  the  transmission  system  operation  and  transmission  grid  ownership  and  operation  is  under  the  responsibility  of  a  single  transmission company  (TEIAS).  EML does not foresee a privately owned and operated  transmission grid.  TEIAS is a state owned company and independent of all supply and trading activities. The rationale for the  selection  of  the  integrated  model  and  public  ownership  is  discussed  in  the  report.   As  a  summary,  it  can  be  said  that;  the  vital  role  of  transmission  for  a  reliable  power  system,  the  importance  of  independent  and impartial transmission system operation for open access and competition, the need for coordinated   operation  and  necessity  for  a  central  decision    for    investment  planning  were  the  main  reasons  for  combining TSO and grid ownership under the same company.   Once the integrated model is selected for transmission and State owned company is assigned, the PSP in  transmission  activities  are  limited.  However,  there  are  two  cases  defined  in  the  legislation  that  making  possible  PSP  in  transmission  system  investments  such  as:  Realization  or  financing  of  the  necessary  investments by the generation companies on behalf of TEIAS for the connection of the power plant to the  transmission system and construction and operation of a private direct line.  The  PSP  in  distribution  however,  followed  a  different  track.  Rooting  from  highly  politicized  municipality  ownership  time,  political  interventions  in  management,  price  control  policies,  insufficient  budget  allocations  have  resulted  in  an  inefficient  operational  performance  and  low  quality  of  service.  Furthermore,  starting  from  1980s,  in  parallel  with  liberalization  policies  in  almost  all  sectors,  PSP  in  distribution was on the agenda.   Distribution  companies  have  two  licenses:  distribution  license  and  retail  license.  Under  distribution  license,  companies  operate  and  maintain  distribution  system  in  their  regions,  carry  out  necessary  expansion  investments.  Under  retail  license,  they  are  supplier  of  non‐eligible  consumers  in  their  region.  They are completely subject to regulation of EMRA.   The main model for PSP in distribution is privatization of the State‐owned regional companies operating  the distribution systems, while the assets remain state‐owned. Today, the implementation of this model  in  Turkey  is  well  underway,  there  are  21  distribution  regional  companies  and  13  of  them  are  privatized.  The  privatization  model  is  “TOOR  model  backed  Share  Sale”  model  which  is  explained  in  detail  in  the  report.   Other  participation  means  such  as  participation  in  grid  investments  for  generator  connections  or  consumer connections also exist and they are described in detail in the report.  Distribution  and  retail  activities  in  Organized  Industrial  Zones  (OIZ)  are  also  important  PSP  implementations in Turkish power market. OIZ legal entities can  perform  distribution and/or generation  ii | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   activities within the approved borders in order to meet the demands of their participants upon receiving  license from EMRA.   In the scope of PSP in transmission, total estimated cost of the transmission facilities constructed or under  construction by private sector is TL818 million (roughly $455 million) for the connection of 281 new power  plants in the last 5 years.  Since the privatization of the distribution business could only start in 2009 (although the process started  earlier, due to delays and cancellations actual transfers of the assets started in 2009), and due to gradual  transfer process in 2009‐2011 period, a meaningful PSP occurred only in the last two years of this period.  Therefore it is not possible to make a general realistic assessment of the gains and/or shortcomings of the  privatization.  However,  the  public  sector  investments  reduced  by  more  than  50%  after  privatization.  As  opposed  to  previous  payment  problems,  privatized  DistCos  are  paying  fully  the  cost  of  energy  to  the  suppliers.  Also  improvements  are  reported  in  collection  rates,  and  in  service  quality.  The  loss  and  theft  reduction  targets  are  determined  and  private  DistCos  are  implementing  the  systems  like  Supervisory  Control and  Data Acquisition (SCADA) systems, Geographic Information Systems (GIS) and they are trying  to renew or improve  metering, registration and  maintenance systems and activities, in order to met the  service quality requirements and the loss reduction targets imposed by EMRA.  There  are  still  some  lingering  problems  impeding  the  successful  implementation  of  the  Turkish  privatization model in distribution. However, it is expected that these “teething problems” will not persist  for too long.   The  Turkish  experience  shows  that,  first  and  foremost,  a  strong  and  credible  judiciary  is  a  necessary  condition to employ the regulatory system as a means of securing PSP in the industry. The legal framework  should be clearly defined and a consensus of related parties must be reached on the methods with which  a “public service” can be provided by private sector.  Also the ownership issue with respect to restructuring and privatization should be solved. Since the assets  in  T&D  grids  are  used  for  a  public  service,  and  since  there  is  no  other  alternative,  it  can  be  claimed  that  those  assets  cannot  be  subjected  in  private  ownership,  like  it  has  been  interpreted  in  Turkey.  This  interpretation naturally depends on the legal system of countries, however, if interpreted like in Turkey;  in  order  not  to  cause  legal  problems,  the  PSP  model  like  TOOR  can  be  implemented.  Although  asset  ownership  increases  credibility  of  the  private  companies  and  reduces  the  risks,  a  long  term  operational  rights can reduce uncertainty and can be used as a compromise.    The  unbundling  of  distribution  activities  from  retail  and  careful  regulatory  oversight  for  self‐dealing  will  enhance the effective competition in the market.  The regulatory framework should be prepared by taking into account the future developments and should  not be changed frequently. To attract PSP, the regulations should be clear, consistent and simple as much  as  possible.  However,  at  the  same  time,  the  balance  between  public  benefit  and  incentives  should  be  carefully considered.  If a country plans to liberalize the electricity market, implementing concession or assignment methods or  long  term  contracts  inherited  from  previous  regime  make  the  transformation  complex  and  costly.  If  implementing  such  models  is  preferred,  as  an  intermediary  step,  before  liberalization,  the  related  contracts should have an article about full compliance with the further legislative environment.  The  unbundling  of  distribution  activities  from  retail  and  careful  regulatory  oversight  for  self‐dealing  will  enhance the effective competition in the market. If private ownership is envisaged in transmission, then  System  Operation  should  be  independent  and  careful  regulatory  oversight  is  needed  to  ensure  non  discriminatory transmission service.   T u r k e y   C a s e   S t u d y   |  iii  Cost  based  pricing  is  important  for  attracting  PSP  and  for  creating  a  well  functioning  market.  However,  especially  for  the  countries  like  Turkey,  where  the  demand  increase  rate  is  very  high  and  substantial  generation,  transmission  and  distribution  expansion  investments  are  required,  it  is  necessary  to  protect  low income consumers against price increases.       iv | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   TURKEY CASE STUDY 1. INTRODUCTION Development  of  transmission  and  distribution  (T&D)  infrastructure  is  crucial  for  the  power  systems.  Regardless of the market models and the ownership structure, they have to be adequate for the continuity  of the energy flow, the reliability of the power system and the quality of the energy supply. They have to  be developed in parallel with the generation expansion in order to cope with the energy demand and to  provide a sustainable service to the users and consumers.  Furthermore,  in  the  liberalized  electricity  markets,  the  lack  of  availability  of  transmission  capacity,  occurrence  of  transmission  congestion,  transmission  pricing,  etc.  are  deeply  affecting  the  ability  of  the  market  participants to trade and to enter into the system, and  may prevent  effective  competition in the  market.  Private  sector  participation  (PSP)  mechanisms  can  be  used  in  order  to  remove  transmission  and  distribution  bottlenecks  without  putting  burden  on  public  finances;  or  in  order  to  speed  up  the  transmission and distribution investments.  On  the  other  hand,  the  T&D  grid  operations  are  not  competitive  activities.  Due  to  their  monopolistic  nature,  those  activities  should  be  regulated.  Therefore,  the  dynamics  and  methods  of  PSP  to  T&D  are  different from PSP in generation and/or trade.   In  this  study,  PSP  practices  of  Turkey  in  T&D  have  been  investigated.  In  this  respect;  a  general  overview  and historical background has been given in Section 2. The structural and regulatory aspects of PSP models  in T&D in the past and also after the reform have been explained in Section 3. It should be noted that, the  PSP  models  used  before  the  electricity  market  reform  are  also  introduced  in  order  to  give  information  about  different  models.  However,  emphasis  is  given  to  the  implementation  of  the  recent  PSP  models.  Results of implementation and problems are explained in sections 4, 5 and 6. Finally, conclusions, lessons  learned and recommendations are discussed in Section 7.     2 GENERAL OVERVIEW AND HISTORICAL BACKGROUND PSP  in  Turkish  power  sector  was  started  almost  from  the  beginning  of  electricity  generation  within  the  country  in  the  first  decade  of  20th  century.  Since  then,  depending  on  the  macroeconomic  policies  and  models preferred by the governments, there had been several distinct periods in which different models  are  used  and  for  each  period,  the  degree  of  participation  of  private  sector  to  T&D  activities  and  investments varied.   Although including some intermediary stages, the development of Turkish power system and PSP models  can be overviewed historically in 3 distinct periods:   Zero point to 1984: From a fragmented system to country‐wide vertically integrated system.   1984 ‐ 2001: First liberalization and restructuring efforts and new models for PSP.   2001 ‐ Today: Competitive Electricity Market.    T u r k e y   C a s e   S t u d y   |  1  2.1 The Period until 1984 When the Turkish Republic was established in 1923, the installed capacity of Turkey was only 33 MW and  only Istanbul, Tarsus and Adapazari had been using electricity.   Until the mid of 1930ies, the electricity generation and distribution activities were carried out by private  concessionary companies (mostly foreign companies). Kayseri ve Civarı T.A.S. (“Kayseri Co.”), being a fully  Turkish  company  was  established  at  that  time  (1926).  By  following  Kayseri  Co.  example,  a  lot  of  concessionary  companies  were  established  in  1926  –  1929  periods.  The  154  kV  transmission  line  from  Silahtaraga  power  plant  to  Yedikule  in  Istanbul  in  the  year  1927,  and  26  kV  transmission  line  between  Visera and Trabzon on Black sea shore in 1929 were constructed by those concessionary companies.   In 1930, the Municipality Law was enacted and municipalities had gained the ability to deal with electricity  activities and to make concessions for establishing and operating electricity facilities in their territory.   In  1935,  three  State‐owned  enterprises  were  established.  In  this  context,  village  electrification  activities  were  carried  out  by  Iller  Bankasi  (Bank  of  Provinces),  thermal  plants  were  constructed  and  operated  by  ETIBANK and hydropower plants were planned and constructed by Electrical Power Resources Survey and  Development Administration (EIE).  In  the  second  half  of  1930ies,  due  to  the  lack  of  domestic  capital  accumulation,  the  rules  had  changed  towards  a  centrally  planned  economy  and  a  nationalization  program  in  line  with  the  other  European  countries was began to be implemented. As a result of this change, concessionary companies of electricity  sector were transferred to municipalities (Ankara in 1938, Istanbul in 1939 and Izmir in 1943).  This  period  lasted  to  the  first  half  of  1950’s;  and  after  that,  a  new  wave  of  private  participation  by  the  transfer of operational rights from municipalities to concessioner companies was started.  Turkey  had  not  had  a  national  interconnected  grid  in  1950ies;  so  municipalities,  public  companies  and  concessionary companies  were generating and distributing  electricity in their area of authority.  The first  step towards the construction of interconnected grid was the construction of 288 km, 154 kV transmission  line  between  Zonguldak  Catalagzi  thermal  power  plant  and  Istanbul.  The  constructor  company  of  the  transmission  line  was  Eregli  Coal  Enterprises  (afterwards  named  as  Turkish  Hard  Coal  Enterprises ‐  TTK)  which also constructed the Catalagzi hard coal TPP.  The main characteristic of that period is that, the electricity system is fragmented. There was a separated  ownership  structure  that  directly  effecting  the  operation  of  the  transmission  and  distribution  systems.  Concessionary  companies  and  municipalities  had  their  own  rights  and  responsibilities  with  respect  to  execution of electricity generation, transmission and distribution and sale activities. Although there were  different  public  organizations  dealing  with  electrification,  generation  and  development,  there  was  no  central planning for electrification, generation and transmission development. Also, there was practically  no interconnected transmission grid.   The system was drastically changed again by the establishment of vertically integrated Turkish Electricity  Authority  (TEK)  in  1970.  TEK  was  established  to  own,  operate  and  develop  a  national  transmission  and  generation  system.  After  the  establishment  of  TEK,  there  had  been  a  fast  increase  in  generation  and  development of interconnected transmission system.  Although,  the  establishment  of  TEK  helped  for  the  improvement  of  the  interconnection  system  overall  management, the today’s country‐wide interconnection can only be ensured by the transfer of all assets  including distribution assets hold by municipalities and Iller Bankasi to TEK in 1983 by after the enactment  of Law No. 2705 in September 1982 except the assets of two regional vertically integrated concessionary  companies Cukurova Electricity Company (“CEAS”) and Kepez  Electricity Company (“KEPEZ”) which were  2 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   established in early 50’s based on the Concession Law. After the transfers of these facilities, TEK became  a real vertically integrated entity, carrying generation, transmission and distribution and sale activities in  the country except two regions mentioned above.  2.2 The Period between 1984 and 2001 The  very  high  demand  growth  and  a  corresponding  urgency  for  investments  needed  the  government  to  decide  on  the  abolishment  of  TEK’s  monopoly  in  electricity  generation  and  distribution.  In  this  respect,  the enactment of Law No. 3096 in 1984 was started a new era for the liberalization of power sector even  before most of the European countries’ experience.   The  aim  of  the  Law  3096  was  to  enable  PSP  in  generation,  transmission  and  distribution  activities  based  on private law through assignment contracts as opposed to concession concept. However, due the general  public opinion and the decisions of jurisdictional authorities at that time, Law No. 3096 was also forced to  be implemented within the form of concession subjected to administrative jurisdiction by the Council of  State.  So,  Build‐Operate‐Transfer  (“BOT”)  and  Transfer  of  Operational  Rights  (“TOOR”)  type  PSP  models  of Law No. 3096 were bounded by concession concept. However, the Auto‐production model which was  another type  of PSP according to Law  No. 3096 was implemented  successfully  without necessitating the  concession concept.   Meanwhile,  in  1994,  TEK  was  restructured  and  two  State‐owned  companies,  namely  Turkish  Electricity  Generation  and  Transmission  Company  (“TEAS”)  and  Turkish  Electricity  Distribution  Company  (“TEDAS”)  were established. This was the first step towards unbundling of the vertically integrated structure.   On  the  other  hand,  the  Law  No.  3996  which  was  also  covered  other  sectors  beside  the  energy  sector  enacted  in  1994  in  order  to  open  the  door  again  for  contracts  based  on  private  law  rather  than  the  concession.  Furthermore,  through  the  Law  No.  3996,  regeneration  of  the  Law  No.  3096  was  aimed  also;  but, the Constitutional Court cancelled the desired implementation of the relevant articles in 1995.   In  1997,  through  the  enactment  of  Law  No.  4283,  the  Build‐Own‐Operate  (“BOO”)  model  is  introduced  for  generation  investments  based  on  imported  resources  (i.e.  natural  gas)  by  taking  into  account  the  jurisdictional  decisions  that  interrelated  the  use  of  domestic  natural  resources  with  the  concession  concept.  And, in 1999, the Parliament realized Constitutional amendments enabling the implementation of private  law  for  BOT  and  TOOR  models  and  also  allowing  international  arbitration  for  dispute  settlement.  Accordingly a set of adjustment laws were enacted in which the international arbitration clauses became  possible even for the already contracted projects based on Law No. 3096. However this time, the problem  of  “project  selection”  for  Treasury  Guarantee  had  occurred  between  governmental  institutions  and  the  expected  benefit  cannot  be  ensured.  On  the  contrary,  all  of  those  efforts  had  counterproductive  effects  and Government struggled against international arbitration cases in the following years.      The sector structure occurred at the end of this period is shown in Fig. 1 below.        T u r k e y   C a s e   S t u d y   |  3  Fig. 1 Turkish power sector between the years 1994‐2001  GENERATION    TRANSMISSION     DISTRIBUTION      In  that  period,  TEAS  was  the  single  buyer  and  seller  of  electricity  and  the  generation  of  BOT,  BOO  and  TOOR  power  plants  were  also  purchased  by  TEAS  with  long  term  Power  Purchase  Agreements  (PPAs)  which  including  take‐or‐pay  commitments  guaranteed  by  the  Treasury.  Industrial  companies  were  allowed to generate electricity for their own use under auto‐production model.   On the other hand, in this period, in 1990, a new concessionary company AKTAS took over the distribution  system of Anatolian side of Istanbul and the concession period of Kayseri, CEAS and KEPEZ is extended in  line with the Law 3096. Since the companies except AKTAS were already in the sector, it can be said that  the only new private participant for distribution activities in this period is AKTAS.   There  were  four  private  companies  engaged  in  T&D  business  within  the  country  as  of  2000.  These  are  CEAS  in  Adana  and  surroundings  engaged  in  transmission  and  generation,  KEPEZ  in  Antalya  and  surroundings engaged in transmission and generation, Kayseri Co. in Kayseri and surroundings engaged in  distribution  and  AKTAS  in  the  Anatolian  Side  of  Istanbul  engaged  in  distribution.  All  of  those  companies  were operating according to their concession contracts.   It  can  be  interpreted  that,  this  period  has  ensured  a  moderate  level  of  private  capital  inflow  especially  into the generation segment; however, due to the regulatory uncertainty and the country risk hampering  the investment climate, those generation investments in the form of BOT and TOOR model, have endured  high‐risk premiums, which have resulted in elevated energy costs.   In this period, it was tried to privatize the distribution according to TOOR model of the Law 3096. However,  the attempt was not successful which will be described in Section 3.2.  2.3 The Period after 2001: Creation of a Competitive Liberal Electricity Market The currently ongoing period of power market was started in March 2001 by the enactment of Electricity  Market Law (“EML”) which pointed out a non‐concessionaire regime for market activities.   In this respect, the issuance of EU Electricity Directive (Directive) in 1996 was also an important milestone  for  Turkey  that  coincided  with  the  aspiration  to  become  a  member  of  the  European  Union.  In  January  1997,  Ministry  of  Energy  and  Natural  Resources  of  Turkey  (“MENR”)  launched  the  necessary  studies  funded  by  World  Bank  to  comply  with  the  conditions  of  the  Directive.  The  general  objective  of  Turkish  4 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   governments for the improvement of economic efficiency and attracting investment into the power sector  had also gained pace to the process.  Energy Market Regulatory Authority (“EMRA”) established by EML and became operational on November  2001 was prepared the secondary legislation according to the primary legislation set forth in EML during  the  Preparatory  Period  which  was  ended  on  3rd  of  September  2002.  On  the  other  hand,  the  eligibility  concept  has  been  put  into  operation  on  3rd  of  March  2003  according  to  EML  .  There  had  been  many  revisions and additions to the secondary legislation since then.   Together  with  the  market  reform  introduced  by  EML,  sectoral  structure  and  market  players  are  also  changed. In this respect, TEAS was restructured to form three State‐owned Public Enterprises namely:   Turkish  Electricity  Transmission  Company  (“TEIAS”)  for  carrying  out  electricity  transmission  activities, system and the market operation;    Electricity  Generation  Company  (“EUAS”)  for  carrying  out  electricity  generation  activities  until  fully privatized;    Turkish  Electricity  Trading  and  Contracting  Company  (“TETAS”)  for  carrying  out  electricity  wholesale activities in order to undertake the long term PPAs (existing contracts) with BOO, BOT  and TOOR companies.   These  three  companies,  together  with  the  Turkish  Electricity  Distribution  Company  (“TEDAS”)  are  the  State‐owned players in the market.  In  addition  to  EML  and  the  secondary  legislation,  High  Planning  Council  of  Turkish  Government  (GoT)  published 2004 and 2009 Strategy Papers with the aim to underline the commitment of GoT to the market  reform and to constitute a road map for market liberalization, privatization and supply security issues.   On the other  hand, by following the  enactment of EML, the concession contract of AKTAS  was cancelled  by  MENR  upon  the  decision  of  the  Council  of  State  (DANISTAY),  due  to  misconduct.  The  concession  contracts  of  CEAS  and  KEPEZ  companies  were  cancelled  also  by  MENR  as  those  companies  did  not  fulfill  the requirements of EML and did not obey the rules and procedures of the market reform introduced by  EML  even  though  their  contracts  oblige  them  to  do  so.  In  addition,  Kayseri  Co.  has  abandoned  its  concession  contract  and  granted  by  EMRA  as  a  licensed  company  through  the  revision  of  its  contract  in  order to comply with the requirements of EML.  EML  does  not  foresee  the  privately  owned  and  operated  transmission  system,  (a  very  important  reason  for the cancellation of the concession contracts of CEAS and KEPEZ companies was the resistance of those  companies for the transferring of the transmission facilities to TEIAS),  except private direct transmission  lines.    T u r k e y   C a s e   S t u d y   |  5  Box: Transmission Model   From the ownership and operation point of view, transmission business can be separated into two main  categories: One is the transmission system control and operation (can also be named as power system  operation) and the other is transmission network operation, maintenance and expansion. Both of those  functions are vitally important for security of supply, for providing open access and establishment of a  well‐functioning electricity market.  There are different models for running of transmission business. One option is to separate the system  operation from the transmission network ownership and establish two entities: TSO and Grid Company.  The other alternative, which also implemented in Turkey, is to set up a separate company, independent  of  all  supply  and  trading  activities,  which  combines  the  ownership  of  transmission  with  system  operations (integrated model).   There may be different preferences for the selection of the business model; however, the independence  of system operation is indispensible. In some countries there are still vertically integrated utilities which  own and maintain the transmission grid either nationally or regionally. The general trend is to take the  system  operation  and  planning  authorization  from  these  utilities  and  hand  over  these  functions  to  an  independent system operator. However, the integrated company or utility have still the power to keep  other competitors out.   The  transmission  system  operation  should  be  independent  from  generation  and  trade  activities.  The  system  operators  have  an  enormous  power  to  affect  competition.  Therefore,  even  if  the  integrated  model is not selected, the transmission ownership should be unbundled from other activities.  Having only one owner and operator of transmission system has following advantages:  1 |  Planning and operation of the transmission system by a single entity is much easier;  2 |  There is only one entity that is responsible for the quality of electricity,  3 |  Monitoring the independency of the single operator is also much easier.  4 |  Coordination is easier and there will be no tension between TSO and transmission system  owner.    The main model for PSP in distribution system is privatization. Privatization of distribution business is also  an  important  element  of  market  reform  through  EML.  However,  the  realization  of  privatizations  is  considerably  delayed and  only 13 of 21 regions are  privatized during the 10 year’s time. In principle, the  Strategy  Papers  of  GoT  suggested  the  completion  of  distribution  privatizations  before  privatization  of  power  plants  which  are  still  pending.  Forms  of  PSP  other  than  full  privatization  are  also  possible  for  the  distribution  regions  which  are  not  privatized  yet.  The  privatization  model  and  other  means  for  PSP  in  distribution business will be explained in Section 3.3.2.  The fields of activities of the market players before and after EML are shown in the Table 1 below.      6 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   Table 1. Market Players Before and After EML  Market Activity  Before EML  After EML  TEAS,  BOT,  BO,  TOOR,  Autoproducers,  EUAS,  IPPs,  BOT,  BO,  TOOR,  Autoproducers,  Generation  Autoproducer Groups, CEAS, KEPEZ, Kayseri  Autoproducer Groups*, DistCos**, OIZ  Co., OIZ  Transmission /  TEIAS  TEAS, CEAS, KEPEZ  System Operation  Transmission /    ‐  TEIAS  Market Operation  TEDAS  and  Subsidiaries,  CEAS,  KEPEZ,  21 DistCos (13 private), OIZ  Distribution  Kayseri Co, AKTAS, OIZ  TETAS,  Wholesale  TEAS, Autoproducers, Autoproducer Groups  Private Wholesale Companies, IPPs  TEAS, TEDAS and Subsidiaries, CEAS, KEPEZ,  21 DistCos (13 private), TETAS***,  Retail  Kayseri  Co,  AKTAS,  Autoproducers,  Retailers****, Autoproducers,  Autoproducer Groups, OIZ  TETAS,   Import‐Export  TEAS  Private  Wholesale  Companies,  21  DistCos  (at  MV level)  Consumers  Captive Consumers  Non‐eligible and Eligible Consumers  (*) By following the amendments in EML in 2008, they transformed into IPPs.  (**)   Price cap is applied for the generated amounts which they produced and/or procured from their affiliates.  (***) Only to consumers connected at transmission level before EML as a customer of TEAS.  (****) Although allowed in EML, due to the transitional measures, EMRA did not grant any license for independent retailers.      The current situation of the infrastructure in transmission and distribution systems is given in Appendix 1  and 2, respectively.    3 PSP MODELS IMPLEMENTED IN T&D 3.1 PSP Models under Past Concessionary Regime There were not different PSP models for transmission and distribution grids during the past concessionary  regime; so, the models explained below are applicable for both transmission and distribution.   The  consistent  feature  of  those  past  PSP  periods  was  the  dominance  of  the  concession  concept.  The  private companies engaged in T&D business in that period are all concessionary companies.  First  electrification  investments  in  Turkey  were  realized  by  foreign  companies  under  concession  regime.  Shortly after the generation of first electricity during the time of Ottoman Empire, the “Law on Making of  Concessions for the Sake of Public Benefit” (Concession Law) was enacted.  Concession  Law  was  a  framework  law  and  not  specifically  prepared  for  electricity  sector.  This  Law  determined  for  the  authorities  who  can  make  a  concession,  general  rules  of  concession,  accessing  the  land  for  services,  the  procedures  to  be  followed  after  the  concession  period  is  over,  how  many  of  the  personnel  and  which  of  them  are  allowed  to  be  expatriates  and  for  which  fields  the  subject  law  is  not  applicable.  The  fields  that  Concession  Law  is  not  applicable  are  the  fields  which  have  their  own  specific  laws, such as minerals, trading, agriculture, industry, etc.  T u r k e y   C a s e   S t u d y   |  7  The land and assets which are necessary for carrying out activities in the scope of a concession would be  purchased  by  the  concessionary  company.  The  land  which  is  necessary  for  temporary  use  under  the  concession  would  be  transferred  to  the  concessionary  company  by  the  local  authorities  after  the  indemnification,  which  is  calculated  in  line  with  the  Expropriation  Law  valuation  procedure,  was  paid  by  the concessionary. If the required land belongs to public domain and not used for other purposes, subject  land is given to the concessionary until the end of concession period free of charge. In any case, any cost  incurred is paid by  the concessionary and the assets  would be  transferred  to government free of charge  at  the  end  of  concession  period.  If  it  is  deemed  necessary  by  the  Government,  the  tools  and  movables  used  in  the  concession  activities  might  also  be  purchased  by  Government  at  the  end  of  concession  contract  period.  Also  in  the  contract,  at  the  end  of  concession  period  Government’s  right  of  being  a  partner would take place.  In  case  that,  new  investments  which  were  not  existing  in  the  concession  contract,  are  realized  with  the  approval  of  related  ministry  in  the  last  15  years  of  concession  period,  after  completion  of  such  investments, 1/15th of the cost of those investments would be deducted each year and remaining value  would be paid to the concessionary at the end of concession period as an indemnification.  The  concession  contracts  would  be  the  enclosure  of  concession  laws  specific  to  the  concessionary  and  would  be  reviewed,  accepted  or  rejected  by  the  parliament.  The  rules  on  tariff  determination,  revision  and  implementation  take  place  in  the  Concession  Law  or  Council  of  Ministers’  Decree  specific  to  the  concessionary.    Box: Concessionary Regime  There  are  primarily  two  regimes  according  to  Turkish  Constitution  for  the  procurement  of  public  services by private parties. One of them is licensing regime while the other is concession. However, until  the constitutional amendment realized in 1999, the jurisdictional decisions did not allow private parties  to operate under a regime other than concession in energy sector.   In the concessionary regime which was implemented in the period up to the year 1984, the cost of the  activity  plus  a  predetermined  profit  is  guaranteed  to  private  participants.  The  disputes  between  the  private  participant  and  public  authorities  were  to  be  solved  by  the  State  Council.  Also  concessionary  contracts  were  reviewed  by  the  State  Council  and  should  have  been  revised  in  accordance  with  the  Council’s comments.  Although pricing policy seems attractive from the financial point of view, dispute settlement mechanism  (no  international  arbitration)  and  finalizing  the  contract  draft  with  the  State  Council  approval  did  not  attract foreign capital investments under this model.     It is impossible to assess the definite degree of unbundling during the past PSP periods due to the lack of  the data. However, the installed capacity was 2,235 MW and the generation was 8.6 billion kWh in 1970  when TEK was established. And, in the year 1983 when the today’s interconnected system is ensured, the  total  installed  capacity  and  the  total  energy  generation  was  nearly  6,640  MW  and  26.6  billion  kWh  respectively.  In the same year (1983), the total length of transmission lines was  25,231 km and only 887  km of this total (3.5 %) was owned and operated by private sector.     8 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   3.2 PSP Model After 1984 1984  was  an  important  date  where  the  Law  on  Assigning  Private  Companies  to  Electricity  Generation,  Transmission, Distribution and Trade (Law No. 3096) was enacted to make private participation to power  sector much easier.   With  the  introduction  of  Law  No.  3096,  the  procedures  were  intended  to  be  simplified  and  the  related  contracts were intended to be governed by private law rather than the concession. In this model, instead  of providing concession for the activity, selected companies were “assigned” for carrying out the activity  through  an  assignment  contract.  Essentially,  except  the  dispute  settlement  method  (in  private  law  international  arbitration  is  possible  and  no  approval  by  the  Council  of  State  is  needed;  however,  concession contracts should be submitted to the Council of State for approval) the main principles of the  PSP model are the same.    Box. Assignment and Concession Contracts in Turkish Case  With  the  fast  increase  in  the  electricity  demand  and  limited  capital  accumulation  of  domestic  businessmen,  Turkey  had  strongly  needed  foreign  capital  inflow  to  the  energy  sector.  However,  being  not a well known emerging economy, foreign investors exhibited hesitancy about the flow of payments  they are going to receive and how Council of State would solve the disputes of a concessionary contract  in case of conflicts.   To overcome such hesitation, an “assignment system” was introduced through Law No. 3096 in 1984. In  this  system,  MENR  would  be  a  party  of  the  implementation  contract  (governed  by  private  law)  to  a  private participant after that participant is assigned by the decree of Council of Ministers. This contract  would be subjected to international arbitration in  case of disputes  and the first  contracts had included  such international arbitration clauses.  However, the Constitutional Court has decided that assignment is nothing more than making concession  with the following reasons:   Any long‐term contract which was executed with a private party in power sector to carry out a  public service is an administrative contract;   Supplying  any  public  service  by  a  private  entity  having  all  risk  and  benefits  of  the  service  by  means of administrative contracts under the supervision of administration is concession;   According  to  the  Constitution  and  Council  of  State’s  Law,  concession  contracts  should  be  reviewed and amended by Council of State.   So, the Constitutional Court has decided that assignment is in fact concession considering the nature of  the  service  disregarding  the  written  articles  in  the  related  Law.  However,  in  1999  after  changes  in  Constitution, it was made possible to sign private law contracts instead of concession contracts.    The  assignment  regions  where  a  private  company  will  carry  out  electricity  generation,  transmission,  distribution  and  trading  should  first  be  determined.  The  law  foresees  that  electricity  generation,  transmission, distribution and trading authority in assignment regions may be given to private companies  by the Council of Ministers upon suggestion of MENR. Before making such a suggestion, MENR is obliged  to receive the positive opinion of State Planning Organization (SPO).  T u r k e y   C a s e   S t u d y   |  9  The assignment process either in BOT or TOOR model was functioning in two ways.   In the first option, a company can submit a proposal to MENR for a market activity in a region. MENR was  taking  opinion  of  SPO  about  the  proposal  and  completed  its  review  and  evaluation.  If  finally  agreed  and  accepted by MENR, a decree of the Council of Ministers was asked by MENR first for the determination of  an  assignment  region  where  MENR  would  enter  into  contract  with  private  parties;  and  then  another  decree  of  the  Council  of  Ministers  have  been  taken  for  signing  of  an  implementation  agreement  with  a  specified company for a specified period.  In the second option, MENR was asking for a decree of the Council of Ministers about determination of a  region  for  assignment.  After  determination,  MENR  was  making  an  announcement  for  assignment  and  companies  were  applying  to  MENR  for  tendering.  The  steps  that  are  valid  for  the  first  option  were  followed for the qualified company through tendering process.   After receiving the decree of Council of Ministers, MENR enters into an implementation agreement for up  to  99  years  with  the  assigned  company.  The  minimum  assignment  period  is  determined  by  considering  the  depreciation  period  of  the  planned  investments.  Following  the  execution  of  implementation  agreement,  in  the  light  of  implementation  agreement  articles,  the  related  public  companies  enter  into  energy sales agreement and transfer of operational rights contract.   For  the  field  of  generation,  the  assigned  company  is  obliged  to  utilize  the  primary  energy  sources  for  electricity generation to meet the demand of its assignment region. However, if the sources in the region  are not adequate or for achieving generation economy, the assigned company may trade electricity with  the public electricity company and/or with other assigned companies.  All  the  facilities,  movable  and  immovable  parts  were  transferred  back  to  the  government  without  any  debt  or  liabilities  at  the  end  of  the  contract  period  either  in  BOT  or  in  TOOR  model.  In  case  some  assets  are left which are not repaid through the  tariff, the  organization  which receives the assets  pays the  cost  of the un‐repaid portion. Also the contracts may be cancelled in case of insolvency or breach of contract  conditions.  The tariff is determined on a cost plus basis and approved by MENR. Although the Law No. 3096 enables  the assigned company to construct and operate transmission system in the assignment region as well, in  some  cases  only  the  distribution  grid  in  the  region  was  transferred  to  the  companies  and  the  activity  of  current companies were limited with distribution.   In  case  of  need  of  expropriation,  MENR  expropriates  the  necessary  land  and  assigned  company  pays  for  the cost.  Two  different  contract  types  are  implemented  under  TOOR  model.  First  model  is  used  for  2  distribution  regions  where  all  the  risks  were  on  the  energy  supplying  company  TEAS  and  model  guarantees  a  predetermined  profit  to  the  distribution  company.  Profit  was  determined  as  a  “reasonable  return  to  the  equity”.  At  each  year,  a  budget  is  prepared  covering  all  operational  expenses,  and  investment  program.  Energy  was supplied by TEAS. The sale price of energy is determined through an energy sales agreement (ESA).   The  company  expenses  and  profit  is  transferred  to  the  assigned  company  by  adjusting  the  energy  sale  price of TEAS to assigned companies since national tariff is applied country wide. The investment program  is  prepared  by  the  assigned  company  in  line  with  the  country’s  electrification  plan  and  the  need  of  surrounding  regions  and  implemented  after  the  approval  of  MENR.  The  assigned  company  is  obliged  to  include the investments to its investment program which are determined by MENR as well.  10 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   After  each  year  is  over,  costs  and  revenues  are  calculated  using  the  actual  values  and  financial  reconciliation is achieved to adjust the income of the assigned company. As a result of the reconciliation  process,  if  the  company  revenues  are  over  than  that  of  determined  in  the  budget,  the  excess  part  is  transferred  back  to  TEAS.  However,  in  case  the  result  is  negative,  i.e.  if  the  company  cannot  obtain  the  guaranteed profit, the deficient amount is to be paid back to the company.  Indeed,  the  reconciliation  process  created  problems  and  accusations  in  time.  Therefore,  after  two  contracts (Kayseri Co. and AKTAS) the model is revised.  The  second  model  used  for  the  TOOR  of  distribution  regions  was  realized  through  a  tendering  process.  The main difference of this model is leaving of some risks to the company and removing the reconciliation  process.   According  to  the  model,  the  distribution  regions  can  be  transferred  to  private  companies  for  operation  for  a  limited  time.  The  ownership  of  assets  is  remained  owned  with  the  state.  The  companies  have  exclusive  rights  to  operate  the  region  and  to  supply  energy  to  all  consumers  in  the  region  except  the  industrial companies supplied by autoproducers.  During  the  tendering  process,  each  bidder  prepared  a  feasibility  report  showing  their  expenses  for  operation,  investments  and  loss  and  theft  reduction  programs,  and  expected  profits  for  30  years.  They  also proposed a transfer fee which will be repaid through tariffs.    Again,  the  energy  sale  price  was  used  to  ensure  the  revenues  determined  in  the  feasibility  report  which  was the part of the contract. If the real revenue is over than the expected revenue in the feasibility report  or the expenses are less, the company would make more profit. On the contrary, if the real expenditures  of  the  company  were  over  than  the  values  determined  in  the  feasibility  report,  then  the  company  could  not get expected profit or even lose. There is no compensation or no reconciliation.  On the other hand, there was no IPP’s and eligible consumer concept before EML. The only private energy  producers  were  autoproducers  and  autoproducer  groups  which  may  decrease  the  consumption  in  a  distribution region when they supply electricity to their shareholders. For such cases, if the consumption  of  the  distribution  region  is  decreased  by  at  least  5%,  energy  sale  price  to  the  assigned  company  would  have  to  be  re‐determined  in  order  to  offset  the  loss  of  the  distribution  company.  Also  the  transfer  fees  would be  paid  back  through  tariffs.  Provided  that  they  can  keep  the  loss  and  theft  ratios  below  the  pre‐ determined  level  and  their  operational  expenses  do  not  exceed  their  assumptions,  their  revenues  are  guaranteed.  On  such  conditions,  Turkey  had  auctioned  almost  all  distribution  regions  in  1996,  but  not  succeeded  to  transfer the  operational rights of the regions because of annulment of the authorizations of most of the  companies by the Council of State, except for two regions, this process could not be finalized as described  below.    T u r k e y   C a s e   S t u d y   |  11  Box: Unsuccessful Distribution Privatization Attempt according to Law No. 3096  In  1995,  29  distribution  regions  are  defined.  Except  4  regions  which  were  operated  already  by  private  companies at that time, it was decided to transfer the operating rights of 25 regions according to TOOR  model  defined  in  the  Law  No.  3096.  Tenders  were  realized  in  1996  and  as  a  result  of  tenders,  20  companies were determined (for 5 regions the bids were found to be inappropriate). On the other hand,  3 of those 20 successful bidders did not fulfill the bureaucratic requirements and the Ministerial Council  Decisions for remaining 17 regions which were necessary for the “assignment” of the companies, were  obtained and MENR has been authorized for contractual negotiations. For some of the regions, contract  negotiations  for  the  making  of  concessions  were  completed  and  submitted  the  Council  of  State  for  approval  since  they  were  deemed  as  administrative  contracts.  Upon  approval  of  the  Council  of  State,  some  concession  contracts  were  signed  in  1997‐1999  period.  At  the  same  period,  some  organizations  (NGOs  and  the  labor  unions)  applied  to  the  Council  of  State  and  brought  suits  against  the  Ministerial  Council decisions and asked for cancellation of authorization.  While  the  cases  against  concession  contracts  were  continuing,  in  1999  Constitution  has  been  changed  and signing of implementation contracts (private law) instead of concession contracts became possible.  Upon  this  change,  new  legislation  is  prepared  and  some  of  companies  preferred  to  renew  their  concession  contracts  and  applied  for  signing  implementation  contracts.  MENR  renewed  the  authorization  from  the  Council  of  Ministers,  and  started  the  negotiations.  As  a  result  of  negotiations  a  total  of  6  implementation  contracts  were  signed  in  addition  to  5  concession  contracts.  However,  new  lawsuits were opened against those contracts also.  The cases against the Ministerial Council decisions and contracts took a long time. After 3 years, except  2  regions,  the  Council  of  State  has  cancelled  the  Ministerial  Council  Decisions  and  contracts  could  not  be implemented.  The main reasons for the cancellation of contracts were:   The tendering conditions did not take public interest into consideration,   Investment programs for the regions were not asked from the companies.  The corruption claims against MENR and formal defects about the tendering process were also effective  for cancellation decisions.  As  a  result,  except  two  regions,  the  privatization  process  was  not  successful.  After  EML,  the  remaining  two  regions  were  renegotiated  and  their  contracts  were  revised  according  to  the  new  legislation  and  the regions were transferred.  The  dispute  resolution  method  for  the  implementation  contracts  was  international  arbitration.  4  companies  applied  to  ICC  for  arbitration  claiming  for  compensation.  1  claim  is  rejected;  however,  GoT  has paid roughly $ 150 million to 3 companies.    It should also be mentioned that the studies and contract negotiations were coincided with the electricity  sector restructuring studies and later with drafting of EML, and were not concluded successfully.     3.2.1  PSP for the Connection of Power Plants Build according to Previous BOT and BOO Models   During the planned economy years starting from 1961 when the power plants were constructed by public  electricity  companies,  transmission  grid  was  also  planned  and  constructed  by  public  electricity  company  12 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   in parallel to the power plant construction. On the other hand, when the private companies began to be  involved in electricity generation activities under BOT and BOO models, the location of the power plants  and  their  commissioning  dates  were  started  to  be  determined  by  private  companies.  The  speed  of  construction of power plants by private companies increased the risk of delay in completion of connection  facilities by public electricity company. To overcome this difficulty, public electricity companies started to  ask the generation companies to construct their connection facilities to distribution or transmission grid.  The transmission or distribution facilities which connect the BOO or BOT generation facility to the existing  transmission  or  distribution  grid  were  constructed  by  the  generation  companies  in  accordance  with  the  projects approved by TEAS or TEDAS companies.  The  cost  of  connection  facilities  were  included  in  the  generation  companies’  investment  cost  and  hence  paid  back  through  energy  sale  (to  the  same  public  electricity  companies)  price.  Such  grid  connection  facilities  were  constructed  by  the  generation  companies  on  behalf  of  State‐owned  transmission  or  generation companies and when the facilities are commissioned, the related State‐owned company (TEAS  or TEDAS) had the title of connection facilities assets outside the power plant site.  Connection facilities of BOO model generation facilities under the Law No. 4283 were also constructed in  a  similar  way.  All  BOO  generation  facilities  are  connected  to  the  transmission  grid  and  the  cost  of  connection  facilities  were  included  in  the  investment  cost  of  the  generation  facilities  and  the  title  of  connection facilities assets outside the power plant site belongs to State‐owned transmission company.  3.2.2  Consumer’s Connection to the Grid  Electricity  consumers  on  the  other  hand,  were  obliged  to  pay  to  the  distribution  company  a  connection  contribution  charge  when  they  are  first  connected  to  the  distribution  grid.  The  connection  contribution  charge was  determined  by the distribution company  for each  customer group considering  the economic  conditions  and  paid  per  connection  at  kW  basis.  This  charge  has  been  changed  into  connection  charge  after EML.  On  the  other  hand,  some  consumers  such  as  agricultural  irrigation  customers  and  factories,  malls,  dwellings etc., may construct, own and operate transformers and connection lines in their property. The  basic  prerequisite  of  this  implementation  is  that,  the  owner  of  the  facilities  should  be  the  only  user  connected  to  the  facilities  he  owned.  If  and  when  other  users  are  connected  to  such  facilities,  the  commonly used portion of those facilities should be transferred to regional distribution company.   3.3 EXISTING PSP MODELS IN T&D AFTER EML Previous  PSP  models  are  no  longer  in  use  after  the  enactment  of  EML.  In  line  with  the  establishment  of  liberalized electricity market, previous PSP methods based on concession and guaranteed models such as  BOT  and  BOO  are  not  used.  EML  basically  envisages  a  private  ownership  in  all  market  activities  except  transmission  and  suggests  competition  in  generation  and  trade.  However,  Turkey  still  is  in  a  transition  stage  and  there  is  a  mixed  ownership.  In  this  section,  the  models  for  PSP  being  used  after  2001  will  be  explained.  3.3.1  PSP in Transmission  The  PSP  models  in  transmission  are  regulated  by  EML  and  the  secondary  legislation  issued  according  to  EML.  EML does not foresee a privately owned and operated transmission grid. The rationale for this decision is  elaborated in the Section 6. However, there are two cases defined in the legislation that making possible  PSP in transmission system investments:  T u r k e y   C a s e   S t u d y   |  13   CASE 1: Realization or financing of the necessary investments by the generation license holder on  behalf  of  TEIAS  for  the  connection  of  the  power  plant  to  the  transmission  system  in  accordance  with article 38 of Electricity Market Licensing Regulation (“EMLR”);    CASE 2: Construction and operation of a private direct line.  The fundamentals of the above mentioned regulatory cases can be summarized as follows:    The  enormously  increasing  number  of  private  generation  projects  portfolio  and  accompanying  uncertainties for the connection of those plants to the T&D systems;     The budgetary constraints of TEIAS and accompanying deficiencies in infrastructure;   As a short‐term measure, making contribution to the supply security by solving of the connection  problems of generation facilities.      3.3.1.1  CASE  1.  Realization  of  transmission  investments  necessary  for  the  connection  of  power  plants by generation companies  According  to  EMLR  Article  38  and  Grid  Code,  if  the  connection  point  is  approved  by  TEIAS  and  if  new  transmission facilities (substation, line) are not in TEIAS’ investment plan, or if the proposed timing of the  new  investment  is  not  suitable  for  the  investor,  TEIAS  can  ask  the  market  participants  to  construct  the  connection  lines  and  the  related  equipment  on  behalf  of  TEIAS  or  finance  their  establishment.  After  the  construction is completed and power plant is commissioned, the cost of investment is going to be repaid  to the power plant license holder via transmission use of system fee. On the other hand, in 2008, with the  amendments  to  EML  aiming  to  speed  up  the  generation  investments  in  order  to  overcome  tight  supply‐ demand  balance;  the  repayment  period  was  limited  to  maximum  10  years  for  the  plants  to  be  commissioned  before  2015.  Amended  Provisional  Article  14  and  the  related  communiqué  are  given  below:   EML Provisional Article 14  “Where  new  transmission  facilities  and  installation  of  new  transmission  lines  are  required  for  connection  of  the  generation  plants  to  the  system  until  the  end  of  2015,  and  if  the  sufficient  financing not being available at TEIAS for the construction of said plants, these may be constructed  or financed jointly by the legal entity or entities requesting connection to said plant.   The amount of the investment made shall be repaid within the framework of the plant agreement  and  the  connection  and  use  of  system  agreements  to  be  signed  between  the  related  legal  entity  or  entities  and  TEIAS.  Repayment  term  shall  be  maximum  ten  years.  Procedures  and  principles  related with the said subject shall be arranged in a communiqué to be published by EMRA.”   Provisional Article 6th of the Communiqué for the Connection and Use of System in the Electricity  Market  “Provided  that  the  conditions  in  the  provisional  article  14  of  EML  have  been  met,  the  necessary  investments can be realized individually or jointly by the license holder or holders according to the  plant agreement signed with TEIAS. The ownership of the realized  plant and lines  shall belong to  TEIAS.  In case of a jointly investment, the total cost of investment can be shared proportionally according  to  the  electrical  installed  capacity  figures  of  each  licensee  regulated  in  their  respective  licenses.  The details of implementation shall be set by TEIAS.  14 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   The  total  amount  to  be  subjected  to  the  repayment  shall  be  calculated  according  to  the  methodology  prepared  by  TEIAS  and  approved  by  the  Board  of  EMRA.  The  payments  shall  begin  in the subsequent year by following the completion of investments. Payments shall be made at the  last  working  day  of  each  month  by  the  deduction  of  relevant  costs  for  the  use  of  system  and  the  system operation amounts of each licensee by TEIAS. The total time period for repayment shall be  10 years starting with the temporary commissioning date of the plant and facilities by TEIAS. The  interim period between the commissioning date and the subsequent implementation period shall  be deducted from the 10 years time period. The repayments shall be done in each implementation  period in monthly equal installments.”     The Methodology for the Fixation of Repayment Amounts of Realized Investments  “The total amount to be subjected to the repayment shall be calculated according to the occurred  minimum total cost of similar investment projects having the same technical characteristics made  by  TEIAS  during  the  time  period  between  the  signing  of  the  Connection  Agreement  and  the  date  of commissioning. Price difference calculations or escalation shall not be applied while calculating  the total amount of investments.”  In  this  model,  the  operation  of  the  transmission  line  is  under  the  responsibility  of  TEIAS.  That  is,  the  generation  company  builds  the  transmission  line  and  hand  over  to  TEIAS  after  commissioning.  Since  the  line is constructed on behalf of TEIAS, the design standards and technical requirements are designed and  provided  by  TEIAS.  There  is  a  separate  construction  agreement  between  TEIAS  and  the  generation  company,  describing  the  responsibilities  and  technical  specifications  for  the  facility  to  be  constructed.  These  technical  requirements  are  as  per  the  Grid  Code  and  TEIAS  technical  standards.  Also,  the  land  acquisition and expropriation approvals are obtained on behalf of TEIAS.  On  the  other  hand,  the  substations  of  power  plants  generally  constructed  and  operated  by  the  plant  owner.  However,  if  this  substation  is  used  for  the  connection  of  other  participants  (other  generators  or  consumers); then, the substation equipment which is used for the connections of other parties also, will  become a part of the TEIAS transmission system and owned and operated by TEIAS.  3.3.1.2  CASE 2. Private Direct Transmission Line    If  an  alternative  connection  point  cannot  be  proposed  or  the  applicant  does  not  accept  the  proposed  connection  point,  applicant  may  propose  to  build  a  private  direct  transmission  line  within  the  scope  of  license  application  between  the  generation  facility  and  partners  and/or  its  customers.  The  line  can  be  established  on  the  condition  that  a  transmission  control  agreement  is  signed  between  applicant  legal  entity and TEIAS.    Box: Private Direct Transmission Line  A  transmission  line  which  is  not  part  a  of  the  transmission  system  and  constructed  and  operated  in  accordance with the provisions of the transmission control agreement to be signed with TEIAS and in  line  with  the  standards  applicable  for  the  national  transmission  network,  providing  electricity  transmission between a generation facility owned by a legal entity holding a generation, auto‐producer  or auto‐producer group license and its affiliates, partners and/or customers.    T u r k e y   C a s e   S t u d y   |  15  Box: Transmission Control Agreements  The  bilateral  agreements  that  are  signed  under  the  provisions  of  private  law  between  TEIAS  and  the  licensed  legal  entities  owning  or  operating  private  direct  transmission  lines,  and  that  set  forth  the  minimum  terms  and  conditions  for  compliance  of  the  private  direct  transmission  lines  with  the  transmission system.    In  addition  to  those  cases,  methods  used  by  TEIAS  such  as  outsourcing  some  of  the  maintenance  work  and  operation  of  some  substations  can  also  be  considered  as  limited  methods  for  PSP  to  transmission.  The lessons learned from Turkish experience for PSP in transmission is discussed in the last section of the  report.    3.3.2  PSP in Distribution  The  main  model  for  PSP  in  distribution  system  is  privatization.  Other  participation  means  such  as  participation  in  grid  investments  for  generator  connections  or  consumer  connections  also  exist.   In  this  section these models will be explained.    3.3.2.1  Distribution Privatization  As  mentioned  above,  privatization  of  distribution  business  was  on  the  agenda  even  before  EML.  Privatization  of  state  owned  distribution  and  generation  is  also  accepted  as  necessary  steps  of  sector  reform which is aiming to create a competitive liberal electricity market.   The main differences from the previous regime are: under previous concessionary or assignment model,  distribution  companies  had  the  exclusive  rights  in  their  territories,  there  was  no  eligibility  concept,  and  distribution and retail sale was not differentiated as separate activities (no unbundling). Furthermore, that  model was ensuring a determined profit. Whereas, in the new regime, the activities are unbundled, there  is  no  exclusive  right  of  the  distribution  companies  to  serve  all  the  consumers  in  their  region.  Eligible  consumers  have  the  right  to  select  their  suppliers.  Theoretically  when  the  eligibility  is  enlarged  to  all  consumers including households (full retail competition), the company will compete with other suppliers,  otherwise they can only act as a service company for the investments, operation and maintenance of the  distribution grid. Distribution privatizations are prioritized by the Strategy Papers of GoT.   The main pillars for the prioritization of distribution privatizations were:  • Improvement  of  service  quality  by  timely  and  adequate  realization  of  distribution  grid  investments;  • Implementation  of  cost‐reflective  pricing  without  any  kind  of  cross  subsidization  by  the  minimization of loss and theft ratios that are exhibiting a big variance in distribution regions;  • Ensuring the creditworthiness of distribution companies for generation investments as they serve  a big amount of consumer portfolio;  • Empowering the autonomy of EMRA while setting the regulated tariffs and prices without political  influence.  The first Strategy Paper of GoT has been issued on 17th of March 2004 by after long discussions about the  execution of EML in all respects. The total number and contents of distribution regions were identified by  this Paper and a road map is defined for the realization of distribution privatizations.   The aim and expected gains from market reform and privatizations are listed in the Paper as follows:  16 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   • Obtaining substantial cost reductions through effective and efficient operation of generation and  distribution assets by private parties;  • Ensuring the security of supply as well as the supply quality;  • Reduction  of  technical  loss  ratios  to  the  average  values  of  OECD  countries  and  termination  of  theft;  • Continuance  of  necessary  expansion  and  renovation  investments  by  private  parties  without  creating burden on state budget and contingent liabilities for the public;  • Returning of the gains to the consumers through effective regulation and competition especially  in generation and trade segments of the market.    On  the  other  hand,  the  model  to  be  used  for  generation  and  distribution  privatizations  was  actively  discussed. And finally, the Privatization Administration (PA) has asked for the view of the Council of State.   The  reasoned  decision  of  the  Council  of  State  in  March  2004  terminated  the  discussion  and  it  has  been  decided  that  the  TOOR  model  of  Law  No.  4046  (Privatization  Law)  will  be  applied  for  distribution  privatizations. The model of PA is determined as a “TOOR model backed Share Sale model ("TSS model").     Box. TOOR Model in Law. No. 4046  Currently  implemented  DistCo  privatization  model  has  been  derived  from  the  TOOR  model  under  Law  No. 4046 by taking into account  the lessons learned  with respect  to distribution privatization attempts  in  Turkey.  Although  Law  No.  4046  includes  the  asset  sale  model,  due  to  the  historical  background  and  the final view of the Council of State, the TSS model has been produced depending on the TOOR model  in 4046.   So, the current TOOR concept is completely different than the TOOR model of Law No. 3096.   In this new model, the operating rights were transferred to a public DistCo leaving the title of assets with  TEDAŞ.  In  the  privatization  process,  the  shares  of  that  public  DistCo  was  block  sold  to  private  parties.  These  private  parties  operate  distribution  regions  without  any  guarantee  of  profit  under  the  revenue  cap regulation model. They are completely subject to regulation of EMRA. The consumers in their region  may shift if they are eligible and if they feel that they have more favorable seller    In  accordance  with  the  determined  Road  Map,  TEDAS  and  its  affiliated  companies  were  restructured.  In  addition  to  one  already  privatized  under  concessionary  regime,  20  State‐owned  distribution  companies  were  established.  The  operational  rights  of  those  regions  were  transferred  from  TEDAS  to  the  regional  companies.  To  enable  this,  TOOR  Agreements  between  TEDAS  and  regional  public  companies  were  enacted. These companies are not asset owners, but they have rights to operate those regions.  As  a  result  of  privatization,  the  investor  shall  attain  the  shares  of  the  distribution  company  which  holds  the operating rights of distribution assets and all related assets (e.g., buildings, vehicles, machine park),  and the electricity distribution and retail licenses in a given region.   According  to  this  model,  the  investor  will  be  the  sole  owner  of  the  shares  of  the  distribution  company  which will be the unique licensee for the distribution of electricity in the designated region, but they will  not  have  the  ownership  of  distribution  network  assets.   The  ownership  of  these  distribution  assets  will  remain with TEDAS. The investor, through its shares in the distribution company, will be granted the right  to operate the distribution assets pursuant to a "TOOR Agreement" with TEDAS.   T u r k e y   C a s e   S t u d y   |  17  After privatization, the distribution company having the operational rights will still remain as the party of  TOOR and only the owner of that company changes. Hence, TOOR also contains articles which mostly are  in effect after the public distribution company is privatized by way of share transfer.    In  the  TSS  model,  asset  ownership  of  new  as  well  as  existing  distribution  assets  belong  to  TEDAS,  while  the  investor  attains  the  right  to  operate  the  distribution  network  together  with  the  obligation  to  undertake the necessary investments.   In this respect:  • The  ownership  of  the  existing  assets  and  the  new  assets  arising  from  investments  to  be  carried  out by the investor; rests  with  TEDAS.  The legal obligations relating  to the asset base before the  signing of the TOOR Agreement (for example, expropriation costs) have been assumed by TEDAS.  • All investments shall be realized by the investor and will be recovered through the tariffs. Except  for cases of investor misconduct, the part of investments not yet recovered via the tariffs shall be  paid by TEDAS to the investor upon the expiry or termination of the contract.  Not  only  all  distribution  assets  transferred  to  DistCos  belong  to  TEDAS;  but  also  new  assets  invested  by  DistCos  will  be  owned  by  TEDAS.  In  order  to  implement  rules  of  the  current  legislation,  Articles  272  and  327  of  Tax  Procedure  Law  numbered  213  was  amended  to  enable  DistCos  to  amortize  the  investments  which are realized after privatization and to reimburse the cost of investments.  Since the DistCos do not have any assets and any depreciation in first tariff implementation period (2006‐ 2010), EMRA determined an additional income component, named the TOOR Charge component, to the  distribution tariff to enable DistCos to finance the required investments. In this period depreciation term  was  determined  as  5  years.  In  the  second  tariff  implementation  period  (2011‐2015),  since  DistCos  have  adequate  depreciation  income,  the  TOOR  Charge  component  was  removed  and  depreciation  term  increased to 10 years.     The  first  Strategy  Paper  was  brought  forward  the  end  of  2006  for  the  completion  of  distribution  privatizations. However, privatizations could only be started in 2008 and the first transfer was realized in  January 2009 by the transfer of the shares of Baskent DistCo to EnerjiSa. As of the beginning of 2012, out  of 21 distribution regions, 13 regions have been operated by private parties. Those companies distribute  around 50% of the electricity consumed as of 2012.        18 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   Box. DistCo Privatization  The  interruptions  and  the  uncompleted  situation  in  DistCo  privatizations  created  a  public  and  private  mixed  structure which is difficult to manage.   Although the First Strategy Paper foresaw the distribution privatizations to be completed by the end of 2006,  the first attempt started in 2006 was unexpectedly postponed by GoT and could only be started in September  2008.   This  first  package  comprised  of  3  regions  and  the  transfers  were  completed  for  3  companies  within  the  year  2009.  The  second  package  started  in  October  2009  was  also  consisted  of  3  regions  and  the  successful  companies  had  taken  over  the  regions  within  the  year  2010.  The  third  tender  was  realized  in  February  2010  for  4  regions  and  transfers  were  completed  within  the  same  year  except  one  region  which  the  successful  company asked for additional time for the submission of the final payment.   On the other hand, the fourth and last tenders were also realized in 2010 at August and November for 4 and 3  regions  respectively.  However,  only  one  region  could  be  taken  over  within  the  year  2012  while  the  rest  are  cancelled due to the failure of successful companies for the final payment. And, with the contribution of global  economical crisis as well, the remaining 8 regions could not been transferred to private participants.  It is obvious that starting from the third package of privatizations, the problem of financing has been occurred.   It  should  also  be  mentioned  that  all  of  the  companies  participated  those  tenders  were  domestic  companies  whereas there were foreign strategic companies during the first attempt in 2006.  One  of  the  reasons  of  privatization  failure  in  the  4th  and  5th  tenders  is  the  very  high  bid  prices  based  on  unrealistic  and  optimistic  expectation  about  the  tariff  parameters  to  be  used  in  the  second  tariff  implementation period. Private parties  were expecting more favorable conditions for distribution companies  and  prepared  their  bids  accordingly.  They  have  bided  high  amounts  for  DistCos  and  they  realized  that  those  amounts  are  not  realistic  when  the  legislation  and  the  related  parameters  such  as  gross  profit  margin   determined by EMRA in 2010, they realized that the regions are not as profitable as they expected.   Further  elaboration  on  the  the  reasons  for  the  failure  in  the  last  tenders  can  be  found  in  Section  6  (Lessons  Learned).   GoT intends to tender the remaining DistCos again but it will take some time and probably the former tender  prices are not expected to be bided again.    The  current  situation  of  distribution  privatizations  is  shown  in  the  table  below.  As  it  can  be  seen,  total  distribution privatization revenue of GoT is around US $5,700 million.    T u r k e y   C a s e   S t u d y   |  19  Table 4: Current Situation of DistCo Privatizations  Sale Price (million US Region # Region Name Provinces Covered Winner Status Dollars) 18 Kayseri Kayseri Kayseri ve Civari Elk.T.A.Ş. Unknown* Transfer Completed 19 Aydem Aydın, Deniz li, Muğla Aydem Elk. Dağ. A.Ş. 110** Transfer Completed 20 Akedaş Kahramanmaraş, Adıyaman Akedaş A.Ş. 60** Transfer Completed 4 Çoruh Trabzon, Artvin, Giresun, Gümüşhane, Riz e Aksa 227 Transfer Completed 5 Fırat Elaz ığ, Bingöl, Malatya, Tunceli Aksa 230 Transfer Completed 6 Çamlıbel Sivas, Tokat, Yozgat Limak, Kolin ve Cengiz 259 Transfer Completed 8 Meram Kırşehir, Nevşehir, Niğde, Aksaray, Konya, Karaman Alarko 440 Transfer Completed Ankara, Kırıkkale, Zonguldak, Bartın, Karabük, Çankırı, 9 Başkent Enerjisa-Verbund 1225 Transfer Completed Kastamonu. 12 Uludağ Balıkesir, Bursa, Çanakkale, Yalova Limak, Kolin ve Cengiz 940 Transfer Completed 13 Trakya Edirne, Kırklareli, Tekirdağ. IC İÇTAŞ 575 Transfer Completed 15 Sakarya Sakarya, Bolu, Düzce, Kocaeli Akenerji-Cez 600 Transfer Completed 16 Osmangazi Eskişehir, Afyon, Bilecik, Kütahya, Uşak Eti Gümüş 485 Transfer Completed 21 Yeşilırmak Samsun, Amasya, Çorum, Ordu, Sinop Çalık Enerji 442 Transfer Completed 1 Dicle Diyarbakır, Şanlıurfa, Mardin, Batman, Siirt, Şırnak Ceylan ve Karavil 228 Pending*** 2 Vangölü Bitlis, Hakkari, Muş, Van Aksa 100 Pending*** 3 Aras Erzurum, Ağrı, Ardahan, Bayburt, Erzincan, Iğdır, Kars Kiler A.Ş. 129 Cancelled 7 Toroslar Adana, Gaziantep, Hatay, Mersin, Osmaniye, Kilis Yıldız lar Holding 2075 Going to be Cancelled 10 Akdeniz Antalya, Burdur, Isparta İl sınırları Enerjisa-Verbund 1128 Going to be Cancelled 11 Gediz İzmir, Manisa Eti Gümüş 1915 Cancelled 14 Ayedaş İstanbul - Anatolian Side MMEKA 1813 Going to be Cancelled 17 Boğaziçi İstanbul - European Side MMEKA 2990 Cancelled * Existing Contract according to Concession Law and Law No. 3096. ** The price offered in 1996 privatiz ations based on Law No. 3096 has been paid. *** Additional period is given until 1st of June 2012.   Source: Privatization Administration    In  addition,  due  to  the  amendment  in  EML  necessitated  from  the  decision  of  Competition  Board,  distribution and retail businesses of distribution companies shall be legally unbundled beginning with the  year 2013 and different companies for each activity shall be established.  •  Distribution Pricing  The  distribution  and  retailing  activities  are  priced  according  to  regulated  tariffs.  DistCos  prepare  tariff  proposals  in  accordance  with  Tariff  Regulation  and  submit  EMRA  for  approval.  The  main  principle  of  pricing  is  cost  base  pricing.  The  tariffs  reflect  the  cost  of  approved  investment  and  operational  expenditures  and  purchased  energy  prices  for  retail  sale.  DistCos  are  also  entitled  to  efficiency  gains  for  operational and theft‐loss efficiencies beyond a regulatory base in order to provide incentives for efficient  operation and reduction of losses.    20 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   Box. EML Definition of Tariffs  Distribution Tariffs: The distribution tariff to be prepared by distribution companies includes prices, terms and  conditions for the distribution service  to all real persons and legal entities benefiting from the distribution of  electricity  through  distribution  facilities,  which  will  be  employed  on  the  basis  of  non‐discriminatory  conduct  principle.  Retail sale tariffs: The retail tariffs include prices, terms and conditions applicable to all consumers, except for  those  directly  connected  to  the  transmission  system,  which  will  be  employed  on  the  basis  of  non‐ discriminatory conduct principle.  The  retail  sale  tariffs  applicable  to  non‐eligible  consumers  are  proposed  by  retail  sale  companies  and/or  distribution companies holding retail sale licenses, and reviewed and approved by the Board.  Although EML did not cover a definition of retail sale service tariff, it had been determined through secondary  legislation as the services other than sale of electricity and/or capacity by the companies having retail license.    There are three separate tariffs within the secondary legislation:  • Distribution tariff (the use of system tariff): for the OPEX including investment for the distribution  system (revenue‐ cap method applies);   • Retail  sale  services  tariff:  for  the  services  such  as  meter  reading  and  invoicing  provided  by  companies holding retail licenses to consumers (revenue‐cap method applies).  • Retail sale tariff: for the cost of energy supplied to the non‐eligible consumers (price cap method  applies).   The distribution use of system tariff has the following components:  • Distribution  charge: A  unit  price  per kWh which is invoiced on  the  amount of energy taken from  the distribution system;  • Capacity charge: Invoiced monthly for each kWh on the capacity of connection agreement, for the  industrial consumers which are connected to medium voltage level and in two‐term tariff groups;  • Over  capacity  charge:  Applied  to  the  industrial  consumers  which  are  connected  to  medium  voltage  level  and  in  two‐term  tariff  groups,  in  case  of  exceeding  the  determined  capacity  of  connection agreement;   • Reactive  energy  charge:  Is  the  charge  applied  to  the  distribution  users  subjected  to  reactive  energy limits when those limits are exceeded.  The revenue requirement of a DistCo for the fulfillment of its distribution activities is evaluated by EMRA  and  approved  by  the  EMRA  Board  upon  application  of  distribution  licensees  for  5  years  tariff  implementation period. The annual revenue requirement is the  total of net operational charges and the  depreciation  of  realized  investments.  The  approved  annual  values  are  implemented  after  deducting  the  values  calculated  by  using  the  annual  efficiency  factors  determined  by  the  EMRA  Board.  The  approved  values are escalated each year using consumer price index. In addition to this escalation, approved annual  revenue  requirement  is  corrected  according  to  the  difference  between  actual  revenues  and  approved  values.   The  difference between the approved  investments for 5 years tariff implementation period  and realized  investments is corrected in the second year of the following tariff implementation period.  T u r k e y   C a s e   S t u d y   |  21  The  most  critical  issue  with  respect  to  regulated  tariffs  is  the  cost  reflectivity  of  such  tariffs  in  order  to  ensure  the  continuance  of  generation  investments  and  fostering  of  competition  especially  in  countries  having  a  high  demand  increase  like  Turkey.  So,  the  regulated  tariffs  such  as  distribution  and  retail  sale  tariff for distribution company consumers should allow full cost reflection.  After cost based revenue requirement of DistCos are calculated, the required total revenue is transferred  to  national  tariff  which  is  implemented  equally  to  all  distribution  regions  for  each  customer  group.  The  revenue  collected  by  implementation  of  national  tariff  is  distributed  among  the  distribution  regions  by  using  the  “Price  Equalization  Mechanism”;  and  according  to  their  revenue  requirements,  all  DistCos  receive adequate amount of revenue to meet its revenue requirement.    3.3.2.2  Other Means of PSP in Distribution  In principle, all the distribution system investments should be carried out by distribution companies and  all  the  distribution  facilities  should  be  maintained  and  operated  by  these  companies.  However,  for  the  special  cases  described  below,  third  parties  (generators  or  consumers)  can  participate  to  the  realization  and/or financing of the distribution investments.   These  PSP  models  in  distribution  systems  are  regulated  by  EML  and  the  secondary  legislation  issued  according to EML are as follows:  • CASE 1. Construction and operation of the distribution connection lines by the generation license  holder  that  connected  the  power  plant  directly  to  the  transmission  system  according  to  EML  Provisional Article 14b;    • CASE 2. Realization or financing of the necessary investments by the generation license holder on  behalf  of  relevant  DistCo  for  the  connection  of  the  power  plant  to  the  distribution  system  in  accordance with EMLR article 38;   • CASE  3.  Construction  of  a  direct  distribution  line  between  a  power  plant  and  the  facilities  of  the  customers;   • CASE  4.  Construction  and  operation  of  a  branching  line  between  the  facilities  of  the  consumers  and the distribution system in order to be connected to the system;  • CASE 5. Construction and Operation of Consumer’s Transformers.  The fundamentals of the above mentioned regulatory options can be summarized as follows:   • The  enormously  increasing  number  of  private  generation  projects  portfolio  and  accompanying  uncertainties for the connection of those plants to the T&D systems;    • The  budgetary  constraints  of  publicly  owned  DistCos  and  accompanying  deficiencies  in  infrastructure;  • As a short‐term measure, making contribution to the supply security by solving of the connection  problems of generation facilities.  3.3.2.2.1  CASE  1.  Connections  of  power  plants  to  transmission  substations  at  distribution  voltage level  Construction  of  a  generation  facility  connection  line  at  the  distribution  voltage  level  to  the  transmission  system and operation of that line by the generator licensee is one of the short term measures in order to  facilitate  more  generation  investments.  Provisional  Article  14‐b  of  EML  defines  the  rules  of  implementation.     22 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   Box. EML‐Provisional Article 14b  Connection  lines,  which  are  approved  by  the  Board  of  EMRA  for  direct  connection  to  the  feeder  at  the  distribution voltage level of the switchyards without connection to any distribution center and which shall be  installed  only  for  connection  of  the  related  generation  plant  to  the  grid,  shall  be  installed  by  related  legal  entities performing generation activities, and said facilities shall be operated exclusively by said legal entities  when  they  are  used  exclusively  for  transmission  of  the  production  of  the  related  generation  plant.  The  connection  and  system  utilization  agreements  on  the  subject  shall  be  signed  with  Turkish  Electricity  Transmission Inc. Co. Immovables expropriated for said plants shall be registered to the name of the Treasury.  In  the  event  of  said  connection  lines  being  used  by  another  legal  entity  performing  generation  activities  or  being  connected  to  the  distribution  system,  they  shall  be  transferred  to  the  related  distribution  company  subject  to  the  positive  opinion  of  the  Ministry  of  Finance.  Procedures  and  principles  related  with  transfer  of  said plants shall be arranged in a communiqué to be published by the Authority.    To construct such a connection line, the following prerequisites should be met:  • The generation facility is planned to be directly connected to the transmission switchyard feeders  at the distribution voltage level,   • The purpose of constructing the connection line should be limited with the connection of subject  generation facility only,  • The form of connection should be approved by the Board of EMRA.  These  facilities  are  operated  by  the  generation  licensees  as  long  as  the  facilities  are  used  only  for  the  connection of generation facilities. For this type of connections, the party of connection and use of system  agreements are TEIAS. The expropriated fixed assets are booked down on behalf of the Treasury.   In  case  of  the  subject  connection  lines  are  used  by  another  generation  facility  or  are  connected  to  the  distribution  system,  then  those  lines  will  be  deemed  as  a  part  of  the  distribution  system  and  the  connection  lines  are  transferred  to  the  related  DistCo,  provided  that  the  opinion  of  Ministry  of  Finance  has been taken.   The  principles  and  procedures  of  transfer  are  described  in  Electricity  Market  Connection  and  Use  of  System Communiqué in the following way:   The  cost  of  the  connection  lines  is  determined  by  the  DistCo  who  was  responsible  in  the  region  during the project approval phase.    In  case  of  the  subject  connection  lines  are  used  by  another  generation  facility  or  are  connected  to the distribution system, these connection lines are transferred to the related DistCo against its  cost.   DistCo licensee enters into connection and use of system agreements with these licensees.   The  cost  determined  by  DistCo  and  expenses  paid  for  expropriation  is  paid  back  to  the  related  licensee  by  deducting  them  from  distribution  charge  in  scope  of  use  of  distribution  system  agreement.   The  determination  of  connection  line  characteristics,  project  approval,  survey  and  control,  temporary acceptance and similar services are performed by the related DistCo licensee.   The costs of these services are paid by the generation licensees.  T u r k e y   C a s e   S t u d y   |  23  3.3.2.2.2  CASE  2.  Realization  of  distribution  investments  on  behalf  of  DistCos  for  the  connections of power plants  EMLR  regulates  the  rules  and  procedures  for  the  applications  of  the  generation  licensees  for  the  connection  and  use  of  distribution  grid.  The  conditions  of  acceptance  and  refusal  on  an  application  for  connection  of  an  IPP  investor  by  DistCos  are  regulated  in  the  article  38  of  EMLR.  TEIAS  and/or  DistCos  have  to  meet  the  requests  for  connection  applications  other  than  those  cases  regulated  in  the  said  regulation.    If  new  distribution  facilities  are  not  in  DistCos’  investment  plan,  or  the  timing  of  the  new  investment  is  not suitable for the investor, DistCo can ask the market participants to construct the connection lines and  equipment on behalf of DistCo, or to finance their establishment. After the construction is completed and  the power plant is commissioned, the cost of investment is going to be repaid to the power plant license  holder  via  use  of  system  fee.  The  technical,  financial  and  administrative  conditions  take  place  in  the  connection agreement between the parties.  3.3.2.2.3  CASE 3. Construction of a direct distribution line between a power plant and the  facilities of the customers  Installation of a direct line between the generation plant of a license holder and its customers and/or its  affiliates or eligible consumers is allowed according to EML. However, those direct lines could be realized  if a control agreement is signed  between the license  holder and  the relevant DistCo. On the  other hand,  installation  of  a  direct  line  at  medium  voltage  level  in  distribution  system  could  only  be  possible  if  the  beneficial parties of that line have the ownership of the land at which the line will be erected.   In  cases  that  the  opinion  of  the  relevant  DistCo  could  not  be  created  due  to  the  extraordinary  circumstances or if the proposed route and the connection point is not accepted by the applicant license  holder,  in  case  it  is  approved  by  the  DistCo  direct  line  can  be  constructed.  All  necessary  plant  and  equipment  for  the  installation  and  operation  of  the  direct  line  shall  be  procured  and  paid  by  the  license  holder.   Private  distribution  direct  line  does  not  impede  the  shifting  right  of  eligible  consumers.  Any  eligible  consumer,  who  wants  to  shift  to  another  supplier,  can  be  separated  from  the  direct  line.  In  case  of  installation  of  direct  line;  the  necessary  available  capacity  is  kept  by  the  distribution  licensee  if  the  consumer  is  separated  from  the  direct  line,  and  an  amount  for  keeping  the  capacity  available  is  paid  to  the distribution company by the legal entity engaging in generation activity.   Prices  together  with  the  principles  and  procedures  required  for  the  calculation  of  amount  for  available  capacity are calculated by the distribution company, and shall be submitted to EMRA with tariff proposals  at each tariff period, and are put in practice by the final decision of EMRA Board.  3.3.2.2.4  CASE  4.  Construction  and  operation  of  a  branching  line  at  distribution  level  in  order to be connected to the system by consumers  A branching line is described in Electricity Market Customer Services Regulation in the following way:  “All  equipment  (line,  cable,  pole,  circuit  breaker,  metering  system  etc.)  used  to  meet  only  the  requirement  of  a  consumer  in  order  to  be  connected  to  the  distribution  grid  and  constructed  by  the consumer up to the distribution system connection point, and owned by the consumer”  In  cases  when  the  system  connection  conditions  according  to  EMLR  38  are  not  suitable  and  connection  can  only  be  realized  through  a  branching  line,  the  preparation  of  the  connection  project  is  under  the  responsibility  of  consumer  and  all  necessary  information  required  to  prepare  the  study  of  connection  24 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   project is supplied by the DistCo licensee.  The finalized connection project is submitted to DistCo licensee  for approval.   The DistCo licensee review the project within 5 business days and either approve the project or send back  to  the  consumer  for  revisions.  The  consumer  is  informed  about  the  causes  of  revision  request  in  writing  also.  In  case  of  approval  of  the  connection  project,  a  connection  agreement  regulating  ownership,  right  of  use,  financing  and  connection  conditions  is  executed  between  DistCo  licensee  and  the  consumer.  However, if the objection of the applicant is not found appropriate by EMRA, or the suggested time period  for realization of connection is unacceptably long for the applicant, then the connection can be made by  a branching line to be installed and operated by the applicant.  The distribution licensee can meet new connection requests via using this branching line and its annexes  by taking over such the corresponding part of this line from the applicant as that part became a commonly  used facility.  If  the  owner  or  owners  of  the  portion  of  branching  line  which  turns  out  to  be  used  commonly  do  not  consent to transfer that portion to DistCo, that portion is expropriated. All kinds of costs in relation with  this  expropriation  and  transfer  in  a  tariff  implementation  period  are  submitted  to  EMRA  within  the  investment program and met through tariff revenues if approved by Board of EMRA.  Taking Over Branching Lines  • A transfer agreement will be executed between the DistCo and the facility owner.  • The cost of the facilities to be taken over will be determined by using the specific investment unit  prices of capacity increase that approved by the EMRA Board for each of the DistCos.  • For the facilities whose capacity increase unit prices are not existed, the lowest costs paid in the  same year for similar facilities in the scope of renewal or rehabilitation investments will be taken.  3.3.2.2.5  CASE 5. Construction and Operation of Consumer’s Transformers  Some  consumers  such  as  agricultural  irrigation  customers,  industrial  customers  (workshops,  factories,  etc.) install and operate their transformers and connection lines in their property. The basic prerequisite  of this implementation is that the owner of the facilities should be the only user connected to the facilities  he owned. If and when other users are connected to such facilities, the commonly used portion of those  facilities  should  be  transferred  to  regional  distribution  company.  In  other  words,  such  consumer  transformers are not counted as a part of distribution system until they are transferred to the distribution  company.   In  addition  to  these,  although  it  is  the  duty  of  DistCo,  to  install  consumer  transformers  for  multi‐house  dwellings,  malls  where  more  than  one  consumer  uses  the  facilities  as  the  customer  of  DistCo,  these  transformers  are  installed  by  the  third  parties  due  to  time  limitation  or  budget  constrains  of  DistCos.  According  to  regulations,  DistCos  should  have  installed  them  or  should  take  over  them  and  operate.  However,  there  are  hundredths  of  this  kind,  still  waiting  for  transfer  roughly  50%  of  the  Low  Voltage  transformer  capacity  is  installed,  owned  and  operated  by  consumers.  Although  this  method  is  speeding  up  the  realization  of  the  connection  applications  and  decreasing  financial  burden  on  the  distribution  companies,  unplanned  development  and  unnecessarily  increased  number  of  consumer  transformers  increases technical losses.    3.3.3  PSP in Distribution through the Organized Industrial Zones (OIZ)  Although not considered as a market player during the enactment of EML, OIZs are also the very promising  actors of PSP implementations in Turkish power market.   T u r k e y   C a s e   S t u d y   |  25  In  principal,  the  aim  of  OIZ  is  to  prevent  the  growth  of  irregular  industrialization  and  environmental  pollution by giving emphasis to planned and systematic structures for industrialization.  Indeed, OIZ were operating since 1962 by the establishment of first OIZ in Bursa. In 1982, a regulation was  issued  for  OIZ  by  the  Ministry  of  Industry  and  Trade  due  to  the  increasing  number  of  OIZs  within  the  country.  However,  the  increase  in  the  number  OIZs  were  continued  during  the  following  years,  and  speeded up especially in the second half of 1990s. This situation necessitated the regulation OIZ through  a primary legislation.   The establishment law of OIZ (OIZ Law) was enacted before EML on 12th of April 2000. OIZ Law suggests  that the infrastructure development and services related with infrastructure shall be provided by each  OIZ legal entity. The reason for that arrangement was the continuation of public dominance in electricity  and  natural  gas  sectors  at  that  time  and  due  to  the  budgetary  constraints,  the  lack  of  financial  and  administrative capacity of public to cope with the requirements of OIZs.    Before  being  a  part  of  power  market,  distribution  companies  were  wholesaling  energy  to  OIZ  at  the  connection point of OIZ without providing the necessary distribution services within the OIZ. And if, there  was a generation within the OIZ, the rights of parties were settled with netting.   Recently, there are totally 264 OIZs established in Turkey while 149 OIZS are already in full operation and  the rest is under construction and/or development. There is a separate management for each OIZ and the  management committee is selected among the participants of the OIZ.   As of the end of 2010, electricity consumption of OIZs is roughly 15 TWh.  About 8% of the electrical energy  in Turkey is consumed by OIZs in 2010.   OIZ  Law  gives  the  right  to  OIZs  for  making  expropriations  if  necessary  for  the  sake  of  public  benefit.  In  addition,  OIZ  legal  entities  have  the  right  to  sell  or  give  the  right  of  use  of  an  area  within  the  regional  boundaries  of  OIZ  to  manufacturers  or  industrialists.  Moreover,  the  rights  of  making  investments  at  all  kind of infrastructural requirements are belonging to OIZ legal entities.    The important clauses of the OIZ Law with respect to infrastructure are given below:   • Water, electricity, natural gas, social facility, treatment facility and similar operating revenues and  participation revenues are included within the revenues of OIZs.  • The  right  and  responsibility  to  establish  and  operate  the  infrastructure,  and  general  service  facilities,  such  as  electricity,  water,  sewerage,  natural  gas  networks,  wastewater  treatment  facilities,  roads,  communication  networks,  and  sports  facilities;  to  realize  their  distribution  and  sales by  buying  them from  public and  private agencies; and  to establish and operate production  facilities with the aim of meeting the requirements of OIZs shall exclusively belong to OIZs.   • The  organizations  involved  in  OIZs  shall  be  obliged  to  meet  their  infrastructure  needs  from  the  facilities  of  the  OIZ.  Infrastructure  needs  may  not  be  met  from  another  facility  without  the  permission  of  the  OIZ;  and  facilities  may  not  be  severally  established  with  this  aim.  These  organizations  may  not  transfer,  assign,  or  allocate  the  right  to  use  infrastructure  facilities  allocated to them to other organizations.  As can be seen from the above listed clauses, OIZ Law gives exclusivity to OIZ legal entities while realizing  actions with respect to infrastructural areas of electricity and natural gas. Consequently, as the ownership  of  the  land  in  which  the  infrastructural  investments  are  realized  belongs  to  OIZ  legal  entities,  the  ownership of the distribution assets are belonging to OIZ legal entities accordingly.   Although the OIZs are authorized by the OIZ Law to invest and operate electricity system and allowed to  distribute electricity in their zones; EML was not taking into account these activities. In other words there  26 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   was a contradiction between OIZ Law and EML.  The exception of OIZs at the beginning within EML created  some problems with respect to market implementations. Due to those problems, OIZs were incorporated  into  electricity  market  by  the  amendment  made  in  EML  in  July  2005.  Through  this  amendment,  the  electricity generation and distribution activities of OIZs are subjected to the condition of being a licensee  granted  by  EMRA.  In  other  words,  OIZs  became  micro  distribution  companies  acting  in  their  defined  boundaries.  In  addition,  through  the  amendment  in  EML,  the  publicly  owned  OIZ  distribution  systems  were transferred to respective OIZ legal entities.   The important clauses in EML with respect to this are given below:   • OIZ  legal  entities  can  perform  distribution  and/or  generation  activities  within  the  approved  borders in order to meet the demands of their participants upon receiving license from EMRA.  • To  meet  the  electricity  demand  of  their  participants,  OIZ  legal  entities  are  deemed  as  eligible  consumers  without  taking  into  consideration  their  amounts  of  consumption.  That  is,  each  OIZ  management is an eligible consumer on behalf of the participants.  • Internal distribution system of each zone is autonomously operated by the OIZ management. For  this activity, the managements shall have OIZ Distribution License.  • Electricity demand of the participants is supplied by the OIZ management. The OIZ management  procures energy and re‐distribute to the participants.  • The  retail  tariffs  within  an  OIZ  are  regulated  by  EMRA  and  approved  by  the  Board  of  EMRA.  On  the  other  hand,  as  differing  from  the  DistCo  privatizations,  the  ownership  of  the  existing  assets  and new distribution assets provided by new investments within OIZ zone belongs to OIZs.   • If  there  are  eligible  consumers  in  the  zone;  and,  if  they  wish  to  buy  energy  from  their  suppliers,  they have to pay a distribution fee to the OIZ.  • OIZs can build and operate generation plants under their generation licenses.  The  implementation  details  are  regulated  by  the  “Regulation  on  the  Electricity  Market  Activities  of  Organized Industrial Zones”. In that regulation emphasis is given to the harmonization of the distribution  activities given by OIZ with DistCos as far as possible.    In  this  framework,  OIZ  legal  entities  are  obliged  to  provide  electricity  to  the  participants  of  the  OIZ  in  a  sufficient,  good  quality,  low  cost  and  environment  friendly  manner  and  deemed  as  responsible  for  the  realization  of  necessary  renovation  and  expansion  investments  for  the  distribution  assets  within  the  territory  of  OIZ.  In  addition,  OIZ  legal  entities  are  also  deemed  responsible  for  the  minimization  of  technical  distribution  losses  and  preventing  of  theft  while  providing  electricity  services  to  the  OIZ  participants in a non‐discriminatory manner and ensuring the open access and use of system rights of the  participants.  However, by considering the non‐profit organization nature of OIZs, the tariff methodology for OIZ retail  pricing depended on cost reflectivity only without presuming a profit margin for the OIZ legal entities.   As  of  the  beginning  of  March  2012,  137  of  149  OIZ  legal  entities  are  granted  as  distribution  licensee  by  the Board of EMRA.  T u r k e y   C a s e   S t u d y   |  27  There  are  no  officially  published  data  about  the  performance  records  of  OIZs  with  respect  to  energy  market. However, it is so clear from OIZ experience in Turkey that the regulation and auditing of market  activities of multiple but different structures is a quite challenging task for regulators and standardization  is almost impossible. Moreover, the fragmented structure is decreasing the attractiveness of distribution  activity with respect to privatizations.   Box. OIZ Experience  The  OIZ  Law  had  been  enacted  before  EML  without  taking  into  account  the  concept  of  liberalized  electricity  market. Therefore, conflict of authority problems have been aroused between the implementation processes  of  EML  and  OIZ  Law  during  the  initial  years  of  energy  market  reform.    Consequently,  the  energy  market  activities of OIZs have been incorporated into EML in 2005.  The mostly encountered problem before 2005 was related with the protection of consumer rights due to the  exclusive  rights  given  to  OIZ  managements  with  respect  to  procurement  of  infrastructural  services  including  the  sale  of  energy.  Those  problems  became  apparent  especially  after  the  starting  of  eligible  consumer  implementation on 3rd of March 2003. Particularly the OIZs having a vertically integrated structure comprising  generation  and  distribution  of  electricity  and  natural  gas  were  continuously  created  problems  for  the  OIZ  participants (eligible consumers) with respect to open access and the use of T&D grids.   On  the  other  hand,  regardless  with  the  amount  of  energy  consumed,  all  OIZs  were  accepted  as  eligible  consumers  while  the  energy  market  related  activities  of  OIZs  were  incorporated  into  EML  in  2005.  However,  this  change negatively affected  the loss  and leakage target ratios of DistCos as  those OIZs began  to  purchase  energy from the competitive market through bilateral agreements.     Although,  OIZs  were  granted  also  as  distribution  licensees  according  to  EML,  the  concept  is  totally  different  from  ordinary  DistCos  because  OIZs  are  not  profit  making  associations  and  accordingly  not  subjected  to  performance  based  price  regulation  by  EMRA  like  the  DistCos.  This  situation  makes  almost  impossible  to  develop  incentive  based  mechanisms  in  order  to  increase  the  quality  of  services  given  in  the  OIZs  while  the  continuously increasing number of OIZs makes difficult the functions to be carried out by EMRA. Furthermore,  these  situations  decreasing  the  economic  benefits  of  DistCos  while  the  uncertainty  about  the  final  total  number of OIZs creating ambiguity on feasibilities with respect to distribution privatizations.    OIZ Distribution Tariff  The  OIZ  distribution  charge  is  a  total  of  the  use  of  system  charge  and  other  service  charges  for  the  execution  of  distribution  services  within  the  OIZ.  The  method  for  the  setting  of  tariff  is  based  on  the  recovery  of  the  cost  of  OIZ  for  the  execution  of  service  only  and  a  profit  is  not  considered.  The  tariff  proposals  of  OIZs  have  to  be  submitted  to  EMRA  for  the  approval  of  EMRA  Board  at  each  year  until  the  end of October.    The following cost components are taken into account while setting of the distribution charges for OIZs:   • Investment expenditures,  • Personnel expenditures,  • Operation and maintenance expenses,   • The component for correction of revenue differentials,  • Service procurement expenses of OIZs from outside,  • Cost of technical losses within the OIZs.  28 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   The distribution charges for OIZs are also differing according to the connection voltage (MV or LV) of the  users within the OIZ.    4 RESULTS OF IMPLEMENTATION 4.1 Before EML Because  of  the  nature  of  PSP  models  before  EML,  the  T&D  facilities  realized  under  PSP  –  except  for  the  transformers  and  distribution  lines  constructed  by  third  parties  only  for  their  own  use  –  should  be  transferred  back  to  the  public  companies  either  when  they  are  commissioned  or  at  the  end  of  contract  period,  the  facilities  constructed  under  this  model  before  EML  cannot  be  addressed  wholly.  Only  using  the most recent official documents, the data below has been obtained.  When  the  implementation  of  EML  started  in  September  3rd  2002  –  after  18  months  of  preparation  of  secondary legislation and procedures, pre‐EML period outcome of PSP models in T&D were as follows:    Table 5. Private Share of Concessionary Companies in Transmission Lines  Length of Transmission Lines (km) 400 kV 220 kV 154 kV 66 kV Public 13625.5 84.6 28999.9 549.3 Private 0.0 0.0 1657.2 121.4 Private (%) 0.0 0.0 5.4 18.1   Source: TEIAS 2002 Statistics    Table 6. Private Contribution to the Transmission Transformers  Number and Capacity of Transmission Transformers 400 kV 154 kV 66 kV Number 111 815 40 Public  Capacity (MVA) 18910,0 42163,9 457,8 Number 0 67 22 Private Capacity (MVA) 0 3283 318,8 Private  Number 0 7,6 35,5 (%) Capacity  0 7,2 41,1   Source: TEIAS 2002 Statistics    T u r k e y   C a s e   S t u d y   |  29  Table 7. Public and Private Shares in Distribution Lines in 2002   Medium Voltage (***)   Low Voltage  (****)   TOTAL     Length (km)  %  Length (km)  %  Length (km)   %  PUBLIC DIST COMPANY TEDAS             280,206.6      85.2        466,846.5     96.6       747,053.1       92.0  PRIVATE DIST. COMPANIES (*)                 7,999.1        2.4             8,526.3       1.8         16,525.4         2.0  THIRD PARTIES (**)               40,698.8      12.4             8,121.8       1.7         48,820.6         6.0  TOTAL             328,904.5   100.0           812,399.1     100.0        483,494.6  100.0 (*)Concessionnary Companies (**) Consumer's branching Line (***) Medium Voltage:  betveen 33 kV‐ 6,3 kV (****) Low Voltage : 400 Volt   Source: TEDAS 2002 Statistics    Table 8. Public and Private Shares in Distribution Transformers in 2002  TRANSFORMER  number   %  Power (MVA)   %  PUBLIC DIST COMPANY TEDAS          145,456     58.1     45,187.8     57.8  PRIVATE DIST. COMPANIES (*)               3,118       1.2           837.7  1.1         THIRD PARTIES (**)          101,734     40.6     32,155.0     41.1  TOTAL          250,308   100.0     78,180.5   100.0    (*) Concessionary Companies,      (**) Transformers in the consumer facilities  Source: TEDAS 2002 Statistics    As  mentioned  above,  the  contract  of  one  of  the  assigned  companies,  AKTAS  Elektrik,  was  terminated  in  March 2002 by the Council of State and the distribution region (Anatolian side of Istanbul) was transferred  back to public distribution company TEDAS.   Hence,  the  private  contribution  values  given  above  do  not  contain  the  investments  realized  by  AKTAS.  According  to  2001  Activity  Report  of  AKTAS,  it  was  claimed  that  a  total  of  US$  180,000,000  investment  was realized in the assignment period of 1990 – 2001 for 8760 km of distribution line, 38602 transformers  with a capacity of 2363 MVA.  4.2 After EML 4.2.1  Transmission  TEIAS is the sole owner and operator of the transmission system. Even if some connection lines are being  constructed by private generation companies under EMLR article 38, they should be transferred to TEIAS  after  commissioning.  On  this  scope,  there  exists  a  considerable  investment  by  private  parties.  A  total  of  1,135  Connection  Agreements  have  been  signed  between  TEIAS  and  generation  companies   during  the  time period of 2003‐2012  at which  the  281 of  those  agreements  were signed  according  to  the article 38  of  EMLR  and  the  total  estimated  cost  of  the  transmission  facilities  constructed  or  under  construction   is  TL818 million (roughly $455 million). As a comparison, 2012 investment budget of TEIAS is TL650 million.   30 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s     4.2.2  Distribution  The  amount  of  investments  realized  by  public  companies  gradually  reduced  in  line  with  privatization  program.  The  graph  in  Fig.  4  below  shows  this  decrease.  As  the  privatization  continues,  there  will  be  further decrease.      Fig. 4. Change in public sector distribution investment  Public distribution investments 1200,0 1000,0 800,0 Million  $ 600,0 400,0 200,0 0,0 2008 2009 2010   Source: TEDAS Annual Report 2010    The situation of distribution assets operated by public and private sector parties and also the status with  respect to ownership by the third parties after EML has been developed as follows:     Table 9. Development of Distribution System Lines and Transformers  OWNERSHIP Public Private Third Parties Lines&Cables Transformers Lines&Cables Transformers Lines&Cables Transformers YEARS (km) (MVA) (km) (MVA) (km) (MVA) 2002 747,053 45,188 16,525 838 48,821 32,155 2003 755,346 46,783 14,129 797 49,027 33,420 2004 778,222 47,764 14,439 1,011 49,732 35,274 2005 810,311 49,892 14,577 1,012 55,615 38,352 2006 824,739 51,071 15,036 1,018 57,204 41,736 2007 846,755 53,382 14,966 1,027 61,004 46,047 2008 808,604 52,830 72,642 3,861 63,946 49,789 . 2009 628,168 44,546 274,362 14,280 66,708 52,256   Source: TEDAS Statistics    The  development  of  ownership  of  distribution  line  and  transformers  are  shown  in  Fig.  5  and  Fig.  6  respectively.  T u r k e y   C a s e   S t u d y   |  31  Fig. 5 Development in Ownership of Distribution Lines  Distribution Lines Ownership (%) 100,0 6,9 90,0 80,0 28,3 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 64,8 20,0 10,0 0,0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 PUBLIC Private  Dist.Companies Third Parties     Fig. 6 Development in Ownership of Distribution Transformers  Distribution Transformers Ownership (%) 100,0 90,0 80,0 47,0 70,0 60,0 50,0 12,9 40,0 30,0 20,0 40,1 10,0 0,0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 PUBLIC Private  Dist.  Companies Third Parties     The share of private distribution companies is increasing in parallel with the privatization process.  In fact,  as of today, the share of private distribution companies is much bigger (at least twice as big as the values  of 2009) and the share of public is much smaller. There was only one private company in 2007. One region  was  privatized  in  2008  and  3  more  in  2009.  The  number  of  privatized  regions  was  only  5  at  the  end  of  2009, whereas that number is increased to 13 including 3 companies having existing contracts as of 2012.  However, since the lack of officially published statistics after 2009, exact figures could not be provided.     32 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   As can be seen from the figure above, an important portion of the transformer capacity is owned by third  parties  such  as  industrial  companies,  factories,  workshops,  farms,  big  commercial  companies,  etc.  However,  this  situation  cannot  be  attributed  to  a  planned  approach  of  PSP;  on  the  contrary,  it  resulted  incidentally  from  the  reluctance  by  public  distribution  companies  to  enter  into  the  work  load  and  additional costs. The consumer transformers (high voltage to low voltage) at the consumer’s facilities are  generally procured, installed and operated by the consumers themselves.   It  is  expected  that  the  dominance  of  third  parties’  in  ownership  will  reduce  in  time  by  following  the  completion  of  all  distribution  privatizations.  Indeed,  the  commonly  used  portions  of  lines  shall  be  transferred to DistCos and the new assets will be realized by DistCos also according to the legislation.  On the other hand, share of the total number of consumers and their consumption served by public and  private  distribution companies changed  considerably. The development can be seen from  Fig. 7 and Fig.  8.     Fig. 7 The change in consumed energy by the consumers of Public and Private Distribution Companies   DistCo Privatization  ‐ Consumption 120,00% 100,00% 5,49% 24,04% 80,00% 43,54% 46,18% 50,45% 60,00% 94,51% 40,00% 75,96% 56,46% 53,82% 49,55% 20,00% 0,00% 2008 2009 2010 2011 2012 Public Private   Source: TEDAS Statistics    T u r k e y   C a s e   S t u d y   |  33  Fig. 8 The change in the number of consumers served by Public and Private Distribution Companies     Source: TEDAS Statistics    5 OPERATIONAL PERFORMANCE OF PRIVATIZED (OR PRIVATELY OPERATED) T&D ASSETS Since the privatization of the distribution business could only start in 2009 (although the process started  earlier, due to delays and cancellations actual transfers of the assets started in 2009) and due to gradual  transfer process in 2009‐2011 period, a meaningful PSP occurred only in the last two years of this period.  Therefore it is not possible to make a general realistic assessment of the gains and/or shortcomings of the  privatization.    Loss Reduction  In  addition  to  reducing  the  investment  burden  on  the  public  sector,  an  important  gain  expected  from  distribution  privatizations  is  the  reduction  of  loss  and  theft  ratios  to  reasonable  levels  throughout  the  country.   Essentially,  the  most  desired  gain  at  the  first  stage  is  getting  under  control  theft  through  the  implementation of necessary measures by the private operators. In order to create an incentive to private  DistCos, additional revenues gained due to the overreach of the determined reduction targets of loss and  theft are given to DistCos by EMRA.   However,  if  the  DistCo  cannot  ensure  the  determined  reduction  targets,  the  DistCo  is  not  allowed  to  reflect the additional cost to the tariffs. In addition, in order to benefit from this incentive, DistCos should  also  cope  with  the  technical  losses  –  especially  in  the  distribution  regions  where  the  total  loss  and  theft  ratio is much smaller comparatively.   There  is  a  big  variation  between  loss  and  theft  values  between  regional  distribution  companies.  The  average  ratio  was  17.7  %  in  2009.  In  fact,  such  a  big  difference  was  the  main  reason  for  the  34 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   implementation  of  nation‐wide  price  equalization  mechanism,  allowing  cross  subsidization  between  regions.   The loss and theft ratios in the distribution regions for 2009 are shown in Fig. 9 below.    Fig. 9 Loss and Theft Ratios of the Distribution Regions (2009)    Source: EMRA    Since  the  privatization  program  was  considerably  delayed,  the  reduction  targets  set  for  the  first  tariff  implementation period (2006‐2010) could not be met.   EMRA  set  new  targets  for  2011‐2015  period.  The  targets  for  some  of  the  distribution  regions  are  shown  in Fig. 10 below.    T u r k e y   C a s e   S t u d y   |  35  Fig. 10 Loss and Theft Reduction Targets for Some Distribution Regions  Loss and theft reduction targets 70 60 50 Loss and Theft Ratio (%) Aras 40 Baskent Dicle 30 Fırat Toroslar 20 Vangolu 10 0 2011 2012 2013 2014 2015   Source: EMRA    It  is  expected  that,  if  loss  and  theft  reduction  targets  is  met,  there  will  be  roughly  10  billion  TL  gain  in  5  years.  Non‐payment and Collection  One  of  the  expected  benefits  of  distribution  privatization  –probably  the  most  important  one  ‐  is  the  reduction  in  theft  and  increase  in  the  collection  rate.  According  to  the  information  obtained  from  the  distribution  regions,  after  privatization,  in  the  first  operational  year  more  than  90%  of  the  overdue  receivables  were  collected.  Also  the  payment  performance  of  the  governmental  institutions  are  said  to  be increasing.   According  to  the  information  received  from  DistCos,  the  collection  rate  in  the  privatized  regions  is  over  95%. This shows that the low collection rate has mainly been a result of the weakness of public companies  rather than high prices.  Payments to the Suppliers  The main suppliers of DistCos are EUAS and TETAS. Before privatization, total accumulated debt of TEDAS  to  EUAS  and  TETAS  have  reached  to  roughly  10  billion  TL  at  2008.  Since  EUAS  could  not  collect  the  receivables,  it  could  not  pay  sufficiently  to  gas  and  coal  companies  also.  It  was  a  deadlock  situation  and  could only be solved by issuing a law for reconciliation between state owned energy companies in 2011.  However, for privatized regions this problem does not persist anymore. After privatization the privatized  DistCos are paying fully.    Service Quality  On  the  other  hand,  there  is  no  reliable  published  official  data  to  determine  whether  the  operational  performance has increased or not. The collection and performance based evaluation of this data set will  only be possible after full implementation of  Electricity Supply Security and Quality Regulation (“ESCQR”).  36 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   Box. Regulation for Quality of Distributed Electricity  The regulation on Supply Continuity, Commercial and Technical Quality of Electricity on the Distribution System  was enacted first in September 2006. The regulation contains the rules that should be followed by DistCos and  principles and procedures in relation of implementation.   DistCos are obliged to measure and record the parameters related to commercial and technical quality. As well  as  the  duration  of  interruptions  and  number  of  affected  customers,  the  reasons  should  also  be  determined  and recorded. DistCos are also obliged to issue the quality indexes in their web sites.  EMRA should give  quality targets for each DistCo on  the  basis of implementation period. Then, EMRA should  review  these  parameters  of  each  DistCo  and  evaluate  them.  If  the  parameters  are  out  of  the  determined  tolerance limits, the revenue cap of the subject DistCo is revised.  However,  since  the  measurement  and  recording  process  need  the  completion  of  a  detailed  technical  infrastructure,  the  regulation  is  deemed  to  be  implemented  after  2013  when  the  infrastructure  investments  are to be completed.    ESCQR determines the technical and commercial quality standards of supply services. Full implementation  of  this  regulation  will  come  in  force  in  March  2013  depending  on  the  establishment  of  the  required  technical infrastructure.   ESCQR reviews the service quality of the DistCos under three main categories.  • Supply continuity,  • Commercial quality,  • Technical quality.  After  the  full  implementation  of  ESCQR,  EMRA  Board  will  determine  a  Quality  Factor  which  will  directly  effect  on  revenue  cap  of  DistCos.  However,  since  distribution  charge  is  collected  per  kWh  distributed  currently,  DistCos  are  forced  to  serve  their  customers  continuously.  Hence,  such  a  methodology  is  recommended for the countries which have not sufficient infrastructure to measure performance.  However, from the discussions with some private DistCos, improvements in service quality are reported.  For example, in a relatively big distribution region, it is reported that:   • The  number  of  interruptions  decreased  11%  and  the  average  interruption  duration  is  decreased  46%  after  taking  over  the  region.  That  is  between  2010  and  2011,  there  is  a  considerable  improvement  in  System  Average  Interruption  Duration  Index  (SAIDI)  and  System  Average  Interruption Frequency Index (SAIFI) .  • The  maintenance  activities  are  also  enhanced.  For  example,  the  number  of  maintenance  work/month is increased at least 5 times.  Efforts Being Planned and Undertaken by Private DistCos  In order to fulfill the requirements of supply continuity and quality requirements, to increase operational  efficiency  and  to  decrease  technical  and  commercial  losses,  the  private  distribution  companies  are  implementing technical and administrative measures. According to the information provided by DistCos:  T u r k e y   C a s e   S t u d y   |  37  • Most  of  the  private  DistCos  claiming  that  the  existing  technical  and  customer  records  do  not  reflect  the  actual  state  of  the  regions.  Therefore,  most  of  them  started  to  renew  the  records,  measurement  equipment  and  information  systems  in  order  to  make  realistic  assessment  of  the  region for the determination of the main sources of system faults, losses and technical problems.    • Billing, metering and registration systems are being improved.  • They are establishing new call centers for fast responding consumers’ demands and claims.  • They  are  implementing  new  maintenance  and  repair  routings  and  more  effective  management  systems.  • Some of the regions start to plan or implement SCADA and Geographic Information System (GIS)  in their regions.  • As required by the legislation they have started to implement Automatic Meter Reading Systems  (AMR).  • Some of the DistCos started new training activities for the improvement of institutional capacity.  These  activities  will  certainly  be  helpful  to  improve  the  performance  and  increase  effectiveness  of  operation  and  management.  However,  implementation  of  systems  such  as  AMR,  SCADA,  GIS,  and  management information systems will take some time. It is expected that in a few years, after realization  of such investments, the performance of DistCos will improve and it will be possible to measure the actual  progress.     6 PROBLEMS OF IMPLEMENTATION Distribution  Both in the first and second tariff implementation periods between the years 2006 – 2010 and 2011–2015  respectively,  there  was  no  investment  program  based  regional  demand  forecasts.  Although  there  is  national demand forecast, it cannot be said that reliable regional demand forecasts which should provide  basis  for  investment  planning  exist.  Hence,  it  is  highly  possible  for  over  or  under  investment  to  result  at  the end of the tariff period.   The  distribution  tariffs  have  been  approved  by  EMRA  in  line  with  the  assumed  investment  programs  of  distribution  companies  in  2006  (before  privatization)  for  5  years.  However,  after  privatization,  private  distribution companies claimed that the assumed investment program is not sufficient to meet the actual  system expansion. Therefore the distribution  companies asked for revision in investment  programs, and  it  caused  problems.  The  unrealistic  investment  program  and  the  revenue  requirement  based  on  this  program also lead the companies to force third parties to make their investments in order to be connected  or to be supplied. The underlying reason for insufficient investment programs was the effort to keep the  prices  low.  The  investment  allocations  for  second  implementation  period  are  increased.  Naturally  this  increase is reflected in the distribution tariff.   DistCos  were  allowed  to  engage  in  generation  business  –  provided  that  they  obtain  a  generation  license  and  that  the  amount  of  the  annual  electricity  they  generate  does  not  exceed  20  percent  of  the  total  amount of electricity supplied for consumption in their region within the previous year. However, by the  amendment of EML in 2006, 20% limit is removed. At the moment, DistCos can have generation licenses  and can become self suppliers. DistCos are primarily expected to supply their electricity needs by entering  into  bilateral  contracts.  If  the  owner  of  the  DistCo  also  owns  generation  plants,  vertical  integration  (or  ’self‐supply’  or  ‘self  dealing’)  might  be  possible.  Also,  the  DistCo  would  procure  energy  from  bilateral  contracts signed with affiliate generation companies. This is possible in the Turkish electricity market and  is  expected  to  increase  after  the  privatization  of  DistCos  is  completed.  Some  recently  privatized  38 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   distribution companies were acquired by investors which also have positions on the generation side. The  ownership of a DistCo by a generation company offers opportunities of vertical integration. The Electricity  Market  Law  allows  generation  companies  to  enter  into  affiliation  with  distribution  companies  provided  that such affiliation should not confer exercising “control” on these companies as defined under the Law.  However, the Competition Authority has decided that the distribution activity should be separated from  generation  and  retail  sale  activities.  Based  on  this  decision,  the  Law  has  been  amended  to  separate  distribution and retail sale functions legally by the end of 2012. After the legal separation, the control and  affiliation concept would need to be more fully defined.  After the implementation of the automatic pricing mechanism, which is based on cost‐base pricing of the  services and goods, the end user electricity prices had risen considerably. This increase creates payment  problems. The price levels are not at affordable levels for vulnerable customers. Lacking of a safety net or  protection  mechanism  is  a  problem  and  may  lead  an  increase  in  commercial  losses  (theft)  and  may  decrease collection rates.  Another  problem  is  the  monitoring  and  auditing  of  realized  investments.  According  to  the  current  methodology, financial auditing of investments based on unit prices of significant distribution components  determined by the EMRA Board. DistCos give the following year investment program in accordance with  their  approved  budget  and  report  the  realization  of  these  distribution  components  which  are  commissioned  each  year.  Although  it  seems  possible  auditing  investment  with  this  methodology,  considering the huge amount of investments in 21 DistCos  , it is very hard to audit the physical realization  of  each  component.  This  problem  may  be  solved  by  changing  the  methodology  to  performance  based  auditing after the required technical infrastructure is completed. Similar risks are valid for OIZs as well.  Being  in  a  transitional  stage,  the  regulations  are  changing  or  revised  frequently,  in  order  to  address  the  problems. This in turn, creates an uncertainty and can be considered a high regulatory risk.  On  the  other  hand,  establishment  of  OIZ  without  a  long  term  planning  constitutes  a  risk  for  DistCos.  Industrial customers are most profitable costumers for DistCos. When these customers move into OIZ or  new industrial customers are established in OIZ, this may reduce the revenue of DistCos.   An OIZ may be connected to transmission or distribution system. If it is connected to distribution system,  OIZ’s  participants  pay  distribution  charge  twice.  For  this  reason,  OIZs  want  to  connect  to  transmission  system.  In  that  case,  DistCos  revenue  reduces  considerably  and  to  collect  the  required  revenue,  distribution charge of the others users are needed to be increased.   Transmission  In the implementation of PSP in transmission, following problems have been encountered:   • The  budget  limitation  of  TEIAS  causes  the  generators  to  invest  in  the  scope  of  the  article  38  of  EMLR; in return long term repayment of the investments caused a burden on generation cost.   • Depending  on  the  size  of  the  facility,  financing  of  transmission  investments  affect  the  feasibility  of  generation  facilities  negatively.  If  the  required  investment  is  only  a  fraction  of  the  total  generation  investment,  the  problem  is  not  very  serious.  However,  if  the  required  transmission  investment  is  comparable  with  generation  investment  (  which  can  be  for  a  power  plant  investment  with  small  capacity),  or  if   TEIAS  requires  the  transmission  facilities   to  be  build  not  only  for  the  generator’s  facility  but  also  for  future  generation  investments  (  for  example,  higher  capacity  transmission  line  or  a  substation  with  multiple  feeders);  then  the  investment  cost  of  transmission becomes an important factor in the total investment cost, and it brings an additional  burden on the investor.   T u r k e y   C a s e   S t u d y   |  39  • If common transmission facilities are to be used by more than one company, in the scope of the  article 38 of EMLR, one of the generation licensees bears the responsibility of construction against  TEIAS. Although the financing of the project is distributed among the licensees according to their  generation capacities, the responsible licensee is bearing more risk than the others.     7 CONCLUSIONS, LESSONS LEARNED, AND RECOMMENDATIONS PSP  to  TD  activities  in  Turkey  is  implemented  in  different  forms  and  degrees  since  the  very  beginning  of  electrification in the country. After a very short period of completely private ownership at the beginning,  this situation gradually changed to a state owned monopolistic structure.   Leaving aside the very old methods, it can be said that except 2 small regions, there has been no private  participation  in  the  transmission  business.  This  situation  persists  at  least  for  the  last  40  years.  After  the  market reform, which suggests a national transmission system ownership and operation, PSP in those two  regions were also ceased.  This can be considered a correct approach, since the transmission system is the  most  important  infrastructure  for  reliability  and  quality  of  supply.  Furthermore  an  autonomous  and  impartial  operation  of  the  system,  including  non‐discriminatory  access  to  the  grids  has  an  utmost  importance for a well functioning competitive electricity market.  Can these important requirements be achieved with private ownership or operation?  Theoretically  the  answer  is  yes,  provided  that  the  owners  and/or  operators  are  technically  capable  and  more  importantly  they  are  independent  from  other  sector  activities.  The  technical  capability  and  efficiency in operation may even be better with private ownership. However, it is not so easy to achieve  the impartiality, independence, and non‐discrimination even under very heavy regulatory control. That is  why, in many countries there had been a continuous debate for ownership unbundling of the transmission  from other activities. Turkey chose the right approach; from the beginning of the sector reform, a separate  state‐owned transmission company was established. The reform process is continuing, and Turkey is still  in  a  period  of  transformation.  In  this  transitional  period,  introduction  of  private  ownership  or  operation  might  increase  the  complexity  of  this  delicate  process.  Possibly  in  the  future,  new  models  for  PSP  in  transmission may evolve.    40 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   Box. Why Turkey Preferred the Integrated Transmission Model?  During  the  sector  reform  and  restructuring  process,  Turkey  took  radical  decisions.  Once  it  has  decided  to  unbundle the transmission related activities from supply, there was no reason to separate transmission system  operation from transmission ownership.  Separating those two might be preferred if Turkey want to preserve  the  utility  concept  and  separate  only  system  operation  from  ownership  and  keep  the  ownership  with  the  vertically  integrated  TEAS.  Instead,  Turkey  wanted  to  abolish  the  vertically  integrated  monopolistic  structure  and separated also state owned generation, trade and distribution activities with the intention to give up state  involvement from generation, distribution and retail.   Even  if  the  model  with  two  companies  (TSO  and  transmission  company)  could  be  a  workable  solution,  it  was  not  preferable  at  least  from  regulatory  perspective.  Those  two  activities  are  both  regulated  activities;  two  companies instead of one would increase the complexity.  If  there  are  no  historical,  political,  administrative  and  commercial  reasons,  separation  of  transmission  ownership,  maintenance  and  expansion  activities  from  system  operation  may  create  difficulties.  This  will  be  more complicated with a fragmented regional transmission ownership. TSO is necessary to provide short term  non‐discriminatory  open  access  (use  of  system  in  everyday  through  trading  arrangements);  however,  the  market  participants  need  also  stable  and  fair  access  to  the  grid  in  long  term  also.  This  can  only  be  achieved  through  connection  agreements  and  use  of  system  agreements  with  transmission  network  owner  and  operator.  The  technical  condition  of  transmission  grid  is  very  important  since  it  may  drastically  affect  their  ability  to  access  and  take  part  in  the  electricity  market.  Transmission  grid  owners  have  considerable  possibilities  (technical  and  administrative)  to  abuse  their  powers  and  adversely  affect  the  open  access  regardless  of  ownership  of  transmission  system;  the  TSO  will  operate  the  system  in  such  a  way  that  the  network as a whole is used most efficiently. However, TSO and regulator should deal with company(ies) under  separate ownership to ensure the non‐discriminatory access.   The  problem  will  be  more  complicated  if  there  are  more  than  one  transmission  network  owner.  Lack  of  investment in a region is not only a problem for that region only. Similarly over investment in one of the regions  will  as  well  affect  the  power  flows  in  other  regions.  The  interconnection  capacities  and  handling  interconnection capacity allocations would create additional problems and complexities.  Unlike distribution, the transmission system congestions, faults and bottlenecks will affect the whole system.  The operation of the system needs centralized decisions and centralized expansion planning. Independent of  the transmission ownership, TSO and regulator should provide the rules and regulations in order to establish  a  sufficient  transmission  grid  and  efficient  operation.  Although  market  based  transmission  expansion  mechanisms  can  be implemented,  (which is not very common), central  planning and central decision  making  mechanism is less complex and more cost effective.   Therefore,  Turkey  preferred  integrated  transmission  business  model  and  established  a  nation‐wide  Transco  (Transmission Company‐ TEIAS) responsible from transmission system operation and at the same time owning,  maintaining and expanding the transmission grid. In this model, the coordination is easier, there is no tension  between  system  operator  and  grid  owner  for  the  use  of  the  transmission   network,  TSO  is  not  operating  or  taking operational decisions on somebody else’s assets. TSO at the same time is responsible for maintenance  and expansion of the grid, no separate agreements between TSO and transmission system owner. This is useful  for coordination between transmission grid operation and maintenance, expansion and system operation.    T u r k e y   C a s e   S t u d y   |  41  Box. Why the State‐owned TSO?  Once  the  Transco  model  is  selected,  and  the  ownership  of  the  grid  is  combined  in  the  same  company,  the  integrated activities of TSO started to be carried by TEIAS. TEIAS, is completely out of the generation and supply  activities.  According  to  EML,  the  transmission  is  a  regulated  activity  that  provides  the  conditions  for  competition  and  must be treated separately and funded independently. As stipulated in EML:  “The  Turkish  Electricity  Transmission  Co.  Inc.  will  perform  international  interconnection  activities  in  line  with  the decision of the Ministry and will provide transmission and connection services to all system users including  eligible  consumers  connected  and/or  to  be  connected  to  the  transmission  system,  without  discrimination,  in  accordance with provisions of Grid Code and Transmission License”  Once the integrated model is selected and State owned company is assigned, the PSP in transmission activities  are limited.   It  can  be  argued  that,  private  ownership  would  increase  the  efficiency  in  operation  due  to  more  dynamic  management,  more  flexible  decision  making  when  compared  with  the  heavily  regulated  and  limited  state  owned  company.  But  at  the  same  time  private  ownership  would  bring  the  issues  such  as  impartiality,  coordination,  investment  planning  etc.  Those  issues  could  be  dealt  with  regulatory  arrangements  and  close  monitoring.  However,  during  a  massive  transformation  process,  it  would  also  make  the  transition  more  complex.  Furthermore  in  Turkey,  unlike  distribution  sector,  the  institutional  capacity  and  competence  of  the  transmission company was better and transmission company (old TEAS) was relatively successful. In a country  like Turkey,  where there is a huge demand growth and therefore  need for  huge generation  and transmission  investments,  the  selected  model  is  simpler  and  effective.  As  the  growth  rate  decreases  and  as  the  need  for  fast transmission expansion investments reduces, and as the market becomes more mature, the model can be  reconsidered. In the future, there may be new structural changes to enable wider PSP into transmission, such  as  separation  of  TSO  and  network  ownership  and  privatization  of  the  Grid  Company,  or  establishment  of  regional  grid  companies.  However,  TSO  (independent  system  operator)  concept  should  certainly  be  maintained and the issues related with network expansion and open access should be carefully assessed and  solved.  However, for the time being, such models will make the transition more complex and there would be  unnecessary conflicts and problems.    The  PSP  in  distribution  however,  followed  a  different  track.  Rooting  from  highly  politicized  municipality  ownership  time,  political  interventions  in  management,  price  control  policies,  insufficient  budget  allocations  have  resulted  in  an  inefficient  operational  performance  and  low  quality  of  service.  Furthermore,  starting  from  1980s,  in  parallel  with  liberalization  policies  in  almost  all  sectors,  PSP  in  distribution was on the agenda.   The main model for PSP in distribution is privatization of the State‐owned regional companies operating  the distribution systems, while the assets remain state‐owned. Today, the implementation of this model  in Turkey is well underway, with half of the distribution system privately operated.  As  it  has  been  told,  GoT  have  obtained  approximately  US$  5.7  billion  revenue  from  privatization  of  13  distribution  regions.  However,  as  stipulated  in  the  Strategy  Papers,  the  main  reason  for  distribution  privatization  was  not  and  should  not  be  “getting  some  revenue  for  the  state  budget”.  The  expected  benefits  should  be  improvement  of  the  performance,  increase  in  the  service  quality,  ensuring  the  42 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   operational  efficiency,  and  making  of  the  necessary  expansion  and  renovation  investments  by  private  parties without creating burden on state budget and contingent liabilities for the public and ensuring the  creditworthiness of distribution companies for attraction of new generation investments.  Since there have been serious delays and U‐turns in the process, a meaningful privatization only occurred  in the last 2‐3 years. Therefore, it is not possible to assess the outcomes. The success of the PSP can only  be possible with a consistent implementation of cost effective pricing, better investment projections, and  better regulatory monitoring.  The  unbundling  of  distribution  activities  from  retail  and  careful  regulatory  oversight  for  self‐dealing  will  enhance the effective competition in the market.  There  are  still  some  lingering  problems  impeding  the  successful  implementation  of  the  Turkish  privatization model in distribution. However, it is expected that these “teething problems” will not persist  for too long.   The  previous  experience  shows  that,  first  and  foremost,  a  strong  and  credible  legislation  is  a  necessary  condition to employ the regulatory system as a means of securing private participation in the industry.   Main  reason  behind  the  unsuccessful  attempts  for  insufficient  PSP  before  2001  was  the  everlasting  discussions  and  arguments  about  the  legal  framework  for  PSP  in  energy  sector  (recall  the  discussions  in  section  1  and  2  about  concession,  assignment,  private  law  contracts,  administrative  contracts  etc.).  Therefore,  above  all,  the  legal  framework  should  be  clearly  defined  and  a  consensus  of  related  parties  must be reached on the methods with which a “public service” can be provided by private sector.  Also the ownership issue with respect to restructuring and privatization should be solved. Since the assets  in T&D grids are used for a public service, and since there is no other alternative, it can be claimed, as has  been the  case in Turkey,  that  those assets cannot be subjected in  private ownership.  This interpretation  naturally depends on the legal system of countries. However, if interpreted like in Turkey, in order not to  cause legal problems, the PSP model like TOOR can be implemented. Although asset ownership increases  credibility of the private companies and reduces the risks, the acquisition of long term operational rights  can reduce uncertainty and can be used as a compromise.      The regulatory framework should be prepared by taking into account the future developments and should  not  be  changed  frequently.  To  attract  PSP,  the  regulations  should  be  as  clear,  consistent  and  simple  as  possible.  However,  at  the  same  time,  the  balance  between  public  benefit  and  incentives  should  be  carefully considered. One of the reasons for unsuccessful distribution privatization program before 2001  was  the  claims  against  the  tendering  process,  asserting  that  public  benefit  is  not  sufficiently  taken  into  consideration  by  leaving  most  of  the  risks  to  public.  Therefore,  the  process  should  be  prepared  and  implemented  carefully;  otherwise  the  cost  of  failure  can  be  huge.  In  addition  to  loss  of  time,  claims  for  damages in legal proceedings at international arbitration cases may result substantial payments.   If a country plans to liberalize the electricity market, implementing concession or assignment methods or  long  term  contracts  inherited  from  previous  regime  make  the  transformation  complex  and  costly.  If  implementing  such  models  is  preferred,  as  an  intermediate  step,  before  liberalization,  the  related  contracts  should  have  an  article  about  full  compliance  with  the  further  legislative  environment.  That  is,  the  concessionary  or  assigned  companies  should  have  to  comply  with  the  changes  in  the  legal  structure  and accept revisions to their contracts accordingly to adapt to the new structure.  If operational rights of a distribution region are planned to be transferred to a private sector entity, certain  conditions  should  be  met  in  order  to  ensure  the  continuity  of  the  operation  and  the  realization  of  the  required investments. The actual situation of the region should be determined with the attendance of the  subject private company and all parties should agree on the details. Otherwise, using the information of  T u r k e y   C a s e   S t u d y   |  43  the  public  company  about  the  region  will  usually  be  misleading  since  public  companies  try  to  show  the  situation  in  the  region  better  than  it  actually  is.  In  fact  one  of  the  claims  of  the  new  operators  of  distribution regions is the insufficient and/or unrealistic information about the technical and commercial  characteristics of the regions.  Distribution  is  a  regulated  activity  and,  without  the  retail  business,  has  predictable  revenue.  Since  there  is  no  competition  for  the  wire  business,  the  risks  as  well  as  profit  opportunities  are  limited.  That  is  why,  the  “attractiveness”  of  PSP  in  transmission  and  distribution  is  also  questioned.  Also  there  are  so  called  good  regions  and  bad  regions.  The  size  of  the  regions  and  economies  of  scale  is  an  important  factor  to  attract  PSP.  If  regions  are  small,  then  strategic  investors  may  not  be  interested  in  participation  and  only  small  local  investors  will  be  in  the  market.  However,  in  order  to  achieve  the  targets  aimed  for  PSP,  experienced  and  financially  capable  participants  are  necessary.  Therefore,  when  determining  the  distribution  region  boundaries,  the  economies  of  scale  should  be  taken  into  consideration.  Also,  during  the privatization tendering process, the steps should be carefully determined or else so called bad regions  cannot be privatized. If competition is aimed in the market and if OA is to be implemented, then it would  be a mistake to give up unbundling of distribution from retail business in order to increase “attractiveness”  for  the  privatization.  It  should  be  noted  that  privatization  is  not  liberalization,  it  is  only  a  tool.  If  liberalization  and  competition  is  aimed,  the  methods  hindering  the  competition  should  not  be  used  for  the sake of “selling the assets and increase revenues”.  For  an  effective  and  successful  PSP,  the  selection  of  private  participants  is  vitally  important.   Weak  and  inexperienced participants may ruin the process and may cause public discontent because of insufficient  service  quality;  this  may  create  regulatory  problems  and  may  even  be  a  problem  for  successful  market  implementation. Since distribution is a vital public service, it would not always possible to stop the service,  and  it  is  not  easy  to  improve  the  performance  in  a  short  time.  Although  there  will  be  a  regulatory  monitoring,  it  would  be  very  difficult  to  enforce  regulatory  correction  methods  for  a  service  which  is  continuously  needed.  Therefore,  from  the  beginning,  the  capacity  of  the  participant  should  carefully  be  evaluated  and  the  technical  and  administrative  experience  and  capacity  should  be  the  main  factor  for  selection, rather than the price submitted in the privatization tenders.  The recent distribution privatization tenders showed that, unrealistically high price offers in the tendering  process are not a real success but rather an indication of danger.  As explained  in  previous sections, (see  Table  4  in  Section  2).  The  companies  offered  very  high  prices,  assuming  imaginary  returns  which  cannot  be  justified  with  feasibility  studies.  So,  in  the  financing  stage,  careful  evaluation  showed  that  it  is  not  possible to get enough revenue from the business to recover the price of those huge bids. It shows that,  sometimes,  some  investors  could  not  make  realistic  evaluations  and  may  have  even  taken  high  risks.  However, the risk is not only on them; such behaviors create risks  for the entire system. That is why  the  offered price should not be the only or main decision criterion.  It  is  important  to  note  that,  practically  no  foreign  strategic  investor  was  interested  in  the  tendering  process, probably because of the global financial crisis, or those who attended the process together with  local  companies  did  not  bid  such  high  prices.  In  that  stage,  the  unknown  tariff  parameters  and  uncompleted regulation about tariff setting were also important factors for foreign investors and probably  those  risks  caused  them  not  to  attend  the  bidding  process.  So,  it  is  recommended  that  before  starting  privatization process, related regulation and parameters should be finalized.  Cost  based  pricing  is  important  for  attracting  PSP  and  for  creating  a  well‐functioning  market.  However,  especially  for  countries  like  Turkey,  where  the  demand  increase  rate  is  very  high  and  substantial  generation,  transmission  and  distribution  expansion  investments  are  required,  it  is  necessary  to  protect  low income consumers against price increases.   44 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   The  connection  facilities  constructed  via  PSP  models  in  transmission  facilitate  the  construction  of  the  generation facilities on time, but at the same time create uncertainties and financial burden on generation  companies. Therefore, transmission expansion planning should be ready and the financial capacity of the  transmission companies should be sufficient to cope with the investment needs.      T u r k e y   C a s e   S t u d y   |  45  APPENDIX 1: TRANSMISSION SYSTEM The  transmission  system  is  the  group  of  facilities  starting  from  generation  units  to  distribution  network  and transmitting energy at the level of High Voltage (HV) and Extra High Voltage (EHV).  In Turkey the TSO model is implemented. That is, the ownership and operation of the grid are integrated  in the same single State owned entity TEIAS, which is responsible for transmission system operation and  maintenance, planning of new transmission investments, and construction of new transmission facilities  to  meet  the  needs  of  market  participants.  TEIAS  is  also  responsible  for  the  preparation  of  transmission  planning as defined in the Grid Code, and preparation of transmission system investment programs.  Except  the  special  procedure  for  the  transmission  investments  being  carried  by  private  generation  companies  as  defined  in  the  previous  sections  (procedures  according  to  Article  38  of  EMLR),  all  transmission investments should be realized by TEIAS.  As  shown  in  the  figure  below,  the  Turkish  power  grid  is  a  strongly  meshed  and  interconnected  national  grid.  It  consists  of  the  lines  and  substations  at  the  voltage  levels  of  400,  (220),  150,  and  66  kV.  The  total  length of transmission lines was about 48,760 km by 2010.          Figure. Transmission Map of Turkey    (Source: TEIAS)    The  transmission  system  is  being  managed  via  9  regional  dispatching  centres  (Adapazari,  Carsamba,  Keban,  Izmir,  Golbasi,  Ikitelli,  Erzurum,  Cukurova  and  Kepez)  coordinated  by  the  National  Load  Dispatch  Centre in Ankara at Golbasi. Additionally there is one emergency national control centre.  Operation of the power system is carried out by SCADA and Energy Management System (EMS) software.  The SCADA system covers 380 kV lines, substations, power plants and some important 154 kV centres and  power plants with capacities higher than 50 MW. The total number of centres connected to SCADA‐EMS  system has reached to 310. The system operator can manage all system studies necessary for quality, daily  operating programs and system frequency control.  46 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   The transmission line and substation capacity of TEIAS is summarized in the table below.    Table. TEIAS Transmission Line and Substation Information  Voltage level Transmission Cables Transformer Number of Number of (kV) lines (km) (km) total MVA transformers substations 400 15.559 28,7 37.870 197 77 220 84,5 0 330 2 2 154 32.608 179,3 61.035 1065 513 66 508,5 3,2 617 53 14 Total 48.760 196,4 99.852 1317 606   Source: TEIAS    The transmission system design characteristics and operation principles in Turkey are in accordance with  Electricity  Market  Grid  Regulation   (the  Grid  Code)  and  ’Electric  Transmission  System  Supply  Reliability  and Quality Regulation .’.  Grid Code  Grid  Code  provides  the  protocol  that  governs  the  relationship  between  the  power  system  operator  and  power system users and to define the roles and responsibilities of the parties. These responsibilities focus  on  the  safe,  secure  and  economic  operation  and  planning  of  the  power  system,  and  compliance  with  relevant statutory and license conditions.  Grid  Code  covers  the  liabilities  of  TEIAS,  the  users  of  the  transmission  system  and  other  users  who  are  connected  to  the  distribution  system  but  affect  the  transmission  system  and  the  facility  design  and  operation  rules  they  should  comply  with,  and  the  principles  regarding  the  provision  of  technical  data  required  for  transmission  system  planning  through  balancing  supply  and  demand  and  for  the  operation  of the transmission system in line with the balancing rules.  Grid  Code  is  divided  into  planning  code,  connection  conditions,  set  of  operating  codes,  scheduling  and  dispatch code, data registration code, general conditions, metering code sections.  Electric Transmission System Supply Reliability and Quality Regulation  This  regulation  provides  rules  for  planning,  design  and  operation  of  transmission  system.  It  covers  also  the  technical  requirements  for  the  substations  to  be  constructed  for  power  plants.  TEIAS,  generation  companies and other system users are obliged to follow the rules and principles stated in this regulation  in order to  have a reliable power system. It  covers planning and design  principles, the criteria for supply  reliability and defines operational principles.          T u r k e y   C a s e   S t u d y   |  47  APPENDIX 2: DISTRIBUTION SYSTEM The  distribution  grid  consists  of  distribution  facilities  with  voltage  level  of  36  kV  and  below.  Distribution  system  covers  the  network  starting  from  the  transmission  interface  or  from  the  connection  points  of  generation plants which are directly connected to the distribution grid and ends at the consumer interface  at low or medium voltage level.   The voltage levels are usually consisted of 33 kV, 15.8 kV, 10.5 kV, 6.3 kV and 3.3 kV while the low voltage  network is working on 0.4 kV level.   Since  its  establishment  in  1994,  electricity  distribution  and  retail  services  are  provided  by  TEDAS.  Organization  of  TEDAS  was  composed  of  7  subsidiaries  and  61  enterprises  until  the  decision  of  High  Planning Council in April 2004 for the privatization of TEDAS.   Since then, as shown in the figure below, the distribution regions were re‐defined by dividing Turkey into  21 regions and establishing 20  distribution companies that started to operate on 1st of March 2005 . All  of those 20 companies have held their respective distribution and retail licenses on 1st of September 2006  from EMRA that are valid for a 30‐years period.    Figure. 21 Distribution Regions    Source: Privatization Administration and EMRA    The DistCos have two licenses:   Distribution License for operating distribution system in their regions,   Retail Sale License for supplying electricity to non‐eligible consumer in their region.  At  the  moment,  DistCos  have  separate  accounts  for  each  of  the  activity.  However,  after  2012  there  will  be legal unbundling (different companies for each activity).  The  governing  regulations  for  the  distribution  and  retail  services  are  Distribution  Grid  Code,  Consumer  Services Regulation and Electricity Supply Security and Quality Regulation:   48 | I n t e r n a t i o n a l   E x p e r i e n c e   w i t h   P r i v a t e   S e c t o r   P a r t i c i p a t i o n   i n   P o w e r   G r i d s   • Distribution  Grid  Code  defines  the  responsibilities  of  distribution  system  operators  and  distribution  system  users,  rules  and  procedures  for  planning,  design  and  operation  of  the  distribution  system.  It  also  describes  the  rules  and  procedures  to  be  followed  for  connection  of  consumers and generators to the distribution grid.  • Consumers  Services  Regulation  determines  the  service  quality  standards  for  uninterruptible  supply;  the  rules  and  procedures  to  provide  energy  and/or  capacity  under  competitive  environment,  measurement  and  billing,  consumer  relations  and  complaints;  the  rights  and  obligations of the consumers.  • Electricity  Supply  Continuity  and  Quality  Regulation  determines  the  technical  and  commercial  quality  standards  of  supply  services.  Full  implementation  of  this  regulation  will  come  in  force  in  March 2013 depending on the establishment of the technical infrastructure.  As a distribution licensee, DistCos operate and maintain the distribution grid, carry out the necessary grid  investments.  They  are  obliged  to  provide  non‐discriminatory  electricity  distribution  and  connection  services  to  all  system  users  including  eligible  consumers  connected  and/or  to  be  connected  to  the  distribution  system  as  specified  by  provisions  of  their  licenses  and  the  Electricity  Market  Distribution  Regulation.    The  distribution  licensees  prepare  distribution  investment  plans  for  new  distribution  facilities  to  be  constructed  in  the  regions  specified  in  their  licenses  and  shall  construct,  operate,  develop,  repair  and  maintain the new distribution facilities in compliance with the applicable legislation.   In  order  to  finance  the  investments,  the  distribution  companies  are  compensated  for  investment  on  regulatory assets at a rate based on the weighted average cost of capital (“WACC”) method. For the 2011‐ 2015 period, total investment budget of all distribution regions was approved by EMRA as roughly 9 billion  TL.  The distribution system capacities are given in the table below.    Table. Transformers and Installed Capacities of Distribution System  SECONDARY V. 15,8 kV 10,5 kV 6,3 kV OTHERS 0,4 kV TOTAL PRIMARY V. NO. 466 232 405 76 288875 290054 33 kV POWER (MVA) 4176 3645 2732 1000 80282 91835 NO. 5 1 30462 30468 15,8 kV POWER (MVA) 8 1 9264 9273 NO. 7770 7770 10,5 kV POWER (MVA) 6650 6650 NO. 10 6793 6803 6,3 kV POWER (MVA) 157 3107 3264 NO. 4 4 DİĞER POWER (MVA) 60 60 NO. 466 232 410 91 333900 335099 TOPLAM POWER (MVA) 4176 3645 2740 1218 99304 111082   T u r k e y   C a s e   S t u d y   |  49