Aksa Enerji Üretim A.Ş.

BÖLÜM 3: ŞİRKET NE İŞ YAPIYOR?

3.1 İş Modeli ve Gelir Yapısı

Aksa Enerji, inşaatından devreye alınmasına kadar kendi bünyesinde yaptığı enerji santrallerini işleten bir üretici. Para kazanma mantığı şu: santral kur ve işlet, üretilen elektriği devlete ya da devlet kuruluşuna sat. Afrika ve Orta Asya'da bu satış uzun vadeli devlet alım garantisiyle (PPA) gerçekleşiyor. Türkiye'de ise kısmen ikili anlaşmalar, kısmen de spot piyasa (PTF) üzerinden satış yapılıyor.

Bölgesel Gelir Dağılımı (2025 tam yıl, yaklaşık):

• Türkiye: konsolide gelirin yaklaşık %27'si. Antalya doğal gaz (900 MW) ve Göynük linyit (270 MW) santralleri.
• Afrika: yaklaşık %28'i. Gana Tema (370 MW, fuel oil), Gana Kumasi (2026 ilk çeyrekte devreye giren 130 MW, doğal gaz), Mali (60 MW), Kongo Brazzaville (50 MW).
• Asya (Özbekistan): yaklaşık %45'i. Taşkent (492 MW), Buhara (298 MW) ve Talimercan (430 MW) doğal gaz santralleri.

Yurt dışı FAVÖK katkısı: Marbaş Menkul'ün değerlendirme notuna ve şirketin 1Ç26 sunumuna göre Afrika ve Asya'dan gelen FAVÖK, toplam konsolide FAVÖK'ün yaklaşık %84'ünü oluşturuyor. Bu oran son dönemde arttı. Talimercan santrali 2024 sonunda tam kapasiteye geçtiği için katkısı yükseldi.

Gelir kalitesi: Yurt dışı operasyonlarda PPA sözleşmeleri dolarda ve kümülatif vadeler 5-15 yıl arasında değişiyor. Türkiye tarafı ise değişken PTF'e daha fazla bağımlı. Güçlü taraf: dolar bazlı gelir yapısı TL değer kaybına karşı koruma sağlıyor. Zayıf taraf: karşı taraf riski. Afrika'daki devletlerin ödeme kapasitesi zaman içinde değişebilir.

3.2 Santral Portföyü (31 Mart 2026 itibarıyla)

Madagaskar'da 66 MW kapasiteli santral bakım ve işletme sözleşmesiyle hizmet veriyor. Mülkiyet Aksa'da değil.

2028 hedefi: Gabon'da 145 MW (lojistik gecikmeler nedeniyle Aralık 2026'ya ertelendi), Senegal'de 255 MW (inşaat devam ediyor), Kazakistan Kızılorda'da 240 MW ve Türkiye'de yenilenebilir enerji yatırımları dahil 5.000 MW'a ulaşmak. Şirket Kasım 2025'te Burkina Faso Elektrik Kurumu (Sonabel) ile bir anlaşma imzaladı. Bu, portföye yeni bir Afrika ülkesinin eklenebileceğini gösteriyor. Kapasite ve süre detayları henüz netleşmedi.

3.3 Rekabet Ortamı ve Giriş Bariyerleri

Türkiye'de serbest üretim piyasasında Enerjisa, Zorlu Enerji, Bereket Enerji gibi büyük oyuncular var. Ancak AKSEN'in konumu biraz farklı: şirket Türkiye'deki pazara büyüme için değil, nakit akışı için bakıyor. Asıl büyüme sürücüsü Afrika ve Orta Asya.

Giriş bariyerleri (üç katman):

1. Yatırım bariyeri: Bir DGÇS santrali inşaatı yüzlerce milyon dolar gerektiriyor. Kısa sürede devreye alabilme kapasitesi ciddi mühendislik birikimi istiyor. AKSEN Talimercan'ı 7 ayda devreye almıştı.
2. İlişki bariyeri: Afrika ve Orta Asya'da devlet anlaşması imzalamak hem teknik hem diplomatik bir süreç. Kazancı Holding'in yıllara yayılmış devlet ilişkileri bu bariyeri kolaylaştırıyor.
3. Lisans bariyeri: Her ülkede enerji üretim lisansı ayrı bir süreç. Türkiye'de EPDK, Özbekistan ve Afrika ülkelerinde ilgili enerji bakanlıkları bu lisansları veriyor.

Ölçeklenebilirlik: Santral inşaatı tamamlandıktan sonra operasyonel maliyet görece sabit. Yani aynı kapasiteyle daha fazla üretmek marjı doğrudan artırmıyor. Ancak yeni kapasite devreye alındıkça FAVÖK büyüyor. Bu, "kademeli büyüme - katmanlı FAVÖK" modelidir.

3.4 Takip Edilebilir Veriler

Türkiye operasyonu EPİAŞ üzerinden saatlik takip edilebilir. Yurt dışı operasyonlar ise ancak çeyreklik finansal raporlarda görülüyor. Bu yapı yatırımcı için hem sürpriz hem belirsizlik potansiyeli taşıyor.

3.5 Regülasyon Riski

Türkiye'de PTF üzerinde düzenleyici müdahale olmakla birlikte serbest piyasa mekanizması çalışıyor. Afrika'daki devlet anlaşmaları değişen hükümetler ve ekonomik krizlerle zorlanabilir. Kazakistan ve Özbekistan'daki anlaşmalar ise Türkiye ile güçlü diplomatik ilişkilere dayanıyor. Bu ilişkilerin seyri izlenmeli.

3.6 Yakıt Mix Riski

Aksa Enerji'nin portföyü farklı yakıt tiplerinin bileşiminden oluşuyor. Bu hem bir güç hem de bir zayıflık.

Doğal gaz (en büyük pay): Antalya (Türkiye), Buhara, Taşkent, Talimercan (Özbekistan) ve Kumasi (Gana) santralleri doğal gaz kullanıyor. Özbekistan'da devlet, gaz tedarikini sözleşme çerçevesinde sağlıyor. Türkiye'de ise gaz fiyatı BOTAŞ tarife yapısına bağlı. Bu iki pazarda yakıt maliyeti riski birbirinden farklı dinamiklerle şekilleniyor.

Fuel oil: Tema (Gana), Mali ve KKTC santralleri fuel oil kullanıyor. Fuel oil fiyatı küresel petrol piyasasıyla doğrudan bağlantılı. Ancak PPA sözleşmeleri bu santrallerden gelirleri sabitlediği için yakıt fiyat artışı marjı doğrudan sıkıştırıyor. PPA sözleşmelerinde yakıt geçiş maddesi var mı? Bu konu Afrika operasyonlarının en kritik bilinmeyenlerinden biri.

Linyit: Göynük santrali Türkiye'de linyit kullanıyor. Linyit yerli ve görece ucuz. Ancak karbonsuzlaşma hedefleri kapsamında bu santral türüne yönelik regülatif baskı uzun vadede artabilir. Şirketin 2030 stratejisinde linyit kapasitesinin yenilenebilir enerjiye dönüşeceği ima ediliyor.

Özet: Portföyün yakıt çeşitliliği tek bir emtiaya bağımlılığı azaltıyor. Ama PPA sözleşmelerinde yakıt geçişi olmayan bölümlerde yakıt fiyat artışı doğrudan marjı yiyor. Bu riski takip etmek için aracı kurum notları yetersiz. Şirketin KAP ve faaliyet raporu dipnotlarına inmek gerekiyor.

3.7 İş Modeli Özeti

Aksa Enerji'yi doğru anlamak için üç ayrı "işletme" gibi düşünmek yardımcı olabilir:

İşletme 1 (Türkiye): PTF'e açık, görece düşük marjlı ama büyük kapasiteli (1.170 MW). Ana işlevi likidite sağlamak. Büyüme lokomotifi değil.

İşletme 2 (Afrika): Devlet PPA sözleşmeleriyle korunan, dolar bazlı, yüksek marjlı (yaklaşık %78 FAVÖK) ama karşı taraf riski taşıyan. 610 MW mevcut, Gabon +145 MW ve Senegal +255 MW geliyor.

İşletme 3 (Orta Asya, Özbekistan): Devlet alım garantili, düşük yakıt maliyeti, verimli DGÇS santralleri. 1.220 MW mevcut, Kazakistan +240 MW geliyor. FAVÖK marjı yaklaşık %76. Portföyün en verimli segmenti.

Bu üç işletmenin farklı risk ve getiri profillerini bir arada tutmak analizi karmaşıklaştırıyor. Ama aynı zamanda portföy çeşitlendirmesi de sağlıyor.

BÖLÜM 4: FİNANSAL SAĞLIK KONTROLÜ

4.1 Gelir Trendi (USD Bazlı, Yıllık)

Gelir kalitesi notu: 2021 ve 2022'nin görece yüksek gelir rakamları kısmen o dönemdeki Özbekistan konsolidasyonuna ve enerji fiyatlarının yüksek olduğu döneme denk geliyor. 2023-2024 gerilmesi kısmen kur etkisi, kısmen de Türkiye spot piyasasında fiyat baskısıyla açıklanıyor. 2025'te %14 büyüme ve Talimercan'ın katkısıyla FAVÖK marjı %28,4'e çıktı. 2026 ilk çeyrekteki yıllık %21 satış düşüşü görece yanıltıcı. Aynı dönemde FAVÖK marjı %32,5'e yükseldi. Türkiye operasyonlarındaki gerilime rağmen yurt dışı dolar gelirleri marjı korudu.

4.2 Kârlılık Trendi

2024 net kâr düşüşü: 2024'te FAVÖK 198 milyon dolar iken net kâr sadece 53 milyon dolar. Aradaki fark ağırlıklı olarak yatırım harcamalarına bağlı amortisman artışı ve artan finansman giderlerinden kaynaklanıyor. Şirketin konsolide finansal giderleri 2024'te yaklaşık 122 milyon dolar. Bu tek başına net kârın 2,3 katına denk geliyor. 2025'te finansal giderler görece kontrol altında tutulurken gelirler arttı. Net kâr 86 milyon dolara çıktı.

TMS-29 etkisi: Şirketin finansal tabloları TMS-29 kapsamında enflasyon düzeltmesi yapılarak hazırlanıyor. Net parasal pozisyon kayıpları özellikle 2023-2025 döneminde her yıl 20-30 milyon dolar arasında net kârı aşağı çekiyor. Bu kalem nakit çıkışı içermiyor. Saf muhasebe düzeltmesi.

Bölgesel FAVÖK marjları (2025 tam yıl):

• Türkiye: yaklaşık %12,5 (PTF baskısı)
• Afrika: yaklaşık %78 (PPA sözleşmeleri)
• Asya: yaklaşık %76 (uzun vadeli devlet sözleşmeleri)

Bu ayrışma dikkat çekici. Türkiye marjı düşük ama büyüme sürücüsü değil. Yüksek marjlı yurt dışı operasyonlar artıyorsa konsolide marj da artıyor. 2025-2026 döneminde bu dinamik işliyor.

4.3 Bilanço Sağlığı

Borç yapısı:

• Toplam finansal borç (2026/03): 1.291 milyon dolar
• Kısa vadeli finansal borç: 495 milyon dolar (%38)
• Uzun vadeli finansal borç: 796 milyon dolar (%62)
• Nakit: 99 milyon dolar

Kısa vadeli borç oranı dikkat gerektiriyor. 495 milyon dolar kısa vadeli ve bu tutarın önemli bölümünün çevrilmesi ya da yeniden finansmanı gerekiyor. Şirkete göre bu borçların büyük kısmı proje finansmanından kaynaklanıyor. Afrika ile Özbekistan projelerindeki devreye alım süreçleri tamamlandıkça yeniden yapılandırılabilir nitelikte. Nisan 2026'da şirket, Africa Finance Corporation (AFC) ile Gabon ve diğer Afrika projeleri için bir kredi sözleşmesi imzaladığını KAP açıklamasıyla duyurdu. Bu gelişme, proje finansman tabanının çeşitlendirilmesi açısından olumlu bir adım. Ancak borç toplamına etkisi henüz çeyreklik tablolara yansımadı.

Döviz pozisyonu: Gelirin büyük bölümü dolarda, ancak borçların da önemli kısmı döviz cinsinden. Bu kısmen doğal hedge sağlıyor. Net yabancı para pozisyonu (hedge dahil) 2022'de 128 milyon dolar uzun pozisyondaydı ve sonraki dönemlerde de benzer yapıda kalmıştır.

IFRS-16: Faaliyet kira yükümlülükleri finansal tablolarda ayrıca gösterilmiyor. Şirket ağırlıklı olarak kendi mülkündeki tesislerle çalışıyor.

4.4 Nakit Akışı

CAPEX değerlendirmesi: 2024 ve 2025'te yatırım harcamaları işletme nakit akışının çok üzerinde. Bu fark borçlanmayla karşılanıyor. Gabon, Kazakistan ve Türkiye'deki yenilenebilir lisanslar henüz devreye almadı. Bu harcamaların 2026-2028 arasında FAVÖK'e dönüşmesi bekleniyor.

2023'teki olumlu FCF: 2023 yılında işletme nakit akışı 187 milyon dolara çıktı, CAPEX ise sadece 67 milyon dolardaydı. Bu olağandışı düşük CAPEX, şirketin büyüme yatırımlarını yoğunlaştırmadan önce kısa bir "nefes alma" dönemine denk geliyor.

4.5 Temettü Geçmişi

Dağıtım oranı %22-43 arasında değişiyor. Aktif yatırım döneminde temettü politikasının daha muhafazakâr olması beklenebilir. 2025 temettüsü analiz tarihinin bir gün sonrasında, 13 Mayıs 2026'da Genel Kurul kararıyla açıklandı. Kesin hisse başı tutar KAP bildirimiyle duyurulmuştur.

4.6 Çeyreklik Trend (Son 9 Çeyrek)

Yıllık bazda satışlarda gerileme ama FAVÖK marjında yükseliş var. Türkiye operasyonlarında PTF kaynaklı baskı devam ediyor. Ancak Afrika ve Özbekistan'daki yüksek marjlı operasyonlar bu etkiyi telafi ediyor.

4.7 Borç Vade Yapısı ve Yenileme Riski

Kısa vadeli 495 milyon dolarlık finansal borcun en kritik bölümü proje tamamlama kredilerinden oluşuyor. Bu kredilerin büyük kısmı uluslararası bankalar tarafından finanse edilmiş ve proje devreye alımı sonrasında uzun vadeli tahvile veya kredi çevirimine tabi tutulacak şekilde yapılandırılmış. AKSEN daha önce benzer yapılandırmaları başarıyla tamamlamıştı. Ancak küresel kredi koşullarının sıkılaşması durumunda refinansman maliyeti artabilir.

2025 finansal gider kalemi 2024 değerinin altında kaldı. Bu, artan net borca rağmen faiz maliyetlerinin bir kısmının sabitlenmesi veya ertelenmesiyle açıklanıyor. 2026 ve 2027'de artan proje devreye alımları finansman giderini geçici olarak daha da yukarı taşıyabilir. Bant tahmin: 2026 tam yıl finansal giderlerin yaklaşık 130-150 milyon dolar aralığında gerçekleşmesi bekleniyor.

4.8 VUK Kârı ve Temettü Kapasitesi

Şirketin TFRS kârı ile VUK kârı arasındaki fark yatırımcı için önemli. Temettü dağıtımı TFRS kârına değil, VUK (Vergi Usul Kanunu) kârına göre yapılıyor. 2023 ve 2024 yıllarında TMS-29 enflasyon düzeltme etkisi TFRS kârını aşağı çekerken VUK kârı daha yüksek seyretti. Bu da görece yüksek temettü dağıtımına olanak tanıdı.

2025 yılı için henüz VUK kârı açıklanmamış olmakla birlikte, TFRS net kâr 86 milyon dolar (yaklaşık 3,9 milyar TL) seviyesinde gerçekleşti. VUK kârının bunun üzerinde olması halinde 2025 temettüsünün 2024'teki 1,30 TL düzeyini koruyabileceği değerlendirilebilir. Kesin bir tahmin vermek mümkün değil. Açıklanacak rakamlara göre değerlendirmek gerekiyor.

4.9 Marj Yolculuğu: Nereden Nereye?

2021-2022 döneminde FAVÖK marjı %14-18 arasında seyretti. Bu dönemde Türkiye operasyonları portföyde daha yüksek pay taşıyordu ve enerji fiyatları yüksek ama maliyet baskısı da sertdi. 2023'te marj %22,6'ya çıktı. Özbekistan santrallerinin katkısı artmıştı ve Türkiye'deki görece düşük enerji fiyatları geliri baskılarken yurt dışı yüksek marj dengeledi.

2024-2025-2026 süreci ise Talimercan etkisiyle birlikte marjın %28-33 bandına taşındığı dönem. Bu tablo şunu söylüyor: yurt dışı büyüme yalnızca gelir değil, aynı zamanda marj iyileştirmesi de getiriyor. 2028'de 5.000 MW hedefine ulaşılırsa ve yeni santrallerin büyük çoğunluğu PPA güvenceli olursa konsolide FAVÖK marjının %35-40 bandında kalıcılaşması mümkün. Bu tablo gerçekleşirse şirketin kârlılık profili temelden değişiyor.

BÖLÜM 6: BÜYÜME HİKAYESİ VE GELECEK BEKLENTİLERİ

2030 Küresel Stratejisi

Şirketin yayımladığı faaliyet raporuna göre üç ana eksen var: "Çekirdeği Güçlendirmek" (mevcut portföy verimliliği), "Portföyü Çeşitlendirmek" (yeni coğrafyalar ve enerji tipleri) ve "Yeni Teknolojilere Yatırım" (yenilenebilir enerji, enerji depolama). 2030 hedefi portföyde yenilenebilir enerji oranını %28'e çıkarmak.

Devreye Girecek Projeler (2026-2028)

• Gabon, 145 MW: Başlangıçta Ağustos 2026 hedeflenmişken lojistik ve inşaat şantiyesine bağlı güvenlik koşulları nedeniyle Aralık 2026'ya ertelendi. Erteleme şirket tarafından KAP açıklamasıyla duyuruldu.
• Senegal, 255 MW: Ocak 2024'te inşaatına başlandı. Devreye alım süreci devam ediyor.
• Kazakistan, 240 MW: Kızılorda şehrinde ısı ve enerji eş zamanlı üretim tesisi. İnşaat devam ediyor.
• Türkiye, Yenilenebilir Enerji: 10 ilde depolamalı rüzgar ve güneş lisansları kapsamında 891 MW ön lisans alındı. Bu lisanslardan Kayseri Fatih Depolamalı Güneş Santrali, Mayıs 2026'da EPDK'dan kesin üretim lisansı aldı. Bu projeler için inşaat zamanlaması henüz netleşmedi.

Şirket Guidance (2026)

Şirketin 2026 yıl sonuna ilişkin beklentileri (Halk Yatırım'ın aracı kurum notundan aktarılmıştır):

• Net satışlar: 50.825 milyon TL
• FAVÖK: 17.942 milyon TL
• Yatırım harcamaları: 28.477 milyon TL

Bu rakamlar yaklaşık 45 TL/USD kuru üzerinden hesaplandığında FAVÖK yaklaşık 466 milyon dolara denk geliyor.

Aracı Kurum Kapsaması

Aracı kurum kapsaması çoklu kurumdan oluşuyor. 2026 ve 2027 FAVÖK projeksiyonları aracı kurumlar arasında farklılaşıyor: 394 ile 605 milyon dolar bandı. Ortanca tahminler Gabon gecikmesi ve 1Ç26'nın beklentilerin altında gelen net kârını yansıtıyor. Şu noktayı vurgulamak isterim: aracı kurum tahminleri kendi modellerine dayalı çıktılar, yatırım kararı için tek başına referans değildir.

Fiyatlanmamış Katalizörler

1. Talimercan hasat dönemi: Kasım 2024 sonu ve 2025 başında tam kapasiteye geçen 430 MW Talimercan santrali 2026'da tam yıl katkı verecek. Bakım giderleri 1Ç26'yı baskıladı. Bu geçici bir etki.
2. Gabon devreye alımı: Aralık 2026'da devreye girmesi beklenen 145 MW kapasite.
3. Türkiye yenilenebilir dönüşümü: 891 MW yenilenebilir enerji ön lisansı henüz finansal tablolara yansımadı. Bu projeler devreye alındıkça PTF bağımlılığı azalacak.
4. TL faiz indirimi: Türkiye'de faiz indirimleri süreci devam ederse şirketin TL borçlanma maliyeti düşebilir ve çarpan genişlemesi hızlanabilir.

Gabon Projesi: Neden Önemli?

Gabon 145 MW, AKSEN'in Afrika portföyü için kritik bir proje. Gana Tema gibi PPA güvenceli olması bekleniyor. Ama sadece kapasite değil. Gabon'un devreye girmesiyle birlikte şirketin "yeni ülkelere girme" kapasitesi de bir kez daha kanıtlanmış olacak. Bu, analistlerin Kazakistan ve Senegal için verdikleri değerleme primini meşrulaştıran bir veri noktası.

Gecikmeler yalnızca hasılat kayıpları değil. Ayrıca proje tamamlama kredilerinin geri ödeme takvimini de etkiliyor. Şirket KAP açıklamasında gecikmeni neden olduğunu lojistik ve inşaat şantiyesine bağlı güvenlik koşullarına atfetmişti. Bu açıklama yönetim şeffaflığı açısından olumlu bir sinyal, ancak risk devam ediyor.

Gabon geliri dolar bazlı olması halinde yıllık yaklaşık 70-80 milyon dolar katkı sağlayabilir (yaklaşık %75 FAVÖK marjı varsayımıyla yaklaşık 50-60 milyon dolar FAVÖK). Bu tek kapasite bile 2026 konsolide FAVÖK'ünü yaklaşık %15 artırabilir. Tahmin aralığı oldukça geniş. Yakıt türü, PPA süresi ve birim fiyat netleşmeden kesin sayı vermek mümkün değil.

Özbekistan Bağının Sürdürülebilirliği

Talimercan başarısı Özbekistan modelinin işlediğini kanıtladı. Ancak şu soruyu sormak gerekiyor: Türkiye-Özbekistan ilişkileri her koşulda sağlam kalacak mı?

Şimdiye kadar evet. Türkiye'nin Orta Asya enerji politikası Özbekistan'ı güçlü bir ortak olarak konumlandırıyor. Naci Ağbal'ın CEO atanması da bu ilişkiyi güçlendirme arayışının bir parçası olabilir. Ancak bu bir yorum. Buhara, Taşkent ve Talimercan sözleşmelerinin vade bilgisi kamuya açık değil. Yenileme dönemleri yaklaştıkça bu konu önem kazanacak.

Kazakistan 240 MW projesinin devreye alınması, şirketin Orta Asya genişlemesini Özbekistan'ın ötesine taşıyıp taşıyamadığını gösterecek. Bu hem operasyonel hem de diplomatik bir test.

Senaryo Analizi

Olumlu senaryo (hasat tezi gerçekleşiyor): Gabon Aralık 2026'da, Kazakistan 2027 ortasında devreye giriyor. 2027 FAVÖK 580-605 milyon dolar bandında gerçekleşiyor. FD/FAVÖK 5-6x'e geriliyor ve net borç/FAVÖK 2,5x altına iniyor. Bu senaryoda mevcut fiyat seviyesi değer içeriyor.

Baz senaryo (kısmi gecikme): Gabon 1-2 çeyrek gecikiyor, Kazakistan 2028 başına sarkıyor. 2027 FAVÖK 450-500 milyon dolar. FD/FAVÖK 7-8x bandında kalıyor. Çarpan makul ama katalizör yavaş işliyor.

Olumsuz senaryo (çift şok): Gabon sözleşmesi sorunlu, Mali veya Gana tahsilatında ciddi gecikme. 2027 FAVÖK 300-350 milyon dolar. Net borç/FAVÖK 5x üzerine çıkıyor ve refinansman baskısı oluşuyor.

BÖLÜM 7: DEĞERLEME

Emsal Karşılaştırması

Aksa Enerji'yi doğrudan karşılaştırılabilir global bir emsalle kıyaslamak zor. Portföyün yaklaşık %70'i doğal gaz ve fuel oil, yaklaşık %10'u linyit, %20'ye yakını henüz devreye almadı. Türkiye'deki emsallere bakıldığında MOGAN ve ENJSA yenilenebilir ağırlıklı olduğu için tam örtüşme yok.

Bu karşılaştırma yüzeysel kalmak zorunda. Her şirketin portföy yapısı farklı. Yatırımcı kendi analizini yapmalı.

Bölgesel FD/FAVÖK perspektifi: Marbaş Menkul'ün notuna göre 2028 hedef portföy gerçekleştiğinde FD/FAVÖK 5-6x bandına inebilir. Bu tez büyüme projesinin zamanında devreye alınmasına bağlı.

Aracı Kurum Kapsaması

Mevcut aracı kurum kapsaması 9 kuruma ulaşmış durumda. Yayınlanan değerleme bandı 91-118 TL arasında, ortanca mevcut fiyatın üzerinde. Kapsama yoğun. Şu noktayı vurgulamak isterim: aracı kurum tahminleri kendi modellerine dayalı çıktılar, yatırım kararı için tek başına referans değildir. Yatırımcının kendi varsayımlarına güvenmesi özellikle önemli.

"Bu şirketin gerçek adil değeri ne?" diye sormak isteyenler için InvestingPro'nun Adil Değer Hesaplayıcı aracı tam bunun için var. 50'den fazla farklı model aynı anda çalışıyor. Büyüme oranını ya da iskonto oranını kendiniz değiştirdiğinizde anında yeni bir adil değer çıkıyor. Ben kendi yatırım kararlarımda bu aracı kullanıyorum: investing-referral.com/yatirimabasliyorum15

BÖLÜM 8: SONUÇ

8.1 En Güçlü 3 Özellik

1. Dolar bazlı gelir yapısı: Konsolide FAVÖK'ün yaklaşık %84'ü Afrika ve Orta Asya operasyonlarından geliyor. Bu operasyonlar PPA sözleşmeleriyle dolar bazlı sabit gelir sunuyor. TL değer kaybına karşı yapısal koruma.

2. Yüksek marjlı yurt dışı portföy: Afrika ve Asya FAVÖK marjı %76-78 bandında seyrediyor. Bu, serbest piyasa koşullarında nadir görülen bir düzey. Sabit fiyatlı ve uzun vadeli devlet sözleşmelerinin sağladığı avantaj.

3. Büyüme görünürlüğü: 2026-2028 arasında devreye girecek projeler aracı kurum beklentilerinde FAVÖK'ü 2025'in yaklaşık 3 katına çıkarıyor. Mevcut kurulu gücün 5.000 MW'a ulaşması için boru hattı dolu.

8.2 En Büyük 3 Risk

1. Artan net borç yükü: Net borç/FAVÖK 4,2x seviyesinde. Yoğun yatırım dönemi sürerken sözleşme karşı taraf riski veya bir proje gecikmesi borç yükünü sarsabilir. Kısa vadeli 495 milyon dolarlık finansal borcun yenilenmesi veya geri ödenmesi kritik.

2. Karşı taraf riski (Afrika): Gana, Mali ve Kongo'daki devletlerin ödeme kapasitesi değişken. Afrika operasyonlarında alacak tahsilatındaki gecikme FAVÖK'ü bilançoya yansıtıyor ama gerçek nakit çok daha geç gelebiliyor. Diplomatik kriz veya hükümet değişimi sözleşme koşullarını zorlayabilir.

3. Proje gecikmesi riski: Gabon santrali 145 MW, lojistik gerekçesiyle 4 ay ertelendi. Kazakistan 240 MW projesinde de benzer gecikmeler yaşanabilir. Her gecikme, beklenen FAVÖK'ün yıllar arasında kaymasına yol açıyor. Borç çevirme sürecinde bu ciddi baskı yaratabilir.

8.3 Sentez Çerçevesi

Bu hisseyi cazip kılan kalemler:

• Yurt dışı operasyonlardaki yapısal dolar bazlı gelir, TL eriyişine karşı koruma
• FAVÖK marjında belirgin yükseliş eğilimi (2024'te %22,7 iken 2025'te %28,4, 2026 Q1'de %32,5)
• Kazancı Holding'in 2024'te açık piyasadan hisse alması
• BIST 100 ve BIST Katılım 30 dahil güçlü endeks kapsamı
• 2026-2028 için beklenen büyük ölçekli FAVÖK artışı (mevcut değerin yaklaşık 2-3 katı)
• Aracı kurum kapsamasının yoğun ve büyük çoğunluğunun olumlu yönde eğilim göstermesi

Yatırımcının ek dikkat etmesi gereken kalemler:

• Net borç/FAVÖK 4,2x seviyesi. Kısa vadeli 495 milyon dolar borç ve yenileme riski.
• Afrika alacaklarında tahsilat yavaşlığı ve karşı taraf ödeme gücü
• Gabon gecikmesi gibi proje risklerinin finansal tablolara etkisi
• Türkiye operasyonlarının PTF bağımlılığı ve mevsimsel doğal gaz fiyat oynaklığı
• ROIC %5,37 ile düşük. Yoğun yatırım döneminin bitimini izlemek gerekiyor.
• CEO değişikliği ve YK'da siyasi geçmişli isimlerin bulunması. Yorumu yatırımcıya bırakıyorum.

Hangi profil için uygun olabilir, hangi için değil:

• Uygun olabilir: 3-5 yıl bekleme toleransı olan, dolar bazlı gelire değer veren, enerji sektörüne ilgisi olan yatırımcı.
• Dikkat gerektiriyor: Kısa vadede net kâr büyümesi arayan, net borç/FAVÖK oranı yüksek şirketlerden kaçınan ya da karşı taraf riskine toleransı düşük olan yatırımcı.

8.4 Tez Geçersizlik Koşulları

Aşağıdaki koşullardan biri gerçekleşirse bu analizdeki büyüme tezi sorgulanmalı:

1. Net borç/FAVÖK 5x'i kalıcı olarak aşarsa (3 çeyrek üst üste) ve yeni proje devreye alımı ertelenirse finansal yapı kırılgan hale gelebilir.
2. Afrika'daki bir PPA sözleşmesi iptal edilirse ya da tahsilatta 6 ayı aşan gecikme yaşanırsa nakit akışı projeksiyonu bozulur.
3. FAVÖK marjı 2 çeyrek üst üste %22 altına düşerse yurt dışı operasyonların beklenen katkısı gerçekleşmedi anlamına gelir.
4. Gabon ve Kazakistan projeleri 2026 yılı sonuna kadar devreye alınamazsa 2027 FAVÖK tahminleri yeniden hesaplanmalı.
5. Kazancı Holding büyük miktarda AKSEN hissesi satarsa (bireysel alımın tersine dönmesi) bu tezin temel dayanaklarından biri sarsılır.

8.5 Güvenlik Marjı (En Kötü Senaryo)

En kötü senaryo varsayımı: Yeni projeler erteleniyor, Afrika'da ödeme gecikmeleri büyüyor, Türkiye PTF sert düşüyor. Bu durumda FAVÖK 2024'teki 198 milyon dolar seviyesine geri çekiliyor ve çarpan 8-9x'e sıkışıyor. Firma değeri bu senaryoda yaklaşık 1,6-1,8 milyar dolar bandına inebilir. Mevcut 2,2 milyar dolar piyasa değerine göre kayda değer bir aşağı yönlü risk demek. Temel senaryo (konsensüs): 2027'de 605 milyon dolar FAVÖK ve 5-6x çarpan. Bu oldukça yüksek bir yukarı yönlü potansiyel anlamına geliyor. Asimetri var. Ama aşağı risk de küçümsenmemeli.

8.6 Analizi Güncelleme Takvimi

Bu analiz 12 Mayıs 2026 tarihi itibarıyla mevcut verilerle yazıldı. Şu olaylar gerçekleştiğinde analizi yeniden gözden geçirmek anlamlı olacak:

• 2026 Haziran sonu: 2026/06 çeyrek sonuçları açıklandığında Talimercan tam yıl katkısını ve Gabon devreye alım tarihini teyit eden KAP açıklaması bekleniyor.
• 2026 Aralık: Gabon santrali devreye alımı. Açıklanırsa bir sonraki çeyrek finansallarından doğrudan görünecek.
• 2027 ilk çeyrek: Gabon'un ilk tam çeyrek katkısı. Bu noktada FAVÖK büyüme tezinin gerçekleşip gerçekleşmediği anlaşılacak.
• Kazakistan 240 MW: Devreye alım haberi KAP'ta açıklandığında Orta Asya FAVÖK tahmini güncellenecek.
• Temettü kararı (beklenen 2026 Mayıs-Haziran): 2025 VUK kârı açıklandığında dağıtım politikasının sürdürülebilirliğini değerlendirmek mümkün olacak.

8.7 Takip Edilmesi Gereken 5 Metrik

Bu yazı yatırım tavsiyesi değildir.