---
title: "Galata Wind Analist Toplantısı Notları (2026/9)"
slug: "gwind-analist-toplantisi-notlari-2026-9"
created_at: "2026-11-04T09:50:50.285827+00:00"
updated_at: "2026-11-04T09:50:50.285849+00:00"
category: "sirket-notlari"
author: "fintables-arastirma"
---

# Galata Wind Analist Toplantısı Notları (2026/9)

## Operasyonel Performans

Yönetim, 2026'nın fiyatlar açısından zorlu geçtiğini, yağışlarla rekor seviyeye ulaşan hidroelektrik üretimi ve büyük hidroelektrik santrallerinin sahibi olan EÜAŞ'ın düşük fiyatlı arzı nedeniyle piyasa takas fiyatının mayıs ayında yaklaşık 13 dolara gerilediğini belirtti. Yaz aylarında artan talep ve arz dengesinin normalleşmesiyle fiyatlar toparlandı ve üçüncü çeyrek ortalaması geçen yılın aynı dönemindeki 70 dolara karşılık 58 ABD doları oldu. İlk dokuz ayda ortalama PTF, geçen yılın aynı dönemindeki 66 dolardan yüzde 35 düşüşle 43 dolara, TL bazında ise 2.532 TL/MWh'ten yüzde 22 düşüşle 1.966 TL/MWh'e geriledi. Ekim dahil yılbaşından bu yana ortalama fiyat 44 ABD doları seviyesinde bulunuyor.

İlk dokuz ayda elektrik üretimi geçen yılın aynı dönemindeki 691 bin MWh'ten yüzde 5,4 artışla yaklaşık 730 bin MWh'e yükseldi. Rüzgar santrallerinde üretim, 2024 ve 2025'te Mersin ve Bursa'da yapılan kapasite artışlarının katkısıyla yüzde 6,4 artarken güneş santrallerinde üretim yüzde 8,4 geriledi. Mersin RES ve Taşpınar RES'te üretim artarken Şah RES'te düşüş yaşandı. Yönetim, Mersin'de geçen yıl devreye alınan daha verimli türbinlerin üretime belirgin katkı sağladığını, Taşpınar RES'e eklenen hibrit GES'in rüzgar ve güneşin birbirini dengelemesiyle daha istikrarlı üretim sağladığını belirtti. Güneş üretimindeki düşüşün teknik bir sorundan değil, yıl boyunca yağışlı ve bulutlu seyreden hava koşullarından kaynaklandığı ifade edildi. Üçüncü çeyrekte üretim, geçen yılın aynı çeyreğindeki 288 bin MWh'e karşılık 275 bin MWh ile yatay seyretti. İlk dokuz ayda üretimin yüzde 32'si YEKDEM kapsamındaki santrallerden, yüzde 68'i PTF üzerinden satış yapılan santrallerden gelirken gelirlerin yüzde 45'i YEKDEM'den elde edildi. Yönetim, PTF gelirlerinin azalmasıyla YEKDEM'in gelir içindeki payının arttığını belirtti. Gönüllü karbon piyasalarında fiyatların düşük seyretmesi nedeniyle karbon kredisi satışı yapılmadı. Şirket, 1,7 milyon tonluk doğrulanmış karbon kredisi stokunu satışa hazır halde tutuyor ve fiyatların beklenen seviyeye yükselmesi halinde satmayı planlıyor.

## Yatırımlar

Yurt içinde Şah RES'e 8 MW'lık tek türbinlik kapasite artışı ile yeni lisanslı 16 MW'lık Alapınar RES'ten oluşan toplam 24 MW'lık yatırımlarda takvim 2027'ye kaydı. Yönetim, gecikmenin temel nedeninin bürokratik izin süreçleri olduğunu, rüzgar santrallerinin orman arazilerinde bulunması nedeniyle izinlerin uzadığını, enerji yatırımlarında izinlerin tek elden yönetilmesini öngören "süper izin" düzenlemesinin yasalaşıp ikincil mevzuatının yayımlandığını, ancak kurumların uyumunun zaman aldığını belirtti. Sahalarda mobilizasyona hazır olunduğu ve her iki santralin 2027'nin ikinci çeyreği başında devreye alınmasının planlandığı ifade edildi. Yurt dışında Almanya'daki 20 MW'lık santral ile İtalya'daki santralin inşaatına ağustos ayı itibarıyla başlandı. Bu santrallerin yıl sonu veya 2027 başından itibaren kısmi kabullerle devreye alınması hedefleniyor. Avrupa güneş yatırımlarının 200 MW ve 100 MW olmak üzere iki fazda tamamlanması planlanıyor. Yönetim, Avrupa'daki gecikmenin yeni pazarlardaki öğrenme süreci ile izin ve kaynak kullanımına ilişkin süreçlerden kaynaklandığını, projelerin standart güneş santralinden tarımsal güneş santraline dönüştürüldüğünü ve batarya eklendiğini, acele etmek yerine daha verimli ve kârlı varlıklar oluşturmanın tercih edildiğini belirtti.

Depolamalı santral portföyü 300 MW rüzgar ve 110 MW güneş olmak üzere 410 MW'tan oluşuyor. Ankara'daki 60 MW'lık bataryalı güneş santralinin inşaatına dördüncü çeyrekte başlanıyor ve santralin Mayıs-Haziran 2027'de devreye alınması hedefleniyor. Proje, şirketin ilk batarya yatırımı olacak. Kalan depolamalı rüzgar ve güneş kapasitesinin 2030 hedefleri doğrultusunda devreye alınması planlanıyor. Bu yatırımlarla 354,2 MW olan kurulu gücün 2027'de 550 MW'ın, 2030-2035 döneminde 1.000 MW'ın üzerine çıkarılması hedefleniyor.

## Finansal Performans

İlk dokuz ayda hasılat, üretimin yüzde 5 artmasına karşın PTF'deki düşüş ve yüzde 30 seviyesindeki enflasyon endekslemesi nedeniyle geçen yılın aynı dönemindeki 2.895 milyon TL'den yüzde 30 azalarak 2.038 milyon TL'ye geriledi. Üçüncü çeyrekte hasılat, PTF'nin 70 dolara 58 dolara inmesiyle 1.229 milyon TL'den yüzde 29 düşüşle 869 milyon TL oldu. Brüt kâr marjı ilk dokuz ayda yüzde 48,3'ten yüzde 37,0'a geriledi, üçüncü çeyrekte yüzde 45,2 oldu. Yönetim, marjdaki düşüşün fiyat kaynaklı olduğunu, maliyetlerin kontrol altında tutulduğunu ve enflasyonun üzerinde artışın yalnızca üretim ve fiyatlara bağlı sistem kullanım bedellerinde gerçekleştiğini belirtti. Sigorta giderleri yüzde 38 azalırken türbinlerin faydalı ömrünün 20 yıldan 30 yıla çıkarılmasıyla amortisman giderleri yüzde 24 geriledi. Yönetim, fiyatların geçen yıl seviyesinde kalması halinde brüt kâr marjında artış görüleceğini ifade etti.

FAVÖK ilk dokuz ayda 2.028 milyon TL'den yüzde 42 düşüşle 1.182 milyon TL'ye gerilerken FAVÖK marjı yüzde 70,1'den yüzde 58,0'a indi. Üçüncü çeyrekte FAVÖK 861 milyon TL'den yüzde 37 düşüşle 540 milyon TL'ye gerilerken FAVÖK marjı yüzde 70,1'den yüzde 62,2'ye indi. Yönetim, düşüşü PTF'deki gerileme ve sabit giderlerin etkisine bağladı. Amortisman hariç satışların maliyeti MWh başına 916 TL'den 865 TL'ye, ABD doları bazında 23 dolardan 19 dolara, amortisman hariç toplam faaliyet giderleri ise MWh başına 1.253 TL'den 1.170 TL'ye, ABD doları bazında 32 dolardan 25 dolara geriledi. Net finansman gideri, kurlardaki ve borçlanma faizlerindeki artış ile yükselen kredi tutarı nedeniyle 135 milyon TL'den 205 milyon TL'ye çıktı.

Net kâr, 4 Haziran'da yasalaşan ve sanayi sicil belgesine sahip üretim işletmelerinde 2027'den itibaren kurumlar vergisi oranını yüzde 12,5'e indiren düzenlemenin ertelenmiş vergi etkisiyle 953 milyon TL'den yüzde 130 artışla 2.189 milyon TL'ye yükseldi. Vergi oranı değişikliği 1.692 milyon TL ertelenmiş vergi geliri yaratırken diğer geçici farklarla birlikte net ertelenmiş vergi geliri 1,4 milyar TL oldu. Üçüncü çeyrekte net kâr 378 milyon TL'den 313 milyon TL'ye geriledi.

İlk dokuz ayda yatırım harcamaları geçen yılla paralel olarak 1,6 milyar TL oldu. Bunun yaklaşık 550 milyon TL'si lisans yatırımlarına, 701 milyon TL'si yurt dışı projelere, 345 milyon TL'si depolamalı santraller için arsa alımlarına ayrıldı. FAVÖK'teki daralma ve süren yatırımlar nedeniyle serbest nakit akışı eksi 1.275 milyon TL oldu. Nakit ve nakit benzerleri, yatırım harcamaları ve kredi geri ödemeleriyle 2025 sonundaki 2.289 milyon TL'den 602 milyon TL'ye indi. Yönetim, ilk dokuz ayda yeni kredi kullanılmadığını, kısa vadeli finansal yatırımlardaki azalmanın banka likit fonlarının yatırımlarda kullanılmasından kaynaklandığını belirtti. Banka kredileri anapara geri ödemeleriyle yüzde 24 azalarak 3,0 milyar TL'ye geriledi. Brüt borcun yüzde 75'i ABD doları, yüzde 25'i avro cinsinden olup yüzde 28'inin vadesi bir yıl içinde doluyor ve ortalama vade 2,5 yıl. Net finansal borç 2025 sonundaki 1.661 milyon TL'den 2.394 milyon TL'ye yükseldi ve yıllıklandırılmış FAVÖK'e oranı 1,52x oldu. Yönetim, artışı FAVÖK'teki daralmaya bağlı nakit düşüşüne bağladı.

## Gelecek Beklentileri

Şirket 2026 beklentilerini revize etti. Yatırım harcaması beklentisi, Alapınar RES ve Şah RES başta olmak üzere bazı projelerin 2027'ye kayması nedeniyle 6,1 milyar TL'den yaklaşık 5 milyar TL'ye düşürüldü. Üretim beklentisi, kasım ve aralık aylarına ilişkin ihtiyatlı yaklaşımla 950 bin-1 milyon MWh'ten 900-950 bin MWh'e indirildi. Yaklaşık yüzde 60 FAVÖK marjı beklentisi korundu. Yönetim, marjın son iki aydaki elektrik fiyatlarına bağlı olarak her iki yönde hareket edebileceğini belirtti.

Şirket, kasım ve aralık aylarıyla birlikte yılın 45-47 ABD doları aralığında bir ortalama fiyatla tamamlanmasını beklediğini belirtti. 2027 için 2026'nın üzerinde, ancak 2025'teki 60-66 ABD doları bandının altında fiyatlar öngörülüyor. 2027'nin 2026'ya göre daha kurak geçmesinin beklendiği, ancak yüksek baraj doluluğu nedeniyle hidroelektrik üretiminin fiyatlar üzerindeki baskısının yılın ilk yarısında, ikinci çeyreğin ortasına kadar sürebileceği ifade edildi. Yurt içinde doğal gaz tarifelerine zam yapılmadığı, yıl sonuna kadar zam beklenmediği, 2027'nin ilk yarısında yaklaşık yüzde 30'luk bir zam ihtimalinin piyasa beklentilerinde bulunduğu ancak resmi bir açıklama olmadığı belirtildi. Yönetim, olası bir doğal gaz zammının 2027 fiyatlarını belirgin şekilde yukarı taşıyabileceğini ve beklentilerin buna göre güncelleneceğini ifade etti. Elektrik talebinin 2026'da sınırlı arttığı, 2053 net sıfır hedefleri doğrultusunda elektrifikasyonun talebi ve dolayısıyla fiyatları orta vadede destekleyeceği, ancak sürecin beklenenden yavaş ilerlediği belirtildi.