Türkiye Enerji Raporu 2011`in PDF formatına

Transkript

cmyk
ISSN : 1301-6318
DÜNYA ENERJİ KONSEYİ TÜRK MİLLİ KOMİTESİ
Cinnah Cad. No. 67/15 06680 Çankaya/ANKARA
Tel : (0312) 442 82 78 (pbx) Fax : (0312) 441 96 10
e-mail: [email protected] web-site: www.dektmk.org.tr
ENERJİ RAPORU
2011
Aralık 2011, Ankara
Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi • Enerji Raporu 2011
I
ISSN : 1301-6318
DEK-TMK YAYIN NO : 0019/2011
Baskı : Poyraz Ofset - (0312) 384 19 42
Bu kitap Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi’ne ait olup kitapdan kaynak gösterilmek şartı
ile alıntı yapılabilir. Kitabın tamamı ya da bir kısmı izinsiz yayınlanamaz.
Bu kitapda yer alan görüşler DEK-TMK’nın resmi görüşünü ifade etmesini gerektirmez.
II
Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi
YÖNETİM KURULU
Başkan
: Süreyya Yücel Özden
Temsil Ettiği Kuruluş
Gerçek Kişi
Başkan Yardımcısı : Prof. Dr. H. Mete Şen
İTÜ Rektörlüğü
Genel Sekreter
: Ömer Ünver
Gerçek Kişi
Sayman Üye
: Ülker Aydın
Gerçek Kişi
Üye
: Mustafa Çetin
Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı
Üye
: Mustafa Aktaş
TKİ Genel Müdürlüğü
Üye
: Halil Alış
EÜAŞ Genel Müdürlüğü
Üye
: Ali Oğuz Türkyılmaz
TMMOB-Makina Mühendisleri Odası
Üye
: Prof. Dr. A. Orhan Yeşin
Gerçek Kişi
Üye
: Gültekin Türkoğlu
Gerçek Kişi
Üye
: Muzaffer Başaran
Gerçek Kişi
Üye
: Ayla Tutuş
Gerçek Kişi
DENETİM KURULU
Temsil Ettiği Kuruluş
Başkan
: Tülin Keskin
Gerçek Kişi
Üye
: Mehmet Ayerden
TETAŞ Genel Müdürlüğü
Üye
: Çetin Koçak
Gerçek Kişi
III
ENERJø RAPORU – 2011 ÇALIùMA GRUBU
Konu BaúlÕklarÕ
1. Genel Enerji
2. Kömür
3. Petrol ve Do÷al Gaz
Baúkan
Üye
Üye
Üye
Üye
Üye
Üye
Üye
Üye
Üye
Üye
Üye
Üye
Üye
Üye
Üye
Baúkan
Üye
4. Hidrolik
Üye
Üye
Üye
Üye
5. Rüzgar Enerjisi
6. Jeotermal Enerji
7. Elektrik Enerjisi
Baúkan
Üye
Üye
Üye
Üye
Üye
8. BiyoyakÕtlar
9. Biyokütleden Enerji
Üretimi
10. Enerji ve Çevre
11. Enerji Verimlili÷i
IV
AdÕ SoyadÕ
Ömer Ünver, DEK-TMK Genel Sekreteri
Çetin Koçak, DEK-TMK Denetim Kurulu Üyesi
Ülker AydÕn, DEK-TMK Sayman Üyesi
Emre Aksoy, Petrol øúleri Genel Müdürlü÷ü
F. Zuhal Argun, DEK-TMK Üyesi
Ümit Bilek, EPDK Grup BaúkanÕ
A.U÷ur Gönülalan, DEK-TMK Üyesi
Adnan Karabulut, Petrol øúleri Genel Müdürlü÷ü
Erol Metin, Petrol Sanayi Derne÷i
Necdet Pamir, DEK-TMK Üyesi
Hülya Peker, DEK-TMK Üyesi
Mehmet ùüküro÷lu, TABGøS Yönetim Kurulu
Üyesi
Yasemin Tuntaú, ETKB Transit Petrol Boru HatlarÕ
Dairesi BaúkanlÕ÷Õ
Tolga Turan, EPDK
O÷uz TürkyÕlmaz, DEK-TMK Yönetim Kurulu
Üyesi
Koray Ülger, TÜPRAù Genel Müdürlü÷ü
ùermin Yavuz, ODTÜ
Güner Yenigün, PUøS Genel Sekreter
Ayla Tutuú, DEK-TMK Yönetim Kurulu Üyesi
Ahmet Çetinkaya, DSø Genel Müdürlü÷ü, Barajlar
ve HES Dairesi Baúkan YardÕmcÕsÕ
Mete Ertunga, DEK-TMK Üyesi
Neúe Leblebici, EPDK KamulaútÕrma Dairesi
BaúkanlÕ÷Õ Enerji UzmanÕ
Sibel ÖzsayÕn, Çevre ve ùehircilik BakanlÕ÷Õ,
Çevresel Etki De÷erlendirmesi ve Planlama Genel
Müdürlü÷ü Fizik Mühendisi
Mehmet Vural, EPDK KamulaútÕrma Dairesi
BaúkanlÕ÷Õ Enerji UzmanÕ
Dr.Cenk Sevim, DEK-TMK Üyesi
Prof.Dr.A.Orhan Yeúin, DEK-TMK Yönetim
Kurulu Üyesi
Gültekin Türko÷lu, DEK-TMK Yönetim Kurulu
Üyesi
Teoman Alptürk, DEK-TMK Üyesi
Dr.Erdal Bizkevelci, TÜBøTAK
Süleyman Zeki Çeri, DEK-TMK Üyesi
Olgun Sakarya, TEDAù Genel Müdürlü÷ü
Bilal ùimúek, TEDAù Genel Müdürlü÷ü
Dr.Figen Ar, DEK-TMK Üyesi
Dr.Mustafa Tolay
Selva Tüzüner, DEK-TMK Üyesi
Tülin Keskin, DEK-TMK Denetim Kurulu BaúkanÕ
İÇİNDEKİLER
SUNUŞ ....................................................................................................................... XI
1. GENEL ENERJİ ........................................................................................................1
1.1. Dünya’da Gelişmeler .............................................................................................1
1.2. Türkiye’de Gelişmeler ............................................................................................3
1.3. Türkiye’nin Ana Problemi – Dışa Bağımlılık ...........................................................6
1.4. Dünya’da Nükleer Enerji ........................................................................................7
1.4.1. Nükleer Güç Konusunda Ülkelerin Yeni Tavırları .........................................7
1.4.2. Fukushima Daiichi Nükleer Reaktörlerinde (BWR) Meydana Gelen
Kazanın WEC-Japon Komitesi Tarafından Raporlara
Dayanarak Açıklaması ..................................................................................8
1.4.3. Nükleer Güç Santralları – Türkiye’de Gelişmeler .......................................10
2. KÖMÜR ..................................................................................................................15
2.1. Dünya Kömür Rezervleri ......................................................................................16
2.1.1. Dünya Kömür Üretim ve Tüketimleri ..........................................................18
2.1.2. Dünya Kömür Sektörü Pazar Durumu .......................................................22
2.1.3. Dünya Birincil Enerji Arzı içinde Kömür Miktarı ..........................................22
2.1.4. Dünya Enerji Üretiminde Kömürün Payı ve Türkiye’nin Durumu...............23
2.2. Türkiye Kömür Rezervleri .....................................................................................26
2.2.1.Türkiye Asfaltit Rezervleri, Üretimi ve Tüketimi ...........................................30
2.2.2.Türkiye’de Kömür Üretimi ve Tüketimi ........................................................31
2.2.3. Kömür Rezervlerinin Termik Santral Potansiyeli ve Elektrik
Arz Güvenirliği ............................................................................................33
2.2.4. TKİ’de Kömür Teknolojileri ve AR-GE Faaliyetleri ......................................35
2.2.5. Kömür İthalatı .............................................................................................37
2.2.6. Türkiye’deki Gelişmeler ve Elektrik Üretiminde Yerli Kömürlerin Teşviki ..37
3. PETROL VE DOĞAL GAZ ......................................................................................43
3.1.Dünya’daki Gelişmeler ..........................................................................................43
3.1.1. Petrol Fiyatları .............................................................................................45
3.1.2. Petrol ..........................................................................................................48
3.1.2.1 Rezervler .........................................................................................48
3.1.2.2. Petrol Üretim-Tüketimi ...................................................................49
3.1.3.Doğal Gaz ....................................................................................................50
3.1.3.1. Dünya Konvansiyonel Doğal Gaz Rezervleri ................................50
3.1.3.2. Konvansiyonel Olmayan Gaz Rezervleri .......................................51
3.1.3.3. Dünya Doğal Gaz Üretim ve Tüketimi ...........................................51
3.1.3.4. Sektörler Bazında Arz ve Talep .....................................................53
3.1.3.5. Doğal Gaz Fiyatlarının Seyri ve Etkenler .......................................54
3.1.4. Rafinaj .........................................................................................................55
3.2.Türkiye’deki Gelişmeler ........................................................................................56
3.2.1. Petrol ve Doğal Gaz Arama Faaliyetleri .....................................................56
3.2.2.Türkiye Ham Petrol ve Doğal Gaz Rezervleri ..............................................57
3.2.3.Türkiye’de Arama-Üretim ............................................................................58
3.2.4.Petrol ve Doğal Gaz Tüketimi ......................................................................64
3.2.4.1.Petrol Tüketimi ................................................................................64
V
3.2.4.2.Doğal Gaz Tüketimi ........................................................................64
3.2.5. İthalat ..........................................................................................................65
3.2.6. İhracat .........................................................................................................67
3.2.7. Doğal Gaz Depolama .................................................................................68
3.2.8.Uluslararası Boru Hattı Projeleri ..................................................................69
3.2.9.Petrol Kanunu ..............................................................................................72
3.3.Petrol Piyasası .......................................................................................................73
3.4. Rafinaj Sektörü .....................................................................................................73
3.4.1. Rafinerilerde İşlenen Ham Petrol................................................................74
3.5. Doğal Gaz Piyasası ..............................................................................................77
3.6. Ülkemizde Petrol ve Doğal Gaz Arama, Üretim ve Piyasa
Sektörleri için Öneriler.........................................................................................78
4. HİDROLİK...............................................................................................................83
4.1. Giriş ......................................................................................................................83
4.2. Dünya Su Kaynakları ............................................................................................84
4.3. Dünya Hidroelektrik Potansiyeli ve Gelişme Durumu .........................................85
4.3.1.Dünya HES potansiyeli ve Gelişme Durumunun Kıtalararası Dağılımı .......86
4.3.2.2009-2010 Yılında Dünya’da En Yüksek HES
Üretimi Sağlayan İlk 10 Ülke ......................................................................87
4.4. Türkiye’nin Su Kaynakları HES Potansiyeli ve Gelişme Durumu.........................88
4.4.1.Su Kaynakları...............................................................................................88
4.4.2.Türkiye HES Potansiyeli ve Gelişme Durum ...............................................89
4.4.2.1.Türkiye’nin hidroelektrik potansiyeli................................................89
4.4.2.2. 6200, 3096 ve 5346 Sayılı Kanunlar Kapsamında
Geliştirilen HES’ler ..........................................................................89
4.4.2.3. 4628 ve 5346 Sayılı Kanun Kapsamındaki HES’lerin Durumu.......90
4.4.2.4. Lisans Almış Olan Projeler ve İlerleme Durumları .........................91
4.4.2.5. Katkı Payları ...................................................................................92
4.5 Hidroelektrik Santralların Geliştirme Süreçleri ve Yaşanılan Problemler .............94
4.5.1. Fizibilite Aşaması ........................................................................................94
4.5.2. Çevresel Etki Değerlendirme Süreci ..........................................................94
4.5.2.1. ÇED’in Kapsamı ve HES Projelerinin Çevre Mevzuatında Yeri.....94
4.5.2.2. ÇED Sürecinin Aşamaları ve Bu Süreçte Yer Alan Taraflar ..........95
4.5.2.3. HES’lerin Çevresel Boyutu, En Önemli Etkiler ve
Öngörülen Tedbirler ......................................................................97
4.5.2.4. HES projeleri ile ilgili; Bölge Halkı ve Sivil Toplum
Örgütlerinin İlettiği Sorunlar ..........................................................99
4.5.2.5. Mahkemeler Tarafından ÇED Raporlarında Görülen Eksiklikler....99
4.5.3. Arazi Temini Süreci ve Prosedürü ............................................................100
4.5.3.1. Kamulaştırma................................................................................100
4.5.3.2. İrtifak Hakkı, Kullanma İzni ve Kiralama .......................................102
4.5.3.3. Diğer Kamu Kurum ve Kuruluşlarına Ait Taşınmazların Temini ...103
4.6. Pompa Depolamalı HES’ler ..............................................................................104
5. RÜZGAR ENERJİSİ .............................................................................................109
5.1. Dünya Rüzgar Enerjisi Pazarındaki Gelişmeler .................................................109
5.2. Afrika Rüzgar Enerjisi Pazarındaki Gelişmeler ..................................................114
VI
5.3. Asya Rüzgar Enerjisi Pazarındaki Gelişmeler ....................................................115
5.4. Avrupa Rüzgar Enerjisi Pazarındaki Gelişmeler ................................................115
5.5. Güney Amerika Rüzgar Enerjisi Pazarındaki Gelişmeler ..................................119
5.6. Kuzey Amerika Rüzgar Enerjisi Pazarındaki Gelişmeler ...................................120
5.7. Türkiye Rüzgar Enerjisi pazarındaki Gelişmeler ................................................120
5.8. 2011 Yılı İlk Altı Aylık Rüzgar Enerjisi Pazarı Özet Verileri ..................................122
5.9. Sonuç .................................................................................................................122
6. JEOTERMAL ENERJİ ..........................................................................................127
6.1.Giriş .....................................................................................................................127
6.2. Jeotermal Enerjinin Doğrudan Kullanımı ...........................................................129
6.2.1 Dünya’da Jeotermal Enerjinin Doğrudan Kullanımı ..................................129
6.2.1.1. Jeotermal Isı Pompaları ................................................................130
6.2.1.2. Bölgesel Konut Isıtılması ..............................................................130
6.2.1.3. Sera Isıtılması ...............................................................................131
6.2.1.4. Balık Çiftlikleri ...............................................................................131
6.2.1.5. Tarımsal Kurutma .........................................................................131
6.2.1.6. Endüstriyel Kullanım .....................................................................131
6.2.1.7. Soğutma /Kar Eritme ....................................................................131
6.2.1.8. Yüzme Havuzları/ Kaplıcalar.........................................................132
6.2.1.9. Diğer Kullanımlar ..........................................................................132
6.2.2 Türkiye’de Jeotermal Enerjinin Doğrudan Kullanımı ................................132
6.2.2.1. Jeotermal Bölgesel Konut Isıtmacılığı ..........................................133
6.3. Jeotermal Santrallar ...........................................................................................134
6.3.1. Dünya’da Jeotermal Santrallar .................................................................134
6.3.2 Türkiye’de Jeotermal Santrallar ................................................................135
6.3.2.1 Doğrudan Buharlaşma- Yoğuşma Çevrimli Jeotermal Santral ....137
6.3.2.2. İki Akışkan Çevrimli Jeotermal Santral ........................................138
6.4. Diğer Hususlar...................................................................................................139
6.5. Sonuç ................................................................................................................140
7. ELEKTRİK ENERJİSİ ...........................................................................................145
7.1. Elektrik Enerjisinin Dünyadaki Durumu..............................................................145
7.2. Türkiye Elektrik Sisteminin Bugünkü Durumu ...................................................145
7.2.1.Talep Gelişimi ............................................................................................145
7.2.2. Elektrik Sistemi Üretim-Tüketim İncelemesi.............................................147
7.2.2.1. Elektrik Üretim Tesislerinin Kuruluşlara Göre Gelişimi ..............147
7.2.2.2. Elektrik Üretim Tesislerinin Birincil Kaynaklara Göre Gelişimi ...152
7.3. Türkiye Elektrik Enerjisi Sektörü ile İlgili Uygulamaların Değerlendirilmesi .....158
7.3.1. Elektrik Enerjisi Potansiyelimiz .................................................................158
7.3.2. Uzun Dönem Arz Projeksiyonu ................................................................159
7.3.3. Elektrik Sektöründe Özelleştirmenin Sektöre Etkileri ..............................159
7.4. Elektrik Sektörünün Gelecekteki Talep Artışının Karşılanma Olanakları ...........160
7.5. Serbest Piyasa Düzeninde Arz Güvenilirliğinin Sağlanması ..............................162
7.6. Türkiye Elektrik Sektöründe Dışa Bağımlılık Giderek Artan Çari Açık
Sorumu ve Yatırımların Finansmanı ..................................................................162
7.7. Elektrik Fiyatlarının Artışının Sanayi Sektörüne Etkileri ......................................163
7.8. Türkiye’de Elektromekanik Sanayinin Gelişimi ..................................................164
7.9. Elektrik Dağıtımında Akıllı Şebekeler .................................................................167
VII
7.10. Komşu Ülkeler Elektrik Şebekeleri ile Bağlantıları ...........................................169
7.10.1.ENTSO-E Bağlantısı .............................................................................169
7.10.2.Mevcut Enterkonneksiyon Hatlarının Net Transfer Kapasiteleri ..........172
7.11.Elektrik Piyasası Yasasını Değiştirmek Neden Gereklidir? ...............................173
8. DÜNYA’DA VE TÜRKİYE’DE BİYOYAKIT
(BİYOETANOL, BİYODİZEL ve BİYOGAZ) SEKTÖRÜ ........................................179
8.1. Biyoyakıtlar Hakkında Genel Bilgi ......................................................................179
8.2. Biyoyakıtların Dünyada Kullanımı .......................................................................179
8.3. Ülkelerin Biyoyakıtlara Bakış Açısı .....................................................................181
8.4. Ülkemizde Biyoyakıt Sektörü .............................................................................184
8.5. Sonuç .................................................................................................................187
9. BİYOKÜTLE’DEN ENERJİ ÜRETİMİ ...................................................................191
9.1. Giriş ....................................................................................................................191
9.2. Türkiye’de Odunsu Biyokütle ............................................................................192
9.3. Türkiye’de Tarımsal Biyokütle Potansiyeli .........................................................194
10. ENERJİ VE ÇEVRE ............................................................................................201
10.1. Enerji-Çevre Etkileşimi ve Çevre Bilincinin Gelişimi ........................................201
10.2. Enerji Kaynakları ve Çevresel Etkileri ..............................................................202
10.3. Elektrik Üretimi ve Çevre Mevzuatı ..................................................................204
10.3.1.Türkiye Çevre Mevzuatı ......................................................................204
10.3.2. AB Çevre Mevzuatı Uyum Çalışmaları...............................................205
10.3.3. Mevcut Termik Santralların Çevre Mevzuatı Karşısındaki Durumu ...206
10.3.4. Çevre Mevzuatının Termik Üretime Etkileri .......................................207
10.3.5. Çevre Kontrol Teknolojileri ................................................................208
10.4. İklim Değişikliği ................................................................................................210
10.4.1. İklim Değişikliği nedir? ........................................................................210
10.4.2. Dünya ve Türkiye Sera Gazı Emisyon Verileri.....................................211
10.4.3. İklim Değişikliği ve Enerji Etkileşimi ....................................................214
10.4.4. Sera Gazları Azaltılmasına Yönelik Yöntemler ve Teknolojiler............215
10.4.4.1. Genel Yöntemler ve Teknolojiler ..........................................215
10.4.4.2. Karbon Tutma ve Depolama (KTD) (Carbon Capture and
Storage-CCS) ......................................................................216
10.4.5. İklim Değişikliği Çerçeve Sözleşmesi ve Kyoto Protokolü (KP)..........217
10.4.6. Sözleşme ve Kyoto Protokolü Karşısında Türkiye’nin Pozisyonu ......219
10.4.7. Kyoto Protokolü Sürecinde 2012 Sonrası için Dünyadaki Çalışmalar 219
10.4.8. Türkiye’deki Çalışmalar .......................................................................220
11. ENERJİ VERİMLİLİĞİ ........................................................................................225
2010 Yılı Genel Enerji Dengesi (Orjinal Birimler) ..................................................232
2010 Yılı Genel Enerji Dengesi (BİN TEP) .............................................................233
VIII
ENERJİ BİRİMLERİ
kW
MW
GW
TW
kWh
GWh
TWh
Kep
TEP
MTEP
: Kilowatt = 103 watt
: Megawatt = 103 kW
: Gigawatt = 103 MW
: Terawatt = 103 GW
: Kilowatt - saat (103 watt-saat)
: Gigawatt - saat (106 kWh)
: Terawatt - saat (109 kWh)
: Kilogram petrol eşdeğeri
: Ton eşdeğer petrol
: Milyon ton petrol eşdeğer petrol
ÇEVRøM KATSAYILARI
Enerji KaynaklarÕnÕn TEP’ e Dönüútürülmesi
1 Ton
1 Ton
1 Ton
1 Ton
1 Ton
1 Ton
1 Ton
1 Ton
103 m3
103 kwh
103kwh
103 kwh
1 Ton
1 Ton
Çevrim KatsayÕsÕ(*)
TEP
0,6100
0,3000
0,2000
0,1100
0,4300
0,7000
0,5000
1,0500
0,9100
0,0860
0,8600
0,2606
0,3000
0,2300
Taúkömürü
Linyit (teshin ve sanayi)
Linyit (santral)
Linyit (Elbistan)
Asfaltit
Kok
Briket
Hampetrol
Do÷algaz
Elektrik Enerjisi
Jeotermal Enerji (elektrik)
Nükleer Enerji
Odun
Hayvan ve Bitki ArtÕklarÕ
IsÕl De÷er
(kcal/kg)
6100
3000
2000
1100
4300
7000
5000
10500
9100
860
8600
2606
3000
2300
(**)
(***)
(***)
(***)
(*) IsÕl De÷er/10000
(**) kcal/103 m3
(***) kcal/kwh
Ham PetrolHam
Dönüúüm
PetrolKatsayÕlarÕ
Dönüúüm KatsayÕlarÕ
HAM PETROL
Ton
HAM PETROL
Ton
Kilolitre
Varil
ABD galonu
1
Ton
Kilolitre
0.8581
Kilolitre
Ton
Varil
Kilolitre
1.165
1
0.8581
1
ABD galonu Ton/yÕl
Varil
ABD galonu
7.33
1.165
6.2898
1
307.86
7.33
307.86
264.17
6.2898
264.17
42
42
1
1
0.1364
0.159
0.1364
1
0.159
1
0.00325
ABD galonu
0.0038
0.00325
0.0238
0.0038
0.0238
Varil
IX
X
SUNUŞ
Tarihin derinliklerine doğru akıp giden her yıl, geride, biz insanlar için önemli deneyimler
ve dersler bırakmaktadır. Daha uygar koşullarda yaşama uğraşısı içinde olan bizler, bu
konuda başarılı olmak istiyorsak, geçmiş yılların deneyim ve derslerini çok iyi anlamak
durumundayız. Enerji, bu bağlamda, en başta gelen konulardan biridir.
Enerji sektörünü yakından izleyebilmek için, hem ülkemizdeki hem de dünyadaki gelişmeleri
kapsayan çalışmalar yapmayı, bu konularda raporlar hazırlamayı ve onları ilginenlerin
hizmetine sunmayı, Millî Komitemiz önemli bir görev olarak nitelendirmektedir. Böylece
sektöre ait bilgilerin toplu bir halde görülebileceğine ve geleceğe yönelik değerlendirme
çalışmalarının yapılabileceğine inanılmaktadır. Geçmiş yıllarda hazırlanmış olan raporların
gördüğü ilgi dikkate alınarak, bu yıl biterken, “Enerji Raporu 2011”çalışması tamamlanmış
ve sunulacak duruma getirilmiştir.
Her yıl kendine özgü olaylarla tarih sayfalarında yerini almaktadır. 2011 yılı da, bazı önemli olaylarla hatırlanacaktır. Özellikle, Japonya’daki tsunami olayı ve Fukushima Nükleer
Santral kazası ile Orta Doğu Ülkeri’nde, “Arap Baharı” olarak adlandırılan gelişmeler,
birçok yönden olduğu gibi, enerji sektörü için de önemli anlam ve etkileri olan olaylar
olarak yıla damgalarını vurmuşlardır. Malî açıdan ödenebilir fiyatlarda olan, güvenilir kaynaklara dayalı ve çevreye duyarlı bir enerji sektörüne sahip olmak isteniliyorsa, hepimiz
olaylardan gereken dersleri çıkarmalı ve üzerimize düşen görevleri belirlemeliyiz. Enerji
sektöründe % 70’leri aşan oranda dışa bağımlı olan, elektrik üretiminde ise kurulu güç kapasitesini hızla arttırmak zorunda bulunan ve elektriği verimli kullanmayan ülkemiz için,
doğru politikaların belirlenmesi ve doğru uygulamaların yapılması, geleceğimizi aydınlık
tutabilmek açısından büyük önem taşımaktadır. Dünya düşük karbonlu enerji sektörüne
geçmek ve iklim değişikliği ile mücadele etmek için uğraşırken, bizim, atacağımız adımları
çok dikkat ve duyarlılıkla seçmemiz gerekiyor.
Olabildiğince güncel bilgileri içermesi için gayret sarfedilen “Enerji Raporu 2011”
çalışmamızın hazırlanış amaçlarına hizmet edebilir olması, enerji sektöründe çalışma yapacak olanların, başarılarında katkı sağlaması, en içten dileğimizdir.
Raporun hazırlanmasında emeği geçen Çalışma Grupları Sayın Başkanları ve Değerli
Üyeleri’ne gönülden teşekkürlerimizi sunuyorum.
Saygılarımla,
Süreyya Yücel Özden
Yönetim Kurulu Başkanı
XI
XII
1. GENEL ENERJİ
XIII
XIV
1. GENEL ENERJ
1.1.
Dünya’da Gelimeler
Dünya’da 2008-2009 ve ksmen 2010’da devam eden ekonomik kriz nedeniyle, enerji
endüstrisinde önemli belirsizlikler domutur. Enerji üretimi, tüketimi, fiyatlar,
yatrmlar gibi enerji endüstrisinin gösterge parametreleri allagelmiin ötesinde
deiimler göstermitir. Ekonomik krizin neden olduu bu tahmin edilemez durumun
önümüzdeki 10 yllar etkilemesi beklenmektedir.
Bu belirsizlikler içinde Mart 2011 aynda Japonya’da meydana gelen Fukushima
nükleer kazas ve Arap ülkelerinde meydana gelen siyasi gerginlikler bu tahmin
edilemez ortam daha da derinletirmitir.
Global ekonomik kriz nedeniyle; enerji üretimi, tüketimi, enerji fiyatlar ve yatrmlar
gibi belirleyici deikenlerin belirsizliklerinin artmas ve bu durumun önümüzdeki
yllar etkilemesi ihtimali, ayrca nükleer endüstrinin geleceinin tartmaya açlmas,
enerjinin güvenilir arzn salayc tedbirleri almak ve iklim deiiklii konusundaki
hedeflere gerçekçi olarak erimek için yaplacak eylemleri zayflatmtr.
Hükümetlerin kar karya kaldklar bütçe açklar, isizlik, toplumun ihtiyaçlarna
zamannda ve yeterli ölçüde cevap verememe gibi olumsuzluklar, enerji konusunda
alnmas gereken önemli politikalar bir anda askya almtr. klim deiiklii gibi
önemli bir konuda ülkeler arasnda fikir ve eylem birlii oluturmak eskiye nazaran
daha da zorlamtr.
Nükleer enerji endüstrisinin belirsizlii, fosil yaktlar üzerinde tüketimi azaltc
tedbirlerin alnmasna imkan tanmamaktadr. Düük karbon teknolojilerinin
gelitirilmesi ve uygulanmas için hükümetlerin destekleyici imkanlar yaratmas
üphelidir.
Dünya’da enerjideki gelimeler ve gelecekteki ekil hükümetlerin politikalar ile
dorudan ilikilidir. Bu politikalar enerjide kullanlacak teknolojiyi, enerji
hizmetlerinin fiyatlarn ve tüketim tavrn belirleyecektir.
Geçtiimiz 25 yl akn bir sürede Dünya enerji talebi ortalama olarak ylda %2
artmtr. Önümüzdeki 25 ylda Dünya enerji talebinin ortalama olarak ylda %1,2
artmas beklenmektedir. üphesiz bu artn gelimekte olan ekonomilerde bir miktar
daha yüksek olmas beklenmekle birlikte, artn önemli bir bölümü Çin’de olacaktr.
Hatrlanaca gibi 2009 ylnda Çin enerji tüketiminde ABD’yi geçmi bulunmaktadr.
Çin’de enerji talebi ekonomik gelimedeki zayflamaya ramen hzn kesmemektedir.
Ancak 2011 yl Çin’de yaanan kuraklk nedeniyle hidrolik kaynaklardan elde edilen
elektriin azalmasna neden olduundan arzda daralmalar görülmektedir. Bu durumun
Çin’in daha fazla fosil yakt ithaline neden olacandan fosil yaktlarda yüksek fiyat
basksnn 2011 ylnda da devam ettii görülmektedir.
1
Birincil enerji fiyatlarnn tümünde, geçtiimiz 5 yl zarfnda, global ekonomik krize
ramen yüksek artlar, ülkeleri enerji ithalatndan uzaklamaya, buna karlk yerli
üretimin artrlmas politikalarna ve çabalarna yöneltmektedir. Örnein, 2007 ylnda
ABD’nin enerji tüketiminin %29’u ithalatla karlanrken, 2009 ylnda bu deer
%24’e dümütür. üphesiz genel enerjide bu kayda deer ithalat paynn düüünde
ekonomik kriz etmen olmu olabilir, ancak ABD’de 2035 ylnda enerji tüketiminin
%17’nin ithalatla karlanmas öngörülmektedir. Enerji tüketiminde yerli paynn
artna eyl gaz ve biyoyaktlar yön verecektir.
ABD’de enerji tüketiminin yerli kaynaklardan karlanmasna yönelik çabalar Avrupa
Birlii’nde de görülmektedir. Özellikle Almanya yenilenebilir kaynaklardan
karlanacak enerji talebi hedefini her geçen gün arttrmaktadr. Almanya’da tüm
nükleer santrallarn 2022 ylna kadar kapatlmas politikas bu hedeflerin
artrlmasna neden olabilir.
2011 ylnn ilk aylarnda Msr’da balayan politik gelimeler bütün Arap Dünyasn
etkileyerek Libya, Yemen, Suriye gibi ülkelerde belirsizliklere neden olmutur.
Özellikle Libya ve Msr’n, petrol üreticisi olarak petrol piyasasn etkileyebilir mi
gibi endieler henüz durulmam ve yl sonuna kadar devam edecee benzemektedir.
Dünya’da tüm ekonomilerin krlgan olmas, özellikle global ekonomik kriz
sonrasnda ABD’nin durumu, Japonya’da meydana gelen nükleer santral kazas ve
AB’de yaanan euro krizi nedeniyle Dünya ekonomisinin lokomotifliini yapan bu
ülkeler ve ekonomik bölgeler için enerji tüketimlerinin 2011 ylnda da artmayaca,
ancak ekil deitirecei yönünde önemli belirtiler görülmektedir. ABD’de birincil
enerji tüketiminde yerli kaynaklara yönelii, özellikle eyl-gaz üretim art dikkate
çekmektedir.
Japonya’da devre d kalan nükleer tesisler sonras elektrik üretimi için daha fazla
LNG ve kömür tüketimine yönelme beklenmelidir.
AB’de Almanya’nn nükleer santrallarn 2022 ylna kadar kapatma karar, spanya
ve Portekiz’de ekonomik zorluklar ve Yunanistan’daki ekonomik çöküe ramen, bu
gelimelerin AB’nin enerji tüketiminde 2011 ylnda fark edilebilir bir etkisi
olmayaca tahmin edilmektedir. Ancak 2011 yln takip eden yllarda özellikle
Almanya’da yenilenebilir enerjiye yönelite ivme kazanlaca düünülmektedir.
Ayrca, Almanya’da “Yeiller” politik görüü lehine gelien siyaset, enerji
tüketiminin ekil deiikliine neden olabilecek en önemli etmendir.
Dünya’nn ekonomik potansiyeline büyük oranda sahip bu ülke ve ülke
topluluklarnda yaanan ekonomik olumsuzluklara ramen petrol fiyatlarnn 2011
ylnda dümesi düünülmemelidir. Herhangi bir olaand olay olmadkça dier
primer enerji kaynaklarnn fiyatlarnda da artlar beklenmektedir. Fiyat artlarnn
2011 ylnda bir evvelki yla göre petrolde %6,8, kömürde %2,8 olmas
beklenmektedir.
2
Jeopolitik huzursuzluk, fiyatlarn kararszl, enerji politikalarndaki belirsizlik
ortam, her geçen gün artan enerji talebini ve hizmetlerini karlamak üzere yapm
gereken yeni yatrmlar geciktirerek enerji tedariki konusundaki güvenliimizi ne
derece etkileyecektir? Nükleer enerji konusunda yenilenen derin endieler fosil yakt
kullanmndan kaynaklanan CO2 emisyonlar ve iklim deiiklii olay karsndaki
tutum ve politikalar nasl etkileyecektir? Bu sorgulamalar cevaplandrmak bu yl
içinde mümkün olmasa dahi 2012 ylnda önemli cevaplar bulabileceimiz tahmin
edilmektedir.
Ancak görülmektedir ki; enerjiden kaynaklanan iklim deiiklii hedeflerine
ulaabilmek almas güç engeller ile doludur.
Bu engeller; zayflam ekonomilerde temiz fosil yakt kullanm için ayrlacak proje
ve aratrma ödemeleri için yeterli kaynaklarn tahsis edilemeyii, fosil yaktlarn
kullanmn snrlamak için düünülen karbon vergilerinin uygulanma imkanlarnn
bulunmay ve fosil yaktlar ksmen ikame edecek yeni nükleer tesislerin bundan
böyle ekonomik ve toplumsal mutabakat ile yapmnda zorluklarn bulunuu olarak
gösterilebilir.
Enerji ve refah arasndaki iliki ekonomi ve enerji konusunda aratrma yapanlarn
geçmite olduu gibi gelecekte de ana sorunlar arasnda yer alacaktr.
Enerji fakirliinin, ekonomik gelime, salk, cinsiyet eitlii gibi parametrelere olan
olumsuz etkileri WEC tarafndan ayrntl olarak incelenmitir.
Yaadmz 21. Yüzyln balarnda Dünya’da 1,4 milyar kiinin elektrik enerjisine
ulam yoktur ve yaklak olarak 2,7 milyar kii piirmede eski usul biyokütle
imkanlarn kullanmaktadr.
Modern enerji hizmetlerine ulaamama Dünya’daki ekonomik ve sosyal gelimeyi
engellemektedir.
WEC tarafndan belirlenmi olan enerji üretim ve tüketiminde “Emre amedelik”,
“Ulalabilirlik”, “Kabul edilebilirlik” ve “Sorumluluk” gibi kavramlarn
uygulamada gelitirilmesinden oldukça uzaz.
1.2.
Türkiye’de Gelimeler
Global finansman krizi olarak adlandrlan 2008-2009 yllarn kapsayan ve olumsuz
etkileri 2010 ve gelecek yllarda da devam edecei görülen ekonomik kriz, 2008 ve
2009 yllarnda Türkiye’nin birincil enerji tüketiminde daralmalara neden olmutur.
2007 ylnda 107,6 milyon ton edeer petrol (tep) olan birincil enerji arz, 2008 ve
2009 yllarnda sras ile 106,3 milyon tep ve 106,1 milyon tep olmutur. 2010 ylnda
enerji arz deerleri henüz (Haziran 2011) resmen açklanmam olmakla birlikte 2007
yl enerji arz deerini aarak 108 milyon tep, 2011 ve 2012 yllarnda ise sras ile
3
109 milyon tep ve 111 milyon tep olaca tahmin edilmektedir. Basit bir ekilde trend
analizine dayanan bu tahmini bir kez daha GSMH’da meydana gelebilecek
gelimeleri dikkate alacak ekilde yapmak uygun olacaktr.
Satn alm paritesi dikkate alnarak 2009 ylnda yaplan deerlendirmelerde Gayri
Safi Milli Hasla olarak (GSMH) Türkiye Dünya’da 16., Avrupa Birlii (AB) ülkeleri
arasnda ise 6. büyük ekonomi durumundadr. 2011 ylnda Türkiye’nin nüfusunun
73,5 milyon olduu tahmin edilmektedir. Bu verilere göre Türkiye’nin birincil enerji
tüketiminin yeterli seviyede olmadn belirtmek gerekir.
Türkiye’de 2002-2006 döneminde (GSMH) art ylda ortalama olarak %7,2
artmasna ramen 2007-2010 döneminde bu art ylda ortalama %2,2 olmutur. 20072010 dönemindeki ekonomik daralmann etkileri birincil enerji tüketimine negatif
olarak yansmtr.
Türkiye’de 2002-2006 döneminde GSMH ylda ortalama %7,2 artm, buna karlk
ayn dönemde birincil enerji arz ylda %4,26 yükselmitir.
Birincil enerji arz ile GSMH arasnda kuvvetli korelasyon olduu bilinmektedir.
Komisyonumuz tarafndan GSMH ile birincil enerji tüketimi arasndaki kuvvetli
korelasyon dikkate alnarak birincil enerji tüketimi tahmini de yaplmtr. Devlet
Planlama Tekilat tarafndan 2011, 2012 ve 2013 yllar için GSMH artlar sras ile
%4,5, %5,0 ve %5,5 olarak öngörülmektedir. 2011 yl için %4,5 artn alaca
görülmekle birlikte bu öngörüleri muhafazakar tahmin olarak görebiliriz.
Öngörülen GSMH artlarna göre Türkiye’nin birincil enerji tüketimi tahmin
edildiinde; 2011 yl için 108.6 mtep, 2012 ve 2013 yllar için sras ile 109,3 mtep
ve 110 mtep bulunmaktadr.
Yukarda belirtilen trend analizine dayanan tahmin ile GSMH korelasyonuna dayanan
her iki tahminin çok yakn deerlerde olduu görülmektedir.
4
6
5,5
5
5
(%)
4,5
4
3
2
1
0
2011
2012
2013
ekil 1.1. Türkiye GSMH Art Tahminleri
Kaynak: DPT
Mtep
ekil 1.2. Türkiye Birincil Enerji Arz Tahminleri
Kaynak: DEK-TMK
Türkiye ekonomisinin enerji tüketimi ve enerji ithalat ile olan ilikisi oldukça
kuvvetlidir. T.C. Hazine deerlerine göre 2010 ylnda 38,4 milyar dolar enerji
ithalatna ödenmitir. Ayn yl Türkiye’nin ihracat 114 milyar dolar olmutur. Baka
bir deile ihracatmzn %34’ünü enerji ithalat oluturmutur.
Dier yönden bakldnda enerji tüketimimizin giderek artan bir oranda (%73) enerji
ithalat oluturmaktadr.
5
1.3.
Türkiye’nin Ana Problemi – Da Bamllk
Türkiye’nin enerji konusunda birçok problemi olmasna ramen, öne çkan en önemli
sorun da bamllktr. Giderek artan birincil enerji ihtiyaçlar karsnda, yerli enerji
kaynaklarnn hizmete alnamay enerji arznda da bamllk ve bunun dourduu
ekonomik ve siyasi olumsuzluklar getirmektedir.
70
73
ekil 1.3. Üretimin Tüketimi Karlama Oran (Enerjide Da Bamllk)
Kaynak: Enerji Raporu 2010, DEK-TMK
Türkiye’de petrol ve doal gaz aramalarnda arzu edilen gelimelerin meydana
gelmemesi, yetersiz yerli üretim birincil enerji arznda %73 gibi yüksek bir deerde
da bamllk dourmutur. Artan birincil enerji ihtiyaçlar karsnda bu orann
giderek artmas beklenmektedir.
Özellikle ham petrol ve doal gazda yetersiz üretim miktarna ramen, Türkiye’de
elektrik üretimi konusunda yerli kaynaklara dayal imkanlar olduu bilinmektedir.
Ekonomik olarak yerli kaynaklarmzdan kömürde ilave 12.315 MW ve hidrolik
santralarda 31.300 MW gücünde yeni tesis kurma imkan mevcuttur.
Türkiye’nin 2011 yl banda elektrik sistemi kurulu gücü 50.000 MW, puant yük ise
33.000 MW’dr. Haziran 2011 ay itibariyle kurulu güç 50626 MW’a ulamtr.
Yerli kömür kaynaklarmz ile ekonomik olarak 12.315 MW, hidrolik kaynaklarmz
ile ilave 31.300 MW toplam 43.615 MW kurulu güce ilave yaplabilmektedir.
Yerli kaynaklar ilave yaplacak 43.615 MW’lk kapasite ilavesinin yarataca üretim
imkan ylda 173.000 Gwh’dir. Bu deer mevcut üretimimiz %83’dür.
2010 ylnda elektrik tüketiminin 211 milyar kwh olmasna karlk, mevcut 50.000
MW’lk kurulu güç ile 2011 ylnda tahmini 225 Gwh üretimin 80.000 Gwh’e yerli
6
l l k (%)
B D
72
Dışa Bağımlılık (%)
Üretim / Tüketim Oran (%)
71
kaynaklardan yaplacaktr. Yerli kaynaklar ile 43.615 MW kurulu güç kapasite ilavesi
173.000 Gwh elektrik üretim kapasitesi yaratmaktadr.
Bu durumda mevcut üretim kapasitesine ilave yerli kaynaklardan yaplacak elektrik
üretim kapasitesi 173.000 Gwh ilave edildiinde Türkiye’nin elektrik üretim
kapasitesi 382.000 Gwh ulamaktadr.
Rüzgar ve güne enerjisinden elektrik üretim imkanlar da ilave edildiinde
Türkiye’nin elektrik talebinin 2030 ylnda dahi ilave ithal kaynaa ihtiyaç
duyulmadan karlanabilecei görülmektedir.
1.4.
Dünya’da Nükleer Enerji
1.4.1. Nükleer Güç Konusunda Ülkelerin Yeni Tavrlar
Mart 2011’de Japonya’nn Fukushima Daiichi Nükleer Reaktörlerinde meydana gelen
nükleer kaza nedeniyle, nükleer güç santrallar çaltran birçok ülkede nükleer enerji
konusunda yeni deerlendirmeler olmutur.
ngiltere’de nükleer kazadan hemen sonra ngiltere’deki nükleer endüstrinin güvenlii
konusunda bir deerlendirme yaplmtr. Bu deerlendirmeye göre, ngiltere’deki
tüm nükleer santrallar hava ile soutulmakta olup, Japon nükleer santralarnn
soutma suyu problemleri nedeniyle göçmesi problemi ve bu santralarda mevcut
deildir.
Fukushima nükleer kazasndan sonra Almanya’nn nükleer enerji politikasnda önemli
deiiklikler olmutur. Almanya Babakan eski reaktörlerin derhal durdurulmasn
emretmi ve belki bir daha çaltrlmayacaklarna iaret etmitir. Oysa Japonya’daki
nükleer felaketten birkaç ay önce Alman Babakan, nükleer reaktörlerin ilk bata
belirlenen ömürlerinden bile daha uzun müddet çaltrlmaya devam edeceini
duyurmutu.
Almanya’nn snrlar içerisindeki 17 nükleer güç santralnn tamamn 2022 ylna
kadar kapatma karar almasnn ardndan, ülkenin enerji sektörünün gelecei üzerine
tartmalarn büyümesine neden olmutur. Nükleer güç tesislerinin kapatlmas
kararnda Alman Parlamentosu’nda temsil edilen “Yeiller Partisi”nin etkili olduu
görülmektedir.
Almanya’nn koalisyon partileri tarafndan alnan nükleer güç tesislerini kapatma
karar Fransa “Yeiller Partisi” tarafndan memnuniyetle karlanrken, iktidar partisi
nükleer enerji politikasnda bir deiiklik düünmediklerin ifade etmektedirler.
talya’da Haziran 2011 aynda yaplan bir referandum ile “nükleer güç santralarnn
çalmasnn yasaklanmasna ilikin kanunun kaldrlmamas” için halk oylamasna
gidilmitir. Oylamaya katlan seçmenlerin %94,5’i “evet” diyerek, talya’da nükleer
güç santralarnn çaltrlmamas için çkartlm olan kanunun devam için iradelerini
belirttiler.
sviçre’de 5 nükleer güç santral bulunmaktadr. Bu santralardan ülkenin elektrik
enerjisi ihtiyacnn %40’ karlanmaktadr. Mart 2011 ay banda meydana gelen
Fukushima nükleer felaketinden sonra sviçre Hükümeti Alman Hükümeti gibi süratli
7
bir karar alarak nükleer güç santrallarn 2019 ylndan sonra durdurma karar almtr.
sviçre gelecekteki elektrik üretimini, güne, rüzgar, biyokütle ve hidrolik
kaynaklardan karlamay planlamaktadr.
1.4.2. Fukushima Daiichi Nükleer Reaktörlerinde (BWR) Meydana Gelen Kazann
WEC-Japon Komitesi Tarafndan Raporlara Dayanarak Açklamas
11 Mart 2011 tarihinde Japonya’nn Kuzeydou sahilleri çok kuvvetli bir deprem
sonucu oluan devasa tusunami dalgalar altnda kald. Bu felaket 500 km2 alan su
altnda brakt ve 400.000’den fazla insan etkiledi.
Mays 2011 ay sonunda 100.000 kii yeni yerleim yerlerine nakil edildi. Bu
felaketin sonucu yaklak 15.000 kiinin hayatn kaybettii ve 9.000 kiinin de halen
kayp olduu anlalmaktadr.
Mays 2011 ay sonuna kadar zaman zaman depremlerin ve tusunamilerin devam
ettii tespit edilmitir. 11 Mart 2011 tarihinde meydana gelen deprem (Richter
ölçeinde 9 büyüklüünde) ve tusunami Japonya’da son birkaç yüzylda meydana
gelmi olan deprem ve tusunamilerden daha iddetli idi. Uzmanlar, 869 ylnda 1142
yl önce meydana gelmi olan deprem ve tusunamiden sonra en ykc olan deprem ve
tusunaminin son meydana gelen olay olduunu tespit etmilerdir.
Felaketin meydana geldii tarihten bu güne kadar 6 ay geçmi bulunmakta ve
balangçta bilinmeyen birçok konu bugün için açkla kavumu bulunmaktadr.
WEC-Japon Komitesi tarafndan yaplan açklama özet olarak aada verilmektedir:

Kazann Ana Hatlar
Kuzeydou Japonya’da 11 Mart 2011 tarihinde meydana gelen 9 iddetindeki deprem
sonras oluan tusunamiden sonra çalmakta olan Fukushima Daiichi Nükleer
Santralnn 3 ünitesi acil durum kontrol çubuklar tarafndan zincir reaksiyon
durdurulmutur.
Devasa tusunami dalgalar 14 m. yükseklikte olumu ve nükleer santraln yardmc
güç ve acil durum yedek ünitelerini tahrip ederek çalamaz duruma sokmutur. Bu
olaydan 10 gün sonrasna kadar nükleer santralda elektrik iletilememitir. Bunun bir
sonucu olarak çalmakta olan 3. blokta nükleer reaktörleri soutma ilemi
gerçekleememi ve olay srasnda kullanlm yakt havuzlarnda da soutma
yaplamamtr.
Tespitlere göre üç reaktörde de yakt çubuklarnda soutma yaplamamas nedeniyle
nükleer reaktör erimitir (çökü). Daha sonra yaplan tespitlerde reaktör ana yapsnn
ve basnç kabnn alt tarafndan szntlar olmutur.
Bu arada yakt çubuklarnn kaplamalarnda (klf) bulunan zirkonium alam su ile
reaksiyona girerek hidrojen gaznn oluumuna neden olmutur. Hidrojen gaz 1, 3 ve
4. Ünitelerin üst tarafna konsantre olmu ve yanma limitini aarak infilak etmitir.
8
nfilak radyoaktif maddeleri nükleer santrala ve çevresine saçmtr. Saçlan
radyoaktif maddeler çounlukla iodin 131 ve sezyum 137 olmutur.

Reaktör suyunun temizlenmesi
Kazadan sonra reaktörleri soutmak için çok büyük miktarda su kullanlmtr. Tatl
su kaynaklarnn tükenmesi sonucu deniz suyu enjekte edilmeye balanmtr. Su
enjeksiyonu reaktörde soumaya neden olmakla birlikte suya radyoaktif madde
bulamtr.
Radyoaktivite bulam olan su miktar 140.000 ton’a ulam ve bu miktarda
radyoaktif suyun bertaraf edilmesi önemli zorluklar dourmutur. Ancak, bu
radyoaktif suyun temizlenmesi, Fransa ve ABD ile Japonya arasnda oluturulan
ibirlii sayesinde olaydan üç buçuk ay sonra gerçekleebilmitir. Suyun temizlenme
ilemi (sezyum izolesi) Eylül 2011 ay itibariyle devam etmektedir.

Tahrip olmu nükleer santraln durumu
Tahrip olmu nükleer santraldan radyoaktif maddelerin havaya karmasn önlemek
için ünitelerin her birine koruyucu bir kapal yap ina edilerek rüzgar nedeniyle
radyoaktif maddelerin dalmas önlenmeye çallmaktadr. Bilindii gibi sonbahar
aylar Japonya’da tayfun mevsimidir. Nükleer güç santralnn zeminindeki topran ve
partiküllerin havaya karmamas için gerekli tedbirler alnmtr.

Çevre alanlar
Nükleer santraln çevresindeki topraktaki radyoaktif bulama sürekli olarak
izlenmektedir.
Bu izleme sonucu baz olanlar “Tehlikeli” olarak snflandrlmtr. Baz yiyeceklere
de radyoaktivitenin bulamas konusu toplumda endie yaratmaktadr. Pirinç
samanndan beslenen hayvanlarda sezyum bulamasna rastlanmtr. Baz okullarda
çocuklarn oyun alanlarndaki toprak kaznarak kaldrlm ve yerine yeraltndan
kazlan bulaklk olmayan toprak yaylmtr.

Elektrik arz ve enerji politikalarna ait gelimeler
Japonya’da Austos 2011 ay sonunda babakann istifas sonras yine ayn partiden
(Japon Demokrat Partisi) finansman bakan babakan olmutur. Yeni hükümet ile
enerji politikalarnda netleme beklenmektedir.
9

Elektrik kullanmna getirilen kstlamalar ve tasarruf tedbirleri
2011 ylnn yaz aylarnda Kuzeydou Japonya’da elektrik kesintileri olmutur. Bu
duruma çare olarak Hükümet büyük tüketicilerin %15 orannda tüketimi ksmalar ve
ayn oranda evlerde de tasarrufa gidilmesi için kararname yaynlamtr.

Kamu oyunun düünceleri
Elektrik kesintileri nedeniyle kamuoyu enerji sorunlarna daha fazla ilgi duymaya
balam ve enerji opsiyonlar üzerinde tartmaya balamtr.
Fukushima kazasndan sonra Japon toplumunda nükleer güç santrallarna olumsuz
bak artmtr. Nükleer enerjiye kar yenilenebilir enerji daha fazla taraftar bulmaya
balamtr. Dier yönden, yenilenebilir enerjinin kstlar konusunda toplumun
haberdar olma görülmektedir.
Önemli bir gazete tarafndan yaplan kamuoyu yoklamasndan; %74 orannda uzun
vadede nükleer gücün terk edilmesi desteklenmitir.

Japon Babakan’nn Hamaoka Nükleer Güç Santralnn
kapatlmas talebi
6 Mays 2011 tarihinde Japon Babakan’ Fukushima Daiichi Nükleer Güç
Santralnda meydana gelen kazann nda, Chubu Elektrik irketi’nin tek nükleer
güç tesisi olan Hamaoka Nükleer Güç Santralnn kapatlmasn talep etmitir.
Chubu Elektrik irketi 13 Mays 2011’de 4 nolu üniteyi, 14 Mays 2011’de 5 nolu
üniteyi durdurmutur.
Hamaoka Nükleer Güç Santral Tokyo’nun 200 km güney batsnda Pasifik Okyanusu
kenarnda bulunmaktadr.

Nükleer kaza sonucu oluan zararlarn tazmini konusunda
yaplan çalmalar
TEPCO irketi tarafndan ödenecek tazminat miktar ve geçerlilik süresi için bir üst
limit tespit edilmemitir.
14 Mays 2011 tarihinde hükümet, Fukushima Daiichi Nükleer Güç Santralnda
meydana gelen kazaya ilikin zararlarn tazmin edilmesi ile ilgili bir düzenleme
yaynlamtr.
1.4.3. Nükleer Güç Santrallar – Türkiye’de Gelimeler
Bu yl içinde Türkiye’de enerji konusunda en önemli gelime, Türkiye’nin Rusya ile
nükleer güç santral kurma konusunda yapt anlama olmutur. Bu anlama
TBMM’nin de onayn almtr.
10
Onaylanan anlamaya göre Mersin-Akkuyu’da kurulacak olan nükleer santral VVER1200 Model ve 4 adet üniteden oluacaktr. Toplam gücü 3200 MW olan bu nükleer
santraln mülkiyeti kurulacak olan irkete ait olacaktr.
Hükümet Rusya ile yapt anlamaya ilaveten Sinop’ta kurulmas planlanan ikinci bir
nükleer güç santral için Kore ve daha sonrasnda Japonya ile görümeler yapmtr.
Japonya’da meydana gelen Fukushima nükleer felaketinden sonra Japonya hükümeti
ülkesindeki nükleer santrallar bir zaman dilimi içinde durdurma karar almtr. Japon
hükümeti tarafndan bu radikal karar mevcutken, Türkiye’de bir nükleer güç santral
anlamas yaplmas olas görülmemektedir. Bu nedenle Sinop’ta kurulmas planlanan
nükleer güç santral için araylarn 2012 ylnda da devam edecei düünülmektedir.
Kaynaklar
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
World Energy Outlook, 2010.
Annual Energy Outlook 2011, eia.
IMF, World Economic Outlook – October 2009
Devlet Planlama Tekilat, Orta Vadeli Ek. Prog., 2010
DEK-TMK tahmini
BBC
Bu bilgiler WEC Japon Milli Komitesi’nin hazrlad rapordan alnmtr.
11
12
2. KÖMÜR
14
2. KÖMÜR
Kömür; çounlukla karbon, hidrojen ve oksijenden oluan az miktarda kükürt ve azot
içeren, dier içerikleri ise kül tekil eden inorganik bileikler ve mineral maddeler
olan kimyasal ve fiziksel olarak farkl yapya sahip maden ve kayaçtr.
Enerji hammaddeleri içinde önemli bir yere sahip olan kömür dünyada geni
rezervlere ve yaygn tüketim alanlarna sahiptir. Kömürleme süreci ve yataklanma,
nem içerii, kül ve uçucu madde içerii, sabit karbon miktar, kükürt ve mineral
madde içeriklerinin yan sra jeolojik, petrografik, fiziksel, kimyasal ve termik
özellikler yönünden kömürler çok çeitlilik gösterirler. Bu durum birçok ülkede
kömürlerin birbirine benzer özellikler ve yakn deerler temelinde snflandrlmasn
zorunlu klmtr. Kömür üretimi, kullanm ve teknolojisinde ileri ülkeler öncelikle
kendi kömürlerinin özelliklerine göre bir snflama yaptklar gibi uluslararas genel
bir snflama için ortak standartlar da gelitirmilerdir.
Deiik tipte kömürlerin kullanm amaçlarna göre uluslararas snflandrlmasnda;
ilk olarak 1957 ylnda çeitli ülkelerden üyelerin oluturduu Uluslararas Kömür
Kurulu`nca birçok ülkeden temin edilen numuneler üzerinde yaplan çalmalar,
Uluslararas Standartlar Örgütü (ISO) tarafndan da desteklenerek genel bir snflama
yaplmtr. Bu snflamada; kalorifik deer, uçucu madde içerii, sabit karbon
miktar, koklama özellikleri temel alnarak sert ve kahverengi kömürler olarak iki
ayr snfa ayrlmtr:
a) Sert kömürler; slak ve külsüz bazda 5700 KCal/Kg`n üzerinde kalorifik
deerdedir. Uçucu madde içerii, kalorifik deer ve koklama özelliklerine göre alt
snflara ayrlrlar.
b) Kahverengi kömürler; slak ve külsüz bazda 5700 KCal/Kg'n altnda kalorifik
deerdedir. Toplam nem içerii ve kalorifik deere göre alt snflara ayrlrlar.
Uluslararas Genel Kömür Snflamas Tablo 2.1.’de gösterilmitir.
Tablo 2.1. Uluslararas Genel Kömür Snflamas
TA KÖMÜRÜ(SERT KÖMÜRLER) KAHVERENG KÖMÜRLER
5700 kcal/kg’dan büyük
5700 kcal/kg’dan küçük
1. KOKLAABLR KÖMÜRLER
ALT BTÜMLÜ KÖMÜRLER
(Yüksek
frnlarda
kullanma
(4,165 – 5,700 kcal/kg arasnda kalorifik
uygun
deerde olup koklama özellii göstermez)
kok üretimine izin veren kalitede)
LNYT
2. KOKLAMAYAN KÖMÜRLER
(4,165 kcal/kg'n altnda kalorifik deerde
a) Bitümlü Kömürler
olup koklama özellii göstermez)
b) Antrasit
Kaynak: Coal Information Report, OECD/IEA, Paris, 1983
Uluslararas kömür snflamasnda kabul edilen dier bir snflama ilemi ise
Kömürleme Derecesi Snflamasdr. Bu snflandrmada karbon içerii temel
deikendir. Kömürleme derecesi yüksek kömürlerde uçucu madde içerii,
kömürleme derecesi düük kömürlerde ise kalorifik deer temel alnarak
snflandrlmtr. Bunun dnda da birçok ülkenin çeitli kömür snflandrmalar
15
vardr. Kömür, fosil yaktlar arasnda dünyada en çok ve yaygn olarak bulunan enerji
kaynadr.
Bu nedenle kömürün, dier fosil yaktlara göre giderek artan oranda ve çok daha uzun
yllar dünyann enerji gereksinimini karlayacan söyleyebiliriz.
2.1. Dünya Kömür Rezervleri
2009 ylba itibariyle Dünyann toplam ekonomik üretilebilir kömür rezervleri 861
milyar ton dur. Ülke baznda ABD, 237 milyar ton olan kömür rezerviyle Dünya
kömür rezervlerinin %28’ine sahip iken Rusya %18, Çin %13, Avustralya %9,
Hindistan %7, Ukrayna ve Kazakistan %4, G. Afrika %3,5, dier ülkeler ise
%13,5‘una sahiptirler. Görüldüü gibi Dünya kömür rezervlerinin %86,5’u 8 ülke
arasnda dalmaktadr. Dünya kömür rezervlerinin %90’ be ktaya dalm
olmasna karn en büyük pay Asya ktasndadr. Türkiye rezervleri takömürü dnda
üretilebilir kategoride hesaplanp deklere edilmedii için Dünya rezervleri listesinde
gerektii büyüklükte yer almamtr (ekil 2.1.).
ekil 2.1. Dünya Kömür Rezervinde Ülkelerin Pay ve Miktar
Kaynak: BP 2011, Survey of Energy Resources WEC 2010
2009 ylba itibariyle dünya toplam takömürü rezervi 404 milyar tondur. Ülke
baznda ABD, 109 milyar ton olan takömürü rezerviyle Dünya takömürü
rezervlerinin %27’sine sahip iken, Çin%15, Hindistan %14, Rusya %12, Avustralya
%9,2, , G. Afrika %7,4, Kazakistan %5,4 .Ukrayna 15 milyar tonla %3,7ve dier
ülkeler ise 25 milyar tonla %6,2‘sine sahiptirler( ekil 2.2).
Ayrca dünyada kalorifik deeri 4,165 – 5,700 kcal/kg arasnda olan 261 milyar ton
alt bitümlü kömür rezervi bulunmaktadr. ABD’nin 99, Rusya’nn 98, Çin’in 34
milyar ton alt bitümlü kömür rezervi bulunmakta olup bu üç ülke Dünya alt bitümlü
kömür rezervinin %89’unu oluturmaktadr.
16
ekil 2.2. Dünya Takömürü Rezervinde Ülkelerin Pay ve Miktar
Kaynak: Survey of Energy Resources WEC 2010
ekil 2.3. Dünya Linyit Rezervinde Ülkelerin Pay ve Miktar
Kaynak: Survey of Energy Resources WEC 2010
Dier taraftan, 2009 ylba itibariyle 195 milyar ton olan Dünya ekonomik üretilebilir
linyit rezervlerinin en önemli pay %21 ve 40,6 milyar ton ile Almanya da
bulunmaktadr. Avustralya’nn %19, ABD’nin %16, Çin’in % 9,5 pay vardr (ekil
2.3). Türkiye kömür ve linyit rezervlerinin üretilebilir miktarlar belirlenmesi halinde
dünya kömür ve linyit rezervleri listesinde yer alabilecektir. Deilse Görünür,
Muhtemel ve Mümkün kategorisinde olmak üzere toplam 12,5 milyar ton linyit
rezervlerinin çok büyük bölümü kaynak kategorisinde görülmektedir. Dünya Enerji
Konseyinin 2010 raporundaki 2008 yl sonu Dünya kömür rezervleri listesinde
Türkiye Linyitlerinin sadece 1,8 milyar tonu rezerv kategorisinde görülürken, ta
kömürlerinin ise görünür ta kömürü rezervinden daha fazlas, 529 milyon tonu rezerv
17
kategorisinde görülmektedir. Bu nedenle, linyit kaynaklarmzdan ekonomik
üretilebilir olan rezerv miktarnn belirlenmesi gerekmektedir.
2.1.1. Dünya Kömür Üretim ve Tüketimleri
Kömür kayda deer anlamda 30’un üzerinde ülkede üretilmekte ve 60’n üzerinde
ülkede tüketilmektedir. Global krizin en iddetli hissedildii 2009 ylnda dünya
kömür üretimi 3512 milyon tep olurken 2010 ylnda %6,3 artla 3731 milyon tep
olmutur. Bu art 2010 ylndan önceki be ylda ortalama %4,1 olmutur.
Dünya’da 2000 ylndan itibaren geçen on ylda, yllk kömür üretimi %59 artmtr.
Kömür üretimindeki art, çok büyük ksm Çin olmak üzere Asya ktasndaki elektrik
enerjisi talebinden kaynaklanmaktadr. Geçen yllarda olduu gibi genel olarak
snma, tama ve sanayi sektörlerinin talebi ya duraan ya da dümektedir. Kömür
tüketiminin, gelimekte olan ülkelerde gelimi ülkelere göre daha fazla artmakta
oluunun nedenleri arasnda; bata Avrupa Birlii olmak üzere gelimi ülkelerin
elektrik üretiminde doal gaz daha fazla tercih etmeleri gelmektedir.
ekil 2.4. 2010 Yl Dünya Kömür Üretimi
Kaynak: BP 2011
3,7 milyar tep edeeri olan 2010 yl Dünya kömür üretiminin %48’ini tek bana Çin
gerçekletirmitir. Çin’den sonra %15 ile ABD gelmektedir. Dier ülkelerin Dünya
kömür üretimindeki paylarna bakldnda, Avustralya ve Hindistan %6, Endonezya
%5, Rusya %4, G. Afrika %3,8, Polonya ve Kazakistan %1,5, Almanya %1,2’dir.
Türkiye ise 17,4 milyon tep üretimi ile 2010 Dünya kömür üretiminin binde beini
üretmitir. Küresel kömür üretiminin giderek daha büyük bölümünün daha az sayda
ülkenin elinde toplanmaya balad gözlenmektedir. 1986 ylnda üretimin yaklak
%80’i toplam 10 ülke tarafndan yaplmaktayken, 2010 yl itibariyle %88’i 7 ülke
tarafndan yaplmaktadr. Be ülke; Çin, ABD, Avustralya, Hindistan, Endonezya,
dünya kömür üretiminin %80’ini gerçekletirmitir (ekil 2.4).
18
ekil 2.5. Dünya Takömürü Üretimi
Kaynak: Coal Information IEA 2011
Dünya takömürü üretimi, 2010 ylnda, 2009 ylna göre %7 artla 6.186 milyon ton
olduu tahmin edilmitir. Dünya takömürü üretiminin %85’ini be ülke
gerçekletirmitir. Bu ülkelerden Çin 3.162 milyon ton ile Dünya takömürü
üretiminin %51 ‘ini üretirken, ABD 932 milyon ton ile %15’ini, Hindistan 538
milyon ton ile %9’unu, Avustralya 353 milyon ton ile %5,7’sini ve Güney Afrika 255
milyon ton ile %4,1’ini üretmitir (ekil 2.5).
ekil 2.6. 1990-2010 Dünya Takömürü Üretimi
Dünya takömürü üretimi 1990 ylndan itibaren geçen yirmi ylda %77 orannda
2.693 milyon ton artarak 2010 ylnda 6.186 milyon ton olmutur (ekil 2.6). Ayn
dönemde Türkiye’nin takömürü üretimi artmad gibi 2010 yl itibariyle bir miktar
dümütür.
19
ekil 2.7. 2010 Yl Dünya Linyit Üretimi
Kaynak Coal Information IEA 2011
Dünya linyit üretimi, 2010 ylnda, 2009 ylna göre 9,9 milyon ton ve %1 artla
1.043 milyon ton olaca tahmin edilmektedir. Dünya linyit üretiminin %76’sn on
ülke gerçekletirmitir. Bu ülkelerden Almanya 169 milyon ton ve Endonezya 163
milyon ton ile dünya üretiminin %16 ‘sn üretirken, Rusya 76 milyon ton ile %7’sini,
Türkiye 70 milyon ton ile %6,7’sini Avustralya 67 milyon ton ile %6,4’ünü, ABD 65
milyon ton ile % 6’sn, Yunanistan ve Polonya ise 57 er milyon ton ile % 5,5’unu
üretmitir (ekil.2.7.).
ekil 2.8. 1990-2010 Dünya Linyit Üretimi
Dünya linyit üretimi 1995 ylndan itibaren geçen 15 ylda %11 orannda, 105 milyon
ton artarak 2010 ylnda 1.043 milyon ton olmutur (ekil 2.8). Dünya linyit üretimi,
1980 ylndan itibaren geçen otuz ylda ise sadece %5 artarken Türkiye’nin ayn
dönemdeki linyit üretimi ise %382 ya da 3,8 kat artmtr.
20
ekil 2.9. 2010 Yl Dünya Takömürü Tüketimi
Toplam 6.317 milyon ton olaca tahmin edilen 2010 yl Dünya takömürü tüketimi
deerleri incelendiinde üretimde olduu gibi Çin Dünya takömürü tüketiminin
%53’ü ile dünya tüketiminin yarsndan fazlasn tüketmitir. ABD %14,Hindistan
%10’unu tüketirken, kayda deer miktarda kömür üretmemelerine karn Japonya
%3’ünü G.Kore ise %1,9’unu tüketmilerdir. Türkiye ise 2010 ylndaki 25,6 milyon
ton takömürü tüketimiyle Dünya takömürü tüketiminin yaklak %0,4‘ünü
gerçekletirmitir (ekil 2.9). Bata Avustralya ve Endonezya olmak üzere baz
ülkeler de tüketimlerinden oldukça fazla takömürü ürettikleri görülmektedir. Bu
ülkelerden, Avustralya 288, Endonezya 162, Rusya 89, G. Afrika 68 milyon ton
tüketimlerinden daha fazla kömür üretmi olup Dünya kömür ticaretinde bata gelen
ülkelerdir.
1 milyar ton olan 2010 yl Dünya linyit üretiminin hemen hemen tamam açk
ocaklardan üretilmektedir. 921 milyon ton olaca tahmin edilen 2010 Dünya linyit
tüketiminin büyük oran elektrik üretiminde kullanlrken, baz ülkelerde endüstride
ve ev snmasnda da kullanlmaktadr. Çek Cumhuriyeti, Yunanistan, Almanya,
Avustralya, Macaristan ve Polonya gibi ülkelerde ise elektriin önemli bir ksm linyit
kömüründen üretilmektedir.
Dünyada üretilebilir kömür rezervleri 70 ülkede ve her ktada yeterli miktarda
bulunmaktadr. Mevcut tüketim trendi ile mevcut üretilebilir rezerv yaklak 120 ylda
tüketilebilecektir. Buna karn doal gaz ve petrol rezervleri ayn ekildeki bir hesapla
sras ile 40 ve 58 yl içinde tüketilmektedir. Buna karn kömürde kaynak
kategorisindeki kömürlerin bir bölümünün üretilebilir rezerv niteliine dönüecei,
son yllarda denizlerde youn olarak aratrlan petrol ve gaz rezervuarlarnn artmas
fosil yaktlardaki tükeni sürelerini çok daha fazla uzatacaktr.
21
Petrol rezervinin %54’ü ve doal gaz rezervinin ise %41’i Orta Dou’da
bulunmaktadr. Dünya’nn siyasi olarak en istikrarsz ve çatmalara müsait bu bölgesi
petrol ve doal gaz arz güvenirliinin önemli ölçüde tehdit etmektedir. Kömürün ise
arz güvenilirlii açsndan herhangi bir olumsuzluu görülmemektedir.
2.1.2. Dünya Kömür Sektörü Pazar Durumu
Dünya kömür ticaretinin yaklak tamam takömürüne ilikindir. Linyit kömürünün
ülkeler arasnda tanmas ya da ticareti yoktur. Küresel ölçekte ticareti yaplan
takömürünün iki ana kullanm amac bulunmaktadr: Elektrik üretimi (buhar kömürü)
ve demir çelik endüstrisinin kullanm için koklaabilir kömür veya kok kömürü
ticareti yaplmaktadr. 2010 yl rakamlarna göre 955 milyon ton olan Dünya kömür
ticaretinin, %71’i buhar kömürü, %29’u ise kok kömürüdür.
Dünya takömürü ticaret hacmi, 2010 ylnda 955 milyon tona ulamtr (IEA-CI
2011). En büyük ihracatç 298 milyon ton ile Avustralya’dr. kinci 161 milyon ton ile
Endonezya gelmektedir. Bu iki ülke dünya takömürü ticaretinin %48’ini
gerçekletirirken Dünya takömürü ihracatnn %89’u 8 ülke tarafndan
gerçekletirilmektedir: Avustralya, Endonezya, Rusya, ABD, Kolombiya, Güney
Afrika, Kazakistan ve Kanada. Kömür ithalatnda ise, Asya-Pasifik bölgesindeki 3
ülke %38 ile en büyük pay almaktadr: Japonya, küresel ticareti yaplan kömürün
%20’sini, Güney Kore %10,7’sini, Tayvan %7,1’ini satn almtr.
682 milyon ton olan 2010 dünya buhar kömürü ticaret hacminin %82’si 6 ihracatç
ülke tarafndan gerçekletirilmektedir. Bu ülkeler, 161 milyon ton ile Endonezya, 143
milyon ton ile Avustralya, 92 milyon ton ile Rusya, 69 milyon ton ile G.Afrika, 67
milyon ton ile Kolombiya ve 33 milyon ton ile Kazakistan’dr.
Dünya 2010 yl kok kömürü ticareti hacmi 273 milyon ton olup Avustralya 155
milyon ton, ABD 51 milyon ton ve Kanada 28 milyon ton olmak üzere bu üç ülke
dünya 2010 kok kömürü ihracatnn ve ticaretinin %86’sn gerçekletirmitir.
Elektrik ya da s üretimi ve demir çelik endüstrisi için kömür ithal eden balca
ülkeler arasnda; Almanya, Belçika, Danimarka, Finlandiya, Fransa, rlanda, talya,
Japonya, Güney Kore, Tayvan, Hollanda, Portekiz ve Türkiye bulunmaktadr.
2.1.3. Dünya Birincil Enerji Arz içinde Kömür Miktar
Dünya birincil enerji arz 1990 ylnda 8.785 mtep olan toplam birincil enerji arz
geçen 19 yl sonra %70 artarak 2009 ylnda 12.132 mtep olmutur. Bu dönemde
Dünya birincil enerjisi arz içinde kömürün pay %48 artarak 2.233 mtep den 3.294
mtep e toplam birincil enerji arz içindeki pay ise %25’den %27’e yükselmitir. 2035
ylnda, Yeni Politikalar Senaryosuna göre Dünya birincil enerji arz 16.961 mtep’e
kömürün miktar 4.101 mtep’e yükselirken, kömürün pay %24’e gerileyecei
öngörülmektedir. Mevcut Politikalar senaryosuna göre ise dünya birincil enerji arz
18.302 mtep’e, kömürün miktar 5.419 mtep’e ve birincil enerji arz içindeki pay
%30’a yükselecektir.
Yeni politikalara göre yaplan senaryoda 2035 ylnda, Dünya birincil enerji arz
içindeki kömür, 2009 ylnda olduu gibi petrolden sonra en fazla talep olan kaynak
olmaktadr(Tablo 2.2.). Ancak yüksek talep öngören mevcut politikalar senaryosunda
2035 ylnda en fazla talep olan kaynak kömür olmaktadr. Kömür tüketim miktar
22
açsndan en kötümser durum olan, hedefleri bakmndan da gerçekleme olasl en
düük olan 450 senaryolarna göre ise kömürün pay 2.316 mtep ve %16 ile petrol ve
doal gazdan sonra gelmektedir (World Energy Outlook IEA 2011).
Sonuç olarak kömür, fosil yaktlar arasnda en yaygn olandr. Yaplan
projeksiyonlarda, kömürün, Dünya birincil enerji arz içinde petrolle birlikte en
yüksek oranda kullanlan yakt olma nitelii 2035 ylna kadar artarak devam edecei
öngörülmektedir.
Tablo 2.2. Dünya Birincil Enerji Arz ve 2035 Yl Talep Senaryolar çinde
Kömürün Miktar ve Pay
Yllar
mtep
%
mtep
Petrol
%
mtep
Doalgaz
%
mtep
Nükleer
%
mtep
Hidrolik
%
mtep
Odun,çöp,v.b.
%
Jeotermal, mtep
Güne,Rüzgar
%
ToplamBirincilEnerji
Kömür
1990
2.233
25
3.226
37
1.671
19
526
6
184
2
908
10
36
0
8.785
2009
3.294
27
4.322
33
2.539
21
703
6
280
2
1.230
10
99
1
12.132
YeniPolitikalar MevcutPolitikalar 450Senaryolar
2035
2035
2035
4.101
5.419
2.316
24
30
16
4.645
4.992
3.671
27
27
25
3.928
4.206
3.208
23
23
22
1.212
1.054
1.664
7
6
11
475
442
520
3
2
3
1.911
1.707
2.329
11
9
16
690
481
1.161
4
3
8
16.961
18.302
14.870
Kaynak: World Energy Outlook IEA 2011
2.1.4. Dünya Elektrik Üretiminde Kömürün Pay ve Türkiye’nin Durumu
Dünya toplam elektrik üretimi 1990 ylnda 11.819 TWh olan toplam elektrik üretimi
geçen 19 yl sonra %70 artarak 2009 ylnda 20.043 TWh olmutur. Bu dönemde
Dünya elektrik enerjisi üretimi içinde kömüre dayal elektrik üretimi %84 artarak
4425 TWh den 8118 TWh e toplam Dünya elektrik üretimi içindeki pay ise %37 den
%41’e yükselmitir. 2035 ylnda, Yeni Politikalar Senaryosuna göre Dünya elektrik
üretimi 36.250 TWh’e kömürün miktar 12.035 TWh’e yükselirken kömürün pay
%33’e gerileyecektir. Mevcut Politikalar senaryosuna göre ise 2035 ylnda Dünya
elektrik üretimi 39.368 TWh’e, kömüre dayal elektrik üretimi 16.932 TWh’e ve
kömürün elektrik içerisindeki pay %43’e yükselecek ve talepte ilk sray alacaktr.
23
Tablo 2.3. Dünya Elektrik Üretimi ve 2035 Yl Talep Senaryolar çinde
Kömürün Miktar ve Pay
Yllar
TWh
%
TWh
Petrol
%
TWh
Doalgaz
%
TWh
Nükleer
%
TWh
Hidrolik
%
TWh
Odun,çöp,v.b.
%
TWh
Rüzgar
%
Jeotermal, TWh
Güne,Dalga,CSP
%
ToplamÜretim
Kömür
1990
4.425
37
1.337
11
1.727
15
2.013
17
2.144
18
131
1
4
36
2009
8.118
41
1.027
5
4.299
21
2.697
13
3.252
16
288
1
273
1
89
11.819
20.043
YeniPolitikalar MevcutPolitikalar 450Senaryolar
2035
2035
2035
12.035
16.932
4.797
33
43
15
533
591
360
1
2
1
7.923
8.653
5.608
22
22
17
4.658
4.053
6.396
13
10
20
5.518
5.144
6.052
15
13
19
1.497
1.150
2.025
4
3
6
2.703
2.005
4.320
7
5
13
1.382
840
2.666
4
2
8
36.250
39.368
32.224
Kaynak: World Energy Outlook IEA 2011
450 senaryolarna göre ise kömüre dayal elektrik üretim miktar ve oran dramatik
olarak dümekte olup 2035 yl elektrik üretiminde kömür, nükleer, hidrolik ve doal
gazdan sonra dördüncü srada gelmektedir. Ancak gerçekleme olasl daha yüksek
olan Mevcut ve Yeni politikalar senaryolarnda görüldüü gibi miktar ve pay oranlar
bakmndan kömürün 2035 yl dünya elektrik üretimindeki yeri açk ara önde
olacaktr(Tablo 2.3.).
ekil 2.10. 2009 Yl Ülkelerin Elektrik Üretiminde Kömürün Pay
Kaynak: Electricity Information IEA 2011
24
2009 yl itibariyle Dünya elektrik enerjisi üretiminde kömür %40 orannda
kullanlmtr (Kaynak: Electricity Information IEA 2011). Dünya kömür rezervlerinin
%70’ini bulunduran 7 ülkede elektrik üretiminde kömürün pay %42 - %93 arasnda
deimektedir. Bu ülkeler ile birlikte, elektrik üretiminde kömür kullanm paylar
önemli miktarda olan ülkelerden 2009 yl itibariyle, Güney Afrika Cumhuriyeti’nde
%93, Polonya’da %88, Çin’de %79, Avustralya’da %78, Kazakistan’ da %75,
Hindistan’da %69, srail’de %64 ve Çek Cumhuriyeti’nde %60, Yunanistan’da %57,
Danimarka’da %50, ABD’de%45, Almanya’da %43, olurken Türkiye’de ise %29
eklindedir (ekil 2.10). 2009 yl itibariyle kömür rezervleri fazla olan ve dünyada en
çok elektrik üreten büyük ülkelere bakldnda da, Rusya dnda kömürün elektrik
üretimindeki paylarnn çok yüksek olduu, Rusya’nn ise kömür rezervlerine karn
büyük doal gaz ve petrol rezervlerinin olmas nedeniyle bu oran %17 olmutur. Bu
oranlar kömür yannda petrol ve gaz rezervi olan ktalardan Asya da %47, Afrika da
%40 olurken ve Dünya ortalamasnn da %40 olduu görülmektedir (ekil 2.11).
ekil 2.11.Elektrik Üretiminde Büyük Ülkeler, Ktalar ve Birliklerde Kömürün
Pay
Kaynak: Electricity Information IEA 2011
Petrol ve doal gaz rezervlerinin belirli bölgelerde toplanm olmas ve fiyatlarndaki
yüksek deikenlik derecesi, nükleer kaynaklarn, büyük bir deprem nedeniyle olan
Japonya’daki nükleer santral kazas, atk sorunu ve kamuoyu tepkisi, yeniyenilenebilir kaynaklarn yüksek maliyetleri, kömürü, günümüz dünyasnda elektrik
üretiminde en avantajl ve yaygn kullanlan yakt konumunu deitirmeyecektir.
Bu nedenle bir ülkede zengin kömür rezervlerinin bulunmas, o ülke için enerji arz
güvenliinin salanmas bakmndan büyük bir avantaj anlamna gelmektedir. Ayrca
kömürün yakn gelecekte temiz enerji olmas için aratrmalar gelierek devam
etmektedir.
Türkiye ise sahip olduu kömür rezervleri yannda dier fosil kaynaklarnn olmay
da dikkate alndnda; kömürün elektrik üretimindeki paynn son derece düük
kald görülmektedir. Ayrca son yllarda artan tama maliyetlerinin ithal kömürü
25
giderek ekonomik olmaktan uzaklatrmas, öncelikle yerli kömür kaynaklarn,
yüksek istihdam avantaj yannda bu bakmdan da ön plana çkarmaktadr.
2.2. Türkiye Kömür Rezervleri
Ülkemizde, çok snrl doal gaz ve petrol rezervlerine karn, 515 milyon tonu
görünür olmak üzere, yaklak 1,3 milyar ton takömürü ve 11,2 milyar tonu
görünür rezerv niteliinde toplam 12,5 milyar ton linyit rezervi bulunmaktadr.
Ülkemizde Zonguldak bölgesinde çkarlan takömürü bitümlü kömür kategorisinde
yer almakta olup sl deeri 6200-7200 kcal/kg arasnda deimektedir. Türkiye’de
bulunan takömürü Türkiye Ta Kömürü Kurumu (TTK) tarafndan iletilmekte olup
2011 yl rezerv miktar Tablo 2.4.’de görülmektedir.
Tablo 2.4. 2011 Yl TTK Ruhsatl Kömür Sahalarna Ait Rezervler
. 2011 YILI TTK TAKÖMÜRÜ REZERVLER
YER
L
Müesese
REZERVLER ( 1.000 ton)
HAZIR
Alt Isl De.
GÖRÜNÜR MUHTEMEL MÜMKÜN TOPLAM (AID) kcal/kg
Zonguldak Armutçuk
1.101
9.033
15.860
7.883
33.877
6050-7050
Zonguldak Kozlu
Zonguldak Üzülmez
2.347
1.384
5606
67.690
136.141
47.975
74.020
117034
158.551
305.887
6400-6950
6400-6950
Zonguldak Karadon
Bartn
Amasra
TOPLAM
131.459
40.539
94.342
159162
413.261
6200-6950
414
170.828
115052
121535
407.829
5450-6050
10.852
515.151
424.955
368.447
1.319.405
Kaynak: ETKB 2011, TTK 2010 Faaliyet Raporu
2010 Yl sonu itibari ile Türkiye takömürü rezervimiz toplam 1 milyar 334 milyon
ton’dur. Havzada koklaabilir takömürü rezervleri, Kozlu, Üzülmez ve Karadon
bölgelerinde bulunmaktadr. Armutçuk bölgesindeki rezervler yar koklaabilir olup
koklaabilir kömürlerle harmanlanarak demir çelik fabrikalarnda kullanma uygun
hale getirilebilir. Amasra bölgesi kömürlerinin koklama özellii bulunmamakla
birlikte, belirli oranlarda koklaabilir kömürlerle harmanlandnda koklama
özelliini bozmamaktadrlar.
Ülkemizin linyit potansiyeli ise henüz tam olarak ortaya konmu deildir. Türkiye’de
kömür genel olarak linyit ve takömürü balklar altnda deerlendirilmekte olup
takömürü rezervleri TTK tarafndan, linyit rezervlerimiz ise Elektrik Üretim Anonim
irketi (EÜA), Türkiye Kömür letmeleri(TK) ve özel sektör tarafndan
iletilmektedir. Ta kömürlerinin tamam linyitlerin ise %87 ‘si kamuya ait ruhsat
snrlar içinde bulunmaktadr.
Linyit rezervleri ülke geneline yaylmtr. Hemen hemen bütün corafi bölgelerde ve
krktan fazla ilde linyit rezervlerine rastlanlmaktadr. Linyit rezervlerinin %20’si
TK, %39’u EÜA, %28’i MTA ve %13’ü ise özel sektör elindedir (Tablo 2.5.).
26
Tablo 2.5. 2011 tibaryla Kurumlara Ait Linyit Rezervleri
2011YILITÜRKYE,KURUMLARAATLNYTREZERVLER(milyonton)
KURUMLAR
Görünür
Muhtemel Mümkün Toplam Pay(%)
EÜA
4.741
105
4.846
39
TK
2.303
252
2
2.557
20
MTA
3.156
278
53
3.487
28
ÖzelSektör
1.094
362
139
1.595
13
TOPLAM
11.294
997
194
12.485
100
Kaynak: ETKB 2011
Linyit rezervlerimizin çounluu 1976–1990 yllar arasnda bulunmutur. Bu
dönemden sonra kapsaml rezerv gelitirme etüt ve sondajlar 2005–2008 yllar
arasndaki linyit arama çalmalardr.
Enerjide da bamllmzn giderek artmas yannda pahal oluu, yerli kaynaklara
daha fazla yönelmemizi gerektirmitir. Bu anlayla “Linyit Rezervlerimizin
Gelitirilmesi ve Yeni Sahalarda Linyit Aranmas” Projesi TK koordinatörlüünde,
teknik olarak MTA’nn sorumluluunda, ET Maden, TPAO, EÜA, TTK ve DS’nin
katlm ile 2005 ylnda balatlmtr. Proje ile bata MTA ve TK arivlerindeki
linyit arama raporlar olmak üzere dier kurulularn kömürle ilgili verileri
deerlendirilerek aratrlacak alanlar belirlenmitir. Özellikle 2005-2008 yllar
arasnda EÜA tarafndan finanse edilen ve Maden Tetkik Arama(MTA) tarafndan
uygulanan Afin-Elbistan Linyit Havzas detayl linyit aramalar ve dier havzalarda
TK tarafndan desteklenen ve MTA tarafndan yaplan arama çalmalar ile Türkiye
linyit rezervi önemli ölçüde artrlmtr.
Bu çalmalar ile Afin-Elbistan Linyit Havzas dnda Trakya havzasnda, Soma
havzasnda ve Karapnar havzasnda yeni kömürler bulunmu, bilinen sahalarda ise
rezerv artlar salanmtr. Yaplan çalmalarda, en büyük rezerv art Elbistan
havzasnda olmutur. Yaplan etüt ve sondajlardan önce 3,3 milyar ton olan rezerv
yaklak 1 milyar ton artarak 4,4 milyar tona çkmtr. Ancak etüt ve sondaj
yaplmayan Elbistan havzasnn ortasndaki Çöllolar ile havza kuzeyinde, yeniden
deerlendirme yaplmamtr. TK’nin Elbistan havzasnn tamamnda 2000 ylnda
yapt deerlendirmelerin bu kesimlerdeki deerleri dikkate alndnda Havzann
görünür rezervinin 5 milyar ton civarnda olduu anlalmakta olup bu deer rezerv
tablosuna yanstlmamtr. Bunun dnda MTA’nn yapt etüt ve sondajlarla
Elbistan’daki büyük havzann dnda 515 milyon ton, rezerv çalmalar devam eden
havzalardan Konya Karapnar’da 1,8 milyar ton, Afyon Dinar’da 329, Eskiehir
Alpu’da 300 milyon ton bata olmak üzere Trakya ve Soma havzalarnda ki artlarla
2011 itibariyle Türkiye toplam linyit rezervi 12,5 milyar tona ulamtr. (Tablo 2.6.).
27
Tablo 2.6. 20011 Yl Türkiye Linyit Rezervleri
2011 YILI TÜRKYE, KAMU SEKTÖRÜ(EÜA,TK, MTA) LNYT REZERVLER
YER
REZERVLER (1.000 ton)
Alt Isl De.
(AID)
kcal/kg
L
LÇE
Görünür Muhtemel Mümkün
Toplam
323.329
1298
323.329
Adana
Tufanbeyli
261.500
104.500
2000-2400
366.000
Ankara
Beypazar
273.383
55.629
1351
329.012
Afyon
Dinar*
967
4.569
500-3500
5.536
Balkesir
Balya
88.662
15.000
1460
103.662
Bingöl
Karlova
37.025
1.000
2340
38.025
Bolu
Göynük
43.824
19.945
1.560
1900-2340
65.329
Bursa
Keles
31.898
2500
31.898
Bursa
Orhaneli
79.073
3000
79.073
Çanakkale
Çan
19.495
4.042
3150
23.537
Çorum
Alpagut
14.005
Çorum
Osmanck
6.575
7.430
1470
300.000
Eskiehir
Alpu*
150.000
100.000
50.000
2100
280.229
stanbul
Çatalca
228.457
51.772
1894-2086
4.381.300 1031-1201
K.Mara
Elbistan** 4.381.300
515.055
950-1115
515.055
K.Mara
Elbistan
81.011
1110-1150
81.011
Konya
Beyehir
18.797
974
2180-2250
19.771
Konya
Ilgn
5.000
1320
1.830.716
Konya
Karapnar* 1.825.716
147.773
32.800
2080-2510
180.573
Kütahya
Seyitömer
276.595
2560
276.595
Kütahya
Tavanl
2.500
15000
1934
17.500
Malatya
Yazhan*
572.379
54.400
2080-3340
626.779
Manisa
Soma
267.499
1642-2279
267.499
Mula
Milas
152.485
1903-2692
152.485
Mula
Yataan
23.845
106.494
2060
130.339
Tekirda
Çerkezköy
160.585
50.933
2.964
2183-2865
214.482
Tekirda
Merkez
23.845
106.494
2080
130.339
Tekirda
Saray
98.500
1282
98.500
Svas
Kangal
KAMU TOPLAMI
10.092.073 735.982
54.524 10.882.579
ÖZEL SEKTÖR
1.094.189
362.122
138.617 1.594.928
11.186.262 1.098.104
193.141 12.477.507
TÜRKYE TOPLAMI
Kaynak: ETKB 2011
*MTA tarafndan rezerv çalmalar devam eden sahalar.
**En büyük rezerv art olarak, EÜA’ a bal Elbistan Linyit havzasnn büyük
bölümünde MTA’nn yapt etüt ve sondajlardan sonra havzann toplam görünür
rezervi 4,4 milyar tona yükselmitir. Havzada, MTA’nn etüt ve deerlendirme
yapmad dier bölümlerinde TK’nin yapt deerlendirmelerle birlikte Havzann
görünür rezervi yaklak 5 milyar ton olup bu miktar tabloya yanstlmamtr.
28
Tablo 2.7. 2011 Yl Türkiye Özel Sektör Linyit Rezervleri
YER
L
Adana
Adyaman
LÇE
Tufanbeyli
Gölba
2011 ÖZEL SEKTÖR LNYT REZERVLER
REZERVLER (1.000 ton)
Görünür
Muhtemel Mümkün Toplam
101.340
101.340
51.190
51.190
Gölba/.Koçhisar/
Çubuk/Gölba/
Beypazar/Aya
Bayramiç/Çan/
Çanakkale Yenice/Avack
Ilgaz/Yaprakl/
Çankr
Orta/abanözü
psala/Kean/MeriçM
erkez/Sülolu/
Edirne
Uzunköprü
Beykoz/Çatalca/
Eyüp/Gazios/Merkez
stanbul
/Saryer/Silivri/ile
Bayayla/Ermenek
Karaman
Ankara
Krklareli
Konya
Manisa
Mula
Tekirda
Pnarhisar
Beyehir/Ilgn
Akhisar/Gördes/
Krkaaç/Soma/
Alaehir/Merkez
Merkez/Milas/
Yataan
Hayrabolu/Malkara/
Merkez
Balca Özel Sek. Toplam
Dier Özel Sektör Toplam
ÖZEL SEKTÖR TOPLAMI
Alt Isl De.
(AID) kcal/kg
1.250
1.385
18.103
2.970
21.073
1600-4800
40.808
31.261
2.376
74.445
1335-4000
100.653
2.027
7.541
110.221
860-5000
60.902
39.197
6.080
106.179
2000-5400
114.163
15.394
5.639
135.196
1500-5400
47.345
60.480
176.442
1.620
20.000
8.250
30.700
55.595
62.100
227.142
4000-4500
4.000
1580-4000
72.365
20.554
15.000
107.919
2500-5000
10.367
70.138
1.905
82.410
3000-4000
48.393
26.102
2.536
77.031
3000-5000
902.551
191.638
1.094.189
229.263
132.859
362.122
80.027
58.590
138.617
1.211.841
383.087
1.594.928
Kaynak: ETKB 2011
Türkiye linyit rezervleri toplamnn yüzde on üçüne sahip olan özel sektörün
uhdesinde 400 adetten fazla linyit rezervleri ruhsat bulunmaktadr. Saha ve il baznda
toplam 20 milyon tonunun üzerinde linyit rezervinin bulunduu il says on üç tür.
Saha baznda ise toplam rezervi 10 milyon tonun üzerindekiler snrl olup dierleri
daha küçük rezervli sahalardan olumaktadr (Tablo 2.7).
Türkiye’deki linyitler standartta belirtilen üst sl deerin oldukça altndadr. Ülkemiz
linyit rezervlerinin kalorifik deeri 1000 kcal/kg ile 4200 kcal /kg arasnda deiiklik
göstermektedir. Örnein, en büyük rezervin bulunduu Afin-Elbistan havzasndaki
linyit kömürünün alt sl deeri(AID) 900-1250 kcal/kg’dr (ekil 2.12.).
29
ekil 2.12. Türkiye Linyit Rezervlerinin Kalorifik Dalm
Kaynak: ETKB 2010
2.2.1.Türkiye Asfaltit Rezervleri, Üretimi ve Tüketimi
Asfaltit, petrolün zamanla oksitlenmesi ve uçucu maddelerini kaybederek katlamas
sonucu oluan, sert, siyah renkli bir çeit bitümdür. Kömür olmasa da kömür gibi, kat
yakt olarak kullanlan enerji kaynadr. Türkiye’nin önemli asfaltit sahalar
Güneydou Anadolu bölgesindedir. Filon topluluu eklinde olan önemli iki sahadan
biri rnak’n güneyinde, ikincisi ise Silopi’nin güneydousundadr.
Tablo 2.8. 2011 Türkiye Asfaltit Rezervleri
2011 TÜRKYE ASFALTT REZERVLER
YER
REZERVLER(1.000 Ton)
L
LÇE Görünür Muhtemel Mümkün Toplam
21.067
50.363
IRNAK Silopi 29.296
8.327
6.579
22.633
IRNAK Merkez 7.727
37.023
29.394
6.579
72.996
TOPLAM
Kaynak: TK 2011
AID
kcal/kg
5310
5330
Ruhsat
Sahibi
TK
TK
Türkiye asfaltit rezervlerinin önemli bölümü TK uhdesindedir (Tablo 6). Asfaltit
üretimi, 1992 ylna kadar TK tarafndan, 1992-2002 yllar arasna TK ve rnak
valilii, 2002 ylndan sonraki yllardaki üretimi ise rnak valilii ve özel sektör
tarafndan rödövans karl yaplmaktadr. Özel sektör, ürettii asfaltiti Silopi’de
kurduu 135 MW Kurulu gücündeki santralda tüketirken, rnak valilii bölgenin
teshin ve sanayi ihtiyaçlar için üretmektedir. 2010 yl itibariyle, valilik yaklak 569
bin ton, özel sektör ise 477 bin ton olmak üzere toplam 1.046 bin ton üretim
yapmtr.
30
Bunlarn dnda 2003 ylndan itibaren özel sektöre ait ruhsatlarda üretimler
yaplmaktadr. 2010 ylnda özel sektör ruhsatl sahalarda üretilen asfaltit 247 bin ton
dur. Böylece 2010 ylnda Türkiye toplam asfaltit üretimi 1.293 bin ton
olmutur(Kaynak: TK+MGEM).
2.2.2. Türkiye’de Kömür Üretimi ve Tüketimi
Ülkemizdeki linyit üretimi; Enerji Sektörü (Termik Santral), Sanayi sektörü ve Isnma
(konut) Sektörü olmak üzere 3 ana sektörün taleplerinin karlanmasna yöneliktir.
2010 yl itibariyle, 70 milyon ton olan linyit üretiminin %46’s EÜA, %43’ü TK,
ve %11’i ise Özel sektör tarafndan yaplmtr. Linyit tüketiminde en büyük pay %80
ile termik santrallere aittir. Türkiye kömür üretimi 2010 ylnda takömüründe 2,6
milyon ton, linyitte ise 70 milyon ton olmutur. 2009 ylna göre 2010 ylnda, linyit
üretiminde %8, ta kömürü üretiminde ise %10 orannda düü olmutur.
Türkiye takömürü üretiminin 1974–2010 yllar arasndaki üretim deerleri genel
olarak irdelendiinde, 1974 ylnda yllk yaklak 5 milyon ton olan üretimi geçen 30
yllk süre sonunda küçük deerlerdeki ini-çklar dnda sürekli düerek 2004
ylnda 35 yllk dönemin en düük deerine inmitir. Ta kömürü yllk üretimi 2004
ylnda 1974 ylna göre 3 milyon ton azalarak 1,946 milyon ton olarak %61 orannda
dümütür. 2010 ylndaki takömürü üretimi ise 1974 ylna göre %48 orannda
düerek 2,59 milyon ton düzeyine inmitir (ekil 2.13).
2004 yl takömürü üretim deerlerine göre 2009 ylnda %48 orannda 933 bin ton
üretim art olmasna karn, bu art miktar, 2010 ylnda devam etmemi aksine
2009 ylna göre 287 bin ton dümütür.
ekil 2.13. Yllara Göre Türkiye Takömürü Üretim Miktar Grafii
Kaynak: ETKB 2011
2010 ylnda, takömürünün 499 bin tonu demir- çelik, 1024 bin tonu termik santral,
247 bin tonu da teshin ve sanayiye satlmtr.
31
1974–2010 yllar arasnda ki 36 ylda Türkiye linyit üretim miktarlar deerlerine
göre; bu sürede yllk 8,4 milyon ton dan 70 milyon tona çkarak 8 kat artm olduu
görülür (ekil 2.14.).
Türkiye linyit üretiminde geçen yllar irdelendiinde en büyük üretim art oran
%138 artla 1982-1986 yllar arasndaki dört ylda olmutur. Bundan sonraki büyük
art oran ise 2004-2008 yllar arasndaki dört ylda olmutur. 2004 ylna göre, 2008
ylndaki linyit üretimi, %74 orannda ve 32,5 milyon ton artla ylda 76 milyon ton
olmutur. Dört yldaki üretim artnn nedeni de enerji ye talebin artmasyla kömür
santrallarnn tekrar kapasitelerine yakn üretim yapmas olmutur. Ancak üretimde en
fazla düü de 1999–2004 yllar arasndaki be ylda yaanmtr. 1999 ylna göre,
2004 ylnda Türkiye Linyit üretimi, %33 orannda ve 21,3 milyon ton azalla yllk
43,7 milyon tona dümütür. 2001 ylnda ki ekonomik küçülmenin ve barajlardaki
doluluk oran artnn etkisi olsa da, bu düüün önemli nedeni, elektrik üretiminde
doal gaz paynn %44 ‘e çkmas sonucunda linyit santrallarnn kapasitelerinin çok
altnda kömür tüketmesi olmutur. Linyit üretimi ve tüketimindeki bu düü elektriin
pahalanmasnn yannda isizlii artrm ve önemli ekonomik kayplara neden
olmutur.
Son yllarda Türkiye elektrik üretiminde, %50’ye yaklaan ve 2010 ylnda %46,5
olan doal gaz santrallarna dayal payn, kömür ve dier kaynaklarmza dayal
olarak düürülememesi halinde, elektrik fiyatlarndaki hzl art devam edecek, halkn
refahn ve sanayinin gelimesini olumsuz etkileyecektir.
ekil 2.14.Yllara göre Türkiye Linyit Üretimi Grafii
Kaynak: ETKB 2011
32
2.2.3. Kömür Rezervlerinin Termik Santral Potansiyeli ve Elektrik Arz Güvenirlii
a) Linyit ve Asfaltit rezervleri
2010 yl sonu itibariyle Türkiye linyit ve asfaltit rezervlerine dayal mevcut santrallar
8275 MW olup 49524 MW olan toplamn %16,7’sn elektrik üretimi bakmndan da
%19,4 ünü oluturmaktadr. 2006 ylndan itibaren Silopi’de kurulan 135 MW Kurulu
gücündeki asfaltit termik santral dnda Linyit ve asfaltit rezervlerine dayal santral
devreye girmemitir. Türkiye linyit, asfaltit ve takömürü rezervlerinin santral
potansiyeli aada deerlendirilmitir (Tablo 2.9). Ayrca, Tabloda olmayan 59MW
linyit ve 35 MW takömürü otoprodüktör santrallar bulunmaktadr.
Tablo 2.9. 2011 Yl Türkiye Kömür ve Asfaltit Rezervlerinin Santral Potansiyeli
2011 Türkiye Kömür ve Asfaltit Rezervlerinin Termik Santral Potansiyeli (Ç.Koçak)
Toplam
Mevcut
Balayan Yaplabilir
Toplam
Saha Ad
Rezerv
K.Güç
K.Güç
K.Güç
K.Güç
(MilyonTon) (MW)
(MW)
(MW)
(MW)
2.795
10.000
Afin-Elbistan
5.000
7.205
1.200
Afin-Elbistan
515
1.200
1.050
Adana-Tufanbeyli
424
1.050
150
Adyaman-Gölba
51
150
620
920
Ankara-Çayrhan
366
300
270
Bolu-Göynük
37
135
135
210
210
Bursa- Orhaneli,Keles
97
320
320
Çanakkale-Çan
79
170
Çankr-Orta
94
170
290
Eskiehir-Mihalççk
55
290
500
Konya–Ilgn
143
500
3.000
Konya–Karapnar
1.830
3.000
365
665
Kütahya-Tunçbilek
277
300
600
600
Kütahya-Seyitömer
181
1.034
1.634
Manisa-Soma
627
600
1.050
1.050
Mula-Milas
268
630
630
Mula-Yataan
153
300
Tekirda-Saray
130
300
457
457
Svas-Kangal
99
135
675
rnak-Asfaltit
73
270
270
1.100
Bartn-Amasra*
408
1.100
300
300
Zonguldak-Çatalaz*
884
TOPLAM
11.791
8.516
695
16.280
25.491
*Takömürüsantrallar
1. Kahraman Mara-Elbistan; Ruhsat EÜA’a ait ve 43 yl önce bulunan AfinElbistan Havzasnda, TK’nin yapt çalmalar ve MTA’nn son yllarda
yapt ayrntl inceleme ve sondajlar sonunda Havzann toplam üretilebilir
rezervi en az 4.35 milyar ton olaca anlalmtr. Afin–Elbistan havzasnn
33
mevcut iki santrala ait rezervler dnda, yaklak 3,3 milyar ton üretilebilir
kömür rezervi bulunmaktadr. Bu rezerv ile en az 7200 MW santral
kurulabilecektir. Ancak havzada bu büyüklükte santrallarn kurulabilmesi için
haleye çklacak Elbistan C ve D santallarndan önce yeni üretim planlamas
yaplmaldr (Koçak Ç.).
2. Elbistan havzasnn güney dousunda bulunan 515 milyon ton görünür rezervli
saha en az 1200 MW Kurulu gücündeki santral besleyebilecektir.
3. Linyit arama projesi ile bulunan Elbistan’dan sonra en büyük havza 1,83 milyar
ton linyit rezervli Konya Karapnar havzas olmutur. Rezerv çalmas bitme
aamasnda olan havzada mevcut bulgular en az 3000 MW Kurulu gücündeki
santrallarn kurulabileceini göstermektedir.
4. Adana-Tufanbeyli Sahas, TK ve özel sektöre ait bitiik iki sahada yaklak
1050 MW Kurulu gücünde santral için yaklak 550 milyon ton rezerv
bulunmaktadr. Özel sektör 450 MW’lk santral için ruhsat alm olup kurulula
ilgili çalmalar devam etmektedir.
5. Konya–Kurugöl, özel sektöre ait bu sahann toplam rezervi 143 milyon ton olup
kurulabilecek santraln kapasitesi 500MW’dr.
6. Bolu–Göynük ruhsat TK’ye ait olup letmesi özel sektöre verilen sahann
toplam rezervi 39 milyon ton olup santral kapasitesi 2x135 MW olup santraln
kurulu çalmalar devam etmektedir.
7. Tekirda-Saray ruhsat TK’ye ait olan sahann toplam rezervi 129 milyon
tondur. Sahann santral kapasitesi 2x150 MW olup, uygun ÇED raporu
alnamad için iletmesi özel sektöre verilen bu saha TK’ye iade edilmitir.
8. Çankr-Orta, ruhsat Özel sektöre verilen sahada toplam 50-75 milyon ton
arasnda rezervi olup 170 MW kurulu gücündeki santraln kurulmas için
aratrma çalmalar devam etmektedir.
9. rnak- Asfaltit sahas olup ruhsat TK’ye ait olan bu sahada, özel sektör
tarafndan, yaklak 30 milyon ton asfaltit rezervi karl 2x135 MW lisans
alnm olup hazrlk çalmalar devam etmektedir. Ayrca Silopi’de mevcut
santral ileten irketin 2x135MW kurulu gücünde ilave santral kurmas söz
konusu olup bu santrallar için yeterli miktarda asfaltit rezervi bulunmaktadr.
Böylece asfaltit rezervlerine yönelik toplam kurulu gücü 540 MW olan santrallar
kurulabilecektir.
10. Eskiehir-Mihalççk da özel sektör tarafndan, bir bölümü EÜA’ a ait olan
yaklak 55 milyon ton üretilebilir linyit rezervine karlk kurulacak olan 2x135
MW gücündeki santraln kurulu çalmalar devam etmektedir.
11. Adyaman - Gölba, özel sektöre ait sahann toplam rezervi 51 milyon ton
santral kapasitesi 150 MW’dr.
Bunlarn dnda sahadaki mevcut rezervleriyle ilave santral kurulabilecek olan
havzalar;
12. Manisa-Soma 600MW için
13. Kütahya-Tunçbilek 300 MW
14. Ankara- Çayrhan 300 MW
Böylece linyit ve asfaltit rezervleriyle mevcutlar dnda, kurulumu ile ilgili çalmalar
balayan 695 MW ile birlikte yaklak toplam 15.875MW Kurulu gücünde linyit ve
34
asfaltite dayal ilave santrallar yaplabilir. Bunun dnda rezerv çalmalar
tamamlanmas halinde yeni santralarda kurulabilecektir.
b) Ta Kömürü Rezervleri
Toplam görünür rezervi 344 milyon ton olan Zonguldak sahasnda, 300 MW
gücündeki mevcut santral dnda, Özel sektör tarafndan 1.360 MW gücündeki
santral kurularak üretime balamtr. Ayrca 171 milyon ton görünür rezervi olan
Bartn-Amasra ta kömürü sahasnda ise lisans alnan 1.100 MW üzerinde santraln
yapm için planlamalar yaplmaktadr. Ta kömürü kaynaklarmza ve üretim
miktarlarna göre kurulan ve planlanan bu santrallarn kurulu güç deerleri daha önce
planlanan santral deerlerinin üzerinde olduu görülmektedir. Zonguldak’taki
santrallar için bu günkü üretim seviyeleri ve olas üretim artlar da dikkate alnrsa
bu santrallarn yakt gereksiniminin önemli ksmnn ithal kömürle karlanaca
anlalmaktadr.
thal kömüre dayal santrallar enerji arz güvenirlii açsndan doalgaz santrallarna
göre daha avantajl olabilir. Ancak daha çok istihdam, katma deer yaratlmas
yannda enerji arz güvenirliinin tam olarak salanmas bakmndan, önceliin yerli
kömür üretimlerine ve dier yerli kaynaklara dayal santrallara verilmelidir.
Enerji tüketiminde yüzde yetmilerin üzerinde da baml hale gelen ülkemizde,
enerji arz güvenilirliinin salanmas için en önemli seçenek yerli kömürlerimizin bir
an önce deerlendirilmesi olarak görülmektedir. Bunun yannda yerli kömüre dayal
elektrik üretimlerinde dier kaynaklarla kyaslandnda 10 kata kadar daha fazla
dorudan istihdam saland göz önüne alnrsa, bu açdan da elektrik üretiminin
mümkün olduu kadar yerli kömüre dayal olmas gerekmektedir.
2.2.4.TK’de Kömür Teknolojileri ve AR-GE Faaliyetleri
Türkiye Kömür letmeleri Kurumu Genel Müdürlüü(TK) tarafndan, günümüzün
deien ve gelien artlar açsndan linyit üretimi ve sonraki aamalarnda çevre
mevzuatlar, AB ve Kyoto protokolü gibi yeni gelimeleri de dikkate alarak yeni
politikalar ve stratejiler gelitirilmektedir. Bu kapsamda kömür kalitesinin
yükseltilebilmesi ve çevre dostu olarak kullanlabilmesi yönünde gelimi kömür
hazrlama, zenginletirme ve dier temiz kömür teknolojilerine önem verilmektedir.
Son yllarda birçok üniversite ve aratrmac kurulularla Türkiye linyitlerinin
iyiletirilmesi, ulusal kömür rezervlerinden kimyasal maddeler üretilmesine yönelik
olarak yer alt-yerüstü gazlatrma/svlatrma gibi konularda Ar-Ge projeleri
balatlm veya programlanmtr.
Aada, yürütülmekte olan Ar-Ge Faaliyetleri özetle yer almaktadr:
Kömürün briketlenmesi, kurutulmas, hümik ve fülvik asit üretim metotlarnn
gelitirilmesi, Ar-Ge program ve laboratuarlarnn gelitirilmesi konularnda ‘TK
Aratrma ve Teknoloji Gelitirme Projeleri’ ad altnda bir üniversite ile Ar-Ge
faaliyetleri yürütülmütür. Bu kapsamda 2007 ylnda Konya-Ilgn’da 1500 000
lt/yl sv hümik asit kapasiteli bir pilot tesis kurulmutur. Tesiste kat ve sv
hümik
asit
üretiminin
yannda
muhtelif
Ar-Ge
faaliyetleri
de
gerçekletirilmektedir. Kullanlacak topran yaps ve tarmsal talebe göre TK
Hümas adyla muhtelif kalite ve özelliklerde sv hümik asit üretimi ve sat için
gerekli yasal izinler alnmtr. Bölge bayilikleri sistemi ile pazarlama sat
35

faaliyetleri devam etmektedir. Bu güne kadar toplam 700 bin lt hümik asit
üretilmi olup, tesis kapasitesinin artrlmas çalmalar devam etmektedir. Hümik
asitlerin tarmda kullanm ve deerlendirilmesi amacyla yurt çapnda hümik asit
kullanmyla ilgili muhtelif topraklarda tarmsal deneme uygulamalar balatlm
ve bilimsel raporlamalar yaplmak üzere takibe alnmtr.
Ülkemizde önceki yllarda Azot Sanayi tarafndan kullanlan teknolojilerden de
yararlanarak kömürün gazlatrlarak sentez gaz elde edilmesi amacyla
Kurumumuz imkanlar ile pilot bir tesisin kurulmas, devreye alnmas ve Ar-Ge
faaliyetleri yürütülmesi için proje çalmalar balatlmtr. Pilot tesis 2010 yl
içerisinde kurulmu olup iletmeye alnmas çalmalar devam etmektedir. Pilot
tesiste sentez gaz elde edildikten sonra sv yakt, muhtelif kimyasallar ve
methanol üretimi gibi hususlarda da Ar –Ge çalmalar yürütülecektir.
TK’ye bal Kütahya-Tunçbilek Laboratuvarnn ülkemiz ve TK kömürleri için
yürütülecek tüm Ar-Ge faaliyetlerinde merkezi bir aratrma laboratuvar hüviyeti
kazanmas ve böylece kömürün porozite, adsorbsiyon, kömür külünde oksitli
bileikler, majör ve minör elemenler, gaz ve hidrokarbon analizleri gibi fiziksel ve
kimyasal detay analizlerinin yaplabilmesi salanmtr.
“Laboratuvar Ölçekli Plazma Kömür Gazlatrma Sisteminin Kurulmas” yönünde
plazma yöntemi kullanlarak düük kaliteli kömürlerin gazlatrlmas amacyla
yürütülen proje devam etmektedir.
“Türk Kömürlerinin Gazlatrlmas Fizibilite Çalmas”, ‘’Yer alt Kömür
Gazlatrma
Projesi’’,
“Yeralt
Kömürünün
Laboratuvar
Ortamnda
Gazlatrlmasnn Aratrlmas” balklarndaki projelerle ilgili ABD’nin çeitli
kurulular ile -TK arasnda yaplan anlamalar ve ibirlii çerçevesinde
aratrmalar yürütülmektedir.
TK ile TÜBTAK birlii Yaplarak Yürütülen Projeler:
MTA ile birlikte Ekim-2006’da yürürlüe giren 1007-TÜBTAK-Kamu Aratrma
Gelitirme(KAMAG) Program kapsamnda “Linyitlerimizin Sarsntl Masa,
Multi-Gravite Separator (MGS) ve Kolon Flotasyonu Yöntemleri ile
Zenginletirilmesi ve Deerlendirilmesi Projesi” kapsamnda Tunçbilek-Ömerler
Lavvarnda ince malzemelerden kömürü geri kazanmak üzere tesise ilave
ekipmanlar kurularak uygulamaya balanmtr. Bu kapsamda hava kanall briket
üretimi ile ilgili Ar-Ge çalmalar da devam etmektedir.
2008 ylnda 1007- TÜBTAK- KAMAG Projeleri çerçevesinde, “Biyokütle ve
Kömür Karmlarndan Sv Yakt Üretimi” adyla balatlm bulunan proje
devam etmektedir.
2009 ylnda Soma Tersiyer Havzas’nda “Organik Jeokimyasal, Petrografik ve
Entegre Sismik Yöntemlerle, Kömür ve Kömür Kökenli Doalgaz Potansiyeli
Aratrmas ve Modellenmesi” amac ile proje çalmas balatlmtr.
Hümik asit ile ilgili faaliyetler çerçevesinde laboratuvar ölçekte hümik asit esasl
adsorban ve dier alternatif maddelerinin gelitirilmesi ile biyolojik yöntemle
hümik asit üretimi konularnda Ar-Ge faaliyetleri yürütülmektedir.
36
2.2.5. Kömür thalat
2007 ylnda ta kömürü ithalat 22.946.000 ton iken 2008 ylnda kömür ithalat %15
azalarak 19.489.000 ton olmutur. 2009 ylnda ise 2008 ylna göre %4,5 artarak
20.367.000 ton olmutur. 2010 ylnda ise 2009 ylna göre 966 bin ton ve %4,5 artla
21.333.000 ton ta kömürü ithal edilmitir. thalattaki artlarn en önemli nedeni ithal
kömür tüketiminin konut ve sanayi de bir miktar artmas yannda devreye giren yeni
ithal kömüre dayal elektrik santrallarna balayabiliriz (ekil 2.15). Ayrca 2010
ylnda 173 bin ton kok ve 2,75 milyon ton petrokok ithal edilmitir.
ekil 2.15.Yllara göre Türkiye Takömürü ithalat
Kaynak: ETKB 2011
2.2.6. Türkiye’deki Gelimeler ve Elektrik Üretiminde Yerli Kömürlerin Teviki
Türkiye’nin birincil enerji tüketiminde da bamllnn %73 seviyesine çkmas,
uzunca bir süreden beri hükümetler tarafndan yerli kaynaklara öncelik vermek ya da
tüm kömür ve hidrolik kaynaklarn 2023 ylna kadar tamamnn elektrik enerjisi
üretimi amacyla deerlendirilmesi yönünde beyanlara neden olmutur. Bu beyanlarn
bir sonucu olarak Yüksek Planlama Kurulu’nun 18.05.2009 tarih ve 2009/11 sayl
karar ile “Elektrik Enerjisi Piyasas ve Arz Güvenlii Strateji Belgesi” kabul
edilmitir.
Bu karar gereince bilinen linyit ve takömürü kaynaklarnn 2023 tarihine kadar
tamamnn elektrik üretim amac ile deerlendirilmesi ve halen elektrik enerjisi
üretiminde %50’yi aan ithal doal gaz tüketiminin %30’un altna indirilmesi
hedeflenmektedir.
Bu hedef oldukça iddial olup yaklak 11-12 ylda bu hedefe ulaabilmek için önemli
kararlarn alnp uygulamaya konulmas gereklidir.
37
2010 yl sonu itibariyle yerli kömürlerimize dayal mevcut iletmedeki termik
santrallarn toplam kurulu gücü 8.609 MW’tr.
Gelitirilen yeni linyit rezervleri ile birlikte mevcut kurulu gücün iki katna yakn
elektrik kapasitesi yaratabilme imkân mevcuttur. Bu kapasite ile yaklak 100 milyar
kwh/yl elektrik ek olarak yerli kömür kaynaklarndan karlanabilir ve %70’leri aan
d enerji kaynaklarna bamllmz önemli ölçüde azaltlabilir.
üphesiz linyit kaynaklarmza dayal bu gelime frsat hidrolik kaynaklarmzda da
mevcuttur.
Enerji tüketimimizde yerli kaynak paynn artrlmasna yönelik kararlarn
uygulanmasn kolaylatrc ve çabuklatrc yasal düzenlemelerin süratle ele
alnmas elzemdir. Aksi takdirde Elektrik Enerjisi Piyasas ve Arz Güvenlii Strateji
Belgesinde benimsenen önemli hedeflerin süresinde gerçekletirilmesi imkânsz
olacaktr.
Arlkl olarak 70’li yllardan balamak üzere ülkemizde kurulumuna hz verilen
yerli linyit kömürlerimize dayal elektrik üretim santralleri, Kbrs meselelerine bal
ambargolu yllarda, büyük çounluu demir perde gerisi ülke teknolojileri ile
gerçekletirilmitir. Bu santrallerin sahip olduu zayf ve düük verimli yakma
teknolojilerine bir de, santral iletme modelinden ve kömür sahalar iletmelerinden
kaynaklanan sorunlar eklenince, ortaya günümüzde sonuçlarn çok açk bir ekilde
gözlemleyebildiimiz, düük kapasite kullanm, çevresel olumsuzluklar, yüksek
iletme maliyetleri gibi istenmeyen sonuçlar çkmaktadr. Ülkemizde tamam kamu
mülkiyetinde olan mevcut iletmedeki yerli kömür yaktl santrallerinin 859 MW’ 31
yldan, 1.609 MW’ 26 yldan ve 4.224 MW’ ise 21 yldan daha yaldr.
2000’li yllarn balarnda devreye giren Yap-let-Devret (YD) ve Yap-let (Y)
modelleri kapsamndaki kurulu gücü 4.850 MW olan doal gaz yaktl santrallerle
birlikte, 2010 yl sonu itibariyle Türkiye’de doal gaz yaktl elektrik santralleri
toplam 18.174 MW kurulu güce ulamtr. Elektrik üretimimizin ithal kaynaa
dayal yüksek kurulu gücü; d ticaret dengesizlii, elektrik üretim çeitlilii, arz
güvenlii ve tüketici fiyat istikrar açsndan önemli tehlikeler içermektedir. Bunun
yannda ithal yaktl santrallerin kurulmasnda limitli yerli imalat ve hizmet girdisiyle
birlikte yaratlan katma deer snrl kalmaktadr.
Oysaki yerli kaynaklarmza dayal elektrik üretim tesislerinin kurulmasnn önünü
açmakla, hem inaat döneminde, hem de iletme döneminde maden iletmesi ile
birlikte, doal gaz santrallarna göre en az on kat daha fazla sürekli i istihdam
yaratan bu alan, elektrik üretim sektörünün en fazla katma deer yaratan bir özellie
sahip olacaktr.
Bunlarn yannda, elektrik üretiminde yerli birincil enerji girdi kaynaklarmzn
gelitirilmesini tevik etmek Türkiye’nin ithal yakt kaynaklarna bamlln
azaltacak ve ithal yakt ve ithal elektriin yol açt ithalat/ihracat dengesizliini
ülkemiz lehine deitirecektir. Bunun yannda maden ve enerji santral yatrm ve
iletmeleri önemli boyutlarda direk ve dolayl i olana salayarak ülkemizde artan
isizlik orannn ve cari açn düürülmesine önemli katk salayacaktr.
38
Yüksek Planlama Kurulu’nun 18.05.2009 tarih ve 2009-11 sayl karar ile kabul
edilen “Elektrik Enerjisi Piyasas ve Arz Güvenlii Strateji Belgesi” uyarnca, bilinen
linyit ve takömürü kaynaklarnn 2023 tarihine kadar tamamnn elektrik enerjisi
üretimi amacyla deerlendirilmesi ve yerli ve yenilenebilir enerji kaynaklarnn
kullanm için alnacak tedbirler sonucunda elektrik üretiminde doal gaz paynn
%30’un altna indirilmesi hedeflenmektedir. Ayn ekilde Devlet Planlama Tekilat
tarafndan hazrlanan ve 28 Haziran 2008 tarih ve 26920 sayl Resmi Gazete ’de
yaynlanarak yürürlüe giren 2009-2011 orta vadeli program, “ithal bir kaynak olan
doalgaza ar bamll azaltmak üzere yerli kaynaklarn elektrik enerjisi üretimi
amaçl kullanmna hz verilmesi” hedefini belirtmektedir.
Yukarda da belirtildii ekliyle, Türkiye’deki iletilebilir yerli kömür yaktna dayal
termik santrallerin milli ekonomiye katks ile birlikte, yerli yakt kaynana dayal
elektrik üretim oranmzn yükseltilerek, birincil enerji girdisi maliyetlerinin gelecek
dönemler için kontrol altna alnabilmesi yönünden bu milli kaynaklarmzn
gelitirilmesi tevik edilmesi gerekmektedir.
Bugün, bu tür yatrmlara verilecek tatmin edici tevikler enerji sektörünün
geleceine, istikrarna yaplacak yatrm olarak görülmelidir.
Eer yerli enerji kaynaklarnn belirtildii gibi 2023 ylna kadar deerlendirilmesi
isteniyorsa, yukarda deinilen nedenlerle, yaplacak teviklerle birlikte, özellikle
Elbistan ve Karapnar gibi büyük havzalar bata olmak üzere yerli kömürlere ve dier
kaynaklarmza yönelik enerji yatrmlarnn kamu tarafndan yaplmasna daha fazla
gecikilmeden balanmaldr. Bunun için yerli kaynaklara dayal elektrik üretiminde
kamu yatrmlarnn önünün açlmas için 4628 sayl yasann yatrmlar konusunda,
kamu teebbüslerine getirmi olduu engelinde ortadan kaldrlmas ve yerli kaynak
kullanmna yönelik ekilde yasann yeniden ele alnmas gerekmektedir. Böyle bir
uygulamann en önemli faydas da enerjide yaplan özelletirme sonuçlarnn,
öngörüldüü üzere, rekabet ortamnda, enerjinin daha ucuz, daha fazla, sürdürülebilir
üretimi ve verimli tüketimi gibi yararlar görülürse, kamu tarafndan yaplsa da ksa
sürede özelletirilmesinde bir engel olmayacaktr.
Ayrca, TK, EÜA gibi kamu iktisadi kurulular, üretimlerinin büyük bölümünü
ihaleye çkarak açk eksiltmeyle, özel sektöre yaptrdndan dolay kamu yarar
güden yar özel kurulular gibi görülebilir.
Dier taraftan, kömür üretimi ve planlanmas konusunda Türkiye’nin en büyük
kuruluu olan TK, kamu kurulular arasnda en az kömür rezervine sahipken, kömür
üretimi konusunda, TK’ye göre daha kstl bilgi ve yetersiz sayda eleman olan
EÜA’ n sorumluluundaki kömür rezervi, TK’nin iki kat kadardr. Bu durum,
yerli kömürlere dayal santrallar yaplmasnn gecikme nedenlerinden biri olmutur.
Bu çerçevede planlanacak büyük kömür rezervlerinin sorumluluunun yannda yeni
bulunan kömür rezervlerine ait ruhsatlarn da Türkiye Kömür letmeleri Kurumuna
verilmeyii, büyük hatalara yol açmasnn yannda kömür kaynaklarmzn rasyonel
olarak deerlendirilmesini geciktirebilir. Burada önemli olan bu kurumlarn
uzmanlklaryla ilgili konularda, planlama, deerlendirme, organizasyon, denetim ve
doru karar alma deneyimleridir. Bu nedenle bu kurumlara uzmanlklaryla ilgili
sorumluluklar verilmesi yannda kurumlarn deneyim ve birikimleri korunarak yeni
39
elemanlara aktarlmas salanmaldr. Aksi halde bu kurulularn uzmanlk nitelikleri,
ksa sürede yeniden tesis edilemeyecek ekilde kaybolacandan, bu durumdaki
kurululara verilen sorumluluklar da gerektii gibi yerine getirilemeyecektir.
Kaynaklar
1. 8. Be Yllk Kalknma Plan Kömür Kitab
2. BP 2011
3. Coal Information IEA 2011
4. ETKB 2011
5. ETBK 2010 Yl Genel Enerji Denge Tablosu
6. EÜA ve TEA statistikleri
7. TK 2011
8. TTK 2010 Faaliyet Raporu
9. World Energy Outlook IEA 2010
10. Survey of Energy Resources WEC 2010
40
3. PETROL VE DOĞAL GAZ
42
3. PETROL VE DOAL GAZ
3.1.
Dünya’daki Gelimeler
Son yllarda enerji kaynaklar içerisinde petrolün giderek önemini kaybedecei
yönündeki tartmalar arlk kazanmtr. Alternatif enerji kaynaklarnn varl ile
petrol rezervlerinin hzla tükenmesi, bu iddiann dayanaklarn oluturmaktadr.
Ancak, gerek alternatif enerji kaynaklarnn yeterince ekonomik hale gelmemi olmas
gerek yeni yatrmlarla birlikte yeni petrol rezervlerinin kefedilmeye devam etmesi,
petrolün bir stratejik ürün olarak öneminin azalmasn engellemektedir.
OPEC'in baz senaryosuna göre, petrol arz 2008-2030 yllar arasnda yllk %0,9
orannda artacaktr. Bu yllar arasnda kömür ve doal gaz gibi dier enerji
kaynaklarnn üretim ve arznn, petrole göre daha fazla artmas beklenmektedir.
2011 ylnda da dünya ekonomisinin büyümeye devam etmesi ve bu parelelde enerji
talebinde artn sürmesi öngörülmütür. 2011 yl Kuzey Afrika ve Orta Dou’daki
siyasi gerginlikler ve Japonya’y vuran ar deprem ve tsunami felaketi nedeniyle
unutulmayacak bir yl olmutur.
Ortadou ve Kuzey Afrika'da yaanan "politik kaos", petrole ilgiyi canl tutmakta
olup, bölgede kaosun trmanmasyla petrolün varil fiyatnn da 100 dolarn üzerine
çkt görülmektedir.
Japonya'da meydana gelen felaket sonras, devre d kalan baz nükleer santrallerin
gelecek dönemde petrol fiyatlarn yukar doru çekecek bir unsur olduu
belirtilmektedir. Ayn zamanda, nükleer tehdidin enerji üretiminde petrol ve
doalgaza yönelime neden olmas da mümkün görünmekte olup, bu durum petrole ve
doalgaza olan talebin oldukça fazla artacana iaret etmektedir.
Msr ve srail deniz alanlarnda yer alan doal gaz rezervleri Dou Akdeniz’in
önemini artrmtr. srail-Güney Kbrs-Lübnan ve Msr eksenli paylam
anlamalarnda Türkiye’nin seyirci deil aktör olmas için Kuzey Kbrs Türk
Cumhuriyet Statüsünün uluslararas alanda belirlenmesi ve bu gücün kullanlmas
gerekmektedir.
2010 ylnda dünya enerji tüketiminde %5,6’lk bir art kaydedilmistir. OECD ds
ülkelerde %7,5, OECD ülkelerinde ise %3,5 orannda bir tüketim art
gerçeklemitir. 2010 ylnda ABD 2,3 milyar ton tüketim miktar ile fazla enerji
tüketen ülke olmutur.
Dünya enerji kaynaklarndan petrol %33,6’lk bir tüketim oran ile dünyann lider
enerji kaynag olmay sürdürmekle birlikte, tüketim oran son 11 yldr düü trendi
göstermektedir. Doal gaz ise %23,8’lik bir tüketim oranna sahiptir.
43
ekil 3.1. Kaynaklar baznda Birincil Enerji Tüketimi (%)
Petrol üretimi ve arznn daha yava artmas yllar içerisinde bu enerji kaynann
toplam arz içerisindeki paynn hafif ekilde dümesine neden olacaktr.Bu dümeye
karn petrol, enerji kaynaklar içerisinde önümüzdeki on yllarda da liderliini
sürdürecek olup, tüketimdeki paynn 2035 ylnda %27 olmas beklenmektedir. Doal
gazn paynn ise giderek artarak 2035 ylnda %25 olaca tahmin edilmektedir.
ekil 3.2. Dünya Birincil Enerji Talebinde Yaktlarn Paylar
Yeni enerji kaynaklarnn devreye girmi olmasna ramen petrol bata ulatrma
olmak üzere birçok sektörün temel enerji girdisidir.Birçok sektörün sahip olduu
üretim teknolojisi, temel enerji ve ara girdi olarak petrol ve petrole dayal ürünleri
kullanmaktadr.
44
Bugün tüketilen petrolün, %39'u karayolu, %6's havaclk, %4'ü denizcilik ve %2'si
demiryolu ve yurtiçi deniz tamacl olmak üzere toplam %51'i ulam sektöründe
kullanlmaktadr.
ekil 3.3. Sektörel Petrol Tüketimi
Kaynak: OPEC, World Oil Outlook 2010
Uluslararas Enerji Ajans tarafndan,dünya petrol talebinin 2012'de hzlanacan ve
petrol tüketiminin 2011 ylna göre günlük 1.5 milyon varil(%1,6) artarak, 91 milyon
varile ulaaca belirtilmitir.Dier taraftan, Uluslararas Enerji Ajans’nn 91 milyon
varil/gün petrol tüketim art tahmini, OPEC'in 89.5 milyon varil/gün petrol tüketimi
tahmini ile çelimektedir.
Artan petrol talebinin gelimekte olan ülkelerden geleceini açklayan ajans, OECD
üyesi ülkelerde talebin hafif bir ekilde düeceine iaret etmitir.Öte yandan
gelimekte olan ülkelerden gelecek olan petrol talebi, petrol ihraç eden ülkeler örgütü
üyeleri üzerine üretimi arttrma yönünde bask oluturaca vurgulanmtr.
Ajans tarfndan, OPEC üyelerinin, dünya petrol tüketiminin kesintiye uramamas
için, gelecek yl içinde günlük ortalama 30.7 milyon varil üretim yapmalar
gerekecei belirtilmitir.Ajans, Kanada, Brezilya ve Avustralya gibi OPEC d
ülkelerin petrol üretiminin 2012'de 54 milyon varile ulaacan açklamtr.
3.1.1. Petrol Fiyatlar
Global ekonomik krizin etkisiyle fiyatlar 2008 ve 2009 yllarnda çok hzl deiime
uram olup, 2010 ylnn ilk 10 aynda çounlukla 70-80 dolar/varil aralnda
seyretmitir. 2010 banda Brent hampetrol fiyat 79,5 $/varil ile 2009 ylnn %29
üzerinde gerçeklemitir.2010 ylnn sonlarna doru Tunus’ta balayan halk
ayaklanmalarnn Ortadou’da petrol üreten ülkelere yaylmasyla petrol fiyatlar
aniden yükselmi ve tüm dünyay etkisi altna almtr. Ayrca, hampetrol tüketim
art ve OPEC’in üretim kesintisi de etkili olmu ve yl sonunda ortalama 93,52
dolar/varil seviyesine ulamtr.
Petrol fiyatlarnn yüksek seyretmesi dier enerji türleri ile kyaslandnda petrol
talep artnn snrl kalmasna neden olmutur.
45
2011 yl ilk yarsnda Brent hampetrol fiyat ortama 111,14 $/varil olarak
gerçeklemitir.
Arap ülkelerinde yaanan sorunlarn ardndan dünyada en fazla petrol tüketen ülkeler
arasnda 3.srada bulunan Japonya’da meydana gelen depremin etkisiyle tüketimin
azalmas petrol fiyatlarn yeniden düüe geçirmitir.
Avrupa Birlii Liderlerinin Ekim 2011’de yaptklar AB zirvesinde Euro Bölgesi’nin
borç krizi ile mücadele stratejisi konusunda ilerleme kaydetmesi ve Asya’da açklanan
olumlu ekonomik verilerle Ekim 2011 banda 104 $/varil olan Brent hampetrol
fiyatnn ortama 111,76 $/varil’e yükseldii görülmektedir.
ekil 3.4. Ham Petrol Fiyatlar
Kaynak: Petrol Sektöründe Gelimeler-Austos 2011,Petrol Sendikas,
Ayrca, ürün fiyatlar küresel ham petrol fiyatlar ile döviz kuru hareketlerinden
önemli ölçüde etkilenmektedir. 2008 ylnda ham petrol fiyatlarnda yaanan arttan
sonra, Orta Dou’da petrol üreten ülkelerde yaanan siyasi gerilimlerin de etkisiyle
ürün fiyatlarnn yeniden yükselie geçmesi sektörü kamuoyunun gündemine
oturtmutur.
Türkiye’de akaryakt ürünlerinin toptan ve perakende datmnda yaanan en önemli
sorunlarn banda fiyatlarn dünya fiyatlarna oranla önemli bir farkla yüksek oluu
gelmektedir.
Geçtiimiz yln Haziran ayndan bu yana ham petrol fiyatlarnn deiim oran
%58.37 seviyelerine ulamtr. Böylece, Türkiye’nin 2010 yl petrol ithalat, 2009
ylna göre yüzde 38,6 artla 15,2 milyar $’dan 21,4 milyar $’a yükselmitir.
46
Tablo 3.1. 2005-2011 Petrol Fiyatlar
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011(on aylk ort)
Brent Petrol ($/varil)
TL/USD
60,75
68,94
75,85
102,84
65,32
83,91
111,41
1,35
1,44
1,31
1,30
1,55
1,51
1,65
Türkiye’de akaryakt sektöründe serbest piyasa uygulamasna geçildii 2005 ylndan
bu yana, gerek petrol fiyatlarnn gerekse ABD dolar ortalamasnn 2011 ylnda
tavan yapt görülmektedir.
Nihai ürün fiyatlar üzerinde petrol fiyatlar, rafinaj maliyetleri, vergilendirme
politikalar etkilidir. Bunlarn yan sra bir baka önemli etken de ABD dolar olup,
2005 ylndan bu yana yaklak %22,2 orannda artt görülmektedir. AB
ülkelerinden farkl olarak ülkemizde uygulanan farkl maliyet kalemleri ise; EPDK
gelir pay, ulusal marker, yazar kasa ve zorunlu otomasyondur. Türkiye’de 20+20
günlük ulusal stok da rafineri ve datclarca finanse edilmektedir.
Benzin
Motorin
ekil 3.5. Türkiye’de Benzin ve Motorin Fiyat çindeki Maliyetlerin Dalm
Kaynak:TABGS
Akaryakt fiyatlar üzerindeki en büyük pay dolayl vergiler olup, en büyük pay ÖTV
(Özel Tüketim Vergisi) almaktadr. Devlet bütçesine, 2010 ylnda 42 Milyar TL, son
be ylda ise yaklak 200 Milyar TL vergi kazanc akaryakt sektörü tarafndan
salanmtr.
Türkiye’yi yüksek fiyatlar nedeniyle dünya sralamasnn bana oturtan temel neden
yine uygulanan vergilerdir. Ancak, akaryakt fiyatlar halkn alm gücü üzerinde
seyrettiinden ihtiyacnn karlanmas noktasnda özellikle son yllarda kaçak ve
hileli yakt tüketiminde yllk 2 Milyar TL düzeyinde kayp olduu tahmin
edilmektedir.
47
Benzin tüketimini etkileyen en önemli unsur en yüksek verginin bu üründen alnmas
nedeniyle fiyatnn çok yüksek oluudur. Performans özellikleri nedeniyle benzin her
zaman tüketicinin tercih sralamasnda ilk srada yer almaktadr. Ancak tüketim
özellikle son yllarda pahal olan benzin yerine çok daha ucuz olan LPG’ye kaymtr.
LPG, benzinin pazar payn %8 orannda geçmi olup, %85’i ithal edilmektedir.
Ancak buna karlk en düük vergi LPG’den alnmaktadr.
Akaryakt ürünlerinin ithalat-ihracat ve üretim oranlarn gözeterek buna göre
ürünlerin kendi aralarnda vergi dengelemesinin yaplmas hem kaçak, hem de vergi
kayb sorununu minimize edebilir.
Vergilerin akaryakt fiyatlarnn yüksek oluunda önemli bir etken olduu aikardr.
Ancak, vergi d fiyatlar bakmndan da Türkiye’de akaryakt fiyatlar AB ülkelerine
göre oldukça yüksektir.Rafineri çk fiyatlar, datm irketlerinin kar paylar,
nakliye, depolama vb.ücretler fiyatlarn yüksek olmasnda etkili görülmektedir.
Perakende fiyatlarn artmasna neden olan maliyet unsurlarnn sektördeki yapsal ve
mevzuattan kaynaklanan bozukluklar giderilmek suretiyle bertaraf edilmesi
gerekmektedir.
3.1.2. Petrol
Tüm dünyada, birincil enerji kaynaklar arasnda ilk srada yer alan fosil yaktlardan
petrolün, stratejik konumunu uzun yllar sürdürmesi beklenmektedir. OPEC'in baz
senaryosuna göre, petrolün arz 2008-2030 yllar arasnda yllk %0,9 orannda
artacaktr. Bu yllar arasnda kömür ve doal gaz gibi dier enerji kaynaklarnn
üretim ve arznn, petrole göre daha fazla artmas beklenmektedir.
3.1.2.1 Rezervler
Petrolün dünyadaki dalm incelendiinde; özellikle bilinen üretilebilir petrol
rezervlerinin büyük oranda Ortadou (%54,4) bölgesinde, younlat görülmektedir.
Bunu %17,3 ile Güney ve Orta Amerika ülkeleri izlemektedir. OPEC üyesi ülkeler
dünya petrol rezervlerinin %77,2’sine sahiptirler.
Son on ylda petrol rezervleri yaklak %25 art göstermitir. 2000 sonu itibariyle
1.104,9 milyar varil olan rezerv miktar 2010 sonunda 1.383,2 milyar varil (188,8
milyar ton) olmutur. En büyük artn Rusya Federasyonu, Hindistan ve Malezye’da
gerçekletiini görmekteyiz.
48
Dünya spatlanm Petrol Rezervleri, 2010 Sonu
(milyar ton)
Kanada Petrollü Kumlar:
Eski SSCB
17,3
Avrupa Birlii
0.8
Avrupa & Avrasya 19,0
23.3
OPEC: 146,0
OECD: 12.4
Asya Pasifik
6,0
K. Amerika
10.3
Orta Dou
101.8
Afrika
17,4
G.& O.
Amerika
34,3
Dünya Toplam spatlanm Petrol Rezervi:188.8 milyar ton
(spatlanm) Rezervin Ömrü: 46.2yl
(Kaynak: BP Statistical Review of World Energy, June 2011)
ekil 3.6. Dünya spatlanm Petrol Rezervleri, 2010 sonu
Rezervler ve yeni bulular, üretim ve tüketim ile birlikte deerlendirildiinde,
dünyada 46,2 yllk süre için ham petrol arz sorunu görülmemekle birlikte, petrolün
sava nedeni olmas, arz-talep dengesinden çok corafi dalmndan
kaynaklanmaktadr.
3.1.2.2. Petrol Üretim-Tüketimi
Dünya toplam ham petrol üretimi, 2009 ylnda, 2008‘e göre %2,6 düü göstererek
3,8 milyar ton olarak gerçeklemitir. 2010 ylnda ise Ortadou'da yaanan olaylarn
etkisiyle daha da dümesi beklenirken, 2009 ylna göre %2,2 artarak 3,9 milyar ton
olmutur. Üretimde ilk sray %31 ile Orta Dou ülkeleri, bunu %16,6 ile Kuzey
Amerika ve %12,9 ile Rusya Federasyonu izlemektedir.
Tablo 3.2. Petrol Üretim-Tüketim (milyon ton)
Üretim
Bölgeler
Kuzey Amerika
Orta ve
G.Amerika
Avrupa ve
Avrasya
Ortadou
Afrika
Asya Pasifik
Toplam
OECD
OECD-d
OPEC
OPEC-d
Avrupa Birlii
Eski Sovyetler
Birlii
2009
632,2
%
16,5
2010
648,2
338,2
8,8
350,0
856,5
1.164,4
458,9
380,8
3.831,0
863,3
2.967,7
1.583,5
1.603,2
99,0
22,4
30,4
12,0
9,9
100,0
22,5
77,5
41,3
41,8
2,6
644,3
16,8
Tüketim
Deiim
%
%
16,6
2,5
2009
1018,8
%
26,6
2010
1.039,7
%
25,8
Deiim
%
2,1
282,0
7,0
5,0
922,9 22,9
360,2
8,9
155,5
3,9
1.267,8 31,5
4.028,1 100,0
2.113,8 52,5
1.914,3 47,5
0,1
4,6
3,0
5,3
3,1
0,9
5,5
8,9
3,5
268,6
7,0
853,3 21,8
1.184,6 30,9
478,2 12,2
399,4 10,2
3.913,7 100,0
864,7 22,1
3.049,0 77,9
1.623,3 41,5
1.632,9 41,7
92,6
2,4
-0,4
1,7
4,2
4,9
2,2
0,2
2,7
2,5
1,9
-6,5
922,2
344,3
150,9
1203,8
3908,6
2094,8
1813,9
24,1
9,0
3,9
31,4
100,0
53,6
46,4
670,2
42,3
662,5
16,4
-1,1
2,0
192,7
12,0
201,5
5,0
4,6
657,5
16,8
Kaynak: BP Statistical Review Of World Energy June 2011
49
OPEC üyesi ülkelerin 2008 ylndan itibaren uyguladklar üretim kesintisi 2010
ylnda da sürmüstür. 2010 ylnda dünya petrol üretiminin %42’si OPEC d
ülkelerce gerçekletirilmi olup, ülkelerden basta Çin olmak üzere ABD ve Rusya’da
üretim art gözlenirken Norveç’te ise petrol üretimi dümütür.
2010 ylnda dünya petrol tüketimi 2009 ylna oranla yaklak 100 milyon ton artarak
4 milyar ton olmutur. 2009 ylnda krizin etkisiyle bir miktar düen talep 2010
ylndan itibaren artmaya balamtr.
Ham petrol tüketimi bölgelere göre incelendiinde, son yllarda tüketimde liderlii
alan Asya Pasifik bölgesinin 2010 ylnda toplam tüketimin %31,5'unu
gerçekletirdii görülmektedir. Çin ve Hindistan'n hzl ekonomik büyümeye paralel
olarak petrol talebindeki art, Asya bölgesinin tüketimde liderlii almasnn balca
nedenidir.
ABD, Kanada ve Meksika'dan oluan Kuzey Amerika ise 1 milyar ton tüketim ve
%25,8'lik payla dünya petrol tüketiminde Asya'dan sonra gelmektedir.
OECD üyesi ülkelerin petrol tüketimi 2005 ylndan itibaren ilk kez yükselmi ve
%0,9 art gerçeklemitir. Bata Çin ve Orta Dou ülkeleri olmak üzere OECD üyesi
olmayan ülkelerde ise petrol tüketiminde %5,5’lik rekor bir art kaydedilmitir. 2011
ylnda toplam dünya hampetrol tüketiminde 2010 ylna oranla daha az bir art
beklenmektedir. Enerji kaynaklarn üreten ve tüketen ülkeler arasndaki ilikilerde,
özellikle fosil kaynaklara yönelik temin politikalar, yeni stratejik dengelerin
olumasnda ve mevcut dengelerin deiimini dorudan etkileyen unsurlar olarak
ortaya çkmaktadr.
2008 ylndan itibaren düü trendinde olan dünya petrol ticaret hacmi 2010 ylnda
%2,2’lik bir artla 53,5 milyon/varil olarak gerçeklemitir. hracatn en fazla olduu
Ortadou Bölgesini eski Sovyetler Birlii corafyas takip etmektedir.2010 yl petrol
ithalatnn %11’i, ithalat büyüme orannn ise %90’ Asya Pasifik’ten
kaynaklanmaktadr. Dünya petrol ticaretinin %70’ini hampetrol, %30’unu ise petrol
ürünleri oluturmaktadr.
3.1.3.Doal Gaz
Doal gaz, dünya enerji tüketiminde %23,8’lik payyla; petrol ve kömürün ardndan,
en çok kullanlan üçüncü kaynak konumundadr.
3.1.3.1. Dünya Konvansiyonel Doal Gaz Rezervleri
Dünya toplam konvansiyonel üretilebilir doal gaz rezervleri 2010 yl sonu itibar ile
187,1 trilyon metre küp olarak verilmektedir.
Doal gaz rezervlerinin youn olduu bölge, 75,8 trilyon metre küp ile Orta Dou
(%40,5) bölgesidir. Orta Dou bölgesini 58,5 trilyon m3 (%31,3) rezerviyle eski
Sovyetler Birlii izlemektedir. Ülkeler baznda bakldnda ise, Rusya Federasyonu
44,8 trilyonluk rezerviyle (%23,9) ilk srada yer alrken, onu ran (29,6 trilyon m3) ve
Katar (25,5 trilyon m3) izlemektedir. Rusya’nn zengin gaz rezervleri, bir yandan bu
ülkenin ekonomik gücüne büyük katk, dier yandan da birçok ülkeyle d
ilikilerinde, ciddi jeopolitik üstünlük salamaktadr.
50
ekil 3.7. Dünya Üretilebilir Gaz Rezervlerinin Corafi Dalm
3.1.3.2. Konvansiyonel Olmayan Gaz Rezervleri
“Konvansiyonel olmayan gaz” tanm, daha ziyade kil gaz (shale gas) ile kömür
yataklarna bitiik metan gaz için kullanlmaktadr. Geçirgenlii az olan kayaçlardaki
gaz da bunlara dahil edildiinde oluan “konvansiyonel olmayan toplam gaz
rezervi”nin, konvansiyonel kaynaklar kadar olduu hesaplanmaktadr.
Konvansiyonel olmayan doal gaz kaynaklarnn üretimi sürecinde ortaya çkan
çevresel sorunlarn çözümlenmesi ya da zararlarnn en aza indirgenmesi, teknik
olarak gerçeklese bile, bunun ek bir maliyetinin olmas kaçnlmazdr. Dolaysyla,
dönemsel olarak ortaya çkan ve özellikle spot piyasada fiyatlarn dümesine, baz
uzun erimli anlamalarda formül deiikliine neden olan arz fazlas doal gazn
fiyatlarda yaratt rahatlamann, uzun vadede sürmeyebilecei dikkate alnmaldr.
3.1.3.3. Dünya Doal Gaz Üretim ve Tüketimi
Doal gaz talebinin artnda, artan ekonomik faaliyetler, gazn dier enerji kaynaklar
karsndaki rekabet gücü, çevre kirlilii ve küresel snmaya yönelik artan kayglar,
teknolojideki deiim, eriim kolayl ve hükümet politikalar ana etkenler olarak
sralanmaktadr.
51
Tablo 3.3. Dünya Doal Gaz Üretim ve Tüketim (Milyar m3)
Üretim
2009
%
2010
Tüketim
%
Deiim %
2009
%
2010
%
Deiim %
Kuzey Amerika
Orta ve
G.Amerika
Avrupa ve
Avrasya
801,6
26,9
826,1
25,9
3,1
807,7
27,4
846,1
26,7
4,8
151,9
5,1
161,2
5,0
6,1
135,1
4,6
147,7
4,7
9,3
969,8
32,6
1.043,1
32,7
7,6
1060,5
35,9
1.137,2
35,9
7,2
Ortadou
407,1
13,7
460,7
14,4
13,2
344,1
11,7
365,5
11,5
6,2
Afrika
199,2
6,7
209,0
6,5
4,9
98,9
3,4
105,0
3,3
6,2
Asya Pasifik
446,4
15,0
493,2
15,4
10,5
503,9
17,1
567,6
17,9
12,6
Toplam
2.976
100
3.193,3
100,0
7,3
2950,2 100,0
3.169,1
100,0
7,4
OECD
1.126,3
37,8
1.159,8
36,3
3,0
1453
49,3
1.546,2
48,8
6,4
OECD-d
1.849,5
62,1
2.033,5
63,7
9,9
1497,2
50,7
1.622,8
51,2
8,4
Avrupa Birlii
Eski Sovyetler
Birlii
171,5
5,8
174,9
5,5
2,0
458,5
15,5
492,5
15,541
7,4
690,9
23,2
757,9
23,7
9,7
558,9
18,9
596,8
18,832
6,8
Kombine çevrim santrallarndaki verimli kullanmyla önemi daha da artan doal
gazn, birincil enerji tüketiminde 2008 ylnda %21 olan payn, (Uluslararas Enerji
Ajans’nn-UEA “Doal Gazn Altn Çana m Giriyoruz?” balkl özel raporunun
tahminlerine göre) 2035 ylnda %25’e çkarmas beklenmektedir.
Küresel ölçekte bakldnda ise; hzla kentleen Çin, Hindistan ve Orta Dou
bölgesindeki ülkelerin gaz taleplerindeki olaanüstü art beklentisi de doal gazn
paynn artaca yönündeki tahminleri destekler niteliktedir.
2010 ylnda, dünyada yaklak 3,2 trilyon m3 gaz üretilmitir. Bu miktar, dünya
birincil enerji tüketiminin yaklak %24’ünü karlamtr.
Üretimin %63,7’i OECD d ülkelerden elde edilmektedir. 2010 yl itibar ile en
fazla gaz üreten ülke, 611 milyar m3 üretimiyle ABD’dir (toplamn %19,3’ü).
ABD’yi, 588,9 milyar m3 üretimiyle Rusya Federasyonu (toplamn %18,4’ü) takip
etmektedir. Mevcut veriler itibar ile ABD, tüketiminin bir bölümünü ithalatla
karlamaktadr. Ancak son yllarda özellikle kil gaz (shale gas) üretimindeki önemli
art nedeniyle, ABD’nin yakn gelecekte gaz ihracatçs bir ülke olarak öne çkmas
beklenmektedir. Rusya ise dünyann en önemli gaz ihracatçs konumundadr ve bu
konumunu da gerek ekonomik ve gerekse jeopolitik yönlerden son derece etkin
kullanmaktadr.
Doal gaz üretiminde önde gelen dier ülkeler ise Kanada, ran, Katar, Norveç ve
Cezayir olarak sralanabilir.
2010 ylnda dünya doal gaz tüketimi yaklak 3,16 trilyon metre küp olarak
gerçekleirken, bunun %49’u OECD ülkelerinin talebinden kaynaklanmtr. 2010
ylnda ABD bir bana, 683,4 milyar m3 ile dünya doal gaz tüketiminin yaklak
52
%22’sini gerçekletirmitir. ABD’yi Rusya Federasyonu (%13) izlemitir. Bu ülkeler
kadar olmasa da ran, Çin ve Japonya da önemli gaz tüketicisi ülkelerdir.
Konvansiyonel olmayan gaz kaynaklarndan yaplan üretim, özellikle teknolojik
geliime ve daha yüksek maliyete dayal bir üretim gerektirdiinden, dünyann her
bölgesinde yaygnlam deildir. Buna karn ABD’de, konvansiyonel olmayan gaz
satlar, toplam gaz ticaretinin %60’na erimi durumdadr. Kömür yataklarna
bitiik metan gaz (coalbed methane) üretimi, Avustralya’da hzla artarken, Çin,
Hindistan ve Endonezya’da gelime safhasndadr. Kil gaz, konvansiyonel gaza göre
daha fazla sera gaz salm yapmakta, üretimi sürecinde uygulanan hidrolik çatlatma
ilemleri nedeniyle de çevresel anlamda ayr bir kirlenmeye yol açabilmektedir. Bu
sorunlarn en aza indirilebilmesi, teknolojik geliim, zaman ve maliyet etkenlerine
baldr.
Dier taraftan, azalan gaz talebinin, nispeten gerileyen fiyatlarn ve nükleer felaketin
etkisiyle, dünyann hemen her bölgesinde yeniden artmas beklenmektedir. Ancak,
OECD d ülkelerin talebinin, 2035 ylna kadar oluacak gaz talebi artnn %80’ini
tekil etmesi beklenmektedir.
3.1.3.4. Sektörler Baznda Arz ve Talep
2008-2009’da etkili olan ekonomik krizle, üretim ve harcamalarn kslmasyla
özellikle endüstri ürünlerinin üretiminde azalma sonucunda doal gaza duyulan talep
küresel olarak %6 dümütür.
ekil 3.8. OECD Asya Ülkelerinde Sektörlere Göre Doal Gaz Tüketimi
Kaynak: Uluslararas Enerji Görünümü Raporu 2010
Elektrik üretiminde doal gazn tercih edilmesinin nedeni dier kaynaklara göre daha
verimli olmas ve düük maliyetidir. UEA’nn Dünya Enerji Görünümü 2010
Raporu’na göre, elektrik üretimine doal gazn kullanmn 2007’den 2035’e %33
art gösterecektir. Bata ABD olmak üzere, OECD üyesi dier Kuzey Amerika
ülkelerinde doal gaz, artan elektrik enerjisi gereksinimlerini karlamak için
kullanlmaktadr. Avrupa’da da durum pek farkl deildir; elektrik üretiminde birincil
53
kaynak olarak kullanlan doal gaz, toplam enerji tüketiminin dörtte birini
oluturmaktadr.
3.1.3.5. Doal Gaz Fiyatlarnn Seyri ve Etkenler
Avrupa ve Asya ülkelerinin çounda, petrole veya baz petrol ürünlerine
endekslenmi, uzun erimli gaz anlamalar geçerlidir. Ancak bunlar arasnda da farkl
yaplar söz konusudur. Örnein, kimi anlamalarda 3 ayda bir belirlenen fiyatlar,
kimilerinde 9 ayda bir belirlenmektedir. Baz anlamalarda petrol fiyatlarndaki artn
etkisini ksmen rahatlatc maddeler yer alabilmektedir. LNG kontratlarnda, petrol
fiyatlar ar arttnda tüketiciyi, ar dütüünde tedarikçiyi koruyacak baz
maddeler olabilmektedir. Ancak, elektrik üretiminde petrol ürünleri kullanmnn
giderek yok olduu ve elektrik talebinin hzla artt Pasifik bölgesi için, petrole
endeksli gaz fiyat formüllerinin uygunluunun, gelecekte tartlaca
öngörülmektedir.
Küresel ölçekte, dünya gaz arznn yaklak bete biri petrol bazl fiyatlandrmaya
tabidir. Bunun 500 milyar metre küplük bölümü OECD bölgesinde (kta Avrupa’s,
Japonya ve Kore), geri kalan 150 milyar metre küplük bölümü ise OECD d
bölgelerde gerçekletirilmektedir.
Dier taraftan gaz ticareti, giderek artan miktarlarda, serbest olarak ve piyasalara
farkl kaynaklardan arz edilen gazlarn kendi aralarndaki fiyat rekabetine endeksli
(gas-to-gas competition) olarak da (çounlukla spot piyasada) yaplmaktadr. Kuzey
Amerika’da, ngiltere’de, Avustralya’da tamamen ve kta Avrupa’snda da giderek
artan oranlarda (kta Avrupas’nda toplam miktarn dörtte biri) bu fiyatlandrma
yöntemi egemendir. Dünya’da ise bu tür fiyatlandrma, üçte birlik bir hacme
ulamtr.
Alc ve satcnn taleplerine göre biçimlenen, örnein elektrik fiyatlarna endekslenen
gaz fiyat mekanizmalar da mevcuttur. Bu tür kontratlar, elektrik üreticileri açsndan
cazip olmaktadr.
Bir dier fiyatlandrma mekanizmas, ikili iliki tekeli (bilateral monopoly) diye
adlandrlabilecek ve genelde devlet irketleri arasnda, tek bir satc ile bir ya da
birden fazla alcnn karlkl belirledii mekanizmadr. Fiyatlarn dorudan devlet
tarafndan regüle edildii (düzenlendii) bu yapda, genel olarak fiyatlar maliyetin
altndadr ve toplumsal/politik temelde belirlenmektedir. Her ne kadar bu sistemde
petrol fiyatlarna bir endeksleme söz konusu deilse de petrol fiyatlarnda oluacak bir
art, ister istemez gaz fiyatlar üzerinde de yukar yönlü bir bask yaratmaktadr.
Rusya ve BDT ülkeleri arasndaki gaz anlamalar, genelde bu kategoriye girmektedir.
Farkl mekanizmalarn varl, kaçnlmaz olarak gerçek maliyetleri yanstacak bir
fiyat oluumunu etkilemekte ve ciddi farklar yaratmaktadr. Petrole endeksli
mekanizmada, petrol fiyat artkça gaz fiyat artarken, gazn gaza endeksli olduu
sistemde, her bölgesel piyasadaki arz/talep dengeleri ve rekabet edilen dier tüm
yaktlarn fiyatlar belirleyici olmaktadr. Gaza endeksli sistemle çalan ABD ve kta
Avrupa’snda, son yllarda çok daha düük gaz fiyatlar söz konusu olmu, ancak
54
yeniden artan talep ve alternatif yaktlardaki (özellikle kömür) fiyat artna paralel
olarak, petrol fiyatna endeksli piyasalarla aradaki makas ksmen daralmtr.
ekil 3.9. Balca Piyasalarda Doal Gaz Fiyatlarnn Geliimi (2007 - 2011)
3.1.4. Rafinaj
Ksa vadede krizin etkileri rafinajda da kendisini göstermitir. Ancak 2008 yl
sonlarnda balayan ve 2009 ylnda dünya çapndaki ekonomik krizin etkileri 2010
ylnda azalm ve toplam hampetrol ileme kapasitesinde art olmutur.
Tablo 3.4. Dünya’da 2009 yl Bölgelere göre Rafinaj Kapasiteleri (milyon
varil/gün)
Bölgeler
2008
2009
2010
21,1
21,1
20,9
Kuzey Amerika
6,7
6,9
6,7
Orta-Güney Amerika
24,9
24,8
24,5
Avrupa ve Avrasya
7,6
7,8
7,9
Orta Dou
3,2
3,0
3,3
Afrika
26,1
27,6
28,4
Asya Pasifik
TOPLAM
89,5
91,1
91,7
Dünya toplam rafinaj kapasitesi son yllarda önemli bir deiiklik göstermemitir.
2010 yl sonu itibaryla günlük toplam rafinaj kapasitesi bir önceki yla göre %0,8
artarak 91,7 milyon varil düzeyindedir.
Bu artn gelimi ülkeleri barndran Avrupa ve Kuzey Amerika yerine, hzla
gelimekte olan Çin ve Hindistan gibi ülkelerin yerald Asya bölgesinden
55
kaynakland görülmektedir. Asya Pasifik’te rafinaj kapasitesi, dünya rafinaj
kapasitesinin %30,9’una ulamtr. Bunun sebepleri arasnda; gelimi ülkelerde
petrol ürünlerine olan talebin azalma eiliminde olmasn, üretiminde rafinaj
faaliyetlerine gerek olmayan biyoyaktlarn akaryakt olarak daha yüksek oranlarda
devreye girmesini ve azalan rafineri marjlar nedeniyle yatrmlarn azalmasn ve
çevre ve insan sal nedeniyle yürürlüe konan yasal düzenlemeleri sralyabiliriz.
Ülkelere göre en yüksek rafinaj kapasitesine sahip be ülke ise Amerika Birleik
Devletleri, Çin, Rusya, Japonya ve Güney Kore’den olumaktadr.
OECD ülkelerinde 2010 ylndaki ham petrol ileme verileri incelendiinde 2009
ylana göre %1,3 düü gösterek 2004 yl seviyesine gerilemitir. OECD ülkeleri
dndaki ülkelerde ise rafinaj kapasitesinin bir önceki yla göre %3 art göstererek
son on ylda en yüksek seviyeye ulatn görmekteyiz. OECD dndaki gelimekte
olan ülkelerde rafinaj sektöründeki büyüme eilimi bir hayli dikkat çekicidir.
Önümüzdeki dönemde rafineri saysnda azalma beklenirken, özellikle Asya’da
gerçekletirilen rafineri yatrmlar nedeniyle rafinaj kapasitesinde art
beklenmektedir. Avrupa ve Kuzey Amerika’da ise benzine olan talebin dümesi
rafinerilerin kapanmasn gündeme getirebilecektir.
3.2.Türkiye’deki Gelimeler
Türkiye’de, ETKB tarafndan yaplan projeksiyonlara göre 2020 yl için petrol
talebinin, 2000 ylndaki kullanma göre iki kat artmasna karn toplam enerji
tüketimi içindeki paynn %40,6’dan %21,6’ya dümesi, doal gazn paynn ise
%16’dan %25,2’ye yükselmesi beklenmektedir.
Tablo 3.5. Türkiye Genel Enerji Tüketiminde Kaynaklarn Paylar
Kaynak Paylar (%)
2000
2010
2020
40,6
26,7
21,6
Petrol
16,0
31,9
25,2
Doalgaz
30,4
30,6
42,5
Kömür
3,0
4,7
2,8
Hidroelektrik
10,0
6,7
7,9
Dier
Kaynak: ETKB
Ülkemizde, 2010 ylnda, birincil enerji tüketiminde petrolün pay %26,7, doal gazn
pay ise %31 olmutur. htiyaç duyulan petrolün %90,8’i, doal gazn ise %98,2’si
ithal edilmitir.
3.2.1. Petrol ve Doal Gaz Arama Faaliyetleri
1926 ylnda çkartlan 791 Sayl “Petrol ve Altn letme” Yasas’ndan sonra 1935
ylnda petrol arama görevi bu yasa ile Maden Tetkik Arama Enstitüsü’ne (MTA)
verilmitir. letmeye uygun ilk petrol kuyusu, 1948 ylnda MTA tarafndan Batman
yöresinde bulunmutur. Bu yllarda çok uluslu irketler Türkiye’de yatrm yapmak
yerine, ithal ettikleri petrol ürünlerini pazarlayp satmay tercih etmilerdir. Daha
56
sonralar 791,2189 ve 2804 sayl petrol yasalarndan ikâyetçi olan yabanc petrol
irketleri, Max W. Ball’n önerileri dorultusunda hazrlanan son derece liberal olan
1954 tarih ve 6326 sayl Petrol Yasas ile Türkiye’de petrol ile ilgili her türlü faaliyeti
yürütme olana bulmulardr.
1954 ylnda bu yasa ile Türkiye’de petrol ve doalgaz kaynaklarnn aramas,
üretilmesi, rafinaj, tanmas ve pazarlanmas yoluyla ülke ekonomisine katk
salama görevi Türkiye Petrolleri Anonim Ortakl’na (TPAO) verilmitir.
TPAO; dünyadaki tüm petrol irketlerinde olduu gibi, TÜPRA, BOTA, POA,
DTA, GSA ve PRAGAZ ile entegre bir yapda oluturulmutur. Ancak 1983
ylndan sonra özelletirmelere hazrlk amacyla bu zincirleme yap parçalanarak
TPAO, yalnzca hidrokarbon arama ve üretiminden sorumlu petrol irketine
dönütürülmütür. Böylece TPAO petrol ürünlerinin datm ve pazarlanmasndan
salanan kar ilevinden mahrum braklmtr.
Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanl, Tekilat ve Görevleri Hakknda Kanunda
yaplan deiiklik ile yeniden yaplandrlmtr. Konuya ilikin düzenleme, Resmi
Gazete'nin 02 Kasm 2011 mükerrer saysnda yaymlanmtr. Buna göre, Petrol leri
Genel Müdürlüü bal kurulu olarak kapatlm, bakanlk merkez tekilat içinde bir
genel müdürlük haline getirildi.
3.2.2.Türkiye Ham Petrol ve Doal Gaz Rezervleri
Türkiye’de 2010 yl sonu itibariyle 43,1 milyon ton (1,2 milyar varil) ham petrol ve
6,2 milyar m3 doal gaz rezervi bulunmaktadr.
Tablo 3.6. 2010 Yl Türkiye Ham Petrol Rezervleri
57
Tablo 3.7. 2010 Yl Türkiye Dogal Gaz Rezervleri
3.2.3.Türkiye’de Arama-Üretim
Türkiye’de 1934 – 2010 döneminde, toplam 3932 adet kuyu açlm olup yaklak 7,4
milyon metre sondaj yaplmtr.
ekil 3.10:Türkiye’de Açlan Petrol ve Doal Gaz Kuyular
1998 – 2010 döneminde yllar itibariyle Türkiye’de üretilen ham petrol ve doalgaz
miktarlar, aadaki grafiklerde görülmektedir.
58
ekil 3.11:Türkiye’de Hampetrol Üretimi
Kaynak: TPAO Genel Müdürlüü
ekil 3.12. Türkiye’de Doal Gaz Üretimi
Kaynak: TPAO Genel Müdürlüü
2010 ylnda toplam 2,5 milyon ton petrol ve 726 milyon m3 doal gaz üretilmi olup,
günümüze kadar toplam 135,6 milyon ton petrol ve 12 milyar m3 dogal gaz üretimi
gerçekletirilmitir.
Son on ylda Türkiye petrol üretiminde %4 orannda düü gözlenmitir. Türkiye’de
yeni petrol sahalarnn kesfedilmesi ve ikincil üretim yöntemlerinin gelitirilmesi ile
59
üretim düüü ksmen engellenebilmi ve 2010 ylnda 2009 ylna oranla %4’lük bir
art kaydedilmitir.
Türkiye’de 2010 ylnda 128 petrol sahasndan 2.497.022 ton (17.316.403 varil) ham
petrol ve 65 doal gaz sahasndan ise; 725.984.564 m3 doal gaz üretimi
ekil 3.13. 2010 Yl Ham Petrol Üretiminin irketler Baznda Dalm
Kaynak: Petrol leri Genel Müdürlüü
2010 ylnda üretilen ham petrolün, %76’sn oluturan 1,9 milyon tonu TPAO,
%24’ünü oluturan 0,6 milyon tonunu ise özel irketler üretmitir.
ekil 3.14. 2010 Yl Doal Gaz Üretiminin irketler Baznda Dalm
60
2010 ylnda üretilen 726 milyon m3 doal gazn, %36’sn oluturan 261 milyon
m3’nü TPAO, %64’ünü oluturan 465 milyon m3’nü ise özel irketler üretmitir.
Türkiye’de 2010 ylnda “petrol hakk sahibi irketler” tarafndan 93 adet arama
(150.999 m), 51 adet tespit (78.258 m) ve 61 adet üretim (93.798 m) kuyusu sondaj
olmak üzere toplam 204 adet sondaj gerçekletirilmi olup, bu kuyularda toplam
323.055 m sondaj yaplmtr.
2010 ylnda Türkiye’de, 24 4/30 ekip/ay jeoloji ve 25.315 adet jeofizik saha
çalmalar (istasyon gravite-manyetik etüt) gerçekletirilmitir. Bu çalmalarda;
karalarda 2.011 km 2 boyutlu ve 1.870 km2 3 boyutlu sismik profil çalmalar
yaplrken; denizlerde ise 3.068 km 2 boyutlu ve 561 km2 3 boyutlu sismik profil ve
ayrca 31.445 km havadan manyetik veri toplama çalmalar gerçekletirilmitir.
2010 ylnda Türkiye’de açlan toplam 204 adet kuyudan 63 adedi petrollü, 45 adedi
gazl, 3 adedi petrollü-gazl ve 64 adedi kuru kuyu olarak tamamlanm olup, 29 adet
kuyudaki çalmalar ise 2011 ylnda devam etmektedir.
2010 yl sonu itibariyle Türkiye’de 25 adet yerli ve 22 adet yabanc olmak üzere
toplam 47 adet irket arama ve/veya üretim faaliyetinde bulunmutur.
ekil 3.15: 2010 Yl Doal Gaz Üretiminin irketler Baznda Dalm
Türkiye’de 2010 yl sonu itibariyle, 387 adet arama ruhsat, 76 adet isletme ruhsat ve
5 adet jeolojik istikaf müsaadesi mevcuttur. 2010 yl içinde toplam 169 adet arama
ruhsat müracaatnda bulunulmu, bunlardan 57’sine ruhsat verilmitir.
Arama ruhsatlarn 2010 yl sonu itibariyle yerli ve yabanc irketlere göre dalm
aada görülmektedir.
61
ekil 3.16. Türkiye’de Yerli-Yabanc irketlere göre Arama Ruhsatlar
Karadeniz’de Petrol Aramalar
Karadeniz’de 2004-2010 yllarnda yaplan ve halen sürdürülen youn sismik
program, bu bölgeyi büyük petrol irketlerinin ilgi oda haline getirmitir. Brezilya
millî petrol irketi Petrobras ile 2006 ylnda Sinop ve Krklareli açklarnda ortaklaa
derin deniz aramas yapmak ve ABD petrol irketi Exxon Mobil ile de 2008 ylnda
Karadeniz’in derin alanlarnda arama yaplmas amacyla Arama-Üretim Anlamalar
imzalanmtr.
Exxon Mobil’in Kastamonu, Bartn, Samsun illerini kapsayan deniz ruhsatlarnda
Türkiye Petrolleri Anonim Ortakl (TPAO) ile %50-%50 ortaklk yaparak yaklak
200 milyon dolar yatrm yapacan ve 2 tane derin deniz kuyusu kazacan
belirtmitir. Ayrca Karadeniz’deki yatrmlarn geniletmek üzere 12 Ocak 2010’da
Sinop, Ayanck ve Çaramba bölgesini kapsayan AR/TPO/3922 No’lu deniz
ruhsatnda %50 hissesi bulunan Petrobras’dan hissesinin %25’ini satn almtr. Bu
ruhsattaki ortaklk %50 TPAO, %25 Exxon Mobil, %25 Petrobras eklinde olmutur.
Dünyann iki dev irketi olan Exxon Mobil ve Petrobras’n Karadeniz’de toplamda
750 milyon dolar civarnda yatrm yapaca tahmin edilmektedir.
Karadeniz’in orta kesiminin derin alanlarnda petrol aramalarn ilk kez balatacak
olan dünyann 2. en büyük Sondaj Platformu "Leiv Eiriksson", TPAO-PetrobrasExxon Mobil ortaklndaki ruhsatta, Sinop-1 isimli kuyunun sondajna 2200 m. su
derinliinde 26 ubat 2010 tarihinde balanm ve 3 Austos 2010 tarihinde 5531 m.
son derinlikte bitirilmi ve Hidrokarbon açsndan olumlu bir sonuç açklanmamtr.
Ayn paltform Sinop-1 kuyusunun bitirilmesinden sonra Orta Bat Karadeniz’in derin
alanlarnda TPAO’nun tamam kendisine ait ruhsatnda son derinlii 5.500 m. olarak
planlanan Yasshöyük-1 kuyusunun sondajna 9 Austos 2010 tarihinde balamtr.
TPAO Yasshöyük-1 kuyusunun açlaca ruhsattaki çok yüksek maliyetler ve riskleri
paylamak amacyla çkt Farmout görümelerinde Dünyann dev petrol
62
irketlerinden Chevron ile kuyunun sondaj devam ederken 20 Eylül 2010 tarihinde
ortaklk anlamas imzalamtr. Kuyuda petrol kefi olmas durumunda yaplacak
olan üretim paylam anlamasnda TPAO %70, CHEVRON %30 pay alaca
öngörülmütür. Yashöyül-1 Kuyusu 28 Kasm 2011 tarihinde ’’ Gaz Emareli Kuru
Kuyu ‘’ olarak terk edilmitir. Buradan ayrlan Leiv Eiriksson tamam TPAO’ya ait
ruhsat alannda 1802 m. su derinliinde Sürmene-1 kuyusununun sondajna 08 Kasm
2011 tarihinde balamtr. Kuyu 4830 m. ye kadar sondaja devam etmi ve baz
teknik sorunlar çkmas üzerine 03 ubat 2011 de ‘’Geçici Terk ‘’ edilmitir.
Karadeniz’deki arama faaliyetleri kapsamnda Exxon Mobil Deepwater Champion
isimli platformu getirerek 23 Mays 2011 de Kastamonu-1 kuyusunda sondaja
balamtr. Kuyuda 5272 m. de sondaja son verilerek 15 Eylül 2011 tarihinde terk
edilmitir. Deepwater Champion buradan ayrlarak daha önce TPAO atrafndan geçici
terk edilen Sürmene-1 kuyusuna gelerek eski kuyuya giri yaplm ve yeniden sondaj
faaliyetlerine balamtr.
TPAO Karadeniz’deki pahal ve riskli yüksek teknoloji gerektiren yatrmlarn
dünyann dev irketleriyle yapt anlamalarla yerine getirmektedir.
1970'li yllardan bugüne kadar Karadeniz’de yaplan sismik çalmalar ve açlan
kuyular dikkate alndnda bugüne kadar toplam 4 milyar dolarlk yatrm yaplmtr.
Kuyularn her birisi yaklak 250 milyon dolara mal olmaktatr. Esas harcama üretim
aamasnda olacaktr ve herbir sahada üretim için 8-10 milyar dolar yatrm
gerekecektir.
Bat Karadeniz
Karadeniz karasularmz içerisinde 2004 ylnda Akçakoca, Ayazl, Akkaya ve Dou
Ayazl sahalarnda doalgaz kefi gerçekletirilmitir. Ayazl, Akkaya ve Dou
Ayazl sahalar üretime alnmtr. TPAO- Petrol Ofisi-STRATIC ve TIWAY OIL
ortaklnda günde yaklak 110 bin m3 gaz üretimi devam etmektedir. Bat Karadeniz
Projesi kapsamnda bu sahalardan 2010 yl sonunda toplam 470 milyon m3 gaz
üretilmitir. Akçakoca sahasnda mecut 2 adet kuyuya ilave olarak bir yeni kuyu
kazlmtr. Sahadan günde 270.000 m3 civarnda doal gaz üretilmektedir. Toplam
üretim 38 milyon m3 olarak gerçeklemitir.
Akdeniz
TPAO ile KKTC Ekonomi ve Enerji Bakanl arasnda 02.11.2011’de KKTC’nin
kara ve deniz alanlarnda sahip olduu ruhsat alanlarn kapsayan bir “Petorl Sahas
Hizmetleri ve Üretim Paylam Sözlemesi” imzalanmtr.
Ayrca, 23.11.2011 tarihinde TPAO ile Shell Upstream Turkey arasnda Akdeniz
Bölgesi Antalya deniz alanlarndaki arama ruhsatlarnda ortak iletme anlamas
imzalanmtr.
63
3.2.4.Petrol ve Doal Gaz Tüketimi
3.2.4.1.Petrol Tüketimi
ekil 3.17. 2000-2010 Yllar Petrol Tüketimi
Kaynak: TPAO
Türkiye’nin petrol tüketiminde 2000-2008 yllar arasnda çok büyük deiiklikler
olmamtr. Ancak, 2009 ylnda yaanan kriz nedeniyle petrol tüketiminde yaklak
%30 civarnda azalma olmutur. 2000 ylnda toplam enerji tüketimi içinde petrolün
pay %40,6 civarnda iken 2010 ylnda bu oran %29’lara dümütür.
3.2.4.2.Doal Gaz Tüketimi
Türkiye’de doal gaz tüketimi 1987 ylndan bu yana sürekli artan bir eilim
içindedir. Doal gaz tüketimi 2010 yl sonunda 37,4 milyar m3’e ulamtr. Doal
gaz tüketim miktarnn, Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanl tarafndan yaplan
projeksiyona göre, 2015 ylnda 51,4 milyar m3’e, 2020 ylnda 59,3 milyar m3’e
çkaca tahmin edilmektedir.
Türkiye 2010 yl genel enerji tüketimi içinde doal gaz %31 pay ile birinci srada yer
almaktadr. Böylece, Türkiye ‘de doal gaz tüketimi son 10 ylda yaklak 2,3 kat
artmtr. Artan talebin en büyük bölümünü, elektrik enerjisi üretimi için doal gaz
tüketimi oluturmaktadr. 2010 yl ulusal doal gaz tüketiminin sektörel dalm;
elektrik %56, sanayi %20 ve konut %18,5 olarak gerçeklemitir (2010 Denge
Tablosu).
Türkiye’nin birincil enerji tüketiminde 2010 ylnda gözlenen artn 2011 ylnda da
sürmesi beklenmektedir. 2011 ylnda ülkemiz birincil enerji tüketiminin yüzde 5,6
artla 114,3 Mtep olaca tahmin edilmektedir. Türkiye’de birincil enerji tüketiminde
doal gazn büyük pay olmakla birlikte, gerek 2009 ve 2010 yllarnda Türkiye’de
hidrolojik artlarn iyilemesi ile barajlarn doluluk oranlarnn yükselmesi sonucunda
hidrolik kaynaklarn, elektrik üretimindeki paynn artmas, gerekse de 18.05.2009
tarih ve 2009/11 sayl Yüksek Planlama Kurulu (YPK) Karar olarak yaymlanan
64
“Elektrik Enerjisi Piyasas ve Arz Güvenlii Stratejisi Belgesi” ile uzun soluklu
elektrik kaynak kullanm hedeflerinin ortaya konulmas ile birincil enerji tüketiminde
öngörülen bu artn, doal gaz tüketimine ayn oranda yansmayaca tahmin
edilmektedir. Bu kapsamda piyasa katlmclarndan derlenen 2011 yl tüketim
tahminlerinin de deerlendirilmesiyle 26.01.2011 tarih ve 3055/6 sayl EPDK Kurul
Kararyla 2011 yl ulusal doal gaz tüketim miktar, 39 milyar Sm3 olarak
açklanmtr.
ekil 3.18.Türkiye’de Doal Gaz Tüketimi
Kaynak: EPDK
ekil 3.19. 2010 Yl Sektörel Doal Gaz Tüketimi
Kaynak: ETKB
3.2.5. thalat
Yerli üretimin çok kstl olmas nedeniyle doal gaz tüketiminin tamamna yakn
ithalatla karlanmaktadr. Bu açdan, doal gaz sektöründe; arz güvenliinin
salanmas ve rekabet koullarnn saland bir ortamn oluturulmas
65
gerekmektedir. Tüketicilere tedarikçilerini serbestçe seçme olana tannarak
doalgazn sürekli ve ekonomik olarak tüketicilerin kullanmna sunulmas sektörün
öngörülen yapya kavuturulmasnda önemli bir rol oynamaktadr.
Tablo 3.8. 2005-2010 Yllar Doal Gaz thalat Miktarlar (milyon m3 9155
kcal/m3’e baz)
Kaynak: EPDK
Tablo 3.9. Doal Gaz Alm Anlamalar
Miktar (Plato)
mzalanma Süre
Mevcut Anlamalar
(Milyar
Durumu
Tarihi
(Yl)
m³/yl)
Eylül 2011 sona
6,0
14 ubat 1986 25
Rus.Fed. (Bat)
ermitir.
4,0
14 Nisan 1988 20 Devrede
Cezayir (LNG)
1,2
9 Kasm 1995
22 Devrede
Nijerya (LNG)
10,0
8 Austos 1996 25 Devrede
ran
16,0
15 Aralk 1997 25 Devrede
Rus. Fed. (Karadeniz)
8,0
18 ubat 1998 23 Devrede
Rus. Fed. (Bat)
16,0
21 Mays 1999 30
Türkmenistan
6,6
12 Mart 2001
15 Devrede
Azerbaycan
Kaynak: BOTA
Rusya’yla 1986 ylnda imzalanan yllk 6 milyar m3 (plato) miktarndaki ilk alm
anlamasnn ardndan, arz kaynaklarnn çeitlendirilerek arz güvenliinin ve
tedarikte esnekliin artrlmas amacyla 1988 ylnda imzalanan alm anlamas
kapsamnda 1994 ylndan itibaren Cezayir’den, 1995 ylnda imzalanan alm
anlamas kapsamnda ise 1999 ylndan itibaren Nijerya’dan LNG almna
balanmtr. Artan tüketim miktarnn karlanabilmesi amacyla imzalanan dier
alm anlamalar kapsamnda srasyla Rusya (lave Bat Hatt), ran ve Rusya (Mavi
Akm Hatt)’dan doal gaz almna devam edilmitir.
66
12.03.2001 tarihinde imzalanan alm anlamas kapsamnda 2007 ylndan itibaren
Azerbaycan’dan da gaz almna balanmtr. Böylece mevcut durum itibariyle
Türkiye, 1999 ylnda imzalanmakla birlikte henüz devreye girmedii için toplama
dahil edilmeyen Türkmenistan anlamas hariç olmak üzere, 5 farkl ülkeden uzun
dönemli doal gaz alm anlamalar kapsamnda doal gaz ithalat
gerçekletirmektedir.
Rusya'dan alnan ve Trakya'dan gelen ''Bat Hatt'' olarak isimlendirilen 6 milyar
Sm3/yl olan kontratn BOTA tarafndan ''istenilen indirim oranlarnn olumamas''
nedeniyle sonlandrlmtr ETKB tarafndan Ekim 2011 tarihinde yaplan
açklamalarda Ocak 2012 ayna kadar kamudan ak devam edecek olan doalgazn
bu 3 aylk süre içinde özel sektörle yaplacak kontratlarla beraber Gazprom firmasnn
mutlaka bu boru hattnn doalgazsz kalmayarak akna devam edecei yönünde
olaca belirtilmitir.
ekil 3.20. 2010 Yl Ülkelere Göre Doal Gaz thalatnn Yüzde Pay
Kaynak: EPDK
1999-2009 dönemi içerisinde ithal kaynaklarnn paylar incelendiinde Mavi Akm
hattndan gaz almnn balad ve ran’dan alnan doal gaz miktarnda önemli bir
artn gerçekletii 2003 ylndan itibaren, Bat Hattndan gelen doal gaz ile Cezayir
ve Nijerya’dan alnan LNG’nin toplam ithalat içindeki paynda oransal azalma
olduu, ithalatta Rusya’nn arln koruduu görülmektedir.
3.2.6. hracat
thal edilmi veya yurt içinde üretilmi doal gazn yurt dna ihraç edilebilmesi
faaliyeti, EPDK’dan ihracat lisans alm olan tüzel kiiler tarafndan
gerçekletirilebilmektedir.
2009 yl itibariyle sadece BOTA’n ihracat lisans bulunmakta olup söz konusu
lisans Türkiye-Yunanistan boru hatt vastasyla 06.04.2004 tarihinden itibaren 10 yl
süre ile Yunanistan’a doal gaz ihraç etme yetkisini kapsamaktadr.
67
Tablo 3.10. Yllar tibaryla Doal Gaz hracat Miktarlar (Milyon Sm³)
YIL
TOPLAM
31
2007
443
2008
721
2009
660
2010
475
2011 (*)
* Austos ay itibaryla gerçekleme miktarlardr.
Kaynak: BOTA
3.2.7. Doal Gaz Depolama
18.04.2001 tarih ve 4646 sayl Doal Gaz Piyasas Kanunu, doal gaz ithal eden
irketlerden ithal ettikleri doal gazn %10’unu yurtiçinde depolama konusunda,
depolama irketleriyle anlama yapmas artn aramaktadr. Ayrca, doal gazn
toptan satn yapacak olan irketlerin de gerekli depolama önlemlerini almalar
zorunlu tutulmutur.
TPAO’nun Trakya’daki Kuzey Marmara ve Deirmenköy doal gaz üretim
sahalarndaki mevcut doal gazn tüketimi sonras yer alt doal gaz depolama tesisi
olarak kullanlmasna ilikin olarak BOTA ve TPAO arasnda 21 Temmuz 1999’da
Doal Gaz Yer Alt Depolama ve Yeniden Üretim Hizmetleri Anlamas
imzalanmtr. Türkiye’nin, ilk yer alt doal gaz depolama tesisleri olan Silivri’deki
Kuzey Marmara ve Deirmenköy yer alt doal gaz depolama tesisleri Temmuz
2007’de iletmeye açlmtr. 2,661 milyar m3 kapasiteli Silivri-Deirmenköy Doal
Gaz Depolama Tesislerinin depolama kapasitesinde art salanmas ve yeni
depolama sahalarnn tesis edilmesine ilikin çevre, fizibilite ve teknik çalmalar
sürdürülmektedir. Bu tesislerin,2016 ylna kadar üç aamada depolama kapasitesinin
3,0 milyar m3’e, geri üretim kapasitesinin ise 50 milyon m3/gün’e çkarabilmek için
gerekli çalmalar yürütülmektedir.
Bunun yan sra Tuz Gölü Havzas’nda oluturulacak tuz domlarnn doal gaz yer
altnda depolamak amacyla kullanm için gelitirilen Tuz Gölü Doal Gaz Yer Alt
Depolama Projesi’nin mühendislik çalmalarna Temmuz 2000’de balanmtr.
BOTA’n 2010 ylnda çkt yapm ihalesi sonuçlanm olup, ekonomik açdan en
elverili teklifi veren China Tianchen Engineering Corporation firmas ihaleyi
kazanmtr.
BOTA, Tuz Gölü’nde toplam 1,478 milyar m3 kapasiteli doalgaz yer alt depolama
tesisi kurmak için youn hazrlk çalmalar yapmaktadr. Bölgede ina edilecek
depolardan ilkinin 2015 ylnda, dierinin ise 2018 ylnda iletmeye alnmas
planlanmaktadr.
68
Tablo 3.11. Depolama Faaliyetine likin Veriler
RKET ADI
BOTA
(LNG)
EGE GAZ A..
(LNG)
TPAO
(DOAL GAZ)
BOTA
(DOAL GAZ)
LSANS SÜRES
DEPOLAMA
TESSLER
04.04.2003 tarihinden Marmara
itibaren 10 yl
Erelisi/Tekirda
04.04.2003 tarihinden Aliaa/zmir
itibaren 30 yl
18.04.2003 tarihinden Silivri/stanbul
itibaren 30 yl
27.06.2007 tarihinden Sultanhan/Aksaray
itibaren 30 yl
DEPOLAMA
KAPASTES
255.000 m3 LNG
(85.000 m3 x 3)
280.000 m3 LNG
(140.000 m3 x 2
2.661.000.000 m3
1.478.000.000 m3
Kaynak: EPDK
4646 sayl Doal Gaz Piyasas Kanunu ile doal gaz piyasasnda serbestleme
hedeflenmitir. 4646 sayl Doal Gaz Piyasas Kanunu hukuki olarak BOTA’n
tekel konumunu ortadan kaldrmtr. Kanunda öngörüldüü üzere ehir içi datm
lisanslar için EPDK tarafndan ihaleler düzenlenmektedir.
Gerek spot gerekse de uzun dönemli sözlemelerle Türkiye'deki LNG ithalatnn
durumuna baktmzda, 2008 ylnda ulusal doal gaz tüketiminin %14,9'u LNG ile
karlanmakta iken bu oran; 2009'da %17,5'e, 2010'da %22'ye kadar yükselmitir.
Doal gaz tüketiminin LNG ile karlanan ksmn irketler baznda ayrdmzda,
EGEGAZ'n ilk defa 2009 ylnda getirdii LNG ile tüketimin %1,5'ini karlad,
2010 ylndaki artla %8,2'ye çkt görülmektedir. Ayn ekilde BOTA'a
baktmzda, 2008 ylnda tüketimin %14,9'u BOTA'n getirdii LNG ile
karlanmakta iken 2009 ylnda bu oran, %16'ya yükselmi ve devamnda %13'lere
düerek duraan bir seyir izlemektedir.
1994 ylnda devreye alnm olan ve halen BOTA mülkiyet ve iletmesinde olan
Marmara Erelisi ve 2001 ylnda zmir Aliaa’da kurulan ve 2006 ylnda
kullanlmaya balanan EGEGAZ irketine ait LNG Terminalleri, ithal edilen LNG’nin
gazlatrlarak sisteme verilmesinde ve doal gazn en fazla tüketildii pik kullanm
dönemlerinde azami çekileri düzenleyerek talep deiimlerinin karlanmasnda
kullanlmak üzere kurulmu olan tesislerdir. Dier taraftan, ina edilecek olan gerek
yeralt doal gaz depolama tesislerinde gerekse LNG tesislerinde depolama
faaliyetinde bulunmak amacyla EPDK’ya yaplm lisans bavurular bulunmaktadr.
3.2.8.Uluslararas Boru Hatt Projeleri
Dünya petrol rezervlerinin yüzde 65’i ve doalgaz rezervlerinin yüzde 71’i Türkiye’yi
çevreleyen Hazar Havzas ve Ortadou ile Rusya Federasyonu’nda bulunmaktadr.
Gelecek 20 yl içerisinde yaklak yüzde 40 orannda artmas beklenen dünya enerji
tüketiminin büyük bir bölümünün içinde bulunduumuz bölgeden karlanmas
öngörülmektedir. Orta Asya’daki rezervler dünya enerji talebini karlamada önemli
bir alternatif kaynak olarak ortaya çkmaktadr. Türkiye, gerek corafi, gerekse
jeopolitik konumu ile Orta Dou ve Orta Asya’nn üretiminin dünya pazarlarna
ulamasnda hem köprü, hem de terminal olma özellii tamaktadr.
69
Ülkemizin bu konumunu güçlendirme hedefi dorultusunda yürüttüü uluslararas
projeler:
Bakü-Tiflis-Ceyhan (BTC) Ham Petrol Ana hraç Boru Hatt
Dou-Bat Enerji Koridorunun en önemli bileenini oluturan Bakü-Tiflis-Ceyhan
(BTC) Ham Petrol Ana hraç Boru Hatt, 4 Haziran 2006 tarihinde Ceyhan hraç
Terminali’nden yüklenen ilk petrol tankeri ile iler hale gelmi ve bata Azeri petrolü
olmak üzere, Hazar Bölgesi’nde üretilecek petrolün uluslararas pazarlara tanmasna
balanmtr. 2006’dan bugüne kadar, yükleme yaplan petrol miktar 2011 yl
Haziran ay itibaryla 1.222 milyar varili am olup yüklenen bu petrol 1572 tankerle
tanmtr. Söz konusu hattn kapasitesi Mart 2010 tarihi itibaryla 1,2 milyon
varil/güne çkarlm olup, Sangaçhal/Bakü yükleme tesislerinden yaplan yüklemeye
göre ortalama günlük 650-700 bin varil petrol hattan tanmaktadr. 2008 yl Ekim
ayndan 2009 yl sonuna kadar Kazak petrolü tanm, 2010 yl Mart ayndan
itibaren ise Türkmen petrolü BTC Ham Petrol Ana hraç Boru Hatt ile dünya
pazarlarna ulatrlmaktadr.
Hazar-Türkiye-Avrupa Doal Gaz Boru Hatt (DGBH) Projesi
BTC Hatt’na paralel olarak, Hazar Bölgesi ülkelerinde üretilecek doalgazn
Türkiye’ye, buradan da dier Avrupa ülkelerine tanmasn öngören Hazar-TürkiyeAvrupa Doalgaz Boru Hatt (DGBH) Projesi de, Dou-Bat Enerji Koridoru
politikamzda önemli bir yere sahiptir. Bu kapsamda, Azerbaycan-Türkiye Doalgaz
Boru Hatt ile (ah Deniz Projesi, Bakü-Tiflis-Erzurum DGBH) 2007 yl Temmuz
ayndan itibaren doalgaz tedarik edilmektedir. BTE Doalgaz Boru Hatt yllk 20
milyar m3 azami tasarm kapasitesi ile sadece Türkiye’nin yurtiçi doalgaz talebinin
karlanmas açsndan deil, ayn zamanda AB’nin hzla artan doalgaz ihtiyacnn
bir ksmnn karlanmas açsndan da önemlidir.
25 10 2011 tarihinde Türkiye ile Azerbaycan arasnda, “ahdeniz 2” projesi
kapsamnda Azerbaycan'dan gaz almn ve iletimini öngören hükümetleraras
anlama imzalanmtr. Bu antlama ile Türkiye'nin hem mevcut ebekeleriyle hem de
yeni müstakil bir hatla ahdeniz 2 gazn Avrupa'ya aktarabilecek iki tane büyük
alternatif ortaya konmutur. Bu proje ile 2018'den sonra Azerbaycan doal gaznn 6
milyar m3 Türkiye'de, 10 milyar m3 de batda kullanlacaktr.
Türkiye-Yunanistan Doal Gaz Boru Hatt
2007 yl Kasm aynda iletmeye alnan Türkiye-Yunanistan Doalgaz Boru Hatt ile
Güney Avrupa Gaz Ringi Projesi’nin ilk aya tamamlanm, ülkemiz doalgaz iletim
ebekesinin komu ülkelerin altyapsyla enterkonneksiyonu gerçekletirilmi ve
ülkemiz doalgazda köprü tedarikçi konumuna gelmitir. Güney Avrupa Gaz Ringi
Projesi’nin bir sonraki aamasn ise Türkiye-Yunanistan Doalgaz Boru Hatt’nn,
Adriyatik Denizi’nden geçecek bir hat ile talya’ya uzatlmas oluturmaktadr. talya
balants ile söz konusu hat üzerinden tanacak toplam doalgaz miktarnn aamalar
halinde yaklak 12 milyar m3/yl seviyesine çkarlmas planlanmaktadr. Bu
miktarn 3,6 milyar m3’ü Yunanistan’a, 8 milyar m3’ü ise talya’ya tanacaktr.
70
Yunanistan-talya balantsn salayacak olan Adriyatik Denizi Geçii, Azerbaycan
ah Deniz Faz-II Aamasnn devreye alnmasyla birlikte ITGI Projesinin (ah Deniz
Faz-II üretimine bal olarak) 2016 veya 2017 ylnda devreye alnmas
öngörülmektedir.
Nabucco Doal Gaz Boru Hatt Projesi
Türkiye’nin Avrupa’ya açlm stratejisi kapsamnda dier bir proje ise TürkiyeBulgaristan-Romanya-Macaristan ve Avusturya güzergahl Nabucco Doal gaz Boru
Hatt Projesi’dir.
Yllk maksimum 31 milyar m³ kapasiteye sahip olacak olan boru hatt projesi
Avrupa’nn kaynak ve güzergâh çeitliliine önemli katk salayacaktr. Yaklak
uzunluu 4.000 km, tama kapasitesi 31 milyar m3 yl ve yaklak yatrm maliyeti
7,9 milyar EURO olan doalgaz boru hattnn inaatnn 2012 ylnda balamas ve
2017 ylnda ilk kapasite ile devreye alnmas planlanmaktadr.
Nabucco Projesi Hükümetleraras Anlamas, ilgili hükümleri dorultusunda 1
Austos 2010 itibaryla yürürlüe girmi bulunmaktadr. Projenin gerçekletirilmesi
için çalmalar devam etmektedir.
Arap Doal Gaz Boru Hatt Projesi
Msr doalgaznn Ürdün ve Suriye üzerinden ülkemize ve ülkemiz üzerinden de
Avrupa’ya ulatrlmasn hedefleyen Arap Doalgaz Boru Hatt Projesi kapsamnda,
Suriye 2008 yl Temmuz ayndan itibaren Msr doalgazn almaya balamtr.
Yllk 10 milyar m3 doalgaz tanmas söz konusu olan Projede, yllk 3,4 milyar
m3’lük ksmnn plato döneminde Ürdün’e tahsis edilmesi, kalan 6,6 milyar m3’lük
ksmnn ise Suriye üzerinden Türkiye’ye iletilmesi planlanmaktadr. 1.236 km
uzunluundaki Arap Doal gaz Boru Hatt’nn ilk iki faz tamamen ve üçüncü faz da
yar yarya tamamlanm durumdadr. Türkiye ve Suriye arasnda 2009 ylnda
imzalanan mutabakat zabtlar çerçevesinde iki ülke doalgaz ebekelerinin 2011 yl
sonuna kadar birbirine balanmas hedeflenmektedir.
Irak-Türkiye Doal Gaz Boru Hatt
Irak doalgaznn ülkemize ve Avrupa ülkelerine doalgaz salayacak projeler için
önemli bir kaynak olma potansiyeli dikkate alnarak 15 Ekim 2009 tarihinde IrakTürkiye arasnda doal gaz koridoru oluturulmasna yönelik bir mutabakat zapt
imzalanmtr. Proje ile Irak’taki sahalardan üretilecek doalgazn ilk aamada
ülkemize ve ülkemiz üzerinden Avrupa’ya, dier taraftan Ceyhan’a kurulacak LNG
terminali ile de dünya pazarlarna ulatrlmas hedeflenmektedir.
Irak-Türkiye Ham Petrol Boru Hatt, 27 Austos 1973 tarihinde, Türkiye Cumhuriyeti
ile Irak Cumhuriyeti Hükümetleri arasnda imzalanan Ham Petrol Boru Hatt
Anlamas çerçevesinde Irak’n Kerkük ve dier üretim sahalarnda üretilen ham
petrolün Ceyhan (Yumurtalk) Deniz Terminali’ne ulatrlmas amacyla ina
edilmitir. Irak ile ülkemiz arasnda 2010 yl Mart aynda süresi bitecek olan Kerkük–
Yumurtalk Ham Petrol Boru Hatt Anlamas ve ilgili anlama, protokol ve
71
mutabakat zabtlarnda deiiklik öngören ve bu anlamalarn süresini 15+5 yl uzatan
deiiklik anlamas 19 Eylül 2010 tarihinde Badat’ta imzalanmtr.
Samsun-Ceyhan Ham Petrol Boru Hatt
Halihazrda yllk yaklak 150 milyon ton tehlikeli yük boazlarmzdan geçmektedir.
Türk Boazlar Karadeniz’e ileride inecek petrolü emniyetli olarak daha fazla
tayamayacak durumdadr. Boazlardaki tehlikeli yük trafiini azaltmay hedefleyen
Samsun-Ceyhan Ham Petrol Boru Hatt, Kuzey-Güney Enerji Koridorunun da ana
öesi olmak üzere tasarlanmtr.
2011 yl Mart aynda Rusya ile gerçekletirilen Karma Ekonomik Komisyonu
toplantlarnda sözkonusu proje ile ilgili müzakerelere devam edilmitir. Projenin
hayata geçirilmesi için Teknik heyetlerin çalmalar sürmektedir.
Yine, 6 Austos 2009 tarihindeki Türkiye ve Rusya protokollerinden doalgaz
protokolü ile 14 ubat 1986 tarihli Alm ve Satm Anlamasnn, anlamann süresinin
taraflar arasnda uzatlmas, Rus doalgaznn Türkiye’ye ve Türkiye üzerinden dier
hedeflere ulatrlabilmesi amacyla var olan boru hatlarnn geniletilmesine ve yeni
boru hatlarnn ina edilmesine yönelik fizibilite çalmalarnn yaplmas
hedeflenmektedir. Ayrca Türkiye, Güney Akm Doalgaz Boru Hattnn inasna
yönelik Karadeniz’deki ekonomik bölgesinde keif ve çevresel aratrmalarn
yaplmasna izin vermitir.
3.2.9.Petrol Kanunu
Stratejik bir madde olan ve ülkelerin d politikalarnda çok önemli bir yer tutan
petrolün, aranmas, üretimi, iletimi, rafinaj, depolanmas, toptan sat ile ilgili
hususlar kapsayan ve petrol faaliyetleri ile ilgili ilk geni kapsaml kanuni düzenleme
olan “6326 sayl Petrol Kanunu”, 1954 ylnda yürürlüe girmitir. Dönemin
ihtiyaçlarna göre çeitli tarihlerde kanun üzerinde baz deiiklikler yaplmtr.
Bilindii üzere, enerji sektörünün yeniden yaplanmas sürecinde, önce 3 Mart 2001
tarihinde “Elektrik Piyasas Kanunu”, 2 Mays 2001’de de “Doal Gaz Piyasas
Kanunu” yürürlüe konulmutur. Doal Gaz Piyasas Kanunu ile “doal gazn
aranmas ve üretimi” 6326 sayl Petrol Kanunu kapsamnda braklrken, doal gazn
ithali, ihrac, depolanmas, iletimi ve datm, ticareti Doal Gaz Piyasas Kanunu ile
düzenlenmi ve bu kanunun uygulamas ile Enerji Piyasas Düzenleme Kurumu
görevlendirilmitir. “Petrolün arama ve üretimi” dndaki, depolama, rafineri, tama,
iletim, datm ve pazarlama faaliyetlerini düzenleyen 5015 sayl “Petrol Piyasas
Kanunu” ise, 20 Aralk 2003 tarihinde yürürlüe girerek, 6326 sayl Petrol
Kanunu’nun ‘baz faaliyetlerini’ kendi kapsamna almtr. Petrol Piyasas
Kanunu’nun hükümlerini uygulamak da yine Enerji Piyasas Düzenleme Kurulu’nun
görevleri arasndadr.
Petrol ile ilgili arama ve üretim faaliyetleri dndaki birçok faaliyetin baka
kanunlarn bünyesine alnm olmas, Petrol Kanununun Avrupa Birlii direktiflerine
uygun hale getirilmesi gerei, arama ve iletme hak ve mükellefiyetlerinin günün
koullarna göre düzenlenmesi ve özellikle yerli ve yabanc sermayeyi sektöre
72
çekebilmek gibi nedenlerle yeni bir yasal düzenleme yaplmasna ihtiyaç
duyulmaktadr.
Yeni Petrol Kanunu Tasarsnda yer almasnn uygun olabilecei düünülen
hususlardan bazlar aada belirtilmektedir:
Petrol Kanunu bakmndan ülkenin “Kara” ve “Deniz”’ olarak iki petrol bölgesine
ayrlmas,
Arama Ruhsatnamesi sürelerinin de deitirilmesi,
Arama Ruhsatnamesi alma saysndaki TPAO ve dier irketler arasndaki
eitsizliin kaldrlmas,
Arama Ruhsatnamesi Müracaat için irketlere tannan sürenin uzatlmas,
Arama Ruhsatnamesi sahibinin “Bölgesel Sondaj Mükellefiyetinin” kaldrlmas,
irketler, Petrol leri Genel Müdürlüüne verdikleri i program ve mali yatrm
program çerçevesinde mali yatrmn belli bir yüzdesini teminat olarak vermeleri,
Gerek Arama Ruhsat “alnr alnmaz”, gerek Arama Ruhsatnn “uzatmlarnda”
“teminat” alnmas,
Üretim yapsa dahi bir irketin bir letme Ruhsatn “en fazla 40 yl” elde
tutulabilme snrlamasnn kaldrlmas,
Üretilip depolanan petrolden Devlete ödenen “Devlet Hissesi” (Royalty) orannn
ham petrol fiyatlar, kara ve deniz alanlarnda ve kuyu derinliklerine bal olarak
deien oranlarda alnmas,
“Petrol Bulgusu (emare)” ve “Petrol Kefi” nin ayr ayr tanmlanmas,
Dünyada u anda geçerli olan ve devam etmeyeceine dair hiçbir garanti
bulunmayan “spekülatif petrol fiyatlari” nedeniyle, yeni kefedilecek petrolün
paylam konusunda ‘kontrat dönemine’ gidilmesinin düünülmesi,
Yerli ham petrolün piyasa fiyat tarifinin ve esaslarnn “5015 sayl Petrol Piyasas
Kanunu’ndan çkarlarak”, yeni hazrlanacak Petrol Kanunu metni içine alnmas,
önerilebilecek hususlardandr.
3.3.Petrol Piyasas
20.12.2003 tarihinde yürürlüe giren 5015 sayl Petrol Piyasas Kanunu ile
ülkemizdeki petrol piyasas yeniden yaplandrlmtr. Kanun, yurtdndan temin
edilen veya yurtiçinde üretilerek teslime hazr hale getirilen ham petrolden balayan
ve ürün halinde kullanclara sunulan petrole ilikin piyasa faaliyetlerini (downstream)
düzenlemektedir. Kanun, piyasasnn yönlendirilmesi, düzenlenmesi, gözetimi ve
denetlenmesine ilikin görev, yetki, sorumluluklar Enerji Piyasas Düzenleme
Kurumu’na (EPDK) vermitir.
Türkiye’de petrol piyasas 9 faaliyet (rafinaj, datm, iletim, depolama, ileme,
madeni ya, ihrakiye teslimi, tama ve bayilik) ve 1 kullanm (serbest kullanc)
alannda, yasal ayrma tabi tutulmutur. Yasal ayrma tabi tutulan faaliyet veya
kullanmlarn yaplmas için lisans alnmas gerekmektedir.
3.4. Rafinaj Sektörü
Ülkemizde, Türkiye Petrol Rafinerileri A. . (TÜPRA)’ne ait zmit, zmir, Krkkale
ve Batman olmak üzere toplam dört adet rafineri faaliyet göstermektedir. 1962 ylnda
• Enerji Raporu 2011
73
iletmeye alnan ATA Rafinerisi ise Temmuz 2004 tarihinde depolama faaliyetlerine
yönelerek rafineri faaliyetlerine son vermitir. Ata Rafinerisinin faaliyetlerine son
vermesi ile 32 milyon ton/yl olan Türkiye toplam rafineri kapasitesi 28,1 milyon
ton/yl’a dümütür. 2007 ylnda Dou Akdeniz Petrokimya ve Rafineri Sanayi ve
Ticaret Anonim irketi’ne 15 milyon ton/yl kapasiteli Ceyhan/ADANA’da, 2010
ylnda ise Socar & Turcas Rafineri Anonim irketi’ne 10 milyon ton/yl kapasiteli
Aliaa/zmir’de rafineri kurulmas için lisans verilmi olup 5 milyar $ yatrm bedeli
tutarnda Star Rafineris’nin temeli 25 Ekim 2011 tarihinde atlmtr. Rafineride LPG
ve Nafta üretiminin Petkim için; dizel ve jet yakt üretiminin ise yurt içi piyasalar için
hizmete sunulmas planlanmaktadr.
Tablo 3.12. Rafinaj Sektöründe Kurulu Kapasite ve Kapasite Kullanm Oranlar
Kapasite ve
Yllar
KKO*
Rafineri
(Mton/yl ve %)
2007
2008
2009
2010
11,0
11,0
Kapasite
100,0
94,0
KKO
11,0
11,0
Kapasite
97,0
93,0
zmir
KKO
5,0
5,0
Kapasite
63,0
58,0
Krkkale KKO
1,1
1,1
Kapasite
71,0
72,0
Batman
KKO
Kapasite
28,1
28,1
TOPLAM KKO
91,1
86,0
* KKO: Kapasite Kullanm Oran
Kaynak EPDK
zmit
11,0
75,0
11,0
67,0
5,0
62,0
1,1
58,0
28,1
69,0
11,0
76,1
11,0
67,0
5,0
52,5
1,1
81,8
28,1
68,4
3.4.1. Rafinerilerde lenen Ham Petrol
2010 ylnda TÜPRA, 19,6 milyon ton ham petrol ve 2,1 ton yar mamul ile birlikte
toplam 21,7 milyon arjdan 20,6 milyon ton üretim gerçekletirmitir. Yl içinde siyah
ürün pay %27,6 olarak gerçekletirilirken yüksek ham petrol kapasite kullanm ile
artan siyah ürün üretiminde yurt içi talep fazlas olan fuel oil yerine yurt içi talebi
yüksek olan asfaltn üretimi %39 artla 2,8 milyon ton olarak gerçekletirilmitir.
Tüpra yl içinde 22,81 API ile 43,89 API arasnda deien gravitelerde ve %0,6 ile
%4,13 arasnda deien kükürt içeriklerinde olmak üzere 9 ülkeden 13 farkl çeit
ham petrol alm yapmtr.
74
Tablo 3.13. 2008-2010 Rafinerici Lisans Sahiplerinin Ham Petrol thalat
(1.000 ton)
ÜLKE
ran
Rusya
S.Arabistan
Irak
Kazakistan
Suriye
talya
ngiltere
Azerbeycan
Libya
Gürcistan
Nijerya
Toplam
2008
7.800
7.137
3.073
1.874
636
515
447
184
77
21.743
Miktar
2009
3.228
5.762
2.096
1.733
522
160
249
77
139
36
190
14.192
2010
7.261
3.320
1.953
2.001
1.786
406
110
16.837
2008
36
33
14
9
3
2
2
1
100
Pay(%)
2009
2010
23
43
41
20
15
12
12
12
4
11
1
2
2
1
1
1
1
100
100
2009 ylnda küresel kriz nedeniyle 2008 ylna göre ham petrol ithalatnda %35’lik
düü gözlenmitir. 2010 ylnda ise ham petrol ithalat 16,84 milyon ton seviyesine
çkmtr. 2008 ylnn son çeyreinden bu yana dünyay derinden etkileyen ekonomik
krizin 2010 ylnda etkisini kaybetmesinin etkisiyle 2010 yl ham petrol ithalatnn bir
önceki yla göre %19 orannda artt görülmektedir.
Tablo 3.14. 2008-2010 Rafinerici Lisans Sahiplerinin Petrol Ürünleri Üretimi
(ton)
Tanm
BenzinTürleri
FuelOilTürleri
MotorinTürleri
DierÜrünler
Toplam
2008
4.415.631
4.735.550
6.567.176
8.530.943
24.249.300
2009
3.795.165
2.076.000
4.694.922
8.816.818
19.382.905
2010
3.793.712
2.591.618
5.243.398
7.938.860
19.567.588
Deiim(%)
20082009
20092010
14
0
56
25
29
12
3
10
20
1
Tablo 3.14’te verilen veriler incelendiinde; 2009 ylna ait Benzin, Motorin ve Fuel
Oil türlerinin üretim miktarlarnn 2008 ylna göre ciddi miktarda dütüü
görülürken, 2010 ylna ait üretim miktarlarnn 2009 ylna göre genel toplamda %1
orannda artt görülmektedir. 2010 ylna ait Benzin ve dier ürün üretim miktarlar
2009 ylna göre azalrken, Fuel Oil ve Motorin türleri üretimi önemli miktarda
artmtr. Tablo 3.6’da ve ekil 3.21’de rafinerici lisans sahiplerinin petrol ürünleri
ithalat miktarlar verilmektedir. 2009 ve 2010 yllar karlatrldnda, petrol
ürünleri ithalatnda %37’ye yakn bir düü olduu görülmektedir.
75
Tablo 3.15. Rafinerici Lisans Sahiplerinin Petrol Ürünleri thalat Miktarlar
(ton)
PetrolÜrünü
MotorinTürleri
KrsalMotorin
FuelOilTürleri
JetYakt
Toplam
2008
987.964
1.261.200
459.282
2.708.446
2009
2.502.953
548.949
615.308
3.667.210
Deiim(%)
20082009 20092010
98
34
20
6
75
35
37
2010
1.645.397
515.778
156.008
2.317.183
Tablo 3.16’da görüldüü üzere; 2009 ylnda toplam petrol ürünleri ihracatnda 2008
ylna göre %45’e yakn düü yaanm olup, ihracatta en büyük düü Fuel Oil
türleri, Motorin ve Jet Yaktnda gerçeklemitir. 2010 ylna ait petrol ürünleri
ihracatna bakldnda ise; benzin, Motorin ve Fuel Oil türleri ile Jet Yakt
ihracatnda art olduu gözlenmektedir.
Tablo 3.16. Rafinerici Lisans Sahiplerinin Petrol Ürünleri hracat Miktarlar
(ton)
Tanm
BenzinTürleri
Motorin
KrsalMotorin
FuelOilTürleri
JetYakt
Toplam
2008
2.537.716
455.201
58.931
2.274.885
536.767
5.863.500
Deiim(%)
2010 20082009 20092010
2.008.407
24
5
260.506
57
33
57.608
6
4
2.329.530
54
125
110.062
98
845
4.766.113
45
48
2009
1.919.632
196.117
55.373
1.036.255
11.649
3.219.026
*Dier Ürünler: Asfalt, LPG, Heavy Vacuum Gas Oil (HVGO), Heavy Sulphur Gasoil (HSG),
Nafta, Baz ya vb. ürünlerdir.
**Rafinerici lisans sahipleri tarafndan yaplan askeri ve ihrakiye teslim satlarn da içerir.
2002Ͳ2010DÖNEM7PETROLFATURASI
25,0
19,3
20,0
18,5
15,5
15,0
15 0
Milyar$
13,4
12,6
11,1
10,0
8,6
6,0
5,1
5,0
0,0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Ͳ5,0
,
Ͳ10,0
HamPetroleÖdenenDöviz
PetrolÜrünlerineÖdenenDöviz
PetrolÜrünleri
7hracatGeliri
ToplamPetrolGideri
ekil 3.21. 2002-2010 Dönemi Petrol Faturas
Kaynak: PGM
76
2002-2010 Dönemi Petrol faturlarna baktmzda artan ham petrol fiyatlarna paralel
olarak hampetrole ödenen döviz miktarnn artt görülmektedir. 2010 yl petrol
faturamz 2002 ylna göre yaklak 3 kat artarak 18,5 milyar $’a ulamtr.
Türkiye’de Ulusal Stok
Türkiye, UEA üyelii gerei fiziki olarak 90 günlük petrol stoku tutmak zorundadr.
Ulusal petrol stoklar 5015 sayl Petrol Piyasas Kanunu’nun 16. maddesinde
düzenlenmitir.
Söz konusu 16. maddeye göre; ülkemizde akaryakt ve LPG datm irketleri ikmal
ettikleri günlük ortalama ürün miktarnn minimum 20 katn, bir tüketim tesisinde bir
cins üründen (motorin, fuel oil vb) ylda 20.000 ton ve üzeri akaryakt kullanan
serbest kullanclar ise tüketimlerinin 15 günlük ksmn stok tutmakla yükümlüdür.
Kanuna göre datm irketlerinin ve serbest tüketicilerin tuttuklar bu stoklar
“zorunlu stoklar”dr. Yine söz konusu 16. madde’de zorunlu stoklar dnda 90 güne
“tamamlayc stoklar”n rafinericiler tarafndan tutulmasna ilikin bir düzenleme
mevcuttur. Bu amaçla EPDK tarafndan ton bana azami 10 USD olacak ekilde
belirlenen gelir pay rafinericiler tarafndan tüketici fiyatlarna (pompa fiyatna)
yanstlmaktadr. Ayn ekilde akaryakt ithal eden irketlerin de TÜPRA’a gelir
pay ödeme zorunluluu bulunmaktadr.
3.5. Doal Gaz Piyasas
2001 ylnda Türkiye’e sadece 6 ilde doal gaz kullanlyor iken, Kanunda ve ikincil
mevzuatta öngörülen mekanizmann iletilmesiyle EPDK tarafndan açlan ehir içi
doal gaz datm ihaleleri sonrasnda, mevcut illerimizdeki datm bölgeleri için
verilen 7 datm lisans ile birlikte lisansl datm irketi says 60’a, gaz arz
salanan datm bölgesi says ise 58’e ulamtr.
EPDK tarafndan 2003 ylndan itibaren yaplan doal gaz datm lisans ihaleleriyle
birlikte 2010 yl sonu itibariyle toplam 63 ilde konutlarda ve sanayide doal gazn
kullanlmas salanmtr.
Doal Gaz Piyasas Kanununda doal gaz piyasa faaliyetleri thalat, letim,
Depolama, Toptan Sat, Datm, hracat, CNG Datm ve letimi olarak
ayrtrlmtr.
Kanunun geçici 2. maddesi uyarnca, 2009 ylna kadar BOTA’n, mevcut doal gaz
alm veya satm sözlemelerini, her takvim ylnda devredilen miktarn 2001 ylndan
itibaren yllk %10’un altnda olmamas artyla devrederek, ithalatn ulusal tüketimin
%20’sine düürmesi öngörülmektedir. Bu dorultuda doal gaz alm sözlemelerinin
özel sektöre devri amacyla, 64 lot (16 milyar m³) için ihaleye çklmtr. 4 milyar m³
karl toplam 16 lot için geçerli teklif veren 4 istekli ile sözleme devri yaplmtr.
Yaanan süreç kanunun BOTA’n ithalattaki paynn %20’ye düürülmesini öngören
hükmünün uygulanamaz olduunu ortaya koymutur.
Doal Gaz Piyasas
gerekmektedir.
Yasasnn
baz
hükümlerinin
yeniden
düzenlenmesi
77
effaf bir doal gaz sektörü için; tasar ilgili tüm taraflarn, BOTA ve ilgili dier
kamu kurulularnn, sektör derneklerinin, mühendis odalarnn, meslek odalarnn,
uzmanlarn katlmyla, kamuoyunun eriiminde, effaf bir ortamda, ortak uzlay
yanstacak bir ekilde hazrlanarak TBMM’ye sunulmasnda fayda görülmektedir.
Doal Gaz Piyasas Yasasnda yaplacak deiikliklerle; ilemedii açkça belli olan
sözleme devirleri uygulamasndan ve BOTA’ ikiye bölme planlarndan vaz
geçilmelidir. Tersine doal gaz ve petrol sektörlerinde dikey bütünlemeyi salayacak
yasal düzenlemeler yaplmaldr.
3.6. Ülkemizde Petrol ve Doal Gaz Arama, Üretim ve Piyasa Sektörleri için
Öneriler
Petrol ve doal gaz arama ve üretim faaliyetleri kapsamnda;
“Ulusal Petrol Arama Stratejisi” htiyac
Hukuki Belirsizlik ye Mevzuat Yetersizlii
Veri Bankasnn Olmamas ve Saha Verilerine Eriim Zorluu ve Bilgi Paketi
Eksiklii
Petrol Sektöründe Uluslararas Alanda Yerimiz
Kamuoyunda Yerleik Önyarglar ve Bilgi Kirlilii
Destek ve Tevik ihtiyac
Ekipman ve Hizmet Almnda Da Bamllk
Yeni Yatrm Sermayesi Bulmada Yaanan Zorluklar
Petrol Sektörü Hizmet ve Sanayisinin Gelitirilmesi Dier Sektörlere de Katk
Salanmas ( Jeotermal ve Kömür gibi)
Yerli Ham Petrolün Fiyatlandrlmasndaki Skntlar
Özel Güvenlik Tekilat Kurma Zorunluluu
önem kazanmaktadr.
Ülkemizin büyük ihtiyaç duyduu önemli enerji kaynaklarndan olan petrol ve
doalgazn öncelikle kendi öz kaynaklarmzdan salanmas ve da bamlln
azaltlmas ancak, yerli üretimin tüketimi karlama orannn arttrlmasyla
mümkündür. Bunun için de kara alanlar yannda derin deniz alanlarnda da petrol
arama faaliyetleri arttrmaldr.
ETKB tarafndan arz güvenlii için gerekli önlemler alnmal ve kriz durumlar için
uygulanabilir acil eylem planlar hazrlanmaldr.
Tüm dünyada petrol ve doal gazn yaps gerei birbirleriyle ayrlmaz bütünlüü;
arama ve üretimden, iletim ve tüketiciye ulamada petrol ve doal gazn deer
zincirindeki halkalarnn ayrlmaz olduu göz önüne alnmal ve dünyann birçok
ülkesinde olduu gibi ülkemizde de, petrol ve doal gaz arama, üretim, rafinaj, iletim,
datm ve sat faaliyetleri dikey bütünlemi bir yapda sürdürülmelidir.
Msr ve srail deniz alanlarnda yer alan doal gaz rezervleri Dou Akdeniz’in
önemini artrmtr. srail-Güney Kbrs-Lübnan ve Msr eksenli paylam
anlamalarnda Türkiye’nin seyirci deil aktör olmas için Kuzey Kbrs Türk
Cumhuriyet Statüsünün uluslararas alanda belirlenmesi ve bu gücün kullanlmas
78
gerekmektedir. Bu durumda TPAO’nun kamu adna faaliyet etmesi ve stratejik önemi
bir kez daha ortaya çkmtr.
TPAO 1980’li yllardan buyana yurtdnda birçok ülkede yatrm yapmaktadr.
TPAO’nun mevcut yurtd ortak arama ve üretim yatrmlarn arttrmak üzere gerekli
siyasi, ekonomik destek verilmelidir.
Halen yürürlükteki 6326 sayl Petrol Kanununun, günümüz koullarna uygun ve
eksiklikleri giderecek bir ekilde revize edilmesinde veya onun yerine hazrlanacak
yeni bir Petrol Kanununun yürürlüe girmesinde fayda görülmektedir.
Önümüzdeki yllarda daha da artmas beklenen doal gaz tüketimi dikkate alndnda
Türkiye’nin mevcut doal gaz ebeke alt yapsnn gelitirilmesi, bu amaçla
BOTA’n güçlendirilmesi ve yeni doal gaz alm sözlemeleri yapabilmesi
gerekmektedir.
Doalgaz piyasas kanununda BOTA’n ithalattaki paynn %20’ye düürülmesini
öngören hükmünün uygulanamaz olduu ortaya çkm olup, kanunun baz
hükümlerinin yeniden düzenlenmesi gerekmektedir.
Doal gaz piyasasnda arz güvenliinin salanabilmesi amacyla yeni depolama
tesisleri, iletim hatlar gibi altyap yatrmlarnn devamll önem arz etmektedir. Bu
dorultuda TPAO Silivri Doal Gaz Depolama Tesislerinin kapasitesini yllk 3
milyar m3’e çkarlmas yatrmna ve BOTA’n Tuz Gölü Doal Gaz Depolama
Projelerine arlk verilmesi gerekmektedir.
BOTA’n yürüttüü Hazar ve Ortadou ülkelerinin gaz arzn Yunanistan üzerinden
talya’ya, Bulgaristan, Romanya Macaristan, Avusturya üzerinden Orta Avrupa’ya
ulatrmay öngören projeler, Türkiye’nin basit bir transit ülke olmas anlay bir
kenara itilerek, doal gaz tama ve ticaret merkezi olmasn öngören bir içerie
kavuacak ekilde düzenlenmelidir. Bu kapsamda, doal gazn transit tamalar ve
ticareti ile ilgili yasal düzenlemeler tamamlanmal ve doal gaz ihracat mümkün
olmaldr.
Temel bir ihtiyaç olan doal gaz fiyatlar üzerindeki %18 KDV %1’e düürülmeli,
ÖTV kaldrlmal ve ÖTV’den de KDV alnmas uygulamas son bulmaldr.
Akaryakt ürünlerinin ithalat-ihracat ve üretim oranlarn gözeterek buna göre
ürünlerin kendi aralarnda vergi dengelemesinin yaplmas hem kaçak, hem de vergi
kayb sorununu minimize edebilir.
Perakende fiyatlarn artmasna neden olan maliyet unsurlarnn sektördeki yapsal ve
mevzuattan kaynaklanan bozukluklar giderilmek suretiyle bertaraf edilmesi
gerekmektedir.
79
Kaynaklar
1.
2.
3.
4.
5.
6.
BP Statistical Review Of World Energy, June 2011
Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanl
Petrol leri Genel Müdürlüü, Faaliyet Raporlar,
http://www. pigm. gov. tr,
http://www. tpao. gov. tr,
World Energy Outlook 2011, International Energy Agency, Special Report: Are
We
7. Entering A Golden Age of Gas, June 2011
8. International Energy Outlook, Energy Information Administration, U.S.
Department of Energy, 41
80
4. HİDROLİK
82
4.
HøDROLøK
4.1. Giriú
Geçen üç yüz yÕlda Dünya nüfusu 8 faktörü ile artarken, temiz su kaynaklarÕndan
çekilen su miktarÕ 35 faktörü ile büyümüútür. Dünyada su tüketimi hÕzla artmaktadÕr.
Bu nedenle günümüzde su yapÕlarÕnÕn; havza bazÕnda de÷erlendirilerek iyi bir
planlama mantÕ÷Õ içerisinde bütüncül projeler oluúturulmasÕ, di÷er hak sahipleriyle ve
toplumla mümkün oldu÷unca fikir birli÷i sa÷lanmasÕ gerçekçi ve ekonomik kriterlere
dayalÕ projeler geliútirilmesi suyun daha verimli kullanÕlmasÕ bir zorunluluk haline
gelmiútir.
ønsan ihtiyaçlarÕnÕ karúÕlamaya yönelik su kaynaklarÕ geliútirme projelerinin beú bin
yÕllÕk bir geçmiúi vardÕr ancak Dünyada, yeni projeler önceye nazaran daha dikkatle
ve hassasiyetle geliútirilmesine ra÷men, daha çok irdelenmekte, sorgulanmakta,
geciktirilmekte veya bazÕ durumlarda yapÕmÕ askÕya alÕnmakta ya da
vazgeçilmektedir. Önceki yÕllarda bu itirazlar sadece büyük depolamalÕ baraj ve
hidroelektrik santrallarÕn yapÕmÕna karúÕ olmasÕna ra÷men günümüzde çok küçük
ölçekli projelere de karúÕ çÕkÕlmaktadÕr. Bu görüúler içinde bazÕ haklÕ gerekçeler
bulunsa bile, bunlar geliúmekte olan ülkelerin ihtiyaç duydu÷u, su, enerji, gÕda temini
ve taúkÕn problemlerinin çözümüne yeni bir öneri getirmemektedir.
Dünya BankasÕnÕn 2004 yÕlÕnda hazÕrlamÕú oldu÷u raporda Dünya Liderlerinin
öncelikli konularÕ ve o konuya verdikleri önem aúa÷Õdaki grafikte gösterildi÷i úekilde
sÕralanmÕútÕr.
Yüksek
Orta
Su
Düük
4 2
94
YenilenebilirEnerji
85
Yoksulluk
81
Kamusal
4
11
4
16
75
5
20
Biyolojikçeitlilik
70
21
8
Gdagüvenlii
69
23
8
KiiselTüketim
Kentselaltyap
54
50
25
34
21
15
ekil. 4.1. Dünya Liderlerinin Öncelikli Konular ve Konuya Verdikleri
Önem
Enerji, çeitli gelime amacnn anahtar olmakla beraber, bütünün sadece bir
parçasdr. Su ise, yaamsal bir maddedir ve su yaplar projeleri ile yaamsal
ihtiyaçlarn kesintisiz karlanmas salanabilir. Su yaplarnn; içme kullanma suyu
temini, sulama, takn koruma, enerji ve su ürünleri üretimi gibi ekonomik olarak
deerlendirilebilir amaçlarnn yannda, rekreasyon, emisyon azaltm gibi ekonomik
83
olarak deerlendirilmeyen bir çok amaçlar da bulunmaktadr. Bütün bunlar, su
kaynaklar gelitirme projelerinin önemini ve gereini vurgulamaktadr.
Dolaysyla yukarda verilen grafikte Dünya liderlerinin en önemli konular olarak
belirttikleri konularn ilk iki srasnda yer alan su ve yenilenebilir enerji konular ayn
grafikte belirtilen dier tüm konularn ortadan kaldrlmas veya iyiletirilmesi,
bugünün ve gelecek kuaklarn ihtiyaçlarnn bir arada gözetilerek korunabilmesi ve
devamnn salanmas için olmazsa olmaz koullardr.
4.2. Dünya Su Kaynaklar
Dünya’daki toplam su miktar 1 400 milyon km3’tür. Bu suyun %97,5’i denizlerde ve
okyanuslardaki tuzlu sulardan olumaktadr. Geriye kalan %2,5’luk pay, yani 35
milyon km3, tatl su kayna olup, çeitli amaçlar için kullanlabilir olduu
belirlenmitir. Ancak tatl su miktarnn %68,7’si kutuplarda (Antartika ve Greenland)
buzul kütle, %0,8’i yeraltnda fosil, %30,1’i yeralt suyu ve nihayet %0,4’ü yerüstü
suyu ve atmosferik buharlardan olumaktadr. Öte yandan bu kaynaklarn tümüne
ulamakta kolay deildir. Nehirler ve göllerdeki su miktarndan kat kat fazla su
potansiyeline sahip yeralt sular çou kez ulalmas imkansz derinliklerde
bulunmakta, yüzey sularnn çou ise ya insanlarn ihtiyaç duyduu yerlerden çok
uzaklarda, yada kontrol altna alnamayan taknlar nedeniyle faydalanmadan
denizlere boalmaktadr.
Su, hidrolojik çevrim içerisinde; kta, okyanus ve atmosfer ortamlar arasnda devaml
bir dönüüm halindedir. Dünya yüzeyine yala düen su miktar ylda ortalama 800
mm, yada yaklak 119 000 km3 olup, bunun 72 000 km3’ü buharlaarak atmosfere
geri dönmekte ve 47 000 km3’ü aka geçerek nehirler vastasyla denizlere ve kapal
havzalardaki göllere ulamaktadr Tablo 4.1.
Denizlerden buharlaan 505 000 km3 suya karn, denizlere ya olarak dönen su
miktar 458 000 km3 tür. Baka bir deyile her yl 47 000 km3 lük bir su miktar
denizlerden karalara dönmektedir. Bu miktar su, Dünyann yllk toplam yenilenebilir
tatl su miktardr ve karalarda canllarn kulland tatl su kaynaklarn besler.
Toplam yllk yenilenebilir su miktar deiik kaynaklarda, farkl deerlerde, örnein
40 000 km3 veya 41 000 km3 olarak verilmektedir. Karalara düen toplam yllk
yan ancak üçte birlik ksm su kaynaklarn beslemektedir. Bu oran bölgelere göre
deimektedir. Aka geçen miktarn bugün için ancak 9000 km3’ü teknik ve
ekonomik olarak kullanlabilir durumdadr.
84
Tablo 4.1. Ktalarda Su Dengesi
Ya
Buharlama
3
(mm) (km )
(mm)
(km3)
Kta
Fark
(mm)
Ak
(km3)
Avrupa
790
8290
507
5320
283
2970
Asya
740
32 200
416
18 100
324
14 100
Afrika
740
22 300
587
17 700
153
4600
Kuzey Amerika
756
18 300
418
10 100
339
8180
Güney Amerika
1600
28 400
910
16 200
685
12 200
Okyanusya
791
7080
511
4570
280
2510
Antartika
DÜNYA
165
800
2310
119
0
485
0
72 000
165
315
2310
47 000
Kaynak: Igor A. Shiklomanov “World Fresh Water Resources”. K. Pamukçu (Su
Politikas, 2000)
Su hidrolojik çevrim içerisinde, bulunduu duruma göre deiik dönüüm hzlarna
sahip olur. Dier bir ifade ile hidrolojik çevrim sisteminin her eleman farkl zaman
dilimlerinde yenilenebilmektedir. Örnein bütün okyanuslarn yeniden dolup
boalmas 2 500 yl, kutuplardaki buz dalarnn yenilenmesi 10 000 yl, derinlerde
bulunan yeralt suyunun ve dalardaki buzullarn ise 1 500 ylda doal dönüümünü
tamamlad ifade edilmektedir. Dier yandan göllerde bulunan sular 17 ylda ve
nehirlerdeki sular ise sadece 16 günde yenilenebilmektedir.
Hidrolojik çevrim elemanlar içinde dönüümünün hzl olmas nedeniyle,
nehirlerdeki su yaamsal bir önem arz etmektedir. Suyun dönüüm süreci içerisinde,
nehir aklar sadece miktar olarak deil, kalite olarak ta kendini yenileyebilmekte ve
zaman içerisinde kendi doal temizliine dönebilmektedir. Bu nedenle nehir sularnn
zamansal ve uzaysal dalmnn bilinmesi ve deerlendirilmesi günümüzde çok önem
kazanmtr.
4.3. Dünya Hidroelektrik Potansiyeli ve Gelime Durumu
2010 World Atlas & Industry Guide (Aqua-Media International Ltd.2010) adl yayna
göre, Dünyann;

Brüt, teorik hidroelektrik potansiyeli, yaklak
39 894 392 GWh/yl,
Teknik yaplabilir hidroelektrik potansiyeli, yaklak 14 575 094 GWh/yl
Ekonomik yaplabilir hidroelektrik potansiyeli, yaklak 8 710 948 GWh/yl dr.
Bu potansiyelin 2009 yl itibariyle 926 GW (ya da 3 551 000 GWh/yl) kurulu gücü
iletmede, 161 GW’ ina halindedir. Gelecekte yapm için planlanan toplam kapasite
ise 362-602 GW arasndadr.
85
Bugün için hidroelektrik Dünya’da üretilen toplam elektrik enerjisinin yaklak
%20’sini salamaktadr. Hidroelektrik yaklak 53 ülkenin ulusal elektriinin
%50’sini, 21 ülkenin %80’nini ve 17 ülkenin de elektriinin neredeyse tamamn
salamaktadr. Çok sayda ülke, hidroelektrii gelecekteki ekonomik gelimelerinin
anahtar olarak görmekte ve bu yönde ulusal bir strateji belirlemektedir.
4.3.1. Dünya HES potansiyeli ve Gelime Durumunun Ktalararas Dalm
Tablodaki verilere göre, iletmede olan hidroelektrik santrallarn (HES) yllk üretim
kapasitesi dikkate alndnda, teknik ve ekonomik yaplabilir hidroelektrik
potansiyelin bugün için srasyla, ancak %24,3’u ve %40,70’i deerlendirilebilmi
bulunmaktadr. Grafiklerden de görülecei üzere kalan potansiyelin büyük bir ksm
Afrika ve Asya’da yer almaktadr.
Tablo 4.2. Dünya Hidroelektrik Enerji Potansiyeli ve 2009 Gelime Durumu
AFRKA
ASYA
(Rusya ve
Türkiye dahil)
AVUSTRALYA/
OKYANUSYA
AVRUPA
(Rusya& Türkiye
hariç)
KUZEY VE
ORTA
AMERKA
GÜNEY
AMERKA
TOPLAM
BRÜT
TEORK
HES
POTANS.
TEKNK HES
POTANS.
GWh/yl
GWh/yl
LETMEDE
EKONOMK
HES
POTANS.
K.GÜÇ
ORT.
ÜRETM
GWh/yl
MW
GWh/yl
NA
HALNDE
PLANLANAN
MW
MW
~ 2 461 967
~ 1 173 945
~ 769 297
~ 23 482
~ 97 519
> 5 222
~27 868-91
723
~19 716 941
~ 7 680 910
~ 4 475 489
~ 401 626
~1 514 198
>125 736
>205156-340
453
~657 984
~185 012
~ 88 700
~ 13 370
~ 37 138
>67
> 420-2 768
> 2 817 477
~ 1 020 926
~ 776 656
~ 179 152
~ 541 908
> 3 028
>15 793-18
516
~7 600 775
~ 1 907 776
~ 1 063 014
~ 169 105
~ 689 314
> 7 798
>34 784-52
001
~ 6 639 000
~ 2 606 526
~ 1 536 794
~ 139 424
~670 780
> 19 555
>78 445-96
103
~ 39 894 392
~ 14 575 094
~ 8 709 948
~ 926 159
~3 550 856
> 161 406
~362 466-601
565
Kaynak: 2010 World Atlas & Industry Guide (The International Journal on Hydropower
& Dams)
TÜRKYE
DÜNYA
TOPLAMINA
ORANI
86
433 000
216 000
140 000
14 500
35 958
8 600
22 700
% 1,08
%1,48
%1,6
%1,56
%1,01
%5,33
% 6,26 - 3,77
AFRKA
ASYA
letmede
8%
letmede
16%
Teknik
Potansiyel
84%
Teknik
Potansiyel
92%
AVUSTURALYA/OKYANUS
AVRUPA
letmede
17%
Teknik
Potansiyel
83%
letmede
35%
Teknik
Potansiyel
65%
KUZEYAMERKA
GÜNEYAMERKA
letmede
27%
Teknik
Potansiyel
73%
letmede
28%
Teknik
Potansiyel
72%
ekil. 4.2. Teknik ve Ekonomik Olarak Yaplabilir Hidroelektrik
Potansiyelin Ktalara Göre Kullanm Oranlar
4.3.2. 2009-2010 Ylnda Dünya’da En Yüksek HES Üretimi Salayan lk 10 Ülke
En yüksek hidroelektrik üretimi salayan ilk 10 ülkenin toplam, Dünya hidroelektrik
üretiminde ~%70 paya sahiptir. Dünyada, hidroelektrik üretimde 1. sray koruyan
Çin’de iletmede yükseklii 30 m’nin üzerinde olan 5327 büyük baraj bulunmaktadr.
Teknik HES potansiyelinin % 23’ü kullanlmaktadr. Ancak kurulu gücünü 2020
ylna kadar %50 artrarak 300 000MW’a çkaracan açklamtr. 2. Srada yer alan
Brezilya ise teknik potansiyelinin sadece %25’ini kullanmasna ramen elektrik
enerjisinin %83,9’ unu hidroelektrikten karlamaktadr. Buna ramen inaat devam
eden kurulu güçleri toplam 9759MW olan 10 adet büyük HES 2011 ylnda iletmeye
alnacak olup, 29 364 MW kurulu gücünde 10 adet HES ise planlamas tamamlanm
ve 2019 ylna kadar ina edilerek iletmeye alnmas planlanmaktadr.
87
Tablo 4.3. Dünya’da En Yüksek Hidroelektrik Üretim Yapan 10 Ülke
2009 Ylnda
Kurulu Gücü
Üretimi
No Ülke
Üretimdeki Pay
(MW)
(GWh/yl)
%
15,5
1 Çin Halk Cum
200 000
860 000
83,9
2 Brezilya
84 000
391 000
3
Kanada
74 433
358 000
59
4
ABD
78 200
270 000
6
5
Rusya
49 700
180 000
19
6
Hindistan
123 570
40 000
17,5
7
Norveç
29 636
122 700
99
8
Japonya
27 562
94 567
5,2
9
Venezüella
14 627
86 700
73,4
16 203
65 300
48,8
697 931
2 468 267
10 sveç
TOPLAM 1-10
Kaynak: HydHydropower & Dams, 2010 World Atlas & Industry Guide
4.4.
Türkiye’nin Su Kaynaklar HES Potansiyeli ve Gelime Durumu
4.4.1. Su Kaynaklar
Türkiye topraklar orta iklim kuandadr. Türkiye’de yer yer üç ayr iklim tipine
rastlanr; Akdeniz iklimi, her mevsim yal orta kuak iklimi ve bozkr (step) iklimi.
Bu iklim çeitlilii, yalarnda bölgelere ve mevsimlere göre çok büyük farkllk
göstermesine neden olur. Ylda ortalama m2 bana 643 mm/ olan ya miktar
Güneydou ve ç Anadolu’da 250-300 mm’ye kadar düerken Karadeniz’in
Kuzeydou kylarnda 2500-3000 mm’ye kadar yükselir. Bu ya ylda ortalama 501
km3 (milyar m3) suya tekabül etmektedir. Bu suyun 274 km3’ü toprak ve su yüzeyleri
ile bitkilerden olan buharlamalar yoluyla atmosfere geri dönmekte, 69 km3’lük ksm
yeralt sularn beslemekte ve 158 km3’ü aka geçmektedir. Yeralt suyunu besleyen
yalarn 28 km3’lük ksm pnarlar vastasyla yerüstü suyuna katlmakta, buna göre
ülkedeki yüzeysel ak ylda ortalama 186 km3’e ulamaktadr. Ayrca komu
ülkelerden doan akarsular ile ylda ortalama 7 km3 su ülkemiz su potansiyeline
katlmaktadr. Böylece Türkiye’nin toplam yüzeysel ak 193 km3’e (158+28+7)
ulamaktadr. 11 km3 yeralt suyu ve 64 km3 yüzeysel ak komu ülkelere
akmaktadr. 8 km3 yüzey suyu kapal havzalara akmakta ve buralarda
buharlamaktadr. Bu kaynaklarn geri kalan 151 km3’ü -121 km3’ü yüzeysel aktan
ve 30 km3’ü yeralt suyundan- Türkiye’yi çevreleyen çeitli denizlere akmaktadr.
Türkiye’de drenaj sahalar bakmndan 26 hidrolojik havza bulunmaktadr. Bu
88
havzalardan 15’i nehir havzas, 7’si irili ufakl nehirlerden oluan müteferrik havza ve
4’ü ise denize boalm olmayan kapal havzalardan olumaktadr.
4.4.2. Türkiye HES Potansiyeli ve Gelime Durum
4.4.2.1. Türkiye’nin hidroelektrik potansiyeli
Brüt, teorik hidroelektrik enerji potansiyeli
Teknik yaplabilir hidroelektrik enerji potansiyeli
Ekonomik yaplabilir hidroelektrik enerji potansiyeli
433 TWh/yl,
216 TWh/yl,
170 TWh/yl
Buna göre Türkiye’de ekonomik yaplabilir HES potansiyel, teknik yaplabilir HES
potansiyelin %59’u dolayndadr. Bu oran Avrupa’da %76’dr.
4.4.2.2. 6200, 3096 ve 5346 Sayl Kanunlar Kapsamnda Gelitirilen HES’ler
Türkiye’de 1984 ylna kadar su yaplarnn gelitirilmesi 6200 sayl yasa kapsamnda
DS görev ve yetki alannda bulunmaktayd. Sadece enerji amac olan projelerin etüt
ve planlamas EE Genel Müdürlüü tarafndan, çok amaçl projelerin etüt ve
planlamas DS Genel Müdürlüü tarafndan yaplmakta planlamadan sonraki tüm
aamalar ve yatrmlarn gerçekletirilmesi ise DS Genel Müdürlüünün yetki ve
görevleri arasnda yer almakta idi.
Ancak özel sektör yatrmlarn elektrik sektörüne yönlendirebilmek amacyla 1984
ylnda çkartlan ve 14 yl boyunca yürürlükte kalan 3096, 3996 ve 4283 sayl
kanunlar kapsamnda uygulanan YD, Y, HD ve Otoprodüktör modellerinden
beklenen sonuç alnamam, özel sektör ve yabanc sermaye yatrmlar istenilen
düzeyde bu sektöre çekilememitir.
Özellikle YD, Y ve HD modellerinin baarya ulamamas nedeniyle, Dünya
Bankasnn giriimiyle balatlan yeniden yaplanma çalmalar sonucunda; 4628
sayl Elektrik Piyasas Kanunu 3 Mart 2001 de, 4646 sayl Doal Gaz Piyasas
Kanunu ’da 2 Mays 2001’de yürürlüe girmitir. Bu kanunlarn öngördüü unsurlar
arasnda bulunan Düzenleme Kurulu ise, 4628 sayl kanun ile önce Elektrik Piyasas
Düzenleme Kurumu olarak kurulmu, daha sonra 4646 sayl kanun ile de Enerji
Piyasas Düzenleme Kurumu (EPDK) adn almtr. Yeni piyasa modeli 3 Eylül
2002’den itibaren uygulanmaya balamtr. 26 Haziran 2003 tarihinde “Su Kullanm
Anlamas” yönetmeliinin yürürlüe girmesiyle birlikte de hidroelektrik projeler özel
sektöre açlm ve kamu tamamen bu alandan çekilmitir.
2003 ylnda Türkiye ekonomik yaplabilir Hidroelektrik enerji potansiyelinin proje
durumlarna göre dalm Tablo 4.4’te verilmektedir. DS ve EE tarafndan çeitli
kademelerde gelitirilmi olan ve aadaki tabloda verilen projelerden iletmedeki
135 proje ile ikili ibirlii anlamalar kapsamnda yer alan birkaç proje dndaki
projelerin hemen hemen tamam 4628 sayl kanun kapsamnda özel sektör
bavurusuna açlmtr.
89
Tablo 4.4. 2003 Ylna Kadar DS/EE Tarafndan Çeitli Kademelerde
Gelitirilmi Olan Projeler
Proje Durumu
Adet
K.Güç
Güvenilir Enerji Ortalama Enerji
Üretimi
Üretimi
1- letmede
2- na Halinde
3- Projeli
Toplam Potansiyel
135
41
497
673
MW
12 619
3219
20 394
36 232*
GWh/Yl
33 250
6356
39 948
79 554
GWh/yl
45 300
10 636
71 409
127 345
Hazrlayan: Ayla TUTU
letmedeki santrallardan 11 678 MW kurulu gücündeki 106 adedi DS tarafndan ina
edilerek EÜA’ a devredilmi ve EÜA tarafndan iletilmekte olan santrallardr. 22
adedi ise 3096 sayl Kanun kapsamnda YD, Y, HD ve otoprodüktör modeliyle
özel sektör tarafndan ina edilerek iletmeye alnan santrallardr.
4.4.2.3.
4628 ve 5346 Sayl Kanun Kapsamndaki HES’lerin Durumu
2001 tarihinde yaymlanarak yürürlüe giren 4628 sayl Kanun kapsamnda çkartlan
“Elektrik Piyasasnda Üretim Faaliyetinde Bulunmak Üzere Su Kullanm Hakk
Anlamas mzalanmasna likin Usul ve Esaslar Hakknda Yönetmelik” 26
Haziran 2003 tarih ve 25150 sayl Resmi Gazetede yaymlanarak yürürlüe girmitir.
Austos 2003 tarihinde ise DS tarafndan Hidroelektrik santral projeleri gelitirip
iletilmek amacyla özel sektör bavurularna açlmtr. Bu kapsamda DS Genel
Müdürlüü WEB sayfasnda 7 adet tablo oluturulmutur. Projelerin bulunduklar
konum itibariyle hukuki sorun yaratmamas için aada açklanan farkl tablolarda
bavuruya açlmtr. Bunlar;

90
DS/EE Tarafndan Gelitirilerek Özel Sektör Bavurusuna Açlm Projeler
Tüzel Kiiler Tarafndan Gelitirilerek Bavuru yaplan Projeler
naat Devam Eden ve Bavuru Yaplabilecek DS Projeleri
kili birlii Kapsamndan çkartlarak Bavuruya Açlan Projeleri
YD Kapsamndan Çkartlarak Bavuruya Açlan Projeler
Gruplandrlarak Bavuruya Açlan DS/EE projeleri
Tablo-2
Tablo-3
Tablo-4
Tablo-5
Tablo-6
Tablo-7
Tablo 4.5. 4628 sayl Kanun kapsamnda Austos 2003-Ekim 2011 tarihleri
Arasnda Su Kullanm Anlamas Yapmak Üzere DS’ye Yaplan Bavurular
1
2
3
4
5
6
7
8
TABLO ADI
TABLO-2
TABLO-3
TABLO-4
TABLO-5
TABLO-6
TABLO-7
Bavuruya
açlan Proje
Toplam
3096
FERAGAT
KL
ANLAMA
TOPLAM
Toplam
HES
Adedi
348
1 215
7
13
1
18
Toplam
Bavurulan
HES Adedi
324
1,145
7
11
1
14
Çoklu
Bavuru
Adedi
221
429
6
11
1
15
Toplam K.
Güç
(MW)
9 924
~12 000
366
2 216
93
1050
Toplam
Bavurulan
K.Güç (MW)
9 770
~12 000
366
1 434
93
644
1 602
1 502
683
25 649
24 307
14
-
-
1 171
1 171
12
1 628
1 513
683
3 052
29 872
2 844
28 322
Hazrlayan: Ayla Tutu
7. srada yer alan projeler daha önce 3096 sayl Kanun kapsamnda hak kazanm
olan fakat haklarndan feragat ederek 4628 sayl Kanun kapsamnda projeyi
gelitirmek isteyen firmalarn projeleridir. 8. srada kili Anlama ad ile yer alan
projeler ise daha önce “Hükümetler aras kili birlii Protokolu” ile gelitirilmek
üzere çeitli ülkelerle anlama yaplm fakat Kanun deiiklii nedeniyle kendilerine
4628 sayl Kanun kapsamnda projelerini gelitirme hakk verilmi olan projelerdir.
Ayn kapsamda yer alan projelerden 13 adedi ise daha önce protokol yaplm olan
ülkelerin haklarndan feragat etmesi sonucunda Tablo 4.5. kapsamnda yeniden
bavuruya açlmtr.
4.4.2.4.
Lisans Alm Olan Projeler ve lerleme Durumlar
Tablo 4.6. Lisans Alm Olan Projeler ve lerleme Durumlar Ekim 2011
Toplam Lisansl
HES adedi
524
%10ve
alt
240
%10-50
aras
147
%50-80
aras
33
%80-100
aras
42
DS Genel Müdürlüü tarafndan bavuruya açlm olan 1602 projeden 1502’sine
gelitirilmek üzere özel sektör tarafndan bavuru yaplm bunlardan 524 ‘üne yani
yaklak 1/3’üne lisans verilmitir. lerleme raporlarna göre lisans alan projelerden
240 adedinde ilerleme %10 gösterilmesine ramen henüz hiçbir gelime
bulunmamakta, 147 adedinde %10-%50 arasnda, 33’ünde %50-%80 arasnda
42’sinde ise %80-%100 arasnda ilerleme belirtilmektedir. Lisans alm olan bu
91
projelerden 17 tanesinde hukuki sorunlar olduu belirtilmekte 29 adet proje ile ilgili
ise herhangi bir bilgi bulunmamaktadr.
4628 sayl Kanun kapsamnda kurulu güçleri toplam 3014 MW olan 128 adet proje
gelitirilerek iletmeye alnmtr. Türkiye’de 4628 öncesi ve sonrasnda gelitirilerek
iletmeye alnm tüm Hidroelektrik projelerin durumu aada verilmitir.
Tablo 4.7. letmedeki HES’ler. Ekim 2011
Adet
DS tarafndan gelitirilerek letilmek üzere
EÜA’a devredilmi olan HES Projeleri
56
3096 Kapsamndaki HES projeleri
34
DS tarafndan gelitirilerek letilmek üzere
EÜA’a devredilmi daha sonra da Özelletirilmi
olan HES projeleri
60
4628 Kapsamnda Özel Sektör Tarafndan
Gelitirilerek letmeye Alnm Projeler
128
TOPLAM
278
K. Güç (MW)
11536
1209
795
3014
16 554
4.4.2.5. Katk Paylar
Katk pay; DS Genel Müdürlüü tarafndan özel sektör bavurusuna açlm olan
projelere birden fazla firmann bavurmas durumunda seçim kriteri olarak belirlenen
yöntemdir. Tablo 4.5’ten görülecei üzere Ekim 2011 tarihine kadar 1 602 adet proje
DS internet sayfasnda bavuruya açlm bunlardan 1502’sine bavuru yaplmtr.
Yaplm olan bu bavurulardan 683 adedine birden fazla firma bavurmutur. Projeyi
gelitirip 49 yl boyunca çaltrmak üzere lisans alma hakk verilecek olan Firmay
belirlemek amacyla DS Genel Müdürlüü tarafndan katk pay toplants
düzenlenmi bu toplantda üretecei enerjiden devlete en yüksek pay vermeyi taahhüt
etmi olan 570 firmaya bu hak verilmi 43 projenin katk pay toplants ise iptal
edilmitir. Çoklu bavuru kategorisindeki projelerden sadece 14’ü gelitirilerek
iletmeye alnmtr. Bu kapsamdaki projeler ve bu projelerden elde edilecek gelirler
Tablo 4.8.’de özet olarak verilmitir.
Tablo 4.8. Birden Fazla Firmann Bavurduu Projeler, Gelirler ve Devlet Katk
Paylar
Toplam Çoklu Bavuru
Katk Pay Toplants
Yaplan
ptal edilen
Sonuçlanan
iletmedekiler
Adet
683
613
43
570
14
Teklif Ylna Göre
Elde Edilecek
Toplam Gelir (TL/yl)
6.144.756.240
100.969.400
6.043.786.840
Teklif yllarna Göre
Devlete Ödenecek
Katk Pay (TL/yl)
1.181.554.920
1.456.818.966
1.181.551.926
1.456.818.966
57.600.000
92
2010 yl Devlet
Katk Pay
(TL/yl)
Katk pay ilgili yönetmelikte “Elektrik Piyasasnda Üretim Faaliyetinde Bulunmak
Üzere Su Kullanm Hakk Anlamas mzalanmasna likin Usul ve Esaslar Hakknda
Yönetmelikte Hidroelektrik Kaynak Katk Paynn esaslar ve hesaplama ekli,
aadaki gibi yer almtr:
Ayn kaynak için DS' ye birden fazla bavuru yaplm olmas halinde, fizibilitesi
kabul edilebilir bulunan irketler arasnda Madde-10’ da belirtilen usul ve esaslarla
belirlenen ve EPDK tarafndan Enerji Üretim Lisans verilmesi uygun bulunan irket
tarafndan DS’ ye ödenmesi taahhüt edilen birim elektrik kilowatsaat (kWh) bana ..
(rakam ile)
............................................(yaz ile) kuruun yllk enerji üretimi ile
çarplmas sonucu Hidroelektrik Kaynak Katk Pay tutar belirlenir. Tesisin yllk
enerji üretimi bir sonraki yln 15 Ocak tarihine kadar Türkiye Elektrik letim Anonim
irketi (TEA) veya ilgili datm irketi tarafndan bildirilir. Belirlenen
Hidroelektrik Kaynak Katk Pay tutarnn teklif ylndan ödemeye esas üretim ylna
kadar EPDK tarafndan belirlenen Türkiye Ortalama Elektrik Toptan Sat Fiyatnn
art orannda güncelletirilerek EPDK' ca verilen lisans süresince, takip eden Ocak
ay sonuna kadar gelir kaydedilmek üzere irket tarafndan DS' ye ödenmesi
gerekmektedir. Hesap edilen tutarn zamannda ödenmemesi halinde genel hükümlere
göre tahsil edilecektir.
Hidroelektrik Kaynak Katk Pay Tutarnn hesaplanmas için aadaki formül
uygulanr:
Hidroelektrik Kaynak Katk Pay Tutar= YKR*E*K
YKR= irket tarafndan DS'ye birim kilowatt/saat (kW/h) bana ödenmesi taahhüt
edilen Kuru.
E= Yllk Enerji Üretimi (kW/h)
K= Güncelletirme Katsays
K= K1/K2
K1= Ödemeye esas üretim ylndaki EPDK tarafndan belirlenen Türkiye Ortalama
Elektrik Toptan Sat Fiyat.
K2= Teklif ylndaki EPDK tarafndan belirlenen Türkiye Ortalama Elektrik Toptan
Sat Fiyat.” Olarak düzenlenmitir'
Yukardaki esaslar çerçevesinde hesaplanacak olan bedel, lisans alan irket tarafndan
DS’ ye ilk üretim yl sonunda balamak üzere ödenmektedir. Yönetmeliin ilk
yaymland günlerde Hidroelektrik Kaynak Katk Pay uygulanmamakta idi. Daha
sonra firmalar tarafndan taahhüt edilen çok yüksek katk paylar nedeniyle bir çok
projenin gerçekletirilebilmesinin önü tkand. Tablo 4.8’de verilmi olan katk pay
toplants yaplm olan 570 projeden sadece 14’ünün inaat tamamlanarak iletmeye
açlabilmitir.
Söz konusu tabloda belirtilen 570 adet projenin iletmeye alnmas durumunda
üretilecek enerjiden elde edilecek toplam gelir 6.043.786.840 TL/yl, bu gelirden
devlete verilecek olan katk pay ise katk pay toplants ylna göre 1.181.551.926
TL/yl’dir. 2010 ylna güncelletirildiin de ise devlete ödenecek olan miktar
1.456.818.966 TL/yl olacaktr. Tamamlanm olan 14 adet projeden 2010 ylnda
93
lisanslarnda belirtilen üretimlerinin gerçeklemesi durumunda 57 600 000 TL/yl
ödenmi olmas gerekmektedir.
4.5 Hidroelektrik Santrallarn Gelitirme Süreçleri ve Yaanlan Problemler
Dier hak sahipleriyle ve toplumla mümkün olduunca fikir birlii oluturarak,
enerjiyi üretirken çevre dengesinin de korunmas gerektiini unutmayarak gerçekçi ve
ekonomik kriterlere dayal projeler gelitirildii müddetçe sürdürülebilir kalknma
salanabilir.
Türkiye’de çounlukla denetimsizlik ve uygulamada yaplan baz yanllklar
nedeniyle günümüzde HES’lere kar ciddi itirazlar balamtr. Bir takm lobiler ve
çkar guruplar da bu durumu körükleyerek projelerin yapmnn engellenmesini
salamaktadrlar.
4.5.1 Fizibilite Aamas
Projelerin önündeki en önemli teknik engellerin, iyi bir etüt, planlama ve fizibilite
çalmasnn yaplamamas olarak deerlendirilmektedir. Bunun sebebi çok saydaki
projenin, havza planlamas yaplmadan, altyap oluturulmadan ksa süre içinde özel
sektöre açlmas nedeniyle, proje ve müavirlik firmalarnn yetersiz kalmalardr. Bu
yetersizlik sebebiyle, çok sayda proje firmas kurulmu, ancak bu firmalarda
çalacak yeterli sayda kalifiye eleman bulunamamtr. Kamu kurumlarndaki
yetimi elemanlar ücret politikalarnn da etkisiyle bu kurumlardan ayrlm ve
kamunun denetimi zayflamtr. Kamudaki eleman says bile, oldukça fazla sayda
kurulan bu firmalara yeterli olmayp, tecrübesiz elemanlarla çalma yoluna
gidilmitir.
Bunun sonucu olarak planlama, proje ve fizibilite kalitesi olumsuz yönde
etkilenmitir. Önceden var olan uzman proje firmalar ise ilerini daha kaliteli yapma
yolu yerine, daha fazla i alma yoluna giderek kalitelerini düürmülerdir. Projelerin
düük kaliteli ve eksik olmas iin inaat kalitesini etkilemi, dolaysyla buda iletme
aamasnda çok ciddi problemler yaanmasna neden olmutur. Salkl planlama,
projelendirme ve fizibilite çalmalarnn olmamasnn yannda Kanun’daki boluk
nedeniyle inaatlarn denetimin olmamas da problemleri artrmtr.
Tüm bu zincirleme olumsuzluklar projelerin kötü sonuçlanarak çevreyi, ekolojik
dengeyi ve en önemlisi de ülke kaynaklarnn iyi yönetilmesini olumsuz etkilemitir.
4.5.2 Çevresel Etki Deerlendirme Süreci
4.5.2.1 ÇED’in Kapsam ve HES Projelerinin Çevre Mevzuatnda Yeri
Çevresel Etki Deerlendirmesi (ÇED), kalknma projelerinin çevresel etkilerinin
belirlendii, çevreye olabilecek olumsuz yöndeki etkilerin önlenmesi ya da çevreye
zarar vermeyecek ölçüde en aza indirilmesi için alnacak önlemlerin, seçilen yer ve
94
teknoloji alternatiflerinin tespit edilerek deerlendirildii ve bu projelerin inaat,
iletme ve iletme sonras dönemlerinde nasl uygulandnn izlendii ve denetlendii
bir süreçtir. Bu süreç, kendi bana bir karar verme süreci olmayp, karar verme süreci
ile birlikte gelien ve onu destekleyen pek çok aamadan olumaktadr.
ÇED’in temel görevi karar vericilerin daha salkl karar vermelerini salamak için,
onlara, projelerin çevresel etkilerini göstermektir. ÇED’in en önemli özelliklerinden
birisi ilgili taraflar ve halkn görülerinin ve kayglarnn dikkate alnabilmesi için
sürece katlm salanmasdr. Projeler, idealden çok optimal çözüme ulalacak
ekilde, tüm taraflarn geribildirimleriyle birlikte effaf bir biçimde gelimelidir.
yi ileyen bir ÇED sürecinin effaf tabiat ve çok boyutluluu sayesinde projenin
uygulanmas srasnda ortaya çkabilecek olas problemler, tasarm aamalarnda
bertaraf edilebilmektedir. Önerilen projeye getirilen çeitli alternatiflerin incelenmesi,
çevresel faydalar arttrrken, proje sahibinin maliyetlerini azaltabilecek baka
seçenekler de sunabilir. Ayn ekilde, halkn katlm süreci sayesinde, ilgili taraflar ve
ilgili kamu kurumlar arasnda güven duygusu oluturur ve katlmc tabiat sayesinde
de ÇED süreci, ülkenin genel demokratik sürecine katkda bulunur.
Uygulama aamasnda ortaya çkabilecek problemlere kar daha önceden önlemler
üreterek hazrlkl olunmas, proje sahibi için projenin tüm yönlerinin görülebilmesi
ve seçeneklerin deerlendirilebilmesi ve karar verme sürecine yönelik daha güvenilir
ve ibirlikçi bir yaklam salamas, ÇED’in en önemli faydalar arasnda
sralanabilmektedir.
Günümüzde yapm planlanan bir barajl ya da nehir tipi (regülatör) HES projeleri için
fizibilite aamasnda ÇED çalmas yaplmaktadr. Bu çalmada doal ve sosyoekonomik çevre üzerindeki tahribat en aza indirecek tedbirler alnmaktadr.
Depolamal HES projeleri toplam göl hacmine ya da göl alanna göre ÇED
Yönetmelii kapsamna alnmakta iken, regülatörlü HES projeleri de kurulu güçlerine
baklarak yönetmeliin ilgili ekinde yerini almaktadr.
30 Haziran 2011’de Ek Listelerde yaplan baz deiikliklerle birlikte halen yürürlükte
olan 17.07.2008 tarih ve 26939 sayl ÇED Yönetmelii uyarnca “Kurulu gücü 25
MWm ve üzeri olan nehir tipi hidroelektrik santraller”, Çevresel Etki Deerlendirmesi
Uygulanacak Projeler Listesi (Ek-I) 16. maddede, kurulu gücü 25 MWm’a kadar olan
nehir tipi hidroelektrik santraller ise Seçme Eleme Kriterleri Uygulanacak Projeler
Listesi (Ek-II) 32. maddede yer almtr.
4.5.2.2 ÇED Sürecinin Aamalar ve Bu Süreçte Yer Alan Taraflar
ÇED Yönetmeliinin EK-I listesinde yer alan projeler, Seçme Eleme Kriterlerine tabi
olup da "Çevresel Etki Deerlendirmesi Gereklidir" karar verilen projeler ve
Yönetmelik kapsamnda ya da kapsam dnda bulunan projelere ilikin kapasite
artrm ve/veya geniletilmesi halinde, kapasite art toplam Yönetmeliin EK
95
I’inde belirtilen eik deer veya üzerindeki projeler ÇED prosedürüne tabidir. Bu
projeler için Çevresel Etki Deerlendirmesi Raporu hazrlanmas zorunludur.
Dier taraftan Yönetmeliin EK-II listesinde yer alan projeler, bu Yönetmelik
kapsamnda ya da kapsam dnda bulunan projelere ilikin kapasite artrm ve/veya
geniletilmesi halinde, kapasite art toplam bu Yönetmeliin EK-II’sindeki eik
deer veya üzerindeki projeler ise seçme eleme kriterlerine tabi olduklarndan, bu
projeler için de Proje Tantm Dosyas hazrlanmas zorunludur.
Yukardaki bilgiler nda ÇED Yönetmeliinin Ek-I Listesinde yer alp da ÇED
prosedürüne tabi olan bir HES projesinin ÇED sürecinde hangi aamalara maruz
kaldna baklacak olursa, bu sürecin, yatrmc tarafndan hazrlanan ÇED Bavuru
Dosyasnn Bakanla teslimiyle balad görülecektir. Daha sonraki admlar ise
srasyla, dosyann bakanlkça deerlendirilmesi, halka duyurulmas, inceleme
deerlendirme komisyonunun kurulmasdr.
Proje ile ilgili olarak süreç içerisinde yaplan ilk toplant HES’in kurulaca yöredeki
halk proje hakknda bilgilendirme, görülerini almaya yönelik halkn katlm
toplantsdr. Bunu, bakanlkta yaplan kapsam ve özel format belirleme toplants
izler ki bu toplant sonucunda, HES projesine ait ÇED raporunun hangi kapsamda
hazrlanaca belirlenmektedir. Süreç içerisinde Bakanla sunulan ÇED Raporu da
halkn görüüne açldktan sonra, inceleme deerlendirme komisyonu toplantlar
gerçekletirilmektedir.
Bu toplantlar neticesinde ÇED raporuna son ekli verilerek, komisyon çalmalar
sonlandrlmaktadr. Artk rapor, Nihai ÇED Raporu adn almakta ve son kez halkn
görüüne açlmaktadr. Ask süreci tamamlanp, gelen görüler de deerlendirildikten
sonra HES projesi hakknda ÇED Olumlu ya da ÇED Olumsuz karar verilmektedir.
Bu kararn da halka duyurulmas ile ÇED süreci tamamlanmaktadr.
Bu süreçte yer alan taraflar srasyla, Bakanlk merkez ve tara tekilat, merkezi ve
yerel ilgili kamu kurum ve kurulular, yerel halk ve ilgili halk, sivil toplum
kurulular (üniversiteler, aratrma enstitüleri, dernekler, meslek odalar vb.), ulusal
ve yerel medya, proje sahibi (yatrmc) ve ÇED çalmalarn yürüten müavir
firmalar (yeterlii olan)dr.
Ek-I listesinde yer alan bir HES projesi için, yukarda metinsel olarak anlatm verilen
ÇED sürecinin ematik gösterimi de aadaki gibidir:
96
ÇED PROSEDÜRÜ
EK-I Listesindeki Projeler, Elemeden Genel Projeler
Ek-III’deki format Dorultusunda ÇED Bavuru Dosyas ile Bakanla Bavuru, Uygunluk Yönünden nceleme ve
Halka Sürecin Duyurulmas (Madde 8)
Projenin Yeri ve Türü ile ilgili Otoritelerin Temsilcilerinden nceleme Deerlendirme Komisyonunun Tekili,
Halkn Katlm Toplants Yeri ve Tarihinin, Kapsam Belirleme Toplants Tarihinin kararlatrlmas (Madde 8)
Toplantlarn detaylar, duyurular Bakanlk web sitesinde yaynlanr
Halkn Katlm Toplants
Yerel ve ulusal gazetelerde ilan edilmesi, yöre halk ile anket, seminer vb çalmalar yaplmas, toplant için askda ilanlar ve el
broürlerinin hazrlamas (Madde 9)
Kapsam ve Özel Format Belirleme Toplants (Madde 10)
ÇED Raporuna esas tekil edecek format hazrlanrken, HKT ve Kapsam Belirleme Toplantlarnn çktlarnn kullanlmas
Proje sahibine veya ÇED Danmanna Formatn Verilmesi.
Proje özelinde hazrlanan formatn geçerlilik süresi 1 yldr
ÇED Raporunun Bakanla sunulmas (Madde 11)
ÇED Raporunun Formata Uygunluk Yönünden ncelenmesi
Rapor Özel Formata Uygun
Hazrlanm
Rapor Uygun Hazrlanmam (danman
firmaya iade)
Düzeltmeler Dorultusunda
Hazrlanan Raporun Yeniden
Bakanla Sunulmas
Raporun Üye Says Kadar Çoaltlmas, Komisyonun
Toplantlara Davet Edilmesi (Raporun Bakanlkta ve Valilikte
Halkn Görüüne Açlmas)
nceleme-Deerlendirme Süreci (Madde 12)
ÇED süreci içerisinde her aamada, Halkn
ÇED Raporu/Nihai ÇED Raporu ve projeye
ilikin görü ve önerileri dikkate alnr,
halkn ÇED kararlar ile ilgili yargya
bavurma hakk olduu unutulmamaldr!!!
Raporun nihailendirilmesi,Nihai Raporun
Bakanla sunulmas ( halkn görüüne açma)
ÇED Olumsuz Karar
ÇED Olumlu Karar (7yl)
Karar Valilikçe gerekçeleri ile birlikte
halka duyurulur
4.5.2.3 HES’lerin Çevresel Boyutu, En Önemli Etkiler ve Öngörülen Tedbirler
HES projesini geçekletirmeyi planlayan bir yatrmc, ulusal enerji politikalarn ve
yatrm programlarn göz önünde bulundurarak projenin gerekliliini, amaçlarn ve
projenin ulusal, bölgesel ve yerel ekonomiye ve sosyal kalknmaya katklarn açkça
ortaya koyabilmelidir.
Proje, çevresel etki oluturabilecek tüm bileenleri ile birlikte tanmlanmaldr. Bu
balamda, proje uygulamasnn zaman çizelgesi ve kaynak (su, personel, ekipman
v.b.) ihtiyaçlar ile birlikte projenin inaat ve iletme aamalarnda gerçekletirilecek
proje faaliyetlerinin de ortaya konmas gerekmektedir.
ÇED sürecinde, ülkemizde çevre ile ilgili yürürlülükte olan kanunlar ve
yönetmeliklerin yan sra, özellikle hidroelektrik santral projeleri ile ilgili mevcut
dier mer’i mevzuat da dikkate alnmaldr. Sürecin daha salkl ilemesi adna,
Mevzuat zaman içinde deiebildii için ÇED sürecinde yürürlükte olan mevzuat
aratrlmal ve göz önünde bulundurulmaldr.
97
ÇED çalmas kapsamnda proje kaynakl etkiler proje özelliklerinin yan sra mevcut
çevre özelliklerine bal olarak da ele alnmal ve önlemler bu dorultuda
belirlenmelidir.
Baraj ve HES’lerin yaplmas için en uygun alan belirlemek ve projelendirmek, baraj
ve HES’lerin olumsuz etkilerinden kaçnmakta öncelikli amaç olmaldr. Bu nedenle,
dier projelerde olduu gibi HES projelerinde de yer seçimi çevresel anlamda büyük
önem arz etmektedir. Akarsu az (mansap) ekosistemleri ve topluluklar için
gereksinilen su aktarlmak suretiyle barajn ya da regülatörün yaplaca akarsu az
korunabilmektedir.
Hidroelektrik santrallarn etkileri iki aamada gözlenmektedir:
naat safhasnda özellikle büyük baraj ve rezervuarl projelerde sosyal ve doal
çevre önemli boyutlarda etkilenmektedir.
letme aamasnda ise ak aa braklacak su miktarnn ayarlanmas ve projede
belirtilen seviyede tutulmas ak aa ekolojik denge üzerinde büyük ölçüde söz
sahibi olmaktadr.
HES projelerinin en önemli etkilerinden biri olan, doal hayatn devamll için dere
yatana (mansaba) braklmas gereken “can suyu” miktar, her proje ve akarsu
özelinde deiiklik göstermekte olup, bu miktar; Devlet Su leri Genel
Müdürlüü’nün Su Kullanm Hakk Anlamasnda belirledii miktar (son on yllk
ortalama akmn en az %10 u) ile bu miktar üzerinden projenin gerçekletirilecei
bölge, akarsuyun tad su miktar, debisi, dere tabannn genilii, buharlama,
szma, baraj veya regülatör yapsndan sonra mevcut olan su kullanmlar (içme ve
kullanma suyu, sulama suyu, balkçlk, su deirmeni vb), akarsuda bulunan canl
türleri, bu türlerin tabii karakterleri, ulusal ve uluslararas mevzuatla koruma altna
alnan türlerin bulunup bulunmad, bunlarn üreme, beslenme, snma ve yaama
ortamlar, bu ortamlar için belirlenen koruma kararlar, sucul hayatn yan sra dier
canllarn ihtiyac olan su miktarlar da dikkate alnarak belirlenmektedir.
ÇED sürecinde ekolojik ihtiyaçlar göz önüne alndnda bu miktarn (son on yllk
ortalama akmn en az %10 u) yeterli olmayacann belirlenmesi durumunda miktar
artrlmaktadr. Belirlenen bu miktara mansaptaki dier teessüs etmi kadim su haklar
ayrca ilave edilmekte ve kesin proje çalmalar ile ÇED çalmalar belirlenen
toplam bu miktar dikkate alnarak yaplmaktadr. Nehirde son on yllk ortalama
akmn %10 undan daha az akm olmas halinde suyun tamamnn doal hayatn
devam için mansaba braklmas salanmaktadr.
Hidroelektrik santral projelerinde flora ve faunann, özellikle akarsuyun regülatör
kurulacak yeri ile HES çk suyunun braklaca nokta arasnda kalan sucul alanda
yaayan canllar açsndan (sudaki azalmadan öncelikli etkilenecek olanlar) hidrolojik
sistemin ihtiyaçlar dorultusunda ekosistemin devamll için mansaba braklmas
gereken optimum suyun bilimsel yaklamlarla deerlendirilmesi esastr.
98
4.5.2.4 HES projeleri ile ilgili; Bölge Halk ve Sivil Toplum Örgütlerinin lettii
Sorunlar
Yaplan projelerde çevresel boyutun yeterince dikkate alnmamas
Öngörülenden fazla aaç kesilmesi, orman ve mera alanlarnn dikkate
alnmamas
Doal hayat suyuna (can suyu) gereken önemin verilmemesi (miktar, denetim,
vb.)
Havzalar aras su aktarm (sonradan planlama deiiklikleri)
naat atklarnn yaratt sorunlar
Su kirlilii (scaklk, sertlik, oksijen miktar vb. biyolojik, fiziksel, kimyasal
etki)
klimsel ve ekolojik dengenin bozulmas (orman yangnlar, scaklk ve rutubet
deiiklii)
Tarm arazilerinin yerleime açlmas
Bölgesel ve havza baznda bütüncül planlama yaplmamas
ÇED projelerinin havza baznda yaplmamas
Su yönetimi planlamas ve havzann hidrolojik özelliklerinin öncelikli olarak
belirlenmemesi
4.5.2.5 Mahkemeler Tarafndan ÇED Raporlarnda Görülen Eksiklikler
Havza baznda bütüncül projelendirme yaplmad,
HES Projesinin Enerji Nakil Hatlarnn güzergâhn ve planlamasn içermedii
Yol yapm srasnda meydana gelen çevre hasarlarnn keif srasnda da
görüldüü, oluan hafriyatn toplanmad ve depolama alanlarna götürülmedii,
bu ilem srasnda yamaçlarda bulunan bitki örtüsünün zarar gördüü
Ayn havzada yaplacak bütün HES Projelerinin birlikte deerlendirilmesi
gerektii, HES çalmalarnn akan suyu alp elektrik üretimi için kullanp sonra
birkaç yüz metre daha düük kotta tekrar dere yatana brakmak eklinde
planland, bir sonraki HES’ in birkaç yüz metre sonra ayn süreci tekrarlad, bu
sürecin suyun potansiyel enerjisi bitene kadar devam ettii, bu süreçten makromikro canllarn etkilenmeyeceini düünmenin doru olmad,
Sadece inaat sürecinde bile oluacak askda madde tanm ile sucul canllarn
hassas olanlarnn bu ekosistemden yok olaca, hassas türlerin nasl
korunacann ÇED Raporunda yer almad,
Proje alannda yer alan yerleimlerin, su haklarnn ve tarmsal faaliyetlerin tam bir
dökümünün yaplmad,
Kamulatrma sürecinin projede açk olarak yer almad,
Su havzasnn balangç noktasnda iletilecek Krma-Eleme Tesisinin, bütün
havza boyunca su kalitesini ve ilgili yaamlar olumsuz etkilemesi anlamna
geldii,
Bütün üstlenici firmalar için bir çevre yönetim ekibinin zorunlu klnmas
gerektii, bütün bunlarn ancak bir havza planlamas ile salanabilecek
düzenlemeler olduu,
99
Çevresel etkilerin azaltlmas için gerekli tedbirlerin ÇED Raporunda
belirtilmedii, belirtilen tedbirlerin sadece yaz olarak yer ald, kontrol
edilebilecek, denetlenebilecek kurallara dayandrlmad,
Geçici depolama alanlarnn ve kapasitelerinin, çkarlacak hafriyat için yeterli
olmayabilecei, hafriyat hesabnn kontrol edilmesi gerektii,
ÇED çalmasnda tarmsal alan kullanmnda su paylam olarak belirsizliin söz
konusu olduu, yöre halknn tarmsal sulama adna beklentisinin olduu, çok
sayda tarmsal alan olduu ve bu bölgede sulama için maduriyet potansiyeli
olduu,
Halkn su kullanm miktarlarnn yetersiz kalaca, su miktarnn azald
dönemlerde su paylamnn ayrca endie kayna olduu,
Projenin yöre halkna sosyo-ekonomik katksnn snrl olaca, bu nedenle
projenin i potansiyeli olarak deerlendirilmemesi gerektii,
Her havza için can suyu miktarnn özel olarak hesaplanmasnn gerektii, u anda
uygulanan yöntemin ülkemiz artlarna uygun olmad,
Kum-Çakl tesislerinin iletilmesi hususunun baz ÇED raporlarnn
hazrlanmasnda dikkate alnmad, entegre deerlendirilmedii,
hususlarnn ÇED Raporlarnda bulunmas gerektiinin tespiti mahkemelerce
yaplmtr.
4.5.3. Arazi Temini Süreci ve Prosedürü
Hidroelektrik üretim tesislerinin kurulaca alanda bulunan özel mülkiyetteki
tanmazlarn kamulatrlmas; Maliye Hazinesinin mülkiyetindeki ya da Devletin
hüküm ve tasarrufu altndaki tanmazlarda irtifak hakk tesis edilmesi ve/veya
kiralama yaplmas; dier kamu kurum ve kurulularnn mülkiyetindeki tanmazlarn
temin edilmesi ilemleri tamamlanmadan söz konusu yatrmlarn gerçekletirilmesi
mümkün bulunmamaktadr. Bu süreç uzun, son derece karmak ve zaman alc bir
süreçtir. Küçük ölçekli bir projede bile sahaya girebilmek için en az bir yl gibi bir
zaman harcanmaktadr Konuyu bilen iini ciddiye alan uzman hukukçu ve
haritaclarla çallmamas halinde ise bu süreler çok fazla uzamaktadr.
4.5.3.1. Kamulatrma
Kamulatrma; kamu yararnn gerektirdii hallerde, Devlet ve kamu tüzel kiileri
tarafndan, özel mülkiyette bulunan bir tanmaza, tanmazn malikinin rzasnn olup
olmadna baklmakszn, kanunda belirtilen usul ve esaslara göre el konularak
tanmazn kamu mülkiyetine geçirilmesi olarak tanmlanabilir.
HES üretim tesislerinin kurulabilmesi için gerekli olan özel mülkiyetteki
tanmazlarn kamulatrma ilemleri EPDK tarafndan yürütülmektedir. 4628 sayl
Elektrik Piyasas Kanununun 15/(c) maddesine göre, elektrik piyasasnda üretim
ve/veya datm faaliyetlerinde bulunan lisans sahibi özel hukuk tüzel kiilerinin
kamulatrma talepleri Kurum tarafndan deerlendirilir ve uygun görülmesi hâlinde
2942 sayl Kamulatrma Kanununda belirtilen esaslar dahilinde Kurumca
100
kamulatrma yaplr. Bu konuda Kurulca verilecek olan kamulatrma kararlar kamu
yarar karar yerine geçer. Bu durumda kamulatrma bedelleri ile kamulatrma
ilemlerinin gerektirdii dier giderler kamulatrma talebinde bulunan lisans sahibi
tüzel kii tarafndan ödenir.
Kamulatrlan tanmazn mülkiyeti, üretim veya datm tesislerinin mülkiyetine
sahip olan ilgili kamu kurum veya kuruluuna, bunlarn bulunmamas hâlinde ise
Hazineye ait olur. Hazine adna tescil edilen tanmazlar üzerinde Maliye
Bakanlnca kamulatrma bedelini ödeyen lisans sahibi özel hukuk tüzel kiileri
lehine bedelsiz irtifak hakk tesis edilir. rtifak hakknn geçerlilii lisansn geçerlilik
süresi ile snrldr. Lisansn sona ermesi veya iptali hâlinde, lisans sahibi tüzel kiiler
tarafndan ödenmi bulunan kamulatrma bedelleri iade edilmez.
Kamu tüzel kiiliini haiz lisans sahibi tüzel kiilerce yürütülen üretim, iletim veya
datm faaliyetleri için gerekli olan tanmazlarla ilgili kamulatrma ilemleri, bu
tüzel kiiler tarafndan yaplr ve kamulatrlan tanmazlar üretim, iletim veya
datm tesislerinin mülkiyetine sahip olan ilgili kamu tüzel kiileri adna tescil edilir.
Ülkemiz açsndan büyük önem tayan enerji projelerinin gerçekletirilebilmesi için
30 Eylül 2004 tarihli ve 25599 sayl Resmi Gazete’de yaymlanan “Enerji Piyasas
Düzenleme Kurumunca Yaplacak Kamulatrmalarda 2942 sayl Kamulatrma
Kanununun 27’nci Maddesinin Uygulanmas Hakknda Bakanlar Kurulu Karar”
çkarlmtr. Söz konusu Bakanlar Kurulu Karar gereince, enerji tesislerinin
kurulabilmesi için gerekli olan tanmazlarn kamulatrlmasnda acele kamulatrma
yöntemi uygulanabilmektedir. Bu çerçevede, ilgili asliye hukuk mahkemesi tarafndan
tanmaza el konulmasna karar verilmesi halinde, HES üretim tesislerinin yapmna
balanabilmektedir.
2942 sayl Kamulatrma Kanununun “Acele Kamulatrma” balkl 27’nci
maddesine göre, 3634 sayl Milli Müdafaa Mükellefiyeti Kanununun
uygulanmasnda yurt savunmas ihtiyacna veya aceleliine Bakanlar Kurulunca karar
alnacak hallerde veya özel kanunlarla öngörülen olaanüstü durumlarda gerekli olan
tanmazlarn kamulatrlmasnda kymet takdiri dndaki ilemler sonradan
tamamlanmak üzere ilgili idarenin istemi ile mahkemece yedi gün içinde o tanmazn
10’uncu madde esaslar dairesinde ve 15’inci madde uyarnca seçilecek bilirkiilerce
tespit edilecek deeri, idare tarafndan mal sahibi adna
10’ uncu maddeye göre
yaplacak davetiye ve ilanda belirtilen bankaya yatrlarak o tanmaza el konulabilir.
Satn alma usulü ile kamulatrma yöntemi ise özetle; kamulatrma ilemleri için
yeterli ödenek temin edilmesi, kamu yarar kararnn alnmas ve onaylanmas,
kamulatrma plan ve dier belgelerin hazrlanmas, kamulatrma kararnn alnmas
ve kamulatrma erhi verilmesi, tanmazlarn pazarlkla ve anlaarak satn
alnmasnn denenmesi, satn almann mümkün olmamas halinde kamulatrma
bedelinin mahkemece tespiti ve tanmazn idare adna tescili aamalarndan
olumaktadr.
101
Satn alma usulü ile kamulatrma yönteminde, tanmaz ilgili idare adna tescil
edilmeden, idare tarafndan tanmaza el konulmas mümkün bulunmamaktadr.
EPDK tarafndan, HES üretim tesislerinin kurulabilmesi için gerekli olan tanmazlar
hakknda satn alma usulü ile kamulatrma yönteminin uygulanmas, ülkemizin artan
elektrik enerjisi talebinin karlanabilmesi için bir an önce yaplmas gereken enerji
yatrmlarnn zamannda tamamlanamamasna neden olabilecektir. Bu nedenle,
hidroelektrik üretim tesislerinin kurulabilmesi için ihtiyaç duyulan tanmazlar
hakknda acele kamulatrma yönteminin uygulanmas, söz konusu elektrik üretim
tesislerinin zamannda tamamlanabilmesi açsndan gereklidir.
4.5.3.2 rtifak Hakk, Kullanma zni ve Kiralama
HES üretim tesislerinin kurulaca alanda bulunan tanmazlarn hukuki nitelikleri,
uygulanacak hukuk kurallar ve tanmaz temini yöntemi açsndan önemlidir. Söz
konusu üretim tesislerinin yerleim yerinde bulunan tanmazlar temel olarak,
kamulatrlmas mümkün olmayan Devlete ait tanmazlar ile kamulatrlmas
mümkün olan özel mülkiyetteki tanmazlar olmak üzere ikiye ayrlmaktadr. Bu
çerçevede, Devlete ait tanmazlar özel mülkiyete konu olamayacaklar için
kamulatrlmalar da mümkün bulunmamaktadr.
HES üretim tesislerinin kurulaca alanda Hazinenin mülkiyetindeki veya Devletin
hüküm ve tasarrufu altndaki tanmazlar bulunmas durumunda; lisans sahibi tüzel
kiilerce irtifak hakk tesisi, kullanma izni veya kiralama yaplabilmesi için
EPDK’dan talepte bulunulmakta, bu talebin Enerji Piyasas Düzenleme Kurulu
tarafndan uygun görülmesi hâlinde, ilgili mevzuat uyarnca Maliye Bakanl ile
lisans sahibi özel hukuk tüzel kiileri arasnda lisans süresi ile snrl olmak üzere
irtifak hakk tesisi, kullanma izni veya kiralama sözlemesi düzenlenmektedir.
rtifak hakk, kullanma izni ve kiralama, 4628 sayl Elektrik Piyasas Kanununun
15/(d) maddesinde düzenlenmitir. Buna göre, piyasada üretim veya datm
faaliyetinde bulunan lisans sahibi özel hukuk tüzel kiileri, faaliyetleri ile ilgili olarak
Hazinenin mülkiyetindeki veya Devletin hüküm ve tasarrufu altndaki tanmazlar
üzerinde irtifak hakk tesisi, kullanma izni veya kiralama yaplabilmesi için
Kurumdan talepte bulunur. Bu talebin Kurulca uygun görülmesi hâlinde, ilgili
mevzuat uyarnca Maliye Bakanl ile lisans sahibi özel hukuk tüzel kiileri arasnda
lisans süresi ile snrl olmak üzere irtifak hakk tesisi, kullanma izni veya kiralama
sözlemesi düzenlenir. Bu sözlemelerde, sözlemenin geçerliliinin lisansn
geçerlilik süresi ile snrl olaca hükmü yer alr. Bu ekilde tesis edilen irtifak hakk,
kullanma izni veya kiralama bedelini ödeme yükümlülüü, lisans sahibi özel hukuk
tüzel kiisine aittir.
Piyasada kamu tüzel kiiliini haiz lisans sahibi tüzel kiilerce yürütülen üretim,
datm veya iletim faaliyetleri için gerekli olan, Hazinenin mülkiyetindeki veya
Devletin hüküm ve tasarrufu altndaki tanmazlarla ilgili olarak irtifak hakk tesisinin
veya kullanma izni verilmesinin talep edilmesi hâlinde, Maliye Bakanl tarafndan
ilgili kamu tüzel kiileri lehine lisans süresince bedelsiz irtifak hakk tesis edilir veya
kullanma izni verilir.
102
Bununla beraber, 5346 sayl Yenilenebilir Enerji Kaynaklarnn Elektrik Enerjisi
Üretimi Amaçl Kullanmna likin Kanunun “Arazi ihtiyacna ilikin uygulamalar”
balkl 8’inci maddesine göre, bu Kanun kapsamndaki hidroelektrik üretim
tesislerinin rezervuar alannda bulunan Hazinenin özel mülkiyetindeki ve Devletin
hüküm ve tasarrufu altndaki tanmazlar için Maliye Bakanl tarafndan bedelsiz
olarak kullanma izni verilir.
4.5.3.3. Dier Kamu Kurum ve Kurulularna Ait Tanmazlarn Temini
HES üretim tesislerinin kurulaca sahada Hazineye ait tanmazlar dndaki kamu
kurum veya kurulularna ait tanmazlar bulunmas halinde, söz konusu tanmazlar
EPDK tarafndan 2942 sayl Kamulatrma Kanununun 30’uncu maddesi
uygulanarak temin edilmektedir.
4628 sayl Elektrik Piyasas Kanununun 15/c maddesinde, özel hukuk tüzel
kiilerince yürütülen üretim veya datm faaliyetleri için gerekli olan Hazineye ait
tanmazlar dndaki kamu kurum veya kurulularna ait tanmazlarn, Kurumca
2942 sayl Kamulatrma Kanununun 30’uncu maddesi uygulanarak temin edilecei;
bu tanmazlarn üretim veya datm tesislerinin mülkiyetine sahip olan ilgili kamu
kurum veya kuruluuna, bunlarn bulunmamas hâlinde ise Hazineye ait olaca
belirtilmektedir.
2942 sayl Kamulatrma Kanununun 30’uncu maddesinde, kamu tüzelkiilerinin ve
kurumlarnn sahip olduklar tanmaz, kaynak veya irtifak haklarnn dier bir kamu
tüzelkiisi veya kurumu tarafndan kamulatrlamayaca belirtilmi ve kamu tüzel
kiileri arasnda tanmaz devri hakknda özel bir yöntem öngörülmütür. Buna göre,
tanmaz mala; kaynak veya irtifak hakkna ihtiyac olan idare, ayn Kanunun 8’inci
maddesi uyarnca bedeli tespit eder. Bu bedel esas alnarak ödeyecei bedeli de
belirterek mal sahibi idareye yazl olarak bavurur. Mal sahibi idare devire muvafakat
etmez veya altm gün içinde cevap vermez ise anlamazlk, alc idarenin bavurusu
üzerine Dantay ilgili idari dairesince incelenerek iki ay içinde kesin karara balanr.
Taraflar bedelde anlaamadklar takdirde; alc idare, devirde anlama tarihinden
veya Dantay kararnn teblii tarihinden itibaren otuz gün içinde, ayn Kanunun
10’uncu maddesinde belirtilen yazl usule göre mahkemeye bavurarak,
kamulatrma bedelinin tespitini ister.
Mahkemece, 10’uncu maddede öngörülen usule göre kamulatrma bedeli olarak
tespit edilen miktarn, pein ve nakit olarak mal sahibi idareye verilmek üzere
belirleyecei bir bankaya yatrlmas ve yatrldna dair makbuzun ibraz edilmesi
için alc idareye onbe gün süre verilir. Gereken hallerde bu süre bir defaya mahsus
olmak üzere uzatlabilir. Alc idare tarafndan kamulatrma bedelinin mal sahibi
idare adna bankaya yatrldna dair makbuzun ibraz halinde mahkemece,
tanmazn alc idare adna tesciline ve kamulatrma bedelinin mal sahibi idareye
ödenmesine karar verilir ve bu karar, tapu dairesine ve parann yatrld bankaya
bildirilir. Tescil hükmü kesin olup taraflarn bedele ilikin temyiz haklar sakldr.
103
Bu suretle devir alnan tanmaz, kaynak veya irtifak hakk, sahibinden kamulatrma
yolu ile alnm saylr ve devir amac veya devreden idarenin izni dnda bakaca bir
kamusal amaçla kullanlamaz. Aksi takdirde devreden idare, 23’üncü madde uyarnca
tanmaz geri alabilir. Bu husus tapu kütüünün beyanlar hanesine erh verilir.
4.6.
Pompa Depolamal HES’ler
Günümüzde bütün modern enerji sistemleri arz güvenilirlii, sistem stablitesi, enerji
kaynaklarnn daha verimli kullanlmas iletim/datm problemlerinin ve
maliyetlerinin minimize edilmesi gibi birçok nedenlerle enerjinin depolanmasn
zorunlu klar.
Eer bir ülkenin enerji ihtiyac büyük oranda termik ve nükleer gibi baz karakterli
santrallerden karlanyorsa, bunun yannda ülke kesintili karakterde yenilenebilir
enerji kaynaklarna sahip ve bu kaynaklar verimli bir ekilde kullanmak istiyorsa,
sistemde hzla devreye girip çkabilme özelliine sahip santrallere ihtiyaç vardr. Bu
ihtiyaç; ya büyük oranda fosil yakt santrallerini birkaç dakikada devreye girebilmesi
için scak yedekte hazr tutarak ekonomik olmayan bir yöntemle ya da hzla devreye
girip çkma özelliine sahip olan klasik depolamal hidroelektrik santrallar ve/veya
dier enerji depolama sistemleri hayata geçirilerek karlanabilir. Ülkemiz için ksmen
tercih edilmekte olan yöntem bunlardan birincisidir. Bu da zaten %80’lerin üzerinde
olan fosil yakt kullanmnn ve 2008 ylnda genel enerjide %76 elektrik enerjisinde
%60’a ulam olan da bamllmzn ve ayn zamanda fosil yakt kullanmndan
dolay oluacak emisyonlarn artrlmas anlam tamaktadr.
Enerjinin depolanmas, Dünyada son yllarda gelien yeni liberal piyasa modelinde,
elektrik deer zincirinin en kritik bileenlerinden birisidir ve enerji depolama
sistemleri endüstrisi yeni, önemli ve tüm Dünyada hzla gelimekte olan bir endüstri
seçeneidir. Liberal piyasalarda sistem iletmecilerinin büyük ölçekte yenilenebilir
enerji üretimini sisteme entegre edebilmeleri için enerjinin depolanmasna ihtiyaçlar
vardr.
Teknik deerlendirmeler ve fizibilite çalmalar enerji depolamann sadece teknik bir
gereklilik deil ayn zamanda maliyet avantaj saladn da göstermektedir.
Türkiye’de bugüne kadar enerjinin depolanmas konusuna gereken önem
verilmemitir. Ancak ülkemizde kesintili karakterdeki enerji kaynaklarnn ve/veya
nükleer santrallarn enerji planlamas içerisinde yer almas düünülüyorsa verimli ve
daha salkl bir planlama için bunlarn enerji depolama sistemleri ile birlikte
planlanmas gerekmektedir.
Dünya’da bu konuda en gelimi yöntem enerjinin su formunda depoland ve çok
ksa süre içerisinde hzla devreye alnabilme özelliine sahip olan Pompa Depolamal
Hidroelektrik Santrallardr. Ülkemizde de bu anlamda ekonomik olarak birçok proje
gelitirilmesi mümkündür.
TEA tarafndan yaplm olan kapasite üretim projeksiyonlar kapsamnda iyimser
ve kötümser iki senaryo hazrlanmtr. yimser senaryoya göre 2017, kötümser
104
senaryoya göre 2015 ylndan itibaren iletmede olan, inaa edilen ve lisans alnm
olan santrallerin tümünün puant enerji ihtiyacn karlayamayaca tespit edilmitir.
Puant talebin karlanmasnda barajl hidroelektrik santrallerin yetersiz kalmalar
halinde devreye girmesi hedeflenen pompaj depolamal hidroelektrik santral projeleri
gelitirme çabasnda olan Elektrik leri Etüt daresi (EE), 2009 – 2013 Strateji Plan
kapsamnda belirtilen hedefe göre 2011 yl sonuna kadar tamamlanmas gereken bir
program kapsamnda çalmaktadr. EE, hali hazrda, ilk etüt seviyesinde olmak
üzere, 11 tanesinde mevcut baraj göllerinin dikkate alnd toplam 16 proje
gelitirmitir. Bu projeler hakknda ksa bilgiler aadaki tabloda verilmitir;
TesisAd
KuruluGücü[MW]
li
Türü
ProjeDebisi[m3/s]
Düü[m]
GökçekayaPHES
1600
Eskiehir
Mevcutbarajgölüneentegre
193
962
znikIPHES
1500
Bursa
Tamamenyeniyatrm
687
255
SaryarPHES
1000
Ankara
270
434
BayramhaclPHES
1000
Kayseri
720
161
HasanUurluPHES
1000
Samsun
204
570
AdgüzelPHES
1000
Denizli
484
242
BurdurPHES
1000
Burdur
Tamamenyeniyatrm
316
370
EridirPHES
1000
Isparta
Tamamenyeniyatrm
175
672
KargPHES
1000
Ankara
238
496
KaracaörenIIPHES
1000
Burdur
190
615
YalovaPHES
500
Yalova
Tamamenyeniyatrm
147
400
YamulaPHES
500
Kayseri
228
260
OymapnarPHES
500
Antalya
156
372
AslantaPHES
500
Osmaniye
379
154
znikIIPHES
500
Bursa
Tamamenyeniyatrm
221
263
DemirköprüPHES
300
Manisa
166
213
EE tarafndan yaplan pompaj depolamal hidroelektrik santral talep çalmasna
göre;
Ankara, stanbul, zmir, Bursa, zmir illeri birinci dereceden öncelikli,
Tekirda, Antalya, Konya, Adana, Hatay, Gaziantep ve anlurfa illeri ikinci
dereceden öncelikli,
Krklareli, Çanakkale, Balkesir, Manisa, Denizli, Mula, çel, Eskiehir, Sakarya,
Zonguldak, Samsun, Kayseri, Kahramanmara, Diyarbakr, Mardin üçüncü dereceden
öncelikli,
Edirne, Bilecik, Kütahya, Aydn, Ordu, Sivas, Malatya, Elaz, Adyaman, Batman,
rnak, Van illeri dördüncü dereceden öncelikli illerdir.
105
Kaynaklar
1-DEK TMK Genel Enerji Kaynaklar Raporu,2004
2- World Atlas&Industry Guide 2010
3-DS Etüd ve Plan Daire Bakanl Çalmalar
4-www.dsi.gov.tr sayfasndan alnan datalar ile yaplan çalmalar
5-www.epdk.org.tr sayfasndan alnan datalar ile yaplan çalmalar
6-Ayla TUTU Türkiye 11. Enerji Kongresi 2009-zmir
7-Pompaj Depolamal Santrallerin Türkiye’de Gelitirilmesi – Neslihan S.ALAM
YORGANCILAR EE, Hüseyin KÖKÇÜOLU EE
8-Pompaj Depolamal Hidroelektrik Santraller – Maksut SARAÇ EE – Forum 2009
Trabzon
9-2009 – 2013 Stratejik Plan – Elektrik leri Etüt daresi
106
5. RÜZGAR ENERJİSİ
108
5. RÜZGAR ENERJS
5.1. Dünya Rüzgar Enerjisi Pazarndaki Gelimeler
1996’dan beri kümülatif rüzgar kurulu gücü logaritmik olarak art göstermektedir.
2010 ylnda 35.802 MW gücünde rüzgâr enerjisi santralnn (RES) devreye
alnmasyla küresel rüzgar enerjisi kurulu gücü 194.390 MW’a yükselmitir (ekil
5.1. ve ekil 5.2.). 2010 yl sonu itibariyle global rüzgar enerjisi pazarnda %23’lük
büyüme görülmütür. Bu büyüme oran 2004’den beri görülen en düük büyümedir
(ekil 5.3.). Ayrca global rüzgar enerjisi pazarnda 1996’dan beri ilk kez yllk ilave
kurulu güç deeri bir önceki yln altnda kalmtr (ekil 5.2).
Kurulu Güç (MW)
250.000
194.390
200.000
158.738
150.000
120.550
93.835
100.000
50.000
17.400
6.100 7.600 10.200 13.600
39.431
23.900 31.100
47.620
59.091
74.052
0
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Yl
ekil 5.1. Küresel Kümülatif Rüzgar Kurulu Gücü (1996-2010)
Kaynak: Global Wind Statistics 2010, Global Wind Energy Council (GWEC)
Kurulu Güç (MW)
50.000
38.610
40.000
35.802
26.282
30.000
19.865
20.000
10.000
3.440 3.760
1.280 1.530 2.520
6.500 7.270 8.133 8.207
11.531
15.244
0
1996 1997 1998 1999 2000
2001 2002 2003 2004 2005
2006 2007 2008 2009 2010
Yl
ekil 5.2. Küresel Yllk Kurulan Rüzgâr Kurulu Gücü (1996-2010)
109
Pazar Geliimi (%)
50
41,7
40
30
29,2
31,7
34,8
28,2
26,0
21,3
20
23,8
25,6
26,7
28,7
31,7
23,6
10
0
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
Yl
ekil 5.3. Küresel Rüzgâr Enerjisi Pazarnn Yllk Büyüme Oranlar (1998-2010)
Kaynak: World Wind Energy Report 2010, World Wind Energy Association (WWEA)
2010 ylnda küresel ölçekte 430 Terawat saat elektrik enerjisi RES ile üretilmi ve
küresel elektrik talebinin %2,5’u rüzgar enerjisi ile karlanmtr. 2010 ylnda
ülkeler baznda elektrik talebinin rüzgar enerjisi ile karlanma oranlar Tablo 5.1’de
ifade edilmitir.
Tablo 5.1. Ülkeler Baznda Elektrik Talebinin Rüzgar Enerjisi le Karlanma
Oran
Ülke
Karlama Oran (%)
Danimarka
21
Portekiz
18
spanya
16
Almanya
9
Çin
1,2
ABD
2
2008-2007 yllar arasnda MW bana rüzgar türbin yatrm maliyeti 1,21 milyon
Euro, 2009 ylnda yatrm maliyeti 1,06 milyon Euro/MW civarndayd. 2010 sonu
itibariyle arz fazlas nedeniyle küresel rüzgar enerjisi pazarnda 2005’den beri ilk kez
MW bana yatrm maliyeti 1 milyon Euro’nun altna dümütür. 2010 yl sonu
itibariyle MW bana ortalama yatrm maliyeti 980.000 Euro olmutur. 2009 ylnda
küresel rüzgar enerjisi pazarnn cirosu 50 milyar Euro’du, 2010 ylnda pazar cirosu
40 milyar Euro’ ya dümütür. Bu düüün temel sebepleri küresel rüzgar enerji pazar
büyüme hznn yavalamas, rüzgar türbini birim fiyatlarnn dümesi ve rüzgar türbin
üretiminin bir bölümünün Çin’e kaymasdr. 2005 ylnda rüzgar enerjisi sektöründe
235.000 olan istihdam says, 2010 ylnda 670.000’ne yükselmitir.
110
86,6
76,2
75
53,8
40,9 40,2
50
29
25
21,4 20,3 19,2
16,2
12
9,2
8,8
6,1
4,7
4,6
4,1
4
an
AB
D
di
st
Hi
n
Çi
n
s
ve
ç
ta
Lü
lya
ks
em
bu
rg
Av
us
tu
ry
Yu
a
na
ni
st
an
Fr
an
sa
Ja
po
ny
a
Al
ar
ka
m
an
ya
Ho
lla
nd
a
s
pa
ny
a
Po
rte
ki
z
Be
lçi
ka
n
gi
lt e
re
rl
an
da
0
Da
ni
m
Birim Alan Bana Rüzgar Kurulu
Gücü (kW/km2)
100
Ülke
ekil 5.4. Ülkeler Baznda Birim Alan Bana Rüzgar Kurulu Gücü
Tablo 5.2. Ülkeler Baznda Kii Bana Rüzgar Kurulu Gücü
Ülke
kW/Kii
Danimarka
0,675
spanya
0,442
Portekiz
0,344
Almanya
0,334
rlanda
0,306
sveç
0,226
Hollanda
0,133
ABD
0,128
Avusturya
0,123
Yeni Zellanda
0,118
Kanada
0,118
Yunanistan
0,112
talya
0,095
Norveç
0,093
Fransa
0,087
Avustralya
0,086
Belçika
0,085
Lüksemburg
0,083
Birim alan bana rüzgar kurulu gücü parametresinde 86,6 ile Danimarka lider
konumdadr. Danimarka’y 76,2 ile Almanya, 53,8 ile Hollanda, 40,9 ile spanya ve
40,2 ile Portekiz takip etmektedir (ekil 5.4.).
Kii bana düen rüzgar kurulu gücü parametresinde, 0,675 ile Danimarka yine lider
konumdadr. Danimarka’y 0,442 ile spanya, 0,334 ile Portekiz ve Almanya takip
etmektedir (Tablo5.2). Küresel rüzgar kurulu gücü sralamasndaki ilk iki ülke olan
Çin ve ABD’nin kii bana rüzgar kurulu güç deerleri 0,128 ve 0,033‘tür.
2010 yl pazar geliim eilimlerine göre küresel rüzgar enerjisi pazar üç temel grupta
incelenebilir. ABD ve Çin’in oluturduu 5.000 MW ile 20.000 MW arasnda yeni
111
RES kurulumunun gerçekletii rüzgar enerji pazarlar, 500 ile 1500 MW arasnda
yeni RES kurulumunun gerçekletii rüzgar enerjisi pazarlar (Almanya, spanya,
Hindistan, ngiltere, Fransa, talya, Kanada, sveç, Türkiye), 100 ile 500 MW arasnda
yeni RES kurulumunun gerçekletii rüzgar enerjisi pazarlar (Romanya, Polonya,
Portekiz, Belçika, Brezilya, Danimarka, Japonya, Bulgaristan, Yunanistan, Msr,
rlanda, Meksika).
2010 ylnda eklenen en büyük kurulu güç 16.500 MW ile Çin’de olmu ve Çin’deki
rüzgâr enerjisi pazar %65’lik önemli bir büyüme sergilemitir. Çin’i 9.755 MW ile
Avrupa bölgesindeki ve 5.115 MW ile de ABD’deki yatrmlar izlemitir. 2010 yl
sonu itibariyle dünyadaki en büyük rüzgâr kurulu gücü 42.287 MW ile Çin’de
bulunmakta ve onu 40.180 MW ile ABD’de takip etmektedir (Tablo5.3).
Tablo 5.3. Global Rüzgâr Enerjisi Pazarndaki lk On Ülke (2010)
Küresel
Kurulu Güç
2010 kapasite
Ülkeler
Pazar Pay
(MW)
art (MW)
(%)
Çin
42.287
21,8
16.500
ABD
40.180
20,7
5.115
Almanya
27.214
14,0
1.493
spanya
20.676
10,6
1.516
Hindistan
13.065
6,7
2.139
talya
5.797
3,0
948
Fransa
5.660
2,9
1.086
ngiltere
5.204
2,7
9.62
Kanada
4.009
2,1
6.90
Danimarka
3.752
1,9
3.27
Dier
13,7
Ülkeler
26.546
5.026
Toplam
194.390
100
35.802
112
ekil 5.5. Bölgelere Göre Yllk Art (2003-2010)
Ktalara göre 2003 ve 2010 yllarnda arasnda eklenen kurulu güçler ekil 5.5’de
ifade edilmitir. 2010 ylnda Asya ktas Çin ve Hindistan’daki gelimeler sebebi ile
önemli bir art göstermitir.
2010 yl sonu itibariyle kurulu offshore deniz üstü rüzgar kurulu gücü 3.118 MW
seviyesine ulamtr. Bu kurulu gücün 1.162 MW’lk bölümü 2010 ylnda
kurulmutur. 2010 yl içinde offshore rüzgar enerjisi pazar yaklak %59
büyümütür. 2009 ylnda toplam rüzgar kurulu gücü içinde offshore RES’lerin oran
%1,2 iken 2010 sonunda bu deer %1,3’e yükselmitir.
Küresel offshore rüzgar kurulu gücünün %50’den fazlas ngiltere’de bulunmaktadr
(1.341 MW). 2010 yl içinde ngiltere’de 653 MW gücünde offshore RES devreye
alnmtr. Danimarka offshore rüzgar enerjisi pazarnda 854 MW’lk kurulu güçle
ikinci srada yer almaktadr (Tablo 5.4).
Çin offshore rüzgar enerjisi pazarnda 123 MW ile altnc sradr. 2010 ylnda angay
yaknlarnda 100 MW gücünde bir offshore RES devreye alnmtr ki bu RES
dünyadaki ikinci en büyük offshore RES olarak kabul edilmektedir.
113
Ülke
ngiltere
Tablo 5.4. Küresel Offshore Rüzgar Kurulu Gücü
2008
2009
2010
2010
Toplam
Toplam
2010
Toplam
kapasite
Offshore
Offshore
Art
Offshore
art
Oran (%) Kapasitesi Kapasitesi
Kapasitesi
(MW)
(MW)
(MW)
(MW)
1341
653
94,9
688
574
Danimarka
854
190,4
28,7
663,6
426,6
Hollanda
249
2
0,8
247
247
Belçika
195
165
550
30
30
sveç
164
0
0
164
134
Çin
123
100
434,8
23
2
Almanya
108,3
36,3
50,4
72
12
Finlandiya
30
0
0
30
30
rlanda
25
0
0
25
25
Japonya
16
15
1500
1
1
spanya
10
0
0
10
10
Norveç
2,3
0
0
2,3
0
Toplam
3117,6
1161,7
59
1955,9
1491,6
5.2.
Afrika Rüzgar Enerjisi Pazarndaki Gelimeler
2010 yl sonu itibariyle Afrika ktasnda bulunan kurulu rüzgar gücü 906 MW’tr
(ekil 5.6). Bu güç global rüzgar gücünün %0,5’ne karlk gelmektedir. Afrika’da
2009 ylnda 169 MW gücünde yeni RES devreye alnmasna karn 2010 ylnda 155
MW gücünde RES devreye alnmtr.
K urulu Güç (MW)
1.000
906
756
800
600
400
478
562
337
200
0
2006
2007
2008
2009
2010
Yl
ekil 5.6. Afrika Kümülatif Rüzgar Kurulu Gücü (2006-2010)
114
Rüzgar gücü açsndan Afrika’nn en önemli 2 ülkesi 550 MW kurulu gücüyle Msr
ve 286 MW kurulu gücüyle Fas’tr. Güney Afrika’da 2013 ylna kadar 700 MW
gücünde RES’ in devreye girmesi beklenmektedir.
5.3 . Asya Rüzgar Enerjisi Pazarndaki Gelimeler
2010 yl sonu itibariyle Asya’da bulunan kurulu rüzgar gücü 61.182 MW’ ta
ulamtr (ekil 5.7.) ki bu güç global rüzgar gücünün %31’ni temsil etmektedir.
Asya’ daki en büyük ve hzl gelien rüzgar enerjisi pazar Çin’de bulunmaktadr. Çin’
deki kurulu rüzgar gücü 42.287 MW’tr. Ancak elektrik iletim ve datm
ebekesindeki sorunlar nedeniyle bu gücün 31.070 MW’lk bölümü
kullanlabilmektedir.
Kurulu Güç (MW)
70.000
61.182
60.000
50.000
40.625
40.000
24.440
30.000
20.000
10.624
15.863
10.000
0
2006
2007
2008
2009
2010
Yl
ekil 5.7. Asya Kümülatif Rüzgar Kurulu Gücü (2006-2010)
Asya’da Çin’den sonra gelen ikinci büyük rüzgar enerjisi pazar Hindistan’da
bulunmaktadr. Hindistan’daki Kurulu rüzgar gücü 2010 yl sonu itibariyle 13.065
MW’ ta ulamtr ve Hindistan rüzgar enerjisi pazar bir önceki yla göre %10,7’lik
bir büyüme göstermitir.
Asya’da Çin ve Hindistan’n dnda orta ölçekli üç tane daha rüzgar enerjisi pazar
bulunmaktadr. Bunlar; 2300 MW Kurulu rüzgar gücüyle Japonya, 519 MW ile
Tayvan ve 379 MW ile de Güney Kore’dir.
5.4 . Avrupa Rüzgar Enerjisi Pazarndaki Gelimeler
2010 ylnda 9.259 MW gücünde rüzgâr enerjisi santralnn (RES) devreye
alnmasyla Avrupa Birlii (AB) rüzgar enerjisi kurulu gücü 84.074 MW’a
yükselmitir (ekil 5.8. ve ekil 5.9.). Bu güç global rüzgar gücünün %43’nü temsil
etmektedir. 2010 yl sonu itibariyle AB rüzgar enerjisi pazarnda %12’lik büyüme
görülmütür. Ancak AB rüzgar enerjisi pazarnda 2010 sonunda yllk kurulu güç
deeri bir önceki yln altnda kalmtr (ekil 5.9.).
115
Kurulu Güç (MW)
84.074
90.000
74.919
80.000
64.719
70.000
56.517
60.000
48.031
50.000
40.500
34.372
40.000
23.09824.491
30.000
17.315
12.887
20.000
9.678
6.453
10.000 2.497 3.476 4.753
0
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Yl
ekil 5.8. AB Kümülatif Rüzgar Kurulu Gücü (1995-2010)
Kaynak: Wind in Power, 2010 European Statistics 2010, European Wind Energy
Association (EWEA)
Kurulu Güç (MW)
12.000
10.315
10.000
7.592
8.000
9.259
5.913 5.462 5.838 6.204
6.000
4.428
3.225 3.209
4.000
2.000
8.535 8.268
814
1.700
979 1.277
0
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Yl
ekil 5.9. AB Yllk Kurulan Rüzgâr Kurulu Gücü (1995-2010)
Association (EWEA)
2010 ylnda eklenen en büyük kurulu güç 1516 MW ile spanya’da olmu ve
spanya’daki rüzgâr enerjisi pazar %7’lik bir büyüme sergilemitir. spanya’y 1.493
MW ile Almanya ve 1.086 MW ile de Fransa’daki yatrmlar izlemitir (Tablo 5.5.).
Tablo 5.5. Avrupa Bölgesindeki Rüzgâr Enerjisi Pazarndaki lk Be Ülke (2010)
Ülkeler
2009 Yl
2009 Sonu
2010 Yl
2010 Sonu
Eklenen Güç
Kurulu Güç
Eklenen Güç
Kurulu Güç
(MW)
(MW)
(MW)
(MW)
spanya
2.459
19.160
1.516
20.676
Almanya
1.917
25.777
1.493
27.214
Fransa
1.088
4.574
1.086
5.660
ngiltere
1.077
4.245
962
5.204
talya
1.114
4.849
948
5.797
Toplam
7.655
58.605
6.005
64.551
Association (EWEA)
116
2010 yl sonu itibariyle küresel kurulu rüzgar gücünün yaklak %44’lük bölümü
86.075 MW ile Avrupa bölgesinde bulunmaktadr. Bu kurulu gücün 84.074 MW’lk
bölümü Avrupa Birlii (AB) ülkelerinde kuruludur. AB rüzgar enerji pazarnda
Almanya 27.214 MW ile liderliini korumaktadr. Almanya’y 20.676 MW ile
spanya, 5.797 MW ile talya, 5660 MW ile Fransa ve 5.204 MW ile de ngiltere takip
etmektedir. Söz konusu be ülke kurulu rüzgar gücü açsndan AB rüzgar enerjisi
pazarnn %76’sn oluturmaktadr.
Avrupa rüzgar enerjisi pazar üç ana grupta incelenebilir. Bunlar Almanya ve
spanya’dan oluan büyük ölçekli pazarlar, talya, Fransa ve ngiltere’nin oluturduu
orta ölçekli pazarlar ve geliim hzlar çok büyük olan dinamik rüzgar enerjisi
pazarlardr. Avrupa’daki dinamik rüzgar enerji pazarlarn alt ülke oluturmaktadr.
Bu ülkelerin isimleri ve 2010 yl içinde göstermi olduklar gelimeler aadaki
tabloda ifade edilmitir.
Tablo 5.6. Avrupa’daki Dinamik Rüzgar Enerjisi Pazarlar
Ülkeler
2010 Sonu Kurulu
2010 Pazar Geliim
Güç (MW)
Oran (%)
Romanya
591
4000
Bulgaristan
375
112
Litvanya
154
69
Türkiye
1329
65
Polonya
1107
53
Macaristan
295
47
2010 yl süresinde AB’de devreye alnan toplam 52.820 gücündeki elektrik enerjisi
santrallerinin 9.259 MW’lk bölümünü rüzgâr enerjisi santralleri oluturmaktadr.
2010 ylnda AB’deki yllk kurulu güç sralamasnda 28.280 MW’lk yatrmla doal
gaz enerji santralleri ilk sray almtr (Tablo 5.7.).
117
Tablo 5.7. 2010 ylnda AB’de Devreye Alnan ve Devreden Çkarlan Elektrik
Santralleri
Santral Türü
2010 Yl Eklenen
2010 Yl Devreden Çkarlan
Kurulu Güç (MW)
Kurulu Güç (MW)
Doal Gaz
28.280
0
Güne (PV)
12.000
0
RES
9.259
105
Kömür
4.256
1.550
Biokütle
573
45
Konsantre Güne
405
0
Enerjisi
Büyük Hidroelektrik
208
26
Atk
149
0
Nükleer
145
535
Küçük Hidroelektrik
25
0
Jeotermal
25
0
Fuel-oil
0
245
Toplam
55.325
2.506
Association (EWEA)
2010 ylnda 9.259 MW’lk rüzgar gücü yatrm için AB’de toplam 12,7 milyar €
harcanm. 2009 ylna göre yatrm harcamalarnda %10’luk düü olmutur.
AB enerji kompozisyonunda 2000 ylnda %2 olan rüzgar enerjisinin paynn 2010’da
yaklak 5 kat artarak %9,6’ya ulat görülmektedir.2010 yl sonu itibariyle
AB’deki kurulu rüzgar gücü ile 181 TWh’lik enerji üretimi gerçekletirilmi ve enerji
talebinin %5,3 rüzgar enerjisiyle karlanmtr.
2010 yl sonu itibariyle Avrupa bölgesinde bulunan kurulu rüzgâr gücü 86.079 MW
seviyesine ulam ve 9.883 MW’lk rüzgâr gücü devreye alnmtr. Ayrca denizüstü
(offshore) RES kurulu gücü de 2.946 MW olup Avrupa’da ki toplam kurulu güç olan
86.079 MW içerisinde %3,42’lik orana sahiptir (Tablo 5.8.).
2010 ylnda onshore rüzgâr enerjisi pazar önceki yla göre %11 büyürken, offshore
rüzgâr enerjisi pazar %42 büyüme ve Avrupa Birlii ülkelerinde toplam rüzgar
enerjisi pazar 2010 ylnda %12’lik büyüme göstermitir. Bu deer küresel rüzgar
enerjisi pazarndaki büyüme orann altnda kalmtr.
118
Tablo 5.8. Avrupa Bölgesi Rüzgar Kurulu Gücü
2009 Yl
2009 Sonu
2010 Yl
2010 Sonu
Eklenen
Kurulu Güç
Eklenen
Kurulu
Güç (MW)
(MW)
Güç (MW) Güç (MW)
AB Ülkeleri
10.315
74.919
9.259
84.074
AB Aday Ülkeler
353
829
589
1.418
EFTA
6
449
34
483
Dier
4
103
1
104
Toplam
10.678
76.300
9.883
86.079
Onshore
10096
74.236
9030
83.133
Offshore
582
2.064
883
2.946
Kaynak: European Wind Energy Association (EWEA), Wind in Power 2009 European
Statistics, 2010
Rüzgar türbini üretimi alannda halen Danimarka, Almanya ve spanya’daki üreticiler
lider konumdadr. Ancak söz konusu üreticilerin Çin, Hindistan ve Güney Kore’de
bulunan rakipleri her geçen yl Pazar paylarn artrmaktadr. Almanya’da repowering
uygulamalarna balanm ve 2010 yl içinde 183 MW gücünde RES yeni rüzgar
türbini ile deitirilmitir.
2020 yl için rüzgar kurulu güç hedefleri Almanya için 45.000 MW, spanya için
38.000 MW, ngiltere için 28.000 MW ve talya içinse 12.680 MW olarak
öngörülmektedir.
2010 ylnda AB’de rüzgâr enerjisi yatrmlar için toplam 12,7 milyar € harcanm
olup, bunun 10,1 milyar € bölümü onshore rüzgâr enerjisi santralleri kalan 2,6 milyar
€ bölümü de offshore santraller için kullanlmtr.
5.5.
Güney Amerika Rüzgar Enerjisi Pazarndaki Gelimeler
2010 ylnda Güney Amerika’da 466 MW gücünde RES devreye alnmtr ve toplam
kurulu rüzgar gücü deeri 1.982 MW seviyesine ulamtr (ekil 5.10.). Bir önceki
yla göre Güney Amerika rüzgar enerjisi pazar %30 büyüme göstermitir.
Kurulu Güç (MW)
3.000
2.500
1.982
2.000
1.516
1.500
1.000
513
550
667
2006
2007
2008
500
0
2009
2010
Yl
ekil 5.10. Güney Amerika Kümülatif Rüzgar Kurulu Gücü (2006-2010)
119
2010 yl içinde devreye alnm olan 466 MW gücündeki RES’ ler alt ülkede
kurulmutur. Bunlar; Brezilya (320 MW), Meksika (104,5 MW), Arjantin (25,3 MW),
Uruguay (10 MW), Küba (4,5),ili (2,6 MW). 2011 yl sonuna kadar Meksika’da 800
MW gücünde yeni RES’in devreye girmesi beklenmektedir.
5.6.
Kuzey Amerika Rüzgar Enerjisi Pazarndaki Gelimeler
2010 yl sonu itibariyle Asya’da bulunan kurulu rüzgar gücü 44.188 MW’ ta
ulamtr (ekil 5.11). 2009 ylnda %39’luk büyüme göstermi olan ABD’ de rüzgar
enerjisi pazarndaki büyüme oran 2010’da %16’ya dümütür. Bunun sonucu olarak
ABD global rüzgar kurulu gücü alanndaki yerini Çin’e devretmitir.
Kurulu Güç (MW)
50.000
44.188
38.478
40.000
27.606
30.000
20.000
18.669
13.035
10.000
0
2006
2007
2008
2009
2010
Yl
ekil 5.11. Kuzey Amerika Kümülatif Rüzgar Kurulu Gücü (2006-2010)
ABD’ de 2009 ylnda 9900 MW gücünde RES devreye alnmasna karn 2010
ylnda sadece 5115 MW gücünde yeni RES devreye alnabilmitir. 2011 yl sonuna
kadar da ABD’de 11.000 MW gücünde RES’ in devreye alnmas beklenmektedir.
Kuzey Amerika rüzgar enerjisi pazarnn ikinci büyük ülkesi Kanada’dr. Kanada
rüzgar enerjisi pazar 2010 yl içinde %21’lik bir büyüme göstermi ve 690 MW
gücünde yeni RES devreye alnmtr. Böylece toplam rüzgar gücü 4009 MW’a
ulamtr.
Kuzey Amerika rüzgar enerjisi pazarndaki en büyük darboaz yetersiz üretim
kapasitesi ve da bamllk orannn çok yüksek olmasdr. ABD ve Kanada’da çok
az sayda yerel rüzgar türbin üreticisi bulunmakta olup rüzgar türbinlerinin çok büyük
bölümü Avrupa’daki üretici irketlerden ithal edilmektedir.
5.7.
Türkiye Rüzgar Enerjisi pazarndaki Gelimeler
Rüzgâr Enerjisi Potansiyeli Atlasna (ekil 5.12.) göre Türkiye’deki teorik rüzgâr
enerjisi potansiyeli 48.000 MW civarndadr. Mevcut elektrik ebeke alt yaps
dikkate alndnda ise elektrik ebekesine balanabilir rüzgar enerjisi potansiyeli
10.000 MW düzeyinde hesaplanmtr. Ayrca elektrik ebekesinde yaplabilecek olas
120
revizyon çalmalar sonucu orta vadede elektrik ebekesine balanabilir rüzgar
enerjisi potansiyelinin 20.000 MW seviyesine yükselmesi olas gözükmektedir ki
2020 ylna kadar Türkiye’de rüzgâr kurulu gücünde 20.000 MW seviyelerine
ulalmas öngörülmektedir.
ekil 5.12. Rüzgar Enerjisi Potansiyeli Atlas (REPA)
2010 ylnda 528 MW gücünde rüzgâr enerjisi santralnn (RES) devreye alnmasyla
Türkiye rüzgar enerjisi kurulu gücü 1.329 MW’a yükselmitir (ekil 5.13.). 2010 yl
sonu itibariyle Türkiye rüzgar enerjisi pazarnda %65,9’luk büyüme görülmütür
(Tablo 5.9.). Türkiye kümülatif rüzgar kurulu güç deerlendirilmesinde Avrupa’da 11.
ve 2010 ylnda devreye alnan rüzgar gücü parametresinde ise Avrupa’da 7. sraya
sahiptir. Son 10 yllk dönem ele alndndan en hzl büyüme 2007 ylnda
yaanmtr. 2010 yl sonu itibariyle Türkiye’deki enerji kompozisyonunda kurulu güç
açsndan rüzgar enerjisinin pay %2 seviyesindedir. Türkiye’deki rüzgar enerjisi
pazarnn deerinin 8,5 ile 17 milyar Euro arasnda olduu öngörülmektedir.
Tablo 5.9. Yllara Göre Türkiye’deki Rüzgar Kurulu Gücünün Geliimi
(1999-2010)
Kurulu Güç
Yllk Eklenen Yeni
Yllk Kurulu Güç
Yl
(MW)
Kapasite (MW)
Art Oran (%)
1999
8,7
0,0
0,0
2000
18,9
10,2
117,2
2001
18,9
0,0
0,0
2002
18,9
0,0
0,0
2003
20,1
1,2
6,3
2004
20,1
0,0
0,0
2005
20,1
0,0
0,0
2006
65,0
44,9
223,4
2007
207,0
142,0
218,5
2008
333,0
126,0
60,9
2009
801,0
468,0
140,5
2010
1.329,0
528,0
65,9
121
Kaynak: www.thewindpower.net
1329
Kurulu Güç (MW)
1400
1200
1000
801
800
600
333
400
200
207
8,7
18,9 18,9 18,9 20,1 20,1 20,1
65
0
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Yl
ekil 5.13. Türkiye Kümülatif Rüzgar Kurulu Gücü (1999-2010)
29.12.2010 tarihli 6094 Sayl Kanunun birlikte RES’ler ile üretilmi olan elektriin
birim sat fiyat 7,3 ABD $ cent/kWh olarak belirlenmitir. Ayrca ayn kanun
kapsamnda yurt içinde üretilmi olan rüzgar türbin parçalarnn yeni kurulacak
RES’ler de kullanlmalar halinde birim sat fiyat üzerinden ek desteklerinde
salanaca belirtilmitir. Bu destekler kanat bölümü için 0,8 ABD $ cent/kWh, kule
bölümü için 0,6 ABD $ cent/kWh, Jeneratör bölümü için 1 ABD $ cent/kWh ve tüm
sistem içinse 1,3 ABD $ cent/kWh olarak ifade edilmitir. Söz konusu kanundaki
üretim tevikleri ile birlikte Türkiye’deki rüzgar türbin parças üretimi yapan tesislerin
saysnda art beklenmektedir.
5.8.
2011 Yl lk Alt Aylk Rüzgar Enerjisi Pazar Özet Verileri
2011 yl ilk alt aylk rüzgar kurulu güç deerleri incelendiinde, söz konusu alt
aylk dönemde küresel olarak 18.400 MW yeni RES’in devreye alnarak küresel
rüzgar kurulu gücünün Haziran 2011 itibariyle 215.000 MW ulam olduu
görülmektedir. Rüzgar kurulu gücündeki art eilimi dikkate alndnda 2011 yl
sonu itibariyle küresel rüzgar kurulu gücünün 240.000 MW düzeyine ulamas
öngörülmektedir.
lk alt aylk dönemde rüzgar kurulu gücündeki 18.400 MW’lk artn önemli bir
bölümünün 8.000 MW ile Çin ve 2.252 MW ile ABD’den geldii görülmektedir. Söz
konusu yeni yatrmlarla Çin’in toplam rüzgar kurulu gücü 52.800 MW’ta ve
ABD’nin rüzgar kurulu gücüde 42.432 MW’ta yükselmitir. Çin küresel rüzgar enerji
pazarnda liderliini korumaya devam etmektedir. 2011’in ilk alt aynda Türkiye’de
271 MW’lk yeni RES yatrm devreye alnm ve Türkiye’nin rüzgar kurulu gücü
1.600 MW’ta ulamtr.
5.9.
Sonuç
Aada belirtilmi olan dört temel balk orta ve uzun dönemde rüzgar enerjisi
pazarnn geliimi etkileyecek konulardr. Bunlar;
122
Hzl iklim deiiklii sorunu ve CO2 salm azaltma politikalar,
Fosil ve nükleer enerji kaynaklarnn tükenmesi ve bunlara bal olarak artan enerji
maliyetleri,
Gelimekte olan ülkelerin artan enerji talepleri,
Yakn gelecekte rüzgar enerjisi
teknolojilerindeki gelimeler,
teknolojisindeki
ve
enerji
depolama
Rüzgar enerji teknolojisinde dört temel konu önemli balklar oluturmaktadr.
Bunlar, offshore rüzgar enerji santralleri, repowering uygulamalar, direct drive
teknolojisine yönelim ve daha büyük nominal güce sahip rüzgar türbinlerinin
üretimidir. Offshore rüzgar enerji santraller uygulamalarnda inaat maliyetini
düürebilecek hususlar üzerinde ve derin deniz offshore RES’leri konularnda
çalmalar sürmektedir. Repowering uygulamalar da bata Almanya olmak üzere
özellikle Avrupa ülkelerinde yaygn ekilde uygulanmaya balanm durumdadr.
2011 sonras küresel rüzgar enerji pazarnda teknik avantajlar nedeniyle direct drive
teknolojinin kullanld RES’lerin yaygnlamas beklenmektedir. Günümüzde RES
yatrmlarnda en çok tercih edilen rüzgar türbinleri 2-3 MW aralnda yer almakta
olan rüzgar türbinleri olmaktadr bununla birlikte kullanm alan kurulu güç orann
optimize edebilmek için baka bir ifadeyle minimum alanda maksimum gücü elde
edebilmek için daha büyük nominal güce sahip rüzgar türbinlerinin üretimi için
aratrma çalmalar sürmektedir. Söz konusu çalmalar kapsamnda özellikle rüzgar
türbinlerinde kullanlan malzeme teknolojisinde önemli gelimeler beklenmektedir.
Kaynaklar
1. Global Wind Statistics 2010, Global Wind Energy Council (GWEC)
2. Rüzgar Enerjisi Potansiyeli Atlas (REPA)
3. Wind in Power, 2010 European Statistics 2010, European Wind Energy
Association (EWEA)
4. World Wind Energy Report 2010, World Wind Energy Association (WWEA)
5. World Wind Energy Half Year Report 2011, World Wind Energy Association
(WWEA)
6. www.thewindpower.net
123
124
6. JEOTERMAL ENERJİ
126
6. JEOTERMAL ENERJ
6.1.Giri
Jeotermal enerji (Jeo /yer - termal /s) 6371 km yarçapl yerkürenin derinliklerinde
bulunan sl enerjisinin, 5 - 35 km kalnlndaki “Kabuk” bölgesine iletilmesi,
oradan yeryüzüne tanlmas ve yararlanlmas olarak tanmlanabilir. Yerkürenin iç
yaps ve derinlikle deien yüksek scaklk deerleri ekil 6.1.‘de görülmektedir.
Kabuk bölgesinde yerkürenin scaklk gradyan ortalama olarak 25 – 30 qC/km dir.
Scakln derinlikle 100 qC/km civarnda ve daha yüksek deerlerde artt aktif
tektonik bölgelerde ise jeotermal enerji kaynaklarnn olutuu gözlenmektedir.
Yerküre
Kabuk
Manto
Yerküre scaklk deerleri
D çekirdek
Scaklk, qC
Derinlik, km
ç çekirdek
ekil 6.1. Yerkürenin yaps ve scaklk deerleri
Jeotermal enerji kayna, yerkabuu içinde baz gerekli fiziki koullarn bir araya
gelmesi sonucunda oluur. Bu gerekli koullar unlardr: Yer yüzünden yaklak 0.5-2
km derinlikte, granit gibi geçirgen olmayan kayaçlar üzerinde yer alan geçirgen ve
gözenekli bir yap (Hazne - Rezervuar) bünyesinde yerin derinliklerine süzülen
yamur ve kar sularnn depolanmas, haznenin üzerinde örtü kaya ad verilen ve
geçirgenlii olmayan killi katmanlarnn varolmas, yerkürenin sl enerjisini tayan
5000 km derinlikteki magmann tektonik olaylarla bu bölgede yer yüzüne 15 km ye
kadar yaklamas, hazne içindeki suyun basnç altnda snmas, bu scak jeotermal
akkann insanlar tarafndan açlan üretim kuyularndan yer yüzüne çkartlmas
(ekil 6.2) .
127
ekil 6.2. Jeotermal Enerji Kayna oluumu
Yerkürenin s enerjisinin büyüklüü yannda, yamur ve kar yalar devam ettii
sürece jeotermal enerji yenilenebilir ve sürdürülebilir niteliklere sahip olur. Ancak, bir
jeotermal saha üzerinde gereinden fazla sayda üretim kuyusu açlarak rezervuarn
beslenme suyu debisinden daha yüksek debide jeotermal akkann yeryüzüne
çkartlmaya balanmasyla sahann akkan dengesi bozulur ve buna bal olarak
kuyu basncnda ve üretim debisinde beklenmeyen azalmalar meydana gelebilir.
Rezervuarn sürdürülebilirliine katkda bulunmak amacyla, üretilen jeotermal
akkann yeryüzü kullanmndan sonra üretim kuyularndan uzak bir noktada
rezervuara geri baslmas (re-enjeksiyon) gerekmektedir.
Jeotermal akkan yer alt sularndan olutuu için çeitli çözünmü mineraller içerir.
Tipik mineral yaps NaCl (arlk olarak yaklak %70), KCl, CaCl2 (%6), H2SiO3
(%12), az miktarda bor vb.’dan oluur. Ayrca içinde youmam karbondioksit,
hidrojensülfür vb. gazlar da bulunur.
Jeotermal akkann 1 ppm den fazla bor içermesi bitkiler için zararldr. Bu nedenle
jeotermal akkan tarm sulamasnda kullanlmaz. Jeotermal akkann içinde
youmam karbondioksit ve hidrojen sülfür gaz bulunmas onu asidik yapar.
Jeotermal akkann ph deeri 7 den küçük ise asidik etkisi ile çelik borularda
paslanma ve çürüme yapar. Bu nedenle jeotermal akkann tanmasnda cam elyaf
takviyeli plastik boru kullanlmas tercih edilebilir.
Jeotermal akkann fiziksel özellikleri, içerdii çözünmü mineraller nedeniyle saf
sudan farkldr. Örnein scakl 210 oC olan saf suyun younluu 852.51 kg/m3 iken,
ayn scaklkta ve toplam mineral konsantrasyonu 100 000 ppm olan jeotermal
akkann younluu %9 artla 930.66 kg/m3 dür.
Jeotermal enerjinin kullanld sistemlerde su, su- buhar karm ve buhar halindeki
jeotermal akkandan yararlanlmaktadr. Akkann scakl, sistem basncna
128
karlk gelen doyma scaklndan düük ise buna ar souk sv (veya sktrlm
sv) hali denir. Akkann scakl doyma scaklna eit ise doymu sv ve doymu
buhar karmndan oluan “slak buhar” elde edilir. Karmn kuruluk derecesi %0
ile %100 arasnda deiebilir. Kuruluk derecesi %0 ise doymu sv, %100 ise kuru
buhar denir.
Jeotermal akkan rezervuarn gözenekli yaps içinde sktrlm sv halinde
bulunur. Örnek olarak Denizli- Kzldere sahasndaki KD-14 jeotermal kuyusundaki
scaklk ve basnç deiimini ele alnrsa:
Derinlik ( m )
0
200
534
Scaklk ( oC )
187.04 ( pdoy = 11.75 bar)
201.57
206.14 ( pdoy = 17.60 bar)
Basnç ( bar )
15.11
23.73
49.58
Görüldüü gibi jeotermal akkan kuyu boyunca sktrlm sv halinde kalarak
buharlamas önlenmekte, ayrca içerdii karbondioksit (CO2) gaznn serbest kalmas
engellenerek kuyu içinde kireç ta (CaCO3) oluum hz azaltlmaktadr.
Jeotermal sahalar, içerdikleri jeotermal akkann scaklna göre snflandrlrlar.
Scaklk 90 oC’ den az ise “düük entalpili saha” denir. Entalpi, bir akkann sahip
olduu iç enerjisi ile ak enerjisinin büyüklük ölçüsünü gösteren bir termodinamik
özellikdir. Düük entalpili sahalardan elde edilen jeotermal akkandan daha çok
merkezi stma sistemlerinde yararlanlr. 90 oC - 125 oC arasndaki “orta entalpili
sahalar” stma sistemlerinde, endüstriyel uygulamalarda ve iki akkan çevrimli
jeotermal santrallarda kullanlr. Rezervuar scakl 125 oC’den fazla ise “yüksek
entalpili saha” olarak adlandrlr ve dorudan buharlama-youma çevrimli
jeotermal santrallar için uygun sahalardr. Dünyada kuru buhar elde edilebilen ansl
jeotermal sahalara örnek olarak talya’da Larderello ve ABD’de Geyzer sahalar
gösterilebilir.
Jeotermal enerjiden yararlanlan sistemler iki ana balk altnda incelenebilir:
Dorudan kullanm ve jeotermal santrallar.
6.2. Jeotermal Enerjinin Dorudan Kullanm
“Dorudan Kullanm (Direct Use)” jeotermal enerjinin en eski ve en yaygn
uygulamasdr. Kaplcalar, bölgesel konut stlmas, sera stlmas, endüstriyel
uygulamalar, tarmsal kurutma, s pompas vb. dorudan kullanmn kapsam
içindedir.
6.2.1 Dünya’da Jeotermal Enerjinin Dorudan Kullanm
2010 yl itibariyle Dünyada 78 ülkenin jeotermal enerji dorudan kullanm kapasite
toplam 50 583 MWt dr. lk 10 ülke ABD 12 611 MWt,Çin 8 898 MWt, sveç 4 460
129
MWt,Norveç 3 300 MWt, Almanya 2 485 MWt, Japonya 2 099 MWt, Türkiye 2 084
MWt, zlanda 1 826 MWt, Hollanda 1 410 MWt, sviçre 1 061 MWt dr.
Dünyada toplam 50 583 MWt jeotermal enerji dorudan kullanm kapasitesinin
uygulamalara göre dalm : Jeotermal s pompalar 35 206 MWt, yüzme havuzlar /
kaplcalar 6 689 MWt, bölgesel konut stlmas 5 391 MWt, sera stlmas 1 544 MWt,
balk çiftlikleri 653 MWt, endüstriyel kullanm 533 MWt, soutma / kar eritme 368
MWt, tarmsal kurutma 127 MWt, dier kullanmlar 72 MWt dr.
Türkiye’de toplam 2 084 MWt dorudan kullanm kapasitesinin uygulamalara göre
dalm ise:Bölgesel konut stlmas 1 011 MWt, yüzme havuzlar / kaplcalar 552
MWt, sera stlmas 483 MWt, Jeotermal s pompalar 38 MWt dr.
Dünyada 2010 yl itibariyle jeotermal enerjinin dorudan kullanm yllk sl enerji
miktar toplam 438 071 TJ dür (121 696 GWh). lk 10 ülke Çin 75 348 TJ, ABD 56
552 TJ, sveç 45 301 TJ, Türkiye 36 886 TJ, Norveç 25 200 TJ, zlanda 24 361 TJ,
Japonya 15 698 TJ, Fransa 12 929 TJ, Almanya 12 765 TJ, Hollanda 10 699 TJ dür.
Dünyada toplam 438 071 TJ jeotermal enerjinin dorudan kullanm yllk sl enerji
miktarnn uygulamalara göre dalm: Jeotermal s pompalar 214 782 TJ, yüzme
havuzlar / kaplcalar 109 032 TJ, bölgesel konut stlmas 62 984 TJ, sera stlmas
23 264 TJ, endüstriyel kullanm 11 746 TJ, balk çiftlikleri 11 521 TJ, soutma/ kar
eritme 2 126 TJ, tarmsal kurutma 1 662 TJ, dier kullanmlar 954 TJ dür.
Türkiye’de toplam 36 886 TJ jeotermal enerjinin dorudan kullanm yllk sl enerji
miktarnn uygulamalara göre dalm ise: Yüzme havuzlar / kaplcalar 17 408 TJ,
bölgesel konut stlmas 9 803 TJ, sera stlmas 9 138 TJ, Jeotermal s pompalar
537 TJ dür .
6.2.1.1. Jeotermal Is Pompalar
Jeotermal enerjinin dorudan kullanm içinde kapasite ve yllk sl enerji miktar
olarak en büyük pay jeotermal s pompalar almaktadr. En yaygn olarak Kuzey
Amerika ve Avrupa’da 42 ülkede (özellikle ABD, sveç, Norveç Almanya’da) ve
Çin’de kullanlmaktadr. Jeotermal Is Pompas sl gücü meskenlerde 5.5 kWt’dan
büyük iletmelerde 150 kWt’ a kadar deimektedir. ABD ve bat Avrupa’da tipik
olarak 12 kWt gücünde jeotermal s pompas kullanan evlerin says 2.94 milyondur.
Türkiye’de jeotermal s pompas kullanan 15 iletmenin toplam sl gücü yaklak 38
MWt dr.
6.2.1.2. Bölgesel Konut Istlmas
Dünya’da 24 ülkede yaplan jeotermal bölgesel konut stlmas uygulamasnda yllk
sl enerji miktar itibariyle ilk 5 ülke zlanda, Çin, Türkiye, Fransa ve Rusya’dr.
130
6.2.1.3. Sera Istlmas
Dünya’da 34 ülkede yaplan jeotermal sera stlmasnda lider ülkeler Türkiye,
Macaristan, Rusya, Çin ve talya’dr. Seralarda yetitirilen ürünlerin banda sebze ve
çiçek gelmekle birlikte, ABD’de aaç fidesi, zlanda’da muz gibi meyve de
yetitirilmektedir.
Türkiye’de ilk kez 1973’de Denizli- Kzldere’de Birlemi Milletler Kalknma Plan
çerçevesinde 2 000 m2 sera alannda balatlan jeotermal stma uygulamas bu gün
Denizli-Kzldere, Tosunlar, zmir-Dikili, Bergama, Balçova, Manisa-Salihli, Urganl,
Kütahya-Simav, anlurfa-Karaali’de 2.3 milyon m2 sera alann kapsamaktadr.
6.2.1.4. Balk Çiftlikleri
Su havuzlar jeotermal enerji ile stlan balk çiftliklerine sahip olan 22 ülke arasnda
Çin, ABD, talya, zlanda ve srail önde gelmektedir. Çiftliklerde elde edilen su
ürünlerinin banda somon, alabalk, tropikal balk, istakoz ve karides saylabilir.
6.2.1.5. Tarmsal Kurutma
Dünya’da 14 ülkede tarmsal kurutma için Jeotermal enerjiden yararlanlmaktadr.
Kurutulan ürünlere örnek olarak: Deniz yosunu (zlanda), soan (ABD), buday ve
dier tahllar (Srbistan), meyve (El Salvador, Guatemala, Meksika), yonca (Yeni
Zelanda), hindistan cevizi (Filipinler), kereste (Meksika, Yeni Zelanda, Romanya)
gösterilebilir.
6.2.1.6. Endüstriyel Kullanm
Jeotermal enerjinin endüstriyel kullanm Dünya’da 14 ülkede gerçeklemektedir.
Yüksek enerji tüketimi gerektiren endüstriyel ilemlere örnek olarak : Beton kürü
(Guatemala, Slovenya), gazl içeceklerin ielenmesi (Bulgaristan, Srbistan, ABD),
süt pasterizasyonu (Romanya), dericilik (Srbistan, Slovenya), kimyasal ekstraksiyon
(Bulgaristan, Polanya, Rusya), selüloz ve kat ileme (Yeni Zelanda), iyot ve tuz
ekstraksiyonu (Vietnam), borat ve borik asit üretimi (talya), sv karbondioksit ve
kuru buz üretimi (zlanda, Türkiye) gösterilebilir.
Türkiye’de Kzldere ve Salavatl’da iletilen jeotermal santrallarn yan ürünü olarak
toplam 160.000 ton/yl kapasiteli sv karbondioksit ve kuru buz üretim tesisleri
kurulmutur.
6.2.1.7. Soutma /Kar Eritme
Jeotermal enerji Dünya’da sadece 5 ülkede soutma amaçl kullanlmakta olup toplam
sl kapasitesi 56 MWt, yllk sl enerji miktar toplam 281 TJ dür. Dünya çapnda 2
131
milyon metre kare kaldrm alannda jeotermal enerji ile kar eritme ilemi
yaplmaktadr.Önde gelen ülkeler zlanda, Arjantin, Japonya, sviçre ve ABD’dir.
l /
l l
6.2.1.8. Yüzme Havuzlar/ Kaplcalar
Jeotermal enerji 67 ülkede yüzme havuzlarnn stlmas ve kaplca amacyla
kullanlmaktadr. Bata gelen ülkeler, Çin, Japonya, Türkiye, Brezilya ve
Meksika’dr.
Yurdumuzda bulunan 260 kaplca ve benzeri iletmede 2010 ylnda 12 milyona yakn
ziyaretçi jeotermal enerjiden yararlanmtr.
6.2.1.9. Dier Kullanmlar
Dünya’da 7 ülkede jeotermal enerjinin dorudan kullanmndaki farkl uygulamalar
unlardr: Hayvan yetitiricilii, deniz suyunu artma ve ielerin sterilizasyonu.
6.2.2 Türkiye’de Jeotermal Enerjinin Dorudan Kullanm
Türkiye’nin youn tektonik hareketlilii nedeniyle önemli bir yerli ve yenilenebilir
enerji kaynamz jeotermal enerjidir. Yurdumuzun jeotermal potansiyelinin
belirlenmesi için gerekli aratrmalar ve incelemeler Maden Tetkik ve Arama (MTA)
Genel Müdürlüü tarafndan 50 yl önce balatlmtr. Günümüze kadar MTA
tarafndan 198 jeotermal alan tespit edilmi ve yaklak 550 sondaj kuyusu açlmtr.
ekil 6.3. Türkiye’de Jeotermal Kaynaklarn Dalm
Ülkemizdeki Jeotermal sahalar (ekil 6.3.) daha çok Bat Anadolu'da yer almaktadr
(Örnein, Afyon, Aydn, Balkesir, Bursa, Çanakkale, Denizli, zmir, Kütahya,
Manisa, Mula, Sakarya, Uak, Yalova). Jeotermal sahalarn %95'i orta ve düük
132
entalpili sahalar olup, dorudan kullanma yani bölgesel konut stlmas, seraclk ve
kaplca turizmine uygundur. MTA tarafndan en düük 35oC kuyuba scaklna göre
ispatlanm jeotermal sl kapasite toplam 4078 MWt düzeyindedir. Yurdumuzun
tahmin edilen Jeotermal sl gücünün (31 500 MWt) 5 milyon edeer konutun
stlmasna yetecei ifade edilmektedir.
Türkiye jeotermal bölgesel konut stlmasnda bilgi, deneyim ve uygulama açsndan
Dünya’da önde gelen ülkeler arasndadr.
6.2.2.1. Jeotermal Bölgesel Konut Istmacl
Üretim kuyularndan gelen jeotermal akkan, içindeki gaz kuyuba separatörlerinde
alndktan sonra, s merkezindeki plaka tipli s deitiricilerine pompalanr. jeotermal
akkann sl enerjisi s deitiricilerinde temiz ebeke suyuna aktarlr. Jeotermal
akkan re-enjeksiyon kuyularndan yer altna geri baslr. Istlan temiz ebeke suyu
ise kapal bir devre içinde bölgedeki konutlara gönderilir. Her bir konutun giriinde
bulunan plaka tipli s deitiricisinde ebeke suyunun s enerjisi konut içindeki
radyatörlerde dolaan suya aktarlr. Konutlardan dönen ebeke suyu s merkezindeki
s deitiricilerine geri pompalanr (ekil 6.4).
ekil 6.4. Jeotermal Konut Istma sistemi
Türkiye’de halen jeotermal bölgesel stma uygulanan yerler, stlan edeer konut
says, iletmeye aln yl ve jeotermal akkan scakl Tablo 6.1’de
gösterilmektedir.
133
Tablo 6.1. Türkiye’de Jeotermal Bölgesel Istma Uygulanan Yerler
Istma Yaplan
Bölge
Balkesir-Gönen
Kütahya- Simav
Krehir
AnkaraKzlcahamam
zmir-Balçova
Afyon
Nevehir-Kozakl
zmir - Narldere
Afyon-Sandkl
Ar-Diyadin
Manisa-Salihli
Denizli-Sarayköy
Balkesir -Edremit
Balkesir-Bigadiç
Yozgat-Sarkaya
Yozgat-Sorgun
Yozgat-Yerköy
zmir-Bergama
Istlan Edeer letmeye Aln
Konut Says
Yl
3400
1987
5000
1991
1900
1994
2500
1995
15000
4600
1300/3500
1500
6000/12000
570 / 2000
5000/ 24000
1900 / 5000
4600 / 7500
1950 /3000
600/2000
1500
500/3000
7850/10000
Jeotermal Akkan
Scakl (oC)
80
137
57
70
1996
1996
1996
1998
1998
1999
2002
2002
2003
2005
2007
2008
2009
2009
137
95
90
125
75
70
94
95
60
96
60
80
65
60
6.3. Jeotermal Santrallar
6.3.1. Dünya’da Jeotermal Santrallar
2010 yl itibariyle Dünya’da iletilmekte olan jeotermal santrallarn toplam kurulu
gücü 10,715 MWe ve üretilen yllk elektrik enerjisi toplam 67,246 GWh’dr. Önde
gelen 5 ülke ABD, Filipinler, Endonezya, Meksika ve talya’dr. Ülkelere göre
dalm Tablo 6.2.’de verilmektedir.
134
Tablo 6.2. Dünya’da letilmekte Olan Jeotermal Santrallar
Ülkeler
Toplam Kurulu Güç Yllk Elektrik Enerjisi
(MWe)
Üretimi (GWh)
3 093
16 603
ABD
1.1
0.5
Avustralya
1.4
3.8
Avusturya
24
150
Çin
166
1 131
Kosta Rika
204
1 422
El Salvador
7.3
10
Etyopya
16
95
Fransa
6.6
50
Almanya
52
289
Guatemala
575
4 597
zlanda
1 197
9 600
Endonezya
843
5 520
talya
536
3 064
Japonya
167
1 430
Kenya
958
7 047
Meksika
628
4 055
Yeni Zelanda
88
310
Nikaragua
56
450
Papua-Yeni Gine
1 904
10 311
Filipinler
29
175
Portekiz
82
441
Rusya
0.3
2
Tayland
Türkiye
100
670
Bir jeotermal santraln kurulu gücü santralin beslendii jeotermal rezervuarn akkan
kapasitesine, üretim debisine ve scaklna baldr. 2010 yl itibariyle Dünya’da
iletmede olan 526 adet jeotermal santraln ortalama kurulu gücü 20.6 MWe dr. Gücü
10 MWe’dan az olan 259 adet “küçük santraln”ortalama kurulu gücü 3.2 MWe dr.
Gücü 55 MWe’dan fazla olan 48 adet “büyük santraln” ortalama kurulu gücü 79.5
MWe dr.
100 MWe ve daha fazla kurulu gücü olan jeotermal santrallar gerçekletirmi ülkeler,
santral says ve gücü öyledir: ABD 4 x 113 MWe, 2 x 110 MWe, 1 x 109 MWe,
Endonezya 1 x 117 MWe, 2 x 110 MWe, Meksika 4 x 110 MWe, Yeni Zelenda 1 x 100
MWe .
6.3.2 Türkiye’de Jeotermal Santrallar
Yurdumuzda elektrik üretimine uygun yüksek entalpili sahalar : Denizli-Kzldere
(242 °C rezervuar scakl), Aydn-Germencik (232 °C), Manisa-AlaehirDünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi • Enerji Raporu 2011
135
Kavakldere (213 °C), Aydn- Kuyucak-Pamukören (188 °C), Manisa-Salihli-Göbekli
(182 °C), Kütahya- Saphane (180 °C),Çanakkale-Tuzla (174 °C), Aydn-Salavatl
(171 °C),Kütahya-Simav (162 °C), Aydn-Umurlu (155 °C), zmir-Seferihisar (153
°C), Manisa-Salihli-Caferbey (150°C), Aydn-Sultanhisar (146 °C), Aydn-Hdrbeyli
(143 °C), Aydn-Ylmazköy (142 °C), zmir-Balçova (137 °C), zmir-Dikili (130 °C),
Aydn-Atça (124 °C) dr.
Türkiye’de halen iletmede olan 6 jeotermal elektrik santralnn toplam kurulu gücü
100 MWe’tr. Bu santrallarn, yeri, iletici firma, kurulu gücü ve iletmeye aln yl
Tablo 6.3’deki gibidir.
Tablo 6.3. Türkiye’de letmede Olan Jeotermal Elektrik Santrallar
Yer
letici Firma
Denizli- Kzldere-Sarayköy
Aydn-Salavatl (Dora-1)
Aydn-Salavatl (Dora-2)
Aydn-Germencik
Denizli-Kzldere
Çanakkale-Tuzla
Zorlu Enerji
Menderes Jeotermal
Menderes Jeotermal
Gürmat
Bereket
Enda (TJEAS)
Kurulu
Gücü (MWe)
20.4
8.50
9.50
47.4
6.85
7.5
letmeye
Aln Yl
1984
2006
2010
2009
2008
2010
Ayrca toplam 378 MWe kurulu gücünde 13 jeotermal santral fizibilite ve/veya proje
aamasndadr. Detaylar Tablo 6.4.’de verilmektedir.
Tablo 6.4. Türkiye’de Fizibilite veya Proje Aamasnda Olan Jeotermal Elektrik
Santrallar
Yer
letici Firma
Kurulu Gücü
(MWe)
Zorlu
60
Denizli-Kzldere-Sarayköy
Gürmat
50
Aydn-Germencik
Çelikler
70
Aydn-KuyucakPamukören
Çelikler
30
Aydn - Sultanhisar
Maren
20
Aydn - Atca
Erdem
25
Aydn- Nazilli
Karadeniz
20
Aydn - Hdrbeyli
Egenda
7.5
Çanakkale - Tuzla
15
Aydn- Buharkent
30
Aydn – Ylmazköy
30
Manisa-Alaehir
Zorlu
10
Kütahya-Simav
zmir Jeotermal
10
zmir-Seferihisar
Yurdumuzda iletmede olan jeotermal santrallar ”Dorudan Buharlama-Youma
Çevrimli Santral” ve ”ki Akkan Çevrimli Santral” olarak iki farkl tiptedir.
136
6.3.2.1 Dorudan Buharlama- Youma Çevrimli Jeotermal Santral
Üretim kuyusundan kendi basncyla kuyuba seperatörüne gelen jeotermal akkan
burada maruz kald basnç düümüyle ksmen buharlar. Merkezkaç kuvvet
etkisiyle doymu buhar ve doymu sv birbirinden ayrlr. Buhar, türbine
gönderilirken, sv jeotermal akkan ise sl enerjisinden daha fazla yararlanlmak
üzere bir stma sistemine veya bir endüstriyel yahut bir tarmsal uygulama sistemine
(kurutma, dericilik, seraclk vb.) iletilebilir. En son re-enjeksiyon aamasnda yer
altna pompalanr (ekil 6.5).
Buhar türbininden atlan slak buhar youturucuya gönderilir. Buharla birlikte
tanan Karbodioksit ve Hidrojen Sülfür gazlar youma sebebiyle aça çkar. Bir
kompresör yardmyla youturucudan çekilerek bacadan dar atlr veya bir
karbondioksit fabrikasna gönderilerek sv karbondioksit ve kuru buz üretimi yaplr
Youturucuda dorudan slak buhar üzerine püskürtülen soutma suyu aslnda
youturucudan bir pompa vastasyla soutma kulesine baslan ve orada soutularak
vakum sebebiyle youturucuya geri çekilen jeotermal akkandr.
Hava ve su
buhar
Jeneratör
Türbin
Youturucu
Buhar
Ayrma ünitesi
Hava
Hava
Su
Buhar
Tuzlu su
Soutma
Kulesi
Youan akkan
Atk Tuzlu su
Dorudan s
uygulamalar
Jeotermal katman
Üretim kuyusu
Geri basm kuyusu
ekil 6.5. Dorudan Buharlama- Youma Çevrimli Jeotermal Santral
Dorudan buharlama-youma çevrimli jeotermal santrallar genellikle 50 MWe dan
daha düük kapasiteli santrallardr. Ancak jeotermal kaynan uygun olduu yerlerde
100 MWe’a kadar çklabilmektedir.
Yurdumuzdaki ilk jeotermal santral olan Denizli-Kzldere-Sarayköy Santral
dorudan buharlama-youma çevrimlidir. 1984 ylnda iletmeye alnmtr. EÜA
tarafndan iletilmekte iken, 2008 ylnda özelletirilerek Zorlu Doal Elektrik Üretim
A. firmasna satlmtr. Santraln kurulu kapasitesi 20.4 MWe, brüt kapasitesi 14
MWe, net kapasitesi 11.2 MWe dr. Santral, kuyuba scakl ve basnc 194 - 242 oC
ve 12.8-15.8 bar arasnda deien 9 kuyudan yaplan üretimle çalmaktadr. Toplam
137
jeotermal akkan debisi 1 047 ton/saat’dir. Türbin giriinde kuru buhar scakl 147
o
C, basnc 3.78 bardr.
Kuyuba seperatörlerinden atlan 147 °C scaklktaki jeotermal suyun bir ksm 2004
ylndan beri Sarayköy Belediyesi’ne bölgesel konut stlmas amacyla, 2008
ylndan beri de Bereket Enerji Jeotermal Santrali’ne elektrik üretimi amacyla
verilmektedir. Geri kalan jeotermal scak suyun bir ksm re-enjeksiyon edilmekte, bir
ksm da Büyük Menderes Nehri’ne atlmaktadr. Santraln atk jeotermal suyunda
bulunan bor mineralinin Büyük Menderes sulama suyunu olumsuz etkilemesi
nedeniyle, önceki yllarn kurak geçen aylarnda santraln gücü 6 MWe’a kadar
düürülmekte iken, özelletirilmeden sonra yaplan re-enjeksiyon kapasite artrm
çalmalarnn sonucunda 14 MWe’a çkartlmtr.
Gürmat Elektrik Üretim A.. tarafndan Aydn Germencik-Ömerbeyli jeotermal
sahasnda kurulan ve Mart 2009 da üretime balayan 47.4 MWe brüt gücündeki santral
da dorudan buharlama-youma çevrimli olup, Denizli-Sarayköy santralndan fark
kuyuba seperatörlerinden atlan jeotermal suyun daha düük basnçta tekrar
buharlatrlarak santraln elektrik gücünde %10-15 art salanabilmesidir.
Toplam 2500 ton/saat akkan debisi 8 adet üretim kuyusundan karlanmaktadr. 6
adet re-enjeksiyon kuyusu vardr. Kuyularn derinlikleri 965 ile 2432 metre arasnda
deimektedir. En yüksek kuyuba scakl 228 °C,buharn türbine giri
noktasndaki scakl ise yüksek basnç kademesi için 158 °C, alçak basnç kademesi
için 102.7 °C dir.
6.3.2.2. ki Akkan Çevrimli Jeotermal Santral
Bu sistemde yeryüzüne çkarlan jeotermal akkan bir s deitirici vastasyla s
enerjisini kapal bir sistemde daha düük basnç ve scaklkta dönmekte olan bir
organik akkana (izo-bütan, Freon 12, Klea 134a, n-pentan vb.) aktarr. Aktarlan s
ile buharlaan organik akkan türbin-jeneratörü çevirdikten sonra youturulur ve s
deitiricisine sv fazda geri döner. Bu sistemde kullanlan jeotermal akkan ise
enerjisini organik akkana aktardktan sonra yeraltna geri baslr (ekil 6.6) .
138
Hava ve su
buhar
Jeneratör
Türbin
Youturucu
zo-bütan
buhar
Türbin
Soutma
kulesi
Hava
Hava
Su
Is deitirici
Atk Tuzlu su
Jeotermal katman
Üretim kuyusu
Geri basm kuyusu
ekil 6.6. ki Akkan Çevrimli Jeotermal Santral
Menderes Geothermal Elektrik Üretimi A.. tarafndan Aydn- Sultanhisar-Salavatl
Jeotermal Sahas’nda kurulan 8,5 MWe gücündeki ki Akkan Çevrimli DORA-1
Jeotermal Elektrik Santrali 2006 ylnda iletmeye alnmtr. Kuyuba scakl 168
°C olan iki adet üretim kuyusu ve bir adet re-enjeksiyon kuyusu vardr.
Kuyuba seperatörlerinde elde edilen jeotermal scak su ve buhar ayr s
deitiricilerine girerek türbini döndürecek olan ikincil n- pentan organik akkann
starak buharlatrr. Jeotermal akkann scakl 78°C ye kadar dütükten sonra reenjeksiyon kuyusuna pompalanr.
Menderes Geothermal Elektrik Üretimi A.. tarafndan 2010 ylnda iletmeye alnan
ve ki Akkan Çevrimli olan DORA-2 Jeotermal Enerji Santrali 9.5 MWe kurulu
güce sahip olup Salavatl jeotermal sahas içerisindeki DORA-1 santralndan 4 km
uzaklktadr.
Kzldere Jeotermal Sahas’nda, Bereket Jeotermal Enerji Üretim A.. tarafndan 2008
ylnda iletmeye alnan 6,85 MWe kurulu gücündeki santral da ki Akkan
Çevrimlidir.
Bu santralda, yaknnda bulunan Zorlu Enerji firmasna ait Dorudan BuharlamaYouma Çevrimli Jeotermal Santraln kuyuba seperatörlerinden atlan 147oC
scaklktaki jeotermal akkandan yararlanlmaktadr. kincil organik sv n-pentandr.
Santraldan atlan jeotermal akkan Sarayköy Bölge Istma Sistemine ait plaka tipli s
deitiricilerine gönderilmektedir. Burada 50 °C scaklna düen jeotermal akkan
re-enjeksiyon hattyla rezervuara geri baslmaktadr.
6.4. Dier Hususlar
Jeotermal enerji yüz yldan fazla bir süredir elektrik üretimi için talya/Larderello
sahasnda ve bölgesel stma için Boise Idaho’da (ABD)’e kullanlmaktadr.
139
Türkiye’de ise ilk jeotermal arama çalmalar 1961 ylnda MTA tarafndan zmirBalçova’da balatlm, ilk jeotermal stma sistemi 1983 ylnda zmir 9 Eylül
Üniversitesi yerlekesinde, ilk jeotermal santral 1984 ylnda Denizli- KzldereSarayköy’de iletmeye alnmtr.
Türkiye’nin jeotermal enerji uygulamalarndaki bilgi ve deneyim birikimi yannda
olumlu uluslararas ilikilerinin bir sonucu olarak,”2005 Dünya Jeotermal Kongresi”
Uluslararas Jeotermal Kurumu ve Türkiye Jeotermal Dernei’nin ibirliiyle 2005
ylnda Antalya’da baaryla düzenlenmitir.
Yurdumuzda Jeotermal enerji uygulamalar için gerekli olan hukuki altyap
oluturulmutur.
13 Haziran 2007 tarihinde yürürlüe giren 5686 sayl ”Jeotermal kaynaklar ve
doal mineralli sular kanunu”nun amac; jeotermal ve doal mineralli su
kaynaklarnn etkin bir ekilde aranmas, aratrlmas, gelitirilmesi, üretilmesi,
korunmas, bu kaynaklar üzerinde hak sahibi olunmas ve haklarn devredilmesi,
çevre ile uyumlu olarak ekonomik ekilde deerlendirilmesi ve terk edilmesi ile ilgili
usûl ve esaslar düzenlemektir. Kanuna göre, yerli ve yabanc irketlere ruhsat süreleri
ve yatrm garantileri ilk aamada 30 yla kadar geçerlidir ve daha sonraki aamada 10
yl boyunca geniletme imkan salanmtr.
10 Mays 2005 tarihinde yürürlüe giren 5346 sayl
“Yenilenebilir enerji
kaynaklarnn elektrik enerjisi üretimi amaçl kullanmna ilikin kanun”un amac;
jeotermal, rüzgar, güne, biyokütle gibi yenilenebilir enerji kaynaklarnn elektrik
enerjisi üretimi amaçl kullanmnn yaygnlatrlmas, bu kaynaklarn güvenilir,
ekonomik ve kaliteli biçimde ekonomiye kazandrlmas ve çevrenin korunmasdr.
Anlan Kanun’da yaplan baz deiiklikler 6094 sayl Kanunda belirtilmi ve 29
Aralk 2010 tarihinde yürürlüe girmitir.
ller Bankas Genel Müdürlüü jeotermal kayna olan belediyelere jeotermal stma
ve entegre kullanmlar için destek amacyla arama, gelitirme ve kredilendirme
çalmalarn 2003 ylnda balatmtr.
Baz jeotermal alanlarn özel sektör tarafndan kullanm 2009 ylnda MTA
tarafndan ihale edilmitir.
6.5. Sonuç
Jeotermal potansiyel açsndan dünyann en zengin ülkelerden biri olan Türkiye’de
son 10 yl içinde jeotermal enerji uygulamalar genellikle bölgesel konut stmas ve
elektrik üretimi üzerinde younlamtr.
Türkiye’de jeotermal kaynaklar scaklk itibariyle daha çok stmacla uygundur.
Jeotermal bölgesel konut stmasna yönelik proje yatrmlar yerel yöneticilerin,
belediyelerin ve özel sektörün ibirlii ile gerçeklemektedir.
140
Türkiye’deki jeotermal kaynaklar ucuz, temiz ve ekonomik olmalar nedeniyle
bulunduklar bölgedeki ana enerji kayna olarak kullanlmaldr. Bir bölgedeki
jeotermal enerji uygulamalarna kar en büyük köstek o bölgeye doal gaz
getirilmesidir.
Yurdumuzda jeotermal enerji uygulamalarnn tevik edilmesi amacyla petrol
aramalarnda olduu gibi jeotermal arama ve iletmelerde kullanlan ekipmanlar da
gümrük vergisinden muaf tutulmaldr.
Kaynaklar
1. Bertani, R.,2010,“Geothermal Power Generation in the World 2005–2010 Update
Report”, 2010 Dünya Jeotermal Kongresi,, 25-29 Nisan 2010, Bali- Endonezya.
2. EÜA, 2010 Raporu, Ankara.
3. Kemik, E., 2009, “TR32 düzey 2 bölgesi (Aydn, Denizli, Mula) jeotermal
kaynaklar ve jeotermal enerji santrallar aratrma raporu”, Güney Ege Kalknma
Ajans .
4. Lund,J.W., Freeston,D.H.,Boyd,T.L., 2010, Direct Utilization of Geothermal
Energy 2010 Worldwide Review, 2010 Dünya Jeotermal Kongresi, 25-29 Nisan
2010, Bali- Endonezya.
5. Mertolu, O., 2011, “Geothermal applications in Turkey”, 2. stanbul Uluslar aras
Su Forumu, 3-5 Mays 2011, stanbul.
6. Parlaktuna, M., “Jeotermal Enerji”, ODTÜ Petrol ve Doal Gaz Mühendislii
Bölümü, Ankara.
7. imek, .,2010, “Türkiye’de jeotermal enerji aratrma deneyimleri ve baz
sahalarda gelitirme çalmalar”, IGV Jeotermal Kongresi, 17-19 Kasm 2010,
Karlsruhe-Almanya.
8. Yein, A.O., 2011, “Türkiye’de jeotermal enerji uygulamalar”, VI. Yeni ve
Yenilenebilir Enerji Kaynaklar Sempozyumu, 21-22 Ekim 2011, Kayseri.
141
142
7. ELEKTRİK ENERJİSİ
144
7. ELEKTRK ENERJS
7.1.
Elektrik Enerjisinin Dünyadaki Durumu
2007-2015 arasnda Dünya genelinde elektrik enerjisi tüketimi 2007 ylndaki 18,8
trilyon kWh deerinden 2020 ylnda 25 trilyon kWh, 2035 ylnda ise 35,2 trilyon
kWh deerine ulaacaktr.
OECD ülkelerinde yllk tüketim art %1,1 iken OECD d ülkelerde %3,3 olacaktr.
Elektrik üretiminde en büyük art yenilenebilir enerji kaynaklarnda olurken sv
yaktlarn elektrik üretimindeki kullanlmasnda azalma öngörülmektedir.
Dünya’da 2009 ylnda toplam 4,5 trilyon kWh tutarndaki yenilenebilir enerji üretimi
içinde hidrolik kaynaklarn pay %54 (2,4 trilyon kWh) olurken bunu %26 payla (1,2
trilyon kWh) ile rüzgar enerjisinin izlemesi beklenmektedir.
Küresel snmann ön plana çkmas ile fosil kaynaklara alternatif olarak yenilenebilir
kaynaklar ve enerji verimlilii ön plana çkacaktr. Yükselen enerji fiyatlarna çözüm
olarak, hükümetler bu alternatiflere finansal destek programlarn açklamaya
balamlardr.
“Uluslararas Enerji Ajansnn 2011 Dünya Enerji Görünümü” raporunda,
Hükümetlerin enerji yatrmlarnda daha etkili olmalar ve karbon salnm düük
teknolojilere öncelik vermeleri istenmektedir.
Raporda Fukuima’daki kaza, Ortadou ve kuzey Afrika’daki çalkantlarn ve karbon
salnmnn daha fazla artmasna yol açan 2010 yl enerji taleplerindeki artn, enerji
politikalarnda köklü deiikliin artk zorunlu hale geldii, enerji politikalarnda cesur
önlemler alnmad takdirde yüksek karbon içeren enerji kaynaklar ile dünya kendi
geleceini adeta kilitleyecei ifade edilmektedir.
7.2. Türkiye Elektrik Sisteminin Bugünkü Durumu
7.2.1. Talep Geliimi
Türkiye elektrik enerjisi brüt tüketimi (Türkiye brüt üretimi+d alm–d satm) 2009
ylnda %2 azalma ile 194,1 Milyar kWh, 2010 ylnda ise %8,4 art ile 210,4 Milyar
kWh olarak gerçeklemitir. Türkiye net tüketimi 2009 ylnda 156,9 Milyar kWh,
2010 ylnda ise 169,4 Milyar kWh olmutur.
2009 yl için hazrlanan üretim programnda ekonomik kriz öncesi 207 Milyar kWh
olarak tahmin edilen Türkiye toplam elektrik tüketimi yaanan ekonomik kriz nedeni
ile bir önceki yla göre %2 azalarak 194,1 Milyar kWh olarak gerçeklemitir. 2010
ylnda ise, yaanan krizin etkisi dikkate alnarak tahmin edilen 202,7 Milyar kWh’lik
Türkiye toplam elektrik tüketimi yaanan ekonomik krizin etkilerinin azalmasyla bir
önceki yla göre %8,4 artla 210,4 Milyar kWh olarak gerçeklemitir.
145
Tablo 7.1. Puant Güç ve Enerji Talebinin Yllk Artlar
Yllar
Puant Güç Talebi (MW)
Art (%)
Enerji Talebi (GWh)
Art (%)
17799
18938
19390
19612
21006
21729
23485
25174
27594
29249
30517
29870
33392
5,2
6,4
2,4
1,1
7,1
3,4
8,1
7,2
9,6
6,0
4,3
-2,1
11,8
114023
118485
128276
126871
132553
141151
150018
160794
174637
190000
198085
194079
210434
8,1
3,9
8,3
-1,1
4,5
6,5
6,3
7,2
8,6
8,8
4,3
-2,0
8,4
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
250000
40000
35000
200000
30000
150000
GWh
MW
25000
20000
100000
15000
10000
50000
5000
0
0
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
EnerjiTalebi
2005
2006
PuantTalep
2007
2008
2009
2010
ekil 7.1. Puant Güç ve Enerji Talebinin Yllk Artlar
Kaynak: TEA
Türkiye enterkonnekte sisteminde yllar itibariyle puant talebin de enerji talebine
benzer oranda gelitii gözlemlenmektedir. Puant talep 2009 ylnda 29870 MW, 2010
ylnda ise yazn yaanan ar scaklarn elektrik tüketimine etkisiyle bir önceki yla
oranla %11,8 art yaparak 33392 MW olarak gerçeklemitir. Elektrik sisteminde
anlk en düük tüketim olan minimum yük deerlerinin geliimi puant talep
geliiminden daha farkl seyretmektedir. Minimum Yük 2009 ylnda 11123 MW iken
2010 ylnda 13513 MW olarak gerçeklemitir.
Genellikle, Türkiye’de yllk puant k döneminde görülmekte iken son yllarda yaz
dönemlerinde de anlk tüketim deerleri belirgin bir ekilde artmaya balamtr. 2008 2010 yllarnda yllk puant Temmuz – Austos aylarnda gerçeklemitir. Puant talep
yllara göre sürekli bir art gösterirken minimum yükteki yllk deiim oldukça
düzensizdir.
Elektrik sisteminde puant talep ile minimum yük seviyesinin ilikisi elektrik enerjisinin
tüketiminde verimlilik açsndan önemli bir göstergedir. Minimum Yük deerinin
146
Puant Talebe oran toplam elektrik tüketiminde yük faktörünün de bir göstergesi olup
bu orann yüksek olmas elektrik enerjisinin daha verimli kullanld anlamna
gelmektedir.
Tablo 7.2. Puant Yük ile Minumum Yüklerin Geliimi
PUANT
YILLAR YÜK (MW)
2000
19390
2001
19612
2002
21006
2003
21729
2004
23485
2005
25174
2006
27594
2007
29249
2008
30517
2009
29870
2010
33392
ARTI
(%)
1,1
7,1
3,4
8,1
7,2
9,6
6,0
4,3
-2,1
11,8
MNMUM YÜKÜN
MNMUM
ARTI
YÜK (MW)
(%)
PUANT YÜKE ORANI (%)
9369
48,3
8336
-11,0
42,5
9127
9,5
43,5
9270
1,6
42,7
8888
-4,1
37,8
10120
13,9
40,2
10545
4,2
38,2
10965
4,0
37,5
10409
-5,1
34,1
11123
6,9
37,2
13513
21,5
40,5
60
50
48,3
42,5
43,5
42,7
40,2
37,8
40
40,5
38,2
37,5
37,2
%
34,1
30
20
10
0
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
ekil 7.2. Puant Yük ile Minumum Yüklerin Geliimi
Kaynak: TEA
Tablo ve Grafik’ten de açkça görülecei üzere son yllarda minimum yükün puant
yüke oran zaman içinde belirgin bir ekilde dümekte, ülkemizde elektrik enerjisinin
verimli olarak kullanlmadn göstermektedir. Ancak, 2010 ylnda bu oran tekrar
%40’larn üzerinde gerçeklemi olduu yani tekrar art yönünde olduu görülmütür.
7.2.2. Elektrik Sistemi Üretim-Tüketim ncelemesi
7.2.2.1.
Elektrik Üretim Tesislerinin Kurululara Göre Geliimi
Türkiye elektrik enerjisi üretiminde kamu kurumlarnn yan sra özel sektör kurulular
da yer almtr. Her ne kadar Türkiye’de özelletirme kavram 1984 ylnda 3096 sayl
yasann yürürlüe girmesi ile güncel hale geldiyse de bu tarihin daha öncesinde
elektrik üretiminde ÇEA ve KEPEZ gibi imtiyazl özel irketler yer almtr. 1984
147
ylndan 2010 yl sonuna kadar kurulu güç ve elektrik üretim miktarlarnn yllara göre
geliimi aadaki tablolarda ayr ayr gösterilmektedir.
Tablo 7.3. Türkiye Kurulu Gücünün Kamu ve Özel Sektör Olarak Geliimi
Tablo 7.3. Türkiye Kurulu Gücünün
Kamu ve Özel Sektör Olarak Geliimi
KURULU GÜÇ (MW)
KURULU GÜÇ (MW)
KAMU SANTRALLARI
ÖZEL SANTRALLARI
TÜRKYE TOPLAMI
KAMU SANTRALLARI
ÖZEL SANTRALLARI
TÜRKYE TOPLAMI
TERMK
HDROLK
TOPLAM
PAY (%)
TERMK
HDROLK
TOPLAM
PAY (%)
TERMK
HDROLK
TOPLAM
TERMK
HDROLK
TOPLAM
PAY (%)
TERMK
HDROLK
TOPLAM
PAY (%)
TERMK
HDROLK
TOPLAM
3545,4
3644,2
7189,6
85,0%
1041,4
230,6
1272,0
15,0%
4586,8
3874,8
8461,6
1984
3545,4
3644,2
7189,6
85,0%
1041,4
230,6
1272,0
15,0%
4586,8
3874,8
8461,6
4150,4
3644,2
7794,6
85,5%
1096,4
230,6
1327,0
14,5%
5246,8
3874,8
9121,6
1985
4150,4
3644,2
7794,6
85,5%
1096,4
230,6
1327,0
14,5%
5246,8
3874,8
9121,6
8264,2
6465,1
14729,3
90,3%
1289,1
299,2
1588,3
9,7%
9553,3
6764,3
16317,6
1990
8264,2
6465,1
14729,3
90,3%
1289,1
299,2
1588,3
9,7%
9553,3
6764,3
16317,6
9650,6
9207,6
18858,2
90,0%
1440,9
655,2
2096,1
10,0%
11091,5
9862,8
20954,3
1995
9650,6
9207,6
18858,2
90,0%
1440,9
655,2
2096,1
10,0%
11091,5
9862,8
20954,3
11274,6
9977,3
21251,9
77,9%
4795,4
1216,8
6012,2
22,1%
16070,0
11194,1
27264,1
2000
11274,6
9977,3
21251,9
77,9%
4795,4
1216,8
6012,2
22,1%
16070,0
11194,1
27264,1
10954,6
10108,7
21063,3
74,3%
5686,0
1583,1
7269,1
25,7%
16640,6
11691,8
28332,4
2001
10954,6
10108,7
21063,3
74,3%
5686,0
1583,1
7269,1
25,7%
16640,6
11691,8
28332,4
10949,6
10108,7
21058,3
66,1%
8636,4
2151,1
10787,5
33,9%
19586,0
12259,8
31845,8
2002
10949,6
10108,7
21058,3
66,1%
8636,4
2151,1
10787,5
33,9%
19586,0
12259,8
31845,8
10803,1
10990,2
21793,3
61,2%
12186,3
1607,4
13793,7
38,8%
22989,4
12597,6
35587,0
2003
10803,1
10990,2
21793,3
61,2%
12186,3
1607,4
13793,7
38,8%
22989,4
12597,6
35587,0
10794,9
10994,7
21789,6
59,2%
13364,8
1669,6
15034,4
40,8%
24159,7
12664,3
36824,0
2004
10794,9
10994,7
21789,6
59,2%
13364,8
1669,6
15034,4
40,8%
24159,7
12664,3
36824,0
11474,9
11109,7
22584,6
58,1%
14442,4
1816,5
16258,9
41,9%
25917,3
12926,2
38843,5
2005
11474,9
11109,7
22584,6
58,1%
14442,4
1816,5
16258,9
41,9%
25917,3
12926,2
38843,5
12554,9
11161,0
23715,9
58,5%
14880,3
1968,6
16848,9
41,5%
27435,2
13129,6
40564,8
2006
12554,9
11161,0
23715,9
58,5%
14880,3
1968,6
16848,9
41,5%
27435,2
13129,6
40564,8
12524,9
11350,3
23875,2
58,6%
14710,5
2191,6
16902,1
41,4%
27235,4
13541,9
40777,3
2007
12524,9
11350,3
23875,2
58,6%
14710,5
2191,6
16902,1
41,4%
27235,4
13541,9
40777,3
57,3%
2766,3
17836,4
42,7%
27595,0
14222,2
41817,2
2008 12524,912524,9 11455,9
11455,9 23980,8
23980,8
57,3% 15070,1
15070,1
2766,3
17836,4
42,7%
27595,0
14222,2
41817,2
12524,9
11677,9
24202,8
54,1%
16814,2
3744,2
20558,4
45,9%
29339,1
15422,1
44761,2
2009
12524,9
11677,9
24202,8
54,1%
16814,2
3744,2
20558,4
45,9%
29339,1
15422,1
44761,2
48,9%
5567,7
25321,3
51,1%
32278,5
17245,6
49524,1
2010 12524,912524,9 11677,9
11677,9 24202,8
24202,8
48,9% 19753,6
19753,6
5567,7
25321,3
51,1%
32278,5
17245,6
49524,1
Not:
Rüzgar
ve ve
Jeotermal
Not:
Rüzgar
JeotermalHidrolik
Hidrolikiçinde
içindegösterilmitir.
gösterilmitir.
Kaynak:
Kaynak:TEA
TEA
Tablo 7.4. Türkiye Üretiminin Kamu ve Özel Sektör Olarak Geliimi
ÜRETM (GWh)
KAMU SANTRALLARI
TERMK
HDROLK
TOPLAM
1984
14426
12260
26685,7
1990
30698
22156
1995
45090
2000
ÖZEL SANTRALLARI
PAY (%)
TÜRKYE TOPLAMI
TERMK
HDROLK
TOPLAM
PAY (%)
TERMK
HDROLK
87,2%
2761,1
1166,7
3927,8
12,8%
17187,2
13426,3
TOPLAM
30613,5
52854,2
91,9%
3697,3
991,5
4688,8
8,1%
34395,4
23147,6
57543,0
33105
78194,9
90,7%
5616,9
2435,6
8052,5
9,3%
50706,5
35540,9
86247,4
65462
27772
93234,0
74,6%
28547,4
3140,2
31687,6
25,4%
94009,7
30911,9
124921,6
2001
65954
20409
86362,4
70,4%
32698,8
3663,5
36362,3
29,6%
98652,4
24072,3
122724,7
2002
51028
26304
77332,1
59,8%
44639,5
7427,9
52067,4
40,2%
95667,7
33731,8
129399,5
2003
33070
30027
63096,9
44,9%
72119,8
5363,8
77483,6
55,1%
105189,6
35390,9
140580,5
2004
27349
40669
68017,2
45,1%
77208,2
5472,9
82681,1
54,9%
104556,9
46141,4
150698,3
2005
38416
35046
73461,9
45,4%
83920,6
4573,7
88494,3
54,6%
122336,7
39619,5
161956,2
2006
46037
38679
84716,1
48,1%
85892,4
5691,4
91583,8
51,9%
131929,1
44370,8
176299,8
2007
61345
30979
92324,0
48,2%
93961,2
5269,5
99230,7
51,8%
155306,0
36248,7
191554,7
2008
69297
28419
97716,8
49,2%
94841,8
5859,4
100701,2
50,8%
164139,2
34278,8
198418,0
2009
61115
28338
89454,0
45,9%
95808,0
9551,0
105359,0
54,1%
156923,0
37890,0
194813,0
2010
54155
41377
95532,0
45,2%
101673,0
14003,0
115676,0
54,8%
155828,0
55380,0
211208,0
Not: Rüzgar ve Jeotermal Hidrolik içinde gösterilmitir.
Kaynak: TEA
1984 ylnda kurulu güç toplamnda %85 olan kamu pay 2010 ylnda %48,9
seviyesine, 1984 ylnda Türkiye toplam elektrik üretiminde %87,2 olan kamu pay
2010 ylnda %45,2 seviyesine gerilerken buna paralel olarak da hem kurulu güç hem
de toplam üretimde özel sektör pay artmtr. 1995 ylndan sonra sektörde kamu pay
sürekli olarak azalrken özel sektör pay artmtr. Kurulu güç ve toplam elektrik
üretiminde kamu-özel sektör paylarnn yllara göre geliimi aadaki grafiklerde
görülebilmektedir.
148
100,0
90,0
80,0
70,0
60,0
50,0
40,0
30,0
20,0
10,0
0,0
1984 19851986 1987 1988 19891990 1991 1992 19931994 1995 1996 19971998 1999 2000 20012002 2003 20042005 2006 2007 20082009 2010
KAMU
ÖZEL
ekil 7.3. Kurulu Güç çinde Kamu ve Özel Sektör Paylarnn Geliimi
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
KAMU
ÖZEL
ekil 7.4. Türkiye Toplam Elektrik Üretiminde Kamu ve Özel Sektör paylarnn
Geliimi
Yukardaki grafikler incelendiinde özel sektöre ait olan üretim tesislerinin toplam
elektrik üretimi içindeki paynn kurulu güç içindeki payna göre daha hzl artt ve
2010 ylnda daha yüksek seviyeye ulat açkça görülmektedir. Özellikle 1998
ylndan 2003 ylna kadar toplam üretim içinde özel sektör pay oldukça hzl bir
ekilde artmtr. Bu dönem YD, HD ve Y modeli kapsamnda özel sektörün elektrik
üretmeye balad dönemdir. Y modeli kapsamndaki kapasitenin tamam ile YD ve
HD kapsamndaki kapasitenin büyük bir çounluu termik kapasite olduu ve bu
modeller kapsamnda üretimlerine satn alma garantisi verildii için toplam Türkiye
elektrik üretimi içindeki özel sektör pay hzl bir ekilde artmtr. 2004 yl ve
sonrasnda ise özel sektör pay toplam kurulu güç ve toplam üretim içinde önemli bir
deiiklik göstermemi, ancak 2010 yl sonuna göre kamu santrallarnn toplam kurulu
güçteki pay %50’nin altna dümütür. Enerji üretiminde ise kamunun pay %45
seviyesine inmitir.
149
Kamu ve özel sektör kurulu güç ve toplam elektrik üretiminin 1984 ylndaki deerine
göre yllk olarak 2010 ylna kadar büyüme oranlar aadaki grafiklerde
gösterilmitir.
4,0
3,5
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
KURULU GÜÇ
ÜRETM
ekil 7.5. Kamu Santrallarnn Toplam Kurulu Güç ve Toplam Elektrik Üretimi
Deerlerinin 1984 Ylna Göre Geliimi
31,0
26,0
21,0
16,0
11,0
6,0
1,0
1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
KURULU GÜÇ
ÜRETM
ekil 7.6. Özel Sektör Santrallarnn Toplam Kurulu Güç ve Toplam Elektrik
Üretimi Deerlerinin 1984 Ylna Göre Geliimi
Kaynak: TEA
Kamu santrallarnn kurulu güç ve üretim miktarlar 1984 ylna göre 2010 ylnda
yaklak 3,5 kat büyümütür. Buna karlk özel sektör santrallarnn toplam kurulu
gücü ayn dönemde yaklak 20 kat, toplam üretim miktar ise yaklak 30 kat
büyümütür. Yukarda da belirtildii üzere özellikle 1998 ylndan sonra YD, Y ve
HD modeli kapsamnda özel sektörün elektrik üretiminde arlkl olarak termik
150
kapasite ile yer almas ve bu kapasitelerin üretimlerine satn alma garantisi verilmesi
büyümedeki farklln birincil nedenidir. Bunun yan sra, 2001 ylnda 4628 sayl
yasann yürürlüe girmesiyle elektrik sektöründe serbest piyasa modeli uygulanmaya
balam ve bu dönemde yatrmlarn hz almas ile 2010 ylnda özel sektörün pay
oldukça artmtr.
Bilindii üzere elektrik enerjisi tüketilecei anda üretilmesi gerekir. Bu nedenle
elektrik enerjisi üretimi için asl belirleyici unsur talep miktardr. Kurulu gücün
enerjiye dönütürülebilir ksmnn ancak talep kadar olan miktar üretilecei için
kapasitenin bir ksm üretime hazr ama üretim yapmadan yedek olarak bekleyecektir.
Talebi karlamak üzere sistemdeki santrallar emre amadelik durumlarna göre
çaltrlmakta ve elektrik üretilmektedir. Emre amadelik durumu hidrolik santrallarda
hidrolojik koullara göre deikenlik göstermekte, termik santrallarda ise çaltrlma
koullarnn hazr bulundurulmasna göre belirlenmektedir. Emre amade olma
durumunu etkileyen unsurlardan önemli olanlar arza olaslklar, bakm ihtiyaçlar ve
yakt temini ve kalitesidir. Santrallarn çalma durumunu etkileyen bütün unsurlar göz
önüne alnarak emre amade olma durumu belirlenmektedir. Bir grup kapasite emre
amade olsa bile talep durumuna göre ihtiyaç duyulmadndan çaltrlmayan bir ksm
kapasite bulunacaktr.
Yllk üretim miktar ile toplam kurulu güç ilikisi mevcut kapasitenin kullanm
hakknda bir fikir vermektedir. Kurulu kapasiteden yararlanma orann
deerlendirmenin deiik ölçütleri bulunmaktadr. Bu ölçütler bir anlamda kurulu
kapasitenin kullanlmasnda verimliliin de bir göstergesidir. Bu ölçütlerden en önemli
olanlar tam kapasite edeeri çalma süresi ve kapasite faktörü’dür.
Tam kapasite edeeri çalma süresi ve kapasite faktörü deerlendirilirken
gerçekleen üretim deerinin talep deerine bal olduu dolaysyla kullanlabilir
kapasite olduu halde talepten fazla üretim yaplamayaca için kurulu gücün bir
ksmnn kullanlamad göz önünde bulundurulmaldr.
Kurulu gücün verimli kullanlmasnn ölçütlerinden bir dieri de santrallarn kapasite
faktörüdür. Bir santral emre amade olsa bile talep durumuna göre baz zamanlarda
çaltrlmayabilecektir.
Talebin güvenilir bir ekilde karlanmas için sistemde bulunan santrallar belirlenen
politikalar çerçevesindeki ilkelere göre sralanarak çaltrlmaktadr. Bu ilkeler en
düük maliyetle üretim yapan santraldan balanarak pahalya doru sra ile
çaltrlabilecei gibi özel baz koullara öncelik de verilebilir. Örnein Türkiye
elektrik sisteminde üretimlerine satn alma garantisi verilmi olan santrallar maliyet
göz önüne alnmadan öncelikli olarak çaltrlmaktadr. Bu durum ekonomik ve düük
maliyetli üretim imkann önlemektedir.
Benzer ekilde kamu ve özel sektör termik santrallarnn yllk kapasite faktörleri
incelendiinde 1999 ylna kadar kamu santrallarnn kapasite faktörleri yüksek iken
1999 ylndan sonra özel sektör santrallarnn kapasite faktörleri daha büyük olduu ve
artarak devam etmitir. Buna karlk kamu termik santrallarnn kapasite faktöründe
2001-2004 döneminde çok hzl bir düü gözlenmitir. Bu dönem bata Y modeli
kapsamndaki santrallar olmak üzere oldukça büyük miktarda özel sektör termik
santrallarnn iletmeye girdii dönemdir. 2004 ylndan sonra ise yeni ilave kapasite
151
art talep artna göre daha düük olduundan kamu santrallarnn çaltrlma
süreleri dolaysyla kapasite faktörleri artmtr.
2001 ylndan itibaren büyük miktarda özel sektör termik kurulu gücün sisteme dahil
olmas ve bu kapasitelerin büyük miktarda satn alma garantisi kapsamnda olmas
nedeniyle toplam üretim kapasitelerinin büyük miktar kullanlmtr. Özel sektör
termik santrallarndaki bu yüksek kullanma oranna karlk kamu termik santrallarnn
üretim kapasitelerindeki kullanma oran hzl bir ekilde dümütür. Özellikle 20022005 döneminde sistem kapasite yedeinin %35 seviyelerinde yüksek olmas kamu
termik santrallarnn üretim kapasitelerinin kullanlma oranndaki düüü
hzlandrmtr. Daha sonraki yllarda sisteme yeni eklenen kapasite miktarnn talep
art miktarna göre daha az olmasndan dolay sistem yedei azald için kamu termik
santrallarnn üretim kapasitesinin kullanlma oran zorunlu olarak yeniden art
eilimine geçmitir.
Kurulu güç yedekleri hesaplanrken yllk toplam kurulu güç ile ayn yln puant talep
deerleri kullanlmtr. 1984 ylndan bu yana bütün yllarda puant talep artarken
sisteme eklenen yeni kapasite miktar ayn oranda olmamtr. Bundan dolay da kurulu
güç yedei yllara göre deikenlik göstermitir. Aadaki grafikten de görülecei
üzere sisteme eklenen yeni kapasite miktarnn fazla olduu yllarda kurulu güç yedei
yükselmitir. 1999 ylndan 2003 ylna kadar olan dönemde kurulu güç içinde özel
sektör pay daha fazla olmak üzere sisteme büyük miktarda yeni kapasite eklenmi ve
buna bal olarak da yedek oran yükselmitir. Yukarda da belirtildii üzere 1999
ylndan itibaren özel sektöre ait olan kurulu güç büyük oranda kullanlrken yedek
kapasite için öncelikli olarak kamu santrallar bekletilmitir.
50%
45%
40%
35%
30%
25%
20%
15%
10%
5%
0%
1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
ekil 7.7. Türkiye Elektrik Sisteminde Kurulu Güç Yedeinin Yllara Göre
Geliimi
7.2.2.2.
Elektrik Üretim Tesislerinin Birincil Kaynaklara Göre Geliimi
Türkiye elektrik sisteminde kurulu güç geliimi incelendiinde doal gaz yaktl kurulu
gücün dier kaynaklara göre daha büyük miktarda ve oranda artt gözlenmektedir.
152
Ülkemizde son yllarda yaplmaya balanlan rüzgar enerjisine dayal santrallarn
kurulu gücünde de bir art görülmektedir.
Tablo 7.5. Kurulu Gücün Yakt Kaynaklarna göre Geliimi
TOPLAM
RÜZGAR
HDROLK
JEOTERMAL
TERMK
TOPLAM
BOGAZ+ATI
K
MOTORN
FUEL OIL
DOAL GAZ
THAL
KÖMÜR
T.KÖMÜR +
ASFALTT
LNYT
Yllar
(MW)
1984 2359,3 219,9
0,0
0,0
1362,8 627,3
0,0
4569,3 17,5
3874,8
0,0
1985 2864,3 219,9
0,0
100,0
1417,8 627,3
0,0
5229,3 17,5
3874,8
0,0
9121,6
1990 4874,1 331,6
0,0
2210,0
1574,5 545,6
0,0
9535,8 17,5
6764,3
0,0
16317,6
8461,6
1995 6047,9 326,4
0,0
2924,5
1557,2 204,2
13,8 11074,0 17,5
9862,8
0,0
20954,3
2000 6508,9 335,0
145,0
7044,0
1766,3 229,5
23,8 16052,5 17,5 11175,2
18,9
27264,1
2001 6510,7 335,0
145,0
7153,5
2219,8 235,5
23,6 16623,1 17,5 11672,9
18,9
28332,4
145,0
2002 6502,9 335,0
9702,1
2620,4 235,5
27,6 19568,5 17,5 12240,9
18,9
31845,8
2003 6438,9 335,0
1465,0 11509,6
2962,8 235,5
27,6 22974,4 15,0 12578,7
18,9
35587,0
2004 6450,8 335,0
1510,0 12798,4
2808,5 214,4
27,6 24144,7 15,0 12645,4
18,9
36824,0
2005 7130,8 335,0
1651,0 13789,5
2744,8 215,9
35,3 25902,3 15,0 12906,1
20,1
38843,5
2006 8210,8 335,0
1651,0 14314,6
2615,6 251,9
41,3 27420,2 61,8 13062,7
20,1
40564,8
2007 8211,4 335,0
1651,0 14560,4
2264,8 206,4
42,7 27271,7 77,2 13394,9
92,0
40835,8
2008 8205,0 335,0
1651,0 15054,8
2263,2
26,4
59,7 27595,1 77,2 13828,7
316,3
41817,3
2009 8199,3 470,0
1921,0 16547,5
2088,4
26,4
86,5 29339,1 77,2 14553,4
791,6
44761,3
2010 8199,3 470,0
3281,0 18175,0
2018,8
27,2 107,2 32278,5 94,2 15831,2 1320,2
49524,1
Kaynak: TEA
153
154
0,1
0,0
24,2
10,8
16,2
6,1
11,0
8,9
2,5
3,7
3,2
5,2
5,7
5,5
17,7
2,4
8,8
15,5
3,1
8,7
1,9
3,2
2,6
0,0
0,9
0,5
0,7
2,0
1,4
1,7
4,2
3,0
2,1
10,6
6,6
2,2
19,5
11,8
1998 1999
6,1
3,2
4,3
2000
4,4
3,6
3,9
2001
4,9
17,7
12,4
2002
2,7
17,4
11,8
2003
0,5
5,1
3,5
2004
TOPLAM
TERMK
HES+YENLENEBLR
1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
28,9
20,2
23,5
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997
2,1
7,3
5,5
2005
ekil 7.8. Toplam Kurulu Gücün Termik ve HES-Yenilenebilir Kaynaklara Göre Art
Kaynak: TEA
5,0
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
35,0
18,9
14,4
TERMK
HES +
YENLENEBLR
10,9
7,8
1986 1987 1988 1989
TOPLAM
1985
Tablo 7.6. Toplam Kurulu Gücün Termik ve HES-Yenilenebilir Kaynaklara Göre Art
1,6
5,6
4,3
2006
3,2
-0,3
0,8
2007
4,9
1,2
2,4
2008
(%)
8,4
6,3
7,1
2009
11,8
10,0
10,6
2010
ncelenen dönem içinde hzl bir art gösteren doal gaz kaynakl kurulu kapasite
1984 ylnda sistemde bulunmaz iken 2010 ylna kadar hzl bir gelime göstererek
toplam kurulu gücün %37’si seviyesine ulamtr.
1984 ylndan 2010 ylna kadar olan dönemde elektrik enerjisi üretiminin
kaynaklara göre geliimi aada tabloda gösterilmektedir.
1984
1984
1985
1985
1990
1990
1995
1995
2000
2000
2001
2001
2002
2002
2003
2003
2004
2004
2005
2005
2006
2006
2007
2007
2008
2008
2009
2010
2009
2010
705,6
705,6
710,3
710,3
620,8
620,8
2232,1
2232,1
3175,9
3175,9
2705,7
2705,7
2646,1
2646,1
2693,6
2693,6
2478
2478
2965,1
2965,1
3073,6
3073,6
3289,7
3289,7
3290,8
3290,8
3334,8
4572,6
3334,8
9412,76710,6
6710,6
336,2
17165,1
9412,7
336,2
17165,1
13426,313426,3
22,1
14317,5
58,2 58,2
22168,0
12044,912044,9
6
14317,57028,6
7028,653,453,4
22168,0
19560,5
10192,3
34315,3
23147,623147,6
80,1
19560,53920,9
3920,920,820,8
10192,3
34315,3
25814,8
273,8
16579,3
222,3222,3
50620,5
35540,935540,9
86
25814,85498,2
5498,2
273,8
16579,3
50620,5
643,1
980,6
46216,9
220,2220,2
93934,2
30878,530878,5
75,5
643,1 34367,3
34367,37459,1
7459,1
980,6871,1
871,1
46216,9
93934,2
1340,3
904,0
49549,2
229,9229,9
98562,8
24009,924009,9
89,6
1340,3 34371,5
34371,58816,6
8816,6
904,0645,6
645,6
49549,2
98562,8
1447,0 28056,0 9505,0 270,9 967,9 52496,5 173,7 95563,1 33683,8 104,6
1447,0 28056,0 9505,0 270,9 967,9 52496,5 173,7 95563,1 33683,8
5969,4 23589,9 8152,7
4,4 1039,1 63536,0 115,9 105101,0 35329,5 88,6
5969,4 23589,9 8152,7 7,3 4,4973,1
1039,1
63536,0 115,9 105101,0 35329,5
9520,1 22449,5 6689,9
62241,8 104,0 104463,7 46083,7 93,2
9520,1 29946,3
22449,55120,7
6689,9 2,5 7,3359,3
973,1
62241,8
104463,7
10281,1
73444,9
122,4104,0
122242,3
39560,546083,7
94,4
10281,1 32432,9
29946,34232,4
5120,757,7 2,5 50,3
359,3
73444,9
122242,3
11143,0
80691,2
154,0122,4
131835,1
44244,239560,5
94,0
11143,0 38294,7
32432,96469,5
4232,413,257,7 43,950,3
80691,2
131835,1
11846,7
95024,8
213,7154,0
155196,2
35850,844244,2
156,0
11846,7 41858,1
38294,77208,6
6469,5
95024,8
155196,2
12566,8
266,213,2 43,643,9
98685,4
219,8213,7
164139,3
33269,835850,8
162,4
12566,8 39537,1
41858,14439,8
7208,6
266,2 18,043,6
98685,4
164139,3
12813,2
345,8
96094,7
340,1219,8
156923,5
35958,433269,8
435,7
14531,7
98143,7
457,5340,1
155827,5
51795,535958,4
668,2
12813,2 35942,1
39537,12143,8
4439,8 4,2
345,8 31,918,0
96094,7
156923,5
22,1
0,0
0,0
6
0,0
80,1
0,0
86
33,4
75,5
62,4
89,6
48,0
104,6
61,4
88,6
57,7
93,2
59,0
94,4
126,5
94,0
355,1
156,0
846,5
162,4
1495,4
2916,5
435,7
4572,6 14531,7 35942,1 2143,8 Kaynak:
4,2
31,9 98143,7 457,5 155827,5 51795,5 668,2
TEA
0,0 30613,5
30613,5
34218,9
0,0 34218,9
57543,0
0,0 57543,0
86247,4
0,0 86247,4
124921,6
33,4 124921,6
122724,7
62,4 122724,7
129399,5
48,0 129399,5
140580,5
61,4 140580,5
150698,3
57,7 150698,3
161956,2
59,0 161956,2
176299,8
126,5 176299,8
191558,1
355,1 191558,1
198418,0
846,5 198418,0
194813,0
211207,7
1495,4 194813,0
2916,5 211207,7
Kaynak: TEA
1984 ylndan 2010 ylna kadar elektrik üretiminde yllara göre önemli miktarda
art gözlenirken dönem içinde termik santrallardan elde edilen üretimin daha hzl
büyüdüü, hidrolik ve yenilenebilir kaynaklardan olan üretimin ise ya
koullarna bal olarak yllara göre büyük deikenlik gösterdii ve toplamda daha
yava büyüdüü görülmektedir. 2010 ylnn yal bir yl olmas nedeniyle
hidrolik santrallarn üretiminde bir önceki yllara göre %44 gibi oldukça yüksek bir
art gözlenmitir.
TOPLAM
RÜZGAR
TOPLAM
JEOTERMA
RÜZGAR
L
JEOTERMA
HDROLK
L
HDROLK
TERMK
TOPLAM
ATIK
TERMK
TOPLAM
ATIK
DOAL
GAZ
DOAL
GAZ
LPG +
NAFTA
LPG +
NAFTA
MOTORN
MOTORN
FUEL OIL
FUEL OIL
LNYT
LNYT
KÖMÜR
THAL
THAL
KÖMÜR
TA
TA
KÖMÜRÜ+
KÖMÜRÜ+
ASFALTT
ASFALTT
Tablo
7.7.Elektrik
ElektrikEnerjisi
Enerjisi
Üretiminin
Kaynaklara
Geliimi
(GWh)
Tablo 7.7.
Üretiminin
Kaynaklara
göregöre
Geliimi
(GWh)
155
156
11,8
29,1
-10,4
TOPLAM
TERMK
HES +
YENLENEBLR
8,3
1988
56,7
60,0
40,0
20,0
0,0
20,0
40,0
60,0
80,0
78,9
8,3
1989
29,0
0,8
10,6
1990
-2,0
9,2
4,7
1991
17,0
8,6
11,8
1992
27,7
-2,3
9,6
1993
-9,9
19,8
6,1
1994
16,2
6,2
10,1
1995
13,8
7,3
10,0
1996
-1,6
16,7
8,9
1997
18,9
4,9
1999
15,0
7,3
2000
4,9
-1,8
2001
6,1 -17,8 -10,9 -22,0
8,4
7,5
1998
40,0
-3,0
5,4
2002
4,9
10,0
8,6
2003
17,0
7,5
2005
30,3 -14,1
-0,6
7,2
2004
TOPLAM
TERMK
HES+YENLENEBLR
17,7
8,7
2007
12,0 -18,2
7,8
8,9
2006
1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
55,4 -38,0
-7,6 -25,9
11,7
1987
100,0
-1,1
25,3
16,0
1986
ekil 7.9. Toplam Elektrik Üretiminin Termik ve HES-Yenilenebilir Kaynaklara Göre Art
Kaynak: TEA
1985
Yl
Tablo 7.8. Toplam Elektrik Üretiminin Termik ve HES-Yenilenebilir Kaynaklara Göre Art
-5,7
5,8
3,6
2008
10,5
-4,4
-1,8
46,1
-1,0
8,4
2010
(%)
2009
Elektrik enerjisinin üretim, iletim, datm faaliyetleri dikey olarak bir bütündür. Bu
bütünlük elektrik ebekesi olarak adlandrlr. Türkiye elektrik ebekesi tüm ülkeyi
kapsayan tümleik bir sistemdir. Fiziki yap olarak bakldnda bu ebekenin tek
elden yönetilmesinin saysz yararlar salayaca açk olarak görülmektedir. Rekabet
ortamnn yaratlaca varsaym ile faaliyet aamalarna göre ayr kurulularn
yaratlmas, öngörülen rekabet ortamn imdiye kadar yaratamad gibi üstelik
verimsizlii de artrmtr.
Elektrik Fiyatlar
TETA’n 1 Ekim 2008’de 14,39 kuru olan elektrik sat fiyat 1 Ocak 2009’dan
itibaren 12,62 kuru olarak uygulanmaya balanm, 1 Eylül 2009 tarihine kadar bu
sat fiyat sabit kalmtr. Ancak TETA’n elektrik fiyatlarnda yapt bu indirim
tüketici fiyatlarna yanstlmamtr. TETA’n Eylül 2009’da yapt %21,08
oranndaki zamla fiyatlarn 15,28 kurua yükseltilmesinin ardndan Ekim 2009’da
tüketici fiyatlarna %9,8 orannda zam uygulanmaya balanmtr. 1 Ocak 2010
tarihinden itibaren yine 15,28 olan sat fiyat Ekim 2010’da yaklak %20 indirim
yaplarak 12,45 kurua düürülmü olup, 2011 ylnda da bu fiyat uygulanmaya
devam etmektedir. Burada dikkati çeken husus, maliyetlerdeki yükseliler dorudan
tüketici fiyatna yanstlrken, maliyetlerdeki azaln (doal gaz fiyatlarnn dütüü
dönemlerde) tüketici fiyatlarna yanstlmamasdr.
Oysa elektrik fiyatlarnn ucuzlatlmas 4628 sayl Elektrik Piyasas Yasasnda da
belirtildii gibi ana hedef olmaldr. Elektrik fiyatlarnn yükseklii, Türk sanayinin
rekabetçi gücünü azaltmakta ve toplumun yaam standardn da düürmektedir.
2007-2011 yllar arasnda konutlara uygulanan elektrik fiyatlar aadaki gibi
olmutur.
Tablo 7.9. Elektrik Fiyatlar
Aylar
Fiyat (Kr/kWh)
Art (%)
Aralk 2007
15,81
Ocak 2008
18,90
19,5
Temmuz 2008
22,87
21,0
Ekim 2008
24,69
7,9
Ocak 2009
24,93
1,0
Nisan 2009
24,53
-1,6
Ekim 2009
26,93
9,8
Ocak 2010
27,24
1,1
Ekim 2011
29,85
9,6
Kaynak : EMO
Ülkemizdeki elektrik fiyatlarnn bu kadar yüksek oluunun balca nedenleri elektrik
üretimindeki ithal doal gazn paynn yükseklii ile elektrik üretimindeki verimsizlik
ve tüketimdeki tasarruf önemlerinin yetersiz oluudur.
Bu güne kadar yaplan çalmalarla ortaya konulan sonuçlara göre; %15 elektrik
tasarrufu yaplabildiinde doal gaz ithal giderlerinde 3.0 Milyar USD tutarnda bir
azalma salanabildii gibi elektrik tüketimimizin %3’lük ksmna karlk gelen ehir
aydnlatmasnda da verimli ampüller kullanldnda ylda yaklak 5 Milyar kWh’lik
bir tasarruf salanabilmektedir.
157
7.3. Türkiye Elektrik Enerjisi Sektörü ile lgili Uygulamalarn Deerlendirilmesi
Türkiye elektrik enerjisi brüt tüketimi 2008 ylnda %4,3 artla 198,0 milyar kWh,
2009 ylnda ise %2,0’lk bir azalma ile 194,0 milyar kWh 2010 ylnda ise 201,4
milyar kWh olarak gerçeklemitir. Sistem kurulu gücü 2010 yl sonu -2011 yl
banda yaklak 50000 MW, puant yük ise 35000 MW civarnda olmutur.
Bu rakamlardan sistem yedei 15000 MW bir dier deyile %30 olarak gözükmekte
ise de santrallarn bir ksmnn çaltrlamay nedeni ile fiili olarak yedek bunun çok
altndadr.
Son yllarda sistem minimum yükünün, maksimum (puant) yüke oran 2001’de %42,5
iken 2007’de %37,5 - 2008’de %34,1 – 2009’da %37,2 olmu. Oranlardaki bu düme
ülkemizde elektrik enerjisinin verimli olarak kullanlmadnn da bir göstergesidir.
1984 ylnda toplam kurulu güç içerisinde %85 olan kamu pay 2007 ylnda %58,6
seviyesine, 1984 ylnda toplam elektrik üretiminde %87,2 olan kamu 2007 ylnda
%48,3 seviyesine gerilerken özel sektörün pay ise hem kurulu güç hem de elektrik
üretiminde artmtr.
1984 ylnda elektrik üretiminde doal gaz bulunmazken 1990’lardan sonra doal
gazn elektrik üretimindeki pay hzla artm ve 2010 ylnda sistem üretiminin %48’i
seviyesine çkmtr.
7.3.1. Elektrik Enerjisi Potansiyelimiz
Elektrik enerjisi yerli potansiyelini deerlendirirken elektrik enerjisi üretiminde
kullanlan yaktlarn potansiyelini, yani genel enerji kaynaklarmzn potansiyelini
deerlendirmek gerekir.
Tablo 7.10. Ülkemizin Elektrik Enerjisi Yerli Potansiyeli
Linyit
12,3 milyar ton potansiyel ile
120,0 milyar kWh
T.Kömür
1,3 milyar ton potansiyel ile
6,5 milyar kWh
Jeotermal 500 MW potansiyel ile
4,0 milyar kWh
Rüzgar
25000 MW potansiyel ile
75,0 milyar kWh
Hidrolik
170,0 milyar kWh potansiyel ile
140,0 milyar kWh
Kaynak: DEK-TMK Raporlar
Bugün için kullanlmaya hazr birincil kaynaklarmzdan 345,5 milyar kWh elektrik
enerjisi üretmek mümkündür. 209 milyar kWh elektrik enerjisine ek olarak
iletmedeki santrallarn rehabilitasyonlarnn tamamlanmas ve Afin- Elbistan B
santralnn kömür sahasnn yeniden üretime balamas ile sistem üretimi yaklak 230
milyar kWh olabilecektir.
Türkiye’nin yukarda açklanan 345,5 milyar kWh’lik bilinen elektrik üretim
potansiyeline sistemin mevcut 230 milyar kWh üretim kapasitesi de eklendiinde
toplam elektrik üretim potansiyelimiz 575 milyar kWh olacaktr. Böylece %5 talep
artna göre 2030 ylnda 555 milyar kWh olaca hesaplanan elektrik talebini
karlamakta bir sorun yaanmayacaktr.
158
7.3.2. Uzun Dönem Arz Projeksiyonu
TEA Genel Müdürlüünün hazrlad Türkiye Elektrik Enerjisi 10 Yllk Üretim
Kapasite Projeksiyonu (2010-2019) raporuna göre elektrik talebinin 2019 ylnda 357
milyar kWh olmas kabulü halinde 2016 ylndan itibaren elektrik arznn, elektrik
talebini karlayamayaca belirtilmektedir.
Ancak bu raporun yaynlanmasndan sonra sistem üretim artlarnda zorunlu
deiiklikler olmutur.
Afin Elbistan-B santral kömür ocanda bu yl içinde meydana gelen göçük sonucu
en az iki yl süre ile bu santrala kömür verilemeyecei, dolays ile sistemde 9,0
milyar kWh’lik üretim kayb yaanaca beklenmektedir. Sistemde mevcut
santrallarn rehabilitasyonlar ile lisans alm yatrmclarn kurmakta olduu
santrallarda meydana gelebilecek gecikmeler de göz önüne alndnda 2016 yl için
öngörülen talebin karlanamamas riskinin daha öne kaymas beklenebilir. Bu durum
karsnda vakit geçirmeden gerekli önlemlerin alnmas gerekmektedir. Elektrik
yatrmlarnn hzlandrlmas için mevcut Elektrik Piyasas yasasnn deitirilmesi
kaçnlmazdr.
7.3.3. Elektrik Sektöründe Özelletirmenin Sektöre Etkileri
Türkiye’de özelletirme giriimleri ve tartmalar 1980’li yllarn ortalarndan bu
yana gündemden hiç dümemitir. Gerek kamu oyunun bir bölümünde, gerek enerji
yönetiminde serbest piyasa koullarnn oluabilmesi için elektrik enerjisi ile ilgili
faaliyetlerin özel kesim eliyle yaplmasnn gerektii, bunun için de özelletirmenin
gerekli olduu savunulmakta ise de kar görüü savunanlarn da olduu gerçektir.
Konuyu serbestleme yönünden inceleyecek olursak 4628 sayl Elektrik Piyasas
yasasnda böyle bir mecburiyete rastlanmad görülecektir. Serbestleme
uygulamalarnda özelletirme bir amaç olmayp, bir araç niteliinde kabul
edilmektedir. AB ülkelerinde sektörde özelletirme yapmadan serbest piyasann
olutuunu gösteren örnekler bulunduu bilinmektedir. Fransa, rlanda, Lüksemburg,
Yunanistan bu konuda örnek olarak gösterilecek ülkeler arasndadr.
Serbestletirme ile birlikte özelletirmeyi bir arada götürmeyi amaçlayan ülkemizde
özelletirme ön plana çkm, Bu nedenledir ki serbestletirmenin uyguland on
yllk dönemde elektrik sektöründe serbestleme 4628 sayl yasada öngörülen hedefe
uygun olarak gerçekletirilememitir.
Elektrik sektöründe kamu varln ortadan kaldrmann en etkili yolu olan
özelletirme uygulamalarnn ilk kademesi olarak 20 elektrik datm bölgesinin bir
ksm kazanan irketlere devredilmi, bir ksm devir aamasndadr.
Özelletirme ihalesini kazanan irketlerin bir ksm özelletirmeye karlk taahhüt
ettikleri paray zamannda salayamadklar için kazandklar ihaleler iptal edilerek
teminatlar irat kaydedilmitir. Böylece serbestleme ve özelletirmelerin baarya
ulaabilmesi için mali yönden güçlü irketlerin gereklilii hakkndaki görülerin
hakll bir kere daha ortaya çkmtr.
Elektrik üretim tesislerinin özelletirilmesi uygulamasna balangçta Hamitabat,
Kangal, Seyitömer, Soma A ve B santrallar olmak üzere dört adet santral ile
balanaca, bunlar takiben portföy santrallar özelletirilecei öngörülmütü.
159
Balangçtaki bu dört santral EÜA toplam üretiminin %28’ni oluturmaktadr.
Portföy gruplar içinde 13 adet termik, 28 adet hidrolik santral yer almaktadr.
Hidrolik santrallarn iletme hakk devri yöntemi ile, termik santrallarn ise mülkiyet
sat ile özelletirilmesi öngörülmektedir. lk aamadaki bu özelletirmeler EÜA
kurulu gücünün %68’ni Türkiye kurulu gücünün %39’nu tekil etmektedir.
Bu büyüklükteki özelletirmeler ile kamu elektrik gelirlerinin tamamna yaknn
kaybedecek ve arz güvenilirliinin salanmas da büyük ölçüde mümkün
olamayacaktr.
2001-2010 döneminde finansal artlarn en uygun olduu dönemde özel yatrmclarn
tesis ettikleri üretim tesislerinin ancak 12724 MW olduu göz önünde
bulundurulduunda ekonominin ve finansal artlarn bozulduu önümüzdeki yllarda
her yl en az 3500 MW kurulu gücün sisteme eklenmesinin nasl mümkün olaca
soru iareti olarak karmzda durmaktadr.
Bu nedenle elektrik yatrmlarnn önündeki engeller olan 4628 sayl Elektrik
Piyasas yasas ve özelletirmelere öncelik veren anlay deitirilmelidir.
7.4.
Elektrik Sektörünün Gelecekteki Talep Artnn Karlanma Olanaklar
2004 ylnda yaynlanan ‘Elektrik Enerjisi Sektörü Reformu ve Özelletirme Strateji
Belgesi’nde yer alan talep tahminlerinin dayand ana unsurlar:

2000 ylnda 67,461 milyon olan nüfusun 2005 ylnda yllk %1,6 artla 73,100
milyona, 2005-2010 döneminde %1,4 artla 2010 ylnda 78,460 milyona, 20102020 döneminde ise %1,1 artla 2020 ylnda 87,760 milyona ulaaca

Ekonomik büyümenin (GSYH) 2005-2010 döneminde %5,5, 2010-2015
döneminde %6,4 olaca ve 2015-2020 döneminde ise %6,4 olaca kabulüne
dayandrlmtr.

Bu kabullere göre elektrik talep art ile ekonomik büyüme arasndaki ilikinin
(esneklik katsays) 2004 ylndaki 1,6 deerinden dönem sonunda 2020 ylnda
1,0 deerine gerileyecei öngörülmütür.
Bu kabullere göre elektrik enerjisi talep tahminleri baz ve düük hzl senaryo olmak
üzere iki ayr alternatif halinde hesaplanmtr.
Baz senaryoya göre elektrik enerjisi talebi 2010 ylnda 38785 MW puant güce,
242021 GWh enerji üretimine, 2020 ylnda 79350 MW puant güce, 499489 GWh
enerji üretimine,
Düük hzl senaryoya göre 2010 ylnda 35232 MW puant güce, 216747 GWh enerji
üretimine, 2020 ylnda ise 66611 MW puant güce, 406.533 GWh enerji üretim
deerine ulaaca öngörülmütür.
2004 ylnda yaplan bu öngörüler ekonomi dünyasnn yaad ve ülkemizi de
etkileyen global ekonomik kriz sonrasnda gerçeklememi, özellikle 2009 ve 2010
yllarnda elektrik talebinde azalmalar yaanmtr. Bu durum sonras TEA’nin
hazrlad 2009-2019 yllarn kapsayan arz projeksiyonu raporunda baz senaryodaki
2019 yl enerji talebi 469.500 GWh deerinden 389.980 GWh deerine, düük hzl
senaryoda ise 380.503 GWh deerinden 357.000 GWh deerine düürülmütür.
160
2011 ylnda ba gösteren borç krizlerinin yaratt ülkelerin ekonomilerindeki
daralmann tüm ülkelerin büyüme hedeflerini de etkileyecei anlalmaktadr. Bu son
ekonomik krizin ülkemizi de etkileyecei düünüldüünde ekonomik büyüme
hedeflerinin öngörülen deerlere ulaamayaca beklenmelidir.
Bu durum karsnda elektrik talep tahminlerini yeniden deerlendirmek zorunluluu
bulunmaktadr.
Cumhuriyetin kuruluundan 2000 ylna kadar elektrik talep artlarnn yllk
ortalama %5, orannda gerçekletii göz önüne alndnda önümüzdeki dönemde
ylk ortalama elektrik talebinin %5,0 olarak kabulü gerçekçi bir yaklam olarak
görülebilir.
Tablo 7.11. Art Hzna Göre Talep Geliimi
Yl
Puant talep
Enerji talebi
MW
GWh
2010
35000 (fiili)
209000 (fiili)
2015
44670
266740
2020
57000
340440
2025
72500
434450
2030
92500
554475
Bu talep artlarna göre, yeni kurulacak santrallarn finansman ihtiyac azalaca gibi,
ina sürelerinde de rahatlama salanm olacaktr.
Kurulacak yeni santrallar arasnda Afin-Elbistan termik santral projeleri öncelikli
konumdadrlar. Elbistan kömür havzasnda son aramalar sonucu toplam 10000 MW
kurulu gücündeki elektrik santrallarn besleyecek miktarda linyit rezervi tespit
edilmitir. Mevcutlara ek olarak kurulacak C, D, E, F santrallarndan, 55 milyar kWh
elektrik enerjisi yaklak 3,5-4,0 cent/kWh civarnda bir fiyattan üretilebilecektir.
Adana-Tufanbeyli, Konya-Kurugöl, Bolu-Göynük, Tekirda-Saray, Çankr-Orta,
Eskiehir-Mihalççk, Adyaman-Gölba ile rnak asfaltit yaktl santrallarnn
toplam kurulu gücü 10150 MW olup 66 milyar kWh üretim kapasitesine sahiptirler.
Bunlarn dnda Soma, Tunçbilek, Çayrhan santrallarna yaplacak ek üniteler ile 7
milyar 800 milyon kWh deerinde elektrik üretimi elde edilebilecektir.
Hidroelektrik projelerde ise halen 8600 MW kurulu gücünde ve 20 milyar kWh
üretim kapasitesinde santral ina halindedir. 22 milyar 700 milyon kWh üretim
kapasitesindeki hidroelektrik santral projesine henüz balanmamtr. Bunlarn dnda
halen 57 milyar kWh elektik üretebilecek hidroelektrik potansiyel bulunmaktadr.
2023 ylna kadar 10000 MW kurulu gücünde yaklak 30 milyar kWh üretim
kapasitesinde rüzgar ve 500 MW gücünde yaklak 4 milyar kWh üretim
kapasitesinde jeotermal elektrik santralnn kurulaca ETKB tarafnca ifade
edilmektedir.
Daha ileri dönemler için biyoyaktlar, güne enerjisi ve rüzgar enerjisi potansiyelini
harekete geçirilmesi düünülen kaynaklar vardr.
161
7.5.
Serbest Piyasa Düzeninde Arz Güvenilirliinin Salanmas
Bir elektrik sisteminde arz güvenilirliinin salanmas sistemdeki üretim tesislerinin
üretimlerinin oluacak elektrik talebini makul bir yedek kapasite ile karlanmas ile
mümkündür.
Elektrik sisteminde planlamann yaplmamas, bugün olduu gibi yatrm kararlarnn
dorudan yatrmclarn tercihine braklmasna neden olur ve sistem üretimi genelde
elektrik talebini karlayamaz duruma düer. Arz güvenilirliinin salanmasnda sorun
yaanmamas için kamunun enerji yatrmlarn yapabilmesi amacyla gerekli yasal
düzenlemeler yaplmaldr.
4628 sayl Elektrik Piyasas Yasasnn amaç maddesinde, serbestlemenin baarl
olabilmesi, piyasada yer alan oyuncularn (irketlerin) mali yönden güçlü olmalarna
balanmtr.
Elektrik yatrmlar ile ilgili irketlerimizin, deeri milyar dolar mertebesindeki
elektrik üretim tesislerinin tesis ve iletmelerini tek balarna yapacak mali güçte
olmadklar gözlenmektedir. Bu nedenledir ki özel yatrmclar üretim alannda
çounlukla doalgaz, rüzgar, ve küçük güçlü hidrolik santralarla yönelmekte, arz
güvenilirlii ile ilgilenmemektedirler. Bu durumda arz güvenilirliini salamak görevi
kamuya (EÜA) dümektedir.
Kamunun elektrik yatrmlarndan dlanmas nedeniyle bugüne kadar EÜA bu
konuda görevlendirilmemi ve arz güvenilirliinin salamas sorunu da
çözülememitir.
Ancak uras da bir gerçektir ki serbest piyasa koullarnda arz güvenilirliinin
salanmas mümkün olamayacaktr. Çünkü serbest piyasa içinde bir ürünün yeterli
miktarda olup olmamas piyasa katlmclarnn insiyatifinde olup baz durumlarda
talebi karlayacak elektrik enerjisi bulunamama riski ile karlaabilinir. Bunu da
serbest piyasann doal sonucu olarak kabul etmek gerekmektedir. Ancak elektrik
enerjisinin dier piyasa mallarndan farkl bir durumunu da göz ard etmemek
gerekmektedir. Elektrik enerjisi anlk tüketilen bir ürün olmas nedeni ile yokluu
hemen fark edilir ve bu yokluu ksa zamanda gidermek mümkün deildir. Bu durum
elektrik sektörü için kabul edilemez.
7.6. Türkiye Elektrik Sektöründe Da Bamllk Giderek Artan Çari Açk
Sorumu ve Yatrmlarn Finansman
Da baml enerji politikas ve giderek artan cari açk önemli bir sorun olarak
gündemdeki yerini korumaktadr.
Döviz aç anlamna gelen cari aç douran d ticaret açnn yl sonunda 75
milyar dolar civarna yaklaaca beklenmektedir. Bu açn balca nedeni da
baml enerji politikasnn dourduu ithalat zorunluluudur.
Resmi açklamalara göre elektrik sektörü yatrmlar için 2020 ylna kadar 100 milyar
dolarn üzerinde yatrm yaplmas gereklidir. Bunu karlamak için yllk ortalama 10
milyar dolarlk bu yatrm harcamalar da eklendiinde cari açn gittikçe daha büyük
deerlere ulamas ve elektrik yatrmlarn olduu kadar iletme fonksiyonlarn
çkmaza sokmas olasdr.
162
thalatmzn 2/3 nün ham petrol ve doalgaz alm olduu düünüldüünde cari açn
gittikçe büyümesi, doalgaza ar baml bir elektrik iletmesinde ileriki
dönemlerde, 1970’li yllarda olduu gibi ithal yakt ithalatn karlayacak döviz
bulmak sorun olacaktr.
Elektrik yatrmlarnn finansman sorunu da önemli bir mesele olarak ele alnma
durumundadr.
Elektrik sektörü yatrmlar için 2020 ylna kadar oluacak finansman ihtiyacnn 100
milyar dolar olaca hesap edilmektedir.
Türk Bankaclk sektörü son be yl içerisinde elektrik sektörüne 10 milyar tutarnda
finansman salayabilmitir. Türk Bankaclnn dnda uluslar aras finans
kurulularndan dorudan finans salamann dünya piyasalarndaki dalgalanmalar
çevre iklim deiiklii gibi konular nedeniyle bundan böyle kolay olmayaca açktr.
Bu yüzden tüm ülkeler yatrmlarnn finansman için kendi iç kaynaklarna yönelmek
zorunluluunu duymaktadrlar.
Bizim de yeni yatrmlarn finansman için iç kaynak yaratmak zorunluluu
doacaktr.
Kamunun gelirlerinin özelletirme uygulamalar ile ellerinden alnmasna son
verilmesi gerekecektir.
Genelde da baml enerji politikasnn douraca sorunlar aada açkland
gibidir:
1.
letme emniyetini salamak zorlaacaktr
Elektrik üretiminde ithal yakt ile çalan elektrik üretim tesislerinin oran yükseldikçe
gerekli yaktn salanmasnda çou zaman aksaklklar yaanacak dolays ile üretim
tesislerinin üretimi kesintiye urayabilecek ve elektrik talebini zamannda karlamak
mümkün olamayacaktr.
2.
Üretim maliyeti yükselecektir
thal yaktlar yerli yaktlara göre pahal olduklarndan elektrik üretim maliyetinin
pahallamasna dolays ile elektrik tarifelerinin yükselmesine neden olacaktr. Bugün
ülkemize kullanlan elektrik fiyatlarnn dünya ülkelerinin bir çoundan pahal oluu,
elektrik üretiminde kullanlan doal gazn paynn %50’ nin üzerinde olmasndan ileri
gelmektedir.
Ekonomik ve sosyal kalknmamzn temeli olan elektrik enerjisi
Sektöründe yaanacak darboaz ekonomik bamszlmz olduu kadar siyasi
bamszlmz da tehdit eden sonuçlar dourmas kaçnlmazdr.
7.7.
Elektrik Fiyatlarnn Artnn Sanayi Sektörüne Etkileri
Elektrik enerjisinin ekonomik büyümeyi gerçekletirecek en önemli etkenlerin
banda geldii bilinmektedir. Bunun için elektrik üretiminin elektrik talebini
zamannda, güvenli bir ekilde, çevresel etkileri de göz önünde tutarak, sanayinin
rekabet gücünü azaltmayacak fiyatla karlamas bütün dünyada olduu gibi
ülkemizde de balca hedef olmaldr.
163
Elektrik enerji, gelimi ülkelerde daha az, gelimekte olan ülkelerde daha büyük
oranlarda olmak üzere yllk artlar gösteren bir enerji türüdür. Elektrik enerjisi
toplumun her kesimince kullanlmasna ramen sanayi sektörü elektrik enerjisine en
çok ihtiyac olan ve en çok kullanan sektördür. Türkiye’de 2010 ylnda sanayi
sektörü elektrik tüketimi toplam elektrik tüketim içerisinde %37 orannda bir paya
sahip olmutur.
Ülkemiz sanayi sektörü içinde elektrik youn tesislerin bulunuu elektriin talebi
karlamada yaad sorunlardan en çok etkilenen sektör olmasna neden olmaktadr.
Bu durum bir bakma sanayin gelimesini de önlemektedir. Bu yüzden sanayin
yapsn deitirerek, elektrik youn sanayi türünden elektrii daha az kullanan biliim
teknoloji türlerine geçmek zaman gelmitir.
Türk sanayi sektörünün bu yönde çaba harcamas ve yatrm yapmas, elektrik sektörü
yatrmcl ve iletmeciliine yönelmesinden daha yararl olacaktr.
7.8.
Türkiye’de Elektromekanik Sanayinin Geliimi
Öncelikle, elektromekanik sanayi deyince hangi ürünlerin bu kapsam içinde yer
almakta olduuna bakacak olursak;
Elektrik enerjisinin üretildii tesisten, bu enerjinin tüketicinin hizmetine sunulduu
noktaya kadar (ki bu nokta bir priz de olabilir bir alt tesisi de) zincir içinde yer alan
her türlü makine , teçhizat ve cihaz Elektromekanik Sanayinin konusu içinde yer
almaktadr. Dier bir deyile Elektromekanik Sanayi çok geni bir yelpaze içinde
düünülmesi gereken bir sanayi dal olup Ülkemizde bu sanayi dalnda yaplm olan
yatrmlar ile kurulan tesislerde hangi ürünlerin üretilmekte olduu ve bu tesislerin,
dünyadaki teknolojik gelimeye ne oranda adm uydurduu veya uydurabildii ve
ülke ihtiyacnn tümünü karlamaya yeterli olup olmad, d ülkelerde üretilen
benzer ürünlerle rekabet gücüne ne oranda sahip olduklar ve bu rekabeti sürdürecek
AR – GE çalmalarna ne oranda kaynak ayrabildiklerinin tespiti için çok geni
aratrma yapmak gerekir. Oysa bu sanayi dalndaki durumu toplu olarak gösterecek
bir resim ve bilgi demeti olmadkça bu konuda salkl bir deerlendirme yapmak
objektif olmaktan daha ziyade sübjektif bir deerlendirme olacaktr.
Bununla birlikte baz tespitler yapmak mümkündür. Örnein Ülkemizde, yukarda
belirtilen zincir içerisinde yer alan ürünlerden :
380 KV’ a kadar çeitli kapasitede Güç ve datm transformatörleri,

380 KV’ a kadar enerji iletim ve datm hatlar,
alt tesisleri ile buralarda kullanlan her türlü akm ve gerilim trafolar , kabinler,
akm ve gerilim ölçü aletleri,
Çeitli izolâtörler ve kablolar üretilmektedir.
Bu gibi ürünlerin saysn bir hayli artrmak mümkündür.
Ancak, kömür yakan bir kazan, bir buhar türbini , bir jeneratör gibi elektromekanik’in
ar sanayi bölümünü oluturan ürünler, ksaca elektrik santralleri için ayni eyleri
söylemek mümkün deildir.
Gerçi 1975 ylnda kurulmu olan TEMSAN (Türkiye Elektromekanik Sanayii A..)
100 MW’a kadar hidrolik santral kurabilecek bir kapasiteye ulamsa da bu deeri,
164
her yl elektrik enerjisi tüketiminde önemli artlar gösteren Ülkemiz için yeterli bir
gelime olarak düünmek ve kabul etmek mümkün deildir.
Ayrca bugün ulalm olan noktaya ne kadarlk bir zaman dilimi içinde gelindiine
bakacak olursak;
Türkiye’de elektrik enerjisi ilk defa, 15.09.1902 ylnda Tarsus’ta bir su deirmeni
milinden alnan hareketle çevrilen 60 kW’lk bir dinamo ile üretilmitir.
Bat ülkelerinin sanayi devrimini balatt bu tarihlerde, günün artlar nedeniyle bu
önemli deiime ilgi gösterememesi veya gösterilen ilginin yetersiz oluu sonucu
olarak Cumhuriyetin ilân edildii 1923 ylna kadar Ülkede sadece 4 il elektrikle (o da
sadece sokak aydnlatmas amac ile) tanabilmitir.
Cumhuriyetin hemen ilânndan önce zmir’de düzenlenen Birinci ktisat Kongresinde
alnan kararlardan;
Ham maddesi yurt içinde yetien veya yetitirilebilen sanayi dallar kurulmaldr,
D rekabete dayanabilmek için sanayin toplu ve bütün olarak kurulmas
gereklidir,
Maddeleri ile, Türkiye’nin çada ülkeler düzeyine ulaabilmesi için alnan dier
ekonomik kararlar yannda sanayilemenin, hem de top yekûn bir sanayilemenin
balatlmas yönünde önemli kararlar alnmtr.
Daha sonra 1933 – 1937 yllarn kapsayan Birinci 5 Yllk Sanayi plân çerçevesinde
1935 ylnda ;

Yer alt kaynaklarnn aratrlmas için (MTA) Maden Tetkik Enstitüsü
Su kaynaklarnn enerji amaçl aratrlmas için (EE) Elektrik Etüt daresi ile,
Bu kaynaklarn iletilmesi amac ile de Etibank kurulmutur.
1939 ylnda da ar sanayinin olmazsa olmaz olan Demir Sanayi tesisleri
(Karabük Demir Çelik Fabrikalar) üretime geçirilmitir.
Görüldüü üzere genç Türkiye Cumhuriyeti, ülke kalknmasnn temel unsuru olan
sanayilemeye büyük önem vermi ve özel sektörde henüz sermaye birikimi
olumad için sanayideki ilk admlar Devlet tarafndan atlmtr.
Tablo 7.12. 1923’ten tibaren Ülkenin Elektrik Enerjisi htiyacnn
Karlanmasndaki Gelime(Primer Kaynaklara Göre)
Yllar
1923
1930
1940
1950
1960
1970
1980
1990
2000
2010
Termik Güç (MW) Hidrolik Güç (MW)
32,7
0,1
74,8
3,2
209,2
7,8
389,9
17,9
860,5
411,9
1509,5
725,4
2987,9
2130,8
9550,8
6764,3
16070,0
11194,1
32278,5
17245,6
Toplam (MW)
32,8
78
217,0
407,8
1272,4
2234,9
5118,7
16315,1
27264,1
49524,1
165
2010 ylnda ulalm 32278,5 MW olan Termik kurulu gücün, sadece 8669,3 MW’ ,
linyit, ta kömürü ve asfaltit gibi yerli kaynaklarmzla çalan santrallerden geri kalan
23609,2 MW’ ise doal gaz, fuel oil, motorin gibi tamamen yurt dndan ithal edilen
yaktla çalan santrallerden olumaktadr.
Türkiye’nin hzla artan elektrik enerjisi ihtiyacnn karlanmasnda hem yerli
yaktlarn ve hidrolik potansiyelin yeterince deerlendirilememi olmas, hem de bu
potansiyeli elektrik enerjisine dönütürecek santrallerin %100 yerli olarak
üretebilecek sanayinin, dier bir deyile ar elektromekanik sanayinin halâ
kurulamam olmas nedenleri ile ülke, önemli döviz kaybna uramaktadr. Dier
taraftan, sahip olduumuz birincil enerji kaynaklarndan elektrik enerjisi üretimini
salayacak santrallarn, yerli sanayimiz tarafndan %100 kurulamamas veya yerli
sanayii bu düzeye ulatramam olmak ülkeyi, Bat diye adlandrdmz gelimi
ülkeler düzeyine çkarmak iradesini yeterince gösteremediimizi ifade eder. Oysa
1950’li yllarn balarnda ayni durumda olduumuz Güney Kore bizden çok önce ar
sanayisini Bat ile rekabet eder noktaya ulatrabilmi bulunmaktadr. Liberasyonu
ekonomik gelimede esas olarak kabul ettiimiz bu dönemde, bir santraln %100 yerli
kaynaklar kullanlarak tesis edilmesinin özel sektöre düen bir görev olduu
düünülse bile bu durumda siyasi otorite, ya özel sektörü tevik edici önlemleri almas
veya kamu kurumlarna bu yönde görev vermelidir. Her iki çözüm yolu için de
öncelikle, ülkede her yönden ar sanayinin kurulmas için Siyasi rade olumas
gerekir.
2010 ylnda tüketilen 211.208 GWh lik enerjinin , 96.737 GWh’i öz kaynaklardan
salanm olup 114.471 GWh’i ithal kaynaklardan salanmtr.
Oysa bu günkü deerlendirmelere göre;
Linyit kömürü potansiyeli
Takömürü potansiyeli
Hidrolik potansiyel
Jeotermal potansiyel
Rüzgâr enerjisi potansiyeli
olmak üzere toplam olarak
120.000 GWh
6.500 GWh
140.000 GWh
4.000 GWh
75.000 GWh
345.000 GWh
öz kaynaklara dayal üretim potansiyelimiz mevcuttur. Kald ki bu deerler; bugün
için iletilmesi ekonomik görülmeyen potansiyeller elektrik fiyatlarnn artna bal
olarak art gösterebilmektedir.
Bu tespitlerin altnda ve Ülkenin elektrik enerjisi karlanmas için öz
kaynaklarn deerlendirilmesine öncelik verilmesi ve d kaynaklara bamlln
mümkün olduunca azaltlmas ilkesi dikkate alndnda üretim tesislerinin
yapmnda da da bamlln önlenmesi ve bu amaçla ar elektromekanik sanayiin
kurulmas, kaçnlmaz olup, bu kez üretim tesislerinin yapmnda da baml
olunaca gözden kaçrlmamaldr. Bunu önlemenin yolu da bir üretim tesisi için
gerekli tüm teçhizatn yurt içinde üretilerek santrallerin mühendislik hizmetleri de
dahil olmak üzere, yerli malzeme kullanarak yerli i gücüyle yaplmasdr. Bu sanayi
gelitiinde yabanc firmalara ödenmekte olan milyarlarca dolar da yurt içinde kalm
olacaktr.
166
Aslnda Ülkemizde söz konusu tesisleri kurabilecek makina teçhizat mevcut olup
eksik olan Know-How ve buna bal olarak mühendislik hizmetleridir.
Nitekim, Hirfanl Santralnn ortalama net düüdeki gücü 32 MW (maksimum net
hidrolik düüdeki gücü 40 MW) olan 4. Ünitesi (Santraln dier 3 ünitesinin gücü de
ayni kapasitededir) santraln kendi elemanlarnca özel sektöre ait 16 ayr fabrika ve
imalathanede imal edilerek ünitenin montaj 1972 Mays aynda tamamlanarak
hizmete alnmtr. Görüldüü üzere ünitenin imalat tamamen yerli imkanlarla
gerçekletirilmitir. Bu misal sadece Hidrolik santrallar açsndan örnek olmakla
birlikte benzer imalatlarn termik santrallarn tesisinde de geçerli olabilecei
kukusuzdur. Ancak bunun için gerekli Know-How n alnmas ve Mühendislik
hizmetlerinin gelitirilmesi için AR-GE için yeterli kaynaklarn tahsis edilmesi
gereklidir. Ayrca ülkemizde halen;

CAD (Bilgisayar destekli tasarm)
CAM (Bilgisayar destekli imalat)
CAE (Bilgisayar destekli analiz) alt yaplar ile getirilmesi
Nümerik kontrollu i tezgahlar,
Nümerik kontrollu kesme, kaynak, döküm, ileme ve test teknolojileri oldukça
gelimi olduunun da dikkate alndnda:
Elektromekanik sanayinin, her güçteki santral için gerekli her türlü teçhizat
üretebilecek düzeye getirilmesi sadece bu hususta kararllk gösterilmesi yeterli
olacaktr.
Bu arada Ülkenin enerji ihtiyacnn karlanmasnda özel sektöre imkân veren
yasalarn yürürlüe girmesinden itibaren özel sektör tarafndan ina edilen santralarn
tümünün ya ithal kömüre ya da doal gaza dayal olduu dikkate alnrsa (Adana –
Tufanbeyli linyitlerini deerlendirmek üzere 450 MW lk bir santral için bir firma
tarafndan alnm olan lisans dnda) yerli linyitlerimizi deerlendirmek ve bu
suretle enerjide da bamlln minimize edilmesinin, temenniden öteye
geçmeyecei intiban vermektedir. Söz konusu ilkenin hayata geçirilmesi için ek
kararlarn veya önlemlerin alnmas kaçnlmazdr. Burada gerek yerli linyit
kaynaklarmzn deerlendirilmesi gerekse ar Elektromekanik Sanayiinin kurulmas
için Kamu Kurulularnn görevlendirilmesi en gerçekçi çözüm olarak akla
gelmektedir.
Aksi halde Ülkenin elektrik enerjisi karlamak üzere baka ülkelerden ithal edilecek
olan, gerek yaktlar gerekse bu yaktlar elektrik enerjisine dönütürecek olan
tesislerin yapm için yabanc ülkelere milyarlarca dolarn ödenmesi kaçnlmaz
olacaktr.
Ülkenin içinde bulunduu döviz aç dikkate alndnda, sanayileme çabasna hz
vermek ve bunun için gerekli enerjinin öz kaynaklardan karlanmasna öncelik
vermek tek çözüm olarak görülmektedir. Bu hususta gösterilecek siyasi kararllk,
Türkiye’nin çada gelimi ülkeler düzeyine ulamasnda en önemli adm olacaktr.
7.9.
Elektrik Datmnda Akll ebekeler
Akll ebeke kavram genel olarak verimli, sürekli, ekonomik ve güvenli elektrik
salamak amacyla kendisine bal tüm üretici ve tüketicileri gözlemleyen,
167
bütünletiren, bunun da ötesinde kendisine tannan snrlar içerisinde yöneten bir
elektrik ebekesi olarak tanmlanmaktadr.
Akll ebeke sistemi, yenilikçi ürünleri, servisleri ve ileri düzeydeki haberleme
sistemlerini gözlem için kullanarak çevreci, sürekli ve rekabet gücü yüksek bir enerji
kayna sunar. Bu yap bilginin serbestçe dolaabildii, elektrik üretici ve tüketicileri
arasnda youn iletiimin var olduu bir sistemi gerektirir. Bu iletiim ve yönetimin
kurulmas ile güç sistemi duran tasarml pasif yapdan, sorumluluk alan dinamik
bir yapya dönüür. Bu dönüüm srasnda klasik mekanik duyargalardan ve
alglayclardan modern elektronik ve akll alanlara geçi kaçnlmazdr.
Mevcut yerel güç sistemine gözlem, analiz, kumanda ve iletiim yetenekleri
kazandrarak sistemin güç tama kapasitesini en üst seviyeye, kayplar en aza
indirmeyi hedefleyen akll ebeke, enerji kullancsna tüketim konusunda, datm
irketine ise rota konusunda seçim özgürlüü tanr. Bu sistemde elektrik ebekesi
üretimden tüketime kadar her noktada kontrol edilir ve yönetilir. Sistem bu
operasyonlar gerçekletirirken akll sayaçlardan merkezi i istasyonlarna kadar
birçok biliim teknolojisini en yüksek oranda kullanr.
Genel olarak akll bir datm ebekesinden beklentiler aadaki gibidir:

Güç sistemini bozucu etkilere ve arzalara kar kendini düzeltebilme yetenei,
Sürekli ve kaliteli enerji sunulmas,
Her türlü datk üretim ve depolama sistemini kapsayabilme,
Fiziksel ve siber ataklara kar durabilen esnek iletim yetenei,
Varlk kullanmn ve verimliliini optimize edebilme,
letmenin gerçek zamanl verilere dayal olmas,
Tam ve verimli ebeke kullanlmas,
Yatrm, iletme ve bakm masraflarn minimize ederek son kullanc için enerji
maliyetinin düünülmesi,
Enerji düzenlenebilmesi açsndan tüketicilerin aktif katlmnn öneminin
açlmas,
Yeni ürün, hizmet ve hasarlar kolayca kabullenebilme,
21. Yüzyln enerji taleplerini karlama.
Bunun için birinci koul ileri bir datm otomasyon sistemidir. Ülkemizde datm
ebekelerinde otomasyon yeni bir konudur. 1996 ylnda TÜBTAK BLTEN
tarafndan Boaziçi EDA’a yaplan SCADA tasarm ve uygulama çalmas,
aratrma projesi aamasnda kalm, tasarmlar seri üretim aamasna geçememitir.
Datm ebekelerinin özelletirilmesi öncesinde, 2006 ylnda TEDA tarafndan
Ankara ve Konya illerinde balatlan SCADA MS projesi kapsamnda Ankara’da 120,
Konya’da 150 noktaya uzaktan izleme ve kumanda sistemi kurulmutur. Bu kurulan
sistemleri gelitirme ve yaygnlatrma çalmalar özelletirme sonrasnda halen
devam etmektedir.
Yukarda özetlenen akll ebeke kavram, Elektrik Piyasa Yasas’nn yürürlüe
girmesi ile birlikte büyük önem kazanmtr. Özellikle elektrik piyasasnda lisansz
elektrik üretimine ilikin yönetmeliin yürürlüe girmesi ile datm ebekeleri üretim
içeren aktif ebeke olma yoluna da girmi ve alçak gerilim seviyesinden de ebekeye
balant yaplmasnn önü açlmtr.
168
Yönetmelikte 500 kw altnda yenilenebilir kaynakl, 50 kw altnda kalan mikro
kojenerasyon elektrik üretim tesislerinin lisans alma yükümlülüü kaldrlmtr.
Lisansz üretim yapan jeneratörlerin düük güç seviyesi nedeniyle 06/AG
seviyesinden sisteme dahil olabileceklerdir.
Yenilenebilir kaynakl enerji üretimindeki art talebi, allmn dnda bir iletme
bir iletme koruma ve planlama felsefesini zorunlu klmaktadr.
7.10. Komu Ülkeler Elektrik ebekeleri ile Balantlar
7.10.1.
ENTSO-E Balants
Elektrik ebekelerinin enterkoneksiyonu hususuna; elektrik ithalat ve ihracat
potansiyelini artrmak, elektrik arz güvenliini desteklemek ve enterkonnekte
ebekelerin dier teknik avantajlarndan yararlanmak açsndan ülkemizce önem
verilmektedir.
Ülkemiz açsndan öncelik ve temel amaç, ulusal elektrik ebekemizin Avrupa
ebekeleri elektrik iletim sistem iletmecileri (ENTSO-E) ebekesiyle senkron-paralel
çalmasn temin etmektir.
Günümüzde ulusal elektrik pazarnn liberallemesini takiben, enterkonneksiyon
hatlar uluslararas ticareti özendirerek bölgesel ve sonra da ktasal pazarlarn
oluturulmas amacyla kullanlmakta ve enterkonneksiyonlardan maksimum faydann
salanmas için yüksek standartta güçlü bir blok ile senkron paralel iletme
hedeflenmektedir.
Ülkemiz de bu hedef dorultusunda, Avrupa Ana Kta Senkron Bölgesi, ENTSO-E
CESA, ile senkron paralel balanma çalmalarn yürütmü ve 18 Eylül 2010
tarihinde balant baaryla gerçeklemitir. Böylece, elektrik sisteminin yedek
paylam ile daha ekonomik, kaliteli ve güvenilir iletilmesi salanmtr.
Halen, Avrupa iletim Sistemi letmecileri Birlii (ENTSO-E) tarafndan koordine
edilen teknik kurallar ve piyasa kurallarna uyum salamaya çallmaktadr.
Tarihçe
Mart 2000’de TEA (mevcut durumda TEA) tarafndan Avrupa elektrik sistemine
senkron paralel balanmak UCTE (mevcut durumda ENTSO-E) sistemine üye olmak
üzere ilk bavuru yaplmtr. Bu amaçla balantnn salanabilmesi için gerekli
aktiviteleri yerine getirmek üzere proje grubu kurulmu ve çalmalar devam etmitir.
ENTSO-E
standart
ve
gerekliliklerinin
salanmas
amacyla,
TEA
koordinasyonunda EÜA, üniversiteler ve ENTSO-E elektrik iletim irketleri
uzmanlaryla birlikte, ebekede önemli büyük santrallerde iletme ile ilgili iyiletirme
ve kontrol sistemlerinin rehabilitasyonu konularnda kapsaml çalmalar yaplmtr.
Avrupa ktas senkron bölgesi ile balant sonrasnda ortaya çkmas olas
bölgeleraras salnmlar sönümlendirmek üzere özel önlemler alnmtr. Olas bir
arza sonrasnda arzann yaylmasnn önlenmesi amacyla Türkiye elektrik sistemi
snr trafo merkezlerinde özel koruma sistemi tesis edilmitir.
18 aralk 2009 tarihinde Avrupa ktas senkron bölgesi ile Türkiye elektrik sisteminin
balants için yöntem ve alnacak önlemler konusunda anlama imzalanmtr.
169
11-24 Ocak 2010 tarihlerinde sistem puant yük koulu izole testleri, 22 Mart-5 Nisan
2010 tarihlerinde de sistem minimum yük koulu testleri baaryla tamamlanmtr.
Türkiye elektrik sisteminin ENTSO-E sistemine balants çalmalar, sistem iletme
güvenlii ve kalitesinin arttrlmasna yönelik bütün hazrlk çalmalar, ENTSO-E
teknik gerekliliklerinin salanmas çalmalar ENTSO-E proje grubunun
yönlendirmesi kapsamnda Avrupa iletim irketlerinden ESO (Bulgaristan), HTSO
(Yunanistan), AMPRION (Almanya), SWISSGRID (sviçre), TERNA (talya), RTE
(Fransa), EMS (Srbistan) ve Kuruluumuz teknik uzmanlar tarafndan
Deneme paralel çalma öncesi yerine getirilmesi öngörülen önlemlerin
tamamlanmas ile birlikte 18 Eylül 2010 tarihinde senkron paralel iletme
balatlmtr.
ENTSO-E senkron bölge genileme prensipleri gerei Türkiye elektrik sistemi sistem
iletme güvenirlii ve kalitesi ile ilgili gözlem yaplmas amacyla bir yl boyunca
deneme paralel iletme testine tabii tutulacaktr.
Ticari güç alverileri balamnda deneme iletme dönemi üç evreye bölünmütür:
1.
2.
3.
Kararlln salanmas dönemi: Programl enerji alverilerinin olmad bu
dönem iki hafta olarak öngörülmütür.
Ticari olmayan enerji alverii dönemi: kararlln salanmas evresinin
deerlendirilmesinden sonra, 21 ubat-6 Mart 2011 tarihleri arasnda ticari
olmayan enerji alverii dönemine geçilmitir. Bu ticari olmayan enerji
alverii, Türk sistem iletmecisi TEA ile srasyla Bulgar sistem iletmecisi
ESO ve yunan sistem iletmecisi HTSO arasnda her iki yönde ve her iki snrda
yaplmtr. Böylece herhangi bir ticaret içermeksizin fiziksel elektrik alverii
gerçekletirilmitir. Bütün enerji aklar karlkl olarak gerçekletirilmi ve
transfer edilen elektrik ayn tarife döneminde geri verilmitir. Elektrik dengesi
katlan sistem iletmecileri için sfrlanmtr.
Ticari enerji alverii dönemi: her iki döneminde de baaryla
tamamlanmasnn ardndan, 02 Haziran 2011 tarihinde deneme paralel iletme
döneminin üçüncü aamasna geçilmitir. Türkiye ve ENTSO-E’nin Avrupa ana
kta senkron bölgesi arasnda ticari elektrik alverii için ENTSO-E
uygulamalar ve AB kurallarna uygun olarak; Bulgaristan, Yunanistan ve
Türkiye arasnda imzalanan ortak anlama çerçevesinde limitli kapasite tahsisine
izin verilebilecektir. Ticari alveriler için ihale kurallar yaynlanm ve
ENTSO-E tarafndan da ayrca duyurulmutur.
Türkiye elektrik sisteminin balants projesinin bütün hazrlk çalmalar ve gerekli
önlemlerin uygulanmasnn denetlenmesi ile bir yllk deneme paralel iletmesinin
izlenmesi, ENTSO-E proje grubu tarafndan yönetilmektedir. ENTSO-E proje grubu,
iletim sistemi iletmecilerinden; Bulgaristan (ESO), Yunanistan (HTSO), Almanya
(AMPRION + TRANSPOWER), sviçre (SWISSGRID), talya (TERNA), Fransa
(RTE), Srbistan (EMS) ve Türkiye (TEA) uzmanlarndan olumaktadr.
Türkiye elektrik sisteminin ENTSO-E sistemine entegrasyonundan sonra Türkiye’nin
Avrupa ülkeleri ile Avrupa iç elektrik pazar kapsamnda yapaca ticaret, halen dier
ülkelerde olduu gibi, ENTSO-E (eski UCTE) tarafndan koordine edilen teknik
170
kurallar ve (eskiden Avrupa iletim sistemi iletmecileri birlii ETSO tarafndan
koordine edilen) piyasa kurallarna göre yürütülecektir.
Deneme iletme üçüncü faz olan ve Haziran 2011’den itibaren balatlan ticari enerji
alverii dönemi kapsamnda; Bulgaristan, Yunanistan ve Avrupa’dan Türkiye
yönüne en çok 400 MW, ters yönde de en çok 300 MW olmak üzere elektrik enerjisi
ticareti yaplmaktadr.
6 Eylül 2011’de ENTSO-E Avrupa ktas bölgesel grubu genel kurulu, Türkiye
elektrik sisteminin Avrupa ktas ile senkron iletmenin deneme üçüncü faznn 2012
ylnn sonbaharna kadar uzatlmasna karar vermitir. Snrl ticari elektrik enerjisi
al verii sürecektir.
Avrupa’da iletim sistemi ileticileri birlii ENTSO-E’nin Avrupa ktas bölgesel
grubu tarafndan teknik deerlendirmeler neticesinde 18 Eylül 2011 ylnda bitmesi
öngörülen üçüncü deneme iletme faznn uzatlmas karar alnmtr.
Türkiye’de Snr Ötesi Elektrik Ticareti
Türkiye elektrik iletim sistemi 18 Eylül 2010 tarihinden itibaren ENTSO-E CESA
(European Networks Of Transmission System Operators For Electricity Continental
Europe Synchronous Area – Avrupa ebekeleri Elektrik letim Sistemi letmecileri
Kta Avrupas Senkron Bölgesi) sistemi ile senkron paralel çalmaya balamtr.
Stabilizasyon evresinin tamamlanmasn müteakip, iletim irketleri arasnda ticari
olmayan deneme alverileri 21 ubat-6 Mart 2011 tarihleri arasnda
Türkiye elektrik sisteminin ENTSO-E CESA sisteminde uygulanan teknik ve piyasa
kurallar ile uyumlu olacak ekilde snr ötesi elektrik ticareti yaplabilmesi için
mevcut ithalat-ihracat yönetmeliinin revize edilmesi çalmalar balatlmtr. Bu
kapsamda, balant sonrasndaki dönem için enterkonneksiyon hatlarnn kapasite
tahsisi yaplmasna yönelik olarak ENTSO-E CESA sisteminde uygulanan teknik ve
piyasa kurallar ile uyumlu olacak ekilde enterkonneksiyon hat kapasitelerinin tahsis
edilmesine yönelik metodolojinin gelitirilmesi, ithalat-ihracat yönetmeliinin bu
dorultuda revize edilmesi konularnda çalmak üzere bir komisyon oluturulmutur.
Komisyon EPDK ile birlikte ortak toplantlar gerçekletirmi ve bu toplantlar
sonucunda revize ithalat-ihracat yönetmelii hazrlanm ve EPDK tarafndan
onaylanarak 1 Haziran 2011 tarihinde Resmi Gazete’de yaynlanmtr.
Revize ithalat-ihracat yönetmeliine göre senkron paralel iletilmekte olan
enterkonneksiyon hatlarmzda gerçekletirilecek kapasite tahsis ihalesine katlacak
kullanclara yol gösterici mahiyette ve gerçekletirilecek ihale ile ilgili kurallar ve
elde edilen kapasitelerin nasl kullanaca ile ilgili kurallar düzenleyen “hale
Kurallar Doküman” da hazrlanmtr. Ayrca “hale Kurallar Doküman”nin özeti
mahiyetindeki “Usul ve Esaslar Döküman” da hazrlanm olup EPDK tarafndan
onaylanmtr.
ENTSO-E’nin en son toplantsnda alnan karar gerei senkron paralel iletme testi
kapsamnda Haziran aynda 3. faza geçilmesi, yani ticari alverilerin balatlmas
kararlatrlmtr. Bu amaçla Yunanistan ve Bulgaristan kapasite tahsislerini yapm
olup Türkiye tarafndaki kapasite tahsisi de haziran ay içinde gerçekletirilmi, 20-30
171
Haziran 2011 tarihleri arasnda da Türkiye tarafndaki kapasite kullanlmaya
balanmtr.
Bu amaçla snr ötesi elektrik ticareti yapmak isteyen kullanclara yönelik olarak
TCAT platformu (TEA Kapasite Tahsis Arac – Teias Capacity Auction Tool)
hazrlanmtr. Bu platform sayesinde snr ötesi elektrik ticareti yapmak isteyen bütün
kullanclarn kayt ilemleri, ihale ilanlar, ihale sonuçlar, ikincil piyasa ilemleri,
muhatap bildirimi, program bildirimi, komu iletim irketlerine ve kontrol
koordinasyon merkezi ileticilerinden SWISSGRID’e programlama ve mahsuplama
kapsamnda gönderilmesi gereken dökümanlar ile ilgili ilemler internet tabanl olarak
yaplmaktadr.
Snr ötesi elektrik ticareti yapmak isteyen kullanclar için hazrlanan TCAT
platformu hakknda bilgi vermek ve yeni kurallar piyasa katlmclarna tantmak
amac ile 9 Mays 2011 tarihinde Elektrik Ticaretçileri Dernei’nin organizasyonunda
1 günlük eitim verilmitir.
02 Haziran 2011 tarihinden itibaren Türkiye-Bulgaristan ve Türkiye-Yunanistan
enterkonneksiyon hatlar üzerinden snr ötesi elektrik ticareti yaplmaya balanmtr.
11 aylk deneme süreci boyunca sadece aylk olarak kapasite tahsisi yaplacaktr.
Avrupa Birlii regülâsyonlar gerei kapasite tahsisinin kullanclar arasnda ayrm
gözetmeyen, pazar tabanl, kullanclara ekonomik sinyaller veren bir yöntemle
gerçekletirilmesi gerekmektedir.
Bu nedenle snrlarmzdaki enterkonneksiyon kapasitesinin tahsisi için ihale yöntemi
belirlenmitir.
02 Haziran 2011 tarihi itibari ile Türkiye’deki ticaret irketleri Avrupa iç elektrik
pazarna entegre olmu ve gerçekletirilen bütün faaliyetlerle ilgili olarak bir sorun
yaanmadan faaliyetlerini sürdürmektedirler.
Türkiye elektrik sisteminin ENTSO-E CESA (eski UCTE) sistemine senkron paralel
balanmas konusundaki çalmalar sonucunda 18 Eylül 2010 tarihi itibar ile deneme
senkron paralel iletme aamas balam, kararlln salanmas ve ticari olmayan
al-verilerin denenmesi evrelerinin baaryla tamamlanmasn takiben 1 Haziran
2011 tarihinde ticari al-verilerin yapld son evreye geçilmitir. Bu fazda
Avrupa’dan Türkiye yönüne 400 MW, Türkiye’den Avrupa yönüne ise 300mw
kapasitede elektrik enerjisi ticaretine izin verilmi olup bu miktarlar bir önceki alveriin baaryla tamamlanmasna bal olarak, aylk olarak Bulgaristan ve
Yunanistan olmak üzere her iki snr ve ithalat ve ihracat olmak üzere her iki yön için
hesaplanan Net Transfer Kapasite (NTK) deerine kadar artrlacaktr.
Enterkonneksiyon hatlarnn Net Transfer Kapasiteleri Türkiye Elektrik letim A.
(TEA) web sayfasnda yaymlanmaktadr.
7.10.2. Mevcut Enterkonneksiyon Hatlarnn Net Transfer Kapasiteleri
Bu duyuruda; 1 Haziran 2011 tarihli ve 27951 sayl Resmi Gazetede yaymlanarak
yürürlüe giren “Elektrik Piyasas thalat ve hracat Yönetmelii”nde “Ulusal elektrik
sisteminin dier ülkelere ait elektrik sistemi ile senkron paralel ekilde
iletilebilmesini ve/veya söz konusu ülke elektrik sistemindeki bir üretim tesisi ya da
üretim tesisinin bir ünitesinin Elektrik Piyasas ebeke Yönetmelii ve/veya Elektrik
Piyasas Datm Yönetmelii hükümlerine uygun olarak ulusal elektrik sistemine
172
paralel çaltrlabilmesini ve/veya enterkonneksiyon hatlar ile komu ülkede
oluturulacak izole bölgenin beslenmesi ve/veya asenkron balant” olarak tanmlanan
“Uluslararas Enterkonneksiyon art”na ve 26.07.2008 tarihli Resmi Gazetede
yaynlanan 5784 sayl Kanuna göre mevcut enterkonneksiyon hatlar kullanlarak
yaplabilecek ithalat/ihracat imkanlar açklanmaktadr.
Türkiye Elektrik Sisteminin ENTSO-E CESA (eski UCTE) sistemine senkron paralel
balanmas konusundaki çalmalar sonucunda 18 Eylül 2010 tarihi itibar ile
Deneme Senkron Paralel letme aamas balam, kararlln salanmas ve ticari
olmayan al-verilerin denenmesi evrelerinin baaryla tamamlanmasn takiben 1
Haziran 2011 tarihinde ticari al-verilerin yapld son evreye geçilmitir. Bu fazda
Avrupa’dan Türkiye yönüne 400 MW, Türkiye’den Avrupa yönüne ise 300MW
kapasitede elektrik enerjisi ticaretine izin verilmi olup bu miktarlar bir önceki alveriin baaryla tamamlanmasna bal olarak, aylk olarak Bulgaristan ve
Yunanistan olmak üzere her iki snr ve ithalat ve ihracat olmak üzere her iki yön için
hesaplanan Net Transfer Kapasite (NTK) deerine kadar artrlacaktr.
Türkiye Elektrik Sisteminin ENTSO-E sistemine entegrasyonu ile birlikte bat
komularmz dndaki ülkeler ile senkron paralel çalma ancak bu ülkelerin de
belirli standartlar ve ilemleri yerine getirmesi ve ENTSO-E’nin onay çerçevesinde
mümkün olacaktr. Bu durumda ENTSO-E balantsn salayan hatlarn dndaki
mevcut tüm enterkonneksiyonlarmzn ENTSO-E kurallarna göre çaltrlmas
gerekmektedir.
ENTSO-E kurallarna göre, DC balant, pasif izole bölge ve ünite yönlendirme
yöntemi, bu sistemle paralel çalmaya balayan bir ülkenin üçüncü ülkelerle enerji
al/verilerinde kullanlan yöntemlerdir.
7.11. Elektrik Piyasas Yasasn Deitirmek Neden Gereklidir?
Elektrik enerjisinin en önemli özellii, depo edilememesidir. Bu nedenle elektrik
enerjisi talep kadar üretilmeli ve üretildii anda tüketilmelidir. Üretim ile tüketim
arasndaki bu hassas dengeyi salayabilmek için elektrik sektöründe planlama
zorunluluu vardr.
Elektrik planlamasnda talep tahminleri gerçee yakn olmaldr. Talep tahminleri
yüksek tutulduunda gereinden fazla yatrm yaplmasna ve israfa sebep olaca
gibi, düük talep tahminleri de yetersiz elektrik üretimine dolays ile talebin
karlanamamasna neden olacaktr.
Sosyal ve ekonomik hayatmzn devamllnda baat bir rol oynayan elektrik
enerjisinde planlama bu bakmdan çok önemlidir. Plan dahilinde yaplacak elektrik
üretim tesisleri yatrmlar ile birincil kaynaklarn daha verimli kullanlmas
salanabilecei gibi elektrik üretiminde kaynaktan tüketime kadar olan aamalarda
ihtiyaca uygun maliyet oluaca için elektrik fiyatlar sürdürülebilir seviyelerde
olacaktr.
2001 ylnda yürürlüe giren Elektrik Piyasas Yasas ile kabul edilen serbest piyasa
politikas sonucunda elektrik yatrmlarnn yaplmasnda planlama terk edilmi, yeni
yatrmlarn yaplmas sektörde yer alan yatrmclarn kendi tercihlerine braklmtr.
Bu çerçevede, serbest piyasa koullarnda ihtiyacn üzerinde kapasite oluaca
böylece üretim aamasnda katlmclar arasnda rekabet oluaca beklenmitir.
173
Ancak, rekabet beklentisi olan ürün elektrik olduunda durum oldukça farkldr.
Oldukça yüksek maliyetli yatrmlarn gerektii ve tüketilecei anda üretilmesi
gereken elektrik enerjisi üretimi için ihtiyacn çok üzerinde kapasite kurulaca ve
rekabet oluaca beklentisinin gerçekçi olmayaca imdiye kadar olan gelimeler
sonucunda görülmütür. Mevcut durumda, elektrik üretim tesisleri yatrmclar
istedikleri yerde, istedikleri kaynaa bal olarak, istedikleri zamanda, istedikleri
teknolojiye bal olarak yatrm yapma olanana sahiptir. Bu durum ise ihtiyacn
fazlas yatrm yaplmasna neden olabilecei gibi ihtiyac karlamayacak miktarda
yatrm yaplmas sonucunu da getirebilecektir. Yeni yatrmlarn yaplmasnda
yatrmclar için yüksek miktarda kar etmek en önemli tercih sebebi olduundan son
yllarda yaplan yatrmlarda azalma yaanmaktadr.
2001-2010 yllar arasnda elektrik üretim tesisleri için lisans alan üretim irketlerinin
gerçekletirdikleri üretim tesislerinin toplam ancak 12700 MW civarnda olmas da
yukarda belirttiimiz görüü desteklemektedir. Geçmi yllarda özel teebbüs ylda
ancak 1500 MW toplam gücünde yatrm yapabilmitir. Oysa yllk % 6-7 arasndaki
elektrik talep artn karlayabilmek için her yl sisteme en az 3000-3500 MW
kapasitede üretim tesisi eklenmesi gerekmektedir. Özel teebbüsün mali gücü ylda
ancak bunun yarsn karlayabildiine göre kalan yarsn gerçekletirmek için
kamunun (EÜA) devreye girmesi kaçnlmazdr. Ancak, yasal bir engel olmamasna
ramen mevcut durumda EÜA tarafndan yeni kapasite yatrm yaplmas mümkün
görünmemektedir, bunun için yasal deiikliklere gidilmesi zorunluluu
bulunmaktadr.
Bu sonuçlar da göstermektedir ki 1990’l yllarn bandan itibaren neo-liberal
ekonomistlerin savunduu elektrik yatrmlarnda kamuyu dlayan serbest piyasa
politikasnn ülkemiz için geçerlilii tartmaldr. Yalnz ülkemizde deil son global
ekonomik kriz sonrasnda bu husus bir çok ülke için tartma konusudur.
Elektrik sektöründe serbest piyasa modelinin ülkemiz için dourduu olumsuz
sonuçlar giderebilmek için bir an önce elektrik enerjisi politikas deitirilmelidir.
Getirilecek yeni elektrik enerjisi politikas aadaki unsurlar kapsamaldr:
Elektrik üretim, iletim datm faaliyetleri, kamu yararn gözeten uzun vadeli bir
elektrik planlamasna göre yürütülmelidir.
Elektrik üretimi öncelikle yerli yakt kaynaklarmza dayal olmaldr.
Elektrik üretimi olumas beklenen elektrik talebini belli bir yedekle
karlayabilecek miktarda ve tüketicilerin ödeme güçlerine uygun ucuzlukta
olmaldr.
Elektrik hizmeti kesintisiz olmal bunu temin için de bakm hizmetleri ve yenileme
yatrmlar gecikmeden zamannda yaplmaldr.
Elektrik sektörü ülkenin sosyal ve ekonomik kalknmasn salayacak ekilde
yaplandrlmal, kamu ve özel sektörün bir arada ve eit artlarda çalmas
salanmaldr.
Elektrik sektörü yatrmlar için yeterli kaynak yaratabilmek için sektörde
spekülatif kar amaçl faaliyetlere izin verilmemeli, elektrii ticari bir meta olarak
gören anlay terk edilmelidir.
Elektrik sektörü öncelikle sektör içi tasarruflara dayal bir yatrm politikas
gerçekletirecek yapda olmaldr.
174
Elektrik enerjisi üretim ve tüketiminde verimlilie önem verilmelidir.
Elektrikte arz güvenilirliinin salanmasnda kamunun yeterli mali kaynak
salayabilmesi için elektrik tesislerinin özelletirilme faaliyetlerine son verilmeli
veya özelletirmeden elde edilecek gelirler kamu elektrik yatrmlar için
harcanmaldr.
Elektrik enerjisi üretim, iletim ve datm tesisleri çevre ile uyumlu olmal bu
tesislerin çevreyi kirletmeyecek ekilde ina edilmesi ve iletilmesi salanmaldr.
Enerji yatrmlarnda karbon salnm düük teknolojilere öncelik verilmeli ve
desteklenmelidir.
Kaynaklar
1.
2.
3.
4.
5.
TMMOB Hidrolik Santrallar Raporu – Ekim 2011
TEA Genel Müdürlüü
TEA statistikleri
EPDK Raporu, 2011
DEK-TMK Türkiye Enerji Raporu -2004 (Elektrik Enerjisi Sektörü)
175
176
8. DÜNYA’DA VE TÜRKİYE’DE BİYOYAKIT
(BİYOETANOL, BİYODİZEL ve BİYOGAZ)
SEKTÖRÜ
178
8.
DÜNYA’DA VE TÜRKYE’DE BYOYAKIT
BYODZEL ve BYOGAZ) SEKTÖRÜ
8.1.
Biyoyaktlar Hakknda Genel Bilgi
(BYOETANOL,
Yakn bir geçmie kadar az gelimi ülkelerin enerji tüketiminde büyük paya sahip
olan ve genellikle dorudan yakma sonucu elde edilen biyokütle enerjisi, günümüzde
modern teknoloji kullanlarak üretilen, gelimi ülkelerin enerji portföyünde yer bulan
ve ciddi politikalarla yaygnlatrlmaya çallan, çevre dostu, stratejik bir enerji
kaynadr. Dier yenilenebilir enerji kaynaklarndan farkl olarak biyokütle hem
yakt, hem elektrik elde edilebilen ve krsal kesimin ekonomisini gelitiren tek
kaynaktr. Modern tekniklerle elde edilen biyokütle enerjisi yaygn olarak biyoyakt
ad ile anlmaktadr.
Gaz, sv ve kat olmak üzere snflandrlabilen biyoyaktlar, otomobillerde, ar
vastalarda, uçaklarda, trenlerde, gemilerde ulatrma yakt olarak kullanlmasnn
yan sra doalgazn kullanld her alanda (elektrik, snma, piirme, soutma)
kullanlabilmektedir.
Sv biyoyaktlardan biri olan biyoetanol, benzin ve son yllarda motorinle de
harmanlanarak kullanlabilen, biyodizel ise motorinle harmanlanarak kullanlabilen
veya dorudan motorin yerine kullanlabilen bir biyoyakttr.
Biyogaz ise elektrik üretiminde kullanlabildii gibi, zenginletirilerek doal gazn
tüketilebildii her alanda kullanlmaktadr.
Kat biyokütle örnekleri biyobriketler, biyopelletler, kömür ve odunun kullanld her
alanda kullanlabilmektedir. Ayrca biyokütleden gazlatrma, piroliz, plazma teknii
vb termokimyasal yöntemlerle gaz ve sv biyoyaktlara eriilmesi, elektrik üretilmesi
ve pek çok kimyasal ürün elde edilmesi mümkündür.
8.2.
Biyoyaktlarn Dünya’da Kullanm
Adna biyoyakt denmemi olsa da insanolu yüzyllardr bu kayna kullanmaktadr.
Günümüzde de halen yakt olarak yararlanlmakta olan odun, tezein yan sra, hint
ya msrllar tarafndan aydnlatma yakt olarak, yer fst ya 1898’te Paris
Dünya Fuar’nda sergilenen dizel araçta yakt olarak kullanlmtr. lk ticari biyodizel
Avusturya’da 1988’de üretilmi, ilk sanayi tesisi 1991’de kurulmutur. 2009 ylnda
14,8 milyar litre olan dünya biyodizel üretiminin 9,1 milyar litresi Avrupa Birliinde
gerçeklemitir. 2010 ylnda ise AB’nin üretim kapasitesinin 21,4 milyar litre
olmasna karlk dünya biyodizel üretimi yaklak 20 milyar litre olarak
kaydedilmitir. En büyük üretici ülkeler AB bölgesinde olup, Almanya, Fransa,
spanya ve talya’dr. Temmuz 2010 tarihi itibar ile AB’de faaliyette olan 245 adet
biyodizel tesisi vardr.
179
Dünya’da üretilen 6 birim sv biyoyakttan 1 birimi biyodizel, 5 birimi biyoetanoldür.
Biyoetanol dier bir deile yakt alkolü, 1930’lu yllardan beri Brezilya’da
üretilmekte ve kullanlmakta olan bir biyoyakt olmasna karn ardarda yaanan
petrol krizleri sonrasnda dünyada da önem kazanmtr. 2010 ylnda dünyada 101,4
milyar litre biyoetanol üretilmitir. En büyük üretici ülkeler ABD ve Brezilya’dr.
ABD’de biyoetanol üretimi 2010 ylnda bir önceki yla göre % 17,2 artarak 49,4,
Brezilya’da ise % 10 artarak 28,7 milyar litreye ulamtr. Avrupa Birliinde 2009
ylnda 5,6 milyar litre olan biyoetanol üretimi 2010 ylnda 6,5 milyar litre olarak
kaydedilmitir. Tablo 1’de 2008-2010 döneminde dünyada biyoetanol üretim verileri
görülmektedir.
Tablo 8.1. Dünya Biyoetanol Üretimi (milyon litre)
Ülkeler
2008
2009
2010
36388
42.177
ABD
49.440
27.146
26.075
Brezilya
28.680
6.900
7.300
Çin
7.000
2.063
1.588
Hindistan
1.938
1.545
1.790
Fransa
1.850
950
1.320
Kanada
1.500
815
1.015
Almanya
1.120
350
390
ngiltere
650
535
513
Rusya
544
417
540
spanya
620
574
662
Tayland
795
370
360
Ukrayna
370
270
342
Kolombiya
342
186
216
Polonya
270
236
244
Arjantin
345
200
220
Endonezya
250
160
169
Güney Kore
172
111
115
talya
110
4.338
4.865
Dier Ülkeler
5.374
DÜNYA
83.554
89.901
101.370
(Toplam)
Kaynak: World Sugar Statistics, F.O.LICHT, 2011
2010 ylnda sadece Brezilya’da 335, ABD’de 204, Avrupa Birliinde 79 adet
biyoetanol tesisi bulunmaktadr.
ABD en büyük biyoetanol üreticisi olmakla birlikte son yllarda Brezilya’dan ciddi
miktarlarda ithalat yaplmaktadr.
Biyoyaktlar bata ABD ve Avrupa Birlii ülkeleri olmak üzere pek çok gelimi
ülkenin enerji portföyünde ciddi bir yer tutmu ve 1990’l yllardan bugüne kadar
çeitli politikalarla ve büyük bütçeli projelerle desteklenmitir.
180
Genellikle organik atklar ve enerji bitkilerinden elde edilen biyogaz günümüzde pek
çok gelimi ülkenin enerji portföyünde geni yer bulmaktadr. Almanya’da 4078
biyogaz tesisinden elde 12 milyar kWh elektrik 3,5 milyon evin enerji ihtiyacn
karlamaktadr. 11.000 kiinin istihdam edildii sektörde 2020 ylnda tüketilen
elektriin %20’sinin yaklak 85 milyar kWh’inin biyogazdan karlanmas
hedeflenmektedir. AB’nde biyogazn ulatrma yakt olarak kullanm da giderek
yaygnlamaktadr. Örnein sveç’te 10 yl akn süredir biyogazla çalan otobüsler,
kamyonlar, otomobiller mevcuttur. 2005 ylndan bu yana trenlerde biyogaz
kullanlmaktadr. sveç’te biyogaz kullanm vergiden muaftr. Sat fiyat
akaryakttan %20-25 daha azdr. Biyogazl araçlara ücretsiz park yeri salanmakta,
biyogazl firma araçlarnn araç vergilerinde indirim uygulanmaktadr. sveç’te de
biyogaz, doal gazn kullanld her alanda kullanlmakta ve 2020 ylnda
doalgazdan tamamen vazgeçilerek biyogaz kullanmna geçilmesi hedeflenmektedir.
8.3.
Ülkelerin Biyoyaktlara Bak Açs
Ülkeler enerji arz güvenliini artran, çevresel negatif etkileri minimum olan her türlü
seçenei deerlendirmekte ve uyguladklar politikalar ile sektörün gelimesini
salamaktadrlar.
Amerika’da 1990’l yllarn balarnda biyoetanol sektörünün öncülüünde balayan
biyoyakt serüveni biyodizel ve biyogazn da sektörde yer almasyla sürdürülmektedir.
ABD’de biyoyakt üretimi ve tüketimi her dönemin bakan tarafndan
desteklenmitir. Bakan Bush tarafndan zaman zaman tesislere yaplan ziyaretlerle
kamuoyunun konuya dikkati çekilmi, verilen tevikler ve uygulanan izleme
politikalar ile sektörün ve teknolojinin geliimi salanmtr. 3 Austos 2006
tarihinde ABD yönetimi biyoyakt aratrmalar için 250 Milyon $ bütçe ayrm,
biyoyakt ar-ge çalmalarnn daha planl yürütülebilmesi için Yüksek Teknoloji
Biyomerkezi kurulmas karar alnmtr. 2006 ylnda yürürlükte olan Yeni Enerji
Yasasnda 2012 ylnda 7,5 milyar galon yenilenebilir yakt tüketimi hedeflenmi, bu
hedefe 2008 ylnda ulalmtr. Yeni hedef 2017 ylnda 35 Milyar galon/yl (130
milyar lt/yl)’dr.
2011 ylnn Ocak aynda Bakan Obama tarafndan yaplan açklamada biyoyakt
teviklerinin sürdürülecei, petrol ürünlerinin tevik edilmeyecei bildirilmitir. Yine
2011 yl Ocak aynda “Biyoyakt Pazarnn Geniletilmesi Yasa Tasars”
görümelere açlmtr. Fleksi yaktl (E85) araçlarn, biyoyaktl pompalarn ve
yenilenebilir yakt boru hatlarnn saylarnn artrlmasn amaçlayan yasa tasarsna
göre Amerika Birleik Devletlerinde, 2015 ylnda üretilecek araçlarn %50’sinin,
2016’da üretilecek araçlarn %90’nn E85 yaktl araç olmas hedeflenmektedir. Hali
hazrda 2600 adet E85 yakt istasyonun yan sra pek çok B15, B20 istasyonlar da
bulunmaktadr.
Austos 2011 tarihinde Beyaz Saray’dan yaplan bir açklamaya göre; ABD’de
havaclk ve denizcilik tamaclnda biyoyakt kullanm ile ilgili kapsaml bir proje
181
balatlmtr. ABD Tarm ve Enerji Bakanlklar, Hava ve Deniz Kuvvetleri ile özel
sektörün katlmyla sürdürülecek olan bu projeyle askeri ve ticari ulamda
kullanlmak üzere gelimi biyoyaktlar üretilecektir. Proje 3 yl sürecek olup, bu süre
zarfnda 510 milyon dolarlk yatrm yaplmas planlanmaktadr. Mart 2011’de
Obama tarafndan açklanan “Güvenli Enerji Gelecei” plan kapsamnda yürütülecek
bu proje ile ABD’nin her yl 300 milyar dolarlk bütçe gerektiren petrol
bamllnn azaltlmas hedeflenmektedir.
Birinci kuak biyoyaktlardan daha da ötesine dikkat çeken Obama, ileri düzey
yenilenebilir ulam yaktlarnn 21. yüzyln en önemli ulusal endüstrisi olacan
söylemitir. Bu nedenle bir an önce selülozik teknolojilerin ticariletirilerek, msr
kullanmaktansa biyokütle ve atk materyallerden faydalanlmas gerektiinin altn
çizmitir.
Son günlerde kredi ABD’de krizden çk önlemlerinden biri biyotaktlar olarak ele
alnmaktadr. Obama’nn 9 Eylül 2011 tarihindeki konumasnda da ileri kuak
biyoyaktlarn üretiminin artrlmasyla ABD’nin tekrar 1 numara olaca
vurgulanmtr.
"25x25" sloganyla 2025 ylnda toplam enerji tüketiminin % 25’inin yenilebilir
kaynaklardan karlanmasn hedefleyen ABD’de, biyoyakt konusunda oluturulan
bir eylem plan uygulanmaktadr.
Bu eylem plannn ana faaliyetleri Sürdürülebilirlik, Hammadde Üretimi,
Hammadde Lojistii, Dönüüm Bilimleri ve Teknolojisi, Datm için Altyap,
Karm Oluturma, Çevre, Salk ve Güvenlik olarak belirlenmitir.
2010 ylnda, sadece biyoetanol sektörü tarafndan ABD ekonomisine 53,6 milyar
$’lk katma deer yaratlm, hane halk gelirinde 36 milyar $’lk art salanmtr.
Ayrca, 70.400’ü dorudan istihdam olmak üzere toplam 400.677 kiiye istihdam
yaratlm, Federal Hükümet için 7 milyar $, eyalet ve ehir yönetimlerine de 4 milyar
$ olmak üzere 11 milyar $ yeni vergi haslat salanmtr. Dier yandan, petrol
ithalatnda 445 milyon varil azalma, buna karlk 34 milyar $ tasarruf kaydedilmitir.
Brezilya dünyada biyoetanol kullanmnn öncüsüdür. Brezilya’da biyoetanol ilk kez
1931 ylnda benzine % 5 katlarak kullanlm, 1938’de konu ile ilgili yasal
düzenleme yaplmtr. Karm oran 1993 ylnda % 22’ye çkartlmtr. Son yllarda
ise karm oran biyoetanol fiyatlarna bal olarak % 20-26 arasnda
uygulanmaktadr. Bununla birlikte Brezilya’da %85 biyoetanollü benzin kullanan
fleksi araç kullanm oldukça yaygndr. 1979 ylnda uygulanmaya balayan Proalcool Program ile eker kamndan biyoetanol üretimi çeitli teviklerle
sürdürülmektedir. 6 milyon ha arazide (Brezilyadaki tarm arazilerinin %0,7’si) eker
kam tarm yaplmaktadr. Brezilya’nn Pro-alcool program kapsamnda Tarmsal
Gelime Bakanl, biyodizel ticareti ve datmn yapan büyük firmalarn kulland
hammaddelerin %50’sini küçük çiftçilerden salamas zorunluluu sayesinde ülkenin
kuzey dou bölgesinde 2004 sonrasnda 100,000 yeni i imkan yaratlmtr.
182
• Enerji Raporu 2011
Brezilya’da 1 milyon kii biyoetanol sektöründen karnn doyurmaktadr. 335 adet
biyoetanol fabrikas bulunan ülkede 186 milyar dolar’lk petrol tasarrufu salanmtr.
Kam ekeri Sanayileri Birlii “UNICA”ya göre 2012 yl itibariyle fabrikalarn
saysnn 409’a ve toplam etanol üretiminin 35,7 milyar litreye ulamas
beklenmektedir.
AB’de biyoyaktlar enerji güvenlii, tarmsal kalknma ve küresel snmayla mücadele
açsndan büyük önem tamaktadr. 1990’l yllardan bu yana gelitirilen politikalar
çerçevesinde yaymlanan çeitli resmi belgelerle biyoyakt kullanmna ilikin çeitli
hedefler belirlenmi, bu hedefleri gerçekletirmek üzere stratejiler gelitirilmi, tevik
sistemleri oluturmu ve yol haritalar hazrlamtr. Biyoyakt üretiminin yan sra
enerji tarmn da destekleyen politikalar gelitirilmitir.
AB’de 1997 ylnda yaymlanan Beyaz Belge Bildirisi ile 2020 ylnda 5 milyon ton
sv biyoyakt (biyodizel, biyoetanol) kullanm hedeflenmi, 2000 ylnda yaymlanan
Yeil Belge, 2003 ylnda çkartlan Biyoyakt Tevik Direktifi, 2005’te yürürlüe
giren Kyoto Protokolü, 2006’da yaymlanan Biyoyakt Strateji Belgesi gereince, üye
ülkeler biyoyakt üretimi ve kullanm konusunda önemli politikalar oluturmulardr.
Hedeflerin gerçeklemesi için pek çok Avrupa ülkesinde biyoyakt kullanm
zorunluluktur ve çeitli desteklerle kullanm ve üretimi yaygnlatrlmaktadr. AB
Komisyonu tarafndan hazrlanan Vizyon 2030 belgesinde, 2030 ylnda % 25
biyoyakt kullanm öngörülmektedir. Bununla birlikte ticari geliimini tamamlayan
birinci kuak biyoyaktlarn (biyodizel, biyoetanol, biyogaz vb) ardndan, 2010’dan
itibaren ikinci kuak biyoyakt üretiminin ticarilemesi ve bu sürecin 2020’de
tamamlanarak biyorafinerilere geçilmesi, 2030–2050 döneminde de entegre
biyorafinerilerin yaygnlatrlmas hedeflenmektedir.
AB 2020 ylnda enerji tüketiminin %20’sini yenilenebilir enerjiden karlayacaktr.
Bu çerçevede her bir üye ülke için ulatrma sektöründe %10 biyoyakt kullanm
hedefi konulmutur. Hedefler 2008 ylnn Aralk aynda yaymlanan Yenilenebilir
Enerji Direktifinde de yer almakla birlikte biyoyaktlarn sürdürülebilirlik kriterleri
çerçevesinde üretilmesini ve/veya ithal edilmesini art komaktadr. Bu kouldan
hareketle AB Komisyonunda, 2008 ylndan bu yana biyoyaktlarn
sertifikalandrlmas üzerine yaplan çalmalar tamamlanm ve Avrupa Birliine üye
ülkelerde biyoyaktlarn çevreye zarar vermeden üretilmesi ve ithal edilmesini
salayacak olan “Sürdürülebilirlik Kriter Paketi” 10 Haziran 2010 tarihinde
Komisyon tarafndan kabul edilmitir.
Sürdürülebilirlik Kriter Paketine göre, fosil yaktlara nazaran % 35 sera gaz tasarrufu
salayan biyoyaktlar sertifikalandrlacaklardr. Bu deer 2017 ylnda % 50, 2018
ylnda %60 olarak uygulanacaktr. Bununla birlikte gda amaçl tarm arazilerinde ve
biyoçeitlilii yüksek alanlarda yetitirilen biyoyakt hammaddelerinden üretilen
biyoyaktlara sertifika verilmeyecektir.
AB’de ve dünyada biyoyaktlar ve biyodizel konusunda Almanya öncü bir ülkedir.
Biyoyaktlar “Yenilenebilir Enerji Kaynaklarna Öncelik Tanma Yasas” kapsam
183
içinde deerlendirilmektedir. 2007’den itibaren biyoyaktlara kademeli vergi
uygulamasna balanm ancak biyodizelin çiftçi yakt olarak kullanmnda vergi
istisnas getirilerek enerji tarm desteklenmitir. Milyon tonluk biyodizel üretimi her
geçen yl artmaktadr. Almanya 01.01.2007’den geçerli olmak üzere Enerji Vergisi
Kanunu ile Biyoyaktlara kullanm zorunluluu getirmitir. Buna göre Motorinde
(enerji deeri olarak) %4,4 (Hacimce %5’e denk gelmektedir), Benzinde %1,2 (2007),
%2 (2008), 2,8 (2009), %3,6 (2010) zorunlu kullanm uygulanmaktadr.
Biyodizel ve biyoetanolün yan sra biyogaz sektörünün de gelitii Avrupa’da enerji
bitkilerinin yetitirilmesi ve biyogazdan elde edilen elektrik tevik edilmektedir.
Genellikle organik atklar ve enerji bitkilerinden elde edilen biyogaz günümüzde pek
çok gelimi ülkenin enerji portföyünde geni yer bulmaktadr. Almanya’da 4078
biyogaz tesisinden elde 12 milyar kWh elektrik 3,5 milyon evin enerji ihtiyacn
karlamaktadr. 11.000 kiinin istihdam edildii sektörde 2020 ylnda tüketilen
elektriin %20’sinin yaklak 85 milyar kWh’inin biyogazdan karlanmas
hedeflenmektedir. AB’nde biyogazn ulatrma yakt olarak kullanm da giderek
yaygnlamaktadr. Örnein sveç’te 10 yl akn süredir biyogazla çalan otobüsler,
kamyonlar, otomobiller mevcuttur. Halihazrda sveç’teki otomobilerin %60’ biyogaz
ile çalmaktadr. 2005 ylndan bu yana trenlerde de biyogaz kullanlmaktadr. 2005
ylndan bu yana trenlerde de biyogaz kullanlmaktadr. Ülkede 2005’de 160 GWh(16
milyon litre petrole edeer) 2006’da 230 GWh (23 milyon litre petrole edeer)
biyogaz üretilmitir. 1999 tarihinden bu yana biyogaz standard kullanlmakta olan
sveç’te 2007 yl rakamlarna göre 68 özel biyogaz istasyonu, 27 belediyeye ait
biyogaz dolum istasyonu mevcuttur.
sveç’te biyogaz kullanm vergiden muaftr. Sat fiyat akaryakttan %20-25 daha
azdr. Biyogazl araçlara ücretsiz park yeri salanmakta, biyogazl firma araçlarnn
araç vergilerinde indirim uygulanmaktadr. sveç’te de biyogaz, doal gazn
kullanld her alanda kullanlmakta ve 2020 ylnda doalgazdan tamamen
vazgeçilerek biyogaz kullanmna geçilmesi hedeflenmektedir.
Biyoyaktlar AB’de Kyoto Protokolü’nün gereklerinin yerine getirilmesi konusundaki
çalmalar kapsamnda da öncelikli olarak ele alnmaktadr.
AB ve ABD’nin yansra Brezilya, Kanada, Malezya, Tayland, Çin, Kolombiya,
Filipinler vb. pek çok ülkede biyoyaktlarla ilgili harmanlama zorunluluklar
uygulanmaktadr.
8.4.
Ülkemizde Biyoyakt Sektörü
Ülkemizdeki biyodizel ve biyoetanol çalmalarnn balangc 2000’li yllarn
balarna rastlamaktadr. Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanl tarafndan yürütülen
Biyoenerji Projesi ile yatrmclar 2000’li yllarn balarnda biyoenerji ile tanm ve
yatrmclarn konuya ilgisi büyük olmutur. Bu çerçevede, ksa sürede pek çok
biyodizel tesisi kurulmu, hatta baz kimya fabrikalar biyodizel tesislerine
dönütürülmütür. Geçtiimiz yllarda Türkiye’de 56’s lisansl olmak üzere 200’den
184
fazla biyodizel tesisi kurulmutur. Kurulan biyodizel tesislerinin toplam kapasiteleri
1,5 milyon ton civarnda olmakla birlikte yerli hammadde bulunmamas nedeniyle pek
çok tesisin kapand bilinmektedir. 14 Eylül 2011 verilerine göre EPDK’da kaytl 36
firma biyodizel üretim lisansna sahiptir. Ancak yerli tarm ürünlerinden aktif
biyodizel üretimi yapan sadece bir firma (DB Tarmsal Enerji Sanayi Ve Ticaret A.)
bulunmaktadr. zmir’de faaliyet gösteren firma Eskiehir’den Turhal’a, Uak’tan
Siirt’e kadar verimsiz tarm arazilerinde yetitirilen aspir bitkisi ile biyodizel üretimini
gerçekletirmektedir. Çevre Bakanl verilerinde 3 adet tesis atk yadan biyodizel
üretimi için izinli görünse de bunlardan sadece 1 tanesi EPDK’dan lisansldr ve aktif
üretim yapmaktadr (Ezici Biyodizel). Çok yakn bir gelecekte de firmann biyodizel
üretiminden vazgeçerek elektrik üretimi yapmay planland bilinmektedir.
Ülkemizde yerli hammadde ile üretilen biyodizelin motorinle harmanlanan %2’lik
dilimi ÖTV’den muaftr. 27.09.2011 tarihli Resmi Gazetede yaymlanarak yürürlüe
giren EDK Karar gereince piyasaya akaryakt olarak arz edilen motorin türlerinin,
yerli tarm ürünlerinden üretilmi biyodizel (ya asidi metil esteri-YAME) içeriinin
1 Ocak 2014 tarihi itibariyle en az yüzde 1, 1 Ocak 2015 tarihi itibariyle en az yüzde
2, 1 Ocak 2016 tarihi itibariyle en az yüzde 3 olmas zorunluluu getirilmitir.
Biyoetanol pazarnda ise daha istikrarl bir süreç ilemitir. Biyodizele benzer ekilde
2000’li yllarn banda balayan biyoetanol akm istikrarl yaplanma ile günümüze
kadar gelse de bugüne kadar kullanm zorunluluu olmamas nedeniyle sektörde bir
canllk salanamamtr.
Ülkemizde, biyoetanol sektöründe mevcut durumda 3 üretim tesisi bulunmaktadr.
Bununla birlikte Eskiehir eker Fabrikas Alkol Üretim Tesisinde de yakt alkolü
üretimine dönük yatrm yaplmtr. Yasal düzenlemeleri Tütün ve Alkol Piyasas
Düzenleme Kurumu tarafndan yaplmaktadr. Türkiye’de kurulu biyoetanol üretim
kapasitesi 149,5 milyon litredir. Bunun %56’lk ksm, 84 milyon litre ile bir çiftçi
kuruluu olan Pankobirlik çats altnda yer alan Konya eker Tic. ve San. A..’ye
aittir. Hammadde olarak eker pancar ve eker prosesinin art olan melas
kullanlmaktadr. Dier 2 tesis Bursa (Kemalpaa) ve Adana’da kurulu olup msr ve
budaydan üretim yaplmaktadr. Ülkemizin biyoetanol kurulu kapasitesi benzin
tüketimimizin yaklak %7’sini karlar durumdadr. Ancak pazarda yer alan
biyoetanol benzin tüketimimizin %1’inin çok altndadr.
Ülkemizde sadece eker pancarna dayal biyoetanol üretim potansiyeli 2–2,5 milyon
ton civarndadr. Bu deer 2010 yl benzin tüketimimizin tümünü karlamaktadr.
Ülkemizde biyodizelde olduu gibi biyoetanolde de yerli hammadde ile üretilen
biyoetanolün benzinle harmanlanan %2’lik dilimi ÖTV’den muaftr. EPDK'dan
yaplan açklamaya göre, piyasaya akaryakt olarak arz edilen benzin türlerine, 1 Ocak
2013 tarihinden itibaren yüzde 2, 1 Ocak 2014 tarihi itibariyle de en az yüzde 3
orannda yerli tarm ürünlerinden üretilmi yakt etanolü (biyoetanol) ilave edilmesi
zorunlu klnmtr.
185
Dier yandan Gda, Tarm ve Hayvanclk Bakanl’na bal olan Karadeniz
Aratrma Merkezi bünyesinde kurulmakta olan Enerji Tarm Aratrma Merkezinin
2011 ylnn sonunda hizmete girmesi beklenmektedir. Merkezin öncelikli çalma
konularndan birisi ileri kuak biyoyakt teknolojileri dorultusunda olaca
bildirilmektedir.
Biyogaz konusunda ülkemizdeki profesyonel çalmalar 1980 ylnda Tarm Bakanl
bünyesinde balam olmasna ramen, sürdürülememitir. Vizyon 2023’e göre,
modern biyokütle alannda 2005 itibaryla balamas planlanan çalmalar çerçevesinde,
2010 Yl’na kadar biyokütle gazlatrma aratrmalarnn yaplmas ve pilot tesislerin
kurulmas, 2018 Yl’nda küçük (1-3 MW) ve orta (5-10 MW) ölçekli biyokütle
gazlatran kojenerasyon tesislerinin kurulmas öngörülmütür.
Yine Vizyon 2023’e göre, 2009 Yl’nda organik atklarn bertaraf edilmesi amacyla
evler için 20 m3 metan/ton organik madde kapasiteli anaerobik çürütme reaktörlerinin
tasarlanmas, 2012’de, gaz s enerjisine dönütüren reaktörlerin tasarlanmas,
2014’te ise elde edilen gaz elektrik enerjisine dönütüren reaktörlerin tasarlanmas
öngörülmektedir. 2016 Yl’nda ise gazn temizlenerek hidrojen gaz elde edilmesi ve
2018 Yl’ndan sonra biyokütleden de elde edilebilen hidrojen teknolojisinin tatlarda
uygulanmas beklenmektedir.
Her ne kadar öngörüler ve hedefler konulsa da bir strateji çizilmedii ve eylem
planlar hazrlanmad için 2012’ye adm attmz u günlerde beklenen gelimeler
kaydedilememitir. Bununla birlikte, geçtiimiz birkaç ylda biyogaz sektörünün
dünyadaki geliimine paralel olarak ülkemizde de çalmalar yeniden balamtr. Bu
süre zarfnda gündemde olan “Yenilenebilir Enerji Kaynaklarnn Elektrik Üretimi
Amaçl Kullanmna likin Yasa 2011 ylnn Ocak aynda yürürlüe girmitir.
Yasaya göre biyokütleden elde edilen elektrik 10 yl süre ile 13,3 dolar centten alm
garantisine sahiptir. Bu deer yatrmcnn beklentisinden az olduu için aslnda
patlama noktasnda olan sektörde beklenen büyüme ne yazk ki gerçekleememitir.
Bununla birlikte
Haziran 2011 tarihinde resmileen “Yenilenebilir Enerji
Kaynaklarndan Elektrik Enerjisi Üreten Tesislerde Kullanlan Aksamn Yurt çinde
malat Hakknda Yönetmelik” gereince yerli kaynaklarla kurulan tesisler için 5
yllna verilen tevikler bir nebze olsun kurtarc olmutur.
Ülkemizde biyogaz sektörü bata Ankara, stanbul, Bursa, Kayseri, Gaziantep,
Samsun vb baz ehirlerimiz olmak üzere çöpten biyogaz üretimi, baz sanayi tesisleri
ve belediyelerin atk su ve tesislerinden biyogaz üretimi, Orman ve Su leri Bakanl
tarafndan Anadolu’nun farkl yörelerinde yürütülen gazifikasyon demonstrasyon
projeleri ve özel sektörde yürütülmekte olan saylar az da olsa nitelikli biyogaz
projelerinden olumaktadr. 22,6 MW’lk elektrik üretim kapasitesine sahip olan
Ankara-Mamak çöplüünden elde edilen elektriin yan sra oluan atk s çöplük
arazisinde kurulan seralarda kullanlmaktadr. Ayrca toplamda 2.000 m2’ye
tamamlanacak havuzlarda verimli bir biyoyakt hammaddesi olan algler (su yosunu)
yetitirilmektedir. TÜBTAK-MAM tarafndan zmit Belediyesi ortakl ile kurulan,
186
küçük ve büyük ba hayvan atklar ile park ve bahçe atklarndan üretim yapan 330
kW’lk biyogaz tesisi bu yl hizmete alnmtr.
Ülkemizde 13 Ekim 2011 tarihi itibar ile, EPDK’dan iletme lisans alan 23 adet
biyokütle santral bulunmaktadr. Pek çounun iletmede olduu bu santrallarn
toplam elektrik üretim kapasitesi yaklak 131 MW’tr. Bunlara ilaveten toplam 8,32
MW kapasiteli 3 tesise de lisans verilmesi uygun görülmütür.
Dier yandan hayvan varlmz sürekli azalmasna ramen TUK, FAO ve Tarm
Bakanl verilerine göre 2010 ylnda 11,4 milyon büyükba, 29,2 milyon küçükba
ve 238 milyon kümes hayvan varlmz bulunmaktadr. Literatür verilerine göre 1
büyükba hayvan ylda 3,6 ton, bir küçük ba hayvan 0,7 ton, 1 kümes hayvan 0,022
ton ya gübre üretmekte ve 1 ton sr gübresi 33 m3, 1 ton koyun gübresi 58 m3, 1
ton kümes hayvan gübresi 78 m3 biyogaz oluturmaktadr. Basit hesapla ülkemiz
yllk hayvan dks biyogaz teorik potansiyelinin büyüklüü tahminen kümes
hayvanlar: 401,5 milyon m3, küçükba hayvanlar: 852,6 milyon m3, büyükba
hayvanlar 1354,2 milyon m3 2608 milyon m3 gaz üretilebilir.
Ülkemizde krsal kesimde ilkel beslenen küçükba ve büyükba hayvan says yldan
yla azalrken çiftliklerde çok hayvanl besi hayvancl hzl bir art göstermektedir.
Ayn ekilde çok sayl kümes hayvannn bir arada beslendii tavuk çiftlikleri de
hzla artmaktadr. Bu durum ise hayvan atklarndan daha büyük tesislerde biyogaz
üretimini daha ekonomik hale getirecektir. Türkiye’nin biyogaz potansiyeli 14002000 Btep/yl olduu tahmin edilmektedir.
8.5.
Sonuç
Biyokütle, dier yenilenebilir enerji kaynaklarndan farkl olarak hem elektrik hem
yakt üreten ve krsal kesimde ciddi anlamda sosyo ekonomik katk yaratan bir
kaynaktr. Pek çok gelimi ve gelimekte olan ülkenin enerji politikalarnda geni yer
edinmitir.
Ülkemizde ise çok büyük potansiyeline ramen biyokütle enerjisine gereken önem
henüz verilmemektedir. Bununla birlikte 2011 ylnda yaplan düzenlemeler sektörde
memnuniyetle karlanmtr.
Her ne kadar biyokütleden üretilen elektrik 10 yl süreyle 13,3 dolar cent’ten alm
garantisine sahip ise de bu deer, (her ne kadar kullanlan hammaddeye bal olarak
deise de) bugünkü koullarda baa ba noktasna denk gelmektedir. Bununla birlikte
yerli katk pay ile baz projeler ekonomik olmaktadr.
Dier yandan 2013 ve 2014 yllarnda kademeli olarak balanacak biyoetanol ve
biyodizel kullanm zorunluluklar biyokütle sektörünü canlandracaktr. Ancak gdayem ve biyoyakt hammaddesi dengesi kurularak planl bir enerji tarmyla bu süreç
tamamlanmaldr.
187
Ayrca Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanl tarafndan dier bakanlklarn, kurum ve
kurulularn da ibirlii ile Biyokütle Strateji Belgesi oluturulmal, orta ve uzun vade
için biyoyakt üretim ve kullanm hedefleri belirlenmeli, hedeflere ulalmas için
eylem planlar hazrlanmal, teknoloji platformlar kurulmal, hammadde
üreticisinden, biyoyakt kullancsna kadar sektördeki aktörler için uygun destekleme
politikalar belirlenmeli ve sektör için bir izleme mekanizmas oluturulmaldr.
zleme çalmalarnn sonuçlarna göre strateji ve eylem planlar belli aralklarla
revize edilmelidir.
Türkiye sahibi olduu zengin biyokütle kaynaklarn, “enerji arz güvenliinin
sigortas, krsal kesimin refah” vizyonu ile deerlendirmelidir.
Kaynaklar
1. AR, Biyoyaktlar ve Sorunlar, VI. Yeni Ve Yenilenebilir Enerji Kaynaklar
Sempozyumu, Kayseri, 21-22 Ekim 2011.
2. AR, F.F. (Editör), “Biyoyaktlar”, Grup Çalmas, Dünya Enerji Konseyi Türk
Milli Komitesi Yayn, Yayn no: 0016/2010, ISBN: 978-605-89548-5-4, Poyraz
Ofset, Ankara, 2010.
3. Doan, M., Ülkemizin Biyoenerji Potansiyeli ve Ekonomik Deerlendirilmesi
Üzerine, Biyokütle Çaltay, Bursa, 7-8 Ekim 2011.
4. Renewable Fuel Association, 2011
5. World Sugar Statistics, F.O.LICHT, 2011
6. www.epdk.org.tr; 2011
188
9. BİYOKÜTLE’DEN ENERJİ ÜRETİMİ
190
9. BYOKÜTLE’DEN ENERJ ÜRETM
9.1. Giri
Tarm atklar, orman atklar, hayvansal atklar, enerji bitkileri ve benzerleri olarak
adlandrlan biyokütle kaynaklarnn oldukça geni kullanm vardr. Bu atklar
hayvansal gübre, ormanclk ve orman endüstrisinden aaç atklar, gda ve kat
endüstrisi kalntlar, belediyelerin yeil kalntlar, kanalizasyon çamuru, yllk ksa
rotasyonlu aaçlklar (okaliptüs, kavak, söüt), çayr, eker bitkileri (eker kam,
pancar, süpürge dars), niasta mahsülleri (msr, buday) ve yal mahsüller (soya,
ayçiçei, ya algam, palmiye ya) olarak snflanabilir. Biyokütle tabanl bu
malzemeler, hem dorudan biyokütle, hem de biyoyakt olarak enerji üretimi amaçl
kullanlmaktadr. Ülkemizde 6831 sayl Orman Kanunu’nun 34. ve 37. Maddeleri
uyarnca orman artklar kullanlabilir. Bu atklardan enerji üretimi amac için
faydalanlmaldr. Aaç ve dier tarmsal kalntlar, endüstride buhar ve elektrik
üretmek üzere kojenerasyon santral (CHP: Combine Heat Power) yakt (ya da e
yakt) olarak yaklmakta ve ayrca mesken ve ticari bina stmas amacyla da
kullanlmaktadr.
Küçük ölçekli gazlatrma tesisleri dank küçük yerleim yerleri ve küçük güç
santralleri için ideal bir seçenektir. Elektrik üretimi ve s geri kazanma kombine
tesisleri, dünyada saysz uygulamalarla srad bir öneme sahiptir. Gazlatrma, kat
yaktn enerji bileenini gaz motoru veya gaz turbini ile direk olarak enerjiye
çevrilmesini kapsayan bir yöntem sunmaktadr. Gazlatrma teknolojisi kombine s
güç sistemleri (CHP) üretim tesislerinde de ve entegre gazlatrcl kombine çevrim
(IGCC) santrallerinde kullanlabilir. Esnek çalma özelliine sahip olan gazlatrma
tesisleri, ksmi oksijen ortamnda yaplan gazlatrma ile çevreye uygun ve emisyon
deerleri ile uyumlu özelliklere sahiptir.
Türkiye’de, çam ve mee atklarnn, buday, arpa, msr ve pamuk ürünlerinin
atklarnn ve dier biyokütle kaynaklarnn yllk toplam enerji deerinin yaklak
10.000 MWe civarnda olduu tahmin edilmektedir. Bu denli büyük bir potansiyelin
ve özellikle yerli kaynan bölge ve ülkemiz ekonomisine vakit kaybetmeden
katlmas tarmsal atktan enerji üretim tesislerinin bölgede yaygn olarak
uygulanmasnn mümkün ve kaçnlmaz olduu ortaya çkmaktadr. Orman ve
tarmsal atk enerji üretim tesislerinin bölgede yaygn olarak gelitirilmelerinin
bölgeye salayaca faydalar çok yönlüdür. Bitkisel organik maddelerdenn oluan
biyokütlenin yaklmas sonucu ortaya çkan CO2 daha önce bu maddelerin olumas
srasnda atmosfere oksijen vermesi nedeniyle, biyokütleden enerji elde edilmesi
süreci CO2 salnm açsndan avantajl olacaktr. Organik madde içeren artklarn
deerlendirilmesi, çevre kirlilii ve temiz enerji üretimi bakmndan önem
tamaktadr. Bu amaçla özellikte gelimekte olan ülkelerde kullanm en yaygn olan
kaynak biyokütledir. Dünya enerji tüketiminin yaklak %15’i, gelimekte olan
ülkelerde ise enerji tüketiminin yaklak %43’ü biyokütleden salanmaktadr
(Baçetinçelik ve ark. 2003, 2005). Biyokütle; her yerde yetitirebilmesi, çevre
korunmasna katks, elektrik üretimi, kimyasal madde ve özellikle tatlar için yakt
olabilmesi nedeni ile stratejik bir enerji kayna olarak kabul edilmektedir. Biyolojik
kökenli yaktlardan enerji üretimi için en etkin yöntemlerden birisi, kombine s ve
191
güç üretimidir. Kombine s ve güç üretiminden, endüstriyel uygulamalar için ilem
ss ve buhar üretimi amacyla da yararlanlabilir. Endüstri sektöründe kurutma gibi
birçok ilem için s üretimine gereksinim vardr. Bu gereksinim, bölgesel stma
sistemi olmakszn kombine s ve güç üretimi ile karlanabilir. Ayrca küçük ölçekli
kombine s ve güç tesislerinden elde edilen s enerjisi, kamusal ve endüstriyel
binalarn stlmasnda kullanlabilir (Baçetinçelik ve ark. 2003; Tolay, 2007, 2010).
Biyokütle kaynaklar, pellet yapm, yakma, gazlatrma gibi teknolojilerle enerji
üretiminde elektrik ve s üretim amaçl kullanlabilir. Orman ve tarm atklar çevreye
zarar vermeden ve yakmadan bertaraf etmenin en optimum ve ekonomik yolu
gazlatrma ilemidir. Gazlatrma özellikle kömür, biyokütle ve kat atklarn
kontrollü hava ile kat halden gaz haline dönütürme ilemidir. Yakmaya göre
gazlatrma ileminin enerji verimliliini daha yüksek ve karbondioksit (CO2)
emisyonu daha düüktür.
9.2. Türkiye’de Odunsu Biyokütle
Odun mükemmel bir biyokütle kaynadr. Odun dorudan yaklarak kullanlabildii
gibi çeitli ilemler sonucunda pelet, briket haline getirilerek de konutlarda ve i
yerlerinde stma amacyla kullanlabilmektedir. Odun tek bana ya da kömür ve
dier biyokütle yaktlaryla birlikte kalorifer kazanlarnda, elektrik santrallerinde ve
gazlatrma kazanlarnda yakt olarak kullanlabilir. Modern teknolojiler odundan
daha fazla enerji almamz mümkün klmaktadr. Gelecein teknolojileri ise odun
artklarnn ilenerek içten yanmal motorlarda, yakt hücrelerinde ya da doalgaz
tesislerinde kullanlmak üzere yapay gaz üretilmesine olanak salamaktadr. En
nihayetinde daha gelimi yakt üretim teknolojileriyle, odunda bulunan selülozik
maddelerden biyobenzin, biyomotorin gibi çeitli sv yaktlar üretilebilmektedir.
Türkiye’de henüz odunsu biyokütleden ticari olarak elektrik enerjisi ya da s enerjisi
salayan güç üretme tesisi olmamakla birlikte bu konuda deneme çalmalar devam
etmektedir. Çaycuma’da faaliyet gösteren OYKA kat fabrikas, tesisin elektrik
ihtiyacn karlaka üzere 10 MW’lik güç üreten bir buhar türbini sistemi yaptrmtr.
Sistem yakt olarak kat hamuru yapmnda deerlendirilemeyen odun talan
kullanacaktr.
Tablo 9.1. Türkiye’de Yllar tibariyle Odun Üretimi
ODUN
ÜRETM
YILLAR
1925-1937
1938-1949
1950-1962
1963-1973
1974-1984
1985-1990
1991-1995
1996-2000
2001-2006
192
YAKACAK ODUN
ÜRETM
m3
11.600.000
38.133.702
103.951.626
127.198.000
44.539.000
38.590.000
25.706.000
22.635.000
30.000.000
ENDÜSTRYEL ODUN
ÜRETM
m3
6.440.000
6.601.263
19.550.732
46.185.000
25.558.000
75.960.000
34.978.000
35.882.000
49.670.000
TOPLAM ODUN
ÜRETM
m3
18.040.000
44.734.965
123.502.358
173.383.000
70.097.000
114.550.000
60.684.000
58.517.000
79.670.000
Odunsu biyokütleden elektrik ve s üreten termik santraller konusunda gerek devletin
gerekse özel sektörün çalmalar yetersizdir. Endüstriyel orman ürünleri sektöründe
faaliyet gösteren fabrikalar, güç üretme merkezlerinin odunsu biyokütle yakmaya
uygun olmamas, çevre yönetmeliklerine uygun baca gaz deerlerini
salayamamalar, yeterince odunsu biyokütle temin edememeleri, odunsu
biyokütlenin tanmasndaki zorluklar gibi nedenlerle elektrik enerjisi htiyaçlarnn
çounu doalgazla çalan çevrim santrallerinden karlamaktadr. Bu tür fabrikalarda
odunsu biyokütleden sadece s enerjisi üretiminde faydalanlmaktadr. Tablo 9.1’de
Türkiye’de yllar itibariyle odun üretimi gösterilmitir.
Ülkemizde 6831 sayl Orman Kanunu’nun 34. ve 37. Maddeleri uyarnca orman
artklar çeitli amaçlar için kullanlabilir. Bu atklardan enerji üretimi amac ile
mutlaka faydalanlmaldr. Son yllardaki biyokütle çalmalarnn büyük bölümü,
orman yangnlarn önleme ve orman iletme faaliyetlerinin artmas nedeniyle orman
artklar üzerinde younlamtr. Orman Bölge Müdürlüklerinin faaliyetleri arasnda
ormanlarda biriken tehlikeli yaktlarn ormandan uzaklatrlmas, diri örtü temizlii
ve orman bakm çalmalar önemli bir yer tutmaktadr. Orman letmeleri, yangn
tehlikesi oluturan orman içi artklar daha çevreci yaklamlarla, deiik ekilde
deerlendirebilir. Orman letmeleri açsndan en iyi çözüm orman artklar için bir
pazarn yaratlmasdr. Düünülen pazar, orman letmelerinin, ormanclk faaliyetleri
yatrm programlarnda ihtiyaç duyulan genilemeyi karlayabilecek kadar gelir
getirmelidir. Ormanlarmzda bir biyokütle projesini desteklemek için gerekli olandan
çok daha fazla miktarda orman art bulunmaktadr. Bununla birlikte orman içi
artklarnn temininin deiken olmas, toplama, tama ve depolama maliyetleri gibi
bir takm güçlükler orman içi artklarnn yakt olarak kullanlmas konusunda
yaplmas gereken çalmalar geciktirmektedir. Orman art teminindeki deimeler
ormanclk faaliyetlerinin dönemsel yapsndan, orman endüstrisi sektöründeki
eilimlerden ve ormanclk faaliyetleri için ayrlan bütçe ödeneklerinin deimesinden
kaynaklanmaktadr.
Türkiye’deki orman endüstrisi son yllarda yükselme eiliminde olup sektörün
talebini karlayabilmek amacyla endüstriyel odun üretimi son 4 ylda %35
artrlmtr. Endüstriyel odun üretimi 10 milyon m3 yakacak odun üretimi ise 4
milyon m3 olmutur. Ormanda hasat sonras kesilen aaçlarn yaklak %50’si
endüstriyel ürün olarak deerlendirilemeyen ksmlardan oluturmaktadr. Buna göre
yllk 10 milyon m3 olan tomruk üretiminden yaklak 5 milyon m3 orman art elde
edilebilir. Bu artn bir ksm toprak zenginletirme amacyla ormanda
braklmaktadr. Ormanlarmzda, Orman Genel Müdürlüü’nün yakacak odun üretimi
dnda ormanlarn iyiletirilmesi, bakm ve hasat sonucu oluan üretim artklar,
orman yangnlar açsndan tehlike oluturan odunsu materyaller, bozuk baltalk
ormanlarn belli bir ölçüde iyiletirilerek verimli hale dönütürülmesiyle elde
edilecek emvâl; krsal kesimde yakacak olarak deerlendirilen odunlar ve özellikle
Karadeniz Bölgesinde yaygn olan üceyrat odun olmak üzere, yllk kabaca 8 milyon
tonluk bir odunsu biyokütle potansiyeli olduu tahmin edilmektedir. Yaklak 2 MTep
enerji deerine karlk gelen orman artklarndan salanan odunsu biyokütle
potansiyelimizin, Türkiye’nin toplam enerji tüketiminin kabaca %2 sini karlamaya
193
yetecek kapasitede olduunu söylenebilir.
9.3. Türkiye’de Tarmsal Biyokütle Potansiyeli
Türkiye'de deerlendirilemeyen birçok tarm at bulunmaktadr. Bunun balca
nedenleri arasnda, dank ekilde bulunan bu atklarn tama ve içilik maliyetleri
gelmektedir. Tarmsal atklar 3 grupta incelenebilir:
1. Bitkisel üretim sonucunda arta kalan atklar
2. Hayvansal üretim sonucunda arta kalan atklar
3. Tarm ürünlerinin ilenmesi sonucunda ça çkan atklar
Türkiye’nin toplam tarmsal alan yaklak 26 350 milyon hektardr. Bunun %38.4’ü
ekili alan, %44.1’i orman, %10.4’ü nadas alan, %7.1 meyve ve sebze ekili alandr.
Tahllar, yal tohumlar ve yumrulu ürünler Türkiye’de en yaygn ürünlerdir.
Türkiye’de yllk toplam tarmsal atk miktar yaklak olarak 50-65 milyon tondur.
Atklar tarmsal üretimden sonra tarlada braklr. Tahl saman çeitli amaçlar için
kullanlr. Örnein hayvan yemi ve hayvan altl olarak kullanlr. Endüstriyel
tarmsal ürünlerin üretiminden kalan balca atklar tarlaya braklr. Bunlar; pamuk
sap, msr sap, ayçiçei sap, saman ve tütün sap vb atklardr. Türkiye’deki tarla
ürünlerinin yllk toplam üretimi ve atk miktarlar Tablo 9.2.’de verilmitir. Toplam
sl deeri yaklak olarak 228 PJ’dur. Toplam sl deer içerisinde pay en fazla olan
temel ürünler srasyla msr %33.4, buday %27.6 ve pamuk %18.1’dir.
Türkiye’de Tarmsal Biyokütle Potansiyelinin Bölgesel Dalm
Türkiye’de tarla bitkileri yllk atk miktarnn toplam sl deeri yaklak olarak 228
PJ’dür. Bunun içinde en büyük pay %33.4 ile msr, %27.6 ile buday ve %18.1 ile
pamuk almaktadr. Bahçe bitkileri yllk atklarnn toplam sl deeri yaklak 75
PJ’dür. Bunlar içerisinde ise en büyük pay %55.8 ile fndk ve %25.9 ile zeytin
almaktadr. Türkiye’de tarla bitkileri atklarnn sl deerlerinin bölgelere göre
dalm srasyla; Akdeniz %24.8, Marmara %18, Güneydou Anadolu %16.3, ç
Anadolu %13.7, Karadeniz %13, Ege %10.6 ve Dou Anadolu %3.6’dr. Bahçe
bitkileri atklarnn sl deerlerinin bölgeler göre dalm ise srasyla; Karadeniz
%48.2, Ege %20.4, Marmara %12.7, Akdeniz %10.8, Güneydou Anadolu %5.3, ç
Anadolu %1.34 ve Dou Anadolu %1.25’dir. Türkiye’de inek, koyun ve kümes
hayvanlar atklarnn sl deerleri srasyla yaklak 47.8, 3.6, ve 8.7 milyon GJ/yl
olarak bulunmutur. Hayvansal atklarn toplam sl deerlerinin bölgelere göre
dalm srasyla; Karadeniz %23.8, Akdeniz %19.1, Ege %15.6, Marmara %12.4,
Güneydou Anadolu %12.2, ç Anadolu %11.4 ve Dou Anadolu %5.5’dir.
Akdeniz bölgesinde tarla ürünleri atklarnn toplam sl deeri yaklak 57 PJ’dür. Bu
toplamda en büyük pay %63.9 ile msr, %19.5 ile pamuk ve %12.5 ile buday
almaktadr. Akdeniz bölgesinde bahçe bitkileri atklarnn toplam sl deeri ise 8
PJ’dür. Bu grupta ise toplam sl deer içerisinde en büyük pay %61 ile turunçgiller
ve %30.8 ile zeytin almaktadr. Bölgedeki inek, koyun ve kümes hayvanlarnn yllk
atk miktarlar 8.5, 1.52 ve 0.86 milyon tondur. Bölgede inek, koyun ve kümes
hayvanlar atklarnn sl deerleri srasyla 3.32, 0.23 ve 0.96 milyon GJ/yl olarak
belirlenmitir.
194
Ege bölgesinde tarla ürünleri atklarnn toplam sl deeri yaklak 24.2 PJ’dür.
Bunun içinde en büyük pay %29.2 ile pamuk, %25.4 ile buday ve %20.4 ile msr
almaktadr. Ege bölgesinde bahçe bitkileri atklarnn toplam sl deeri ise 15.3
PJ’dür. Bahçe bitkileri atklar içinde en büyük pay %86.5 ile zeytin ve %7.6 ile
turunçgiller almaktadr. Bölgedeki inek, koyun ve kümes hayvanlarnn yllk atk
miktarlar 12.6, 2.38 ve 0.84 milyon tondur. Ege bölgesinde hayvan atklarnn toplam
sl deerleri srasyla yaklak olarak 4.74, 0.35 ve 0.95 milyon GJ/yl olarak
belirlenmitir (Baçetinçelik vça, 2003).
Tablo 9.2. Türkiye’deki Toplam Tarla Ürünleri Üretimi ve Atk Miktarlar
Kaynak: (Baçetinçelik vça, 2003).
Marmara bölgesinde tarla ürünleri atklarnn toplam sl deeri yaklak 41 PJ’dür.
Bunun içinde en büyük pay %36.7 ile msr, %36.5 ile ayçiçei ve %18.2 ile buday
almaktadr. Marmara bölgesinde bahçe bitkileri atklarnn toplam sl deeri ise 9.5
PJ’dür. Bunlar içerisinde ise en büyük pay %65 ile fndk ve %28.5 ile zeytin
almaktadr. Marmara bölgesindeki inek, koyun ve kümes hayvanlar atklarnn yllk
toplam sl deerleri srasyla yaklak olarak 4.01, 0.27 ve 1.89 milyon GJ/yl
deerindedir.
ç Anadolu bölgesindeki tarla ürünleri atklarnn toplam sl deeri yaklak 31.3
PJ’dür. Bunun içinde en büyük pay %58.5 ile buday, %32.1 ile arpa ve %5.2 ile
ayçiçei almaktadr. ç Anadolu bölgesinin bahçe bitkileri atklarnn toplam sl
deeri yaklak 1 PJ’dür. Bunlar içerisinde ise en büyük pay %47.7 ile kays ve
%20.6 ile ceviz almaktadr. ç Anadolu Bölgesindeki inek, koyun ve kümes
hayvanlar atklarnn yllk toplam sl deerleri srasyla yaklak olarak 6.85, 0.77 ve
1.23 milyon GJ/yl deerindedir. Dou Anadolu bölgesinde tarla ürünleri atklarnn
toplam sl deeri yaklak 8.2 PJ’dür. Bunun içinde en büyük pay %68.6 ile buday,
%24.8 ile arpa ve %2.1 ile tütün almaktadr. Dou Anadolu bölgesinde bahçe bitkileri
atklarnn toplam sl deeri yaklak 0.94 PJ’dür. En büyük pay %61.3 ile kays ve
195
%28 ile ceviz almaktadr. Dou Anadolu Bölgesindeki inek, koyun ve kümes
hayvanlar atklarnn yllk toplam sl deerlerinin srasyla 9.21, 1.25 ve 0.46 milyon
GJ/yl deerindedir.
Güneydou Anadolu bölgesindeki tarla ürünleri atklarnn toplam sl deeri yaklak
37.1 PJ’dür. Bunun içinde en büyük pay %49.5 ile pamuk, %28.3 ile buday ve
%13.3 ile arpa almaktadr. Güneydou Anadolu bölgesindeki bahçe bitkileri
atklarnn toplam sl deeri yaklak 4 PJ’dür. En büyük pay %72.9 ile antepfst
ve %28 ile zeytin almaktadr. Güneydou Anadolu Bölgesindeki inek, koyun ve
kümes hayvanlar atklarnn yllk toplam sl deerleri srasyla yaklak olarak 2.47,
0.48 ve 0.17 milyon GJ/yl deerindedir.
Karadeniz bölgesinde tarla ürünleri atklarnn toplam sl deeri yaklak 29.6 PJ’dür.
Bunun içinde en büyük pay %56.9 ile msr, %26.5 ile buday ve %7 ile arpa
almaktadr. Karadeniz bölgesinde bahçe bitkileri atklarnn toplam sl deeri
yaklak 36.1 PJ’dür. Bunlar içerisinde ise en büyük pay %98.3 ile fndk ve %1.2 ile
ceviz almaktadr. Karadeniz bölgesindeki inek, koyun ve kümes hayvanlar atklarnn
yllk toplam sl deerleri srasyla yaklak olarak 17.22, 0.27 ve 3.02 milyon GJ/yl
deerindedir (Baçetinçelik vça, 2003).
Kaynaklar
1. Bascetincelik A. Ozturk, H.H., Karaca, C., Kacira M., Ekinci K., 2003,
“Exploitation of Agricultural Residues in Turkey”, LIFE-03.TCY/TR/000061.
2. Gärtner, S. , 2008, “Final Report on Technical Data, Costs and Life Cycle
Inventories of Biomass CHP Plants”, IFEU, IER-RS 1a D13.2, New Energy
Externalities Developments for Sustainability; Project no: 502687, 9 April
2008.
3. Güler, C., Akgül, M., 2001, "Enerji Üretiminde Tarmsal Artklarn
Deerlendirilmesi", Yenilenebilir Enerji Kaynaklar Sempozyumu Bildiriler
Kitab, TMMOB Yayn No: E/2001/275, s. 265-272, Kayseri.
4. International Energy Agency. (2007). Bioenergy Project Development and
Biomass Supply. IEA. Paris: Head of Publications Service.
5. International Energy Agency. (2006). Renewable Energy. Paris: Actis.
6. Orman Genel Müdürlüü Rapor ve Yaynlar, 1991, 1992, 1996, 1998, 2005,
2007
7. Orman Genel Müdürlüü, ‘Türkiye’de Odunsu Biyokütle’den Temiz Enerji
Üretimi’, ubat 2009, Ankara.
8. Öztürk, M., ‘Hayvan Gübresinden Biyogaz Üretimi’, T.C. Çevre ve Orman
Bakanl Müstearl, 2005, Ankara.,
9. Öztürk,., Çiftçi, T., Tolay,M., "Application of Anaerobic Waste Treatment
Technology to Food Industry Effluents", 5. International Congress of Food
Industries, 23-28. April.1995, Kuadas, zmir.
10. Türkiye statistik Kurumu (TÜK), 2010, Bitkisel Üretim statistikleri 2009.
www.tüik.gov.tr.
196
11. Tolay, M., 2007, “An Agricultural and Forest Waste’s Recycling Methods:
Gasification of Solid Waste’, Recycling Magazine , Issue 3, July 2007,
Istanbul. (in Turkish).
12. US-EPA, 2007, “Biomass Combined Heat and Power Catalog Technologies”,
USAEPA CHP, Sept. 2007, USA, www.epa.org/chp.
13. www.cevreorman.gov.tr
14. www.enerji.gov.tr
15. www.agrowaste-tr.org
16. www.prmenergy.com
17. -www.aev-biogas.de
197
198
10. ENERJİ VE ÇEVRE
200
10. ENERJ VE ÇEVRE
10.1. Enerji-Çevre Etkileimi ve Çevre Bilincinin Geliimi
Ülkelerin kalknmasnda ve sanayilemesinde önemli ve vazgeçilemez bir faktör olan
enerji ayn zamanda çevresel riskler ve sorunlar yaratmaktadr. Bu nedenle, enerjiye
ilikin faaliyetlerin oluturduu olumsuz etkilerin en aza indirilmesi için gerekli
önlemlerin alnmas ve çevre yatrmlarnn yaplmas önem kazanmaktadr.
Enerji faaliyetlerinde çevrenin korunmas konusunda en önemli husus sürdürülebilir
kalknmann salanmasdr. Sürdürülebilir kalknma ile kaynaklar tüketilmeden,
çevreye zarar vermeden, toplumlarn, ülkelerin kalknma ve sanayileme süreçlerinin
devamnn salanmas ve gelecek nesillere yaanabilir bir dünyann miras olarak
braklmas hedeflenmektedir. Böylece, sürdürülebilir kalknmann üç ana unsuru olan
ekonomi, enerji ve çevre arasnda bir denge salanabilmektedir.
Dünyada çevresel konularn öneminin anlalmas oldukça uzun bir süreç almtr.
ngiltere’de balayarak daha sonra tüm Avrupa’ya yaylan sanayi devrimi (18. ve 19.
YY) süreci içinde kömürün kullanlmaya balanmas ve özellikle de buharl
makinalarn gelimesi ile hava kirliliinin ilk belirtileri de ba göstermitir. Buna
karlk, çevre bilincine varlmas, önlemlerin ve çözümlerin aratrlmas uzun bir
süre alm ve ancak 20. yüzyln sonlarna doru çevre konularna önem verilerek
çalmalara balanm ve ilk admlar atlmtr. Bu ilk çalmalar yerel ve bölgesel
düzeyde kalm, ama daha sonra çevre kirliliinin snrlar ötesine tanabilen karaktere
sahip olmas nedeniyle, uluslararas boyutta ibirlii yaplmasnn gerekli olduu
görülmütür.
Çevrenin korunmasna yönelik uluslararas çabalarda Birlemi Milletler (BM) öncü
olmutur. Bu konuya ilikin olarak, ilk önemli zirve olan “Dünya nsan Çevresi
Konferans” BM tarafndan 1972 ylnda, Stockholm’de düzenlenmitir. Söz konusu
konferansta çevre dünya gündeminde yerini alm olup, çevre sorunlar tanmlanm,
çevre yönetimi için ilkeler getirilmi, çevre ile uyumlu ekonomik kalknma konusu
tartlmtr. Böylece, çevre konusunda ilk somut adm atlmtr.
1979 ylnda, Birlemi Milletler tarafndan düzenlenen “Uzun Menzilli Hava
Kirliliinin Snrlar Ötesine Tanmas” konusunda uluslararas Sözleme Türkiye
dahil olmak üzere birçok ülke tarafndan imzalanmtr. Daha sonra da bu Sözleme
çerçevesinde protokoller oluturulmu ve Sözleme hava kirlilii konusunda bir
mevzuat olumasna vesile olmutur.
klim deiiklii ile ilgili çabalar ise 1979 ve 1990 yllarnda düzenlenen Dünya klim
Konferanslar ile balamtr.
1972 ylnda düzenlenen Stockholm Sözlemesi sonrasnda, uzun bir aradan sonra,
1992 ylnda, Rio de Janeiro’da, “Birlemi Milletler Çevre ve Kalknma Konferans
(United Nations Conference on Environment and Development - UNCED)”
düzenlenmitir. nsan ve çevrenin ön plana çkarld ve baz ilkelerin belirlendii bu
konferansta, ilk defa “Sürdürülebilir kalknma” kavram ortaya atlmtr. klim
Deiiklii Çerçeve Sözlemesi de bu Konferansta imzaya açlmtr. Rio Konferans
201
sonrasnda, Rio+10 olarak da tanmlanan ve BM tarafndan düzenlenen Johannesburg
Dünya Sürdürülebilir Kalknma Zirvesi dier önemli bir Zirvedir.
Birlemi Milletler bu süreç içinde çevre konusunda birçok önemli uluslararas
sözleme, protokol vb. düzenlemeleri de hazrlayarak yürürlüe girmesi salanmtr.
Bu düzenlemelerden bazlar aada verilmektedir.

Uzun Menzilli Hava Kirliliinin Snrlar Ötesine Tanmas Sözlemesi
Akdeniz’in Kirlilie Kar Korunmas (Barselona) Sözlemesi
Karadeniz’in Kirlilie Kar Korunmas (Bükre) Sözlemesi
Tehlikeli Atklarn Snr Ötesi Tanmnn ve Bertarafnn Kontrolüne likin Basel
Sözlemesi
Ozon Tabakasnn Korunmasna likin Sözleme (Viyana Sözlemesi)
BM klim Deiiklii Çerçeve Sözlemesi
Kyoto Protokolü
Birlemi Milletler tarafndan yürütülen bu önemli çalmalarn uygulanmasnda
Avrupa Birlii-AB (eski adyla Avrupa Topluluu-AT) liderlik etmitir. Çevre
konusuna ilikin olarak pe pee, belli periyotlarla, eylem planlar hazrlam ve
kapsaml bir çevre mevzuatnn olumasna önayak olmutur. Ayrca, bu çalmalarla,
çevresel hususlarn ve sürdürülebilir kalknmann enerji politikalarna
entegrasyonunun salanmas için "enerji arz güvenlii", "rekabetin salanmas" ve
"çevrenin korunmas" enerji politikalarnn üç ana hedefi olarak belirlenmitir.
Çevre’nin Türkiye’nin gündemine girmesi Birlemi Milletler’in 1972 Stockholm
Konferans süreci kapsamnda, dier dünya ülkeleri ve Avrupa Topluluu (AT) ile e
zamanl olmutur. Dolaysyla ülkemizde çevre politikalarnn gelitirilmesi, çevre
sorunlarnn saptanmas ve bu alandaki kurumsallama süreçleri, iç dinamiklerin
etkisinden daha çok, BM’nin bu çarsna karlk vermek amac ile balatlmtr.
Bu sürecin, idari yaplanma düzeyinde ise atlan ilk önemli adm ise Devlet Planlama
Tekilât Çevre Sorunlar Özel htisas Komisyonu, Daimî Danma Kurulu
kurulmasdr. 1984 ylnda Devlet Bakanl’na bal Çevre Genel Müdürlüü
oluturulmu, daha sonra, 1989 ylnda Çevre Müstearl, 1991 ylnda ise Çevre
Bakanl oluturulmutur. Çevre Bakanl günümüze kadar çeitli yapsal
deiikliklere uramtr. Orman Bakanl ile birletirilerek Çevre ve Orman
Bakanl olmu, daha sonra bu Bakanla Devlet Su leri Balanmtr. imdiki
durumda ise Orman Bakanl ayrlm olup, ad Çevre ve ehircilik Bakanl’dr.
10.2. Enerji Kaynaklar ve Çevresel Etkileri
Enerji kaynaklarnn üretilmesinden (Baz kaynaklar için aratrlmas ve çkarlmas
dahil) balayarak, tanmas, iletilmesi ve tüketilmesine kadar tüm enerji faaliyetleri
ve tüm enerji kaynaklar çevreyi olumsuz yönde etkilemektedir. Ancak, enerji
kaynann cinsine ve faaliyetin çeidine göre, gerekli önlemin alnp alnmamasna
bal olarak çevresel etkilerin boyutu deimektedir.
202
Kömür, linyit, doal gaz, sv yaktlar vb. fosil yaktlar çevre açsndan oldukça
sorunlu kaynaklardr. Bu kaynaklarn kimyasal ve fiziksel yaplar nedeniyle, kat sv
ve gaz atklaryla hava, su ve toprak kirlilii oluturabilmektedir. Ayrca, çamzn
büyük çevre sorunu olarak nitelendirilen iklim deiiklii sorununda en önemli
sorumluluk payna sahip olan karbon dioksit (CO2) miktarnn çok büyük bir bölümü
fosil yaktlarn yanmasndan kaynaklanmaktadr.
Kömür, linyit vb. kat yaktlarda, yaktn kükürt ve kül içeriine, sl deerine bal
olarak yanma sonras oluan baca gazlar ile kükürt dioksit (SO2), azot oksitler (NOX)
ve toz emisyonlar atmosfere verilmektedir. Ayrca, küller kat atk oluturmakta ve
depoland yerde eer önlem alnmaz ise içeriindeki ar metaller yer alt sularna
karabilmektedir. Ayrca, kat yaktlarda üretilen birim enerji bana düen CO2
miktar da, dier yaktlara göre, oldukça yüksektir.
Sv yaktlar kat yaktlara göre daha az sorunlu olmakla birlikte kükürt içeriine ve
kalitesine bal olarak çevresel etkiler deiebilmektedir. Oluan CO2 miktar kat
yaktlara göre daha düüktür.
Doal gaz ise temiz yakt olarak bilinmektedir. Toz ve kül içeriinin çok düük
olmas nedeniyle baca gaznda (SO2) ve toz emisyonlar sorun yaratmamaktadr.
Ancak, doal gaz kullanmnda, yanma scaklnn yüksek olmas nedeniyle, NOX
oluumu yüksek olmaktadr. Doal gaz CO2 miktar en düük seviyede olan bir
yakttr.
Fosil yaktlarn çevresel etkilerinin en aza indirilmesi için gerekli önlemler Bölüm
10.3.5 de (Çevre Kontrol Teknolojileri), iklim deiikliine kar alnacak önlemler
ise 10.4.4.’de (Sera Gazlar Azaltlmasna Yönelik Yöntemler ve Teknolojiler)
verilmektedir.
Hidrolik enerji gerek çevre kirlilii gerekse iklim deiiklii sorunu açsndan temiz
bir enerji kayna olarak kabul edilmektedir. Ancak, her enerji kaynanda ve
faaliyetlerinde olduu gibi hidrolik enerjinin de çevre üzerinde baz etkileri
bulunmaktadr. Hidrolik enerjinin, özellikle büyük hidrolik santrallarn, önemli
etkilerinden birisi arazi kullanmnda olmaktadr. Baraj gölünün olumas bitkilerin,
kaçamayan baz hayvanlarn, tarlalarn, tarihi eserlerin, yerleim yerlerinin su altnda
kalmasna ve çevresel, sosyal, iklimsel etkilere neden olmaktadr. Su altnda kalan
bitki ve hayvanlardan dolay üreyen baz organizmalardan dolay su kalitesinde de
deiiklikler olabilmektedir. Ayrca, zaman içinde çürüyen ve bozunan bu kalntlar
iklim deiiklii yaratan sera gazlarndan biri olan metan (CH4) üremesine de neden
olmaktadr. Bir baka husus da, barajn inasnda çok miktarda kullanlan beton için
gerekli olan çimentonun üretilmesinden kaynaklanan CO2 gaz olup, dolayl da olsa
iklim deiikliine bir etki yapmasdr. Bu etkilerden dolay dünya artk büyük baraj
gölü oluturan hidrolik santrallardan kaçnmaktadr. Nehir tipi santrallarn çevresel
sorunlar ise minimum seviyededir. Ancak, ayn kaynak üzerinde kaynan
kaldrmayaca sayda santral kurulmamaldr.
203
Hidrolik enerjinin baz olumsuz etkilerinin olmasna karlk olumlu yönde de etki
yapmaktadr. Oluan baraj gölü ile olumlu yönde bölgesel bir iklim deiiklii
yaratarak göl civar tarma ve aaçlandrmaya elverili hale gelmektedir.
Yenilenebilir enerji kaynaklar son on yllarda, özellikle iklim deiiklii sorununun
gittikçe daha fazla önem kazanmasyla temiz enerji olarak nitelenen yenilenebilir
enerji kaynaklarnn kullanm ön plana çkmaktadr. Bu kaynaklar arasnda rüzgar
enerjisi önemli bir yer tutmaktadr. Rüzgar enerjisi çevre üzerinde minimum düzeyde
etki yapmaktadr. Arazi kullanm sorun olabilmekte kular için ölümcül
olabilmektedir. Ayrca, gürültü kirlilii de yaratmaktadr.
Nükleer enerji ise bir baka göre çevresel açdan temiz enerji saylmaktadr. klim
deiiklii sorununa yönelik sera gaz emisyonu vermemektedir. Çevreye herhangi bir
radyoaktif maddenin szmamas için gerekli önlemler alnmaktadr. Ancak, nükleer
enerjinin en önemli sorunu yüksek radyoaktiviteye sahip kat atklardr. Dier
taraftan, normal koullarda çok temiz bir ekilde çalan bir nükleer santral herhangi
bir kaza olmas durumunda etkisi yllar boyu sürecek ve geni bir alana yaylabilecek
bir felakete neden olabilmektedir.
10.3. Elektrik Üretimi ve Çevre Mevzuat
10.3.1.Türkiye Çevre Mevzuat
Türkiye’de Çevre Mevzuat 1983 ylnda Çevre Kanununu yaymlanmas ile balam
ve daha sonra Çevre Kanunu çerçevesinde ilgili Yönetmelikler yürürlüe konulmaya
balamtr. Zaman içinde Kanunda ve yönetmeliklerde gerekli deiiklikler ve
ilaveler yaplm, yeni yasal düzenlemeler yaymlanmtr.
Ülkemizde yürürlükte olan Çevre Mevzuat enerji konusundaki birçok faaliyeti
ilgilendirmektedir. Bu nedenle, mevzuat çerçevesinde, enerji projelerinde çevresel
sorunlar ve gerekli önlemler planlama ve tasarm aamasnda dikkate alnmaktadr.
Bata termik santrallar olmak üzere, enerji faaliyetlerini kapsayan çok sayda yasal
düzenleme bulunmaktadr. Termik Santrallar için önemli olan ve yürürlükte olan
Kanun ve Yönetmelikler Tablo 10.1.’de verilmektedir.
Tablo . 10.1. Çevre ile lgili Önemli Kanun ve Yönetmelikler
KANUN /YÖNETMELK
- Çevre Kanunu
- Çevre Kanununda Deiiklik Yaplmasna Dair Kanun
- Sanayi Kaynakl Hava Kirliliinin Kontrolü Yönetmelii
Sanayi Kaynakl Hava Kirliliinin Kontrolü Yönetmeliinde
Deiiklik Yaplmasna Dair Yönetmelik
- Çevresel Etki Deerlendirmesi (ÇED) Yönetmelii
- ÇED Yönetmeliinde Deiiklik Yaplmasna Dair Yönetmelik
- Su Kirliliinin Kontrolü Yönetmelii
- Kat Atklarn Kontrolü Yönetmelii
- Tehlikeli Atklarn Kontrolü Yönetmelii
Çevre Kanununca Alnmas Gereken zin ve Lisanslar Hakknda
Yönetmelik
- Büyük Yakma Tesisleri Yönetmelii
YAYIN TARH
11.08.1983
13.05.2006
RESM GAZETE
2872
5491
03.07.2009
27277
10.10.2011
17.07.2008
30.06.2011
28080
26939
27980
13.02.2008
05.04.2005
14.03.2005
25687
20814
25755
29.04.2009
08.06.2010
27214
27605
Kaynak: Çevre ve ehircilik Bakanl
204
Termik Santrallar açsndan en önemli yönetmelik “Sanayi Kaynakl Hava Kirliliinin
Kontrolü Yönetmelii”dir. Yönetmelie göre Termik Santrallar Kirletici Vasf
Yüksek Tesisler olarak nitelendirilmekte olup, emisyon izni almak durumunda olan
tesislerdir (Yönetmelik Ek-8 zne tabii tesisler, Liste A). Yönetmelik emisyon izni
bavurusu için esaslar ve yaplmas gerekli ilemleri belirlemitir. Bata SO2, NOX,
toz, CO olmak üzere, baca gaz emisyonlar limit deerleri farkl yaktlar ve farkl sl
kapasiteler için Yönetmeliin Ek-5’inde (Kirletici Vasf Yüksek Tesisler için Özel
Emisyon Snrlar) verilmektedir. Hava kalitesi deerleri için de limit deerler
belirlenmi olup, Yönetmelikte yer almaktadr.
Sanayi Kaynakl Hava Kirliliinin Kontrolü Yönetmelii yaynlandktan sonra iki
kere deiiklik yaplmtr. kinci deiiklik eski mevcut termik santrallar önemli bir
deiiklik olup, 10.10.2011 tarihinde yaynlanm olup, Yönetmeliin Geçici 3.
Maddesine ilikindir. Söz konusu Maddede çevresel açdan iyi durumda olmayan ve
emisyon izni olmayan eski santrallara çevresel yatrmlarn yaplabilmesi için
31.12.2011 tarihine kadar bir geçi süreci tanmakta ve bu süre içinde de emisyon
limit deerlerine uyum zorunluluundan muaf tutmaktadr. Bu sürenin bitmesine
yakn, eski termik santrallarn özelletirme kapsamnda olmas ve bu santralarn
mevcut haliyle özelletirmenin gerçeklemesinde zorluklar yaratabilecek olmas
nedenleriyle, Yönetmelikte deiiklik yaplarak Geçici 3. Maddeye aada verilen
fkra (2) eklenmi ve bu süre 31.12.2017’ye kadar uzatlmtr.
“Özelletirme sürecindeki termik santrallerden 31/12/2011 tarihine kadar birinci
fkra hükümlerinin gereklerine uygun hâle getirilmemi olanlarn özelletirme
sürecine ilikin planlamann Babakanlk Özelletirme daresi Bakanlnca
Bakanla bildirilmesi ve özelletirilmesi öncesinde, iletmelerin bu Yönetmelik
hükümlerine uygunluunun salanmas ve iletmecilerinin bu çerçevede alacaklar
tedbirlere ilikin planlamalarn Bakanla sunmalar gerekir. Bu fkra kapsamndaki
tesislerin iletmecileri, özelletirme sürecinin tamamland tarihten itibaren üç ay
içerisinde i termin planlarn sunmak ve en geç iki yl içerisinde çevre izni almak
zorundadrlar. Özelletirme sürecinin tamamlanp tamamlanmadna baklmakszn,
bu tesisler için çevre iznini alma süresi 31/12/2017 tarihini geçemez.”
Dier taraftan, termik santrallar yakndan ilgilendiren ve Avrupa Birlii (AB) LCP
(Large Combustion Plants) Direktifi olarak anlan Direktif uyumlatrlarak hazrlanan
Büyük Yakma Tesisleri (BYT) Yönetmelii 8 Haziran 2010 tarihinde yaynlanmtr.
Ancak, BYT Yönetmelii AB LCP Direktifi ile uyumlatrma çerçevesinde
hazrlanmasna karlk, önemli farkllklar göstermektedir.
10.3.2. AB Çevre Mevzuat Uyum Çalmalar
Avrupa Birlii (AB) üyelik süreci çerçevesinde, çevre mevzuatnn uyumlatrlmas
ve uygulanmas en zorlu çalmalardan biridir. AB çevre mevzuat oldukça kapsaml
bir mevzuat olup, Türk çevre mevzuatna göreceli olarak çok daha sk standartlar ve
kriterler içermektedir. Sözkonusu bu standart ve kritelere uyulmas için ise yüksek
maliyetli yatrmlar gerektirmektedir.
205
AB adaylk süreci içinde önemli olan fasllardan biri Çevre Fasldr (27 No’lu Fasl).
Çevre Fasl tarama toplantlar 2006 ylnda tamamlanm olup, üye ülkelerin görüü
alnm ve 03.10.2007 tarihinde nihai eklini almtr.
21 Aralk 2009 tarihinde açlan Çevre Fasl Müzakereleri’nin, Çevre ve ehircilik
Bakanl’nn öngörülerine göre, 2019 ylnda tamamlanmas beklenmektedir.
Mevzuat tarama toplantlarnn tamamlanmasndan sonra müzakerelerin açlmas
süreci balamtr. Müzakerelerin balamas ile yaplan çalmalar da hz kazanmtr.
Çevre mevzuatnn uyumlatrlmas çalmalar devam etmektedir. Bu çerçevede,
yukarda da belirtildii gibi, AB LCP Direktifi uyumlatrlarak termik santrallar çok
yakndan ilgilendiren Büyük Yakma Tesisleri (BYT) Yönetmelii yürürlüe girmitir.
(Bkz. Böl.10.1.2)
Ayrca, bir dier önemli AB Direktifi olan Kirliliin Entegre olarak Önlenmesi ve
Kontrolü (Integrated Pollution Prevention and Control – IPPC) direktifinin de
uyumlatrlmas çalmalar bulunmaktadr. Söz konusu direktifte tesislere izinlerin
verilmesinde dikkate alnacak emisyon limit deerleri yer almakta olup, kirliliin
entegre bir ekilde ele alnmas ve mevcut en iyi tekniklerin (Best Available
Techniques-BAT) uygulanmas öngörülmektedir.
Dier taraftan, AB’de geçtiimiz yl bu iki önemli direktif birletirilmi ve 24 Kasm
2010 tarihli olarak endüstriyel emisyonlar (Industrial Emissions – 2010/75/EU) ad
altnda yeniden yaynlanmtr. Böylece söz konusu yeni direktifle kapsam genilemi
ve daha sk hükümler getirilmitir.
10.3.3. Mevcut Termik Santrallarn Çevre Mevzuat Karsndaki Durumu
Mevcut eski termik santrallarn çou çevre mevzuatnn olumas öncesinde
planlanm/kurulmu olmas nedeniyle önemli çevre yatrmlar gerektirecek ekilde
çevresel açdan sorunlar bulunmaktadr. Bu tür santrallar özelletirme kapsamna
alnm olmakla birlikte henüz hiçbir santral için özelletirme gerçekletirilememi
olup, halen EÜA bünyesinde bulunmaktadr.
Yerli linyitler düük kalorifik deere sahip, kül ve kükürt içerikleri yüksek düük
kaliteli kömürler olup, linyite dayal santrallarda kükürt dioksit (SO2) emisyonlarnn
yüksek olmas en önemli sorunlardan biri olarak karmza çkmaktadr. SO2
emisyonlarnn limit deerlerin altna düürülmesi için, çevre mevzuatnda da
öngörüldüü gibi, baca gaz desülfürizasyon (BGD) tesislerinin kurulmas
gerekmektedir. Tablo 10.2’de EÜA bünyesindeki linyite dayal santrallarn BGD
tesisi açsndan durumlar verilmektedir.
206
Tablo 10.2: EÜA Bünyesindeki Linyitli Santrallar
BGD Tesisi Olan Santrallar
Santral Ad
Kurulu
Açklama
Güç
MW
Çayrhan 1,2x
2x150
Retrofit olarak kuruldu
Orhaneli
Yataan
Kemerköy
Yeniköy
Çayrhan 3,4x
1x210
3x210
3x210
2x210
2x160
Kangal 3
1x157
Afin Elbistan B
4x360
Santralla birlikte
kuruldu
Santralla birlikte
kuruldu
Santralla birlikte
kuruldu
BGD Tesisi Olmayan Santrallar
Santral Ad
Kurulu
Güç
MW
Soma
2x22+6x1
65
Seyitömer
4x150
Tunçbilek
65+2x150
Afin Elbistan A
4x350
Kangal 1-2
2x150
18 Mart Çan T.S (2x160 MW)
Akkan Yatakta Yakma
Teknolojisine sahip olup, SO2
yanma srasnda azaltlr
x
letme hakk devri nedeniyle Park Termik tarafndan iletilmektedir.
Kaynak: DEK-TMK Temiz Kömür Teknolojileri Çalma Grubu Raporu
Tablo 10.2’den da anlald üzere, baz eski santrallara BGD tesisi hala
kurulamamtr. Bu santrallarn eski olmas, ömürlerinin az kalmas, uzun ömürlü ve
yüksek maliyetli BGD tesisi kurmann ekonomik olmayaca ve özelletirme
kapsamnda olmas gibi nedenlerle Devlet Planlama Tekilat (DPT) tarafndan BGD
için yeterli ödenek ayrlmamtr. Dier taraftan, günümüzde yürürlükte olan “Sanayi
Kaynakl Hava Kirliliinin Kontrolü Yönetmelii”ne yer alan 3. Geçici Maddede,
emisyon limitlerine uyamayan santrallara gerekli yatrmlar yapmak üzere
31.12.2011 tarihine kadar bir geçi süreci tannm olmasna karlk bu muafiyet
süresi içinde de eski mevcut termik santrallara gerekli çevresel yatrmlar
yaplamamtr. Hala kamunun elinde olan bu santrallarn özelletirme kapsamnda
olmas ve olumsuz çevresel performanslarndan dolay özelletirmeyi zorlatrabilecek
olmas nedenleriyle, Bölüm 10.1’de de belirtildii gibi, ad geçen Yönetmelikte
özelletirmeye yönelik bir deiiklik yaplm ve Yönetmelie uyma süreci 2017
ylna kadar uzatlmtr.
10.3.4. Çevre Mevzuatnn Termik Üretime Etkileri
Linyite dayal termik Santrallarda, bata emisyonlar olmak üzere, çevresel
yatrmlarn yaplmasn gerektirmesi nedeniyle, özel sektör termik üretim açsndan
genellikle doal gaza veya ithal kömüre yönelmektedir. Ancak, linyit ülkemizin öz
kayna olup, yakt maliyeti dier yaktlara göre önemli ölçüde düüktür. Özellikle,
doal gaz çevre açsndan çevre uyumlu saylmakla birlikte, elektrik üretim maliyeti
çok yüksektir. thal kömür açsndan bakldnda ise, yaktn kömür olmas
nedeniyle, emisyonlarn azaltlmas için çevresel yatrmlar gene gerekecektir.
Ülkemiz linyitlerinin sadece kamu sektörü tarafndan deil, özel sektör tarafndan da
deerlendirilmesi önem arz etmektedir. Aksi takdirde, enerjide da bamllk daha
207
da artacaktr. Bu açdan, yerli linyitlere uygun gelimi temiz kömür teknolojilerinin
uygulanabilirliinin aratrlmasnda yarar bulunmaktadr.
10.3.5. Çevre Kontrol Teknolojileri
Termik santrallarn, bata hava kirlilii olmak üzere, önemli ölçüde çevresel sorun
yaratmas nedeniyle çevresel etkilerin en aza indirilmesi açsndan gerekli önlemlerin
alnmas ve yatrmlarn yaplmas önem arz etmektedir. Çevre kontrol teknolojileri
hava kirliliine neden olan baca gazndaki kirletici emisyonlarn azaltlmas için
gelitirilen ve uygulanan teknolojilerdir. Bu teknolojiler genel olarak aada yer alan
teknolojilerdir.
Baca gaz desülfürizasyon (BGD) teknolojileri
Yaktn kükürt içeriinden dolay yanma sonrasnda oluan SO2 gaznn tutulmas
amacyla gelitirilen teknolojilerdir. Gereken artma verimine bal olarak, kireçta
kullanlan slak veya kuru prosesler, kalsiyum veya sodyum içeren alkali enjeksiyon
prosesleri vb. çeitli teknolojiler bulunmaktadr. Bu teknolojilerin içinde en önemli
proses slak kireçta yöntemidir.
Ülkemizdeki linyite dayal termik santrallar için SO2 azaltc sistemler (BGD tesisleri)
en önemli çevresel yatrmlardr. Genellikle, SO2 emisyonlarnn oldukça yüksek
deerlerde olmas nedeniyle uygulanacak BGD tesisinin artma veriminin yüksek
olmas gerekir. Bu nedenle, genellikle en az %95 verime sahip olan slak kireçta
(CaCO3) yöntemi uygulanmaktadr. Bu yöntem ticarilemi, kendini ispatlam ve
yaygn olarak uygulanmakta olan bir teknolojidir.
Azot oksitleri artma teknolojileri
Yaktn içeriindeki azot ve yanma havasnda bulunan azot yanma sonrasnda, yanma
scaklna bal olarak, azot oksitleri (NOX) oluturmaktadr. Baca gazndaki NOX
konsantrasyonun azaltlmas için düük NOX yakclar, yeniden yakma, baca gaz
resirkülasyonu vb. yanma sras NOX kontrol prosesleri ve katalitik selektif indirgeme
(Selective catalytic reduction, SCR) ve katalitik olmayan selektif indirgeme (Selective
non-catalytic reduction, SNCR) vb. yanma sonras azaltma teknolojileri,
gelitirilmitir.
Linyite dayal mevcut konvansiyonel santrallarmzda genellikle, yanma scaklnn
düük olmas nedeniyle, NOx oluumu düük olmakta ve herhangi bir NOx azaltc
sistem gerektirmemektedir. Ancak, yeni yatrmlarda yanma scaklnn yüksek
olduu baz temiz kömür teknolojilerinin uygulanmasnda NOx azaltc sistem
gerekebilecektir.
Dier taraftan, NOx emisyonlar, yanma havasnn fazla olmas ve yanma scaklnn
yüksek olmas nedeniyle doal gaz kombine çevrim santrallarnda çok daha
önemlidir. Ancak, günümüzde yeni nesil gaz türbinleri NOX azaltc sistemler ile
donatlm olup, ilave bir önlem gerektirmemektedir.
208
Toz emisyonlarnn tutulmas
Kömüre dayal santrallarda yaktn içindeki kül miktarna bal olarak toz emisyonlar
olumaktadr. Toz emisyonlarn azaltmak için torba filtre veya elektrofiltre
teknolojileri bulunmaktadr. Ülkemiz santrallarnda toz emisyonlarn tutmak için
elektrofiltreler kullanlmaktadr.
Elektrik üretiminde “Temiz Kömür Teknolojileri” kömürün yanma verimini ve santral
verimini artrmak ve çevre teknolojilerini de kapsayarak olumsuz çevresel etkileri en
aza ve kabul edilebilir seviyelere indirmek amacyla gelitirilmi/tasarlanm
teknolojiler olarak tanmlanabilir. Temiz kömür teknolojileri, konvansiyonel
teknolojilere göre, üstün nitelikli teknolojiler olup, sürekli geliim göstermektedir.
Baz önemli temiz kömür teknolojileri aada verilmektedir.
x Süperkritik (Kritik üstü)
x Akkan Yatakta Yakma Teknolojisi:
- Atmosferik dolaml
- Atmosferik kabarckl
- Basnçl dolaml
- Basnçl kabarckl
x Kömür Gazlatrma (Integrated Gasification Combined Cycle-IGCC)
x Kömür Svlatrma
x Karbon Tutma ve Depolama (CCS)
Yukarda belirtilen teknolojilerden atmosferik dolaml akkan yatak teknolojisi,
süperkritik santral teknolojisi yaygnlam, kendini ispat etmi ve maliyeti dümü
teknolojilerdir. Dierleri ise, dünyada baz uygulamalar olmakla birlikte hala yüksek
maliyete sahiptir. Karbon tutma ve depolama ise henüz gelitirilme ve deneme
aamasndadr.
Ülkemizin en önemli yerli enerji kayna olan linyitin temiz bir ekilde
deerlendirilmesi açsndan temiz kömür teknolojileri büyük önem arz etmektedir. Bu
nedenle, yerli linyitlerimiz temiz kömür teknolojilerine uygunluk açsndan
incelenmeli ve bu konuda projeler gelitirilmelidir. Akkan yatakta yakma teknolojisi
(Atmosferik, dolaml) 18 Mart Çan Termik Santral ile birlikte Türkiye’de
uygulanmaya balam olup, söz konusu teknoloji özel sektör tarafndan da
uygulanmakta ve bu tip santrallar artmaya balamtr. Bu teknolojide, kazana
kireçta verilerek SO2, emisyonlar yanma srasnda azaltlabilmekte olup, yanma
scaklnn düük olmas nedeniyle de NOx emisyonlar düük olmaktadr. Bu
nedenle hem santral verimlilii yüksek hem de çevre dostu bir teknolojidir.
Süperkritik teknolojide, santral verimlilii %45’lere kadar çkabilmektedir. Ancak, bu
verimlilikte kömür kalitesi (kül ve nem oran, sl deer) de önemli bir rol
oynamaktadr. Ad geçen bu teknolojide, buhar basnc ve buhar scakl
konvansiyonel termik santrala göre yüksektir. Süperkritik santral verimliliinin
yüksek olmas nedeniyle, üretilen enerji bana daha az kirlilik olumasna karlk,
SO2 ve NOX artmak için ilave önlemler alnmaldr.
209
Kömür gazlatrma teknolojileri ise, adndan da anlalaca üzere, kömürü
gazlatrlarak sentez gaz (CO+H2) oluturulmas esasna dayanmaktadr. Daha sonra
bu gazdan elektrik üretimi gerçekletirilir. Sentez gaz, yanma öncesinde içinde
bulunan kirleticilerden (SO2, NOX, toz) gaz temizleme yöntemleri ile artlmaktadr.
Bu nedenle, çevresel önlemlerin yanma öncesinde alnd bir teknoloji olarak
deerlendirilmektedir.
10.4. klim Deiiklii
10.4.1. klim Deiiklii nedir?
Dünyann oluumundan bu yana, iklim deiikliklere uram, snma ve souma
dönemleri birbirini takip etmitir. Ancak, son on yllarda atmosferde hzl bir snma
gözlenmekte ve bu küresel snmann (global warming) doal iklim süreci çerçevesinde
olmaktan çok insan faaliyetlerinden kaynaklandna iaret etmektedir.
Güneten yer yüzeyine ulaan nlarn (ultraviyole v.b. ksa dalga nm) yaklak
1/3’ü tekrar uzaya geri döner. Güne nlarnn kalan 2/3’ü ise, büyük bir ksm yer
yüzeyi tarafndan olmak üzere, yer yüzeyi ve atmosfer tarafndan sourulur.
Sourulan bu enerjinin dengelenmesi için, enerjinin bir ksm kzlötesi nlar olarak
atmosfere yansr. Ancak, doal bir sera etkisinden dolay enerjinin bir ksm atmosfer
tarafndan tutulur ve yüzey snr. Kzlötesi nlarn su buhar, ozon, karbondioksit
(CO2), metan (CH4), diazot monoksit (N2O), kükürt hekzaflorür (SF6), florokarbonlar
v.b. sera gazlar tarafndan tutulmas / geciktirilmesi ile canllar için yaanabilir bir
ortam salanmaktadr. Ancak, sera etkisinin doal bir olgu olmasna karlk, bata CO2,
CH4, N2O olmak üzere, insan kaynakl sera gazlarnn atmosferdeki birikimlerinin
artmas sera etkisini doal düzeyinin üstünde artrmtr (kuvvetlendirilmi sera etkisienhanced greenhouse effect). Sera etkisinin artmas yerkürenin ortalama scaklnn
yükselmesine ve dolaysyla iklim deiikliine (climate change) neden olmaktadr.
“klim Deiiklii Hükümetleraras Paneli (Intergovernmental Panel on Climate
Change-IPCC)” birçok bilim adam ile iklim deiiklii konusunda çok önemli
çalmalar yapmaktadr. IPCC verileri ve deerlendirmeleri son yllarda küresel
snma trendinin önemli ölçüde arttna, iklim sistemindeki snmann
kuvvetlendiine iaret etmektedir. Örnein, son 50 yldaki snma trendi son 100 yl
trendinin yaklak 2 katdr. Son yüzylda küresel scaklk art 0,74 °C’a ulamtr.
Ayrca, sera gazlarnn atmosferdeki konsantrasyonu 400 ppm’e yaklamtr. IPCC
tarafndan, atmosferdeki kritik sera gaz konsantrasyonu 450 ppm olarak, kritik
scaklk art ise 2 °C olarak kabul edilmektedir. Scakln 2 °C’nin üzerinde artmas
durumunda ise iklim deiikliinin hzlanaca ve çok büyük sorunlar yarataca
endiesi de dile getirilmektedir.
Küresel snma ve iklim deiiklii;

kurak ve yar kurak alanlarda yalarn azalmas ve kurakln artmas,
bol ya alan yerlerde ise sel olaylarnn artmas,
buzullarn erimesi, buzullarn erimesi ile deniz seviyesinin yükselmesi,
alçak kylarn ve baz adalarn sular altnda kalmas,
210
ormanlarn ve bitki çeitliliinin azalmas, gibi önemli sorunlara neden
olabilmektedir.
10.4.2. Dünya ve Türkiye Sera Gaz Emisyon Verileri
klim Deiiklii Çerçeve Sözlemesi’nde öngörüldüü üzere, sera gazlarnn
azaltlmasnda 1990 yl referans kabul edilmektedir. Bilindii üzere, gerek dünyada,
gerekse ülkemizde sera gazlar arasnda enerji kaynakl CO2 emisyonlar çok büyük
bir paya sahiptir.
Fosil yaktlarn yanmas ile oluan CO2 emisyonlar dünyada enerji kullanmnn
artmasna bal olarak bir art göstermektedir. 1990-2009 yllar arasnda, Dünya,
OECD ve AB için enerji kaynakl CO2 emisyonlarnn geliimi Tablo 10.3’de
verilmektedir.
Tablo 10.3. 1990-2009 Yllar Arasnda CO2 Emisyonlar (Mton CO2)
1990
1995 2000
2005
2007
2008
2009
19902009
Deiim
% 38,3
Dünya 20 966 21 792 23493 27188 29 048 29 454 28 999
% 8,0
OECD 11 158 11679 12 634 13 056 13 142 12 799 12 045
4 052
3 847
3 831
3 979
3 942
3 868
3 577
% -11,7
AB
Kaynak: IEA, CO2 Emissions from Fuel Combustion, Highlights, (2011 Edition)
Tablo 10.3.’den de görüldüü gibi, IEA verilerine göre, 1990 ylndan 2009 ylna
kadar, Dünyann toplam CO2 emisyonlar % 38,3 orannda art göstermitir.
Dünyann toplam birincil enerji arzna da bakldnda bu yllar arasnda ayn oranda
artt görülmektedir (IEA, CO2 Emissions from Fuel Combustion, Highlights, 2011).
OECD emisyonlar açsndan da benzer durum söz konusudur. Ancak, OECD’de
Toplam birincil enerji arz %15,8 artarken CO2 emisyonlar, daha az bir oranda, %8,0
orannda bir art göstermektedir.
Dünyada enerjiye bal olarak artan CO2 emisyonlarna karlk, AB ülkelerinde
emisyon azaltc tedbirlerin önemli ölçüde ele alnmas sonucu 1990-2009 yllar
arasnda % 11,7 orannda azalma salanmtr.
Tablo 10.3’de, 2009 yl CO2 deerlerinin 2008 ylna göre azald görülmektedir.
Ancak bu azal ekonomik krizden, dolaysyla daha az enerji kullanmndan
kaynaklanmaktadr. Dier ilginç bir husus da Sözlemenin Ek-I ülkelerinde 2009
ylnda emisyonlar %6,5 azalrken Ek-I d ülkelerde (gelimekte olan ülkelerde)
%3,3 art göstermitir (IEA, CO2 Emissions from Fuel Combustion, Highlights,
2011).
IEA verilerine göre, dünyada en yüksek CO2 deerlerine sahip olan ilk 10 ülke (Top
10) Çin, ABD, Hindistan, Rusya Federasyonu, Japonya, Almanya, ran, Kanada, Kore
ve ngiltere olarak sralanmaktadr. Bu ülkelerin toplam CO2 emisyonlar 19 Milyar
ton civarnda olup, yaklak 29 Milyar ton olan dünya toplamnn %65,5’ini
oluturmaktadr. 10 ülke arasnda birinci sray alan Çin’in CO2 emisyonlar 2009
211
ylnda 6,9 Milyar ton civarna ulamtr. Özellikle, 2002 ylndan itibaren 2009
ylna kadar keskin bir art göstermitir. Bu keskin artta en etkin sektör elektrik
enerjisi sektörüdür. 2009 ylnda bir çok ülkede ekonomik kriz nedeniyle
emisyonlarda düü yaanmasna karlk Çin’de emisyonlar artmaya devam etmi ve
2009 ylnda 2008 ylna göre bu art yaklak %5 olmutur. Son yllarda, Çin de çok
sayda kömüre dayal termik santral ina edilerek birbiri ardna iletmeye
alnmaktadr. Çin 6,9 Milyar ton emisyonla dünya emisyonlarnn yaklak
%23,8’inden sorumludur.
Tablo 10.4.’de IEA verilerine göre, 2009 yl için Dünya, OECD, baz bölgeler ve
Türkiye için enerji kaynakl CO2 emisyonlar baz göstergeler ile birlikte
verilmektedir. Dünyada olduu gibi, 2009 ylnda ekonomik krize bal olarak
Türkiye emisyonlarnda da düü yaanmtr. 2008 ylnda 264 Milyon ton olan CO2
emisyonlar 2009 ylnda 256 Milyon ton’a inmitir.
Tablo 10.4. 2009 Yl Enerji Kaynakl CO2 Emisyonlar, Dünya ve Türkiye
Dünya
OECD
Orta Dou
Çin
Asya
Latin Amerika
Afrika
Türkiye
CO2
(Milyon Ton)
28 999
12 045
1 509
6 877
3 153
1 068
975
256
CO2/Nüfus
(Ton/Kii)
4,29
9,83
7,76
5,14
1,43
2,16
0,92
3,57
CO2/Toplam
Birincil Enerji Arz
(Ton/TEP)
2,39
2,30
2,56
3,03
2,16
1,80
1,38
2,62
CO2/GDP
(Kg CO2/2000
USD)
0,73
0,41
1,93
2,17
1,27
0,50
1,04
0,72
Kaynak: IEA Key World Energy Statistics, 2011
Türkiye emisyonlar dünya verileri ve baz ülkeler ile karlatrldnda çok küçük
bir paya sahip olduu görülmektedir. 2009 yl dikkate alndnda, Türkiye enerji
kaynakl CO2 emisyonlar dünya deerlerinin %1’inden daha düük olup, OECD
toplam emisyonlar içindeki pay ise %2,1 civarndadr. En yüksek emisyon deerine
sahip olan Çin’in emisyonlarnn yaklak 3;7’si kadardr.
Türkiye statistik Kurumu (TÜK) 2009 yl verilerine göre, Tablo 10.5.’de
Türkiye’nin sera gazlarnn 1990-2009 yllar arasndaki geliimi verilmektedir.
Tablo 10.5.Türkiye’nin Toplam Sera Gaz Emisyonlar (Milyon Ton CO2
Edeeri)
1990
1995
2000
2005
2009
141,36
173,90
225,43
259,61
299,11
CO2
33,50
46,87
53,30
52,38
54,37
CH4
11,57
16,22
16,62
14,18
12,53
N2O
0,60
0,52
1,66
3,73
3,64
F-Gazlar
187,03
237,51
297,01
329,90
369,65
Toplam
Kaynak: Sera Gaz Emisyon Envanteri, TÜK
212
Sera gazlarnn küresel snma potansiyelleri (küresel snmaya yaptklar katklar)
farkldr. Örnein, CO2’in küresel snma potansiyeli 1 kabul edilirse CH4 ve N2O için
bu deer srasyla 21 ve 310’dur. CO2’e göre bu sera gazlarnn küresel snma
potansiyellerinin daha yüksek olmasna karlk, CO2 çok yüksek miktarlarda
atmosfere verilmesi nedeniyle küresel snma açsndan çok daha etkili olmaktadr. Bu
nedenle, sera gaz emisyonlar, Tabloda da verildii gibi, “CO2 Edeeri” olarak CO2
cinsinden ifade edilmektedir.
Tablo 10.5.’den görüldüü üzere, sera gazlar arasnda en önemli yeri CO2 almakta
olup, dier sera gazlarnn pay oldukça düük seviyededir. Türkiye’de CO2
emisyonlarnn toplam sera gazlar içindeki pay yaklak %81 düzeyindedir.
Sera gazlarnn sektörel dalm ise Tablo 10.6.’de verilmektedir. Enerji
faaliyetlerinden kaynaklanan sera gazlar toplam sera gazlarnn %75’i kadardr (Bkz.
ekil 10.1).
Tablo 10.6.: Sektörlere Göre Toplam Sera Gaz Emisyonlar (Milyon Ton CO2
Edeeri)
1990
1995
2000
2005
2009
132,13
160,79
212,55
241,75
278,33
Enerji
24,21
24,37
28,78
31,69
Endüstriyel lemler 15,44
28,68
27,37
25,84
25,70
Tarmsal Faaliyetler 29,78
9,68
23,83
32,72
33,52
33,93
Atk
187,03
237,51
297,01
329,90
369,65
Toplam
Kaynak: Sera Gaz Emisyon Envanteri, 2011 TÜK
7%
9%
9%
75%
Enerji
Endüstriyellemler
TarmsalFaaliyetler
Atk
ekil 10.1.: 2009 Yl Toplam Sera Gazlarnn Sektörlere Göre Dalm
Kaynak: Sera Gaz Emisyon Envanteri, 2011 TÜK
Türkiye statistik Kurumu (TÜK) tarafndan 2011 ylnda yaynlanan 2009 yl
verilerine göre, ülkemizin toplam CO2 emisyonlarndaki enerji kaynakl
faaliyetlerin sorumluluk pay %91’dir. Kalan %9’luk pay ise endüstriyel
ilemlerden, kimyasal reaksiyonlardan olumaktadr. Enerji alannda ise en önemli
sektörler elektrik enerjisi, sanayi ve ulam sektörleridir.
213
Enerjiden Kaynaklanan CO2 emisyonlarnn 1990 ve 2009 yllar için sektörel
dalm ekil 10.2’de verilmektedir. 2009 ylnda elektrik enerjisi bu sektörler
arasnda en yüksek sorumluluk payyla birinci sray almaktadr. Elektrik
sektörünün CO2 emisyonlarndaki pay 1990 ylnda %27 iken 2009 ylnda bu pay
%38 olmutur. Sanayi sektörü ise 1990 ylnda %30’luk payla birinci sradayken
yllar içinde düü göstererek 2009 ylnda bu pay %20’ye inmitir.
2009
1990
23%
27%
Elektrik
25%
Elektrik
38%
20%
Sanayi
Sanayi
Ulam
Ulam
Dier
30%
Dier
17%
20%
ekil 10.2: Enerjiden Kaynaklanan CO2 Emisyonlarnn Sektörel Dalm (1990
ve 2009)
Kaynak: Turkey Greenhouse Gas Inventory, 1990 to 2009-Annual Report for submission
under the Framework Convention on Climate Change, National Inventory Report, 2011
10.4.3. klim Deiiklii ve Enerji Etkileimi
Küresel snmaya neden olan sera gazlar; enerji, sanayi, tarm, hayvanclk, ulam,
snma, atklar v.b. çeitli sektörlerden kaynaklanmaktadr. Sera gazlarnn arasnda en
önemli yeri fosil yaktlarn yanmas ile oluan ve büyük miktarlarda atmosfere verilen
karbondioksit (CO2) almaktadr. Bu nedenle, enerjiye ilikin faaliyetler ön plana
çkmaktadr. Enerji kullanan/tüketen enerjiye ilikin sektörler ve faaliyetler, küresel
snma ve iklim deiiklii sorunu açsndan, en yüksek sorumlulua sahip insan
kaynakl ekonomik faaliyetlerdir. Elektrik enerjisi sektörü ise, 2009 deerleri
çerçevesinde, enerji kaynakl sera gaz emisyonlarndaki %38’lik pay ile birinci sray
almaktadr.
Elektrik sektörünün yüksek CO2 emisyonlar ile küresel snmadaki sorumluluunun
fazla olmasna karlk, bu sektör ayn zamanda iklim deiikliinden de önemli
ölçüde etkilenebilecek bir sektördür. klim deiiklii sonuçlarnn enerji arzn ve
talebini etkilemesi söz konusudur.
Dünyada yaplan çalmalara göre, Türkiye, kuraklk açsndan duyarl ülkeler
arasnda yer almakta olup, Ege kylar, Dou Akdeniz ve ç Anadolu Bölgelerinde
kurakln youn bir ekilde yaanaca tahmin edilmektedir. Ya ekli ve ya
karakteristiklerindeki deiiklikler, yamur ve kar yandaki azalma, buna ilaveten,
scaklk artndan dolay su yüzeyinden buharlamann artmas su kaynaklar
üzerinde olumsuz etki yapabilecektir. Su kaynaklarnn olumsuz yönde etkilenmesi
hidrolik santrallarda su gelirlerindeki düüe, dolaysyla hidrolik enerji üretiminde
214
azalmaya ve zaman içinde hidrolik potansiyelde de azalmaya neden olabilecektir.
Fazla ya alan bölgelerde, örnein Karadeniz Bölgesi’nde ise olaan d youn
yalardan dolay seller oluabilecek ve bu su taknlar da hidrolik santrallar
açsndan bir baka sorun, bir baka risk yaratabilecektir. Dier taraftan, zaman içinde
hidrolik potansiyelde olabilecek deiikliklerin belirlenmesi için iklim deiiklii
senaryolarna paralel olarak çalmalarnn yaplmas önem arz etmektedir.
Elektrik enerjisi sektöründe, risk yaratabilecek dier bir husus da yaz aylarnda
ortalama scakln artmas nedeniyle, termik santrallarn soutma suyu scaklnda
olabilecek artlardr. Bu artlar nedeniyle, scak bölgelerde bulunan termik
santrallarn üretim kapasitelerinde düme görülebilecektir. Bu nedenle, yeni kurulacak
termik santrallarda kuru / hava soutmal sistemlere gidilmesi uygun olacak ve
ilaveten deerli olan su kaynaklar da korunmu olabilecektir.
Ayrca, iklim deiiklii rüzgar ve güne enerjisi üzerinde de etkiler yaratabilecektir.
Örnein, rüzgar hznda yaanabilecek olas hz deiikliklerinde elektrik üretimi için
teknolojik olarak kabul edilebilir deerlerin dna çklmas durumunda üretim
kaybna neden olabilecektir.
Dier taraftan, iklim deiiklii, enerji sektöründe enerji arz yönünden risk oluturan
olumsuz etkiler yaratrken, talep tarafnda da baz etkiler yaratmaktadr. Scakln
artmas, yaz döneminde klima ve soutma sistemlerinin daha fazla çalmasna ve
elektrik tüketiminin artmasna neden olacaktr. Talepte oluan bu art zaman zaman
enerji arznda yaanan darboazlar açsndan önem arz etmekte olup, yaz aylarnda da
sorunlar yaanabilecektir.
10.4.4. Sera Gazlar Azaltlmasna Yönelik Yöntemler ve Teknolojiler
Enerji alannda sera gazlarnn azaltlmas için enerji politikalarnda baz
deiikliklerin yaplmas, teknolojik gelimelerin takip edilmesi ve uygulanabilmesi
amacyla gerekli admlarn atlmas gerekmektedir.
10.4.4.1. Genel Yöntemler ve Teknolojiler
Enerji kaynakl sera gazlarnn, özellikle CO2 emisyonlarnn azaltlmasnda en
önemli ve en etkin yöntem enerji üreten ve tüketen sektörlerde enerji verimliliinin
artrlmasdr. Özellikle, enerji tüketiminde talep tarafl enerji verimliliinin
artrlmas en maliyet-etkin (cost-effective) yöntemdir. Verimliliin artrlmas kazankazan yöntemi olup, dünyada da sera gazlar azatlm yöntemleri için birinci sray
almaktadr (IEA Energy Technology Perspectives).
Bata CO2 olmak üzere, sera gazlarnn azaltlmas için fosil yaktlarn kullanmnn
azaltlmas, buna karlk, rüzgar, güne, jeotermal, biyokütle/biyoyakt vb.
yenilenebilir enerji kaynaklarnn kullanmnn artrlmas dier bir yöntemdir. Termik
elektrik üretiminde, özellikle kömüre dayal santrallarda, yüksek verimli ve gelimi
teknolojilerin uygulanmas elektrik sektöründen kaynaklanan CO2 emisyonlarnn
azaltlmasna önemli katk yapabilmektedir. Son yllarda gelitirilen karbon tutma ve
depolama gelecein teknolojisi olarak düünülmektedir. Bu teknoloji bir sonraki
bölümde (10.4.4.2) ele alnmaktadr.
215
10.4.4.2 Karbon Tutma ve Depolama (KTD) (Carbon Capture and Storage-CCS)
Termik santralarda, gelimi ve yüksek verimli teknolojilerin uygulanmas ile, santral
verimliliine bal olarak, ancak snrl ölçüde emisyon azaltm salanabilmektedir.
CO2’in atmosferdeki birikiminin stabilize edilebilmesi için mevcut CO2 azaltm
yöntemlerinin yeterli olmad ve daha etkin teknolojilerin gelitirilmesi gerekli
olmutur.
Bu çerçevede, son on yllarda karbon tutma ve depolama (KTD) teknolojisi üzerinde
çalmalar yaplmtr. Bu yöntem, fosil yaktlara dayal termik santrallerde oluan
CO2 gaznn ayrlmas ve uygun bir jeolojik formasyona depolanmasdr.
KTD teknolojisi;
tesiste oluan CO2’in tutulmas (karbon tutma),
depolanacak alana tanmas (tama),
güvenli bir ekilde depolanmas (depolama),
bileenlerinden oluan bir teknolojiler bütünüdür. Her bileen de kendi içinde baz
prosesleri, ilemleri kapsamakta olup, KTD karmak bir yapya sahiptir.
Karbon Tutma:
Karbonun tutulmas baca gazndan CO2’in ayrlmas, sktrlmas, kurutulmas,
tanmaya ve depolanmaya hazr hale getirilmesi ilemlerini kapsar. Elektrik
sektöründe, karbon tutuma için aadaki yöntemler gelitirilmitir.
Yanma sonras (Post-combustion)
Santralda (konvansiyonel, süperkritik, v.b. santrallar) baca gaznda kirletici
emisyonlar (SO2, NOX, PM) en aza indirildikten sonra CO2 tutma prosesine geçilir.
Tutma prosesi solvent ile, sorbent ile veya membran ile yaplmaktadr. Bu yöntemde
SO2, NOX, PM gibi kirletici emisyonlar için ilave önlem/tesis gerekmez.

Yanma öncesi (Pre-combustion)
Söz konusu bu proses entegre gazlatrma kombine çevrim (Integrated gasification
combined cycle-IGCC) santrallarnda kullanlmaya uygundur. Birinci aamada
kömürün gazlatrlmas ile sentez gaz (synthesis gas) oluur. Sentez gaz içindeki
kirletici emisyonlardan temizlenir. Temizlenen sentez gaz çevrim reaktöründe, CO2 +
H2 karmna dönütürülür. Oluan CO2 sktrlr, kurutulur ve tanmaya
depolanmaya hazr hale getirilir. H2 ise elektrik üretmek üzere kombine çevrime
gönderilir. Bu yöntemde SO2, NOX, PM gibi kirletici emisyonlarn yanma öncesinde
temizlenmesi nedeniyle, baca gaz artma için ilave önlem/tesis gerekmez.
Oksi-yakt yakma (Oxy-fuel combustion)
Yaktn yaklmasnda hava yerine oksijen kullanlr. Bu nedenle, hava ayrtrma
ünitesi bulunmaktadr. Baca gazndan su buhar ve kirletici emisyonlarayrlr. Geride
kalan CO2 sktrlarak depolanmaya hazr hale getirilir.
Karbonun Tanmas:
Sktrlm ve nemi alnm CO2 iki türlü tanmaktadr.
216
Borularla tama (tercih edilen yöntem)
Tankerler ile tama (LNG tamas gibi)
Tanacak mesafe, miktar, tama yöntemi maliyeti etkileyen hususlardr.
Karbonun Depolanmas:
Depolama yöntemleri aada verilmektedir.
Petrol kuyularnda üretim verimini artrma (Enhanced oil recovery-EOR)
(Bu yöntem Türkiye dahil uzun yllardr petrol üretiminde uygulanmaktadr.)
Doalgaz kuyularnda üretim verimini artrma (Enhanced gas recovery-EGR)
Tükenmi petrol ve doalgaz kuyular
Tuz oluumlarna depolama
Kömür yataklarnda metan çknn artrlmas (Enhanced Coal Bed Methane
Recovery – ECBM)
Okyanuslara depolama
KTD günümüzde olgunlam bir teknoloji deildir ve hala çözümlenmesi gereken
baz sorunlar vardr. Bu sorunlardan bazlar aada yer almaktadr.
ç elektrik tüketiminin artmas ile santral verimlilii düer.
KTD’nin her aamasndan gelen maliyet santral maliyetine eklenmektedir. Bu
nedenle maliyet ar yüksek olup, maliyetlerin dümesi uzun zaman alacaktr.
Depolama konusunda szdrmazlk, ölçüm ve izleme önemlidir. Henüz uzun yllar
güvenli bir ekilde depolanabilecei konusu risk tamaktadr.
Karbon tutma, tama, depolama yerlerinin farkl olmas mülkiyet haklar
açsndan sorun yaratr.
KTD’nin farkl aamalarndaki yetki ve sorumluluklar arasndaki snrlarn iyi
çizilmesi ve bu konuda hukuki düzenlemelerin yaplmas gerekir. Aksi takdirde
anlamazlklarn yaanmas söz konusudur.
Gelecein teknolojisi olarak görülen KTD, yukarda da belirtildii gibi, henüz tam
olgunlam bir teknoloji deildir ve baz sorunlar (teknolojik, hukuki, idari)
belirsizlikler ve riskler bulunmaktadr. Dünyada halen snrl sayda proje bulunmakta
olup çou demonstrasyon projeleridir. Bu projelerin hemen hepsi KTD’nin tüm
bileenlerini kapsayan bütünsel projeler deildir. IEA tarafndan yaplan baz
çalmalara göre, KTD projelerinin 2020’lerden sonra artmas ve bu teknolojinin
ancak 2050’lerde yaygnlaabilecei öngörülmektedir.
10.4.5. klim Deiiklii Çerçeve Sözlemesi ve Kyoto Protokolü (KP)
Birlemi Milletler tarafndan, küresel bir sorun olan iklim deiiklii sorununa
uluslararas platformlarda çözüm bulmak amacyla, klim Deiiklii Çerçeve
Sözlemesi hazrlanm olup, 1992 ylnda Rio’da düzenlenen “Çevre ve Kalknma
Konferans”nda tüm dünya ülkelerinin imzasna açlmtr. Sözlemede, ülkelerin
tarihsel sorumluluklar, gelimilik düzeyleri dikkate alarak oluturulmu olup, “ortak,
fakat farkl sorumluluklar ilkesi” benimsenmitir. Bu çerçevede, Sözleme
kapsamnda hazrlanan ekli listeler ile ülkelerin yükümlülükleri gelimiliklerine göre
3 grupta toplanmtr. Ek-I ülkeleri gelimi ülkeleri kapsamakta olup, emisyon
217
azaltma yükümlülükleri vardr. EK-II ülkelerinin ise bu yükümlülüklere ilaveten
gelimekte olan ülkelere finansal ve teknolojik yardm yapma yükümlülüü de
bulunmaktadr. Ekler d ülkeler ise emisyon azaltmnda çaba sarf edeceklerdir. Bu
hükümlere karlk Sözlemenin hukuki balaycl ve herhangi bir yaptrm
bulunmamaktadr.
KP ise, Sözlemeyi temel alan ve tamamlayan nitelikte hazrlanm olup, 1997 ylnda
imzaya açlmtr. Sözlemenin aksine hukuki balaycl olan hükümler
içermektedir. 2008-2012 yllar arasndaki ilk uygulama dönemi için gelimi ülkelere
1990 ylna göre en az %5 emisyon azaltm yükümlülüü getirmektedir. Ayrca, baz
esneklik mekanizmalar da getirmitir. Bu mekanizmalar aada verilmektedir.
Emisyon ticareti – Emission Trading (ET)
Emisyon Ticareti klim Deiiklii Sözlemesinin Ek-I listesinde bulunan gelimi
ülkelerin kendi aralarnda uygulanmaktadr. Bu mekanizma ile herhangi bir Ek-I
ülkesine kendisine tahsis edilen “belirlenmi emisyon miktar”nn (Assigned Amount
units-AAUs) bir bölümünün ticaretini yapma olana vermektedir. Ticareti yaplan,
alnp satlan ve “karbon kredisi” olarak adlandrlan emisyon azaltmdr. Ek-1
ülkeleri yükümlülüklerini yerine getirmek için ya emisyonlarn kendilerinin azaltmas
ya da baka bir yerde yaplm “emisyon azaltmlarn” almas olmak üzere iki
seçenee sahiptir. Buna göre emisyonlarn Protokolde belirlenen kendi hedefinden
daha fazla azaltan herhangi bir Taraf Ek-I ülkesine, emisyonlardaki bu ek indirimi
baka bir Taraf Ek-I ülkesine satabilme izni verilmektedir.
Ortak Yürütme - Joint Implementation (JI)
Emisyon ticareti gibi, bu mekanizma da EK-I ülkeleri arasnda gerçekletirilmekte
olup, bu mekanizmay uygulayan taraflar, emisyon azaltm hedeflerine ulamak için
ortak politika ve ortak projeler gelitirmektedirler. Bu mekanizma EK-I’deki ülkeler
arasnda yürütülen özel ortak projeler yoluyla baaran yetkili yasal bir kurulua
(organa, irkete, vb.) fazladan yaplan emisyon indirimlerini baka bir ülkeye aktarma
olana vermektedir.
Temiz Kalknma Mekanizmas – Clean Development Mechanism (CDM)
Sözlemeye taraf olan ülkelere, ortak projelerden salanan “onaylanm emisyon
indirimi”ni (Certified Emission Reduction - CER) Ek-I Taraflarna aktarma olana
veren bir Temiz Kalknma Mekanizmas oluturmaktadr. Ek-I ülkesinin, bir Ek-I d
ülkede, daha az maliyetle daha fazla azaltm salayan bir proje yürütmesine olanak
tanyan bir mekanizmadr. Böylece, Ek-I ülkesi bu proje ile salanan emisyon azaltma
miktarn taahhüt ettii kendi emisyon azaltma hedeflerinde kullanabilecektir.
Gönüllü Karbon Ticareti
KP’nün yukarda belirtilen mekanizmalar dnda, Protokolde yer almayan, KP d
ve tamamen gönüllülük esasna dayanan ve gönüllü karbon ticareti olarak anlan bir
baka mekanizma olumutur. Gönüllü/Onayl Emisyon Azaltm (VER –
Voluntary/Verified Emission Reductions); Kyoto Protokolü’ne taraf olmayan
ülkelerde ve/veya Kyoto Protokolü Ek-A listesi dnda kalan sektörlerde
218
uygulanmaktadr. Bata yenilenebilir enerji ya da enerji tasarrufu olmak üzere sera
gaz emisyonlarnn azaltlmasna yol açan projelere, karbon emisyonlarnn etkinlik
sahibi kii ya da kurumlarca gönüllü olarak dengelenmesi amacyla, uluslararas
uçulara veya konferans ya da spor karlamalar gibi büyük uluslararas etkinliklere
finansal destein salanmasn içermektedir. Gönüllü karbon ticareti karbon
kredilerinin irketler hatta bireyler tarafndan almn tevik eder. Gönüllü/Onayl
Emisyon Azaltm projeleri arasnda yer alan en önemli projeler rüzgar enerjisi
projeleri olmaktadr. Ülkemizde de bu uygulamalar rüzgar enerjisi ile balam olup,
gün geçtikçe bu uygulamalar artmaktadr.
Protokolde yukarda belirtilen mekanizmalarn ileyii yer almamtr. Ancak,
uygulama döneminin balangç tarihi olan 2008 ylna kadar gerekli çalmalar
yaplarak uygulanmasna yönelik tüm esaslar ve detaylar belirlenmitir. Protokolün ilk
uygulama dönemi 2012 ylnda sona erecektir. Halen 2012 sonras için çalmalar
yaplmaktadr. Bu çalmalar Bölüm 10.4.7.’de yer almaktadr.
10.4.6. Sözleme ve Kyoto Protokolü Karsnda Türkiye’nin Pozisyonu
klim Deiiklii Çerçeve Sözlemesi 1992 ylnda imzaya açldnda Türkiye
tarafndan imzalanmamtr. Türkiye’nin gelimi ülkelerle birlikte hem EK-I hem de
ar yükümlülükleri olan EK-II listelerinde yer alm olmas ve bu durumun
gelimilik düzeyi ile badamad dikkate alnarak, ülkemiz tarafndan Sözlemeye
taraf olunmam ve. uzun bir süre eklerden çkmak için çaba sarf edilmi ancak, bu
talep kabul görmemitir. Daha sonra, Türkiye Ek-II listesinden çkarlmas ve
“ülkenin özel koullar” dikkate alnarak Ek-I listesinde kalmas konusunda bir
öneride bulunmutur. Bu önerinin 2001 ylnda Marake’te 7. Taraflar Konferansnda
(COP-7) kabul edilmesi üzerine TBMM’de Sözlemeye taraf olma tartlm ve
onaylanmtr. 24 Mays 2004 tarihinde Sözlemeye resmen taraf olunmutur.
Türkiye’nin bu çabalar srasnda Sözleme çerçevesinde Kyoto Protokolü imzaya
açlm, ancak Sözlemeye henüz taraf olmad için ülkemizce Protokol de
imzalanmamtr. Daha sonra, Sözlemenin Ek-II listesinden çkarak Sözlemeye taraf
olan Türkiye, bir süre sonra Protokole de scak bakm ve 26 Austos 2009 tarihinde
Kyoto Protokolü’ne taraf olmutur. Kyoto Protokolü imzaya açldnda Türkiye
Sözleemeye taraf olmad için Protokolde ülkelerin saysal hedeflerinin bulunduu
listede yer almamakta ve dolaysyla 2008-2012 arasnda bu tür bir yükümlülüü
bulunmamaktadr.
10.4.7. Kyoto Protokolü Sürecinde 2012 Sonras için Dünyadaki Çalmalar
Kyoto Protokolü’nün ilk uygulama dönemi 2008 - 2012 yllarn kapsamaktadr. Söz
konusu ilk dönem balamadan 2012 sonrasnn ekillenmesi için çalmalara
balanmtr. 2006 ylnda Nairobi’de gerçekletirilen 12. Taraflar Konferansnda
(COP-12) Protokol’ün 2012 sonrasnda nasl ilerleyeceine dair tartmalar resmen
balamtr.
Daha sonra, 2012 sonrasnn belirlenmesine yönelik gözler 12-14 Aralk 2007
tarihlerinde Endonezya - Bali’de düzenlenen Birlemi Milletler klim Deiiklii 13.
Taraflar Konferansna (COP-13) ve Kyoto Protokolü 3. Taraflar Bulumasna
219
(COP/MOP3) çevrilmitir. Ancak, Bali’de beklenildii kadar önemli ve somut
kararlar alnamamtr. Müzakerelerin ana temasn 2012 sonras önlemleri
oluturmutur. Bali Konferansnn beklentilere cevap verememesine karlk, önemli
bir belge ortaya çkmtr. 2012 sonras için alnan baz kararlar çerçevesinde
hazrlanan bu belge “Bali Eylem Plan”dr (Bali Action Plan).
Bir sonraki taraflar konferans COP-14 bir sene sonra Poznan’da yaplm olup
oldukça sönük geçmitir. 2012 sonrasnn ekillenmesi 2009 yl sonuna kadar
tamamlanmas hedeflenmi ve kararlar Kopenhag’a (COP-15) braklmtr. Ancak,
COP-15 de hayal krkl yaratm ve konferanstan beklenen sonuçlar çkmamtr.
ki hafta boyunca süren youn toplantlar ve müzakereler sonucunda, 2012 sonrasnn
ekillenmesine, saysal hedeflerin belirlenmesine ve ilgili bir anlama metninin ortaya
çkmasna yönelik beklentiler sonuçsuz kalmtr. Görümeler daha çok siyasi
zeminde yürümü olup, sonunda 19 Aralk’a kalan Genel Kurul Oturumunda
Kopenhag Mutabakat (Kopenhagen Accord) altnda siyasi bir niyet niteliindeki
hukuki balaycl olmayan bir belge ortaya çkmtr. Oldukça snrl bir katlmla
ekillenen bu belgenin hazrlanmasnda “BASIC Grubu” olarak bilinen Brezilya,
ABD, Güney Afrika, Hindistan, Çin’den oluan grup etkili olmutur. Ancak, bu
belgeye birçok ülke tarafndan itiraz gelmitir ve Kopenhag Mutabakat COP-15
tarafndan sadece not edilmi olup, hukuki açdan herhangi bir balaycl
bulunmamaktadr.
Meksika-Cancun’da 29.Kasm-10 Aralk 2010 tarihlerinde yaplan 16. Taraflar
Konferansnda (COP-16) daha önceki konferanslarda yaanan anlamazlklara ve
ABD, Çin, Japonya arasndaki fikir ayrlklarna karlk, birçok ülkenin katld bir
mutabakat metni ortaya çkm ve 193 ülke tarafndan bu metin imzalanmtr. Ayrca,
gelimekte olan ve az gelimi ülkelerin sera gazlarnn azaltlmas ve iklim
deiikliine adaptasyonu için desteklenmesi amacyla “Yeil klim Fonu”nun
çerçevesi oluturulmutur. Fonun ilk üç ylnn Dünya Bankas denetiminde çalmas
planlanmaktadr.
10.4.8. Türkiye’deki Çalmalar
Türkiye iklim deiiklii ile ilgili olarak yaklak 1990 ylndan bu yana çalmalar
yapmaktadr. Ancak, Türkiye’nin klim Deiiklii Çerçeve Sözlemesine taraf
olmasndan bu yana çalmalar hzlanm ve uluslararas platformlarda daha etkin
olmaya balamtr. Özellikle, Çevre ve ehircilik Bakanl (Eski adyla Çevre ve
Orman Bakanl) koordinasyonunda ve Birlemi Milletler Kalknma Program
(UNDP) destei ile önemli çalmalar yürütülmektedir. Bu çalmalardan bazlar
tamamlanm, bazlar ise devam etmektedir. Bu çalmalardan önemli olan bazlar
aada verilmektedir.

Ulusal klim Deiiklii Stratejisi (Mays 2010 tarihinde tamamlanmtr.)
Ulusal klim Deiiklii Eylem Plan (Mays 2011 tarihinde tamamlanmtr.)
klim Deiiklii ile Mücadele için Kapasitelerin Artrlmas Projesi
Türkiye’nin klim Deiikliine Uyum Kapasitesinin Artrlmas Projesi
“Ikinci Ulusal Bildirim”in hazrlanmas (klim Deiiklii Çerçeve Sözlemei
gerei Birlemi Milletlere sunulmak üzere)
220
Ayrca, Sözleme gerei her yl Ulusal Emisyon Envanteri hazrlanarak Birlemi
Milletlere sunulmaktadr.
Ülkemizde, iklim deiiklii çevre mevzuatnda pek yer almamakla birlikte,
Sözlemeye taraf olunmasndan sonra baz admlar atlmaya balanmtr. Bu
çerçevede, Sera gaz azaltan projelerin ve gönüllü emisyon ticaretine katlan projelere
yönelik olarak hazrlanan “Sera Gaz Emisyon Azaltm Salayan Projelere likin
Sicil lemleri Teblii” 7 Austos 2010 tarih ve 27665 sayl Resmi Gazete’de
yaymlanarak yürürlüe girmitir. Daha sonra, Tebli’de deiiklik yaplm ve
deiiklik yaplmasna yönelik tebli de 22 Ekim 2011 28092 sayl Resmi Gazete’de
yaynlanmtr.
Kısaltmalar
AB
BAT
BGD
BM
BYT
CCS
CDM
CH4
CO
CO2
COP
ÇED
EGR
EOR
ET
EU
IEA
IGCC
IPCC
IPPC
KP
KTD
LCP
N 2O
NOX
OECD
PM
SO2
TÜİK
UNDP
Avrupa Birliği
Best Available Techniques
Baca Gazı Desülfürizayon
Birleşmiş Milletler
Büyük Yakma Tesisleri
Carbon Capture and Storage
Clean Development Mechanism
Metan
Karbon monoksit
Karbon dioksit
Taraflar konferansı
Çevresel Etki Değerlendirmesi
Enhanced gas recovery
Enhanced oil recovery
Emission Trading
European Union
International Energy Agency
Integrated Gasification Combined Cycle
Intergovernmental Panel on Climate Change
Integrated Pollution Prevention and Control
Kyoto Protokolü
Karbon Tutma ve Depolama
Large Combustion Plants
Diazot monoksit
Azot oksitler
Organization for Economic Co-operation and Development
Partikül madde
Kükürt dioksit
Türkiye İstatistik Kurumu
Birleşmiş Milletler Kalkınma Programı
221
Kaynaklar
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
222
www.cevresehircilik.gov.tr
DEK-TMK Temiz Kömür Teknolojileri Çalma Grubu Raporu,2009
www.unfccc.int
Caring for Climate-A Guide to the Climate Change Convention and Kyoto
Protocol, UNFCCC, 2006
Intergovernmental Panel on Climate Change, IPCC
DEK-TMK klim Deiiklii ve Enerji Sektörü Raporu, 2008
Sera Gaz Emisyon Envanteri, 2011, TÜK
Turkey Greenhouse Gas Inventory, 1990 to 2009-Annual Report for
submission under the Framework Convention on Climate Change, Turkish
Statistical Institute,2011
IEA, Key World Energy Statistics 2010
IEA Key World Energy Statistics 2011
IEA, CO2 Emissions from Fuel Combustion, Highlights, (2011 Edition)
IEA Presentation in Workshop on Carbon Capture and Storage, Oslo-Norway,
21-22/06/2007
klim Deiiklii Sorununda Teknolojik Araylar, Karbon Tutma ve Depolama
(Carbon Capture and Storage-CCS), S.TÜZÜNER, DEK-TMK 11. Enerji
Kongresi 21-23 Ekim 2009, zmir
11. ENERJİ VERİMLİLİĞİ
224
11. ENERJ VERMLL
Türkiye gittikçe artan ve ekonomik ve sosyal açdan önem arz eden bir enerji talebi ile
kar karyadr. 1990-2008 yllar arasnda birincil enerji tüketimi ylda ortalama %
4.4 ile sürekli olarak artmtr. Bu yüksek art hz nedeniyle Türkiye’de imdiye
kadar büyük oranda arz cephesinden yaklalarak, büyümekte olan talebin, yeni
tesisler kurularak karlanmasna çallm, bu süreçte enerji verimliliine, arz
cephesine oranla görece düük öncelik verilmitir.
2009 ylnda yürürlüe giren Elektrik Enerjisi Piyasas ve Arz Güvenlii Strateji
Belgesi’nde enerji verimlilii ve tasarrufa ilikin hususlar da ele alnmtr. Söz
konusu belgede enerji verimliliini salayacak tedbirlerin sosyal ve ekonomik gelime
hedeflerini etkilemeden uygulanmas gerekliliinin alt çizilerek, verimliliin
artrlmas, israfn önlenmesi ve enerji younluunun gerek sektörler baznda gerekse
makro düzeyde azaltlmasna ilikin admlarn atlaca ve elektrik üretimi, iletimi ve
datmnda teknik kayplarn asgariye indirilmesi ve datmda kaçak kullanmn
engellenmesi salanaca belirtilmektedir.
15 Nisan 2010 tarihli Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanl 2010-2014 Stratejik
Plannda da AMAÇ-3 Enerji verimliliini arttrmak maddesinde; 2008 ylnda 282 kg
edeeri petrol/1.000 dolar olan enerji younluunun 2023 ylna kadar, 2008 ylna
göre %20 orannda düürülmesi, 2014 ylnda birincil enerji younluunda 2008
ylna göre %10 azalma: 254 kg edeeri petrol/1.000 dolar, mevcut kamu elektrik
üretim santrallerinde yeni teknolojiler kullanlarak verimi yükseltmek ve üretim
kapasitesini artrmak için yaplan bakm, rehabilitasyon ve modernizasyon
çalmalarnn 2014 yl sonuna kadar tamamlanmas olarak dier baz hedefler
belirlenmitir
Politika belgelerinde çeitli nihai kullanm sektörlerinde yaplacak potansiyel enerji
verimlilii iyiletirmelerinin Türkiye’de enerji talep tahminlerini aa çekebilecei
öngörülmü olmakla birlikte, enerji sektörü yönetimince son yllara kadar bu anlamda
kapsaml ve sonuç odakl bir politika izlenememitir. 2007 yl ve sonrasnda yasal
çerçevede önemli deiiklikler yaplm olup, halen bu deiikliklerin uygulamaya
dönümesi süreci yaanmaktadr.
Türkiye, son birkaç ylda Enerji Verimlilii Kanunu ve 11 adet ikincil mevzuat ile
eitim ve bilinçlendirme faaliyetleri, belli büyüklüklerde sanayi ve ticari binalara
enerji yönetimi zorunluluu, irket yetkilendirmeleri ile EV hizmet piyasasn
gelitirilmesi, KOB’ler ve endüstriyel kurulular için snrl bir hibe program gibi
konularda önemli gelimeler olmasna ramen, enerji talebinin somut ekilde
azaltlabilmesi için, enerji verimlilii konusunda daha etkin stratejiler gelitirilmesine
ve admlar atlmasna ihtiyaç duymaktadr. Halen kurumsal yetersizlikler, mali
desteklerin, enerji verimlilii potansiyelinin deeri ile kyaslandnda çok düük
seviyelerde kalmas, her seviyede eksik bilgi ve farkndalk ve hatta yeni mevzuattaki
uygulanabilirlii olmayan baz hususlar; enerji verimliliinde istenen sonucun
alnmasn geciktirmektedir.
Türkiye’nin kii bana toplam birincil enerji tüketimi ve elektrik tüketimi OECD
ortalamas olan kii bana 4.28 TEP ve 8,012 kWh tüketim ile kyaslandnda 2009
ylnda 1.36 TEP birincil enerji tüketimi ve 2,296 kWh elektrik tüketimi en düük
225
ülkeler arasnda yer almaktadr. Bununla beraber, Türkiye ekonomisi gelimi
ülkelerle karlatrldnda “enerji youn” ve “karbon youn” olarak
deerlendirilebilir. OECD ortalamas olan 0.18 TEP/dolar 1,000 Gayrisafi Yurtiçi
Milli Hasla ile karlatrldnda 0.27 TEP enerjiyle 1.000 dolar GSYMH üretmek
için daha fazla enerji harcanmaktadr (2000 yl ABD dolar deeri ile).
Tablo 11.1. Seçilmi Baz Ülkelerde Enerji Göstergeleri, 2009 Yl Deerleri
Bölge/Ülke
DÜNYA
OECD
TÜRKYE
Çin
ABD
Almanya
Japonya
Fransa
ngiltere
Danimarka
talya
spanya
Hollanda
Yunanistan
Portekiz
Bulgaristan
Çekoslavakya
Meksika
Endonezya
Nüfus
(Milyon)
6,761
1,225
72
1,331
308
82
127
65
62
6
60
46
17
11
11
8
11
107
230
GSYMH
(Milyar
Dolar 2000)
39,674
29,663
357
2,938
11,357
1,999
4,872
1,473
1,677
167.7
1,111
713
433
168
123
19
76
724
258
Birincil Enerji BET
/ Elektrik
Tüketimi(BET) Nüfus
Tüketimi/
(mTEP)
Nüfus
(TEP/kii)
(kWh/kii)
2,730
12,150
1.80
8,012
5,238
4.28
2,296
97,7
1.36
2,631
2, 257
1.70
12,884
2,162
7.03
555
3.89
6,781
472
3.71
7,833
483
3.97
7,494
196
3.18
5,693
18,6
3.37
6,248
165
2.74
6,648
6,004
126
2.75
78
4.73
6,897
30
2.61
5,540
4,815
24
2.27
4,401
17,48
2.30
42
4.00
6,103
2,026
174
1.63
202
0.88
609
Enerji
Younluu
(TEP/1000
Dolar 2000)
Karbondioksit
Younluu
(kg
CO2/
Dolar2000)
0.31
0.18
0.27
0.77
0.19
0.16
0.10
0.18
0.12
0.11
0.13
0.18
0.18
0.18
0.20
0.91
0.55
0.24
0.78
0.73
0.41
0.72
2.33
0.46
0.38
0.22
0.24
0.28
0.28
0.40
0.40
0.41
0,54
0.43
0.56
1.45
0.55
1.46
2000 yl ABD dolar deeri baznda GSYMH
Kaynak: IEA, Dünya Enerji statistikleri, 2011
Türkiye’nin enerji younluu AB’nin ortalama deerleriyle de mukayese edildiinde
oldukça yüksektir; 2007 ylnda Türkiye’nin enerji younluu Avro baznda 251
KEP/1,000 Avro iken (2008 yl 245 Avro), AB’nin ortalama deeri 169 Avro’dur
(2008’de 167 Avro) (ekil 11.1:).
226
GSYMH 2000 yl sabit döviz kurlar ile
ekil 11.1. 1997-2007 Yllar Arasnda AB 27’de ve Seçili AB Ülkelerinde Enerji
Younluu
Kaynak: EUROSTAT
AB üyesi ülkelerin ekonomilerinin enerji younluklar bütün sektörlerin ortak
çabalaryla azaltlmtr. 1990-2004 yllar arasnda, bütün AB ekonomisi için enerji
verimlilii endeksi dümü olup, bu durum %14 orannda artan enerji verimliliini
göstermektedir. Bütün sektörler deien enerji younluklaryla bu sonuca katkda
bulunmutur; söz konusu iyiletirmeye sunulan katklarda konutlarn pay %10,
ulamn pay %11 ve sanayinin pay ise %20 düzeyindedir.
Enerji younluu ekonomi ve sanayinin yapsndan önemli oranda etkilenmektedir.
Ancak, Türkiye’nin baz Avrupa ülkelerinin 2.5 kat daha fazla enerji youn olma
özellii tad gerçei unutulmamaldr (ekil 11.2).
ekil 11.2. 1996- 2007 Yllar Arasnda Baz Ülkelerle ve Türkiye’de Enerji
Younluu, 2008
Kaynak: EURO STAT Energy, transport and environment indicator,2010 edition
227
Dier taraftan, nihai kullanm enerji verimliliinin gerçek anlamda karlatrmas
için, kyaslamann GSMH satn alma gücü paritesi baz ile nihai kullanm enerji
tüketim rakamlar arasnda yaplmas gerekmektedir. ekil 11.3’de gösterildii üzere,
2007 yl için Türkiye enerji tüketiminin enerji younluu hâlâ Avrupa
Birlii’ndekinden % 30 daha yüksektir ve bu durum, enerji verimlilii
iyiletirmelerinin maliyet etkin bir ekilde yaplabileceini göstermektedir.
ekil 11.3. Türkiye’nin Satn Alma Gücü Bazl Enerji Younluunun
Kyaslamas
2009 IEA Türkiye raporuna göre, “Enerji verimliliinin iyiletirilmesinin, Türkiye’nin
enerji arzndaki zorluklarn giderilmesinde önemli rolü olacan vurgulamaktadr.
Sanayi üretiminin artt, özel araç kullanmnn hzla yayld ve önemli sayda yeni
inaatn öngörüldüü bir ülkede, ulam ve binalarn; hem mevcut stoklarn
iyiletirilmesi hem de yenilerin daha verimli ekilde kullanma girmesi için ksa ve
uzun dönemli planlarn hazrlanmas ve uygulanmas arttr. Enerjiyle ilgili CO2
emisyonlar 1990 ylndan bu yana iki katndan fazla artmtr ve orta ve uzun vadede
enerji talebine paralel olarak bu artn hzl bir ekilde devam etmesi olasdr.
Uluslararas Enerji Ajans, Türkiye’nin iklim deiikliiyle ba etmek ve
emisyonlarn snrlandrmak için “nicel bir genel hedef koyulmasn” ve 2012 sonras
rejimiyle ilgili çabalara devam edilmesini tavsiye etmektedir. Olas nicel hedefteki en
önemli katky yapacak olan önlem ise, Uluslararas Enerji Ajansnn da belirledii
üzere enerji verimliliinin arttrlmasdr.
Türkiye enerji tüketimindeki hzl büyüme oranndan dolay büyük bir tasarruf
potansiyeline sahiptir. EE’nin çalmalar ülkede 2020 ylnda 222 milyon TEP
birincil enerji talebi içinde muhtemelen %15 enerji tasarrufunda (30 MTEP)
bulunulabileceini göstermektedir. Dier taraftan Dünya Bankas tarafndan yaplan
bir çalmada ise %27 enerji tasarrufu potansiyelinin varlna iaret edilmektedir.
Aadaki Tablo’da belirtilen deerlerin kapsaml etüt çalmalarla teyit edilmesine
ihtiyaç olmakla birlikte enerji younluu deerleri kyaslamalar bu potansiyeli
dorular niteliktedir.
228
Tablo 11.2. Türkiye’de Enerji Tasarrufu Potansiyeli 2008 (WB)
Tasarruf
Tasarruf
Potansiyeli, %
Potansiyeli,
‘000 TEP/yl
Elektrik Yakt
Sanayi
Demir-Çelik
Çimento
Cam
Kat
Tekstil
Gda
Kimyasal
Dier
Bina
Konut
Kamu ve Ticari
Toplam
%25
21
19
25
29
10
34
22
21
57
30
18
32
18
64
yok
yok
%30
29
46
29
20
%27
Kaynak: Dünya Bankas
8,015
1,402
1,124
261
206
1,097
891
2,283
729
7,160
5,655
1,505
15,152
Sanayi ve bina sektörleri EV iyiletirmesi için en fazla imkân sunan sektörlerdir;
ayrca sektörler arasnda potansiyel enerji verimlilii kazancnda farkllklar olmasna
ramen, sanayi sektöründeki büyük miktardaki enerji tüketimi bu sektörü EV
yatrmlarnn teviki için hedef sektör haline getirmektedir. Ayrca, bina sektörünün
daha yüksek oranda verimlilik kazanc salama potansiyeli mevcuttur, çünkü bu
alanda imdiye dek fazla bir ey yaplmamtr. 2000 öncesinde yaplm binalar
bugünkü yönetmeliklere göre iki misli enerji harcamaktadr. Bina mevzuatnda önemli
baz revizyonlar yaplm ve bir etiketleme yönetmelii (Binalarda Enerji Performans
Yönetmelii) yürürlüe konmu olmasna ramen, mevcut enerji verimi düük bina
stoku ve buzdolab, klima, kazan gibi kurulu cihazlar henüz elde edilmemi büyük bir
EV potansiyeli sunmaktadr. 6-7milyon binann enerji tüketimini yarya yarya
azaltacak kapsaml bir rehabilitasyon hareketine ihtiyaç vardr. Bu giriimin yüz
binlerce i yaratabilme potansiyeline de sahip olabilecei yurtdndaki birçok
uygulamadan çkan sonuçlarla deerlendirilmektedir. Ayrca bugün geçerli olan yeni
binalarn tabii olaca artlar belirleyen yönetmeliklerin öngördüü artlar Avrupa’da
benzer derece-gün artlarna sahip ülkelere kyasla %30 daha verimsizdir.
2010 ylnda EE koordinasyonunda UNDP GEF destekli 3 proje balatlarak sanayi,
bina ve elektrikli aletlerinde enerji verimliliini arttracak çalmalara ilgili tüm kamu
kurulular ve özel sektörün de katlm salanacaktr. Bu projelerin mevcut engellerin
giderilmesine önemli katklar salamas beklenmektedir. Ayrca Hollanda hükümeti
tarafndan desteklenen Türkiye’de Enerji Verimlilii zleme ve Deerlendirmesinin
Gelitirilmesi Projesi ile enerji verimlilii programlarnn izlenmesi ve
deerlendirilmesi konularnda bilgi birikimi salama, enerji tasarrufu
potansiyellerinin hesaplanma yöntemleri, enerji verimlilii politikalarnn etkilerinin
229
deerlendirilmesi yöntemleri
gerçekletirilmi olacaktr.
ve
öncelikli
sektörlerde
pilot
uygulamalar
EÜA’a ait elektrik üretim tesislerinin emre amadeliklerini arttrmak, tesis
performansn ve verimliliini yükseltmek, insan kaynaklarnn geliimine katk
salamak rasyonel iletme koullarna erime hedefiyle “Bakm Yönetim Sistemi”
kurma ön çalmalar büyük oranda tamamlanmtr.
EÜA tarafndan HES ve termik santralarnda rehabilitasyon çalmalar
sürdürülmektedir. 2004 ylnda Fransz EDF firmas tarafndan önemli
santrallarmzn rehabilitasyonu ile ilgili olarak fizibilite çalmalar balatlmtr. En
ekonomik bulunan Keban HES’in rehabilitasyon projesinin fizibilite raporu EDF ile
birlikte hazrlanmtr. Yaklak 70 milyon dolarlk yatrmla santraln verimi, emre
amadelii ve güvenirlilii artrlacak ve bu yatrm ylda ilave 18 – 20 milyon dolar
getiri salayarak 3,5 – 4 ylda kendisini amorti etmesi beklenmektedir. HES
türbinlerindeki verim 1960’larda %88, 1990’larda %90 civarnda iken bugün %95’leri
amaktadr. Yaplan bir ön çalmaya dayanarak baz santralarda olabilecek verim
artlar aadaki Tablo 11.3’de listelenmitir. (Muzaffer Baaran, 2010).
Tablo 11.3. Türkiye’de HESlerde Üretimde Enerji Verimliliinin Arttrlmas
Potansiyeli
Verim Verimlilik
Üretim
Potansiyeli
Ünite
arts
Güç
milyon
kWh/yl
%
kWh/yl says
Santral ad (MW) Ya
Keban
1.328
32
6.600
8
3,5
Karakaya
1.800
19
7.500
6
2,4
Hasan Uurlu
500
27
1.217
4
3,5
Altnkaya
702,6
19
1.632
4
2,4
Kesikköprü
76
39
250
2
5,2
Gökçekaya
279
33
400
3
4,3
Doankent
74,5
25
176
1
3,2
Aslanta
138
22
569
3
2,8
Saryar
160
50
300
4
6,7
Hirfanl
128
46
300
4
6,2
Suat Uurlu
69
24
350
3
3,1
kizdere
18,6
45
110
3
6
Almus
27
40
100
3
5,3
Demirköprü
69
46
80
3
6,2
Kapulukaya
54
17
190
3
2,1
Toplam
Enerji
Kazanç
milyon
231,0
180,0
42,6
39,2
13,0
17,2
5,6
15,9
20,1
18,6
10,9
6,6
5,3
5,0
4,0
614,9
Tablodan da görüldüü üzere HES’lerde 615 milyon kWh enerji verimlilii
potansiyeli mevcuttur.
Benzer olarak termik santralarda da (16 adet termik santralde) ksm ksm
rehabilitasyon çalmalar devam etmektedir. Rehabilitasyon projeleri kapsamnda
santralarn performans, güvenilirlii, ömrünün artrlmas ve çevre mevzuatna
uygunluun salanmas da amaçlanmaktadr (T.Yldz 2011 Bütçe konumas). Bu
230
çalmalar kapsamnda Afin Elbistan A, Çatalaz, Kangal Orhaneli Seyitömer,
Tunçbilek, Soma-B, ve Yeniköy santralarnda öngörülen çalmalarla 11 milyar kWh
civarnda bir enerji art beklenmektedir (Muzaffer Baaran,Nisan 2011).
Elektrik datm sistemindeki en önemli sorun olan kayp-kaçaklardr. Kaçak
kullanm her ne kadar ekonominin içinde üretime dönse veya vatanda refah için
harcansa da paras ödenmeyen elektriin çok verimsiz ekilde kullanlaca açktr.
Kayp-kaçak kontrolü amacyla, 2003-2010 (Ekim) döneminde toplam 39,3 milyon
abone taramas yaplm olup bu çalmalar sonucunda önemli boyutta kaçak tespit
edilmitir. Elektrikteki kayp-kaçak oranlar, yaplan çalmalar sonucunda, 2002
ylnda yüzde 21 seviyesinden 2010 ylnda yaklak yüzde 15 seviyesine
düürülmütür .(T.Yldz 2011 Bütçe konumas). Datm özelletirmeleri ile kayp
kaçak oranlarnn daha makul seviyelere indirilmesi beklenmektedir. Enerji Piyasas
Düzenleme Kurulunun Aralk 2010 tarihli toplantsnda; 2011- 2015 uygulama
dönemine ilikin datm faaliyeti kayp kaçak hedefi (KKH) oranlarn aadaki
ekilde belirlemitir.
Tablo 11.4. Datm Faaliyeti Kayp Kaçak Hedefleri (EPDK)
Ancak özelleen datm bölgelerinde bu kayp geri kazanm oranlarnn gerçek
yatrmlarla salanmas, hesaplarn kayplarn geri kazanlm gibi düzenlenmemesi
veya kayplarn baka harcama kalemlerinde gösterilmemesi için irketlerin yakn
denetimi arttr. Kayplarn azaltlmasnn etkisinin üretimde de azalma ile de teyid
edilmesi gereklidir.
Kaynaklar
1. IAE, Dünya Enerji statistikleri, 2011.
2. ODYSSEE veri taban.
3. IEA Ülkeleri Enerji Politikalar-Türkiye – 2009 Gözden Geçirmesi
231
232
-12 951
-7 582
Çevrim ve Enerji Sektörü
35 942
8 140
984
135
10
611
2 156
2 777
2 777
0
458
97
11 275
11 275
11 275
11 275
- 31
- 31
11 306
4 598
4 598
4 598
4 598
- 362
- 362
4 960
4 960
H.Bit.Art.
2.300
(B.Ton)
0
0
0
0
1 118
4 134
12 425
5 251
98 144
18 174
6 986
2
243
251
6 988
494
13 991
145
523
898
70
16
56
557
6 226
741
166
15 314
7 832
-1 103
- 241
15 314
-21 471
-22 814
38 129
58
682
38 038
649
Doğalgaz
9.155
(106Sm3)
344
604
1 722
4
26
9
3
938
26 527
3 651
- 922
15
26 527
- 925
-1 832
2 544
35 722
7 089
370
- 439
-2 009
28 359
(B.Ton)
Petrol
2 180
1 524
18 120
3 616
481
481
16
26
4 410
0
0
0
11 306
Odun
3.000
(B.Ton)
Elektrik Enerjisi Üretimi (GWh)
Kurulu Güç Kapasitesi (MW)
5 983
5 983
98
579
98
(B.Ton)
Briket
3 634
7 524
3
Konut ve Hizmetler
Tarım
1 609
93
202
5 227
134
488
13 736
7 753
2 777
0
2 777
28
2 750
(B.Ton)
P.Kok
Enerji Dışı
7 527
Demiryolları
Denizyolları
Havayolları
Boru Hatları
Karayolları
Diğer Sektörler
Ulaştırma
375
2
3 027
74
1 528
84
Demir Çelik
Kimya-Petrokimya
Petrokimya Feedstock
Gübre
Çimento
Şeker
Demirdışı Metaller
Diğer Sanayi
4 453
4 453
12 617
5 090
Sektörler Toplamı
Sanayi Tüketimi
579
4 453
- 67
13 736
- 47
12 617
4 274
4 274
- 467
- 467
179
7
173
(B.Ton)
Kok
-5 322
-55 436
1 046
- 131
1 177
(B.Ton)
Asfaltit
Elektrik Santralları
Hava Gazı Fab (-)
Kok Fabrikaları
Briket
Petrol Rafinerileri
İç Tüketim ve Kayıp
Toplam Nihai Enerji Tüketimi
-55 503
- 459
69 239
1 712
25 568
69 698
(B.Ton)
2 524
21 333
(B.Ton)
Yerli Üretim (+)
İthalat (+)
İhracat (-)
İhrakiye (-)
Stok Değişimi (+/-)
İstatistik Hata (+/-)
Birincil Enerji Arzı
Linyit
T.Köm.
2010 YILI GENEL ENERJİ DENGESİ
(Orjinal Birimler)
51 795
15 831
0
0
-51 795
-51 795
51 795
51 795
Hidrolik
860
(GWh)
668
94
0
0
- 668
- 668
668
668
Jeotermal
8600
(GWh)
14
14
14
14
0
14
14
Bioyakıt
8.850
(B.Ton)
2 916
1 320
0
0
-2 916
-2 916
2 916
2 916
Rüzgar
860
(GWh)
211 207
48 932
85 634
5 509
200
117
91 143
226
543
145
5 326
327
2 303
48 461
18 161
5 583
171 992
80 306
-1 072
-37 370
171 992
211 208
172 765
- 774
1 144
1 918
Elektrik
860
(GWh)
1 057
334
1 391
1 055
166
2 612
1 221
2 612
1 221
1 221
1 391
1 391
Jeo.Isı
Diğer Isı
(B.TEP)
302
302
130
432
130
432
0
432
432
Güneş
10.000
(B.TEP)
233
-7 393
-3 574
Çevrim ve Enerji Sektörü
1 728
18
Nüfus
(Milyon kişi)
74
984
135
Fert Başına Enerji
Tüketimi kep/k.
8
461
1 625
0
1 482
458
97
3 383
3 383
3 383
3 383
-9
-9
3 392
1 057
1 057
1 057
1 057
- 109
- 109
1 166
1 166
Hay.ve
Bit.Art.
1 252
4 278
13 169
5 530
150
541
956
Net:
Brüt:
98 144
18 174
6 396
2
223
230
6 397
2 347
2 865
51 795
15 831
668
94
12
12
2 916
1 320
211 207
48 932
7 364
474
17
10
7 838
19
47
452
14 791
6 906
- 92
-3 214
14 791
18 164
14 858
- 67
98
165
Elektrik
14 817
0
0
- 251
- 251
251
251
Rüzgar
12
458
28
198
4 168
12
12
0
12
12
Bioyakıt
64
15
51
510
5 700
0
0
- 575
- 575
575
575
Jeotermal
1 562
480
0
0
-4 454
-4 454
4 454
4 454
Hidrolik
678
152
14 020
7 170
-1 010
- 220
14 020
-19 657
-20 887
34 907
53
625
34 823
594
D.Gaz
356
633
1 855
4
26
9
3
975
27 667
3 860
-1 060
395
27 667
- 888
-1 554
2 671
36 566
7 250
387
- 472
-1 908
29 221
Petrol
Fert Başına Elk.
Tüketimi kwh/k.
12 496
1
12 497
4 130
59
52
2 916
3 977
206
23 837
11 341
- 44
23 837
- 970
-13 238
-14 252
38 089
86
22 081
15 921
Toplam
K.Yak.
2 180
1 524
35 942
8 140
168
12
21
2 904
2 093
2 093
0
0
0
3 392
Odun
3 459
18 120
3 616
2 846
168
34
203
34
Briket
Elektrik Enerjisi Üretimi (GWh)
Kurulu Güç Kapasitesi (MW)
5 042
1
Konut ve Hizmetler
Tarım
2 846
6 079
3 233
2 093
0
2 093
21
2 072
P.kok
Enerji Dışı
5 042
Demiryolları
Denizyolları
Havayolları
Boru Hatları
Karayolları
Diğer Sektörler
227
778
20
44
2 182
1 016
55
Demir Çelik
Kimya-Petrokimya
Petrokimya Feedstock
Gübre
Çimento
Şeker
Demirdışı Metaller
Diğer Sanayi
Ulaştırma
58
151
8 086
3 043
Sektörler Toplamı
Sanayi Tüketimi
2 937
2 937
2 937
203
- 26
8 086
- 18
6 079
2 823
- 257
2 823
114
-1
115
Kok
-3 793
-9 288
- 257
460
- 48
508
Asfaltit
Elektrik Santralları
Hava Gazı Fab (-)
Kok Fabrikaları
Briket
Petrol Rafinerileri
İç Tüketim ve Kayıp
Toplam Nihai Enerji Tüketimi
-9 306
- 119
15 385
234
15 505
15 479
1 511
13 734
Linyit
Yerli Üretim (+)
İthalat (+)
İhracat (-)
İhrakiye (-)
Stok Değişimi (+/-)
İstatistik Hata (+/-)
Birincil Enerji Arzı
T.Köm.
2010 YILI GENEL ENERJİ DENGESİ
(Bin Tep)
1 057
334
1 391
1 055
166
2 612
1 221
2 612
1 221
1 221
1 391
1 391
Jeo.Isı
Diğer Isı
302
302
130
432
130
432
0
432
432
Güneş
3 459
28 868
5 089
170
541
956
240
13 421
33 956
15 328
6 740
1 471
1 855
81
4 629
147
763
14 943
83 372
30 628
-2 162
-3 083
83 372
- 970
-19 678
-25 894
32 493
87 409
8 009
387
- 332
-1 908
109 266
Toplam
234
235
236
: SøLOPø TERMøK SANTRALø
: SøLOPø / ùIRNAK
: 1 x 135 MWe FAAL, 2 x 135 MWe TESøS AùAMASINDA
: DOLAùIMLI AKIùKAN YATAK
: % 39
: ASFALTøT
: FAAL ÜNøTE øÇøN 972.000.000 kwh / yÕl
CøNER GRUBU KURULUùUDUR
TESøS
YER
KAPASøTE
TEKNOLOJø
VERøM
ANA YAKIT
ELEKTRøK ÜRETøMø
SøLOPø ELEKTRøK ÜRETøM A.ù.
ù
DÜNYA’DAVETÜRK7YE’DEGÜNEbENERJ7S7
YayŦnNo:0011/2009
ISBNNo:978Ͳ605Ͳ89548Ͳ2Ͳ3
ÇalŦƔmaGrubuÜyeleri:MehmetAteƔ,Hakan
Demir,ErsinÜresin,benolTunç,HaticeErdi
YayŦnYeriveTarihi:Ankara,Haziran2009
SayfaSayŦsŦ:222
TEM7ZKÖMÜRTEKNOLOJ7LER7
YayŦnNo:0015/2009
ÇalŦƔmaGrubuÜyeleri:ÖmerÜnver,Muzaffer
BaƔaran,MücellaErsoy,NilgünErcan,Metin
Gürkan,SevilGürkan,SelvaTüzüner
YayŦnYeriveTarihi:Ankara,Mart2010
SayfaSayŦsŦ:160
NÜKLEERSANTRALLAR
YayŦnNo:0019/2010
ÇalŦƔmaGrubuÜyeleri:ÖmerÜnver,Muzaffer
BaƔaran,BenanBaƔoŒlu,B.NazŦmBayraktar,
Dr.UtkuSaŒdŦk,GültekinTürkoŒlu,
Prof.Dr.A.OrhanYeƔin
YayŦnYeriveTarihi:Ankara,AralŦk2010
SayfaSayŦsŦ:103
B7YOYAKITLAR
YayŦnNo:0016/2009
ÇalŦƔmaGrubuÜyeleri:Dr.F.FigenAr,Berrak
D.S.TaƔdemir,Prof.Dr.FilizKaraosmanoŒlu,
Prof.Dr.A.AliKoç,Prof.Dr.MustafaAcaroŒlu,
Yrd.Doç.Dr.S.FerdaMutlu,Dr.FatmaSarsu,
YurdanurÖzsöyler,GülenBölük,AslŦ7Ɣler,Ömer
FarukAygün
YayŦnYeriveTarihi:Ankara,Mart2010
SayfaSayŦsŦ:180
YukarŦdakikitaplarDünyaEnerjiKonseyiTürkMilliKomitesi’ndenteminedilebilir.
Adres:CinnahCad.No:67/1506680ÇankayaͲAnkara
Tel:(312)4428278–79
Faks:(312)4419610 EͲmail:[email protected]
237
238
cmyk
ISSN : 1301-6318
DÜNYA ENERJİ KONSEYİ TÜRK MİLLİ KOMİTESİ
Cinnah Cad. No. 67/15 06680 Çankaya/ANKARA
Tel : (0312) 442 82 78 (pbx) Fax : (0312) 441 96 10
e-mail: [email protected] web-site: www.dektmk.org.tr

Türkiye Enerji Raporu 2011`in PDF formatına

Transkript

Benzer belgeler

Sami ÜNLÜ 1973 İstanbul Fatih doğumludur. Pertevniyal Lisesini

KRAV MAGA sporu yükseliyor K›rkp›nar flampiyonu Recep Kara