(CDM-PDD).

Transkript

(CDM-PDD).

PROJECT DESIGN DOCUMENT FORM (CDM PDD) - Version 03
CDM – Executive Board
page 1
TEMİZ KALKINMA MEKANİZMASI
PROJE DİZAYN DÖKÜMANI FORMU (CDM-PDD)
uyarlama 03 - 28 Temmuzdan 2006 dan beri geçerli
İÇİNDEKİLER
A.
Projenin genel tanıtımı
B.
Baz senaryonun uygulanması ve izleme metodolojisi
C.
Projenin süresi ve kredilendirme peryodu
D.
Çevresel etkiler
E.
Paydaşların düşünceleri
Ekler
Ek
1: Proje katılımcılarının irtibat bilgileri
Ek
2: Hibe ile ilgili bilgi
Ek
3: Baz senaryo bilgileri
Ek
4: İzleme planı
Ek
5:Elektrik üretim lisansı
Ek
6: Çevresel etki değerlendirmesi
Ek
7:Türkiye için Gold Standart VER fiyatları
Ek
8: Karakuyu sulak alanları için onay mektubu
Ek
9: Tasarlanan proje için net elektrik hesaplaması
Ek
10: Yatırım analizleri için röper (eşik)
page 2
Bölüm A.
Projenin genel tarifi
A.1.
Projenin adı:
Adı : 50 MW Dinar Rüzgar projesi Türkiye
Döküman versiyonu : 01
Tamamlanma tarihi : 20 Aralık 2011
A.2.
Projenin tarifi:
Dinar Afyonkarahisar Türkiyede ki Yeni yapılan ve OLGU ENERJİ YATIRIM ÜRETİM VE
TİCARET A. Ş. ŞİRKETİNE AİT OLAN 50 MW lık rüzgar santralıdır (aşağıda tasarlanan proje olarak
geçecektir) .Her biri 2 MW lık rüzgar üstü rotorlu üç kanatlı 25 adet türbinden oluşan 50 MW lık kurulu
güce sahiptir..Projenin inşaat sürecinin Nisan 2012 de başlaması ve yıl sonuna kadar bitirilmesi
planlanmaktadır. Kayıplarda hesaplandıktan sonra projenin yıllık gros üretiminin 172,065,964 KWh
olması ongörülmektedir. .%3,5 lik Kayıplar ve hava yoğunlukfaktörü de göz önüne alındığında yıllık net
üretim 141,429,011 KWh olacaktır 1. Projenin net PLF i % 32,28 olarak hesaplanmıştır. Üretilen
elektrik TEİAŞ vasıtası ile Türk elektrik şebekesine verilecektir
Projenin asıl amacı temiz rüzgar gücünü kullanarak milli elektrik ihtiyacını sağlamak için elektrik
üretmektir . Proje Şebeke verilen ve asıl olarak fosil yaklıtı kullanılarak elde edilen elektriğin bir kısmını
katkıda bulunarak sera gazı salınımınıın azaltılmasına katkıda bulunacaktır İklim değişikliği etkilerini
azaltması için yıllık sera gazı azaltımı miktari 97586 ton CO2 /yıl olarak beklenmektedir.
Sürdürülebilir kalkınmayı artirması ve katkısı :
Projeaşağıdaki kıstaslar ile lokal ve milli sürdürülebilir kalkınmaya etkili olacaktır :
1

Temiz elektrik üreterek sera gazı salınımını azaltıp küresel ısınmayı azaltmak. Mevcut yakıt
sistemini kullanmayarak su toprak bitki örtüsü yöresel hayvanların korunmasını sağlayarak
bunların ileriki nesillere aktarılmasını sağlayacaktır.

Türkiyede rüzgar enerjisi endüstrisinin büyümesine yardımcı olarak yenilenebilir enerji
teknlojilerinin türkiyeye gelmesine ve üretilmesine katkıda bulunarak yüksek fiyatlı
genereatörlerin yerini almasını teşvik edecektir.

Türkiyenin ithal elektrik bağımlılıgını azaltacaktır2.
Hesaplamalar için Ek 9 a bakınız.
Türkiyenin elektrik ihtiyacıni karşılayacak elektrik üretimi ve ithalatı için bakınız :
http://www.teias.gov.tr/istatistik2009/23.xls)
2
page 3
ŞEKİL 1: Türkiyenin elektrik ithalatı ve ihracatı3


Tüm projeler için rüzgar çiftliği inşaatı ve işletmesi yöresel iş imkanını artıracaktır .Sonuç
olarak Yöresel fakirlik ve işsizlik iş imkanı sebebi ile kısmen de olsa azalacaktır .İnşaat
malzemeleri çelik halatlar ve bazı diğer ekipmanlar yöresel kaynaklardan kullanılacaktır. İnşaat
safhasında 15 işletme safhasındada 8 elemanın kullanılması öngörülmektedir.
Tasarlanan projenin uygulanması milli anlamda daha fazla rüzgar projesi ve teknolojisinin
gelmesini teşvik edecektir .Dah büyük şebeke besleyici rüzar çiftliklerinin olbileciğini alternative
sürdürülebilir enerjiyi ve yenilenebilir enerji teknolojilerinin gelişmesine ön ayak olacaktır.
Proje ye 2009 yılında Afyon valiliği tarafından CED gerekli değildir raporu verilmiştir4. Projenin
çevreye zarar vermeme prensibini isbatlayabilmesi ve CED gerekli değildir raporu alınabilmesi için
kanun tarafından belirtilen önerilen tedbirler ve gereklilikler dikkatle incelenmiş ve yerine getirilmiştir
Bu durumun tanıtımında projenin cevresel sürdürülebilirliği ekonomik ve teknik değerleri tartışılmış ve
değerlendirme sonucunda da projenin çevreye geridönülemesi mümkün olmayan zararının, engelinin
çevresel değişiminin sebep olacağı bir durumunu olmadığı değerlenditrilmiştir.
Proje ayrıca Karakuyu sulak alanı ile ilgili Orman ve su işleri bakanlığından uygunluk belgeside
almıştır..Projenin doğal yaşama adaptasyonunun ve özellikle ornitolojik değerlerin denetlenebilmesi için
proje iki yıl boyunca izlenerek 6 ayda bir bakanlığa raporlanacaktır ilave olarak korunması gerekli
alanın emniyet sahasına yerleştirilecek türbinlerin çalışması göç zamanılarında Bakanlığın onayına tabii
olacaktır 5.
3
http://www.tetas.gov.tr/Uploads/yıllar_ithalat-ihracat.JPG
4
Ek 5: CED gerekli değildir raporu
5
Ek 8: Karakuyu sulak alanı onayı
page 4
Gold standart kurallarına göre proje sürdürülebilir kalkınma indikatörlerine göre
değerlendirilmelidir.Projenin ülkenin sürdürülebilir kalkınmasına katkısı yöresel/küresel cevresel
sürdürülebilirlik,sosyal sürdürülebilirlik,ve kalkınma,ve ekonomik ve teknolojik gelişme faktörlerini baz
alır Matriks aşağıdaki tabloda gösterilmiştir.
Projenin cevresel,sürdürülebilir,ekonomik ve teknolojik değerleri paydaşlar ile tartışılmış 15 matriks
doldurulmuştur
TABLO 1:Gold standart sürdürülebilir kalkınma matriksi için skor mukatese tablosu:
Sürdürülebilir indikatör
Hava kalitesi
Su kalitesi ve miktarı
Toprak durumu
Diğer kirlaticiler
Biyolojik çeşitlilik
Iştihtam kalitesi
Yoksulların geçimi
Satın alınabilir ve temiz
enerjiye ulaşabilme
İnsan ve kurumsal kapasite
Istihdam ve gelir yaratılması
mıktarı
Ödemeler dengesi ve yatırım
Teknoloji transferi ve
teknolojik bağımsızlık
Proje geliştirici skoru
0
0
0
0
0
+
0
Paydaşlar skoru
0
0
0
0
0
+
0
0
0
0
0
0
+
0
0
+
+
İndikatörlerin acıklamasaı:
Hava kalitesi
6
Yenilenebilir enerji kaynakları ile elektrik
üretimi İstenmeyen sera gazı emisyonlarının
yok eder.Türk enerji üretimi %48,6 oranında
doğal gazdan elde edilmektedir6.Böylece proje
proje havyı kirletmemektedir ama pozitif
yödede etkisi yoktur.İnşaat safhasında kazılarda
dolgularda toz cıkacaktır hesaplanan miktar
0,17Kg/sat dir.Bu değer Endüstriel hava
kirliliği regulasyonu No: 26236 Ek 27de verilen
1,0 Kg/saat değerinin altında kalmaktadır ve
http://www.enerji.gov.tr/index.php?dil=tr&sf=webpages&b=elektrik&bn=219&hn=219&nm=384&id=386
7
http://mevzuat.basbakanlik.gov.tr/Metin.Aspx?MevzuatKod=7.5.13184&sourceXmlSearch=End%C3%BCstri%20T
esislerinden%20Kaynaklanan%20Hava%20Kirlili%C4%9Finin%20Kontrol%C3%BC%20Y%C3%B6netmeli%C4
%9Fi&MevzuatIliski=0
page 5
Su kalitesi ve miktarı
Toprak durumu
8
Proje tanıtım dosyası , Bölüm 1.b.1.
proje sahasına 1 km ile en yakın olan yerleşi
merkezi Alacaatlı köyüne toz olarak zarar
vermeyecwektir.Önlem olarak sirkülasyon
yolları sulanacka ve ayrıcada patlayıcı
kullanılmayacaktır.
Projenin suya hiçbir etkisi yoktur.İnşaat
safhasında atık su sadece çalışanlar tarafından
üretilecektir.Atık su sızdırmaz fosteptiklrde
toplanacak ve vidanjörlerle buradan alınacakve
belediyenin kanalizasyon sistemine
boşaltılacaktır.Kullanım ve içme suyu tankerler
ile temin edilecektir.Yüzeysel veya kuyu suyu
kullanılmayacaktır.
Projenin toprağa olumlu veya olumsuz etkisi
saptanmamıştır.Projenin yel değirmeni özelliği
toprağa bir kirlilik vermemekte veya toprağın
tabii oluşumunu etkilememektedir Proje sahası
corak alan olup ziraat yapılmamaktadır.Arazide
özellik arz eden veya korunması gerekli bitki
yoktur.Devlet aynı lokasyonda çatışan projelere
öncelik verdiği için ve bölgede de madencilik
yapıldığından ötürü proje önceliği de
yenilenebilir enerji projelerine oduğu için bu
projenin alnında ki madenciliğin durdurulması
ile aslında proje nın patlayıcı kullanımını
durduracagından ötürü yerltı catlakları ve
çökmelerini engelliyeceğinen toprağa faydası
olacaktır .Proje alnı 1,2 hektar olrak tahmin
edilmektedir Tahmini olarak 46080 m3 toprak
turbin temelleri için hafredilecektir Toprak 4
metre derinlikte kazılacaktır.8 İnşaat süresince
tüm operasyonlar 25831 sayılı toprak kirletme
regülasyonuna gore yapılacaktır.Nebati kısmı
sıyrılacak ve proje sahasında
saklanacaktır.Hafredilen toprak dolgu ve seviye
işlemlerinde kullanılacağı için atık
olmayacaktır.İnşaat bitiminde sıyrılmış ve
saklanmış olan nebati toprağı yeniden
serilecektir .Enerji nakil hattı için 50x50 cm lik
çukurlar 1188 m3 tür.Cıkan toprak kablo
örtülmesinde kullanılacaktır. İşletim safhasında
bakım ve kullanımdan ortaya cıkacak yağ proje
sahasında toprağa karışmaması için
stoklanacaktır. Hafredilmiş toprak proje
page 6
Diğer kirleticiler
9
sahasında saklanacak ve direk temellerinin
doldurulmasında ve tesviye işlerinde. Atık
miktarı 1,34 kg insan başına olarak
öngörülmektedir9 .Calışan personel için yemek
anlaşmalı firmalar tarafından temin edileceği
için organic atıklarda yine bu firmalar
tarafından toplanacaktırYiyecek atiğı dışındaki
paketler piller,lastikler,ev tipi zararlı
atıklar,tıbbi atıkar milli regülasyonlara gore
uygulaması yapılacaktır.10
İnşaat safhasında mekanik ekipman ve inşaat
makinalarının kullanımından dolayı ses kirliliği
olacaktır.Şantiye sahaları için acık arazide
kullanılacak ekipman için ses üst sınırı seviyesi
çevre ve gürültü yönetimi tarafından
belirlenmiştir.Bu değer hastahane okul gibi
kuruluşlarında olduğu yerlerde 70 dBA yin
altında kalmalıdır inşaat safhasında tüm
ekipmanlardan 53,7dBA ses cıkacaktır.,
Alacaatli köyü şantiyr sahasına 1 km
mesafededir ve ses in mesafe ile şidettinin
düşmesi kale alınmamıstırDolayısı ile ses
seviyesi 53,7 dBA nin bile altında kalacaktır11.
Ses atmosferde yayılırken basınc seviyesı
düşer.Örnek olarak acık alanda küresel olarak
yayılan ses mesafe iki kata çıkınca 6dBA
düşer.Böylece ses kaynağından uzaklaşıldıkça
ses seviyesi azalır..12
25 türbinin de aynı anda çalıştığı varsayılarak
Alaçatıdaki ses seviyesi köy koordinatları .direk
yükseklikleri kale alınarak hesaplanmıştır 13
hesaplamalarda köy rakımıda kale
alınmıştır14Proje verilerine gore proje sahası
1540 ile 1700 metre rakımdadır. En kötü
olasılık göz önünde bulundurarak alçak olan
1540 metre rakım hesaplarda kullanılmıştır
Hesaplamalarda küresel dalga yaılımı
kullanılmış ve atmosferik absorbsiyon kale
Cygm.meb.gov.tr/modulerprogramlar/.../kati_atik_toplama.pdf
10
Proje tanıtım dosyası bölüm 1.c.1 – 1.c.9
11
P Proje tanıtım dosyası bölüm 1.e.1.5
12
http://www.minutemanwind.com/pdf/Understanding%20Wind%20Turbine%20Acoustic%20Noise.pdf
13
Google Earth
14
Google Earth
page 7
alınmamıştır.2000Kw lık Enercon 85 türbini
tam kapasitesinin %95 inde çalışırken şaft
merkezindeki ses seviyesi 103.5 dBA
dir.15Hesaplamalara göre16, 25 türbinde aynı
anda çalıştığı varsayılarak Alacaatlı köyündeki
ses seviyesi 27,89dBA dir. Yerleşim
merkezlerindeki olması gereken ses seviyesi 30
dB dir17Hastahane ve okul gibi hasas yerlerde
acık alan ses seviyesi 30-40 dBA dir18.Dolayısı
ile 27,89dBA lik ses seviyesi köyde acık alanda
dahi problem olmayacaktır.
Yegane bilinen hareketli gölge regülasyonu
Almanyada yayınlanmıştır buna gore yılda 30
saattir19.Türkiyede bu konuda bir regülasyon
olmadığı için enternasyonal değerler kale
alınmıştır.Bu konuda standart bir metedoloji
olmadığı için proje geliştiriciler farklı
değerlendirmeler kullanmaktadırlar . Current
guidance to assess shadow flicker in the
Companion Guide PPS22 (2004)20 Türbinin
kuzeyine gore dogu batı istikametinde 130 ar
derecelik acı içinde kalan yerlesimler
etkilenmektedir ayrıcada mesafeleri türbin rotor
çapının 10 katı kadar bir mesafe içinde iseler
etkilenirler demektedir. Enercon E-82 türbinini
rotor çapı 82 mdir.21En yakın yerleşim
merkezi olan Alacaatlı köyü 1 km mesafede
olduğu için haraketli gölge etkisinde
kalmayacaktır.Şantiye sahasına giden köy
yolları düzeltilecektir. İnşaat sonrasında
bozulan yollar tamir edilecektir
15
İstek üzerine resmi gürültü seviyesi üreticiden istenebilirt.
16
Ses seviyesi hesabı exel tablosu istek üzerine ibraz edilebilir
17
Handbook of Noise Measurement, A. P. G. Peterson & E. E. Gross, Jr., 1974. Pg 39, Table 3.5
18
Acoustic Noise Measurements, Jens Trampe Broch, 1971, sayfa 37.
http://www.eon.com/en/downloads/Appendix_M_Shadow_Flicker_Modeling_Report.pdf
19
20
http://www.communities.gov.uk/publications/planningandbuilding/planningrenewable
21
Türbin karakteristikleri
Fizibilite Ek H .
page 8
Biyolojik çeşitlilik
Proje alanı tarım ve ormanlık arazidir.Orman
kanunu ve toprak koruma arazi kullanımı
kanununa gore ilgili müsadeler
alınacaktır.Ağaç kesimi il çevre ve orman
müdürlüğünün denetimi altında yapılacaktır
ayrıca kesilen ağaçların bedelleri ödenecek
veya yerine yenisi dikilecektir.Bitki ve
hayvan çeşitliliği listesi için Ek D ye
bakabilirsiniz..Proje alanında korunması
gerekli bitki yoktur.Toprağın nebati
tabakası sıyrılacak ve saklanacaktırİnşaat
bitimde yeniden serilecektir..Böylece
nebati kaybı minimumda olacaktır.Olacak
kayıp zaman içinde kendiliğinden geri
kazanılacaktır.Gerektiğinde proje sahibi
yöresel bitkiler için düzenleme
yapacaktır.Proje alanında korunması
gerekli hayvan türü yoktur.İnşaat başlaması
ile arazideki hayvanlar bölgeden benzer
şartlardaki alanlara göç edicekler ancak
eski bitki örtüsü serildiğinde geri
geleceklerdir.Proje kuş göç yolu üzerinde
değildir22.Göçmen kuşlar Eğirdir gölü
çevresinde (proje sahasının 55 km
doğusunda) ve Burdur gölünde(proje
sahasının 35 km güneyinde )
tüneyeceklerdir..Buna rağmen proje
muhtemel kuş kazalarını önlemek için
tedbirler alacaktır.Türbinler olabildiğince
yakın yerleştirilecek.Kanatların
görünülebilirliği ucları siyah sarı boyanarak
sağlanacaktır.Proje ile ilgili ornitoloji
raporu lisans ve müsade almak için orman
ve su işleri bakanlığına sunulmuştur .23
Asıl olan göçmen kuşlar ve proje sahasının
yakınındaki 1200 hektarlık Karakuyu sulak
alanıdır.Sulak alandaki kuş cinsi ötücü
kuştur.Bu kuşlar küçük ve cok ani manevra
yapma kabiliyetine sahiptirler. Bu
özellikleri nedeniyle sınırlı büyüklükteki
alanlarda, çalılıklarda, ağaçlıklarda hızla
uçarken ani manevralar yapabilme
yeteneğine sahiptirler. Proje sahasında
22
Proje tanıtım dosyası bölüm 1.e.2.5
23
Orniitoloji raporu tarih: 18/07/2011.istek üzerine temin edilebilir.
page 9
Istihdam kalitesi
24
hâkim olan rüzgâr koşulları ve besin
olanakları bu türler açısından sınırlayıcı
özelliktedir. Bu nedenle ötücü formların
alçak kesimlere göre yukarıdaki yükseltilerde
tesis edilecek rüzgâr türbinlerinin bulunduğu
kesimleri tercih etmeleri beklenmemektedir.
Herhangi bir nedenle bu kesimlere
geldiklerinde hem lokal form olmaları, hem de
uçuş yeteneklerinden dolayı proje
bileşenlerinden olumsuz etkilenmelerinin söz
konusu olmayacağı düşünülmektedir24.Proje
orman ve su işleri bakanlığından Karakuyu
sulak alanı ile ilgili uygunluk belgesi almıştır.
Projenin doğal yaşama adaptasyonu özellikle
ornitolojik değerlere uygunluğu iki yıl boyunca
altı ayda bir raporlanacak şekide izlemeye
alınacaktır.İlave olarak korunmuş alanın
yaklaşım bölgesine yakın olan türbinler göç
zamanlarında çalıştırılmaları bakanlığın iznine
tabi olacaktıriçin 25.
Diğer bir konuda proje sahasındaki yüksek
irtifalarda yuva kuran avcı kuşlardır.Bu tip
kuşlar özellikle böçek sürüngen gibi hayvanlar
ile beslendiği için 10 metre irtifada
uçmaktadırlar.Türbin şaft eksenlerinin 78-108
metrede olduğu düşünüldüğünde kuşların uçuş
irtifası etkilenmeyecektir.
Proje özellikle yöresel olarak dolaylı dolaysız iş
fırsatları sağlayacaktırÇalışanlar teknik
ekipman yüksek gerilim konularında sağlık ve
emniyet iş güvenliği konularında eğitilecek ve
sertifikalandırılacaklardır 26.İnşaat sırasında 15
işletim safhasındada 7 personel istihdam
edilecektir27.İşletim safhasındaki personel
tecrübeli olacatır bud a gerekli eğitim ile
verilecektir. Eğitimler türbin ve diğer ekipman
üreticisi tarafından santrall sahasında
verilecektir28.İstihdam izleme işleminin bir
Yöresel kuşların beslenme ve uçuş yükseklikleri için Ornitoloji raporu sayfa 29 a bakınız
25
Karakuyu sulak alanı faliyeti izin belgesi istenildiğine görülebilir
26
Yüksek gerilim tesislerinde çalışma yönetmeliği Fıkra 60. 24246,sayılı :30/11/2000 tarihli resmi gazete
27
Proje tanıtım dosyası bölüm 1.a.5
28
http://www.enercon-eng.com/index.php?section=35
page 10
parçası olacak ve verifikasyonlardada
raporlanacaktır.
Yoksulların geçimi
Yemiz ve ucuz enerji hizmetlerine erişim
Insane ve kurumsal kapasite
İstihtam miktarı ve gelir imkanı
Ödemeler dengesi ve yatırım
Teknoloji transferi ve teknolojik güven
29
19 http://www.teias.gov.tr/istatistik2009/23.xls
Proje inşaat ve işletim safhasında istihdam
yaratacaktır. Yöresel halktan çalışacak
personelin gelir seviyesi artacak ve dolayısı ile
toplam harcamaları artacak ve yöresel micro
ekonomiye katkı sağlayacaktır
Proje yerel ve yenilenebilir enrji olduğu için
hem milli enerji ihtiyacını karşılayacak hemde
ithal enerji ve yakıt bağımlılığını
azaltacaktır.Gelecek yıllarda Türkiyenin enerji
ihtiyacı artacaktır. Bunun yanında proje yore
halkının ucuz enerji almasına katkıda
bulunmayacaktır.
Kırsal alanlar şehir hayatından uzak ve az
gelişmiş olduğu için özel sektörün burada
yapacağı yatırım yoresel halkın piskolojisine i
olumlu etki ecektirÖzellikle bu projenin
bölgede ilk ve tek olması diğer
yatırımcılarada teşvik mahiyetinde olacaktır
Proje sahibi projenin insaat işletme gibi ilgili
tüm safhalarında mümkün olduğunca cok
sayıda yöresel elemandan faydalanmayı
istemektedir.
Proje fosil yakıt kullanımını ve ithal yakıt
miktarını azaltarak milli elektrik üretimine
katkı sağlayacağındandöviz rezervine katkı
sağlıyacaktır29.
Proje bölgede başka rüzgar projesi olmadığı
için benzer projelerin oluşmasına öncülük
edecekve ayrıca benzer projeler için yüksek
teknolojinin metodlarının yayılmasına katkıda
bulunacaktır .Proje sahibi, daha planlama
safhasında ölçüm direği,3boyutlu arazi ölçüm
araştırması,stereo harita çalışması gibi son
teknolojik ekipman ithal etmektedir .
Proje son model teknolojik rüzgardan elektrik
üretim ekipmanı kullanacaktırBu sistemlerin
kullanılbilmesi ve bakımıları için santral
personeli eğitilecek v eve güven
kazandırılacaktır. Dısardan gelecek olan eğitim
profesyonel yardım ve eğitim alacak personel
sayısı izleme parametrelerinden biri olacaktır.
page 11
A.3.
Proje sahibi:
TABLO 2:
İlgili tarafın adı(*)
((evsahibi ülke) evsahibi tarafı
belirler)
Özel ve /veya tüzel kuruluş
Proje sahibi(*)
Evsahibi ülke projeye tarafmı
Evet/Hayır
OLGU ENERJİ YATIRIM
ÜRETİM VE TİCARET A.Ş.
Hayır
Proje sahibi
CDM yöntem ve usullerine göre validasyon aşamasında CDM Proje dizayn dökümanı halka acık olacaktır .
Türkiye cumhuriyeti
Olgu Enerji Yatirim Üretim ve Ticaret A.S.projenin elektrik üretim lisansına sahip olan
firmadır.Lisansa gore system bağlantı anlaşması ve dinar rüzgar santralinde elektrik üretimi hakkı
karbon kredisi kullanımı Olgu Enerji firmasına verilmiştir. Başkaca hiçbir kurum kuruluş dağıtım
şirketi Evsahibi ülke bu projeye katılamaz
Borga Karbon bu projenin karbon danışmanı, mevcut durum ve izleme metodlarını geliştiren firmadır
A.4.
Projenin teknik açıklamaları:
A.4.1. Projenin konumu:
A.4.1.1.
Türkiye cumhuriyeti
A.4.1.2.
Ev sahibi :
Bölge/şehir.:
Ege bölgesi Afyonkarahisar
A.4.1.3.
Şehir/kasaba/Köy.:
A.4.1.4.
Detaylı fiziki konum
Dinar
page 12
Dinar Afyonkarahisara 106 Km mesafededir.Şehir yüksek dağlar ile çevrili platodadır.Şehir yüksek
rakımlı ve deprem kuşağındadır.Jeolojik olarak zengin maden kaynaklarına sahip ayrıcada jeotermal
kaynaklara sahiptir.Hızla endüstriyelleşmesine rağmen halkın çoğunluğu tarım ve hayvancılık ile
uğraşmaktadır.İklimi kışları soğuk ve karlı yazlarıda rüzgarlı ve ılıktır.Proje sahası deniz seviyesinden
1540-. 1700 metre irtifadadırve arazi oldukca homojen bir yapıya sahiptir Proje sahasında yapılmış veya
yapılması planlanan herhangi bir milli park kamuya acık alan veya radar antenleri yoktur .Direklerin
pozisyonkları rüzgar yönü enterferansına sebep olacaktır. Arazi yükskte olduğu için sehirleşmeye veya
tarıma müsait.Dolayısı ile kısa veya uzun vadede rüzgar rejiminin etkilenmesi öngörülmemektedir.Türbin
direklerinin UTM koordinatları aşağıdaki tabloda verilmiştir
TABLO 3:
ŞEKİL 3: 1/25000 lik haritada türbin pozisyonları
page 13
ŞEKİL 4: Projenin bulunduğu şehir ve kasaba
page 14
A.4.2. Projenin katagorileri:
UNFCCC CDM internet sitesinden Kayıtlı CDM projeleri katagorisine gore , Dinar RES :
Kapsam no: 1,
Sektörel alan : Enerji üretimi,yenilenebilir kaynak.30
Tip I:Yenilenebilir enerji projeleri
Kategori .: Şebekeye enerji veren yenilenebilir enerji teknolojileri.
“Bu katagori fosil yakıttan elde edilen veya edilebilecek enerjinin yerine gececek ve şebekeye enerji
verebilecek güneş,jeotermal,dalga,rüzgar,biokütle gibi yenilenebilir enerji üretimidir ”
A.4.3. Projenin kullanacağı teknoloji
Proje ENERCON E -82 tipi 2000 Kw lık dişlisiz üç kanatlı türbin kullanacaktır.Kanatlar pitch kontrollu
değişken hızlıdır.Bu sebepten ötürü kanatların hücüm kenarlarında kirlenme olmaz ayrıcada
türbülanslardan etkilenmezler .Kanatlarda dış koşullardan etkilenmeyi önleyici boya vardır.Poliüretan
bazlı bu kat solma aşnma kimyasallardan etkilenme gibi faktörlere cok dayanıklıdır.78 108 metrelık aks
yüksekliği ve 82 m çapındaki kanatları ile türbinin hakim rüzgarı kullanarak verimli çalışmasını
sağlar.Cıkış, değişken hız sayesinde E-82 maksimum verimi temin ederek tam ve parsiyel yük lerde aşırı
çalışma yüklerini engeller ayrıca istenmeyen yükselmeleri önleyrek şebekeye yüksek kalitede enerji
verir.Elektromanyetik enterferansa sebep olmaz ve kanatlar düşük aerodinamik gürültü yapar .
Projenin teknolojik karakteristiklernin değerlendirmesi aşağıdaki kıstaslar ile yapılmıştır:
 Rüzgar karakteristikleri
 Türbin özellikleri ve performans değerlendirmesi
 Garanti şartları ve ekonomik ömür
 Prformans
 Enterkonekte sisteme bağlantı özellikleri
 En az çevresel etki
 Yaygın bakım onarım imkanları
 Çalışma emniyeti
30
http://cdm.unfccc.int/DOE/scopelst.pdf
page 15
ŞEKİL 5:
Toplam 50 MW kurulu güç elde edebilmek için 2 MW lık 25 adet türbin kullanılması
planlanmıştırAşağıdaki tabloda teknik bilgiler verilmiştir:
TABLO 4:
Paramete
Gross Yıllık enerji üretimi:
Net Yıllık elektrik üretimi:
Kayıp:
Gros Kapasite faktörü:
Hava yoğunluk faktörü
uygulamasından sonraki yıllık
üretim
Türbin çaşışabilmesi:
Ara istasyon kaybı:
Nakil hattı kaybı:
Buzlanma:
Şebekeye verilen net elektrik
miktarı
Birim
kWh/y
kWh/y
%
%
kWh/y
Değer
180,113,080
172,065,964
4.47
41.12
146,501,877
%
%
%
%
kWh/y
2
0.5
0.5
0.5
141,429,011
page 16
Net kapasite faktörü:
Türbin devreye girme rüzgar hızı
Türbin devreden çıkış rüzgar hızı
Çalışma rüzgar hızı
Hız kontrol
%
m/s2
m/s2
m/s2
-
32.28
2.5
22-28
12
Pitch
Dinar rüzgar santrali 8 km mesafedeki trafomerkezine bağlanacaktır(yüksek voltaj 154 kV).
Proje ile ilgili altyapı yöresel firmalar tarafından yapılacaktır.
RÜZGAR VERİMLİLİĞİ VE ELEKTRİK ÜRETİMİ:
Rüzgar ölçümleri RESEL mühendislik tarafından WAsP 9.01.0000 kullanılarak
yapılmıştır.Rüzgar modellemesi bölgenenin topografik yapısı,yuzey pürüzlülüğü,engeller,gibi
veriler kullanılarak yapılmıştır.
Rüzgar ölçümü iki yıl boyunca NRG sistemi kullanılarak 10 20 ve 30 m lik yüksekliklerde ölçüm
yaplmıştır31ayrıca geriye dönük veriler Devlet meteoroloji istasyonun alıniştir 32.Bu data istatistik
parametreler kullanılarak değerlendirme yapılmıştır . Rüzgar ölçümleri halihazırdada 80 ve 30 metrelik
iki ölçüm direği ile devam etmektedir
A.4.4. Kredilendirme peryodu süresince emisyon azaltım miktarı tahmini:
Kredi peryodu başlangıçı ve emisyon azaltımı şebekeye verilecek elektriğin ilk gününden başlar .İlk 7
sene 1 ocak 2013 ile 1 ocak 2020 arasında olacaktır. İlgili metodolojiye gore (bölüm B detayları
verilmiştir)141429011 GWs/y elektrik üretimi ile co2 azaltımı 97586 ton olacaktır:
TABLO 5: Kredilendirme peryodu süresince tahmini emisyon azaltımı
Yıllar
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Yoplam tahmini azaltım (ton CO2)
Toplam kredilendirme yıl sayısı .
31
www.eie.gov.tr
32
www.dmi.gov.tr
Ton cinsinden tahmini CO2 azaltımı
97,586
97,586
97,586
97,586
97,586
97,586
97,586
97,586
683,102
7
page 17
Kredilendirme süresince tahmini yıllık ortalama
97,586
A.4.5. Proje için kamu katkısı:
Projeye kamu katkısı veya ODA katkısı bulumamaktadır
SECTION B. İzleme ve mevcut durum için metodoloji uygulaması
B.1.
İzleme ve mevcut durum için uygulanacak metodolojinin başlığı ve referansı:
Halihazır durum belirlenmesi için resmi ACM0002 version 12.1.0 metodolojisi , 26 Kasım 2010
tarihinde CDM komisyonunca onaylanmış “Geçerliliğini koruyan şebekeye bağlı yenilenebilir kaynaktan
elektrik üretimi halihazır durumu ”33 . Bu metedoloji aşağıdaki araçları içerir:
1. Elektrik sistemleri için emisyon faktörü hesaplamas;
2. Katkısallık değerlendşirmesi ve gösterilmesi;
3. Halihazır durumu belirleme ve kathısallığın gösterilmesi;
4. Fosil yakıt nedeni ile oluşacak CO2 kaçağı nın hesaplanması.
Halihazır durum için 1 ci madde katkısallık için 2 numaralı madde kullanılmıştır Madde 3 ise her
ikisinide kapsadığı için kullanılmamıştır.
Rüzgar santralı için kacak olmadığından 4 cumaddede kullanılmamıştır.
B.2.
Metodolojinin seçim nedeni ve bu projeye uygunluğunun sebebi:
Proje için ACM0002 uyarlama 12.1.0 metodolojisinin seçimi projenin metodolojinin uygulanabilirlilik
kriterlerini sağlamasıdır :
•Dinar rüzgar santrali şebekeye bağlı yenilenebilir enrji üretim tesisi olarak yeni türbinler ile kurulacağı
bölgede başkaca bir benzer santralin olmadığı noktada uygulanacaktır (yeşil arazi );
•Proje fosil yakıttan yenilenebilir enerji sistemine dönüşen bir proje değildir.
B.3.
Proje sınırlarındaki kaynakların ve gazların tarifi:
Proje elektrik üretebilmek için rüzgar gücünü kullanacaktırRüzgardaki kinetic enerji elektriğe
dönüştürülerek şebekeye verilecektir.Projedeki yedek jenertörler sadece sistem çalışmadığında ve
şebekeden elektrik alınamadığında kullanılacaktır.
Projenin genel çalışma diagram aşağıda verimiştir:
33
http://cdm.unfccc.int/UserManagement/FileStorage/VA17EM2PNDJWBTFY34KGRLZO68S9UQ
page 18
ŞEKİL 6: ÇALIŞMA DİYAGRAMI
Proje sınırı
Metodolojiye gore projenin sınırları tesisin kendisi ve bu tesisin bağlanıcağı şebekeye bağlı olan diğer
tüm tesisleri ihtiva eder”.
Proje sınırlarındaki ve bu tesisin çalışmasından kaynaklanan dahil edilen veya edilmeyen seragazları ve
kaynakları aşagıdaki tabloda verilmiştir :
TABLO 6: Proje sınırları içindeki dahil olan veya olmayan emisyon kaynakları
Mevcut
durum
Kaynak
Gaz
Dahilmi?
Fosil yakıtı tesisler
CO2
Evet
CH4
Hayır
N2O
Hayır
(Proje CO’ salınımı yapan
fosil yakıtlı santrallerin
yerini alacaktır )
Gerekçe/Acıklama
ACM0002 uyarlama 12.1
e gore 069 tCO2/MWs
lemisyon faktörü
ilesadece CO2 elektrik
üretimi için sözkonusu
olmalıdır .
Cok küçük değer
metodoloji kale almıyor
Çok küçük değer
page 19
Proje
DİNAR rüzgar santrali
inşası ve işletimi
safhalarında ki
emisyonlar
CO2
Hayır
CH4
Hayır
N2O
Hayır
B.4.
Mevcut durum senaryosunun belirlenmesinin açıklanması ve mevcut durum seneryosunun
tarifi:
Mevcut durum senaryosunun belirlenmesi
Metodolojide açıklandığına gore eğer proje şebekeye bağlı yenilenebilir enerji kaynağı ise mevcut
durum aşağıdaki gibidir:
CM hesaplamalarında “elektrik sistemleri için emisyon faktörü hesaplama aracı “ gösterildiği gibi eğer
bu proje olmasaydı sisteme elektrik başka kaynaklardan veya başkaca yeni yapılacak tesislerden
sağlanacaktı.
Mevcut durumu tariff edebilmek için (bu projenin olmaması halındeki durum) da Türkiyenin uzun vadeli
elektrik ihtiyacı ve elektrik beslemesi aşagıda acıklanmıştır
TABLO 7: Ana kaynaklar dan Türkiyenin kurulu güc kapasitesinin gelişimi (MW)34
34
http://www.teias.gov.tr/istatistik2009/index.htm
page 20
TABLO 8: ana kaynaklardan Türkiyenin gros elektrik elektrik üretimi gelişimi (GWh)35
Türk milli enerji arz ve talebinin gelecekteki durumu36:
Global ekonomik krizden önce TEİAS ın 2008 yılı itibarı ile ileriye dönük elektelektrik üretimi tahmini
2010 yılındaki ihyiyacı karşılayamayacak seviyeyde idi. .Ama 2009 yılı ileriye dönük tahmini krizin ülke
çapında yayılması ve enerji ihyiyacının azalması sebebi ile 2010 açiğida da azalma göstermiştir .
Turkıyenin 2011 yılında krızın etkisinden kurtulacağı ve 2008 yılındaki ekonomik durumu yakalayacagı
düşünülmektedir.Böylece 2011 yılı ihtiyaç 198000 GW s yani 2008 değeri olacaktır.
%5.5 ve %4.5 lik İki ayrı büyüme senaryosu düşünüldüğünde Türkiyenin 2020 yılındaki enerji ihtiyacı
aşağıdaki gibi olacaktır .
Bu değerlendirmede mevcut lisanslı projelerin % 10 nun daha önceden belirlenen zamanlarda çalışır
olacağını düşünmek gerçekçı olurmu Buna gore arz talep aşağıda verilmiştir
TABLO 9: Elektrik arz ve talebi (GWs)
yıılar
Arz
Talep
Fark
2011
218,716
198,000
0
2015
228,608
246,320
17,712
35
http://www.teias.gov.tr/istatistik2009/index.htm
36
http://www.dektmk.org.tr/upresimler/Enerji_Raporu_20106.pdf
2020
228,857
314,370
85,513
page 21
Türkiye gelişmekte olan bir ülke olduğu için sürekli olarak ileriye dönük elektrik ihtiyacı artarak devam
edecektir.Türkiyedeki mevcut durum alternative enerjinin geçmiş yıllardan edinilen tecrübeye gore yavaş
arttığı kale alındığında ileriki açığı kapatmak için termal güclerden faydalanmasını artması
beklenmektedir.
Neticede bu projenin hayata geçmemesi ile bu açık ileride ya mevcut sistemden yada ilave olacak termal
santraldan sağlanacağı için sera gazı yaılımı kacınılmaz olacaktır.böylece alternative realistic ve
kredibildir.Bunula beraber pazarın rekabetinden ötürü kamuya acık bu projeyi mukayese edecek bilgi
yoktur.
ŞEKİL 7: Türk enerji üretimi37
TEİAŞ tarafından 2008-2018 yılları aralığnda 2012 yılından itibaren 2008 toplam kurulu güç
41821,2 MW 38,kale alındığında yıllık enerji kullanımı %7.5 ile %6.7 arasında olacaktır



Eğer hiç bir yeni santral kurulmaz is eve ihtiyaç mevcut santraller ile karşılanırsa 2011 yılında
açık -%4.1 olacak ve sürekli artacaktir.
 Eğer mevcut inşaat halindeki santrallar sadece yapımı biter ve devreye girer ise acık -%3.0
olacaktır.
Eğer inşşat halindeki vede şu anda lisansı çıkmış projelerin hepsi aynı anda devreye girer ise acık
2015 yılına ötelenecek ve %-3.5 olacaktır
2020 yılına kadr acık kapanması için 56000MW ekstra kurlu güce ihtiyaç vardır.
37
http://www.enerji.gov.tr/index.php?dil=tr&sf=webpages&b=elektrik&bn=219&hn=219&nm=384&id=386
38
http://www.teias.gov.tr/projeksiyon/KAPASITEPROJEKSIYONU2009.pdf
page 22
ŞEKİL 8: 2005-2020 yılları için Türk elektrik sisteminde aşırı yük ve harcama39
ŞEKİL 9: Termal,yenilenebilir ve toplam kurulu güç gelişmesi40
Yukarıkı analızlerin sonucu olarak (mevcut durumun devan etmesi) neticesinde
a) Türkiyenin enerji ihtiyacı son on yıldır artmakta ve en az ileriki on yıldada artacaktır.
39
http://www.teias.gov.tr/apkuretimplani/veriler.htm
40
http://www.dektmk.org.tr/upresimler/Enerji_Raporu_20106.pdf
page 23
b) Mevcut sistemler, lisans almış tesisler ,insaat halindeki tesislerin hepsinin aynı anda işletime girmesi
açığı sadece 2014 ün ötesine atacak, ama açık devam edecektir dolayısı ile elektrik üretimi
yatırımlarına şidetle ihtiyaç olacaktır
c)F osil yakıtlar orta vadede payın %70 ni kapsayacak ve dominant olacaktır.hidrolar %29.2 ve rüzgarlar
ise sadece %1.2 olaaktır
Mevcut durum CM hesaplamaları bölüm B.6.ddır
B.5.
Sera gazı salınımlarının CDM kayıtlı projelerinin olmaması halinde nasıl azaltılacağının
tarifi (katkısallığın gösterilmesi ve değerlendirmesi) ):
Projenin emisyon azaltımlarnın katkısallığının projenin olmaması halindeki neden ve niçinleri geçerli
metodolojinin ((katkısallığın değerlendirilmesi ve göstrilmesi araçları) adımları .
Adım 1. Mevcut kanun ve regulasyonlara bağlı olarak projenin alternatiflerin belirlenmesi :
Gerçekçi ve kredibıl alternative senaryolar için araçtaki senaryolar değerlendirilmiştir:
Alt adım 1a Projenin alternatifleri
a)Projenin GS VER projesi olarak başlamaması
Bu alternative proje sahibinin projede herhangi bir risk olmadıgını görmesi ve GS VER kredisiz olarak
finansal olarakta cazip olmasıdır Ama analizler göstermektedirki proje GS VER kredileri olmadan
verimli değildir.
Detaylı açıklama adım -3 de verilmiştir.
c) Metodoloji kullanılarak GS VER projeye aynı kalitede aynı özelliklerde ve aynı mekanda
alternatif olabilecek gerçekçi elektrik üretebileceksenaryoların belirlenmesi
d) Afyonkarahisar sehrinin işetimdeki kurulu gücü 19,39MW olup aşağıdaki santralleri kapsar 41:
TABLO 10:
Proje Sahibi
Yakıt tipi
Kurulu güç (MW)
Alkim Alkali Kimya
A.S.
Turkiye Seker
Fabrikalari A.S.
Metak Enerji ve Tic.
A.S.
TOPLAM
Kömür
3.39
Elektrik üretimi
(kWh/y)
20,736,000
Linyit
13
23,695,000
Dinar – II HES
3
16,000,000
19.39
60,431,000
41
www.epdk.gov.tr
page 24
Yukarıda görülebileceği gibi şehrin mevcut gücü nerdeyse bu projenin yarısı kadardırYakıt durumu göz
önüne alındığında üretim in buyük kısmı termal enerjidir ama proje rüzgar enerjisi kullandığı için
seragazı salgılamamaktadır
 Finansal durum göz önüne alındığında sadece Alkim Alkali kimya A.Ş. özel sektördür. Yatırm
olarak bakıldığında ise kapasite teknoloji ve yakt tipi göz önüne alındığında çevre dostu bu
projeden cok farklıdır
 Türkiye şeker fabrikaları A. Ş. Ise devlet kuruluşu olup yakıt tığı kapasite olarak bu projeden çok
farklıdır.
 Yöredeki tek yenilenebilir enerji sanrtrali Metak Enerji A. Ş. Ya ait olan DİNAR II HES dir.
Kapasite ve finansal analiz acısından bu projeden cok farklıdır.Bu tesis yap işlet devret
şeklindedir.Bu sistemde yatırımcı finans kullanarak devletten veya özel sektörden belli bir
süreliğine işletmeyi alır ve kullanır ve sona iyade eder.Bu sistem yatırımcının yaptığı yatırımı
harcadıgı bakım onarım ve işletim masraflarını kurtarmasını ve geri almasını sağlar .Gizlilik arz
eden Kontrat ile tesis belli bir sure sonar devlete iade edilir .Bu model devletin üzerinden tesis
yapma yükünü kaldırır .Bu tip tesislerin bu proje gibi lisans alma zorunluluğu yoktur. Metak
Enerji ve Tic. A.S. tesisi 15 yıl işletecek ve 2015 de devlete devredecektir42.
Türkiyenin üretiminin %18.5ni kapsamasına ve yurt çapında yaygın olmasına rağmen bölgenin su
acısından verimli olmaması sebebi ile sadece bir HES vardır43.
Bölge rüzgar atlasındada belirtildiği gibi rüzgar acısından oldukca verimli olduğu için dört proje daha
lisans almıştır
42
http://www.hesiad.org.tr/METAKENERJIBILGI.htm
43
Şekil 7: Türkiye enerji dağılımı
page 25
ŞEKİL 10: Türkiye rüzgar atlası44
Sonuç olarak bölgeelektrik üretimi için hidro tesislere uygun olmadığından çevre dostu diğer
alternatifler proje sahibi için mümkün değildir
c) Mevcut durum devam etmesi(proje veya başka alternatifin olaası) ve şebekeye mevcut miktar
elektriğin verilmesi.
Bu senaryo şu anki durumu gösterir. Ama gerçekci bir senaryodur.Bunula beraber mevcut systemin
coğunluğu doğal gaz, kömür ve linyittenoluşmaktadır 45;0,69 luk emisyon faktöründende anlaşılacağı
gibi büyük oranda sera gazı yaymaktadır46. Bu durum bu proje için mevcut durum senaryosudur
44
Proje tanıtım dosyası Eylül 2009. Iste halinde görülebilir.
45
Şekil 7 e bakınız Türk enerji kaynağı yüzdeleri.
46
Emisyon hesaplamaları bölüm 3 e bakınız
page 26
B4 tede anlatıldığı gibi elektrik ihtiyacını karşılamak için tesis yatırımına ihtiyaç vardır ve DİNAR RES
yapılmaz ise bu miktardaki enerji başka bir özel veya cevlet kuruluşunca sağlanacaktır 2017 tahminlerine
gore %70 I bulacak olan fosil yakıt ile sağlanacaktır
Alt adım 1-a nın neticesi: Böylece proje için iki gerçekçi senaryo vardır :
a) Projenin GS VER siz gerçekleşmesi.
c) Mevcut durumun korunması (projeninveya diğer alternatiflerin gerçekleşmemesi )Ve şebekeye
aynı miktarda elektrik verilmesi.
Alt adım 1b.Zorunlu kanun ve regulasyonlara uyma
Netice olarak alt adım 1a daki acıklamalarda yukarıda anlatılan alternative senaryolar teknik olarak
verimli ve mevcut Türkiyenin durumu ile uyumludur.Rüzgar santralı inşaa etmek inşaa etmemek
Netice olarak alt adım 1ave 1b deki acıklamalarda yukarıda anlatılan alternative1 ve 2 nolu senaryolar
teknik olarak verimli ve mevcut Türkiyenin durumu ile uyumludur.
Proje türkiyenin rıza gösterdiği mevcut durumununa uyum sağlamaktadır . Proje aşagıda gösterilen
kanun nizam ve kaidelere uygun olarak başlatılmıştır:
12.08.1993 tarihli ve 93/4789 sayılıi hükümet karaı ile TEK, TEİAŞ ve TEDAŞ tan müteşekkil olarak
türk elektrik kurumu olarak Kabul edilmiştir
21.01.2000 tarihli 4501 sayılı kanun ile enternasyoal tahkimkomitesi kurumun içinre yerleştirilmiştir.
Bu komitenin ana görevi altyapı kurabilmek için Birleşmiş milletler e uygun olarak mevcut elektrik
kurallarını kullanarak sektörde incelemeler yaparak uygun olabilecek yeniden yapılanmayı
hazırlamaktır.
Bunun neticesi .olarak 20.02.2001 tarihli 4501 sayılı kanun çıkartılmıştır bu kanunun amacı özel kurallar
ilefinansal olarak güçlü karalı açık ve kullanıcıya ucuz verimli ve çevre dostu rekabetçi bir elektrik
pazarı olışturmaktır . Özel sektöre ait firmalarında katılması ile bu rekabetçi Pazar elektrik firmalarının
finansal olarak,teknik olarak hukuki olarrak düzenlenmesini hedeflemiştir.
2001 yılında EPDK 47yeni güç pazarının yapılandırılması için kurulmuştur . EPDK tüm yeniden
yapılanmada ve tüm güç reformunda Pazar kurallarında buyuk rol oynamıştır.İlk adım olarak hükümet
özel sektörü bu işe girmesi için teşvik etmiştir.1 ocak 2005 den beri EPDK tarifeleri ve proje
yatırımlarını control etmektedir .
29 aralık 2010 tarihi itibarı ile yenilenebilir enerji kaynakları ile ilgili yani düzenlemeler yapılmıştır
Tarifeyegöre elektrik birim fiyatı Euro yerine Dolar cent olarak belirlenmiştir. Hidro elektrik ve rüzgar
santralleri için 7,3 cent , jeotermal üniteler için 10,5 cent,bikütle santralları ve güneş enerjisi santralleriiçi
13,3 cent olarak belirlenmiştir .18/0/2005 te işletmede veya kurukum aşamasındaki santrallar 31 aralık
47
www.epdk.gov.tr
page 27
2015 e kadar 10 yıllık alım garantisi verilmiştir . Ayrıca ekipman makina techizat gibi aksamları yerli
üretim olan asantrallara ayrıca yerli techizatlı tesis olarak 0,4 ila 2,4 cent arası ilave olacaktır .48
Yukarıdan da anlaşılacağı üzere türk elektrik sistemi devlet tekelinden cıkıp özel sektöründeteşvik
edilmesi ve katılımı ile Pazar tipi sisteme dönüşümün başlangıç aşamasındadır .bütünn belirsizlikler ve
dengesizlikler ve reformlar yatırımcıları Türkiyede riskli bir işe sokmaktadır. Böyleceeski teknoloji
kömür kullanımlı santral yapımı hem Daha kısa sureli inşaat süreci hem yakıtın bolluğu ve de birim
maliyetitn düşüklüğü nedeni ile yatırımcılara cazip gelmektedir . Yukardaki bilgilere göre mevcut
elektrik piyasasında yukarıda verilen alternatifler gercekci ve güvenilir proje girişimleridir
Türkiyedeki yenilenebilir enerji yatırımları içinaşağıdaki kanun ve nizamlaruygulanmaktadır :
Elektrik pazarı kanunu49
Elektrik üretimi için yenilenebilir enerji kaynakları kullanımı kanunu50
Enerji verimliliği kanunu51,
Orman kanunu52,
Çevre kanunu53
Elektrik üretiminde su kullanımı anlaşması imzalanması için kuralları veyöntem
CED yönetmeliğit55
54
Adım 1b nin neticesi:Adım 1 a da acıklanan projenin alternatifleri ülkedeki ve UNFCCC mecburi kıldığı
tum kanun ve yönetmelıklerine uyumludur.
Aşağıdakı adımda projenin finansal analizi ne gore projeVER kredisiz finansal ve ekonomik olarak
cazip değildir .
Adım 2. Bariyer analizi
Katkısallıgın değerlendirilmesi ve gösterilmesi aracına gore (tip 05.2) adım 2 uygulanamaz (sadece adım
3 seçilmiştir)
Adım 3 yatırım analizi
Projenin finansal ve ekonomik değerlendirmesinin yapabilmek için yatırım analizi yapılmıştır .bu tip
projeler için Türkiyede kamusal destek veya ODA yoktur
48
www.epdk.gov.tr
49
Kanun no 4628, tarih 03/03/2001, http://www.epdk.gov.tr/english/regulations/electricity.htm
50
Kanun no 5346, tarih 18/05/2005, http://www.eie.gov.tr/duyurular/YEK/LawonRenewableEnergySources.pdf
51
Kanun no 5627, tarih 02/05/2007,
edhttp://www.eie.gov.tr/english/announcements/EV_kanunu/EnVer_kanunu_tercüme_revize2707.doc
52
Kanun no 2872.Resmi gazete No:18132
11/08/1983.
53
Kanun no 2872. Resmi gazete No:18132 11/08/1983. Istenildiğinde verilebilir.
54
Milli gazette 25150, 06/06/2003
Milli gazete 26939, 17/07/2008
55
page 28
Dinar rüzgar santrali için yatırımcı %15 kapital ve %85 kredi kullanacaktır.Yatırım analizinin amacı
projenin bu haliyle en ekonomik ve finansal olarak cazipmi yoksa VER kredisiz olarak diğer
alternatiflerinden daha mı az cazip olduğunun taspitidir yatırım analızı için aşağıdaki adımlar
kullanılmıştır
Alt adım 3 a : uygun analiz metodunun seçilmesi
Katkısallıgın değerlendirilmesi ve gösterilmesi için (tip 05.2.1) araclarında üç metod
gösterilmiştir.Bunlar : Basit maliyet analizi (Opsiyon I),yatırım mukayese analizi (Opsiyon II) ve eşik
kıyaslama analizi (Opsiyon III).
Opsiyon I: Basit maliyet analizi .Bu analiz eğer proje VER kredileri dısında bir ekonomik kar
sağlamıyor ise kullanılır ancak bahsekonu proje elektrik üretip şebekeye satabildiği için bu metod bu
projeye uygun değildir
Opsiyon II: Yatırım mukayese analizi.yatırım analizi kuralları (uyarlama 05 ) ek 5 de belirtildiği üzere
bu şık kullandırıltırmamaktadır56. Sebep ise mevcut durumun devam etmesidir yani şebekeye elektrik
sağlanması ve yeni bir güç yatırımı olmamasıdır .
“böylece eşik kıyaslama analizi yaklaşımı mevcut durumun proje sahibi ile ilgisi olmadıpğından veya bu
konuya yatırım yapılmadığından en uygun analiz şeklidir yani seçenekler yatırımı yapmak veya
yapmamaktır .”
Opsiyon III: Eşik kıyaslama analizi: Araçlardada gösterildiği gibi iç karlılık oranının tespit edilmesinden
sonra projenin özellikleride göz önüne alınarak pazardaki parametrelerde kale alınarak
değerlendirilecektir
Bununla beraber bu finansal analiz proje sahibinin karlılık beklentisine veya riskine bağlanmamalıdır
Alt adım 3 b: Opsiyon III. Eşikkıyaslama analizi uygula
Katkısallığın değerlendirilmesi ve gösterilmesi aracları alt adım 2b madde 6 paragraf a da belirtildiği gibi
Indirim oranları ve eşik devlet tahvilleri uygun risklerle arttırılarak proje tipi ve özel sektor yatırımı
göz önüne alınarak finans eksperi veya resmi yayınlar kullanılarak yapılmıstır
Bağımsız finansal analiz eksperine gore Dunya bankası raporu 1 mayıs 2009 tarihli proje tahmini öz
kaynak iç karlılık sınırıTürkiyedeki rüzgar projeleri için %12 olarak verilmiştir57.
Yatırım analizleri Ek 5 madde 10 da öz sermaye iç karlılığı öz sermaye nin dönüşü için eşik olarak
verilmiştir . Analiz dünya bankası eşiğinin projenin iç karlılığının mukayesesi olacaktır
56
http://cdm.unfccc.int/Reference/Guidclarif/reg/reg_guid03.pdf
57
Worldbank - Project Appraisal Document on a IBRD Loan and a Proposed Loan from Clean Technology Fund to TSKB and
TKB
with the Guarantee of Turkey, May 2009 (http://wwwwds.
worldbank.org/external/default/WDSContentServer/WDSP/IB/2009/05/11/000333037_20090511030724/Rendered/PDF/468080PAD0P112101Official0Use0Only1.pdf
sayfa 80, paragraf 29 sayfa 81, Tablo 11.5) ekran çıktısı için ek 10 bakınız.
page 29
Alt adım 3c: iç karlılık hesabı ve mukayesesi
Projenin iç karlılığı hesaplanmasındaki varsayımlar.
TABLO 11: Finansal analiz için very ve göstergeler:
Parametre
Kurulu güç
Net elektrik üretimi
birim
MW
kWh/y
Değer
50
141,429,011
Elktrik satış fiyatı
€cent/kWs
5.5
Toplam yatırım
EUR
61,203,288
Kredi
EUR
52,022,795
EUR
Geri ödeme
süresi
5,202,279
Anapara ödemesi
Topllam faiz ödemesi
EUR
15,117,720
Kredi masrafı
EUR
2,297,752
Öz sermaye
EUR
9,180,493
EUR
864,353
EUR
Yıl
TL/MW
2,972,242
20
2,115
EUR/TRY
1.96
Yıllık elektrik transfer ücreti
EUR
53,954
Iç karlılık oranı çalışma
kitabı
Gelir vergisi oranı
-
20%
Gelir vergisi kanunu62
Yıllık bakım Onarım işletme
masraıf
Miktar
Tıllık değer
kaybı
süre
Yıllık elektrik transfer ücreti
3 Mayıs, 2010 döviz kuru
(FSR Tarihi)
58
EK 5: Lisans
59
Ekran cıktısı için Ek 9 .
60
2010 yılı için elektrik fiyatları , Sayı: 2360, Tarih: 24/12/2009
www2.epdk.org.tr/tarife/elektrik/iletim/2360/2360.doc
61
http://www.tcmb.gov.tr/yeni/eng/ (Kur oranları arşiv)
62
http://www.gib.gov.tr/index.php?id=469
10 years
Veri kaynağı
Lisans58
FSR59
FSR – finansal analiz
bölüm 1
FSR – Finansal analiz
bölümü tablo 1
bölümü tablo1
bölümü tablo 5B
bölümü tablo 6
bölümü tablo 5
bölümü tablo 1
bölümü tablo 3
bölümü tablo 3
EPDK narhı60
Merkez bankası61
page 30
İlk kredilendirme peryodu
süresi
Yıl
7
Ortalam 2009 VER Fiyatları
EUR
7.1
Yıllık azaltım
Emisyon faktörü
tCO2e
tCO2e/MWs
97,586
0.69
VCS
Bloomberg New Energy
Finance63
PDD Bölüm B.6
PDD Bölüm B.6
Önemli notlar:
*İç karlılık ve eşik hesaplarında enflasyon kale alınmamıştır 25332 sayılı 30/12/2003 tarihli Resmi
gazetedeki birinci ve ikinci maddeleri 2004 ve ileriki yıllar için enflasyonun hesaplanmasını
öngörmektedir .Bununla beraber Türkiyedeki IFRS (uluslar arası finansal raporlama sistemi
standartları)64 2005 yılı itibarı ile 5024 sayılı kanundaki enflasyon ayarlamaları kale alınmamıştır 65.
Boylece finansal işlemlerde Yürkiyede enflasyon kullanılmamakata dolayısı ile bu projedede
kullanılmamıştır .
*İç karlılık hesaplalamalırnda dağıtım firmasına elektrik satışlarında KDV de
kullanlılmamıştır.Faturalandırmalarda %18 KDV yazılmasına rağmen aylık faturalandırmalarda proje
sahibi KDV yi kendi ödeyeceginden mahsup etmektedir bu yüzden iç karlılık hesaplamamlarında KDV
hesaba katılmamıştır 66
İç karlılık hesaplamalarına göre 67, VER kredili ve kredisiz öz sermaye iç karlılıkları aşağıda verilmiştir .
TABLO 12:
Parametre
Öz sermaye iç
karlılığı
VER siz kazanç
7.03%
VER li kazanç
8.63%
Eşik değeri
12.00%
Dinar rüzgar santralı için iç karlılık yukardaki prametreler ve kredisiz olarak %7,03 dür.Öz sermaye iç
karlılığı projenin nakit akışına gore yapılmıştır. Ek 5 “ yatırım analizi ve değerlendirmesi “ ne gore Enerji
satışı geliri nakit projenin nakit akışı olup işletim ve bakım, gelir vergisi yatırım maliyeti olark alınmış
ve öz sermayeden karşılanmış ve sadece servis maliyeti nakit cıkışı olarak alınmıstı. Ek in 3 cü ve 4cü
paragraflarına gore değerlendirme için 20 sene yeterlidir .Belirtildiği gibi projenin değeri
değerlendirmede nakit akışı olarak eklenmiştir.
63
Rapor istenildiğinde verilebilir. Tarih 14 ekim , 2010. Ek 7 de ekran cıktısı verilmiştir VER fiyatı : $10.4. :
EUR/USD paritesi -1.4083 http://www.tcmb.gov.tr/yeni/eng/ (kur değerleri arşiv)
64
www.tmsk.org.tr/.../TMSK-26102006XVII1muhkongresikonusmatasİNG.doc
65
http://www.tcmb.gov.tr/yeni/mgm/denetim2005/THPING2005.pdf
66
“Başka bir firmanın Mart 2011 elektrik satış faturaları ve vergileri beyannameleri istek üzerine temin edilebilir .
67
Istek üzerine iç karlılık hesaplaması temin edilebilir.
page 31
Amortisman gros gelirin hesaplanmasında eşik değerlendirmesinde öz sermaye ile vergi sonrası nda
gelir vergisi hesaplandığı için dğerlendirmeye katılmamiştir. Gelir vergisi hesaplamalarına Kredi faizi
etkisi nedeni ile vergi sonrası eşiği katkısallık gösterilirken öz sermaye iç karlılığı hesaplanmıştır.
%12 lik eşik değeri %7.03 lük iç karlılık mukayese edildiğinde proje yatırımcı için en avantajlı seçenek
değildir..Karbon gelirleri nakit akışına eklendiğinde iç karlılık %8.63 e cıkmaktadır ve proje cazip hale
gelmektedir.Bununla beraber proje sahibi yatırımn büyük bölümünün kredi olması ve sermayenin 11 20 yılda
geri ödeneceğini düşünerek karı uzun dönemde beklemektedir .Diğer taraftan Ver yatırımcıya kredi geri
ödemesinde büyük fayda sağlayacaktır . Proje sahibi keza VER sayesinde aşağıdaki avantajları elde edecektir

Enternasyonal alanda sera gazı salınımı azaltılması ve ekonomik işbirliği yatırımcıyı pozitf
etkileyecektir

Projenin yeşil imajı ve temiz enerjiye katkısı ve Türkiyede elektrik üretimi çeşitliliği paydaşların
güveninin ve vizyonunun artmasına sebep olacaktır
.
Projenin katkısallığı
Aşağıdaki değerleri kale alarak projenin VER siz iç karlılığı 5,5 euro cent Kw/s satiş deeğeri ile %7,03 dür:





Yıllık elektrik satış kazancı
Öz sermayeden karsılanan yatırım giderleri
Kredi masrafları
Gelir vergisi
Bakım işletim maliyeti
İç karlılık % 12 lik eşik değerin altındadır böylece proje katkısaldır.
Alt adım 3 d : Duyarlılık analizi
Duyarlılık anlizi neticenin makul değişimler içindeki durumunu gösterir .
Projenin finansal cazipliğini gösterebilmek için aşagıdaki parametreler kullanılmıştır.
Yatırım maliyeti
İşletim ve bakım giderleri
elektrik üretimi miktarı
Satış fiyatı
Yukardaki değerleri ±10% değiştirerek bulunan iç karlılık değerleri aşağıdaki tabloda verilmiştir
page 32
TABLO 13: DİNAR projesi için duyarlılık analizi
Değişen parametreler
Yatırım maliyeti
İşletim ve bakım giderleri
Satış fiyatı
Elektrik üretim miktarı
Iç karlılık
Öz sermaye
iç karlılık
Öz sermaye
iç karlılık
kredi ile
Öz sermaye
iç karlılık
Öz sermaye
iç karlılık
kredi ile
Öz sermaye
iç karlılık
Öz sermaye
iç karlılık
kredi ile
Öz sermaye
iç karlılık
Öz sermaye
iç karlılık
kredi ile
-10%
Değişim miktarı
0
+10%
%
8.89
7.03
5.75
%
10.27
8.63
7.48
%
7.31
7.03
6.74
%
8.94
8.63
8.32
%
4.49
7.03
9.63
%
5.89
8.63
11.45
%
4.49
7.03
9.63
%
5.74
8.63
11.65
Biri
m
Duyarlılık analizi mevcut senaryonun dışındaki senaryonun yatırım analizi geliştirilmesindeki
varsayımların ikinci bir kontrolu olmasından ötürü yukarıdaki veriler geçmişteki gelişmelere ve
tahminlere göre yapılacaktır.
Yıllık elektrik üretimi
Geliri artırmak için ya üretim fazlalaşmalı yada satış fiyatı artmalıdır. Elektrik üretimi tabiatı ile
türbin teknolojisine,bölgedeki rüzgar miktarına ve direklerin yerleştirilme pozisyonuna bağlıdır..Projenin
rüzgar atlasına göre Yıllık elektrik üretimi aşağıdakı parametrelere göre incelenmiştir :
 Rüzgar gülü dalgalanması
 Sektör frekansı
 Sektörel dalgalanma Weibull dağalımı
 Türbin rakımı ve yüksekliği
 Dümen rüzgarı kaybı (Wake)
 Arazi rüzgar iklimi
Netice aşağıdaki tabloda verilmiştir:
page 33
TABLO 14:
Yukarıdaki tabloya gore ortalama elektrik üretimi değisebilir ve kazanç en fazla %16,03 artabilir.Böylece
%12,06 lık iç karlılık sınırını yakalayabilmek için % 19 luk tutarlı yıllık üretim artışı proje sahibi için
fizibıl değildir. .
Satış fiyatı
Elektrik üretimini sabit tutarak sınır değer %19 u yakalayabilmek için stış fiyatı 6,545euro cent
olmalıdırki 2010 değeri 5,5 cent olarak belirlenmiştir.Ek 32 de EB49, paragraph 48,EB32 gibi EB den
kaynaklanan endişeler de göz önüne alınarak projeye duyarlılık analizi için yenilenebilir enerji
kanununun yönlendirdiği bölgedeki en yüksek fiyat uygulanmıştır 68.
2002 ye kadar elektrik üretiminde özel sektör sayısı azdı ve ayrıcada özel sektör ile devlet arasındaki
alım garantisi ve fiyatlandırma gizlilik arz ediyordu .
2005 de yürürlüğe giren Yenilenebilir enerji kanunu ile 5,5 euro cent fiyat ve alım garantisi verildi 10
Ocak 2011 itibarı ile bu rakkam 7,3 dolar cente cıkarıldı ki bu da euro dolar paritesi 1,2907 olarak 5,65
euro cent oldu.69 Ki buda %2,7 tarife artışı demektir.son altı yıllık peryottaki % 2,7 lik artış göz önüne
alındığında önümüzdeki 10 yılda %19 luk bir artış tahmin etmek gerçekci görülmemelidir
Yıllık işletme vebakım giderleri
Eğer işletme ve bakım masrafları 864353 dolardan o dolara bile inse iç karlılık 7,03 ten 9,93 çıkarki bu
bile eşik değerinin 2,07 puan altındadır. İşletme giderleri işin devamlılığı için gerekli olan harcamalardır
68
www.epdk.gov.tr/mevzuat/diger/yenilenebilir/yenilenebilir.doc
69
www.tcmb.gov.tr/yeni/eng/
page 34
Ana kalem olarak maaşları aylıkları kapsar70. İşletme ve bakım masraflarının düşmesinin aksine 2010
yılı 3cu çeyreğinde iş gucü indeksi %11 oranında bir önceki senenin aynı çeyreğine gore
artmıştırÖzellikle elektrik üretim ve dağitım sektöründe bu oran %22,7 olarak bir önceki yıla gore
artmıştır . Sonuç olarak işletme ve bakım giderleri projeye artı yönde katkı sağlaması gibi bir hususta
duyarlılık analızıne etki edemez.
Kapital yatırımı
% 12 lik eşik değerine ulaşmak için % 12 lik iç karlılık oranı yakalayabilmek için yatırım maliyetlerini
%16 kadar azaltılması lazımdır Projenin %86,85 lik 71 kısmı elektro mekanik ekipman olduğu göz önüne
alındığında böyle bir yatırım azaltımı doğrudan projenin kapasitesini azaltacak vede dolayısı
Ile üretim düserek gelir azalacaktır.Toplam 140,1 Mw lık geçmiş değrlere bakıldığında türkiye kalkınma
bankasının 2010 yılı raporuna göre72 1MW lık bir rüzgar projesi için 1,35 milyon euro luk yatırım
gerekmektedir.Bu şekilde bakıldığında %16 lık bir azalma 1,2 mılyon euroya tekabul ederak bir unite için
yatırım malıyetini 1,01 milyon euroya çekecektir. Türkiye kalkınma bankasının belirtiği gibi %25,18 lik
bir azalma tüm projenin elektrik üretimi miktarı veya kurulu güç olarak yapısını değiştirecektir .
Adım 3 ün neticesi: Proje,” katkısallığın değerlendirilmesi ve gösterilmesi aracı” (uyarlama 05.2) adım
2c paragraph 10 b de belirtildiği gibi finansal ve ekonomik olarak cazip değildir.
Adım 4 Genel uygulama
” katkısallığın değerlendirilmesi ve gösterilmesi aracı” (uyarlama 05.2) belirtildiği gibi yukarıdaki
jenerik katkısallık testleri, projenin tipinin (teknoloji,uygulama) ayrıntılı şekilde ilgili bölgedeki
analizlerde katılarak bütünleştirilmiştir . Mevcut genel uygulama değerlendirmesi aşağıdaki şekide
yapılmıştır.
Dinar projesi yenilenebilir enrjiden özel elektrik üretilmesi sektörünün rüzgar enerjisi santralıdı olarak
belirlenmiştir . Bu sektör aynı tip yakıttan aynı yönetmelıklerden,( EPDK) finansal analizlerden,ki
bunlar yatırım yapısı ,işletme ve bakım giderleri satış gelirleri (PMUM73) olan rüzgar santrallarına
daraltılmıştır .
Analizler projenin bulunduğu yörenin rüzgar potansiyelinin coğrafik fiziksel kapsamında ki proje
tamamen bölgenin coğrafik yapısındaki iklimsel faktörlere bağlıdır.Rüzgar ve fiziki haritaların üst üste
konulması ile aynı rüzgar potansiyeline sahip şehirler aşağıdaki haritada gösterilmiştir.
70
http://en.wikipedia.org/wiki/Operating_expense
71
FSR, Tablo 2 finansal analizler.
72
http://www.kalkinma.com.tr/data/file/kalkinma_dergisi/58_dergi.pdf
73
PMUM – Piyasa Mali Uzlaştirma Merkezi / Market Financial Settlement Center
page 35
ŞEKİL 11: Genel uygulama analizine dahil bölge:
Kırmızı ile çevrili bölge aşağıdaki şehirlerin tamamını veya bir kısmını kapsar:
Bursa, Bilecik, Eskisehir, Kütahya, Usak, Afyon, Isparta and Denizli.
Yenilenebilir enrji elektrik üretimi coğrafik ve iklimsel faktörlere dayandığı için analizlerde ülkenin
tamamı kullanılmamıştır..1941 deki birinci coğrafya kongresinde muhtelif coğrafik değerlendirmeler
işığında Türkiye bugunde geçerli olan yedi iklim bölgesine ayrılmıştır..74Bu ayrım tamamen bitki
örtüsü,kıyısal etkinlik ,dağların etkisi kale alınarak gerçekleştirilmiştir. Projenin bulunduğu Afyon
karahisar ege bölgesinde yer almaktadır.Bölgenin doğusunda kalan şehir, iç anadolu bölgesine komşudur.
Bu özel konumundan ötürü şehir diğer ege bölgesi şehirlerinden farklılıklr göstermektedir.Buna rağmen
emniyetli tarafta kalmak için analiz yapılırken aynı rüzgar karakterine sahiprüzgar santralleri ama
bölgeye yayılmış farklı kapasite farklı üretim gözetmeksizin kullanılmıştır.. Tesislerin Benzerlikleri ve
farklılıkları finansal profilleri mevcut genel uygulamada değerlendirilmesi aşagıda cerilmiştir.
Alt adım 4a Projeye benzer diğer tesislerin analizi:
Genel uygulamanın amacı bu projeye benzer şartlardaki (teknoloji,kapasite vergi,finans ) ve (coğrafik
yapı,ıklım,gelişme sartlar) değerlendirilerek katkısalığın değerlendirmesi ve gösterilmesidir.
74
http://www.anatolia.com/regions_of_turkey/
page 36
İlave olarak “katkısallığın değerlendirilmesi ve gösterilesi “ aracında belşirtildiği gibi eğer projeler aynı
bölge ülkede bulunuyor is “benzer” bundan sonar benzer proje denecektir,ve aynı mukayeseli cevrede
kanuna tabi,teknolojiye ulaşımfinansmana ulası vs “benzer ölçek” tir.
2009 yılında Türkiye elektriğini üç ana kaynaktan elde etmekteydi ki bunlar% 48,6 ile doğal gaz,%28,3
ile kömür,%18,5 hidroelektrik,%3,4 ile sıvı yakıt ,ve %1,1 ile yanilenebilir enerjidir75
2009 yılı sonu itibarı ile ;







%54,2 si EÜAŞ (elektrik üretim A.Ş.) ki devlet kuruluşudur.. Devlet adına olan kanuni
kuruluştur
%16,4 özel sektördür..Bunlar özel şahıslara , ortaklıklara aittir. Dinar rüzgar sanralı da böyle bir
özel kuruştur.
%13,7 si yap işlet şeklindedir, bunlar özel kuruluşlardan veya devletten destek alarak özel
mukaveleler ile tesisi kurarlar inşat işletme ekipman alımı gibi .Bu tip kuruluşların üretim
yapmak için lisans almalarına gerek yoktur Dinar rüzgar santrlı bu tipe girmemektedir.
%8,1% otoprodüktör kuruluşlar. Bu tip kuruluşlar lisans alarak üretikleri elektriği kendi
ihtiyaçları için kullanırlar. Bağzı özel mukaveleler ile yıllık üretimin bazen %20 sini bazende
%50sini satabilirler .Dinar santrali bu tipede girmemektedir. Dinar tüm elektriği şebekeye
verecektir.
%5,5 Yap işlet devret . bunlar özel kuruluşlardan veya devletten destek alarak özel mukaveleler
ile tesisi kurarlar inşat işletme ekipman alımı gibi ve belirli bir sure işletikten sonar devlete geri
verirler.Bu sürede yatırımların kara dönüştürüler Bu model ile devlet yatırım yukunu üstünden
atar am tesise sahip olur bu tip işletmelerdede EPDK dan lisana almaya gerek yoktur. Dinar
santralı bu tipe uymamaktadır
%1,5 Devlete geri verilmiş santraller.Bir üstte anlatılan yap işlet devret tipinin devlete geri
verilmiş olanlarıdır. Yap ve işlet devresinde üstleniçi elektriği satar sure bitince devreder.Transer
işleminde bir miktar para alınır ama devlet genellikle buna yanaşmaz.. Bu modeldeki en önemli
unsure transfer sürecindeki elektrik satış fiyartıdır. Dinar santrali bu tipe uymamaktadır
%0,6% mütaharrik santrallerdir..Bunların diğerlerine gore özelliği haraketli olmaları ve cok
çabuk kurulabilmeleridir.Bunlar terml santral sınıfına dahıldırler Dinar santralı bu tipede
uymamaktadır
”katkısallıgın değerlendirilmesi ve gösterilmesi “ aracına göre alt adım 4a daki paragraph analizleri
yaparken işletmede olan vekonu projeye benzer olan alternatifleri kullan der
Halka açık kaynakların detaylı araştırması neticesinde 76, Bursa, Bilecik, Eskisehir, Kutahya, Usak,
Afyon, Isparta and Denizli illerinde başkaca bir rüzgar santralı bulunmamaktadır.
75
76
http://www.enerji.gov.tr/index.php?dil=en&sf=webpages&b=elektrik_EN&bn=219&hn=&nm=40717&id=40732
http://www2.epdk.org.tr/data/index.htm,
http://www.ruzgarenerjisibirligi.org.tr/index.php?option=com_docman&Itemid=86
page 37
Alt adım 4b: Olan benzer opsiyonları tartış
Rüzgar potansiyeli olan bu bölgede yukarıda belirtildiği gibi başka bir rüzgar santralı yoktur.Türkiyenin
enerji üretimi kale alındığında yanilenebilier enerji nin payının çok küçük olduğu görülür.Yenilenebilir
enerji de başı hidroelektrik çekmekte arkasındanda biyogaz ve rüzgar gelmektedir. Mevcut durum
değerlendirildiğinde yatırım analizindede belirtildiği gibi bu projede yatırım riski vardır.
İlave olarak bu yatırım bölgede ilk olup diğer yatırımcıları teşvik edecektir. Buna rağmen rüzgar santalı
bölgede genel uygulama değildir.Belirtilen teknolojik ve yatırım engellerini ve yatırımda ilk olmayı hele
hele yenilenebilir enerji sektöründe özellikle rüzgar santralı yatırımlarında karbon geliri proje sahibine
büyük finansal destek ve olacak ayrıca da motivasyon sağlayacaktır.
Adım 4 ün neticesi: Yukarıda da izah edildiği gibi bu projeye benze projelerin bölgede olmaması sebei
ile bu proje katkısaldır.
B.6.
Emisyon Azaltımları:
B.6.1. Metodoloji Seçimlerinin değerlendirilmesi
AMS I.D. (Versiyon 16.6) metodolojisinin uygulamasi aşağıdaki dört basamakta görülebilir.
1. Proje emisyonlarının hesaplanması,
2. Olağan durum emisyonlarının hesaplanması;
3. Proje sızıntılarının hesaplanması;
4. Emisyon azaltımlarının.
1) Proje emisyonları
ACM0002 metodolojisine göre çoğu güç üreten yenilenebilir santralde proje emisyonu yoktur fakat bazı
projelerde belirli emisyonlar olabilir ve bunlar aşağıdaki ile hesaplanır.
PEy =PE FF,y ,+PE GP,y + PE HP,y
Buna göre;
PE y = y yılındaki proje emisyonları (tCO2e/yr)
PE FF,y = Y yılında , fosil yakin tüketiminden çıkan emisyonlar (tCO2/yr)
PE HP,y = barajlardan ortaya çıkanemisyonlar (tCO2e/yr)
PE GP,y = Jeotermal kısımlardan ortaya çıkan emisyonlar (tCO2e/yr)
page 38
Söz konusu proje, rüzgar enerjisinden güç üreten bir yenilenebilir enerji santrali olduğundan, fosil yakit
kullanmamakta, baraja sahip olmamakta ve jeotermal kısımlar içermemektedir.
Bu sayede;
PE FF,y ,+PE GP,y + PE HP,y = 0;
Bunun sonucunda;
PEy = 0 ;
Proje emisyonları çalışmasının sonucunda proje kaynaklı emisyonun sıfır olduğu anlaşılmaktadır.
2) Olağan durum emisyonları:
Olağan durum emisyonlarında, su an isletmede olan fosil yakıt ağırlıklı santrallerin CO2 emısyonları
vardır. Olağan durum emisyonları aşağıdaki formüle göre hesaplanır:
Öyle ki;
BEy = Olağan durum senaryoları (tCO2/yr)
EGPJ,y = Söz konusu projenin yıllık üretimi net elektrik enerjisi miktarı (MWh/yr)
EFgrid,CM,y = Birleşik marjın CO2 emisyon faktörü (tCO2/MWh)
EG PJ,y Hesaplanması;
Söz konusu proje, tamirat veya bakim altında olan bir proje veya mevcut bir projenin kapasite artırımı
olmadığından, yeni kurulan bir santral olması ile b ve c seçenekleri dikkate alınmamıştır.
Söz konusu proje bir sıfırdan yatırım projesidir, şebekeye bağlı yenilenebilir enerjiden elektrik üretecek
bir tesis olacaktır ve bu sahada daha önce işletilmiş başka bir yenilenebilir Enerji tesisi yoktur.
Dolayısı ile EG PJ, bu şekilde hesaplanır;
Öyle ki;
EGPJ,y = Söz konusu projenin ürettiği ve şebekeye verdiği net elektrik enerjisi miktarı (MWh/yıl)
page 39
EGtesis,y = Söz konusu tesisin ürettiği ve şebekeye verdiği net elektrik enerjisi miktarı (MWh/yıl)
EG PJ,y = 141,429 MWs/yıl
EF şebeke,CM,y hesaplanmasi
“Bir Elektrik Sistemi için Emisyon Faktörü Hesaplama Aracı” Versiyon 02.2.0 dokümanına göre,
aşağıdaki prosedürler uygulanmıştır:
Basamak 1. Elektrik sistemlerinin tanımlanması
Basamak 2. Otoprodüktör tesislerinin hesaba dahil edip etmeme seçiminin yapılması
Basamak 3. İşletim marjının hesaplanması için metot seçimi (İM).
Basamak 4. İşletim marjının hesaplanması
Basamak 5. İlerleme marjı hesabında kullanılacak tesislerin belirlenmesi (BM).
Basamak 6. İlerleme marjının hesaplanması
Basamak 7. Birleşik marjın hesaplanması (CM)
Basamak 1: Elektrik sistemlerinin tanımlanması:
“Bir Elektrik Sistemi için Emisyon Faktörü Hesaplama Aracı” Versiyon 02.2.0 dokümanına göre,
elektrik sisteminin tanımı, iletim ve dağıtım hatlarına bağlı tesisleri kapsar ve bir iletim aksaklığı
olmaksızın kullanılabilmesi gerekmektedir.
Bağlı elektrik sistemi ise, elektrik sistemine iletim hatları ile bağlanmış olan diğer elektrik
sistemleridir.
Türkiye'de henüz bir bu konuda ulusal bir otorite olmadığından, belirlenmiş bir elektrik sistemi
bilgisi ve bağlı elektrik sistemi bilgisi yayınlanmamıştır. Bu sebep ile elektrik sistemini,
TEİAŞ'ın işletimindeki elektrik şebekesi olarak tanımlıyoruz.
Türkiye'de elektrik satışları tamamen anlık alım satım seklinde gerçekleşmediğinden, iletim
sorunları olup olmadığımı bu gösterge ile tespit etmek mümkün değildir.
Görsel 12 de görüldüğü gibi, şebeke kapasitesinin %90'indan daha az çalıştığı görülebilir, bu
sebep ile bir iletim sorunu olmadığı farz edilir.
Türkiye, kİMşu ülkelerin şebekelerine de bağlı olduğu için, bu şebekeler bağlı elektrik sistemi
olarak tanımlanır. Bu şebekeler ile Türkiye arasında ithalat , ihracat olmaktadır. “Bir Elektrik
Sistemi için Emisyon Faktörü Hesaplama Aracı” Versiyon 02.2.0 dokümanına göre, ithalatı
page 40
gerçeklesen elektrik miktarları için, İşletim marjı hesabında, emisyon faktörü sıfır olarak
hesaplanır.
Görsel 12: Türkiye Elektrik Şebekesi
TABLO 15: Elektrik Şebekesi Kapasiteleri
Yıllar
İletim Kapasitesi (MVA)
Maksimum Yük (MW)
Maksimum Yük /Kapasite
2007
82056.0
29215.0
35.6%
2008
89476.0
30532.0
34.1%
Basamak 2: Otoprodüktör tesislerini dahil etme ya da etmeme
Proje geliştiricileri aşağıdaki seçeneklerden birisini seçme hakkına sahiptir.
Seçenek I: Sadece şebekeye bağlı santrallerin hesaba katılması.
Seçenek II: Şebekeye hem bağlı hem de olmayan otoprodüktör tesislerinin hesaba katılması
Birinci seçenek üzerinden çalışma yapılmıştır. Çünkü Türkiye'de işletimde olan otoprodüktör
santralleri ile ilgili gerekli bilgiler eksiksiz ve açıkça yayınlanmamıştır.
page 41
Basamak 3. İşletme marjının (İM) hesaplanması için uygun metodun seçilmesi.
Metodolojiye göre işletim marjının hesaplanması için aşağıdaki dört metot vardır.
a) Basit İM,
b) Basit Ayarlanmış İM,
c) Detaylı veri analizi İM,
d) Averaj İM
Detaylı veri analizi ve Basit Ayarlanmış İM için yeterli halka açık bilgi olmadığından, basit İM
hesaplanacaktır. Aşağıdaki iki teknikten birisi kullanılabilir.


Önceden Tahmin edilen: Üç yıllık ağırlıklı ortalamaların kullanıldığı, en yakin zaman verileri
kullanılarak hesaplama. Bu teknik ile izleme sırasında tekrar hesaplama gerekmemektedir.
Vuku bulmuş: Son yılın verisi kullanılır ve her yıl hesap yenilenir.
Önceden tahmin edilen çalışma yapılmış ve bu hesaplama için metodolojide gecen B seçeneği
kullanılmıştır. Sebebi aşağıda açıklandığı gibidir:
a) A seçeneği için gerekli veri yoktur.
b) Sadece yenilenebilir kaynaklar, düşük maliyet/mutlaka çalışmalı olarak tanımlanmıştır.
c) Otoprodüktör tesisler hesap dışında tutulmuştur.
Türkiye 'de nükleer enerji santrali bulunmamaktadır. Kömür veya linyit tesislerinin düşük maliyet/mutlaka
çalışmalı olmasına dair bir bilgi yoktur. Düşük maliyet/ mutlaka çalışmalı santraller, düşük marjinal üretim
maliyetlerine sahip olmalı ve ihtiyaçtan bağımsız çalışabilmelidirler. Bu yüzden genellikle HES, RES JES
santralleri bu sınıfa girmektedir.
Türkiye için düşünüldüğünde, üretimin yüzde 28.3 'ü kömür santrallerinden sağlanmaktadır ve bu santraller
hammadde olan kömür fiyatlarına tamamen bağımlıdırlar. Dolayısıyla yenilenebilir enerji santrallerine kıyasla
çok daha yüksek maliyetle çalıştıkları içini bu kategoriye giremezler.
Ülke genelinde, bir üretim fazlası veya talep azalması olduğunda, kömür ve linyit santrallerinin üretim için
ihtiyaç duyduğu ham madde göz önünde bulundurularak, çalışma saatleri düşürülüp, yenilenebilir enerjiden
faydalanma konusunda maksimum verim alabilmek için bu santrallerin üretimleri değerlendirilir. Dolayısıyla,
kömür ve linyit santralleri mutlaka çalışmalı olarak algılanamaz.
Basit İM emisyon faktörünü hesaplamak için ülke geneli üretimin yarısından daha az bir kısmının düşük
maliyet/mutlaka çalışmalı tipi santrallerden gelmesi gerekmektedir; bu da aşağıda gösterilmiştir.
TABLO16: Son 3 Yilin Elektrik Üretiminde Tesis Tipine Gore Dagilim
2007
155,196.2
2008
164,139.3
2009
156.923.4
Dusuk Maliyet/ Mutlaka Calismali
(GWs)
36,361.9
34,278.7
37.889.5
Toplam
191,558.1
198,418.0
TERMAL (GWs)
page 42
(GWs)
Dusuk Maliyet/Mutlaka Calismali Yuzdesi
(%)
194.812.9
19
20
19
Basamak 4. Seçilen metoda göre işletim marjının hesaplanması
Metodolojiye göre, 2007-2009 yılları için basit İM, elektrik üretiminin ağırlıklı ortalamasını alarak
hesaplanmıştır, düşük maliyet/mutlaka çalışmalı santraller dahil edilmemiştir.
EFŞebeke, Basit İM = ∑FCi,y × NCVi,y × EFco2,i,y ∕ ∑EGy
(3)
Öyle ki;
EFŞebeke Basit İM = Basit İşletim Marjı (tCO2/MWh)
FCi,y
NCVi,y
= Kullanılan fosil yakıt miktarı (Kütle veya hacim birimi)
= Net kalorifik değer (GJ /kütle veya hacim birimi)
EFCO2,i,y
= yakıt tipinin emisyon faktörü (tCO2/GJ)
EGm,y
= şebekeye verilen net elektrik miktarı (MWh)
i
= kullanılan tüm yakıt tipleri
y
= Önceden tahmin edilen seçeneği için, verileri yayınlanmış olan en yakın 3 yıl.
Elektrik kullanımı, üretimi , yakıt tipine göre üretim bilgileri ve ithalat, ihracat verileri TEİAŞ’ın web
sitesinde yayınladığı tablolardan elde edilmiştir. İşletim marjı ve ilerleme marjı hesapları için 2007 ila
2009 arsası yılların verileri kullanılmıştır, kullanılan verilerin detayları bu dokümanın Ek 3’ünde
bulunabilir. Gerekli verileri ve metodolojideki verileri kullanarak aşağıdaki tablolara ulaşıldı;
TABLO 17: Elektrik üretiminde kullanılan yakıt tipleri (2007-2009)77
77
www.teias.gov.tr/ist2008/43.xls ve www.teias.gov.tr/ist2008/44.xls
page 43
birimler: katı yakıtlar için ton , gaz yakıtlar için 1000m3
2007
2008
2009
Toplam
Fci,y
Taş Köürü+ İthal
Kömür
Linyit
Fuel Oil
Motorin
LPG
Nafta
Doğal Gaz
6029143
6270008
6621177
18920328
61223821
2250686
50233
0
11441
20457793
66374120
2173371
131206
0
10606
21607635
63620518
1594321
180857
111
8077
20978040
191218459
6018378
362296
111
30124
63043468
3
NCV1 (TJ/ton), gazlar için (TJ/1000m )
2008
2009
2007
Taş Kömürü + İthal Kömür
0,02160
0,02160
0,02160
Linyit
0,00550
0,00550
0,00550
Fuel Oil
0,03980
0,03980
0,03980
Motorin
0,04140
0,04140
0,04140
LPG
0,00000
0,00000
0,00000
Nafta
0,04180
0,04180
0,04180
Doğal Gaz
0,04650
0,04650
0,04650
EF CO2,l (tCO2/TJ)
94,6
90,9
75,5
72,6
61,6
69,3
54,3
TABLO 19 : Net ve Brüt Elektrik Üretim İlişkisi78
EGy (GWh)
2008
2009
2007
Toplam
Net Termal
Üretim
Brüt
Üretim
Net Üretim
Net/Brüt
198418
194812.9
191558.1
189761.9
186619.3
183339.7
0.95637
0.95794
0.95710
Brüt
Termal
Üretim
164139.3
156923.4
155196.2
Net Termal
Üretim
İthalat
Toplam
156978.6281
150323.3875
148537.8313
789.4
812
864.3
157768
151135.4
149402.1
455839.847
2465.7
458305.5
3 Numaralı formül ve yukarıdaki tablolar kullanılarak;
EFŞebeke, Basit İM = 312,703,437.6 (tCO2) / 458,305,547 (MWh)
= 0,682 (tCO2/MWh)
78
www.teias.gov.tr/ist2007/30(84-07).xls ve www.teias.gov.tr/istatistik2008/32(75-08).xls
page 44
Basamak 5. İlerleme marjında kullanılacak tesislerin belirlenmesi:
Bu basamakta, üretim bazlı ağırlıklı ortalama alarak emisyon faktörü bulunur ve bu faktör, belirlenen bir
tesis listesi üzerinden hesaplanır. Bu tesisler işletime en son girmiş tesisler olmalıdır. Bu tesisleri
seçerken aşağıdaki seçeneklerden biri kullanılmalıdır:
a) Son inşa edilen 5 tesis
b) Sırasıyla en son eklenenden başlayarak geri giderek seçilen ve toplam üretimin yüzde 20 sini
karşılayan tüm santraller.
Hesaplar için yukarıdaki b seçeneği seçilmiştir. Sebebi ise daha büyük elektrik üretimine tekabül
ediyor olmasıdır. “Bir Elektrik Sistemi için Emisyon Faktörü Hesaplama Aracı” Versiyon 02.2.0
dokümanına göre seçilen listenin, toplam üretimin en az yüzde 20’sini içinde barındırıyor olması
gerekmektedir. Bu şartlara aşağıda uyulmuştur:
TABLO 19: Son eklenenlerin elektrik üretimi79
Seçilen santrallerin üretimleri
2009 Üretimi, GWh
UNFCCC Limiti %
UNFCCC Limiti GWh
Kapasiteye yapılan ekler, 2003-2006 GWh
Üretim (GWh)
194,812.9
20%
38,962.58
41,053.83
Geçmiş veriler için iki seçenek vardır;
Seçenek 1: İlk kredi periyodu için ilerleme marjı önceden tahmin edilerek olarak hesaplanır, ikinci kredi
periyodunda tekrar hesaplanır üçüncü periyotta ise ikincideki hesaplar kullanılır. Bu seçenekte izleme
yapmak mecburi değildir.
Seçenek 2: İlk kredi periyodu için ilerleme marjı hesabı her yıl yenilenerek yapılır. Eğer son yılın verisi
yoksa en yakın yılın verileri kullanılır. İkinci kredi periyodu ve üçüncü kredi periyodu için seçenek 1
deki önceden tahmin etme yaklaşımı kullanılır
Seçenek 1 seçilmiştir.
TEİAŞ her sene en son eklenen santralleri açıklamaktadır ve tercih bu verilere göre yapılmıştır. 2004 ila
2008 yılları arasında işletime alınmış santraller yayınlanmıştır dolayısı ile bu yıllar arasındaki veriler
79
www.teias.gov.tr/ist2006/8.xls
ww.teias.gov.tr/istatistik2005/7.xls
www.teias.gov.tr/istat2004/7.xls
www.teias.gov.tr/istatistik/7.xls
www.teias.gov.tr/istat2002/7.xls
www.teias.gov.tr/istatistikler/7.xls
page 45
kullanılmıştır. Bakım onarım, değiştirme, tamir veya sökülme ve eklenti yapılan santraller
kullanılmamıştır. 2009 yılında işletmeye giren santraller verileri açıklanmadığı için kullanılmamıştır.
Bu sebeplerden ötürü seçilen santrallerin listesi EK 3’te verilmiştir. Bu tablolardan görülebileceği gibi
İskenderun GR I-II santrali tüm kapasitesiyle hesaba eklenmiştir. Bunun sebebi bu santralin üretiminin
yüzde 20 limitini doldurmak için gerekiyor ve ancak aşıyor olmasına rağmen metodolojiye göre bu
santrali tüm kapasiteyle dahil etmemiz gerektiğindendir.
Basamak 6. İlerleme Marjının Hesaplanması:
Hesaplama aşağıdaki metot ile yapılır;
EFşebeke BM = ƩEGm, y x EFEL, m, y / ƩmEGm, y
(4)
Öyle ki:
EF Şebeke BM = İlerleme marjı emisyon faktörü (tCO2/GWh)
EGm,y = m ünitesi tarafından sağlanan elektrik miktarı (GWh)
EF EL,m,y = Emisyon faktörü
Her santral için emisyon faktörü basamak 3 a da verilen formül ile bulunur, Basit İM için A1 A2 ve A3
seçenekleri mevcuttur, en son verileri kullanarak A2 seçeneği seçilmiştir çünkü Türkiye’de santrallere
özel bilgiler yayınlanmamaktadır
EFEL, m, y şu şekilde bulunur;
EFEL, m, y = EFCO2, m, i, y x 3.6 / ηm, y
(5)
EF EL,m,y = santralin emisyon faktörü (tCO2/MWh)
EF CO2m,i,y = kullanılan yakıt tipinin ortalama emisyon faktörü (tCO2/GJ)
ηm,y = Net elektrik üretim verimi (%)
18 ve 19 numaralı tablolardaki verilere bakarak şu şekilde hesaplama yapabiliriz;
TABLO 20: m santrali tarafından üretilen elektrik miktarları
EGm,y
(MWh)
Yakıt Türü
2006
2003
2004
2005
Toplam
page 46
Kömür
Linyit
Fuel Oil
Doğal Gaz
Yenilenebilir
Toplam
0
7020000
0
0
0
9315000
0
0
692300
347800
337500
0
466200
8776300
241760
1125000
4420000
99100
7117700
1116200
10777500
11440000
565300
16586300
1705760
41.074.860,00
TABLO 21: Emisyon Faktörleri80&81
2001
Kömür
Linyit
Fuel oil
Doğal Gaz
EF şebeke BM =
EFCO2
(tCO2/TJ)
94,6
90,9
75,5
54,3
η
0,34
0,33
0,35
0,46
EFEL
(tCO2/MWh)
1,014
0,998
0,774
0,425
29,851949.11 (tCO2) / 41,053,830 (MWh)
EFŞebeke BM= 0.727 (tCO2/MWh)
Basamak 7. Birleşik marjinin hesaplanması
Birleşik marjin, işletme marjı ve ilerleme marjının ağırlıklı ortalaması ile bulunur formula aşağıdaki
gibidir;
EFşebeke,CM,y = WİM x EF + WBM x EFşeneke,BM,y
Öyleki:
EF grid,BM,y
= ilerleme marjı (tCO2/MWh)
EF grid,İM,y
= işletme marjı (tCO2/GWh)
wİM
= işletme marjı ağırlığı (%)
wBM
= ilerleme marjı ağırlığı (%)
80
http://www.cedgm.gov.tr/dosya/cevreatlasi/atlasin_metni.pdf
81
"2006 IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories"
(6)
page 47
Metodolojide yer alan sabit ağırlıklar şöyledir;
Rüzgar ve güneş santralleri için wİM = 0.75 ve wBM = 0.25
6. formül kullanarak birleşik marjı hesaplayabiliriz
EF şebekeCM,y = EF şebeke İM,y x wİM + EFşebeke,BM,y x wBM
(7)
EF şebekeCM,y = (0.682x0.75)+( 0.727 x 0.25) = 0.5115 + 0.18175
EF şebeke,CM,y =
0.69325 (tCO2/MWh)
Tutucu olmak adına rakamlar aşağı yuvarlanmıştır; 0.69 (tCO2/MWh).
3) Proje Sızıntıları
Fosil yakıtlardan ötürü sızıntı
Öyleki:
PE Fc,j,y = Yakıtların yakılmasından ötürü sızıntı emisyonları (tCO2/yr);
FC i,j,y = yakılan yakıt miktarı
COEF i,y = yakıtın emisyon faktörü
Projede hiçbir fosil yakıt kullanılmadığı çin bu değerler sıfırdır;
PE FF,y = 0
Jeotermal faaliyetlerden ötürü sızıntılar
PE GP,y;
PE GP,y = ( W buharCO 2,y + W buhar,CH 4,y * GWP CH 4 ) * M buhary
Öyle ki;
PEGP,y = jeotermal faaliyetlerden ötürü sızıntı emisyonları
(tCO2e/yr)
Wbuhar,CO2,y = ortalama buhar akış emisyonu (tCO2/ton )
page 48
Wbuhar,CH4,y = ortalama buhar akış metan emisyonu (tCH4/ton)
GWP CH4 = metan gazının atmosfer ısıtma kat sayısı
(tCO2e/tCH4)
Mbuhar,y = üretilen buhar miktarı (t steam/yr)
Projede jeotermal faliyetler yer almamaktadır dolayısı ile;
PE GP,y = 0
4) Özet
Yukarıdaki hesaplamalara göre şebekenin emisyon faktörü 0.69 tCO2/MWs dır ve şebekeye
verilen elektrik miktarı 141,429 MWs dir. Buna göre olağan durum emisyonları aşağıda hesaplanmıştır:
ER y  BE y  PE y  LE y
Where:
ER y
Yıllık emisyon azaltımı (t CO2/y)
BE y
Yıllık olağan durum emisyonları (t CO2/y)
PE y
Yıllık proje emisyonları (t CO2/y)
LE y
Sızıntı emisyonları y (t CO2/y)
PE y = 0
LE y = 0
Öyleyse, ER y = BE y
Bu yüzden;
BEy = EFy x EGy
BEy = 0.69 tCO2/MWh x 141,429 MWh
BEy = 97,586 tCO2
TABLO 22: Emisyon Özeti
Parametre
Açıklama
Değer
EFşebekeİM,y
EFşebekeBM,y
İşletme marjı
İlerleme marjı
0.5115 (tCO2/MWh)
0.18175 (tCO2/MWh)
page 49
EFşebekeCM,y
Birleşik marj
0.69 (tCO2/MWh)
Etesisy
Net üretilen elektrik
141,429 (MWh/y)
ERy
Emisyon azaltımı
97,586
B.6.2. Validasyonda sunulan değerler ve parametreler
Parametre
EFCO2,i,y
Birim
tCO2/TJ
Açıklama
Emisyon faktörü
Kaynak
Miktar
1.4 of Chapter1 of Vol. 2
(Energy) 2006 IPCC
Guidelines on National GHG
Inventories82
Tablolar 18 ve 19
Metod
İM ve BM hesapları için
Eklenecekler
-
Parametre
EGfacility,y
Birim
MWh
Açıklama
Kaynak
Proje Sahibinin planlamaları
Miktar
141,429,011 kWh/yıllık
Metod
Hesaplamalar için kullanıldı.
Eklenecekler
Parametre
Birim
Açıklama
Kaynak
82
Net üretilen elektrik
-
EGy
GWh
Türkiyede net elektrik üretimi
TEIASinternet sitesi: www.teias.gov.tr
“Tool to calculate the emission factor for an electricity system” (Version 02.1.0)
page 50
Miktar
Metod
Eklenecekler
Parametre
Birim
Açıklama
Kaynak
Miktar
Metod
Eklenecekler
Parametre
Birim
Açıklama
Kaynak
Miktar
Metod
Eklenecekler
Tablo 16
Hesaplamalar için kullanıldı
-
FCi,y
tCO2/TJ
HArcanan yakıt miktarları
TEIAS internet sitesi
Tablo 17
-
NCV
TJ/kt
Net kalorifik değerler
TEIAS
Tablo 17.
-
η
Parametre
Birim
Açıklama
Kaynak
Miktar
Metod
Eklenecekler
Parametre
Birim
Açıklama
Kaynak
Miktar
Metod
Eklenecekler
Ortalama verim
www.cedgm.gov.tr
Tablo 21
-
EFgrid,CM,y
tCO2/MWh
Birleşik marj emisyon faktörü
Metodolojiden alınan hesaplama metodları ile
bulunmuştur
0.69
Metodolojide yer alan metodlar
0.69
page 51
B.6.3. Tahmin edilen emisyon azaltımları
Olağan durum emisyonları:
TABLO 23: Şebekenin emisyon faktörü
EFşebeke,İM,y
(tCO2e/MWh)
0.5115
EFşebeke,BM,y
(tCO2e/MWh)
0.181175
EFşebekeCM,y
(tCO2e/MWh)
0.69
Her hangi bir yıl için emisyon azaltımları;
BEy= EGBL,y﹒ EFCO2= 0.69 tCO2e /MWh×141,429 MWh = 97,586 tCO2 e /yıl
Proje Emisyonları
B6.1 ya gore ., PEy = 0
Sızıntı
B.6.1.ya gore , LEy = 0
Emisyon Azaltımları
ERy (tCO2e/yr) = BEy －PEy－LEy = 97,586－ 0－ 0 = 97,586 tCO2e
B.6.4
Emisyon azaltımlarının özet değerleri
TABLO 24 Emisyon azaltımlarının önceden tahminleri
Yıllar
Olağan durum
emisyonları
(tCO2e)
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Toplam
B.7.
97,586
97,586
97,586
97,586
97,586
97,586
97,586
683,102
Proje
emisyonları
(tCO2e)
0
0
0
0
0
0
0
0
Sızıntı
emisyonları
(tCO2e)
0
0
0
0
0
0
0
0
İzleme metodolojisinin uygulaması ve izleme planının açıklanması
B.7.1
İzlenen data ve Unsurlar
Net emisyon
Azaltımı (tCO2e)
97,586
97,586
97,586
97,586
97,586
97,586
97,586
683,102
page 52
Veri / Parametre:
Veri birimi:
Tanım:
Kullanılacak verinin
kaynağı:
Öngörülen emisyon
azaltımı için
kullanılmış değer:
Kullanılacak ölçüm
method ve uygulama
tekniklerinin tanımı:
EGfasilite,y
kWs/y
Projenin şebekeye y senesinde aktardığı net elektrik üretim miktarı
Sahada ölçüm. Sayaç okumu. Şebekeye satılan elektriğin faturaları.
141.429.011 kWh/yıl
Elektrik Sayaçları: Biri yedek diğeri esas olmak üzere iki sayaç kullanılacaktır.
İki sayaç olması emisyon azaltım değerinin hesaplanmasında güvenilirliği
sağlayacaktır. Bu verinin kalitesi emisyon azaltım izlemesinin ve elektrik satışı
şeffaflığının çıkarınadır.
Saatlik ölçüm ve aylık okuma: Her ayın son günü üretim envanteri her iki
sayaçtan alınır. TEİAŞ veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişiler tarafından;
sayaçlar, fatura döneminin sonunu takip eden ilk dört gün içerisinde ilgili
piyasa katılımcısının yetkilisinin de iştirakiyle okunur, okuma tutanağı
tarafların temsilcileri tarafından müştereken hazırlanır ve imza altına
alınır. Okunan değerler ilgili dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi ve/veya
TEİAŞ tarafından Piyasa İşletmecisine PYS veya kurumsal elektronik
posta vasıtasıyla bildirilir.
Piyasa katılımcıları adına kayıtlı olan uzlaştırmaya esas veriş-çekiş
birimi konfigürasyonları içerisinde yer alan sayaçlardan Otomatik Sayaç
Okuma Sistemlerinin Kapsamına ve Sayaç Değerlerinin Belirlenmesine
İlişkin Usul ve Esaslar uyarınca OSOS kapsamında yer alması gereken
sayaçlar TEİAŞ veya dağıtım lisansı sahibi tüzel kişi tarafından OSOS
vasıtasıyla okunur ve elektronik olarak PYS’ye aktarılır. OSOS
kapsamında yer almayan sayaçlar için ise Otomatik Sayaç Okuma
Sistemlerinin Kapsamına ve Sayaç Değerlerinin Belirlenmesine İlişkin
Usul ve Esaslar uyarınca belirlenen tüketim değerleri dağıtım lisansı
sahibi tüzel kişiler tarafından elektronik olarak PYS’ye aktarılır. TEİAŞ
ve/veya ilgili dağıtım şirketi tarafından, OSOS vasıtasıyla okunan sayaç
değerlerinde eksik olması halinde TEİAŞ ve/veya ilgili dağıtım şirketi
tarafından belirlenen ve yayınlanan OSOS yerine koyma ve doğrulama
prosedürleri dâhilinde tamamlanan değerler elektronik olarak PYS’ye
aktarılır.
(2) PYS’ye veri aktarımında kullanılacak olan elektronik veri
aktarım biçimi Piyasa İşletmecisi tarafından piyasa katılımcılarına
page 53
duyurulur.
(3) Uzlaştırma kapsamında değerlerinin bildirilmesi gereken
sayaçların listesi, yeni kayıtlar ve kayıtların güncellenmesine bağlı olarak,
Piyasa İşletmecisi tarafından fatura dönemi bazında PYS aracılığı ile
güncellenir.
(4) OSOS kapsamına dahil olan uzlaştırma kapsamındaki sayaç
üzerinden, ilgili fatura döneminin her bir uzlaştırma dönemine ait:
a) kWh olarak sistemden çekilen aktif elektrik enerjisi,
b) kWh olarak sisteme verilen aktif elektrik enerjisi,
değerleri okunur.
Ölçülen enerji değerlerinin bulunduğu aylık sayaç okuma protoklü santral
müdürü ve dağıtım şirketi (Osmangazi EDAŞ) görevlisi tarafından imzalanıp
tasdiklenir.
Bu protocol PMUM’a (Piyasa Mali Uzlaştırma Merkezi) PYS aracılığıyla ya da
elektronik posta ile gönderilir. Bu değerler faturalamaya esas olan nihai
değerlerdir. Eksik bilgi ya da ulaşmayan protocol neticesinde faturalandırma
önceki ayın değerleri üzerinden yapılır.
• PMUM uzlaşma değerleri için protokolün doğruluğunu ve tarafların beyanlarını
ayın ilk on günü içerisinde kontrol eder ve değerlendirir.
• Elektriğin şebekeye verilmesi ve kullanılacak elektriğin tekrar şebekeden
çekilmesi dolayısıyla verilen güçten kullanılmak üzere çekilen elektrik
çıkartılarak emisyon azaltımına esas teşkil eden net elektrik üretim miktarı
bulunur.
Yukarıda anlatılan prosedür Elektrik Piyasası Dengeleme ve Uzlaştırma
Yönetmeliğinin 81. Maddesine göre işler.
Uygulanacak Kalite
Kontrol ve Kalite
Güvenlik Prosedürler
Dinar rüzgar santrali şebekeye 154 kV geriliminden bağlanacaktır.
Elektrik Piyasasında Kullanılacak Sayaçlar Hakkındaki Tebliğ, 4. Geçici
Maddesine göre;
İletim sistemine ait trafo merkezlerine yüksek gerilim (66 kV, 154 kV veya
380 kV) hatlarıyla bağlı olan üretim tesislerine ait ölçüm noktaları, üretim
tesislerinin grup yükseltici trafoların çıkış taraflarında yer alır. Bunun yanı sıra
yüksek gerilim barasına startup trafosunun bağlı olduğu durumlarda, ölçüm
sistemine start-up trafosunun giriş tarafındaki ölçüm noktası da dahil edilir.
Tebliğin 2. Maddesine göre;
Elektrik piyasasında; Türk Standardları Enstitüsü veya IEC standardlarına
page 54
uygun, T.C. Sanayi ve Ticaret Bakanlığı Tip ve Sistem Onay belgesine sahip
sayaçlar kullanılır.
Ulusal kanunlar çerçevesinde sayaçların ilk kalibrasyon sonrası 10 yılda bir
kalibrasyonu zorunludur.
Yorum:
B.7.2. Description of the monitoring plan:
Geçerli durumun emisyon faktörleri önceden belirlendiği için, izlemeye tabi olan en önemli unsure Dinar
rüzgar santralinin şebekeye sağlayacağı net elektrik miktarıdır. Bu değer, santral sahasında bulunan
sayaçlar aracılığıyla devamli olarak gözlenecektir.
EPDK’nın Elektrik Piyasasında Kullanılacak Sayaçlar Hakkında Tebliği ve TEDAŞ’ın asgari sayaç
koşullarına uyumlu iki sayaç (biri ana diğeri yedek olmak üzere) projenin sağlayacağı elektriği
saptayacaktır. Sayaçlar ayrıca Uluslar arası Elektroteknik Komisyonu ve TSE standartlarına uyumluluk
gösterecektir. Sayaçlar aktif ve reaktif enerjiyi alım satım bazında ölçebilirken, güç kalitesini de ölçer ve
geriye dönük bilgi depolaması yapar.
Brüt Enerji Üretimi – İç kullanım = Şebekeye sağlanan net elektrik
Göstergeler aynı zamanda santral operatörlerince saat başı okunup kaydedilip arşivlenir. PMUM (Piyasa
Mali Uzlaştırma Merkezi) kurallarınca verilen ve çekilen enerjinin elektronik envanteri çıkarılır. Aylık
okuma prosedürü santral müdürü tarafından arşivlenirken aynı zamanda PMUM’um dijital sistemi
PYS’de depolanır. Borga Carbon bu sistemin kullanıcı adı ve şifresine sahip olarak sisteme erişebilecek
ve tesisin elektrik üretim, kullanım ve satış bedellerinin faturalarını izleyebilecektir. Faturalama bölgenin
dağıtımcı firması Osmangazi EDAS tarafından sayaç okumanın 10. gününde yapılır. Elektrik üretim
değerleri elektronik ortamda her ayın ilk 4 günü içerisinde aktarılır. Bu data faturalamaya esas
değerlerdir. Okuma protokolü ulaştırılamaz ya da eksik değer görülürse geçmiş ayın değerlerine göre
faturalama yapılır.
Projenin net elektrik üretim miktarı santral müdürü ve dağıtım şirketi görevlisi tarafından imzalanıp
onaylanan aylık ‘Sayaç Okuma Protokolü’ndeki değerlerle tespit edilir. Normal şartlarda ana sayaç
değerleri esas alınır. Şebekeden çekilen aktif enerji değeri şebekeye verilen aktif enerji değerinden
çıkartılarak emisyon azaltımı hesabına esas olan projenin net elektrik üretimi bulunur.
ŞEKİL 13: Örnek Sayaç Okuma Protokolü
page 55
Bir sayacn bozulması durumunda, sağlam olanın değerleri protokole esas teşkil eder. Bu tip durumlarda
dağıtım şirketi görevlisi haberdar edilir, mühürlü ve kilitli sayaçlar onun nezaretinde açılarak arızanin
sebebi belirlenir. Arızanın resmi kayıt tutanağı Borga Carbon’a da tedarik edilecektir.
Sayaç Kalibrasyonu
Sayaçlar fabrika çıkış kalibrasyonludur ve kullanıcıya ‘Kalibrasyon Başlıkları ve Değer Raporu’ ile her
bir ayrı sayaç için seri numaraları altında ulaştırılır. Sayaçların periyodik kalibrasyonu Sanayi ve Ticaret
Bakanlığınca hazırlanmış Ölçü ve Ölçü aletleri Muayene Yönetmeliğince düzenlenmiştir. Faturalamaya
esas sayaçlar yurt çapında bu yönetmeliğe tabidir
Yönetmeliğin dokuzuncu maddesine göre her sayaç için on yılda bir kalibrasyon zorunludur. Süreç ilk
kalibrasyon ve resmi mühürleme tarihinden itibaren başlar.
Yönetmeliğin altıncı maddesi kalibrasyon uygulamalarını düzenler. Bakanlık, periyodik muayene
müracaatlarının her yıl Ocak ayı başından şubat ayının son gününe kadar, ölçü ve
ölçü aletlerinin cins ve özelliklerine göre hangi mercilere yapılacağını, Türkiye Radyo Televizyon
Kurumu kanalıyla radyo ve televizyondan hükümet bildirisi olarak belli aralıklarla ilan eder. Dağıtım
şirketi bu kalibrasyonu uygulamak ve denetlemekle yükümlüdür.
Yönetmeliğin sekizinci maddesine göre Periyodik muayeneler, Bakanlık Ölçüler ve Ayar Teşkilatı ile
Grup Merkezi Belediye Ölçüler ve Ayar Memurluklarınca, 9 uncu ve 11 inci maddelerde belirtilen
sürelerde yapılır.
Zorunlu ya da gönüllü yapılan kalibrasyonların resmi raporları Borga Carbon’a da verilecek ve
arşivlenecektir.
İzlemeye Tabi Veri

Projenin şebekeye sağladığı yıllık net elektrik miktarı
Satışa tabi elektrik projenin hayata geçirilmesinden itibaren PMUM veritabanı ve proje sahibince
depolanacaktır. Santral müdürü ve ekibi emisyon azaltımı, izleme ve veri toplama mekanizmaları
hakkında bilgilendirilecekler ve sorumlu olacaklardır.
Emisyon faktörü önceden hesaplanmış olduğundan AMS.I.D versiyon 16 uyarınca her yenilenebilir kredi
donemi öncesinde Bileşik Marj ‘Elektrik Sistemi için Emisyon Faktörü Hesaplama Araç’ının o
dönemdeki en guncel sürümüne gore tekrar hesaplanacaktır.
page 56
İzleme Raporu
İzleme Raporu Borga Carbon tarafından hazırlanır ve her verifikasyon öncesinde denetçiye sunulacaktır.
Raporun içeriği şebekeye bağlı elektrik üretim değerleri ve emisyon azaltıp hesaplarından ve eğer varsa
kalibrasyon ve bakım belgelerinden oluşacaktır. Harita, çizim, CED raporu ve ornitoloji raporu gibi yazılı
evraklar da arşivlenmeli ve istek halinde denetçiye sunulmalıdır. Bu şekilde güvenirlilik, şeffaflık ve
izlenebilirlik sağlanacaktır.
Kayıt Yönetimi
Proje neticesinde ortaya çıkan tüm dokümentasyon kayıt yönetim prosedürüne tabidir. İzleme verileri
devamlı olarak depolanırken tüm elektronik ve yazılı dokümanlar toplanacaktır. Tüm bu arşiv
kredilendirme bitiminin en az iki yıl sonrasına kadar proje sahibi tarafından muhafaza edilmek
zorundadır. Tüm ölçüm işlemleri kusursuz çalışan ve ilgili standart ve kurallara uyumlu sayaçlar ile
yapılmalıdır. Emisyon faktörü önceden hesaplanmış olduğundan AMS.I.D Versiyon 16 uyarınca her
yenilenebilir kredi donemi öncesinde Bileşik Marj ‘Elektrik Sistemi için Emisyon Faktörü Hesaplama
Araç’ının o dönemdeki en güncel sürümüne göre tekrar hesaplanacaktır.
B.8.Mevcut durum ve izleme metodları tamamlama ve başvuru tarihi ve ilgili şahsın/kurumun adı
08 Eylül 2011
Borga Karbon Danışmanlık ltd. adına Alev Erol
Telefon: +90 212 356 96 76
E-mail: [email protected]
BÖLÜM C.
C.1.
Projenin süresi/Kredi periyodu
Projenin süresi:
C.1.1. Proje başlangıç tarihi:
01/01/2013
C.1.2. Projenin beklenen ömrü:
49 yıl 0 ay.
page 57
C.2.
Kredilendirme periyotu seçimi ve ilgili acıklama:
C.2.1. Yenilenebilir kredi periyotu:
C.2.1.1.
İlk kredi periyotu başlangıç tarihi:
C.2.1.2.
İlk kredi periyotu süresi:
01/01/2013
7 yıl 0 ay.
C.2.2. Fiks kredi periyotu:
C.2.2.1.
Başlama tarihi:
C.2.2.2.
Süre:
uygulanmaz.
Uygulanmaz.
BÖLÜM D.
Çevresel etkiler
D.1.
Documentation on the analysis of the environmental impacts, including transboundary
impacts:
Türkiyenin, çevresel etkiler değerlendirmesi yönetmeliğine göre83 Proje, Proje tanıtım dosyasını
tamamlamış ayrıca Ekim 2009 tarihli 60 MW için CED muafiyet raporu almıştır.84.
Muafiyet şartları ve kriterlerine göre proje ile ilgili sınır aşan etkiler yoktur.Proje sahası ile ilgili
kamulaştırma işleri tarafların karşılıklı rızaları ile gerçekleştiği için bu konu ile ilgili sosyal ve çecresel
etkiler kısa süreli ve geçicidir.CED gerekli değildir raporunu alabilmek için yönetmelikte belirtilen ve
gerekli olan önlemler parametreler dikkatlice incelenmiş ve zarar vermeme kıstası yerine getirilmiştir
Tanıtım notunda projenin teknik,çevresel,ekonomik ve sürdürülebirlik değerleri tartışılmıştır .
Aşağıdaki tabloda CED gerekli değildir raporu ile ilgili göstergeler verilmiştir.
TABLO 25: Proje tanıtım dosyası ve CED gerekli değildir raporundaki değerlendirme unsurları:
Atık su mşktarı ve kalite hesabı
Toz yayılımı vemiktarının hesabı
Gürültü seviyesi hesabı
83
www.cedgm.gov.tr/CED/Files/Mevzuat/cedyonetmeligi.doc
84
Ek 5 : CED muafiyet raporu
page 58
Katı atık tipi ve miktarı
Atık yağ yakıt
İşçi sağlığı ve emniyeti yönetmeliğine göre
teknoloji ve ekipman kullanımından kaynaklanan
kaza riski değerlendirmesi
Potansiyel ve beklenmeyen çevre zaralarına karşı
belirnenen önlemler
Arazi kalitesi toprak durumu (tarım alanları,orman
bölgeleri,su kaynakları vs).
Geological conditions of the region and relevant
studies
Proje alanına yakın değerli yerler*
Iyerel bitki ve hayvan türü üzerine etki
Elektromanyetik girişim
Görsel etki
Ornitoloji (kuş bilimi)**
Değerlendirme sonucunda projenin yukarıda belirtilen kıstaslar ile ilgili geri dönülmesi mümkün
olmayan bir etkisi yoktur.
*Değerli yerler, sulak alanlar,kıyı bölgeleri,ormanlık ve dağlık alanlar,tarım alanları,milli parklar,koruma
altındaki çevresel değeri olan ve vahşi yaşam alanları,yüksek nüfusa sahip alanlar,tarihi kültürel
arkeolojik mirasa sahip yerler,erozyon alanları,ormanlaştırma alanları gibi yerlerdir.Projeye yakın olarak
1ci dereceden Karakuyu sulak alanı mevcuttur.Proje alanı bu yüzden avlanma yasağı bölgesidir85
**Proje alanı kuş göç yolu üzerinde değildir.Göçmen kuşlar proje sahasına 55 km mesafedeki Eğirdir ve
35 km mesafedeki burdur gölünde tüneklemektedirler. Buna rağmen proje muhtemel kuş kazalarını
önlemek için bağzı tedbirler almıştır
Alan daraltmak için türbünler mümkün olduğunca birbirlerine yakın olarak yerleştirileceklerdir.
- Türbin kanatları nın görünebilirliliği kanat ucları sarıya boyanarak sağlanacaktır.
- Aydınlatma sistemi mümkün olabilecek en sönük şiddete olacktır.
Ornitoloji raporu son lisans ve müsadeler için orman ve su işleri bakanlığına sunulmuştur.86
D.2.
Eğer proje shibi veya ilgili ülke çevresel etkilerin önemli olduğunu düşünüyorsa ilgili
ülkenin çevresel etki değerlendirmesini destekleyen referansları ve temin edin :
Uygulanmaz.
BÖLÜM E.
Paydaşların görüşleri
85
Ek 8 e bakınız..
86
18/07/2011. Tarihli ornitoloji raporu istendiğinde tamin edilebilir..
page 59
E.1.
Paydaşların görüşlerinin alınması ve derlenmesinin kısa açıklaması :
Paydaşlar, paydaşlar toplantısına davet edilirken:
o Davet mektubu;
o Yerel gazetede ilan;
o Davetlileri telefon ile arama;
o Belediye hoparlöründen şehir halkına toplantıgünü çağrı anonsu.
yapılmıştır
Paydaşlar toplantısı 6 Eylül tarihinde Dinar belediye binası toplantı salonunda
gerçekleştirilmiştirToplantıda proje sahipleri ve yerel halkın yanısıra ormancılık genel müdürü,park
bahçeler koruma temsilcisi,Afyon Kocatepe üniversitesinden yetkililer, Dinar belediye başkanı,belediye
meclis üyeleri ve muhtarlar katılmışlardır. Katılımcı sayısı 20 de fazla olmasına rağmen katılım listesini
14 kişi imzalamıştır Gold standart WWF, Greenpeace ve REC Türkiye de davet edilmiştir
Toplantı yeri yöresel halkın kolayca ulaşabileceği, ve katılımcı sayısını artırabilmek için tarih ve satinin
şehir pazarı olan Salı günü ve öğlen namazı çıkışına denk getirmek için öğleden sonraya ayarlanmıştır .
Tüm yerel halk gazette ilanı ile,kahvehane anonsları ile ve belediye hoparlörü anaonsları ile toplantı
öncesinden haberdar edilmiş ve çağrılmıştır .Presentasyondan önce teknik olmayan bilgi özeti
katılımcılara dağatılmıştır Projenin tanıtımı ve izahatı proje geliştirici tarafından projenin sahibi
firmanın tanıtılması,projenin teknik acıklaması,tahmini emisyon değerleri,Gold standart hakkında
açıklama ve izahat,kredi gelirlerinin önemi, ve projeyi diğerlerinden farklı kılan özelliklerini kapsayacak
şekilde yapılmıştır.Toplantıya katılan köylülerin büyük bir çoğunluğu kendilerini ilgilendiren konuları
toplantının ilk aşamasında görüştükleri için terk etmişlerdir.Projeyi acıklayıcı mahiyeteki sürdürülebilir
kalkınma matriksi ile ilgili soru ve düşünceler alınmıştır.Matriksi katılmcılar tarafından pozitif negative
ve nötür olarak doldurluması istenmiştir.Bu konu ile ilgili proje geliştirci Alev Erol ve proje sahibi adına
harita mühendisi Erdem Atılır tarafından cevaplanmıştırToplantı katılımcıların genel desteği ve proje
sahibinin iyi niyet mesajı ile kapanmıştır
E.2.
Görüşlerin özeti:
Paydaşlar toplantısından 15 adet orjinal değerlendirme raporu Ek 2 dedir. Organize edilen toplantıdan
proje ile ilgili alınan kanı pozitifdir .
Paydaşların kanısı projenin çevre dostu, temiz enerji üreteceği,köylülere iş imkanı sağlıyacağı ve faydası
olacağı yönündedir.Bu konu ile ilgili paydaşların düşünce ve görüşleri detaylı olarak paydaşlar toplantısı
raporundadır.Bununla beraber proje alanı,iş imkanı,göçmen kuşlar ve türbinlerden cıkacak gürültü gibi
sorular paydaşlar tarafından toplantıda gündeme getirilmiştir..Tüm bu sorular ve görüşler ciddi ve makul
olarak kabul edilmiş ve tatmin edici cevaplar verilmiştir. Projenin uygulamaya geçmesi ile ilgili olarak
ciddi ve kritik görüş veya itiraz olmamıştır. Paydaşların görüşlerini ve fikirlerini kapsayan detaylı
açıklama paydaşlar toplantısı raporundadır.
E.3.
Görüşlere karşı verilen cevaplar :
Paydaşlardan Karakuyu sulak alanındaki göçmen kuşlar ve bu alanın biyolojik çeşitliliğin etkilenmesi
ile ilgili konulardan başka bir soruları olmamıştır.Proje geliştirici bu konu hakkında projenin kuş göç
yolu üstünde olmadığını anlatmiş ayrıca projenin emisyonu olmadığı için biyolojik çeşitliliği
page 60
etkilemeyeceğini açıklamıştır. İlave olarak proje nin bulunduğu arazinin çorak olası nedeni ile projeden
etkilenecek bitki olmadığını belirtmiştir.
Proje için orman ve su işleri bakanlığından Karakuyu sulak alanı ile ilgili on ay almıştır.Projenin doğal
yaşama etkisini gözlemleyebilmek için özelikle ornitoloji konusunda proje en az iki yıl gözlem altında
tutulacak ve bakanlığa sunulmak üzere her altı ayda bir rapor düzenlenecektir.Özellikle koruma alanının
yaklaşım bölgesindeki türbinlerin faliyeti göç mevsimlerinde bakanlık iznine tabi olacaktır.87.
Katılımcılardan biri, türbin kanatcıklarının çalışmasının cep telefonlrına ve TV yaınlarına rtkisisin olup
olmayacağını sormuştur. Türbin kanatları polikarbon malzemeden olduğu için böyle bir sorun
yaratmaycaktır,ayrıca proje sahasında TV yayın anteni baz istasyonu veya radar anteni bulunmamaktadır.
Netice olarak süedürülebilirlik ile ilgili toplantıda başka bir soru sorulmamıştır.
87
Ek 8: Karakuyu sulak alanı raporu ve kabulu
page 61
Ek 1
PROJE SAHİBİ İRTİBAT BİLGİLERİ
Organizasyon:
Sokak/posta kutusu:
Bina:
Şehir:
Bölge:
Posta kodu:
Ülke:
Telefon:
FAX:
E-Mail:
URL:
İlgili şahıs:
Ünvan:
Bay/Bayan:
Soyadı:
Ön adı:
Adı:
Departman:
Cep telefonu:
Direk FAX:
Direk tel:
Kişisel e-mail:
Olgu Enerji Yatirim Uretim ve Ticaret Anonim Sirketi
Turen Gunes Bulvari 15. Cadde
No: 11
Yildiz, Cankaya - ANKARA
TURKİYE
+90 312 492 03 06
Nil Ozsancak
Ozsancak
Nil
+90 530 346 60 27
[email protected]
page 62
Ek 2
KAMU FONU İLE İLGİLİ BİLGİ
page 63
EK 3
MEVCUT DURUM BİLGİSİ
Türk elektrik üretim haritası88
88
http://www.euas.gov.tr/_Euas/Images/Birimler/basin/euasharitafinal.jpg
page 64
TÜRKİYE KURULU GÜCÜNÜN YILLAR İTİBARİYLE GELİŞİMİ
ANNUAL DEVELOPMENT OF TURKEY'S INSTALLED CAPACITY
(1913 - 2009)
Birim(Unit) : MW
YIL
TERMİK
HİDROLİK
TOPLAM
ARTIŞ
YIL
TERMİK
HİDROLİK
JEOTER.+RÜZ.
TOPLAM
ARTIŞ
YEAR
THERMAL
HYDRO
TOTAL
INCREASE
YEAR
THERMAL
HYDRO
GEOTHERM.WIND
TOTAL
INCREASE
%
1913
1923
1924
1925
1926
1927
1928
1929
1930
1931
1932
1933
1934
1935
1936
1937
1938
1939
1940
1941
1942
1943
1944
1945
1946
1947
1948
1949
1950
1951
1952
1953
1954
1955
1956
1957
1958
1959
1960
1961
1962
1963
1964
1965
17.2
32.7
32.8
33.3
48.4
51.5
64.4
68.9
74.8
98.7
99.8
104.3
112.9
121.2
133.3
161.7
173.1
210.1
209.2
213.8
218.5
228.2
233.7
237.7
238.5
242.3
296.2
371.8
389.9
399.2
412.0
470.1
480.2
573.5
731.9
777.6
809.1
843.4
860.5
878.6
901.2
902.6
921.1
985.4
0.1
0.1
0.1
0.1
0.2
0.4
1.5
3.2
3.2
3.2
3.5
3.5
4.5
5.0
5.2
5.4
5.4
5.5
7.8
8.2
8.2
8.2
8.2
8.2
9.0
9.1
9.3
10.0
17.9
24.0
25.8
29.4
36.7
38.1
154.2
161.8
220.9
317.6
411.9
445.3
469.6
478.5
497.2
505.1
17.3
32.8
32.9
33.4
48.6
51.9
65.9
72.1
78.0
101.9
103.3
107.8
117.4
126.2
138.5
167.1
178.5
215.6
217.0
222.0
226.7
236.4
241.9
245.9
247.5
251.4
305.5
381.8
407.8
423.2
437.8
499.5
516.9
611.6
886.1
939.4
1030.0
1161.0
1272.4
1323.9
1370.8
1381.1
1418.3
1490.5
%
-
Not:Jeotermal santralının kurulu gücü 2003
yılında EÜAŞ tarafından revize edilerek 15 MW'a
düşürülmüştür.
89.6
0.3
1.5
45.5
6.8
27.0
9.4
8.2
30.6
1.4
4.4
8.9
7.5
9.7
20.6
6.8
20.8
0.6
2.3
2.1
4.3
2.3
1.7
0.7
1.6
21.5
25.0
6.8
3.8
3.4
14.1
3.5
18.3
44.9
6.0
9.6
12.7
9.6
4.0
3.5
0.8
2.7
5.1
1966
1967
1968
1969
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
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
1028.0
1257.4
1243.4
1243.4
1509.5
1706.3
1818.7
2207.1
2282.9
2407.0
2491.6
2854.6
2987.9
2987.9
2987.9
3181.3
3556.3
3695.8
4569.3
5229.3
6220.2
7474.3
8284.8
9193.4
9535.8
10077.8
10319.9
10638.4
10977.7
11074.0
11297.1
11771.8
13021.3
15555.9
16052.5
16623.1
19568.5
22974.4
24144.7
25902.3
27420.2
27271.6
27595.0
29339.1
616.3
701.7
723.2
723.8
725.4
871.6
892.6
985.4
1449.2
1779.6
1872.6
1872.6
1880.8
2130.8
2130.8
2356.3
3082.3
3239.3
3874.8
3874.8
3877.5
5003.3
6218.3
6597.3
6764.3
7113.8
8378.7
9681.7
9864.6
9862.8
9934.8
10102.6
10306.5
10537.2
11175.2
11672.9
12240.9
12578.7
12645.4
12906.1
13062.7
13394.9
13828.7
14553.3
17.5
17.5
17.5
17.5
17.5
17.5
17.5
17.5
17.5
17.5
17.5
17.5
17.5
17.5
26.2
26.2
36.4
36.4
36.4
33.9
33.9
35.1
81.9
169.2
393.5
868.8
1644.3
1959.1
1966.6
1967.2
2234.9
2577.9
2711.3
3192.5
3732.1
4186.6
4364.2
4727.2
4868.7
5118.7
5118.7
5537.6
6638.6
6935.1
8461.6
9121.6
10115.2
12495.1
14520.6
15808.2
16317.6
17209.1
18716.1
20337.6
20859.8
20954.3
21249.4
21891.9
23354.0
26119.3
27264.1
28332.4
31845.8
35587.0
36824.0
38843.5
40564.8
40835.7
41817.2
44761.2
Note: Installed capacity of Geothermal P.P. Is revised and
decreased to 15 MW in 2003 by EÜAŞ.
reflected to all installed capacity table as well.
10.3
19.1
0.4
0.03
13.6
15.3
5.2
17.7
16.9
12.2
4.2
8.3
3.0
5.1
0.0
8.2
19.9
4.5
22.0
7.8
10.9
23.5
16.2
8.9
3.2
5.5
8.8
8.7
2.6
0.5
1.4
3.0
6.7
11.8
4.4
3.9
12.4
11.7
3.5
5.5
4.4
0.7
2.4
7.0
page 65
page 66
page 67
page 68
page 69
page 70
Ek 4
İZLEME BİLGİLERİ
İzleme verisi bilgisi
Elektrik üretimi
(EGfacility, y)
Sorumlu
Kayıt tipi
Kayıt yönetimi
Şebekeye verilen net elektrik miktarı
Tesis müdürü ve atanmış eleman.
Elektronik
Takip edilen veriler aylık olarak firma sahibine ve Borga Karbon Danışmanlık Ltd.
Ye aylık olarak yollanacaktır.Sorumluluk kalibrasyon ve bakım tesis müdürü
sorumluluğunda olacaktır. Verifikasyon için Borga Karbon tarafından takib edilecek
değerlendirilecek ve saklanacaktır
page 71
Ek 5
ELEKTRİK ÜRETİM LİSANSI
page 72
Ek 6
CED RAPORU
page 73
Ek 7
VER FİYATLARI
page 74
Ek 8
KARAKUYU SULAK ALANI RAPORU
page 75
EK 9
PROJENİN NET ELEKTRİK ÜRETİMİ HESABI
page 76
Ek 10
YATIRIM ANALIZLERİ İÇİN ALT SINIR ÖZSERMAYE İÇ VERİM ORANI
Tipik bir rüzgar santrali 22.5 MW gücünde öngörülmüstür. Proje bedeli ise 43.6 Milyon ABD Doları
olarak hesaplanmıştır. Farzedilen alın garantisi kilovat saat başına 8 dolar senttir. Bu verilerle Temiz
Teknoloji Fonu uyarınca öngörülen projenin iç verim oranı alt sınırı yüzde on ikidir.
Bu analiz, farzedilen alım garantili tarifelerde küçük hidro ve rüzgar projelerinin belirtilen alt sınır değeri
olan öz sermaye iç verim oranlarına ulaşabilmek için Temiz Teknoloji Fonu’ndan toplam proje bedelinin
yüzde yirmisi oranında destek alması gerektiğini ortaya koyar. Biyokütle gibi teknolojilerde ise altsınır
geri kazanım için oldukça yüksek -%50-%75 – TTF katkısı gerekmektedir. Bazı enerji verimliliği
yatırımları için yüzde yirmi TTF yardımı altsınır kazançları realize etmeyi mümkün kılarken bazı
yatırımlar içinde bundan daha yüksek katkı gerekmektedir. Bu tablo diğer ülkelerde de uygulanmış olan
enerji verimliliği yatırımlarına ilk beş sene içerisinde yapılan ve yüzde onbeşi bulan iştiraklerle
örtüşmektedir.

(CDM-PDD).

Transkript

Benzer belgeler

BAŞVURU FORMU

Filmler e-ticaret mecrası olacak

Kablosuz enerji (2019)

Malzemeler ve Alanlar

hs/mıcus serisi dokunmatik pc kullanım kitabı

eBay / GittiGidiyor

İnternetten elektrik tedarikçisi değiştirerek yüzde 20`ye