enerjiraporu2012

cmyk

DÜNYA ENERJİ KONSEYİ TÜRK MİLLİ KOMİTESİ

Cinnah Cad. No. 67/15 06680 Çankaya/ANKARA

Tel : (0312) 442 82 78 (pbx) Fax : (0312) 441 96 10

e-mail: [email protected] web-site: www.dektmk.org.tr

ISSN : 1301-6318

Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi • Enerji Raporu 2011 I

ENERJİ RAPORU2011

Aralık 2011, Ankara

Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi • Enerji Raporu 2011II

ISSN : 1301-6318

DEK-TMK YAYIN NO : 0019/2011

Baskı : Poyraz Ofset - (0312) 384 19 42

Bu kitap Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi’ne ait olup kitapdan kaynak gösterilmek şartı ile alıntı yapılabilir. Kitabın tamamı ya da bir kısmı izinsiz yayınlanamaz.Bu kitapda yer alan görüşler DEK-TMK’nın resmi görüşünü ifade etmesini gerektirmez.

Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi • Enerji Raporu 2011 III

Başkan : Tülin Keskin Gerçek Kişi

Üye : Mehmet Ayerden TETAŞ Genel Müdürlüğü

Üye : Çetin Koçak Gerçek Kişi

Başkan : Süreyya Yücel Özden Gerçek Kişi

Başkan Yardımcısı : Prof. Dr. H. Mete Şen İTÜ Rektörlüğü

Genel Sekreter : Ömer Ünver Gerçek Kişi

Sayman Üye : Ülker Aydın Gerçek Kişi

Üye : Mustafa Çetin Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanlığı

Üye : Mustafa Aktaş TKİ Genel Müdürlüğü

Üye : Halil Alış EÜAŞ Genel Müdürlüğü

Üye : Ali Oğuz Türkyılmaz TMMOB-Makina Mühendisleri Odası

Üye : Prof. Dr. A. Orhan Yeşin Gerçek Kişi

Üye : Gültekin Türkoğlu Gerçek Kişi

Üye : Muzaffer Başaran Gerçek Kişi

Üye : Ayla Tutuş Gerçek Kişi

Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi

YÖNETİM KURULU

DENETİM KURULU

Temsil Ettiği Kuruluş

Temsil Ettiği Kuruluş

Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi • Enerji Raporu 2011IV

ENERJ RAPORU – 2011 ÇALI MA GRUBU

Konu Ba l klar Ad Soyad 1. Genel Enerji Ömer Ünver, DEK-TMK Genel Sekreteri 2. Kömür Çetin Koçak, DEK-TMK Denetim Kurulu Üyesi 3. Petrol ve Do al Gaz

Ba kan Ülker Ayd n, DEK-TMK Sayman Üyesi Üye Emre Aksoy, Petrol leri Genel Müdürlü ü Üye F. Zuhal Argun, DEK-TMK Üyesi Üye Ümit Bilek, EPDK Grup Ba kan Üye A.U ur Gönülalan, DEK-TMK Üyesi Üye Adnan Karabulut, Petrol leri Genel Müdürlü ü Üye Erol Metin, Petrol Sanayi Derne i Üye Necdet Pamir, DEK-TMK Üyesi Üye Hülya Peker, DEK-TMK Üyesi Üye Mehmet üküro lu, TABG S Yönetim Kurulu

Üyesi Üye Yasemin Tunta , ETKB Transit Petrol Boru Hatlar

Dairesi Ba kanl Üye Tolga Turan, EPDK Üye O uz Türky lmaz, DEK-TMK Yönetim Kurulu

Üyesi Üye Koray Ülger, TÜPRA Genel Müdürlü ü Üye ermin Yavuz, ODTÜ Üye Güner Yenigün, PU S Genel Sekreter

4. Hidrolik

Ba kan Ayla Tutu , DEK-TMK Yönetim Kurulu Üyesi Üye Ahmet Çetinkaya, DS Genel Müdürlü ü, Barajlar

ve HES Dairesi Ba kan Yard mc s Üye Mete Ertunga, DEK-TMK Üyesi Üye Ne e Leblebici, EPDK Kamula t rma Dairesi

Ba kanl Enerji Uzman Üye Sibel Özsay n, Çevre ve ehircilik Bakanl ,

Çevresel Etki De erlendirmesi ve Planlama Genel Müdürlü ü Fizik Mühendisi

Üye Mehmet Vural, EPDK Kamula t rma Dairesi Ba kanl Enerji Uzman

5. Rüzgar Enerjisi Dr.Cenk Sevim, DEK-TMK Üyesi 6. Jeotermal Enerji Prof.Dr.A.Orhan Ye in, DEK-TMK Yönetim

Kurulu Üyesi 7. Elektrik Enerjisi

Ba kan Gültekin Türko lu, DEK-TMK Yönetim Kurulu Üyesi

Üye Teoman Alptürk, DEK-TMK Üyesi Üye Dr.Erdal Bizkevelci, TÜB TAK Üye Süleyman Zeki Çeri, DEK-TMK Üyesi Üye Olgun Sakarya, TEDA Genel Müdürlü ü Üye Bilal im ek, TEDA Genel Müdürlü ü

8. Biyoyak tlar Dr.Figen Ar, DEK-TMK Üyesi 9. Biyokütleden Enerji

Üretimi Dr.Mustafa Tolay

10. Enerji ve Çevre Selva Tüzüner, DEK-TMK Üyesi 11. Enerji Verimlili i Tülin Keskin, DEK-TMK Denetim Kurulu Ba kan

Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi • Enerji Raporu 2011 V

İÇİNDEKİLER

SUNUŞ ....................................................................................................................... XI1. GENEL ENERJİ ........................................................................................................1 1.1. Dünya’da Gelişmeler .............................................................................................1 1.2. Türkiye’de Gelişmeler ............................................................................................3 1.3. Türkiye’nin Ana Problemi – Dışa Bağımlılık ...........................................................6 1.4. Dünya’da Nükleer Enerji ........................................................................................7 1.4.1. Nükleer Güç Konusunda Ülkelerin Yeni Tavırları .........................................7 1.4.2. Fukushima Daiichi Nükleer Reaktörlerinde (BWR) Meydana Gelen Kazanın WEC-Japon Komitesi Tarafından Raporlara Dayanarak Açıklaması ..................................................................................8 1.4.3. Nükleer Güç Santralları – Türkiye’de Gelişmeler .......................................10

2. KÖMÜR ..................................................................................................................15 2.1. Dünya Kömür Rezervleri ......................................................................................16 2.1.1. Dünya Kömür Üretim ve Tüketimleri ..........................................................18 2.1.2. Dünya Kömür Sektörü Pazar Durumu .......................................................22 2.1.3. Dünya Birincil Enerji Arzı içinde Kömür Miktarı ..........................................22 2.1.4. Dünya Enerji Üretiminde Kömürün Payı ve Türkiye’nin Durumu ...............23 2.2. Türkiye Kömür Rezervleri .....................................................................................26 2.2.1.Türkiye Asfaltit Rezervleri, Üretimi ve Tüketimi ...........................................30 2.2.2.Türkiye’de Kömür Üretimi ve Tüketimi ........................................................31 2.2.3. Kömür Rezervlerinin Termik Santral Potansiyeli ve Elektrik Arz Güvenirliği ............................................................................................33 2.2.4. TKİ’de Kömür Teknolojileri ve AR-GE Faaliyetleri ......................................35 2.2.5. Kömür İthalatı .............................................................................................37 2.2.6. Türkiye’deki Gelişmeler ve Elektrik Üretiminde Yerli Kömürlerin Teşviki ..37

3. PETROL VE DOĞAL GAZ ......................................................................................43 3.1.Dünya’daki Gelişmeler ..........................................................................................43 3.1.1. Petrol Fiyatları .............................................................................................45 3.1.2. Petrol ..........................................................................................................48 3.1.2.1 Rezervler .........................................................................................48 3.1.2.2. Petrol Üretim-Tüketimi ...................................................................49 3.1.3.Doğal Gaz ....................................................................................................50 3.1.3.1. Dünya Konvansiyonel Doğal Gaz Rezervleri ................................50 3.1.3.2. Konvansiyonel Olmayan Gaz Rezervleri .......................................51 3.1.3.3. Dünya Doğal Gaz Üretim ve Tüketimi ...........................................51 3.1.3.4. Sektörler Bazında Arz ve Talep .....................................................53 3.1.3.5. Doğal Gaz Fiyatlarının Seyri ve Etkenler .......................................54 3.1.4. Rafinaj .........................................................................................................55 3.2.Türkiye’deki Gelişmeler ........................................................................................56 3.2.1. Petrol ve Doğal Gaz Arama Faaliyetleri .....................................................56 3.2.2.Türkiye Ham Petrol ve Doğal Gaz Rezervleri ..............................................57 3.2.3.Türkiye’de Arama-Üretim ............................................................................58 3.2.4.Petrol ve Doğal Gaz Tüketimi ......................................................................64 3.2.4.1.Petrol Tüketimi ................................................................................64

Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi • Enerji Raporu 2011VI

3.2.4.2.Doğal Gaz Tüketimi ........................................................................64 3.2.5. İthalat ..........................................................................................................65 3.2.6. İhracat .........................................................................................................67 3.2.7. Doğal Gaz Depolama .................................................................................68 3.2.8.Uluslararası Boru Hattı Projeleri ..................................................................69 3.2.9.Petrol Kanunu ..............................................................................................72 3.3.Petrol Piyasası .......................................................................................................73 3.4. Rafinaj Sektörü .....................................................................................................73 3.4.1. Rafinerilerde İşlenen Ham Petrol................................................................74 3.5. Doğal Gaz Piyasası ..............................................................................................77 3.6. Ülkemizde Petrol ve Doğal Gaz Arama, Üretim ve Piyasa Sektörleri için Öneriler.........................................................................................78

4. HİDROLİK...............................................................................................................83 4.1. Giriş ......................................................................................................................83 4.2. Dünya Su Kaynakları ............................................................................................84 4.3. Dünya Hidroelektrik Potansiyeli ve Gelişme Durumu .........................................85 4.3.1.Dünya HES potansiyeli ve Gelişme Durumunun Kıtalararası Dağılımı .......86 4.3.2.2009-2010 Yılında Dünya’da En Yüksek HES Üretimi Sağlayan İlk 10 Ülke ......................................................................87 4.4. Türkiye’nin Su Kaynakları HES Potansiyeli ve Gelişme Durumu .........................88 4.4.1.Su Kaynakları ...............................................................................................88 4.4.2.Türkiye HES Potansiyeli ve Gelişme Durum ...............................................89 4.4.2.1.Türkiye’nin hidroelektrik potansiyeli ................................................89 4.4.2.2. 6200, 3096 ve 5346 Sayılı Kanunlar Kapsamında Geliştirilen HES’ler ..........................................................................89 4.4.2.3. 4628 ve 5346 Sayılı Kanun Kapsamındaki HES’lerin Durumu.......90 4.4.2.4. Lisans Almış Olan Projeler ve İlerleme Durumları .........................91 4.4.2.5. Katkı Payları ...................................................................................92 4.5 Hidroelektrik Santralların Geliştirme Süreçleri ve Yaşanılan Problemler .............94 4.5.1. Fizibilite Aşaması ........................................................................................94 4.5.2. Çevresel Etki Değerlendirme Süreci ..........................................................94 4.5.2.1. ÇED’in Kapsamı ve HES Projelerinin Çevre Mevzuatında Yeri .....94 4.5.2.2. ÇED Sürecinin Aşamaları ve Bu Süreçte Yer Alan Taraflar ..........95 4.5.2.3. HES’lerin Çevresel Boyutu, En Önemli Etkiler ve Öngörülen Tedbirler ......................................................................97 4.5.2.4. HES projeleri ile ilgili; Bölge Halkı ve Sivil Toplum Örgütlerinin İlettiği Sorunlar ..........................................................99 4.5.2.5. Mahkemeler Tarafından ÇED Raporlarında Görülen Eksiklikler ....99 4.5.3. Arazi Temini Süreci ve Prosedürü ............................................................100 4.5.3.1. Kamulaştırma ................................................................................100 4.5.3.2. İrtifak Hakkı, Kullanma İzni ve Kiralama .......................................102 4.5.3.3. Diğer Kamu Kurum ve Kuruluşlarına Ait Taşınmazların Temini ...103 4.6. Pompa Depolamalı HES’ler ..............................................................................104

5. RÜZGAR ENERJİSİ .............................................................................................109 5.1. Dünya Rüzgar Enerjisi Pazarındaki Gelişmeler .................................................109 5.2. Afrika Rüzgar Enerjisi Pazarındaki Gelişmeler ..................................................114

Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi • Enerji Raporu 2011 VII

5.3. Asya Rüzgar Enerjisi Pazarındaki Gelişmeler ....................................................115 5.4. Avrupa Rüzgar Enerjisi Pazarındaki Gelişmeler ................................................115 5.5. Güney Amerika Rüzgar Enerjisi Pazarındaki Gelişmeler ..................................119 5.6. Kuzey Amerika Rüzgar Enerjisi Pazarındaki Gelişmeler ...................................120 5.7. Türkiye Rüzgar Enerjisi pazarındaki Gelişmeler ................................................120 5.8. 2011 Yılı İlk Altı Aylık Rüzgar Enerjisi Pazarı Özet Verileri ..................................122 5.9. Sonuç .................................................................................................................122

6. JEOTERMAL ENERJİ ..........................................................................................127 6.1.Giriş .....................................................................................................................127 6.2. Jeotermal Enerjinin Doğrudan Kullanımı ...........................................................129 6.2.1 Dünya’da Jeotermal Enerjinin Doğrudan Kullanımı ..................................129 6.2.1.1. Jeotermal Isı Pompaları ................................................................130 6.2.1.2. Bölgesel Konut Isıtılması ..............................................................130 6.2.1.3. Sera Isıtılması ...............................................................................131 6.2.1.4. Balık Çiftlikleri ...............................................................................131 6.2.1.5. Tarımsal Kurutma .........................................................................131 6.2.1.6. Endüstriyel Kullanım .....................................................................131 6.2.1.7. Soğutma /Kar Eritme ....................................................................131 6.2.1.8. Yüzme Havuzları/ Kaplıcalar .........................................................132 6.2.1.9. Diğer Kullanımlar ..........................................................................132 6.2.2 Türkiye’de Jeotermal Enerjinin Doğrudan Kullanımı ................................132 6.2.2.1. Jeotermal Bölgesel Konut Isıtmacılığı ..........................................133 6.3. Jeotermal Santrallar ...........................................................................................134 6.3.1. Dünya’da Jeotermal Santrallar .................................................................134 6.3.2 Türkiye’de Jeotermal Santrallar ................................................................135 6.3.2.1 Doğrudan Buharlaşma- Yoğuşma Çevrimli Jeotermal Santral ....137 6.3.2.2. İki Akışkan Çevrimli Jeotermal Santral ........................................138 6.4. Diğer Hususlar ...................................................................................................139 6.5. Sonuç ................................................................................................................140

7. ELEKTRİK ENERJİSİ ...........................................................................................145 7.1. Elektrik Enerjisinin Dünyadaki Durumu ..............................................................145 7.2. Türkiye Elektrik Sisteminin Bugünkü Durumu ...................................................145 7.2.1.Talep Gelişimi ............................................................................................145 7.2.2. Elektrik Sistemi Üretim-Tüketim İncelemesi .............................................147 7.2.2.1. Elektrik Üretim Tesislerinin Kuruluşlara Göre Gelişimi ..............147 7.2.2.2. Elektrik Üretim Tesislerinin Birincil Kaynaklara Göre Gelişimi ...152 7.3. Türkiye Elektrik Enerjisi Sektörü ile İlgili Uygulamaların Değerlendirilmesi .....158 7.3.1. Elektrik Enerjisi Potansiyelimiz .................................................................158 7.3.2. Uzun Dönem Arz Projeksiyonu ................................................................159 7.3.3. Elektrik Sektöründe Özelleştirmenin Sektöre Etkileri ..............................159 7.4. Elektrik Sektörünün Gelecekteki Talep Artışının Karşılanma Olanakları ...........160 7.5. Serbest Piyasa Düzeninde Arz Güvenilirliğinin Sağlanması ..............................162 7.6. Türkiye Elektrik Sektöründe Dışa Bağımlılık Giderek Artan Çari Açık Sorumu ve Yatırımların Finansmanı ..................................................................162 7.7. Elektrik Fiyatlarının Artışının Sanayi Sektörüne Etkileri ......................................163 7.8. Türkiye’de Elektromekanik Sanayinin Gelişimi ..................................................164 7.9. Elektrik Dağıtımında Akıllı Şebekeler .................................................................167

Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi • Enerji Raporu 2011VIII

7.10. Komşu Ülkeler Elektrik Şebekeleri ile Bağlantıları ...........................................169 7.10.1.ENTSO-E Bağlantısı .............................................................................169 7.10.2.Mevcut Enterkonneksiyon Hatlarının Net Transfer Kapasiteleri ..........172 7.11.Elektrik Piyasası Yasasını Değiştirmek Neden Gereklidir? ...............................173

8. DÜNYA’DA VE TÜRKİYE’DE BİYOYAKIT (BİYOETANOL, BİYODİZEL ve BİYOGAZ) SEKTÖRÜ ........................................179 8.1. Biyoyakıtlar Hakkında Genel Bilgi ......................................................................179 8.2. Biyoyakıtların Dünyada Kullanımı .......................................................................179 8.3. Ülkelerin Biyoyakıtlara Bakış Açısı .....................................................................181 8.4. Ülkemizde Biyoyakıt Sektörü .............................................................................184 8.5. Sonuç .................................................................................................................187

9. BİYOKÜTLE’DEN ENERJİ ÜRETİMİ ...................................................................191 9.1. Giriş ....................................................................................................................191 9.2. Türkiye’de Odunsu Biyokütle ............................................................................192 9.3. Türkiye’de Tarımsal Biyokütle Potansiyeli .........................................................194

10. ENERJİ VE ÇEVRE ............................................................................................201 10.1. Enerji-Çevre Etkileşimi ve Çevre Bilincinin Gelişimi ........................................201 10.2. Enerji Kaynakları ve Çevresel Etkileri ..............................................................202 10.3. Elektrik Üretimi ve Çevre Mevzuatı ..................................................................204 10.3.1.Türkiye Çevre Mevzuatı ......................................................................204 10.3.2. AB Çevre Mevzuatı Uyum Çalışmaları ...............................................205 10.3.3. Mevcut Termik Santralların Çevre Mevzuatı Karşısındaki Durumu ...206 10.3.4. Çevre Mevzuatının Termik Üretime Etkileri .......................................207 10.3.5. Çevre Kontrol Teknolojileri ................................................................208 10.4. İklim Değişikliği ................................................................................................210 10.4.1. İklim Değişikliği nedir? ........................................................................210 10.4.2. Dünya ve Türkiye Sera Gazı Emisyon Verileri .....................................211 10.4.3. İklim Değişikliği ve Enerji Etkileşimi ....................................................214 10.4.4. Sera Gazları Azaltılmasına Yönelik Yöntemler ve Teknolojiler ............215 10.4.4.1. Genel Yöntemler ve Teknolojiler ..........................................215 10.4.4.2. Karbon Tutma ve Depolama (KTD) (Carbon Capture and Storage-CCS) ......................................................................216 10.4.5. İklim Değişikliği Çerçeve Sözleşmesi ve Kyoto Protokolü (KP) ..........217 10.4.6. Sözleşme ve Kyoto Protokolü Karşısında Türkiye’nin Pozisyonu ......219 10.4.7. Kyoto Protokolü Sürecinde 2012 Sonrası için Dünyadaki Çalışmalar 219 10.4.8. Türkiye’deki Çalışmalar .......................................................................220

11. ENERJİ VERİMLİLİĞİ ........................................................................................225

2010 Yılı Genel Enerji Dengesi (Orjinal Birimler) ..................................................232

2010 Yılı Genel Enerji Dengesi (BİN TEP) .............................................................233

Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi • Enerji Raporu 2011 IX

ÇEVR M KATSAYILARI

Enerji Kaynaklar n n TEP’ e Dönü türülmesi

Çevrim Katsay s (*)

TEP Is l De er (kcal/kg)

1 Ton Ta kömürü 0,6100 6100 1 Ton Linyit (teshin ve sanayi) 0,3000 3000 1 Ton Linyit (santral) 0,2000 2000 1 Ton Linyit (Elbistan) 0,1100 1100 1 Ton Asfaltit 0,4300 4300 1 Ton Kok 0,7000 7000 1 Ton Briket 0,5000 5000 1 Ton Hampetrol 1,0500 10500 103 m3 Do algaz 0,9100 9100 (**) 103 kwh Elektrik Enerjisi 0,0860 860 (***)103kwh Jeotermal Enerji (elektrik) 0,8600 8600 (***)103 kwh Nükleer Enerji 0,2606 2606 (***)1 Ton Odun 0,3000 3000 1 Ton Hayvan ve Bitki Art klar 0,2300 2300 (*) Is l De er/10000 (**) kcal/103 m3 (***) kcal/kwh Ham Petrol Dönü üm Katsay lar

HAM PETROL Ton Kilolitre Varil ABD galonu Ton/y l

Ton 1 1.165 7.33 307.86 -

Kilolitre 0.8581 1 6.2898 264.17 -

Varil 0.1364 0.159 1 42 -

ABD galonu 0.00325 0.0038 0.0238 1 -

ENERJİ BİRİMLERİ

kW : Kilowatt = 103 wattMW : Megawatt = 103 kWGW : Gigawatt = 103 MWTW : Terawatt = 103 GWkWh : Kilowatt - saat (103 watt-saat)GWh : Gigawatt - saat (106 kWh)TWh : Terawatt - saat (109 kWh)Kep : Kilogram petrol eşdeğeriTEP : Ton eşdeğer petrolMTEP : Milyon ton petrol eşdeğer petrol

Ham Petrol Dönü üm Katsay lar

HAM PETROL Ton Kilolitre Varil ABD galonu

Ton 1 1.165 7.33 307.86

Kilolitre 0.8581 1 6.2898 264.17

Varil 0.1364 0.159 1 42

ABD galonu 0.00325 0.0038 0.0238 1

Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi • Enerji Raporu 2011X

Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi • Enerji Raporu 2011 XI

SUNUŞ

Tarihin derinliklerine doğru akıp giden her yıl, geride, biz insanlar için önemli deneyimler ve dersler bırakmaktadır. Daha uygar koşullarda yaşama uğraşısı içinde olan bizler, bu konuda başarılı olmak istiyorsak, geçmiş yılların deneyim ve derslerini çok iyi anlamak durumundayız. Enerji, bu bağlamda, en başta gelen konulardan biridir.

Enerji sektörünü yakından izleyebilmek için, hem ülkemizdeki hem de dünyadaki gelişmeleri kapsayan çalışmalar yapmayı, bu konularda raporlar hazırlamayı ve onları ilginenlerin hizmetine sunmayı, Millî Komitemiz önemli bir görev olarak nitelendirmektedir. Böylece sektöre ait bilgilerin toplu bir halde görülebileceğine ve geleceğe yönelik değerlendirme çalışmalarının yapılabileceğine inanılmaktadır. Geçmiş yıllarda hazırlanmış olan raporların gördüğü ilgi dikkate alınarak, bu yıl biterken, “Enerji Raporu 2011”çalışması tamamlanmış ve sunulacak duruma getirilmiştir.

Her yıl kendine özgü olaylarla tarih sayfalarında yerini almaktadır. 2011 yılı da, bazı önem-li olaylarla hatırlanacaktır. Özellikle, Japonya’daki tsunami olayı ve Fukushima Nükleer Santral kazası ile Orta Doğu Ülkeri’nde, “Arap Baharı” olarak adlandırılan gelişmeler, birçok yönden olduğu gibi, enerji sektörü için de önemli anlam ve etkileri olan olaylar olarak yıla damgalarını vurmuşlardır. Malî açıdan ödenebilir fi yatlarda olan, güvenilir kay-naklara dayalı ve çevreye duyarlı bir enerji sektörüne sahip olmak isteniliyorsa, hepimiz olaylardan gereken dersleri çıkarmalı ve üzerimize düşen görevleri belirlemeliyiz. Enerji sektöründe % 70’leri aşan oranda dışa bağımlı olan, elektrik üretiminde ise kurulu güç ka-pasitesini hızla arttırmak zorunda bulunan ve elektriği verimli kullanmayan ülkemiz için, doğru politikaların belirlenmesi ve doğru uygulamaların yapılması, geleceğimizi aydınlık tutabilmek açısından büyük önem taşımaktadır. Dünya düşük karbonlu enerji sektörüne geçmek ve iklim değişikliği ile mücadele etmek için uğraşırken, bizim, atacağımız adımları çok dikkat ve duyarlılıkla seçmemiz gerekiyor.

Olabildiğince güncel bilgileri içermesi için gayret sarfedilen “Enerji Raporu 2011” çalışmamızın hazırlanış amaçlarına hizmet edebilir olması, enerji sektöründe çalışma ya-pacak olanların, başarılarında katkı sağlaması, en içten dileğimizdir.

Raporun hazırlanmasında emeği geçen Çalışma Grupları Sayın Başkanları ve Değerli Üyeleri’ne gönülden teşekkürlerimizi sunuyorum.

Saygılarımla,

Süreyya Yücel ÖzdenYönetim Kurulu Başkanı

Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi • Enerji Raporu 2011XII

Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi • Enerji Raporu 2011 XIII

1. GENEL ENERJİ

Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi • Enerji Raporu 2011XIV

Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi • Enerji Raporu 2011 1

1. GENEL ENERJ� 1.1. Dünya’da Geli�meler Dünya’da 2008-2009 ve k�smen 2010’da devam eden ekonomik kriz nedeniyle, enerji endüstrisinde önemli belirsizlikler do�mu�tur. Enerji üretimi, tüketimi, fiyatlar�, yat�r�mlar� gibi enerji endüstrisinin gösterge parametreleri al��lagelmi�in ötesinde de�i�imler göstermi�tir. Ekonomik krizin neden oldu�u bu tahmin edilemez durumun önümüzdeki 10 y�llar� etkilemesi beklenmektedir. Bu belirsizlikler içinde Mart 2011 ay�nda Japonya’da meydana gelen Fukushima nükleer kazas� ve Arap ülkelerinde meydana gelen siyasi gerginlikler bu tahmin edilemez ortam� daha da derinle�tirmi�tir. Global ekonomik kriz nedeniyle; enerji üretimi, tüketimi, enerji fiyatlar� ve yat�r�mlar� gibi belirleyici de�i�kenlerin belirsizliklerinin artmas� ve bu durumun önümüzdeki y�llar� etkilemesi ihtimali, ayr�ca nükleer endüstrinin gelece�inin tart��maya aç�lmas�, enerjinin güvenilir arz�n� sa�lay�c� tedbirleri almak ve iklim de�i�ikli�i konusundaki hedeflere gerçekçi olarak eri�mek için yap�lacak eylemleri zay�flatm��t�r. Hükümetlerin kar�� kar��ya kald�klar� bütçe aç�klar�, i�sizlik, toplumun ihtiyaçlar�na zaman�nda ve yeterli ölçüde cevap verememe gibi olumsuzluklar, enerji konusunda al�nmas� gereken önemli politikalar� bir anda ask�ya alm��t�r. �klim de�i�ikli�i gibi önemli bir konuda ülkeler aras�nda fikir ve eylem birli�i olu�turmak eskiye nazaran daha da zorla�m��t�r. Nükleer enerji endüstrisinin belirsizli�i, fosil yak�tlar üzerinde tüketimi azalt�c� tedbirlerin al�nmas�na imkan tan�mamaktad�r. Dü�ük karbon teknolojilerinin geli�tirilmesi ve uygulanmas� için hükümetlerin destekleyici imkanlar yaratmas� �üphelidir. Dünya’da enerjideki geli�meler ve gelecekteki �ekil hükümetlerin politikalar� ile do�rudan ili�kilidir. Bu politikalar enerjide kullan�lacak teknolojiyi, enerji hizmetlerinin fiyatlar�n� ve tüketim tavr�n� belirleyecektir. Geçti�imiz 25 y�l� a�k�n bir sürede Dünya enerji talebi ortalama olarak y�lda %2 artm��t�r. Önümüzdeki 25 y�lda Dünya enerji talebinin ortalama olarak y�lda %1,2 artmas� beklenmektedir. �üphesiz bu art��n geli�mekte olan ekonomilerde bir miktar daha yüksek olmas� beklenmekle birlikte, art��n önemli bir bölümü Çin’de olacakt�r. Hat�rlanaca�� gibi 2009 y�l�nda Çin enerji tüketiminde ABD’yi geçmi� bulunmaktad�r. Çin’de enerji talebi ekonomik geli�medeki zay�flamaya ra�men h�z�n� kesmemektedir. Ancak 2011 y�l� Çin’de ya�anan kurakl�k nedeniyle hidrolik kaynaklardan elde edilen elektri�in azalmas�na neden oldu�undan arzda daralmalar görülmektedir. Bu durumun Çin’in daha fazla fosil yak�t ithaline neden olaca��ndan fosil yak�tlarda yüksek fiyat bask�s�n�n 2011 y�l�nda da devam etti�i görülmektedir.

Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi • Enerji Raporu 20112

Birincil enerji fiyatlar�n�n tümünde, geçti�imiz 5 y�l zarf�nda, global ekonomik krize ra�men yüksek art��lar, ülkeleri enerji ithalat�ndan uzakla�maya, buna kar��l�k yerli üretimin art�r�lmas� politikalar�na ve çabalar�na yöneltmektedir. Örne�in, 2007 y�l�nda ABD’nin enerji tüketiminin %29’u ithalatla kar��lan�rken, 2009 y�l�nda bu de�er %24’e dü�mü�tür. �üphesiz genel enerjide bu kayda de�er ithalat pay�n�n dü�ü�ünde ekonomik kriz etmen olmu� olabilir, ancak ABD’de 2035 y�l�nda enerji tüketiminin %17’nin ithalatla kar��lanmas� öngörülmektedir. Enerji tüketiminde yerli pay�n�n art��na �eyl gaz� ve biyoyak�tlar yön verecektir. ABD’de enerji tüketiminin yerli kaynaklardan kar��lanmas�na yönelik çabalar Avrupa Birli�i’nde de görülmektedir. Özellikle Almanya yenilenebilir kaynaklardan kar��lanacak enerji talebi hedefini her geçen gün artt�rmaktad�r. Almanya’da tüm nükleer santrallar�n 2022 y�l�na kadar kapat�lmas� politikas� bu hedeflerin art�r�lmas�na neden olabilir. 2011 y�l�n�n ilk aylar�nda M�s�r’da ba�layan politik geli�meler bütün Arap Dünyas�n� etkileyerek Libya, Yemen, Suriye gibi ülkelerde belirsizliklere neden olmu�tur. Özellikle Libya ve M�s�r’�n, petrol üreticisi olarak petrol piyasas�n� etkileyebilir mi gibi endi�eler henüz durulmam�� ve y�l sonuna kadar devam edece�e benzemektedir. Dünya’da tüm ekonomilerin k�r�lgan olmas�, özellikle global ekonomik kriz sonras�nda ABD’nin durumu, Japonya’da meydana gelen nükleer santral kazas� ve AB’de ya�anan euro krizi nedeniyle Dünya ekonomisinin lokomotifli�ini yapan bu ülkeler ve ekonomik bölgeler için enerji tüketimlerinin 2011 y�l�nda da artmayaca��, ancak �ekil de�i�tirece�i yönünde önemli belirtiler görülmektedir. ABD’de birincil enerji tüketiminde yerli kaynaklara yöneli�i, özellikle �eyl-gaz� üretim art�� dikkate çekmektedir. Japonya’da devre d�� kalan nükleer tesisler sonras� elektrik üretimi için daha fazla LNG ve kömür tüketimine yönelme beklenmelidir. AB’de Almanya’n�n nükleer santrallar�n� 2022 y�l�na kadar kapatma karar�, �spanya ve Portekiz’de ekonomik zorluklar ve Yunanistan’daki ekonomik çökü�e ra�men, bu geli�melerin AB’nin enerji tüketiminde 2011 y�l�nda fark edilebilir bir etkisi olmayaca�� tahmin edilmektedir. Ancak 2011 y�l�n� takip eden y�llarda özellikle Almanya’da yenilenebilir enerjiye yöneli�te ivme kazan�laca�� dü�ünülmektedir. Ayr�ca, Almanya’da “Ye�iller” politik görü�ü lehine geli�en siyaset, enerji tüketiminin �ekil de�i�ikli�ine neden olabilecek en önemli etmendir. Dünya’n�n ekonomik potansiyeline büyük oranda sahip bu ülke ve ülke topluluklar�nda ya�anan ekonomik olumsuzluklara ra�men petrol fiyatlar�n�n 2011 y�l�nda dü�mesi dü�ünülmemelidir. Herhangi bir ola�and�� olay olmad�kça di�er primer enerji kaynaklar�n�n fiyatlar�nda da art��lar beklenmektedir. Fiyat art��lar�n�n 2011 y�l�nda bir evvelki y�la göre petrolde %6,8, kömürde %2,8 olmas� beklenmektedir.


Jeopolitik huzursuzluk, fiyatlar�n karars�zl��, enerji politikalar�ndaki belirsizlik ortam�, her geçen gün artan enerji talebini ve hizmetlerini kar��lamak üzere yap�m� gereken yeni yat�r�mlar� geciktirerek enerji tedariki konusundaki güvenli�imizi ne derece etkileyecektir? Nükleer enerji konusunda yenilenen derin endi�eler fosil yak�t kullan�m�ndan kaynaklanan CO2 emisyonlar� ve iklim de�i�ikli�i olay� kar��s�ndaki tutum ve politikalar� nas�l etkileyecektir? Bu sorgulamalar� cevapland�rmak bu y�l içinde mümkün olmasa dahi 2012 y�l�nda önemli cevaplar bulabilece�imiz tahmin edilmektedir. Ancak görülmektedir ki; enerjiden kaynaklanan iklim de�i�ikli�i hedeflerine ula�abilmek a��lmas� güç engeller ile doludur. Bu engeller; zay�flam�� ekonomilerde temiz fosil yak�t kullan�m� için ayr�lacak proje ve ara�t�rma ödemeleri için yeterli kaynaklar�n tahsis edilemeyi�i, fosil yak�tlar�n kullan�m�n� s�n�rlamak için dü�ünülen karbon vergilerinin uygulanma imkanlar�n�n bulunmay�� ve fosil yak�tlar� k�smen ikame edecek yeni nükleer tesislerin bundan böyle ekonomik ve toplumsal mutabakat ile yap�m�nda zorluklar�n bulunu�u olarak gösterilebilir. Enerji ve refah aras�ndaki ili�ki ekonomi ve enerji konusunda ara�t�rma yapanlar�n geçmi�te oldu�u gibi gelecekte de ana sorunlar aras�nda yer alacakt�r. Enerji fakirli�inin, ekonomik geli�me, sa�l�k, cinsiyet e�itli�i gibi parametrelere olan olumsuz etkileri WEC taraf�ndan ayr�nt�l� olarak incelenmi�tir. Ya�ad��m�z 21. Yüzy�l�n ba�lar�nda Dünya’da 1,4 milyar ki�inin elektrik enerjisine ula��m� yoktur ve yakla��k olarak 2,7 milyar ki�i pi�irmede eski usul biyokütle imkanlar�n� kullanmaktad�r. Modern enerji hizmetlerine ula�amama Dünya’daki ekonomik ve sosyal geli�meyi engellemektedir. WEC taraf�ndan belirlenmi� olan enerji üretim ve tüketiminde “Emre amedelik”, “Ula��labilirlik”, “Kabul edilebilirlik” ve “Sorumluluk” gibi kavramlar�n uygulamada geli�tirilmesinden oldukça uza��z. 1.2. Türkiye’de Geli�meler Global finansman krizi olarak adland�r�lan 2008-2009 y�llar�n� kapsayan ve olumsuz etkileri 2010 ve gelecek y�llarda da devam edece�i görülen ekonomik kriz, 2008 ve 2009 y�llar�nda Türkiye’nin birincil enerji tüketiminde daralmalara neden olmu�tur. 2007 y�l�nda 107,6 milyon ton e�de�er petrol (tep) olan birincil enerji arz�, 2008 ve 2009 y�llar�nda s�ras� ile 106,3 milyon tep ve 106,1 milyon tep olmu�tur. 2010 y�l�nda enerji arz de�erleri henüz (Haziran 2011) resmen aç�klanmam�� olmakla birlikte 2007 y�l� enerji arz de�erini a�arak 108 milyon tep, 2011 ve 2012 y�llar�nda ise s�ras� ile


109 milyon tep ve 111 milyon tep olaca�� tahmin edilmektedir. Basit bir �ekilde trend analizine dayanan bu tahmini bir kez daha GSMH’da meydana gelebilecek geli�meleri dikkate alacak �ekilde yapmak uygun olacakt�r. Sat�n al�m paritesi dikkate al�narak 2009 y�l�nda yap�lan de�erlendirmelerde Gayri Safi Milli Has�la olarak (GSMH) Türkiye Dünya’da 16., Avrupa Birli�i (AB) ülkeleri aras�nda ise 6. büyük ekonomi durumundad�r. 2011 y�l�nda Türkiye’nin nüfusunun 73,5 milyon oldu�u tahmin edilmektedir. Bu verilere göre Türkiye’nin birincil enerji tüketiminin yeterli seviyede olmad��n� belirtmek gerekir. Türkiye’de 2002-2006 döneminde (GSMH) art�� y�lda ortalama olarak %7,2 artmas�na ra�men 2007-2010 döneminde bu art�� y�lda ortalama %2,2 olmu�tur. 2007-2010 dönemindeki ekonomik daralman�n etkileri birincil enerji tüketimine negatif olarak yans�m��t�r. Türkiye’de 2002-2006 döneminde GSMH y�lda ortalama %7,2 artm��, buna kar��l�k ayn� dönemde birincil enerji arz� y�lda %4,26 yükselmi�tir. Birincil enerji arz� ile GSMH aras�nda kuvvetli korelasyon oldu�u bilinmektedir. Komisyonumuz taraf�ndan GSMH ile birincil enerji tüketimi aras�ndaki kuvvetli korelasyon dikkate al�narak birincil enerji tüketimi tahmini de yap�lm��t�r. Devlet Planlama Te�kilat� taraf�ndan 2011, 2012 ve 2013 y�llar� için GSMH art��lar� s�ras� ile %4,5, %5,0 ve %5,5 olarak öngörülmektedir. 2011 y�l� için %4,5 art��n a��laca�� görülmekle birlikte bu öngörüleri muhafazakar tahmin olarak görebiliriz. Öngörülen GSMH art��lar�na göre Türkiye’nin birincil enerji tüketimi tahmin edildi�inde; 2011 y�l� için 108.6 mtep, 2012 ve 2013 y�llar� için s�ras� ile 109,3 mtep ve 110 mtep bulunmaktad�r. Yukar�da belirtilen trend analizine dayanan tahmin ile GSMH korelasyonuna dayanan her iki tahminin çok yak�n de�erlerde oldu�u görülmektedir.


4,5

5

5,5

0

1

2

3

4

5

6

2011 2012 2013

�ekil 1.1. Türkiye GSMH Art�� Tahminleri Kaynak: DPT

�ekil 1.2. Türkiye Birincil Enerji Arz� Tahminleri

Kaynak: DEK-TMK

Türkiye ekonomisinin enerji tüketimi ve enerji ithalat� ile olan ili�kisi oldukça kuvvetlidir. T.C. Hazine de�erlerine göre 2010 y�l�nda 38,4 milyar dolar enerji ithalat�na ödenmi�tir. Ayn� y�l Türkiye’nin ihracat� 114 milyar dolar olmu�tur. Ba�ka bir de�i�le ihracat�m�z�n %34’ünü enerji ithalat� olu�turmu�tur. Di�er yönden bak�ld��nda enerji tüketimimizin giderek artan bir oranda (%73) enerji ithalat� olu�turmaktad�r.

��

��

��

��

Mtep

(%)


1.3. Türkiye’nin Ana Problemi – D��a Ba��ml�l�k Türkiye’nin enerji konusunda birçok problemi olmas�na ra�men, öne ç�kan en önemli sorun d��a ba��ml�l�kt�r. Giderek artan birincil enerji ihtiyaçlar� kar��s�nda, yerli enerji kaynaklar�n�n hizmete al�namay�� enerji arz�nda d��a ba��ml�l�k ve bunun do�urdu�u ekonomik ve siyasi olumsuzluklar� getirmektedir.

�ekil 1.3. Üretimin Tüketimi Kar��lama Oran� (Enerjide D��a Ba��ml�l�k)

Kaynak: Enerji Raporu 2010, DEK-TMK

Türkiye’de petrol ve do�al gaz aramalar�nda arzu edilen geli�melerin meydana gelmemesi, yetersiz yerli üretim birincil enerji arz�nda %73 gibi yüksek bir de�erde d��a ba��ml�l�k do�urmu�tur. Artan birincil enerji ihtiyaçlar� kar��s�nda bu oran�n giderek artmas� beklenmektedir. Özellikle ham petrol ve do�al gazda yetersiz üretim miktar�na ra�men, Türkiye’de elektrik üretimi konusunda yerli kaynaklara dayal� imkanlar oldu�u bilinmektedir. Ekonomik olarak yerli kaynaklar�m�zdan kömürde ilave 12.315 MW ve hidrolik santralarda 31.300 MW gücünde yeni tesis kurma imkan� mevcuttur. Türkiye’nin 2011 y�l� ba��nda elektrik sistemi kurulu gücü 50.000 MW, puant yük ise 33.000 MW’d�r. Haziran 2011 ay� itibariyle kurulu güç 50626 MW’a ula�m��t�r. Yerli kömür kaynaklar�m�z ile ekonomik olarak 12.315 MW, hidrolik kaynaklar�m�z ile ilave 31.300 MW toplam 43.615 MW kurulu güce ilave yap�labilmektedir. Yerli kaynaklar ilave yap�lacak 43.615 MW’l�k kapasite ilavesinin yarataca�� üretim imkan� y�lda 173.000 Gwh’dir. Bu de�er mevcut üretimimiz %83’dür. 2010 y�l�nda elektrik tüketiminin 211 milyar kwh olmas�na kar��l�k, mevcut 50.000 MW’l�k kurulu güç ile 2011 y�l�nda tahmini 225 Gwh üretimin 80.000 Gwh’e yerli

Üre

tim /

Tüke

tim O

ran�

(%)

73

70

71

DB

�ll

k(%

)

72

Dış

a B

ağım

lılık

(%)

Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi • Enerji Raporu 2011 7�

kaynaklardan yap�lacakt�r. Yerli kaynaklar ile 43.615 MW kurulu güç kapasite ilavesi 173.000 Gwh elektrik üretim kapasitesi yaratmaktad�r. Bu durumda mevcut üretim kapasitesine ilave yerli kaynaklardan yap�lacak elektrik üretim kapasitesi 173.000 Gwh ilave edildi�inde Türkiye’nin elektrik üretim kapasitesi 382.000 Gwh ula�maktad�r. Rüzgar ve güne� enerjisinden elektrik üretim imkanlar� da ilave edildi�inde Türkiye’nin elektrik talebinin 2030 y�l�nda dahi ilave ithal kayna�a ihtiyaç duyulmadan kar��lanabilece�i görülmektedir. 1.4. Dünya’da Nükleer Enerji 1.4.1. Nükleer Güç Konusunda Ülkelerin Yeni Tav�rlar� Mart 2011’de Japonya’n�n Fukushima Daiichi Nükleer Reaktörlerinde meydana gelen nükleer kaza nedeniyle, nükleer güç santrallar� çal��t�ran birçok ülkede nükleer enerji konusunda yeni de�erlendirmeler olmu�tur. �ngiltere’de nükleer kazadan hemen sonra �ngiltere’deki nükleer endüstrinin güvenli�i konusunda bir de�erlendirme yap�lm��t�r. Bu de�erlendirmeye göre, �ngiltere’deki tüm nükleer santrallar hava ile so�utulmakta olup, Japon nükleer santralar�n�n so�utma suyu problemleri nedeniyle göçmesi problemi ve bu santralarda mevcut de�ildir. Fukushima nükleer kazas�ndan sonra Almanya’n�n nükleer enerji politikas�nda önemli de�i�iklikler olmu�tur. Almanya Ba�bakan� eski reaktörlerin derhal durdurulmas�n� emretmi� ve belki bir daha çal��t�r�lmayacaklar�na i�aret etmi�tir. Oysa Japonya’daki nükleer felaketten birkaç ay önce Alman Ba�bakan�, nükleer reaktörlerin ilk ba�ta belirlenen ömürlerinden bile daha uzun müddet çal��t�r�lmaya devam edece�ini duyurmu�tu. Almanya’n�n s�n�rlar� içerisindeki 17 nükleer güç santral�n�n tamam�n� 2022 y�l�na kadar kapatma karar� almas�n�n ard�ndan, ülkenin enerji sektörünün gelece�i üzerine tart��malar�n büyümesine neden olmu�tur. Nükleer güç tesislerinin kapat�lmas� karar�nda Alman Parlamentosu’nda temsil edilen “Ye�iller Partisi”nin etkili oldu�u görülmektedir. Almanya’n�n koalisyon partileri taraf�ndan al�nan nükleer güç tesislerini kapatma karar� Fransa “Ye�iller Partisi” taraf�ndan memnuniyetle kar��lan�rken, iktidar partisi nükleer enerji politikas�nda bir de�i�iklik dü�ünmediklerin ifade etmektedirler. �talya’da Haziran 2011 ay�nda yap�lan bir referandum ile “nükleer güç santralar�n�n çal��mas�n�n yasaklanmas�na ili�kin kanunun kald�r�lmamas�” için halk oylamas�na gidilmi�tir. Oylamaya kat�lan seçmenlerin %94,5’i “evet” diyerek, �talya’da nükleer güç santralar�n�n çal��t�r�lmamas� için ç�kart�lm�� olan kanunun devam� için iradelerini belirttiler. �sviçre’de 5 nükleer güç santral� bulunmaktad�r. Bu santralardan ülkenin elektrik enerjisi ihtiyac�n�n %40’� kar��lanmaktad�r. Mart 2011 ay� ba��nda meydana gelen Fukushima nükleer felaketinden sonra �sviçre Hükümeti Alman Hükümeti gibi süratli


bir karar alarak nükleer güç santrallar�n� 2019 y�l�ndan sonra durdurma karar� alm��t�r. �sviçre gelecekteki elektrik üretimini, güne�, rüzgar, biyokütle ve hidrolik kaynaklardan kar��lamay� planlamaktad�r. 1.4.2. Fukushima Daiichi Nükleer Reaktörlerinde (BWR) Meydana Gelen Kazan�n

WEC-Japon Komitesi Taraf�ndan Raporlara Dayanarak Aç�klamas� 11 Mart 2011 tarihinde Japonya’n�n Kuzeydo�u sahilleri çok kuvvetli bir deprem sonucu olu�an devasa tusunami dalgalar� alt�nda kald�. Bu felaket 500 km2 alan� su alt�nda b�rakt� ve 400.000’den fazla insan� etkiledi. May�s 2011 ay� sonunda 100.000 ki�i yeni yerle�im yerlerine nakil edildi. Bu felaketin sonucu yakla��k 15.000 ki�inin hayat�n� kaybetti�i ve 9.000 ki�inin de halen kay�p oldu�u anla��lmaktad�r. May�s 2011 ay� sonuna kadar zaman zaman depremlerin ve tusunamilerin devam etti�i tespit edilmi�tir. 11 Mart 2011 tarihinde meydana gelen deprem (Richter ölçe�inde 9 büyüklü�ünde) ve tusunami Japonya’da son birkaç yüzy�lda meydana gelmi� olan deprem ve tusunamilerden daha �iddetli idi. Uzmanlar, 869 y�l�nda 1142 y�l önce meydana gelmi� olan deprem ve tusunamiden sonra en y�k�c� olan deprem ve tusunaminin son meydana gelen olay oldu�unu tespit etmi�lerdir. Felaketin meydana geldi�i tarihten bu güne kadar 6 ay geçmi� bulunmakta ve ba�lang�çta bilinmeyen birçok konu bugün için aç�kl��a kavu�mu� bulunmaktad�r. WEC-Japon Komitesi taraf�ndan yap�lan aç�klama özet olarak a�a��da verilmektedir: � Kazan�n Ana Hatlar� Kuzeydo�u Japonya’da 11 Mart 2011 tarihinde meydana gelen 9 �iddetindeki deprem sonras� olu�an tusunamiden sonra çal��makta olan Fukushima Daiichi Nükleer Santral�n�n 3 ünitesi acil durum kontrol çubuklar� taraf�ndan zincir reaksiyon durdurulmu�tur. Devasa tusunami dalgalar� 14 m. yükseklikte olu�mu� ve nükleer santral�n yard�mc� güç ve acil durum yedek ünitelerini tahrip ederek çal��amaz duruma sokmu�tur. Bu olaydan 10 gün sonras�na kadar nükleer santralda elektrik iletilememi�tir. Bunun bir sonucu olarak çal��makta olan 3. blokta nükleer reaktörleri so�utma i�lemi gerçekle�ememi� ve olay s�ras�nda kullan�lm�� yak�t havuzlar�nda da so�utma yap�lamam��t�r. Tespitlere göre üç reaktörde de yak�t çubuklar�nda so�utma yap�lamamas� nedeniyle nükleer reaktör erimi�tir (çökü�). Daha sonra yap�lan tespitlerde reaktör ana yap�s�n�n ve bas�nç kab�n�n alt taraf�ndan s�z�nt�lar olmu�tur. Bu arada yak�t çubuklar�n�n kaplamalar�nda (k�l�f) bulunan zirkonium ala��m� su ile reaksiyona girerek hidrojen gaz�n�n olu�umuna neden olmu�tur. Hidrojen gaz� 1, 3 ve 4. Ünitelerin üst taraf�na konsantre olmu� ve yanma limitini a�arak infilak etmi�tir.


�nfilak radyoaktif maddeleri nükleer santrala ve çevresine saçm��t�r. Saç�lan radyoaktif maddeler ço�unlukla iodin 131 ve sezyum 137 olmu�tur. � Reaktör suyunun temizlenmesi Kazadan sonra reaktörleri so�utmak için çok büyük miktarda su kullan�lm��t�r. Tatl� su kaynaklar�n�n tükenmesi sonucu deniz suyu enjekte edilmeye ba�lanm��t�r. Su enjeksiyonu reaktörde so�umaya neden olmakla birlikte suya radyoaktif madde bula�m��t�r. Radyoaktivite bula�m�� olan su miktar� 140.000 ton’a ula�m�� ve bu miktarda radyoaktif suyun bertaraf edilmesi önemli zorluklar do�urmu�tur. Ancak, bu radyoaktif suyun temizlenmesi, Fransa ve ABD ile Japonya aras�nda olu�turulan i�birli�i sayesinde olaydan üç buçuk ay sonra gerçekle�ebilmi�tir. Suyun temizlenme i�lemi (sezyum izolesi) Eylül 2011 ay� itibariyle devam etmektedir. � Tahrip olmu� nükleer santral�n durumu Tahrip olmu� nükleer santraldan radyoaktif maddelerin havaya kar��mas�n� önlemek için ünitelerin her birine koruyucu bir kapal� yap� in�a edilerek rüzgar nedeniyle radyoaktif maddelerin da��lmas� önlenmeye çal��lmaktad�r. Bilindi�i gibi sonbahar aylar� Japonya’da tayfun mevsimidir. Nükleer güç santral�n�n zeminindeki topra��n ve partiküllerin havaya kar��mamas� için gerekli tedbirler al�nm��t�r. � Çevre alanlar Nükleer santral�n çevresindeki topraktaki radyoaktif bula�ma sürekli olarak izlenmektedir. Bu izleme sonucu baz� olanlar “Tehlikeli” olarak s�n�fland�r�lm��t�r. Baz� yiyeceklere de radyoaktivitenin bula�mas� konusu toplumda endi�e yaratmaktad�r. Pirinç saman�ndan beslenen hayvanlarda sezyum bula�mas�na rastlanm��t�r. Baz� okullarda çocuklar�n oyun alanlar�ndaki toprak kaz�narak kald�r�lm�� ve yerine yeralt�ndan kaz�lan bula��kl�k olmayan toprak yay�lm��t�r. � Elektrik arz� ve enerji politikalar�na ait geli�meler Japonya’da A�ustos 2011 ay� sonunda ba�bakan�n istifas� sonras� yine ayn� partiden (Japon Demokrat Partisi) finansman bakan� ba�bakan olmu�tur. Yeni hükümet ile enerji politikalar�nda netle�me beklenmektedir.


� Elektrik kullan�m�na getirilen k�s�tlamalar ve tasarruf tedbirleri 2011 y�l�n�n yaz aylar�nda Kuzeydo�u Japonya’da elektrik kesintileri olmu�tur. Bu duruma çare olarak Hükümet büyük tüketicilerin %15 oran�nda tüketimi k�smalar� ve ayn� oranda evlerde de tasarrufa gidilmesi için kararname yay�nlam��t�r. � Kamu oyunun dü�ünceleri Elektrik kesintileri nedeniyle kamuoyu enerji sorunlar�na daha fazla ilgi duymaya ba�lam�� ve enerji opsiyonlar� üzerinde tart��maya ba�lam��t�r. Fukushima kazas�ndan sonra Japon toplumunda nükleer güç santrallar�na olumsuz bak�� artm��t�r. Nükleer enerjiye kar�� yenilenebilir enerji daha fazla taraftar bulmaya ba�lam��t�r. Di�er yönden, yenilenebilir enerjinin k�s�tlar� konusunda toplumun haberdar olma�� görülmektedir. Önemli bir gazete taraf�ndan yap�lan kamuoyu yoklamas�ndan; %74 oran�nda uzun vadede nükleer gücün terk edilmesi desteklenmi�tir. � Japon Ba�bakan�’n�n Hamaoka Nükleer Güç Santral�n�n kapat�lmas� talebi 6 May�s 2011 tarihinde Japon Ba�bakan’� Fukushima Daiichi Nükleer Güç Santral�nda meydana gelen kazan�n ��nda, Chubu Elektrik �irketi’nin tek nükleer güç tesisi olan Hamaoka Nükleer Güç Santral�n�n kapat�lmas�n� talep etmi�tir. Chubu Elektrik �irketi 13 May�s 2011’de 4 nolu üniteyi, 14 May�s 2011’de 5 nolu üniteyi durdurmu�tur. Hamaoka Nükleer Güç Santral� Tokyo’nun 200 km güney bat�s�nda Pasifik Okyanusu kenar�nda bulunmaktad�r. � Nükleer kaza sonucu olu�an zararlar�n tazmini konusunda yap�lan çal��malar TEPCO �irketi taraf�ndan ödenecek tazminat miktar� ve geçerlilik süresi için bir üst limit tespit edilmemi�tir. 14 May�s 2011 tarihinde hükümet, Fukushima Daiichi Nükleer Güç Santral�nda meydana gelen kazaya ili�kin zararlar�n tazmin edilmesi ile ilgili bir düzenleme yay�nlam��t�r. 1.4.3. Nükleer Güç Santrallar� – Türkiye’de Geli�meler Bu y�l içinde Türkiye’de enerji konusunda en önemli geli�me, Türkiye’nin Rusya ile nükleer güç santral� kurma konusunda yapt�� anla�ma olmu�tur. Bu anla�ma TBMM’nin de onay�n� alm��t�r.


Onaylanan anla�maya göre Mersin-Akkuyu’da kurulacak olan nükleer santral VVER-1200 Model ve 4 adet üniteden olu�acakt�r. Toplam gücü 3200 MW olan bu nükleer santral�n mülkiyeti kurulacak olan �irkete ait olacakt�r. Hükümet Rusya ile yapt�� anla�maya ilaveten Sinop’ta kurulmas� planlanan ikinci bir nükleer güç santral� için Kore ve daha sonras�nda Japonya ile görü�meler yapm��t�r. Japonya’da meydana gelen Fukushima nükleer felaketinden sonra Japonya hükümeti ülkesindeki nükleer santrallar� bir zaman dilimi içinde durdurma karar� alm��t�r. Japon hükümeti taraf�ndan bu radikal karar mevcutken, Türkiye’de bir nükleer güç santral� anla�mas� yap�lmas� olas� görülmemektedir. Bu nedenle Sinop’ta kurulmas� planlanan nükleer güç santral� için aray��lar�n 2012 y�l�nda da devam edece�i dü�ünülmektedir. Kaynaklar 1. World Energy Outlook, 2010. 2. Annual Energy Outlook 2011, eia. 3. IMF, World Economic Outlook – October 2009 4. Devlet Planlama Te�kilat�, Orta Vadeli Ek. Prog., 2010 5. DEK-TMK tahmini 6. BBC 7. Bu bilgiler WEC Japon Milli Komitesi’nin haz�rlad�� rapordan al�nm��t�r.

2. KÖMÜR


2. KÖMÜR Kömür; ço�unlukla karbon, hidrojen ve oksijenden olu�an az miktarda kükürt ve azot içeren, di�er içerikleri ise kül te�kil eden inorganik bile�ikler ve mineral maddeler olan kimyasal ve fiziksel olarak farkl� yap�ya sahip maden ve kayaçt�r. Enerji hammaddeleri içinde önemli bir yere sahip olan kömür dünyada geni� rezervlere ve yayg�n tüketim alanlar�na sahiptir. Kömürle�me süreci ve yataklanma, nem içeri�i, kül ve uçucu madde içeri�i, sabit karbon miktar�, kükürt ve mineral madde içeriklerinin yan� s�ra jeolojik, petrografik, fiziksel, kimyasal ve termik özellikler yönünden kömürler çok çe�itlilik gösterirler. Bu durum birçok ülkede kömürlerin birbirine benzer özellikler ve yak�n de�erler temelinde s�n�fland�r�lmas�n� zorunlu k�lm��t�r. Kömür üretimi, kullan�m� ve teknolojisinde ileri ülkeler öncelikle kendi kömürlerinin özelliklerine göre bir s�n�flama yapt�klar� gibi uluslararas� genel bir s�n�flama için ortak standartlar da geli�tirmi�lerdir. De�i�ik tipte kömürlerin kullan�m amaçlar�na göre uluslararas� s�n�fland�r�lmas�nda; ilk olarak 1957 y�l�nda çe�itli ülkelerden üyelerin olu�turdu�u Uluslararas� Kömür Kurulu`nca birçok ülkeden temin edilen numuneler üzerinde yap�lan çal��malar, Uluslararas� Standartlar Örgütü (ISO) taraf�ndan da desteklenerek genel bir s�n�flama yap�lm��t�r. Bu s�n�flamada; kalorifik de�er, uçucu madde içeri�i, sabit karbon miktar�, kokla�ma özellikleri temel al�narak sert ve kahverengi kömürler olarak iki ayr� s�n�fa ayr�lm��t�r: a) Sert kömürler; �slak ve külsüz bazda 5700 KCal/Kg`�n üzerinde kalorifik de�erdedir. Uçucu madde içeri�i, kalorifik de�er ve kokla�ma özelliklerine göre alt s�n�flara ayr�l�rlar. b) Kahverengi kömürler; �slak ve külsüz bazda 5700 KCal/Kg'�n alt�nda kalorifik de�erdedir. Toplam nem içeri�i ve kalorifik de�ere göre alt s�n�flara ayr�l�rlar. Uluslararas� Genel Kömür S�n�flamas� Tablo 2.1.’de gösterilmi�tir.

Tablo 2.1. Uluslararas� Genel Kömür S�n�flamas� TA� KÖMÜRÜ(SERT KÖMÜRLER) 5700 kcal/kg’dan büyük

KAHVERENG� KÖMÜRLER 5700 kcal/kg’dan küçük

1. KOKLA�AB�L�R KÖMÜRLER (Yüksek f�r�nlarda kullan�ma uygun kok üretimine izin veren kalitede) 2. KOKLA�MAYAN KÖMÜRLER a) Bitümlü Kömürler b) Antrasit

ALT B�TÜMLÜ KÖMÜRLER (4,165 – 5,700 kcal/kg aras�nda kalorifik de�erde olup kokla�ma özelli�i göstermez)

L�NY�T (4,165 kcal/kg'�n alt�nda kalorifik de�erde olup kokla�ma özelli�i göstermez)

Kaynak: Coal Information Report, OECD/IEA, Paris, 1983 Uluslararas� kömür s�n�flamas�nda kabul edilen di�er bir s�n�flama i�lemi ise Kömürle�me Derecesi S�n�flamas�d�r. Bu s�n�fland�rmada karbon içeri�i temel de�i�kendir. Kömürle�me derecesi yüksek kömürlerde uçucu madde içeri�i, kömürle�me derecesi dü�ük kömürlerde ise kalorifik de�er temel al�narak s�n�fland�r�lm��t�r. Bunun d��nda da birçok ülkenin çe�itli kömür s�n�fland�rmalar�


vard�r. Kömür, fosil yak�tlar aras�nda dünyada en çok ve yayg�n olarak bulunan enerji kayna��d�r. Bu nedenle kömürün, di�er fosil yak�tlara göre giderek artan oranda ve çok daha uzun y�llar dünyan�n enerji gereksinimini kar��layaca��n� söyleyebiliriz. 2.1. Dünya Kömür Rezervleri 2009 y�lba�� itibariyle Dünyan�n toplam ekonomik üretilebilir kömür rezervleri 861 milyar ton dur. Ülke baz�nda ABD, 237 milyar ton olan kömür rezerviyle Dünya kömür rezervlerinin %28’ine sahip iken Rusya %18, Çin %13, Avustralya %9, Hindistan %7, Ukrayna ve Kazakistan %4, G. Afrika %3,5, di�er ülkeler ise %13,5‘una sahiptirler. Görüldü�ü gibi Dünya kömür rezervlerinin %86,5’u 8 ülke aras�nda da��lmaktad�r. Dünya kömür rezervlerinin %90’� be� k�taya da��lm�� olmas�na kar��n en büyük pay Asya k�tas�ndad�r. Türkiye rezervleri ta�kömürü d��nda üretilebilir kategoride hesaplan�p deklere edilmedi�i için Dünya rezervleri listesinde gerekti�i büyüklükte yer almam��t�r (�ekil 2.1.).

�ekil 2.1. Dünya Kömür Rezervinde Ülkelerin Pay� ve Miktar�

Kaynak: BP 2011, Survey of Energy Resources WEC 2010

2009 y�lba�� itibariyle dünya toplam ta�kömürü rezervi 404 milyar tondur. Ülke baz�nda ABD, 109 milyar ton olan ta�kömürü rezerviyle Dünya ta�kömürü rezervlerinin %27’sine sahip iken, Çin%15, Hindistan %14, Rusya %12, Avustralya %9,2, , G. Afrika %7,4, Kazakistan %5,4 .Ukrayna 15 milyar tonla %3,7ve di�er ülkeler ise 25 milyar tonla %6,2‘sine sahiptirler( �ekil 2.2). Ayr�ca dünyada kalorifik de�eri 4,165 – 5,700 kcal/kg aras�nda olan 261 milyar ton alt bitümlü kömür rezervi bulunmaktad�r. ABD’nin 99, Rusya’n�n 98, Çin’in 34 milyar ton alt bitümlü kömür rezervi bulunmakta olup bu üç ülke Dünya alt bitümlü kömür rezervinin %89’unu olu�turmaktad�r.

Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi • Enerji Raporu 2011 17��

�ekil 2.2. Dünya Ta�kömürü Rezervinde Ülkelerin Pay� ve Miktar� Kaynak: Survey of Energy Resources WEC 2010

�ekil 2.3. Dünya Linyit Rezervinde Ülkelerin Pay� ve Miktar�

Kaynak: Survey of Energy Resources WEC 2010

Di�er taraftan, 2009 y�lba�� itibariyle 195 milyar ton olan Dünya ekonomik üretilebilir linyit rezervlerinin en önemli pay� %21 ve 40,6 milyar ton ile Almanya da bulunmaktad�r. Avustralya’n�n %19, ABD’nin %16, Çin’in % 9,5 pay� vard�r (�ekil 2.3). Türkiye kömür ve linyit rezervlerinin üretilebilir miktarlar� belirlenmesi halinde dünya kömür ve linyit rezervleri listesinde yer alabilecektir. De�ilse Görünür, Muhtemel ve Mümkün kategorisinde olmak üzere toplam 12,5 milyar ton linyit rezervlerinin çok büyük bölümü kaynak kategorisinde görülmektedir. Dünya Enerji Konseyinin 2010 raporundaki 2008 y�l� sonu Dünya kömür rezervleri listesinde Türkiye Linyitlerinin sadece 1,8 milyar tonu rezerv kategorisinde görülürken, ta� kömürlerinin ise görünür ta� kömürü rezervinden daha fazlas�, 529 milyon tonu rezerv


kategorisinde görülmektedir. Bu nedenle, linyit kaynaklar�m�zdan ekonomik üretilebilir olan rezerv miktar�n�n belirlenmesi gerekmektedir. 2.1.1. Dünya Kömür Üretim ve Tüketimleri Kömür kayda de�er anlamda 30’un üzerinde ülkede üretilmekte ve 60’�n üzerinde ülkede tüketilmektedir. Global krizin en �iddetli hissedildi�i 2009 y�l�nda dünya kömür üretimi 3512 milyon tep olurken 2010 y�l�nda %6,3 art��la 3731 milyon tep olmu�tur. Bu art�� 2010 y�l�ndan önceki be� y�lda ortalama %4,1 olmu�tur. Dünya’da 2000 y�l�ndan itibaren geçen on y�lda, y�ll�k kömür üretimi %59 artm��t�r. Kömür üretimindeki art��, çok büyük k�sm� Çin olmak üzere Asya k�tas�ndaki elektrik enerjisi talebinden kaynaklanmaktad�r. Geçen y�llarda oldu�u gibi genel olarak �s�nma, ta��ma ve sanayi sektörlerinin talebi ya dura�an ya da dü�mektedir. Kömür tüketiminin, geli�mekte olan ülkelerde geli�mi� ülkelere göre daha fazla artmakta olu�unun nedenleri aras�nda; ba�ta Avrupa Birli�i olmak üzere geli�mi� ülkelerin elektrik üretiminde do�al gaz� daha fazla tercih etmeleri gelmektedir.

�ekil 2.4. 2010 Y�l� Dünya Kömür Üretimi

Kaynak: BP 2011 3,7 milyar tep e�de�eri olan 2010 y�l� Dünya kömür üretiminin %48’ini tek ba��na Çin gerçekle�tirmi�tir. Çin’den sonra %15 ile ABD gelmektedir. Di�er ülkelerin Dünya kömür üretimindeki paylar�na bak�ld��nda, Avustralya ve Hindistan %6, Endonezya %5, Rusya %4, G. Afrika %3,8, Polonya ve Kazakistan %1,5, Almanya %1,2’dir. Türkiye ise 17,4 milyon tep üretimi ile 2010 Dünya kömür üretiminin binde be�ini üretmi�tir. Küresel kömür üretiminin giderek daha büyük bölümünün daha az say�da ülkenin elinde toplanmaya ba�lad�� gözlenmektedir. 1986 y�l�nda üretimin yakla��k %80’i toplam 10 ülke taraf�ndan yap�lmaktayken, 2010 y�l� itibariyle %88’i 7 ülke taraf�ndan yap�lmaktad�r. Be� ülke; Çin, ABD, Avustralya, Hindistan, Endonezya, dünya kömür üretiminin %80’ini gerçekle�tirmi�tir (�ekil 2.4).


�ekil 2.5. Dünya Ta�kömürü Üretimi

Kaynak: Coal Information IEA 2011 Dünya ta�kömürü üretimi, 2010 y�l�nda, 2009 y�l�na göre %7 art��la 6.186 milyon ton oldu�u tahmin edilmi�tir. Dünya ta�kömürü üretiminin %85’ini be� ülke gerçekle�tirmi�tir. Bu ülkelerden Çin 3.162 milyon ton ile Dünya ta�kömürü üretiminin %51 ‘ini üretirken, ABD 932 milyon ton ile %15’ini, Hindistan 538 milyon ton ile %9’unu, Avustralya 353 milyon ton ile %5,7’sini ve Güney Afrika 255 milyon ton ile %4,1’ini üretmi�tir (�ekil 2.5).

�ekil 2.6. 1990-2010 Dünya Ta�kömürü Üretimi

Kaynak: Coal Information IEA 2011 Dünya ta�kömürü üretimi 1990 y�l�ndan itibaren geçen yirmi y�lda %77 oran�nda 2.693 milyon ton artarak 2010 y�l�nda 6.186 milyon ton olmu�tur (�ekil 2.6). Ayn� dönemde Türkiye’nin ta�kömürü üretimi artmad�� gibi 2010 y�l� itibariyle bir miktar dü�mü�tür.


�ekil 2.7. 2010 Y�l� Dünya Linyit Üretimi

Kaynak Coal Information IEA 2011 Dünya linyit üretimi, 2010 y�l�nda, 2009 y�l�na göre 9,9 milyon ton ve %1 art��la 1.043 milyon ton olaca�� tahmin edilmektedir. Dünya linyit üretiminin %76’s�n� on ülke gerçekle�tirmi�tir. Bu ülkelerden Almanya 169 milyon ton ve Endonezya 163 milyon ton ile dünya üretiminin %16 ‘s�n� üretirken, Rusya 76 milyon ton ile %7’sini, Türkiye 70 milyon ton ile %6,7’sini Avustralya 67 milyon ton ile %6,4’ünü, ABD 65 milyon ton ile % 6’s�n�, Yunanistan ve Polonya ise 57 �er milyon ton ile % 5,5’unu üretmi�tir (�ekil.2.7.).

�ekil 2.8. 1990-2010 Dünya Linyit Üretimi

Kaynak: Coal Information IEA 2011 Dünya linyit üretimi 1995 y�l�ndan itibaren geçen 15 y�lda %11 oran�nda, 105 milyon ton artarak 2010 y�l�nda 1.043 milyon ton olmu�tur (�ekil 2.8). Dünya linyit üretimi, 1980 y�l�ndan itibaren geçen otuz y�lda ise sadece %5 artarken Türkiye’nin ayn� dönemdeki linyit üretimi ise %382 ya da 3,8 kat artm��t�r.


�ekil 2.9. 2010 Y�l� Dünya Ta�kömürü Tüketimi

Kaynak: Coal Information IEA 2011 Toplam 6.317 milyon ton olaca�� tahmin edilen 2010 y�l� Dünya ta�kömürü tüketimi de�erleri incelendi�inde üretimde oldu�u gibi Çin Dünya ta�kömürü tüketiminin %53’ü ile dünya tüketiminin yar�s�ndan fazlas�n� tüketmi�tir. ABD %14,Hindistan %10’unu tüketirken, kayda de�er miktarda kömür üretmemelerine kar��n Japonya %3’ünü G.Kore ise %1,9’unu tüketmi�lerdir. Türkiye ise 2010 y�l�ndaki 25,6 milyon ton ta�kömürü tüketimiyle Dünya ta�kömürü tüketiminin yakla��k %0,4‘ünü gerçekle�tirmi�tir (�ekil 2.9). Ba�ta Avustralya ve Endonezya olmak üzere baz� ülkeler de tüketimlerinden oldukça fazla ta�kömürü ürettikleri görülmektedir. Bu ülkelerden, Avustralya 288, Endonezya 162, Rusya 89, G. Afrika 68 milyon ton tüketimlerinden daha fazla kömür üretmi� olup Dünya kömür ticaretinde ba�ta gelen ülkelerdir. 1 milyar ton olan 2010 y�l� Dünya linyit üretiminin hemen hemen tamam� aç�k ocaklardan üretilmektedir. 921 milyon ton olaca�� tahmin edilen 2010 Dünya linyit tüketiminin büyük oran� elektrik üretiminde kullan�l�rken, baz� ülkelerde endüstride ve ev �s�nmas�nda da kullan�lmaktad�r. Çek Cumhuriyeti, Yunanistan, Almanya, Avustralya, Macaristan ve Polonya gibi ülkelerde ise elektri�in önemli bir k�sm� linyit kömüründen üretilmektedir. Dünyada üretilebilir kömür rezervleri 70 ülkede ve her k�tada yeterli miktarda bulunmaktad�r. Mevcut tüketim trendi ile mevcut üretilebilir rezerv yakla��k 120 y�lda tüketilebilecektir. Buna kar��n do�al gaz ve petrol rezervleri ayn� �ekildeki bir hesapla s�ras� ile 40 ve 58 y�l içinde tüketilmektedir. Buna kar��n kömürde kaynak kategorisindeki kömürlerin bir bölümünün üretilebilir rezerv niteli�ine dönü�ece�i, son y�llarda denizlerde yo�un olarak ara�t�r�lan petrol ve gaz rezervuarlar�n�n artmas� fosil yak�tlardaki tükeni� sürelerini çok daha fazla uzatacakt�r.


Petrol rezervinin %54’ü ve do�al gaz rezervinin ise %41’i Orta Do�u’da bulunmaktad�r. Dünya’n�n siyasi olarak en istikrars�z ve çat��malara müsait bu bölgesi petrol ve do�al gaz arz güvenirli�inin önemli ölçüde tehdit etmektedir. Kömürün ise arz güvenilirli�i aç�s�ndan herhangi bir olumsuzlu�u görülmemektedir. 2.1.2. Dünya Kömür Sektörü Pazar Durumu Dünya kömür ticaretinin yakla��k tamam� ta�kömürüne ili�kindir. Linyit kömürünün ülkeler aras�nda ta��nmas� ya da ticareti yoktur. Küresel ölçekte ticareti yap�lan ta�kömürünün iki ana kullan�m amac� bulunmaktad�r: Elektrik üretimi (buhar kömürü) ve demir çelik endüstrisinin kullan�m� için kokla�abilir kömür veya kok kömürü ticareti yap�lmaktad�r. 2010 y�l� rakamlar�na göre 955 milyon ton olan Dünya kömür ticaretinin, %71’i buhar kömürü, %29’u ise kok kömürüdür. Dünya ta�kömürü ticaret hacmi, 2010 y�l�nda 955 milyon tona ula�m��t�r (IEA-CI 2011). En büyük ihracatç� 298 milyon ton ile Avustralya’d�r. �kinci 161 milyon ton ile Endonezya gelmektedir. Bu iki ülke dünya ta�kömürü ticaretinin %48’ini gerçekle�tirirken Dünya ta�kömürü ihracat�n�n %89’u 8 ülke taraf�ndan gerçekle�tirilmektedir: Avustralya, Endonezya, Rusya, ABD, Kolombiya, Güney Afrika, Kazakistan ve Kanada. Kömür ithalat�nda ise, Asya-Pasifik bölgesindeki 3 ülke %38 ile en büyük pay� almaktad�r: Japonya, küresel ticareti yap�lan kömürün %20’sini, Güney Kore %10,7’sini, Tayvan %7,1’ini sat�n alm��t�r. 682 milyon ton olan 2010 dünya buhar kömürü ticaret hacminin %82’si 6 ihracatç� ülke taraf�ndan gerçekle�tirilmektedir. Bu ülkeler, 161 milyon ton ile Endonezya, 143 milyon ton ile Avustralya, 92 milyon ton ile Rusya, 69 milyon ton ile G.Afrika, 67 milyon ton ile Kolombiya ve 33 milyon ton ile Kazakistan’d�r. Dünya 2010 y�l� kok kömürü ticareti hacmi 273 milyon ton olup Avustralya 155 milyon ton, ABD 51 milyon ton ve Kanada 28 milyon ton olmak üzere bu üç ülke dünya 2010 kok kömürü ihracat�n�n ve ticaretinin %86’s�n� gerçekle�tirmi�tir. Elektrik ya da �s� üretimi ve demir çelik endüstrisi için kömür ithal eden ba�l�ca ülkeler aras�nda; Almanya, Belçika, Danimarka, Finlandiya, Fransa, �rlanda, �talya, Japonya, Güney Kore, Tayvan, Hollanda, Portekiz ve Türkiye bulunmaktad�r. 2.1.3. Dünya Birincil Enerji Arz� içinde Kömür Miktar� Dünya birincil enerji arz� 1990 y�l�nda 8.785 mtep olan toplam birincil enerji arz� geçen 19 y�l sonra %70 artarak 2009 y�l�nda 12.132 mtep olmu�tur. Bu dönemde Dünya birincil enerjisi arz� içinde kömürün pay� %48 artarak 2.233 mtep den 3.294 mtep e toplam birincil enerji arz� içindeki pay� ise %25’den %27’e yükselmi�tir. 2035 y�l�nda, Yeni Politikalar Senaryosuna göre Dünya birincil enerji arz� 16.961 mtep’e kömürün miktar� 4.101 mtep’e yükselirken, kömürün pay� %24’e gerileyece�i öngörülmektedir. Mevcut Politikalar senaryosuna göre ise dünya birincil enerji arz� 18.302 mtep’e, kömürün miktar� 5.419 mtep’e ve birincil enerji arz� içindeki pay� %30’a yükselecektir. Yeni politikalara göre yap�lan senaryoda 2035 y�l�nda, Dünya birincil enerji arz� içindeki kömür, 2009 y�l�nda oldu�u gibi petrolden sonra en fazla talep olan kaynak olmaktad�r(Tablo 2.2.). Ancak yüksek talep öngören mevcut politikalar senaryosunda 2035 y�l�nda en fazla talep olan kaynak kömür olmaktad�r. Kömür tüketim miktar�


aç�s�ndan en kötümser durum olan, hedefleri bak�m�ndan da gerçekle�me olas�l�� en dü�ük olan 450 senaryolar�na göre ise kömürün pay� 2.316 mtep ve %16 ile petrol ve do�al gazdan sonra gelmektedir (World Energy Outlook IEA 2011). Sonuç olarak kömür, fosil yak�tlar aras�nda en yayg�n olan�d�r. Yap�lan projeksiyonlarda, kömürün, Dünya birincil enerji arz� içinde petrolle birlikte en yüksek oranda kullan�lan yak�t olma niteli�i 2035 y�l�na kadar artarak devam edece�i öngörülmektedir.

Tablo 2.2. Dünya Birincil Enerji Arz� ve 2035 Y�l� Talep Senaryolar� �çinde Kömürün Miktar� ve Pay�

1990 2009Yeni�Politikalar�

2035Mevcut�Politikalar��

2035450�Senaryolar��

2035

mtep 2.233 3.294 4.101 5.419 2.316% 25 27 24 30 16

mtep 3.226 4.322 4.645 4.992 3.671% 37 33 27 27 25

mtep 1.671 2.539 3.928 4.206 3.208% 19 21 23 23 22

mtep 526 703 1.212 1.054 1.664% 6 6 7 6 11

mtep 184 280 475 442 520% 2 2 3 2 3

mtep 908 1.230 1.911 1.707 2.329% 10 10 11 9 16

mtep 36 99 690 481 1.161% 0 1 4 3 8

8.785 12.132 16.961 18.302 14.870

Nükleer

Hidrolik

Odun,çöp,v.b.

Jeotermal,�Güne�,RüzgarToplam�Birincil�Enerji

Y�llar

Kömür

Petrol

Do�algaz

Kaynak: World Energy Outlook IEA 2011

2.1.4. Dünya Elektrik Üretiminde Kömürün Pay� ve Türkiye’nin Durumu Dünya toplam elektrik üretimi 1990 y�l�nda 11.819 TWh olan toplam elektrik üretimi geçen 19 y�l sonra %70 artarak 2009 y�l�nda 20.043 TWh olmu�tur. Bu dönemde Dünya elektrik enerjisi üretimi içinde kömüre dayal� elektrik üretimi %84 artarak 4425 TWh den 8118 TWh e toplam Dünya elektrik üretimi içindeki pay� ise %37 den %41’e yükselmi�tir. 2035 y�l�nda, Yeni Politikalar Senaryosuna göre Dünya elektrik üretimi 36.250 TWh’e kömürün miktar� 12.035 TWh’e yükselirken kömürün pay� %33’e gerileyecektir. Mevcut Politikalar senaryosuna göre ise 2035 y�l�nda Dünya elektrik üretimi 39.368 TWh’e, kömüre dayal� elektrik üretimi 16.932 TWh’e ve kömürün elektrik içerisindeki pay� %43’e yükselecek ve talepte ilk s�ray� alacakt�r.


Tablo 2.3. Dünya Elektrik Üretimi ve 2035 Y�l� Talep Senaryolar� �çinde Kömürün Miktar� ve Pay�

1990 2009Yeni�Politikalar�

2035Mevcut�Politikalar��

2035450�Senaryolar��

2035

TWh 4.425 8.118 12.035 16.932 4.797% 37 41 33 43 15

TWh 1.337 1.027 533 591 360% 11 5 1 2 1

TWh 1.727 4.299 7.923 8.653 5.608% 15 21 22 22 17

TWh 2.013 2.697 4.658 4.053 6.396% 17 13 13 10 20

TWh 2.144 3.252 5.518 5.144 6.052% 18 16 15 13 19

TWh 131 288 1.497 1.150 2.025% 1 1 4 3 6

TWh 4 273 2.703 2.005 4.320% 1 7 5 13

TWh 36 89 1.382 840 2.666% 4 2 8

11.819 20.043 36.250 39.368 32.224

Y�llar

Kömür

Petrol

Do�algaz

Toplam�Üretim

Nükleer

Hidrolik

Odun,çöp,v.b.

Rüzgar

Jeotermal,�Güne�,Dalga,CSP

Kaynak: World Energy Outlook IEA 2011

450 senaryolar�na göre ise kömüre dayal� elektrik üretim miktar� ve oran� dramatik olarak dü�mekte olup 2035 y�l� elektrik üretiminde kömür, nükleer, hidrolik ve do�al gazdan sonra dördüncü s�rada gelmektedir. Ancak gerçekle�me olas�l�� daha yüksek olan Mevcut ve Yeni politikalar senaryolar�nda görüldü�ü gibi miktar ve pay oranlar� bak�m�ndan kömürün 2035 y�l� dünya elektrik üretimindeki yeri aç�k ara önde olacakt�r(Tablo 2.3.).

�ekil 2.10. 2009 Y�l� Ülkelerin Elektrik Üretiminde Kömürün Pay�

Kaynak: Electricity Information IEA 2011


2009 y�l� itibariyle Dünya elektrik enerjisi üretiminde kömür %40 oran�nda kullan�lm��t�r (Kaynak: Electricity Information IEA 2011). Dünya kömür rezervlerinin %70’ini bulunduran 7 ülkede elektrik üretiminde kömürün pay� %42 - %93 aras�nda de�i�mektedir. Bu ülkeler ile birlikte, elektrik üretiminde kömür kullan�m paylar� önemli miktarda olan ülkelerden 2009 y�l� itibariyle, Güney Afrika Cumhuriyeti’nde %93, Polonya’da %88, Çin’de %79, Avustralya’da %78, Kazakistan’ da %75, Hindistan’da %69, �srail’de %64 ve Çek Cumhuriyeti’nde %60, Yunanistan’da %57, Danimarka’da %50, ABD’de%45, Almanya’da %43, olurken Türkiye’de ise %29 �eklindedir (�ekil 2.10). 2009 y�l� itibariyle kömür rezervleri fazla olan ve dünyada en çok elektrik üreten büyük ülkelere bak�ld��nda da, Rusya d��nda kömürün elektrik üretimindeki paylar�n�n çok yüksek oldu�u, Rusya’n�n ise kömür rezervlerine kar��n büyük do�al gaz ve petrol rezervlerinin olmas� nedeniyle bu oran %17 olmu�tur. Bu oranlar kömür yan�nda petrol ve gaz rezervi olan k�talardan Asya da %47, Afrika da %40 olurken ve Dünya ortalamas�n�n da %40 oldu�u görülmektedir (�ekil 2.11).

�ekil 2.11.Elektrik Üretiminde Büyük Ülkeler, K�talar ve Birliklerde Kömürün Pay�

Kaynak: Electricity Information IEA 2011

Petrol ve do�al gaz rezervlerinin belirli bölgelerde toplanm�� olmas� ve fiyatlar�ndaki yüksek de�i�kenlik derecesi, nükleer kaynaklar�n, büyük bir deprem nedeniyle olan Japonya’daki nükleer santral kazas�, at�k sorunu ve kamuoyu tepkisi, yeni-yenilenebilir kaynaklar�n yüksek maliyetleri, kömürü, günümüz dünyas�nda elektrik üretiminde en avantajl� ve yayg�n kullan�lan yak�t konumunu de�i�tirmeyecektir. Bu nedenle bir ülkede zengin kömür rezervlerinin bulunmas�, o ülke için enerji arz güvenli�inin sa�lanmas� bak�m�ndan büyük bir avantaj anlam�na gelmektedir. Ayr�ca kömürün yak�n gelecekte temiz enerji olmas� için ara�t�rmalar geli�erek devam etmektedir. Türkiye ise sahip oldu�u kömür rezervleri yan�nda di�er fosil kaynaklar�n�n olmay�� da dikkate al�nd��nda; kömürün elektrik üretimindeki pay�n�n son derece dü�ük kald�� görülmektedir. Ayr�ca son y�llarda artan ta��ma maliyetlerinin ithal kömürü


Ülkemizde Zonguldak bölgesinde ç�kar�lan ta�kömürü bitümlü kömür kategorisinde yer almakta olup �s�l de�eri 6200-7200 kcal/kg aras�nda de�i�mektedir. Türkiye’de bulunan ta�kömürü Türkiye Ta� Kömürü Kurumu (TTK) taraf�ndan i�letilmekte olup 2011 y�l� rezerv miktar� Tablo 2.4.’de görülmektedir.

Tablo 2.4. 2011 Y�l� TTK Ruhsatl� Kömür Sahalar�na Ait Rezervler

�L Müesese HAZIR GÖRÜNÜR MUHTEMEL MÜMKÜN TOPLAM

Zonguldak Armutçuk 1.101 9.033 15.860 7.883 33.877 6050-7050Zonguldak Kozlu 2.347 67.690 40.539 47.975 158.551 6400-6950Zonguldak Üzülmez 1.384 136.141 94.342 74.020 305.887 6400-6950Zonguldak Karadon 5606 131.459 159162 117034 413.261 6200-6950Bart�n Amasra 414 170.828 115052 121535 407.829 5450-6050

10.852 515.151 424.955 368.447 1.319.405

. 2011 YILI TTK TA�KÖMÜRÜ REZERVLER�YER� REZERVLER ( 1.000 ton) Alt Is�l De�.

(AID) kcal/kg

TOPLAM Kaynak: ETKB 2011, TTK 2010 Faaliyet Raporu

2010 Y�l� sonu itibari ile Türkiye ta�kömürü rezervimiz toplam 1 milyar 334 milyon ton’dur. Havzada kokla�abilir ta�kömürü rezervleri, Kozlu, Üzülmez ve Karadon bölgelerinde bulunmaktad�r. Armutçuk bölgesindeki rezervler yar� kokla�abilir olup kokla�abilir kömürlerle harmanlanarak demir çelik fabrikalar�nda kullan�ma uygun hale getirilebilir. Amasra bölgesi kömürlerinin kokla�ma özelli�i bulunmamakla birlikte, belirli oranlarda kokla�abilir kömürlerle harmanland��nda kokla�ma özelli�ini bozmamaktad�rlar. Ülkemizin linyit potansiyeli ise henüz tam olarak ortaya konmu� de�ildir. Türkiye’de kömür genel olarak linyit ve ta�kömürü ba�l�klar� alt�nda de�erlendirilmekte olup ta�kömürü rezervleri TTK taraf�ndan, linyit rezervlerimiz ise Elektrik Üretim Anonim �irketi (EÜA�), Türkiye Kömür ��letmeleri(TK�) ve özel sektör taraf�ndan i�letilmektedir. Ta� kömürlerinin tamam� linyitlerin ise %87 ‘si kamuya ait ruhsat s�n�rlar� içinde bulunmaktad�r. Linyit rezervleri ülke geneline yay�lm��t�r. Hemen hemen bütün co�rafi bölgelerde ve k�rktan fazla ilde linyit rezervlerine rastlan�lmaktad�r. Linyit rezervlerinin %20’si TK�, %39’u EÜA�, %28’i MTA ve %13’ü ise özel sektör elindedir (Tablo 2.5.).

giderek ekonomik olmaktan uzakla�t�rmas�, öncelikle yerli kömür kaynaklar�n�, yüksek istihdam avantaj� yan�nda bu bak�mdan da ön plana ç�karmaktad�r. 2.2. Türkiye Kömür Rezervleri Ülkemizde, çok s�n�rl� do�al gaz ve petrol rezervlerine kar��n, 515 milyon tonu görünür olmak üzere, yakla��k 1,3 milyar ton ta�kömürü ve 11,2 milyar tonu görünür rezerv niteli�inde toplam 12,5 milyar ton linyit rezervi bulunmaktad�r.


Tablo 2.5. 2011 �tibar�yla Kurumlara Ait Linyit Rezervleri 2011�YILI�TÜRK�YE,�KURUMLARA�A�T�L�NY�T�REZERVLER��(milyon�ton)

KURUMLAR Görünür Muhtemel Mümkün Toplam Pay�(%)EÜA� 4.741 105 � 4.846 39

TK� 2.303 252 2 2.557 20MTA 3.156 278 53 3.487 28

Özel�Sektör 1.094 362 139 1.595 13TOPLAM 11.294 997 194 12.485 100

Kaynak: ETKB 2011 Linyit rezervlerimizin ço�unlu�u 1976–1990 y�llar� aras�nda bulunmu�tur. Bu dönemden sonra kapsaml� rezerv geli�tirme etüt ve sondajlar� 2005–2008 y�llar� aras�ndaki linyit arama çal��malar�d�r. Enerjide d��a ba��ml�l��m�z�n giderek artmas� yan�nda pahal� olu�u, yerli kaynaklara daha fazla yönelmemizi gerektirmi�tir. Bu anlay��la “Linyit Rezervlerimizin Geli�tirilmesi ve Yeni Sahalarda Linyit Aranmas�” Projesi TK� koordinatörlü�ünde, teknik olarak MTA’n�n sorumlulu�unda, ET� Maden, TPAO, EÜA�, TTK ve DS�’nin kat�l�m� ile 2005 y�l�nda ba�lat�lm��t�r. Proje ile ba�ta MTA ve TK� ar�ivlerindeki linyit arama raporlar� olmak üzere di�er kurulu�lar�n kömürle ilgili verileri de�erlendirilerek ara�t�r�lacak alanlar belirlenmi�tir. Özellikle 2005-2008 y�llar� aras�nda EÜA� taraf�ndan finanse edilen ve Maden Tetkik Arama(MTA) taraf�ndan uygulanan Af�in-Elbistan Linyit Havzas� detayl� linyit aramalar� ve di�er havzalarda TK� taraf�ndan desteklenen ve MTA taraf�ndan yap�lan arama çal��malar� ile Türkiye linyit rezervi önemli ölçüde art�r�lm��t�r. Bu çal��malar ile Af�in-Elbistan Linyit Havzas� d��nda Trakya havzas�nda, Soma havzas�nda ve Karap�nar havzas�nda yeni kömürler bulunmu�, bilinen sahalarda ise rezerv art��lar� sa�lanm��t�r. Yap�lan çal��malarda, en büyük rezerv art�� Elbistan havzas�nda olmu�tur. Yap�lan etüt ve sondajlardan önce 3,3 milyar ton olan rezerv yakla��k 1 milyar ton artarak 4,4 milyar tona ç�km��t�r. Ancak etüt ve sondaj yap�lmayan Elbistan havzas�n�n ortas�ndaki Çöllolar ile havza kuzeyinde, yeniden de�erlendirme yap�lmam��t�r. TK�’nin Elbistan havzas�n�n tamam�nda 2000 y�l�nda yapt�� de�erlendirmelerin bu kesimlerdeki de�erleri dikkate al�nd��nda Havzan�n görünür rezervinin 5 milyar ton civar�nda oldu�u anla��lmakta olup bu de�er rezerv tablosuna yans�t�lmam��t�r. Bunun d��nda MTA’n�n yapt�� etüt ve sondajlarla Elbistan’daki büyük havzan�n d��nda 515 milyon ton, rezerv çal��malar� devam eden havzalardan Konya Karap�nar’da 1,8 milyar ton, Afyon Dinar’da 329, Eski�ehir Alpu’da 300 milyon ton ba�ta olmak üzere Trakya ve Soma havzalar�nda ki art��larla 2011 itibariyle Türkiye toplam linyit rezervi 12,5 milyar tona ula�m��t�r. (Tablo 2.6.). ��


Tablo 2.6. 20011 Y�l� Türkiye Linyit Rezervleri

�L �LÇE Görünür Muhtemel Mümkün ToplamAdana Tufanbeyli 323.329 � � 323.329 1298Ankara Beypazar� 261.500 104.500 � 366.000 2000-2400Afyon Dinar* 273.383 55.629 � 329.012 1351

Bal�kesir Balya 967 4.569 � 5.536 500-3500Bingöl Karl�ova 88.662 15.000 � 103.662 1460Bolu Göynük 37.025 1.000 � 38.025 2340

Bursa Keles 43.824 19.945 1.560 65.329 1900-2340Bursa Orhaneli 31.898 � � 31.898 2500

Çanakkale Çan 79.073 � � 79.073 3000Çorum Alpagut 19.495 4.042 � 23.537 3150Çorum Osmanc�k 6.575 7.430 � 14.005 1470

Eski�ehir Alpu* 150.000 100.000 50.000 300.000 2100�stanbul Çatalca 228.457 51.772 � 280.229 1894-2086K.Mara� Elbistan** 4.381.300 � � 4.381.300 1031-1201K.Mara� Elbistan 515.055 � � 515.055 950-1115Konya Bey�ehir 81.011 � � 81.011 1110-1150Konya Ilg�n 18.797 974 � 19.771 2180-2250Konya Karap�nar* 1.825.716 5.000 � 1.830.716 1320

Kütahya Seyitömer 147.773 32.800 � 180.573 2080-2510Kütahya Tav�anl� 276.595 � � 276.595 2560Malatya Yaz�han* 2.500 15000 � 17.500 1934Manisa Soma 572.379 54.400 � 626.779 2080-3340Mu�la Milas 267.499 � � 267.499 1642-2279Mu�la Yata�an 152.485 � � 152.485 1903-2692

Tekirda� Çerkezköy 23.845 106.494 � 130.339 2060Tekirda� Merkez 160.585 50.933 2.964 214.482 2183-2865Tekirda� Saray 23.845 106.494 � 130.339 2080

S�vas Kangal 98.500 � � 98.500 128210.092.073 735.982 54.524 10.882.5791.094.189 362.122 138.617 1.594.92811.186.262 1.098.104 193.141 12.477.507TÜRK�YE TOPLAMI

KAMU TOPLAMIÖZEL SEKTÖR

2011 YILI TÜRK�YE, KAMU SEKTÖRÜ(EÜA�,TK�, MTA) L�NY�T REZERVLER�YER� REZERVLER (1.000 ton) Alt Is�l De�.

(AID) kcal/kg

Kaynak: ETKB 2011

*MTA taraf�ndan rezerv çal��malar� devam eden sahalar. **En büyük rezerv art�� olarak, EÜA�’ a ba�l� Elbistan Linyit havzas�n�n büyük bölümünde MTA’n�n yapt�� etüt ve sondajlardan sonra havzan�n toplam görünür rezervi 4,4 milyar tona yükselmi�tir. Havzada, MTA’n�n etüt ve de�erlendirme yapmad�� di�er bölümlerinde TK�’nin yapt�� de�erlendirmelerle birlikte Havzan�n görünür rezervi yakla��k 5 milyar ton olup bu miktar tabloya yans�t�lmam��t�r.


Tablo 2.7. 2011 Y�l� Türkiye Özel Sektör Linyit Rezervleri 2011 ÖZEL SEKTÖR L�NY�T REZERVLER�

YER� REZERVLER (1.000 ton) Alt Is�l De�. (AID) kcal/kg�L �LÇE Görünür Muhtemel Mümkün Toplam

Adana Tufanbeyli 101.340 � � 101.340 1.250 Ad�yaman Gölba�� 51.190 � � 51.190 1.385

Ankara Gölba��/�.Koçhisar/ Çubuk/Gölba��/ Beypazar�/Aya�

18.103 2.970 � 21.073 1600-4800

Çanakkale Bayramiç/Çan/ Yenice/Avac�k 40.808 31.261 2.376 74.445 1335-4000

Çank�r� Ilgaz/Yaprakl�/ Orta/�abanözü 100.653 2.027 7.541 110.221 860-5000

Edirne �psala/Ke�an/MeriçMerkez/Sülo�lu/ Uzunköprü

60.902 39.197 6.080 106.179 2000-5400

�stanbul Beykoz/Çatalca/ Eyüp/Gazios/Merkez/Sar�yer/Silivri/�ile

114.163 15.394 5.639 135.196 1500-5400

Karaman Ba�yayla/Ermenek 47.345 � 8.250 55.595 4000-4500 K�rklareli P�narhisar 60.480 1.620 � 62.100 4.000 Konya Bey�ehir/Ilg�n 176.442 20.000 30.700 227.142 1580-4000

Manisa Akhisar/Gördes/ K�rka�aç/Soma/ Ala�ehir/Merkez

72.365 20.554 15.000 107.919 2500-5000

Mu�la Merkez/Milas/ Yata�an 10.367 70.138 1.905 82.410 3000-4000

Tekirda� Hayrabolu/Malkara/ Merkez 48.393 26.102 2.536 77.031 3000-5000

Ba�l�ca Özel Sek. Toplam� 902.551 229.263 80.027 1.211.841 Di�er Özel Sektör Toplam� 191.638 132.859 58.590 383.087 ÖZEL SEKTÖR TOPLAMI 1.094.189 362.122 138.617 1.594.928

Kaynak: ETKB 2011 Türkiye linyit rezervleri toplam�n�n yüzde on üçüne sahip olan özel sektörün uhdesinde 400 adetten fazla linyit rezervleri ruhsat� bulunmaktad�r. Saha ve il baz�nda toplam� 20 milyon tonunun üzerinde linyit rezervinin bulundu�u il say�s� on üç tür. Saha baz�nda ise toplam rezervi 10 milyon tonun üzerindekiler s�n�rl� olup di�erleri daha küçük rezervli sahalardan olu�maktad�r (Tablo 2.7). Türkiye’deki linyitler standartta belirtilen üst �s�l de�erin oldukça alt�ndad�r. Ülkemiz linyit rezervlerinin kalorifik de�eri 1000 kcal/kg ile 4200 kcal /kg aras�nda de�i�iklik göstermektedir. Örne�in, en büyük rezervin bulundu�u Af�in-Elbistan havzas�ndaki linyit kömürünün alt �s�l de�eri(AID) 900-1250 kcal/kg’d�r (�ekil 2.12.).


�ekil 2.12. Türkiye Linyit Rezervlerinin Kalorifik Da��l�m�

Kaynak: ETKB 2010 2.2.1.Türkiye Asfaltit Rezervleri, Üretimi ve Tüketimi Asfaltit, petrolün zamanla oksitlenmesi ve uçucu maddelerini kaybederek kat�la�mas� sonucu olu�an, sert, siyah renkli bir çe�it bitümdür. Kömür olmasa da kömür gibi, kat� yak�t olarak kullan�lan enerji kayna��d�r. Türkiye’nin önemli asfaltit sahalar� Güneydo�u Anadolu bölgesindedir. Filon toplulu�u �eklinde olan önemli iki sahadan biri ��rnak’�n güneyinde, ikincisi ise Silopi’nin güneydo�usundad�r.

Tablo 2.8. 2011 Türkiye Asfaltit Rezervleri 2011 TÜRK�YE ASFALT�T REZERVLER� YER� REZERVLER(1.000 Ton) AID

kcal/kg Ruhsat Sahibi�L �LÇE Görünür Muhtemel Mümkün Toplam

�IRNAK Silopi 29.296 21.067 50.363 5310 TK� �IRNAK Merkez 7.727 8.327 6.579 22.633 5330 TK� TOPLAM 37.023 29.394 6.579 72.996

Kaynak: TK� 2011 Türkiye asfaltit rezervlerinin önemli bölümü TK� uhdesindedir (Tablo 6). Asfaltit üretimi, 1992 y�l�na kadar TK� taraf�ndan, 1992-2002 y�llar� aras�na TK� ve ��rnak valili�i, 2002 y�l�ndan sonraki y�llardaki üretimi ise ��rnak valili�i ve özel sektör taraf�ndan rödövans kar��l�� yap�lmaktad�r. Özel sektör, üretti�i asfaltiti Silopi’de kurdu�u 135 MW Kurulu gücündeki santralda tüketirken, ��rnak valili�i bölgenin teshin ve sanayi ihtiyaçlar� için üretmektedir. 2010 y�l� itibariyle, valilik yakla��k 569 bin ton, özel sektör ise 477 bin ton olmak üzere toplam 1.046 bin ton üretim yapm��t�r.


Bunlar�n d��nda 2003 y�l�ndan itibaren özel sektöre ait ruhsatlarda üretimler yap�lmaktad�r. 2010 y�l�nda özel sektör ruhsatl� sahalarda üretilen asfaltit 247 bin ton dur. Böylece 2010 y�l�nda Türkiye toplam asfaltit üretimi 1.293 bin ton olmu�tur(Kaynak: TK�+M�GEM). 2.2.2. Türkiye’de Kömür Üretimi ve Tüketimi Ülkemizdeki linyit üretimi; Enerji Sektörü (Termik Santral), Sanayi sektörü ve Is�nma (konut) Sektörü olmak üzere 3 ana sektörün taleplerinin kar��lanmas�na yöneliktir. 2010 y�l� itibariyle, 70 milyon ton olan linyit üretiminin %46’s� EÜA�, %43’ü TK�, ve %11’i ise Özel sektör taraf�ndan yap�lm��t�r. Linyit tüketiminde en büyük pay %80 ile termik santrallere aittir. Türkiye kömür üretimi 2010 y�l�nda ta�kömüründe 2,6 milyon ton, linyitte ise 70 milyon ton olmu�tur. 2009 y�l�na göre 2010 y�l�nda, linyit üretiminde %8, ta� kömürü üretiminde ise %10 oran�nda dü�ü� olmu�tur. Türkiye ta�kömürü üretiminin 1974–2010 y�llar� aras�ndaki üretim de�erleri genel olarak irdelendi�inde, 1974 y�l�nda y�ll�k yakla��k 5 milyon ton olan üretimi geçen 30 y�ll�k süre sonunda küçük de�erlerdeki ini�-ç�k��lar d��nda sürekli dü�erek 2004 y�l�nda 35 y�ll�k dönemin en dü�ük de�erine inmi�tir. Ta� kömürü y�ll�k üretimi 2004 y�l�nda 1974 y�l�na göre 3 milyon ton azalarak 1,946 milyon ton olarak %61 oran�nda dü�mü�tür. 2010 y�l�ndaki ta�kömürü üretimi ise 1974 y�l�na göre %48 oran�nda dü�erek 2,59 milyon ton düzeyine inmi�tir (�ekil 2.13). 2004 y�l� ta�kömürü üretim de�erlerine göre 2009 y�l�nda %48 oran�nda 933 bin ton üretim art�� olmas�na kar��n, bu art�� miktar�, 2010 y�l�nda devam etmemi� aksine 2009 y�l�na göre 287 bin ton dü�mü�tür.

�ekil 2.13. Y�llara Göre Türkiye Ta�kömürü Üretim Miktar� Grafi�i

Kaynak: ETKB 2011 2010 y�l�nda, ta�kömürünün 499 bin tonu demir- çelik, 1024 bin tonu termik santral, 247 bin tonu da teshin ve sanayiye sat�lm��t�r.


1974–2010 y�llar� aras�nda ki 36 y�lda Türkiye linyit üretim miktarlar� de�erlerine göre; bu sürede y�ll�k 8,4 milyon ton dan 70 milyon tona ç�karak 8 kat artm�� oldu�u görülür (�ekil 2.14.). Türkiye linyit üretiminde geçen y�llar irdelendi�inde en büyük üretim art�� oran� %138 art��la 1982-1986 y�llar� aras�ndaki dört y�lda olmu�tur. Bundan sonraki büyük art�� oran� ise 2004-2008 y�llar� aras�ndaki dört y�lda olmu�tur. 2004 y�l�na göre, 2008 y�l�ndaki linyit üretimi, %74 oran�nda ve 32,5 milyon ton art��la y�lda 76 milyon ton olmu�tur. Dört y�ldaki üretim art��n�n nedeni de enerji ye talebin artmas�yla kömür santrallar�n�n tekrar kapasitelerine yak�n üretim yapmas� olmu�tur. Ancak üretimde en fazla dü�ü� de 1999–2004 y�llar� aras�ndaki be� y�lda ya�anm��t�r. 1999 y�l�na göre, 2004 y�l�nda Türkiye Linyit üretimi, %33 oran�nda ve 21,3 milyon ton azal��la y�ll�k 43,7 milyon tona dü�mü�tür. 2001 y�l�nda ki ekonomik küçülmenin ve barajlardaki doluluk oran� art��n�n etkisi olsa da, bu dü�ü�ün önemli nedeni, elektrik üretiminde do�al gaz pay�n�n %44 ‘e ç�kmas� sonucunda linyit santrallar�n�n kapasitelerinin çok alt�nda kömür tüketmesi olmu�tur. Linyit üretimi ve tüketimindeki bu dü�ü� elektri�in pahalanmas�n�n yan�nda i�sizli�i art�rm�� ve önemli ekonomik kay�plara neden olmu�tur. Son y�llarda Türkiye elektrik üretiminde, %50’ye yakla�an ve 2010 y�l�nda %46,5 olan do�al gaz santrallar�na dayal� pay�n, kömür ve di�er kaynaklar�m�za dayal� olarak dü�ürülememesi halinde, elektrik fiyatlar�ndaki h�zl� art�� devam edecek, halk�n refah�n� ve sanayinin geli�mesini olumsuz etkileyecektir.

�ekil 2.14.Y�llara göre Türkiye Linyit Üretimi Grafi�i

Kaynak: ETKB 2011 ��


2.2.3. Kömür Rezervlerinin Termik Santral Potansiyeli ve Elektrik Arz Güvenirli�i a) Linyit ve Asfaltit rezervleri 2010 y�l� sonu itibariyle Türkiye linyit ve asfaltit rezervlerine dayal� mevcut santrallar 8275 MW olup 49524 MW olan toplam�n %16,7’s�n� elektrik üretimi bak�m�ndan da %19,4 ünü olu�turmaktad�r. 2006 y�l�ndan itibaren Silopi’de kurulan 135 MW Kurulu gücündeki asfaltit termik santral� d��nda Linyit ve asfaltit rezervlerine dayal� santral devreye girmemi�tir. Türkiye linyit, asfaltit ve ta�kömürü rezervlerinin santral potansiyeli a�a��da de�erlendirilmi�tir (Tablo 2.9). Ayr�ca, Tabloda olmayan 59MW linyit ve 35 MW ta�kömürü otoprodüktör santrallar� bulunmaktad�r. Tablo 2.9. 2011 Y�l� Türkiye Kömür ve Asfaltit Rezervlerinin Santral Potansiyeli

Saha Ad�Toplam Rezerv

(MilyonTon)

Mevcut K.Güç (MW)

Ba�layan K.Güç (MW)

Yap�labilir K.Güç (MW)

Toplam K.Güç (MW)

Af�in-Elbistan 5.000 2.795 7.205 10.000Af�in-Elbistan 515 1.200 1.200Adana-Tufanbeyli 424 1.050 1.050Ad�yaman-Gölba�� 51 150 150Ankara-Çay�rhan 366 620 300 920Bolu-Göynük 37 135 135 270Bursa- Orhaneli,Keles 97 210 - 210Çanakkale-Çan 79 320 - 320Çank�r�-Orta 94 170 170Eski�ehir-Mihal�çç�k 55 290 - 290Konya–Ilg�n 143 500 500Konya–Karap�nar 1.830 3.000 3.000Kütahya-Tunçbilek 277 365 300 665Kütahya-Seyitömer 181 600 - 600Manisa-Soma 627 1.034 600 1.634Mu�la-Milas 268 1.050 - 1.050Mu�la-Yata�an 153 630 - 630Tekirda�-Saray 130 300 300S�vas-Kangal 99 457 - 457��rnak-Asfaltit 73 135 270 270 675Bart�n-Amasra* 408 1.100 1.100Zonguldak-Çatala�z�* 884 300 - 300TOPLAM 11.791 8.516 695 16.280 25.491

2011 Türkiye Kömür ve Asfaltit Rezervlerinin Termik Santral Potansiyeli (Ç.Koçak)

*Ta�kömürü�santrallar��

1. Kahraman Mara�-Elbistan; Ruhsat� EÜA�’a ait ve 43 y�l önce bulunan Af�in-Elbistan Havzas�nda, TK�’nin yapt�� çal��malar ve MTA’n�n son y�llarda yapt�� ayr�nt�l� inceleme ve sondajlar sonunda Havzan�n toplam üretilebilir rezervi en az 4.35 milyar ton olaca�� anla��lm��t�r. Af�in–Elbistan havzas�n�n

Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi • Enerji Raporu 201134�

mevcut iki santrala ait rezervler d��nda, yakla��k 3,3 milyar ton üretilebilir kömür rezervi bulunmaktad�r. Bu rezerv ile en az 7200 MW santral kurulabilecektir. Ancak havzada bu büyüklükte santrallar�n kurulabilmesi için �haleye ç�k�lacak Elbistan C ve D santallar�ndan önce yeni üretim planlamas� yap�lmal�d�r (Koçak Ç.).

2. Elbistan havzas�n�n güney do�usunda bulunan 515 milyon ton görünür rezervli saha en az 1200 MW Kurulu gücündeki santral� besleyebilecektir.

3. Linyit arama projesi ile bulunan Elbistan’dan sonra en büyük havza 1,83 milyar ton linyit rezervli Konya Karap�nar havzas� olmu�tur. Rezerv çal��mas� bitme a�amas�nda olan havzada mevcut bulgular en az 3000 MW Kurulu gücündeki santrallar�n kurulabilece�ini göstermektedir.

4. Adana-Tufanbeyli Sahas�, TK� ve özel sektöre ait biti�ik iki sahada yakla��k 1050 MW Kurulu gücünde santral için yakla��k 550 milyon ton rezerv bulunmaktad�r. Özel sektör 450 MW’l�k santral için ruhsat alm�� olup kurulu�la ilgili çal��malar devam etmektedir.

5. Konya–Kurugöl, özel sektöre ait bu sahan�n toplam rezervi 143 milyon ton olup kurulabilecek santral�n kapasitesi 500MW’d�r.

6. Bolu–Göynük ruhsat� TK�’ye ait olup ��letmesi özel sektöre verilen sahan�n toplam rezervi 39 milyon ton olup santral kapasitesi 2x135 MW olup santral�n kurulu� çal��malar� devam etmektedir.

7. Tekirda�-Saray ruhsat� TK�’ye ait olan sahan�n toplam rezervi 129 milyon tondur. Sahan�n santral kapasitesi 2x150 MW olup, uygun ÇED raporu al�namad�� için i�letmesi özel sektöre verilen bu saha TK�’ye iade edilmi�tir.

8. Çank�r�-Orta, ruhsat� Özel sektöre verilen sahada toplam 50-75 milyon ton aras�nda rezervi olup 170 MW kurulu gücündeki santral�n kurulmas� için ara�t�rma çal��malar� devam etmektedir.

9. ��rnak- Asfaltit sahas� olup ruhsat� TK�’ye ait olan bu sahada, özel sektör taraf�ndan, yakla��k 30 milyon ton asfaltit rezervi kar��l�� 2x135 MW lisans al�nm�� olup haz�rl�k çal��malar� devam etmektedir. Ayr�ca Silopi’de mevcut santral� i�leten �irketin 2x135MW kurulu gücünde ilave santral kurmas� söz konusu olup bu santrallar için yeterli miktarda asfaltit rezervi bulunmaktad�r. Böylece asfaltit rezervlerine yönelik toplam kurulu gücü 540 MW olan santrallar kurulabilecektir.

10. Eski�ehir-Mihal�çç�k da özel sektör taraf�ndan, bir bölümü EÜA�’ a ait olan yakla��k 55 milyon ton üretilebilir linyit rezervine kar��l�k kurulacak olan 2x135 MW gücündeki santral�n kurulu� çal��malar� devam etmektedir.

11. Ad�yaman - Gölba��, özel sektöre ait sahan�n toplam rezervi 51 milyon ton santral kapasitesi 150 MW’d�r. Bunlar�n d��nda sahadaki mevcut rezervleriyle ilave santral kurulabilecek olan havzalar;

12. Manisa-Soma 600MW için 13. Kütahya-Tunçbilek 300 MW 14. Ankara- Çay�rhan 300 MW Böylece linyit ve asfaltit rezervleriyle mevcutlar d��nda, kurulumu ile ilgili çal��malar ba�layan 695 MW ile birlikte yakla��k toplam�15.875MW Kurulu gücünde linyit ve


asfaltite dayal� ilave santrallar yap�labilir. Bunun d��nda rezerv çal��malar� tamamlanmas� halinde yeni santralarda kurulabilecektir. b) Ta� Kömürü Rezervleri Toplam görünür rezervi 344 milyon ton olan Zonguldak sahas�nda, 300 MW gücündeki mevcut santral d��nda, Özel sektör taraf�ndan 1.360 MW gücündeki santral kurularak üretime ba�lam��t�r. Ayr�ca 171 milyon ton görünür rezervi olan Bart�n-Amasra ta� kömürü sahas�nda ise lisans� al�nan 1.100 MW üzerinde santral�n yap�m� için planlamalar yap�lmaktad�r. Ta� kömürü kaynaklar�m�za ve üretim miktarlar�na göre kurulan ve planlanan bu santrallar�n kurulu güç de�erleri daha önce planlanan santral de�erlerinin üzerinde oldu�u görülmektedir. Zonguldak’taki santrallar için bu günkü üretim seviyeleri ve olas� üretim art��lar� da dikkate al�n�rsa bu santrallar�n yak�t gereksiniminin önemli k�sm�n�n ithal kömürle kar��lanaca�� anla��lmaktad�r. �thal kömüre dayal� santrallar enerji arz güvenirli�i aç�s�ndan do�algaz santrallar�na göre daha avantajl� olabilir. Ancak daha çok istihdam, katma de�er yarat�lmas� yan�nda enerji arz güvenirli�inin tam olarak sa�lanmas� bak�m�ndan, önceli�in yerli kömür üretimlerine ve di�er yerli kaynaklara dayal� santrallara verilmelidir. Enerji tüketiminde yüzde yetmi�lerin üzerinde d��a ba��ml� hale gelen ülkemizde, enerji arz güvenilirli�inin sa�lanmas� için en önemli seçenek yerli kömürlerimizin bir an önce de�erlendirilmesi olarak görülmektedir. Bunun yan�nda yerli kömüre dayal� elektrik üretimlerinde di�er kaynaklarla k�yasland��nda 10 kata kadar daha fazla do�rudan istihdam sa�land�� göz önüne al�n�rsa, bu aç�dan da elektrik üretiminin mümkün oldu�u kadar yerli kömüre dayal� olmas� gerekmektedir. 2.2.4.TK�’de Kömür Teknolojileri ve AR-GE Faaliyetleri Türkiye Kömür ��letmeleri Kurumu Genel Müdürlü�ü(TK�) taraf�ndan, günümüzün de�i�en ve geli�en �artlar� aç�s�ndan linyit üretimi ve sonraki a�amalar�nda çevre mevzuatlar�, AB ve Kyoto protokolü gibi yeni geli�meleri de dikkate alarak yeni politikalar ve stratejiler geli�tirilmektedir. Bu kapsamda kömür kalitesinin yükseltilebilmesi ve çevre dostu olarak kullan�labilmesi yönünde geli�mi� kömür haz�rlama, zenginle�tirme ve di�er temiz kömür teknolojilerine önem verilmektedir. Son y�llarda birçok üniversite ve ara�t�rmac� kurulu�larla Türkiye linyitlerinin iyile�tirilmesi, ulusal kömür rezervlerinden kimyasal maddeler üretilmesine yönelik olarak yer alt�-yerüstü gazla�t�rma/s�v�la�t�rma gibi konularda Ar-Ge projeleri ba�lat�lm�� veya programlanm��t�r. A�a��da, yürütülmekte olan Ar-Ge Faaliyetleri özetle yer almaktad�r: � Kömürün briketlenmesi, kurutulmas�, hümik ve fülvik asit üretim metotlar�n�n

geli�tirilmesi, Ar-Ge program ve laboratuarlar�n�n geli�tirilmesi konular�nda ‘TK� Ara�t�rma ve Teknoloji Geli�tirme Projeleri’ ad� alt�nda bir üniversite ile Ar-Ge faaliyetleri yürütülmü�tür. Bu kapsamda 2007 y�l�nda Konya-Ilg�n’da 1500 000 lt/y�l s�v� hümik asit kapasiteli bir pilot tesis kurulmu�tur. Tesiste kat� ve s�v� hümik asit üretiminin yan�nda muhtelif Ar-Ge faaliyetleri de gerçekle�tirilmektedir. Kullan�lacak topra��n yap�s� ve tar�msal talebe göre TK� Hümas ad�yla muhtelif kalite ve özelliklerde s�v� hümik asit üretimi ve sat�� için gerekli yasal izinler al�nm��t�r. Bölge bayilikleri sistemi ile pazarlama sat��


faaliyetleri devam etmektedir. Bu güne kadar toplam 700 bin lt hümik asit üretilmi� olup, tesis kapasitesinin art�r�lmas� çal��malar� devam etmektedir. Hümik asitlerin tar�mda kullan�m� ve de�erlendirilmesi amac�yla yurt çap�nda hümik asit kullan�m�yla ilgili muhtelif topraklarda tar�msal deneme uygulamalar� ba�lat�lm�� ve bilimsel raporlamalar yap�lmak üzere takibe al�nm��t�r.

� Ülkemizde önceki y�llarda Azot Sanayi taraf�ndan kullan�lan teknolojilerden de yararlanarak kömürün gazla�t�r�larak sentez gaz� elde edilmesi amac�yla Kurumumuz imkanlar� ile pilot bir tesisin kurulmas�, devreye al�nmas� ve Ar-Ge faaliyetleri yürütülmesi için proje çal��malar� ba�lat�lm��t�r. Pilot tesis 2010 y�l� içerisinde kurulmu� olup i�letmeye al�nmas� çal��malar� devam etmektedir. Pilot tesiste sentez gaz� elde edildikten sonra s�v� yak�t, muhtelif kimyasallar ve methanol üretimi gibi hususlarda da Ar –Ge çal��malar� yürütülecektir.

� TK�’ye ba�l� Kütahya-Tunçbilek Laboratuvar�n�n ülkemiz ve TK� kömürleri için yürütülecek tüm Ar-Ge faaliyetlerinde merkezi bir ara�t�rma laboratuvar� hüviyeti kazanmas� ve böylece kömürün porozite, adsorbsiyon, kömür külünde oksitli bile�ikler, majör ve minör elemenler, gaz ve hidrokarbon analizleri gibi fiziksel ve kimyasal detay analizlerinin yap�labilmesi sa�lanm��t�r.

� “Laboratuvar Ölçekli Plazma Kömür Gazla�t�rma Sisteminin Kurulmas�” yönünde plazma yöntemi kullan�larak dü�ük kaliteli kömürlerin gazla�t�r�lmas� amac�yla yürütülen proje devam etmektedir.

� “Türk Kömürlerinin Gazla�t�r�lmas� Fizibilite Çal��mas�”, ‘’Yer alt� Kömür Gazla�t�rma Projesi’’, “Yeralt� Kömürünün Laboratuvar Ortam�nda Gazla�t�r�lmas�n�n Ara�t�r�lmas�” ba�l�klar�ndaki projelerle ilgili ABD’nin çe�itli kurulu�lar� ile -TK� aras�nda yap�lan anla�malar ve i�birli�i çerçevesinde ara�t�rmalar yürütülmektedir.

TK� ile TÜB�TAK ��birli�i Yap�larak Yürütülen Projeler: � MTA ile birlikte Ekim-2006’da yürürlü�e giren 1007-TÜB�TAK-Kamu Ara�t�rma

Geli�tirme(KAMAG) Program� kapsam�nda “Linyitlerimizin Sars�nt�l� Masa, Multi-Gravite Separator (MGS) ve Kolon Flotasyonu Yöntemleri ile Zenginle�tirilmesi ve De�erlendirilmesi Projesi” kapsam�nda Tunçbilek-Ömerler Lavvar�nda ince malzemelerden kömürü geri kazanmak üzere tesise ilave ekipmanlar kurularak uygulamaya ba�lanm��t�r. Bu kapsamda hava kanall� briket üretimi ile ilgili Ar-Ge çal��malar� da devam etmektedir.

� 2008 y�l�nda 1007- TÜB�TAK- KAMAG Projeleri çerçevesinde, “Biyokütle ve Kömür Kar��mlar�ndan S�v� Yak�t Üretimi” ad�yla ba�lat�lm�� bulunan proje devam etmektedir.

� 2009 y�l�nda Soma Tersiyer Havzas�’nda “Organik Jeokimyasal, Petrografik ve Entegre Sismik Yöntemlerle, Kömür ve Kömür Kökenli Do�algaz Potansiyeli Ara�t�rmas� ve Modellenmesi” amac� ile proje çal��mas� ba�lat�lm��t�r.

� Hümik asit ile ilgili faaliyetler çerçevesinde laboratuvar ölçekte hümik asit esasl� adsorban ve di�er alternatif maddelerinin geli�tirilmesi ile biyolojik yöntemle hümik asit üretimi konular�nda Ar-Ge faaliyetleri yürütülmektedir.


2.2.5. Kömür �thalat� 2007 y�l�nda ta� kömürü ithalat� 22.946.000 ton iken 2008 y�l�nda kömür ithalat� %15 azalarak 19.489.000 ton olmu�tur. 2009 y�l�nda ise 2008 y�l�na göre %4,5 artarak 20.367.000 ton olmu�tur. 2010 y�l�nda ise 2009 y�l�na göre 966 bin ton ve %4,5 art��la 21.333.000 ton ta� kömürü ithal edilmi�tir. �thalattaki art��lar�n en önemli nedeni ithal kömür tüketiminin konut ve sanayi de bir miktar artmas� yan�nda devreye giren yeni ithal kömüre dayal� elektrik santrallar�na ba�layabiliriz (�ekil 2.15). Ayr�ca 2010 y�l�nda 173 bin ton kok ve 2,75 milyon ton petrokok ithal edilmi�tir.

�ekil 2.15.Y�llara göre Türkiye Ta�kömürü ithalat�

Kaynak: ETKB 2011 2.2.6. Türkiye’deki Geli�meler ve Elektrik Üretiminde Yerli Kömürlerin Te�viki Türkiye’nin birincil enerji tüketiminde d��a ba��ml�l��n�n %73 seviyesine ç�kmas�, uzunca bir süreden beri hükümetler taraf�ndan yerli kaynaklara öncelik vermek ya da tüm kömür ve hidrolik kaynaklar�n 2023 y�l�na kadar tamam�n�n elektrik enerjisi üretimi amac�yla de�erlendirilmesi yönünde beyanlara neden olmu�tur. Bu beyanlar�n bir sonucu olarak Yüksek Planlama Kurulu’nun 18.05.2009 tarih ve 2009/11 say�l� karar� ile “Elektrik Enerjisi Piyasas� ve Arz Güvenli�i Strateji Belgesi” kabul edilmi�tir. Bu karar gere�ince bilinen linyit ve ta�kömürü kaynaklar�n�n 2023 tarihine kadar tamam�n�n elektrik üretim amac� ile de�erlendirilmesi ve halen elektrik enerjisi üretiminde %50’yi a�an ithal do�al gaz tüketiminin %30’un alt�na indirilmesi hedeflenmektedir. Bu hedef oldukça iddial� olup yakla��k 11-12 y�lda bu hedefe ula�abilmek için önemli kararlar�n al�n�p uygulamaya konulmas� gereklidir.


2010 y�l� sonu itibariyle yerli kömürlerimize dayal� mevcut i�letmedeki termik santrallar�n toplam kurulu gücü 8.609 MW’t�r. Geli�tirilen yeni linyit rezervleri ile birlikte mevcut kurulu gücün iki kat�na yak�n elektrik kapasitesi yaratabilme imkân� mevcuttur. Bu kapasite ile yakla��k 100 milyar kwh/y�l elektrik ek olarak yerli kömür kaynaklar�ndan kar��lanabilir ve %70’leri a�an d�� enerji kaynaklar�na ba��ml�l��m�z önemli ölçüde azalt�labilir. �üphesiz linyit kaynaklar�m�za dayal� bu geli�me f�rsat� hidrolik kaynaklar�m�zda da mevcuttur. Enerji tüketimimizde yerli kaynak pay�n�n art�r�lmas�na yönelik kararlar�n uygulanmas�n� kolayla�t�r�c� ve çabukla�t�r�c� yasal düzenlemelerin süratle ele al�nmas� elzemdir. Aksi takdirde Elektrik Enerjisi Piyasas� ve Arz Güvenli�i Strateji Belgesinde benimsenen önemli hedeflerin süresinde gerçekle�tirilmesi imkâns�z olacakt�r. A��rl�kl� olarak 70’li y�llardan ba�lamak üzere ülkemizde kurulumuna h�z verilen yerli linyit kömürlerimize dayal� elektrik üretim santralleri, K�br�s meselelerine ba�l� ambargolu y�llarda, büyük ço�unlu�u demir perde gerisi ülke teknolojileri ile gerçekle�tirilmi�tir. Bu santrallerin sahip oldu�u zay�f ve dü�ük verimli yakma teknolojilerine bir de, santral i�letme modelinden ve kömür sahalar� i�letmelerinden kaynaklanan sorunlar eklenince, ortaya günümüzde sonuçlar�n� çok aç�k bir �ekilde gözlemleyebildi�imiz, dü�ük kapasite kullan�m�, çevresel olumsuzluklar, yüksek i�letme maliyetleri gibi istenmeyen sonuçlar ç�kmaktad�r. Ülkemizde tamam� kamu mülkiyetinde olan mevcut i�letmedeki yerli kömür yak�tl� santrallerinin 859 MW’� 31 y�ldan, 1.609 MW’� 26 y�ldan ve 4.224 MW’� ise 21 y�ldan daha ya�l�d�r. 2000’li y�llar�n ba�lar�nda devreye giren Yap-��let-Devret (Y�D) ve Yap-��let (Y�) modelleri kapsam�ndaki kurulu gücü 4.850 MW olan do�al gaz yak�tl� santrallerle birlikte, 2010 y�l sonu itibariyle Türkiye’de do�al gaz yak�tl� elektrik santralleri toplam� 18.174 MW kurulu güce ula�m��t�r. Elektrik üretimimizin ithal kayna�a dayal� yüksek kurulu gücü; d�� ticaret dengesizli�i, elektrik üretim çe�itlili�i, arz güvenli�i ve tüketici fiyat istikrar� aç�s�ndan önemli tehlikeler içermektedir. Bunun yan�nda ithal yak�tl� santrallerin kurulmas�nda limitli yerli imalat ve hizmet girdisiyle birlikte yarat�lan katma de�er s�n�rl� kalmaktad�r. Oysaki yerli kaynaklar�m�za dayal� elektrik üretim tesislerinin kurulmas�n�n önünü açmakla, hem in�aat döneminde, hem de i�letme döneminde maden i�letmesi ile birlikte, do�al gaz santrallar�na göre en az on kat daha fazla sürekli i� istihdam� yaratan bu alan, elektrik üretim sektörünün en fazla katma de�er yaratan bir özelli�e sahip olacakt�r. Bunlar�n yan�nda, elektrik üretiminde yerli birincil enerji girdi kaynaklar�m�z�n geli�tirilmesini te�vik etmek Türkiye’nin ithal yak�t kaynaklar�na ba��ml�l��n� azaltacak ve ithal yak�t ve ithal elektri�in yol açt�� ithalat/ihracat dengesizli�ini ülkemiz lehine de�i�tirecektir. Bunun yan�nda maden ve enerji santral yat�r�m ve i�letmeleri önemli boyutlarda direk ve dolayl� i� olana�� sa�layarak ülkemizde artan i�sizlik oran�n�n ve cari aç��n dü�ürülmesine önemli katk� sa�layacakt�r.


Yüksek Planlama Kurulu’nun 18.05.2009 tarih ve 2009-11 say�l� karar� ile kabul edilen “Elektrik Enerjisi Piyasas� ve Arz Güvenli�i Strateji Belgesi” uyar�nca, bilinen linyit ve ta�kömürü kaynaklar�n�n 2023 tarihine kadar tamam�n�n elektrik enerjisi üretimi amac�yla de�erlendirilmesi ve yerli ve yenilenebilir enerji kaynaklar�n�n kullan�m� için al�nacak tedbirler sonucunda elektrik üretiminde do�al gaz pay�n�n %30’un alt�na indirilmesi hedeflenmektedir. Ayn� �ekilde Devlet Planlama Te�kilat� taraf�ndan haz�rlanan ve 28 Haziran 2008 tarih ve 26920 say�l� Resmi Gazete ’de yay�nlanarak yürürlü�e giren 2009-2011 orta vadeli program, “ithal bir kaynak olan do�algaza a��r� ba��ml�l�� azaltmak üzere yerli kaynaklar�n elektrik enerjisi üretimi amaçl� kullan�m�na h�z verilmesi” hedefini belirtmektedir. Yukar�da da belirtildi�i �ekliyle, Türkiye’deki i�letilebilir yerli kömür yak�t�na dayal� termik santrallerin milli ekonomiye katk�s� ile birlikte, yerli yak�t kayna��na dayal� elektrik üretim oran�m�z�n yükseltilerek, birincil enerji girdisi maliyetlerinin gelecek dönemler için kontrol alt�na al�nabilmesi yönünden bu milli kaynaklar�m�z�n geli�tirilmesi te�vik edilmesi gerekmektedir. Bugün, bu tür yat�r�mlara verilecek tatmin edici te�vikler enerji sektörünün gelece�ine, istikrar�na yap�lacak yat�r�m olarak görülmelidir. E�er yerli enerji kaynaklar�n�n belirtildi�i gibi 2023 y�l�na kadar de�erlendirilmesi isteniyorsa, yukar�da de�inilen nedenlerle, yap�lacak te�viklerle birlikte, özellikle Elbistan ve Karap�nar gibi büyük havzalar ba�ta olmak üzere yerli kömürlere ve di�er kaynaklar�m�za yönelik enerji yat�r�mlar�n�n kamu taraf�ndan yap�lmas�na daha fazla gecikilmeden ba�lanmal�d�r. Bunun için yerli kaynaklara dayal� elektrik üretiminde kamu yat�r�mlar�n�n önünün aç�lmas� için 4628 say�l� yasan�n yat�r�mlar konusunda, kamu te�ebbüslerine getirmi� oldu�u engelinde ortadan kald�r�lmas� ve yerli kaynak kullan�m�na yönelik �ekilde yasan�n yeniden ele al�nmas� gerekmektedir. Böyle bir uygulaman�n en önemli faydas� da enerjide yap�lan özelle�tirme sonuçlar�n�n, öngörüldü�ü üzere, rekabet ortam�nda, enerjinin daha ucuz, daha fazla, sürdürülebilir üretimi ve verimli tüketimi gibi yararlar� görülürse, kamu taraf�ndan yap�lsa da k�sa sürede özelle�tirilmesinde bir engel olmayacakt�r. Ayr�ca, TK�, EÜA� gibi kamu iktisadi kurulu�lar�, üretimlerinin büyük bölümünü ihaleye ç�karak aç�k eksiltmeyle, özel sektöre yapt�rd��ndan dolay� kamu yarar� güden yar� özel kurulu�lar gibi görülebilir. Di�er taraftan, kömür üretimi ve planlanmas� konusunda Türkiye’nin en büyük kurulu�u olan TK�, kamu kurulu�lar� aras�nda en az kömür rezervine sahipken, kömür üretimi konusunda, TK�’ye göre daha k�s�tl� bilgi ve yetersiz say�da eleman� olan EÜA�’ �n sorumlulu�undaki kömür rezervi, TK�’nin iki kat� kadard�r. Bu durum, yerli kömürlere dayal� santrallar yap�lmas�n�n gecikme nedenlerinden biri olmu�tur. Bu çerçevede planlanacak büyük kömür rezervlerinin sorumlulu�unun yan�nda yeni bulunan kömür rezervlerine ait ruhsatlar�n da Türkiye Kömür ��letmeleri Kurumuna verilmeyi�i, büyük hatalara yol açmas�n�n yan�nda kömür kaynaklar�m�z�n rasyonel olarak de�erlendirilmesini geciktirebilir. Burada önemli olan bu kurumlar�n uzmanl�klar�yla ilgili konularda, planlama, de�erlendirme, organizasyon, denetim ve do�ru karar alma deneyimleridir. Bu nedenle bu kurumlara uzmanl�klar�yla ilgili sorumluluklar verilmesi yan�nda kurumlar�n deneyim ve birikimleri korunarak yeni


elemanlara aktar�lmas� sa�lanmal�d�r. Aksi halde bu kurulu�lar�n uzmanl�k nitelikleri, k�sa sürede yeniden tesis edilemeyecek �ekilde kaybolaca��ndan, bu durumdaki kurulu�lara verilen sorumluluklar da gerekti�i gibi yerine getirilemeyecektir. Kaynaklar 1. 8. Be� Y�ll�k Kalk�nma Plan� Kömür Kitab� 2. BP 2011 3. Coal Information IEA 2011 4. ETKB 2011 5. ETBK 2010 Y�l� Genel Enerji Denge Tablosu 6. EÜA� ve TE�A� �statistikleri 7. TK� 2011 8. TTK 2010 Faaliyet Raporu 9. World Energy Outlook IEA 2010 10. Survey of Energy Resources WEC 2010

3. PETROL VE DOĞAL GAZ


3. PETROL VE DO�AL GAZ 3.1. Dünya’daki Geli�meler Son y�llarda enerji kaynaklar� içerisinde petrolün giderek önemini kaybedece�i yönündeki tart��malar a��rl�k kazanm��t�r. Alternatif enerji kaynaklar�n�n varl�� ile petrol rezervlerinin h�zla tükenmesi, bu iddian�n dayanaklar�n� olu�turmaktad�r. Ancak, gerek alternatif enerji kaynaklar�n�n yeterince ekonomik hale gelmemi� olmas� gerek yeni yat�r�mlarla birlikte yeni petrol rezervlerinin ke�fedilmeye devam etmesi, petrolün bir stratejik ürün olarak öneminin azalmas�n� engellemektedir. OPEC'in baz senaryosuna göre, petrol arz� 2008-2030 y�llar� aras�nda y�ll�k %0,9 oran�nda artacakt�r. Bu y�llar aras�nda kömür ve do�al gaz gibi di�er enerji kaynaklar�n�n üretim ve arz�n�n, petrole göre daha fazla artmas� beklenmektedir. 2011 y�l�nda da dünya ekonomisinin büyümeye devam etmesi ve bu parelelde enerji talebinde art��n sürmesi öngörülmü�tür. 2011 y�l� Kuzey Afrika ve Orta Do�u’daki siyasi gerginlikler ve Japonya’y� vuran a��r deprem ve tsunami felaketi nedeniyle unutulmayacak bir y�l olmu�tur. Ortado�u ve Kuzey Afrika'da ya�anan "politik kaos", petrole ilgiyi canl� tutmakta olup, bölgede kaosun t�rmanmas�yla petrolün varil fiyat�n�n da 100 dolar�n üzerine ç�kt�� görülmektedir. Japonya'da meydana gelen felaket sonras�, devre d�� kalan baz� nükleer santrallerin gelecek dönemde petrol fiyatlar�n� yukar� do�ru çekecek bir unsur oldu�u belirtilmektedir. Ayn� zamanda, nükleer tehdidin enerji üretiminde petrol ve do�algaza yönelime neden olmas� da mümkün görünmekte olup, bu durum petrole ve do�algaza olan talebin oldukça fazla artaca��na i�aret etmektedir. M�s�r ve �srail deniz alanlar�nda yer alan do�al gaz rezervleri Do�u Akdeniz’in önemini art�rm��t�r. �srail-Güney K�br�s-Lübnan ve M�s�r eksenli payla��m anla�malar�nda Türkiye’nin seyirci de�il aktör olmas� için Kuzey K�br�s Türk Cumhuriyet Statüsünün uluslararas� alanda belirlenmesi ve bu gücün kullan�lmas� gerekmektedir. 2010 y�l�nda dünya enerji tüketiminde %5,6’l�k bir art�� kaydedilmistir. OECD d�s� ülkelerde %7,5, OECD ülkelerinde ise %3,5 oran�nda bir tüketim art�� gerçekle�mi�tir. 2010 y�l�nda ABD 2,3 milyar ton tüketim miktar� ile fazla enerji tüketen ülke olmu�tur. Dünya enerji kaynaklar�ndan petrol %33,6’l�k bir tüketim oran� ile dünyan�n lider enerji kaynag� olmay� sürdürmekle birlikte, tüketim oran� son 11 y�ld�r dü�ü� trendi göstermektedir. Do�al gaz ise %23,8’lik bir tüketim oran�na sahiptir.


�ekil 3.1. Kaynaklar baz�nda Birincil Enerji Tüketimi (%)

Petrol üretimi ve arz�n�n daha yava� artmas� y�llar içerisinde bu enerji kayna��n�n toplam arz içerisindeki pay�n�n hafif �ekilde dü�mesine neden olacakt�r.Bu dü�meye kar��n petrol, enerji kaynaklar� içerisinde önümüzdeki on y�llarda da liderli�ini sürdürecek olup, tüketimdeki pay�n�n 2035 y�l�nda %27 olmas� beklenmektedir. Do�al gaz�n pay�n�n ise giderek artarak 2035 y�l�nda %25 olaca�� tahmin edilmektedir.

�ekil 3.2. Dünya Birincil Enerji Talebinde Yak�tlar�n Paylar�

Yeni enerji kaynaklar�n�n devreye girmi� olmas�na ra�men petrol ba�ta ula�t�rma olmak üzere birçok sektörün temel enerji girdisidir.Birçok sektörün sahip oldu�u üretim teknolojisi, temel enerji ve ara girdi olarak petrol ve petrole dayal� ürünleri kullanmaktad�r.


Bugün tüketilen petrolün, %39'u karayolu, %6's� havac�l�k, %4'ü denizcilik ve %2'si demiryolu ve yurtiçi deniz ta��mac�l�� olmak üzere toplam %51'i ula��m sektöründe kullan�lmaktad�r.

�ekil 3.3. Sektörel Petrol Tüketimi

Kaynak: OPEC, World Oil Outlook 2010 Uluslararas� Enerji Ajans� taraf�ndan,dünya petrol talebinin 2012'de h�zlanaca��n� ve petrol tüketiminin 2011 y�l�na göre günlük 1.5 milyon varil(%1,6) artarak, 91 milyon varile ula�aca�� belirtilmi�tir.Di�er taraftan, Uluslararas� Enerji Ajans�’n�n 91 milyon varil/gün petrol tüketim art�� tahmini, OPEC'in 89.5 milyon varil/gün petrol tüketimi tahmini ile çeli�mektedir. Artan petrol talebinin geli�mekte olan ülkelerden gelece�ini aç�klayan ajans, OECD üyesi ülkelerde talebin hafif bir �ekilde dü�ece�ine i�aret etmi�tir.Öte yandan geli�mekte olan ülkelerden gelecek olan petrol talebi, petrol ihraç eden ülkeler örgütü üyeleri üzerine üretimi artt�rma yönünde bask� olu�turaca�� vurgulanm��t�r. Ajans tarf�ndan, OPEC üyelerinin, dünya petrol tüketiminin kesintiye u�ramamas� için, gelecek y�l içinde günlük ortalama 30.7 milyon varil üretim yapmalar� gerekece�i belirtilmi�tir.Ajans, Kanada, Brezilya ve Avustralya gibi OPEC d�� ülkelerin petrol üretiminin 2012'de 54 milyon varile ula�aca��n� aç�klam��t�r. 3.1.1. Petrol Fiyatlar� Global ekonomik krizin etkisiyle fiyatlar 2008 ve 2009 y�llar�nda çok h�zl� de�i�ime u�ram�� olup, 2010 y�l�n�n ilk 10 ay�nda ço�unlukla 70-80 dolar/varil aral��nda seyretmi�tir. 2010 ba��nda Brent hampetrol fiyat� 79,5 $/varil ile 2009 y�l�n�n %29 üzerinde gerçekle�mi�tir.2010 y�l�n�n sonlar�na do�ru Tunus’ta ba�layan halk ayaklanmalar�n�n Ortado�u’da petrol üreten ülkelere yay�lmas�yla petrol fiyatlar� aniden yükselmi� ve tüm dünyay� etkisi alt�na alm��t�r. Ayr�ca, hampetrol tüketim art�� ve OPEC’in üretim kesintisi de etkili olmu� ve y�l sonunda ortalama 93,52 dolar/varil seviyesine ula�m��t�r. Petrol fiyatlar�n�n yüksek seyretmesi di�er enerji türleri ile k�yasland��nda petrol talep art��n�n s�n�rl� kalmas�na neden olmu�tur.


2011 y�l� ilk yar�s�nda Brent hampetrol fiyat� ortama 111,14 $/varil olarak gerçekle�mi�tir. Arap ülkelerinde ya�anan sorunlar�n ard�ndan dünyada en fazla petrol tüketen ülkeler aras�nda 3.s�rada bulunan Japonya’da meydana gelen depremin etkisiyle tüketimin azalmas� petrol fiyatlar�n� yeniden dü�ü�e geçirmi�tir. Avrupa Birli�i Liderlerinin Ekim 2011’de yapt�klar� AB zirvesinde Euro Bölgesi’nin borç krizi ile mücadele stratejisi konusunda ilerleme kaydetmesi ve Asya’da aç�klanan olumlu ekonomik verilerle Ekim 2011 ba��nda 104 $/varil olan Brent hampetrol fiyat�n�n ortama 111,76 $/varil’e yükseldi�i görülmektedir.

�ekil 3.4. Ham Petrol Fiyatlar� Kaynak: Petrol Sektöründe Geli�meler-A�ustos 2011,Petrol �� Sendikas�,

Ayr�ca, ürün fiyatlar� küresel ham petrol fiyatlar� ile döviz kuru hareketlerinden önemli ölçüde etkilenmektedir. 2008 y�l�nda ham petrol fiyatlar�nda ya�anan art��tan sonra, Orta Do�u’da petrol üreten ülkelerde ya�anan siyasi gerilimlerin de etkisiyle ürün fiyatlar�n�n yeniden yükseli�e geçmesi sektörü kamuoyunun gündemine oturtmu�tur. Türkiye’de akaryak�t ürünlerinin toptan ve perakende da��t�m�nda ya�anan en önemli sorunlar�n ba��nda fiyatlar�n dünya fiyatlar�na oranla önemli bir farkla yüksek olu�u gelmektedir. Geçti�imiz y�l�n Haziran ay�ndan bu yana ham petrol fiyatlar�n�n de�i�im oran� %58.37 seviyelerine ula�m��t�r. Böylece, Türkiye’nin 2010 y�l� petrol ithalat�, 2009 y�l�na göre yüzde 38,6 art��la 15,2 milyar $’dan 21,4 milyar $’a yükselmi�tir.


Tablo 3.1. 2005-2011 Petrol Fiyatlar� Brent Petrol ($/varil) TL/USD 2005 60,75 1,35 2006 68,94 1,44 2007 75,85 1,31 2008 102,84 1,30 2009 65,32 1,55 2010 83,91 1,51 2011(on ayl�k ort) 111,41 1,65

Türkiye’de akaryak�t sektöründe serbest piyasa uygulamas�na geçildi�i 2005 y�l�ndan bu yana, gerek petrol fiyatlar�n�n gerekse ABD dolar� ortalamas�n�n 2011 y�l�nda tavan yapt�� görülmektedir. Nihai ürün fiyatlar� üzerinde petrol fiyatlar�, rafinaj maliyetleri, vergilendirme politikalar� etkilidir. Bunlar�n yan� s�ra bir ba�ka önemli etken de ABD dolar� olup, 2005 y�l�ndan bu yana yakla��k %22,2 oran�nda artt�� görülmektedir. AB ülkelerinden farkl� olarak ülkemizde uygulanan farkl� maliyet kalemleri ise; EPDK gelir pay�, ulusal marker, yazar kasa ve zorunlu otomasyondur. Türkiye’de 20+20 günlük ulusal stok da rafineri ve da��t�c�larca finanse edilmektedir.

�ekil 3.5. Türkiye’de Benzin ve Motorin Fiyat� �çindeki Maliyetlerin Da��l�m� Kaynak:TABG�S

Akaryak�t fiyatlar� üzerindeki en büyük pay dolayl� vergiler olup, en büyük pay� ÖTV (Özel Tüketim Vergisi) almaktad�r. Devlet bütçesine, 2010 y�l�nda 42 Milyar TL, son be� y�lda ise yakla��k 200 Milyar TL vergi kazanc� akaryak�t sektörü taraf�ndan sa�lanm��t�r. Türkiye’yi yüksek fiyatlar nedeniyle dünya s�ralamas�n�n ba��na oturtan temel neden yine uygulanan vergilerdir. Ancak, akaryak�t fiyatlar� halk�n al�m gücü üzerinde seyretti�inden ihtiyac�n�n kar��lanmas� noktas�nda özellikle son y�llarda kaçak ve hileli yak�t tüketiminde y�ll�k 2 Milyar TL düzeyinde kay�p oldu�u tahmin edilmektedir.

Benzin Motorin


Benzin tüketimini etkileyen en önemli unsur en yüksek verginin bu üründen al�nmas� nedeniyle fiyat�n�n çok yüksek olu�udur. Performans özellikleri nedeniyle benzin her zaman tüketicinin tercih s�ralamas�nda ilk s�rada yer almaktad�r. Ancak tüketim özellikle son y�llarda pahal� olan benzin yerine çok daha ucuz olan LPG’ye kaym��t�r. LPG, benzinin pazar pay�n� %8 oran�nda geçmi� olup, %85’i ithal edilmektedir. Ancak buna kar��l�k en dü�ük vergi LPG’den al�nmaktad�r. Akaryak�t ürünlerinin ithalat-ihracat ve üretim oranlar�n� gözeterek buna göre ürünlerin kendi aralar�nda vergi dengelemesinin yap�lmas� hem kaçak, hem de vergi kayb� sorununu minimize edebilir. Vergilerin akaryak�t fiyatlar�n�n yüksek olu�unda önemli bir etken oldu�u a�ikard�r. Ancak, vergi d�� fiyatlar bak�m�ndan da Türkiye’de akaryak�t fiyatlar� AB ülkelerine göre oldukça yüksektir.Rafineri ç�k�� fiyatlar�, da��t�m �irketlerinin kar paylar�, nakliye, depolama vb.ücretler fiyatlar�n yüksek olmas�nda etkili görülmektedir. Perakende fiyatlar�n artmas�na neden olan maliyet unsurlar�n�n sektördeki yap�sal ve mevzuattan kaynaklanan bozukluklar giderilmek suretiyle bertaraf edilmesi gerekmektedir. 3.1.2. Petrol Tüm dünyada, birincil enerji kaynaklar� aras�nda ilk s�rada yer alan fosil yak�tlardan petrolün, stratejik konumunu uzun y�llar sürdürmesi beklenmektedir. OPEC'in baz senaryosuna göre, petrolün arz� 2008-2030 y�llar� aras�nda y�ll�k %0,9 oran�nda artacakt�r. Bu y�llar aras�nda kömür ve do�al gaz gibi di�er enerji kaynaklar�n�n üretim ve arz�n�n, petrole göre daha fazla artmas� beklenmektedir. 3.1.2.1 Rezervler Petrolün dünyadaki da��l�m� incelendi�inde; özellikle bilinen üretilebilir petrol rezervlerinin büyük oranda Ortado�u (%54,4) bölgesinde, yo�unla�t�� görülmektedir. Bunu %17,3 ile Güney ve Orta Amerika ülkeleri izlemektedir. OPEC üyesi ülkeler dünya petrol rezervlerinin %77,2’sine sahiptirler. Son on y�lda petrol rezervleri yakla��k %25 art�� göstermi�tir. 2000 sonu itibariyle 1.104,9 milyar varil olan rezerv miktar� 2010 sonunda 1.383,2 milyar varil (188,8 milyar ton) olmu�tur. En büyük art��n Rusya Federasyonu, Hindistan ve Malezye’da gerçekle�ti�ini görmekteyiz.


Dünya �spatlanm�� Petrol Rezervleri, 2010 Sonu(milyar ton)

Asya Pasifik6,0

Orta Do�u101.8

Avrupa Birli�i 0.8Avrupa & Avrasya 19,0

Afrika17,4

G.& O. Amerika

34,3

(Kaynak: BP Statistical Review of World Energy, June 2011)

Eski SSCB17,3

Kanada Petrollü Kumlar�:23.3

K. Amerika10.3

OPEC: 146,0OECD: 12.4

Dünya Toplam �spatlanm�� Petrol Rezervi:188.8 milyar ton(�spatlanm��) Rezervin Ömrü: 46.2y�l

�ekil 3.6. Dünya �spatlanm�� Petrol Rezervleri, 2010 sonu

Rezervler ve yeni bulu�lar, üretim ve tüketim ile birlikte de�erlendirildi�inde, dünyada 46,2 y�ll�k süre için ham petrol arz sorunu görülmemekle birlikte, petrolün sava� nedeni olmas�, arz-talep dengesinden çok co�rafi da��l�m�ndan kaynaklanmaktad�r. 3.1.2.2. Petrol Üretim-Tüketimi Dünya toplam ham petrol üretimi, 2009 y�l�nda, 2008‘e göre %2,6 dü�ü� göstererek 3,8 milyar ton olarak gerçekle�mi�tir. 2010 y�l�nda ise Ortado�u'da ya�anan olaylar�n etkisiyle daha da dü�mesi beklenirken, 2009 y�l�na göre %2,2 artarak 3,9 milyar ton olmu�tur. Üretimde ilk s�ray� %31 ile Orta Do�u ülkeleri, bunu %16,6 ile Kuzey Amerika ve %12,9 ile Rusya Federasyonu izlemektedir.

Tablo 3.2. Petrol Üretim-Tüketim (milyon ton) �

Bölgeler

Üretim Tüketim

2009 % 2010 % De�i�im

% 2009 % 2010 % De�i�im

% Kuzey Amerika 632,2 16,5 648,2 16,6 2,5 1018,8 26,6 1.039,7 25,8 2,1Orta ve G.Amerika 338,2 8,8 350,0 8,9 3,5 268,6 7,0 282,0 7,0 5,0Avrupa ve Avrasya 856,5 22,4 853,3 21,8 -0,4 922,2 24,1 922,9 22,9 0,1Ortado�u 1.164,4 30,4 1.184,6 30,9 1,7 344,3 9,0 360,2 8,9 4,6Afrika 458,9 12,0 478,2 12,2 4,2 150,9 3,9 155,5 3,9 3,0Asya Pasifik 380,8 9,9 399,4 10,2 4,9 1203,8 31,4 1.267,8 31,5 5,3Toplam 3.831,0 100,0 3.913,7 100,0 2,2 3908,6 100,0 4.028,1 100,0 3,1

OECD 863,3 22,5 864,7 22,1 0,2 2094,8 53,6 2.113,8 52,5 0,9OECD-d�� 2.967,7 77,5 3.049,0 77,9 2,7 1813,9 46,4 1.914,3 47,5 5,5

OPEC 1.583,5 41,3 1.623,3 41,5 2,5 OPEC-d�� 1.603,2 41,8 1.632,9 41,7 1,9

Avrupa Birli�i 99,0 2,6 92,6 2,4 -6,5 670,2 42,3 662,5 16,4 -1,1Eski Sovyetler

Birli�i 644,3 16,8 657,5 16,8 2,0 192,7 12,0 201,5 5,0 4,6 Kaynak: BP Statistical Review Of World Energy June 2011


OPEC üyesi ülkelerin 2008 y�l�ndan itibaren uygulad�klar� üretim kesintisi 2010 y�l�nda da sürmüstür. 2010 y�l�nda dünya petrol üretiminin %42’si OPEC d�� ülkelerce gerçekle�tirilmi� olup, ülkelerden basta Çin olmak üzere ABD ve Rusya’da üretim art�� gözlenirken Norveç’te ise petrol üretimi dü�mü�tür. 2010 y�l�nda dünya petrol tüketimi 2009 y�l�na oranla yakla��k 100 milyon ton artarak 4 milyar ton olmu�tur. 2009 y�l�nda krizin etkisiyle bir miktar dü�en talep 2010 y�l�ndan itibaren artmaya ba�lam��t�r. Ham petrol tüketimi bölgelere göre incelendi�inde, son y�llarda tüketimde liderli�i alan Asya Pasifik bölgesinin 2010 y�l�nda toplam tüketimin %31,5'unu gerçekle�tirdi�i görülmektedir. Çin ve Hindistan'�n h�zl� ekonomik büyümeye paralel olarak petrol talebindeki art��, Asya bölgesinin tüketimde liderli�i almas�n�n ba�l�ca nedenidir. ABD, Kanada ve Meksika'dan olu�an Kuzey Amerika ise 1 milyar ton tüketim ve %25,8'lik payla dünya petrol tüketiminde Asya'dan sonra gelmektedir. OECD üyesi ülkelerin petrol tüketimi 2005 y�l�ndan itibaren ilk kez yükselmi� ve %0,9 art�� gerçekle�mi�tir. Ba�ta Çin ve Orta Do�u ülkeleri olmak üzere OECD üyesi olmayan ülkelerde ise petrol tüketiminde %5,5’lik rekor bir art�� kaydedilmi�tir. 2011 y�l�nda toplam dünya hampetrol tüketiminde 2010 y�l�na oranla daha az bir art�� beklenmektedir. Enerji kaynaklar�n� üreten ve tüketen ülkeler aras�ndaki ili�kilerde, özellikle fosil kaynaklara yönelik temin politikalar�, yeni stratejik dengelerin olu�mas�nda ve mevcut dengelerin de�i�imini do�rudan etkileyen unsurlar olarak ortaya ç�kmaktad�r. 2008 y�l�ndan itibaren dü�ü� trendinde olan dünya petrol ticaret hacmi 2010 y�l�nda %2,2’lik bir art��la 53,5 milyon/varil olarak gerçekle�mi�tir. �hracat�n en fazla oldu�u Ortado�u Bölgesini eski Sovyetler Birli�i co�rafyas� takip etmektedir.2010 y�l� petrol ithalat�n�n %11’i, ithalat büyüme oran�n�n ise %90’� Asya Pasifik’ten kaynaklanmaktad�r. Dünya petrol ticaretinin %70’ini hampetrol, %30’unu ise petrol ürünleri olu�turmaktad�r. 3.1.3.Do�al Gaz Do�al gaz, dünya enerji tüketiminde %23,8’lik pay�yla; petrol ve kömürün ard�ndan, en çok kullan�lan üçüncü kaynak konumundad�r. 3.1.3.1. Dünya Konvansiyonel Do�al Gaz Rezervleri Dünya toplam konvansiyonel üretilebilir do�al gaz rezervleri 2010 y�l� sonu itibar� ile 187,1 trilyon metre küp olarak verilmektedir. Do�al gaz rezervlerinin yo�un oldu�u bölge, 75,8 trilyon metre küp ile Orta Do�u (%40,5) bölgesidir. Orta Do�u bölgesini 58,5 trilyon m3 (%31,3) rezerviyle eski Sovyetler Birli�i izlemektedir. Ülkeler baz�nda bak�ld��nda ise, Rusya Federasyonu 44,8 trilyonluk rezerviyle (%23,9) ilk s�rada yer al�rken, onu �ran (29,6 trilyon m3) ve Katar (25,5 trilyon m3) izlemektedir. Rusya’n�n zengin gaz rezervleri, bir yandan bu ülkenin ekonomik gücüne büyük katk�, di�er yandan da birçok ülkeyle d�� ili�kilerinde, ciddi jeopolitik üstünlük sa�lamaktad�r.


�ekil 3.7. Dünya Üretilebilir Gaz Rezervlerinin Co�rafi Da��l�m�

3.1.3.2. Konvansiyonel Olmayan Gaz Rezervleri “Konvansiyonel olmayan gaz” tan�m�, daha ziyade kil gaz� (shale gas) ile kömür yataklar�na biti�ik metan gaz� için kullan�lmaktad�r. Geçirgenli�i az olan kayaçlardaki gaz da bunlara dahil edildi�inde olu�an “konvansiyonel olmayan toplam gaz rezervi”nin, konvansiyonel kaynaklar kadar oldu�u hesaplanmaktad�r. Konvansiyonel olmayan do�al gaz kaynaklar�n�n üretimi sürecinde ortaya ç�kan çevresel sorunlar�n çözümlenmesi ya da zararlar�n�n en aza indirgenmesi, teknik olarak gerçekle�se bile, bunun ek bir maliyetinin olmas� kaç�n�lmazd�r. Dolay�s�yla, dönemsel olarak ortaya ç�kan ve özellikle spot piyasada fiyatlar�n dü�mesine, baz� uzun erimli anla�malarda formül de�i�ikli�ine neden olan arz fazlas� do�al gaz�n fiyatlarda yaratt�� rahatlaman�n, uzun vadede sürmeyebilece�i dikkate al�nmal�d�r. 3.1.3.3. Dünya Do�al Gaz Üretim ve Tüketimi Do�al gaz talebinin art��nda, artan ekonomik faaliyetler, gaz�n di�er enerji kaynaklar� kar��s�ndaki rekabet gücü, çevre kirlili�i ve küresel �s�nmaya yönelik artan kayg�lar, teknolojideki de�i�im, eri�im kolayl�� ve hükümet politikalar� ana etkenler olarak s�ralanmaktad�r.


Tablo 3.3. Dünya Do�al Gaz Üretim ve Tüketim (Milyar m3)

Kaynak: BP Statistical Review Of World Energy June 2011 Kombine çevrim santrallar�ndaki verimli kullan�m�yla önemi daha da artan do�al gaz�n, birincil enerji tüketiminde 2008 y�l�nda %21 olan pay�n�, (Uluslararas� Enerji Ajans�’n�n-UEA “Do�al Gaz�n Alt�n Ça��na m� Giriyoruz?” ba�l�kl� özel raporunun tahminlerine göre) 2035 y�l�nda %25’e ç�karmas� beklenmektedir. Küresel ölçekte bak�ld��nda ise; h�zla kentle�en Çin, Hindistan ve Orta Do�u bölgesindeki ülkelerin gaz taleplerindeki ola�anüstü art�� beklentisi de do�al gaz�n pay�n�n artaca�� yönündeki tahminleri destekler niteliktedir. 2010 y�l�nda, dünyada yakla��k 3,2 trilyon m3 gaz üretilmi�tir. Bu miktar, dünya birincil enerji tüketiminin yakla��k %24’ünü kar��lam��t�r. Üretimin %63,7’i OECD d�� ülkelerden elde edilmektedir. 2010 y�l� itibar� ile en fazla gaz üreten ülke, 611 milyar m3 üretimiyle ABD’dir (toplam�n %19,3’ü). ABD’yi, 588,9 milyar m3 üretimiyle Rusya Federasyonu (toplam�n %18,4’ü) takip etmektedir. Mevcut veriler itibar� ile ABD, tüketiminin bir bölümünü ithalatla kar��lamaktad�r. Ancak son y�llarda özellikle kil gaz� (shale gas) üretimindeki önemli art�� nedeniyle, ABD’nin yak�n gelecekte gaz ihracatç�s� bir ülke olarak öne ç�kmas� beklenmektedir. Rusya ise dünyan�n en önemli gaz ihracatç�s� konumundad�r ve bu konumunu da gerek ekonomik ve gerekse jeopolitik yönlerden son derece etkin kullanmaktad�r. Do�al gaz üretiminde önde gelen di�er ülkeler ise Kanada, �ran, Katar, Norveç ve Cezayir olarak s�ralanabilir. 2010 y�l�nda dünya do�al gaz tüketimi yakla��k 3,16 trilyon metre küp olarak gerçekle�irken, bunun %49’u OECD ülkelerinin talebinden kaynaklanm��t�r. 2010 y�l�nda ABD bir ba��na, 683,4 milyar m3 ile dünya do�al gaz tüketiminin yakla��k

Üretim Tüketim

2009 % 2010 % De�i�im % 2009 % 2010 % De�i�im %

Kuzey Amerika 801,6 26,9 826,1 25,9 3,1 807,7 27,4 846,1 26,7 4,8 Orta ve G.Amerika 151,9 5,1 161,2 5,0 6,1 135,1 4,6 147,7 4,7 9,3 Avrupa ve Avrasya 969,8 32,6 1.043,1 32,7 7,6 1060,5 35,9 1.137,2 35,9 7,2

Ortado�u 407,1 13,7 460,7 14,4 13,2 344,1 11,7 365,5 11,5 6,2

Afrika 199,2 6,7 209,0 6,5 4,9 98,9 3,4 105,0 3,3 6,2

Asya Pasifik 446,4 15,0 493,2 15,4 10,5 503,9 17,1 567,6 17,9 12,6

Toplam 2.976 100 3.193,3 100,0 7,3 2950,2 100,0 3.169,1 100,0 7,4

OECD 1.126,3 37,8 1.159,8 36,3 3,0 1453 49,3 1.546,2 48,8 6,4

OECD-d�� 1.849,5 62,1 2.033,5 63,7 9,9 1497,2 50,7 1.622,8 51,2 8,4

Avrupa Birli�i 171,5 5,8 174,9 5,5 2,0 458,5 15,5 492,5 15,541 7,4 Eski Sovyetler

Birli�i 690,9 23,2 757,9 23,7 9,7 558,9 18,9 596,8 18,832 6,8


%22’sini gerçekle�tirmi�tir. ABD’yi Rusya Federasyonu (%13) izlemi�tir. Bu ülkeler kadar olmasa da �ran, Çin ve Japonya da önemli gaz tüketicisi ülkelerdir. Konvansiyonel olmayan gaz kaynaklar�ndan yap�lan üretim, özellikle teknolojik geli�ime ve daha yüksek maliyete dayal� bir üretim gerektirdi�inden, dünyan�n her bölgesinde yayg�nla�m�� de�ildir. Buna kar��n ABD’de, konvansiyonel olmayan gaz sat��lar�, toplam gaz ticaretinin %60’�na eri�mi� durumdad�r. Kömür yataklar�na biti�ik metan gaz� (coalbed methane) üretimi, Avustralya’da h�zla artarken, Çin, Hindistan ve Endonezya’da geli�me safhas�ndad�r. Kil gaz�, konvansiyonel gaza göre daha fazla sera gaz� sal�m� yapmakta, üretimi sürecinde uygulanan hidrolik çatlatma i�lemleri nedeniyle de çevresel anlamda ayr� bir kirlenmeye yol açabilmektedir. Bu sorunlar�n en aza indirilebilmesi, teknolojik geli�im, zaman ve maliyet etkenlerine ba�l�d�r. Di�er taraftan, azalan gaz talebinin, nispeten gerileyen fiyatlar�n ve nükleer felaketin etkisiyle, dünyan�n hemen her bölgesinde yeniden artmas� beklenmektedir. Ancak, OECD d�� ülkelerin talebinin, 2035 y�l�na kadar olu�acak gaz talebi art��n�n %80’ini te�kil etmesi beklenmektedir. 3.1.3.4. Sektörler Baz�nda Arz ve Talep 2008-2009’da etkili olan ekonomik krizle, üretim ve harcamalar�n k�s�lmas�yla özellikle endüstri ürünlerinin üretiminde azalma sonucunda do�al gaza duyulan talep küresel olarak %6 dü�mü�tür.

�ekil 3.8. OECD Asya Ülkelerinde Sektörlere Göre Do�al Gaz Tüketimi

Kaynak: Uluslararas� Enerji Görünümü Raporu 2010 Elektrik üretiminde do�al gaz�n tercih edilmesinin nedeni di�er kaynaklara göre daha verimli olmas� ve dü�ük maliyetidir. UEA’n�n Dünya Enerji Görünümü 2010 Raporu’na göre, elektrik üretimine do�al gaz�n kullan�m�n� 2007’den 2035’e %33 art�� gösterecektir. Ba�ta ABD olmak üzere, OECD üyesi di�er Kuzey Amerika ülkelerinde do�al gaz, artan elektrik enerjisi gereksinimlerini kar��lamak için kullan�lmaktad�r. Avrupa’da da durum pek farkl� de�ildir; elektrik üretiminde birincil


kaynak olarak kullan�lan do�al gaz, toplam enerji tüketiminin dörtte birini olu�turmaktad�r. 3.1.3.5. Do�al Gaz Fiyatlar�n�n Seyri ve Etkenler Avrupa ve Asya ülkelerinin ço�unda, petrole veya baz� petrol ürünlerine endekslenmi�, uzun erimli gaz anla�malar� geçerlidir. Ancak bunlar aras�nda da farkl� yap�lar söz konusudur. Örne�in, kimi anla�malarda 3 ayda bir belirlenen fiyatlar, kimilerinde 9 ayda bir belirlenmektedir. Baz� anla�malarda petrol fiyatlar�ndaki art��n etkisini k�smen rahatlat�c� maddeler yer alabilmektedir. LNG kontratlar�nda, petrol fiyatlar� a��r� artt��nda tüketiciyi, a��r� dü�tü�ünde tedarikçiyi koruyacak baz� maddeler olabilmektedir. Ancak, elektrik üretiminde petrol ürünleri kullan�m�n�n giderek yok oldu�u ve elektrik talebinin h�zla artt�� Pasifik bölgesi için, petrole endeksli gaz fiyat� formüllerinin uygunlu�unun, gelecekte tart��laca�� öngörülmektedir. Küresel ölçekte, dünya gaz arz�n�n yakla��k be�te biri petrol bazl� fiyatland�rmaya tabidir. Bunun 500 milyar metre küplük bölümü OECD bölgesinde (k�ta Avrupa’s�, Japonya ve Kore), geri kalan 150 milyar metre küplük bölümü ise OECD d�� bölgelerde gerçekle�tirilmektedir. Di�er taraftan gaz ticareti, giderek artan miktarlarda, serbest olarak ve piyasalara farkl� kaynaklardan arz edilen gazlar�n kendi aralar�ndaki fiyat rekabetine endeksli (gas-to-gas competition) olarak da (ço�unlukla spot piyasada) yap�lmaktad�r. Kuzey Amerika’da, �ngiltere’de, Avustralya’da tamamen ve k�ta Avrupa’s�nda da giderek artan oranlarda (k�ta Avrupas�’nda toplam miktar�n dörtte biri) bu fiyatland�rma yöntemi egemendir. Dünya’da ise bu tür fiyatland�rma, üçte birlik bir hacme ula�m��t�r. Al�c� ve sat�c�n�n taleplerine göre biçimlenen, örne�in elektrik fiyatlar�na endekslenen gaz fiyat mekanizmalar� da mevcuttur. Bu tür kontratlar, elektrik üreticileri aç�s�ndan cazip olmaktad�r. Bir di�er fiyatland�rma mekanizmas�, ikili ili�ki tekeli (bilateral monopoly) diye adland�r�labilecek ve genelde devlet �irketleri aras�nda, tek bir sat�c� ile bir ya da birden fazla al�c�n�n kar��l�kl� belirledi�i mekanizmad�r. Fiyatlar�n do�rudan devlet taraf�ndan regüle edildi�i (düzenlendi�i) bu yap�da, genel olarak fiyatlar maliyetin alt�ndad�r ve toplumsal/politik temelde belirlenmektedir. Her ne kadar bu sistemde petrol fiyatlar�na bir endeksleme söz konusu de�ilse de petrol fiyatlar�nda olu�acak bir art��, ister istemez gaz fiyatlar� üzerinde de yukar� yönlü bir bask� yaratmaktad�r. Rusya ve BDT ülkeleri aras�ndaki gaz anla�malar�, genelde bu kategoriye girmektedir. Farkl� mekanizmalar�n varl��, kaç�n�lmaz olarak gerçek maliyetleri yans�tacak bir fiyat olu�umunu etkilemekte ve ciddi farklar yaratmaktad�r. Petrole endeksli mekanizmada, petrol fiyat� art�kça gaz fiyat� artarken, gaz�n gaza endeksli oldu�u sistemde, her bölgesel piyasadaki arz/talep dengeleri ve rekabet edilen di�er tüm yak�tlar�n fiyatlar� belirleyici olmaktad�r. Gaza endeksli sistemle çal��an ABD ve k�ta Avrupa’s�nda, son y�llarda çok daha dü�ük gaz fiyatlar� söz konusu olmu�, ancak


yeniden artan talep ve alternatif yak�tlardaki (özellikle kömür) fiyat art��na paralel olarak, petrol fiyat�na endeksli piyasalarla aradaki makas k�smen daralm��t�r.

�ekil 3.9. Ba�l�ca Piyasalarda Do�al Gaz Fiyatlar�n�n Geli�imi (2007 - 2011)

3.1.4. Rafinaj K�sa vadede krizin etkileri rafinajda da kendisini göstermi�tir. Ancak 2008 yl� sonlar�nda ba�layan ve 2009 y�l�nda dünya çap�ndaki ekonomik krizin etkileri 2010 y�l�nda azalm�� ve toplam hampetrol i�leme kapasitesinde art�� olmu�tur.

Tablo 3.4. Dünya’da 2009 y�l� Bölgelere göre Rafinaj Kapasiteleri (milyon varil/gün)

Bölgeler 2008 2009 2010

Kuzey Amerika 21,1 21,1 20,9 Orta-Güney Amerika 6,7 6,9 6,7 Avrupa ve Avrasya 24,9 24,8 24,5 Orta Do�u 7,6 7,8 7,9 Afrika 3,2 3,0 3,3 Asya Pasifik 26,1 27,6 28,4 TOPLAM 89,5 91,1 91,7

Kaynak: BP Statistical Review Of World Energy June 2011 Dünya toplam rafinaj kapasitesi son y�llarda önemli bir de�i�iklik göstermemi�tir. 2010 y�l� sonu itibar�yla günlük toplam rafinaj kapasitesi bir önceki y�la göre %0,8 artarak 91,7 milyon varil düzeyindedir. Bu art��n geli�mi� ülkeleri bar�nd�ran Avrupa ve Kuzey Amerika yerine, h�zla geli�mekte olan Çin ve Hindistan gibi ülkelerin yerald�� Asya bölgesinden


kaynakland�� görülmektedir. Asya Pasifik’te rafinaj kapasitesi, dünya rafinaj kapasitesinin %30,9’una ula�m��t�r. Bunun sebepleri aras�nda; geli�mi� ülkelerde petrol ürünlerine olan talebin azalma e�iliminde olmas�n�, üretiminde rafinaj faaliyetlerine gerek olmayan biyoyak�tlar�n akaryak�t olarak daha yüksek oranlarda devreye girmesini ve azalan rafineri marjlar� nedeniyle yat�r�mlar�n azalmas�n� ve çevre ve insan sa�l�� nedeniyle yürürlü�e konan yasal düzenlemeleri s�ral�yabiliriz. Ülkelere göre en yüksek rafinaj kapasitesine sahip be� ülke ise Amerika Birle�ik Devletleri, Çin, Rusya, Japonya ve Güney Kore’den olu�maktad�r. OECD ülkelerinde 2010 y�l�ndaki ham petrol i�leme verileri incelendi�inde 2009 y�lana göre %1,3 dü�ü� gösterek 2004 y�l� seviyesine gerilemi�tir. OECD ülkeleri d��ndaki ülkelerde ise rafinaj kapasitesinin bir önceki y�la göre %3 art�� göstererek son on y�lda en yüksek seviyeye ula�t��n� görmekteyiz. OECD d��ndaki geli�mekte olan ülkelerde rafinaj sektöründeki büyüme e�ilimi bir hayli dikkat çekicidir. Önümüzdeki dönemde rafineri say�s�nda azalma beklenirken, özellikle Asya’da gerçekle�tirilen rafineri yat�r�mlar� nedeniyle rafinaj kapasitesinde art�� beklenmektedir. Avrupa ve Kuzey Amerika’da ise benzine olan talebin dü�mesi rafinerilerin kapanmas�n� gündeme getirebilecektir. 3.2.Türkiye’deki Geli�meler Türkiye’de, ETKB taraf�ndan yap�lan projeksiyonlara göre 2020 y�l� için petrol talebinin, 2000 y�l�ndaki kullan�ma göre iki kat artmas�na kar��n toplam enerji tüketimi içindeki pay�n�n %40,6’dan %21,6’ya dü�mesi, do�al gaz�n pay�n�n ise %16’dan %25,2’ye yükselmesi beklenmektedir.

Tablo 3.5. Türkiye Genel Enerji Tüketiminde Kaynaklar�n Paylar� Kaynak Paylar� (%)

2000 2010 2020 Petrol 40,6 26,7 21,6 Do�algaz 16,0 31,9 25,2 Kömür 30,4 30,6 42,5 Hidroelektrik 3,0 4,7 2,8 Di�er 10,0 6,7 7,9

Kaynak: ETKB Ülkemizde, 2010 y�l�nda, birincil enerji tüketiminde petrolün pay� %26,7, do�al gaz�n pay� ise %31 olmu�tur. �htiyaç duyulan petrolün %90,8’i, do�al gaz�n ise %98,2’si ithal edilmi�tir. 3.2.1. Petrol ve Do�al Gaz Arama Faaliyetleri 1926 y�l�nda ç�kart�lan 791 Say�l� “Petrol ve Alt�n ��letme” Yasas�’ndan sonra 1935 y�l�nda petrol arama görevi bu yasa ile Maden Tetkik Arama Enstitüsü’ne (MTA) verilmi�tir. ��letmeye uygun ilk petrol kuyusu, 1948 y�l�nda MTA taraf�ndan Batman yöresinde bulunmu�tur. Bu y�llarda çok uluslu �irketler Türkiye’de yat�r�m yapmak yerine, ithal ettikleri petrol ürünlerini pazarlay�p satmay� tercih etmi�lerdir. Daha


sonralar� 791,2189 ve 2804 say�l� petrol yasalar�ndan �ikâyetçi olan yabanc� petrol �irketleri, Max W. Ball’�n önerileri do�rultusunda haz�rlanan son derece liberal olan 1954 tarih ve 6326 say�l� Petrol Yasas� ile Türkiye’de petrol ile ilgili her türlü faaliyeti yürütme olana�� bulmu�lard�r. 1954 y�l�nda bu yasa ile Türkiye’de petrol ve do�algaz kaynaklar�n�n aramas�, üretilmesi, rafinaj�, ta��nmas� ve pazarlanmas� yoluyla ülke ekonomisine katk� sa�lama görevi Türkiye Petrolleri Anonim Ortakl��’na (TPAO) verilmi�tir. TPAO; dünyadaki tüm petrol �irketlerinde oldu�u gibi, TÜPRA�, BOTA�, POA�, D�TA�, �GSA� ve �PRAGAZ ile entegre bir yap�da olu�turulmu�tur. Ancak 1983 y�l�ndan sonra özelle�tirmelere haz�rl�k amac�yla bu zincirleme yap� parçalanarak TPAO, yaln�zca hidrokarbon arama ve üretiminden sorumlu petrol �irketine dönü�türülmü�tür. Böylece TPAO petrol ürünlerinin da��t�m ve pazarlanmas�ndan sa�lanan kar i�levinden mahrum b�rak�lm��t�r. Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanl��, Te�kilat ve Görevleri Hakk�nda Kanunda yap�lan de�i�iklik ile yeniden yap�land�r�lm��t�r. Konuya ili�kin düzenleme, Resmi Gazete'nin 02 Kas�m 2011 mükerrer say�s�nda yay�mlanm��t�r. Buna göre, Petrol ��leri Genel Müdürlü�ü ba�l� kurulu� olarak kapat�lm��, bakanl�k merkez te�kilat� içinde bir genel müdürlük haline getirildi. 3.2.2.Türkiye Ham Petrol ve Do�al Gaz Rezervleri Türkiye’de 2010 y�l� sonu itibariyle 43,1 milyon ton (1,2 milyar varil) ham petrol ve 6,2 milyar m3 do�al gaz rezervi bulunmaktad�r.

Tablo 3.6. 2010 Y�l� Türkiye Ham Petrol Rezervleri


3.2.3.Türkiye’de Arama-Üretim Türkiye’de 1934 – 2010 döneminde, toplam 3932 adet kuyu aç�lm�� olup yakla��k 7,4 milyon metre sondaj yap�lm��t�r.

�ekil 3.10:Türkiye’de Aç�lan Petrol ve Do�al Gaz Kuyular�

1998 – 2010 döneminde y�llar itibariyle Türkiye’de üretilen ham petrol ve do�algaz miktarlar�, a�a��daki grafiklerde görülmektedir.

Tablo 3.7. 2010 Y�l� Türkiye Dogal Gaz Rezervleri


�ekil 3.11:Türkiye’de Hampetrol Üretimi

Kaynak: TPAO Genel Müdürlü�ü

�ekil 3.12. Türkiye’de Do�al Gaz Üretimi

Kaynak: TPAO Genel Müdürlü�ü 2010 y�l�nda toplam 2,5 milyon ton petrol ve 726 milyon m3 do�al gaz üretilmi� olup, günümüze kadar toplam 135,6 milyon ton petrol ve 12 milyar m3 dogal gaz üretimi gerçekle�tirilmi�tir. Son on y�lda Türkiye petrol üretiminde %4 oran�nda dü�ü� gözlenmi�tir. Türkiye’de yeni petrol sahalar�n�n kesfedilmesi ve ikincil üretim yöntemlerinin geli�tirilmesi ile


üretim dü�ü�ü k�smen engellenebilmi� ve 2010 y�l�nda 2009 y�l�na oranla %4’lük bir art�� kaydedilmi�tir. Türkiye’de 2010 y�l�nda 128 petrol sahas�ndan 2.497.022 ton (17.316.403 varil) ham petrol ve 65 do�al gaz sahas�ndan ise; 725.984.564 m3 do�al gaz üretimi gerçekle�tirilmi�tir.

�ekil 3.13. 2010 Y�l� Ham Petrol Üretiminin �irketler Baz�nda Da��l�m�

Kaynak: Petrol ��leri Genel Müdürlü�ü 2010 y�l�nda üretilen ham petrolün, %76’s�n� olu�turan 1,9 milyon tonu TPAO, %24’ünü olu�turan 0,6 milyon tonunu ise özel �irketler üretmi�tir.

�ekil 3.14. 2010 Y�l� Do�al Gaz Üretiminin �irketler Baz�nda Da��l�m�

Kaynak: Petrol ��leri Genel Müdürlü�ü


2010 y�l�nda üretilen 726 milyon m3 do�al gaz�n, %36’s�n� olu�turan 261 milyon m3’nü TPAO, %64’ünü olu�turan 465 milyon m3’nü ise özel �irketler üretmi�tir. Türkiye’de 2010 y�l�nda “petrol hakk� sahibi �irketler” taraf�ndan 93 adet arama (150.999 m), 51 adet tespit (78.258 m) ve 61 adet üretim (93.798 m) kuyusu sondaj� olmak üzere toplam 204 adet sondaj gerçekle�tirilmi� olup, bu kuyularda toplam 323.055 m sondaj yap�lm��t�r. 2010 y�l�nda Türkiye’de, 24 4/30 ekip/ay jeoloji ve 25.315 adet jeofizik saha çal��malar� (istasyon gravite-manyetik etüt) gerçekle�tirilmi�tir. Bu çal��malarda; karalarda 2.011 km 2 boyutlu ve 1.870 km2 3 boyutlu sismik profil çal��malar� yap�l�rken; denizlerde ise 3.068 km 2 boyutlu ve 561 km2 3 boyutlu sismik profil ve ayr�ca 31.445 km havadan manyetik veri toplama çal��malar� gerçekle�tirilmi�tir. 2010 y�l�nda Türkiye’de aç�lan toplam 204 adet kuyudan 63 adedi petrollü, 45 adedi gazl�, 3 adedi petrollü-gazl� ve 64 adedi kuru kuyu olarak tamamlanm�� olup, 29 adet kuyudaki çal��malar ise 2011 y�l�nda devam etmektedir. 2010 y�l� sonu itibariyle Türkiye’de 25 adet yerli ve 22 adet yabanc� olmak üzere toplam 47 adet �irket arama ve/veya üretim faaliyetinde bulunmu�tur.

�ekil 3.15: 2010 Y�l� Do�al Gaz Üretiminin �irketler Baz�nda Da��l�m�

Kaynak: Petrol ��leri Genel Müdürlü�ü Türkiye’de 2010 y�l� sonu itibariyle, 387 adet arama ruhsat�, 76 adet isletme ruhsat� ve 5 adet jeolojik istik�af müsaadesi mevcuttur. 2010 y�l� içinde toplam 169 adet arama ruhsat müracaat�nda bulunulmu�, bunlardan 57’sine ruhsat verilmi�tir. Arama ruhsatlar�n 2010 y�l� sonu itibariyle yerli ve yabanc� �irketlere göre da��l�m� a�a��da görülmektedir.


�ekil 3.16. Türkiye’de Yerli-Yabanc� �irketlere göre Arama Ruhsatlar�

Kaynak: Petrol ��leri Genel Müdürlü�ü Karadeniz’de Petrol Aramalar� Karadeniz’de 2004-2010 y�llar�nda yap�lan ve halen sürdürülen yo�un sismik program, bu bölgeyi büyük petrol �irketlerinin ilgi oda�� haline getirmi�tir. Brezilya millî petrol �irketi Petrobras ile 2006 y�l�nda Sinop ve K�rklareli aç�klar�nda ortakla�a derin deniz aramas� yapmak ve ABD petrol �irketi Exxon Mobil ile de 2008 y�l�nda Karadeniz’in derin alanlar�nda arama yap�lmas� amac�yla Arama-Üretim Anla�malar� imzalanm��t�r. Exxon Mobil’in Kastamonu, Bart�n, Samsun illerini kapsayan deniz ruhsatlar�nda Türkiye Petrolleri Anonim Ortakl�� (TPAO) ile %50-%50 ortakl�k yaparak yakla��k 200 milyon dolar yat�r�m yapaca��n� ve 2 tane derin deniz kuyusu kazaca��n� belirtmi�tir. Ayr�ca Karadeniz’deki yat�r�mlar�n� geni�letmek üzere 12 Ocak 2010’da Sinop, Ayanc�k ve Çar�amba bölgesini kapsayan AR/TPO/3922 No’lu deniz ruhsat�nda %50 hissesi bulunan Petrobras’dan hissesinin %25’ini sat�n alm��t�r. Bu ruhsattaki ortakl�k %50 TPAO, %25 Exxon Mobil, %25 Petrobras �eklinde olmu�tur. Dünyan�n iki dev �irketi olan Exxon Mobil ve Petrobras’�n Karadeniz’de toplamda 750 milyon dolar civar�nda yat�r�m yapaca�� tahmin edilmektedir. Karadeniz’in orta kesiminin derin alanlar�nda petrol aramalar�n� ilk kez ba�latacak olan dünyan�n 2. en büyük Sondaj Platformu "Leiv Eiriksson", TPAO-Petrobras-Exxon Mobil ortakl��ndaki ruhsatta, Sinop-1 isimli kuyunun sondaj�na 2200 m. su derinli�inde 26 �ubat 2010 tarihinde ba�lanm�� ve 3 A�ustos 2010 tarihinde 5531 m. son derinlikte bitirilmi� ve Hidrokarbon aç�s�ndan olumlu bir sonuç aç�klanmam��t�r. Ayn� paltform Sinop-1 kuyusunun bitirilmesinden sonra Orta Bat� Karadeniz’in derin alanlar�nda TPAO’nun tamam� kendisine ait ruhsat�nda son derinli�i 5.500 m. olarak planlanan Yass�höyük-1 kuyusunun sondaj�na 9 A�ustos 2010 tarihinde ba�lam��t�r. TPAO Yass�höyük-1 kuyusunun aç�laca�� ruhsattaki çok yüksek maliyetler ve riskleri payla�mak amac�yla ç�kt�� Farmout görü�melerinde Dünyan�n dev petrol


�irketlerinden Chevron ile kuyunun sondaj� devam ederken 20 Eylül 2010 tarihinde ortakl�k anla�mas� imzalam��t�r. Kuyuda petrol ke�fi olmas� durumunda yap�lacak olan üretim payla��m anla�mas�nda TPAO %70, CHEVRON %30 pay alaca�� öngörülmü�tür. Yas�höyül-1 Kuyusu 28 Kas�m 2011 tarihinde ’’ Gaz Emareli Kuru Kuyu ‘’ olarak terk edilmi�tir. Buradan ayr�lan Leiv Eiriksson tamam� TPAO’ya ait ruhsat alan�nda 1802 m. su derinli�inde Sürmene-1 kuyusununun sondaj�na 08 Kas�m 2011 tarihinde ba�lam��t�r. Kuyu 4830 m. ye kadar sondaja devam etmi� ve baz� teknik sorunlar ç�kmas� üzerine 03 �ubat 2011 de ‘’Geçici Terk ‘’ edilmi�tir. Karadeniz’deki arama faaliyetleri kapsam�nda Exxon Mobil Deepwater Champion isimli platformu getirerek 23 May�s 2011 de Kastamonu-1 kuyusunda sondaja ba�lam��t�r. Kuyuda 5272 m. de sondaja son verilerek 15 Eylül 2011 tarihinde terk edilmi�tir. Deepwater Champion buradan ayr�larak daha önce TPAO atraf�ndan geçici terk edilen Sürmene-1 kuyusuna gelerek eski kuyuya giri� yap�lm�� ve yeniden sondaj faaliyetlerine ba�lam��t�r. TPAO Karadeniz’deki pahal� ve riskli yüksek teknoloji gerektiren yat�r�mlar�n� dünyan�n dev �irketleriyle yapt�� anla�malarla yerine getirmektedir. 1970'li y�llardan bugüne kadar Karadeniz’de yap�lan sismik çal��malar ve aç�lan kuyular dikkate al�nd��nda bugüne kadar toplam 4 milyar dolarl�k yat�r�m yap�lm��t�r. Kuyular�n her birisi yakla��k 250 milyon dolara mal olmaktat�r. Esas harcama üretim a�amas�nda olacakt�r ve herbir sahada üretim için 8-10 milyar dolar yat�r�m gerekecektir. Bat� Karadeniz Karadeniz karasular�m�z içerisinde 2004 y�l�nda Akçakoca, Ayazl�, Akkaya ve Do�u Ayazl� sahalar�nda do�algaz ke�fi gerçekle�tirilmi�tir. Ayazl�, Akkaya ve Do�u Ayazl� sahalar� üretime al�nm��t�r. TPAO- Petrol Ofisi-STRATIC ve TIWAY OIL ortakl��nda günde yakla��k 110 bin m3 gaz üretimi devam etmektedir. Bat� Karadeniz Projesi kapsam�nda bu sahalardan 2010 y�l� sonunda toplam 470 milyon m3 gaz üretilmi�tir. Akçakoca sahas�nda mecut 2 adet kuyuya ilave olarak bir yeni kuyu kaz�lm��t�r. Sahadan günde 270.000 m3 civar�nda do�al gaz üretilmektedir. Toplam üretim 38 milyon m3 olarak gerçekle�mi�tir. Akdeniz TPAO ile KKTC Ekonomi ve Enerji Bakanl�� aras�nda 02.11.2011’de KKTC’nin kara ve deniz alanlar�nda sahip oldu�u ruhsat alanlar�n� kapsayan bir “Petorl Sahas� Hizmetleri ve Üretim Payla��m� Sözle�mesi” imzalanm��t�r. Ayr�ca, 23.11.2011 tarihinde TPAO ile Shell Upstream Turkey aras�nda Akdeniz Bölgesi Antalya deniz alanlar�ndaki arama ruhsatlar�nda ortak i�letme anla�mas� imzalanm��t�r.


3.2.4.Petrol ve Do�al Gaz Tüketimi 3.2.4.1.Petrol Tüketimi

�ekil 3.17. 2000-2010 Y�llar� Petrol Tüketimi

Kaynak: TPAO Türkiye’nin petrol tüketiminde 2000-2008 y�llar� aras�nda çok büyük de�i�iklikler olmam��t�r. Ancak, 2009 y�l�nda ya�anan kriz nedeniyle petrol tüketiminde yakla��k %30 civar�nda azalma olmu�tur. 2000 y�l�nda toplam enerji tüketimi içinde petrolün pay� %40,6 civar�nda iken 2010 y�l�nda bu oran %29’lara dü�mü�tür. 3.2.4.2.Do�al Gaz Tüketimi Türkiye’de do�al gaz tüketimi 1987 y�l�ndan bu yana sürekli artan bir e�ilim içindedir. Do�al gaz tüketimi 2010 y�l� sonunda 37,4 milyar m3’e ula�m��t�r. Do�al gaz tüketim miktar�n�n, Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanl�� taraf�ndan yap�lan projeksiyona göre, 2015 y�l�nda 51,4 milyar m3’e, 2020 y�l�nda 59,3 milyar m3’e ç�kaca�� tahmin edilmektedir. Türkiye 2010 y�l� genel enerji tüketimi içinde do�al gaz %31 pay ile birinci s�rada yer almaktad�r. Böylece, Türkiye ‘de do�al gaz tüketimi son 10 y�lda yakla��k 2,3 kat artm��t�r. Artan talebin en büyük bölümünü, elektrik enerjisi üretimi için do�al gaz tüketimi olu�turmaktad�r. 2010 y�l� ulusal do�al gaz tüketiminin sektörel da��l�m�; elektrik %56, sanayi %20 ve konut %18,5 olarak gerçekle�mi�tir (2010 Denge Tablosu). Türkiye’nin birincil enerji tüketiminde 2010 y�l�nda gözlenen art��n 2011 y�l�nda da sürmesi beklenmektedir. 2011 y�l�nda ülkemiz birincil enerji tüketiminin yüzde 5,6 art��la 114,3 Mtep olaca�� tahmin edilmektedir. Türkiye’de birincil enerji tüketiminde do�al gaz�n büyük pay� olmakla birlikte, gerek 2009 ve 2010 y�llar�nda Türkiye’de hidrolojik �artlar�n iyile�mesi ile barajlar�n doluluk oranlar�n�n yükselmesi sonucunda hidrolik kaynaklar�n, elektrik üretimindeki pay�n�n artmas�, gerekse de 18.05.2009 tarih ve 2009/11 say�l� Yüksek Planlama Kurulu (YPK) Karar� olarak yay�mlanan


“Elektrik Enerjisi Piyasas� ve Arz Güvenli�i Stratejisi Belgesi” ile uzun soluklu elektrik kaynak kullan�m hedeflerinin ortaya konulmas� ile birincil enerji tüketiminde öngörülen bu art��n, do�al gaz tüketimine ayn� oranda yans�mayaca�� tahmin edilmektedir. Bu kapsamda piyasa kat�l�mc�lar�ndan derlenen 2011 y�l� tüketim tahminlerinin de de�erlendirilmesiyle 26.01.2011 tarih ve 3055/6 say�l� EPDK Kurul Karar�yla 2011 y�l� ulusal do�al gaz tüketim miktar�, 39 milyar Sm3 olarak aç�klanm��t�r.

�ekil 3.18.Türkiye’de Do�al Gaz Tüketimi

Kaynak: EPDK

�ekil 3.19. 2010 Y�l� Sektörel Do�al Gaz Tüketimi

Kaynak: ETKB 3.2.5. �thalat Yerli üretimin çok k�s�tl� olmas� nedeniyle do�al gaz tüketiminin tamam�na yak�n� ithalatla kar��lanmaktad�r. Bu aç�dan, do�al gaz sektöründe; arz güvenli�inin sa�lanmas� ve rekabet ko�ullar�n�n sa�land�� bir ortam�n olu�turulmas�


gerekmektedir. Tüketicilere tedarikçilerini serbestçe seçme olana�� tan�narak do�algaz�n sürekli ve ekonomik olarak tüketicilerin kullan�m�na sunulmas� sektörün öngörülen yap�ya kavu�turulmas�nda önemli bir rol oynamaktad�r.

Tablo 3.8. 2005-2010 Y�llar� Do�al Gaz �thalat Miktarlar� (milyon m3 9155 kcal/m3’e baz)

Kaynak: EPDK

Tablo 3.9. Do�al Gaz Al�m Anla�malar�

Mevcut Anla�malar Miktar (Plato)

(Milyar m³/y�l)

�mzalanma Tarihi

Süre(Y�l) Durumu

Rus.Fed. (Bat�) 6,0 14 �ubat 1986 25 Eylül 2011 sona ermi�tir.

Cezayir (LNG) 4,0 14 Nisan 1988 20 Devrede Nijerya (LNG) 1,2 9 Kas�m 1995 22 Devrede �ran 10,0 8 A�ustos 1996 25 Devrede Rus. Fed. (Karadeniz) 16,0 15 Aral�k 1997 25 Devrede Rus. Fed. (Bat�) 8,0 18 �ubat 1998 23 Devrede Türkmenistan 16,0 21 May�s 1999 30 - Azerbaycan 6,6 12 Mart 2001 15 Devrede

Kaynak: BOTA� Rusya’yla 1986 y�l�nda imzalanan y�ll�k 6 milyar m3 (plato) miktar�ndaki ilk al�m anla�mas�n�n ard�ndan, arz kaynaklar�n�n çe�itlendirilerek arz güvenli�inin ve tedarikte esnekli�in art�r�lmas� amac�yla 1988 y�l�nda imzalanan al�m anla�mas� kapsam�nda 1994 y�l�ndan itibaren Cezayir’den, 1995 y�l�nda imzalanan al�m anla�mas� kapsam�nda ise 1999 y�l�ndan itibaren Nijerya’dan LNG al�m�na ba�lanm��t�r. Artan tüketim miktar�n�n kar��lanabilmesi amac�yla imzalanan di�er al�m anla�malar� kapsam�nda s�ras�yla Rusya (�lave Bat� Hatt�), �ran ve Rusya (Mavi Ak�m Hatt�)’dan do�al gaz al�m�na devam edilmi�tir.


12.03.2001 tarihinde imzalanan al�m anla�mas� kapsam�nda 2007 y�l�ndan itibaren Azerbaycan’dan da gaz al�m�na ba�lanm��t�r. Böylece mevcut durum itibariyle Türkiye, 1999 y�l�nda imzalanmakla birlikte henüz devreye girmedi�i için toplama dahil edilmeyen Türkmenistan anla�mas� hariç olmak üzere, 5 farkl� ülkeden uzun dönemli do�al gaz al�m anla�malar� kapsam�nda do�al gaz ithalat� gerçekle�tirmektedir. Rusya'dan al�nan ve Trakya'dan gelen ''Bat� Hatt�'' olarak isimlendirilen 6 milyar Sm3/y�l olan kontrat�n BOTA� taraf�ndan ''istenilen indirim oranlar�n�n olu�mamas�'' nedeniyle sonland�r�lm��t�r ETKB taraf�ndan Ekim 2011 tarihinde yap�lan aç�klamalarda Ocak 2012 ay�na kadar kamudan ak�� devam edecek olan do�algaz�n bu 3 ayl�k süre içinde özel sektörle yap�lacak kontratlarla beraber Gazprom firmas�n�n mutlaka bu boru hatt�n�n do�algazs�z kalmayarak ak��na devam edece�i yönünde olaca�� belirtilmi�tir.

�ekil 3.20. 2010 Y�l� Ülkelere Göre Do�al Gaz �thalat�n�n Yüzde Pay�

Kaynak: EPDK 1999-2009 dönemi içerisinde ithal kaynaklar�n�n paylar� incelendi�inde Mavi Ak�m hatt�ndan gaz al�m�n�n ba�lad�� ve �ran’dan al�nan do�al gaz miktar�nda önemli bir art��n gerçekle�ti�i 2003 y�l�ndan itibaren, Bat� Hatt�ndan gelen do�al gaz ile Cezayir ve Nijerya’dan al�nan LNG’nin toplam ithalat içindeki pay�nda oransal azalma oldu�u, ithalatta Rusya’n�n a��rl��n� korudu�u görülmektedir. 3.2.6. �hracat �thal edilmi� veya yurt içinde üretilmi� do�al gaz�n yurt d��na ihraç edilebilmesi faaliyeti, EPDK’dan ihracat lisans� alm�� olan tüzel ki�iler taraf�ndan gerçekle�tirilebilmektedir. 2009 y�l� itibariyle sadece BOTA�’�n ihracat lisans� bulunmakta olup söz konusu lisans Türkiye-Yunanistan boru hatt� vas�tas�yla 06.04.2004 tarihinden itibaren 10 y�l süre ile Yunanistan’a do�al gaz ihraç etme yetkisini kapsamaktad�r.


Tablo 3.10. Y�llar �tibar�yla Do�al Gaz �hracat Miktarlar� (Milyon Sm³)

YIL TOPLAM 2007 31 2008 443 2009 721 2010 660

2011 (*) 475 * A�ustos ay� itibar�yla gerçekle�me miktarlar�d�r.

Kaynak: BOTA� 3.2.7. Do�al Gaz Depolama 18.04.2001 tarih ve 4646 say�l� Do�al Gaz Piyasas� Kanunu, do�al gaz ithal eden �irketlerden ithal ettikleri do�al gaz�n %10’unu yurtiçinde depolama konusunda, depolama �irketleriyle anla�ma yapmas� �art�n� aramaktad�r. Ayr�ca, do�al gaz�n toptan sat��n� yapacak olan �irketlerin de gerekli depolama önlemlerini almalar� zorunlu tutulmu�tur. TPAO’nun Trakya’daki Kuzey Marmara ve De�irmenköy do�al gaz üretim sahalar�ndaki mevcut do�al gaz�n tüketimi sonras� yer alt� do�al gaz depolama tesisi olarak kullan�lmas�na ili�kin olarak BOTA� ve TPAO aras�nda 21 Temmuz 1999’da Do�al Gaz Yer Alt� Depolama ve Yeniden Üretim Hizmetleri Anla�mas� imzalanm��t�r. Türkiye’nin, ilk yer alt� do�al gaz depolama tesisleri olan Silivri’deki Kuzey Marmara ve De�irmenköy yer alt� do�al gaz depolama tesisleri Temmuz 2007’de i�letmeye aç�lm��t�r. 2,661 milyar m3 kapasiteli Silivri-De�irmenköy Do�al Gaz Depolama Tesislerinin depolama kapasitesinde art�� sa�lanmas� ve yeni depolama sahalar�n�n tesis edilmesine ili�kin çevre, fizibilite ve teknik çal��malar sürdürülmektedir. Bu tesislerin,2016 y�l�na kadar üç a�amada depolama kapasitesinin 3,0 milyar m3’e, geri üretim kapasitesinin ise 50 milyon m3/gün’e ç�karabilmek için gerekli çal��malar yürütülmektedir. Bunun yan� s�ra Tuz Gölü Havzas�’nda olu�turulacak tuz domlar�n�n do�al gaz� yer alt�nda depolamak amac�yla kullan�m� için geli�tirilen Tuz Gölü Do�al Gaz Yer Alt� Depolama Projesi’nin mühendislik çal��malar�na Temmuz 2000’de ba�lanm��t�r. BOTA�’�n 2010 y�l�nda ç�kt�� yap�m ihalesi sonuçlanm�� olup, ekonomik aç�dan en elveri�li teklifi veren China Tianchen Engineering Corporation firmas� ihaleyi kazanm��t�r. BOTA�, Tuz Gölü’nde toplam 1,478 milyar m3 kapasiteli do�algaz yer alt� depolama tesisi kurmak için yo�un haz�rl�k çal��malar� yapmaktad�r. Bölgede in�a edilecek depolardan ilkinin 2015 y�l�nda, di�erinin ise 2018 y�l�nda i�letmeye al�nmas� planlanmaktad�r.


Tablo 3.11. Depolama Faaliyetine �li�kin Veriler

��RKET ADI L�SANS SÜRES� DEPOLAMA TES�SLER�

DEPOLAMA KAPAS�TES�

BOTA� (LNG)

04.04.2003 tarihinden itibaren 10 y�l

Marmara Ere�lisi/Tekirda�

255.000 m3 LNG (85.000 m3 x 3)

EGE GAZ A.�. (LNG)


Alia�a/�zmir 280.000 m3 LNG (140.000 m3 x 2

TPAO (DO�AL GAZ)


Silivri/�stanbul 2.661.000.000 m3

BOTA� (DO�AL GAZ)


Sultanhan�/Aksaray 1.478.000.000 m3

Kaynak: EPDK 4646 say�l� Do�al Gaz Piyasas� Kanunu ile do�al gaz piyasas�nda serbestle�me hedeflenmi�tir. 4646 say�l� Do�al Gaz Piyasas� Kanunu hukuki olarak BOTA�’�n tekel konumunu ortadan kald�rm��t�r. Kanunda öngörüldü�ü üzere �ehir içi da��t�m lisanslar� için EPDK taraf�ndan ihaleler düzenlenmektedir. Gerek spot gerekse de uzun dönemli sözle�melerle Türkiye'deki LNG ithalat�n�n durumuna bakt��m�zda, 2008 y�l�nda ulusal do�al gaz tüketiminin %14,9'u LNG ile kar��lanmakta iken bu oran; 2009'da %17,5'e, 2010'da %22'ye kadar yükselmi�tir. Do�al gaz tüketiminin LNG ile kar��lanan k�sm�n� �irketler baz�nda ay�rd��m�zda, EGEGAZ'�n ilk defa 2009 y�l�nda getirdi�i LNG ile tüketimin %1,5'ini kar��lad��, 2010 y�l�ndaki art��la %8,2'ye ç�kt�� görülmektedir. Ayn� �ekilde BOTA�'a bakt��m�zda, 2008 y�l�nda tüketimin %14,9'u BOTA�'�n getirdi�i LNG ile kar��lanmakta iken 2009 y�l�nda bu oran, %16'ya yükselmi� ve devam�nda %13'lere dü�erek dura�an bir seyir izlemektedir. 1994 y�l�nda devreye al�nm�� olan ve halen BOTA� mülkiyet ve i�letmesinde olan Marmara Ere�lisi ve 2001 y�l�nda �zmir Alia�a’da kurulan ve 2006 y�l�nda kullan�lmaya ba�lanan EGEGAZ �irketine ait LNG Terminalleri, ithal edilen LNG’nin gazla�t�r�larak sisteme verilmesinde ve do�al gaz�n en fazla tüketildi�i pik kullan�m dönemlerinde azami çeki�leri düzenleyerek talep de�i�imlerinin kar��lanmas�nda kullan�lmak üzere kurulmu� olan tesislerdir. Di�er taraftan, in�a edilecek olan gerek yeralt� do�al gaz depolama tesislerinde gerekse LNG tesislerinde depolama faaliyetinde bulunmak amac�yla EPDK’ya yap�lm�� lisans ba�vurular� bulunmaktad�r. 3.2.8.Uluslararas� Boru Hatt� Projeleri Dünya petrol rezervlerinin yüzde 65’i ve do�algaz rezervlerinin yüzde 71’i Türkiye’yi çevreleyen Hazar Havzas� ve Ortado�u ile Rusya Federasyonu’nda bulunmaktad�r. Gelecek 20 y�l içerisinde yakla��k yüzde 40 oran�nda artmas� beklenen dünya enerji tüketiminin büyük bir bölümünün içinde bulundu�umuz bölgeden kar��lanmas� öngörülmektedir. Orta Asya’daki rezervler dünya enerji talebini kar��lamada önemli bir alternatif kaynak olarak ortaya ç�kmaktad�r. Türkiye, gerek co�rafi, gerekse jeopolitik konumu ile Orta Do�u ve Orta Asya’n�n üretiminin dünya pazarlar�na ula�mas�nda hem köprü, hem de terminal olma özelli�i ta��maktad�r.


Ülkemizin bu konumunu güçlendirme hedefi do�rultusunda yürüttü�ü uluslararas� projeler: Bakü-Tiflis-Ceyhan (BTC) Ham Petrol Ana �hraç Boru Hatt� Do�u-Bat� Enerji Koridorunun en önemli bile�enini olu�turan Bakü-Tiflis-Ceyhan (BTC) Ham Petrol Ana �hraç Boru Hatt�, 4 Haziran 2006 tarihinde Ceyhan �hraç Terminali’nden yüklenen ilk petrol tankeri ile i�ler hale gelmi� ve ba�ta Azeri petrolü olmak üzere, Hazar Bölgesi’nde üretilecek petrolün uluslararas� pazarlara ta��nmas�na ba�lanm��t�r. 2006’dan bugüne kadar, yükleme yap�lan petrol miktar� 2011 y�l� Haziran ay� itibar�yla 1.222 milyar varili a�m�� olup yüklenen bu petrol 1572 tankerle ta��nm��t�r. Söz konusu hatt�n kapasitesi Mart 2010 tarihi itibar�yla 1,2 milyon varil/güne ç�kar�lm�� olup, Sangaçhal/Bakü yükleme tesislerinden yap�lan yüklemeye göre ortalama günlük 650-700 bin varil petrol hattan ta��nmaktad�r. 2008 y�l� Ekim ay�ndan 2009 y�l� sonuna kadar Kazak petrolü ta��nm��, 2010 y�l� Mart ay�ndan itibaren ise Türkmen petrolü BTC Ham Petrol Ana �hraç Boru Hatt� ile dünya pazarlar�na ula�t�r�lmaktad�r. Hazar-Türkiye-Avrupa Do�al Gaz Boru Hatt� (DGBH) Projesi BTC Hatt�’na paralel olarak, Hazar Bölgesi ülkelerinde üretilecek do�algaz�n Türkiye’ye, buradan da di�er Avrupa ülkelerine ta��nmas�n� öngören Hazar-Türkiye-Avrupa Do�algaz Boru Hatt� (DGBH) Projesi de, Do�u-Bat� Enerji Koridoru politikam�zda önemli bir yere sahiptir. Bu kapsamda, Azerbaycan-Türkiye Do�algaz Boru Hatt� ile (�ah Deniz Projesi, Bakü-Tiflis-Erzurum DGBH) 2007 y�l� Temmuz ay�ndan itibaren do�algaz tedarik edilmektedir. BTE Do�algaz Boru Hatt� y�ll�k 20 milyar m3 azami tasar�m kapasitesi ile sadece Türkiye’nin yurtiçi do�algaz talebinin kar��lanmas� aç�s�ndan de�il, ayn� zamanda AB’nin h�zla artan do�algaz ihtiyac�n�n bir k�sm�n�n kar��lanmas� aç�s�ndan da önemlidir. 25 10 2011 tarihinde Türkiye ile Azerbaycan aras�nda, “�ahdeniz 2” projesi kapsam�nda Azerbaycan'dan gaz al�m�n� ve iletimini öngören hükümetleraras� anla�ma imzalanm��t�r. Bu antla�ma ile Türkiye'nin hem mevcut �ebekeleriyle hem de yeni müstakil bir hatla �ahdeniz 2 gaz�n� Avrupa'ya aktarabilecek iki tane büyük alternatif ortaya konmu�tur. Bu proje ile 2018'den sonra Azerbaycan do�al gaz�n�n 6 milyar m3 Türkiye'de, 10 milyar m3 de bat�da kullan�lacakt�r. Türkiye-Yunanistan Do�al Gaz Boru Hatt� 2007 y�l� Kas�m ay�nda i�letmeye al�nan Türkiye-Yunanistan Do�algaz Boru Hatt� ile Güney Avrupa Gaz Ringi Projesi’nin ilk aya�� tamamlanm��, ülkemiz do�algaz iletim �ebekesinin kom�u ülkelerin altyap�s�yla enterkonneksiyonu gerçekle�tirilmi� ve ülkemiz do�algazda köprü tedarikçi konumuna gelmi�tir. Güney Avrupa Gaz Ringi Projesi’nin bir sonraki a�amas�n� ise Türkiye-Yunanistan Do�algaz Boru Hatt�’n�n, Adriyatik Denizi’nden geçecek bir hat ile �talya’ya uzat�lmas� olu�turmaktad�r. �talya ba�lant�s� ile söz konusu hat üzerinden ta��nacak toplam do�algaz miktar�n�n a�amalar halinde yakla��k 12 milyar m3/y�l seviyesine ç�kar�lmas� planlanmaktad�r. Bu miktar�n 3,6 milyar m3’ü Yunanistan’a, 8 milyar m3’ü ise �talya’ya ta��nacakt�r.


Yunanistan-�talya ba�lant�s�n� sa�layacak olan Adriyatik Denizi Geçi�i, Azerbaycan �ah Deniz Faz-II A�amas�n�n devreye al�nmas�yla birlikte ITGI Projesinin (�ah Deniz Faz-II üretimine ba�l� olarak) 2016 veya 2017 y�l�nda devreye al�nmas� öngörülmektedir. Nabucco Do�al Gaz Boru Hatt� Projesi Türkiye’nin Avrupa’ya aç�l�m stratejisi kapsam�nda di�er bir proje ise Türkiye-Bulgaristan-Romanya-Macaristan ve Avusturya güzergahl� Nabucco Do�al gaz Boru Hatt� Projesi’dir. Y�ll�k maksimum 31 milyar m³ kapasiteye sahip olacak olan boru hatt� projesi Avrupa’n�n kaynak ve güzergâh çe�itlili�ine önemli katk� sa�layacakt�r. Yakla��k uzunlu�u 4.000 km, ta��ma kapasitesi 31 milyar m3 y�l ve yakla��k yat�r�m maliyeti 7,9 milyar EURO olan do�algaz boru hatt�n�n in�aat�n�n 2012 y�l�nda ba�lamas� ve 2017 y�l�nda ilk kapasite ile devreye al�nmas� planlanmaktad�r. Nabucco Projesi Hükümetleraras� Anla�mas�, ilgili hükümleri do�rultusunda 1 A�ustos 2010 itibar�yla yürürlü�e girmi� bulunmaktad�r. Projenin gerçekle�tirilmesi için çal��malar devam etmektedir. Arap Do�al Gaz Boru Hatt� Projesi M�s�r do�algaz�n�n Ürdün ve Suriye üzerinden ülkemize ve ülkemiz üzerinden de Avrupa’ya ula�t�r�lmas�n� hedefleyen Arap Do�algaz Boru Hatt� Projesi kapsam�nda, Suriye 2008 y�l� Temmuz ay�ndan itibaren M�s�r do�algaz�n� almaya ba�lam��t�r. Y�ll�k 10 milyar m3 do�algaz ta��nmas� söz konusu olan Projede, y�ll�k 3,4 milyar m3’lük k�sm�n�n plato döneminde Ürdün’e tahsis edilmesi, kalan 6,6 milyar m3’lük k�sm�n�n ise Suriye üzerinden Türkiye’ye iletilmesi planlanmaktad�r. 1.236 km uzunlu�undaki Arap Do�al gaz Boru Hatt�’n�n ilk iki faz� tamamen ve üçüncü faz� da yar� yar�ya tamamlanm�� durumdad�r. Türkiye ve Suriye aras�nda 2009 y�l�nda imzalanan mutabakat zab�tlar� çerçevesinde iki ülke do�algaz �ebekelerinin 2011 y�l� sonuna kadar birbirine ba�lanmas� hedeflenmektedir. Irak-Türkiye Do�al Gaz Boru Hatt� Irak do�algaz�n�n ülkemize ve Avrupa ülkelerine do�algaz sa�layacak projeler için önemli bir kaynak olma potansiyeli dikkate al�narak 15 Ekim 2009 tarihinde Irak-Türkiye aras�nda do�al gaz koridoru olu�turulmas�na yönelik bir mutabakat zapt� imzalanm��t�r. Proje ile Irak’taki sahalardan üretilecek do�algaz�n ilk a�amada ülkemize ve ülkemiz üzerinden Avrupa’ya, di�er taraftan Ceyhan’a kurulacak LNG terminali ile de dünya pazarlar�na ula�t�r�lmas� hedeflenmektedir. Irak-Türkiye Ham Petrol Boru Hatt�, 27 A�ustos 1973 tarihinde, Türkiye Cumhuriyeti ile Irak Cumhuriyeti Hükümetleri aras�nda imzalanan Ham Petrol Boru Hatt� Anla�mas� çerçevesinde Irak’�n Kerkük ve di�er üretim sahalar�nda üretilen ham petrolün Ceyhan (Yumurtal�k) Deniz Terminali’ne ula�t�r�lmas� amac�yla in�a edilmi�tir. Irak ile ülkemiz aras�nda 2010 y�l� Mart ay�nda süresi bitecek olan Kerkük–Yumurtal�k Ham Petrol Boru Hatt� Anla�mas� ve ilgili anla�ma, protokol ve


mutabakat zab�tlar�nda de�i�iklik öngören ve bu anla�malar�n süresini 15+5 y�l uzatan de�i�iklik anla�mas� 19 Eylül 2010 tarihinde Ba�dat’ta imzalanm��t�r. Samsun-Ceyhan Ham Petrol Boru Hatt� Halihaz�rda y�ll�k yakla��k 150 milyon ton tehlikeli yük bo�azlar�m�zdan geçmektedir. Türk Bo�azlar� Karadeniz’e ileride inecek petrolü emniyetli olarak daha fazla ta��yamayacak durumdad�r. Bo�azlardaki tehlikeli yük trafi�ini azaltmay� hedefleyen Samsun-Ceyhan Ham Petrol Boru Hatt�, Kuzey-Güney Enerji Koridorunun da ana ö�esi olmak üzere tasarlanm��t�r. 2011 y�l� Mart ay�nda Rusya ile gerçekle�tirilen Karma Ekonomik Komisyonu toplant�lar�nda sözkonusu proje ile ilgili müzakerelere devam edilmi�tir. Projenin hayata geçirilmesi için Teknik heyetlerin çal��malar� sürmektedir. Yine, 6 A�ustos 2009 tarihindeki Türkiye ve Rusya protokollerinden do�algaz protokolü ile 14 �ubat 1986 tarihli Al�m ve Sat�m Anla�mas�n�n, anla�man�n süresinin taraflar aras�nda uzat�lmas�, Rus do�algaz�n�n Türkiye’ye ve Türkiye üzerinden di�er hedeflere ula�t�r�labilmesi amac�yla var olan boru hatlar�n�n geni�letilmesine ve yeni boru hatlar�n�n in�a edilmesine yönelik fizibilite çal��malar�n�n yap�lmas� hedeflenmektedir. Ayr�ca Türkiye, Güney Ak�m Do�algaz Boru Hatt�n�n in�as�na yönelik Karadeniz’deki ekonomik bölgesinde ke�if ve çevresel ara�t�rmalar�n yap�lmas�na izin vermi�tir. 3.2.9.Petrol Kanunu Stratejik bir madde olan ve ülkelerin d�� politikalar�nda çok önemli bir yer tutan petrolün, aranmas�, üretimi, iletimi, rafinaj�, depolanmas�, toptan sat�� ile ilgili hususlar� kapsayan ve petrol faaliyetleri ile ilgili ilk geni� kapsaml� kanuni düzenleme olan “6326 say�l� Petrol Kanunu”, 1954 y�l�nda yürürlü�e girmi�tir. Dönemin ihtiyaçlar�na göre çe�itli tarihlerde kanun üzerinde baz� de�i�iklikler yap�lm��t�r. Bilindi�i üzere, enerji sektörünün yeniden yap�lanmas� sürecinde, önce 3 Mart 2001 tarihinde “Elektrik Piyasas� Kanunu”, 2 May�s 2001’de de “Do�al Gaz Piyasas� Kanunu” yürürlü�e konulmu�tur. Do�al Gaz Piyasas� Kanunu ile “do�al gaz�n aranmas� ve üretimi” 6326 say�l� Petrol Kanunu kapsam�nda b�rak�l�rken, do�al gaz�n ithali, ihrac�, depolanmas�, iletimi ve da��t�m�, ticareti Do�al Gaz Piyasas� Kanunu ile düzenlenmi� ve bu kanunun uygulamas� ile Enerji Piyasas� Düzenleme Kurumu görevlendirilmi�tir. “Petrolün arama ve üretimi” d��ndaki, depolama, rafineri, ta��ma, iletim, da��t�m ve pazarlama faaliyetlerini düzenleyen 5015 say�l� “Petrol Piyasas� Kanunu” ise, 20 Aral�k 2003 tarihinde yürürlü�e girerek, 6326 say�l� Petrol Kanunu’nun ‘baz� faaliyetlerini’ kendi kapsam�na alm��t�r. Petrol Piyasas� Kanunu’nun hükümlerini uygulamak da yine Enerji Piyasas� Düzenleme Kurulu’nun görevleri aras�ndad�r. Petrol ile ilgili arama ve üretim faaliyetleri d��ndaki birçok faaliyetin ba�ka kanunlar�n bünyesine al�nm�� olmas�, Petrol Kanununun Avrupa Birli�i direktiflerine uygun hale getirilmesi gere�i, arama ve i�letme hak ve mükellefiyetlerinin günün ko�ullar�na göre düzenlenmesi ve özellikle yerli ve yabanc� sermayeyi sektöre


çekebilmek gibi nedenlerle yeni bir yasal düzenleme yap�lmas�na ihtiyaç duyulmaktad�r. Yeni Petrol Kanunu Tasar�s�nda yer almas�n�n uygun olabilece�i dü�ünülen hususlardan baz�lar� a�a��da belirtilmektedir: � Petrol Kanunu bak�m�ndan ülkenin “Kara” ve “Deniz”’ olarak iki petrol bölgesine

ayr�lmas�, � Arama Ruhsatnamesi sürelerinin de de�i�tirilmesi, � Arama Ruhsatnamesi alma say�s�ndaki TPAO ve di�er �irketler aras�ndaki

e�itsizli�in kald�r�lmas�, � Arama Ruhsatnamesi Müracaat� için �irketlere tan�nan sürenin uzat�lmas�, � Arama Ruhsatnamesi sahibinin “Bölgesel Sondaj Mükellefiyetinin” kald�r�lmas�, � �irketler, Petrol ��leri Genel Müdürlü�üne verdikleri i� program� ve mali yat�r�m

program� çerçevesinde mali yat�r�m�n belli bir yüzdesini teminat olarak vermeleri, � Gerek Arama Ruhsat� “al�n�r al�nmaz”, gerek Arama Ruhsat�n�n “uzat�mlar�nda”

“teminat” al�nmas�, � Üretim yapsa dahi bir �irketin bir ��letme Ruhsat�n� “en fazla 40 y�l” elde

tutulabilme s�n�rlamas�n�n kald�r�lmas�, � Üretilip depolanan petrolden Devlete ödenen “Devlet Hissesi” (Royalty) oran�n�n

ham petrol fiyatlar�, kara ve deniz alanlar�nda ve kuyu derinliklerine ba�l� olarak de�i�en oranlarda al�nmas�,

� “Petrol Bulgusu (emare)” ve “Petrol Ke�fi” nin ayr� ayr� tan�mlanmas�, � Dünyada �u anda geçerli olan ve devam etmeyece�ine dair hiçbir garanti

bulunmayan “spekülatif petrol fiyatlari” nedeniyle, yeni ke�fedilecek petrolün payla��m� konusunda ‘kontrat dönemine’ gidilmesinin dü�ünülmesi,

� Yerli ham petrolün piyasa fiyat� tarifinin ve esaslar�n�n “5015 say�l� Petrol Piyasas� Kanunu’ndan ç�kar�larak”, yeni haz�rlanacak Petrol Kanunu metni içine al�nmas�, önerilebilecek hususlardand�r.

3.3.Petrol Piyasas� 20.12.2003 tarihinde yürürlü�e giren 5015 say�l� Petrol Piyasas� Kanunu ile ülkemizdeki petrol piyasas� yeniden yap�land�r�lm��t�r. Kanun, yurtd��ndan temin edilen veya yurtiçinde üretilerek teslime haz�r hale getirilen ham petrolden ba�layan ve ürün halinde kullan�c�lara sunulan petrole ili�kin piyasa faaliyetlerini (downstream) düzenlemektedir. Kanun, piyasas�n�n yönlendirilmesi, düzenlenmesi, gözetimi ve denetlenmesine ili�kin görev, yetki, sorumluluklar� Enerji Piyasas� Düzenleme Kurumu’na (EPDK) vermi�tir. Türkiye’de petrol piyasas� 9 faaliyet (rafinaj, da��t�m, iletim, depolama, i�leme, madeni ya�, ihrakiye teslimi, ta��ma ve bayilik) ve 1 kullan�m (serbest kullan�c�) alan�nda, yasal ayr��ma tabi tutulmu�tur. Yasal ayr��ma tabi tutulan faaliyet veya kullan�mlar�n yap�lmas� için lisans al�nmas� gerekmektedir. 3.4. Rafinaj Sektörü Ülkemizde, Türkiye Petrol Rafinerileri A. �. (TÜPRA�)’ne ait �zmit, �zmir, K�r�kkale ve Batman olmak üzere toplam dört adet rafineri faaliyet göstermektedir. 1962 y�l�nda


i�letmeye al�nan ATA� Rafinerisi ise Temmuz 2004 tarihinde depolama faaliyetlerine yönelerek rafineri faaliyetlerine son vermi�tir. Ata� Rafinerisinin faaliyetlerine son vermesi ile 32 milyon ton/y�l olan Türkiye toplam rafineri kapasitesi 28,1 milyon ton/y�l’a dü�mü�tür. 2007 y�l�nda Do�u Akdeniz Petrokimya ve Rafineri Sanayi ve Ticaret Anonim �irketi’ne 15 milyon ton/y�l kapasiteli Ceyhan/ADANA’da, 2010 y�l�nda ise Socar & Turcas Rafineri Anonim �irketi’ne 10 milyon ton/y�l kapasiteli Alia�a/�zmir’de rafineri kurulmas� için lisans verilmi� olup 5 milyar $ yat�r�m bedeli tutar�nda Star Rafineris’nin temeli 25 Ekim 2011 tarihinde at�lm��t�r. Rafineride LPG ve Nafta üretiminin Petkim için; dizel ve jet yak�t üretiminin ise yurt içi piyasalar için hizmete sunulmas� planlanmaktad�r.

Tablo 3.12. Rafinaj Sektöründe Kurulu Kapasite ve Kapasite Kullan�m Oranlar�

Rafineri

Kapasite ve KKO* Y�llar

(Mton/y�l ve %) 2007 2008 2009 2010

Kapasite 11,0 11,0 11,0 11,0 �zmit KKO 100,0 94,0 75,0 76,1 Kapasite 11,0 11,0 11,0 11,0 �zmir KKO 97,0 93,0 67,0 67,0 Kapasite 5,0 5,0 5,0 5,0 K�r�kkale KKO 63,0 58,0 62,0 52,5 Kapasite 1,1 1,1 1,1 1,1 Batman KKO 71,0 72,0 58,0 81,8 Kapasite 28,1 28,1 28,1 28,1 TOPLAM KKO 91,1 86,0 69,0 68,4

* KKO: Kapasite Kullan�m Oran� Kaynak EPDK

3.4.1. Rafinerilerde ��lenen Ham Petrol 2010 y�l�nda TÜPRA�, 19,6 milyon ton ham petrol ve 2,1 ton yar� mamul ile birlikte toplam 21,7 milyon �arjdan 20,6 milyon ton üretim gerçekle�tirmi�tir. Y�l içinde siyah ürün pay� %27,6 olarak gerçekle�tirilirken yüksek ham petrol kapasite kullan�m� ile artan siyah ürün üretiminde yurt içi talep fazlas� olan fuel oil yerine yurt içi talebi yüksek olan asfalt�n üretimi %39 art��la 2,8 milyon ton olarak gerçekle�tirilmi�tir. Tüpra� y�l içinde 22,81 API ile 43,89 API aras�nda de�i�en gravitelerde ve %0,6 ile %4,13 aras�nda de�i�en kükürt içeriklerinde olmak üzere 9 ülkeden 13 farkl� çe�it ham petrol al�m� yapm��t�r.


Tablo 3.13. 2008-2010 Rafinerici Lisans Sahiplerinin Ham Petrol �thalat� (1.000 ton)

2008 2009 2010 2008 2009 2010�ran 7.800 3.228 7.261 36 23 43Rusya 7.137 5.762 3.320 33 41 20S.Arabistan 3.073 2.096 1.953 14 15 12Irak 1.874 1.733 2.001 9 12 12Kazakistan 636 522 1.786 3 4 11Suriye 515 160 406 2 1 2�talya 447 249 110 2 2 1�ngiltere 184 � � 1 � �Azerbeycan 77 77 � � 1 �Libya � 139 � � 1 �Gürcistan � 36 � � � �Nijerya � 190 � � 1 �Toplam 21.743 14.192 16.837 100 100 100

Miktar Pay�(%�)ÜLKE

2009 y�l�nda küresel kriz nedeniyle 2008 y�l�na göre ham petrol ithalat�nda %35’lik dü�ü� gözlenmi�tir. 2010 y�l�nda ise ham petrol ithalat� 16,84 milyon ton seviyesine ç�km��t�r. 2008 y�l�n�n son çeyre�inden bu yana dünyay� derinden etkileyen ekonomik krizin 2010 y�l�nda etkisini kaybetmesinin etkisiyle 2010 y�l� ham petrol ithalat�n�n bir önceki y�la göre %19 oran�nda artt�� görülmektedir.

Tablo 3.14. 2008-2010 Rafinerici Lisans� Sahiplerinin Petrol Ürünleri Üretimi (ton)

2008�2009 2009�2010Benzin�Türleri 4.415.631 3.795.165 3.793.712 �14 0Fuel�Oil�Türleri 4.735.550 2.076.000 2.591.618 �56 25Motorin�Türleri 6.567.176 4.694.922 5.243.398 �29 12Di�er�Ürünler� 8.530.943 8.816.818 7.938.860 3 �10

24.249.300 19.382.905 19.567.588 �20 1Toplam

2008 2009 2010De�i�im(%)

Tan�m�

Tablo 3.14’te verilen veriler incelendi�inde; 2009 y�l�na ait Benzin, Motorin ve Fuel Oil türlerinin üretim miktarlar�n�n 2008 y�l�na göre ciddi miktarda dü�tü�ü görülürken, 2010 y�l�na ait üretim miktarlar�n�n 2009 y�l�na göre genel toplamda %1 oran�nda artt�� görülmektedir. 2010 y�l�na ait Benzin ve di�er ürün üretim miktarlar� 2009 y�l�na göre azal�rken, Fuel Oil ve Motorin türleri üretimi önemli miktarda artm��t�r. Tablo 3.6’da ve �ekil 3.21’de rafinerici lisans sahiplerinin petrol ürünleri ithalat miktarlar� verilmektedir. 2009 ve 2010 y�llar� kar��la�t�r�ld��nda, petrol ürünleri ithalat�nda %37’ye yak�n bir dü�ü� oldu�u görülmektedir.


Tablo 3.15. Rafinerici Lisans� Sahiplerinin Petrol Ürünleri �thalat Miktarlar� (ton)

2008�2009 2009�2010Motorin�Türleri 987.964 � � � �K�rsal�Motorin 1.261.200 2.502.953 1.645.397 98 �34Fuel�Oil��Türleri 459.282 548.949 515.778 20 �6Jet�Yak�t� � 615.308 156.008 � �75

2.708.446 3.667.210 2.317.183 35 �37Toplam

Petrol�Ürünü 2008 2009 2010De�i�im(%)

Tablo 3.16’da görüldü�ü üzere; 2009 y�l�nda toplam petrol ürünleri ihracat�nda 2008 y�l�na göre %45’e yak�n dü�ü� ya�anm�� olup, ihracatta en büyük dü�ü� Fuel Oil türleri, Motorin ve Jet Yak�t�nda gerçekle�mi�tir. 2010 y�l�na ait petrol ürünleri ihracat�na bak�ld��nda ise; benzin, Motorin ve Fuel Oil türleri ile Jet Yak�t� ihracat�nda art�� oldu�u gözlenmektedir.

Tablo 3.16. Rafinerici Lisans� Sahiplerinin Petrol Ürünleri �hracat Miktarlar� (ton)

2008�2009 2009�2010Benzin�Türleri 2.537.716 1.919.632 2.008.407 �24 5Motorin� 455.201 196.117 260.506 �57 33K�rsal�Motorin� 58.931 55.373 57.608 �6 4Fuel�Oil�Türleri 2.274.885 1.036.255 2.329.530 �54 125Jet�Yak�t� 536.767 11.649 110.062 �98 845

5.863.500 3.219.026 4.766.113 �45 48Toplam

Tan�m� 2008 2009 2010De�i�im(%)

*Di�er Ürünler: Asfalt, LPG, Heavy Vacuum Gas Oil (HVGO), Heavy Sulphur Gasoil (HSG),

Nafta, Baz ya� vb. ürünlerdir. **Rafinerici lisans� sahipleri taraf�ndan yap�lan askeri ve ihrakiye teslim sat��lar�n� da içerir.

�ekil 3.21. 2002-2010 Dönemi Petrol Faturas�

Kaynak: P�GM

25,0

2002 2010 DÖNEM PETROL FATURASI

15,5

19,3 18,5

15 0

20,0

8,6

11,1

13,4 12,6

10,0

15,0Milyar $

5,16,0

5,0

5,0

0,02002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

10,0

,

Ham Petrole Ödenen Döviz Petrol Ürünlerine Ödenen Döviz Petrol Ürünlerihracat Geliri

Toplam Petrol Gideri


2002-2010 Dönemi Petrol faturlar�na bakt��m�zda artan ham petrol fiyatlar�na paralel olarak hampetrole ödenen döviz miktar�n�n artt�� görülmektedir. 2010 y�l� petrol faturam�z 2002 y�l�na göre yakla��k 3 kat artarak 18,5 milyar $’a ula�m��t�r. Türkiye’de Ulusal Stok Türkiye, UEA üyeli�i gere�i fiziki olarak 90 günlük petrol stoku tutmak zorundad�r. Ulusal petrol stoklar� 5015 say�l� Petrol Piyasas� Kanunu’nun 16. maddesinde düzenlenmi�tir. Söz konusu 16. maddeye göre; ülkemizde akaryak�t ve LPG da��t�m �irketleri ikmal ettikleri günlük ortalama ürün miktar�n�n minimum 20 kat�n�, bir tüketim tesisinde bir cins üründen (motorin, fuel oil vb) y�lda 20.000 ton ve üzeri akaryak�t kullanan serbest kullan�c�lar ise tüketimlerinin 15 günlük k�sm�n� stok tutmakla yükümlüdür. Kanuna göre da��t�m �irketlerinin ve serbest tüketicilerin tuttuklar� bu stoklar “zorunlu stoklar”d�r. Yine söz konusu 16. madde’de zorunlu stoklar d��nda 90 güne “tamamlay�c� stoklar”�n rafinericiler taraf�ndan tutulmas�na ili�kin bir düzenleme mevcuttur. Bu amaçla EPDK taraf�ndan ton ba��na azami 10 USD olacak �ekilde belirlenen gelir pay� rafinericiler taraf�ndan tüketici fiyatlar�na (pompa fiyat�na) yans�t�lmaktad�r. Ayn� �ekilde akaryak�t ithal eden �irketlerin de TÜPRA�’a gelir pay� ödeme zorunlulu�u bulunmaktad�r. 3.5. Do�al Gaz Piyasas� 2001 y�l�nda Türkiye’e sadece 6 ilde do�al gaz kullan�l�yor iken, Kanunda ve ikincil mevzuatta öngörülen mekanizman�n i�letilmesiyle EPDK taraf�ndan aç�lan �ehir içi do�al gaz da��t�m ihaleleri sonras�nda, mevcut illerimizdeki da��t�m bölgeleri için verilen 7 da��t�m lisans� ile birlikte lisansl� da��t�m �irketi say�s� 60’a, gaz arz� sa�lanan da��t�m bölgesi say�s� ise 58’e ula�m��t�r. EPDK taraf�ndan 2003 y�l�ndan itibaren yap�lan do�al gaz da��t�m lisans� ihaleleriyle birlikte 2010 y�l� sonu itibariyle toplam 63 ilde konutlarda ve sanayide do�al gaz�n kullan�lmas� sa�lanm��t�r. Do�al Gaz Piyasas� Kanununda do�al gaz piyasa faaliyetleri �thalat, �letim, Depolama, Toptan Sat��, Da��t�m, �hracat, CNG Da��t�m� ve �letimi olarak ayr��t�r�lm��t�r. Kanunun geçici 2. maddesi uyar�nca, 2009 y�l�na kadar BOTA�’�n, mevcut do�al gaz al�m veya sat�m sözle�melerini, her takvim y�l�nda devredilen miktar�n 2001 y�l�ndan itibaren y�ll�k %10’un alt�nda olmamas� �art�yla devrederek, ithalat�n� ulusal tüketimin %20’sine dü�ürmesi öngörülmektedir. Bu do�rultuda do�al gaz al�m sözle�melerinin özel sektöre devri amac�yla, 64 lot (16 milyar m³) için ihaleye ç�k�lm��t�r. 4 milyar m³ kar��l�� toplam 16 lot için geçerli teklif veren 4 istekli ile sözle�me devri yap�lm��t�r. Ya�anan süreç kanunun BOTA�’�n ithalattaki pay�n�n %20’ye dü�ürülmesini öngören hükmünün uygulanamaz oldu�unu ortaya koymu�tur. Do�al Gaz Piyasas� Yasas�n�n baz� hükümlerinin yeniden düzenlenmesi gerekmektedir.


�effaf bir do�al gaz sektörü için; tasar� ilgili tüm taraflar�n, BOTA� ve ilgili di�er kamu kurulu�lar�n�n, sektör derneklerinin, mühendis odalar�n�n, meslek odalar�n�n, uzmanlar�n kat�l�m�yla, kamuoyunun eri�iminde, �effaf bir ortamda, ortak uzla��y� yans�tacak bir �ekilde haz�rlanarak TBMM’ye sunulmas�nda fayda görülmektedir. Do�al Gaz Piyasas� Yasas�nda yap�lacak de�i�ikliklerle; i�lemedi�i aç�kça belli olan sözle�me devirleri uygulamas�ndan ve BOTA�’� ikiye bölme planlar�ndan vaz geçilmelidir. Tersine do�al gaz ve petrol sektörlerinde dikey bütünle�meyi sa�layacak yasal düzenlemeler yap�lmal�d�r. 3.6. Ülkemizde Petrol ve Do�al Gaz Arama, Üretim ve Piyasa Sektörleri için Öneriler Petrol ve do�al gaz arama ve üretim faaliyetleri kapsam�nda; � “Ulusal Petrol Arama Stratejisi” �htiyac� � Hukuki Belirsizlik ye Mevzuat Yetersizli�i � Veri Bankas�n�n Olmamas� ve Saha Verilerine Eri�im Zorlu�u ve Bilgi Paketi

Eksikli�i � Petrol Sektöründe Uluslararas� Alanda Yerimiz � Kamuoyunda Yerle�ik Önyarg�lar ve Bilgi Kirlili�i � Destek ve Te�vik ihtiyac� � Ekipman ve Hizmet Al�m�nda D��a Ba��ml�l�k � Yeni Yat�r�m Sermayesi Bulmada Ya�anan Zorluklar � Petrol Sektörü Hizmet ve Sanayisinin Geli�tirilmesi Di�er Sektörlere de Katk�

Sa�lanmas� ( Jeotermal ve Kömür gibi) � Yerli Ham Petrolün Fiyatland�r�lmas�ndaki S�k�nt�lar� � Özel Güvenlik Te�kilat� Kurma Zorunlulu�u önem kazanmaktad�r. Ülkemizin büyük ihtiyaç duydu�u önemli enerji kaynaklar�ndan olan petrol ve do�algaz�n öncelikle kendi öz kaynaklar�m�zdan sa�lanmas� ve d��a ba��ml�l��n azalt�lmas� ancak, yerli üretimin tüketimi kar��lama oran�n�n artt�r�lmas�yla mümkündür. Bunun için de kara alanlar� yan�nda derin deniz alanlar�nda da petrol arama faaliyetleri artt�rmal�d�r. ETKB taraf�ndan arz güvenli�i için gerekli önlemler al�nmal� ve kriz durumlar� için uygulanabilir acil eylem planlar� haz�rlanmal�d�r. Tüm dünyada petrol ve do�al gaz�n yap�s� gere�i birbirleriyle ayr�lmaz bütünlü�ü; arama ve üretimden, iletim ve tüketiciye ula�mada petrol ve do�al gaz�n de�er zincirindeki halkalar�n�n ayr�lmaz oldu�u göz önüne al�nmal� ve dünyan�n birçok ülkesinde oldu�u gibi ülkemizde de, petrol ve do�al gaz arama, üretim, rafinaj, iletim, da��t�m ve sat�� faaliyetleri dikey bütünle�mi� bir yap�da sürdürülmelidir. M�s�r ve �srail deniz alanlar�nda yer alan do�al gaz rezervleri Do�u Akdeniz’in önemini art�rm��t�r. �srail-Güney K�br�s-Lübnan ve M�s�r eksenli payla��m anla�malar�nda Türkiye’nin seyirci de�il aktör olmas� için Kuzey K�br�s Türk Cumhuriyet Statüsünün uluslararas� alanda belirlenmesi ve bu gücün kullan�lmas�


gerekmektedir. Bu durumda TPAO’nun kamu ad�na faaliyet etmesi ve stratejik önemi bir kez daha ortaya ç�km��t�r. TPAO 1980’li y�llardan buyana yurtd��nda birçok ülkede yat�r�m yapmaktad�r. TPAO’nun mevcut yurtd�� ortak arama ve üretim yat�r�mlar�n� artt�rmak üzere gerekli siyasi, ekonomik destek verilmelidir. Halen yürürlükteki 6326 say�l� Petrol Kanununun, günümüz ko�ullar�na uygun ve eksiklikleri giderecek bir �ekilde revize edilmesinde veya onun yerine haz�rlanacak yeni bir Petrol Kanununun yürürlü�e girmesinde fayda görülmektedir. Önümüzdeki y�llarda daha da artmas� beklenen do�al gaz tüketimi dikkate al�nd��nda Türkiye’nin mevcut do�al gaz �ebeke alt yap�s�n�n geli�tirilmesi, bu amaçla BOTA�’�n güçlendirilmesi ve yeni do�al gaz al�m sözle�meleri yapabilmesi gerekmektedir. Do�algaz piyasas� kanununda BOTA�’�n ithalattaki pay�n�n %20’ye dü�ürülmesini öngören hükmünün uygulanamaz oldu�u ortaya ç�km�� olup, kanunun baz� hükümlerinin yeniden düzenlenmesi gerekmektedir. Do�al gaz piyasas�nda arz güvenli�inin sa�lanabilmesi amac�yla yeni depolama tesisleri, iletim hatlar� gibi altyap� yat�r�mlar�n�n devaml�l�� önem arz etmektedir. Bu do�rultuda TPAO Silivri Do�al Gaz Depolama Tesislerinin kapasitesini y�ll�k 3 milyar m3’e ç�kar�lmas� yat�r�m�na ve BOTA�’�n Tuz Gölü Do�al Gaz Depolama Projelerine a��rl�k verilmesi gerekmektedir. BOTA�’�n yürüttü�ü Hazar ve Ortado�u ülkelerinin gaz arz�n� Yunanistan üzerinden �talya’ya, Bulgaristan, Romanya Macaristan, Avusturya üzerinden Orta Avrupa’ya ula�t�rmay� öngören projeler, Türkiye’nin basit bir transit ülke olmas� anlay�� bir kenara itilerek, do�al gaz ta��ma ve ticaret merkezi olmas�n� öngören bir içeri�e kavu�acak �ekilde düzenlenmelidir. Bu kapsamda, do�al gaz�n transit ta��malar� ve ticareti ile ilgili yasal düzenlemeler tamamlanmal� ve do�al gaz ihracat� mümkün olmal�d�r. Temel bir ihtiyaç olan do�al gaz fiyatlar� üzerindeki %18 KDV %1’e dü�ürülmeli, ÖTV kald�r�lmal� ve ÖTV’den de KDV al�nmas� uygulamas� son bulmal�d�r. Akaryak�t ürünlerinin ithalat-ihracat ve üretim oranlar�n� gözeterek buna göre ürünlerin kendi aralar�nda vergi dengelemesinin yap�lmas� hem kaçak, hem de vergi kayb� sorununu minimize edebilir. Perakende fiyatlar�n artmas�na neden olan maliyet unsurlar�n�n sektördeki yap�sal ve mevzuattan kaynaklanan bozukluklar giderilmek suretiyle bertaraf edilmesi gerekmektedir.


Kaynaklar 1. BP Statistical Review Of World Energy, June 2011 2. Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanl�� 3. Petrol ��leri Genel Müdürlü�ü, Faaliyet Raporlar�, 4. http://www. pigm. gov. tr, 5. http://www. tpao. gov. tr, 6. World Energy Outlook 2011, International Energy Agency, Special Report: Are

We 7. Entering A Golden Age of Gas, June 2011 8. International Energy Outlook, Energy Information Administration, U.S.

Department of Energy, 41

4. HİDROLİK


�ekil. 4.1. Dünya Liderlerinin Öncelikli Konular� ve Konuya Verdikleri

Önem

Enerji, çe�itli geli�me amac�n�n anahtar� olmakla beraber, bütünün sadece bir parças�d�r. Su ise, ya�amsal bir maddedir ve su yap�lar� projeleri ile ya�amsal ihtiyaçlar�n kesintisiz kar��lanmas� sa�lanabilir. Su yap�lar�n�n; içme kullanma suyu temini, sulama, ta�k�n koruma, enerji ve su ürünleri üretimi gibi ekonomik olarak de�erlendirilebilir amaçlar�n�n yan�nda, rekreasyon, emisyon azalt�m� gibi ekonomik

50

54

69

70

75

81

85

94

34

25

23

21

20

16

11

4

15

21

8

8

5

4

4

2

Kentsel�altyap�

Ki�isel�Tüketim

G�da�güvenli�i

Biyolojik�çe�itlilik

Kamu�sa�l��

Yoksulluk

Yenilenebilir�Enerji

Su

Yüksek Orta Dü�ük

4. H DROL K 4.1. Giri Geçen üç yüz y lda Dünya nüfusu 8 faktörü ile artarken, temiz su kaynaklar ndan çekilen su miktar 35 faktörü ile büyümü tür. Dünyada su tüketimi h zla artmaktad r. Bu nedenle günümüzde su yap lar n n; havza baz nda de erlendirilerek iyi bir planlama mant içerisinde bütüncül projeler olu turulmas , di er hak sahipleriyle ve toplumla mümkün oldu unca fikir birli i sa lanmas gerçekçi ve ekonomik kriterlere dayal projeler geli tirilmesi suyun daha verimli kullan lmas bir zorunluluk haline gelmi tir. nsan ihtiyaçlar n kar lamaya yönelik su kaynaklar geli tirme projelerinin be bin

y ll k bir geçmi i vard r ancak Dünyada, yeni projeler önceye nazaran daha dikkatle ve hassasiyetle geli tirilmesine ra men, daha çok irdelenmekte, sorgulanmakta, geciktirilmekte veya baz durumlarda yap m ask ya al nmakta ya da vazgeçilmektedir. Önceki y llarda bu itirazlar sadece büyük depolamal baraj ve hidroelektrik santrallar n yap m na kar olmas na ra men günümüzde çok küçük ölçekli projelere de kar ç k lmaktad r. Bu görü ler içinde baz hakl gerekçeler bulunsa bile, bunlar geli mekte olan ülkelerin ihtiyaç duydu u, su, enerji, g da temini ve ta k n problemlerinin çözümüne yeni bir öneri getirmemektedir. Dünya Bankas n n 2004 y l nda haz rlam oldu u raporda Dünya Liderlerinin öncelikli konular ve o konuya verdikleri önem a a daki grafikte gösterildi i ekilde s ralanm t r.


olarak de�erlendirilmeyen bir çok amaçlar� da bulunmaktad�r. Bütün bunlar, su kaynaklar� geli�tirme projelerinin önemini ve gere�ini vurgulamaktad�r. Dolay�s�yla yukar�da verilen grafikte Dünya liderlerinin en önemli konular olarak belirttikleri konular�n ilk iki s�ras�nda yer alan su ve yenilenebilir enerji konular� ayn� grafikte belirtilen di�er tüm konular�n ortadan kald�r�lmas� veya iyile�tirilmesi, bugünün ve gelecek ku�aklar�n ihtiyaçlar�n�n bir arada gözetilerek korunabilmesi ve devam�n�n sa�lanmas� için olmazsa olmaz ko�ullard�r. 4.2. Dünya Su Kaynaklar� Dünya’daki toplam su miktar� 1 400 milyon km3’tür. Bu suyun %97,5’i denizlerde ve okyanuslardaki tuzlu sulardan olu�maktad�r. Geriye kalan %2,5’luk pay, yani 35 milyon km3, tatl� su kayna�� olup, çe�itli amaçlar için kullan�labilir oldu�u belirlenmi�tir. Ancak tatl� su miktar�n�n %68,7’si kutuplarda (Antartika ve Greenland) buzul kütle, %0,8’i yeralt�nda fosil, %30,1’i yeralt� suyu ve nihayet %0,4’ü yerüstü suyu ve atmosferik buharlardan olu�maktad�r. Öte yandan bu kaynaklar�n tümüne ula�makta kolay de�ildir. Nehirler ve göllerdeki su miktar�ndan kat kat fazla su potansiyeline sahip yeralt� sular� ço�u kez ula��lmas� imkans�z derinliklerde bulunmakta, yüzey sular�n�n ço�u ise ya insanlar�n ihtiyaç duydu�u yerlerden çok uzaklarda, yada kontrol alt�na al�namayan ta�k�nlar nedeniyle faydalanmadan denizlere bo�almaktad�r. Su, hidrolojik çevrim içerisinde; k�ta, okyanus ve atmosfer ortamlar� aras�nda devaml� bir dönü�üm halindedir. Dünya yüzeyine ya��la dü�en su miktar� y�lda ortalama 800 mm, yada yakla��k 119 000 km3 olup, bunun 72 000 km3’ü buharla�arak atmosfere geri dönmekte ve 47 000 km3’ü ak��a geçerek nehirler vas�tas�yla denizlere ve kapal� havzalardaki göllere ula�maktad�r Tablo 4.1. Denizlerden buharla�an 505 000 km3 suya kar��n, denizlere ya�� olarak dönen su miktar� 458 000 km3 tür. Ba�ka bir deyi�le her y�l 47 000 km3 lük bir su miktar� denizlerden karalara dönmektedir. Bu miktar su, Dünyan�n y�ll�k toplam yenilenebilir tatl� su miktar�d�r ve karalarda canl�lar�n kulland�� tatl� su kaynaklar�n� besler. Toplam y�ll�k yenilenebilir su miktar� de�i�ik kaynaklarda, farkl� de�erlerde, örne�in 40 000 km3 veya 41 000 km3 olarak verilmektedir. Karalara dü�en toplam y�ll�k ya��n ancak üçte birlik k�sm� su kaynaklar�n� beslemektedir. Bu oran bölgelere göre de�i�mektedir. Ak��a geçen miktar�n bugün için ancak 9000 km3’ü teknik ve ekonomik olarak kullan�labilir durumdad�r.


Tablo 4.1. K�talarda Su Dengesi

K�ta Ya�� Buharla�ma Fark Ak�� (mm) (km3) (mm) (km3) (mm) (km3)

Avrupa 790 8290 507 5320 283 2970

Asya 740 32 200 416 18 100 324 14 100Afrika 740 22 300 587 17 700 153 4600Kuzey Amerika 756 18 300 418 10 100 339 8180Güney Amerika 1600 28 400 910 16 200 685 12 200Okyanusya 791 7080 511 4570 280 2510Antartika 165 2310 0 0 165 2310DÜNYA 800 119 485 72 000 315 47 000Kaynak: Igor A. Shiklomanov “World Fresh Water Resources”. K. Pamukçu (Su

Politikas�, 2000) Su hidrolojik çevrim içerisinde, bulundu�u duruma göre de�i�ik dönü�üm h�zlar�na sahip olur. Di�er bir ifade ile hidrolojik çevrim sisteminin her eleman� farkl� zaman dilimlerinde yenilenebilmektedir. Örne�in bütün okyanuslar�n yeniden dolup bo�almas� 2 500 y�l, kutuplardaki buz da�lar�n�n yenilenmesi 10 000 y�l, derinlerde bulunan yeralt� suyunun ve da�lardaki buzullar�n ise 1 500 y�lda do�al dönü�ümünü tamamlad�� ifade edilmektedir. Di�er yandan göllerde bulunan sular 17 y�lda ve nehirlerdeki sular ise sadece 16 günde yenilenebilmektedir. Hidrolojik çevrim elemanlar� içinde dönü�ümünün h�zl� olmas� nedeniyle, nehirlerdeki su ya�amsal bir önem arz etmektedir. Suyun dönü�üm süreci içerisinde, nehir ak��lar� sadece miktar olarak de�il, kalite olarak ta kendini yenileyebilmekte ve zaman içerisinde kendi do�al temizli�ine dönebilmektedir. Bu nedenle nehir sular�n�n zamansal ve uzaysal da��l�m�n�n bilinmesi ve de�erlendirilmesi günümüzde çok önem kazanm��t�r.

4.3. Dünya Hidroelektrik Potansiyeli ve Geli�me Durumu 2010 World Atlas & Industry Guide (Aqua-Media International Ltd.2010) adl� yay�na göre, Dünyan�n; � Brüt, teorik hidroelektrik potansiyeli, yakla��k 39 894 392 GWh/y�l, � Teknik yap�labilir hidroelektrik potansiyeli, yakla��k 14 575 094 GWh/y�l � Ekonomik yap�labilir hidroelektrik potansiyeli, yakla��k 8 710 948 GWh/y�l d�r. Bu potansiyelin 2009 y�l� itibariyle 926 GW (ya da 3 551 000 GWh/y�l) kurulu gücü i�letmede, 161 GW’� in�a halindedir. Gelecekte yap�m için planlanan toplam kapasite ise 362-602 GW aras�ndad�r.


Bugün için hidroelektrik Dünya’da üretilen toplam elektrik enerjisinin yakla��k %20’sini sa�lamaktad�r. Hidroelektrik yakla��k 53 ülkenin ulusal elektri�inin %50’sini, 21 ülkenin %80’nini ve 17 ülkenin de elektri�inin neredeyse tamam�n� sa�lamaktad�r. Çok say�da ülke, hidroelektri�i gelecekteki ekonomik geli�melerinin anahtar� olarak görmekte ve bu yönde ulusal bir strateji belirlemektedir. 4.3.1. Dünya HES potansiyeli ve Geli�me Durumunun K�talararas� Da��l�m� Tablodaki verilere göre, i�letmede olan hidroelektrik santrallar�n (HES) y�ll�k üretim kapasitesi dikkate al�nd��nda, teknik ve ekonomik yap�labilir hidroelektrik potansiyelin bugün için s�ras�yla, ancak %24,3’u ve %40,70’i de�erlendirilebilmi� bulunmaktad�r. Grafiklerden de görülece�i üzere kalan potansiyelin büyük bir k�sm� Afrika ve Asya’da yer almaktad�r.

Tablo 4.2. Dünya Hidroelektrik Enerji Potansiyeli ve 2009 Geli�me Durumu

BRÜT TEOR�K

HES POTANS.

TEKN�K HES POTANS.

EKONOM�K HES

POTANS.

��LETMEDE �N�A

HAL�NDE

PLANLANAN K.GÜÇ

ORT. ÜRET�M

GWh/y�l GWh/y�l GWh/y�l MW GWh/y�l MW MW

AFR�KA ~ 2 461 967 ~ 1 173 945 ~ 769 297 ~ 23 482 ~ 97 519 > 5 222 ~27 868-91

723

ASYA (Rusya ve

Türkiye dahil) ~19 716 941 ~ 7 680 910 ~ 4 475 489 ~ 401 626 ~1 514 198 >125 736 >205156-340

453

AVUSTRALYA/ OKYANUSYA

~657 984 ~185 012 ~ 88 700 ~ 13 370 ~ 37 138 >67 > 420-2 768

AVRUPA (Rusya& Türkiye

hariç)

> 2 817 477 ~ 1 020 926 ~ 776 656 ~ 179 152 ~ 541 908 > 3 028 >15 793-18 516

KUZEY VE ORTA

AMER�KA

~7 600 775 ~ 1 907 776 ~ 1 063 014 ~ 169 105 ~ 689 314 > 7 798 >34 784-52 001

GÜNEY AMER�KA

~ 6 639 000 ~ 2 606 526 ~ 1 536 794 ~ 139 424 ~670 780 > 19 555 >78 445-96

103

TOPLAM ~ 39 894 392 ~ 14 575 094 ~ 8 709 948 ~ 926 159 ~3 550 856 > 161 406 ~362 466-601

565

Kaynak: 2010 World Atlas & Industry Guide (The International Journal on Hydropower & Dams)

TÜRK�YE

433 000 216 000 140 000 14 500 35 958 8 600 22 700

DÜNYA TOPLAMINA

ORANI

% 1,08 %1,48 %1,6 %1,56 %1,01 %5,33 % 6,26 - 3,77


�ekil. 4.2. Teknik ve Ekonomik Olarak Yap�labilir Hidroelektrik

Potansiyelin K�talara Göre Kullan�m Oranlar�

4.3.2. 2009-2010 Y�l�nda Dünya’da En Yüksek HES Üretimi Sa�layan �lk 10 Ülke

En yüksek hidroelektrik üretimi sa�layan ilk 10 ülkenin toplam�, Dünya hidroelektrik üretiminde ~%70 paya sahiptir. Dünyada, hidroelektrik üretimde 1. s�ray� koruyan Çin’de i�letmede yüksekli�i 30 m’nin üzerinde olan 5327 büyük baraj bulunmaktad�r. Teknik HES potansiyelinin % 23’ü kullan�lmaktad�r. Ancak kurulu gücünü 2020 y�l�na kadar %50 art�rarak 300 000MW’a ç�karaca��n� aç�klam��t�r. 2. S�rada yer alan Brezilya ise teknik potansiyelinin sadece %25’ini kullanmas�na ra�men elektrik enerjisinin %83,9’ unu hidroelektrikten kar��lamaktad�r. Buna ra�men in�aat� devam eden kurulu güçleri toplam� 9759MW olan 10 adet büyük HES 2011 y�l�nda i�letmeye al�nacak olup, 29 364 MW kurulu gücünde 10 adet HES ise planlamas� tamamlanm�� ve 2019 y�l�na kadar in�a edilerek i�letmeye al�nmas� planlanmaktad�r.

TeknikPotansiyel

92%

��letmede8%

AFR�KA

Teknik Potansiyel

84%

��letmede16%

ASYA

Teknik Potansiyel

83%

��letmede 17%

AVUSTURALYA/OKYANUS

Teknik Potansiyel

65%

��letmede35%

AVRUPA

Teknik Potansiyel

73%

��letmede 27%

KUZEY�AMER�KA

Teknik Potansiyel

72%

��letmede28%

GÜNEY�AMER�KA


Tablo 4.3. Dünya’da En Yüksek Hidroelektrik Üretim Yapan 10 Ülke

Kaynak: HydHydropower & Dams, 2010 World Atlas & Industry Guide 4.4. Türkiye’nin Su Kaynaklar� HES Potansiyeli ve Geli�me Durumu

4.4.1. Su Kaynaklar�

Türkiye topraklar� orta iklim ku�a��ndad�r. Türkiye’de yer yer üç ayr� iklim tipine rastlan�r; Akdeniz iklimi, her mevsim ya��l� orta ku�ak iklimi ve bozk�r (step) iklimi. Bu iklim çe�itlili�i, ya��lar�nda bölgelere ve mevsimlere göre çok büyük farkl�l�k göstermesine neden olur. Y�lda ortalama m2 ba��na 643 mm/ olan ya�� miktar� Güneydo�u ve �ç Anadolu’da 250-300 mm’ye kadar dü�erken Karadeniz’in Kuzeydo�u k�y�lar�nda 2500-3000 mm’ye kadar yükselir. Bu ya�� y�lda ortalama 501 km3 (milyar m3) suya tekabül etmektedir. Bu suyun 274 km3’ü toprak ve su yüzeyleri ile bitkilerden olan buharla�malar yoluyla atmosfere geri dönmekte, 69 km3’lük k�sm� yeralt� sular�n� beslemekte ve 158 km3’ü ak��a geçmektedir. Yeralt� suyunu besleyen ya��lar�n 28 km3’lük k�sm� p�narlar vas�tas�yla yerüstü suyuna kat�lmakta, buna göre ülkedeki yüzeysel ak�� y�lda ortalama 186 km3’e ula�maktad�r. Ayr�ca kom�u ülkelerden do�an akarsular ile y�lda ortalama 7 km3 su ülkemiz su potansiyeline kat�lmaktad�r. Böylece Türkiye’nin toplam yüzeysel ak�� 193 km3’e (158+28+7) ula�maktad�r. 11 km3 yeralt� suyu ve 64 km3 yüzeysel ak�� kom�u ülkelere akmaktad�r. 8 km3 yüzey suyu kapal� havzalara akmakta ve buralarda buharla�maktad�r. Bu kaynaklar�n geri kalan 151 km3’ü -121 km3’ü yüzeysel ak��tan ve 30 km3’ü yeralt� suyundan- Türkiye’yi çevreleyen çe�itli denizlere akmaktad�r. Türkiye’de drenaj sahalar� bak�m�ndan 26 hidrolojik havza bulunmaktad�r. Bu

No Ülke Kurulu Gücü (MW)

Üretimi (GWh/y�l)

2009 Y�l�nda Üretimdeki Pay�

% 1 Çin Halk Cum 200 000 860 000 15,5

2 Brezilya 84 000 391 000 83,9

3 Kanada 74 433 358 000 59

4 ABD 78 200 270 000 6

5 Rusya 49 700 180 000 19

6 Hindistan 123 570 40 000 17,5

7 Norveç 29 636 122 700 99

8 Japonya 27 562 94 567 5,2

9 Venezüella 14 627 86 700 73,4

10 �sveç 16 203 65 300 48,8

TOPLAM 1-10 697 931 2 468 267


havzalardan 15’i nehir havzas�, 7’si irili ufakl� nehirlerden olu�an müteferrik havza ve 4’ü ise denize bo�al�m� olmayan kapal� havzalardan olu�maktad�r. 4.4.2. Türkiye HES Potansiyeli ve Geli�me Durum 4.4.2.1. Türkiye’nin hidroelektrik potansiyeli

Brüt, teorik hidroelektrik enerji potansiyeli 433 TWh/y�l, Teknik yap�labilir hidroelektrik enerji potansiyeli 216 TWh/y�l, Ekonomik yap�labilir hidroelektrik enerji potansiyeli 170 TWh/y�l Buna göre Türkiye’de ekonomik yap�labilir HES potansiyel, teknik yap�labilir HES potansiyelin %59’u dolay�ndad�r. Bu oran Avrupa’da %76’d�r. 4.4.2.2. 6200, 3096 ve 5346 Say�l� Kanunlar Kapsam�nda Geli�tirilen HES’ler

Türkiye’de 1984 y�l�na kadar su yap�lar�n�n geli�tirilmesi 6200 say�l� yasa kapsam�nda DS� görev ve yetki alan�nda bulunmaktayd�. Sadece enerji amac� olan projelerin etüt ve planlamas� E�E Genel Müdürlü�ü taraf�ndan, çok amaçl� projelerin etüt ve planlamas� DS� Genel Müdürlü�ü taraf�ndan yap�lmakta planlamadan sonraki tüm a�amalar ve yat�r�mlar�n gerçekle�tirilmesi ise DS� Genel Müdürlü�ünün yetki ve görevleri aras�nda yer almakta idi. Ancak özel sektör yat�r�mlar�n� elektrik sektörüne yönlendirebilmek amac�yla 1984 y�l�nda ç�kart�lan ve 14 y�l boyunca yürürlükte kalan 3096, 3996 ve 4283 say�l� kanunlar kapsam�nda uygulanan Y�D, Y�, �HD ve Otoprodüktör modellerinden beklenen sonuç al�namam��, özel sektör ve yabanc� sermaye yat�r�mlar� istenilen düzeyde bu sektöre çekilememi�tir. Özellikle Y�D, Y� ve �HD modellerinin ba�ar�ya ula�mamas� nedeniyle, Dünya Bankas�n�n giri�imiyle ba�lat�lan yeniden yap�lanma çal��malar� sonucunda; 4628 say�l� Elektrik Piyasas� Kanunu 3 Mart 2001 de, 4646 say�l� Do�al Gaz Piyasas� Kanunu ’da 2 May�s 2001’de yürürlü�e girmi�tir. Bu kanunlar�n öngördü�ü unsurlar aras�nda bulunan Düzenleme Kurulu ise, 4628 say�l� kanun ile önce Elektrik Piyasas� Düzenleme Kurumu olarak kurulmu�, daha sonra 4646 say�l� kanun ile de Enerji Piyasas� Düzenleme Kurumu (EPDK) ad�n� alm��t�r. Yeni piyasa modeli 3 Eylül 2002’den itibaren uygulanmaya ba�lam��t�r. 26 Haziran 2003 tarihinde “Su Kullan�m Anla�mas�” yönetmeli�inin yürürlü�e girmesiyle birlikte de hidroelektrik projeler özel sektöre aç�lm�� ve kamu tamamen bu alandan çekilmi�tir. 2003 y�l�nda Türkiye ekonomik yap�labilir Hidroelektrik enerji potansiyelinin proje durumlar�na göre da��l�m� Tablo 4.4’te verilmektedir. DS� ve E�E taraf�ndan çe�itli kademelerde geli�tirilmi� olan ve a�a��daki tabloda verilen projelerden i�letmedeki 135 proje ile ikili i�birli�i anla�malar� kapsam�nda yer alan birkaç proje d��ndaki projelerin hemen hemen tamam� 4628 say�l� kanun kapsam�nda özel sektör ba�vurusuna aç�lm��t�r.


Tablo 4.4. 2003 Y�l�na Kadar DS�/E�E Taraf�ndan Çe�itli Kademelerde Geli�tirilmi� Olan Projeler

Proje Durumu Adet K.Güç Güvenilir Enerji Üretimi

Ortalama Enerji Üretimi

MW GWh/Y�l GWh/y�l 1- ��letmede 135 12 619 33 250 45 300 2- �n�a Halinde 41 3219 6356 10 636 3- Projeli 497 20 394 39 948 71 409 Toplam Potansiyel 673 36 232* 79 554 127 345

Haz�rlayan: Ayla TUTU� ��letmedeki santrallardan 11 678 MW kurulu gücündeki 106 adedi DS� taraf�ndan in�a edilerek EÜA�’ a devredilmi� ve EÜA� taraf�ndan i�letilmekte olan santrallard�r. 22 adedi ise 3096 say�l� Kanun kapsam�nda Y�D, Y�, �HD ve otoprodüktör modeliyle özel sektör taraf�ndan in�a edilerek i�letmeye al�nan santrallard�r. 4.4.2.3. 4628 ve 5346 Say�l� Kanun Kapsam�ndaki HES’lerin Durumu

2001 tarihinde yay�mlanarak yürürlü�e giren 4628 say�l� Kanun kapsam�nda ç�kart�lan “Elektrik Piyasas�nda Üretim Faaliyetinde Bulunmak Üzere Su Kullan�m Hakk� Anla�mas� �mzalanmas�na �li�kin Usul ve Esaslar Hakk�nda Yönetmelik” 26 Haziran 2003 tarih ve 25150 say�l� Resmi Gazetede yay�mlanarak yürürlü�e girmi�tir. A�ustos 2003 tarihinde ise DS� taraf�ndan Hidroelektrik santral projeleri geli�tirip i�letilmek amac�yla özel sektör ba�vurular�na aç�lm��t�r. Bu kapsamda DS� Genel Müdürlü�ü WEB sayfas�nda 7 adet tablo olu�turulmu�tur. Projelerin bulunduklar� konum itibariyle hukuki sorun yaratmamas� için a�a��da aç�klanan farkl� tablolarda ba�vuruya aç�lm��t�r. Bunlar; � DS�/E�E Taraf�ndan Geli�tirilerek Özel Sektör Ba�vurusuna Aç�lm�� Projeler Tablo-2 � Tüzel Ki�iler Taraf�ndan Geli�tirilerek Ba�vuru yap�lan Projeler Tablo-3 � �n�aat� Devam Eden ve Ba�vuru Yap�labilecek DS� Projeleri Tablo-4 � �kili ��birli�i Kapsam�ndan ç�kart�larak Ba�vuruya Aç�lan Projeleri Tablo-5 � Y�D Kapsam�ndan Ç�kart�larak Ba�vuruya Aç�lan Projeler Tablo-6 � Grupland�r�larak Ba�vuruya Aç�lan DS�/E�E projeleri Tablo-7


Tablo 4.5. 4628 say�l� Kanun kapsam�nda A�ustos 2003-Ekim 2011 tarihleri Aras�nda Su Kullan�m Anla�mas� Yapmak Üzere DS�’ye Yap�lan Ba�vurular

TABLO ADI

Toplam HES

Adedi

Toplam Ba�vurulan HES Adedi

Çoklu Ba�vuru Adedi

Toplam K. Güç

(MW)

Toplam Ba�vurulan

K.Güç (MW) 1 TABLO-2 348 324 221 9 924 9 770 2 TABLO-3 1 215 1,145 429 ~12 000 ~12 000 3 TABLO-4 7 7 6 366 366 4 TABLO-5 13 11 11 2 216 1 434 5 TABLO-6 1 1 1 93 93 6 TABLO-7 18 14 15 1050 644 Ba�vuruya

aç�lan Proje Toplam� 1 602 1 502 683 25 649 24 307

7 3096 FERAGAT 14 - - 1 171 1 171

8 �K�L� ANLA�MA 12 - - 3 052 2 844

TOPLAM 1 628 1 513 683 29 872 28 322 Haz�rlayan: Ayla Tutu�

7. s�rada yer alan projeler daha önce 3096 say�l� Kanun kapsam�nda hak kazanm�� olan fakat haklar�ndan feragat ederek 4628 say�l� Kanun kapsam�nda projeyi geli�tirmek isteyen firmalar�n projeleridir. 8. s�rada �kili Anla�ma ad� ile yer alan projeler ise daha önce “Hükümetler aras� �kili ��birli�i Protokolu” ile geli�tirilmek üzere çe�itli ülkelerle anla�ma yap�lm�� fakat Kanun de�i�ikli�i nedeniyle kendilerine 4628 say�l� Kanun kapsam�nda projelerini geli�tirme hakk� verilmi� olan projelerdir. Ayn� kapsamda yer alan projelerden 13 adedi ise daha önce protokol yap�lm�� olan ülkelerin haklar�ndan feragat etmesi sonucunda Tablo 4.5. kapsam�nda yeniden ba�vuruya aç�lm��t�r. 4.4.2.4. Lisans Alm�� Olan Projeler ve �lerleme Durumlar�

Tablo 4.6. Lisans Alm�� Olan Projeler ve �lerleme Durumlar� Ekim 2011

Haz�rlayan: Ayla TUTU� DS� Genel Müdürlü�ü taraf�ndan ba�vuruya aç�lm�� olan 1602 projeden 1502’sine geli�tirilmek üzere özel sektör taraf�ndan ba�vuru yap�lm�� bunlardan 524 ‘üne yani yakla��k 1/3’üne lisans verilmi�tir. �lerleme raporlar�na göre lisans alan projelerden 240 adedinde ilerleme %10 gösterilmesine ra�men henüz hiçbir geli�me bulunmamakta, 147 adedinde %10-%50 aras�nda, 33’ünde %50-%80 aras�nda 42’sinde ise %80-%100 aras�nda ilerleme belirtilmektedir. Lisans alm�� olan bu

Toplam Lisansl� HES adedi

%10ve alt�

%10-50 aras�

%50-80 aras�

%80-100 aras�

524 240 147 33 42


projelerden 17 tanesinde hukuki sorunlar oldu�u belirtilmekte 29 adet proje ile ilgili ise herhangi bir bilgi bulunmamaktad�r. 4628 say�l� Kanun kapsam�nda kurulu güçleri toplam� 3014 MW olan 128 adet proje geli�tirilerek i�letmeye al�nm��t�r. Türkiye’de 4628 öncesi ve sonras�nda geli�tirilerek i�letmeye al�nm�� tüm Hidroelektrik projelerin durumu a�a��da verilmi�tir.

Tablo 4.7. ��letmedeki HES’ler. Ekim 2011 Adet K. Güç (MW) DS� taraf�ndan geli�tirilerek ��letilmek üzere EÜA�’a devredilmi� olan HES Projeleri 56 115363096 Kapsam�ndaki HES projeleri 34 1209DS� taraf�ndan geli�tirilerek ��letilmek üzere EÜA�’a devredilmi� daha sonra da Özelle�tirilmi� olan HES projeleri 60 7954628 Kapsam�nda Özel Sektör Taraf�ndan Geli�tirilerek ��letmeye Al�nm�� Projeler 128 3014TOPLAM 278 16 554

Haz�rlayan: Ayla TUTU� 4.4.2.5. Katk� Paylar�

Katk� pay�; DS� Genel Müdürlü�ü taraf�ndan özel sektör ba�vurusuna aç�lm�� olan projelere birden fazla firman�n ba�vurmas� durumunda seçim kriteri olarak belirlenen yöntemdir. Tablo 4.5’ten görülece�i üzere Ekim 2011 tarihine kadar 1 602 adet proje DS� internet sayfas�nda ba�vuruya aç�lm�� bunlardan 1502’sine ba�vuru yap�lm��t�r. Yap�lm�� olan bu ba�vurulardan 683 adedine birden fazla firma ba�vurmu�tur. Projeyi geli�tirip 49 y�l boyunca çal��t�rmak üzere lisans alma hakk� verilecek olan Firmay� belirlemek amac�yla DS� Genel Müdürlü�ü taraf�ndan katk� pay� toplant�s� düzenlenmi� bu toplant�da üretece�i enerjiden devlete en yüksek pay� vermeyi taahhüt etmi� olan 570 firmaya bu hak verilmi� 43 projenin katk� pay� toplant�s� ise iptal edilmi�tir. Çoklu ba�vuru kategorisindeki projelerden sadece 14’ü geli�tirilerek i�letmeye al�nm��t�r. Bu kapsamdaki projeler ve bu projelerden elde edilecek gelirler Tablo 4.8.’de özet olarak verilmi�tir. Tablo 4.8. Birden Fazla Firman�n Ba�vurdu�u Projeler, Gelirler ve Devlet Katk�

Paylar�

Adet

Teklif Y�l�na Göre Elde Edilecek

Toplam Gelir (TL/y�l)

Teklif y�llar�na Göre Devlete Ödenecek Katk� Pay� (TL/y�l)

2010 y�l� Devlet Katk� Pay�

(TL/y�l) Toplam Çoklu Ba�vuru 683 Katk� Pay� Toplant�s� Yap�lan 613 6.144.756.240 1.181.554.920 1.456.818.966�ptal edilen 43 100.969.400 Sonuçlanan 570 6.043.786.840 1.181.551.926 1.456.818.966i�letmedekiler 14 57.600.000

Haz�rlayan: Ayla TUTU�


Katk� pay� ilgili yönetmelikte “Elektrik Piyasas�nda Üretim Faaliyetinde Bulunmak Üzere Su Kullan�m Hakk� Anla�mas� �mzalanmas�na �li�kin Usul ve Esaslar Hakk�nda Yönetmelikte Hidroelektrik Kaynak Katk� Pay�n�n esaslar� ve hesaplama �ekli, a�a��daki gibi yer alm��t�r: Ayn� kaynak için DS�' ye birden fazla ba�vuru yap�lm�� olmas� halinde, fizibilitesi kabul edilebilir bulunan �irketler aras�nda Madde-10’ da belirtilen usul ve esaslarla belirlenen ve EPDK taraf�ndan Enerji Üretim Lisans� verilmesi uygun bulunan �irket taraf�ndan DS�’ ye ödenmesi taahhüt edilen birim elektrik kilowatsaat (kWh) ba��na .. (rakam ile) ............................................(yaz� ile) kuru�un y�ll�k enerji üretimi ile çarp�lmas� sonucu Hidroelektrik Kaynak Katk� Pay� tutar� belirlenir. Tesisin y�ll�k enerji üretimi bir sonraki y�l�n 15 Ocak tarihine kadar Türkiye Elektrik �letim Anonim �irketi (TE�A�) veya ilgili da��t�m �irketi taraf�ndan bildirilir. Belirlenen Hidroelektrik Kaynak Katk� Pay� tutar�n�n teklif y�l�ndan ödemeye esas üretim y�l�na kadar EPDK taraf�ndan belirlenen Türkiye Ortalama Elektrik Toptan Sat�� Fiyat�n�n art�� oran�nda güncelle�tirilerek EPDK' ca verilen lisans süresince, takip eden Ocak ay� sonuna kadar gelir kaydedilmek üzere �irket taraf�ndan DS�' ye ödenmesi gerekmektedir. Hesap edilen tutar�n zaman�nda ödenmemesi halinde genel hükümlere göre tahsil edilecektir. Hidroelektrik Kaynak Katk� Pay� Tutar�n�n hesaplanmas� için a�a��daki formül uygulan�r: Hidroelektrik Kaynak Katk� Pay� Tutar= YKR*E*K YKR= �irket taraf�ndan DS�'ye birim kilowatt/saat (kW/h) ba��na ödenmesi taahhüt edilen Kuru�. E= Y�ll�k Enerji Üretimi (kW/h) K= Güncelle�tirme Katsay�s� K= K1/K2 K1= Ödemeye esas üretim y�l�ndaki EPDK taraf�ndan belirlenen Türkiye Ortalama Elektrik Toptan Sat�� Fiyat�. K2= Teklif y�l�ndaki EPDK taraf�ndan belirlenen Türkiye Ortalama Elektrik Toptan Sat�� Fiyat�.” Olarak düzenlenmi�tir' Yukar�daki esaslar çerçevesinde hesaplanacak olan bedel, lisans alan �irket taraf�ndan DS�’ ye ilk üretim y�l� sonunda ba�lamak üzere ödenmektedir. Yönetmeli�in ilk yay�mland�� günlerde Hidroelektrik Kaynak Katk� Pay� uygulanmamakta idi. Daha sonra firmalar taraf�ndan taahhüt edilen çok yüksek katk� paylar� nedeniyle bir çok projenin gerçekle�tirilebilmesinin önü t�kand�. Tablo 4.8’de verilmi� olan katk� pay� toplant�s� yap�lm�� olan 570 projeden sadece 14’ünün in�aat� tamamlanarak i�letmeye aç�labilmi�tir. Söz konusu tabloda belirtilen 570 adet projenin i�letmeye al�nmas� durumunda üretilecek enerjiden elde edilecek toplam gelir 6.043.786.840 TL/y�l, bu gelirden devlete verilecek olan katk� pay� ise katk� pay� toplant�s� y�l�na göre 1.181.551.926 TL/y�l’dir. 2010 y�l�na güncelle�tirildi�in de ise devlete ödenecek olan miktar 1.456.818.966 TL/y�l olacakt�r. Tamamlanm�� olan 14 adet projeden 2010 y�l�nda


lisanslar�nda belirtilen üretimlerinin gerçekle�mesi durumunda 57 600 000 TL/y�l ödenmi� olmas� gerekmektedir. 4.5 Hidroelektrik Santrallar�n Geli�tirme Süreçleri ve Ya�an�lan Problemler Di�er hak sahipleriyle ve toplumla mümkün oldu�unca fikir birli�i olu�turarak, enerjiyi üretirken çevre dengesinin de korunmas� gerekti�ini unutmayarak gerçekçi ve ekonomik kriterlere dayal� projeler geli�tirildi�i müddetçe sürdürülebilir kalk�nma sa�lanabilir. Türkiye’de ço�unlukla denetimsizlik ve uygulamada yap�lan baz� yanl��l�klar nedeniyle günümüzde HES’lere kar�� ciddi itirazlar ba�lam��t�r. Bir tak�m lobiler ve ç�kar guruplar� da bu durumu körükleyerek projelerin yap�m�n�n engellenmesini sa�lamaktad�rlar. 4.5.1 Fizibilite A�amas�

Projelerin önündeki en önemli teknik engellerin, iyi bir etüt, planlama ve fizibilite çal��mas�n�n yap�lamamas� olarak de�erlendirilmektedir. Bunun sebebi çok say�daki projenin, havza planlamas� yap�lmadan, altyap� olu�turulmadan k�sa süre içinde özel sektöre aç�lmas� nedeniyle, proje ve mü�avirlik firmalar�n�n yetersiz kalmalar�d�r. Bu yetersizlik sebebiyle, çok say�da proje firmas� kurulmu�, ancak bu firmalarda çal��acak yeterli say�da kalifiye eleman bulunamam��t�r. Kamu kurumlar�ndaki yeti�mi� elemanlar ücret politikalar�n�n da etkisiyle bu kurumlardan ayr�lm�� ve kamunun denetimi zay�flam��t�r. Kamudaki eleman say�s� bile, oldukça fazla say�da kurulan bu firmalara yeterli olmay�p, tecrübesiz elemanlarla çal��ma yoluna gidilmi�tir. Bunun sonucu olarak planlama, proje ve fizibilite kalitesi olumsuz yönde etkilenmi�tir. Önceden var olan uzman proje firmalar� ise i�lerini daha kaliteli yapma yolu yerine, daha fazla i� alma yoluna giderek kalitelerini dü�ürmü�lerdir. Projelerin dü�ük kaliteli ve eksik olmas� i�in in�aat kalitesini etkilemi�, dolay�s�yla buda i�letme a�amas�nda çok ciddi problemler ya�anmas�na neden olmu�tur. Sa�l�kl� planlama, projelendirme ve fizibilite çal��malar�n�n olmamas�n�n yan�nda Kanun’daki bo�luk nedeniyle in�aatlar�n denetimin olmamas� da problemleri art�rm��t�r. Tüm bu zincirleme olumsuzluklar projelerin kötü sonuçlanarak çevreyi, ekolojik dengeyi ve en önemlisi de ülke kaynaklar�n�n iyi yönetilmesini olumsuz etkilemi�tir. 4.5.2 Çevresel Etki De�erlendirme Süreci

4.5.2.1 ÇED’in Kapsam� ve HES Projelerinin Çevre Mevzuat�nda Yeri

Çevresel Etki De�erlendirmesi (ÇED), kalk�nma projelerinin çevresel etkilerinin belirlendi�i, çevreye olabilecek olumsuz yöndeki etkilerin önlenmesi ya da çevreye zarar vermeyecek ölçüde en aza indirilmesi için al�nacak önlemlerin, seçilen yer ve


teknoloji alternatiflerinin tespit edilerek de�erlendirildi�i ve bu projelerin in�aat, i�letme ve i�letme sonras� dönemlerinde nas�l uyguland��n�n izlendi�i ve denetlendi�i bir süreçtir. Bu süreç, kendi ba��na bir karar verme süreci olmay�p, karar verme süreci ile birlikte geli�en ve onu destekleyen pek çok a�amadan olu�maktad�r. ÇED’in temel görevi karar vericilerin daha sa�l�kl� karar vermelerini sa�lamak için, onlara, projelerin çevresel etkilerini göstermektir. ÇED’in en önemli özelliklerinden birisi ilgili taraflar ve halk�n görü�lerinin ve kayg�lar�n�n dikkate al�nabilmesi için sürece kat�l�m sa�lanmas�d�r. Projeler, idealden çok optimal çözüme ula��lacak �ekilde, tüm taraflar�n geribildirimleriyle birlikte �effaf bir biçimde geli�melidir. �yi i�leyen bir ÇED sürecinin �effaf tabiat� ve çok boyutlulu�u sayesinde projenin uygulanmas� s�ras�nda ortaya ç�kabilecek olas� problemler, tasar�m a�amalar�nda bertaraf edilebilmektedir. Önerilen projeye getirilen çe�itli alternatiflerin incelenmesi, çevresel faydalar� artt�r�rken, proje sahibinin maliyetlerini azaltabilecek ba�ka seçenekler de sunabilir. Ayn� �ekilde, halk�n kat�l�m süreci sayesinde, ilgili taraflar ve ilgili kamu kurumlar� aras�nda güven duygusu olu�turur ve kat�l�mc� tabiat� sayesinde de ÇED süreci, ülkenin genel demokratik sürecine katk�da bulunur. Uygulama a�amas�nda ortaya ç�kabilecek problemlere kar�� daha önceden önlemler üreterek haz�rl�kl� olunmas�, proje sahibi için projenin tüm yönlerinin görülebilmesi ve seçeneklerin de�erlendirilebilmesi ve karar verme sürecine yönelik daha güvenilir ve i�birlikçi bir yakla��m sa�lamas�, ÇED’in en önemli faydalar� aras�nda s�ralanabilmektedir. Günümüzde yap�m� planlanan bir barajl� ya da nehir tipi (regülatör) HES projeleri için fizibilite a�amas�nda ÇED çal��mas� yap�lmaktad�r. Bu çal��mada do�al ve sosyo-ekonomik çevre üzerindeki tahribat� en aza indirecek tedbirler al�nmaktad�r. Depolamal� HES projeleri toplam göl hacmine ya da göl alan�na göre ÇED Yönetmeli�i kapsam�na al�nmakta iken, regülatörlü HES projeleri de kurulu güçlerine bak�larak yönetmeli�in ilgili ekinde yerini almaktad�r. 30 Haziran 2011’de Ek Listelerde yap�lan baz� de�i�ikliklerle birlikte halen yürürlükte olan 17.07.2008 tarih ve 26939 say�l� ÇED Yönetmeli�i uyar�nca “Kurulu gücü 25 MWm ve üzeri olan nehir tipi hidroelektrik santraller”, Çevresel Etki De�erlendirmesi Uygulanacak Projeler Listesi (Ek-I) 16. maddede, kurulu gücü 25 MWm’a kadar olan nehir tipi hidroelektrik santraller ise Seçme Eleme Kriterleri Uygulanacak Projeler Listesi (Ek-II) 32. maddede yer alm��t�r. 4.5.2.2 ÇED Sürecinin A�amalar� ve Bu Süreçte Yer Alan Taraflar ÇED Yönetmeli�inin EK-I listesinde yer alan projeler, Seçme Eleme Kriterlerine tabi olup da "Çevresel Etki De�erlendirmesi Gereklidir" karar� verilen projeler ve Yönetmelik kapsam�nda ya da kapsam� d��nda bulunan projelere ili�kin kapasite art�r�m� ve/veya geni�letilmesi halinde, kapasite art�� toplam� Yönetmeli�in EK-


I’inde belirtilen e�ik de�er veya üzerindeki projeler ÇED prosedürüne tabidir. Bu projeler için Çevresel Etki De�erlendirmesi Raporu haz�rlanmas� zorunludur.

Di�er taraftan Yönetmeli�in EK-II listesinde yer alan projeler, bu Yönetmelik kapsam�nda ya da kapsam� d��nda bulunan projelere ili�kin kapasite art�r�m� ve/veya geni�letilmesi halinde, kapasite art�� toplam� bu Yönetmeli�in EK-II’sindeki e�ik de�er veya üzerindeki projeler ise seçme eleme kriterlerine tabi olduklar�ndan, bu projeler için de Proje Tan�t�m Dosyas� haz�rlanmas� zorunludur.

Yukar�daki bilgiler ��nda ÇED Yönetmeli�inin Ek-I Listesinde yer al�p da ÇED prosedürüne tabi olan bir HES projesinin ÇED sürecinde hangi a�amalara maruz kald��na bak�lacak olursa, bu sürecin, yat�r�mc� taraf�ndan haz�rlanan ÇED Ba�vuru Dosyas�n�n Bakanl��a teslimiyle ba�lad�� görülecektir. Daha sonraki ad�mlar ise s�ras�yla, dosyan�n bakanl�kça de�erlendirilmesi, halka duyurulmas�, inceleme de�erlendirme komisyonunun kurulmas�d�r.

Proje ile ilgili olarak süreç içerisinde yap�lan ilk toplant� HES’in kurulaca�� yöredeki halk� proje hakk�nda bilgilendirme, görü�lerini almaya yönelik halk�n kat�l�m� toplant�s�d�r. Bunu, bakanl�kta yap�lan kapsam ve özel format belirleme toplant�s� izler ki bu toplant� sonucunda, HES projesine ait ÇED raporunun hangi kapsamda haz�rlanaca�� belirlenmektedir. Süreç içerisinde Bakanl��a sunulan ÇED Raporu da halk�n görü�üne aç�ld�ktan sonra, inceleme de�erlendirme komisyonu toplant�lar� gerçekle�tirilmektedir.

Bu toplant�lar neticesinde ÇED raporuna son �ekli verilerek, komisyon çal��malar� sonland�r�lmaktad�r. Art�k rapor, Nihai ÇED Raporu ad�n� almakta ve son kez halk�n görü�üne aç�lmaktad�r. Ask� süreci tamamlan�p, gelen görü�ler de de�erlendirildikten sonra HES projesi hakk�nda ÇED Olumlu ya da ÇED Olumsuz karar� verilmektedir. Bu karar�n da halka duyurulmas� ile ÇED süreci tamamlanmaktad�r.

Bu süreçte yer alan taraflar s�ras�yla, Bakanl�k merkez ve ta�ra te�kilat�, merkezi ve yerel ilgili kamu kurum ve kurulu�lar�, yerel halk ve ilgili halk, sivil toplum kurulu�lar� (üniversiteler, ara�t�rma enstitüleri, dernekler, meslek odalar� vb.), ulusal ve yerel medya, proje sahibi (yat�r�mc�) ve ÇED çal��malar�n� yürüten mü�avir firmalar (yeterli�i olan)d�r.

Ek-I listesinde yer alan bir HES projesi için, yukar�da metinsel olarak anlat�m� verilen ÇED sürecinin �ematik gösterimi de a�a��daki gibidir:


ÇED PROSEDÜRÜEK-I Listesindeki Projeler, Elemeden Genel Projeler

Ek-III’deki format Do�rultusunda ÇED Ba�vuru Dosyas� ile Bakanl��a Ba�vuru, Uygunluk Yönünden �nceleme ve Halka Sürecin Duyurulmas� (Madde 8)

Projenin Yeri ve Türü ile ilgili Otoritelerin Temsilcilerinden �nceleme De�erlendirme Komisyonunun Te�kili, Halk�n Kat�l�m� Toplant�s� Yeri ve Tarihinin, Kapsam Belirleme Toplant�s� Tarihinin kararla�t�r�lmas� (Madde 8)

Toplant�lar�n detaylar�, duyurular� Bakanl�k web sitesinde yay�nlan�r

Halk�n Kat�l�m� Toplant�s�Yerel ve ulusal gazetelerde ilan edilmesi, yöre halk� ile anket, seminer vb çal��malar yap�lmas�, toplant� için ask�da ilanlar ve el

bro�ürlerinin haz�rlamas� (Madde 9)

Kapsam ve Özel Format Belirleme Toplant�s� (Madde 10)ÇED Raporuna esas te�kil edecek format haz�rlan�rken, HKT ve Kapsam Belirleme Toplant�lar�n�n ç�kt�lar�n�n kullan�lmas�

Proje sahibine veya ÇED Dan��man�na Format�n Verilmesi.Proje özelinde haz�rlanan format�n geçerlilik süresi 1 y�ld�r

ÇED Raporunun Bakanl��a sunulmas� (Madde 11)

ÇED Raporunun Formata Uygunluk Yönünden �ncelenmesi

Rapor Uygun Haz�rlanmam�� (dan��man firmaya iade)

Rapor Özel Formata Uygun Haz�rlanm��

Düzeltmeler Do�rultusunda Haz�rlanan Raporun Yeniden

Bakanl��a Sunulmas�

Raporun Üye Say�s� Kadar Ço�alt�lmas�, Komisyonun Toplant�lara Davet Edilmesi (Raporun Bakanl�kta ve Valilikte

Halk�n Görü�üne Aç�lmas�)

�nceleme-De�erlendirme Süreci (Madde 12)

Raporun nihailendirilmesi,Nihai Raporun Bakanl��a sunulmas� ( halk�n görü�üne açma)

ÇED Olumsuz Karar� ÇED Olumlu Karar� (7y�l)Karar Valilikçe gerekçeleri ile birlikte

halka duyurulur

ÇED süreci içerisinde her a�amada, Halk�n ÇED Raporu/Nihai ÇED Raporu ve projeye

ili�kin görü� ve önerileri dikkate al�n�r, halk�n ÇED kararlar� ile ilgili yarg�ya

ba�vurma hakk� oldu�u unutulmamal�d�r!!!

4.5.2.3 HES’lerin Çevresel Boyutu, En Önemli Etkiler ve Öngörülen Tedbirler

HES projesini geçekle�tirmeyi planlayan bir yat�r�mc�, ulusal enerji politikalar�n� ve yat�r�m programlar�n� göz önünde bulundurarak projenin gereklili�ini, amaçlar�n� ve projenin ulusal, bölgesel ve yerel ekonomiye ve sosyal kalk�nmaya katk�lar�n� aç�kça ortaya koyabilmelidir.

Proje, çevresel etki olu�turabilecek tüm bile�enleri ile birlikte tan�mlanmal�d�r. Bu ba�lamda, proje uygulamas�n�n zaman çizelgesi ve kaynak (su, personel, ekipman v.b.) ihtiyaçlar� ile birlikte projenin in�aat ve i�letme a�amalar�nda gerçekle�tirilecek proje faaliyetlerinin de ortaya konmas� gerekmektedir.

ÇED sürecinde, ülkemizde çevre ile ilgili yürürlülükte olan kanunlar ve yönetmeliklerin yan� s�ra, özellikle hidroelektrik santral projeleri ile ilgili mevcut di�er mer’i mevzuat da dikkate al�nmal�d�r. Sürecin daha sa�l�kl� i�lemesi ad�na, Mevzuat zaman içinde de�i�ebildi�i için ÇED sürecinde yürürlükte olan mevzuat ara�t�r�lmal� ve göz önünde bulundurulmal�d�r.


ÇED çal��mas� kapsam�nda proje kaynakl� etkiler proje özelliklerinin yan� s�ra mevcut çevre özelliklerine ba�l� olarak da ele al�nmal� ve önlemler bu do�rultuda belirlenmelidir.

Baraj ve HES’lerin yap�lmas� için en uygun alan� belirlemek ve projelendirmek, baraj ve HES’lerin olumsuz etkilerinden kaç�nmakta öncelikli amaç olmal�d�r. Bu nedenle, di�er projelerde oldu�u gibi HES projelerinde de yer seçimi çevresel anlamda büyük önem arz etmektedir. Akarsu a�z� (mansap) ekosistemleri ve topluluklar� için gereksinilen su aktar�lmak suretiyle baraj�n ya da regülatörün yap�laca�� akarsu a�z� korunabilmektedir.

Hidroelektrik santrallar�n etkileri iki a�amada gözlenmektedir: � �n�aat safhas�nda özellikle büyük baraj ve rezervuarl� projelerde sosyal ve do�al

çevre önemli boyutlarda etkilenmektedir. � ��letme a�amas�nda ise ak�� a�a�� b�rak�lacak su miktar�n�n ayarlanmas� ve projede

belirtilen seviyede tutulmas� ak�� a�a�� ekolojik denge üzerinde büyük ölçüde söz sahibi olmaktad�r.

HES projelerinin en önemli etkilerinden biri olan, do�al hayat�n devaml�l�� için dere yata��na (mansaba) b�rak�lmas� gereken “can suyu” miktar�, her proje ve akarsu özelinde de�i�iklik göstermekte olup, bu miktar; Devlet Su ��leri Genel Müdürlü�ü’nün Su Kullan�m Hakk� Anla�mas�nda belirledi�i miktar (son on y�ll�k ortalama ak�m�n en az %10 u) ile bu miktar üzerinden projenin gerçekle�tirilece�i bölge, akarsuyun ta��d�� su miktar�, debisi, dere taban�n�n geni�li�i, buharla�ma, s�zma, baraj veya regülatör yap�s�ndan sonra mevcut olan su kullan�mlar� (içme ve kullanma suyu, sulama suyu, bal�kç�l�k, su de�irmeni vb), akarsuda bulunan canl� türleri, bu türlerin tabii karakterleri, ulusal ve uluslararas� mevzuatla koruma alt�na al�nan türlerin bulunup bulunmad��, bunlar�n üreme, beslenme, s��nma ve ya�ama ortamlar�, bu ortamlar için belirlenen koruma kararlar�, sucul hayat�n yan� s�ra di�er canl�lar�n ihtiyac� olan su miktarlar� da dikkate al�narak belirlenmektedir.

ÇED sürecinde ekolojik ihtiyaçlar göz önüne al�nd��nda bu miktar�n (son on y�ll�k ortalama ak�m�n en az %10 u) yeterli olmayaca��n�n belirlenmesi durumunda miktar art�r�lmaktad�r. Belirlenen bu miktara mansaptaki di�er teessüs etmi� kadim su haklar� ayr�ca ilave edilmekte ve kesin proje çal��malar� ile ÇED çal��malar� belirlenen toplam bu miktar dikkate al�narak yap�lmaktad�r. Nehirde son on y�ll�k ortalama ak�m�n %10 undan daha az ak�m olmas� halinde suyun tamam�n�n do�al hayat�n devam� için mansaba b�rak�lmas� sa�lanmaktad�r.

Hidroelektrik santral projelerinde flora ve faunan�n, özellikle akarsuyun regülatör kurulacak yeri ile HES ç�k�� suyunun b�rak�laca�� nokta aras�nda kalan sucul alanda ya�ayan canl�lar aç�s�ndan (sudaki azalmadan öncelikli etkilenecek olanlar) hidrolojik sistemin ihtiyaçlar� do�rultusunda ekosistemin devaml�l�� için mansaba b�rak�lmas� gereken optimum suyun bilimsel yakla��mlarla de�erlendirilmesi esast�r.


4.5.2.4 HES projeleri ile ilgili; Bölge Halk� ve Sivil Toplum Örgütlerinin �letti�i Sorunlar

� Yap�lan projelerde çevresel boyutun yeterince dikkate al�nmamas� � Öngörülenden fazla a�aç kesilmesi, orman ve mera alanlar�n�n dikkate

al�nmamas� � Do�al hayat suyuna (can suyu) gereken önemin verilmemesi (miktar, denetim,

vb.) � Havzalar aras� su aktar�m� (sonradan planlama de�i�iklikleri) � �n�aat at�klar�n�n yaratt�� sorunlar � Su kirlili�i (s�cakl�k, sertlik, oksijen miktar� vb. biyolojik, fiziksel, kimyasal

etki) � �klimsel ve ekolojik dengenin bozulmas� (orman yang�nlar�, s�cakl�k ve rutubet

de�i�ikli�i) � Tar�m arazilerinin yerle�ime aç�lmas� � Bölgesel ve havza baz�nda bütüncül planlama yap�lmamas� � ÇED projelerinin havza baz�nda yap�lmamas� � Su yönetimi planlamas� ve havzan�n hidrolojik özelliklerinin öncelikli olarak

belirlenmemesi

4.5.2.5 Mahkemeler Taraf�ndan ÇED Raporlar�nda Görülen Eksiklikler

� Havza baz�nda bütüncül projelendirme yap�lmad��, � HES Projesinin Enerji Nakil Hatlar�n�n güzergâh�n� ve planlamas�n� içermedi�i � Yol yap�m� s�ras�nda meydana gelen çevre hasarlar�n�n ke�if s�ras�nda da

görüldü�ü, olu�an hafriyat�n toplanmad�� ve depolama alanlar�na götürülmedi�i, bu i�lem s�ras�nda yamaçlarda bulunan bitki örtüsünün zarar gördü�ü

� Ayn� havzada yap�lacak bütün HES Projelerinin birlikte de�erlendirilmesi gerekti�i, HES çal��malar�n�n akan suyu al�p elektrik üretimi için kullan�p sonra birkaç yüz metre daha dü�ük kotta tekrar dere yata��na b�rakmak �eklinde planland��, bir sonraki HES’ in birkaç yüz metre sonra ayn� süreci tekrarlad��, bu sürecin suyun potansiyel enerjisi bitene kadar devam etti�i, bu süreçten makro-mikro canl�lar�n etkilenmeyece�ini dü�ünmenin do�ru olmad��,

� Sadece in�aat sürecinde bile olu�acak ask�da madde ta��n�m� ile sucul canl�lar�n hassas olanlar�n�n bu ekosistemden yok olaca��, hassas türlerin nas�l korunaca��n�n ÇED Raporunda yer almad��,

� Proje alan�nda yer alan yerle�imlerin, su haklar�n�n ve tar�msal faaliyetlerin tam bir dökümünün yap�lmad��,

� Kamula�t�rma sürecinin projede aç�k olarak yer almad��, � Su havzas�n�n ba�lang�ç noktas�nda i�letilecek K�rma-Eleme Tesisinin, bütün

havza boyunca su kalitesini ve ilgili ya�amlar� olumsuz etkilemesi anlam�na geldi�i,

� Bütün üstlenici firmalar için bir çevre yönetim ekibinin zorunlu k�l�nmas� gerekti�i, bütün bunlar�n ancak bir havza planlamas� ile sa�lanabilecek düzenlemeler oldu�u,


� Çevresel etkilerin azalt�lmas� için gerekli tedbirlerin ÇED Raporunda belirtilmedi�i, belirtilen tedbirlerin sadece yaz� olarak yer ald��, kontrol edilebilecek, denetlenebilecek kurallara dayand�r�lmad��,

� Geçici depolama alanlar�n�n ve kapasitelerinin, ç�kar�lacak hafriyat için yeterli olmayabilece�i, hafriyat hesab�n�n kontrol edilmesi gerekti�i,

� ÇED çal��mas�nda tar�msal alan kullan�m�nda su payla��m� olarak belirsizli�in söz konusu oldu�u, yöre halk�n�n tar�msal sulama ad�na beklentisinin oldu�u, çok say�da tar�msal alan oldu�u ve bu bölgede sulama için ma�duriyet potansiyeli oldu�u,

� Halk�n su kullan�m miktarlar�n�n yetersiz kalaca��, su miktar�n�n azald�� dönemlerde su payla��m�n�n ayr�ca endi�e kayna�� oldu�u,

� Projenin yöre halk�na sosyo-ekonomik katk�s�n�n s�n�rl� olaca��, bu nedenle projenin i� potansiyeli olarak de�erlendirilmemesi gerekti�i,

� Her havza için can suyu miktar�n�n özel olarak hesaplanmas�n�n gerekti�i, �u anda uygulanan yöntemin ülkemiz �artlar�na uygun olmad��,

� Kum-Çak�l tesislerinin i�letilmesi hususunun baz� ÇED raporlar�n�n haz�rlanmas�nda dikkate al�nmad��, entegre de�erlendirilmedi�i, hususlar�n�n ÇED Raporlar�nda bulunmas� gerekti�inin tespiti mahkemelerce yap�lm��t�r.

4.5.3. Arazi Temini Süreci ve Prosedürü

Hidroelektrik üretim tesislerinin kurulaca�� alanda bulunan özel mülkiyetteki ta��nmazlar�n kamula�t�r�lmas�; Maliye Hazinesinin mülkiyetindeki ya da Devletin hüküm ve tasarrufu alt�ndaki ta��nmazlarda irtifak hakk� tesis edilmesi ve/veya kiralama yap�lmas�; di�er kamu kurum ve kurulu�lar�n�n mülkiyetindeki ta��nmazlar�n temin edilmesi i�lemleri tamamlanmadan söz konusu yat�r�mlar�n gerçekle�tirilmesi mümkün bulunmamaktad�r. Bu süreç uzun, son derece karma��k ve zaman al�c� bir süreçtir. Küçük ölçekli bir projede bile sahaya girebilmek için en az bir y�l gibi bir zaman harcanmaktad�r Konuyu bilen i�ini ciddiye alan uzman hukukçu ve haritac�larla çal��lmamas� halinde ise bu süreler çok fazla uzamaktad�r. 4.5.3.1. Kamula�t�rma

Kamula�t�rma; kamu yarar�n�n gerektirdi�i hallerde, Devlet ve kamu tüzel ki�ileri taraf�ndan, özel mülkiyette bulunan bir ta��nmaza, ta��nmaz�n malikinin r�zas�n�n olup olmad��na bak�lmaks�z�n, kanunda belirtilen usul ve esaslara göre el konularak ta��nmaz�n kamu mülkiyetine geçirilmesi olarak tan�mlanabilir.

HES üretim tesislerinin kurulabilmesi için gerekli olan özel mülkiyetteki ta��nmazlar�n kamula�t�rma i�lemleri EPDK taraf�ndan yürütülmektedir. 4628 say�l� Elektrik Piyasas� Kanununun 15/(c) maddesine göre, elektrik piyasas�nda üretim ve/veya da��t�m faaliyetlerinde bulunan lisans sahibi özel hukuk tüzel ki�ilerinin kamula�t�rma talepleri Kurum taraf�ndan de�erlendirilir ve uygun görülmesi hâlinde 2942 say�l� Kamula�t�rma Kanununda belirtilen esaslar dahilinde Kurumca


kamula�t�rma yap�l�r. Bu konuda Kurulca verilecek olan kamula�t�rma kararlar� kamu yarar� karar� yerine geçer. Bu durumda kamula�t�rma bedelleri ile kamula�t�rma i�lemlerinin gerektirdi�i di�er giderler kamula�t�rma talebinde bulunan lisans sahibi tüzel ki�i taraf�ndan ödenir.

Kamula�t�r�lan ta��nmaz�n mülkiyeti, üretim veya da��t�m tesislerinin mülkiyetine sahip olan ilgili kamu kurum veya kurulu�una, bunlar�n bulunmamas� hâlinde ise Hazineye ait olur. Hazine ad�na tescil edilen ta��nmazlar üzerinde Maliye Bakanl��nca kamula�t�rma bedelini ödeyen lisans sahibi özel hukuk tüzel ki�ileri lehine bedelsiz irtifak hakk� tesis edilir. �rtifak hakk�n�n geçerlili�i lisans�n geçerlilik süresi ile s�n�rl�d�r. Lisans�n sona ermesi veya iptali hâlinde, lisans sahibi tüzel ki�iler taraf�ndan ödenmi� bulunan kamula�t�rma bedelleri iade edilmez.

Kamu tüzel ki�ili�ini haiz lisans sahibi tüzel ki�ilerce yürütülen üretim, iletim veya da��t�m faaliyetleri için gerekli olan ta��nmazlarla ilgili kamula�t�rma i�lemleri, bu tüzel ki�iler taraf�ndan yap�l�r ve kamula�t�r�lan ta��nmazlar üretim, iletim veya da��t�m tesislerinin mülkiyetine sahip olan ilgili kamu tüzel ki�ileri ad�na tescil edilir.

Ülkemiz aç�s�ndan büyük önem ta��yan enerji projelerinin gerçekle�tirilebilmesi için 30 Eylül 2004 tarihli ve 25599 say�l� Resmi Gazete’de yay�mlanan “Enerji Piyasas� Düzenleme Kurumunca Yap�lacak Kamula�t�rmalarda 2942 say�l� Kamula�t�rma Kanununun 27’nci Maddesinin Uygulanmas� Hakk�nda Bakanlar Kurulu Karar�” ç�kar�lm��t�r. Söz konusu Bakanlar Kurulu Karar� gere�ince, enerji tesislerinin kurulabilmesi için gerekli olan ta��nmazlar�n kamula�t�r�lmas�nda acele kamula�t�rma yöntemi uygulanabilmektedir. Bu çerçevede, ilgili asliye hukuk mahkemesi taraf�ndan ta��nmaza el konulmas�na karar verilmesi halinde, HES üretim tesislerinin yap�m�na ba�lanabilmektedir.

2942 say�l� Kamula�t�rma Kanununun “Acele Kamula�t�rma” ba�l�kl� 27’nci maddesine göre, 3634 say�l� Milli Müdafaa Mükellefiyeti Kanununun uygulanmas�nda yurt savunmas� ihtiyac�na veya aceleli�ine Bakanlar Kurulunca karar al�nacak hallerde veya özel kanunlarla öngörülen ola�anüstü durumlarda gerekli olan ta��nmazlar�n kamula�t�r�lmas�nda k�ymet takdiri d��ndaki i�lemler sonradan tamamlanmak üzere ilgili idarenin istemi ile mahkemece yedi gün içinde o ta��nmaz�n 10’uncu madde esaslar� dairesinde ve 15’inci madde uyar�nca seçilecek bilirki�ilerce tespit edilecek de�eri, idare taraf�ndan mal sahibi ad�na 10’ uncu maddeye göre yap�lacak davetiye ve ilanda belirtilen bankaya yat�r�larak o ta��nmaza el konulabilir.

Sat�n alma usulü ile kamula�t�rma yöntemi ise özetle; kamula�t�rma i�lemleri için yeterli ödenek temin edilmesi, kamu yarar� karar�n�n al�nmas� ve onaylanmas�, kamula�t�rma plan� ve di�er belgelerin haz�rlanmas�, kamula�t�rma karar�n�n al�nmas� ve kamula�t�rma �erhi verilmesi, ta��nmazlar�n pazarl�kla ve anla�arak sat�n al�nmas�n�n denenmesi, sat�n alman�n mümkün olmamas� halinde kamula�t�rma bedelinin mahkemece tespiti ve ta��nmaz�n idare ad�na tescili a�amalar�ndan olu�maktad�r.


Sat�n alma usulü ile kamula�t�rma yönteminde, ta��nmaz ilgili idare ad�na tescil edilmeden, idare taraf�ndan ta��nmaza el konulmas� mümkün bulunmamaktad�r. EPDK taraf�ndan, HES üretim tesislerinin kurulabilmesi için gerekli olan ta��nmazlar hakk�nda sat�n alma usulü ile kamula�t�rma yönteminin uygulanmas�, ülkemizin artan elektrik enerjisi talebinin kar��lanabilmesi için bir an önce yap�lmas� gereken enerji yat�r�mlar�n�n zaman�nda tamamlanamamas�na neden olabilecektir. Bu nedenle, hidroelektrik üretim tesislerinin kurulabilmesi için ihtiyaç duyulan ta��nmazlar hakk�nda acele kamula�t�rma yönteminin uygulanmas�, söz konusu elektrik üretim tesislerinin zaman�nda tamamlanabilmesi aç�s�ndan gereklidir.

4.5.3.2 �rtifak Hakk�, Kullanma �zni ve Kiralama

HES üretim tesislerinin kurulaca�� alanda bulunan ta��nmazlar�n hukuki nitelikleri, uygulanacak hukuk kurallar� ve ta��nmaz temini yöntemi aç�s�ndan önemlidir. Söz konusu üretim tesislerinin yerle�im yerinde bulunan ta��nmazlar temel olarak, kamula�t�r�lmas� mümkün olmayan Devlete ait ta��nmazlar ile kamula�t�r�lmas� mümkün olan özel mülkiyetteki ta��nmazlar olmak üzere ikiye ayr�lmaktad�r. Bu çerçevede, Devlete ait ta��nmazlar özel mülkiyete konu olamayacaklar� için kamula�t�r�lmalar� da mümkün bulunmamaktad�r.

HES üretim tesislerinin kurulaca�� alanda Hazinenin mülkiyetindeki veya Devletin hüküm ve tasarrufu alt�ndaki ta��nmazlar bulunmas� durumunda; lisans sahibi tüzel ki�ilerce irtifak hakk� tesisi, kullanma izni veya kiralama yap�labilmesi için EPDK’dan talepte bulunulmakta, bu talebin Enerji Piyasas� Düzenleme Kurulu taraf�ndan uygun görülmesi hâlinde, ilgili mevzuat uyar�nca Maliye Bakanl�� ile lisans sahibi özel hukuk tüzel ki�ileri aras�nda lisans süresi ile s�n�rl� olmak üzere irtifak hakk� tesisi, kullanma izni veya kiralama sözle�mesi düzenlenmektedir.

�rtifak hakk�, kullanma izni ve kiralama, 4628 say�l� Elektrik Piyasas� Kanununun 15/(d) maddesinde düzenlenmi�tir. Buna göre, piyasada üretim veya da��t�m faaliyetinde bulunan lisans sahibi özel hukuk tüzel ki�ileri, faaliyetleri ile ilgili olarak Hazinenin mülkiyetindeki veya Devletin hüküm ve tasarrufu alt�ndaki ta��nmazlar üzerinde irtifak hakk� tesisi, kullanma izni veya kiralama yap�labilmesi için Kurumdan talepte bulunur. Bu talebin Kurulca uygun görülmesi hâlinde, ilgili mevzuat uyar�nca Maliye Bakanl�� ile lisans sahibi özel hukuk tüzel ki�ileri aras�nda lisans süresi ile s�n�rl� olmak üzere irtifak hakk� tesisi, kullanma izni veya kiralama sözle�mesi düzenlenir. Bu sözle�melerde, sözle�menin geçerlili�inin lisans�n geçerlilik süresi ile s�n�rl� olaca�� hükmü yer al�r. Bu �ekilde tesis edilen irtifak hakk�, kullanma izni veya kiralama bedelini ödeme yükümlülü�ü, lisans sahibi özel hukuk tüzel ki�isine aittir.

Piyasada kamu tüzel ki�ili�ini haiz lisans sahibi tüzel ki�ilerce yürütülen üretim, da��t�m veya iletim faaliyetleri için gerekli olan, Hazinenin mülkiyetindeki veya Devletin hüküm ve tasarrufu alt�ndaki ta��nmazlarla ilgili olarak irtifak hakk� tesisinin veya kullanma izni verilmesinin talep edilmesi hâlinde, Maliye Bakanl�� taraf�ndan ilgili kamu tüzel ki�ileri lehine lisans süresince bedelsiz irtifak hakk� tesis edilir veya kullanma izni verilir.


Bununla beraber, 5346 say�l� Yenilenebilir Enerji Kaynaklar�n�n Elektrik Enerjisi Üretimi Amaçl� Kullan�m�na �li�kin Kanunun “Arazi ihtiyac�na ili�kin uygulamalar” ba�l�kl� 8’inci maddesine göre, bu Kanun kapsam�ndaki hidroelektrik üretim tesislerinin rezervuar alan�nda bulunan Hazinenin özel mülkiyetindeki ve Devletin hüküm ve tasarrufu alt�ndaki ta��nmazlar için Maliye Bakanl�� taraf�ndan bedelsiz olarak kullanma izni verilir.

4.5.3.3. Di�er Kamu Kurum ve Kurulu�lar�na Ait Ta��nmazlar�n Temini

HES üretim tesislerinin kurulaca�� sahada Hazineye ait ta��nmazlar d��ndaki kamu kurum veya kurulu�lar�na ait ta��nmazlar bulunmas� halinde, söz konusu ta��nmazlar EPDK taraf�ndan 2942 say�l� Kamula�t�rma Kanununun 30’uncu maddesi uygulanarak temin edilmektedir.

4628 say�l� Elektrik Piyasas� Kanununun 15/c maddesinde, özel hukuk tüzel ki�ilerince yürütülen üretim veya da��t�m faaliyetleri için gerekli olan Hazineye ait ta��nmazlar d��ndaki kamu kurum veya kurulu�lar�na ait ta��nmazlar�n, Kurumca 2942 say�l� Kamula�t�rma Kanununun 30’uncu maddesi uygulanarak temin edilece�i; bu ta��nmazlar�n üretim veya da��t�m tesislerinin mülkiyetine sahip olan ilgili kamu kurum veya kurulu�una, bunlar�n bulunmamas� hâlinde ise Hazineye ait olaca�� belirtilmektedir.

2942 say�l� Kamula�t�rma Kanununun 30’uncu maddesinde, kamu tüzelki�ilerinin ve kurumlar�n�n sahip olduklar� ta��nmaz, kaynak veya irtifak haklar�n�n di�er bir kamu tüzelki�isi veya kurumu taraf�ndan kamula�t�r�lamayaca�� belirtilmi� ve kamu tüzel ki�ileri aras�nda ta��nmaz devri hakk�nda özel bir yöntem öngörülmü�tür. Buna göre, ta��nmaz mala; kaynak veya irtifak hakk�na ihtiyac� olan idare, ayn� Kanunun 8’inci maddesi uyar�nca bedeli tespit eder. Bu bedel esas al�narak ödeyece�i bedeli de belirterek mal sahibi idareye yaz�l� olarak ba�vurur. Mal sahibi idare devire muvafakat etmez veya altm�� gün içinde cevap vermez ise anla�mazl�k, al�c� idarenin ba�vurusu üzerine Dan��tay ilgili idari dairesince incelenerek iki ay içinde kesin karara ba�lan�r.

Taraflar bedelde anla�amad�klar� takdirde; al�c� idare, devirde anla�ma tarihinden veya Dan��tay karar�n�n tebli�i tarihinden itibaren otuz gün içinde, ayn� Kanunun 10’uncu maddesinde belirtilen yaz�l� usule göre mahkemeye ba�vurarak, kamula�t�rma bedelinin tespitini ister.

Mahkemece, 10’uncu maddede öngörülen usule göre kamula�t�rma bedeli olarak tespit edilen miktar�n, pe�in ve nakit olarak mal sahibi idareye verilmek üzere belirleyece�i bir bankaya yat�r�lmas� ve yat�r�ld��na dair makbuzun ibraz edilmesi için al�c� idareye onbe� gün süre verilir. Gereken hallerde bu süre bir defaya mahsus olmak üzere uzat�labilir. Al�c� idare taraf�ndan kamula�t�rma bedelinin mal sahibi idare ad�na bankaya yat�r�ld��na dair makbuzun ibraz� halinde mahkemece, ta��nmaz�n al�c� idare ad�na tesciline ve kamula�t�rma bedelinin mal sahibi idareye ödenmesine karar verilir ve bu karar, tapu dairesine ve paran�n yat�r�ld�� bankaya bildirilir. Tescil hükmü kesin olup taraflar�n bedele ili�kin temyiz haklar� sakl�d�r.


Bu suretle devir al�nan ta��nmaz, kaynak veya irtifak hakk�, sahibinden kamula�t�rma yolu ile al�nm�� say�l�r ve devir amac� veya devreden idarenin izni d��nda ba�kaca bir kamusal amaçla kullan�lamaz. Aksi takdirde devreden idare, 23’üncü madde uyar�nca ta��nmaz� geri alabilir. Bu husus tapu kütü�ünün beyanlar hanesine �erh verilir.

4.6. Pompa Depolamal� HES’ler

Günümüzde bütün modern enerji sistemleri arz güvenilirli�i, sistem stablitesi, enerji kaynaklar�n�n daha verimli kullan�lmas� iletim/da��t�m problemlerinin ve maliyetlerinin minimize edilmesi gibi birçok nedenlerle enerjinin depolanmas�n� zorunlu k�lar.

E�er bir ülkenin enerji ihtiyac� büyük oranda termik ve nükleer gibi baz karakterli santrallerden kar��lan�yorsa, bunun yan�nda ülke kesintili karakterde yenilenebilir enerji kaynaklar�na sahip ve bu kaynaklar� verimli bir �ekilde kullanmak istiyorsa, sistemde h�zla devreye girip ç�kabilme özelli�ine sahip santrallere ihtiyaç vard�r. Bu ihtiyaç; ya büyük oranda fosil yak�t santrallerini birkaç dakikada devreye girebilmesi için s�cak yedekte haz�r tutarak ekonomik olmayan bir yöntemle ya da h�zla devreye girip ç�kma özelli�ine sahip olan klasik depolamal� hidroelektrik santrallar ve/veya di�er enerji depolama sistemleri hayata geçirilerek kar��lanabilir. Ülkemiz için k�smen tercih edilmekte olan yöntem bunlardan birincisidir. Bu da zaten %80’lerin üzerinde olan fosil yak�t kullan�m�n�n ve 2008 y�l�nda genel enerjide %76 elektrik enerjisinde %60’a ula�m�� olan d��a ba��ml�l��m�z�n ve ayn� zamanda fosil yak�t kullan�m�ndan dolay� olu�acak emisyonlar�n art�r�lmas� anlam� ta��maktad�r.

Enerjinin depolanmas�, Dünyada son y�llarda geli�en yeni liberal piyasa modelinde, elektrik de�er zincirinin en kritik bile�enlerinden birisidir ve enerji depolama sistemleri endüstrisi yeni, önemli ve tüm Dünyada h�zla geli�mekte olan bir endüstri seçene�idir. Liberal piyasalarda sistem i�letmecilerinin büyük ölçekte yenilenebilir enerji üretimini sisteme entegre edebilmeleri için enerjinin depolanmas�na ihtiyaçlar� vard�r.

Teknik de�erlendirmeler ve fizibilite çal��malar� enerji depolaman�n sadece teknik bir gereklilik de�il ayn� zamanda maliyet avantaj� sa�lad��n� da göstermektedir. Türkiye’de bugüne kadar enerjinin depolanmas� konusuna gereken önem verilmemi�tir. Ancak ülkemizde kesintili karakterdeki enerji kaynaklar�n�n ve/veya nükleer santrallar�n enerji planlamas� içerisinde yer almas� dü�ünülüyorsa verimli ve daha sa�l�kl� bir planlama için bunlar�n enerji depolama sistemleri ile birlikte planlanmas� gerekmektedir.

Dünya’da bu konuda en geli�mi� yöntem enerjinin su formunda depoland�� ve çok k�sa süre içerisinde h�zla devreye al�nabilme özelli�ine sahip olan Pompa Depolamal� Hidroelektrik Santrallard�r. Ülkemizde de bu anlamda ekonomik olarak birçok proje geli�tirilmesi mümkündür.

TE�A� taraf�ndan yap�lm�� olan kapasite üretim projeksiyonlar� kapsam�nda iyimser ve kötümser iki senaryo haz�rlanm��t�r. �yimser senaryoya göre 2017, kötümser


senaryoya göre 2015 y�l�ndan itibaren i�letmede olan, in�aa edilen ve lisans� al�nm�� olan santrallerin tümünün puant enerji ihtiyac�n� kar��layamayaca�� tespit edilmi�tir.

Puant talebin kar��lanmas�nda barajl� hidroelektrik santrallerin yetersiz kalmalar� halinde devreye girmesi hedeflenen pompaj depolamal� hidroelektrik santral projeleri geli�tirme çabas�nda olan Elektrik ��leri Etüt �daresi (E�E), 2009 – 2013 Strateji Plan� kapsam�nda belirtilen hedefe göre 2011 y�l� sonuna kadar tamamlanmas� gereken bir program kapsam�nda çal��maktad�r. E�E, hali haz�rda, ilk etüt seviyesinde olmak üzere, 11 tanesinde mevcut baraj göllerinin dikkate al�nd�� toplam 16 proje geli�tirmi�tir. Bu projeler hakk�nda k�sa bilgiler a�a��daki tabloda verilmi�tir;

Tesis�Ad�� Kurulu�Gücü�[MW]� �li� Türü� Proje�Debisi�[m3/s]� Dü�ü�[m]�

Gökçekaya�PHES� 1600� Eski�ehir� Mevcut�baraj�gölüne�entegre� 193� 962�

�znik�I�PHES� 1500� Bursa� Tamamen�yeni�yat�r�m� 687� 255�

Sar�yar�PHES� 1000� Ankara� Mevcut�baraj�gölüne�entegre� 270� 434�

Bayramhac�l��PHES� 1000� Kayseri� Mevcut�baraj�gölüne�entegre� 720� 161�

Hasan�U�urlu�PHES� 1000� Samsun� Mevcut�baraj�gölüne�entegre� 204� 570�

Ad�güzel�PHES� 1000� Denizli� Mevcut�baraj�gölüne�entegre� 484� 242�

Burdur�PHES� 1000� Burdur� Tamamen�yeni�yat�r�m� 316� 370�

E�ridir�PHES� 1000� Isparta� Tamamen�yeni�yat�r�m� 175� 672�

Karg��PHES� 1000� Ankara� Mevcut�baraj�gölüne�entegre� 238� 496�

Karacaören�II�PHES� 1000� Burdur� Mevcut�baraj�gölüne�entegre� 190� 615�

Yalova�PHES� 500� Yalova� Tamamen�yeni�yat�r�m� 147� 400�

Yamula�PHES� 500� Kayseri� Mevcut�baraj�gölüne�entegre� 228� 260�

Oymap�nar�PHES� 500� Antalya� Mevcut�baraj�gölüne�entegre� 156� 372�

Aslanta��PHES� 500� Osmaniye� Mevcut�baraj�gölüne�entegre� 379� 154�

�znik�II�PHES� 500� Bursa� Tamamen�yeni�yat�r�m� 221� 263�

Demirköprü�PHES� 300� Manisa� Mevcut�baraj�gölüne�entegre� 166� 213�

�

E�E taraf�ndan yap�lan pompaj depolamal� hidroelektrik santral talep çal��mas�na göre;

Ankara, �stanbul, �zmir, Bursa, �zmir illeri birinci dereceden öncelikli,

Tekirda�, Antalya, Konya, Adana, Hatay, Gaziantep ve �anl�urfa illeri ikinci dereceden öncelikli,

K�rklareli, Çanakkale, Bal�kesir, Manisa, Denizli, Mu�la, �çel, Eski�ehir, Sakarya, Zonguldak, Samsun, Kayseri, Kahramanmara�, Diyarbak�r, Mardin üçüncü dereceden öncelikli,

Edirne, Bilecik, Kütahya, Ayd�n, Ordu, Sivas, Malatya, Elaz��, Ad�yaman, Batman, ��rnak, Van illeri dördüncü dereceden öncelikli illerdir.

�


Kaynaklar 1-DEK TMK Genel Enerji Kaynaklar� Raporu,2004 2- World Atlas&Industry Guide 2010 3-DS� Etüd ve Plan Daire Ba�kanl�� Çal��malar� 4-www.dsi.gov.tr sayfas�ndan al�nan datalar ile yap�lan çal��malar 5-www.epdk.org.tr sayfas�ndan al�nan datalar ile yap�lan çal��malar 6-Ayla TUTU� Türkiye 11. Enerji Kongresi 2009-�zmir 7-Pompaj Depolamal� Santrallerin Türkiye’de Geli�tirilmesi – Neslihan S.A�LAM

YORGANCILAR E�E, Hüseyin KÖKÇÜO�LU E�E 8-Pompaj Depolamal� Hidroelektrik Santraller – Maksut SARAÇ E�E – Forum 2009

Trabzon 9-2009 – 2013 Stratejik Plan� – Elektrik ��leri Etüt �daresi

5. RÜZGAR ENERJİSİ


5. RÜZGAR ENERJ�S� 5.1. Dünya Rüzgar Enerjisi Pazar�ndaki Geli�meler 1996’dan beri kümülatif rüzgar kurulu gücü logaritmik olarak art�� göstermektedir. 2010 y�l�nda 35.802 MW gücünde rüzgâr enerjisi santral�n�n (RES) devreye al�nmas�yla küresel rüzgar enerjisi kurulu gücü 194.390 MW’a yükselmi�tir (�ekil 5.1. ve �ekil 5.2.). 2010 y�l� sonu itibariyle global rüzgar enerjisi pazar�nda %23’lük büyüme görülmü�tür. Bu büyüme oran� 2004’den beri görülen en dü�ük büyümedir (�ekil 5.3.). Ayr�ca global rüzgar enerjisi pazar�nda 1996’dan beri ilk kez y�ll�k ilave kurulu güç de�eri bir önceki y�l�n alt�nda kalm��t�r (�ekil 5.2).

6.100 7.600 10.20013.60017.40023.90031.100 39.431 47.620 59.09174.052

93.835120.550

158.738

194.390

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Y�l

Kuru

lu G

üç (M

W)

�ekil 5.1. Küresel Kümülatif Rüzgar Kurulu Gücü (1996-2010)

Kaynak: Global Wind Statistics 2010, Global Wind Energy Council (GWEC)

1.280 1.530 2.520 3.440 3.7606.500 7.270 8.133 8.207

11.53115.244

19.86526.282

38.61035.802

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Y�l

Kuru

lu G

üç (M

W)

�ekil 5.2. Küresel Y�ll�k Kurulan Rüzgâr Kurulu Gücü (1996-2010)



29,2

41,7

31,734,8

28,2 26,021,3 23,8 25,6 26,7 28,7 31,7

23,6

0

10

20

30

40

50

1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010

Y�l

Paza

r Gel

i�im

i (%

)

�ekil 5.3. Küresel Rüzgâr Enerjisi Pazar�n�n Y�ll�k Büyüme Oranlar� (1998-2010)

Kaynak: World Wind Energy Report 2010, World Wind Energy Association (WWEA) 2010 y�l�nda küresel ölçekte 430 Terawat saat elektrik enerjisi RES ile üretilmi� ve küresel elektrik talebinin %2,5’u rüzgar enerjisi ile kar��lanm��t�r. 2010 y�l�nda ülkeler baz�nda elektrik talebinin rüzgar enerjisi ile kar��lanma oranlar� Tablo 5.1’de ifade edilmi�tir.

Tablo 5.1. Ülkeler Baz�nda Elektrik Talebinin Rüzgar Enerjisi �le Kar��lanma Oran�

Ülke Kar��lama Oran� (%) Danimarka 21 Portekiz 18 �spanya 16 Almanya 9 Çin 1,2 ABD 2

Kaynak: World Wind Energy Report 2010, World Wind Energy Association (WWEA)

2008-2007 y�llar� aras�nda MW ba��na rüzgar türbin yat�r�m maliyeti 1,21 milyon Euro, 2009 y�l�nda yat�r�m maliyeti 1,06 milyon Euro/MW civar�ndayd�. 2010 sonu itibariyle arz fazlas� nedeniyle küresel rüzgar enerjisi pazar�nda 2005’den beri ilk kez MW ba��na yat�r�m maliyeti 1 milyon Euro’nun alt�na dü�mü�tür. 2010 y�l� sonu itibariyle MW ba��na ortalama yat�r�m maliyeti 980.000 Euro olmu�tur. 2009 y�l�nda küresel rüzgar enerjisi pazar�n�n cirosu 50 milyar Euro’du, 2010 y�l�nda pazar cirosu 40 milyar Euro’ ya dü�mü�tür. Bu dü�ü�ün temel sebepleri küresel rüzgar enerji pazar büyüme h�z�n�n yava�lamas�, rüzgar türbini birim fiyatlar�n�n dü�mesi ve rüzgar türbin üretiminin bir bölümünün Çin’e kaymas�d�r. 2005 y�l�nda rüzgar enerjisi sektöründe 235.000 olan istihdam say�s�, 2010 y�l�nda 670.000’ne yükselmi�tir.


86,676,2

53,840,9 40,2

2921,4 20,3 19,2 16,2 12 9,2 8,8 6,1 4,7 4,6 4,1 4

0

25

50

75

100

Danimark

a

Almany

a

Holland

a

�spany

a

Portek

iz

Belçika

�ngilte

re

�rland

a�ta

lya

Lüks

embu

rg

Avustu

rya

Yunan

istan

Fransa

Japo

nya Çin�sv

eçABD

Hindistan

Ülke

Birim

Ala

n Ba

��na

Rüz

gar K

urul

u G

ücü

(kW

/km

2)

�ekil 5.4. Ülkeler Baz�nda Birim Alan Ba��na Rüzgar Kurulu Gücü


Tablo 5.2. Ülkeler Baz�nda Ki�i Ba��na Rüzgar Kurulu Gücü Ülke kW/Ki�i

Danimarka 0,675 �spanya 0,442 Portekiz 0,344 Almanya 0,334 �rlanda 0,306 �sveç 0,226

Hollanda 0,133 ABD 0,128

Avusturya 0,123 Yeni Zellanda 0,118

Kanada 0,118 Yunanistan 0,112

�talya 0,095 Norveç 0,093 Fransa 0,087

Avustralya 0,086 Belçika 0,085

Lüksemburg 0,083 Kaynak: World Wind Energy Report 2010, World Wind Energy Association (WWEA)

Birim alan ba��na rüzgar kurulu gücü parametresinde 86,6 ile Danimarka lider konumdad�r. Danimarka’y� 76,2 ile Almanya, 53,8 ile Hollanda, 40,9 ile �spanya ve 40,2 ile Portekiz takip etmektedir (�ekil 5.4.). Ki�i ba��na dü�en rüzgar kurulu gücü parametresinde, 0,675 ile Danimarka yine lider konumdad�r. Danimarka’y� 0,442 ile �spanya, 0,334 ile Portekiz ve Almanya takip etmektedir (Tablo5.2). Küresel rüzgar kurulu gücü s�ralamas�ndaki ilk iki ülke olan Çin ve ABD’nin ki�i ba��na rüzgar kurulu güç de�erleri 0,128 ve 0,033‘tür. 2010 y�l� pazar geli�im e�ilimlerine göre küresel rüzgar enerjisi pazar� üç temel grupta incelenebilir. ABD ve Çin’in olu�turdu�u 5.000 MW ile 20.000 MW aras�nda yeni


RES kurulumunun gerçekle�ti�i rüzgar enerji pazarlar�, 500 ile 1500 MW aras�nda yeni RES kurulumunun gerçekle�ti�i rüzgar enerjisi pazarlar� (Almanya, �spanya, Hindistan, �ngiltere, Fransa, �talya, Kanada, �sveç, Türkiye), 100 ile 500 MW aras�nda yeni RES kurulumunun gerçekle�ti�i rüzgar enerjisi pazarlar� (Romanya, Polonya, Portekiz, Belçika, Brezilya, Danimarka, Japonya, Bulgaristan, Yunanistan, M�s�r, �rlanda, Meksika).

2010 y�l�nda eklenen en büyük kurulu güç 16.500 MW ile Çin’de olmu� ve Çin’deki rüzgâr enerjisi pazar� %65’lik önemli bir büyüme sergilemi�tir. Çin’i 9.755 MW ile Avrupa bölgesindeki ve 5.115 MW ile de ABD’deki yat�r�mlar izlemi�tir. 2010 y�l� sonu itibariyle dünyadaki en büyük rüzgâr kurulu gücü 42.287 MW ile Çin’de bulunmakta ve onu 40.180 MW ile ABD’de takip etmektedir (Tablo5.3).

Tablo 5.3. Global Rüzgâr Enerjisi Pazar�ndaki �lk On Ülke (2010)

Ülkeler Kurulu Güç (MW)

Küresel Pazar Pay�

(%)

2010 kapasite art�� (MW)

Çin 42.287 21,8 16.500 ABD 40.180 20,7 5.115

Almanya 27.214 14,0 1.493 �spanya 20.676 10,6 1.516

Hindistan 13.065 6,7 2.139 �talya 5.797 3,0 948 Fransa 5.660 2,9 1.086

�ngiltere 5.204 2,7 9.62 Kanada 4.009 2,1 6.90

Danimarka 3.752 1,9 3.27 Di�er

Ülkeler 26.546 13,7

5.026 Toplam 194.390 100 35.802



�ekil 5.5. Bölgelere Göre Y�ll�k Art�� (2003-2010)


K�talara göre 2003 ve 2010 y�llar�nda aras�nda eklenen kurulu güçler �ekil 5.5’de ifade edilmi�tir. 2010 y�l�nda Asya k�tas� Çin ve Hindistan’daki geli�meler sebebi ile önemli bir art�� göstermi�tir. 2010 y�l sonu itibariyle kurulu offshore deniz üstü rüzgar kurulu gücü 3.118 MW seviyesine ula�m��t�r. Bu kurulu gücün 1.162 MW’l�k bölümü 2010 y�l�nda kurulmu�tur. 2010 y�l� içinde offshore rüzgar enerjisi pazar� yakla��k %59 büyümü�tür. 2009 y�l�nda toplam rüzgar kurulu gücü içinde offshore RES’lerin oran� %1,2 iken 2010 sonunda bu de�er %1,3’e yükselmi�tir. Küresel offshore rüzgar kurulu gücünün %50’den fazlas� �ngiltere’de bulunmaktad�r (1.341 MW). 2010 y�l� içinde �ngiltere’de 653 MW gücünde offshore RES devreye al�nm��t�r. Danimarka offshore rüzgar enerjisi pazar�nda 854 MW’l�k kurulu güçle ikinci s�rada yer almaktad�r (Tablo 5.4). Çin offshore rüzgar enerjisi pazar�nda 123 MW ile alt�nc� s�rad�r. 2010 y�l�nda �angay yak�nlar�nda 100 MW gücünde bir offshore RES devreye al�nm��t�r ki bu RES dünyadaki ikinci en büyük offshore RES olarak kabul edilmektedir.


Tablo 5.4. Küresel Offshore Rüzgar Kurulu Gücü

Ülke

2010 Toplam Offshore

Kapasitesi (MW)

2010 kapasite

art�� (MW)

2010 Art��

Oran� (%)


Kapasitesi (MW)


Kapasitesi (MW)

�ngiltere 1341 653 94,9 688 574 Danimarka 854 190,4 28,7 663,6 426,6 Hollanda 249 2 0,8 247 247 Belçika 195 165 550 30 30

�sveç 164 0 0 164 134

Çin 123 100 434,8 23 2 Almanya 108,3 36,3 50,4 72 12

Finlandiya 30 0 0 30 30

�rlanda 25 0 0 25 25

Japonya 16 15 1500 1 1 �spanya 10 0 0 10 10 Norveç 2,3 0 0 2,3 0 Toplam 3117,6 1161,7 59 1955,9 1491,6 Kaynak: World Wind Energy Report 2010, World Wind Energy Association (WWEA)

5.2. Afrika Rüzgar Enerjisi Pazar�ndaki Geli�meler

2010 y�l sonu itibariyle Afrika k�tas�nda bulunan kurulu rüzgar gücü 906 MW’t�r (�ekil 5.6). Bu güç global rüzgar gücünün %0,5’ne kar��l�k gelmektedir. Afrika’da 2009 y�l�nda 169 MW gücünde yeni RES devreye al�nmas�na kar��n 2010 y�l�nda 155 MW gücünde RES devreye al�nm��t�r.

337478

562

756

906

0

200

400

600

800

1.000

2006 2007 2008 2009 2010

Y�l

Kur

ulu

Güç

(MW

)

�ekil 5.6. Afrika Kümülatif Rüzgar Kurulu Gücü (2006-2010)



Rüzgar gücü aç�s�ndan Afrika’n�n en önemli 2 ülkesi 550 MW kurulu gücüyle M�s�r ve 286 MW kurulu gücüyle Fas’t�r. Güney Afrika’da 2013 y�l�na kadar 700 MW gücünde RES’ in devreye girmesi beklenmektedir.

5.3 . Asya Rüzgar Enerjisi Pazar�ndaki Geli�meler

2010 y�l sonu itibariyle Asya’da bulunan kurulu rüzgar gücü 61.182 MW’ ta ula�m��t�r (�ekil 5.7.) ki bu güç global rüzgar gücünün %31’ni temsil etmektedir. Asya’ daki en büyük ve h�zl� geli�en rüzgar enerjisi pazar� Çin’de bulunmaktad�r. Çin’ deki kurulu rüzgar gücü 42.287 MW’t�r. Ancak elektrik iletim ve da��t�m �ebekesindeki sorunlar nedeniyle bu gücün 31.070 MW’l�k bölümü kullan�labilmektedir.

10.62415.863

24.440

40.625

61.182

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

2006 2007 2008 2009 2010

Y�l

Kur

ulu

Güç

(MW

)

�ekil 5.7. Asya Kümülatif Rüzgar Kurulu Gücü (2006-2010)

Kaynak: World Wind Energy Report 2010, World Wind Energy Association (WWEA) Asya’da Çin’den sonra gelen ikinci büyük rüzgar enerjisi pazar� Hindistan’da bulunmaktad�r. Hindistan’daki Kurulu rüzgar gücü 2010 y�l� sonu itibariyle 13.065 MW’ ta ula�m��t�r ve Hindistan rüzgar enerjisi pazar� bir önceki y�la göre %10,7’lik bir büyüme göstermi�tir. Asya’da Çin ve Hindistan’�n d��nda orta ölçekli üç tane daha rüzgar enerjisi pazar� bulunmaktad�r. Bunlar; 2300 MW Kurulu rüzgar gücüyle Japonya, 519 MW ile Tayvan ve 379 MW ile de Güney Kore’dir. 5.4 . Avrupa Rüzgar Enerjisi Pazar�ndaki Geli�meler

2010 y�l�nda 9.259 MW gücünde rüzgâr enerjisi santral�n�n (RES) devreye al�nmas�yla Avrupa Birli�i (AB) rüzgar enerjisi kurulu gücü 84.074 MW’a yükselmi�tir (�ekil 5.8. ve �ekil 5.9.). Bu güç global rüzgar gücünün %43’nü temsil etmektedir. 2010 y�l� sonu itibariyle AB rüzgar enerjisi pazar�nda %12’lik büyüme görülmü�tür. Ancak AB rüzgar enerjisi pazar�nda 2010 sonunda y�ll�k kurulu güç de�eri bir önceki y�l�n alt�nda kalm��t�r (�ekil 5.9.).


2.497 3.476 4.753 6.453 9.678 12.88717.31523.09824.491

34.37240.500

48.03156.517

64.71974.919

84.074

010.00020.00030.00040.00050.00060.00070.00080.00090.000

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Y�l

Kuru

lu G

üç (M

W)

�ekil 5.8. AB Kümülatif Rüzgar Kurulu Gücü (1995-2010)

Kaynak: Wind in Power, 2010 European Statistics 2010, European Wind Energy Association (EWEA)

814 979 1.277 1.7003.225 3.209

4.4285.913 5.462 5.838 6.204

7.5928.535 8.268

10.3159.259

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Y�l

Kuru

lu G

üç (M

W)

�ekil 5.9. AB Y�ll�k Kurulan Rüzgâr Kurulu Gücü (1995-2010)


2010 y�l�nda eklenen en büyük kurulu güç 1516 MW ile �spanya’da olmu� ve �spanya’daki rüzgâr enerjisi pazar� %7’lik bir büyüme sergilemi�tir. �spanya’y� 1.493 MW ile Almanya ve 1.086 MW ile de Fransa’daki yat�r�mlar izlemi�tir (Tablo 5.5.). Tablo 5.5. Avrupa Bölgesindeki Rüzgâr Enerjisi Pazar�ndaki �lk Be� Ülke (2010) Ülkeler 2009 Y�l�

Eklenen Güç (MW)

2009 Sonu Kurulu Güç

(MW)

2010 Y�l� Eklenen Güç

(MW)


(MW) �spanya 2.459 19.160 1.516 20.676 Almanya 1.917 25.777 1.493 27.214 Fransa 1.088 4.574 1.086 5.660 �ngiltere 1.077 4.245 962 5.204 �talya 1.114 4.849 948 5.797 Toplam 7.655 58.605 6.005 64.551



2010 y�l sonu itibariyle küresel kurulu rüzgar gücünün yakla��k %44’lük bölümü 86.075 MW ile Avrupa bölgesinde bulunmaktad�r. Bu kurulu gücün 84.074 MW’l�k bölümü Avrupa Birli�i (AB) ülkelerinde kuruludur. AB rüzgar enerji pazar�nda Almanya 27.214 MW ile liderli�ini korumaktad�r. Almanya’y� 20.676 MW ile �spanya, 5.797 MW ile �talya, 5660 MW ile Fransa ve 5.204 MW ile de �ngiltere takip etmektedir. Söz konusu be� ülke kurulu rüzgar gücü aç�s�ndan AB rüzgar enerjisi pazar�n�n %76’s�n� olu�turmaktad�r. Avrupa rüzgar enerjisi pazar� üç ana grupta incelenebilir. Bunlar Almanya ve �spanya’dan olu�an büyük ölçekli pazarlar, �talya, Fransa ve �ngiltere’nin olu�turdu�u orta ölçekli pazarlar ve geli�im h�zlar� çok büyük olan dinamik rüzgar enerjisi pazarlar�d�r. Avrupa’daki dinamik rüzgar enerji pazarlar�n� alt� ülke olu�turmaktad�r. Bu ülkelerin isimleri ve 2010 y�l� içinde göstermi� olduklar� geli�meler a�a��daki tabloda ifade edilmi�tir.

Tablo 5.6. Avrupa’daki Dinamik Rüzgar Enerjisi Pazarlar� Ülkeler 2010 Sonu Kurulu

Güç (MW) 2010 Pazar Geli�im

Oran� (%) Romanya 591 4000 Bulgaristan 375 112 Litvanya 154 69 Türkiye 1329 65 Polonya 1107 53 Macaristan 295 47


2010 y�l� süresinde AB’de devreye al�nan toplam 52.820 gücündeki elektrik enerjisi santrallerinin 9.259 MW’l�k bölümünü rüzgâr enerjisi santralleri olu�turmaktad�r. 2010 y�l�nda AB’deki y�ll�k kurulu güç s�ralamas�nda 28.280 MW’l�k yat�r�mla do�al gaz enerji santralleri ilk s�ray� alm��t�r (Tablo 5.7.).


Tablo 5.7. 2010 y�l�nda AB’de Devreye Al�nan ve Devreden Ç�kar�lan Elektrik Santralleri

Santral Türü 2010 Y�l� Eklenen Kurulu Güç (MW)

2010 Y�l� Devreden Ç�kar�lan Kurulu Güç (MW)

Do�al Gaz 28.280 0 Güne� (PV) 12.000 0 RES 9.259 105 Kömür 4.256 1.550 Biokütle 573 45 Konsantre Güne� Enerjisi 405 0

Büyük Hidroelektrik 208 26 At�k 149 0 Nükleer 145 535 Küçük Hidroelektrik 25 0 Jeotermal 25 0 Fuel-oil 0 245 Toplam 55.325 2.506


2010 y�l�nda 9.259 MW’l�k rüzgar gücü yat�r�m� için AB’de toplam 12,7 milyar € harcanm��. 2009 y�l�na göre yat�r�m harcamalar�nda %10’luk dü�ü� olmu�tur. AB enerji kompozisyonunda 2000 y�l�nda %2 olan rüzgar enerjisinin pay�n�n 2010’da yakla��k 5 kat artarak %9,6’ya ula�t�� görülmektedir.2010 y�l� sonu itibariyle AB’deki kurulu rüzgar gücü ile 181 TWh’lik enerji üretimi gerçekle�tirilmi� ve enerji talebinin %5,3 rüzgar enerjisiyle kar��lanm��t�r. 2010 y�l� sonu itibariyle Avrupa bölgesinde bulunan kurulu rüzgâr gücü 86.079 MW seviyesine ula�m�� ve 9.883 MW’l�k rüzgâr gücü devreye al�nm��t�r. Ayr�ca denizüstü (offshore) RES kurulu gücü de 2.946 MW olup Avrupa’da ki toplam kurulu güç olan 86.079 MW içerisinde %3,42’lik orana sahiptir (Tablo 5.8.). 2010 y�l�nda onshore rüzgâr enerjisi pazar� önceki y�la göre %11 büyürken, offshore rüzgâr enerjisi pazar� %42 büyüme ve Avrupa Birli�i ülkelerinde toplam rüzgar enerjisi pazar� 2010 y�l�nda %12’lik büyüme göstermi�tir. Bu de�er küresel rüzgar enerjisi pazar�ndaki büyüme oran�n alt�nda kalm��t�r.


Tablo 5.8. Avrupa Bölgesi Rüzgar Kurulu Gücü 2009 Y�l�

Eklenen Güç (MW)


(MW)

2010 Y�l� Eklenen

Güç (MW)

2010 Sonu Kurulu

Güç (MW) AB Ülkeleri 10.315 74.919 9.259 84.074 AB Aday Ülkeler 353 829 589 1.418 EFTA 6 449 34 483 Di�er 4 103 1 104 Toplam 10.678 76.300 9.883 86.079 Onshore 10096 74.236 9030 83.133 Offshore 582 2.064 883 2.946

Kaynak: European Wind Energy Association (EWEA), Wind in Power 2009 European Statistics, 2010

Rüzgar türbini üretimi alan�nda halen Danimarka, Almanya ve �spanya’daki üreticiler lider konumdad�r. Ancak söz konusu üreticilerin Çin, Hindistan ve Güney Kore’de bulunan rakipleri her geçen y�l Pazar paylar�n� art�rmaktad�r. Almanya’da repowering uygulamalar�na ba�lanm�� ve 2010 y�l� içinde 183 MW gücünde RES yeni rüzgar türbini ile de�i�tirilmi�tir. 2020 y�l� için rüzgar kurulu güç hedefleri Almanya için 45.000 MW, �spanya için 38.000 MW, �ngiltere için 28.000 MW ve �talya içinse 12.680 MW olarak öngörülmektedir. 2010 y�l�nda AB’de rüzgâr enerjisi yat�r�mlar� için toplam 12,7 milyar € harcanm�� olup, bunun 10,1 milyar € bölümü onshore rüzgâr enerjisi santralleri kalan 2,6 milyar € bölümü de offshore santraller için kullan�lm��t�r. 5.5. Güney Amerika Rüzgar Enerjisi Pazar�ndaki Geli�meler

2010 y�l�nda Güney Amerika’da 466 MW gücünde RES devreye al�nm��t�r ve toplam kurulu rüzgar gücü de�eri 1.982 MW seviyesine ula�m��t�r (�ekil 5.10.). Bir önceki y�la göre Güney Amerika rüzgar enerjisi pazar� %30 büyüme göstermi�tir.

513 550 667

1.516

1.982

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

2006 2007 2008 2009 2010

Y�l

Kur

ulu

Güç

(MW

)

�ekil 5.10. Güney Amerika Kümülatif Rüzgar Kurulu Gücü (2006-2010)



2010 y�l� içinde devreye al�nm�� olan 466 MW gücündeki RES’ ler alt� ülkede kurulmu�tur. Bunlar; Brezilya (320 MW), Meksika (104,5 MW), Arjantin (25,3 MW), Uruguay (10 MW), Küba (4,5),�ili (2,6 MW). 2011 y�l sonuna kadar Meksika’da 800 MW gücünde yeni RES’in devreye girmesi beklenmektedir. 5.6. Kuzey Amerika Rüzgar Enerjisi Pazar�ndaki Geli�meler

2010 y�l sonu itibariyle Asya’da bulunan kurulu rüzgar gücü 44.188 MW’ ta ula�m��t�r (�ekil 5.11). 2009 y�l�nda %39’luk büyüme göstermi� olan ABD’ de rüzgar enerjisi pazar�ndaki büyüme oran� 2010’da %16’ya dü�mü�tür. Bunun sonucu olarak ABD global rüzgar kurulu gücü alan�ndaki yerini Çin’e devretmi�tir .

13.03518.669

27.606

38.47844.188

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

2006 2007 2008 2009 2010

Y�l

Kuru

lu G

üç (M

W)

�ekil 5.11. Kuzey Amerika Kümülatif Rüzgar Kurulu Gücü (2006-2010)

Kaynak: World Wind Energy Report 2010, World Wind Energy Association (WWEA) ABD’ de 2009 y�l�nda 9900 MW gücünde RES devreye al�nmas�na kar��n 2010 y�l�nda sadece 5115 MW gücünde yeni RES devreye al�nabilmi�tir. 2011 y�l� sonuna kadar da ABD’de 11.000 MW gücünde RES’ in devreye al�nmas� beklenmektedir. Kuzey Amerika rüzgar enerjisi pazar�n�n ikinci büyük ülkesi Kanada’d�r. Kanada rüzgar enerjisi pazar� 2010 y�l� içinde %21’lik bir büyüme göstermi� ve 690 MW gücünde yeni RES devreye al�nm��t�r. Böylece toplam rüzgar gücü 4009 MW’a ula�m��t�r. Kuzey Amerika rüzgar enerjisi pazar�ndaki en büyük darbo�az yetersiz üretim kapasitesi ve d��a ba��ml�l�k oran�n�n çok yüksek olmas�d�r. ABD ve Kanada’da çok az say�da yerel rüzgar türbin üreticisi bulunmakta olup rüzgar türbinlerinin çok büyük bölümü Avrupa’daki üretici �irketlerden ithal edilmektedir.

5.7. Türkiye Rüzgar Enerjisi pazar�ndaki Geli�meler

Rüzgâr Enerjisi Potansiyeli Atlas�na (�ekil 5.12.) göre Türkiye’deki teorik rüzgâr enerjisi potansiyeli 48.000 MW civar�ndad�r. Mevcut elektrik �ebeke alt yap�s� dikkate al�nd��nda ise elektrik �ebekesine ba�lanabilir rüzgar enerjisi potansiyeli 10.000 MW düzeyinde hesaplanm��t�r. Ayr�ca elektrik �ebekesinde yap�labilecek olas�


revizyon çal��malar� sonucu orta vadede elektrik �ebekesine ba�lanabilir rüzgar enerjisi potansiyelinin 20.000 MW seviyesine yükselmesi olas� gözükmektedir ki 2020 y�l�na kadar Türkiye’de rüzgâr kurulu gücünde 20.000 MW seviyelerine ula��lmas� öngörülmektedir.

�ekil 5.12. Rüzgar Enerjisi Potansiyeli Atlas� (REPA)

2010 y�l�nda 528 MW gücünde rüzgâr enerjisi santral�n�n (RES) devreye al�nmas�yla Türkiye rüzgar enerjisi kurulu gücü 1.329 MW’a yükselmi�tir (�ekil 5.13.). 2010 y�l� sonu itibariyle Türkiye rüzgar enerjisi pazar�nda %65,9’luk büyüme görülmü�tür (Tablo 5.9.). Türkiye kümülatif rüzgar kurulu güç de�erlendirilmesinde Avrupa’da 11. ve 2010 y�l�nda devreye al�nan rüzgar gücü parametresinde ise Avrupa’da 7. s�raya sahiptir. Son 10 y�ll�k dönem ele al�nd��ndan en h�zl� büyüme 2007 y�l�nda ya�anm��t�r. 2010 y�l sonu itibariyle Türkiye’deki enerji kompozisyonunda kurulu güç aç�s�ndan rüzgar enerjisinin pay� %2 seviyesindedir. Türkiye’deki rüzgar enerjisi pazar�n�n de�erinin 8,5 ile 17 milyar Euro aras�nda oldu�u öngörülmektedir.

Tablo 5.9. Y�llara Göre Türkiye’deki Rüzgar Kurulu Gücünün Geli�imi (1999-2010)

Y�l Kurulu Güç (MW)

Y�ll�k Eklenen Yeni Kapasite (MW)

Y�ll�k Kurulu Güç Art�� Oran� (%)

1999 8,7 0,0 0,0 2000 18,9 10,2 117,2 2001 18,9 0,0 0,0 2002 18,9 0,0 0,0 2003 20,1 1,2 6,3 2004 20,1 0,0 0,0 2005 20,1 0,0 0,0 2006 65,0 44,9 223,4 2007 207,0 142,0 218,5 2008 333,0 126,0 60,9 2009 801,0 468,0 140,5 2010 1.329,0 528,0 65,9


Kaynak: www.thewindpower.net

8,7 18,9 18,9 18,9 20,1 20,1 20,1 65207

333

801

1329

0200400600

800100012001400

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Y�l

Kur

ulu

Güç

(MW

)

�ekil 5.13. Türkiye Kümülatif Rüzgar Kurulu Gücü (1999-2010)

29.12.2010 tarihli 6094 Say�l� Kanunun birlikte RES’ler ile üretilmi� olan elektri�in birim sat�� fiyat� 7,3 ABD $ cent/kWh olarak belirlenmi�tir. Ayr�ca ayn� kanun kapsam�nda yurt içinde üretilmi� olan rüzgar türbin parçalar�n�n yeni kurulacak RES’ler de kullan�lmalar� halinde birim sat�� fiyat� üzerinden ek desteklerinde sa�lanaca�� belirtilmi�tir. Bu destekler kanat bölümü için 0,8 ABD $ cent/kWh, kule bölümü için 0,6 ABD $ cent/kWh, Jeneratör bölümü için 1 ABD $ cent/kWh ve tüm sistem içinse 1,3 ABD $ cent/kWh olarak ifade edilmi�tir. Söz konusu kanundaki üretim te�vikleri ile birlikte Türkiye’deki rüzgar türbin parças� üretimi yapan tesislerin say�s�nda art�� beklenmektedir. 5.8. 2011 Y�l� �lk Alt� Ayl�k Rüzgar Enerjisi Pazar� Özet Verileri

2011 y�l� ilk alt� ayl�k rüzgar kurulu güç de�erleri incelendi�inde, söz konusu alt� ayl�k dönemde küresel olarak 18.400 MW yeni RES’in devreye al�narak küresel rüzgar kurulu gücünün Haziran 2011 itibariyle 215.000 MW ula�m�� oldu�u görülmektedir. Rüzgar kurulu gücündeki art�� e�ilimi dikkate al�nd��nda 2011 y�l sonu itibariyle küresel rüzgar kurulu gücünün 240.000 MW düzeyine ula�mas� öngörülmektedir. �lk alt� ayl�k dönemde rüzgar kurulu gücündeki 18.400 MW’l�k art��n önemli bir bölümünün 8.000 MW ile Çin ve 2.252 MW ile ABD’den geldi�i görülmektedir. Söz konusu yeni yat�r�mlarla Çin’in toplam rüzgar kurulu gücü 52.800 MW’ta ve ABD’nin rüzgar kurulu gücüde 42.432 MW’ta yükselmi�tir. Çin küresel rüzgar enerji pazar�nda liderli�ini korumaya devam etmektedir. 2011’in ilk alt� ay�nda Türkiye’de 271 MW’l�k yeni RES yat�r�m� devreye al�nm�� ve Türkiye’nin rüzgar kurulu gücü 1.600 MW’ta ula�m��t�r.

5.9. Sonuç

A�a��da belirtilmi� olan dört temel ba�l�k orta ve uzun dönemde rüzgar enerjisi pazar�n�n geli�imi etkileyecek konulard�r. Bunlar;


� H�zl� iklim de�i�ikli�i sorunu ve CO2 sal�m� azaltma politikalar�, � Fosil ve nükleer enerji kaynaklar�n�n tükenmesi ve bunlara ba�l� olarak artan enerji

maliyetleri, � Geli�mekte olan ülkelerin artan enerji talepleri, � Yak�n gelecekte rüzgar enerjisi teknolojisindeki ve enerji depolama

teknolojilerindeki geli�meler,

Rüzgar enerji teknolojisinde dört temel konu önemli ba�l�klar� olu�turmaktad�r. Bunlar, offshore rüzgar enerji santralleri, repowering uygulamalar�, direct drive teknolojisine yönelim ve daha büyük nominal güce sahip rüzgar türbinlerinin üretimidir. Offshore rüzgar enerji santraller uygulamalar�nda in�aat maliyetini dü�ürebilecek hususlar üzerinde ve derin deniz offshore RES’leri konular�nda çal��malar sürmektedir. Repowering uygulamalar� da ba�ta Almanya olmak üzere özellikle Avrupa ülkelerinde yayg�n �ekilde uygulanmaya ba�lanm�� durumdad�r. 2011 sonras� küresel rüzgar enerji pazar�nda teknik avantajlar� nedeniyle direct drive teknolojinin kullan�ld�� RES’lerin yayg�nla�mas� beklenmektedir. Günümüzde RES yat�r�mlar�nda en çok tercih edilen rüzgar türbinleri 2-3 MW aral��nda yer almakta olan rüzgar türbinleri olmaktad�r bununla birlikte kullan�m alan� kurulu güç oran�n� optimize edebilmek için ba�ka bir ifadeyle minimum alanda maksimum gücü elde edebilmek için daha büyük nominal güce sahip rüzgar türbinlerinin üretimi için ara�t�rma çal��malar� sürmektedir. Söz konusu çal��malar kapsam�nda özellikle rüzgar türbinlerinde kullan�lan malzeme teknolojisinde önemli geli�meler beklenmektedir.

Kaynaklar 1. Global Wind Statistics 2010, Global Wind Energy Council (GWEC) 2. Rüzgar Enerjisi Potansiyeli Atlas� (REPA) 3. Wind in Power, 2010 European Statistics 2010, European Wind Energy

Association (EWEA) 4. World Wind Energy Report 2010, World Wind Energy Association (WWEA) 5. World Wind Energy Half Year Report 2011, World Wind Energy Association

(WWEA) 6. www.thewindpower.net

6. JEOTERMAL ENERJİ


6. JEOTERMAL ENERJ� 6.1.Giri� Jeotermal enerji (Jeo /yer - termal /�s�) 6371 km yar�çapl� yerkürenin derinliklerinde bulunan �s�l enerjisinin, 5 - 35 km kal�nl��ndaki “Kabuk” bölgesine iletilmesi, oradan yeryüzüne ta��n�lmas� ve yararlan�lmas� olarak tan�mlanabilir. Yerkürenin iç yap�s� ve derinlikle de�i�en yüksek s�cakl�k de�erleri �ekil 6.1.‘de görülmektedir. Kabuk bölgesinde yerkürenin s�cakl�k gradyan� ortalama olarak 25 – 30 ��C/km dir. S�cakl��n derinlikle 100 ��C/km civar�nda ve daha yüksek de�erlerde artt�� aktif tektonik bölgelerde ise jeotermal enerji kaynaklar�n�n olu�tu�u gözlenmektedir.

�ekil 6.1. Yerkürenin yap�s� ve s�cakl�k de�erleri Jeotermal enerji kayna��, yerkabu�u içinde baz� gerekli fiziki ko�ullar�n bir araya gelmesi sonucunda olu�ur. Bu gerekli ko�ullar �unlard�r: Yer yüzünden yakla��k 0.5-2 km derinlikte, granit gibi geçirgen olmayan kayaçlar üzerinde yer alan geçirgen ve gözenekli bir yap� (Hazne - Rezervuar) bünyesinde yerin derinliklerine süzülen ya�mur ve kar sular�n�n depolanmas�, haznenin üzerinde örtü kaya ad� verilen ve geçirgenli�i olmayan killi katmanlar�n�n varolmas�, yerkürenin �s�l enerjisini ta��yan 5000 km derinlikteki magman�n tektonik olaylarla bu bölgede yer yüzüne 15 km ye kadar yakla�mas�, hazne içindeki suyun bas�nç alt�nda �s�nmas�, bu s�cak jeotermal ak��kan�n insanlar taraf�ndan aç�lan üretim kuyular�ndan yer yüzüne ç�kart�lmas� (�ekil 6.2) .

Yerküre

Kabuk

Manto

D�� çekirdek

�ç çekirdek

Yerküre s�cakl�k de�erleri

S�cakl�k, �C Derinlik, km


�ekil 6.2. Jeotermal Enerji Kayna�� olu�umu

Yerkürenin �s� enerjisinin büyüklü�ü yan�nda, ya�mur ve kar ya��lar� devam etti�i sürece jeotermal enerji yenilenebilir ve sürdürülebilir niteliklere sahip olur. Ancak, bir jeotermal saha üzerinde gere�inden fazla say�da üretim kuyusu aç�larak rezervuar�n beslenme suyu debisinden daha yüksek debide jeotermal ak��kan�n yeryüzüne ç�kart�lmaya ba�lanmas�yla sahan�n ak��kan dengesi bozulur ve buna ba�l� olarak kuyu bas�nc�nda ve üretim debisinde beklenmeyen azalmalar meydana gelebilir. Rezervuar�n sürdürülebilirli�ine katk�da bulunmak amac�yla, üretilen jeotermal ak��kan�n yeryüzü kullan�m�ndan sonra üretim kuyular�ndan uzak bir noktada rezervuara geri bas�lmas� (re-enjeksiyon) gerekmektedir. Jeotermal ak��kan yer alt� sular�ndan olu�tu�u için çe�itli çözünmü� mineraller içerir. Tipik mineral yap�s� NaCl (a��rl�k olarak yakla��k %70), KCl, CaCl2 (%6), H2SiO3 (%12), az miktarda bor vb.’dan olu�ur. Ayr�ca içinde yo�u�mam�� karbondioksit, hidrojensülfür vb. gazlar da bulunur. Jeotermal ak��kan�n 1 ppm den fazla bor içermesi bitkiler için zararl�d�r. Bu nedenle jeotermal ak��kan tar�m sulamas�nda kullan�lmaz. Jeotermal ak��kan�n içinde yo�u�mam�� karbondioksit ve hidrojen sülfür gaz� bulunmas� onu asidik yapar. Jeotermal ak��kan�n ph de�eri 7 den küçük ise asidik etkisi ile çelik borularda paslanma ve çürüme yapar. Bu nedenle jeotermal ak��kan�n ta��nmas�nda cam elyaf takviyeli plastik boru kullan�lmas� tercih edilebilir. Jeotermal ak��kan�n fiziksel özellikleri, içerdi�i çözünmü� mineraller nedeniyle saf sudan farkl�d�r. Örne�in s�cakl�� 210 oC olan saf suyun yo�unlu�u 852.51 kg/m3 iken, ayn� s�cakl�kta ve toplam mineral konsantrasyonu 100 000 ppm olan jeotermal ak��kan�n yo�unlu�u %9 art��la 930.66 kg/m3 dür. Jeotermal enerjinin kullan�ld�� sistemlerde su, su- buhar kar��m� ve buhar halindeki jeotermal ak��kandan yararlan�lmaktad�r. Ak��kan�n s�cakl��, sistem bas�nc�na


kar��l�k gelen doyma s�cakl��ndan dü�ük ise buna a��r� so�uk s�v� (veya s�k��t�r�lm�� s�v�) hali denir. Ak��kan�n s�cakl�� doyma s�cakl��na e�it ise doymu� s�v� ve doymu� buhar kar��m�ndan olu�an “�slak buhar” elde edilir. Kar��m�n kuruluk derecesi %0 ile %100 aras�nda de�i�ebilir. Kuruluk derecesi %0 ise doymu� s�v�, %100 ise kuru buhar denir. Jeotermal ak��kan rezervuar�n gözenekli yap�s� içinde s�k��t�r�lm�� s�v� halinde bulunur. Örnek olarak Denizli- K�z�ldere sahas�ndaki KD-14 jeotermal kuyusundaki s�cakl�k ve bas�nç de�i�imini ele al�n�rsa: Derinlik ( m ) S�cakl�k ( oC ) Bas�nç ( bar ) 0 187.04 ( pdoy = 11.75 bar) 15.11 200 201.57 23.73 534 206.14 ( pdoy = 17.60 bar) 49.58 Görüldü�ü gibi jeotermal ak��kan kuyu boyunca s�k��t�r�lm�� s�v� halinde kalarak buharla�mas� önlenmekte, ayr�ca içerdi�i karbondioksit (CO2) gaz�n�n serbest kalmas� engellenerek kuyu içinde kireç ta�� (CaCO3) olu�um h�z� azalt�lmaktad�r. Jeotermal sahalar, içerdikleri jeotermal ak��kan�n s�cakl��na göre s�n�fland�r�l�rlar. S�cakl�k 90 oC’ den az ise “dü�ük entalpili saha” denir. Entalpi, bir ak��kan�n sahip oldu�u iç enerjisi ile ak�� enerjisinin büyüklük ölçüsünü gösteren bir termodinamik özellikdir. Dü�ük entalpili sahalardan elde edilen jeotermal ak��kandan daha çok merkezi �s�tma sistemlerinde yararlan�l�r. 90 oC - 125 oC aras�ndaki “orta entalpili sahalar” �s�tma sistemlerinde, endüstriyel uygulamalarda ve iki ak��kan çevrimli jeotermal santrallarda kullan�l�r. Rezervuar s�cakl�� 125 oC’den fazla ise “yüksek entalpili saha” olarak adland�r�l�r ve do�rudan buharla�ma-yo�u�ma çevrimli jeotermal santrallar için uygun sahalard�r. Dünyada kuru buhar elde edilebilen �ansl� jeotermal sahalara örnek olarak �talya’da Larderello ve ABD’de Geyzer sahalar� gösterilebilir. Jeotermal enerjiden yararlan�lan sistemler iki ana ba�l�k alt�nda incelenebilir: Do�rudan kullan�m ve jeotermal santrallar. 6.2. Jeotermal Enerjinin Do�rudan Kullan�m� “Do�rudan Kullan�m (Direct Use)” jeotermal enerjinin en eski ve en yayg�n uygulamas�d�r. Kapl�calar, bölgesel konut �s�t�lmas�, sera �s�t�lmas�, endüstriyel uygulamalar, tar�msal kurutma, �s� pompas� vb. do�rudan kullan�m�n kapsam� içindedir. 6.2.1 Dünya’da Jeotermal Enerjinin Do�rudan Kullan�m� 2010 y�l� itibariyle Dünyada 78 ülkenin jeotermal enerji do�rudan kullan�m kapasite toplam� 50 583 MWt d�r. �lk 10 ülke ABD 12 611 MWt,Çin 8 898 MWt, �sveç 4 460


MWt,Norveç 3 300 MWt, Almanya 2 485 MWt, Japonya 2 099 MWt, Türkiye 2 084 MWt, �zlanda 1 826 MWt, Hollanda 1 410 MWt, �sviçre 1 061 MWt d�r. Dünyada toplam 50 583 MWt jeotermal enerji do�rudan kullan�m kapasitesinin uygulamalara göre da��l�m� : Jeotermal �s� pompalar� 35 206 MWt, yüzme havuzlar� / kapl�calar 6 689 MWt, bölgesel konut �s�t�lmas� 5 391 MWt, sera �s�t�lmas� 1 544 MWt, bal�k çiftlikleri 653 MWt, endüstriyel kullan�m 533 MWt, so�utma / kar eritme 368 MWt, tar�msal kurutma 127 MWt, di�er kullan�mlar 72 MWt d�r. Türkiye’de toplam 2 084 MWt do�rudan kullan�m kapasitesinin uygulamalara göre da��l�m� ise:Bölgesel konut �s�t�lmas� 1 011 MWt, yüzme havuzlar� / kapl�calar 552 MWt, sera �s�t�lmas� 483 MWt, Jeotermal �s� pompalar� 38 MWt d�r. Dünyada 2010 y�l� itibariyle jeotermal enerjinin do�rudan kullan�m y�ll�k �s�l enerji miktar� toplam 438 071 TJ dür (121 696 GWh). �lk 10 ülke Çin 75 348 TJ, ABD 56 552 TJ, �sveç 45 301 TJ, Türkiye 36 886 TJ, Norveç 25 200 TJ, �zlanda 24 361 TJ, Japonya 15 698 TJ, Fransa 12 929 TJ, Almanya 12 765 TJ, Hollanda 10 699 TJ dür. Dünyada toplam 438 071 TJ jeotermal enerjinin do�rudan kullan�m y�ll�k �s�l enerji miktar�n�n uygulamalara göre da��l�m�: Jeotermal �s� pompalar� 214 782 TJ, yüzme havuzlar� / kapl�calar 109 032 TJ, bölgesel konut �s�t�lmas� 62 984 TJ, sera �s�t�lmas� 23 264 TJ, endüstriyel kullan�m 11 746 TJ, bal�k çiftlikleri 11 521 TJ, so�utma/ kar eritme 2 126 TJ, tar�msal kurutma 1 662 TJ, di�er kullan�mlar 954 TJ dür. Türkiye’de toplam 36 886 TJ jeotermal enerjinin do�rudan kullan�m y�ll�k �s�l enerji miktar�n�n uygulamalara göre da��l�m� ise: Yüzme havuzlar� / kapl�calar 17 408 TJ, bölgesel konut �s�t�lmas� 9 803 TJ, sera �s�t�lmas� 9 138 TJ, Jeotermal �s� pompalar� 537 TJ dür . 6.2.1.1. Jeotermal Is� Pompalar� Jeotermal enerjinin do�rudan kullan�m� içinde kapasite ve y�ll�k �s�l enerji miktar� olarak en büyük pay� jeotermal �s� pompalar� almaktad�r. En yayg�n olarak Kuzey Amerika ve Avrupa’da 42 ülkede (özellikle ABD, �sveç, Norveç Almanya’da) ve Çin’de kullan�lmaktad�r. Jeotermal Is� Pompas� �s�l gücü meskenlerde 5.5 kWt’dan büyük i�letmelerde 150 kWt’ a kadar de�i�mektedir. ABD ve bat� Avrupa’da tipik olarak 12 kWt gücünde jeotermal �s� pompas� kullanan evlerin say�s� 2.94 milyondur. Türkiye’de jeotermal �s� pompas� kullanan 15 i�letmenin toplam �s�l gücü yakla��k 38 MWt d�r. 6.2.1.2. Bölgesel Konut Is�t�lmas� Dünya’da 24 ülkede yap�lan jeotermal bölgesel konut �s�t�lmas� uygulamas�nda y�ll�k �s�l enerji miktar� itibariyle ilk 5 ülke �zlanda, Çin, Türkiye, Fransa ve Rusya’d�r.


6.2.1.3. Sera Is�t�lmas� Dünya’da 34 ülkede yap�lan jeotermal sera �s�t�lmas�nda lider ülkeler Türkiye, Macaristan, Rusya, Çin ve �talya’d�r. Seralarda yeti�tirilen ürünlerin ba��nda sebze ve çiçek gelmekle birlikte, ABD’de a�aç fidesi, �zlanda’da muz gibi meyve de yeti�tirilmektedir. Türkiye’de ilk kez 1973’de Denizli- K�z�ldere’de Birle�mi� Milletler Kalk�nma Plan� çerçevesinde 2 000 m2 sera alan�nda ba�lat�lan jeotermal �s�tma uygulamas� bu gün Denizli-K�z�ldere, Tosunlar, �zmir-Dikili, Bergama, Balçova, Manisa-Salihli, Urganl�, Kütahya-Simav, �anl�urfa-Karaali’de 2.3 milyon m2 sera alan�n� kapsamaktad�r. 6.2.1.4. Bal�k Çiftlikleri Su havuzlar� jeotermal enerji ile �s�t�lan bal�k çiftliklerine sahip olan 22 ülke aras�nda Çin, ABD, �talya, �zlanda ve �srail önde gelmektedir. Çiftliklerde elde edilen su ürünlerinin ba��nda somon, alabal�k, tropikal bal�k, istakoz ve karides say�labilir. 6.2.1.5. Tar�msal Kurutma Dünya’da 14 ülkede tar�msal kurutma için Jeotermal enerjiden yararlan�lmaktad�r. Kurutulan ürünlere örnek olarak: Deniz yosunu (�zlanda), so�an (ABD), bu�day ve di�er tah�llar (S�rbistan), meyve (El Salvador, Guatemala, Meksika), yonca (Yeni Zelanda), hindistan cevizi (Filipinler), kereste (Meksika, Yeni Zelanda, Romanya) gösterilebilir. 6.2.1.6. Endüstriyel Kullan�m Jeotermal enerjinin endüstriyel kullan�m� Dünya’da 14 ülkede gerçekle�mektedir. Yüksek enerji tüketimi gerektiren endüstriyel i�lemlere örnek olarak : Beton kürü (Guatemala, Slovenya), gazl� içeceklerin �i�elenmesi (Bulgaristan, S�rbistan, ABD), süt pasterizasyonu (Romanya), dericilik (S�rbistan, Slovenya), kimyasal ekstraksiyon (Bulgaristan, Polanya, Rusya), selüloz ve ka��t i�leme (Yeni Zelanda), iyot ve tuz ekstraksiyonu (Vietnam), borat ve borik asit üretimi (�talya), s�v� karbondioksit ve kuru buz üretimi (�zlanda, Türkiye) gösterilebilir. Türkiye’de K�z�ldere ve Salavatl�’da i�letilen jeotermal santrallar�n yan ürünü olarak toplam 160.000 ton/y�l kapasiteli s�v� karbondioksit ve kuru buz üretim tesisleri kurulmu�tur. 6.2.1.7. So�utma /Kar Eritme Jeotermal enerji Dünya’da sadece 5 ülkede so�utma amaçl� kullan�lmakta olup toplam �s�l kapasitesi 56 MWt, y�ll�k �s�l enerji miktar� toplam 281 TJ dür. Dünya çap�nda 2


6.2.1.8. Yüzme Havuzlar�/ Kapl�calar Jeotermal enerji 67 ülkede yüzme havuzlar�n�n �s�t�lmas� ve kapl�ca amac�yla kullan�lmaktad�r. Ba�ta gelen ülkeler, Çin, Japonya, Türkiye, Brezilya ve Meksika’d�r. Yurdumuzda bulunan 260 kapl�ca ve benzeri i�letmede 2010 y�l�nda 12 milyona yak�n ziyaretçi jeotermal enerjiden yararlanm��t�r. 6.2.1.9. Di�er Kullan�mlar Dünya’da 7 ülkede jeotermal enerjinin do�rudan kullan�m�ndaki farkl� uygulamalar �unlard�r: Hayvan yeti�tiricili�i, deniz suyunu ar�tma ve �i�elerin sterilizasyonu. 6.2.2 Türkiye’de Jeotermal Enerjinin Do�rudan Kullan�m� Türkiye’nin yo�un tektonik hareketlili�i nedeniyle önemli bir yerli ve yenilenebilir enerji kayna��m�z jeotermal enerjidir. Yurdumuzun jeotermal potansiyelinin belirlenmesi için gerekli ara�t�rmalar ve incelemeler Maden Tetkik ve Arama (MTA) Genel Müdürlü�ü taraf�ndan 50 y�l önce ba�lat�lm��t�r. Günümüze kadar MTA taraf�ndan 198 jeotermal alan tespit edilmi� ve yakla��k 550 sondaj kuyusu aç�lm��t�r.

�ekil 6.3. Türkiye’de Jeotermal Kaynaklar�n Da��l�m�

Ülkemizdeki Jeotermal sahalar (�ekil 6.3.) daha çok Bat� Anadolu'da yer almaktad�r (Örne�in, Afyon, Ayd�n, Bal�kesir, Bursa, Çanakkale, Denizli, �zmir, Kütahya, Manisa, Mu�la, Sakarya, U�ak, Yalova). Jeotermal sahalar�n %95'i orta ve dü�ük

milyon metre kare kald�r�m alan�nda jeotermal enerji ile kar eritme i�lemi yap�lmaktad�r.Önde gelen ülkeler �zlanda, Arjantin, Japonya, �sviçre ve ABD’dir.

l / l l


entalpili sahalar olup, do�rudan kullan�ma yani bölgesel konut �s�t�lmas�, serac�l�k ve kapl�ca turizmine uygundur. MTA taraf�ndan en dü�ük 35oC kuyuba�� s�cakl��na göre ispatlanm�� jeotermal �s�l kapasite toplam� 4078 MWt düzeyindedir. Yurdumuzun tahmin edilen Jeotermal �s�l gücünün (31 500 MWt) 5 milyon e�de�er konutun �s�t�lmas�na yetece�i ifade edilmektedir. Türkiye jeotermal bölgesel konut �s�t�lmas�nda bilgi, deneyim ve uygulama aç�s�ndan Dünya’da önde gelen ülkeler aras�ndad�r. 6.2.2.1. Jeotermal Bölgesel Konut Is�tmac�l�� Üretim kuyular�ndan gelen jeotermal ak��kan, içindeki gaz kuyuba�� separatörlerinde al�nd�ktan sonra, �s� merkezindeki plaka tipli �s� de�i�tiricilerine pompalan�r. jeotermal ak��kan�n �s�l enerjisi �s� de�i�tiricilerinde temiz �ebeke suyuna aktar�l�r. Jeotermal ak��kan re-enjeksiyon kuyular�ndan yer alt�na geri bas�l�r. Is�t�lan temiz �ebeke suyu ise kapal� bir devre içinde bölgedeki konutlara gönderilir. Her bir konutun giri�inde bulunan plaka tipli �s� de�i�tiricisinde �ebeke suyunun �s� enerjisi konut içindeki radyatörlerde dola�an suya aktar�l�r. Konutlardan dönen �ebeke suyu �s� merkezindeki �s� de�i�tiricilerine geri pompalan�r (�ekil 6.4).

�ekil 6.4. Jeotermal Konut Is�tma sistemi

Türkiye’de halen jeotermal bölgesel �s�tma uygulanan yerler, �s�t�lan e�de�er konut say�s�, i�letmeye al�n�� y�l� ve jeotermal ak��kan s�cakl�� Tablo 6.1’de gösterilmektedir.


Tablo 6.1. Türkiye’de Jeotermal Bölgesel Is�tma Uygulanan Yerler

Is�tma Yap�lan Bölge

Is�t�lan E�de�er Konut Say�s�

��letmeye Al�n�� Y�l�

Jeotermal Ak��kan S�cakl�� (oC)

Bal�kesir-Gönen 3400 1987 80Kütahya- Simav 5000 1991 137K�r�ehir 1900 1994 57Ankara-K�z�lcahamam

2500 1995 70

�zmir-Balçova 15000 1996 137Afyon 4600 1996 95Nev�ehir-Kozakl� 1300/3500 1996 90�zmir - Narl�dere 1500 1998 125Afyon-Sand�kl� 6000/12000 1998 75A�r�-Diyadin 570 / 2000 1999 70Manisa-Salihli 5000/ 24000 2002 94Denizli-Sarayköy 1900 / 5000 2002 95Bal�kesir -Edremit 4600 / 7500 2003 60Bal�kesir-Bigadiç 1950 /3000 2005 96Yozgat-Sar�kaya 600/2000 2007 60Yozgat-Sorgun 1500 2008 80Yozgat-Yerköy 500/3000 2009 65�zmir-Bergama 7850/10000 2009 60 6.3. Jeotermal Santrallar 6.3.1. Dünya’da Jeotermal Santrallar 2010 y�l� itibariyle Dünya’da i�letilmekte olan jeotermal santrallar�n toplam kurulu gücü 10,715 MWe ve üretilen y�ll�k elektrik enerjisi toplam 67,246 GWh’d�r. Önde gelen 5 ülke ABD, Filipinler, Endonezya, Meksika ve �talya’d�r. Ülkelere göre da��l�m Tablo 6.2.’de verilmektedir.


Tablo 6.2. Dünya’da ��letilmekte Olan Jeotermal Santrallar Ülkeler Toplam Kurulu Güç

(MWe) Y�ll�k Elektrik Enerjisi

Üretimi (GWh) ABD 3 093 16 603Avustralya 1.1 0.5Avusturya 1.4 3.8Çin 24 150Kosta Rika 166 1 131El Salvador 204 1 422Etyopya 7.3 10Fransa 16 95Almanya 6.6 50Guatemala 52 289�zlanda 575 4 597Endonezya 1 197 9 600�talya 843 5 520Japonya 536 3 064Kenya 167 1 430Meksika 958 7 047Yeni Zelanda 628 4 055Nikaragua 88 310Papua-Yeni Gine 56 450Filipinler 1 904 10 311Portekiz 29 175Rusya 82 441Tayland 0.3 2Türkiye 100 670 Bir jeotermal santral�n kurulu gücü santralin beslendi�i jeotermal rezervuar�n ak��kan kapasitesine, üretim debisine ve s�cakl��na ba�l�d�r. 2010 y�l� itibariyle Dünya’da i�letmede olan 526 adet jeotermal santral�n ortalama kurulu gücü 20.6 MWe d�r. Gücü 10 MWe’dan az olan 259 adet “küçük santral�n”ortalama kurulu gücü 3.2 MWe d�r. Gücü 55 MWe’dan fazla olan 48 adet “büyük santral�n” ortalama kurulu gücü 79.5 MWe d�r. 100 MWe ve daha fazla kurulu gücü olan jeotermal santrallar� gerçekle�tirmi� ülkeler, santral say�s� ve gücü �öyledir: ABD 4 x 113 MWe, 2 x 110 MWe, 1 x 109 MWe, Endonezya 1 x 117 MWe, 2 x 110 MWe, Meksika 4 x 110 MWe, Yeni Zelenda 1 x 100 MWe . 6.3.2 Türkiye’de Jeotermal Santrallar Yurdumuzda elektrik üretimine uygun yüksek entalpili sahalar : Denizli-K�z�ldere (242 °C rezervuar s�cakl��), Ayd�n-Germencik (232 °C), Manisa-Ala�ehir-


Kavakl�dere (213 °C), Ayd�n- Kuyucak-Pamukören (188 °C), Manisa-Salihli-Göbekli (182 °C), Kütahya- Saphane (180 °C),Çanakkale-Tuzla (174 °C), Ayd�n-Salavatl� (171 °C),Kütahya-Simav (162 °C), Ayd�n-Umurlu (155 °C), �zmir-Seferihisar (153 °C), Manisa-Salihli-Caferbey (150°C), Ayd�n-Sultanhisar (146 °C), Ayd�n-H�d�rbeyli (143 °C), Ayd�n-Y�lmazköy (142 °C), �zmir-Balçova (137 °C), �zmir-Dikili (130 °C), Ayd�n-Atça (124 °C) d�r. Türkiye’de halen i�letmede olan 6 jeotermal elektrik santral�n�n toplam kurulu gücü 100 MWe’t�r. Bu santrallar�n, yeri, i�letici firma, kurulu gücü ve i�letmeye al�n�� y�l� Tablo 6.3’deki gibidir.

Tablo 6.3. Türkiye’de ��letmede Olan Jeotermal Elektrik Santrallar� Yer ��letici Firma Kurulu

Gücü (MWe) ��letmeye Al�n�� Y�l�

Denizli- K�z�ldere-Sarayköy Zorlu Enerji 20.4 1984 Ayd�n-Salavatl� (Dora-1) Menderes Jeotermal 8.50 2006 Ayd�n-Salavatl� (Dora-2) Menderes Jeotermal 9.50 2010 Ayd�n-Germencik Gürmat 47.4 2009 Denizli-K�z�ldere Bereket 6.85 2008 Çanakkale-Tuzla Enda (TJEAS) 7.5 2010 Ayr�ca toplam 378 MWe kurulu gücünde 13 jeotermal santral fizibilite ve/veya proje a�amas�ndad�r. Detaylar� Tablo 6.4.’de verilmektedir. Tablo 6.4. Türkiye’de Fizibilite veya Proje A�amas�nda Olan Jeotermal Elektrik

Santrallar� Yer ��letici Firma Kurulu Gücü

(MWe) Denizli-K�z�ldere-Sarayköy Zorlu 60 Ayd�n-Germencik Gürmat 50 Ayd�n-Kuyucak- Pamukören

Çelikler 70

Ayd�n - Sultanhisar Çelikler 30 Ayd�n - Atca Maren 20 Ayd�n- Nazilli Erdem 25 Ayd�n - H�d�rbeyli Karadeniz 20 Çanakkale - Tuzla Egenda 7.5 Ayd�n- Buharkent 15 Ayd�n – Y�lmazköy 30 Manisa-Ala�ehir 30 Kütahya-Simav Zorlu 10 �zmir-Seferihisar �zmir Jeotermal 10

Yurdumuzda i�letmede olan jeotermal santrallar ”Do�rudan Buharla�ma-Yo�u�ma Çevrimli Santral” ve ”�ki Ak��kan Çevrimli Santral” olarak iki farkl� tiptedir.


6.3.2.1 Do�rudan Buharla�ma- Yo�u�ma Çevrimli Jeotermal Santral Üretim kuyusundan kendi bas�nc�yla kuyuba�� seperatörüne gelen jeotermal ak��kan burada maruz kald�� bas�nç dü�ümüyle k�smen buharla��r. Merkezkaç kuvvet etkisiyle doymu� buhar ve doymu� s�v� birbirinden ayr�l�r. Buhar, türbine gönderilirken, s�v� jeotermal ak��kan ise �s�l enerjisinden daha fazla yararlan�lmak üzere bir �s�tma sistemine veya bir endüstriyel yahut bir tar�msal uygulama sistemine (kurutma, dericilik, serac�l�k vb.) iletilebilir. En son re-enjeksiyon a�amas�nda yer alt�na pompalan�r (�ekil 6.5). Buhar türbininden at�lan �slak buhar yo�u�turucuya gönderilir. Buharla birlikte ta��nan Karbodioksit ve Hidrojen Sülfür gazlar� yo�u�ma sebebiyle aç��a ç�kar. Bir kompresör yard�m�yla yo�u�turucudan çekilerek bacadan d��ar� at�l�r veya bir karbondioksit fabrikas�na gönderilerek s�v� karbondioksit ve kuru buz üretimi yap�l�r Yo�u�turucuda do�rudan �slak buhar üzerine püskürtülen so�utma suyu asl�nda yo�u�turucudan bir pompa vas�tas�yla so�utma kulesine bas�lan ve orada so�utularak vakum sebebiyle yo�u�turucuya geri çekilen jeotermal ak��kand�r.

�ekil 6.5. Do�rudan Buharla�ma- Yo�u�ma Çevrimli Jeotermal Santral Do�rudan buharla�ma-yo�u�ma çevrimli jeotermal santrallar genellikle 50 MWe dan daha dü�ük kapasiteli santrallard�r. Ancak jeotermal kayna��n uygun oldu�u yerlerde 100 MWe’a kadar ç�k�labilmektedir. Yurdumuzdaki ilk jeotermal santral olan Denizli-K�z�ldere-Sarayköy Santral� do�rudan buharla�ma-yo�u�ma çevrimlidir. 1984 y�l�nda i�letmeye al�nm��t�r. EÜA� taraf�ndan i�letilmekte iken, 2008 y�l�nda özelle�tirilerek Zorlu Do�al Elektrik Üretim A.� firmas�na sat�lm��t�r. Santral�n kurulu� kapasitesi 20.4 MWe, brüt kapasitesi 14 MWe, net kapasitesi 11.2 MWe d�r. Santral, kuyuba�� s�cakl�� ve bas�nc� 194 - 242 oC ve 12.8-15.8 bar aras�nda de�i�en 9 kuyudan yap�lan üretimle çal��maktad�r. Toplam

Jeotermal katman

Üretim kuyusu Geri bas�m kuyusu

Hava

Su

Yo�u�an ak��kan

Buhar

Buhar

Tuzlu su At�k Tuzlu su

So�utma Kulesi

Hava ve su buhar�

Jeneratör

Yo�u�turucu

Türbin

Hava

Do�rudan �s� uygulamalar�

Ay�rma ünitesi


jeotermal ak��kan debisi 1 047 ton/saat’dir. Türbin giri�inde kuru buhar s�cakl�� 147 oC, bas�nc� 3.78 bard�r. Kuyuba�� seperatörlerinden at�lan 147 °C s�cakl�ktaki jeotermal suyun bir k�sm� 2004 y�l�ndan beri Sarayköy Belediyesi’ne bölgesel konut �s�t�lmas� amac�yla, 2008 y�l�ndan beri de Bereket Enerji Jeotermal Santrali’ne elektrik üretimi amac�yla verilmektedir. Geri kalan jeotermal s�cak suyun bir k�sm� re-enjeksiyon edilmekte, bir k�sm� da Büyük Menderes Nehri’ne at�lmaktad�r. Santral�n at�k jeotermal suyunda bulunan bor mineralinin Büyük Menderes sulama suyunu olumsuz etkilemesi nedeniyle, önceki y�llar�n kurak geçen aylar�nda santral�n gücü 6 MWe’a kadar dü�ürülmekte iken, özelle�tirilmeden sonra yap�lan re-enjeksiyon kapasite art�r�m� çal��malar�n�n sonucunda 14 MWe’a ç�kart�lm��t�r. Gürmat Elektrik Üretim A.�. taraf�ndan Ayd�n Germencik-Ömerbeyli jeotermal sahas�nda kurulan ve Mart 2009 da üretime ba�layan 47.4 MWe brüt gücündeki santral da do�rudan buharla�ma-yo�u�ma çevrimli olup, Denizli-Sarayköy santral�ndan fark� kuyuba�� seperatörlerinden at�lan jeotermal suyun daha dü�ük bas�nçta tekrar buharla�t�r�larak santral�n elektrik gücünde %10-15 art�� sa�lanabilmesidir. Toplam 2500 ton/saat ak��kan debisi 8 adet üretim kuyusundan kar��lanmaktad�r. 6 adet re-enjeksiyon kuyusu vard�r. Kuyular�n derinlikleri 965 ile 2432 metre aras�nda de�i�mektedir. En yüksek kuyuba�� s�cakl�� 228 °C,buhar�n türbine giri� noktas�ndaki s�cakl�� ise yüksek bas�nç kademesi için 158 °C, alçak bas�nç kademesi için 102.7 °C dir. 6.3.2.2. �ki Ak��kan Çevrimli Jeotermal Santral Bu sistemde yeryüzüne ç�kar�lan jeotermal ak��kan bir �s� de�i�tirici vas�tas�yla �s� enerjisini kapal� bir sistemde daha dü�ük bas�nç ve s�cakl�kta dönmekte olan bir organik ak��kana (izo-bütan, Freon 12, Klea 134a, n-pentan vb.) aktar�r. Aktar�lan �s� ile buharla�an organik ak��kan türbin-jeneratörü çevirdikten sonra yo�u�turulur ve �s� de�i�tiricisine s�v� fazda geri döner. Bu sistemde kullan�lan jeotermal ak��kan ise enerjisini organik ak��kana aktard�ktan sonra yeralt�na geri bas�l�r (�ekil 6.6) .


�ekil 6.6. �ki Ak��kan Çevrimli Jeotermal Santral Menderes Geothermal Elektrik Üretimi A.�. taraf�ndan Ayd�n- Sultanhisar-Salavatl� Jeotermal Sahas�’nda kurulan 8,5 MWe gücündeki �ki Ak��kan Çevrimli DORA-1 Jeotermal Elektrik Santrali 2006 y�l�nda i�letmeye al�nm��t�r. Kuyuba�� s�cakl�� 168 °C olan iki adet üretim kuyusu ve bir adet re-enjeksiyon kuyusu vard�r. Kuyuba�� seperatörlerinde elde edilen jeotermal s�cak su ve buhar� ayr� �s� de�i�tiricilerine girerek türbini döndürecek olan ikincil n- pentan organik ak��kan�n� �s�tarak buharla�t�r�r. Jeotermal ak��kan�n s�cakl�� 78°C ye kadar dü�tükten sonra re-enjeksiyon kuyusuna pompalan�r. Menderes Geothermal Elektrik Üretimi A.�. taraf�ndan 2010 y�l�nda i�letmeye al�nan ve �ki Ak��kan Çevrimli olan DORA-2 Jeotermal Enerji Santrali 9.5 MWe kurulu güce sahip olup Salavatl� jeotermal sahas� içerisindeki DORA-1 santral�ndan 4 km uzakl�ktad�r. K�z�ldere Jeotermal Sahas�’nda, Bereket Jeotermal Enerji Üretim A.�. taraf�ndan 2008 y�l�nda i�letmeye al�nan 6,85 MWe kurulu gücündeki santral da �ki Ak��kan Çevrimlidir. Bu santralda, yak�n�nda bulunan Zorlu Enerji firmas�na ait Do�rudan Buharla�ma- Yo�u�ma Çevrimli Jeotermal Santral�n kuyuba�� seperatörlerinden at�lan 147oC s�cakl�ktaki jeotermal ak��kandan yararlan�lmaktad�r. �kincil organik s�v� n-pentand�r. Santraldan at�lan jeotermal ak��kan Sarayköy Bölge Is�tma Sistemine ait plaka tipli �s� de�i�tiricilerine gönderilmektedir. Burada 50 °C s�cakl��na dü�en jeotermal ak��kan re-enjeksiyon hatt�yla rezervuara geri bas�lmaktad�r. 6.4. Di�er Hususlar Jeotermal enerji yüz y�ldan fazla bir süredir elektrik üretimi için �talya/Larderello sahas�nda ve bölgesel �s�tma için Boise Idaho’da (ABD)’e kullan�lmaktad�r.

Su

Hava Hava

Hava ve su buhar�

Jeotermal katman

Üretim kuyusu Geri bas�m kuyusu

At�k Tuzlu su

Jeneratör

Yo�u�turucu

Türbin

�zo-bütan buhar�

Türbin

Is� de�i�tirici

So�utma kulesi


Türkiye’de ise ilk jeotermal arama çal��malar� 1961 y�l�nda MTA taraf�ndan �zmir- Balçova’da ba�lat�lm��, ilk jeotermal �s�tma sistemi 1983 y�l�nda �zmir 9 Eylül Üniversitesi yerle�kesinde, ilk jeotermal santral 1984 y�l�nda Denizli- K�z�ldere- Sarayköy’de i�letmeye al�nm��t�r. Türkiye’nin jeotermal enerji uygulamalar�ndaki bilgi ve deneyim birikimi yan�nda olumlu uluslararas� ili�kilerinin bir sonucu olarak,”2005 Dünya Jeotermal Kongresi” Uluslararas� Jeotermal Kurumu ve Türkiye Jeotermal Derne�i’nin i�birli�iyle 2005 y�l�nda Antalya’da ba�ar�yla düzenlenmi�tir. Yurdumuzda Jeotermal enerji uygulamalar� için gerekli olan hukuki altyap� olu�turulmu�tur. 13 Haziran 2007 tarihinde yürürlü�e giren 5686 say�l� ”Jeotermal kaynaklar ve do�al mineralli sular kanunu”nun amac�; jeotermal ve do�al mineralli su kaynaklar�n�n etkin bir �ekilde aranmas�, ara�t�r�lmas�, geli�tirilmesi, üretilmesi, korunmas�, bu kaynaklar üzerinde hak sahibi olunmas� ve haklar�n devredilmesi, çevre ile uyumlu olarak ekonomik �ekilde de�erlendirilmesi ve terk edilmesi ile ilgili usûl ve esaslar� düzenlemektir. Kanuna göre, yerli ve yabanc� �irketlere ruhsat süreleri ve yat�r�m garantileri ilk a�amada 30 y�la kadar geçerlidir ve daha sonraki a�amada 10 y�l boyunca geni�letme imkan� sa�lanm��t�r. 10 May�s 2005 tarihinde yürürlü�e giren 5346 say�l� “Yenilenebilir enerji kaynaklar�n�n elektrik enerjisi üretimi amaçl� kullan�m�na ili�kin kanun”un amac�; jeotermal, rüzgar, güne�, biyokütle gibi yenilenebilir enerji kaynaklar�n�n elektrik enerjisi üretimi amaçl� kullan�m�n�n yayg�nla�t�r�lmas�, bu kaynaklar�n güvenilir, ekonomik ve kaliteli biçimde ekonomiye kazand�r�lmas� ve çevrenin korunmas�d�r. An�lan Kanun’da yap�lan baz� de�i�iklikler 6094 say�l� Kanunda belirtilmi� ve 29 Aral�k 2010 tarihinde yürürlü�e girmi�tir. �ller Bankas� Genel Müdürlü�ü jeotermal kayna�� olan belediyelere jeotermal �s�tma ve entegre kullan�mlar için destek amac�yla arama, geli�tirme ve kredilendirme çal��malar�n� 2003 y�l�nda ba�latm��t�r. Baz� jeotermal alanlar�n özel sektör taraf�ndan kullan�m� 2009 y�l�nda MTA taraf�ndan ihale edilmi�tir. 6.5. Sonuç Jeotermal potansiyel aç�s�ndan dünyan�n en zengin ülkelerden biri olan Türkiye’de son 10 y�l içinde jeotermal enerji uygulamalar� genellikle bölgesel konut �s�tmas� ve elektrik üretimi üzerinde yo�unla�m��t�r. Türkiye’de jeotermal kaynaklar s�cakl�k itibariyle daha çok �s�tmac�l��a uygundur. Jeotermal bölgesel konut �s�tmas�na yönelik proje yat�r�mlar� yerel yöneticilerin, belediyelerin ve özel sektörün i�birli�i ile gerçekle�mektedir.


Türkiye’deki jeotermal kaynaklar ucuz, temiz ve ekonomik olmalar� nedeniyle bulunduklar� bölgedeki ana enerji kayna�� olarak kullan�lmal�d�r. Bir bölgedeki jeotermal enerji uygulamalar�na kar�� en büyük köstek o bölgeye do�al gaz getirilmesidir. Yurdumuzda jeotermal enerji uygulamalar�n�n te�vik edilmesi amac�yla petrol aramalar�nda oldu�u gibi jeotermal arama ve i�letmelerde kullan�lan ekipmanlar da gümrük vergisinden muaf tutulmal�d�r. Kaynaklar 1. Bertani, R.,2010,“Geothermal Power Generation in the World 2005–2010 Update

Report”, 2010 Dünya Jeotermal Kongresi,, 25-29 Nisan 2010, Bali- Endonezya. 2. EÜA�, 2010 Raporu, Ankara. 3. Kemik, E., 2009, “TR32 düzey 2 bölgesi (Ayd�n, Denizli, Mu�la) jeotermal

kaynaklar� ve jeotermal enerji santrallar� ara�t�rma raporu”, Güney Ege Kalk�nma Ajans� .

4. Lund,J.W., Freeston,D.H.,Boyd,T.L., 2010, Direct Utilization of Geothermal Energy 2010 Worldwide Review, 2010 Dünya Jeotermal Kongresi, 25-29 Nisan 2010, Bali- Endonezya.

5. Merto�lu, O., 2011, “Geothermal applications in Turkey”, 2. �stanbul Uluslar aras� Su Forumu, 3-5 May�s 2011, �stanbul.

6. Parlaktuna, M., “Jeotermal Enerji”, ODTÜ Petrol ve Do�al Gaz Mühendisli�i Bölümü, Ankara.

7. �im�ek, �.,2010, “Türkiye’de jeotermal enerji ara�t�rma deneyimleri ve baz� sahalarda geli�tirme çal��malar�”, IGV Jeotermal Kongresi, 17-19 Kas�m 2010, Karlsruhe-Almanya.

8. Ye�in, A.O., 2011, “Türkiye’de jeotermal enerji uygulamalar�”, VI. Yeni ve Yenilenebilir Enerji Kaynaklar� Sempozyumu, 21-22 Ekim 2011, Kayseri.

7. ELEKTRİK ENERJİSİ


7. ELEKTR�K ENERJ�S� 7.1. Elektrik Enerjisinin Dünyadaki Durumu 2007-2015 aras�nda Dünya genelinde elektrik enerjisi tüketimi 2007 y�l�ndaki 18,8trilyon kWh de�erinden 2020 y�l�nda 25 trilyon kWh, 2035 y�l�nda ise 35,2 trilyonkWh de�erine ula�acakt�r. OECD ülkelerinde y�ll�k tüketim art�� %1,1 iken OECD d�� ülkelerde %3,3 olacakt�r.Elektrik üretiminde en büyük art�� yenilenebilir enerji kaynaklar�nda olurken s�v�yak�tlar�n elektrik üretimindeki kullan�lmas�nda azalma öngörülmektedir. Dünya’da 2009 y�l�nda toplam 4,5 trilyon kWh tutar�ndaki yenilenebilir enerji üretimiiçinde hidrolik kaynaklar�n pay� %54 (2,4 trilyon kWh) olurken bunu %26 payla (1,2trilyon kWh) ile rüzgar enerjisinin izlemesi beklenmektedir. Küresel �s�nman�n ön plana ç�kmas� ile fosil kaynaklara alternatif olarak yenilenebilirkaynaklar ve enerji verimlili�i ön plana ç�kacakt�r. Yükselen enerji fiyatlar�na çözümolarak, hükümetler bu alternatiflere finansal destek programlar�n� aç�klamayaba�lam��lard�r. “Uluslararas� Enerji Ajans�n�n 2011 Dünya Enerji Görünümü” raporunda,Hükümetlerin enerji yat�r�mlar�nda daha etkili olmalar� ve karbon sal�n�m� dü�ükteknolojilere öncelik vermeleri istenmektedir. Raporda Fuku�ima’daki kaza, Ortado�u ve kuzey Afrika’daki çalkant�lar�n ve karbonsal�n�m�n�n daha fazla artmas�na yol açan 2010 y�l� enerji taleplerindeki art��n, enerjipolitikalar�nda köklü de�i�ikli�in art�k zorunlu hale geldi�i, enerji politikalar�nda cesurönlemler al�nmad�� takdirde yüksek karbon içeren enerji kaynaklar� ile dünya kendigelece�ini adeta kilitleyece�i ifade edilmektedir. 7.2. Türkiye Elektrik Sisteminin Bugünkü Durumu 7.2.1. Talep Geli�imi Türkiye elektrik enerjisi brüt tüketimi (Türkiye brüt üretimi+d�� al�m–d�� sat�m) 2009y�l�nda %2 azalma ile 194,1 Milyar kWh, 2010 y�l�nda ise %8,4 art�� ile 210,4 MilyarkWh olarak gerçekle�mi�tir. Türkiye net tüketimi 2009 y�l�nda 156,9 Milyar kWh,2010 y�l�nda ise 169,4 Milyar kWh olmu�tur. 2009 y�l� için haz�rlanan üretim program�nda ekonomik kriz öncesi 207 Milyar kWholarak tahmin edilen Türkiye toplam elektrik tüketimi ya�anan ekonomik kriz nedeniile bir önceki y�la göre %2 azalarak 194,1 Milyar kWh olarak gerçekle�mi�tir. 2010y�l�nda ise, ya�anan krizin etkisi dikkate al�narak tahmin edilen 202,7 Milyar kWh’likTürkiye toplam elektrik tüketimi ya�anan ekonomik krizin etkilerinin azalmas�yla birönceki y�la göre %8,4 art��la 210,4 Milyar kWh olarak gerçekle�mi�tir.


Tablo 7.1. Puant Güç ve Enerji Talebinin Y�ll�k Art��lar�

�ekil 7.1. Puant Güç ve Enerji Talebinin Y�ll�k Art��lar� Kaynak: TE�A�

Türkiye enterkonnekte sisteminde y�llar itibariyle puant talebin de enerji talebine benzer oranda geli�ti�i gözlemlenmektedir. Puant talep 2009 y�l�nda 29870 MW, 2010 y�l�nda ise yaz�n ya�anan a��r� s�caklar�n elektrik tüketimine etkisiyle bir önceki y�la oranla %11,8 art�� yaparak 33392 MW olarak gerçekle�mi�tir. Elektrik sisteminde anl�k en dü�ük tüketim olan minimum yük de�erlerinin geli�imi puant talep geli�iminden daha farkl� seyretmektedir. Minimum Yük 2009 y�l�nda 11123 MW iken 2010 y�l�nda 13513 MW olarak gerçekle�mi�tir. Genellikle, Türkiye’de y�ll�k puant k�� döneminde görülmekte iken son y�llarda yaz dönemlerinde de anl�k tüketim de�erleri belirgin bir �ekilde artmaya ba�lam��t�r. 2008 - 2010 y�llar�nda y�ll�k puant Temmuz – A�ustos aylar�nda gerçekle�mi�tir. Puant talep y�llara göre sürekli bir art�� gösterirken minimum yükteki y�ll�k de�i�im oldukça düzensizdir. Elektrik sisteminde puant talep ile minimum yük seviyesinin ili�kisi elektrik enerjisinin tüketiminde verimlilik aç�s�ndan önemli bir göstergedir. Minimum Yük de�erinin

Y�llar Puant Güç Talebi (MW) Art�� (%) Enerji Talebi (GWh) Art�� (%) 1998 17799 5,2 114023 8,1 1999 18938 6,4 118485 3,9 2000 19390 2,4 128276 8,3 2001 19612 1,1 126871 -1,1 2002 21006 7,1 132553 4,5 2003 21729 3,4 141151 6,5 2004 23485 8,1 150018 6,3 2005 25174 7,2 160794 7,2 2006 27594 9,6 174637 8,6 2007 29249 6,0 190000 8,8 2008 30517 4,3 198085 4,3 2009 29870 -2,1 194079 -2,0 2010 33392 11,8 210434 8,4

0

50000

100000

150000

200000

250000

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010G

Wh

MW

Enerji�Talebi Puant�Talep


Puant Talebe oran� toplam elektrik tüketiminde yük faktörünün de bir göstergesi olup bu oran�n yüksek olmas� elektrik enerjisinin daha verimli kullan�ld�� anlam�na gelmektedir.

Tablo 7.2. Puant Yük ile Minumum Yüklerin Geli�imi

YILLAR PUANT

YÜK (MW) ARTI�

(%) M�N�MUM YÜK (MW)

ARTI� (%)

M�N�MUM YÜKÜN PUANT YÜKE ORANI (%)

2000 19390 - 9369 - 48,3 2001 19612 1,1 8336 -11,0 42,5 2002 21006 7,1 9127 9,5 43,5 2003 21729 3,4 9270 1,6 42,7 2004 23485 8,1 8888 -4,1 37,8 2005 25174 7,2 10120 13,9 40,2 2006 27594 9,6 10545 4,2 38,2 2007 29249 6,0 10965 4,0 37,5 2008 30517 4,3 10409 -5,1 34,1 2009 29870 -2,1 11123 6,9 37,2 2010 33392 11,8 13513 21,5 40,5

�ekil 7.2. Puant Yük ile Minumum Yüklerin Geli�imi

Kaynak: TE�A� Tablo ve Grafik’ten de aç�kça görülece�i üzere son y�llarda minimum yükün puant yüke oran� zaman içinde belirgin bir �ekilde dü�mekte, ülkemizde elektrik enerjisinin verimli olarak kullan�lmad��n� göstermektedir. Ancak, 2010 y�l�nda bu oran tekrar %40’lar�n üzerinde gerçekle�mi� oldu�u yani tekrar art�� yönünde oldu�u görülmü�tür. 7.2.2. Elektrik Sistemi Üretim-Tüketim �ncelemesi 7.2.2.1. Elektrik Üretim Tesislerinin Kurulu�lara Göre Geli�imi Türkiye elektrik enerjisi üretiminde kamu kurumlar�n�n yan� s�ra özel sektör kurulu�lar� da yer alm��t�r. Her ne kadar Türkiye’de özelle�tirme kavram� 1984 y�l�nda 3096 say�l� yasan�n yürürlü�e girmesi ile güncel hale geldiyse de bu tarihin daha öncesinde elektrik üretiminde ÇEA� ve KEPEZ gibi imtiyazl� özel �irketler yer alm��t�r. 1984

48,3

42,5 43,5 42,7

37,840,2

38,2 37,534,1

37,240,5

0

10

20

30

40

50

60

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

%


y�l�ndan 2010 y�l� sonuna kadar kurulu güç ve elektrik üretim miktarlar�n�n y�llara göre geli�imi a�a��daki tablolarda ayr� ayr� gösterilmektedir.

Tablo 7.3. Türkiye Kurulu Gücünün Kamu ve Özel Sektör Olarak Geli�imi KURULU GÜÇ (MW)

KAMU SANTRALLARI ÖZEL SANTRALLARI TÜRK�YE TOPLAMI

TERM�K H�DROL�K TOPLAM PAY (%) TERM�K H�DROL�K TOPLAM PAY (%) TERM�K H�DROL�K TOPLAM

3545,4 3644,2 7189,6 85,0% 1041,4 230,6 1272,0 15,0% 4586,8 3874,8 8461,6

4150,4 3644,2 7794,6 85,5% 1096,4 230,6 1327,0 14,5% 5246,8 3874,8 9121,6

8264,2 6465,1 14729,3 90,3% 1289,1 299,2 1588,3 9,7% 9553,3 6764,3 16317,6

9650,6 9207,6 18858,2 90,0% 1440,9 655,2 2096,1 10,0% 11091,5 9862,8 20954,3

11274,6 9977,3 21251,9 77,9% 4795,4 1216,8 6012,2 22,1% 16070,0 11194,1 27264,1

10954,6 10108,7 21063,3 74,3% 5686,0 1583,1 7269,1 25,7% 16640,6 11691,8 28332,4

10949,6 10108,7 21058,3 66,1% 8636,4 2151,1 10787,5 33,9% 19586,0 12259,8 31845,8

10803,1 10990,2 21793,3 61,2% 12186,3 1607,4 13793,7 38,8% 22989,4 12597,6 35587,0

10794,9 10994,7 21789,6 59,2% 13364,8 1669,6 15034,4 40,8% 24159,7 12664,3 36824,0

11474,9 11109,7 22584,6 58,1% 14442,4 1816,5 16258,9 41,9% 25917,3 12926,2 38843,5

12554,9 11161,0 23715,9 58,5% 14880,3 1968,6 16848,9 41,5% 27435,2 13129,6 40564,8

12524,9 11350,3 23875,2 58,6% 14710,5 2191,6 16902,1 41,4% 27235,4 13541,9 40777,3

12524,9 11455,9 23980,8 57,3% 15070,1 2766,3 17836,4 42,7% 27595,0 14222,2 41817,2

12524,9 11677,9 24202,8 54,1% 16814,2 3744,2 20558,4 45,9% 29339,1 15422,1 44761,2

12524,9 11677,9 24202,8 48,9% 19753,6 5567,7 25321,3 51,1% 32278,5 17245,6 49524,1

Not: Rüzgar ve Jeotermal Hidrolik içinde gösterilmi�tir. Kaynak: TE�A�

Tablo 7.4. Türkiye Üretiminin Kamu ve Özel Sektör Olarak Geli�imi

ÜRET�M (GWh)



1984 14426 12260 26685,7 87,2% 2761,1 1166,7 3927,8 12,8% 17187,2 13426,3 30613,5

1990 30698 22156 52854,2 91,9% 3697,3 991,5 4688,8 8,1% 34395,4 23147,6 57543,0

1995 45090 33105 78194,9 90,7% 5616,9 2435,6 8052,5 9,3% 50706,5 35540,9 86247,4

2000 65462 27772 93234,0 74,6% 28547,4 3140,2 31687,6 25,4% 94009,7 30911,9 124921,6

2001 65954 20409 86362,4 70,4% 32698,8 3663,5 36362,3 29,6% 98652,4 24072,3 122724,7

2002 51028 26304 77332,1 59,8% 44639,5 7427,9 52067,4 40,2% 95667,7 33731,8 129399,5

2003 33070 30027 63096,9 44,9% 72119,8 5363,8 77483,6 55,1% 105189,6 35390,9 140580,5

2004 27349 40669 68017,2 45,1% 77208,2 5472,9 82681,1 54,9% 104556,9 46141,4 150698,3

2005 38416 35046 73461,9 45,4% 83920,6 4573,7 88494,3 54,6% 122336,7 39619,5 161956,2

2006 46037 38679 84716,1 48,1% 85892,4 5691,4 91583,8 51,9% 131929,1 44370,8 176299,8

2007 61345 30979 92324,0 48,2% 93961,2 5269,5 99230,7 51,8% 155306,0 36248,7 191554,7

2008 69297 28419 97716,8 49,2% 94841,8 5859,4 100701,2 50,8% 164139,2 34278,8 198418,0

2009 61115 28338 89454,0 45,9% 95808,0 9551,0 105359,0 54,1% 156923,0 37890,0 194813,0

2010 54155 41377 95532,0 45,2% 101673,0 14003,0 115676,0 54,8% 155828,0 55380,0 211208,0


1984 y�l�nda kurulu güç toplam�nda %85 olan kamu pay� 2010 y�l�nda %48,9 seviyesine, 1984 y�l�nda Türkiye toplam elektrik üretiminde %87,2 olan kamu pay� 2010 y�l�nda %45,2 seviyesine gerilerken buna paralel olarak da hem kurulu güç hem de toplam üretimde özel sektör pay� artm��t�r. 1995 y�l�ndan sonra sektörde kamu pay� sürekli olarak azal�rken özel sektör pay� artm��t�r. Kurulu güç ve toplam elektrik üretiminde kamu-özel sektör paylar�n�n y�llara göre geli�imi a�a��daki grafiklerde görülebilmektedir.

Tablo 7.3. Türkiye Kurulu Gücünün Kamu ve Özel Sektör Olarak Geli�imi

KURULU GÜÇ (MW)



1984 3545,4 3644,2 7189,6 85,0% 1041,4 230,6 1272,0 15,0% 4586,8 3874,8 8461,6

1985 4150,4 3644,2 7794,6 85,5% 1096,4 230,6 1327,0 14,5% 5246,8 3874,8 9121,6

1990 8264,2 6465,1 14729,3 90,3% 1289,1 299,2 1588,3 9,7% 9553,3 6764,3 16317,6

1995 9650,6 9207,6 18858,2 90,0% 1440,9 655,2 2096,1 10,0% 11091,5 9862,8 20954,3

2000 11274,6 9977,3 21251,9 77,9% 4795,4 1216,8 6012,2 22,1% 16070,0 11194,1 27264,1

2001 10954,6 10108,7 21063,3 74,3% 5686,0 1583,1 7269,1 25,7% 16640,6 11691,8 28332,4

2002 10949,6 10108,7 21058,3 66,1% 8636,4 2151,1 10787,5 33,9% 19586,0 12259,8 31845,8

2003 10803,1 10990,2 21793,3 61,2% 12186,3 1607,4 13793,7 38,8% 22989,4 12597,6 35587,0

2004 10794,9 10994,7 21789,6 59,2% 13364,8 1669,6 15034,4 40,8% 24159,7 12664,3 36824,0

2005 11474,9 11109,7 22584,6 58,1% 14442,4 1816,5 16258,9 41,9% 25917,3 12926,2 38843,5

2006 12554,9 11161,0 23715,9 58,5% 14880,3 1968,6 16848,9 41,5% 27435,2 13129,6 40564,8

2007 12524,9 11350,3 23875,2 58,6% 14710,5 2191,6 16902,1 41,4% 27235,4 13541,9 40777,3

2008 12524,9 11455,9 23980,8 57,3% 15070,1 2766,3 17836,4 42,7% 27595,0 14222,2 41817,2

2009 12524,9 11677,9 24202,8 54,1% 16814,2 3744,2 20558,4 45,9% 29339,1 15422,1 44761,2

2010 12524,9 11677,9 24202,8 48,9% 19753,6 5567,7 25321,3 51,1% 32278,5 17245,6 49524,1



�ekil 7.3. Kurulu Güç �çinde Kamu ve Özel Sektör Paylar�n�n Geli�imi �ekil 7.4. Türkiye Toplam Elektrik Üretiminde Kamu ve Özel Sektör paylar�n�n

Geli�imi Yukar�daki grafikler incelendi�inde özel sektöre ait olan üretim tesislerinin toplam elektrik üretimi içindeki pay�n�n kurulu güç içindeki pay�na göre daha h�zl� artt�� ve 2010 y�l�nda daha yüksek seviyeye ula�t�� aç�kça görülmektedir. Özellikle 1998 y�l�ndan 2003 y�l�na kadar toplam üretim içinde özel sektör pay� oldukça h�zl� bir �ekilde artm��t�r. Bu dönem Y�D, �HD ve Y� modeli kapsam�nda özel sektörün elektrik üretmeye ba�lad�� dönemdir. Y� modeli kapsam�ndaki kapasitenin tamam� ile Y�D ve �HD kapsam�ndaki kapasitenin büyük bir ço�unlu�u termik kapasite oldu�u ve bu modeller kapsam�nda üretimlerine sat�n alma garantisi verildi�i için toplam Türkiye elektrik üretimi içindeki özel sektör pay� h�zl� bir �ekilde artm��t�r. 2004 y�l� ve sonras�nda ise özel sektör pay� toplam kurulu güç ve toplam üretim içinde önemli bir de�i�iklik göstermemi�, ancak 2010 y�l� sonuna göre kamu santrallar�n�n toplam kurulu güçteki pay� %50’nin alt�na dü�mü�tür. Enerji üretiminde ise kamunun pay� %45 seviyesine inmi�tir.

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0

198419851986198719881989199019911992199319941995199619971998199920002001200220032004200520062007200820092010

KAMU ÖZEL

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

KAMU ÖZEL


Kamu ve özel sektör kurulu güç ve toplam elektrik üretiminin 1984 y�l�ndaki de�erine göre y�ll�k olarak 2010 y�l�na kadar büyüme oranlar� a�a��daki grafiklerde gösterilmi�tir.

�ekil 7.5. Kamu Santrallar�n�n Toplam Kurulu Güç ve Toplam Elektrik Üretimi De�erlerinin 1984 Y�l�na Göre Geli�imi

�ekil 7.6. Özel Sektör Santrallar�n�n Toplam Kurulu Güç ve Toplam Elektrik Üretimi De�erlerinin 1984 Y�l�na Göre Geli�imi

Kaynak: TE�A� Kamu santrallar�n�n kurulu güç ve üretim miktarlar� 1984 y�l�na göre 2010 y�l�nda yakla��k 3,5 kat büyümü�tür. Buna kar��l�k özel sektör santrallar�n�n toplam kurulu gücü ayn� dönemde yakla��k 20 kat, toplam üretim miktar� ise yakla��k 30 kat büyümü�tür. Yukar�da da belirtildi�i üzere özellikle 1998 y�l�ndan sonra Y�D, Y� ve �HD modeli kapsam�nda özel sektörün elektrik üretiminde a��rl�kl� olarak termik

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

KURULU GÜÇ ÜRET�M

1,0

6,0

11,0

16,0

21,0

26,0

31,0

1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

KURULU GÜÇ ÜRET�M


kapasite ile yer almas� ve bu kapasitelerin üretimlerine sat�n alma garantisi verilmesi büyümedeki farkl�l��n birincil nedenidir. Bunun yan� s�ra, 2001 y�l�nda 4628 say�l� yasan�n yürürlü�e girmesiyle elektrik sektöründe serbest piyasa modeli uygulanmaya ba�lam�� ve bu dönemde yat�r�mlar�n h�z almas� ile 2010 y�l�nda özel sektörün pay� oldukça artm��t�r. Bilindi�i üzere elektrik enerjisi tüketilece�i anda üretilmesi gerekir. Bu nedenle elektrik enerjisi üretimi için as�l belirleyici unsur talep miktar�d�r. Kurulu gücün enerjiye dönü�türülebilir k�sm�n�n ancak talep kadar olan miktar� üretilece�i için kapasitenin bir k�sm� üretime haz�r ama üretim yapmadan yedek olarak bekleyecektir. Talebi kar��lamak üzere sistemdeki santrallar emre amadelik durumlar�na göre çal��t�r�lmakta ve elektrik üretilmektedir. Emre amadelik durumu hidrolik santrallarda hidrolojik ko�ullara göre de�i�kenlik göstermekte, termik santrallarda ise çal��t�r�lma ko�ullar�n�n haz�r bulundurulmas�na göre belirlenmektedir. Emre amade olma durumunu etkileyen unsurlardan önemli olanlar� ar�za olas�l�klar�, bak�m ihtiyaçlar� ve yak�t temini ve kalitesidir. Santrallar�n çal��ma durumunu etkileyen bütün unsurlar göz önüne al�narak emre amade olma durumu belirlenmektedir. Bir grup kapasite emre amade olsa bile talep durumuna göre ihtiyaç duyulmad��ndan çal��t�r�lmayan bir k�s�m kapasite bulunacakt�r. Y�ll�k üretim miktar� ile toplam kurulu güç ili�kisi mevcut kapasitenin kullan�m� hakk�nda bir fikir vermektedir. Kurulu kapasiteden yararlanma oran�n� de�erlendirmenin de�i�ik ölçütleri bulunmaktad�r. Bu ölçütler bir anlamda kurulu kapasitenin kullan�lmas�nda verimlili�in de bir göstergesidir. Bu ölçütlerden en önemli olanlar� tam kapasite e�de�eri çal��ma süresi ve kapasite faktörü’dür. Tam kapasite e�de�eri çal��ma süresi ve kapasite faktörü de�erlendirilirken gerçekle�en üretim de�erinin talep de�erine ba�l� oldu�u dolay�s�yla kullan�labilir kapasite oldu�u halde talepten fazla üretim yap�lamayaca�� için kurulu gücün bir k�sm�n�n kullan�lamad�� göz önünde bulundurulmal�d�r. Kurulu gücün verimli kullan�lmas�n�n ölçütlerinden bir di�eri de santrallar�n kapasite faktörüdür. Bir santral emre amade olsa bile talep durumuna göre baz� zamanlarda çal��t�r�lmayabilecektir. Talebin güvenilir bir �ekilde kar��lanmas� için sistemde bulunan santrallar belirlenen politikalar çerçevesindeki ilkelere göre s�ralanarak çal��t�r�lmaktad�r. Bu ilkeler en dü�ük maliyetle üretim yapan santraldan ba�lanarak pahal�ya do�ru s�ra ile çal��t�r�labilece�i gibi özel baz� ko�ullara öncelik de verilebilir. Örne�in Türkiye elektrik sisteminde üretimlerine sat�n alma garantisi verilmi� olan santrallar maliyet göz önüne al�nmadan öncelikli olarak çal��t�r�lmaktad�r. Bu durum ekonomik ve dü�ük maliyetli üretim imkan�n� önlemektedir. Benzer �ekilde kamu ve özel sektör termik santrallar�n�n y�ll�k kapasite faktörleri incelendi�inde 1999 y�l�na kadar kamu santrallar�n�n kapasite faktörleri yüksek iken 1999 y�l�ndan sonra özel sektör santrallar�n�n kapasite faktörleri daha büyük oldu�u ve artarak devam etmi�tir. Buna kar��l�k kamu termik santrallar�n�n kapasite faktöründe 2001-2004 döneminde çok h�zl� bir dü�ü� gözlenmi�tir. Bu dönem ba�ta Y� modeli kapsam�ndaki santrallar olmak üzere oldukça büyük miktarda özel sektör termik santrallar�n�n i�letmeye girdi�i dönemdir. 2004 y�l�ndan sonra ise yeni ilave kapasite


art�� talep art��na göre daha dü�ük oldu�undan kamu santrallar�n�n çal��t�r�lma süreleri dolay�s�yla kapasite faktörleri artm��t�r. 2001 y�l�ndan itibaren büyük miktarda özel sektör termik kurulu gücün sisteme dahil olmas� ve bu kapasitelerin büyük miktarda sat�n alma garantisi kapsam�nda olmas� nedeniyle toplam üretim kapasitelerinin büyük miktar� kullan�lm��t�r. Özel sektör termik santrallar�ndaki bu yüksek kullanma oran�na kar��l�k kamu termik santrallar�n�n üretim kapasitelerindeki kullanma oran� h�zl� bir �ekilde dü�mü�tür. Özellikle 2002-2005 döneminde sistem kapasite yede�inin %35 seviyelerinde yüksek olmas� kamu termik santrallar�n�n üretim kapasitelerinin kullan�lma oran�ndaki dü�ü�ü h�zland�rm��t�r. Daha sonraki y�llarda sisteme yeni eklenen kapasite miktar�n�n talep art�� miktar�na göre daha az olmas�ndan dolay� sistem yede�i azald�� için kamu termik santrallar�n�n üretim kapasitesinin kullan�lma oran� zorunlu olarak yeniden art�� e�ilimine geçmi�tir. Kurulu güç yedekleri hesaplan�rken y�ll�k toplam kurulu güç ile ayn� y�l�n puant talep de�erleri kullan�lm��t�r. 1984 y�l�ndan bu yana bütün y�llarda puant talep artarken sisteme eklenen yeni kapasite miktar� ayn� oranda olmam��t�r. Bundan dolay� da kurulu güç yede�i y�llara göre de�i�kenlik göstermi�tir. A�a��daki grafikten de görülece�i üzere sisteme eklenen yeni kapasite miktar�n�n fazla oldu�u y�llarda kurulu güç yede�i yükselmi�tir. 1999 y�l�ndan 2003 y�l�na kadar olan dönemde kurulu güç içinde özel sektör pay� daha fazla olmak üzere sisteme büyük miktarda yeni kapasite eklenmi� ve buna ba�l� olarak da yedek oran� yükselmi�tir. Yukar�da da belirtildi�i üzere 1999 y�l�ndan itibaren özel sektöre ait olan kurulu güç büyük oranda kullan�l�rken yedek kapasite için öncelikli olarak kamu santrallar� bekletilmi�tir.

�ekil 7.7. Türkiye Elektrik Sisteminde Kurulu Güç Yede�inin Y�llara Göre Geli�imi

7.2.2.2. Elektrik Üretim Tesislerinin Birincil Kaynaklara Göre Geli�imi Türkiye elektrik sisteminde kurulu güç geli�imi incelendi�inde do�al gaz yak�tl� kurulu gücün di�er kaynaklara göre daha büyük miktarda ve oranda artt�� gözlenmektedir.

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010


Ülkemizde son y�llarda yap�lmaya ba�lan�lan rüzgar enerjisine dayal� santrallar�n kurulu gücünde de bir art�� görülmektedir.

Tablo 7.5. Kurulu Gücün Yak�t Kaynaklar�na göre Geli�imi (MW)

Y�ll

ar

L�N

Y�T

T.K

ÖM

ÜR

+

ASF

AL

T�T

�TH

AL

K

ÖM

ÜR

DO

�A

L G

AZ

FUE

L O

IL

MO

TO

R�N

B�O

GA

Z+A

TIK

TE

RM

�K

TO

PLA

M

JEO

TE

RM

AL

H�D

RO

L�K

RÜ

ZG

AR

TO

PLA

M

1984 2359,3 219,9 0,0 0,0 1362,8 627,3 0,0 4569,3 17,5 3874,8 0,0 8461,61985 2864,3 219,9 0,0 100,0 1417,8 627,3 0,0 5229,3 17,5 3874,8 0,0 9121,61990 4874,1 331,6 0,0 2210,0 1574,5 545,6 0,0 9535,8 17,5 6764,3 0,0 16317,61995 6047,9 326,4 0,0 2924,5 1557,2 204,2 13,8 11074,0 17,5 9862,8 0,0 20954,32000 6508,9 335,0 145,0 7044,0 1766,3 229,5 23,8 16052,5 17,5 11175,2 18,9 27264,12001 6510,7 335,0 145,0 7153,5 2219,8 235,5 23,6 16623,1 17,5 11672,9 18,9 28332,42002 6502,9 335,0 145,0 9702,1 2620,4 235,5 27,6 19568,5 17,5 12240,9 18,9 31845,82003 6438,9 335,0 1465,0 11509,6 2962,8 235,5 27,6 22974,4 15,0 12578,7 18,9 35587,02004 6450,8 335,0 1510,0 12798,4 2808,5 214,4 27,6 24144,7 15,0 12645,4 18,9 36824,02005 7130,8 335,0 1651,0 13789,5 2744,8 215,9 35,3 25902,3 15,0 12906,1 20,1 38843,52006 8210,8 335,0 1651,0 14314,6 2615,6 251,9 41,3 27420,2 61,8 13062,7 20,1 40564,82007 8211,4 335,0 1651,0 14560,4 2264,8 206,4 42,7 27271,7 77,2 13394,9 92,0 40835,82008 8205,0 335,0 1651,0 15054,8 2263,2 26,4 59,7 27595,1 77,2 13828,7 316,3 41817,32009 8199,3 470,0 1921,0 16547,5 2088,4 26,4 86,5 29339,1 77,2 14553,4 791,6 44761,32010 8199,3 470,0 3281,0 18175,0 2018,8 27,2 107,2 32278,5 94,2 15831,2 1320,2 49524,1

Kaynak: TE�A�


Tab

lo 7

.6. T

opla

m K

urul

u G

ücün

Ter

mik

ve

HE

S-Y

enile

nebi

lir K

ayna

klar

a G

öre

Art

��

(%)

19

85

1986

19

87

1988

19

89

1990

19

91

1992

19

93

1994

19

95

1996

19

97

1998

19

99

2000

20

01

2002

20

03

2004

20

05

2006

20

07

2008

20

09

2010

TO

PLA

M

7,8

10,9

23

,5

16,2

8,

93,

25,

58,

88,

72,

60,

51,

43,

0 6,

611

,84,

33,

912

,411

,83,

55,

54,

30,

8 2,

4 7,

1 10

,6

TER

M�K

14

,418

,9

20,2

10

,8

11,0

3,7

5,7

2,4

3,1

3,2

0,9

2,0

4,2

10,6

19,5

3,2

3,6

17,7

17,4

5,1

7,3

5,6

-0,3

1,

2 6,

3 10

,0

HES

+

YEN

�LEN

E-B

�L�R

0,

00,

1 28

,9

24,2

6,

12,

55,

217

,715

,51,

90,

00,

71,

7 2,

12,

26,

14,

44,

92,

70,

52,

11,

63,

2 4,

9 8,

4 11

,8

�e

kil 7

.8. T

opla

m K

urul

u G

ücün

Ter

mik

ve

HE

S-Y

enile

nebi

lir K

ayna

klar

a G

öre

Art

��

Kay

nak:

TE�

A�

�5,00,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

TOPLAM

TERM

�KHES�+�YEN

�LEN

EB�L�R


�ncelenen dönem içinde h�zl� bir art�� gösteren do�al gaz kaynakl� kurulu kapasite 1984 y�l�nda sistemde bulunmaz iken 2010 y�l�na kadar h�zl� bir geli�me göstererek toplam kurulu gücün %37’si seviyesine ula�m��t�r. 1984 y�l�ndan 2010 y�l�na kadar olan dönemde elektrik enerjisi üretiminin kaynaklara göre geli�imi a�a��da tabloda gösterilmektedir.

Tablo 7.7. Elektrik Enerjisi Üretiminin Kaynaklara göre Geli�imi (GWh)

TA

� K

ÖM

ÜR

Ü+

ASF

ALT

�T

�TH

AL

KÖ

MÜ

R

L�N

Y�T

FUEL

OIL

MO

TOR

�N

LPG

+

NA

FTA

DO

�A

L G

AZ

ATI

K

TER

M�K

TO

PLA

M

H�D

RO

L�K

JEO

TER

MA

L

RÜ

ZGA

R

TOPL

AM

1984 705,6 9412,7 6710,6 336,2 17165,1 13426,3 22,1 0,0 30613,51985 710,3 14317,5 7028,6 53,4 58,2 22168,0 12044,9 6 0,0 34218,91990 620,8 19560,5 3920,9 20,8 10192,3 34315,3 23147,6 80,1 0,0 57543,01995 2232,1 25814,8 5498,2 273,8 16579,3 222,3 50620,5 35540,9 86 0,0 86247,42000 3175,9 643,1 34367,3 7459,1 980,6 871,1 46216,9 220,2 93934,2 30878,5 75,5 33,4 124921,62001 2705,7 1340,3 34371,5 8816,6 904,0 645,6 49549,2 229,9 98562,8 24009,9 89,6 62,4 122724,72002 2646,1 1447,0 28056,0 9505,0 270,9 967,9 52496,5 173,7 95563,1 33683,8 104,6 48,0 129399,52003 2693,6 5969,4 23589,9 8152,7 4,4 1039,1 63536,0 115,9 105101,0 35329,5 88,6 61,4 140580,52004 2478 9520,1 22449,5 6689,9 7,3 973,1 62241,8 104,0 104463,7 46083,7 93,2 57,7 150698,32005 2965,1 10281,1 29946,3 5120,7 2,5 359,3 73444,9 122,4 122242,3 39560,5 94,4 59,0 161956,22006 3073,6 11143,0 32432,9 4232,4 57,7 50,3 80691,2 154,0 131835,1 44244,2 94,0 126,5 176299,82007 3289,7 11846,7 38294,7 6469,5 13,2 43,9 95024,8 213,7 155196,2 35850,8 156,0 355,1 191558,12008 3290,8 12566,8 41858,1 7208,6 266,2 43,6 98685,4 219,8 164139,3 33269,8 162,4 846,5 198418,02009 3334,8 12813,2 39537,1 4439,8 345,8 18,0 96094,7 340,1 156923,5 35958,4 435,7 1495,4 194813,02010 4572,6 14531,7 35942,1 2143,8 4,2 31,9 98143,7 457,5 155827,5 51795,5 668,2 2916,5 211207,7

Kaynak: TE�A� 1984 y�l�ndan 2010 y�l�na kadar elektrik üretiminde y�llara göre önemli miktarda art�� gözlenirken dönem içinde termik santrallardan elde edilen üretimin daha h�zl� büyüdü�ü, hidrolik ve yenilenebilir kaynaklardan olan üretimin ise ya�� ko�ullar�na ba�l� olarak y�llara göre büyük de�i�kenlik gösterdi�i ve toplamda daha yava� büyüdü�ü görülmektedir. 2010 y�l�n�n ya��l� bir y�l olmas� nedeniyle hidrolik santrallar�n üretiminde bir önceki y�llara göre %44 gibi oldukça yüksek bir art�� gözlenmi�tir.

Tablo 7.7. Elektrik Enerjisi Üretiminin Kaynaklara göre Geli�imi (GWh)

TA

� K

ÖM

ÜR

Ü+

ASF

ALT

�T

�TH

AL

KÖ

MÜ

R

L�N

Y�T

FUEL

OIL

MO

TOR

�N

LPG

+

NA

FTA

DO

�A

L G

AZ

ATI

K

TER

M�K

TO

PLA

M

H�D

RO

L�K

JEO

TER

MA

L

RÜ

ZGA

R

TOPL

AM

1984 705,6 9412,7 6710,6 336,2 17165,1 13426,3 22,1 0,0 30613,51985 710,3 14317,5 7028,6 53,4 58,2 22168,0 12044,9 6 0,0 34218,91990 620,8 19560,5 3920,9 20,8 10192,3 34315,3 23147,6 80,1 0,0 57543,01995 2232,1 25814,8 5498,2 273,8 16579,3 222,3 50620,5 35540,9 86 0,0 86247,42000 3175,9 643,1 34367,3 7459,1 980,6 871,1 46216,9 220,2 93934,2 30878,5 75,5 33,4 124921,62001 2705,7 1340,3 34371,5 8816,6 904,0 645,6 49549,2 229,9 98562,8 24009,9 89,6 62,4 122724,72002 2646,1 1447,0 28056,0 9505,0 270,9 967,9 52496,5 173,7 95563,1 33683,8 104,6 48,0 129399,52003 2693,6 5969,4 23589,9 8152,7 4,4 1039,1 63536,0 115,9 105101,0 35329,5 88,6 61,4 140580,52004 2478 9520,1 22449,5 6689,9 7,3 973,1 62241,8 104,0 104463,7 46083,7 93,2 57,7 150698,32005 2965,1 10281,1 29946,3 5120,7 2,5 359,3 73444,9 122,4 122242,3 39560,5 94,4 59,0 161956,22006 3073,6 11143,0 32432,9 4232,4 57,7 50,3 80691,2 154,0 131835,1 44244,2 94,0 126,5 176299,82007 3289,7 11846,7 38294,7 6469,5 13,2 43,9 95024,8 213,7 155196,2 35850,8 156,0 355,1 191558,12008 3290,8 12566,8 41858,1 7208,6 266,2 43,6 98685,4 219,8 164139,3 33269,8 162,4 846,5 198418,02009 3334,8 12813,2 39537,1 4439,8 345,8 18,0 96094,7 340,1 156923,5 35958,4 435,7 1495,4 194813,02010 4572,6 14531,7 35942,1 2143,8 4,2 31,9 98143,7 457,5 155827,5 51795,5 668,2 2916,5 211207,7

Kaynak: TE�A�


Tab

lo 7

.8. T

opla

m E

lekt

rik

Üre

timin

in T

erm

ik v

e H

ES-

Yen

ilene

bilir

Kay

nakl

ara

Gör

e A

rt��

� (%

) Y

�l 19

85

1986

19

87

1988

19

89

1990

19

91

1992

19

93

1994

19

95

1996

19

97

1998

19

99

2000

20

01

2002

20

03

2004

20

05

2006

20

07

2008

20

09

2010

TOPL

AM

11

,816

,0

11,7

8,

3 8,

310

,64,

711

,89,

66,

110

,110

,08,

97,

5 4,

97,

3-1

,85,

48,

67,

27,

58,

98,

73,

6-1

,8

8,4

TER

M�K

29

,125

,3

-7,6

-2

5,9

78,9

0,8

9,2

8,6

-2,3

19,8

6,2

7,3

16,7

8,4

18,9

15,0

4,9

-3,0

10,0

-0,6

17,0

7,8

17,7

5,8

-4,4

-1

,0

HES

+

YEN

�LEN

EB�L

�R

-10,

4-1

,1

56,7

55

,4

-38,

029

,0-2

,017

,027

,7-9

,916

,213

,8-1

,66,

1 -1

7,8

-10,

9-2

2,0

40,0

4,9

30,3

-14,

112

,0-1

8,2

-5,7

10,5

46

,1

�e

kil 7

.9. T

opla

m E

lekt

rik

Üre

timin

in T

erm

ik v

e H

ES-

Yen

ilene

bilir

Kay

nakl

ara

Gör

e A

rt��

� K

ayna

k: T

E�A�

�60,0

�40,0

�20,0

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

TOPLAM

TERM�K

HES�+�YEN

�LEN

EB�L�R


Elektrik enerjisinin üretim, iletim, da��t�m faaliyetleri dikey olarak bir bütündür. Bu bütünlük elektrik �ebekesi olarak adland�r�l�r. Türkiye elektrik �ebekesi tüm ülkeyi kapsayan tümle�ik bir sistemdir. Fiziki yap� olarak bak�ld��nda bu �ebekenin tek elden yönetilmesinin say�s�z yararlar sa�layaca�� aç�k olarak görülmektedir. Rekabet ortam�n�n yarat�laca�� varsay�m� ile faaliyet a�amalar�na göre ayr� kurulu�lar�n yarat�lmas�, öngörülen rekabet ortam�n� �imdiye kadar yaratamad�� gibi üstelik verimsizli�i de art�rm��t�r. Elektrik Fiyatlar� TETA�’�n 1 Ekim 2008’de 14,39 kuru� olan elektrik sat�� fiyat� 1 Ocak 2009’dan itibaren 12,62 kuru� olarak uygulanmaya ba�lanm��, 1 Eylül 2009 tarihine kadar bu sat�� fiyat� sabit kalm��t�r. Ancak TETA�’�n elektrik fiyatlar�nda yapt�� bu indirim tüketici fiyatlar�na yans�t�lmam��t�r. TETA�’�n Eylül 2009’da yapt�� %21,08 oran�ndaki zamla fiyatlar�n 15,28 kuru�a yükseltilmesinin ard�ndan Ekim 2009’da tüketici fiyatlar�na %9,8 oran�nda zam uygulanmaya ba�lanm��t�r. 1 Ocak 2010 tarihinden itibaren yine 15,28 olan sat�� fiyat� Ekim 2010’da yakla��k %20 indirim yap�larak 12,45 kuru�a dü�ürülmü� olup, 2011 y�l�nda da bu fiyat uygulanmaya devam etmektedir. Burada dikkati çeken husus, maliyetlerdeki yükseli�ler do�rudan tüketici fiyat�na yans�t�l�rken, maliyetlerdeki azal��n (do�al gaz fiyatlar�n�n dü�tü�ü dönemlerde) tüketici fiyatlar�na yans�t�lmamas�d�r. Oysa elektrik fiyatlar�n�n ucuzlat�lmas� 4628 say�l� Elektrik Piyasas� Yasas�nda da belirtildi�i gibi ana hedef olmal�d�r. Elektrik fiyatlar�n�n yüksekli�i, Türk sanayinin rekabetçi gücünü azaltmakta ve toplumun ya�am standard�n� da dü�ürmektedir. 2007-2011 y�llar� aras�nda konutlara uygulanan elektrik fiyatlar� a�a��daki gibi olmu�tur.

Tablo 7.9. Elektrik Fiyatlar� Aylar Fiyat (Kr�/kWh) Art�� (%)

Aral�k 2007 15,81 Ocak 2008 18,90 19,5

Temmuz 2008 22,87 21,0 Ekim 2008 24,69 7,9 Ocak 2009 24,93 1,0 Nisan 2009 24,53 -1,6 Ekim 2009 26,93 9,8 Ocak 2010 27,24 1,1 Ekim 2011 29,85 9,6

Kaynak : EMO Ülkemizdeki elektrik fiyatlar�n�n bu kadar yüksek olu�unun ba�l�ca nedenleri elektrik üretimindeki ithal do�al gaz�n pay�n�n yüksekli�i ile elektrik üretimindeki verimsizlik ve tüketimdeki tasarruf önemlerinin yetersiz olu�udur. Bu güne kadar yap�lan çal��malarla ortaya konulan sonuçlara göre; %15 elektrik tasarrufu yap�labildi�inde do�al gaz ithal giderlerinde 3.0 Milyar USD tutar�nda bir azalma sa�lanabildi�i gibi elektrik tüketimimizin %3’lük k�sm�na kar��l�k gelen �ehir ayd�nlatmas�nda da verimli ampüller kullan�ld��nda y�lda yakla��k 5 Milyar kWh’lik bir tasarruf sa�lanabilmektedir.


7.3. Türkiye Elektrik Enerjisi Sektörü ile �lgili Uygulamalar�n De�erlendirilmesi Türkiye elektrik enerjisi brüt tüketimi 2008 y�l�nda %4,3 art��la 198,0 milyar kWh, 2009 y�l�nda ise %2,0’l�k bir azalma ile 194,0 milyar kWh 2010 y�l�nda ise 201,4 milyar kWh olarak gerçekle�mi�tir. Sistem kurulu gücü 2010 y�l� sonu -2011 y�l� ba��nda yakla��k 50000 MW, puant yük ise 35000 MW civar�nda olmu�tur. Bu rakamlardan sistem yede�i 15000 MW bir di�er deyi�le %30 olarak gözükmekte ise de santrallar�n bir k�sm�n�n çal��t�r�lamay�� nedeni ile fiili olarak yedek bunun çok alt�ndad�r. Son y�llarda sistem minimum yükünün, maksimum (puant) yüke oran� 2001’de %42,5 iken 2007’de %37,5 - 2008’de %34,1 – 2009’da %37,2 olmu�. Oranlardaki bu dü�me ülkemizde elektrik enerjisinin verimli olarak kullan�lmad��n�n da bir göstergesidir. 1984 y�l�nda toplam kurulu güç içerisinde %85 olan kamu pay� 2007 y�l�nda %58,6 seviyesine, 1984 y�l�nda toplam elektrik üretiminde %87,2 olan kamu 2007 y�l�nda %48,3 seviyesine gerilerken özel sektörün pay� ise hem kurulu güç hem de elektrik üretiminde artm��t�r. 1984 y�l�nda elektrik üretiminde do�al gaz bulunmazken 1990’lardan sonra do�al gaz�n elektrik üretimindeki pay� h�zla artm�� ve 2010 y�l�nda sistem üretiminin %48’i seviyesine ç�km��t�r. 7.3.1. Elektrik Enerjisi Potansiyelimiz Elektrik enerjisi yerli potansiyelini de�erlendirirken elektrik enerjisi üretiminde kullan�lan yak�tlar�n potansiyelini, yani genel enerji kaynaklar�m�z�n potansiyelini de�erlendirmek gerekir.

Tablo 7.10. Ülkemizin Elektrik Enerjisi Yerli Potansiyeli Linyit 12,3 milyar ton potansiyel ile 120,0 milyar kWhT.Kömür 1,3 milyar ton potansiyel ile 6,5 milyar kWhJeotermal 500 MW potansiyel ile 4,0 milyar kWhRüzgar 25000 MW potansiyel ile 75,0 milyar kWhHidrolik 170,0 milyar kWh potansiyel ile 140,0 milyar kWh

Kaynak: DEK-TMK Raporlar� Bugün için kullan�lmaya haz�r birincil kaynaklar�m�zdan 345,5 milyar kWh elektrik enerjisi üretmek mümkündür. 209 milyar kWh elektrik enerjisine ek olarak i�letmedeki santrallar�n rehabilitasyonlar�n�n tamamlanmas� ve Af�in- Elbistan B santral�n�n kömür sahas�n�n yeniden üretime ba�lamas� ile sistem üretimi yakla��k 230 milyar kWh olabilecektir. Türkiye’nin yukar�da aç�klanan 345,5 milyar kWh’lik bilinen elektrik üretim potansiyeline sistemin mevcut 230 milyar kWh üretim kapasitesi de eklendi�inde toplam elektrik üretim potansiyelimiz 575 milyar kWh olacakt�r. Böylece %5 talep art��na göre 2030 y�l�nda 555 milyar kWh olaca�� hesaplanan elektrik talebini kar��lamakta bir sorun ya�anmayacakt�r.


7.3.2. Uzun Dönem Arz Projeksiyonu TE�A� Genel Müdürlü�ünün haz�rlad�� Türkiye Elektrik Enerjisi 10 Y�ll�k Üretim Kapasite Projeksiyonu (2010-2019) raporuna göre elektrik talebinin 2019 y�l�nda 357 milyar kWh olmas� kabulü halinde 2016 y�l�ndan itibaren elektrik arz�n�n, elektrik talebini kar��layamayaca�� belirtilmektedir. Ancak bu raporun yay�nlanmas�ndan sonra sistem üretim �artlar�nda zorunlu de�i�iklikler olmu�tur. Af�in Elbistan-B santral� kömür oca��nda bu y�l içinde meydana gelen göçük sonucu en az iki y�l süre ile bu santrala kömür verilemeyece�i, dolay�s� ile sistemde 9,0 milyar kWh’lik üretim kayb� ya�anaca�� beklenmektedir. Sistemde mevcut santrallar�n rehabilitasyonlar� ile lisans alm�� yat�r�mc�lar�n kurmakta oldu�u santrallarda meydana gelebilecek gecikmeler de göz önüne al�nd��nda 2016 y�l� için öngörülen talebin kar��lanamamas� riskinin daha öne kaymas� beklenebilir. Bu durum kar��s�nda vakit geçirmeden gerekli önlemlerin al�nmas� gerekmektedir. Elektrik yat�r�mlar�n�n h�zland�r�lmas� için mevcut Elektrik Piyasas� yasas�n�n de�i�tirilmesi kaç�n�lmazd�r. 7.3.3. Elektrik Sektöründe Özelle�tirmenin Sektöre Etkileri Türkiye’de özelle�tirme giri�imleri ve tart��malar� 1980’li y�llar�n ortalar�ndan bu yana gündemden hiç dü�memi�tir. Gerek kamu oyunun bir bölümünde, gerek enerji yönetiminde serbest piyasa ko�ullar�n�n olu�abilmesi için elektrik enerjisi ile ilgili faaliyetlerin özel kesim eliyle yap�lmas�n�n gerekti�i, bunun için de özelle�tirmenin gerekli oldu�u savunulmakta ise de kar�� görü�ü savunanlar�n da oldu�u gerçektir. Konuyu serbestle�me yönünden inceleyecek olursak 4628 say�l� Elektrik Piyasas� yasas�nda böyle bir mecburiyete rastlanmad�� görülecektir. Serbestle�me uygulamalar�nda özelle�tirme bir amaç olmay�p, bir araç niteli�inde kabul edilmektedir. AB ülkelerinde sektörde özelle�tirme yapmadan serbest piyasan�n olu�tu�unu gösteren örnekler bulundu�u bilinmektedir. Fransa, �rlanda, Lüksemburg, Yunanistan bu konuda örnek olarak gösterilecek ülkeler aras�ndad�r. Serbestle�tirme ile birlikte özelle�tirmeyi bir arada götürmeyi amaçlayan ülkemizde özelle�tirme ön plana ç�km��, Bu nedenledir ki serbestle�tirmenin uyguland�� on y�ll�k dönemde elektrik sektöründe serbestle�me 4628 say�l� yasada öngörülen hedefe uygun olarak gerçekle�tirilememi�tir. Elektrik sektöründe kamu varl��n� ortadan kald�rman�n en etkili yolu olan özelle�tirme uygulamalar�n�n ilk kademesi olarak 20 elektrik da��t�m bölgesinin bir k�sm� kazanan �irketlere devredilmi�, bir k�sm� devir a�amas�ndad�r. Özelle�tirme ihalesini kazanan �irketlerin bir k�sm� özelle�tirmeye kar��l�k taahhüt ettikleri paray� zaman�nda sa�layamad�klar� için kazand�klar� ihaleler iptal edilerek teminatlar� irat kaydedilmi�tir. Böylece serbestle�me ve özelle�tirmelerin ba�ar�ya ula�abilmesi için mali yönden güçlü �irketlerin gereklili�i hakk�ndaki görü�lerin hakl�l�� bir kere daha ortaya ç�km��t�r. Elektrik üretim tesislerinin özelle�tirilmesi uygulamas�na ba�lang�çta Hamitabat, Kangal, Seyitömer, Soma A ve B santrallar� olmak üzere dört adet santral ile ba�lanaca��, bunlar� takiben portföy santrallar� özelle�tirilece�i öngörülmü�tü.


Ba�lang�çtaki bu dört santral EÜA� toplam üretiminin %28’ni olu�turmaktad�r. Portföy gruplar� içinde 13 adet termik, 28 adet hidrolik santral yer almaktad�r. Hidrolik santrallar�n i�letme hakk� devri yöntemi ile, termik santrallar�n ise mülkiyet sat�� ile özelle�tirilmesi öngörülmektedir. �lk a�amadaki bu özelle�tirmeler EÜA� kurulu gücünün %68’ni Türkiye kurulu gücünün %39’nu te�kil etmektedir. Bu büyüklükteki özelle�tirmeler ile kamu elektrik gelirlerinin tamam�na yak�n�n� kaybedecek ve arz güvenilirli�inin sa�lanmas� da büyük ölçüde mümkün olamayacakt�r. 2001-2010 döneminde finansal �artlar�n en uygun oldu�u dönemde özel yat�r�mc�lar�n tesis ettikleri üretim tesislerinin ancak 12724 MW oldu�u göz önünde bulunduruldu�unda ekonominin ve finansal �artlar�n bozuldu�u önümüzdeki y�llarda her y�l en az 3500 MW kurulu gücün sisteme eklenmesinin nas�l mümkün olaca�� soru i�areti olarak kar��m�zda durmaktad�r. Bu nedenle elektrik yat�r�mlar�n�n önündeki engeller olan 4628 say�l� Elektrik Piyasas� yasas� ve özelle�tirmelere öncelik veren anlay�� de�i�tirilmelidir. 7.4. Elektrik Sektörünün Gelecekteki Talep Art��n�n Kar��lanma Olanaklar� 2004 y�l�nda yay�nlanan ‘Elektrik Enerjisi Sektörü Reformu ve Özelle�tirme Strateji Belgesi’nde yer alan talep tahminlerinin dayand�� ana unsurlar: � 2000 y�l�nda 67,461 milyon olan nüfusun 2005 y�l�nda y�ll�k %1,6 art��la 73,100

milyona, 2005-2010 döneminde %1,4 art��la 2010 y�l�nda 78,460 milyona, 2010-2020 döneminde ise %1,1 art��la 2020 y�l�nda 87,760 milyona ula�aca��

� Ekonomik büyümenin (GSY�H) 2005-2010 döneminde %5,5, 2010-2015 döneminde %6,4 olaca�� ve 2015-2020 döneminde ise %6,4 olaca�� kabulüne dayand�r�lm��t�r.

� Bu kabullere göre elektrik talep art�� ile ekonomik büyüme aras�ndaki ili�kinin (esneklik katsay�s�) 2004 y�l�ndaki 1,6 de�erinden dönem sonunda 2020 y�l�nda 1,0 de�erine gerileyece�i öngörülmü�tür.

Bu kabullere göre elektrik enerjisi talep tahminleri baz ve dü�ük h�zl� senaryo olmak üzere iki ayr� alternatif halinde hesaplanm��t�r. Baz senaryoya göre elektrik enerjisi talebi 2010 y�l�nda 38785 MW puant güce, 242021 GWh enerji üretimine, 2020 y�l�nda 79350 MW puant güce, 499489 GWh enerji üretimine, Dü�ük h�zl� senaryoya göre 2010 y�l�nda 35232 MW puant güce, 216747 GWh enerji üretimine, 2020 y�l�nda ise 66611 MW puant güce, 406.533 GWh enerji üretim de�erine ula�aca�� öngörülmü�tür. 2004 y�l�nda yap�lan bu öngörüler ekonomi dünyas�n�n ya�ad�� ve ülkemizi de etkileyen global ekonomik kriz sonras�nda gerçekle�memi�, özellikle 2009 ve 2010 y�llar�nda elektrik talebinde azalmalar ya�anm��t�r. Bu durum sonras� TE�A�’nin haz�rlad�� 2009-2019 y�llar�n� kapsayan arz projeksiyonu raporunda baz senaryodaki 2019 y�l� enerji talebi 469.500 GWh de�erinden 389.980 GWh de�erine, dü�ük h�zl� senaryoda ise 380.503 GWh de�erinden 357.000 GWh de�erine dü�ürülmü�tür.


2011 y�l�nda ba� gösteren borç krizlerinin yaratt�� ülkelerin ekonomilerindeki daralman�n tüm ülkelerin büyüme hedeflerini de etkileyece�i anla��lmaktad�r. Bu son ekonomik krizin ülkemizi de etkileyece�i dü�ünüldü�ünde ekonomik büyüme hedeflerinin öngörülen de�erlere ula�amayaca�� beklenmelidir. Bu durum kar��s�nda elektrik talep tahminlerini yeniden de�erlendirmek zorunlulu�u bulunmaktad�r. Cumhuriyetin kurulu�undan 2000 y�l�na kadar elektrik talep art��lar�n�n y�ll�k ortalama %5, oran�nda gerçekle�ti�i göz önüne al�nd��nda önümüzdeki dönemde y�l�k ortalama elektrik talebinin %5,0 olarak kabulü gerçekçi bir yakla��m olarak görülebilir.

Tablo 7.11. Art�� H�z�na Göre Talep Geli�imi Y�l Puant talep

MW Enerji talebi

GWh 2010 35000 (fiili) 209000 (fiili) 2015 44670 266740 2020 57000 340440 2025 72500 434450 2030 92500 554475

Bu talep art��lar�na göre, yeni kurulacak santrallar�n finansman ihtiyac� azalaca�� gibi, in�a sürelerinde de rahatlama sa�lanm�� olacakt�r. Kurulacak yeni santrallar aras�nda Af�in-Elbistan termik santral projeleri öncelikli konumdad�rlar. Elbistan kömür havzas�nda son aramalar sonucu toplam 10000 MW kurulu gücündeki elektrik santrallar�n� besleyecek miktarda linyit rezervi tespit edilmi�tir. Mevcutlara ek olarak kurulacak C, D, E, F santrallar�ndan, 55 milyar kWh elektrik enerjisi yakla��k 3,5-4,0 cent/kWh civar�nda bir fiyattan üretilebilecektir. Adana-Tufanbeyli, Konya-Kurugöl, Bolu-Göynük, Tekirda�-Saray, Çank�r�-Orta, Eski�ehir-Mihal�çç�k, Ad�yaman-Gölba�� ile ��rnak asfaltit yak�tl� santrallar�n�n toplam kurulu gücü 10150 MW olup 66 milyar kWh üretim kapasitesine sahiptirler. Bunlar�n d��nda Soma, Tunçbilek, Çay�rhan santrallar�na yap�lacak ek üniteler ile 7 milyar 800 milyon kWh de�erinde elektrik üretimi elde edilebilecektir. Hidroelektrik projelerde ise halen 8600 MW kurulu gücünde ve 20 milyar kWh üretim kapasitesinde santral in�a halindedir. 22 milyar 700 milyon kWh üretim kapasitesindeki hidroelektrik santral projesine henüz ba�lanmam��t�r. Bunlar�n d��nda halen 57 milyar kWh elektik üretebilecek hidroelektrik potansiyel bulunmaktad�r. 2023 y�l�na kadar 10000 MW kurulu gücünde yakla��k 30 milyar kWh üretim kapasitesinde rüzgar ve 500 MW gücünde yakla��k 4 milyar kWh üretim kapasitesinde jeotermal elektrik santral�n�n kurulaca�� ETKB taraf�nca ifade edilmektedir. Daha ileri dönemler için biyoyak�tlar, güne� enerjisi ve rüzgar enerjisi potansiyelini harekete geçirilmesi dü�ünülen kaynaklar vard�r.


7.5. Serbest Piyasa Düzeninde Arz Güvenilirli�inin Sa�lanmas� Bir elektrik sisteminde arz güvenilirli�inin sa�lanmas� sistemdeki üretim tesislerinin üretimlerinin olu�acak elektrik talebini makul bir yedek kapasite ile kar��lanmas� ile mümkündür. Elektrik sisteminde planlaman�n yap�lmamas�, bugün oldu�u gibi yat�r�m kararlar�n�n do�rudan yat�r�mc�lar�n tercihine b�rak�lmas�na neden olur ve sistem üretimi genelde elektrik talebini kar��layamaz duruma dü�er. Arz güvenilirli�inin sa�lanmas�nda sorun ya�anmamas� için kamunun enerji yat�r�mlar�n� yapabilmesi amac�yla gerekli yasal düzenlemeler yap�lmal�d�r. 4628 say�l� Elektrik Piyasas� Yasas�n�n amaç maddesinde, serbestle�menin ba�ar�l� olabilmesi, piyasada yer alan oyuncular�n (�irketlerin) mali yönden güçlü olmalar�na ba�lanm��t�r. Elektrik yat�r�mlar� ile ilgili �irketlerimizin, de�eri milyar dolar mertebesindeki elektrik üretim tesislerinin tesis ve i�letmelerini tek ba�lar�na yapacak mali güçte olmad�klar� gözlenmektedir. Bu nedenledir ki özel yat�r�mc�lar üretim alan�nda ço�unlukla do�algaz, rüzgar, ve küçük güçlü hidrolik santralarla yönelmekte, arz güvenilirli�i ile ilgilenmemektedirler. Bu durumda arz güvenilirli�ini sa�lamak görevi kamuya (EÜA�) dü�mektedir. Kamunun elektrik yat�r�mlar�ndan d��lanmas� nedeniyle bugüne kadar EÜA� bu konuda görevlendirilmemi� ve arz güvenilirli�inin sa�lamas� sorunu da çözülememi�tir. Ancak �uras� da bir gerçektir ki serbest piyasa ko�ullar�nda arz güvenilirli�inin sa�lanmas� mümkün olamayacakt�r. Çünkü serbest piyasa içinde bir ürünün yeterli miktarda olup olmamas� piyasa kat�l�mc�lar�n�n insiyatifinde olup baz� durumlarda talebi kar��layacak elektrik enerjisi bulunamama riski ile kar��la�abilinir. Bunu da serbest piyasan�n do�al sonucu olarak kabul etmek gerekmektedir. Ancak elektrik enerjisinin di�er piyasa mallar�ndan farkl� bir durumunu da göz ard� etmemek gerekmektedir. Elektrik enerjisi anl�k tüketilen bir ürün olmas� nedeni ile yoklu�u hemen fark edilir ve bu yoklu�u k�sa zamanda gidermek mümkün de�ildir. Bu durum elektrik sektörü için kabul edilemez. 7.6. Türkiye Elektrik Sektöründe D��a Ba��ml�l�k Giderek Artan Çari Aç�k

Sorumu ve Yat�r�mlar�n Finansman� D��a ba��ml� enerji politikas� ve giderek artan cari aç�k önemli bir sorun olarak gündemdeki yerini korumaktad�r. Döviz aç�� anlam�na gelen cari aç�� do�uran d�� ticaret aç��n�n y�l sonunda 75 milyar dolar civar�na yakla�aca�� beklenmektedir. Bu aç��n ba�l�ca nedeni d��a ba��ml� enerji politikas�n�n do�urdu�u ithalat zorunlulu�udur. Resmi aç�klamalara göre elektrik sektörü yat�r�mlar� için 2020 y�l�na kadar 100 milyar dolar�n üzerinde yat�r�m yap�lmas� gereklidir. Bunu kar��lamak için y�ll�k ortalama 10 milyar dolarl�k bu yat�r�m harcamalar� da eklendi�inde cari aç��n gittikçe daha büyük de�erlere ula�mas� ve elektrik yat�r�mlar�n� oldu�u kadar i�letme fonksiyonlar�n� ç�kmaza sokmas� olas�d�r.


�thalat�m�z�n 2/3 nün ham petrol ve do�algaz al�m� oldu�u dü�ünüldü�ünde cari aç��n gittikçe büyümesi, do�algaza a��r� ba��ml� bir elektrik i�letmesinde ileriki dönemlerde, 1970’li y�llarda oldu�u gibi ithal yak�t ithalat�n� kar��layacak döviz bulmak sorun olacakt�r. Elektrik yat�r�mlar�n�n finansman sorunu da önemli bir mesele olarak ele al�nma durumundad�r. Elektrik sektörü yat�r�mlar� için 2020 y�l�na kadar olu�acak finansman ihtiyac�n�n 100 milyar dolar olaca�� hesap edilmektedir. Türk Bankac�l�k sektörü son be� y�l içerisinde elektrik sektörüne 10 milyar tutar�nda finansman sa�layabilmi�tir. Türk Bankac�l��n�n d��nda uluslar aras� finans kurulu�lar�ndan do�rudan finans sa�laman�n dünya piyasalar�ndaki dalgalanmalar çevre iklim de�i�ikli�i gibi konular nedeniyle bundan böyle kolay olmayaca�� aç�kt�r. Bu yüzden tüm ülkeler yat�r�mlar�n�n finansman� için kendi iç kaynaklar�na yönelmek zorunlulu�unu duymaktad�rlar. Bizim de yeni yat�r�mlar�n finansman� için iç kaynak yaratmak zorunlulu�u do�acakt�r. Kamunun gelirlerinin özelle�tirme uygulamalar� ile ellerinden al�nmas�na son verilmesi gerekecektir. Genelde d��a ba��ml� enerji politikas�n�n do�uraca�� sorunlar a�a��da aç�kland�� gibidir: 1. ��letme emniyetini sa�lamak zorla�acakt�r Elektrik üretiminde ithal yak�t ile çal��an elektrik üretim tesislerinin oran� yükseldikçe gerekli yak�t�n sa�lanmas�nda ço�u zaman aksakl�klar ya�anacak dolay�s� ile üretim tesislerinin üretimi kesintiye u�rayabilecek ve elektrik talebini zaman�nda kar��lamak mümkün olamayacakt�r. 2. Üretim maliyeti yükselecektir �thal yak�tlar yerli yak�tlara göre pahal� olduklar�ndan elektrik üretim maliyetinin pahal�la�mas�na dolay�s� ile elektrik tarifelerinin yükselmesine neden olacakt�r. Bugün ülkemize kullan�lan elektrik fiyatlar�n�n dünya ülkelerinin bir ço�undan pahal� olu�u, elektrik üretiminde kullan�lan do�al gaz�n pay�n�n %50’ nin üzerinde olmas�ndan ileri gelmektedir. Ekonomik ve sosyal kalk�nmam�z�n temeli olan elektrik enerjisi Sektöründe ya�anacak darbo�az ekonomik ba��ms�zl��m�z� oldu�u kadar siyasi ba��ms�zl��m�z� da tehdit eden sonuçlar do�urmas� kaç�n�lmazd�r. 7.7. Elektrik Fiyatlar�n�n Art��n�n Sanayi Sektörüne Etkileri Elektrik enerjisinin ekonomik büyümeyi gerçekle�tirecek en önemli etkenlerin ba��nda geldi�i bilinmektedir. Bunun için elektrik üretiminin elektrik talebini zaman�nda, güvenli bir �ekilde, çevresel etkileri de göz önünde tutarak, sanayinin rekabet gücünü azaltmayacak fiyatla kar��lamas� bütün dünyada oldu�u gibi ülkemizde de ba�l�ca hedef olmal�d�r.


Elektrik enerji, geli�mi� ülkelerde daha az, geli�mekte olan ülkelerde daha büyük oranlarda olmak üzere y�ll�k art��lar gösteren bir enerji türüdür. Elektrik enerjisi toplumun her kesimince kullan�lmas�na ra�men sanayi sektörü elektrik enerjisine en çok ihtiyac� olan ve en çok kullanan sektördür. Türkiye’de 2010 y�l�nda sanayi sektörü elektrik tüketimi toplam elektrik tüketim içerisinde %37 oran�nda bir paya sahip olmu�tur. Ülkemiz sanayi sektörü içinde elektrik yo�un tesislerin bulunu�u elektri�in talebi kar��lamada ya�ad�� sorunlardan en çok etkilenen sektör olmas�na neden olmaktad�r. Bu durum bir bak�ma sanayin geli�mesini de önlemektedir. Bu yüzden sanayin yap�s�n� de�i�tirerek, elektrik yo�un sanayi türünden elektri�i daha az kullanan bili�im teknoloji türlerine geçmek zaman� gelmi�tir. Türk sanayi sektörünün bu yönde çaba harcamas� ve yat�r�m yapmas�, elektrik sektörü yat�r�mc�l�� ve i�letmecili�ine yönelmesinden daha yararl� olacakt�r. 7.8. Türkiye’de Elektromekanik Sanayinin Geli�imi Öncelikle, elektromekanik sanayi deyince hangi ürünlerin bu kapsam içinde yer almakta oldu�una bakacak olursak; Elektrik enerjisinin üretildi�i tesisten, bu enerjinin tüketicinin hizmetine sunuldu�u noktaya kadar (ki bu nokta bir priz de olabilir bir �alt tesisi de) zincir içinde yer alan her türlü makine , teçhizat ve cihaz Elektromekanik Sanayinin konusu içinde yer almaktad�r. Di�er bir deyi�le Elektromekanik Sanayi çok geni� bir yelpaze içinde dü�ünülmesi gereken bir sanayi dal� olup Ülkemizde bu sanayi dal�nda yap�lm�� olan yat�r�mlar ile kurulan tesislerde hangi ürünlerin üretilmekte oldu�u ve bu tesislerin, dünyadaki teknolojik geli�meye ne oranda ad�m uydurdu�u veya uydurabildi�i ve ülke ihtiyac�n�n tümünü kar��lamaya yeterli olup olmad��, d�� ülkelerde üretilen benzer ürünlerle rekabet gücüne ne oranda sahip olduklar� ve bu rekabeti sürdürecek AR – GE çal��malar�na ne oranda kaynak ay�rabildiklerinin tespiti için çok geni� ara�t�rma yapmak gerekir. Oysa bu sanayi dal�ndaki durumu toplu olarak gösterecek bir resim ve bilgi demeti olmad�kça bu konuda sa�l�kl� bir de�erlendirme yapmak objektif olmaktan daha ziyade sübjektif bir de�erlendirme olacakt�r. Bununla birlikte baz� tespitler yapmak mümkündür. Örne�in Ülkemizde, yukar�da belirtilen zincir içerisinde yer alan ürünlerden : � 380 KV’ a kadar çe�itli kapasitede Güç ve da��t�m transformatörleri, � 380 KV’ a kadar enerji iletim ve da��t�m hatlar�, � �alt tesisleri ile buralarda kullan�lan her türlü ak�m ve gerilim trafolar� , kabinler,

ak�m ve gerilim ölçü aletleri, � Çe�itli izolâtörler ve kablolar üretilmektedir. Bu gibi ürünlerin say�s�n� bir hayli art�rmak mümkündür. Ancak, kömür yakan bir kazan, bir buhar türbini , bir jeneratör gibi elektromekanik’in a��r sanayi bölümünü olu�turan ürünler, k�saca elektrik santralleri için ayni �eyleri söylemek mümkün de�ildir. Gerçi 1975 y�l�nda kurulmu� olan TEMSAN (Türkiye Elektromekanik Sanayii A.�.) 100 MW’a kadar hidrolik santral kurabilecek bir kapasiteye ula�m��sa da bu de�eri,


her y�l elektrik enerjisi tüketiminde önemli art��lar gösteren Ülkemiz için yeterli bir geli�me olarak dü�ünmek ve kabul etmek mümkün de�ildir. Ayr�ca bugün ula��lm�� olan noktaya ne kadarl�k bir zaman dilimi içinde gelindi�ine bakacak olursak; Türkiye’de elektrik enerjisi ilk defa, 15.09.1902 y�l�nda Tarsus’ta bir su de�irmeni milinden al�nan hareketle çevrilen 60 kW’l�k bir dinamo ile üretilmi�tir. Bat� ülkelerinin sanayi devrimini ba�latt�� bu tarihlerde, günün �artlar� nedeniyle bu önemli de�i�ime ilgi gösterememesi veya gösterilen ilginin yetersiz olu�u sonucu olarak Cumhuriyetin ilân edildi�i 1923 y�l�na kadar Ülkede sadece 4 il elektrikle (o da sadece sokak ayd�nlatmas� amac� ile) tan��abilmi�tir. Cumhuriyetin hemen ilân�ndan önce �zmir’de düzenlenen Birinci �ktisat Kongresinde al�nan kararlardan; � Ham maddesi yurt içinde yeti�en veya yeti�tirilebilen sanayi dallar� kurulmal�d�r, � D�� rekabete dayanabilmek için sanayin toplu ve bütün olarak kurulmas�

gereklidir, Maddeleri ile, Türkiye’nin ça�da� ülkeler düzeyine ula�abilmesi için al�nan di�er ekonomik kararlar yan�nda sanayile�menin, hem de top yekûn bir sanayile�menin ba�lat�lmas� yönünde önemli kararlar al�nm��t�r. Daha sonra 1933 – 1937 y�llar�n� kapsayan Birinci 5 Y�ll�k Sanayi plân� çerçevesinde 1935 y�l�nda ; � Yer alt� kaynaklar�n�n ara�t�r�lmas� için (MTA) Maden Tetkik Enstitüsü � Su kaynaklar�n�n enerji amaçl� ara�t�r�lmas� için (E�E�) Elektrik Etüt �daresi ile, � Bu kaynaklar�n i�letilmesi amac� ile de Etibank kurulmu�tur. � 1939 y�l�nda da a��r sanayinin olmazsa olmaz� olan Demir Sanayi tesisleri

(Karabük Demir Çelik Fabrikalar�) üretime geçirilmi�tir. Görüldü�ü üzere genç Türkiye Cumhuriyeti, ülke kalk�nmas�n�n temel unsuru olan sanayile�meye büyük önem vermi� ve özel sektörde henüz sermaye birikimi olu�mad�� için sanayideki ilk ad�mlar Devlet taraf�ndan at�lm��t�r.

Tablo 7.12. 1923’ten �tibaren Ülkenin Elektrik Enerjisi �htiyac�n�n Kar��lanmas�ndaki Geli�me(Primer Kaynaklara Göre)

Y�llar Termik Güç (MW) Hidrolik Güç (MW) Toplam (MW) 1923 32,7 0,1 32,81930 74,8 3,2 781940 209,2 7,8 217,01950 389,9 17,9 407,81960 860,5 411,9 1272,41970 1509,5 725,4 2234,91980 2987,9 2130,8 5118,71990 9550,8 6764,3 16315,12000 16070,0 11194,1 27264,12010 32278,5 17245,6 49524,1


2010 y�l�nda ula��lm�� 32278,5 MW olan Termik kurulu gücün, sadece 8669,3 MW’� , linyit, ta� kömürü ve asfaltit gibi yerli kaynaklar�m�zla çal��an santrallerden geri kalan 23609,2 MW’� ise do�al gaz, fuel oil, motorin gibi tamamen yurt d��ndan ithal edilen yak�tla çal��an santrallerden olu�maktad�r. Türkiye’nin h�zla artan elektrik enerjisi ihtiyac�n�n kar��lanmas�nda hem yerli yak�tlar�n ve hidrolik potansiyelin yeterince de�erlendirilememi� olmas�, hem de bu potansiyeli elektrik enerjisine dönü�türecek santrallerin %100 yerli olarak üretebilecek sanayinin, di�er bir deyi�le a��r elektromekanik sanayinin halâ kurulamam�� olmas� nedenleri ile ülke, önemli döviz kayb�na u�ramaktad�r. Di�er taraftan, sahip oldu�umuz birincil enerji kaynaklar�ndan elektrik enerjisi üretimini sa�layacak santrallar�n, yerli sanayimiz taraf�ndan %100 kurulamamas� veya yerli sanayii bu düzeye ula�t�ramam�� olmak ülkeyi, Bat� diye adland�rd��m�z geli�mi� ülkeler düzeyine ç�karmak iradesini yeterince gösteremedi�imizi ifade eder. Oysa 1950’li y�llar�n ba�lar�nda ayni durumda oldu�umuz Güney Kore bizden çok önce a��r sanayisini Bat� ile rekabet eder noktaya ula�t�rabilmi� bulunmaktad�r. Liberasyonu ekonomik geli�mede esas olarak kabul etti�imiz bu dönemde, bir santral�n %100 yerli kaynaklar kullan�larak tesis edilmesinin özel sektöre dü�en bir görev oldu�u dü�ünülse bile bu durumda siyasi otorite, ya özel sektörü te�vik edici önlemleri almas� veya kamu kurumlar�na bu yönde görev vermelidir. Her iki çözüm yolu için de öncelikle, ülkede her yönden a��r sanayinin kurulmas� için Siyasi �rade olu�mas� gerekir. 2010 y�l�nda tüketilen 211.208 GWh lik enerjinin , 96.737 GWh’i öz kaynaklardan sa�lanm�� olup 114.471 GWh’i ithal kaynaklardan sa�lanm��t�r. Oysa bu günkü de�erlendirmelere göre; Linyit kömürü potansiyeli 120.000 GWh Ta�kömürü potansiyeli 6.500 GWh Hidrolik potansiyel 140.000 GWh Jeotermal potansiyel 4.000 GWh Rüzgâr enerjisi potansiyeli 75.000 GWh

olmak üzere toplam olarak 345.000 GWh öz kaynaklara dayal� üretim potansiyelimiz mevcuttur. Kald� ki bu de�erler; bugün için i�letilmesi ekonomik görülmeyen potansiyeller elektrik fiyatlar�n�n art��na ba�l� olarak art�� gösterebilmektedir. Bu tespitlerin �� alt�nda ve Ülkenin elektrik enerjisi kar��lanmas� için öz kaynaklar�n de�erlendirilmesine öncelik verilmesi ve d�� kaynaklara ba��ml�l��n mümkün oldu�unca azalt�lmas� ilkesi dikkate al�nd��nda üretim tesislerinin yap�m�nda da d��a ba��ml�l��n önlenmesi ve bu amaçla a��r elektromekanik sanayiin kurulmas�, kaç�n�lmaz olup, bu kez üretim tesislerinin yap�m�nda d��a ba��ml� olunaca�� gözden kaç�r�lmamal�d�r. Bunu önlemenin yolu da bir üretim tesisi için gerekli tüm teçhizat�n yurt içinde üretilerek santrallerin mühendislik hizmetleri de dahil olmak üzere, yerli malzeme kullanarak yerli i� gücüyle yap�lmas�d�r. Bu sanayi geli�ti�inde yabanc� firmalara ödenmekte olan milyarlarca dolar da yurt içinde kalm�� olacakt�r.


Asl�nda Ülkemizde söz konusu tesisleri kurabilecek makina teçhizat� mevcut olup eksik olan Know-How ve buna ba�l� olarak mühendislik hizmetleridir. Nitekim, Hirfanl� Santral�n�n ortalama net dü�üdeki gücü 32 MW (maksimum net hidrolik dü�üdeki gücü 40 MW) olan 4. Ünitesi (Santral�n di�er 3 ünitesinin gücü de ayni kapasitededir) santral�n kendi elemanlar�nca özel sektöre ait 16 ayr� fabrika ve imalathanede imal edilerek ünitenin montaj� 1972 May�s ay�nda tamamlanarak hizmete al�nm��t�r. Görüldü�ü üzere ünitenin imalat� tamamen yerli imkanlarla gerçekle�tirilmi�tir. Bu misal sadece Hidrolik santrallar aç�s�ndan örnek olmakla birlikte benzer imalatlar�n termik santrallar�n tesisinde de geçerli olabilece�i ku�kusuzdur. Ancak bunun için gerekli Know-How �n al�nmas� ve Mühendislik hizmetlerinin geli�tirilmesi için AR-GE için yeterli kaynaklar�n tahsis edilmesi gereklidir. Ayr�ca ülkemizde halen; � CAD (Bilgisayar destekli tasar�m) � CAM (Bilgisayar destekli imalat) � CAE (Bilgisayar destekli analiz) alt yap�lar� ile getirilmesi � Nümerik kontrollu i� tezgahlar�, � Nümerik kontrollu kesme, kaynak, döküm, i�leme ve test teknolojileri oldukça

geli�mi� oldu�unun da dikkate al�nd��nda: Elektromekanik sanayinin, her güçteki santral için gerekli her türlü teçhizat� üretebilecek düzeye getirilmesi sadece bu hususta kararl�l�k gösterilmesi yeterli olacakt�r. Bu arada Ülkenin enerji ihtiyac�n�n kar��lanmas�nda özel sektöre imkân veren yasalar�n yürürlü�e girmesinden itibaren özel sektör taraf�ndan in�a edilen santralar�n tümünün ya ithal kömüre ya da do�al gaza dayal� oldu�u dikkate al�n�rsa (Adana – Tufanbeyli linyitlerini de�erlendirmek üzere 450 MW l�k bir santral için bir firma taraf�ndan al�nm�� olan lisans d��nda) yerli linyitlerimizi de�erlendirmek ve bu suretle enerjide d��a ba��ml�l��n minimize edilmesinin, temenniden öteye geçmeyece�i intiba�n� vermektedir. Söz konusu ilkenin hayata geçirilmesi için ek kararlar�n veya önlemlerin al�nmas� kaç�n�lmazd�r. Burada gerek yerli linyit kaynaklar�m�z�n de�erlendirilmesi gerekse a��r Elektromekanik Sanayiinin kurulmas� için Kamu Kurulu�lar�n�n görevlendirilmesi en gerçekçi çözüm olarak akla gelmektedir. Aksi halde Ülkenin elektrik enerjisi kar��lamak üzere ba�ka ülkelerden ithal edilecek olan, gerek yak�tlar gerekse bu yak�tlar� elektrik enerjisine dönü�türecek olan tesislerin yap�m� için yabanc� ülkelere milyarlarca dolar�n ödenmesi kaç�n�lmaz olacakt�r. Ülkenin içinde bulundu�u döviz aç�� dikkate al�nd��nda, sanayile�me çabas�na h�z vermek ve bunun için gerekli enerjinin öz kaynaklardan kar��lanmas�na öncelik vermek tek çözüm olarak görülmektedir. Bu hususta gösterilecek siyasi kararl�l�k, Türkiye’nin ça�da� geli�mi� ülkeler düzeyine ula�mas�nda en önemli ad�m olacakt�r. 7.9. Elektrik Da��t�m�nda Ak�ll� �ebekeler Ak�ll� �ebeke kavram� genel olarak verimli, sürekli, ekonomik ve güvenli elektrik sa�lamak amac�yla kendisine ba�l� tüm üretici ve tüketicileri gözlemleyen,


bütünle�tiren, bunun da ötesinde kendisine tan�nan s�n�rlar içerisinde yöneten bir elektrik �ebekesi olarak tan�mlanmaktad�r. Ak�ll� �ebeke sistemi, yenilikçi ürünleri, servisleri ve ileri düzeydeki haberle�me sistemlerini gözlem için kullanarak çevreci, sürekli ve rekabet gücü yüksek bir enerji kayna�� sunar. Bu yap� bilginin serbestçe dola�abildi�i, elektrik üretici ve tüketicileri aras�nda yo�un ileti�imin var oldu�u bir sistemi gerektirir. Bu ileti�im ve yönetimin kurulmas� ile güç sistemi dura��n� tasar�ml� pasif yap�dan, sorumluluk alan dinamik bir yap�ya dönü�ür. Bu dönü�üm s�ras�nda klasik mekanik duyargalardan ve alg�lay�c�lardan modern elektronik ve ak�ll� alanlara geçi� kaç�n�lmazd�r. Mevcut yerel güç sistemine gözlem, analiz, kumanda ve ileti�im yetenekleri kazand�rarak sistemin güç ta��ma kapasitesini en üst seviyeye, kay�plar� en aza indirmeyi hedefleyen ak�ll� �ebeke, enerji kullan�c�s�na tüketim konusunda, da��t�m �irketine ise rota konusunda seçim özgürlü�ü tan�r. Bu sistemde elektrik �ebekesi üretimden tüketime kadar her noktada kontrol edilir ve yönetilir. Sistem bu operasyonlar� gerçekle�tirirken ak�ll� sayaçlardan merkezi i� istasyonlar�na kadar birçok bili�im teknolojisini en yüksek oranda kullan�r. Genel olarak ak�ll� bir da��t�m �ebekesinden beklentiler a�a��daki gibidir: � Güç sistemini bozucu etkilere ve ar�zalara kar�� kendini düzeltebilme yetene�i, � Sürekli ve kaliteli enerji sunulmas�, � Her türlü da��t�k üretim ve depolama sistemini kapsayabilme, � Fiziksel ve siber ataklara kar�� durabilen esnek i�letim yetene�i, � Varl�k kullan�m�n� ve verimlili�ini optimize edebilme, � ��letmenin gerçek zamanl� verilere dayal� olmas�, � Tam ve verimli �ebeke kullan�lmas�, � Yat�r�m, i�letme ve bak�m masraflar�n� minimize ederek son kullan�c� için enerji

maliyetinin dü�ünülmesi, � Enerji düzenlenebilmesi aç�s�ndan tüketicilerin aktif kat�l�m�n�n öneminin

aç�lmas�, � Yeni ürün, hizmet ve hasarlar� kolayca kabullenebilme, � 21. Yüzy�l�n enerji taleplerini kar��lama. Bunun için birinci ko�ul ileri bir da��t�m otomasyon sistemidir. Ülkemizde da��t�m �ebekelerinde otomasyon yeni bir konudur. 1996 y�l�nda TÜB�TAK B�LTEN taraf�ndan Bo�aziçi EDA�’a yap�lan SCADA tasar�m ve uygulama çal��mas�, ara�t�rma projesi a�amas�nda kalm��, tasar�mlar seri üretim a�amas�na geçememi�tir. Da��t�m �ebekelerinin özelle�tirilmesi öncesinde, 2006 y�l�nda TEDA� taraf�ndan Ankara ve Konya illerinde ba�lat�lan SCADA MS projesi kapsam�nda Ankara’da 120, Konya’da 150 noktaya uzaktan izleme ve kumanda sistemi kurulmu�tur. Bu kurulan sistemleri geli�tirme ve yayg�nla�t�rma çal��malar� özelle�tirme sonras�nda halen devam etmektedir. Yukar�da özetlenen ak�ll� �ebeke kavram�, Elektrik Piyasa Yasas�’n�n yürürlü�e girmesi ile birlikte büyük önem kazanm��t�r. Özellikle elektrik piyasas�nda lisans�z elektrik üretimine ili�kin yönetmeli�in yürürlü�e girmesi ile da��t�m �ebekeleri üretim içeren aktif �ebeke olma yoluna da girmi� ve alçak gerilim seviyesinden de �ebekeye ba�lant� yap�lmas�n�n önü aç�lm��t�r.


Yönetmelikte 500 kw alt�nda yenilenebilir kaynakl�, 50 kw alt�nda kalan mikro kojenerasyon elektrik üretim tesislerinin lisans alma yükümlülü�ü kald�r�lm��t�r. Lisans�z üretim yapan jeneratörlerin dü�ük güç seviyesi nedeniyle 06/AG seviyesinden sisteme dahil olabileceklerdir. Yenilenebilir kaynakl� enerji üretimindeki art�� talebi, al��lm��n d��nda bir i�letme bir i�letme koruma ve planlama felsefesini zorunlu k�lmaktad�r. 7.10. Kom�u Ülkeler Elektrik �ebekeleri ile Ba�lant�lar� 7.10.1. ENTSO-E Ba�lant�s� Elektrik �ebekelerinin enterkoneksiyonu hususuna; elektrik ithalat ve ihracat potansiyelini art�rmak, elektrik arz güvenli�ini desteklemek ve enterkonnekte �ebekelerin di�er teknik avantajlar�ndan yararlanmak aç�s�ndan ülkemizce önem verilmektedir. Ülkemiz aç�s�ndan öncelik ve temel amaç, ulusal elektrik �ebekemizin Avrupa �ebekeleri elektrik iletim sistem i�letmecileri (ENTSO-E) �ebekesiyle senkron-paralel çal��mas�n� temin etmektir. Günümüzde ulusal elektrik pazar�n�n liberalle�mesini takiben, enterkonneksiyon hatlar� uluslararas� ticareti özendirerek bölgesel ve sonra da k�tasal pazarlar�n olu�turulmas� amac�yla kullan�lmakta ve enterkonneksiyonlardan maksimum faydan�n sa�lanmas� için yüksek standartta güçlü bir blok ile senkron paralel i�letme hedeflenmektedir. Ülkemiz de bu hedef do�rultusunda, Avrupa Ana K�ta Senkron Bölgesi, ENTSO-E CESA, ile senkron paralel ba�lanma çal��malar�n� yürütmü� ve 18 Eylül 2010 tarihinde ba�lant� ba�ar�yla gerçekle�mi�tir. Böylece, elektrik sisteminin yedek payla��m� ile daha ekonomik, kaliteli ve güvenilir i�letilmesi sa�lanm��t�r. Halen, Avrupa iletim Sistemi ��letmecileri Birli�i (ENTSO-E) taraf�ndan koordine edilen teknik kurallar ve piyasa kurallar�na uyum sa�lamaya çal��lmaktad�r. Tarihçe Mart 2000’de TEA� (mevcut durumda TE�A�) taraf�ndan Avrupa elektrik sistemine senkron paralel ba�lanmak UCTE (mevcut durumda ENTSO-E) sistemine üye olmak üzere ilk ba�vuru yap�lm��t�r. Bu amaçla ba�lant�n�n sa�lanabilmesi için gerekli aktiviteleri yerine getirmek üzere proje grubu kurulmu� ve çal��malar devam etmi�tir. ENTSO-E standart ve gerekliliklerinin sa�lanmas� amac�yla, TE�A� koordinasyonunda EÜA�, üniversiteler ve ENTSO-E elektrik iletim �irketleri uzmanlar�yla birlikte, �ebekede önemli büyük santrallerde i�letme ile ilgili iyile�tirme ve kontrol sistemlerinin rehabilitasyonu konular�nda kapsaml� çal��malar yap�lm��t�r. Avrupa k�tas� senkron bölgesi ile ba�lant� sonras�nda ortaya ç�kmas� olas� bölgeleraras� sal�n�mlar� sönümlendirmek üzere özel önlemler al�nm��t�r. Olas� bir ar�za sonras�nda ar�zan�n yay�lmas�n�n önlenmesi amac�yla Türkiye elektrik sistemi s�n�r trafo merkezlerinde özel koruma sistemi tesis edilmi�tir. 18 aral�k 2009 tarihinde Avrupa k�tas� senkron bölgesi ile Türkiye elektrik sisteminin ba�lant�s� için yöntem ve al�nacak önlemler konusunda anla�ma imzalanm��t�r.


11-24 Ocak 2010 tarihlerinde sistem puant yük ko�ulu izole testleri, 22 Mart-5 Nisan 2010 tarihlerinde de sistem minimum yük ko�ulu testleri ba�ar�yla tamamlanm��t�r. Türkiye elektrik sisteminin ENTSO-E sistemine ba�lant�s� çal��malar�, sistem i�letme güvenli�i ve kalitesinin artt�r�lmas�na yönelik bütün haz�rl�k çal��malar�, ENTSO-E teknik gerekliliklerinin sa�lanmas� çal��malar� ENTSO-E proje grubunun yönlendirmesi kapsam�nda Avrupa iletim �irketlerinden ESO (Bulgaristan), HTSO (Yunanistan), AMPRION (Almanya), SWISSGRID (�sviçre), TERNA (�talya), RTE (Fransa), EMS (S�rbistan) ve Kurulu�umuz teknik uzmanlar� taraf�ndan gerçekle�tirilmi�tir. Deneme paralel çal��ma öncesi yerine getirilmesi öngörülen önlemlerin tamamlanmas� ile birlikte 18 Eylül 2010 tarihinde senkron paralel i�letme ba�lat�lm��t�r. ENTSO-E senkron bölge geni�leme prensipleri gere�i Türkiye elektrik sistemi sistem i�letme güvenirli�i ve kalitesi ile ilgili gözlem yap�lmas� amac�yla bir y�l boyunca deneme paralel i�letme testine tabii tutulacakt�r. Ticari güç al��veri�leri ba�lam�nda deneme i�letme dönemi üç evreye bölünmü�tür: 1. Kararl�l��n sa�lanmas� dönemi: Programl� enerji al��veri�lerinin olmad�� bu

dönem iki hafta olarak öngörülmü�tür. 2. Ticari olmayan enerji al��veri�i dönemi: kararl�l��n sa�lanmas� evresinin

de�erlendirilmesinden sonra, 21 �ubat-6 Mart 2011 tarihleri aras�nda ticari olmayan enerji al��veri�i dönemine geçilmi�tir. Bu ticari olmayan enerji al��veri�i, Türk sistem i�letmecisi TE�A� ile s�ras�yla Bulgar sistem i�letmecisi ESO ve yunan sistem i�letmecisi HTSO aras�nda her iki yönde ve her iki s�n�rda yap�lm��t�r. Böylece herhangi bir ticaret içermeksizin fiziksel elektrik al��veri�i gerçekle�tirilmi�tir. Bütün enerji ak��lar� kar��l�kl� olarak gerçekle�tirilmi� ve transfer edilen elektrik ayn� tarife döneminde geri verilmi�tir. Elektrik dengesi kat�lan sistem i�letmecileri için s�f�rlanm��t�r.

3. Ticari enerji al��veri�i dönemi: her iki döneminde de ba�ar�yla tamamlanmas�n�n ard�ndan, 02 Haziran 2011 tarihinde deneme paralel i�letme döneminin üçüncü a�amas�na geçilmi�tir. Türkiye ve ENTSO-E’nin Avrupa ana k�ta senkron bölgesi aras�nda ticari elektrik al��veri�i için ENTSO-E uygulamalar� ve AB kurallar�na uygun olarak; Bulgaristan, Yunanistan ve Türkiye aras�nda imzalanan ortak anla�ma çerçevesinde limitli kapasite tahsisine izin verilebilecektir. Ticari al��veri�ler için ihale kurallar� yay�nlanm�� ve ENTSO-E taraf�ndan da ayr�ca duyurulmu�tur.

Türkiye elektrik sisteminin ba�lant�s� projesinin bütün haz�rl�k çal��malar� ve gerekli önlemlerin uygulanmas�n�n denetlenmesi ile bir y�ll�k deneme paralel i�letmesinin izlenmesi, ENTSO-E proje grubu taraf�ndan yönetilmektedir. ENTSO-E proje grubu, iletim sistemi i�letmecilerinden; Bulgaristan (ESO), Yunanistan (HTSO), Almanya (AMPRION + TRANSPOWER), �sviçre (SWISSGRID), �talya (TERNA), Fransa (RTE), S�rbistan (EMS) ve Türkiye (TE�A�) uzmanlar�ndan olu�maktad�r. Türkiye elektrik sisteminin ENTSO-E sistemine entegrasyonundan sonra Türkiye’nin Avrupa ülkeleri ile Avrupa iç elektrik pazar� kapsam�nda yapaca�� ticaret, halen di�er ülkelerde oldu�u gibi, ENTSO-E (eski UCTE) taraf�ndan koordine edilen teknik


kurallar ve (eskiden Avrupa iletim sistemi i�letmecileri birli�i ETSO taraf�ndan koordine edilen) piyasa kurallar�na göre yürütülecektir. Deneme i�letme üçüncü faz� olan ve Haziran 2011’den itibaren ba�lat�lan ticari enerji al��veri�i dönemi kapsam�nda; Bulgaristan, Yunanistan ve Avrupa’dan Türkiye yönüne en çok 400 MW, ters yönde de en çok 300 MW olmak üzere elektrik enerjisi ticareti yap�lmaktad�r. 6 Eylül 2011’de ENTSO-E Avrupa k�tas� bölgesel grubu genel kurulu, Türkiye elektrik sisteminin Avrupa k�tas� ile senkron i�letmenin deneme üçüncü faz�n�n 2012 y�l�n�n sonbahar�na kadar uzat�lmas�na karar vermi�tir. S�n�rl� ticari elektrik enerjisi al�� veri�i sürecektir. Avrupa’da iletim sistemi i�leticileri birli�i ENTSO-E’nin Avrupa k�tas� bölgesel grubu taraf�ndan teknik de�erlendirmeler neticesinde 18 Eylül 2011 y�l�nda bitmesi öngörülen üçüncü deneme i�letme faz�n�n uzat�lmas� karar� al�nm��t�r. Türkiye’de S�n�r Ötesi Elektrik Ticareti Türkiye elektrik iletim sistemi 18 Eylül 2010 tarihinden itibaren ENTSO-E CESA (European Networks Of Transmission System Operators For Electricity Continental Europe Synchronous Area – Avrupa �ebekeleri Elektrik �letim Sistemi ��letmecileri K�ta Avrupas� Senkron Bölgesi) sistemi ile senkron paralel çal��maya ba�lam��t�r. Stabilizasyon evresinin tamamlanmas�n� müteakip, iletim �irketleri aras�nda ticari olmayan deneme al��veri�leri 21 �ubat-6 Mart 2011 tarihleri aras�nda gerçekle�tirilmi�tir. Türkiye elektrik sisteminin ENTSO-E CESA sisteminde uygulanan teknik ve piyasa kurallar� ile uyumlu olacak �ekilde s�n�r ötesi elektrik ticareti yap�labilmesi için mevcut ithalat-ihracat yönetmeli�inin revize edilmesi çal��malar� ba�lat�lm��t�r. Bu kapsamda, ba�lant� sonras�ndaki dönem için enterkonneksiyon hatlar�n�n kapasite tahsisi yap�lmas�na yönelik olarak ENTSO-E CESA sisteminde uygulanan teknik ve piyasa kurallar� ile uyumlu olacak �ekilde enterkonneksiyon hat kapasitelerinin tahsis edilmesine yönelik metodolojinin geli�tirilmesi, ithalat-ihracat yönetmeli�inin bu do�rultuda revize edilmesi konular�nda çal��mak üzere bir komisyon olu�turulmu�tur. Komisyon EPDK ile birlikte ortak toplant�lar gerçekle�tirmi� ve bu toplant�lar sonucunda revize ithalat-ihracat yönetmeli�i haz�rlanm�� ve EPDK taraf�ndan onaylanarak 1 Haziran 2011 tarihinde Resmi Gazete’de yay�nlanm��t�r. Revize ithalat-ihracat yönetmeli�ine göre senkron paralel i�letilmekte olan enterkonneksiyon hatlar�m�zda gerçekle�tirilecek kapasite tahsis ihalesine kat�lacak kullan�c�lara yol gösterici mahiyette ve gerçekle�tirilecek ihale ile ilgili kurallar� ve elde edilen kapasitelerin nas�l kullanaca�� ile ilgili kurallar� düzenleyen “�hale Kurallar� Doküman�” da haz�rlanm��t�r. Ayr�ca “�hale Kurallar� Doküman�”nin özeti mahiyetindeki “Usul ve Esaslar Döküman�” da haz�rlanm�� olup EPDK taraf�ndan onaylanm��t�r. ENTSO-E’nin en son toplant�s�nda al�nan karar gere�i senkron paralel i�letme testi kapsam�nda Haziran ay�nda 3. faza geçilmesi, yani ticari al��veri�lerin ba�lat�lmas� kararla�t�r�lm��t�r. Bu amaçla Yunanistan ve Bulgaristan kapasite tahsislerini yapm�� olup Türkiye taraf�ndaki kapasite tahsisi de haziran ay� içinde gerçekle�tirilmi�, 20-30


Haziran 2011 tarihleri aras�nda da Türkiye taraf�ndaki kapasite kullan�lmaya ba�lanm��t�r. Bu amaçla s�n�r ötesi elektrik ticareti yapmak isteyen kullan�c�lara yönelik olarak TCAT platformu (TE�A� Kapasite Tahsis Arac� – Teias Capacity Auction Tool) haz�rlanm��t�r. Bu platform sayesinde s�n�r ötesi elektrik ticareti yapmak isteyen bütün kullan�c�lar�n kay�t i�lemleri, ihale ilanlar�, ihale sonuçlar�, ikincil piyasa i�lemleri, muhatap bildirimi, program bildirimi, kom�u iletim �irketlerine ve kontrol koordinasyon merkezi i�leticilerinden SWISSGRID’e programlama ve mahsupla�ma kapsam�nda gönderilmesi gereken dökümanlar ile ilgili i�lemler internet tabanl� olarak yap�lmaktad�r. S�n�r ötesi elektrik ticareti yapmak isteyen kullan�c�lar için haz�rlanan TCAT platformu hakk�nda bilgi vermek ve yeni kurallar� piyasa kat�l�mc�lar�na tan�tmak amac� ile 9 May�s 2011 tarihinde Elektrik Ticaretçileri Derne�i’nin organizasyonunda 1 günlük e�itim verilmi�tir. 02 Haziran 2011 tarihinden itibaren Türkiye-Bulgaristan ve Türkiye-Yunanistan enterkonneksiyon hatlar� üzerinden s�n�r ötesi elektrik ticareti yap�lmaya ba�lanm��t�r. 11 ayl�k deneme süreci boyunca sadece ayl�k olarak kapasite tahsisi yap�lacakt�r. Avrupa Birli�i regülâsyonlar� gere�i kapasite tahsisinin kullan�c�lar aras�nda ayr�m gözetmeyen, pazar tabanl�, kullan�c�lara ekonomik sinyaller veren bir yöntemle gerçekle�tirilmesi gerekmektedir. Bu nedenle s�n�rlar�m�zdaki enterkonneksiyon kapasitesinin tahsisi için ihale yöntemi belirlenmi�tir. 02 Haziran 2011 tarihi itibari ile Türkiye’deki ticaret �irketleri Avrupa iç elektrik pazar�na entegre olmu� ve gerçekle�tirilen bütün faaliyetlerle ilgili olarak bir sorun ya�anmadan faaliyetlerini sürdürmektedirler. Türkiye elektrik sisteminin ENTSO-E CESA (eski UCTE) sistemine senkron paralel ba�lanmas� konusundaki çal��malar sonucunda 18 Eylül 2010 tarihi itibar� ile deneme senkron paralel i�letme a�amas� ba�lam��, kararl�l��n sa�lanmas� ve ticari olmayan al��-veri�lerin denenmesi evrelerinin ba�ar�yla tamamlanmas�n� takiben 1 Haziran 2011 tarihinde ticari al��-veri�lerin yap�ld�� son evreye geçilmi�tir. Bu fazda Avrupa’dan Türkiye yönüne 400 MW, Türkiye’den Avrupa yönüne ise 300mw kapasitede elektrik enerjisi ticaretine izin verilmi� olup bu miktarlar bir önceki al��-veri�in ba�ar�yla tamamlanmas�na ba�l� olarak, ayl�k olarak Bulgaristan ve Yunanistan olmak üzere her iki s�n�r ve ithalat ve ihracat olmak üzere her iki yön için hesaplanan Net Transfer Kapasite (NTK) de�erine kadar art�r�lacakt�r. Enterkonneksiyon hatlar�n�n Net Transfer Kapasiteleri Türkiye Elektrik �letim A.� (TE�A�) web sayfas�nda yay�mlanmaktad�r. 7.10.2. Mevcut Enterkonneksiyon Hatlar�n�n Net Transfer Kapasiteleri Bu duyuruda; 1 Haziran 2011 tarihli ve 27951 say�l� Resmi Gazetede yay�mlanarak yürürlü�e giren “Elektrik Piyasas� �thalat ve �hracat Yönetmeli�i”nde “Ulusal elektrik sisteminin di�er ülkelere ait elektrik sistemi ile senkron paralel �ekilde i�letilebilmesini ve/veya söz konusu ülke elektrik sistemindeki bir üretim tesisi ya da üretim tesisinin bir ünitesinin Elektrik Piyasas� �ebeke Yönetmeli�i ve/veya Elektrik Piyasas� Da��t�m Yönetmeli�i hükümlerine uygun olarak ulusal elektrik sistemine


paralel çal��t�r�labilmesini ve/veya enterkonneksiyon hatlar� ile kom�u ülkede olu�turulacak izole bölgenin beslenmesi ve/veya asenkron ba�lant�” olarak tan�mlanan “Uluslararas� Enterkonneksiyon �art�”na ve 26.07.2008 tarihli Resmi Gazetede yay�nlanan 5784 say�l� Kanuna göre mevcut enterkonneksiyon hatlar� kullan�larak yap�labilecek ithalat/ihracat imkanlar� aç�klanmaktad�r. Türkiye Elektrik Sisteminin ENTSO-E CESA (eski UCTE) sistemine senkron paralel ba�lanmas� konusundaki çal��malar sonucunda 18 Eylül 2010 tarihi itibar� ile Deneme Senkron Paralel ��letme a�amas� ba�lam��, kararl�l��n sa�lanmas� ve ticari olmayan al��-veri�lerin denenmesi evrelerinin ba�ar�yla tamamlanmas�n� takiben 1 Haziran 2011 tarihinde ticari al��-veri�lerin yap�ld�� son evreye geçilmi�tir. Bu fazda Avrupa’dan Türkiye yönüne 400 MW, Türkiye’den Avrupa yönüne ise 300MW kapasitede elektrik enerjisi ticaretine izin verilmi� olup bu miktarlar bir önceki al��-veri�in ba�ar�yla tamamlanmas�na ba�l� olarak, ayl�k olarak Bulgaristan ve Yunanistan olmak üzere her iki s�n�r ve ithalat ve ihracat olmak üzere her iki yön için hesaplanan Net Transfer Kapasite (NTK) de�erine kadar art�r�lacakt�r. Türkiye Elektrik Sisteminin ENTSO-E sistemine entegrasyonu ile birlikte bat� kom�ular�m�z d��ndaki ülkeler ile senkron paralel çal��ma ancak bu ülkelerin de belirli standartlar� ve i�lemleri yerine getirmesi ve ENTSO-E’nin onay� çerçevesinde mümkün olacakt�r. Bu durumda ENTSO-E ba�lant�s�n� sa�layan hatlar�n d��ndaki mevcut tüm enterkonneksiyonlar�m�z�n ENTSO-E kurallar�na göre çal��t�r�lmas� gerekmektedir. ENTSO-E kurallar�na göre, DC ba�lant�, pasif izole bölge ve ünite yönlendirme yöntemi, bu sistemle paralel çal��maya ba�layan bir ülkenin üçüncü ülkelerle enerji al��/veri�lerinde kullan�lan yöntemlerdir. 7.11. Elektrik Piyasas� Yasas�n� De�i�tirmek Neden Gereklidir? Elektrik enerjisinin en önemli özelli�i, depo edilememesidir. Bu nedenle elektrik enerjisi talep kadar üretilmeli ve üretildi�i anda tüketilmelidir. Üretim ile tüketim aras�ndaki bu hassas dengeyi sa�layabilmek için elektrik sektöründe planlama zorunlulu�u vard�r. Elektrik planlamas�nda talep tahminleri gerçe�e yak�n olmal�d�r. Talep tahminleri yüksek tutuldu�unda gere�inden fazla yat�r�m yap�lmas�na ve israfa sebep olaca�� gibi, dü�ük talep tahminleri de yetersiz elektrik üretimine dolay�s� ile talebin kar��lanamamas�na neden olacakt�r. Sosyal ve ekonomik hayat�m�z�n devaml�l��nda ba�at bir rol oynayan elektrik enerjisinde planlama bu bak�mdan çok önemlidir. Plan dahilinde yap�lacak elektrik üretim tesisleri yat�r�mlar� ile birincil kaynaklar�n daha verimli kullan�lmas� sa�lanabilece�i gibi elektrik üretiminde kaynaktan tüketime kadar olan a�amalarda ihtiyaca uygun maliyet olu�aca�� için elektrik fiyatlar� sürdürülebilir seviyelerde olacakt�r. 2001 y�l�nda yürürlü�e giren Elektrik Piyasas� Yasas� ile kabul edilen serbest piyasa politikas� sonucunda elektrik yat�r�mlar�n�n yap�lmas�nda planlama terk edilmi�, yeni yat�r�mlar�n yap�lmas� sektörde yer alan yat�r�mc�lar�n kendi tercihlerine b�rak�lm��t�r. Bu çerçevede, serbest piyasa ko�ullar�nda ihtiyac�n üzerinde kapasite olu�aca�� böylece üretim a�amas�nda kat�l�mc�lar aras�nda rekabet olu�aca�� beklenmi�tir.


Ancak, rekabet beklentisi olan ürün elektrik oldu�unda durum oldukça farkl�d�r. Oldukça yüksek maliyetli yat�r�mlar�n gerekti�i ve tüketilece�i anda üretilmesi gereken elektrik enerjisi üretimi için ihtiyac�n çok üzerinde kapasite kurulaca�� ve rekabet olu�aca�� beklentisinin gerçekçi olmayaca�� imdiye kadar olan geli�meler sonucunda görülmü�tür. Mevcut durumda, elektrik üretim tesisleri yat�r�mc�lar� istedikleri yerde, istedikleri kayna�a ba�l� olarak, istedikleri zamanda, istedikleri teknolojiye ba�l� olarak yat�r�m yapma olana��na sahiptir. Bu durum ise ihtiyac�n fazlas� yat�r�m yap�lmas�na neden olabilece�i gibi ihtiyac� kar��lamayacak miktarda yat�r�m yap�lmas� sonucunu da getirebilecektir. Yeni yat�r�mlar�n yap�lmas�nda yat�r�mc�lar için yüksek miktarda kar etmek en önemli tercih sebebi oldu�undan son y�llarda yap�lan yat�r�mlarda azalma ya�anmaktad�r. 2001-2010 y�llar� aras�nda elektrik üretim tesisleri için lisans alan üretim �irketlerinin gerçekle�tirdikleri üretim tesislerinin toplam� ancak 12700 MW civar�nda olmas� da yukar�da belirtti�imiz görü�ü desteklemektedir. Geçmi� y�llarda özel te�ebbüs y�lda ancak 1500 MW toplam gücünde yat�r�m yapabilmi�tir. Oysa y�ll�k % 6-7 aras�ndaki elektrik talep art��n� kar��layabilmek için her y�l sisteme en az 3000-3500 MW kapasitede üretim tesisi eklenmesi gerekmektedir. Özel te�ebbüsün mali gücü y�lda ancak bunun yar�s�n� kar��layabildi�ine göre kalan yar�s�n� gerçekle�tirmek için kamunun (EÜA�) devreye girmesi kaç�n�lmazd�r. Ancak, yasal bir engel olmamas�na ra�men mevcut durumda EÜA� taraf�ndan yeni kapasite yat�r�m� yap�lmas� mümkün görünmemektedir, bunun için yasal de�i�ikliklere gidilmesi zorunlulu�u bulunmaktad�r. Bu sonuçlar da göstermektedir ki 1990’l� y�llar�n ba��ndan itibaren neo-liberal ekonomistlerin savundu�u elektrik yat�r�mlar�nda kamuyu d��layan serbest piyasa politikas�n�n ülkemiz için geçerlili�i tart��mal�d�r. Yaln�z ülkemizde de�il son global ekonomik kriz sonras�nda bu husus bir çok ülke için tart��ma konusudur. Elektrik sektöründe serbest piyasa modelinin ülkemiz için do�urdu�u olumsuz sonuçlar� giderebilmek için bir an önce elektrik enerjisi politikas� de�i�tirilmelidir. Getirilecek yeni elektrik enerjisi politikas� a�a��daki unsurlar� kapsamal�d�r: � Elektrik üretim, iletim da��t�m faaliyetleri, kamu yarar�n� gözeten uzun vadeli bir

elektrik planlamas�na göre yürütülmelidir. � Elektrik üretimi öncelikle yerli yak�t kaynaklar�m�za dayal� olmal�d�r. � Elektrik üretimi olu�mas� beklenen elektrik talebini belli bir yedekle

kar��layabilecek miktarda ve tüketicilerin ödeme güçlerine uygun ucuzlukta olmal�d�r.

� Elektrik hizmeti kesintisiz olmal� bunu temin için de bak�m hizmetleri ve yenileme yat�r�mlar� gecikmeden zaman�nda yap�lmal�d�r.

� Elektrik sektörü ülkenin sosyal ve ekonomik kalk�nmas�n� sa�layacak �ekilde yap�land�r�lmal�, kamu ve özel sektörün bir arada ve e�it �artlarda çal��mas� sa�lanmal�d�r.

� Elektrik sektörü yat�r�mlar� için yeterli kaynak yaratabilmek için sektörde spekülatif kar amaçl� faaliyetlere izin verilmemeli, elektri�i ticari bir meta olarak gören anlay�� terk edilmelidir.

� Elektrik sektörü öncelikle sektör içi tasarruflara dayal� bir yat�r�m politikas� gerçekle�tirecek yap�da olmal�d�r.


� Elektrik enerjisi üretim ve tüketiminde verimlili�e önem verilmelidir. � Elektrikte arz güvenilirli�inin sa�lanmas�nda kamunun yeterli mali kaynak

sa�layabilmesi için elektrik tesislerinin özelle�tirilme faaliyetlerine son verilmeli veya özelle�tirmeden elde edilecek gelirler kamu elektrik yat�r�mlar� için harcanmal�d�r.

� Elektrik enerjisi üretim, iletim ve da��t�m tesisleri çevre ile uyumlu olmal� bu tesislerin çevreyi kirletmeyecek �ekilde in�a edilmesi ve i�letilmesi sa�lanmal�d�r.

� Enerji yat�r�mlar�nda karbon sal�n�m� dü�ük teknolojilere öncelik verilmeli ve desteklenmelidir.

Kaynaklar 1. TMMOB Hidrolik Santrallar Raporu – Ekim 2011 2. TE�A� Genel Müdürlü�ü 3. TE�A� �statistikleri 4. EPDK Raporu, 2011 5. DEK-TMK Türkiye Enerji Raporu -2004 (Elektrik Enerjisi Sektörü) �

8. DÜNYA’DA VE TÜRKİYE’DE BİYOYAKIT (BİYOETANOL, BİYODİZEL ve BİYOGAZ) SEKTÖRÜ


8. DÜNYA’DA VE TÜRK�YE’DE B�YOYAKIT (B�YOETANOL, B�YOD�ZEL ve B�YOGAZ) SEKTÖRÜ

8.1. Biyoyak�tlar Hakk�nda Genel Bilgi

Yak�n bir geçmi�e kadar az geli�mi� ülkelerin enerji tüketiminde büyük paya sahip olan ve genellikle do�rudan yakma sonucu elde edilen biyokütle enerjisi, günümüzde modern teknoloji kullan�larak üretilen, geli�mi� ülkelerin enerji portföyünde yer bulan ve ciddi politikalarla yayg�nla�t�r�lmaya çal��lan, çevre dostu, stratejik bir enerji kayna��d�r. Di�er yenilenebilir enerji kaynaklar�ndan farkl� olarak biyokütle hem yak�t, hem elektrik elde edilebilen ve k�rsal kesimin ekonomisini geli�tiren tek kaynakt�r. Modern tekniklerle elde edilen biyokütle enerjisi yayg�n olarak biyoyak�t ad� ile an�lmaktad�r. Gaz, s�v� ve kat� olmak üzere s�n�fland�r�labilen biyoyak�tlar, otomobillerde, a��r vas�talarda, uçaklarda, trenlerde, gemilerde ula�t�rma yak�t� olarak kullan�lmas�n�n yan� s�ra do�algaz�n kullan�ld�� her alanda (elektrik, �s�nma, pi�irme, so�utma) kullan�labilmektedir. S�v� biyoyak�tlardan biri olan biyoetanol, benzin ve son y�llarda motorinle de harmanlanarak kullan�labilen, biyodizel ise motorinle harmanlanarak kullan�labilen veya do�rudan motorin yerine kullan�labilen bir biyoyak�tt�r. Biyogaz ise elektrik üretiminde kullan�labildi�i gibi, zenginle�tirilerek do�al gaz�n tüketilebildi�i her alanda kullan�lmaktad�r. Kat� biyokütle örnekleri biyobriketler, biyopelletler, kömür ve odunun kullan�ld�� her alanda kullan�labilmektedir. Ayr�ca biyokütleden gazla�t�rma, piroliz, plazma tekni�i vb termokimyasal yöntemlerle gaz ve s�v� biyoyak�tlara eri�ilmesi, elektrik üretilmesi ve pek çok kimyasal ürün elde edilmesi mümkündür. 8.2. Biyoyak�tlar�n Dünya’da Kullan�m�

Ad�na biyoyak�t denmemi� olsa da insano�lu yüzy�llard�r bu kayna�� kullanmaktad�r. Günümüzde de halen yak�t olarak yararlan�lmakta olan odun, teze�in yan� s�ra, hint ya�� m�s�rl�lar taraf�ndan ayd�nlatma yak�t� olarak, yer f�st�� ya�� 1898’te Paris Dünya Fuar�’nda sergilenen dizel araçta yak�t olarak kullan�lm��t�r. �lk ticari biyodizel Avusturya’da 1988’de üretilmi�, ilk sanayi tesisi 1991’de kurulmu�tur. 2009 y�l�nda 14,8 milyar litre olan dünya biyodizel üretiminin 9,1 milyar litresi Avrupa Birli�inde gerçekle�mi�tir. 2010 y�l�nda ise AB’nin üretim kapasitesinin 21,4 milyar litre olmas�na kar��l�k dünya biyodizel üretimi yakla��k 20 milyar litre olarak kaydedilmi�tir. En büyük üretici ülkeler AB bölgesinde olup, Almanya, Fransa, �spanya ve �talya’d�r. Temmuz 2010 tarihi itibar� ile AB’de faaliyette olan 245 adet biyodizel tesisi vard�r.


Dünya’da üretilen 6 birim s�v� biyoyak�ttan 1 birimi biyodizel, 5 birimi biyoetanoldür. Biyoetanol di�er bir de�i�le yak�t alkolü, 1930’lu y�llardan beri Brezilya’da üretilmekte ve kullan�lmakta olan bir biyoyak�t olmas�na kar��n ardarda ya�anan petrol krizleri sonras�nda dünyada da önem kazanm��t�r. 2010 y�l�nda dünyada 101,4 milyar litre biyoetanol üretilmi�tir. En büyük üretici ülkeler ABD ve Brezilya’d�r. ABD’de biyoetanol üretimi 2010 y�l�nda bir önceki y�la göre % 17,2 artarak 49,4, Brezilya’da ise % 10 artarak 28,7 milyar litreye ula�m��t�r. Avrupa Birli�inde 2009 y�l�nda 5,6 milyar litre olan biyoetanol üretimi 2010 y�l�nda 6,5 milyar litre olarak kaydedilmi�tir. Tablo 1’de 2008-2010 döneminde dünyada biyoetanol üretim verileri görülmektedir.

Tablo 8.1. Dünya Biyoetanol Üretimi (milyon litre)

Ülkeler 2008 2009 2010 ABD 36388 42.177 49.440 Brezilya 27.146 26.075 28.680 Çin 6.900 7.300 7.000 Hindistan 2.063 1.588 1.938 Fransa 1.545 1.790 1.850 Kanada 950 1.320 1.500 Almanya 815 1.015 1.120 �ngiltere 350 390 650 Rusya 535 513 544 �spanya 417 540 620 Tayland 574 662 795 Ukrayna 370 360 370 Kolombiya 270 342 342 Polonya 186 216 270 Arjantin 236 244 345 Endonezya 200 220 250 Güney Kore 160 169 172 �talya 111 115 110 Di�er Ülkeler 4.338 4.865 5.374 DÜNYA (Toplam)

83.554 89.901 101.370

Kaynak: World Sugar Statistics, F.O.LICHT, 2011 2010 y�l�nda sadece Brezilya’da 335, ABD’de 204, Avrupa Birli�inde 79 adet biyoetanol tesisi bulunmaktad�r. ABD en büyük biyoetanol üreticisi olmakla birlikte son y�llarda Brezilya’dan ciddi miktarlarda ithalat yap�lmaktad�r. Biyoyak�tlar ba�ta ABD ve Avrupa Birli�i ülkeleri olmak üzere pek çok geli�mi� ülkenin enerji portföyünde ciddi bir yer tutmu� ve 1990’l� y�llardan bugüne kadar çe�itli politikalarla ve büyük bütçeli projelerle desteklenmi�tir.


Genellikle organik at�klar ve enerji bitkilerinden elde edilen biyogaz günümüzde pek çok geli�mi� ülkenin enerji portföyünde geni� yer bulmaktad�r. Almanya’da 4078 biyogaz tesisinden elde 12 milyar kWh elektrik 3,5 milyon evin enerji ihtiyac�n� kar��lamaktad�r. 11.000 ki�inin istihdam edildi�i sektörde 2020 y�l�nda tüketilen elektri�in %20’sinin yakla��k 85 milyar kWh’inin biyogazdan kar��lanmas� hedeflenmektedir. AB’nde biyogaz�n ula�t�rma yak�t� olarak kullan�m� da giderek yayg�nla�maktad�r. Örne�in �sveç’te 10 y�l� a�k�n süredir biyogazla çal��an otobüsler, kamyonlar, otomobiller mevcuttur. 2005 y�l�ndan bu yana trenlerde biyogaz kullan�lmaktad�r. �sveç’te biyogaz kullan�m� vergiden muaft�r. Sat�� fiyat� akaryak�ttan %20-25 daha azd�r. Biyogazl� araçlara ücretsiz park yeri sa�lanmakta, biyogazl� firma araçlar�n�n araç vergilerinde indirim uygulanmaktad�r. �sveç’te de biyogaz, do�al gaz�n kullan�ld�� her alanda kullan�lmakta ve 2020 y�l�nda do�algazdan tamamen vazgeçilerek biyogaz kullan�m�na geçilmesi hedeflenmektedir.

8.3. Ülkelerin Biyoyak�tlara Bak�� Aç�s� Ülkeler enerji arz güvenli�ini art�ran, çevresel negatif etkileri minimum olan her türlü seçene�i de�erlendirmekte ve uygulad�klar� politikalar ile sektörün geli�mesini sa�lamaktad�rlar. Amerika’da 1990’l� y�llar�n ba�lar�nda biyoetanol sektörünün öncülü�ünde ba�layan biyoyak�t serüveni biyodizel ve biyogaz�n da sektörde yer almas�yla sürdürülmektedir. ABD’de biyoyak�t üretimi ve tüketimi her dönemin ba�kan� taraf�ndan desteklenmi�tir. Ba�kan Bush taraf�ndan zaman zaman tesislere yap�lan ziyaretlerle kamuoyunun konuya dikkati çekilmi�, verilen te�vikler ve uygulanan izleme politikalar� ile sektörün ve teknolojinin geli�imi sa�lanm��t�r. 3 A�ustos 2006 tarihinde ABD yönetimi biyoyak�t ara�t�rmalar� için 250 Milyon $ bütçe ay�rm��, biyoyak�t ar-ge çal��malar�n�n daha planl� yürütülebilmesi için Yüksek Teknoloji Biyomerkezi kurulmas� karar� al�nm��t�r. 2006 y�l�nda yürürlükte olan Yeni Enerji Yasas�nda 2012 y�l�nda 7,5 milyar galon yenilenebilir yak�t tüketimi hedeflenmi�, bu hedefe 2008 y�l�nda ula��lm��t�r. Yeni hedef 2017 y�l�nda 35 Milyar galon/y�l (130 milyar lt/y�l)’d�r. 2011 y�l�n�n Ocak ay�nda Ba�kan Obama taraf�ndan yap�lan aç�klamada biyoyak�t te�viklerinin sürdürülece�i, petrol ürünlerinin te�vik edilmeyece�i bildirilmi�tir. Yine 2011 y�l� Ocak ay�nda “Biyoyak�t Pazar�n�n Geni�letilmesi Yasa Tasar�s�” görü�melere aç�lm��t�r. Fleksi yak�tl� (E85) araçlar�n, biyoyak�tl� pompalar�n ve yenilenebilir yak�t boru hatlar�n�n say�lar�n�n art�r�lmas�n� amaçlayan yasa tasar�s�na göre Amerika Birle�ik Devletlerinde, 2015 y�l�nda üretilecek araçlar�n %50’sinin, 2016’da üretilecek araçlar�n %90’�n�n E85 yak�tl� araç olmas� hedeflenmektedir. Hali haz�rda 2600 adet E85 yak�t istasyonun yan� s�ra pek çok B15, B20 istasyonlar� da bulunmaktad�r. A�ustos 2011 tarihinde Beyaz Saray’dan yap�lan bir aç�klamaya göre; ABD’de havac�l�k ve denizcilik ta��mac�l��nda biyoyak�t kullan�m� ile ilgili kapsaml� bir proje

Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi • Enerji Raporu 2011182 �

ba�lat�lm��t�r. ABD Tar�m ve Enerji Bakanl�klar�, Hava ve Deniz Kuvvetleri ile özel sektörün kat�l�m�yla sürdürülecek olan bu projeyle askeri ve ticari ula��mda kullan�lmak üzere geli�mi� biyoyak�tlar üretilecektir. Proje 3 y�l sürecek olup, bu süre zarf�nda 510 milyon dolarl�k yat�r�m yap�lmas� planlanmaktad�r. Mart 2011’de Obama taraf�ndan aç�klanan “Güvenli Enerji Gelece�i” plan� kapsam�nda yürütülecek bu proje ile ABD’nin her y�l 300 milyar dolarl�k bütçe gerektiren petrol ba��ml�l��n�n azalt�lmas� hedeflenmektedir. Birinci ku�ak biyoyak�tlardan daha da ötesine dikkat çeken Obama, ileri düzey yenilenebilir ula��m yak�tlar�n�n 21. yüzy�l�n en önemli ulusal endüstrisi olaca��n� söylemi�tir. Bu nedenle bir an önce selülozik teknolojilerin ticarile�tirilerek, m�s�r kullanmaktansa biyokütle ve at�k materyallerden faydalan�lmas� gerekti�inin alt�n� çizmi�tir. Son günlerde kredi ABD’de krizden ç�k�� önlemlerinden biri biyotak�tlar olarak ele al�nmaktad�r. Obama’n�n 9 Eylül 2011 tarihindeki konu�mas�nda da ileri ku�ak biyoyak�tlar�n üretiminin art�r�lmas�yla ABD’nin tekrar 1 numara olaca�� vurgulanm��t�r. "25x25" slogan�yla 2025 y�l�nda toplam enerji tüketiminin % 25’inin yenilebilir kaynaklardan kar��lanmas�n� hedefleyen ABD’de, biyoyak�t konusunda olu�turulan bir eylem plan� uygulanmaktad�r. Bu eylem plan�n�n ana faaliyetleri Sürdürülebilirlik, Hammadde Üretimi, Hammadde Lojisti�i, Dönü�üm Bilimleri ve Teknolojisi, Da��t�m için Altyap�, Kar��m Olu�turma, Çevre, Sa�l�k ve Güvenlik olarak belirlenmi�tir. 2010 y�l�nda, sadece biyoetanol sektörü taraf�ndan ABD ekonomisine 53,6 milyar $’l�k katma de�er yarat�lm��, hane halk� gelirinde 36 milyar $’l�k art�� sa�lanm��t�r. Ayr�ca, 70.400’ü do�rudan istihdam olmak üzere toplam 400.677 ki�iye istihdam yarat�lm��, Federal Hükümet için 7 milyar $, eyalet ve �ehir yönetimlerine de 4 milyar $ olmak üzere 11 milyar $ yeni vergi has�lat� sa�lanm��t�r. Di�er yandan, petrol ithalat�nda 445 milyon varil azalma, buna kar��l�k 34 milyar $ tasarruf kaydedilmi�tir. Brezilya dünyada biyoetanol kullan�m�n�n öncüsüdür. Brezilya’da biyoetanol ilk kez 1931 y�l�nda benzine % 5 kat�larak kullan�lm��, 1938’de konu ile ilgili yasal düzenleme yap�lm��t�r. Kar��m oran� 1993 y�l�nda % 22’ye ç�kart�lm��t�r. Son y�llarda ise kar��m oran� biyoetanol fiyatlar�na ba�l� olarak % 20-26 aras�nda uygulanmaktad�r. Bununla birlikte Brezilya’da %85 biyoetanollü benzin kullanan fleksi araç kullan�m� oldukça yayg�nd�r. 1979 y�l�nda uygulanmaya ba�layan Pro-alcool Program� ile �eker kam��ndan biyoetanol üretimi çe�itli te�viklerle sürdürülmektedir. 6 milyon ha arazide (Brezilyadaki tar�m arazilerinin %0,7’si) �eker kam�� tar�m� yap�lmaktad�r. Brezilya’n�n Pro-alcool program� kapsam�nda Tar�msal Geli�me Bakanl��, biyodizel ticareti ve da��t�m�n� yapan büyük firmalar�n kulland�� hammaddelerin %50’sini küçük çiftçilerden sa�lamas� zorunlulu�u sayesinde ülkenin kuzey do�u bölgesinde 2004 sonras�nda 100,000 yeni i� imkan� yarat�lm��t�r.


Brezilya’da 1 milyon ki�i biyoetanol sektöründen karn�n� doyurmaktad�r. 335 adet biyoetanol fabrikas� bulunan ülkede 186 milyar dolar’l�k petrol tasarrufu sa�lanm��t�r. Kam�� ekeri Sanayileri Birli�i “UNICA”ya göre 2012 y�l� itibariyle fabrikalar�n say�s�n�n 409’a ve toplam etanol üretiminin 35,7 milyar litreye ula�mas� beklenmektedir. AB’de biyoyak�tlar enerji güvenli�i, tar�msal kalk�nma ve küresel �s�nmayla mücadele aç�s�ndan büyük önem ta��maktad�r. 1990’l� y�llardan bu yana geli�tirilen politikalar çerçevesinde yay�mlanan çe�itli resmi belgelerle biyoyak�t kullan�m�na ili�kin çe�itli hedefler belirlenmi�, bu hedefleri gerçekle�tirmek üzere stratejiler geli�tirilmi�, te�vik sistemleri olu�turmu� ve yol haritalar� haz�rlam��t�r. Biyoyak�t üretiminin yan� s�ra enerji tar�m�n� da destekleyen politikalar geli�tirilmi�tir. AB’de 1997 y�l�nda yay�mlanan Beyaz Belge Bildirisi ile 2020 y�l�nda 5 milyon ton s�v� biyoyak�t (biyodizel, biyoetanol) kullan�m� hedeflenmi�, 2000 y�l�nda yay�mlanan Ye�il Belge, 2003 y�l�nda ç�kart�lan Biyoyak�t Te�vik Direktifi, 2005’te yürürlü�e giren Kyoto Protokolü, 2006’da yay�mlanan Biyoyak�t Strateji Belgesi gere�ince, üye ülkeler biyoyak�t üretimi ve kullan�m� konusunda önemli politikalar olu�turmu�lard�r. Hedeflerin gerçekle�mesi için pek çok Avrupa ülkesinde biyoyak�t kullan�m� zorunluluktur ve çe�itli desteklerle kullan�m� ve üretimi yayg�nla�t�r�lmaktad�r. AB Komisyonu taraf�ndan haz�rlanan Vizyon 2030 belgesinde, 2030 y�l�nda % 25 biyoyak�t kullan�m� öngörülmektedir. Bununla birlikte ticari geli�imini tamamlayan birinci ku�ak biyoyak�tlar�n (biyodizel, biyoetanol, biyogaz vb) ard�ndan, 2010’dan itibaren ikinci ku�ak biyoyak�t üretiminin ticarile�mesi ve bu sürecin 2020’de tamamlanarak biyorafinerilere geçilmesi, 2030–2050 döneminde de entegre biyorafinerilerin yayg�nla�t�r�lmas� hedeflenmektedir. AB 2020 y�l�nda enerji tüketiminin %20’sini yenilenebilir enerjiden kar��layacakt�r. Bu çerçevede her bir üye ülke için ula�t�rma sektöründe %10 biyoyak�t kullan�m hedefi konulmu�tur. Hedefler 2008 y�l�n�n Aral�k ay�nda yay�mlanan Yenilenebilir Enerji Direktifinde de yer almakla birlikte biyoyak�tlar�n sürdürülebilirlik kriterleri çerçevesinde üretilmesini ve/veya ithal edilmesini �art ko�maktad�r. Bu ko�uldan hareketle AB Komisyonunda, 2008 y�l�ndan bu yana biyoyak�tlar�n sertifikaland�r�lmas� üzerine yap�lan çal��malar tamamlanm�� ve Avrupa Birli�ine üye ülkelerde biyoyak�tlar�n çevreye zarar vermeden üretilmesi ve ithal edilmesini sa�layacak olan “Sürdürülebilirlik Kriter Paketi” 10 Haziran 2010 tarihinde Komisyon taraf�ndan kabul edilmi�tir. Sürdürülebilirlik Kriter Paketine göre, fosil yak�tlara nazaran % 35 sera gaz� tasarrufu sa�layan biyoyak�tlar sertifikaland�r�lacaklard�r. Bu de�er 2017 y�l�nda % 50, 2018 y�l�nda %60 olarak uygulanacakt�r. Bununla birlikte g�da amaçl� tar�m arazilerinde ve biyoçe�itlili�i yüksek alanlarda yeti�tirilen biyoyak�t hammaddelerinden üretilen biyoyak�tlara sertifika verilmeyecektir. AB’de ve dünyada biyoyak�tlar ve biyodizel konusunda Almanya öncü bir ülkedir. Biyoyak�tlar “Yenilenebilir Enerji Kaynaklar�na Öncelik Tan�ma Yasas�” kapsam�


içinde de�erlendirilmektedir. 2007’den itibaren biyoyak�tlara kademeli vergi uygulamas�na ba�lanm�� ancak biyodizelin çiftçi yak�t� olarak kullan�m�nda vergi istisnas� getirilerek enerji tar�m� desteklenmi�tir. Milyon tonluk biyodizel üretimi her geçen y�l artmaktad�r. Almanya 01.01.2007’den geçerli olmak üzere Enerji Vergisi Kanunu ile Biyoyak�tlara kullan�m zorunlulu�u getirmi�tir. Buna göre Motorinde (enerji de�eri olarak) %4,4 (Hacimce %5’e denk gelmektedir), Benzinde %1,2 (2007), %2 (2008), 2,8 (2009), %3,6 (2010) zorunlu kullan�m uygulanmaktad�r. Biyodizel ve biyoetanolün yan� s�ra biyogaz sektörünün de geli�ti�i Avrupa’da enerji bitkilerinin yeti�tirilmesi ve biyogazdan elde edilen elektrik te�vik edilmektedir. Genellikle organik at�klar ve enerji bitkilerinden elde edilen biyogaz günümüzde pek çok geli�mi� ülkenin enerji portföyünde geni� yer bulmaktad�r. Almanya’da 4078 biyogaz tesisinden elde 12 milyar kWh elektrik 3,5 milyon evin enerji ihtiyac�n� kar��lamaktad�r. 11.000 ki�inin istihdam edildi�i sektörde 2020 y�l�nda tüketilen elektri�in %20’sinin yakla��k 85 milyar kWh’inin biyogazdan kar��lanmas� hedeflenmektedir. AB’nde biyogaz�n ula�t�rma yak�t� olarak kullan�m� da giderek yayg�nla�maktad�r. Örne�in �sveç’te 10 y�l� a�k�n süredir biyogazla çal��an otobüsler, kamyonlar, otomobiller mevcuttur. Halihaz�rda �sveç’teki otomobilerin %60’� biyogaz ile çal��maktad�r. 2005 y�l�ndan bu yana trenlerde de biyogaz kullan�lmaktad�r. 2005 y�l�ndan bu yana trenlerde de biyogaz kullan�lmaktad�r. Ülkede 2005’de 160 GWh(16 milyon litre petrole e�de�er) 2006’da 230 GWh (23 milyon litre petrole e�de�er) biyogaz üretilmi�tir. 1999 tarihinden bu yana biyogaz standard� kullan�lmakta olan �sveç’te 2007 y�l� rakamlar�na göre 68 özel biyogaz istasyonu, 27 belediyeye ait biyogaz dolum istasyonu mevcuttur. �sveç’te biyogaz kullan�m� vergiden muaft�r. Sat�� fiyat� akaryak�ttan %20-25 daha azd�r. Biyogazl� araçlara ücretsiz park yeri sa�lanmakta, biyogazl� firma araçlar�n�n araç vergilerinde indirim uygulanmaktad�r. �sveç’te de biyogaz, do�al gaz�n kullan�ld�� her alanda kullan�lmakta ve 2020 y�l�nda do�algazdan tamamen vazgeçilerek biyogaz kullan�m�na geçilmesi hedeflenmektedir. Biyoyak�tlar AB’de Kyoto Protokolü’nün gereklerinin yerine getirilmesi konusundaki çal��malar kapsam�nda da öncelikli olarak ele al�nmaktad�r. AB ve ABD’nin yan�s�ra Brezilya, Kanada, Malezya, Tayland, Çin, Kolombiya, Filipinler vb. pek çok ülkede biyoyak�tlarla ilgili harmanlama zorunluluklar� uygulanmaktad�r.

8.4. Ülkemizde Biyoyak�t Sektörü Ülkemizdeki biyodizel ve biyoetanol çal��malar�n�n ba�lang�c� 2000’li y�llar�n ba�lar�na rastlamaktad�r. Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanl�� taraf�ndan yürütülen Biyoenerji Projesi ile yat�r�mc�lar 2000’li y�llar�n ba�lar�nda biyoenerji ile tan��m�� ve yat�r�mc�lar�n konuya ilgisi büyük olmu�tur. Bu çerçevede, k�sa sürede pek çok biyodizel tesisi kurulmu�, hatta baz� kimya fabrikalar� biyodizel tesislerine dönü�türülmü�tür. Geçti�imiz y�llarda Türkiye’de 56’s� lisansl� olmak üzere 200’den


fazla biyodizel tesisi kurulmu�tur. Kurulan biyodizel tesislerinin toplam kapasiteleri 1,5 milyon ton civar�nda olmakla birlikte yerli hammadde bulunmamas� nedeniyle pek çok tesisin kapand�� bilinmektedir. 14 Eylül 2011 verilerine göre EPDK’da kay�tl� 36 firma biyodizel üretim lisans�na sahiptir. Ancak yerli tar�m ürünlerinden aktif biyodizel üretimi yapan sadece bir firma (DB Tar�msal Enerji Sanayi Ve Ticaret A.�) bulunmaktad�r. �zmir’de faaliyet gösteren firma Eski�ehir’den Turhal’a, U�ak’tan Siirt’e kadar verimsiz tar�m arazilerinde yeti�tirilen aspir bitkisi ile biyodizel üretimini gerçekle�tirmektedir. Çevre Bakanl�� verilerinde 3 adet tesis at�k ya�dan biyodizel üretimi için izinli görünse de bunlardan sadece 1 tanesi EPDK’dan lisansl�d�r ve aktif üretim yapmaktad�r (Ezici Biyodizel). Çok yak�n bir gelecekte de firman�n biyodizel üretiminden vazgeçerek elektrik üretimi yapmay� planland�� bilinmektedir. Ülkemizde yerli hammadde ile üretilen biyodizelin motorinle harmanlanan %2’lik dilimi ÖTV’den muaft�r. 27.09.2011 tarihli Resmi Gazetede yay�mlanarak yürürlü�e giren EDK Karar� gere�ince piyasaya akaryak�t olarak arz edilen motorin türlerinin, yerli tar�m ürünlerinden üretilmi� biyodizel (ya� asidi metil esteri-YAME) içeri�inin 1 Ocak 2014 tarihi itibariyle en az yüzde 1, 1 Ocak 2015 tarihi itibariyle en az yüzde 2, 1 Ocak 2016 tarihi itibariyle en az yüzde 3 olmas� zorunlulu�u getirilmi�tir. Biyoetanol pazar�nda ise daha istikrarl� bir süreç i�lemi�tir. Biyodizele benzer �ekilde 2000’li y�llar�n ba��nda ba�layan biyoetanol ak�m� istikrarl� yap�lanma ile günümüze kadar gelse de bugüne kadar kullan�m zorunlulu�u olmamas� nedeniyle sektörde bir canl�l�k sa�lanamam��t�r. Ülkemizde, biyoetanol sektöründe mevcut durumda 3 üretim tesisi bulunmaktad�r. Bununla birlikte Eski�ehir �eker Fabrikas� Alkol Üretim Tesisinde de yak�t alkolü üretimine dönük yat�r�m yap�lm��t�r. Yasal düzenlemeleri Tütün ve Alkol Piyasas� Düzenleme Kurumu taraf�ndan yap�lmaktad�r. Türkiye’de kurulu biyoetanol üretim kapasitesi 149,5 milyon litredir. Bunun %56’l�k k�sm�, 84 milyon litre ile bir çiftçi kurulu�u olan Pankobirlik çat�s� alt�nda yer alan Konya �eker Tic. ve San. A.�.’ye aittir. Hammadde olarak �eker pancar� ve �eker prosesinin art�� olan melas kullan�lmaktad�r. Di�er 2 tesis Bursa (Kemalpa�a) ve Adana’da kurulu olup m�s�r ve bu�daydan üretim yap�lmaktad�r. Ülkemizin biyoetanol kurulu kapasitesi benzin tüketimimizin yakla��k %7’sini kar��lar durumdad�r. Ancak pazarda yer alan biyoetanol benzin tüketimimizin %1’inin çok alt�ndad�r. Ülkemizde sadece �eker pancar�na dayal� biyoetanol üretim potansiyeli 2–2,5 milyon ton civar�ndad�r. Bu de�er 2010 y�l� benzin tüketimimizin tümünü kar��lamaktad�r. Ülkemizde biyodizelde oldu�u gibi biyoetanolde de yerli hammadde ile üretilen biyoetanolün benzinle harmanlanan %2’lik dilimi ÖTV’den muaft�r. EPDK'dan yap�lan aç�klamaya göre, piyasaya akaryak�t olarak arz edilen benzin türlerine, 1 Ocak 2013 tarihinden itibaren yüzde 2, 1 Ocak 2014 tarihi itibariyle de en az yüzde 3 oran�nda yerli tar�m ürünlerinden üretilmi� yak�t etanolü (biyoetanol) ilave edilmesi zorunlu k�l�nm��t�r.


Di�er yandan G�da, Tar�m ve Hayvanc�l�k Bakanl��’na ba�l� olan Karadeniz Ara�t�rma Merkezi bünyesinde kurulmakta olan Enerji Tar�m� Ara�t�rma Merkezinin 2011 y�l�n�n sonunda hizmete girmesi beklenmektedir. Merkezin öncelikli çal��ma konular�ndan birisi ileri ku�ak biyoyak�t teknolojileri do�rultusunda olaca�� bildirilmektedir. Biyogaz konusunda ülkemizdeki profesyonel çal��malar 1980 y�l�nda Tar�m Bakanl�� bünyesinde ba�lam�� olmas�na ra�men, sürdürülememi�tir. Vizyon 2023’e göre, modern biyokütle alan�nda 2005 itibar�yla ba�lamas� planlanan çal��malar çerçevesinde, 2010 Y�l�’na kadar biyokütle gazla�t�rma ara�t�rmalar�n�n yap�lmas� ve pilot tesislerin kurulmas�, 2018 Y�l�’nda küçük (1-3 MW) ve orta (5-10 MW) ölçekli biyokütle gazla�t�ran kojenerasyon tesislerinin kurulmas� öngörülmü�tür. Yine Vizyon 2023’e göre, 2009 Y�l�’nda organik at�klar�n bertaraf edilmesi amac�yla evler için 20 m3 metan/ton organik madde kapasiteli anaerobik çürütme reaktörlerinin tasarlanmas�, 2012’de, gaz� �s� enerjisine dönü�türen reaktörlerin tasarlanmas�, 2014’te ise elde edilen gaz� elektrik enerjisine dönü�türen reaktörlerin tasarlanmas� öngörülmektedir. 2016 Y�l�’nda ise gaz�n temizlenerek hidrojen gaz� elde edilmesi ve 2018 Y�l�’ndan sonra biyokütleden de elde edilebilen hidrojen teknolojisinin ta��tlarda uygulanmas� beklenmektedir. Her ne kadar öngörüler ve hedefler konulsa da bir strateji çizilmedi�i ve eylem planlar� haz�rlanmad�� için 2012’ye ad�m att��m�z �u günlerde beklenen geli�meler kaydedilememi�tir. Bununla birlikte, geçti�imiz birkaç y�lda biyogaz sektörünün dünyadaki geli�imine paralel olarak ülkemizde de çal��malar yeniden ba�lam��t�r. Bu süre zarf�nda gündemde olan “Yenilenebilir Enerji Kaynaklar�n�n Elektrik Üretimi Amaçl� Kullan�m�na �li�kin Yasa 2011 y�l�n�n Ocak ay�nda yürürlü�e girmi�tir. Yasaya göre biyokütleden elde edilen elektrik 10 y�l süre ile 13,3 dolar centten al�m garantisine sahiptir. Bu de�er yat�r�mc�n�n beklentisinden az oldu�u için asl�nda patlama noktas�nda olan sektörde beklenen büyüme ne yaz�k ki gerçekle�ememi�tir. Bununla birlikte Haziran 2011 tarihinde resmile�en “Yenilenebilir Enerji Kaynaklar�ndan Elektrik Enerjisi Üreten Tesislerde Kullan�lan Aksam�n Yurt �çinde �malat� Hakk�nda Yönetmelik” gere�ince yerli kaynaklarla kurulan tesisler için 5 y�ll��na verilen te�vikler bir nebze olsun kurtar�c� olmu�tur. Ülkemizde biyogaz sektörü ba�ta Ankara, �stanbul, Bursa, Kayseri, Gaziantep, Samsun vb baz� �ehirlerimiz olmak üzere çöpten biyogaz üretimi, baz� sanayi tesisleri ve belediyelerin at�k su ve tesislerinden biyogaz üretimi, Orman ve Su ��leri Bakanl�� taraf�ndan Anadolu’nun farkl� yörelerinde yürütülen gazifikasyon demonstrasyon projeleri ve özel sektörde yürütülmekte olan say�lar� az da olsa nitelikli biyogaz projelerinden olu�maktad�r. 22,6 MW’l�k elektrik üretim kapasitesine sahip olan Ankara-Mamak çöplü�ünden elde edilen elektri�in yan� s�ra olu�an at�k �s� çöplük arazisinde kurulan seralarda kullan�lmaktad�r. Ayr�ca toplamda 2.000 m2’ye tamamlanacak havuzlarda verimli bir biyoyak�t hammaddesi olan algler (su yosunu) yeti�tirilmektedir. TÜB�TAK-MAM taraf�ndan �zmit Belediyesi ortakl�� ile kurulan,


küçük ve büyük ba� hayvan at�klar� ile park ve bahçe at�klar�ndan üretim yapan 330 kW’l�k biyogaz tesisi bu y�l hizmete al�nm��t�r. Ülkemizde 13 Ekim 2011 tarihi itibar� ile, EPDK’dan i�letme lisans� alan 23 adet biyokütle santral� bulunmaktad�r. Pek ço�unun i�letmede oldu�u bu santrallar�n toplam elektrik üretim kapasitesi yakla��k 131 MW’t�r. Bunlara ilaveten toplam 8,32 MW kapasiteli 3 tesise de lisans verilmesi uygun görülmü�tür. Di�er yandan hayvan varl��m�z sürekli azalmas�na ra�men TU�K, FAO ve Tar�m Bakanl�� verilerine göre 2010 y�l�nda 11,4 milyon büyükba�, 29,2 milyon küçükba� ve 238 milyon kümes hayvan� varl��m�z bulunmaktad�r. Literatür verilerine göre 1 büyükba� hayvan y�lda 3,6 ton, bir küçük ba� hayvan 0,7 ton, 1 kümes hayvan� 0,022 ton ya� gübre üretmekte ve 1 ton s��r gübresi 33 m3, 1 ton koyun gübresi 58 m3, 1 ton kümes hayvan� gübresi 78 m3 biyogaz olu�turmaktad�r. Basit hesapla ülkemiz y�ll�k hayvan d��k�s� biyogaz teorik potansiyelinin büyüklü�ü tahminen kümes hayvanlar�: 401,5 milyon m3, küçükba� hayvanlar: 852,6 milyon m3, büyükba� hayvanlar 1354,2 milyon m3 2608 milyon m3 gaz üretilebilir. Ülkemizde k�rsal kesimde ilkel beslenen küçükba� ve büyükba� hayvan say�s� y�ldan y�la azal�rken çiftliklerde çok hayvanl� besi hayvanc�l�� h�zl� bir art�� göstermektedir. Ayn� �ekilde çok say�l� kümes hayvan�n�n bir arada beslendi�i tavuk çiftlikleri de h�zla artmaktad�r. Bu durum ise hayvan at�klar�ndan daha büyük tesislerde biyogaz üretimini daha ekonomik hale getirecektir. Türkiye’nin biyogaz potansiyeli 1400-2000 Btep/y�l oldu�u tahmin edilmektedir. 8.5. Sonuç Biyokütle, di�er yenilenebilir enerji kaynaklar�ndan farkl� olarak hem elektrik hem yak�t üreten ve k�rsal kesimde ciddi anlamda sosyo ekonomik katk� yaratan bir kaynakt�r. Pek çok geli�mi� ve geli�mekte olan ülkenin enerji politikalar�nda geni� yer edinmi�tir. Ülkemizde ise çok büyük potansiyeline ra�men biyokütle enerjisine gereken önem henüz verilmemektedir. Bununla birlikte 2011 y�l�nda yap�lan düzenlemeler sektörde memnuniyetle kar��lanm��t�r. Her ne kadar biyokütleden üretilen elektrik 10 y�l süreyle 13,3 dolar cent’ten al�m garantisine sahip ise de bu de�er, (her ne kadar kullan�lan hammaddeye ba�l� olarak de�i�se de) bugünkü ko�ullarda ba�a ba� noktas�na denk gelmektedir. Bununla birlikte yerli katk� pay� ile baz� projeler ekonomik olmaktad�r. Di�er yandan 2013 ve 2014 y�llar�nda kademeli olarak ba�lanacak biyoetanol ve biyodizel kullan�m zorunluluklar� biyokütle sektörünü canland�racakt�r. Ancak g�da-yem ve biyoyak�t hammaddesi dengesi kurularak planl� bir enerji tar�m�yla bu süreç tamamlanmal�d�r.


Ayr�ca Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanl�� taraf�ndan di�er bakanl�klar�n, kurum ve kurulu�lar�n da i�birli�i ile Biyokütle Strateji Belgesi olu�turulmal�, orta ve uzun vade için biyoyak�t üretim ve kullan�m hedefleri belirlenmeli, hedeflere ula��lmas� için eylem planlar� haz�rlanmal�, teknoloji platformlar� kurulmal�, hammadde üreticisinden, biyoyak�t kullan�c�s�na kadar sektördeki aktörler için uygun destekleme politikalar� belirlenmeli ve sektör için bir izleme mekanizmas� olu�turulmal�d�r. �zleme çal��malar�n�n sonuçlar�na göre strateji ve eylem planlar� belli aral�klarla revize edilmelidir. Türkiye sahibi oldu�u zengin biyokütle kaynaklar�n�, “enerji arz güvenli�inin sigortas�, k�rsal kesimin refah�” vizyonu ile de�erlendirmelidir. Kaynaklar

1. AR, Biyoyak�tlar ve Sorunlar�, VI. Yeni Ve Yenilenebilir Enerji Kaynaklar�

Sempozyumu, Kayseri, 21-22 Ekim 2011. 2. AR, F.F. (Editör), “Biyoyak�tlar”, Grup Çal��mas�, Dünya Enerji Konseyi Türk

Milli Komitesi Yay�n�, Yay�n no: 0016/2010, ISBN: 978-605-89548-5-4, Poyraz Ofset, Ankara, 2010.

3. Do�an, M., Ülkemizin Biyoenerji Potansiyeli ve Ekonomik De�erlendirilmesi Üzerine, Biyokütle Çal��tay�, Bursa, 7-8 Ekim 2011.

4. Renewable Fuel Association, 2011 5. World Sugar Statistics, F.O.LICHT, 2011 6. www.epdk.org.tr; 2011 �

�

9. BİYOKÜTLE’DEN ENERJİ ÜRETİMİ


9. B�YOKÜTLE’DEN ENERJ� ÜRET�M� 9.1. Giri� Tar�m at�klar�, orman at�klar�, hayvansal at�klar, enerji bitkileri ve benzerleri olarak adland�r�lan biyokütle kaynaklar�n�n oldukça geni� kullan�m� vard�r. Bu at�klar hayvansal gübre, ormanc�l�k ve orman endüstrisinden a�aç at�klar�, g�da ve ka��t endüstrisi kal�nt�lar�, belediyelerin ye�il kal�nt�lar�, kanalizasyon çamuru, y�ll�k k�sa rotasyonlu a�açl�klar (okaliptüs, kavak, sö�üt), çay�r, �eker bitkileri (�eker kam��, pancar, süpürge dar�s�), ni�asta mahsülleri (m�s�r, bu�day) ve ya�l� mahsüller (soya, ayçiçe�i, ya� �algam�, palmiye ya��) olarak s�n�flanabilir. Biyokütle tabanl� bu malzemeler, hem do�rudan biyokütle, hem de biyoyak�t olarak enerji üretimi amaçl� kullan�lmaktad�r. Ülkemizde 6831 say�l� Orman Kanunu’nun 34. ve 37. Maddeleri uyar�nca orman art�klar� kullan�labilir. Bu at�klardan enerji üretimi amac� için faydalan�lmal�d�r. A�aç ve di�er tar�msal kal�nt�lar, endüstride buhar ve elektrik üretmek üzere kojenerasyon santral� (CHP: Combine Heat Power) yak�t� (ya da e� yak�t�) olarak yak�lmakta ve ayr�ca mesken ve ticari bina �s�tmas� amac�yla da kullan�lmaktad�r. Küçük ölçekli gazla�t�rma tesisleri da��n�k küçük yerle�im yerleri ve küçük güç santralleri için ideal bir seçenektir. Elektrik üretimi ve �s� geri kazanma kombine tesisleri, dünyada say�s�z uygulamalarla s�rad�� bir öneme sahiptir. Gazla�t�rma, kat� yak�t�n enerji bile�enini gaz motoru veya gaz turbini ile direk olarak enerjiye çevrilmesini kapsayan bir yöntem sunmaktad�r. Gazla�t�rma teknolojisi kombine �s� güç sistemleri (CHP) üretim tesislerinde de ve entegre gazla�t�r�c�l� kombine çevrim (IGCC) santrallerinde kullan�labilir. Esnek çal��ma özelli�ine sahip olan gazla�t�rma tesisleri, k�smi oksijen ortam�nda yap�lan gazla�t�rma ile çevreye uygun ve emisyon de�erleri ile uyumlu özelliklere sahiptir. Türkiye’de, çam ve me�e at�klar�n�n, bu�day, arpa, m�s�r ve pamuk ürünlerinin at�klar�n�n ve di�er biyokütle kaynaklar�n�n y�ll�k toplam enerji de�erinin yakla��k 10.000 MWe civar�nda oldu�u tahmin edilmektedir. Bu denli büyük bir potansiyelin ve özellikle yerli kayna��n bölge ve ülkemiz ekonomisine vakit kaybetmeden kat�lmas� tar�msal at�ktan enerji üretim tesislerinin bölgede yayg�n olarak uygulanmas�n�n mümkün ve kaç�n�lmaz oldu�u ortaya ç�kmaktad�r. Orman ve tar�msal at�k enerji üretim tesislerinin bölgede yayg�n olarak geli�tirilmelerinin bölgeye sa�layaca�� faydalar çok yönlüdür. Bitkisel organik maddelerdenn olu�an biyokütlenin yak�lmas� sonucu ortaya ç�kan CO2 daha önce bu maddelerin olu�mas� s�ras�nda atmosfere oksijen vermesi nedeniyle, biyokütleden enerji elde edilmesi süreci CO2 sal�n�m� aç�s�ndan avantajl� olacakt�r. Organik madde içeren art�klar�n de�erlendirilmesi, çevre kirlili�i ve temiz enerji üretimi bak�m�ndan önem ta��maktad�r. Bu amaçla özellikte geli�mekte olan ülkelerde kullan�m� en yayg�n olan kaynak biyokütledir. Dünya enerji tüketiminin yakla��k %15’i, geli�mekte olan ülkelerde ise enerji tüketiminin yakla��k %43’ü biyokütleden sa�lanmaktad�r (Ba�çetinçelik ve ark. 2003, 2005). Biyokütle; her yerde yeti�tirebilmesi, çevre korunmas�na katk�s�, elektrik üretimi, kimyasal madde ve özellikle ta��tlar için yak�t olabilmesi nedeni ile stratejik bir enerji kayna�� olarak kabul edilmektedir. Biyolojik kökenli yak�tlardan enerji üretimi için en etkin yöntemlerden birisi, kombine �s� ve


güç üretimidir. Kombine �s� ve güç üretiminden, endüstriyel uygulamalar için i�lem �s�s� ve buhar üretimi amac�yla da yararlan�labilir. Endüstri sektöründe kurutma gibi birçok i�lem için �s� üretimine gereksinim vard�r. Bu gereksinim, bölgesel �s�tma sistemi olmaks�z�n kombine �s� ve güç üretimi ile kar��lanabilir. Ayr�ca küçük ölçekli kombine �s� ve güç tesislerinden elde edilen �s� enerjisi, kamusal ve endüstriyel binalar�n �s�t�lmas�nda kullan�labilir (Ba�çetinçelik ve ark. 2003; Tolay, 2007, 2010). Biyokütle kaynaklar�, pellet yap�m�, yakma, gazla�t�rma gibi teknolojilerle enerji üretiminde elektrik ve �s� üretim amaçl� kullan�labilir. Orman ve tar�m at�klar� çevreye zarar vermeden ve yakmadan bertaraf etmenin en optimum ve ekonomik yolu gazla�t�rma i�lemidir. Gazla�t�rma özellikle kömür, biyokütle ve kat� at�klar�n kontrollü hava ile kat� halden gaz haline dönü�türme i�lemidir. Yakmaya göre gazla�t�rma i�leminin enerji verimlili�ini daha yüksek ve karbondioksit (CO2) emisyonu daha dü�üktür. 9.2. Türkiye’de Odunsu Biyokütle Odun mükemmel bir biyokütle kayna��d�r. Odun do�rudan yak�larak kullan�labildi�i gibi çe�itli i�lemler sonucunda pelet, briket haline getirilerek de konutlarda ve i� yerlerinde �s�tma amac�yla kullan�labilmektedir. Odun tek ba��na ya da kömür ve di�er biyokütle yak�tlar�yla birlikte kalorifer kazanlar�nda, elektrik santrallerinde ve gazla�t�rma kazanlar�nda yak�t olarak kullan�labilir. Modern teknolojiler odundan daha fazla enerji almam�z� mümkün k�lmaktad�r. Gelece�in teknolojileri ise odun art�klar�n�n i�lenerek içten yanmal� motorlarda, yak�t hücrelerinde ya da do�algaz tesislerinde kullan�lmak üzere yapay gaz üretilmesine olanak sa�lamaktad�r. En nihayetinde daha geli�mi� yak�t üretim teknolojileriyle, odunda bulunan selülozik maddelerden biyobenzin, biyomotorin gibi çe�itli s�v� yak�tlar üretilebilmektedir. Türkiye’de henüz odunsu biyokütleden ticari olarak elektrik enerjisi ya da �s� enerjisi sa�layan güç üretme tesisi olmamakla birlikte bu konuda deneme çal��malar� devam etmektedir. Çaycuma’da faaliyet gösteren OYKA ka��t fabrikas�, tesisin elektrik ihtiyac�n� kar��laka üzere 10 MW’lik güç üreten bir buhar türbini sistemi yapt�rm��t�r. Sistem yak�t olarak ka��t hamuru yap�m�nda de�erlendirilemeyen odun tala��n� kullanacakt�r.

Tablo 9.1. Türkiye’de Y�llar �tibariyle Odun Üretimi ODUN

ÜRET�M� YAKACAK ODUN

ÜRET�M� ENDÜSTR�YEL ODUN

ÜRET�M� TOPLAM ODUN

ÜRET�M�

YILLAR m3 m3 m3 1925-1937 11.600.000 6.440.000 18.040.0001938-1949 38.133.702 6.601.263 44.734.9651950-1962 103.951.626 19.550.732 123.502.3581963-1973 127.198.000 46.185.000 173.383.0001974-1984 44.539.000 25.558.000 70.097.0001985-1990 38.590.000 75.960.000 114.550.0001991-1995 25.706.000 34.978.000 60.684.0001996-2000 22.635.000 35.882.000 58.517.0002001-2006 30.000.000 49.670.000 79.670.000


Odunsu biyokütleden elektrik ve �s� üreten termik santraller konusunda gerek devletin gerekse özel sektörün çal��malar� yetersizdir. Endüstriyel orman ürünleri sektöründe faaliyet gösteren fabrikalar, güç üretme merkezlerinin odunsu biyokütle yakmaya uygun olmamas�, çevre yönetmeliklerine uygun baca gaz� de�erlerini sa�layamamalar�, yeterince odunsu biyokütle temin edememeleri, odunsu biyokütlenin ta��nmas�ndaki zorluklar gibi nedenlerle elektrik enerjisi �htiyaçlar�n�n ço�unu do�algazla çal��an çevrim santrallerinden kar��lamaktad�r. Bu tür fabrikalarda odunsu biyokütleden sadece �s� enerjisi üretiminde faydalan�lmaktad�r. Tablo 9.1’de Türkiye’de y�llar itibariyle odun üretimi gösterilmi�tir. Ülkemizde 6831 say�l� Orman Kanunu’nun 34. ve 37. Maddeleri uyar�nca orman art�klar� çe�itli amaçlar için kullan�labilir. Bu at�klardan enerji üretimi amac� ile mutlaka faydalan�lmal�d�r. Son y�llardaki biyokütle çal��malar�n�n büyük bölümü, orman yang�nlar�n� önleme ve orman i�letme faaliyetlerinin artmas� nedeniyle orman art�klar� üzerinde yo�unla�m��t�r. Orman Bölge Müdürlüklerinin faaliyetleri aras�nda ormanlarda biriken tehlikeli yak�tlar�n ormandan uzakla�t�r�lmas�, diri örtü temizli�i ve orman bak�m çal��malar� önemli bir yer tutmaktad�r. Orman ��letmeleri, yang�n tehlikesi olu�turan orman içi art�klar� daha çevreci yakla��mlarla, de�i�ik �ekilde de�erlendirebilir. Orman ��letmeleri aç�s�ndan en iyi çözüm orman art�klar� için bir pazar�n yarat�lmas�d�r. Dü�ünülen pazar, orman ��letmelerinin, ormanc�l�k faaliyetleri yat�r�m programlar�nda ihtiyaç duyulan geni�lemeyi kar��layabilecek kadar gelir getirmelidir. Ormanlar�m�zda bir biyokütle projesini desteklemek için gerekli olandan çok daha fazla miktarda orman art�� bulunmaktad�r. Bununla birlikte orman içi art�klar�n�n temininin de�i�ken olmas�, toplama, ta��ma ve depolama maliyetleri gibi bir tak�m güçlükler orman içi art�klar�n�n yak�t olarak kullan�lmas� konusunda yap�lmas� gereken çal��malar� geciktirmektedir. Orman art�� teminindeki de�i�meler ormanc�l�k faaliyetlerinin dönemsel yap�s�ndan, orman endüstrisi sektöründeki e�ilimlerden ve ormanc�l�k faaliyetleri için ayr�lan bütçe ödeneklerinin de�i�mesinden kaynaklanmaktad�r. Türkiye’deki orman endüstrisi son y�llarda yükselme e�iliminde olup sektörün talebini kar��layabilmek amac�yla endüstriyel odun üretimi son 4 y�lda %35 art�r�lm��t�r. Endüstriyel odun üretimi 10 milyon m3 yakacak odun üretimi ise 4 milyon m3 olmu�tur. Ormanda hasat sonras� kesilen a�açlar�n yakla��k %50’si endüstriyel ürün olarak de�erlendirilemeyen k�s�mlardan olu�turmaktad�r. Buna göre y�ll�k 10 milyon m3 olan tomruk üretiminden yakla��k 5 milyon m3 orman art�� elde edilebilir. Bu art��n bir k�sm� toprak zenginle�tirme amac�yla ormanda b�rak�lmaktad�r. Ormanlar�m�zda, Orman Genel Müdürlü�ü’nün yakacak odun üretimi d��nda ormanlar�n iyile�tirilmesi, bak�m� ve hasat sonucu olu�an üretim art�klar�, orman yang�nlar� aç�s�ndan tehlike olu�turan odunsu materyaller, bozuk baltal�k ormanlar�n belli bir ölçüde iyile�tirilerek verimli hale dönü�türülmesiyle elde edilecek emvâl; k�rsal kesimde yakacak olarak de�erlendirilen odunlar ve özellikle Karadeniz Bölgesinde yayg�n olan �üceyrat odun olmak üzere, y�ll�k kabaca 8 milyon tonluk bir odunsu biyokütle potansiyeli oldu�u tahmin edilmektedir. Yakla��k 2 MTep enerji de�erine kar��l�k gelen orman art�klar�ndan sa�lanan odunsu biyokütle potansiyelimizin, Türkiye’nin toplam enerji tüketiminin kabaca %2 sini kar��lamaya


yetecek kapasitede oldu�unu söylenebilir. 9.3. Türkiye’de Tar�msal Biyokütle Potansiyeli Türkiye'de de�erlendirilemeyen birçok tar�m at�� bulunmaktad�r. Bunun ba�l�ca nedenleri aras�nda, da��n�k �ekilde bulunan bu at�klar�n ta��ma ve i�çilik maliyetleri gelmektedir. Tar�msal at�klar 3 grupta incelenebilir: 1. Bitkisel üretim sonucunda arta kalan at�klar 2. Hayvansal üretim sonucunda arta kalan at�klar 3. Tar�m ürünlerinin i�lenmesi sonucunda ç��a ç�kan at�klar Türkiye’nin toplam tar�msal alan� yakla��k 26 350 milyon hektard�r. Bunun %38.4’ü ekili alan, %44.1’i orman, %10.4’ü nadas alan�, %7.1 meyve ve sebze ekili aland�r. Tah�llar, ya�l� tohumlar ve yumrulu ürünler Türkiye’de en yayg�n ürünlerdir. Türkiye’de y�ll�k toplam tar�msal at�k miktar� yakla��k olarak 50-65 milyon tondur. At�klar tar�msal üretimden sonra tarlada b�rak�l�r. Tah�l saman� çe�itli amaçlar için kullan�l�r. Örne�in hayvan yemi ve hayvan altl�� olarak kullan�l�r. Endüstriyel tar�msal ürünlerin üretiminden kalan ba�l�ca at�klar tarlaya b�rak�l�r. Bunlar; pamuk sap�, m�s�r sap�, ayçiçe�i sap�, saman ve tütün sap� vb at�klard�r. Türkiye’deki tarla ürünlerinin y�ll�k toplam üretimi ve at�k miktarlar� Tablo 9.2.’de verilmi�tir. Toplam �s�l de�eri yakla��k olarak 228 PJ’dur. Toplam �s�l de�er içerisinde pay� en fazla olan temel ürünler s�ras�yla m�s�r %33.4, bu�day %27.6 ve pamuk %18.1’dir. Türkiye’de Tar�msal Biyokütle Potansiyelinin Bölgesel Da��l�m� Türkiye’de tarla bitkileri y�ll�k at�k miktar�n�n toplam �s�l de�eri yakla��k olarak 228 PJ’dür. Bunun içinde en büyük pay� %33.4 ile m�s�r, %27.6 ile bu�day ve %18.1 ile pamuk almaktad�r. Bahçe bitkileri y�ll�k at�klar�n�n toplam �s�l de�eri yakla��k 75 PJ’dür. Bunlar içerisinde ise en büyük pay� %55.8 ile f�nd�k ve %25.9 ile zeytin almaktad�r. Türkiye’de tarla bitkileri at�klar�n�n �s�l de�erlerinin bölgelere göre da��l�m� s�ras�yla; Akdeniz %24.8, Marmara %18, Güneydo�u Anadolu %16.3, �ç Anadolu %13.7, Karadeniz %13, Ege %10.6 ve Do�u Anadolu %3.6’d�r. Bahçe bitkileri at�klar�n�n �s�l de�erlerinin bölgeler göre da��l�m� ise s�ras�yla; Karadeniz %48.2, Ege %20.4, Marmara %12.7, Akdeniz %10.8, Güneydo�u Anadolu %5.3, �ç Anadolu %1.34 ve Do�u Anadolu %1.25’dir. Türkiye’de inek, koyun ve kümes hayvanlar� at�klar�n�n �s�l de�erleri s�ras�yla yakla��k 47.8, 3.6, ve 8.7 milyon GJ/y�l olarak bulunmu�tur. Hayvansal at�klar�n toplam �s�l de�erlerinin bölgelere göre da��l�m� s�ras�yla; Karadeniz %23.8, Akdeniz %19.1, Ege %15.6, Marmara %12.4, Güneydo�u Anadolu %12.2, �ç Anadolu %11.4 ve Do�u Anadolu %5.5’dir. Akdeniz bölgesinde tarla ürünleri at�klar�n�n toplam �s�l de�eri yakla��k 57 PJ’dür. Bu toplamda en büyük pay� %63.9 ile m�s�r, %19.5 ile pamuk ve %12.5 ile bu�day almaktad�r. Akdeniz bölgesinde bahçe bitkileri at�klar�n�n toplam �s�l de�eri ise 8 PJ’dür. Bu grupta ise toplam �s�l de�er içerisinde en büyük pay� %61 ile turunçgiller ve %30.8 ile zeytin almaktad�r. Bölgedeki inek, koyun ve kümes hayvanlar�n�n y�ll�k at�k miktarlar� 8.5, 1.52 ve 0.86 milyon tondur. Bölgede inek, koyun ve kümes hayvanlar� at�klar�n�n �s�l de�erleri s�ras�yla 3.32, 0.23 ve 0.96 milyon GJ/y�l olarak belirlenmi�tir.


Ege bölgesinde tarla ürünleri at�klar�n�n toplam �s�l de�eri yakla��k 24.2 PJ’dür. Bunun içinde en büyük pay� %29.2 ile pamuk, %25.4 ile bu�day ve %20.4 ile m�s�r almaktad�r. Ege bölgesinde bahçe bitkileri at�klar�n�n toplam �s�l de�eri ise 15.3 PJ’dür. Bahçe bitkileri at�klar� içinde en büyük pay� %86.5 ile zeytin ve %7.6 ile turunçgiller almaktad�r. Bölgedeki inek, koyun ve kümes hayvanlar�n�n y�ll�k at�k miktarlar� 12.6, 2.38 ve 0.84 milyon tondur. Ege bölgesinde hayvan at�klar�n�n toplam �s�l de�erleri s�ras�yla yakla��k olarak 4.74, 0.35 ve 0.95 milyon GJ/y�l olarak belirlenmi�tir (Ba�çetinçelik vça, 2003).

Tablo 9.2. Türkiye’deki Toplam Tarla Ürünleri Üretimi ve At�k Miktarlar�

Kaynak: (Ba�çetinçelik vça, 2003).

Marmara bölgesinde tarla ürünleri at�klar�n�n toplam �s�l de�eri yakla��k 41 PJ’dür. Bunun içinde en büyük pay� %36.7 ile m�s�r, %36.5 ile ayçiçe�i ve %18.2 ile bu�day almaktad�r. Marmara bölgesinde bahçe bitkileri at�klar�n�n toplam �s�l de�eri ise 9.5 PJ’dür. Bunlar içerisinde ise en büyük pay� %65 ile f�nd�k ve %28.5 ile zeytin almaktad�r. Marmara bölgesindeki inek, koyun ve kümes hayvanlar� at�klar�n�n y�ll�k toplam �s�l de�erleri s�ras�yla yakla��k olarak 4.01, 0.27 ve 1.89 milyon GJ/y�l de�erindedir. �ç Anadolu bölgesindeki tarla ürünleri at�klar�n�n toplam �s�l de�eri yakla��k 31.3 PJ’dür. Bunun içinde en büyük pay� %58.5 ile bu�day, %32.1 ile arpa ve %5.2 ile ayçiçe�i almaktad�r. �ç Anadolu bölgesinin bahçe bitkileri at�klar�n�n toplam �s�l de�eri yakla��k 1 PJ’dür. Bunlar içerisinde ise en büyük pay� %47.7 ile kays� ve %20.6 ile ceviz almaktad�r. �ç Anadolu Bölgesindeki inek, koyun ve kümes hayvanlar� at�klar�n�n y�ll�k toplam �s�l de�erleri s�ras�yla yakla��k olarak 6.85, 0.77 ve 1.23 milyon GJ/y�l de�erindedir. Do�u Anadolu bölgesinde tarla ürünleri at�klar�n�n toplam �s�l de�eri yakla��k 8.2 PJ’dür. Bunun içinde en büyük pay� %68.6 ile bu�day, %24.8 ile arpa ve %2.1 ile tütün almaktad�r. Do�u Anadolu bölgesinde bahçe bitkileri at�klar�n�n toplam �s�l de�eri yakla��k 0.94 PJ’dür. En büyük pay� %61.3 ile kay�s� ve


%28 ile ceviz almaktad�r. Do�u Anadolu Bölgesindeki inek, koyun ve kümes hayvanlar� at�klar�n�n y�ll�k toplam �s�l de�erlerinin s�ras�yla 9.21, 1.25 ve 0.46 milyon GJ/y�l de�erindedir. Güneydo�u Anadolu bölgesindeki tarla ürünleri at�klar�n�n toplam �s�l de�eri yakla��k 37.1 PJ’dür. Bunun içinde en büyük pay� %49.5 ile pamuk, %28.3 ile bu�day ve %13.3 ile arpa almaktad�r. Güneydo�u Anadolu bölgesindeki bahçe bitkileri at�klar�n�n toplam �s�l de�eri yakla��k 4 PJ’dür. En büyük pay� %72.9 ile antepf�st�� ve %28 ile zeytin almaktad�r. Güneydo�u Anadolu Bölgesindeki inek, koyun ve kümes hayvanlar� at�klar�n�n y�ll�k toplam �s�l de�erleri s�ras�yla yakla��k olarak 2.47, 0.48 ve 0.17 milyon GJ/y�l de�erindedir. Karadeniz bölgesinde tarla ürünleri at�klar�n�n toplam �s�l de�eri yakla��k 29.6 PJ’dür. Bunun içinde en büyük pay� %56.9 ile m�s�r, %26.5 ile bu�day ve %7 ile arpa almaktad�r. Karadeniz bölgesinde bahçe bitkileri at�klar�n�n toplam �s�l de�eri yakla��k 36.1 PJ’dür. Bunlar içerisinde ise en büyük pay� %98.3 ile f�nd�k ve %1.2 ile ceviz almaktad�r. Karadeniz bölgesindeki inek, koyun ve kümes hayvanlar� at�klar�n�n y�ll�k toplam �s�l de�erleri s�ras�yla yakla��k olarak 17.22, 0.27 ve 3.02 milyon GJ/y�l de�erindedir (Ba�çetinçelik vça, 2003). Kaynaklar

1. Bascetincelik A. Ozturk, H.H., Karaca, C., Kacira M., Ekinci K., 2003, “Exploitation of Agricultural Residues in Turkey”, LIFE-03.TCY/TR/000061.

2. Gärtner, S. , 2008, “Final Report on Technical Data, Costs and Life Cycle Inventories of Biomass CHP Plants”, IFEU, IER-RS 1a D13.2, New Energy Externalities Developments for Sustainability; Project no: 502687, 9 April 2008.

3. Güler, C., Akgül, M., 2001, "Enerji Üretiminde Tar�msal Art�klar�n De�erlendirilmesi", Yenilenebilir Enerji Kaynaklar� Sempozyumu Bildiriler Kitab�, TMMOB Yay�n No: E/2001/275, s. 265-272, Kayseri.

4. International Energy Agency. (2007). Bioenergy Project Development and Biomass Supply. IEA. Paris: Head of Publications Service.

5. International Energy Agency. (2006). Renewable Energy. Paris: Actis. 6. Orman Genel Müdürlü�ü Rapor ve Yay�nlar�, 1991, 1992, 1996, 1998, 2005,

2007 7. Orman Genel Müdürlü�ü, ‘Türkiye’de Odunsu Biyokütle’den Temiz Enerji

Üretimi’, �ubat 2009, Ankara. 8. Öztürk, M., ‘Hayvan Gübresinden Biyogaz Üretimi’, T.C. Çevre ve Orman

Bakanl�� Müste�arl��, 2005, Ankara., 9. Öztürk,�., Çiftçi, T., Tolay,M., "Application of Anaerobic Waste Treatment

Technology to Food Industry Effluents", 5. International Congress of Food Industries, 23-28. April.1995, Ku�adas�, �zmir.

10. Türkiye �statistik Kurumu (TÜ�K), 2010, Bitkisel Üretim �statistikleri 2009. www.tüik.gov.tr.


11. Tolay, M., 2007, “An Agricultural and Forest Waste’s Recycling Methods: Gasification of Solid Waste’, Recycling Magazine , Issue 3, July 2007, Istanbul. (in Turkish).

12. US-EPA, 2007, “Biomass Combined Heat and Power Catalog Technologies”, USAEPA CHP, Sept. 2007, USA, www.epa.org/chp.

13. www.cevreorman.gov.tr 14. www.enerji.gov.tr 15. www.agrowaste-tr.org 16. www.prmenergy.com 17. -www.aev-biogas.de

10. ENERJİ VE ÇEVRE


10. ENERJ� VE ÇEVRE 10.1. Enerji-Çevre Etkile�imi ve Çevre Bilincinin Geli�imi Ülkelerin kalk�nmas�nda ve sanayile�mesinde önemli ve vazgeçilemez bir faktör olan enerji ayn� zamanda çevresel riskler ve sorunlar yaratmaktad�r. Bu nedenle, enerjiye ili�kin faaliyetlerin olu�turdu�u olumsuz etkilerin en aza indirilmesi için gerekli önlemlerin al�nmas� ve çevre yat�r�mlar�n�n yap�lmas� önem kazanmaktad�r. Enerji faaliyetlerinde çevrenin korunmas� konusunda en önemli husus sürdürülebilir kalk�nman�n sa�lanmas�d�r. Sürdürülebilir kalk�nma ile kaynaklar tüketilmeden, çevreye zarar vermeden, toplumlar�n, ülkelerin kalk�nma ve sanayile�me süreçlerinin devam�n�n sa�lanmas� ve gelecek nesillere ya�anabilir bir dünyan�n miras olarak b�rak�lmas� hedeflenmektedir. Böylece, sürdürülebilir kalk�nman�n üç ana unsuru olan ekonomi, enerji ve çevre aras�nda bir denge sa�lanabilmektedir. Dünyada çevresel konular�n öneminin anla��lmas� oldukça uzun bir süreç alm��t�r. �ngiltere’de ba�layarak daha sonra tüm Avrupa’ya yay�lan sanayi devrimi (18. ve 19. YY) süreci içinde kömürün kullan�lmaya ba�lanmas� ve özellikle de buharl� makinalar�n geli�mesi ile hava kirlili�inin ilk belirtileri de ba� göstermi�tir. Buna kar��l�k, çevre bilincine var�lmas�, önlemlerin ve çözümlerin ara�t�r�lmas� uzun bir süre alm�� ve ancak 20. yüzy�l�n sonlar�na do�ru çevre konular�na önem verilerek çal��malara ba�lanm�� ve ilk ad�mlar at�lm��t�r. Bu ilk çal��malar yerel ve bölgesel düzeyde kalm��, ama daha sonra çevre kirlili�inin s�n�rlar ötesine ta��nabilen karaktere sahip olmas� nedeniyle, uluslararas� boyutta i�birli�i yap�lmas�n�n gerekli oldu�u görülmü�tür. Çevrenin korunmas�na yönelik uluslararas� çabalarda Birle�mi� Milletler (BM) öncü olmu�tur. Bu konuya ili�kin olarak, ilk önemli zirve olan “Dünya �nsan Çevresi Konferans�” BM taraf�ndan 1972 y�l�nda, Stockholm’de düzenlenmi�tir. Söz konusu konferansta çevre dünya gündeminde yerini alm�� olup, çevre sorunlar� tan�mlanm��, çevre yönetimi için ilkeler getirilmi�, çevre ile uyumlu ekonomik kalk�nma konusu tart��lm��t�r. Böylece, çevre konusunda ilk somut ad�m at�lm��t�r. 1979 y�l�nda, Birle�mi� Milletler taraf�ndan düzenlenen “Uzun Menzilli Hava Kirlili�inin S�n�rlar Ötesine Ta��nmas�” konusunda uluslararas� Sözle�me Türkiye dahil olmak üzere birçok ülke taraf�ndan imzalanm��t�r. Daha sonra da bu Sözle�me çerçevesinde protokoller olu�turulmu� ve Sözle�me hava kirlili�i konusunda bir mevzuat olu�mas�na vesile olmu�tur. �klim de�i�ikli�i ile ilgili çabalar ise 1979 ve 1990 y�llar�nda düzenlenen Dünya �klim Konferanslar� ile ba�lam��t�r. 1972 y�l�nda düzenlenen Stockholm Sözle�mesi sonras�nda, uzun bir aradan sonra, 1992 y�l�nda, Rio de Janeiro’da, “Birle�mi� Milletler Çevre ve Kalk�nma Konferans� (United Nations Conference on Environment and Development - UNCED)” düzenlenmi�tir. �nsan ve çevrenin ön plana ç�kar�ld�� ve baz� ilkelerin belirlendi�i bu konferansta, ilk defa “Sürdürülebilir kalk�nma” kavram� ortaya at�lm��t�r. �klim De�i�ikli�i Çerçeve Sözle�mesi de bu Konferansta imzaya aç�lm��t�r. Rio Konferans�


sonras�nda, Rio+10 olarak da tan�mlanan ve BM taraf�ndan düzenlenen Johannesburg Dünya Sürdürülebilir Kalk�nma Zirvesi di�er önemli bir Zirvedir. Birle�mi� Milletler bu süreç içinde çevre konusunda birçok önemli uluslararas� sözle�me, protokol vb. düzenlemeleri de haz�rlayarak yürürlü�e girmesi sa�lanm��t�r. Bu düzenlemelerden baz�lar� a�a��da verilmektedir. � Uzun Menzilli Hava Kirlili�inin S�n�rlar Ötesine Ta��nmas� Sözle�mesi � Akdeniz’in Kirlili�e Kar�� Korunmas� (Barselona) Sözle�mesi � Karadeniz’in Kirlili�e Kar�� Korunmas� (Bükre�) Sözle�mesi � Tehlikeli At�klar�n S�n�r Ötesi Ta��n�m�n�n ve Bertaraf�n�n Kontrolüne �li�kin Basel

Sözle�mesi � Ozon Tabakas�n�n Korunmas�na �li�kin Sözle�me (Viyana Sözle�mesi) � BM �klim De�i�ikli�i Çerçeve Sözle�mesi � Kyoto Protokolü Birle�mi� Milletler taraf�ndan yürütülen bu önemli çal��malar�n uygulanmas�nda Avrupa Birli�i-AB (eski ad�yla Avrupa Toplulu�u-AT) liderlik etmi�tir. Çevre konusuna ili�kin olarak pe� pe�e, belli periyotlarla, eylem planlar� haz�rlam�� ve kapsaml� bir çevre mevzuat�n�n olu�mas�na önayak olmu�tur. Ayr�ca, bu çal��malarla, çevresel hususlar�n ve sürdürülebilir kalk�nman�n enerji politikalar�na entegrasyonunun sa�lanmas� için "enerji arz� güvenli�i", "rekabetin sa�lanmas�" ve "çevrenin korunmas�" enerji politikalar�n�n üç ana hedefi olarak belirlenmi�tir. Çevre’nin Türkiye’nin gündemine girmesi Birle�mi� Milletler’in 1972 Stockholm Konferans� süreci kapsam�nda, di�er dünya ülkeleri ve Avrupa Toplulu�u (AT) ile e� zamanl� olmu�tur. Dolay�s�yla ülkemizde çevre politikalar�n�n geli�tirilmesi, çevre sorunlar�n�n saptanmas� ve bu alandaki kurumsalla�ma süreçleri, iç dinamiklerin etkisinden daha çok, BM’nin bu ça�r�s�na kar��l�k vermek amac� ile ba�lat�lm��t�r. Bu sürecin, idari yap�lanma düzeyinde ise at�lan ilk önemli ad�m ise Devlet Planlama Te�kilât� Çevre Sorunlar� Özel �htisas Komisyonu, Daimî Dan��ma Kurulu kurulmas�d�r. 1984 y�l�nda Devlet Bakanl��’na ba�l� Çevre Genel Müdürlü�ü olu�turulmu�, daha sonra, 1989 y�l�nda Çevre Müste�arl��, 1991 y�l�nda ise Çevre Bakanl�� olu�turulmu�tur. Çevre Bakanl�� günümüze kadar çe�itli yap�sal de�i�ikliklere u�ram��t�r. Orman Bakanl�� ile birle�tirilerek Çevre ve Orman Bakanl�� olmu�, daha sonra bu Bakanl��a Devlet Su ��leri Ba�lanm��t�r. �imdiki durumda ise Orman Bakanl�� ayr�lm�� olup, ad� Çevre ve �ehircilik Bakanl��’d�r. 10.2. Enerji Kaynaklar� ve Çevresel Etkileri Enerji kaynaklar�n�n üretilmesinden (Baz� kaynaklar için ara�t�r�lmas� ve ç�kar�lmas� dahil) ba�layarak, ta��nmas�, iletilmesi ve tüketilmesine kadar tüm enerji faaliyetleri ve tüm enerji kaynaklar� çevreyi olumsuz yönde etkilemektedir. Ancak, enerji kayna��n�n cinsine ve faaliyetin çe�idine göre, gerekli önlemin al�n�p al�nmamas�na ba�l� olarak çevresel etkilerin boyutu de�i�mektedir.


Kömür, linyit, do�al gaz, s�v� yak�tlar vb. fosil yak�tlar çevre aç�s�ndan oldukça sorunlu kaynaklard�r. Bu kaynaklar�n kimyasal ve fiziksel yap�lar� nedeniyle, kat� s�v� ve gaz at�klar�yla hava, su ve toprak kirlili�i olu�turabilmektedir. Ayr�ca, ça��m�z�n büyük çevre sorunu olarak nitelendirilen iklim de�i�ikli�i sorununda en önemli sorumluluk pay�na sahip olan karbon dioksit (CO2) miktar�n�n çok büyük bir bölümü fosil yak�tlar�n yanmas�ndan kaynaklanmaktad�r. Kömür, linyit vb. kat� yak�tlarda, yak�t�n kükürt ve kül içeri�ine, �s�l de�erine ba�l� olarak yanma sonras� olu�an baca gazlar� ile kükürt dioksit (SO2), azot oksitler (NOX) ve toz emisyonlar� atmosfere verilmektedir. Ayr�ca, küller kat� at�k olu�turmakta ve depoland�� yerde e�er önlem al�nmaz ise içeri�indeki a��r metaller yer alt� sular�na kar��abilmektedir. Ayr�ca, kat� yak�tlarda üretilen birim enerji ba��na dü�en CO2 miktar� da, di�er yak�tlara göre, oldukça yüksektir. S�v� yak�tlar kat� yak�tlara göre daha az sorunlu olmakla birlikte kükürt içeri�ine ve kalitesine ba�l� olarak çevresel etkiler de�i�ebilmektedir. Olu�an CO2 miktar� kat� yak�tlara göre daha dü�üktür. Do�al gaz ise temiz yak�t olarak bilinmektedir. Toz ve kül içeri�inin çok dü�ük olmas� nedeniyle baca gaz�nda (SO2) ve toz emisyonlar� sorun yaratmamaktad�r. Ancak, do�al gaz kullan�m�nda, yanma s�cakl��n�n yüksek olmas� nedeniyle, NOX olu�umu yüksek olmaktad�r. Do�al gaz CO2 miktar� en dü�ük seviyede olan bir yak�tt�r. Fosil yak�tlar�n çevresel etkilerinin en aza indirilmesi için gerekli önlemler Bölüm 10.3.5 de (Çevre Kontrol Teknolojileri), iklim de�i�ikli�ine kar�� al�nacak önlemler ise 10.4.4.’de (Sera Gazlar� Azalt�lmas�na Yönelik Yöntemler ve Teknolojiler) verilmektedir. Hidrolik enerji gerek çevre kirlili�i gerekse iklim de�i�ikli�i sorunu aç�s�ndan temiz bir enerji kayna�� olarak kabul edilmektedir. Ancak, her enerji kayna��nda ve faaliyetlerinde oldu�u gibi hidrolik enerjinin de çevre üzerinde baz� etkileri bulunmaktad�r. Hidrolik enerjinin, özellikle büyük hidrolik santrallar�n, önemli etkilerinden birisi arazi kullan�m�nda olmaktad�r. Baraj gölünün olu�mas� bitkilerin, kaçamayan baz� hayvanlar�n, tarlalar�n, tarihi eserlerin, yerle�im yerlerinin su alt�nda kalmas�na ve çevresel, sosyal, iklimsel etkilere neden olmaktad�r. Su alt�nda kalan bitki ve hayvanlardan dolay� üreyen baz� organizmalardan dolay� su kalitesinde de de�i�iklikler olabilmektedir. Ayr�ca, zaman içinde çürüyen ve bozunan bu kal�nt�lar iklim de�i�ikli�i yaratan sera gazlar�ndan biri olan metan (CH4) üremesine de neden olmaktad�r. Bir ba�ka husus da, baraj�n in�as�nda çok miktarda kullan�lan beton için gerekli olan çimentonun üretilmesinden kaynaklanan CO2 gaz� olup, dolayl� da olsa iklim de�i�ikli�ine bir etki yapmas�d�r. Bu etkilerden dolay� dünya art�k büyük baraj gölü olu�turan hidrolik santrallardan kaç�nmaktad�r. Nehir tipi santrallar�n çevresel sorunlar� ise minimum seviyededir. Ancak, ayn� kaynak üzerinde kayna��n kald�rmayaca�� say�da santral kurulmamal�d�r.


Hidrolik enerjinin baz� olumsuz etkilerinin olmas�na kar��l�k olumlu yönde de etki yapmaktad�r. Olu�an baraj gölü ile olumlu yönde bölgesel bir iklim de�i�ikli�i yaratarak göl civar� tar�ma ve a�açland�rmaya elveri�li hale gelmektedir. Yenilenebilir enerji kaynaklar� son on y�llarda, özellikle iklim de�i�ikli�i sorununun gittikçe daha fazla önem kazanmas�yla temiz enerji olarak nitelenen yenilenebilir enerji kaynaklar�n�n kullan�m� ön plana ç�kmaktad�r. Bu kaynaklar aras�nda rüzgar enerjisi önemli bir yer tutmaktad�r. Rüzgar enerjisi çevre üzerinde minimum düzeyde etki yapmaktad�r. Arazi kullan�m� sorun olabilmekte ku�lar için ölümcül olabilmektedir. Ayr�ca, gürültü kirlili�i de yaratmaktad�r. Nükleer enerji ise bir bak��a göre çevresel aç�dan temiz enerji say�lmaktad�r. �klim de�i�ikli�i sorununa yönelik sera gaz� emisyonu vermemektedir. Çevreye herhangi bir radyoaktif maddenin s�zmamas� için gerekli önlemler al�nmaktad�r. Ancak, nükleer enerjinin en önemli sorunu yüksek radyoaktiviteye sahip kat� at�klard�r. Di�er taraftan, normal ko�ullarda çok temiz bir �ekilde çal��an bir nükleer santral herhangi bir kaza olmas� durumunda etkisi y�llar boyu sürecek ve geni� bir alana yay�labilecek bir felakete neden olabilmektedir. 10.3. Elektrik Üretimi ve Çevre Mevzuat� 10.3.1.Türkiye Çevre Mevzuat� Türkiye’de Çevre Mevzuat� 1983 y�l�nda Çevre Kanununu yay�mlanmas� ile ba�lam�� ve daha sonra Çevre Kanunu çerçevesinde ilgili Yönetmelikler yürürlü�e konulmaya ba�lam��t�r. Zaman içinde Kanunda ve yönetmeliklerde gerekli de�i�iklikler ve ilaveler yap�lm��, yeni yasal düzenlemeler yay�mlanm��t�r. Ülkemizde yürürlükte olan Çevre Mevzuat� enerji konusundaki birçok faaliyeti ilgilendirmektedir. Bu nedenle, mevzuat çerçevesinde, enerji projelerinde çevresel sorunlar ve gerekli önlemler planlama ve tasar�m a�amas�nda dikkate al�nmaktad�r. Ba�ta termik santrallar olmak üzere, enerji faaliyetlerini kapsayan çok say�da yasal düzenleme bulunmaktad�r. Termik Santrallar için önemli olan ve yürürlükte olan Kanun ve Yönetmelikler Tablo 10.1.’de verilmektedir.

Tablo . 10.1. Çevre ile �lgili Önemli Kanun ve Yönetmelikler KANUN /YÖNETMEL�K YAYIN TAR�H� RESM� GAZETE - Çevre Kanunu 11.08.1983 2872 - Çevre Kanununda De�i�iklik Yap�lmas�na Dair Kanun 13.05.2006 5491 - Sanayi Kaynakl� Hava Kirlili�inin Kontrolü Yönetmeli�i

Sanayi Kaynakl� Hava Kirlili�inin Kontrolü Yönetmeli�inde De�i�iklik Yap�lmas�na Dair Yönetmelik

03.07.2009

10.10.2011

27277

28080

- Çevresel Etki De�erlendirmesi (ÇED) Yönetmeli�i 17.07.2008 26939 - ÇED Yönetmeli�inde De�i�iklik Yap�lmas�na Dair Yönetmelik 30.06.2011

27980

- Su Kirlili�inin Kontrolü Yönetmeli�i 13.02.2008 25687 - Kat� At�klar�n Kontrolü Yönetmeli�i 05.04.2005 20814 - Tehlikeli At�klar�n Kontrolü Yönetmeli�i 14.03.2005 25755

Çevre Kanununca Al�nmas� Gereken �zin ve Lisanslar Hakk�nda Yönetmelik - Büyük Yakma Tesisleri Yönetmeli�i

29.04.2009 08.06.2010

27214 27605

Kaynak: Çevre ve �ehircilik Bakanl��


Termik Santrallar aç�s�ndan en önemli yönetmelik “Sanayi Kaynakl� Hava Kirlili�inin Kontrolü Yönetmeli�i”dir. Yönetmeli�e göre Termik Santrallar Kirletici Vasf� Yüksek Tesisler olarak nitelendirilmekte olup, emisyon izni almak durumunda olan tesislerdir (Yönetmelik Ek-8 �zne tabii tesisler, Liste A). Yönetmelik emisyon izni ba�vurusu için esaslar� ve yap�lmas� gerekli i�lemleri belirlemi�tir. Ba�ta SO2, NOX, toz, CO olmak üzere, baca gaz� emisyonlar� limit de�erleri farkl� yak�tlar ve farkl� �s�l kapasiteler için Yönetmeli�in Ek-5’inde (Kirletici Vasf� Yüksek Tesisler için Özel Emisyon S�n�rlar�) verilmektedir. Hava kalitesi de�erleri için de limit de�erler belirlenmi� olup, Yönetmelikte yer almaktad�r. Sanayi Kaynakl� Hava Kirlili�inin Kontrolü Yönetmeli�i yay�nland�ktan sonra iki kere de�i�iklik yap�lm��t�r. �kinci de�i�iklik eski mevcut termik santrallar önemli bir de�i�iklik olup, 10.10.2011 tarihinde yay�nlanm�� olup, Yönetmeli�in Geçici 3. Maddesine ili�kindir. Söz konusu Maddede çevresel aç�dan iyi durumda olmayan ve emisyon izni olmayan eski santrallara çevresel yat�r�mlar�n yap�labilmesi için 31.12.2011 tarihine kadar bir geçi� süreci tan�makta ve bu süre içinde de emisyon limit de�erlerine uyum zorunlulu�undan muaf tutmaktad�r. Bu sürenin bitmesine yak�n, eski termik santrallar�n özelle�tirme kapsam�nda olmas� ve bu santralar�n mevcut haliyle özelle�tirmenin gerçekle�mesinde zorluklar yaratabilecek olmas� nedenleriyle, Yönetmelikte de�i�iklik yap�larak Geçici 3. Maddeye a�a��da verilen f�kra (2) eklenmi� ve bu süre 31.12.2017’ye kadar uzat�lm��t�r. “Özelle�tirme sürecindeki termik santrallerden 31/12/2011 tarihine kadar birinci f�kra hükümlerinin gereklerine uygun hâle getirilmemi� olanlar�n özelle�tirme sürecine ili�kin planlaman�n Ba�bakanl�k Özelle�tirme �daresi Ba�kanl��nca Bakanl��a bildirilmesi ve özelle�tirilmesi öncesinde, i�letmelerin bu Yönetmelik hükümlerine uygunlu�unun sa�lanmas� ve i�letmecilerinin bu çerçevede alacaklar� tedbirlere ili�kin planlamalar�n� Bakanl��a sunmalar� gerekir. Bu f�kra kapsam�ndaki tesislerin i�letmecileri, özelle�tirme sürecinin tamamland�� tarihten itibaren üç ay içerisinde i� termin planlar�n� sunmak ve en geç iki y�l içerisinde çevre izni almak zorundad�rlar. Özelle�tirme sürecinin tamamlan�p tamamlanmad��na bak�lmaks�z�n, bu tesisler için çevre iznini alma süresi 31/12/2017 tarihini geçemez.” Di�er taraftan, termik santrallar� yak�ndan ilgilendiren ve Avrupa Birli�i (AB) LCP (Large Combustion Plants) Direktifi olarak an�lan Direktif uyumla�t�r�larak haz�rlanan Büyük Yakma Tesisleri (BYT) Yönetmeli�i 8 Haziran 2010 tarihinde yay�nlanm��t�r. Ancak, BYT Yönetmeli�i AB LCP Direktifi ile uyumla�t�rma çerçevesinde haz�rlanmas�na kar��l�k, önemli farkl�l�klar göstermektedir. 10.3.2. AB Çevre Mevzuat� Uyum Çal��malar� Avrupa Birli�i (AB) üyelik süreci çerçevesinde, çevre mevzuat�n�n uyumla�t�r�lmas� ve uygulanmas� en zorlu çal��malardan biridir. AB çevre mevzuat� oldukça kapsaml� bir mevzuat olup, Türk çevre mevzuat�na göreceli olarak çok daha s�k� standartlar ve kriterler içermektedir. Sözkonusu bu standart ve kritelere uyulmas� için ise yüksek maliyetli yat�r�mlar gerektirmektedir.


AB adayl�k süreci içinde önemli olan fas�llardan biri Çevre Fasl�d�r (27 No’lu Fas�l). Çevre Fasl� tarama toplant�lar� 2006 y�l�nda tamamlanm�� olup, üye ülkelerin görü�ü al�nm�� ve 03.10.2007 tarihinde nihai �eklini alm��t�r. 21 Aral�k 2009 tarihinde aç�lan Çevre Fasl� Müzakereleri’nin, Çevre ve �ehircilik Bakanl��’n�n öngörülerine göre, 2019 y�l�nda tamamlanmas� beklenmektedir. Mevzuat tarama toplant�lar�n�n tamamlanmas�ndan sonra müzakerelerin aç�lmas� süreci ba�lam��t�r. Müzakerelerin ba�lamas� ile yap�lan çal��malar da h�z kazanm��t�r. Çevre mevzuat�n�n uyumla�t�r�lmas� çal��malar� devam etmektedir. Bu çerçevede, yukar�da da belirtildi�i gibi, AB LCP Direktifi uyumla�t�r�larak termik santrallar� çok yak�ndan ilgilendiren Büyük Yakma Tesisleri (BYT) Yönetmeli�i yürürlü�e girmi�tir. (Bkz. Böl.10.1.2) Ayr�ca, bir di�er önemli AB Direktifi olan Kirlili�in Entegre olarak Önlenmesi ve Kontrolü (Integrated Pollution Prevention and Control – IPPC) direktifinin de uyumla�t�r�lmas� çal��malar� bulunmaktad�r. Söz konusu direktifte tesislere izinlerin verilmesinde dikkate al�nacak emisyon limit de�erleri yer almakta olup, kirlili�in entegre bir �ekilde ele al�nmas� ve mevcut en iyi tekniklerin (Best Available Techniques-BAT) uygulanmas� öngörülmektedir. Di�er taraftan, AB’de geçti�imiz y�l bu iki önemli direktif birle�tirilmi� ve 24 Kas�m 2010 tarihli olarak endüstriyel emisyonlar (Industrial Emissions – 2010/75/EU) ad� alt�nda yeniden yay�nlanm��t�r. Böylece söz konusu yeni direktifle kapsam geni�lemi� ve daha s�k� hükümler getirilmi�tir. 10.3.3. Mevcut Termik Santrallar�n Çevre Mevzuat� Kar��s�ndaki Durumu Mevcut eski termik santrallar�n ço�u çevre mevzuat�n�n olu�mas� öncesinde planlanm��/kurulmu� olmas� nedeniyle önemli çevre yat�r�mlar� gerektirecek �ekilde çevresel aç�dan sorunlar� bulunmaktad�r. Bu tür santrallar özelle�tirme kapsam�na al�nm�� olmakla birlikte henüz hiçbir santral için özelle�tirme gerçekle�tirilememi� olup, halen EÜA� bünyesinde bulunmaktad�r. Yerli linyitler dü�ük kalorifik de�ere sahip, kül ve kükürt içerikleri yüksek dü�ük kaliteli kömürler olup, linyite dayal� santrallarda kükürt dioksit (SO2) emisyonlar�n�n yüksek olmas� en önemli sorunlardan biri olarak kar��m�za ç�kmaktad�r. SO2 emisyonlar�n�n limit de�erlerin alt�na dü�ürülmesi için, çevre mevzuat�nda da öngörüldü�ü gibi, baca gaz� desülfürizasyon (BGD) tesislerinin kurulmas� gerekmektedir. Tablo 10.2’de EÜA� bünyesindeki linyite dayal� santrallar�n BGD tesisi aç�s�ndan durumlar� verilmektedir.


Tablo 10.2: EÜA� Bünyesindeki Linyitli Santrallar BGD Tesisi Olan Santrallar BGD Tesisi Olmayan Santrallar

Santral Ad� Kurulu Güç MW

Aç�klama Santral Ad� Kurulu Güç MW

Çay�rhan 1,2x 2x150 Retrofit olarak kuruldu Soma 2x22+6x165

Orhaneli 1x210 Retrofit olarak kuruldu Seyitömer 4x150 Yata�an 3x210 Retrofit olarak kuruldu Tunçbilek 65+2x150 Kemerköy 3x210 Retrofit olarak kuruldu Af�in Elbistan A 4x350 Yeniköy 2x210 Retrofit olarak kuruldu Kangal 1-2 2x150 Çay�rhan 3,4x 2x160 Santralla birlikte

kuruldu 18 Mart Çan T.S (2x160 MW) Ak��kan Yatakta Yakma Teknolojisine sahip olup, SO2 yanma s�ras�nda azalt�l�r

Kangal 3 1x157 Santralla birlikte kuruldu

Af�in Elbistan B 4x360 Santralla birlikte kuruldu

x��letme hakk� devri nedeniyle Park Termik taraf�ndan i�letilmektedir. Kaynak: DEK-TMK Temiz Kömür Teknolojileri Çal��ma Grubu Raporu

Tablo 10.2’den da anla��ld�� üzere, baz� eski santrallara BGD tesisi hala kurulamam��t�r. Bu santrallar�n eski olmas�, ömürlerinin az kalmas�, uzun ömürlü ve yüksek maliyetli BGD tesisi kurman�n ekonomik olmayaca�� ve özelle�tirme kapsam�nda olmas� gibi nedenlerle Devlet Planlama Te�kilat� (DPT) taraf�ndan BGD için yeterli ödenek ayr�lmam��t�r. Di�er taraftan, günümüzde yürürlükte olan “Sanayi Kaynakl� Hava Kirlili�inin Kontrolü Yönetmeli�i”ne yer alan 3. Geçici Maddede, emisyon limitlerine uyamayan santrallara gerekli yat�r�mlar� yapmak üzere 31.12.2011 tarihine kadar bir geçi� süreci tan�nm�� olmas�na kar��l�k bu muafiyet süresi içinde de eski mevcut termik santrallara gerekli çevresel yat�r�mlar yap�lamam��t�r. Hala kamunun elinde olan bu santrallar�n özelle�tirme kapsam�nda olmas� ve olumsuz çevresel performanslar�ndan dolay� özelle�tirmeyi zorla�t�rabilecek olmas� nedenleriyle, Bölüm 10.1’de de belirtildi�i gibi, ad� geçen Yönetmelikte özelle�tirmeye yönelik bir de�i�iklik yap�lm�� ve Yönetmeli�e uyma süreci 2017 y�l�na kadar uzat�lm��t�r. 10.3.4. Çevre Mevzuat�n�n Termik Üretime Etkileri Linyite dayal� termik Santrallarda, ba�ta emisyonlar olmak üzere, çevresel yat�r�mlar�n yap�lmas�n� gerektirmesi nedeniyle, özel sektör termik üretim aç�s�ndan genellikle do�al gaza veya ithal kömüre yönelmektedir. Ancak, linyit ülkemizin öz kayna�� olup, yak�t maliyeti di�er yak�tlara göre önemli ölçüde dü�üktür. Özellikle, do�al gaz çevre aç�s�ndan çevre uyumlu say�lmakla birlikte, elektrik üretim maliyeti çok yüksektir. �thal kömür aç�s�ndan bak�ld��nda ise, yak�t�n kömür olmas� nedeniyle, emisyonlar�n azalt�lmas� için çevresel yat�r�mlar gene gerekecektir. Ülkemiz linyitlerinin sadece kamu sektörü taraf�ndan de�il, özel sektör taraf�ndan da de�erlendirilmesi önem arz etmektedir. Aksi takdirde, enerjide d��a ba��ml�l�k daha


da artacakt�r. Bu aç�dan, yerli linyitlere uygun geli�mi� temiz kömür teknolojilerinin uygulanabilirli�inin ara�t�r�lmas�nda yarar bulunmaktad�r. 10.3.5. Çevre Kontrol Teknolojileri Termik santrallar�n, ba�ta hava kirlili�i olmak üzere, önemli ölçüde çevresel sorun yaratmas� nedeniyle çevresel etkilerin en aza indirilmesi aç�s�ndan gerekli önlemlerin al�nmas� ve yat�r�mlar�n yap�lmas� önem arz etmektedir. Çevre kontrol teknolojileri hava kirlili�ine neden olan baca gaz�ndaki kirletici emisyonlar�n azalt�lmas� için geli�tirilen ve uygulanan teknolojilerdir. Bu teknolojiler genel olarak a�a��da yer alan teknolojilerdir. � Baca gaz� desülfürizasyon (BGD) teknolojileri Yak�t�n kükürt içeri�inden dolay� yanma sonras�nda olu�an SO2 gaz�n�n tutulmas� amac�yla geli�tirilen teknolojilerdir. Gereken ar�tma verimine ba�l� olarak, kireçta�� kullan�lan �slak veya kuru prosesler, kalsiyum veya sodyum içeren alkali enjeksiyon prosesleri vb. çe�itli teknolojiler bulunmaktad�r. Bu teknolojilerin içinde en önemli proses �slak kireçta�� yöntemidir. Ülkemizdeki linyite dayal� termik santrallar için SO2 azalt�c� sistemler (BGD tesisleri) en önemli çevresel yat�r�mlard�r. Genellikle, SO2 emisyonlar�n�n oldukça yüksek de�erlerde olmas� nedeniyle uygulanacak BGD tesisinin ar�tma veriminin yüksek olmas� gerekir. Bu nedenle, genellikle en az %95 verime sahip olan �slak kireçta�� (CaCO3) yöntemi uygulanmaktad�r. Bu yöntem ticarile�mi�, kendini ispatlam�� ve yayg�n olarak uygulanmakta olan bir teknolojidir. � Azot oksitleri ar�tma teknolojileri Yak�t�n içeri�indeki azot ve yanma havas�nda bulunan azot yanma sonras�nda, yanma s�cakl��na ba�l� olarak, azot oksitleri (NOX) olu�turmaktad�r. Baca gaz�ndaki NOX konsantrasyonun azalt�lmas� için dü�ük NOX yak�c�lar�, yeniden yakma, baca gaz� resirkülasyonu vb. yanma s�ras� NOX kontrol prosesleri ve katalitik selektif indirgeme (Selective catalytic reduction, SCR) ve katalitik olmayan selektif indirgeme (Selective non-catalytic reduction, SNCR) vb. yanma sonras� azaltma teknolojileri, geli�tirilmi�tir. Linyite dayal� mevcut konvansiyonel santrallar�m�zda genellikle, yanma s�cakl��n�n dü�ük olmas� nedeniyle, NOx olu�umu dü�ük olmakta ve herhangi bir NOx azalt�c� sistem gerektirmemektedir. Ancak, yeni yat�r�mlarda yanma s�cakl��n�n yüksek oldu�u baz� temiz kömür teknolojilerinin uygulanmas�nda NOx azalt�c� sistem gerekebilecektir. Di�er taraftan, NOx emisyonlar�, yanma havas�n�n fazla olmas� ve yanma s�cakl��n�n yüksek olmas� nedeniyle do�al gaz kombine çevrim santrallar�nda çok daha önemlidir. Ancak, günümüzde yeni nesil gaz türbinleri NOX azalt�c� sistemler ile donat�lm�� olup, ilave bir önlem gerektirmemektedir.


� Toz emisyonlar�n�n tutulmas� Kömüre dayal� santrallarda yak�t�n içindeki kül miktar�na ba�l� olarak toz emisyonlar� olu�maktad�r. Toz emisyonlar�n� azaltmak için torba filtre veya elektrofiltre teknolojileri bulunmaktad�r. Ülkemiz santrallar�nda toz emisyonlar�n� tutmak için elektrofiltreler kullan�lmaktad�r. Elektrik üretiminde “Temiz Kömür Teknolojileri” kömürün yanma verimini ve santral verimini art�rmak ve çevre teknolojilerini de kapsayarak olumsuz çevresel etkileri en aza ve kabul edilebilir seviyelere indirmek amac�yla geli�tirilmi�/tasarlanm�� teknolojiler olarak tan�mlanabilir. Temiz kömür teknolojileri, konvansiyonel teknolojilere göre, üstün nitelikli teknolojiler olup, sürekli geli�im göstermektedir. Baz� önemli temiz kömür teknolojileri a�a��da verilmektedir. � Süperkritik (Kritik üstü) � Ak��kan Yatakta Yakma Teknolojisi: - Atmosferik dola��ml� - Atmosferik kabarc�kl� - Bas�nçl� dola��ml� - Bas�nçl� kabarc�kl� � Kömür Gazla�t�rma (Integrated Gasification Combined Cycle-IGCC) � Kömür S�v�la�t�rma � Karbon Tutma ve Depolama (CCS) Yukar�da belirtilen teknolojilerden atmosferik dola��ml� ak��kan yatak teknolojisi, süperkritik santral teknolojisi yayg�nla�m��, kendini ispat etmi� ve maliyeti dü�mü� teknolojilerdir. Di�erleri ise, dünyada baz� uygulamalar olmakla birlikte hala yüksek maliyete sahiptir. Karbon tutma ve depolama ise henüz geli�tirilme ve deneme a�amas�ndad�r. Ülkemizin en önemli yerli enerji kayna�� olan linyitin temiz bir �ekilde de�erlendirilmesi aç�s�ndan temiz kömür teknolojileri büyük önem arz etmektedir. Bu nedenle, yerli linyitlerimiz temiz kömür teknolojilerine uygunluk aç�s�ndan incelenmeli ve bu konuda projeler geli�tirilmelidir. Ak��kan yatakta yakma teknolojisi (Atmosferik, dola��ml�) 18 Mart Çan Termik Santral� ile birlikte Türkiye’de uygulanmaya ba�lam�� olup, söz konusu teknoloji özel sektör taraf�ndan da uygulanmakta ve bu tip santrallar artmaya ba�lam��t�r. Bu teknolojide, kazana kireçta�� verilerek SO2, emisyonlar� yanma s�ras�nda azalt�labilmekte olup, yanma s�cakl��n�n dü�ük olmas� nedeniyle de NOx emisyonlar� dü�ük olmaktad�r. Bu nedenle hem santral verimlili�i yüksek hem de çevre dostu bir teknolojidir. Süperkritik teknolojide, santral verimlili�i %45’lere kadar ç�kabilmektedir. Ancak, bu verimlilikte kömür kalitesi (kül ve nem oran�, �s�l de�er) de önemli bir rol oynamaktad�r. Ad� geçen bu teknolojide, buhar bas�nc� ve buhar s�cakl�� konvansiyonel termik santrala göre yüksektir. Süperkritik santral verimlili�inin yüksek olmas� nedeniyle, üretilen enerji ba��na daha az kirlilik olu�mas�na kar��l�k, SO2 ve NOX ar�tmak için ilave önlemler al�nmal�d�r.


Kömür gazla�t�rma teknolojileri ise, ad�ndan da anla��laca�� üzere, kömürü gazla�t�r�larak sentez gaz� (CO+H2) olu�turulmas� esas�na dayanmaktad�r. Daha sonra bu gazdan elektrik üretimi gerçekle�tirilir. Sentez gaz�, yanma öncesinde içinde bulunan kirleticilerden (SO2, NOX, toz) gaz temizleme yöntemleri ile ar�t�lmaktad�r. Bu nedenle, çevresel önlemlerin yanma öncesinde al�nd�� bir teknoloji olarak de�erlendirilmektedir. 10.4. �klim De�i�ikli�i 10.4.1. �klim De�i�ikli�i nedir? Dünyan�n olu�umundan bu yana, iklim de�i�ikliklere u�ram��, �s�nma ve so�uma dönemleri birbirini takip etmi�tir. Ancak, son on y�llarda atmosferde h�zl� bir �s�nma gözlenmekte ve bu küresel �s�nman�n (global warming) do�al iklim süreci çerçevesinde olmaktan çok insan faaliyetlerinden kaynakland��na i�aret etmektedir. Güne�ten yer yüzeyine ula�an ��nlar�n (ultraviyole v.b. k�sa dalga ��n�m) yakla��k 1/3’ü tekrar uzaya geri döner. Güne� ��nlar�n�n kalan 2/3’ü ise, büyük bir k�sm� yer yüzeyi taraf�ndan olmak üzere, yer yüzeyi ve atmosfer taraf�ndan so�urulur. So�urulan bu enerjinin dengelenmesi için, enerjinin bir k�sm� k�z�lötesi ��nlar olarak atmosfere yans�r. Ancak, do�al bir sera etkisinden dolay� enerjinin bir k�sm� atmosfer taraf�ndan tutulur ve yüzey �s�n�r. K�z�lötesi ��nlar�n su buhar�, ozon, karbondioksit (CO2), metan (CH4), diazot monoksit (N2O), kükürt hekzaflorür (SF6), florokarbonlar v.b. sera gazlar� taraf�ndan tutulmas� / geciktirilmesi ile canl�lar için ya�anabilir bir ortam sa�lanmaktad�r. Ancak, sera etkisinin do�al bir olgu olmas�na kar��l�k, ba�ta CO2, CH4, N2O olmak üzere, insan kaynakl� sera gazlar�n�n atmosferdeki birikimlerinin artmas� sera etkisini do�al düzeyinin üstünde art�rm��t�r (kuvvetlendirilmi� sera etkisi-enhanced greenhouse effect). Sera etkisinin artmas� yerkürenin ortalama s�cakl��n�n yükselmesine ve dolay�s�yla iklim de�i�ikli�ine (climate change) neden olmaktad�r. “�klim De�i�ikli�i Hükümetleraras� Paneli (Intergovernmental Panel on Climate Change-IPCC)” birçok bilim adam� ile iklim de�i�ikli�i konusunda çok önemli çal��malar yapmaktad�r. IPCC verileri ve de�erlendirmeleri son y�llarda küresel �s�nma trendinin önemli ölçüde artt��na, iklim sistemindeki �s�nman�n kuvvetlendi�ine i�aret etmektedir. Örne�in, son 50 y�ldaki �s�nma trendi son 100 y�l trendinin yakla��k 2 kat�d�r. Son yüzy�lda küresel s�cakl�k art�� 0,74 °C’a ula�m��t�r. Ayr�ca, sera gazlar�n�n atmosferdeki konsantrasyonu 400 ppm’e yakla�m��t�r. IPCC taraf�ndan, atmosferdeki kritik sera gaz� konsantrasyonu 450 ppm olarak, kritik s�cakl�k art�� ise 2 °C olarak kabul edilmektedir. S�cakl��n 2 °C’nin üzerinde artmas� durumunda ise iklim de�i�ikli�inin h�zlanaca�� ve çok büyük sorunlar yarataca�� endi�esi de dile getirilmektedir. Küresel �s�nma ve iklim de�i�ikli�i; � kurak ve yar� kurak alanlarda ya��lar�n azalmas� ve kurakl��n artmas�, � bol ya�� alan yerlerde ise sel olaylar�n�n artmas�, � buzullar�n erimesi, buzullar�n erimesi ile deniz seviyesinin yükselmesi, � alçak k�y�lar�n ve baz� adalar�n sular alt�nda kalmas�,


� ormanlar�n ve bitki çe�itlili�inin azalmas�, gibi önemli sorunlara neden olabilmektedir.

10.4.2. Dünya ve Türkiye Sera Gaz� Emisyon Verileri �klim De�i�ikli�i Çerçeve Sözle�mesi’nde öngörüldü�ü üzere, sera gazlar�n�n azalt�lmas�nda 1990 y�l� referans kabul edilmektedir. Bilindi�i üzere, gerek dünyada, gerekse ülkemizde sera gazlar� aras�nda enerji kaynakl� CO2 emisyonlar� çok büyük bir paya sahiptir. Fosil yak�tlar�n yanmas� ile olu�an CO2 emisyonlar� dünyada enerji kullan�m�n�n artmas�na ba�l� olarak bir art�� göstermektedir. 1990-2009 y�llar� aras�nda, Dünya, OECD ve AB için enerji kaynakl� CO2 emisyonlar�n�n geli�imi Tablo 10.3’de verilmektedir.

Tablo 10.3. 1990-2009 Y�llar� Aras�nda CO2 Emisyonlar� (Mton CO2) 1990 1995 2000 2005 2007 2008 2009 1990-

2009 De�i�im

Dünya 20 966 21 792 23493 27188 29 048 29 454 28 999 % 38,3 OECD 11 158 11679 12 634 13 056 13 142 12 799 12 045 % 8,0 AB 4 052 3 847 3 831 3 979 3 942 3 868 3 577 % -11,7

Kaynak: IEA, CO2 Emissions from Fuel Combustion, Highlights, (2011 Edition) Tablo 10.3.’den de görüldü�ü gibi, IEA verilerine göre, 1990 y�l�ndan 2009 y�l�na kadar, Dünyan�n toplam CO2 emisyonlar� % 38,3 oran�nda art�� göstermi�tir. Dünyan�n toplam birincil enerji arz�na da bak�ld��nda bu y�llar aras�nda ayn� oranda artt�� görülmektedir (IEA, CO2 Emissions from Fuel Combustion, Highlights, 2011). OECD emisyonlar� aç�s�ndan da benzer durum söz konusudur. Ancak, OECD’de Toplam birincil enerji arz� %15,8 artarken CO2 emisyonlar�, daha az bir oranda, %8,0 oran�nda bir art�� göstermektedir. Dünyada enerjiye ba�l� olarak artan CO2 emisyonlar�na kar��l�k, AB ülkelerinde emisyon azalt�c� tedbirlerin önemli ölçüde ele al�nmas� sonucu 1990-2009 y�llar� aras�nda % 11,7 oran�nda azalma sa�lanm��t�r. Tablo 10.3’de, 2009 y�l� CO2 de�erlerinin 2008 y�l�na göre azald�� görülmektedir. Ancak bu azal�� ekonomik krizden, dolay�s�yla daha az enerji kullan�m�ndan kaynaklanmaktad�r. Di�er ilginç bir husus da Sözle�menin Ek-I ülkelerinde 2009 y�l�nda emisyonlar %6,5 azal�rken Ek-I d�� ülkelerde (geli�mekte olan ülkelerde) %3,3 art�� göstermi�tir (IEA, CO2 Emissions from Fuel Combustion, Highlights, 2011). IEA verilerine göre, dünyada en yüksek CO2 de�erlerine sahip olan ilk 10 ülke (Top 10) Çin, ABD, Hindistan, Rusya Federasyonu, Japonya, Almanya, �ran, Kanada, Kore ve �ngiltere olarak s�ralanmaktad�r. Bu ülkelerin toplam CO2 emisyonlar� 19 Milyar ton civar�nda olup, yakla��k 29 Milyar ton olan dünya toplam�n�n %65,5’ini olu�turmaktad�r. 10 ülke aras�nda birinci s�ray� alan Çin’in CO2 emisyonlar� 2009


y�l�nda 6,9 Milyar ton civar�na ula�m��t�r. Özellikle, 2002 y�l�ndan itibaren 2009 y�l�na kadar keskin bir art�� göstermi�tir. Bu keskin art��ta en etkin sektör elektrik enerjisi sektörüdür. 2009 y�l�nda bir çok ülkede ekonomik kriz nedeniyle emisyonlarda dü�ü� ya�anmas�na kar��l�k Çin’de emisyonlar artmaya devam etmi� ve 2009 y�l�nda 2008 y�l�na göre bu art�� yakla��k %5 olmu�tur. Son y�llarda, Çin de çok say�da kömüre dayal� termik santral in�a edilerek birbiri ard�na i�letmeye al�nmaktad�r. Çin 6,9 Milyar ton emisyonla dünya emisyonlar�n�n yakla��k %23,8’inden sorumludur. Tablo 10.4.’de IEA verilerine göre, 2009 y�l� için Dünya, OECD, baz� bölgeler ve Türkiye için enerji kaynakl� CO2 emisyonlar� baz� göstergeler ile birlikte verilmektedir. Dünyada oldu�u gibi, 2009 y�l�nda ekonomik krize ba�l� olarak Türkiye emisyonlar�nda da dü�ü� ya�anm��t�r. 2008 y�l�nda 264 Milyon ton olan CO2 emisyonlar� 2009 y�l�nda 256 Milyon ton’a inmi�tir.

Tablo 10.4. 2009 Y�l� Enerji Kaynakl� CO2 Emisyonlar�, Dünya ve Türkiye

CO2 (Milyon Ton)

CO2/Nüfus

(Ton/Ki�i)

CO2/Toplam Birincil Enerji Arz�

(Ton/TEP)

CO2/GDP (Kg CO2/2000

USD) Dünya 28 999 4,29 2,39 0,73OECD 12 045 9,83 2,30 0,41Orta Do�u 1 509 7,76 2,56 1,93Çin 6 877 5,14 3,03 2,17Asya 3 153 1,43 2,16 1,27Latin Amerika 1 068 2,16 1,80 0,50Afrika 975 0,92 1,38 1,04Türkiye 256 3,57 2,62 0,72

Kaynak: IEA Key World Energy Statistics, 2011 Türkiye emisyonlar� dünya verileri ve baz� ülkeler ile kar��la�t�r�ld��nda çok küçük bir paya sahip oldu�u görülmektedir. 2009 y�l� dikkate al�nd��nda, Türkiye enerji kaynakl� CO2 emisyonlar� dünya de�erlerinin %1’inden daha dü�ük olup, OECD toplam emisyonlar� içindeki pay� ise %2,1 civar�ndad�r. En yüksek emisyon de�erine sahip olan Çin’in emisyonlar�n�n yakla��k 3;7’si kadard�r. Türkiye �statistik Kurumu (TÜ�K) 2009 y�l� verilerine göre, Tablo 10.5.’de Türkiye’nin sera gazlar�n�n 1990-2009 y�llar� aras�ndaki geli�imi verilmektedir.

Tablo 10.5.Türkiye’nin Toplam Sera Gaz� Emisyonlar� (Milyon Ton CO2 E�de�eri)

1990 1995 2000 2005 2009 CO2 141,36 173,90 225,43 259,61 299,11CH4 33,50 46,87 53,30 52,38 54,37N2O 11,57 16,22 16,62 14,18 12,53F-Gazlar� 0,60 0,52 1,66 3,73 3,64Toplam 187,03 237,51 297,01 329,90 369,65

Kaynak: Sera Gaz� Emisyon Envanteri, TÜ�K


Sera gazlar�n�n küresel �s�nma potansiyelleri (küresel �s�nmaya yapt�klar� katk�lar�) farkl�d�r. Örne�in, CO2’in küresel �s�nma potansiyeli 1 kabul edilirse CH4 ve N2O için bu de�er s�ras�yla 21 ve 310’dur. CO2’e göre bu sera gazlar�n�n küresel �s�nma potansiyellerinin daha yüksek olmas�na kar��l�k, CO2 çok yüksek miktarlarda atmosfere verilmesi nedeniyle küresel �s�nma aç�s�ndan çok daha etkili olmaktad�r. Bu nedenle, sera gaz� emisyonlar�, Tabloda da verildi�i gibi, “CO2 E�de�eri” olarak CO2 cinsinden ifade edilmektedir. Tablo 10.5.’den görüldü�ü üzere, sera gazlar� aras�nda en önemli yeri CO2 almakta olup, di�er sera gazlar�n�n pay� oldukça dü�ük seviyededir. Türkiye’de CO2 emisyonlar�n�n toplam sera gazlar� içindeki pay� yakla��k %81 düzeyindedir. Sera gazlar�n�n sektörel da��l�m� ise Tablo 10.6.’de verilmektedir. Enerji faaliyetlerinden kaynaklanan sera gazlar� toplam sera gazlar�n�n %75’i kadard�r (Bkz. �ekil 10.1).

Tablo 10.6.: Sektörlere Göre Toplam Sera Gaz� Emisyonlar� (Milyon Ton CO2 E�de�eri)

1990 1995 2000 2005 2009 Enerji 132,13 160,79 212,55 241,75 278,33 Endüstriyel ��lemler 15,44 24,21 24,37 28,78 31,69 Tar�msal Faaliyetler 29,78 28,68 27,37 25,84 25,70 At�k 9,68 23,83 32,72 33,52 33,93 Toplam 187,03 237,51 297,01 329,90 369,65

Kaynak: Sera Gaz� Emisyon Envanteri, 2011 TÜ�K

75%

9%

7%9%

Enerji Endüstriyel��lemler Tar�msal�Faaliyetler At�k

�ekil 10.1.: 2009 Y�l� Toplam Sera Gazlar�n�n Sektörlere Göre Da��l�m�

Kaynak: Sera Gaz� Emisyon Envanteri, 2011 TÜ�K Türkiye �statistik Kurumu (TÜ�K) taraf�ndan 2011 y�l�nda yay�nlanan 2009 y�l� verilerine göre, ülkemizin toplam CO2 emisyonlar�ndaki enerji kaynakl� faaliyetlerin sorumluluk pay� %91’dir. Kalan %9’luk pay ise endüstriyel i�lemlerden, kimyasal reaksiyonlardan olu�maktad�r. Enerji alan�nda ise en önemli sektörler elektrik enerjisi, sanayi ve ula��m sektörleridir.


Enerjiden Kaynaklanan CO2 emisyonlar�n�n 1990 ve 2009 y�llar� için sektörel da��l�m� �ekil 10.2’de verilmektedir. 2009 y�l�nda elektrik enerjisi bu sektörler aras�nda en yüksek sorumluluk pay�yla birinci s�ray� almaktad�r. Elektrik sektörünün CO2 emisyonlar�ndaki pay� 1990 y�l�nda %27 iken 2009 y�l�nda bu pay %38 olmu�tur. Sanayi sektörü ise 1990 y�l�nda %30’luk payla birinci s�radayken y�llar içinde dü�ü� göstererek 2009 y�l�nda bu pay %20’ye inmi�tir.

1990

27%

30%

20%

23%Elektrik

Sanayi

Ula��m

Di�er

2009

38%

20%

17%

25%Elektrik

Sanayi

Ula��m

Di�er

�ekil 10.2: Enerjiden Kaynaklanan CO2 Emisyonlar�n�n Sektörel Da��l�m� (1990

ve 2009) Kaynak: Turkey Greenhouse Gas Inventory, 1990 to 2009-Annual Report for submission

under the Framework Convention on Climate Change, National Inventory Report, 2011

10.4.3. �klim De�i�ikli�i ve Enerji Etkile�imi Küresel �s�nmaya neden olan sera gazlar�; enerji, sanayi, tar�m, hayvanc�l�k, ula��m, �s�nma, at�klar v.b. çe�itli sektörlerden kaynaklanmaktad�r. Sera gazlar�n�n aras�nda en önemli yeri fosil yak�tlar�n yanmas� ile olu�an ve büyük miktarlarda atmosfere verilen karbondioksit (CO2) almaktad�r. Bu nedenle, enerjiye ili�kin faaliyetler ön plana ç�kmaktad�r. Enerji kullanan/tüketen enerjiye ili�kin sektörler ve faaliyetler, küresel �s�nma ve iklim de�i�ikli�i sorunu aç�s�ndan, en yüksek sorumlulu�a sahip insan kaynakl� ekonomik faaliyetlerdir. Elektrik enerjisi sektörü ise, 2009 de�erleri çerçevesinde, enerji kaynakl� sera gaz� emisyonlar�ndaki %38’lik pay� ile birinci s�ray� almaktad�r. Elektrik sektörünün yüksek CO2 emisyonlar� ile küresel �s�nmadaki sorumlulu�unun fazla olmas�na kar��l�k, bu sektör ayn� zamanda iklim de�i�ikli�inden de önemli ölçüde etkilenebilecek bir sektördür. �klim de�i�ikli�i sonuçlar�n�n enerji arz�n� ve talebini etkilemesi söz konusudur. Dünyada yap�lan çal��malara göre, Türkiye, kurakl�k aç�s�ndan duyarl� ülkeler aras�nda yer almakta olup, Ege k�y�lar�, Do�u Akdeniz ve �ç Anadolu Bölgelerinde kurakl��n yo�un bir �ekilde ya�anaca�� tahmin edilmektedir. Ya�� ekli ve ya�� karakteristiklerindeki de�i�iklikler, ya�mur ve kar ya��ndaki azalma, buna ilaveten, s�cakl�k art��ndan dolay� su yüzeyinden buharla�man�n artmas� su kaynaklar� üzerinde olumsuz etki yapabilecektir. Su kaynaklar�n�n olumsuz yönde etkilenmesi hidrolik santrallarda su gelirlerindeki dü�ü�e, dolay�s�yla hidrolik enerji üretiminde


azalmaya ve zaman içinde hidrolik potansiyelde de azalmaya neden olabilecektir. Fazla ya�� alan bölgelerde, örne�in Karadeniz Bölgesi’nde ise ola�an d�� yo�un ya��lardan dolay� seller olu�abilecek ve bu su ta�k�nlar� da hidrolik santrallar aç�s�ndan bir ba�ka sorun, bir ba�ka risk yaratabilecektir. Di�er taraftan, zaman içinde hidrolik potansiyelde olabilecek de�i�ikliklerin belirlenmesi için iklim de�i�ikli�i senaryolar�na paralel olarak çal��malar�n�n yap�lmas� önem arz etmektedir. Elektrik enerjisi sektöründe, risk yaratabilecek di�er bir husus da yaz aylar�nda ortalama s�cakl��n artmas� nedeniyle, termik santrallar�n so�utma suyu s�cakl��nda olabilecek art��lard�r. Bu art��lar nedeniyle, s�cak bölgelerde bulunan termik santrallar�n üretim kapasitelerinde dü�me görülebilecektir. Bu nedenle, yeni kurulacak termik santrallarda kuru / hava so�utmal� sistemlere gidilmesi uygun olacak ve ilaveten de�erli olan su kaynaklar� da korunmu� olabilecektir. Ayr�ca, iklim de�i�ikli�i rüzgar ve güne� enerjisi üzerinde de etkiler yaratabilecektir. Örne�in, rüzgar h�z�nda ya�anabilecek olas� h�z de�i�ikliklerinde elektrik üretimi için teknolojik olarak kabul edilebilir de�erlerin d��na ç�k�lmas� durumunda üretim kayb�na neden olabilecektir. Di�er taraftan, iklim de�i�ikli�i, enerji sektöründe enerji arz� yönünden risk olu�turan olumsuz etkiler yarat�rken, talep taraf�nda da baz� etkiler yaratmaktad�r. S�cakl��n artmas�, yaz döneminde klima ve so�utma sistemlerinin daha fazla çal��mas�na ve elektrik tüketiminin artmas�na neden olacakt�r. Talepte olu�an bu art�� zaman zaman enerji arz�nda ya�anan darbo�azlar aç�s�ndan önem arz etmekte olup, yaz aylar�nda da sorunlar ya�anabilecektir. 10.4.4. Sera Gazlar� Azalt�lmas�na Yönelik Yöntemler ve Teknolojiler Enerji alan�nda sera gazlar�n�n azalt�lmas� için enerji politikalar�nda baz� de�i�ikliklerin yap�lmas�, teknolojik geli�melerin takip edilmesi ve uygulanabilmesi amac�yla gerekli ad�mlar�n at�lmas� gerekmektedir. 10.4.4.1. Genel Yöntemler ve Teknolojiler Enerji kaynakl� sera gazlar�n�n, özellikle CO2 emisyonlar�n�n azalt�lmas�nda en önemli ve en etkin yöntem enerji üreten ve tüketen sektörlerde enerji verimlili�inin art�r�lmas�d�r. Özellikle, enerji tüketiminde talep tarafl� enerji verimlili�inin art�r�lmas� en maliyet-etkin (cost-effective) yöntemdir. Verimlili�in art�r�lmas� kazan-kazan yöntemi olup, dünyada da sera gazlar� azatl�m� yöntemleri için birinci s�ray� almaktad�r (IEA Energy Technology Perspectives). Ba�ta CO2 olmak üzere, sera gazlar�n�n azalt�lmas� için fosil yak�tlar�n kullan�m�n�n azalt�lmas�, buna kar��l�k, rüzgar, güne�, jeotermal, biyokütle/biyoyak�t vb. yenilenebilir enerji kaynaklar�n�n kullan�m�n�n art�r�lmas� di�er bir yöntemdir. Termik elektrik üretiminde, özellikle kömüre dayal� santrallarda, yüksek verimli ve geli�mi� teknolojilerin uygulanmas� elektrik sektöründen kaynaklanan CO2 emisyonlar�n�n azalt�lmas�na önemli katk� yapabilmektedir. Son y�llarda geli�tirilen karbon tutma ve depolama gelece�in teknolojisi olarak dü�ünülmektedir. Bu teknoloji bir sonraki bölümde (10.4.4.2) ele al�nmaktad�r.


10.4.4.2 Karbon Tutma ve Depolama (KTD) (Carbon Capture and Storage-CCS) Termik santralarda, geli�mi� ve yüksek verimli teknolojilerin uygulanmas� ile, santral verimlili�ine ba�l� olarak, ancak s�n�rl� ölçüde emisyon azalt�m� sa�lanabilmektedir. CO2’in atmosferdeki birikiminin stabilize edilebilmesi için mevcut CO2 azalt�m yöntemlerinin yeterli olmad�� ve daha etkin teknolojilerin geli�tirilmesi gerekli olmu�tur. Bu çerçevede, son on y�llarda karbon tutma ve depolama (KTD) teknolojisi üzerinde çal��malar yap�lm��t�r. Bu yöntem, fosil yak�tlara dayal� termik santrallerde olu�an CO2 gaz�n�n ayr�lmas� ve uygun bir jeolojik formasyona depolanmas�d�r. KTD teknolojisi; � tesiste olu�an CO2’in tutulmas� (karbon tutma), � depolanacak alana ta��nmas� (ta��ma), � güvenli bir �ekilde depolanmas� (depolama), bile�enlerinden olu�an bir teknolojiler bütünüdür. Her bile�en de kendi içinde baz� prosesleri, i�lemleri kapsamakta olup, KTD karma��k bir yap�ya sahiptir. Karbon Tutma: Karbonun tutulmas� baca gaz�ndan CO2’in ayr�lmas�, s�k��t�r�lmas�, kurutulmas�, ta��nmaya ve depolanmaya haz�r hale getirilmesi i�lemlerini kapsar. Elektrik sektöründe, karbon tutuma için a�a��daki yöntemler geli�tirilmi�tir. � Yanma sonras� (Post-combustion) Santralda (konvansiyonel, süperkritik, v.b. santrallar) baca gaz�nda kirletici emisyonlar (SO2, NOX, PM) en aza indirildikten sonra CO2 tutma prosesine geçilir. Tutma prosesi solvent ile, sorbent ile veya membran ile yap�lmaktad�r. Bu yöntemde SO2, NOX, PM gibi kirletici emisyonlar için ilave önlem/tesis gerekmez. � Yanma öncesi (Pre-combustion) Söz konusu bu proses entegre gazla�t�rma kombine çevrim (Integrated gasification combined cycle-IGCC) santrallar�nda kullan�lmaya uygundur. Birinci a�amada kömürün gazla�t�r�lmas� ile sentez gaz� (synthesis gas) olu�ur. Sentez gaz� içindeki kirletici emisyonlardan temizlenir. Temizlenen sentez gaz� çevrim reaktöründe, CO2 + H2 kar��m�na dönü�türülür. Olu�an CO2 s�k��t�r�l�r, kurutulur ve ta��nmaya depolanmaya haz�r hale getirilir. H2 ise elektrik üretmek üzere kombine çevrime gönderilir. Bu yöntemde SO2, NOX, PM gibi kirletici emisyonlar�n yanma öncesinde temizlenmesi nedeniyle, baca gaz� ar�tma için ilave önlem/tesis gerekmez. � Oksi-yak�t yakma (Oxy-fuel combustion) Yak�t�n yak�lmas�nda hava yerine oksijen kullan�l�r. Bu nedenle, hava ayr��t�rma ünitesi bulunmaktad�r. Baca gaz�ndan su buhar� ve kirletici emisyonlarayr�l�r. Geride kalan CO2 s�k��t�r�larak depolanmaya haz�r hale getirilir. Karbonun Ta��nmas�: S�k��t�r�lm�� ve nemi al�nm�� CO2 iki türlü ta��nmaktad�r.


� Borularla ta��ma (tercih edilen yöntem) � Tankerler ile ta��ma (LNG ta��mas� gibi) Ta��nacak mesafe, miktar, ta��ma yöntemi maliyeti etkileyen hususlard�r. Karbonun Depolanmas�: Depolama yöntemleri a�a��da verilmektedir. � Petrol kuyular�nda üretim verimini art�rma (Enhanced oil recovery-EOR)

(Bu yöntem Türkiye dahil uzun y�llard�r petrol üretiminde uygulanmaktad�r.) � Do�algaz kuyular�nda üretim verimini art�rma (Enhanced gas recovery-EGR) � Tükenmi� petrol ve do�algaz kuyular� � Tuz olu�umlar�na depolama � Kömür yataklar�nda metan ç�k��n�n art�r�lmas� (Enhanced Coal Bed Methane

Recovery – ECBM) � Okyanuslara depolama KTD günümüzde olgunla�m�� bir teknoloji de�ildir ve hala çözümlenmesi gereken baz� sorunlar vard�r. Bu sorunlardan baz�lar� a�a��da yer almaktad�r. � �ç elektrik tüketiminin artmas� ile santral verimlili�i dü�er. � KTD’nin her a�amas�ndan gelen maliyet santral maliyetine eklenmektedir. Bu

nedenle maliyet a��r� yüksek olup, maliyetlerin dü�mesi uzun zaman alacakt�r. � Depolama konusunda s�zd�rmazl�k, ölçüm ve izleme önemlidir. Henüz uzun y�llar

güvenli bir �ekilde depolanabilece�i konusu risk ta��maktad�r. � Karbon tutma, ta��ma, depolama yerlerinin farkl� olmas� mülkiyet haklar�

aç�s�ndan sorun yarat�r. � KTD’nin farkl� a�amalar�ndaki yetki ve sorumluluklar aras�ndaki s�n�rlar�n iyi

çizilmesi ve bu konuda hukuki düzenlemelerin yap�lmas� gerekir. Aksi takdirde anla�mazl�klar�n ya�anmas� söz konusudur.

Gelece�in teknolojisi olarak görülen KTD, yukar�da da belirtildi�i gibi, henüz tam olgunla�m�� bir teknoloji de�ildir ve baz� sorunlar (teknolojik, hukuki, idari) belirsizlikler ve riskler bulunmaktad�r. Dünyada halen s�n�rl� say�da proje bulunmakta olup ço�u demonstrasyon projeleridir. Bu projelerin hemen hepsi KTD’nin tüm bile�enlerini kapsayan bütünsel projeler de�ildir. IEA taraf�ndan yap�lan baz� çal��malara göre, KTD projelerinin 2020’lerden sonra artmas� ve bu teknolojinin ancak 2050’lerde yayg�nla�abilece�i öngörülmektedir. 10.4.5. �klim De�i�ikli�i Çerçeve Sözle�mesi ve Kyoto Protokolü (KP) Birle�mi� Milletler taraf�ndan, küresel bir sorun olan iklim de�i�ikli�i sorununa uluslararas� platformlarda çözüm bulmak amac�yla, �klim De�i�ikli�i Çerçeve Sözle�mesi haz�rlanm�� olup, 1992 y�l�nda Rio’da düzenlenen “Çevre ve Kalk�nma Konferans�”nda tüm dünya ülkelerinin imzas�na aç�lm��t�r. Sözle�mede, ülkelerin tarihsel sorumluluklar�, geli�mi�lik düzeyleri dikkate alarak olu�turulmu� olup, “ortak, fakat farkl� sorumluluklar ilkesi” benimsenmi�tir. Bu çerçevede, Sözle�me kapsam�nda haz�rlanan ekli listeler ile ülkelerin yükümlülükleri geli�mi�liklerine göre 3 grupta toplanm��t�r. Ek-I ülkeleri geli�mi� ülkeleri kapsamakta olup, emisyon


azaltma yükümlülükleri vard�r. EK-II ülkelerinin ise bu yükümlülüklere ilaveten geli�mekte olan ülkelere finansal ve teknolojik yard�m yapma yükümlülü�ü de bulunmaktad�r. Ekler d�� ülkeler ise emisyon azalt�m�nda çaba sarf edeceklerdir. Bu hükümlere kar��l�k Sözle�menin hukuki ba�lay�c�l�� ve herhangi bir yapt�r�m� bulunmamaktad�r. KP ise, Sözle�meyi temel alan ve tamamlayan nitelikte haz�rlanm�� olup, 1997 y�l�nda imzaya aç�lm��t�r. Sözle�menin aksine hukuki ba�lay�c�l�� olan hükümler içermektedir. 2008-2012 y�llar� aras�ndaki ilk uygulama dönemi için geli�mi� ülkelere 1990 y�l�na göre en az %5 emisyon azalt�m yükümlülü�ü getirmektedir. Ayr�ca, baz� esneklik mekanizmalar� da getirmi�tir. Bu mekanizmalar a�a��da verilmektedir. � Emisyon ticareti – Emission Trading (ET) Emisyon Ticareti �klim De�i�ikli�i Sözle�mesinin Ek-I listesinde bulunan geli�mi� ülkelerin kendi aralar�nda uygulanmaktad�r. Bu mekanizma ile herhangi bir Ek-I ülkesine kendisine tahsis edilen “belirlenmi� emisyon miktar�”n�n (Assigned Amount units-AAUs) bir bölümünün ticaretini yapma olana�� vermektedir. Ticareti yap�lan, al�n�p sat�lan ve “karbon kredisi” olarak adland�r�lan emisyon azalt�m�d�r. Ek-1 ülkeleri yükümlülüklerini yerine getirmek için ya emisyonlar�n� kendilerinin azaltmas� ya da ba�ka bir yerde yap�lm�� “emisyon azalt�mlar�n�” almas� olmak üzere iki seçene�e sahiptir. Buna göre emisyonlar�n� Protokolde belirlenen kendi hedefinden daha fazla azaltan herhangi bir Taraf Ek-I ülkesine, emisyonlardaki bu ek indirimi ba�ka bir Taraf Ek-I ülkesine satabilme izni verilmektedir. � Ortak Yürütme - Joint Implementation (JI) Emisyon ticareti gibi, bu mekanizma da EK-I ülkeleri aras�nda gerçekle�tirilmekte olup, bu mekanizmay� uygulayan taraflar, emisyon azalt�m hedeflerine ula�mak için ortak politika ve ortak projeler geli�tirmektedirler. Bu mekanizma EK-I’deki ülkeler aras�nda yürütülen özel ortak projeler yoluyla ba�aran yetkili yasal bir kurulu�a (organa, �irkete, vb.) fazladan yap�lan emisyon indirimlerini ba�ka bir ülkeye aktarma olana�� vermektedir. � Temiz Kalk�nma Mekanizmas� – Clean Development Mechanism (CDM) Sözle�meye taraf olan ülkelere, ortak projelerden sa�lanan “onaylanm�� emisyon indirimi”ni (Certified Emission Reduction - CER) Ek-I Taraflar�na aktarma olana�� veren bir Temiz Kalk�nma Mekanizmas� olu�turmaktad�r. Ek-I ülkesinin, bir Ek-I d�� ülkede, daha az maliyetle daha fazla azalt�m sa�layan bir proje yürütmesine olanak tan�yan bir mekanizmad�r. Böylece, Ek-I ülkesi bu proje ile sa�lanan emisyon azaltma miktar�n� taahhüt etti�i kendi emisyon azaltma hedeflerinde kullanabilecektir. Gönüllü Karbon Ticareti KP’nün yukar�da belirtilen mekanizmalar� d��nda, Protokolde yer almayan, KP d�� ve tamamen gönüllülük esas�na dayanan ve gönüllü karbon ticareti olarak an�lan bir ba�ka mekanizma olu�mu�tur. Gönüllü/Onayl� Emisyon Azalt�m� (VER – Voluntary/Verified Emission Reductions); Kyoto Protokolü’ne taraf olmayan ülkelerde ve/veya Kyoto Protokolü Ek-A listesi d��nda kalan sektörlerde


uygulanmaktad�r. Ba�ta yenilenebilir enerji ya da enerji tasarrufu olmak üzere sera gaz� emisyonlar�n�n azalt�lmas�na yol açan projelere, karbon emisyonlar�n�n etkinlik sahibi ki�i ya da kurumlarca gönüllü olarak dengelenmesi amac�yla, uluslararas� uçu�lara veya konferans ya da spor kar��la�malar� gibi büyük uluslararas� etkinliklere finansal deste�in sa�lanmas�n� içermektedir. Gönüllü karbon ticareti karbon kredilerinin �irketler hatta bireyler taraf�ndan al�m�n� te�vik eder. Gönüllü/Onayl� Emisyon Azalt�m projeleri aras�nda yer alan en önemli projeler rüzgar enerjisi projeleri olmaktad�r. Ülkemizde de bu uygulamalar rüzgar enerjisi ile ba�lam�� olup, gün geçtikçe bu uygulamalar artmaktad�r. Protokolde yukar�da belirtilen mekanizmalar�n i�leyi�i yer almam��t�r. Ancak, uygulama döneminin ba�lang�ç tarihi olan 2008 y�l�na kadar gerekli çal��malar yap�larak uygulanmas�na yönelik tüm esaslar ve detaylar belirlenmi�tir. Protokolün ilk uygulama dönemi 2012 y�l�nda sona erecektir. Halen 2012 sonras� için çal��malar yap�lmaktad�r. Bu çal��malar Bölüm 10.4.7.’de yer almaktad�r. 10.4.6. Sözle�me ve Kyoto Protokolü Kar��s�nda Türkiye’nin Pozisyonu �klim De�i�ikli�i Çerçeve Sözle�mesi 1992 y�l�nda imzaya aç�ld��nda Türkiye taraf�ndan imzalanmam��t�r. Türkiye’nin geli�mi� ülkelerle birlikte hem EK-I hem de a��r yükümlülükleri olan EK-II listelerinde yer alm�� olmas� ve bu durumun geli�mi�lik düzeyi ile ba�da�mad�� dikkate al�narak, ülkemiz taraf�ndan Sözle�meye taraf olunmam�� ve. uzun bir süre eklerden ç�kmak için çaba sarf edilmi� ancak, bu talep kabul görmemi�tir. Daha sonra, Türkiye Ek-II listesinden ç�kar�lmas� ve “ülkenin özel ko�ullar�” dikkate al�narak Ek-I listesinde kalmas� konusunda bir öneride bulunmu�tur. Bu önerinin 2001 y�l�nda Marake�’te 7. Taraflar Konferans�nda (COP-7) kabul edilmesi üzerine TBMM’de Sözle�meye taraf olma tart��lm�� ve onaylanm��t�r. 24 May�s 2004 tarihinde Sözle�meye resmen taraf olunmu�tur. Türkiye’nin bu çabalar� s�ras�nda Sözle�me çerçevesinde Kyoto Protokolü imzaya aç�lm��, ancak Sözle�meye henüz taraf olmad�� için ülkemizce Protokol de imzalanmam��t�r. Daha sonra, Sözle�menin Ek-II listesinden ç�karak Sözle�meye taraf olan Türkiye, bir süre sonra Protokole de s�cak bakm�� ve 26 A�ustos 2009 tarihinde Kyoto Protokolü’ne taraf olmu�tur. Kyoto Protokolü imzaya aç�ld��nda Türkiye Sözle�emeye taraf olmad�� için Protokolde ülkelerin say�sal hedeflerinin bulundu�u listede yer almamakta ve dolay�s�yla 2008-2012 aras�nda bu tür bir yükümlülü�ü bulunmamaktad�r. 10.4.7. Kyoto Protokolü Sürecinde 2012 Sonras� için Dünyadaki Çal��malar Kyoto Protokolü’nün ilk uygulama dönemi 2008 - 2012 y�llar�n� kapsamaktad�r. Söz konusu ilk dönem ba�lamadan 2012 sonras�n�n �ekillenmesi için çal��malara ba�lanm��t�r. 2006 y�l�nda Nairobi’de gerçekle�tirilen 12. Taraflar Konferans�nda (COP-12) Protokol’ün 2012 sonras�nda nas�l ilerleyece�ine dair tart��malar resmen ba�lam��t�r. Daha sonra, 2012 sonras�n�n belirlenmesine yönelik gözler 12-14 Aral�k 2007 tarihlerinde Endonezya - Bali’de düzenlenen Birle�mi� Milletler �klim De�i�ikli�i 13. Taraflar Konferans�na (COP-13) ve Kyoto Protokolü 3. Taraflar Bulu�mas�na


(COP/MOP3) çevrilmi�tir. Ancak, Bali’de beklenildi�i kadar önemli ve somut kararlar al�namam��t�r. Müzakerelerin ana temas�n� 2012 sonras� önlemleri olu�turmu�tur. Bali Konferans�n�n beklentilere cevap verememesine kar��l�k, önemli bir belge ortaya ç�km��t�r. 2012 sonras� için al�nan baz� kararlar çerçevesinde haz�rlanan bu belge “Bali Eylem Plan�”d�r (Bali Action Plan). Bir sonraki taraflar konferans� COP-14 bir sene sonra Poznan’da yap�lm�� olup oldukça sönük geçmi�tir. 2012 sonras�n�n �ekillenmesi 2009 y�l� sonuna kadar tamamlanmas� hedeflenmi� ve kararlar Kopenhag’a (COP-15) b�rak�lm��t�r. Ancak, COP-15 de hayal k�r�kl�� yaratm�� ve konferanstan beklenen sonuçlar ç�kmam��t�r. �ki hafta boyunca süren yo�un toplant�lar ve müzakereler sonucunda, 2012 sonras�n�n �ekillenmesine, say�sal hedeflerin belirlenmesine ve ilgili bir anla�ma metninin ortaya ç�kmas�na yönelik beklentiler sonuçsuz kalm��t�r. Görü�meler daha çok siyasi zeminde yürümü� olup, sonunda 19 Aral�k’a kalan Genel Kurul Oturumunda Kopenhag Mutabakat� (Kopenhagen Accord) alt�nda siyasi bir niyet niteli�indeki hukuki ba�lay�c�l�� olmayan bir belge ortaya ç�km��t�r. Oldukça s�n�rl� bir kat�l�mla �ekillenen bu belgenin haz�rlanmas�nda “BASIC Grubu” olarak bilinen Brezilya, ABD, Güney Afrika, Hindistan, Çin’den olu�an grup etkili olmu�tur. Ancak, bu belgeye birçok ülke taraf�ndan itiraz gelmi�tir ve Kopenhag Mutabakat� COP-15 taraf�ndan sadece not edilmi� olup, hukuki aç�dan herhangi bir ba�lay�c�l�� bulunmamaktad�r. Meksika-Cancun’da 29.Kas�m-10 Aral�k 2010 tarihlerinde yap�lan 16. Taraflar Konferans�nda (COP-16) daha önceki konferanslarda ya�anan anla�mazl�klara ve ABD, Çin, Japonya aras�ndaki fikir ayr�l�klar�na kar��l�k, birçok ülkenin kat�ld�� bir mutabakat metni ortaya ç�km�� ve 193 ülke taraf�ndan bu metin imzalanm��t�r. Ayr�ca, geli�mekte olan ve az geli�mi� ülkelerin sera gazlar�n�n azalt�lmas� ve iklim de�i�ikli�ine adaptasyonu için desteklenmesi amac�yla “Ye�il �klim Fonu”nun çerçevesi olu�turulmu�tur. Fonun ilk üç y�l�n�n Dünya Bankas� denetiminde çal��mas� planlanmaktad�r. 10.4.8. Türkiye’deki Çal��malar Türkiye iklim de�i�ikli�i ile ilgili olarak yakla��k 1990 y�l�ndan bu yana çal��malar yapmaktad�r. Ancak, Türkiye’nin �klim De�i�ikli�i Çerçeve Sözle�mesine taraf olmas�ndan bu yana çal��malar h�zlanm�� ve uluslararas� platformlarda daha etkin olmaya ba�lam��t�r. Özellikle, Çevre ve �ehircilik Bakanl�� (Eski ad�yla Çevre ve Orman Bakanl��) koordinasyonunda ve Birle�mi� Milletler Kalk�nma Program� (UNDP) deste�i ile önemli çal��malar yürütülmektedir. Bu çal��malardan baz�lar� tamamlanm��, baz�lar� ise devam etmektedir. Bu çal��malardan önemli olan baz�lar� a�a��da verilmektedir. � Ulusal �klim De�i�ikli�i Stratejisi (May�s 2010 tarihinde tamamlanm��t�r.) � Ulusal �klim De�i�ikli�i Eylem Plan� (May�s 2011 tarihinde tamamlanm��t�r.) � �klim De�i�ikli�i ile Mücadele için Kapasitelerin Art�r�lmas� Projesi � Türkiye’nin �klim De�i�ikli�ine Uyum Kapasitesinin Art�r�lmas� Projesi � “Ikinci Ulusal Bildirim”in haz�rlanmas� (�klim De�i�ikli�i Çerçeve Sözle�me�i

gere�i Birle�mi� Milletlere sunulmak üzere)


Ayr�ca, Sözle�me gere�i her y�l Ulusal Emisyon Envanteri haz�rlanarak Birle�mi� Milletlere sunulmaktad�r. Ülkemizde, iklim de�i�ikli�i çevre mevzuat�nda pek yer almamakla birlikte, Sözle�meye taraf olunmas�ndan sonra baz� ad�mlar at�lmaya ba�lanm��t�r. Bu çerçevede, Sera gaz� azaltan projelerin ve gönüllü emisyon ticaretine kat�lan projelere yönelik olarak haz�rlanan “Sera Gaz� Emisyon Azalt�m Sa�layan Projelere �li�kin Sicil ��lemleri Tebli�i” 7 A�ustos 2010 tarih ve 27665 say�l� Resmi Gazete’de yay�mlanarak yürürlü�e girmi�tir. Daha sonra, Tebli�’de de�i�iklik yap�lm�� ve de�i�iklik yap�lmas�na yönelik tebli� de 22 Ekim 2011 28092 say�l� Resmi Gazete’de yay�nlanm��t�r.

Kısaltmalar

AB Avrupa BirliğiBAT Best Available TechniquesBGD Baca Gazı Desülfürizayon BM Birleşmiş MilletlerBYT Büyük Yakma TesisleriCCS Carbon Capture and StorageCDM Clean Development MechanismCH4 Metan CO Karbon monoksitCO2 Karbon dioksitCOP Tarafl ar konferansı ÇED Çevresel Etki DeğerlendirmesiEGR Enhanced gas recovery EOR Enhanced oil recoveryET Emission TradingEU European Union IEA International Energy Agency IGCC Integrated Gasifi cation Combined CycleIPCC Intergovernmental Panel on Climate ChangeIPPC Integrated Pollution Prevention and ControlKP Kyoto ProtokolüKTD Karbon Tutma ve DepolamaLCP Large Combustion PlantsN2O Diazot monoksitNOX Azot oksitlerOECD Organization for Economic Co-operation and DevelopmentPM Partikül maddeSO2 Kükürt dioksitTÜİK Türkiye İstatistik KurumuUNDP Birleşmiş Milletler Kalkınma Programı


Kaynaklar 1. www.cevresehircilik.gov.tr 2. DEK-TMK Temiz Kömür Teknolojileri Çal��ma Grubu Raporu,2009 3. www.unfccc.int 4. Caring for Climate-A Guide to the Climate Change Convention and Kyoto

Protocol, UNFCCC, 2006 5. Intergovernmental Panel on Climate Change, IPCC 6. DEK-TMK �klim De�i�ikli�i ve Enerji Sektörü Raporu, 2008 7. Sera Gaz� Emisyon Envanteri, 2011, TÜ�K 8. Turkey Greenhouse Gas Inventory, 1990 to 2009-Annual Report for

submission under the Framework Convention on Climate Change, Turkish Statistical Institute,2011

9. IEA, Key World Energy Statistics 2010 10. IEA Key World Energy Statistics 2011 11. IEA, CO2 Emissions from Fuel Combustion, Highlights, (2011 Edition) 12. IEA Presentation in Workshop on Carbon Capture and Storage, Oslo-Norway,

21-22/06/2007 13. �klim De�i�ikli�i Sorununda Teknolojik Aray��lar, Karbon Tutma ve Depolama

(Carbon Capture and Storage-CCS), S.TÜZÜNER, DEK-TMK 11. Enerji Kongresi 21-23 Ekim 2009, �zmir

11. ENERJİ VERİMLİLİĞİ


11. ENERJ� VER�ML�L�� Türkiye gittikçe artan ve ekonomik ve sosyal aç�dan önem arz eden bir enerji talebi ile kar�� kar��yad�r. 1990-2008 y�llar� aras�nda birincil enerji tüketimi y�lda ortalama % 4.4 ile sürekli olarak artm��t�r. Bu yüksek art�� h�z� nedeniyle Türkiye’de �imdiye kadar büyük oranda arz cephesinden yakla��larak, büyümekte olan talebin, yeni tesisler kurularak kar��lanmas�na çal��lm��, bu süreçte enerji verimlili�ine, arz cephesine oranla görece dü�ük öncelik verilmi�tir. 2009 y�l�nda yürürlü�e giren Elektrik Enerjisi Piyasas� ve Arz Güvenli�i Strateji Belgesi’nde enerji verimlili�i ve tasarrufa ili�kin hususlar da ele al�nm��t�r. Söz konusu belgede enerji verimlili�ini sa�layacak tedbirlerin sosyal ve ekonomik geli�me hedeflerini etkilemeden uygulanmas� gereklili�inin alt� çizilerek, verimlili�in art�r�lmas�, israf�n önlenmesi ve enerji yo�unlu�unun gerek sektörler baz�nda gerekse makro düzeyde azalt�lmas�na ili�kin ad�mlar�n at�laca�� ve elektrik üretimi, iletimi ve da��t�m�nda teknik kay�plar�n asgariye indirilmesi ve da��t�mda kaçak kullan�m�n engellenmesi sa�lanaca�� belirtilmektedir. 15 Nisan 2010 tarihli Enerji ve Tabii Kaynaklar Bakanl�� 2010-2014 Stratejik Plan�nda da AMAÇ-3 Enerji verimlili�ini artt�rmak maddesinde; 2008 y�l�nda 282 kg e�de�eri petrol/1.000 dolar olan enerji yo�unlu�unun 2023 y�l�na kadar, 2008 y�l�na göre %20 oran�nda dü�ürülmesi, 2014 y�l�nda birincil enerji yo�unlu�unda 2008 y�l�na göre %10 azalma: 254 kg e�de�eri petrol/1.000 dolar, mevcut kamu elektrik üretim santrallerinde yeni teknolojiler kullan�larak verimi yükseltmek ve üretim kapasitesini art�rmak için yap�lan bak�m, rehabilitasyon ve modernizasyon çal��malar�n�n 2014 y�l� sonuna kadar tamamlanmas� olarak di�er baz� hedefler belirlenmi�tir Politika belgelerinde çe�itli nihai kullan�m sektörlerinde yap�lacak potansiyel enerji verimlili�i iyile�tirmelerinin Türkiye’de enerji talep tahminlerini a�a�� çekebilece�i öngörülmü� olmakla birlikte, enerji sektörü yönetimince son y�llara kadar bu anlamda kapsaml� ve sonuç odakl� bir politika izlenememi�tir. 2007 y�l� ve sonras�nda yasal çerçevede önemli de�i�iklikler yap�lm�� olup, halen bu de�i�ikliklerin uygulamaya dönü�mesi süreci ya�anmaktad�r. Türkiye, son birkaç y�lda Enerji Verimlili�i Kanunu ve 11 adet ikincil mevzuat ile e�itim ve bilinçlendirme faaliyetleri, belli büyüklüklerde sanayi ve ticari binalara enerji yönetimi zorunlulu�u, �irket yetkilendirmeleri ile EV hizmet piyasas�n geli�tirilmesi, KOB�’ler ve endüstriyel kurulu�lar için s�n�rl� bir hibe program� gibi konularda önemli geli�meler olmas�na ra�men, enerji talebinin somut �ekilde azalt�labilmesi için, enerji verimlili�i konusunda daha etkin stratejiler geli�tirilmesine ve ad�mlar at�lmas�na ihtiyaç duymaktad�r. Halen kurumsal yetersizlikler, mali desteklerin, enerji verimlili�i potansiyelinin de�eri ile k�yasland��nda çok dü�ük seviyelerde kalmas�, her seviyede eksik bilgi ve fark�ndal�k ve hatta yeni mevzuattaki uygulanabilirli�i olmayan baz� hususlar; enerji verimlili�inde istenen sonucun al�nmas�n� geciktirmektedir. Türkiye’nin ki�i ba��na toplam birincil enerji tüketimi ve elektrik tüketimi OECD ortalamas� olan ki�i ba��na 4.28 TEP ve 8,012 kWh tüketim ile k�yasland��nda 2009 y�l�nda 1.36 TEP birincil enerji tüketimi ve 2,296 kWh elektrik tüketimi en dü�ük


ülkeler aras�nda yer almaktad�r. Bununla beraber, Türkiye ekonomisi geli�mi� ülkelerle kar��la�t�r�ld��nda “enerji yo�un” ve “karbon yo�un” olarak de�erlendirilebilir. OECD ortalamas� olan 0.18 TEP/dolar 1,000 Gayrisafi Yurtiçi Milli Has�la ile kar��la�t�r�ld��nda 0.27 TEP enerjiyle 1.000 dolar GSYMH üretmek için daha fazla enerji harcanmaktad�r (2000 y�l� ABD dolar� de�eri ile).

Tablo 11.1. Seçilmi� Baz� Ülkelerde Enerji Göstergeleri, 2009 Y�l� De�erleri Bölge/Ülke Nüfus

(Milyon) GSYMH (Milyar Dolar 2000)

Birincil Enerji Tüketimi(BET) (mTEP)

BET / Nüfus (TEP/ki�i)

Elektrik Tüketimi/ Nüfus (kWh/ki�i)

Enerji Yo�unlu�u (TEP/1000 Dolar 2000)

Karbondioksit Yo�unlu�u (kg CO2/ Dolar2000)

DÜNYA 6,761 39,674 12,150 1.80 2,730 0.31 0.73OECD 1,225 29,663 5,238 4.28 8,012 0.18 0.41TÜRK�YE 72 357 97,7 1.36 2,296 0.27 0.72Çin 1,331 2,938 2, 257 1.70 2,631 0.77 2.33ABD 308 11,357 2,162 7.03 12,884 0.19 0.46Almanya 82 1,999 555 3.89 6,781 0.16 0.38Japonya 127 4,872 472 3.71 7,833 0.10 0.22Fransa 65 1,473 483 3.97 7,494 0.18 0.24�ngiltere 62 1,677 196 3.18 5,693 0.12 0.28Danimarka 6 167.7 18,6 3.37 6,248 0.11 0.28�talya 60 1,111 165 2.74 6,648 0.13 0.40�spanya 46 713 126 2.75 6,004 0.18 0.40Hollanda 17 433 78 4.73 6,897 0.18 0.41Yunanistan 11 168 30 2.61 5,540 0.18 0,54Portekiz 11 123 24 2.27 4,815 0.20 0.43Bulgaristan 8 19 17,48 2.30 4,401 0.91 0.56Çekoslavakya 11 76 42 4.00 6,103 0.55 1.45Meksika 107 724 174 1.63 2,026 0.24 0.55Endonezya 230 258 202 0.88 609 0.78 1.46

2000 y�l� ABD dolar de�eri baz�nda GSYMH Kaynak: IEA, Dünya Enerji �statistikleri, 2011

Türkiye’nin enerji yo�unlu�u AB’nin ortalama de�erleriyle de mukayese edildi�inde oldukça yüksektir; 2007 y�l�nda Türkiye’nin enerji yo�unlu�u Avro baz�nda 251 KEP/1,000 Avro iken (2008 y�l� 245 Avro), AB’nin ortalama de�eri 169 Avro’dur (2008’de 167 Avro) (�ekil 11.1:).


GSYMH 2000 y�l� sabit döviz kurlar� ile

�ekil 11.1. 1997-2007 Y�llar� Aras�nda AB 27’de ve Seçili AB Ülkelerinde Enerji Yo�unlu�u

Kaynak: EUROSTAT AB üyesi ülkelerin ekonomilerinin enerji yo�unluklar� bütün sektörlerin ortak çabalar�yla azalt�lm��t�r. 1990-2004 y�llar� aras�nda, bütün AB ekonomisi için enerji verimlili�i endeksi dü�mü� olup, bu durum %14 oran�nda artan enerji verimlili�ini göstermektedir. Bütün sektörler de�i�en enerji yo�unluklar�yla bu sonuca katk�da bulunmu�tur; söz konusu iyile�tirmeye sunulan katk�larda konutlar�n pay� %10, ula��m�n pay� %11 ve sanayinin pay� ise %20 düzeyindedir. Enerji yo�unlu�u ekonomi ve sanayinin yap�s�ndan önemli oranda etkilenmektedir. Ancak, Türkiye’nin baz� Avrupa ülkelerinin 2.5 kat� daha fazla enerji yo�un olma özelli�i ta��d�� gerçe�i unutulmamal�d�r (�ekil 11.2).

�ekil 11.2. 1996- 2007 Y�llar� Aras�nda Baz� Ülkelerle ve Türkiye’de Enerji

Yo�unlu�u, 2008 Kaynak: EURO STAT Energy, transport and environment indicator,2010 edition


Di�er taraftan, nihai kullan�m enerji verimlili�inin gerçek anlamda kar��la�t�rmas� için, k�yaslaman�n GSMH sat�n alma gücü paritesi baz� ile nihai kullan�m enerji tüketim rakamlar� aras�nda yap�lmas� gerekmektedir. �ekil 11.3’de gösterildi�i üzere, 2007 y�l� için Türkiye enerji tüketiminin enerji yo�unlu�u hâlâ Avrupa Birli�i’ndekinden % 30 daha yüksektir ve bu durum, enerji verimlili�i iyile�tirmelerinin maliyet etkin bir �ekilde yap�labilece�ini göstermektedir.

�ekil 11.3. Türkiye’nin Sat�n Alma Gücü Bazl� Enerji Yo�unlu�unun

K�yaslamas� 2009 IEA Türkiye raporuna göre, “Enerji verimlili�inin iyile�tirilmesinin, Türkiye’nin enerji arz�ndaki zorluklar�n giderilmesinde önemli rolü olaca��n� vurgulamaktad�r. Sanayi üretiminin artt��, özel araç kullan�m�n�n h�zla yay�ld�� ve önemli say�da yeni in�aat�n öngörüldü�ü bir ülkede, ula��m ve binalar�n; hem mevcut stoklar�n iyile�tirilmesi hem de yenilerin daha verimli �ekilde kullan�ma girmesi için k�sa ve uzun dönemli planlar�n haz�rlanmas� ve uygulanmas� �artt�r. Enerjiyle ilgili CO2 emisyonlar� 1990 y�l�ndan bu yana iki kat�ndan fazla artm��t�r ve orta ve uzun vadede enerji talebine paralel olarak bu art��n h�zl� bir �ekilde devam etmesi olas�d�r. Uluslararas� Enerji Ajans�, Türkiye’nin iklim de�i�ikli�iyle ba� etmek ve emisyonlar�n� s�n�rland�rmak için “nicel bir genel hedef koyulmas�n�” ve 2012 sonras� rejimiyle ilgili çabalara devam edilmesini tavsiye etmektedir. Olas� nicel hedefteki en önemli katk�y� yapacak olan önlem ise, Uluslararas� Enerji Ajans�n�n da belirledi�i üzere enerji verimlili�inin artt�r�lmas�d�r. Türkiye enerji tüketimindeki h�zl� büyüme oran�ndan dolay� büyük bir tasarruf potansiyeline sahiptir. E�E’nin çal��malar� ülkede 2020 y�l�nda 222 milyon TEP birincil enerji talebi içinde muhtemelen %15 enerji tasarrufunda (30 MTEP) bulunulabilece�ini göstermektedir. Di�er taraftan Dünya Bankas� taraf�ndan yap�lan bir çal��mada ise %27 enerji tasarrufu potansiyelinin varl��na i�aret edilmektedir. A�a��daki Tablo’da belirtilen de�erlerin kapsaml� etüt çal��malarla teyit edilmesine ihtiyaç olmakla birlikte enerji yo�unlu�u de�erleri k�yaslamalar� bu potansiyeli do�rular niteliktedir.


Tablo 11.2. Türkiye’de Enerji Tasarrufu Potansiyeli 2008 (WB) Tasarruf

Potansiyeli, % Tasarruf Potansiyeli, ‘000 TEP/y�l

Elektrik Yak�t

Sanayi %25 8,015 Demir-Çelik 21 19 1,402 Çimento 25 29 1,124 Cam 10 34 261 Ka��t 22 21 206 Tekstil 57 30 1,097 G�da 18 32 891 Kimyasal 18 64 2,283 Di�er yok yok 729 Bina %30 7,160 Konut 29 46 5,655 Kamu ve Ticari 29 20 1,505 Toplam %27 15,152

Kaynak: Dünya Bankas� Sanayi ve bina sektörleri EV iyile�tirmesi için en fazla imkân� sunan sektörlerdir; ayr�ca sektörler aras�nda potansiyel enerji verimlili�i kazanc�nda farkl�l�klar olmas�na ra�men, sanayi sektöründeki büyük miktardaki enerji tüketimi bu sektörü EV yat�r�mlar�n�n te�viki için hedef sektör haline getirmektedir. Ayr�ca, bina sektörünün daha yüksek oranda verimlilik kazanc� sa�lama potansiyeli mevcuttur, çünkü bu alanda �imdiye dek fazla bir �ey yap�lmam��t�r. 2000 öncesinde yap�lm�� binalar bugünkü yönetmeliklere göre iki misli enerji harcamaktad�r. Bina mevzuat�nda önemli baz� revizyonlar yap�lm�� ve bir etiketleme yönetmeli�i (Binalarda Enerji Performans� Yönetmeli�i) yürürlü�e konmu� olmas�na ra�men, mevcut enerji verimi dü�ük bina stoku ve buzdolab�, klima, kazan gibi kurulu cihazlar henüz elde edilmemi� büyük bir EV potansiyeli sunmaktad�r. 6-7milyon binan�n enerji tüketimini yar�ya yar�ya azaltacak kapsaml� bir rehabilitasyon hareketine ihtiyaç vard�r. Bu giri�imin yüz binlerce i� yaratabilme potansiyeline de sahip olabilece�i yurtd��ndaki birçok uygulamadan ç�kan sonuçlarla de�erlendirilmektedir. Ayr�ca bugün geçerli olan yeni binalar�n tabii olaca�� artlar� belirleyen yönetmeliklerin öngördü�ü �artlar Avrupa’da benzer derece-gün �artlar�na sahip ülkelere k�yasla %30 daha verimsizdir. 2010 y�l�nda E�E koordinasyonunda UNDP GEF destekli 3 proje ba�lat�larak sanayi, bina ve elektrikli aletlerinde enerji verimlili�ini artt�racak çal��malara ilgili tüm kamu kurulu�lar� ve özel sektörün de kat�l�m� sa�lanacakt�r. Bu projelerin mevcut engellerin giderilmesine önemli katk�lar sa�lamas� beklenmektedir. Ayr�ca Hollanda hükümeti taraf�ndan desteklenen Türkiye’de Enerji Verimlili�i �zleme ve De�erlendirmesinin Geli�tirilmesi Projesi ile enerji verimlili�i programlar�n�n izlenmesi ve de�erlendirilmesi konular�nda bilgi birikimi sa�lama, enerji tasarrufu potansiyellerinin hesaplanma yöntemleri, enerji verimlili�i politikalar�n�n etkilerinin


de�erlendirilmesi yöntemleri ve öncelikli sektörlerde pilot uygulamalar gerçekle�tirilmi� olacakt�r. EÜA�’a ait elektrik üretim tesislerinin emre amadeliklerini artt�rmak, tesis performans�n� ve verimlili�ini yükseltmek, insan kaynaklar�n�n geli�imine katk� sa�lamak rasyonel i�letme ko�ullar�na eri�me hedefiyle “Bak�m Yönetim Sistemi” kurma ön çal��malar� büyük oranda tamamlanm��t�r. EÜA� taraf�ndan HES ve termik santralar�nda rehabilitasyon çal��malar� sürdürülmektedir. 2004 y�l�nda Frans�z EDF firmas� taraf�ndan önemli santrallar�m�z�n rehabilitasyonu ile ilgili olarak fizibilite çal��malar� ba�lat�lm��t�r. En ekonomik bulunan Keban HES’in rehabilitasyon projesinin fizibilite raporu EDF ile birlikte haz�rlanm��t�r. Yakla��k 70 milyon dolarl�k yat�r�mla santral�n verimi, emre amadeli�i ve güvenirlili�i art�r�lacak ve bu yat�r�m y�lda ilave 18 – 20 milyon dolar getiri sa�layarak 3,5 – 4 y�lda kendisini amorti etmesi beklenmektedir. HES türbinlerindeki verim 1960’larda %88, 1990’larda %90 civar�nda iken bugün %95’leri a�maktad�r. Yap�lan bir ön çal��maya dayanarak baz� santralarda olabilecek verim art��lar� a�a��daki Tablo 11.3’de listelenmi�tir. (Muzaffer Ba�aran, 2010).

Tablo 11.3. Türkiye’de HESlerde Üretimde Enerji Verimlili�inin Artt�r�lmas� Potansiyeli

Santral ad� Güç (MW) Ya�

Üretim milyon kWh/y�l

Ünite say�s�

Verim art�s� %

Verimlilik Kazanç Potansiyeli milyon kWh/y�l

Keban 1.328 32 6.600 8 3,5 231,0Karakaya 1.800 19 7.500 6 2,4 180,0Hasan U�urlu 500 27 1.217 4 3,5 42,6Alt�nkaya 702,6 19 1.632 4 2,4 39,2Kesikköprü 76 39 250 2 5,2 13,0Gökçekaya 279 33 400 3 4,3 17,2Do�ankent 74,5 25 176 1 3,2 5,6Aslanta� 138 22 569 3 2,8 15,9Sar�yar 160 50 300 4 6,7 20,1Hirfanl� 128 46 300 4 6,2 18,6Suat U�urlu 69 24 350 3 3,1 10,9�kizdere 18,6 45 110 3 6 6,6Almus 27 40 100 3 5,3 5,3Demirköprü 69 46 80 3 6,2 5,0Kapulukaya 54 17 190 3 2,1 4,0Toplam Enerji 614,9 Tablodan da görüldü�ü üzere HES’lerde 615 milyon kWh enerji verimlili�i potansiyeli mevcuttur. Benzer olarak termik santralarda da (16 adet termik santralde) k�s�m k�s�m rehabilitasyon çal��malar� devam etmektedir. Rehabilitasyon projeleri kapsam�nda santralar�n performans�, güvenilirli�i, ömrünün art�r�lmas� ve çevre mevzuat�na uygunlu�un sa�lanmas� da amaçlanmaktad�r (T.Y�ld�z 2011 Bütçe konu�mas�). Bu


çal��malar kapsam�nda Af�in Elbistan A, Çatala�z�, Kangal Orhaneli Seyitömer, Tunçbilek, Soma-B, ve Yeniköy santralar�nda öngörülen çal��malarla 11 milyar kWh civar�nda bir enerji art�� beklenmektedir (Muzaffer Ba�aran,Nisan 2011). Elektrik da��t�m sistemindeki en önemli sorun olan kay�p-kaçaklard�r. Kaçak kullan�m her ne kadar ekonominin içinde üretime dönse veya vatanda� refah� için harcansa da paras� ödenmeyen elektri�in çok verimsiz �ekilde kullan�laca�� aç�kt�r. Kay�p-kaçak kontrolü amac�yla, 2003-2010 (Ekim) döneminde toplam 39,3 milyon abone taramas� yap�lm�� olup bu çal��malar sonucunda önemli boyutta kaçak tespit edilmi�tir. Elektrikteki kay�p-kaçak oranlar�, yap�lan çal��malar sonucunda, 2002 y�l�nda yüzde 21 seviyesinden 2010 y�l�nda yakla��k yüzde 15 seviyesine dü�ürülmü�tür .(T.Y�ld�z 2011 Bütçe konu�mas�). Da��t�m özelle�tirmeleri ile kay�p kaçak oranlar�n�n daha makul seviyelere indirilmesi beklenmektedir. Enerji Piyasas� Düzenleme Kurulunun Aral�k 2010 tarihli toplant�s�nda; 2011- 2015 uygulama dönemine ili�kin da��t�m faaliyeti kay�p kaçak hedefi (KKH) oranlar�n� a�a��daki �ekilde belirlemi�tir.

Tablo 11.4. Da��t�m Faaliyeti Kay�p Kaçak Hedefleri (EPDK)

Ancak özelle�en da��t�m bölgelerinde bu kay�p geri kazan�m oranlar�n�n gerçek yat�r�mlarla sa�lanmas�, hesaplar�n kay�plar�n geri kazan�lm�� gibi düzenlenmemesi veya kay�plar�n ba�ka harcama kalemlerinde gösterilmemesi için �irketlerin yak�n denetimi �artt�r. Kay�plar�n azalt�lmas�n�n etkisinin üretimde de azalma ile de teyid edilmesi gereklidir. Kaynaklar

1. IAE, Dünya Enerji �statistikleri, 2011. 2. ODYSSEE veri taban�. 3. IEA Ülkeleri Enerji Politikalar�-Türkiye – 2009 Gözden Geçirmesi


(Orj

inal

Bir

imle

r)T

.Köm

.Li

nyit

Asf

altit

Kok

P.K

okB

rike

tO

dun

H.B

it.A

rt.

Petr

olD

oğal

gaz

Hid

rolik

Jeot

erm

alB

ioya

kıt

Rüz

gar

Ele

ktri

kJe

o.Isı

Gün

eş3.

000

2.30

09.

155

860

8600

8.85

086

086

0D

iğer

Isı

10.0

00(B

.Ton

)(B

.Ton

)(B

.Ton

)(B

.Ton

)(B

.Ton

)(B

.Ton

)(B

.Ton

)(B

.Ton

)(B

.Ton

)(1

06Sm

3)(G

Wh)

(GW

h)(B

.Ton

)(G

Wh)

(GW

h)(B

.TE

P)(B

.TE

P)Y

erli

Üre

tim (+

)2

524

69 6

981

177

11 3

064

960

2 54

4 6

8251

795

668

14

2 91

61

391

432

İtha

lat (

+)21

333

173

2 75

035

722

38 0

381

144

İhra

cat (

-)7

089

649

1 91

8İh

raki

ye (-

) 3

70St

ok D

eğişi

mi (

+/-)

1 71

2- 4

59- 1

31 7

28

- 439

58

İsta

tistik

Hat

a (+

/-)-2

009

Bir

inci

l Ene

rji A

rzı

25 5

6869

239

1 04

6 1

792

777

011

306

4 96

00

28 3

5938

129

51 7

95 6

68 1

42

916

- 774

1 39

1 4

32

Çev

rim

ve

Ener

ji Se

ktör

ü-1

2 95

1-5

5 50

3- 4

674

274

00

- 31

- 362

0-1

832

-22

814

-51

795

- 668

0-2

916

172

765

1 22

10

Elek

trik

Sant

ralla

rı-7

582

-55

436

- 467

- 31

- 362

- 925

-21

471

-51

795

- 668

-2 9

1621

1 20

81

221

Hav

a G

azı F

ab (-

)K

ok F

abrik

aları

-5 3

224

274

Brik

etPe

trol R

afin

erile

ri- 9

22-1

103

-1 0

72İç

Tük

etim

ve

Kayıp

- 47

- 67

15

- 241

-37

370

Topl

am N

ihai

Ene

rji T

üket

imi

12 6

1713

736

579

4 45

32

777

011

275

4 59

80

26 5

2715

314

00

14

017

1 99

22

612

432

Sekt

örle

r To

plamı

12 6

1713

736

579

4 45

32

777

011

275

4 59

80

26 5

2715

314

00

14

017

1 99

22

612

432

Sana

yi T

üket

imi

5 09

07

753

98

4 45

32

777

3 65

17

832

80 3

061

221

130

Dem

ir Ç

elik

1 52

8 1

344

410

344

741

18 1

61 1

66K

imya

-Pet

roki

mya

84

488

604

166

5 58

3Pe

troki

mya

Fee

dsto

ck1

722

Güb

re 2

4 7

0 1

45Ç

imen

to3

027

1 60

92

156

26

16

5 32

6Şe

ker

74

93

26

9 5

6 3

27D

emirdışı

Met

alle

r 2

02 1

0 3

557

2 30

3D

iğer

San

ayi

375

5 22

7 9

8 1

6 6

11 9

386

226

48 4

611

055

130

Ulaştır

ma

13 9

91 4

94 1

4 5

43D

emiry

olla

rı 1

45 2

26D

eniz

yolla

rı 5

23H

avay

olla

rı 8

98B

oru

Hat

ları

243

200

Kar

ayol

ları

12 4

25 2

51 1

4 1

17D

iğer

Sek

törl

er7

527

5 98

3 4

81

11 2

754

598

5 25

16

988

91 1

431

391

302

Kon

ut v

e H

izm

etle

r7

524

5 98

3 4

81

11 2

754

598

1 11

86

986

85 6

341

057

302

Tarım

34

134

25

509

334

Ene

rji Dışı

3 63

4El

ektr

ik E

nerj

isi Ü

retim

i (G

Wh)

18 1

2035

942

984

458

2 18

098

144

51 7

95 6

682

916

211

207

Kur

ulu

Güç

Kap

asite

si (M

W)

3 61

68

140

135

97

1 52

418

174

15 8

31 9

41

320

48 9

32

2010

YIL

I GE

NE

L E

NE

RJİ

DE

NG

ESİ


2010

YIL

I GE

NE

L E

NE

RJİ

DE

NG

ESİ

(Bin

Tep

)

Hay

.ve

Top

lam

Jeo.

Isı

T.K

öm.

Liny

itA

sfal

titK

okP.

kok

Bri

ket

Odu

nB

it.A

rt.

K.Y

ak.

Petr

olD

.Gaz

Hid

rolik

Jeot

erm

alB

ioya

kıt

Rüz

gar

Ele

ktri

kD

iğer

Isı

Gün

eşTo

plam

Yer

li Ü

retim

(+)

1 51

115

505

508

3 39

21

166

22 0

812

671

625

4 45

4 5

75 1

2 2

511

391

432

32 4

93İt

hala

t (+)

13 7

34 1

152

072

15 9

2136

566

34 8

23 9

887

409

İhra

cat (

-)7

250

594

165

8 00

9İh

raki

ye (-

) 3

87 3

87St

ok D

eğiş

imi (

+/-)

234

- 119

- 48

- 1 2

1 8

6- 4

72 5

3- 3

32İs

tatis

tik H

ata

(+/-)

-1 9

08-1

908

Bir

inci

l Ene

rji A

rzı

15 4

7915

385

460

114

2 09

30

3 39

21

166

38 0

8929

221

34 9

074

454

575

12

251

- 67

1 39

1 4

3210

9 26

6

Çev

rim

ve

Ener

ji Se

ktör

ü-7

393

-9 3

06- 2

572

823

00

- 9- 1

09-1

4 25

2-1

554

-20

887

-4 4

54- 5

750

- 251

14 8

581

221

0-2

5 89

4El

ektri

k Sa

ntra

lları

-3 5

74-9

288

- 257

- 9- 1

09-1

3 23

8- 8

88-1

9 65

7-4

454

- 575

- 251

18 1

641

221

-19

678

Hav

a G

azı F

ab (-

)

Kok

Fab

rikal

arı

-3 7

932

823

- 970

- 970

Brik

et

Petro

l Raf

iner

ileri

-1 0

60-1

010

- 92

-2 1

62İç

Tük

etim

ve

Kayıp

- 26

- 18

- 44

395

- 220

-3 2

14-3

083

Topl

am N

ihai

Ene

rji T

üket

imi

8 08

66

079

203

2 93

72

093

03

383

1 05

723

837

27 6

6714

020

00

12

014

791

2 61

2 4

3283

372

Sekt

örle

r To

plamı

8 08

66

079

203

2 93

72

093

03

383

1 05

723

837

27 6

6714

020

00

12

014

791

2 61

2 4

3283

372

Sana

yi T

üket

imi

3 04

33

233

34

2 93

72

093

11 3

413

860

7 17

06

906

1 22

1 1

3030

628

Dem

ir Ç

elik

1 01

6 5

82

904

3 97

7 3

56 6

781

562

166

6 74

0K

imya

-Pet

roki

mya

55

151

206

633

152

480

1 47

1Pe

troki

mya

Fee

dsto

ck1

855

1 85

5G

übre

4 6

4 1

2 8

1Ç

imen

to1

728

778

1 62

54

130

26

15

458

4 62

9Şe

ker

18

20

21

59

9 5

1 2

8 1

47D

emirdışı

Met

alle

r 4

4 8

52

3 5

10 1

98 7

63D

iğer

San

ayi

227

2 18

2 3

4 1

2 4

612

916

975

5 70

04

168

1 05

5 1

3014

943

Ulaştır

ma

14 8

17 4

52 1

2 4

715

328

Dem

iryol

ları

150

19

170

Den

izyo

lları

541

541

Hav

ayol

ları

956

956

Bor

u H

atla

rı 2

23 1

7 2

40K

aray

olla

rı13

169

230

12

10

13 4

21D

iğer

Sek

törl

er5

042

2 84

6 1

683

383

1 05

712

497

5 53

06

397

7 83

81

391

302

33 9

56K

onut

ve

Hiz

met

ler

5 04

22

846

168

3 38

31

057

12 4

961

252

6 39

67

364

1 05

7 3

0228

868

Tarım

1 1

4 27

8 2

474

334

5 08

9E

nerj

i Dışı

3 45

93

459

Elek

trik

Ene

rjisi

Üre

timi (

GW

h)18

120

35 9

42 9

84 4

582

180

98 1

4451

795

668

2 91

621

1 20

7K

urul

u G

üç K

apas

itesi

(MW

)3

616

8 14

0 1

35 9

71

524

18 1

7415

831

94

1 32

048

932

Nüf

usFe

rt B

aşın

a E

nerj

iFe

rt B

aşın

a El

k.N

et:

2 34

7(M

ilyon

kişi

)74

Tüke

timi k

ep/k

.1

482

Tüke

timi k

wh/

k.B

rüt:

2 86

5


SLO

P E

LEK

TRK

ÜR

ET

M A

..

TES

S: S

LOP

TER

MK

SA

NTR

AL

YER

: SLO

P /

IRN

AK

KA

PAS

TE: 1

x 1

35 M

We

FAA

L, 2

x 1

35 M

We

TES

S A

AM

ASI

ND

ATE

KN

OLO

J:D

OLA

IMLI

AK

IK

AN

YATA

KTE

KN

OLO

J: D

OLA

IMLI

AK

IK

AN

YA

TAK

VER

M: %

39

AN

A Y

AK

IT: A

SFA

LTT

ELEK

TRK

ÜR

ETM

: FA

AL

ÜN

TE Ç

N 9

72.0

00.0

00 k

wh

/ yl

CN

ER

GR

UB

U K

UR

UL

UU

DU

R


DÜNYA’DA VE TÜRK YE’DE GÜNE ENERJ SYay n No: 0011/2009ISBN No: 978 605 89548 2 3Çal ma Grubu Üyeleri: Mehmet Ate , HakanDemir, Ersin Üresin, enol Tunç, Hatice ErdiYay n Yeri ve Tarihi: Ankara, Haziran 2009Sayfa Say s : 222

TEM Z KÖMÜR TEKNOLOJ LERYay n No: 0015/2009ISBN No: 978 605 89548 4 7Çal ma Grubu Üyeleri: Ömer Ünver, MuzafferBa aran, Mücella Ersoy, Nilgün Ercan, MetinGürkan, Sevil Gürkan, Selva TüzünerYay n Yeri ve Tarihi: Ankara, Mart 2010Sayfa Say s : 160

B YOYAKITLARYay n No: 0016/2009ISBN No: 978 605 89548 5 4Çal ma Grubu Üyeleri: Dr.F.Figen Ar, BerrakD.S. Ta demir, Prof.Dr.Filiz Karaosmano lu,Prof.Dr.A.Ali Koç, Prof.Dr.Mustafa Acaro lu,Yrd.Doç.Dr.S.Ferda Mutlu, Dr.Fatma Sarsu,Yurdanur Özsöyler, Gülen Bölük, Asl ler, ÖmerFaruk AygünYay n Yeri ve Tarihi: Ankara, Mart 2010Sayfa Say s : 180

NÜKLEER SANTRALLARYay n No: 0019/2010ISBN No: 978 605 89548 6 1Çal ma Grubu Üyeleri: Ömer Ünver, MuzafferBa aran, Benan Ba o lu, B.Naz m Bayraktar,Dr.Utku Sa d k, Gültekin Türko lu,Prof.Dr.A.Orhan Ye inYay n Yeri ve Tarihi: Ankara, Aral k 2010Sayfa Say s : 103

Yukar daki kitaplar Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi’nden temin edilebilir.Adres: Cinnah Cad. No:67/15 06680 Çankaya Ankara

Tel: (312) 442 82 78 – 79 Faks: (312) 441 96 10 E mail: [email protected]

cmyk

DÜNYA ENERJİ KONSEYİ TÜRK MİLLİ KOMİTESİ

Cinnah Cad. No. 67/15 06680 Çankaya/ANKARA

Tel : (0312) 442 82 78 (pbx) Fax : (0312) 441 96 10

e-mail: [email protected] web-site: www.dektmk.org.tr

ISSN : 1301-6318

enerjiraporu2012

Documents